Teória cyklu PGU. Výber cyklu zariadenia s kombinovaným cyklom a schematický diagram CCGT

Trh čaká na rozhodnutie vlády na základe výsledkov prvotného výberu projektov v rámci celoruského programu modernizácie tepelných elektrární a rokuje o úpravách mechanizmu, ktorého opätovné využitie sa plánuje v lete tohto roku. Druhý súťažný výber kapacít na modernizáciu (COMMod), tentoraz na rok 2025, sa v skutočnosti plánuje uskutočniť pred 1. septembrom. Možné úpravy pravidiel výberu, problémy s lokalizáciou plynových turbín a otázky distribúcie uvoľnených spotrebiteľských prostriedkov, vďaka ktorým sa vracajú investície do generátorov, sa stali témami kľúčovej diskusie na Ruskom medzinárodnom energetickom fóre (RIEF-2019 ), ktorý sa konal v Petrohrade v dňoch 25. – 28. júna.

Zdroj: energyforum.ru

Na základe výsledkov salvového výberu projektov tepelných elektrární na modernizáciu s uvedením do prevádzky v rokoch 2022–2024 bolo vybraných 45 projektov: 30 (celkové kapitálové náklady na ne sa odhadujú na 61,6 miliardy rubľov) - počas konkurenčného výberu kapacity na modernizáciu (COMMod), ďalších 15 (63,5 miliardy rubľov) - v rámci kvóty vládnej komisie pre rozvoj elektroenergetiky. Zároveň sa v Jednotnom energetickom systéme (UES) vytvorila regionálna špecializácia: 29 plynárenských projektov bude realizovaných v centre Ruska a Uralu (prvá cenová zóna (1 CP)), na Sibíri (2 CP) Do prvej vlny programu bolo zaradených 16 uhoľných projektov. Celkovo sa počas obdobia implementácie programu (2022 – 2031) plánuje modernizácia až na 41 GW kapacity, pričom sa na to vynaloží až 1,9 bilióna rubľov (vrátane 200 miliárd na modernizáciu v necenových zónach). Zdrojom návratnosti investície pre výrobcov budú takzvané uvoľnené prostriedky – peniaze, ktoré „zostanú nevyžiadané“ na trhu s energiami, keďže sú ukončené platby v rámci prvého programu CSA (dohody o dodávke kapacity). Ich objem sa predbežne odhaduje na 3,5 bilióna rubľov, udržanie dodatočného zaťaženia spotrebiteľov v rámci týchto limitov umožní splniť pokyny ruského prezidenta Vladimira Putina a zabrániť rastu cien energií nad mieru inflácie po roku 2021.

Tri cesty a „kameň na rozdvojke“

Po prvotnom výbere, pri ktorých ceny v dôsledku konkurencie klesli o 30 – 40 %, sa v sektore aktívne diskutuje o téme „Čo by mala byť modernizácia – drahá alebo lacná?“, poznamenala a otvorila kľúč. okrúhly stôl„Modernizácia ruskej energetiky. Prognózy ďalšieho vývoja“, predseda dozornej rady Rady výrobcov energie, člen predstavenstva Inter RAO Alexandra Panina.

„Momentálne sa mi zdá, že rovnováha ešte nebola nájdená,“ udala tón diskusie pani Panina, ktorá okrúhly stôl moderovala.

Niektorí účastníci trhu predtým kritizovali výsledky prvotného výberu jednak pre vysokú cenu projektov v rámci kvóty vládnej komisie, ako aj pre nedostatočnú hĺbku aktualizácie pri realizácii výrazne lacnejších projektov, ktoré prešli COMMOD. TGC-2 najmä požiadalo úrady, aby upravili program uprednostnením tepelných elektrární. Veľké generátory sa obávajú možnosti modernizácie parných elektrární (SPU) na efektívnejšie plynové turbíny s kombinovaným cyklom (CCG), ale potrebné plynové turbíny sa v Rusku ešte nevyrábajú a otázka ich lokalizácie sa tiež nerieši. vyriešené.

Operátor systému UES (SO UES) predstavil na RIEF tri scenáre pre ďalšie výbery na modernizáciu. Boli realizované na základe žiadostí účastníkov trhu do prvého výberu. „Prognóza sa nenaplní, ale má právo na existenciu,“ varoval hostí fóra Fjodor Opadchij, podpredseda predstavenstva SO UES. Pri zachovaní súčasných parametrov CCGT COMMOD sa začnú vyberať v roku 2027 (prebiehajú tri projekty konverzie CSP na CCGT), dovtedy bude podiel vybraných KVET organicky rásť. Celkovo bude podľa tohto scenára SO UES na roky 2025–2027 vybraných 59 projektov: 34 z nich zahŕňa modernizáciu turbínových zariadení, 18 zariadení kotlov, 4 obe. Špecifické kapitálové náklady v rokoch 2025–2026 budú zároveň predstavovať 7,6–9 tisíc rubľov na 1 kW; v roku 2027 sa niekoľkonásobne zvýšia a presiahnu 24,3 tisíc rubľov. Pre porovnanie: priemerné špecifické kapitálové náklady na projekty, ktoré už prešli COMMOD na rok 2022, sú 5,3 tisíc rubľov na 1 kW, na rok 2023 - 7,2 tisíc rubľov, na rok 2024 - 8,5 tisíc rubľov.

Druhý scenár, ktorý predložil SO UES, zahŕňa zmenu pravidiel COMMOD v prospech CHP. Tu regulátor predpovedal výsledky len na rok 2025. Mnohé projekty prejdú súťažou - 41, zatiaľ čo špecifické kapitálové náklady sa zvýšia o 90% (14,4 tisíc rubľov na 1 kW oproti 7,6 tisíc v prvom scenári), LCOE - o 17%.

Dostupnosť nástrojov na reguláciu koncovej ceny bola dôvodom výberu malého počtu tepelných elektrární, vysvetlil neskôr pán Opadchý. V súčasnom modeli nie sú kapitálové výdavky na výber určujúcim faktorom, výsledky, teda jednotná cena (LCOE), sú do značnej miery ovplyvnené ukazovateľmi ako koeficient DAM a faktor využitia kapacity, poznamenal pán Opadchiy; . Okrem toho účastníci pri podávaní žiadostí o KVET hodnotili svoje príjmy na dennom trhu extrémne nízko a nezohľadňovali finančné toky z trhu s teplom, čo negatívne ovplyvnilo konkurencieschopnosť projektov.

„Veľmi nás kritizovali za kapacitný faktor, predovšetkým zo strany spotrebiteľov, ale vybrali sa obľúbené projekty – priemerný kapacitný faktor bol 59 % oproti 43 % v priemere pre tepelné elektrárne v krajine,“ poznamenal šéf Trhovej rady. Maxim Bystrov.

Tretí scenár SO UES zahŕňa úpravu mechanizmu v opačnom smere – v prospech inovatívnych projektov, teda „dobudovanie“ PSU do CCGT. V tomto prípade, v závislosti od nuancií, sa na rok 2025 vyberie 5–9 projektov celkový výkon 3–3,4 GW. Špecifické kapitálové náklady budú predstavovať 37,4–48,5 tisíc rubľov na 1 kW: v porovnaní so základným scenárom sa zvýšia o 5,5–7,5-krát, zvýšenie LCOE bude 38–63%.

V rámci diskusie odznel aj alternatívny spôsob aktualizácie zdrojov tepla. To by mohol byť mechanizmus alternatívnej kotolne, ktorý sa teraz realizuje v Rusku. Myšlienku popularizujú federálne úrady: o kotolňu sa predbežne zaujímali tri desiatky obcí, no ministerstvo energetiky zatiaľ dostalo (a schválilo) žiadosti len z dvoch miest. Problém je v tom, že všetky náklady na implementáciu náhradných opatrení v tomto prípade kompenzuje región, čo guvernérom spôsobuje bolesť hlavy; je jednoduchšie presunúť náklady na veľkoobchodný trh modernizáciou tepelných elektrární prostredníctvom federálneho programu. Predtým Market Council navrhol zaviesť dodatočné kritérium a vyberať projekty na modernizáciu len v tých regiónoch, ktoré sú pripravené potvrdiť rýchly prechod na metódu alt-boiler, povedal pán Bystrov.

„Náš postoj: Projekty na rekonštrukciu tepelných elektrární by mali dostať len tie územia, ktoré jednoznačne prejavia vôľu vytvoriť vo svojom regióne samostatný a spravodlivý trh s teplom,“ povedal v diskusii pán Bystrov.

Čakanie na plynové turbíny

Otázka zvýšenia efektívnosti výroby pri modernizácii závisí od lokalizácie plynových turbín. Ak sa situácia zmení, existuje možnosť, že projekty CCGT budú oprávnené na výber skôr ako v roku 2027, poznamenal Fedor Opadchiy.

„Projekty CCGT majú ekonomickú šancu (vyberú sa na následné KOMMod. – pozn. red.) aj bez zmeny ekonomického modelu – za predpokladu, že máme lacnú plynovú turbínu,“ poznamenal Fedor Opadchiy.

Sektor v súčasnosti pracuje na dvoch možných scenároch. Prvá zahŕňa vývoj domácich plynových turbín strednej a veľká sila od nuly. Kabinet ministrov už uviedol, že má v úmysle vyčleniť na projekt až 7 miliárd rubľov ako spolufinancovanie Ministerstvo priemyslu a obchodu prisľúbilo, že v júli vypíše súťaž na ich rozdelenie. Potenciálnym príjemcom projektu je spoločnosť Alexey Mordashov’s Power Machines s podporou Ministerstva priemyslu a obchodu. Veľké generátory navyše skúmajú možnosti lokalizácie výroby v Rusku existujúcich modelov turbín od zahraničných dodávateľov. Inter RAO vedie takéto rokovania s GE, Gazprom Energoholding so Siemensom, REP Holding s Ansaldo a tiež (v partnerstve s Gazpromom) s BHGE. Ministerstvo priemyslu a obchodu sa však snaží tieto rokovania skomplikovať: v máji vyšlo najavo, že rezort Denisa Manturova navrhuje zaviazať GEH a Inter RAO, aby zvýšili svoje podiely v spoločných podnikoch so Siemens a GE z 50 na 75 % plus 1 akcia , čo nevyhnutne skomplikuje rokovania o lokalizácii .

Prognózy príslušného ministerstva zapadajú do základného projektového scenára SO UES: projekty CCGT začnú prechádzať výberom v rokoch 2025–2027, predpokladá rezort energetiky.

„Očakávame, že do výberov bude prichádzať stále viac vozidiel súvisiacich s plynom... Neprešli (prvý výber – pozn. red.), pretože boli drahšie. Ale povedal by som, že roky 2025, 2026, 2027 sú presne tie dátumy, kedy budú takéto projekty bez akýchkoľvek dodatočných investícií finančne náročné,“ povedal Andrej Maksimov, zástupca riaditeľa odboru rozvoja elektroenergetiky ministerstva energetiky. na RIEF (citované RIA News“).

Ministerstvo energetiky zároveň „považuje za rozumné“ najprv rozhodnúť o opatreniach na podporu výroby plynových turbín v Rusku a až potom sa v prípade potreby vrátiť k diskusii o otázke vytvorenia „špeciálnej medzery“ pre CCGT. jednotky v rámci modernizačných výberov. „Je priskoro o tom hovoriť, (turbíny – pozn. red.) tam nie sú,“ vysvetlil svoju myšlienku pán Maksimov.

Túto myšlienku kreatívne rozvinuli spotrebitelia: domnievajú sa, že otázka lokalizácie výberov by mala byť dočasne pozastavená, kým sa neprijme rozhodnutie, podľa ich názoru to umožňuje dostatočne dlhý horizont plánovania.

„Nemá zmysel modernizovať parné energetické cykly – rast účinnosti je obmedzený na 1-2 percentuálne body, dajme si pauzu, pochopme, čo budeme mať s konštrukciou plynových turbín, a o rok sa vrátime k diskusii o modernizácii... Spotrebitelia potrebujú efektívnosť,“ povedal na fóre v Petrohrade riaditeľ Spoločenstva spotrebiteľov energie Vasilij Kiseljov.

Necenové zóny len zdražujú

Počas fóra vyšlo najavo, že kapitálové výdavky na štyri projekty RusHydro na Ďaleký východ(1,3 GW), ktoré už dostali súhlas od kabinetu ministrov, spoločnosť oceňuje na 171 miliárd rubľov. Predtým hydrogenerátor predpovedal, že náklady na modernizáciu piatich tepelných elektrární vo federálnom okruhu Ďalekého východu budú 153 miliárd rubľov, takže nárast plánovaných nákladov už dosiahol 12%. Ministerstvo energetiky tiež očakáva, že dostane žiadosti od TGK-2, ktorá pôsobí aj v necenových zónach, najmä v oblasti Archangeľsk, uviedol Andrej Maksimov. Pripomeňme, že na aktualizáciu kapacít v necenových zónach bolo celkovo vyčlenených 200 miliárd rubľov uvoľnených prostriedkov. Konečný zoznam projektov výstavby a modernizácie musí ministerstvo energetiky predložiť vláde do 15. augusta.

Price-cap svieti pre Ďaleký východ a kvóta právnej provízie

Najväčšiu kontroverziu v sektore vyvolali výsledky výberu v rámci kvóty vládnej komisie - náklady sú tu o niečo vyššie (o 1,9 miliardy rubľov) ako pri projektoch vybraných v KOMMOD a objem modernizovaných kapacít je výrazne nižší. : 1,78 GW oproti 8,61 GW. Vládna komisia vyberala projekty podľa piatich kritérií: ekonomika (efektívna, lacná pre spotrebiteľov), participácia na výrobe tepla, zvyšovanie environmentálnej šetrnosti tepelných elektrární, prítomnosť v projekte inovatívne riešenia a opotrebovanie zariadenia (vyčerpaná životnosť a index technický stav(ITS)). Najdrahšie modernizačné projekty na Sibíri, zaradené do programu bez konkurencie, sú z hľadiska špecifických kapitálových nákladov porovnateľné s najdrahšími jadrovými blokmi, rozhorčil sa Vasilij Kiselev. Jedným z dôvodov je, že projekty v 2 centrálnych zónach boli zaradené do programu z dôvodu „environmentálneho“ faktora.

„Kritérium šetrnosti k životnému prostrediu (bolo zavedené. - pozn.) len pre 2 centrálne závody, keďže existujú uhoľné bloky av 1 centrálnom závode je plyn. Je tu otázka kritérií a ich váhy pri výbere v rámci kvóty vládnej komisie, keďže dali výsledok, ktorý sa dosiahol,“ povedal Maksimov.

Spotrebitelia trvajú na zavedení „cenového stropu“ pre projekty manuálne vyberané vládnou komisiou, ako aj pre modernizáciu v necenových zónach.

“Price-cap podľa kvóty právnej komisie, o ktorej spotrebitelia hovoria... Tu s nimi dokonca súhlasíme, treba sa pozerať týmto smerom. Jediná vec asi je, že netreba meniť to, čo už prijala vládna komisia: vláda nemá spiatočku,“ poznamenal Maxim Bystrov.

Trhová rada podporuje aj ďalšiu úpravu mechanizmu výberu projektov na modernizáciu. Regulátor považuje za možné hovoriť o zvyšovaní hĺbky modernizácie, poskytovaní povinných opatrení komplexnej výmene turbíny alebo kotla, a nie ich častí.

Štátny hospodársky výbor vyjadril nespokojnosť aj s ďalším kritériom vládnej komisie - ITS. Generátor považuje za nespravodlivé, že federálny program obnovy zahŕňa jednotky, ktorých majitelia predtým míňali na opravy menej.

„Veľa sa hovorilo o tom, že v rámci vládnej komisie nám ITS čiastočne otočil. Urobili sme pre seba veľmi zaujímavé cvičenie. Zobrali sme správy takmer všetkých veľkých verejných spoločností a našli sme vtipnú koreláciu: čím vyššie sú náklady na udržiavanie kapacity v podniku, tým viac peňazí spoločnosť vynakladá na udržiavanie existujúcej kapacity, tým vyššie sú ITS, tým nižšie sú náklady na udržiavanie kapacity , tým nižší je stav technického indexu. Ukazuje sa, že tí, ktorí sú nedostatočne opravení, dostávajú preferencie. Je to správne alebo nesprávne? Toto je samostatná téma,“ povedal riaditeľ pre prácu na trhu s elektrinou Štátneho geologického podniku Michail Bulygin.

„My na oddelení rozvoja elektrickej energie (Ministerstvo energetiky – pozn. red.) sme boli pôvodne proti tomuto kritériu (ITS – pozn.), ktoré sa objavilo na poslednú chvíľu. Ale naši kolegovia nás nepodporili. Zdá sa nám, že to nie je potrebné,“ povedal Andrej Maksimov.

Uskutočnenie úprav mechanizmu je však otázne – regulátori tlačia na termín ďalšieho výberu na modernizáciu s návratom aktualizovaných projektov na trh v roku 2025. Prijímanie cenových žiadostí je naplánované na 29. – 30. augusta.

„Samozrejme, postup sa dá zlepšiť, ale je dôležité si uvedomiť, že do výberu pre rok 2025 zostáva málo času, a ak chceme zmeny, musíme všetko sformulovať a urobiť teraz. Hľadajte nejaký konsenzus. Ale napriek tomu sa mi, berúc do úvahy všetky názory, zdá, že výber bol dosť vyvážený - maximálne sa zohľadňovali záujmy všetkých,“ povedal šéf Trhovej rady.

Peňazí nemusí byť dosť pre každého

Situácia s cenovými parametrami modernizačného programu vyvoláva obavy regulátorov. Pri prvotnom výbere bolo celkovo rozdelených 125,1 miliardy rubľov z 1,7 bilióna rubľov plánovaných na obnovu tepelných elektrární v cenových zónach. To je výrazne menej ako prognóza regulátorov vo výške 374 miliárd rubľov, ale bola urobená na základe maximálne ceny bez zohľadnenia vplyvu hospodárskej súťaže. Úspory, ktoré sa teraz vytvárajú, však nemusia stačiť: o šetrení vo svetle prezidentových pokynov sa zatiaľ nehovorí, poznamenal šéf Trhovej rady.

„Trhová rada“ na fóre predstavila prognózu dynamiky cien pre veľkoobchodný trh s elektrinou do roku 2035, berúc do úvahy všetky hlavné a dodatočné cenové prirážky. V 1. centrálnej banke zostanú ceny vo všeobecnosti v rámci inflačného rozpätia, v rokoch 2027–2033 je možné mierne prekročenie, potom ceny klesnú. Na Sibíri je situácia oveľa komplikovanejšia. V 2 centrálnych zónach ceny v prognóze výrazne prekračujú maximálnu úroveň v rokoch 2028–2035. Maxim Bystrov v tejto súvislosti navrhol pozrieť sa na výsledky nadchádzajúcich súťažných výberov a posúdiť vyhliadky na doplnenie zoznamu vládnou komisiou.

„Ak sa v prvej cenovej zóne, napriek miernemu prekročeniu po roku 2026, môžu do roku 2034-2035 objaviť ďalšie peniaze, potom, keď vezmeme do úvahy, aké drahé projekty vybrala správna komisia, v druhej cenovej zóne je všetko veľmi zlé. Preto risknem, že vyslovím poburujúcu myšlienku, že možno by sa nemali odoberať vládne provízie viac projektov v rámci 15 % kvóty na Sibíri, kým nepochopíme, čo sa stane s konkurenčným výberom,“ povedal šéf Trhovej rady.

„Trhová rada“ však vychádzala z maximálnych možných odhadovaných nákladov, nezohľadňovala faktor konkurenčného znižovania cien, „snažila sa každého čo najviac zastrašiť“, „s cieľom prejsť od zlého k dobrému,“ Maxim Bystrov objasnil a odpovedal na otázku Alexandra Panina. V prvej cenovej zóne infláciu neprelomí modernizácia, dokonca ani obnova na Ďalekom východe zapadá do prognózy, čo spôsobuje búrlivé diskusie v energetickej komunite, poznamenala pani Panina. Dôvodom sú náklady na jadrové elektrárne, obnoviteľné zdroje energie a COM pre novú generáciu na testovanie experimentálnych domácich CCPP (KOM NGIO; v prezentácii p. Bystrova boli tieto náklady označené ako „Power machines“). Priemerné kapitálové výdavky na COMMOD dosiahli niečo cez 7 tisíc rubľov na 1 kW, pri posledných výberoch veterných elektrární - 64 tisíc rubľov, solárnych elektrární - 49 tisíc rubľov s výrazne nižším kapacitným faktorom, ceny jadrových elektrární presahujú 100 tisíc rubľov, poznamenal moderátor.

V diskusii sa opakovane spomínala jednotná technologická súťaž ako trhovo najpriaznivejšia možnosť. Maxim Bystrov v úvode diskusie priznal, že ak by to prebiehalo za súčasných podmienok pre všetky typy výroby, tak by všetky objemy išli do tepelných elektrární. Z pohľadu trhu je správnejšie, ak si spotrebitelia najprv zaplatia lacnejšie kapacity, a potom, keď sa vyčerpajú, drahšie, teda najskôr modernizáciu, až potom podľa potreby obnoviteľné zdroje energie, povedal námestník generálneho riaditeľa. Riaditeľ rozvoja En+ Igor Popov , v mene spotrebiteľov aj výrobcov energie (holding En+ ovláda RUSAL, Eurosibenergo (Irkutskenergo)). Jediný výber je ten správny príbeh pre spotrebiteľov, ale znamená to jeden produkt, povedal. V tomto prípade je správne preniesť umelé prvky podpory do iných sektorov, napríklad napomôcť rozvoju exportného potenciálu domácich obnoviteľných zdrojov energie prostredníctvom Ministerstva priemyslu a obchodu, vďaka čomu by „zelení“ dodávatelia mohli hrať v energetický trh všeobecné pravidlá, pán Popov opäť vyjadril myšlienku zdieľanú mnohými predstaviteľmi energetickej komunity.

„Trhová rada“ je tiež proti akýmkoľvek netrhovým príplatkom a presadzuje, aby vláda svoje problémy riešila hľadaním rezerv a nie sťahovaním peňazí z energetického trhu, súhlasil Maxim Bystrov.

Ale kľúčová otázka, ktorú pani Panina počas diskusie sformulovala, znie: „Sú drahé projekty jadrových elektrární a obnoviteľných zdrojov energie skutočne také dôležité, alebo dokážu regulovať problém udržania cien energií v medziach inflácie?“ – zostal bez priamej odpovede.

Elektrárne s kombinovaným cyklom sú kombináciou parných a plynových turbín. Táto kombinácia umožňuje znížiť straty odpadového tepla z plynových turbín alebo tepla výfukových plynov z parných kotlov, čo zaisťuje zvýšenie účinnosti jednotiek s kombinovaným cyklom plynových turbín (CCGT) v porovnaní s jednotlivými jednotkami parnej turbíny a plynových turbín. .

V súčasnosti existujú dva typy plynových zariadení s kombinovaným cyklom:

a) s vysokotlakovými kotlami a s odvodom spalín z turbíny do spaľovacej komory konvenčný kotol;

b) využitie tepla výfukových plynov turbíny v kotle.

Schematické diagramy týchto dvoch typov jednotiek CCGT sú uvedené na obr. 2.7 a 2.8.

Na obr. 2.7 schematický diagram CCGT s vysokotlakovým parným kotlom (HPB) 1 , do ktorej sa dodáva voda a palivo, ako v klasickej tepelnej stanici na výrobu pary. Para vysoký tlak vstupuje do kondenzačnej turbíny 5 , na rovnakom hriadeli, s ktorým je umiestnený generátor 8 . Para odvádzaná v turbíne vstupuje najskôr do kondenzátora 6 a potom pomocou pumpy 7 ide späť do kotla 1 .

Obrázok 2.7. Schematický diagram pgu s vpg

Zároveň vznikajú plyny vznikajúce pri spaľovaní paliva v kotle, ktoré majú vysoká teplota a tlak sa posiela do plynovej turbíny 2 . Kompresor je umiestnený na rovnakom hriadeli 3 , ako v bežnej jednotke s plynovou turbínou, a ďalší elektrický generátor 4 . Kompresor je určený na čerpanie vzduchu do spaľovacej komory kotla. Výfukové plyny turbíny 2 Ohrieva sa aj napájacia voda kotla.

Táto schéma CCGT má tú výhodu, že nevyžaduje odsávač dymu na odvádzanie spalín z kotla. Treba poznamenať, že funkciu ventilátora dúchadla vykonáva kompresor 3 . Účinnosť takéhoto CCGT môže dosiahnuť 43%.

Na obr. Obrázok 2.8 ukazuje schematický diagram iného typu CCGT. Na rozdiel od PGU znázorneného na obr. 2.7, plyn do turbíny 2 pochádza zo spaľovacej komory 9 , nie z kotla 1 . Ďalej strávený v turbíne 2 do kotla vstupujú plyny nasýtené až 16–18 % kyslíkom v dôsledku prítomnosti kompresora 1 .

Táto schéma (obr. 2.8) má výhodu oproti CCGT jednotke diskutovanej vyššie (obr. 2.7), keďže využíva kotol bežnej konštrukcie s možnosťou použitia akéhokoľvek druhu paliva vrátane tuhého. V spaľovacej komore 3 v tomto prípade sa spaľuje v súčasnosti výrazne lacnejšie plynné alebo kvapalné palivo ako v schéme CCGT s vysokotlakovým parným kotlom.

Obrázok 2.8. Schematický diagram pgu (obvod resetovania)

Táto kombinácia dvoch zariadení (pary a plynu) do spoločnej jednotky s kombinovaným cyklom tiež vytvára príležitosť na získanie vyššej manévrovateľnosti v porovnaní s konvenčným tepelným zariadením.

Schéma jadrových elektrární

Z hľadiska účelu a technologického princípu prevádzky sa jadrové elektrárne prakticky nelíšia od tradičných tepelných elektrární. Ich podstatný rozdiel spočíva po prvé v tom, že v jadrových elektrárňach sa na rozdiel od tepelných elektrární para nevyrába v kotli, ale v jadre reaktora a po druhé v tom, že jadrové elektrárne využívajú jadrové palivo, ktorý obsahuje izotopy uránu-235 (U-235) a uránu-238 (U-238).

Charakteristickým znakom technologického procesu v jadrových elektrárňach je aj tvorba značného množstva produktov rádioaktívneho štiepenia, a preto sú jadrové elektrárne v porovnaní s tepelnými elektrárňami technicky zložitejšie.

Okruh JE môže byť jednookruhový, dvojokruhový a trojokruhový (obr. 2.9).

Ryža.2.9. Schematické schémy jadrových elektrární

Jednookruhový obvod (obr. 2.9a) je najjednoduchší. Uvoľnené v jadrovom reaktore 1 V dôsledku reťazovej reakcie štiepenia jadier ťažkých prvkov sa teplo prenáša chladivom. Ako chladivo sa často používa para, ktorá sa potom používa ako v konvenčných elektrárňach s parnou turbínou. Para vyrobená v reaktore je však rádioaktívna. Preto na ochranu personálu jadrovej elektrárne a životného prostredia musí byť väčšina zariadení chránená pred žiarením.

Podľa dvoj- a trojokruhových schém (obr. 2.9, b a 2.9, c) sa teplo odoberá z reaktora chladivom, ktoré potom toto teplo odovzdáva priamo pracovnému prostrediu (napríklad ako v dvoj- schéma obvodu cez parný generátor 3 ) alebo cez chladiacu kvapalinu medziokruhu (napríklad ako v trojokruhovej konštrukcii medzi medziľahlým výmenníkom tepla 2 a parný generátor 3 ). Na obr. 2,9 v číslach 5 , 6 A 7 je indikovaný kondenzátor a čerpadlá, ktoré vykonávajú rovnaké funkcie ako v bežnej tepelnej elektrárni.

Jadrový reaktor sa často nazýva „srdcom“ jadrovej elektrárne. V súčasnosti existuje pomerne veľa typov reaktorov.

V závislosti od energetickej úrovne neutrónov, pod vplyvom ktorých dochádza k štiepeniu jadrového paliva, možno jadrové elektrárne rozdeliť do dvoch skupín:

jadrová elektráreň s tepelné neutrónové reaktory;

jadrová elektráreň s rýchle neutrónové reaktory.

Pod vplyvom tepelných neutrónov sú schopné štiepenia iba izotopy uránu-235, ktorých obsah v prírodnom uráne je len 0,7 %, zvyšných 99,3 % sú izotopy uránu-238. Vplyvom toku neutrónov vyššej energetickej úrovne (rýchle neutróny) urán-238 produkuje umelé jadrové palivo plutónium-239, ktoré sa používa v rýchlych neutrónových reaktoroch. Prevažná väčšina energetických reaktorov, ktoré sú v súčasnosti v prevádzke, je prvého typu.

Schematický diagram jadrového energetického reaktora používaného v dvojokruhovej jadrovej elektrárni je znázornený na obr. 2.10.

Jadrový reaktor pozostáva z aktívnej zóny, reflektora, chladiaceho systému, riadiaceho, regulačného a riadiaceho systému, krytu a biologickej ochrany.

Jadro reaktora je oblasť, kde prebieha štiepna reťazová reakcia. Pozostáva zo štiepneho materiálu, moderátora chladiacej kvapaliny a reflektora neutrónov, riadiacich tyčí a konštrukčných materiálov. Hlavnými prvkami aktívnej zóny reaktora, ktoré zabezpečujú uvoľňovanie energie a samoudržiavacie reakcie, sú štiepny materiál a moderátor. Jadro je oddelené od vonkajších zariadení a personálnej práce ochranným pásmom.

Zoznam systémov vyrábajúcich elektrickú a tepelnú energiu v moderných podnikoch zahŕňa elektrárne s kombinovaným cyklom. Sú kombinované vo svojom princípe činnosti a zahŕňajú 2 základné fázy:

1. spaľovanie pôvodného paliva (plynu) a v dôsledku tohto otáčania jednotky plynovej turbíny;
2. ohrev vody v kotli na odpadové teplo splodinami vznikajúcimi v prvom stupni za vzniku vodnej pary používanej v parnej turbíne, ktorá uvádza do činnosti elektrický generátor pary.

Prevádzka zariadenia s kombinovaným cyklom sa stáva možným použitím buď zemného plynu alebo produktov ropného priemyslu (najmä motorovej nafty) ako počiatočného paliva. V závislosti od výkonu a konkrétnej aplikácie môže existovať niekoľko konfigurácií zariadenia. Týmto spôsobom môžu výrobcovia spojiť obe turbíny na jednom hriadeli a doplniť túto kombináciu o generátor s dvoma pohonmi. Výhodou takéhoto zariadenia je, že má 2 prevádzkové režimy: jednoduchý plynový cyklus a kombinovaný.

Napriek pomerne zložitému zariadeniu, závod s kombinovaným cyklom (CCGT) má veľmi dôležitá vlastnosť, čím sa odlišuje od ostatných systémov výroby elektriny. Je to o o rekordne vysokej účinnosti, ktorá v niektorých prípadoch dosahuje viac ako 60 %.

Výhody zariadenia s kombinovaným cyklom

Princíp činnosti zariadenia s kombinovaným cyklom má špecifický charakter, na rozdiel od podobných systémov spotrebuje menej zdrojov (najmä vody) na každú jednotku energie získanú s jeho pomocou. Odborníci z odvetvia tiež poznamenávajú, že štruktúry plynu s kombinovaným cyklom vynikajú:

• vyšší stupeň šetrnosti k životnému prostrediu (zníženie emisií skleníkových plynov);
• kompaktné rozmery;
• porovnávacia rýchlosť výstavby (menej ako 1 rok);
• menšia potreba paliva.

Stojí za zmienku, že výrobcovia CCGT tam nekončia. Moderné generátor kombinovaného cyklu sa vyvíja oveľa rýchlejšie ako predchádzajúce verzie tejto techniky. Dnes sa aktívne vyvíjajú návrhy, ktoré fungujú na obnoviteľných zdrojoch energie, biopalivách: odpade z drevospracujúceho priemyslu a poľnohospodárstva.

Typy plynových zariadení s kombinovaným cyklom

Paroplynové systémy možno klasifikovať v závislosti od ich konštrukcie a technologických vlastností:

• podľa princípu činnosti: kogenerácia, s vytesňovaním regenerácie, s nízkotlakovým parogenerátorom, s vysokotlakovým parogenerátorom, s kotlami na odpadové teplo;
• Podľa počtu jednotiek plynovej turbíny sa rozlišujú systémy s 1, 2, 3 základnými jednotkami plynovej turbíny;
• podľa typu použitého spotrebného materiálu: plyn, kvapalné palivo, biomasa atď.;
• Podľa rôznych okruhov HRSG alebo kotlov na odpadové teplo sa rozlišujú jedno-, dvoj- a trojokruhové moduly.

Mnoho energetických inžinierov tiež hovorí, že je dôležité rozlišovať medzi systémami, ktoré sa líšia princípmi fungovania. Najmä dnes existuje parný elektrický generátor , v ktorom je stupeň medziprehrievania pary a existujú úpravy, ktorým tento stupeň chýba. V procese výberu CCGT je dôležité venovať pozornosť týmto vlastnostiam produktov, pretože môžu ovplyvniť produktivitu a účinnosť elektrární ako celku.

Aplikácia plynových zariadení s kombinovaným cyklom

Napriek tomu, že na Západe už dávno začali využívať CCGT na získavanie dostupnej elektriny, u nás tieto technológie donedávna neboli žiadané. A až od roku 2000 sa v ruských priemyselných podnikoch vyvinul trvalý záujem o plynové systémy s kombinovaným cyklom.

Podľa štatistík začalo svoju prevádzku v r viac ako 30 veľkých energetických jednotiek založených na využití technológií s kombinovaným cyklom rôznych regiónoch Rusko za posledných 10 rokov. Tento trend sa bude v krátkodobom aj dlhodobom horizonte len zintenzívňovať, ako ukazujú veľmi významné výsledky plynárne s kombinovaným cyklom, prevádzka ktoré nie sú príliš drahé a výsledok vždy predčí očakávania.

Kombinované elektrárne môžu slúžiť na zásobovanie elektriny priemyselnými podnikmi a celými komunitami.

Na našej webovej stránke nájdete plynové elektrárne s kombinovaným cyklom, ktoré už boli testované na kvalitu a výkon európske krajiny. Všetky plynové elektrárne s kombinovaným cyklom prezentované na mieste sú v dobrom stave a sú vybavené stabilná práca pre priemysel.

6 x Nový - 17,1 MW - generátor HFO / DFO / plyn.
Cena v eurách: 6 980 000,- z výroby za kus
Pri kúpe všetkých 6 generátorov je možné dohodnúť cenu

Elektrická účinnosť je 47,2%.
Zariadenie môže pracovať s ťažkým vykurovacím olejom (HFO), naftou a plynom.

Podľa toho, čo si vyberú paroplynové cykly, ktorá voľba bude optimálna a ako bude vyzerať technologický systém PSU?

Keď je známa kapitálová parita a konfigurácia týkajúca sa umiestnenia hriadeľa, môže sa začať predbežný výber cyklu.

Rozsah siaha od veľmi jednoduchých „cyklov s jedným tlakom“ až po extrémne zložité „cykly opätovného ohrevu s trojitým tlakom“. Koeficient užitočná akcia cyklus sa zvyšuje so zvyšujúcou sa zložitosťou, ale rastú aj kapitálové náklady. Kľúčom k výberu správneho cyklu je určiť tlakový cyklus, ktorý najlepšie vyhovuje danej účinnosti a cieľovej cene.

Zariadenie s kombinovaným cyklom s jedným tlakovým cyklom

Tento cyklus sa často používa pre nákladovo efektívnejšie, degradované palivá, ako je ropa a ťažké vykurovacie oleje s vysokým obsahom síry.

V porovnaní s komplexnými cyklami sú investície do CCGT jednotiek jednoduchých cyklov zanedbateľné.

Diagram znázorňuje CCGT jednotku s prídavným výparníkom na studenom konci kotla na odpadové teplo. Tento výparník odoberá dodatočné teplo z výfukových plynov a uvoľňuje paru do odvzdušňovača, ktorý sa použije na ohrev napájacej vody.

Vďaka tomu nie je potrebné odsávať paru pre odvzdušňovač z parnej turbíny. Výsledok v porovnaní s najjednoduchšia schéma Jedným z tlakov je zlepšenie efektívnosti, ale podľa toho sa zvyšujú aj kapitálové investície.

CCGT s dvoma tlakovými cyklami

Väčšina kombinovaných jednotiek v prevádzke má dva tlakové cykly. Voda je dodávaná dvomi samostatnými napájacími čerpadlami do dvojtlakového ekonomizéra.

Prečítajte si tiež: Ako si vybrať jednotku s plynovou turbínou pre stanicu s jednotkou CCGT

Voda nízky tlak potom vstupuje do prvej výparníkovej špirály a vysokotlaková voda sa ohrieva v ekonomizéri predtým, ako sa odparí a prehreje v horúcej časti regeneračného kotla. Odvod z nízkotlakového bubna dodáva paru do odvzdušňovača a parnej turbíny.

Účinnosť dvojtlakového cyklu, ako je znázornená na T-S diagrame na obrázku, je vyššia ako účinnosť jednotlakového cyklu v dôsledku úplnejšieho využitia výfukovej energie plynovej turbíny (dodatočná oblasť CC"D"D) .

To však zvyšuje kapitálové investície do doplnkových zariadení, akými sú napájacie čerpadlá, dvojtlakové ekonomizéry, výparníky, nízkotlakové potrubie a dve nízkotlakové parné potrubia k parnej turbíne. Uvažovaný cyklus sa preto používa len pri vysokej parite kapitálu.

CCGT s trojitým tlakovým cyklom

Toto je jedna z najviac zložité obvody ktoré sa v súčasnosti používajú. Používa sa v prípadoch veľmi vysokej kapitálovej parity a vysokú účinnosť možno dosiahnuť len pri vysokých nákladoch.

Do kotla na odpadové teplo sa pridáva tretí stupeň, ktorý navyše využíva teplo výfukových plynov. Vysokotlakové čerpadlo dodáva napájaciu vodu do trojstupňového vysokotlakového ekonomizéra a potom do bubna vysokotlakového separátora. Stredotlakové napájacie čerpadlo dodáva vodu do bubna stredotlakového separátora.

Časť napájacej vody zo stredotlakového čerpadla vstupuje do bubna nízkotlakového separátora cez škrtiace zariadenie. Para z vysokotlakového bubna vstupuje do prehrievača a potom do vysokotlakovej časti parnej turbíny. Para odsávaná vo vysokotlakovej časti (HPP) sa zmiešava s parou prichádzajúcou zo stredotlakového bubna, prehrieva sa a privádza sa na vstup nízkotlakovej časti (LPP) parnej turbíny.

Prečítajte si tiež: Prečo stavať tepelné elektrárne s kombinovaným cyklom? Aké sú výhody plynových zariadení s kombinovaným cyklom.

Účinnosť možno ďalej zvýšiť predhriatím paliva vysokotlakovou vodou pred vstupom do plynovej turbíny.

Schéma výberu cyklu

Typy cyklov od jednotlakového cyklu po trojtlakový cyklus opätovného ohrevu sú prezentované ako funkcie parity prívodu.

Cyklus sa vyberá určením, ktoré cykly zodpovedajú danému pomeru kapitálovej parity pre konkrétnu aplikáciu. Ak je napríklad kapitálová parita 1 800 USD. US/kW, potom sa zvolí cyklus s dvojitým alebo trojitým tlakom.

Ako prvá aproximácia sa rozhodne v prospech trojitého tlakového cyklu, pretože pri konštantnej kapitálovej parite je účinnosť a výkon vyššia. Pri bližšom zvážení parametrov sa však môže stať, že na splnenie iných požiadaviek je vhodnejší duálny tlakový cyklus.

Existujú prípady, pre ktoré diagram výberu cyklu nie je použiteľný. Najčastejším príkladom takéhoto prípadu je situácia, keď zákazník chce mať elektrickú energiu k dispozícii čo najskôr a optimalizácia je pre neho menej dôležitá ako krátka doba zásoby.

V závislosti od okolností môže byť vhodné uprednostniť jeden tlakový cyklus pred viactlakovým cyklom, pretože časová spotreba je menšia. Na tento účel je možné vyvinúť sériu štandardizovaných cyklov so špecifikovanými parametrami, ktoré sa v takýchto prípadoch úspešne používajú.

(Navštívené 2 642 krát, dnes 1 návštev)

Zariadenie s kombinovaným cyklom je stanica na výrobu elektriny, ktorá sa používa na výrobu elektriny. Od parných elektrární a zariadení s plynovou turbínou sa líši zvýšenou účinnosťou.

Zariadenia s kombinovaným cyklom vyrábajú elektrickú a tepelnú energiu. Termálna energia slúži na dodatočnú výrobu elektriny.

Princíp činnosti a konštrukcia plynovej stanice s kombinovaným cyklom (CCP)

Zariadenie s kombinovaným cyklom pozostáva z dvoch samostatných blokov: parnej elektrárne a plynovej turbíny. V jednotke plynovej turbíny sa turbína otáča plynnými produktmi spaľovania paliva.

Môže slúžiť ako palivo zemný plyn a produkty ropný priemysel(napríklad vykurovací olej, motorová nafta). Na rovnakom hriadeli ako turbína je umiestnený generátor, ktorý rotáciou rotora generuje elektrický prúd.

Splodiny horenia pri prechode plynovou turbínou vydávajú len časť svojej energie a na výstupe z nej, keď je ich tlak už blízko vonkajšiemu tlaku a prácu s nimi nie je možné vykonať, majú stále vysokú teplotu. Z výstupu plynovej turbíny sa produkty spaľovania dostávajú do parnej elektrárne, kotla na odpadové teplo, kde sa ohrieva voda a vznikajúca vodná para. Teplota produktov spaľovania je dostatočná na uvedenie pary do stavu potrebného na použitie v parnej turbíne (teplota spalín okolo 500 °C umožňuje získať prehriatu paru pri tlaku okolo 100 atmosfér). Parná turbína poháňa druhý elektrický generátor.

Existujú zariadenia s kombinovaným cyklom, v ktorých sú parné a plynové turbíny umiestnené na rovnakom hriadeli, v tomto prípade je inštalovaný iba jeden generátor. Do jednej spoločnej parnej elektrárne sa často posiela aj para z dvoch blokov jednotky s plynovou turbínou – kotla na odpadové teplo.

Niekedy sa plynové elektrárne s kombinovaným cyklom vytvárajú na základe existujúcich starých parných elektrární. V tomto prípade sú výfukové plyny z novej plynovej turbíny odvádzané do existujúceho parného kotla, ktorý je zodpovedajúcim spôsobom dodatočne vybavený. Účinnosť takýchto zariadení je zvyčajne nižšia ako účinnosť nových zariadení s kombinovaným cyklom navrhnutých a postavených od začiatku.

V zariadeniach s nízkym výkonom je piestový parný stroj zvyčajne účinnejší ako radiálna alebo axiálna lopatka parná turbína, a existuje návrh na použitie moderných parný motor ako súčasť PSU.

Výhody a nevýhody plynových zariadení s kombinovaným cyklom (CCGT)

Plynové elektrárne s kombinovaným cyklom (CCGT) – relatívne nový typ elektrárne na plynné, kvapalné alebo tuhé palivo. Plynové elektrárne s kombinovaným cyklom (CCGT) sú určené na výrobu maximálne množstvo elektriny.

Celková elektrická účinnosť zariadenia s kombinovaným cyklom je ~58-64%. Pre porovnanie, účinnosť samostatne prevádzkovaných parných elektrární je zvyčajne v rozmedzí 33-45% v štandardných zariadeniach s plynovou turbínou je účinnosť ~ 28-42%.

Výhody PSU

• Nízke náklady na jednotku inštalovaného výkonu
• Elektrárne s kombinovaným cyklom spotrebujú podstatne menej vody na jednotku vyrobenej elektriny v porovnaní s parnými elektrárňami
• Krátka doba výstavby (9-12 mesiacov)
• Nie je potrebné neustále zásobovanie palivom železničnou alebo námornou dopravou
• Kompaktné rozmery umožňujú stavať priamo u spotrebiteľa (v továrni alebo v meste), čo znižuje náklady na elektrické vedenie a dopravu elektriny. energie
• Ekologickejšie v porovnaní s parnými turbínami

Nevýhody plynových zariadení s kombinovaným cyklom

• Nízky jednotkový výkon zariadení (160-972 MW na jednotku), pričom moderné tepelné elektrárne majú jednotkový výkon do 1200 MW a jadrové elektrárne majú jednotkový výkon do 1200-1600 MW.
• Potreba filtrovať vzduch používaný na spaľovanie paliva.
• Obmedzenia druhov používaných palív. Ako hlavné palivo sa spravidla používa zemný plyn a ako záložné palivo vykurovací olej. Použitie uhlia ako paliva je absolútne vylúčené. To znamená, že je potrebné vybudovať drahé palivové dopravné komunikácie - potrubia.