Теория цикла пгу. Выбор цикла парогазовой установки и принципиальной схемы пгу

Рынок ждёт постановления правительства по итогам стартового отбора проектов в рамках общероссийской программы модернизации ТЭС и обсуждает поправки в механизм, который вновь планируется использовать уже этим летом. Второй конкурентный отбор мощности на модернизацию (КОММод), на этот раз на 2025 год, планируется фактически провести до 1 сентября. Возможные корректировки правил отбора, проблемы локализации газовых турбин и вопросы распределения высвобождающихся средств потребителей, за счёт которых осуществляется возврат инвестиций генераторам, стали темами ключевой дискуссии на Российском международном энергетическом форуме (РМЭФ-2019), который прошёл в Санкт-Петербурге 25–28 июня.

Источник: energyforum.ru

По итогам залпового отбора проектов ТЭС для модернизации с вводом в 2022–2024 годах были отобраны 45 проектов: 30 (суммарные капзатраты по ним оцениваются в 61,6 млрд рублей) – в ходе конкурентного отбора мощности для модернизации (КОММод), ещё 15 (63,5 млрд рублей) – в рамках квоты Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики. При этом в Единой энергосистеме (ЕЭС) сформировалась региональная специализация: 29 газовых проектов будут реализованы в центре России и на Урале (первая ценовая зона (1 ЦЗ)), в Сибири (2 ЦЗ) в первую волну программы попали 16 угольных проектов. Всего в период реализации программы (2022–2031 годы) планируется обновить до 41 ГВт мощностей, потратив на это до 1,9 трлн рублей (в том числе 200 млрд – на модернизацию в неценовых зонах). Источником возврата инвестиций генераторам станут так называемые высвобождающиеся средства – деньги, «остающиеся невостребованными» на энергорынке по мере завершения платежей по первой программе ДПМ (договоры предоставления мощности). Предварительно их объём оценивается в 3,5 трлн рублей, сохранение допнагрузки на потребителей в этих пределах позволит выполнить поручение президента РФ Владимира Путина и не допустить роста цен на энергию выше уровня инфляции после 2021 года.

Три пути и «камень на развилке»

После стартового отбора, цены на котором в результате конкуренции снизились на 30–40%, в секторе активно обсуждается тема «Какой должна быть модернизация – дорогой или дешёвой?», отметила, открывая ключевой круглый стол «Модернизация российской энергетики. Прогнозы дальнейшей эволюции», председатель набсовета «Совета производителей энергии», член правления «Интер РАО» Александра Панина.

«Баланс на сегодняшний момент, мне кажется, ещё не найден», – задала тон дискуссии г-жа Панина, выступившая модератором круглого стола.

Отдельные участники рынка ранее критиковали результаты стартового отбора как за дороговизну проектов в рамках квоты правкомиссии, так и за недостаточную глубину обновления при реализации существенно менее затратных проектов, прошедших КОММод. В частности, ТГК-2 просила власти скорректировать программу, дав преференции ТЭЦ. Крупных генераторов беспокоит перспектива обновления паросиловых установок (ПСУ) до более эффективных парогазовых (ПГУ), но необходимые для этого газовые турбины пока не производятся в России, вопрос с их локализацией также не решён.

«Системный оператор ЕЭС» (СО ЕЭС) представил на РМЭФ три сценария следующих отборов на модернизацию. Они были сделаны на основе заявок, подававшихся участниками рынка на первый отбор. «Прогноз не сбудется, но имеет право на существование», – предупредил гостей форума зампред правления СО ЕЭС Фёдор Опадчий. При сохранении действующих параметров КОММод ПГУ начнут попадать под отбор 2027 года (проходят три проекта перевода ПСУ в ПГУ), до этого времени органически будет расти доля отбираемых ТЭЦ. Всего, по этому сценарию СО ЕЭС, отбор на 2025–2027 годы пройдут 59 проектов: 34 из них предполагают модернизацию турбинного оборудования, 18 – котельного, 4 – и того и другого. При этом удельные капзатраты в 2025–2026 годах составят 7,6–9 тыс. рублей за 1 кВт; в 2027 году они кратно вырастут, превысив 24,3 тыс. рублей. Для сравнения: средние удельные капзатраты по проектам, уже прошедшим КОММод, на 2022 год составляют 5,3 тыс. рублей за 1 кВт, на 2023 год – 7,2 тыс. рублей, на 2024 год – 8,5 тыс. рублей.

Второй сценарий, представленный СО ЕЭС, предполагает изменение правил КОММод в пользу ТЭЦ. Здесь регулятор спрогнозировал результаты только на 2025 год. Конкурс пройдут много проектов – 41, при этом удельные капзатраты вырастут на 90% (14,4 тыс. рублей за 1 кВт против 7,6 тыс. по первому сценарию), LCOE – на 17%.

Наличие инструментов для регулировки конечной цены стало причиной отбора небольшого количества ТЭЦ, пояснил позднее г-н Опадчий. В текущей модели капзатраты на отборе не являются определяющим фактором, на результаты, то есть цену одноставки (LCOE), в значительной степени влияют такие показатели, как коэффициент РСВ и КИУМ, отметил г-н Опадчий. Кроме того, при подаче ТЭЦ-заявок участники крайне низко оценивали свои доходы на рынке «на сутки вперёд» и не учитывали финпотоки с рынка тепла, что негативно отразилось на конкурентоспособности проектов.

«Нас много критиковали за КИУМ, прежде всего потребители, но отобрались востребованные проекты – средний КИУМ составил 59% против 43% в среднем по ТЭС страны», – отметил глава «Совета рынка» Максим Быстров.

Третий сценарий СО ЕЭС предполагает корректировку механизма в обратную сторону – в пользу инновационных проектов, то есть «достройку» ПСУ до ПГУ. В этом случае в зависимости от нюансов отбор на 2025 год пройдут 5–9 проектов суммарной мощностью 3–3,4 ГВт. Удельные капзатраты составят 37,4–48,5 тыс. рублей за 1 кВт: относительно базового сценария они вырастут в 5,5–7,5 раз, прирост LCOE составит 38–63%.

В ходе дискуссии был озвучен и альтернативный путь обновления теплоисточников. Им может стать механизм альтернативной котельной, внедряемый сейчас в России. Идею популяризируют федеральные власти: предварительно альткотельной заинтересовались три десятка муниципалитетов, но заявки на официальный переход Минэнерго пока получило (и одобрило) только от двух городов. Проблема в том, что все расходы на выполнение замещающих мероприятий в этом случае компенсируется за счёт региона, что создаёт головную боль губернаторам; проще перекладывать расходы на оптовый рынок, модернизируя ТЭЦ через федеральную программу. Ранее «Совет рынка» предлагал ввести дополнительный критерий и отбирать проекты для модернизации только в тех регионах, которые готовы подтвердить оперативный переход на метод альткотельной, рассказал г-н Быстров.

«Наша позиция: проекты по реконструкции ТЭЦ надо давать только тем территориям, которые чётко демонстрируют желание сделать отдельный и честный рынок тепла у себя в регионе», – заявил в ходе обсуждения г-н Быстров.

В ожидании газовых турбин

Вопрос повышения эффективности генерации при модернизации упирается в локализацию газовых турбин. Если ситуация изменится, существует вероятность, что ПГУ-проекты смогут попадать под отбор ранее 2027 года, отметил Фёдор Опадчий.

«У проектов ПГУ есть экономические шансы (на отбор в последующие КОММод. – Ред.) и без изменения экономической модели – при условии появления у нас дешёвой газовой турбины», – отметил Фёдор Опадчий.

Пока в секторе прорабатывается два возможных сценария. Первый предполагает разработку отечественных газовых турбин средней и большой мощности с нуля. Кабмин уже заявил, что намерен выделить на проект в качестве софинансирования до 7 млрд рублей, Минпромторг пообещал объявить конкурс по их распределению в июле. Потенциальным бенефициаром проекта считаются «Силовые машины» Алексея Мордашова, поддерживаемые Минпромторгом. Кроме того, крупные генераторы прорабатывают варианты локализации производства в России уже имеющихся образцов турбин иностранных поставщиков. «Интер РАО» ведёт такие переговоры с GE, «Газпром энергохолдинг» – с Siemens, «РЭП Холдинг» – с Ansaldo, а также (в партнёрстве с «Газпромом») с BHGE. Впрочем, Минпромторг пытается осложнить эти переговоры: в мае стало известно, что ведомство Дениса Мантурова предлагает обязать ГЭХ и «Интер РАО» увеличить свои доли в совместных предприятиях с Siemens и GE с 50 до 75% плюс 1 акции, что неизбежно осложнит переговоры о локализации.

Прогнозы профильного министерства вписываются в базовый расчётный сценарий СО ЕЭС: проекты ПГУ начнут проходить отборы в 2025–2027 годах, полагают в Минэнерго.

«Мы ждём, что на отборы будет приходить всё больше машин по газовой тематике... Они не прошли (первый отбор. – Ред.), потому что были дороже. Но я бы сказал, что 2025, 2026, 2027 годы – это как раз те даты, когда такие проекты без каких-то дополнительных инвестиций будут проходить уже по стоимости», – заявил на РМЭФ заместитель директора департамента развития электроэнергетики Минэнерго Андрей Максимов (цитата по РИА «Новости»).

Одновременно Минэнерго «полагает разумным» сначала определиться с мерами поддержки производства газовых турбин в России, а уже затем, в случае необходимости, возвращаться к обсуждению вопроса о создании «спецлакуны» для ПГУ в рамках модернизационных отборов. «Пока об этом рано говорить, их (турбин. – Ред.) нет», – пояснил свою мысль г-н Максимов.

Эту мысль творчески развили потребители: они считают, что до решения вопрос локализации отборов стоит временно приостановить, достаточно длинный горизонт планирования, по их мнению, позволяет это сделать.

«Бессмысленно заниматься модернизацией паросиловых циклов – рост эффективности ограничивается 1–2 п. п. Давайте возьмём паузу, поймём, что у нас будет с газовым турбиностроением, и через год вернёмся к обсуждению модернизации… Потребителям нужна эффективность», – заявил на форуме в Петербурге директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселёв.

Неценовые зоны пока только дорожают

В ходе форума стало известно, что капзатраты по четырём проектам «РусГидро» на Дальнем Востоке (1,3 ГВт), которые уже получили одобрение кабмина, оценены компанией в 171 млрд рублей. Ранее гидрогенератор прогнозировал, что стоимость модернизации пяти ТЭС в ДФО составит 153 млрд рублей, таким образом, рост запланированных расходов уже составил 12%. Минэнерго рассчитывает и на получение заявок от ТГК-2, также работающей в неценовых зонах, в частности в Архангельской области, сообщил Андрей Максимов. Напомним, всего на обновление мощностей в неценовых зонах заложено 200 млрд рублей высвобождающихся средств. Окончательный перечень проектов строительства и модернизации Минэнерго должно представить в правительство до 15 августа.

Дальнему Востоку и квоте правкомиссии светит price-cap

Наибольшие разногласия в секторе вызвали результаты отбора в рамках квоты правкомиссии – затраты здесь чуть больше (на 1,9 млрд рублей), чем по проектам, отобранным на КОММод, а объём модернизируемой мощности существенно меньше: 1,78 ГВт против 8,61 ГВт. Правкомиссия выбирала проекты по пяти критериям: экономика (эффективные, дешёвые для потребителей), участие в выработке тепла, повышение экологичности ТЭС, наличие в проекте инновационных решений и изношенность оборудования (выработанный ресурс и индекс технического состояния (ИТС)). Наиболее затратные проекты модернизации в Сибири, включённые в программу без конкурса, по удельным капзатратам сопоставимы с самыми дорогими атомными энергоблоками, негодовал Василий Киселёв. Одна из причин этого – проекты в 2 ЦЗ попали в программу благодаря «экологическому» фактору.

«Критерий экологичности (был введён. – Ред.) только для 2 ЦЗ, так как там угольные блоки, а в 1 ЦЗ – газ. Вопрос критериев и их веса при отборе в рамках квоты правкомисии есть, так как они дали тот результат, который получился», – заявил г-н Максимов.

Потребители настаивают на введении «потолка цен» (price-cap) для проектов, отбираемых правкомиссией в «ручном режиме», а также для модернизации в неценовых зонах.

«Price-cap по квоте правкомиссии, о котором говорят потребители... Здесь мы с ними даже согласны, надо смотреть в эту сторону. Единственное, наверное, не надо менять то, что уже приняла правкомиссия: у правительства задней скорости нет», – отметил Максим Быстров.

«Совет рынка» поддерживает и другую поправку в механизм отбора проектов для модернизации. Регулятор считает возможным говорить о повышении глубины модернизации, предусмотрев в качестве обязательных мероприятий комплексную замену турбины или котла, а не их частей.

ГЭХ выразил недовольство и другим критерием правкомиссии – ИТС. Генератор считает несправедливым, что под федеральную программу обновления попадают блоки, собственники которых ранее меньше тратились на ремонты.

«Очень много говорилось о том, что действительно в рамках правительственной комиссии ИТС нам перевернул отчасти картинку. Мы для себя сделали очень интересное упражнение. Мы взяли отчётность почти всех крупных публичных компаний и обнаружили забавную корреляцию: чем выше затраты на содержание мощности в компании, чем больше, соответственно, компания тратит денег на поддержание существующей мощности, тем выше ИТС, чем меньше затраты на содержание мощности, тем ниже индекс технического состояния. Получается, действительно, те, кто недоремонтировал, получают преференции. Правильно это или неправильно? Это отдельный вопрос», – заявил директор по работе на рынке электроэнергии ГЭХ Михаил Булыгин.

«Мы в департаменте развития электроэнергетики (Минэнерго. – Ред.) изначально были против этого критерия (ИТС. – Ред.), который появился в последний момент. Но коллеги нас не поддержали. Нам кажется, что он не нужен», – сказал Андрей Максимов.

Впрочем, внесение корректировок в механизм под вопросом – регуляторов поджимают сроки проведения следующего отбора для модернизации с возвращением обновлённых проектов на рынок в 2025 году. Приём ценовых заявок намечен уже на 29–30 августа.

«Безусловно, процедура может быть усовершенствована, но важно помнить, что до отбора на 2025 год остаётся мало времени, и если мы хотим изменений, то нужно уже сейчас всё формулировать и вносить. Искать какой-то консенсус. Но всё же, учитывая все мнения, мне кажется, что отбор был довольно сбалансированный – были учтены по возможности интересы всех», – заявил глава «Совета рынка».

Денег на всех может не хватить

Ситуация с ценовыми параметрами программы модернизации вызывает беспокойство регуляторов. На стартовом отборе суммарно были распределены 125,1 млрд рублей из 1,7 трлн рублей, запланированных для обновления ТЭС в ценовых зонах. Это существенно ниже прогноза регуляторов в 374 млрд рублей, но он делался на основе максимальных цен без учёта эффекта конкуренции. Впрочем, образующейся сейчас экономии может и не хватить: речи об экономии в свете поручений президента пока не идёт, отметил глава «Совета рынка».

«Совет рынка» представил на форуме прогноз динамики цен на ОРЭМ до 2035 года с учётом всех основных и дополнительных надбавок к цене. В 1 ЦЗ стоимость в целом останется в пределах инфляции, небольшое превышение возможно в 2027–2033 годах, затем цены снизятся. В Сибири ситуация намного сложнее. В 2 ЦЗ цены в прогнозе существенно превышают предельный уровень в 2028–2035 годах. В этой связи Максим Быстров предложил посмотреть итоги предстоящих конкурсных отборов и оценить перспективы дополнения списка правкомиссией.

«Если в первой ценовой зоне, несмотря на небольшое превышение после 2026 года, к 2034-2035 годам могут появиться дополнительные деньги, то, с учётом того, какие дорогие проекты были отобраны на правкомиссии, во второй ценовой зоне всё совсем плохо. Поэтому я рискну высказать крамольную мысль о том, что, может быть, правкомисии не стоит отбирать больше проекты в рамках 15% квоты в Сибири, пока мы не поймём, что будет с конкурентным отбором», – сказал глава «Совета рынка».

Впрочем, «Совет рынка» исходил из максимально возможных расчётных затрат, не учитывая фактор конкурсного снижения цен, «стараясь всех максимально запугать», «чтобы идти от плохого к хорошему», уточнил Максим Быстров, отвечая на вопрос Александры Паниной. В первой ценовой зоне инфляция не пробивается модернизацией, в прогноз вписывается даже обновление на Дальнем Востоке, вызывающее горячие дискуссии в энергосообществе, отметила г-жа Панина. Причина – в расходах на АЭС, ВИЭ и КОМ на новую генерацию для обкатки экспериментальных отечественных ПГУ (КОМ НГИО; в презентации г-на Быстрова эти расходы были обозначены как «Силовые машины»). Средние капзатраты на КОММод составили чуть более 7 тыс. рублей за 1 кВт, на последних отборах ВЭС – 64 тыс. рублей, СЭС – 49 тыс. рублей при существенно более низком КИУМе, цены АЭС превышают 100 тыс. рублей, отметила модератор.

Единый технологический конкурс как наиболее рыночный вариант неоднократно упоминался в ходе дискуссии. Максим Быстров ещё в начале обсуждения признал, что если бы он проходил в текущих условиях для всех видов генерации, то все объёмы бы отошли к ТЭС. С точки зрения рынка более правильно, если потребители будут сначала оплачивать более дешёвые мощности, а затем, по мере исчерпания таковых, более дорогие, то есть сначала модернизация, а потом, если необходимо, ВИЭ, заявил заместитель гендиректора «Эн+ Девелопмент» Игорь Попов, выступавший от лица и потребителей, и производителей энергии (холдинг En+ контролирует РУСАЛ, «Евросибэнерго» («Иркутскэнерго»)). Единый отбор – это правильная история для потребителей, но она подразумевает единый товар, отметил он. В таком случае правильно перенести искусственные элементы поддержки в другие сектора, например, помогать развитию экспортного потенциала отечественных ВИЭ по линии Минпромторга, за счёт чего на энергорынке «зелёные» поставщики могли бы играть по общим правилам, вновь высказал мысль, разделяемую многими представителями энергосообщества, г-н Попов.

«Совет рынка» тоже против любых нерыночных надбавок и выступает за то, чтобы правительство решало свои задачи за счёт изыскивания резервов, а не изъятия денег с энергорынка, согласился Максим Быстров.

Но ключевой вопрос, сформулированный г-жой Паниной в ходе обсуждения, – «Так ли важны дорогостоящие проекты АЭС и ВИЭ или ими может быть отрегулирована проблема удержания энергоцен в пределах инфляции?» – остался без прямого ответа.

Парогазовые электростанции представляют собой сочетание паровых и газовых турбин. Такое объединение позволяет снизить потери отработавшей теплоты газовых турбин или теплоты уходящих газов паровых котлов, что обеспечивает повышение КПД парогазовых установок (ПГУ) по сравнению с отдельно взятыми паротурбинными и газотурбинными установками.

В настоящее время различают парогазовые установки двух типов:

а) с высоконапорными котлами и со сбросом отработавших газов турбины в топочную камеру обычного котла;

б) с использованием теплоты отработавших газов турбины в котле.

Принципиальные схемы ПГУ этих двух типов представлены на рис. 2.7 и 2.8.

На рис. 2.7 представлена принципиальная схема ПГУ с высоконапорным паровым котлом (ВПГ) 1 , в который подается вода и топливо, как и на обычной тепловой станции для производства пара. Пар высокого давления поступает в конденсационную турбину 5 , на одном валу с которой находится генератор 8 . Отработавший в турбине пар поступает сначала в конденсатор 6 , а затем с помощью насоса 7 направляется снова в котел 1 .

Рис 2.7. Принципиальная схема пгу с впг

В то же время образующиеся при сгорании топлива в котле газы, имеющие высокую температуру и давление, направляются в газовую турбину 2 . На одном валу с ней находятся компрессор 3 , как в обычной ГТУ, и другой электрический генератор 4 . Компрессор предназначен для нагнетания воздуха в топочную камеру котла. Выхлопные газы турбины 2 подогревают также питательную воду котла.

Такая схема ПГУ обладает тем преимуществом, что в ней не требуется дымососа для удаления отходящих газов котла. Следует заметить, что функцию дутьевого вентилятора выполняет компрессор 3 . КПД такой ПГУ может достигать 43 %.

На рис. 2.8 показана принципиальная схема другого типа ПГУ. В отличие от ПГУ, представленной на рис. 2.7, газ в турбину 2 поступает из камеры сгорания 9 , а не из котла 1 . Далее отработавшие в турбине 2 газы, насыщенные до 16―18 % кислородом благодаря наличию компрессора, поступают в котел 1 .

Такая схема (рис. 2.8) обладает преимуществом перед рассмотренной выше ПГУ (рис. 2.7), так как в ней используется котел обычной конструкции с возможностью использования любого вида топлива, в том числе и твердого. В камере сгорания 3 при этом сжигается значительно меньше, чем в схеме ПГУ с высоконапорным паровым котлом, дорогостоящего в настоящее время газа или жидкого топлива.

Рис 2.8. Принципиальная схема пгу (сбросная схема)

Такое объединение двух установок (паровой и газовой) в общий парогазовый блок создает возможность получить также и более высокие маневренные качества по сравнению с обычной тепловой станцией.

Принципиальная схема атомных электростанций

По назначению и технологическому принципу действия атомные станции практически не отличаются от традиционных тепловых станций. Их существенное различие заключается, во-первых, в том, что на АЭС в отличие от ТЭС пар образуется не в котле, а в активной зоне реактора, а во-вторых, в том, что на АЭС используется ядерное топливо, в состав которого входят изотопы урана-235 (U-235) и урана-238 (U-238).

Особенностью технологического процесса на АЭС является также образование значительных количеств радиоактивных продуктов деления, в связи с чем атомные станции технически более сложны по сравнению с тепловыми станциями.

Схема АЭС может быть одноконтурной, двухконтурной и трехконтурной (рис. 2.9).

Рис. 2.9. Принципиальные схемы АЭС

Одноконтурная схема (рис. 2.9,а) наиболее проста. Выделившееся в ядерном реакторе 1 вследствие цепной реакции деления ядер тяжелых элементов тепло переносится теплоносителем. Часто в качестве теплоносителя служит пар, который далее используется как на обычных паротурбинных электростанциях. Однако образующийся в реакторе пар радиоактивен. Поэтому для защиты персонала АЭС и окружающей среды большая часть оборудования должна иметь защиту от излучения.

По двух- и трехконтурной схемам (рис. 2.9,б и 2.9,в) отвод тепла из реактора осуществляется теплоносителем, который затем передает это тепло рабочей среде непосредственно (например, как в двухконтурной схеме через парогенератор 3 ) или через теплоноситель промежуточного контура (например, как в трехконтурной схеме между промежуточным теплообменником 2 и парогенератором 3 ). На рис. 2.9 цифрами 5 , 6 и 7 обозначены конденсатор и насосы, выполняющие те же функции, что и на обычной ТЭС.

Ядерный реактор часто называют «сердцем» атомной электростанции. В настоящее время существует довольно много видов реакторов.

В зависимости от энергетического уровня нейтронов, под воздействием которых происходит деление ядерного топлива, АЭС можно разделить на две группы:

АЭС с реакторами на тепловых нейтронах ;

АЭС с реакторами на быстрых нейтронах .

Под воздействием тепловых нейтронов способны делиться лишь изотопы урана-235, содержание которых в природном уране составляет всего 0,7 %, остальные 99,3 % ― это изотопы урана-238. Под воздействием нейтронного потока более высокого энергетического уровня (быстрых нейтронов) из урана-238 образуется искусственное ядерное топливо плутоний-239, которое используется в реакторах на быстрых нейтронах. Подавляющее большинство эксплуатируемых в настоящее время энергетических реакторов относится к первому типу.

Принципиальная схема атомного энергетического реактора, используемого в двухконтурной схеме АЭС, представлена на рис. 2.10.

Ядерный реактор состоит из активной зоны, отражателя, системы охлаждения, системы управления, регулирования и контроля, корпуса и биологической защиты.

Активная зона реактора - область, где поддерживается цепная реакция деления. Она слагается из делящегося вещества, замедлителя и отражателя нейтронов теплоносителя, регулирующих стержней и конструкционных материалов. Основными элементами активной зоны реактора, обеспечивающими энерговыделение и самоподдерживающими реакцию, являются делящееся вещество и замедлитель. Активная зона отдалена от внешних устройств и работы персонала зоной защиты.

В списке систем, генерирующих электрическую и тепловую энергию на современных предприятиях, числятся парогазовые установки электростанции . Они являются комбинированными по своему принципу действия и включают 2 базовых этапа:

1. сжигание исходного топлива (газа) и за счет этого вращение газотурбинной установки;
2. нагревание продуктами сгорания, образовавшимися в первой стадии, воды в котле-утилизаторе с образованием водяного пара, используемого в паровой турбине, активирующей паросиловой электрогенератор.

Работа парогазовой установки становится возможной за счет использования в качестве исходного топлива либо природного газа, либо продуктов нефтяной отрасли (в частности – ДТ). Конфигураций оборудования, в зависимости от его мощности и специфики применения может быть несколько. Так производители могут совмещать обе турбины на едином валу, комплектуя эту комбинацию двухприводным генератором. Преимущество такого устройства – в наличии в его арсенале 2 режимов работы: простого газового цикла и комбинированного.

Несмотря на достаточное сложное устройство, парогазовая установка (ПГУ) имеет очень важную особенность, выделяющую ее на фоне прочих систем генерации электричества. Речь идет о рекордно высоком коэффициенте полезной деятельности, составляющем в отдельных случаях свыше 60 %.

Преимущества парогазовой установки

Принцип работы парогазовой установки имеет специфический характер, она, в отличие от аналогичных систем, потребляет меньше ресурсов (в особенности – воды) на каждую единицу энергии, получаемой с ее помощью. Также эксперты отрасли отмечают, что парогазовые конструкции выделяются:

• большей степенью экологичности (уменьшается выброс парниковых газов);
• компактными габаритами;
• сравнительной скоростью возведения (менее 1-го года);
• меньшей потребностью в топливе.

Стоит отметить, что производители ПГУ не останавливаются на достигнутом. Современный парогазовый генератор эволюционирует намного быстрее, чем предыдущие версии этой техники. Сегодня активно разрабатываются конструкции, работающие на возобновляемых источниках энергии, биотопливе: отходах деревообрабатывающей промышленности и сельского хозяйства.

Типы парогазовых установок

Классифицировать парогазовые системы можно в зависимости от их конструкции и технологических особенностей:

• по принципу действия: когенерационные, с вытеснением регенерации, с низконапорным парогенератором, с высоконапорным парогенератором, с котлами-утилизаторами;
• по количеству газотурбинных установок различают системы с 1, 2, 3 базовыми ГТУ;
• по виду используемого расходного вещества: газовые, жидкотопливные, работающие на биомассе и т.д.;
• по разнообразию контуров КУ или котлов-утилизаторов, выделяют одно-, двух- и трехконтурные модули.

Многие энергетики также говорят о том, что важно различать системы, разнящиеся своим принципом действия. В частности, сегодня существует паровой электрогенератор , в котором имеется стадия промежуточного перегрева пара, а есть модификации, которые лишены этого этапа. В процессе выбора ПГУ важно обращать внимание на эти особенности работы изделий, так как они могут отразиться на продуктивности и эффективности электростанций в целом.

Применение парогазовых установок

Несмотря на тот факт, что на Западе уже давно стали использовать ПГУ для получения доступного электричества, в нашей стране данные технологии до последнего времени не были востребованы. И только с 2000-х годов у российских промышленных предприятий появился устойчивый интерес к парогазовым системам.

Согласно статистике, более 30 крупных энергоблоков, базирующихся на использовании парогазовых технологий, начали свою работу в разных регионах России на протяжении последних 10-ти лет. Эта тенденция будет лишь усиливаться как в краткосрочной, так и в долгосрочной перспективе, поскольку очень показательные результаты демонстрируют парогазовые установки, эксплуатация которых обходится не слишком дорого, а результат всегда превосходит ожидания.

Комбинированные электростанции могут использоваться для снабжения электричеством промышленных предприятий и целых населенных пунктов.

На нашем сайте Вы сможете найти парогазовые установки, которые уже прошли проверку на качество и мощность в европейских странах. Все парогазовые установки, представленные на сайте, находятся в исправном состоянии и обеспечиваются стабильную работу для промышленности.

6 x Новые — 17,1 МВт — HFO / DFO / газогенератор.
Цена в евро: 6 980 000, — от завода за штуку
При покупке всех 6 генераторов, можно договориться о цене

Оценка электрической эффективности 47,2%.
Устройство может работать как с тяжелым топливом (HFO), так и дизельным топливом и газом.

В зависимости от чего выбираются парогазовые циклы , какой выбор будет оптимальным, и как будет выглядеть технологическая схема ПГУ?

Как только становятся известны паритет капитала и конфигу­рация в отношении расположения валов, можно приступить к пред­варительному выбору цикла.

Диапазон простирается от очень про­стых “циклов одного давления” до чрезвычайно сложных “циклов тройного давления с промежуточным перегревом”. Коэффициент полезного действия цикла с увеличением комплексности повы­шается, однако капитальные затраты также возрастают. Ключом выбора правильного цикла является определение такого цикла давления, который лучше всего подходит для заданного коэф­фициента полезного действия и заданных показателей затрат.

Парогазовая установка с циклом одного давления

Этот цикл часто используется для более благоприятного в цене топ­лива ухудшенного качества, как например, сырая нефть и тяже­лое нефтяное топливо с высоким содержанием серы.

По сравнению со сложными циклами инвестиции в ПГУ про­стых циклов незначительны.

На схеме изображена ПГУ с дополнительным змеевиком-испарителем на холодном конце кот­ла-утилизатора. Этот испаритель отбирает у отработавших газов дополнительное тепло и отдает пар деаэратору с целью использо­вания его для подогрева питательной воды.

Благодаря этому отпа­дает необходимость в отборе пара для деаэратора из паровой тур­бины. Результатом по сравнению с простейшей схемой одного давления является улучшение коэффициента полезного действия, однако соответственно повышаются капитальные вложения.

ПГУ с циклом двух давлений

Большинство находящихся в эксплуатации комбинирован­ных установок имеют циклы двойного давления. Вода подается двумя отдельными питательными насосами в экономайзер двой­ного давления.

Читайте также: Как выбрать газотурбинную установку для станции с ПГУ

Вода низкого давления поступает затем в первый змеевик испарителя, а вода высокого давления нагревается в эко­номайзере, прежде чем она испарится и перегреется в горячей части котла-утилизатора. Отбор из барабана низкого давления снабжает паром деаэратор и паровую турбину.

Коэффициент полезного действия цикла двойного давления, как показано на Т-S-диаграмме на рисунке, выше, чем КПД цикла одного давления, из-за более полного использования энер­гии отработавших газов газовой турбины (дополнительная пло­щадь СС"Д"Д).

Однако при этом увеличиваются капитальные вложения на дополнительное оборудование, например, на питательные на­сосы, экономайзеры двойного давления, испарители, низкона­порные трубопроводы и два паропровода НД к паровой турбине. Поэтому рассматриваемый цикл применяют только при высо­ком паритете капитала.

ПГУ с циклом тройного давления

Это одна из наиболее сложных схем, которые находят применение в настоящее время. Она применяется в случаях очень высокого паритета капитала, при этом высокий коэффициент полезно­го действия может быть получен только с высокими затратами.

К котлу-утилизатору добавляется третья ступень, которая до­полнительно использует теплоту отработавших газов. Насос высокого давления подает питательную воду в трехступенча­тый экономайзер высокого давления и далее в барабан - се­паратор высокого давления. Питательный насос среднего дав­ления подает воду в барабан - сепаратор среднего давления.

Часть питательной воды от насоса среднего давления через дрос­сельное устройство поступает в барабан - сепаратор низкого давления. Пар из барабана высокого давления поступает в паро­перегреватель и затем в часть высокого давления паровой турби­ны. Отработавший в части высокого давления (ЧВД) пар сме­шивается с паром, поступившим из барабана среднего давления, перегревается и поступает на вход части низкого давления (ЧНД) паровой турбины.

Читайте также: Зачем строить Парогазовые ТЭЦ? В чем преимущества парогазовых установок.

Коэффициент полезного действия может быть дополнитель­но повышен за счет подогрева топлива водой высо­кого давления перед его поступлением в газовую турбину.

Диаграмма выбора цикла

Типы циклов, начиная с цикла одного давления и кончая цик­лом тройного давления с промежуточным перегревом, представле­ны как функции паритета напитала.

Цикл выбирается путем опре­деления, какие из циклов соответствуют данному показателю паритета капитала для конкретного случая применения. Если, на­пример, паритет капитала составляет 1800 дол. США/кВт, то выбирается цикл двойного или тройного давления.

В первом при­ближении решение принимается в пользу цикла тройного давле­ния, так как при неизменном паритете капитала коэффициент полезного действия и мощность выше. Однако при более точном рассмотрении параметров может оказаться, что для удовлетво­рения других требований более целесообразным является выбор цикла двойного давления.

Существуют случаи, для которых диаграмма выбора цикла неприменима. Наиболее часто встречающимся примером подоб­ного случая является ситуация, когда заказчик хочет иметь в рас­поряжении электрическую мощность как можно скорее и оптимизация для него менее важна, чем короткие сроки поставки.

В зависимости от обстоятельств может оказаться целесообразным циклу с несколькими давлениями предпочесть цикл с одним давлением, так как затраты времени меньше. Для этой цели можно разработать серию стандартизированных циклов с заданными па­раметрами, которые с успехом находят применение в подобных случаях.

(Visited 2 642 times, 1 visits today)

Парогазовая установка - электрогенерирующая станция, служащая для производства электроэнергии. Отличается от паросиловых и газотурбинных установок повышенным КПД.

Парогазовые установки производят электричество и тепловую энергию. Тепловая энергия используется для дополнительного производства электричества.

Принцип действия и устройство парогазовой установки (ПГУ)

Парогазовая установка состоит из двух отдельных блоков: паросилового и газотурбинного. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива.

Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (например мазут, дизельное топливо). На одном валу с турбиной находится генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток.

Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают лишь часть своей энергии и на выходе из неё, когда их давление уже близко к наружному и работа не может быть ими совершена, все ещё имеют высокую температуру. С выхода газовой турбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500°C позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор.

Существуют парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном валу, в этом случае устанавливается только один генератор. Также часто пар с двух блоков ГТУ-котёл-утилизатор направляется в одну общую паросиловую установку.

Иногда парогазовые установки создают на базе существующих старых паросиловых установок. В этом случае уходящие газы из новой газовой турбины сбрасываются в существующий паровой котел, который соответствующим образом модернизируется. КПД таких установок, как правило, ниже, чем у новых парогазовых установок, спроектированных и построенных «с нуля».

На установках небольшой мощности поршневая паровая машина обычно эффективнее, чем лопаточная радиальная или осевая паровая турбина, и есть предложение применять современные паровые машины в составе ПГУ.

Преимущества и недостатки парогазовых установок (ПГУ)

Парогазовые установки (ПГУ) - относительно новый тип электростанций, работающих на газе, жидком или твердом топливе. Парогазовые установки (ПГУ) предназначены для получения максимального количества электроэнергии.

Общий электрический КПД парогазовой установки составляет ~ 58-64%. Для сравнения, у работающих отдельно паросиловых установок КПД обычно находится в пределах 33-45%, в стандартных газотурбинных установках КПД составляет ~ 28-42%.

Преимущества ПГУ

• Низкая стоимость единицы установленной мощности
• Парогазовые установки потребляют существенно меньше воды на единицу вырабатываемой электроэнергии по сравнению с паросиловыми установками
• Короткие сроки возведения (9-12 мес.)
• Нет необходимости в постоянном подвозе топлива ж/д или морским транспортом
• Компактные размеры позволяют возводить непосредственно у потребителя (завода или внутри города), что сокращает затраты на ЛЭП и транспортировку эл. энергии
• Более экологически чистые в сравнении с паротурбинными установками

Недостатки парогазовых установок

• Низкая единичная мощность оборудования (160-972 МВт на 1 блок), в то время как современные ТЭС имеют мощность блока до 1200 МВт, а АЭС 1200-1600 МВт.
• Необходимость осуществлять фильтрацию воздуха, используемого для сжигания топлива.
• Ограничения на типы используемого топлива. Как правило в качестве основного топлива используется природный газ, а резервного - мазут. Применения угля в качестве топлива абсолютно исключено. Отсюда вытекает необходимость строительства недешевых коммуникаций транспортировки топлива - трубопроводов.