9-10 июня 2018 года в городе Циндао (КНР) состоялось заседание Совета глав государств-членов Шанхайской организации сотрудничества (СГГ ШОС).

В нем приняли участие Премьер-министр Республики Индии Н.Моди, Президент Республики Казахстан Н.А.Назарбаев, Председатель Китайской Народной Республики Си Цзиньпин, Президент Кыргызской Республики С.Ш.Жээнбеков, Президент Исламской Республики Пакистан М.Хуссейн, Президент Российской Федерации В.В.Путин, Президент Республики Таджикистан Э.Рахмон и Президент Республики Узбекистан Ш.М.Мирзиёев.

Председательствовал на заседании Председатель Китайской Народной Республики Си Цзиньпин.

В заседании участвовали Генеральный секретарь ШОС Р.К.Алимов и Директор Исполнительного комитета Региональной антитеррористической структуры (РАТС) ШОС Е.С.Сысоев.

В мероприятии приняли участие Президент Исламской Республики Афганистан А.Гани, Президент Республики Беларусь А.Г.Лукашенко, Президент Исламской Республики Иран Х.Рухани, Президент Монголии Х.Баттулга, а также Первый заместитель Генерального секретаря Организации Объединенных Наций А.Мохаммед, Генеральный секретарь Ассоциации государств Юго-Восточной Азии Лим Джок Хой, Исполнительный секретарь Содружества Независимых Государств С.Н.Лебедев, Генеральный секретарь Организации Договора о коллективной безопасности Ю.Г.Хачатуров, Исполнительный директор Совещания по взаимодействию и мерам доверия в Азии Гун Цзяньвэй, Председатель Коллегии Евразийской экономической комиссии Т.С.Саркисян, Вице-президент Всемирного банка В.Квава, Директор департамента Международного валютного фонда Ли Чан Ён.

Руководители государств-членов рассмотрели ход реализации итогов Астанинского саммита 2017 года и первоочередные задачи дальнейшего развития ШОС в контексте текущих процессов в мировой политике и экономике. Согласованные позиции сторон отражены в принятой Циндаоской декларации.

Констатировано, что государства-члены, твердо придерживаясь целей и принципов Хартии ШОС и следуя «шанхайскому духу», поступательно решают задачи, определенные в Стратегии развития ШОС до 2025 года. Отмечено, что ШОС сегодня утвердилась в качестве уникального, влиятельного и авторитетного регионального объединения, потенциал которого заметно возрос со вступлением в Организацию Индии и Пакистана.

Подтверждено намерение продолжить укрепление практического взаимодействия в области политики, безопасности, торговли и экономики, в том числе финансовой, инвестиционной, транспортной, энергетической, сельскохозяйственной, а также культурно-гуманитарных связей. Одобрен План действий на 2018-2022 годы по реализации положений Договора о долгосрочном добрососедстве, дружбе и сотрудничестве государств-членов ШОС.

В контексте обмена мнениями по актуальной международной и региональной проблематике подчеркнута необходимость наращивания совместных усилий в обеспечении безопасности и стабильности на пространстве ШОС, а также в содействии формированию международных отношений нового типа и общего видения идеи создания сообщества единой судьбы человечества.

Государства-члены последовательно выступают за урегулирование ситуации в Афганистане, Сирии, на Ближнем Востоке и Корейском полуострове и других региональных конфликтов в рамках общепризнанных норм и принципов международного права. Отмечена важность устойчивой реализации Совместного всеобъемлющего плана действий по урегулированию ситуации вокруг иранской ядерной программы.

Государства-члены подтверждают твердую поддержку усилиям ООН по обеспечению международного мира и безопасности. Они отметили необходимость консенсуса по вопросу о принятии Всеобъемлющей конвенции ООН против международного терроризма, а также инициативу Республики Казахстан по продвижению на площадке ООН Кодекса поведения по достижению мира, свободного от терроризма.

Руководители государств-членов отметили намерения Кыргызской Республики и Республики Таджикистан выдвинуть свои кандидатуры в непостоянные члены СБ ООН.

Неизменной остается скоординированная линия ШОС на эффективную борьбу с вызовами и угрозами безопасности. Продвижению практического взаимодействия в этой сфере будет способствовать принятая Программа сотрудничества государств-членов ШОС в противодействии терроризму, сепаратизму и экстремизму на 2019-2021 гг. Особая роль в ее выполнении отводится РАТС ШОС.

Дана высокая оценка итогам Международной конференции по вопросам противодействия терроризму и экстремизму (г. Душанбе, 3-4 мая 2018 года), ставшей важной платформой для взаимодействия сторон по указанным направлениям.

Руководители государств-членов выступают за налаживание комплексной работы по духовно-нравственному воспитанию молодого поколения и предупреждения его вовлечения в деструктивную деятельность. В этой связи приняты Совместное обращение к молодежи и Программа действий по выполнению его положений, поддержана инициатива Республики Узбекистан о принятии специальной резолюции Генеральной Ассамблеи ООН «Просвещение и религиозная толерантность».

Государства-члены будут и далее продвигать сотрудничество в борьбе с незаконным оборотом наркотиков на основе Антинаркотической стратегии ШОС на 2018-2023 гг. и Программы действий по ее выполнению, а также Концепции ШОС по профилактике злоупотребления наркотическими средствами и психотропными веществами.

ШОС продолжит вносить вклад в выстраивание широкого и взаимовыгодного сотрудничества в сфере обеспечения информационной безопасности, выработку универсальных международных правил, норм и принципов ответственного поведения государств в информационном пространстве.

Подтверждена приверженность государств-членов ШОС центральной роли ООН в продвижении реализации Глобальной Повестки дня в области устойчивого развития. Подчеркнута важность совершенствования архитектуры глобального экономического управления, последовательного укрепления и развития многосторонней торговой системы, ядром которой является Всемирная торговая организация, в интересах формирования мировой экономики открытого типа.

ШОС стремится к созданию благоприятных условий для торговли и инвестиций, определению совместных подходов к решению задач по упрощению процедур торговли, стимулированию электронной торговли, развитию индустрии услуг и торговли услугами. Будут продолжены усилия по поддержке микро-, малого и среднего предпринимательства, продвижению сотрудничества в сфере транспорта, энергетики и сельского хозяйства.

Поддержана инициатива о проведении в Узбекистане первой встречи руководителей железнодорожных администраций государств-членов ШОС.
В целях усиления внимания к проблемам экологии государства-члены приняли Концепцию сотрудничества в области охраны окружающей среды. Продолжена работа над проектом Программы сотрудничества государств-членов ШОС по продовольственной безопасности.

Дана высокая оценка инициативе Республики Таджикистан о Международном десятилетии действий «Вода для устойчивого развития, 2018-2028 годы» и проведении под эгидой ООН Международной конференции высокого уровня по этой теме (г. Душанбе, 20-22 июня 2018 года).

Республика Казахстан, Кыргызская Республика, Исламская Республика Пакистан, Российская Федерация, Республика Таджикистан и Республика Узбекистан подтвердили поддержку инициативы Китайской Народной Республики «Один пояс, Один путь» (ОПОП), отметили усилия по совместной ее реализации, в том числе по сопряжению строительства Евразийского экономического союза и ОПОП.

Руководители государств-членов выступают за использование потенциала стран региона, международных организаций и многосторонних объединений в целях формирования на пространстве ШОС широкого, открытого, взаимовыгодного и равноправного партнерства.

Развитию межрегионального сотрудничества будет способствовать создание в ШОС Форума глав регионов. Отмечено намерение провести первое заседание Форума в 2018 году в г. Челябинске (Российская Федерация)

Будут продолжены усилия по раскрытию в полном объеме потенциала Делового совета ШОС и Межбанковского объединения ШОС.

Подтверждена позиция в пользу дальнейшего укрепления практического сотрудничества в банковско-финансовой сфере и продолжения поиска общих подходов по вопросу создания Банка развития ШОС и Фонда развития (Специального счета) ШОС.

Подтверждая особую роль гуманитарного сотрудничества в укреплении взаимопонимания, доверия и дружбы между народами, руководители государств-членов высказались за развитие многопланового взаимодействия в сфере культуры, образования, науки и техники, а также в области здравоохранения, туризма и спорта.

Подчеркнуто стремление наращивать многопрофильное сотрудничество с государствами-наблюдателями и партнерами по диалогу ШОС, а также международными и региональными организациями.

По итогам заседания также приняты Совместное заявление глав государств об упрощении процедур торговли и Заявление глав государств о совместном противодействии угрозам эпидемий на пространстве ШОС. Подписаны План совместных действий по реализации Программы сотрудничества государств-членов ШОС в сфере туризма на период 2019-2020 годов, Меморандум о взаимопонимании по стимулированию сотрудничества в рамках ШОС в области микро-, малого и среднего предпринимательства, Регламент информационного взаимодействия круглосуточных контактных пунктов, осуществляемого с использованием каналов оперативной платформы CENcomm RILO-МОСКВА, Меморандум об обмене информацией о трансграничных перемещениях озоноразрушающих веществ и опасных отходов.
Заслушаны и утверждены доклады Генерального секретаря ШОС о деятельности ШОС за прошедший год и Совета Региональной антитеррористической структуры о деятельности РАТС в 2017 году.

Совет глав государств-членов ШОС назначил В.И.Норова (Республика Узбекистан) Генеральным секретарем ШОС и Д.Ф.Гиёсова (Республика Таджикистан) Директором Исполнительного комитета РАТС на период с 1 января 2019 года по 31 декабря 2021 года.

В период после саммита в Астане (8-9 июня 2017 г.) состоялись заседание Совета глав правительств (премьер-министров) государств-членов (г. Сочи, 30 ноября — 1 декабря 2017 г.), встреча секретарей советов безопасности (г. Пекин, 21-22 мая 2018 г.), внеочередное и очередное заседания Совета министров иностранных дел (г. Нью-Йорк, 20 сентября 2017 г., г. Пекин, 24 апреля 2018 г.), заседания Совета национальных координаторов (г. Янчжоу, г. Москва, г. Пекин, август 2017 г. — июнь 2018 г.), Совета Региональной антитеррористической структуры (г. Пекин, 17 сентября 2017 г., г. Ташкент, 5 апреля 2018 г.), заседание руководителей пограничных служб компетентных органов (г. Далянь, 29 июня 2017 г.), совещания руководителей ведомств, занимающихся вопросами предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций (г. Чолпон-Ата, 24-25 августа 2017 г.), министров юстиции (г. Ташкент, 20 октября 2017 г.), председателей Верховных судов (г. Ташкент, 25-27 октября 2017 г., г. Пекин, 25 мая 2018 г.), глав служб, отвечающих за обеспечение санитарно-эпидемиологического благополучия (г. Сочи, 31 октября 2017 г.), министров, отвечающих за внешнеэкономическую и внешнеторговую деятельность (г. Москва, 15 ноября 2017 г.), генеральных прокуроров (г. Санкт-Петербург, 29 ноября 2017 г.), руководителей министерств и ведомств науки и техники (г. Москва, 18-21 апреля 2018 г.), Форум ШОС (г. Астана, 4-5 мая 2018 г.), встреча руководителей национальных туристских администраций (г. Ухань, 7-11 мая 2018 г.), министров обороны (г. Пекин, 24 апреля 2018 г.), министров культуры (г. Санья, 15 мая 2018 г.), руководителей компетентных органов наделенных полномочиями по борьбе с наркотиками (г. Тяньзинь, 17 мая 2018 г.), Форум женщин ШОС (г. Пекин,
15-17 мая 2018 г.), Форум СМИ ШОС (г. Пекин, 1 июня 2018 г.), заседания Правления Делового совета ШОС (г. Пекин, 6 июня 2018 г.) и Совета Межбанковского объединения ШОС (г. Пекин, 5-7 июня 2018 г.), а также другие мероприятия на различных уровнях.

Руководители государств-членов дали высокую оценку проделанной Китайской Народной Республикой работе во время председательства в ШОС и выразили признательность китайской стороне за гостеприимство и хорошую организацию саммита в г. Циндао.

Председательство в Организации на предстоящий период переходит к Кыргызской Республике. Очередное заседание Совета глав государств-членов ШОС состоится в 2019 году в Кыргызской Республике.

Введение

Парогазовые установки

Оценка технико-экономической эффективности модернизации ГТУ-ТЭС с использованием парогазовой технологии

Экономическая целесообразность форсированного внедрения ПТУ и ГТУ при обновлении тепловых электростанций

Комплексный подход к строительству и реконструкции электростанций с применением ПУ и ПГУ

Отработка технических решений на собственных электростанциях – залог надежной работы оборудования у заказчика

Конденсационная парогазовая электростанция для надежного энергоснабжения промышленных потребителей

Реконструкция паротурбинных электростанций - эффективный путь перевооружения энергетики

Опыт эксплуатации газопаротурбинной установки ГПУ-16К с впрыском пара Теплофикационные парогазовые установки для замены устаревшего оборудования ТЭЦ ОАО «Ленэнерго»

Повышение эксплуатационных характеристик энергетических установок

Сравнение паросилового блока с Т-265 и энергоблока с двумя ПГУ-170Т

Масштабы внедрения ПГУ и ГТУ в среднесрочной перспективе

Введение

В любой стране энергетика является базовой отраслью экономики, стратегически важной для государства. От её состояния и развития зависят соответствующие темпы роста других отраслей хозяйства, стабильность их работы и энерговооруженность. Энергетика создает предпосылки для применения новых технологий, обеспечивает наряду с другими факторами современный уровень жизни населения. На независимости страны от внешних, импортируемых энергоресурсов, также как и на развитом оборонном вооруженном комплексе основывается высокая позиция государства на международной политической арене.

В промышленности электрическая энергия из тепловой получается путем промежуточного преобразования её в механическую работу. Превращение тепла в электричество с достаточно высоким кпд без промежуточного преобразования его в механическую работу было бы крупным шагом вперёд. Тогда отпала бы надобность в тепловых электростанциях, использовании на них тепловых двигателей, которые имеют относительно низкий кпд, весьма сложны и требуют довольно квалифицированного ухода при эксплуатации. Современная техника пока не позволяет создать более или менее мощные установки для получения электричества непосредственно из тепла. Все установки такого типа пока могут работать или только кратковременно, или при крайне малых мощностях, или при низких кпд, или зависят от временных факторов, таких как погодные условия, время суток, и т.п. В любом случае они не могут гарантировать достаточную стабильность в энергоснабжении страны.

Поэтому на тепловых электростанциях нельзя обойтись без тепловых двигателей. Перспективное направлении развития энергетики связано с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) энергетическими установками тепловых электростанций. Эти установки имеют особые конструкции основного и вспомогательного оборудования, режимы работы и управление. ПГУ на природном газе – единственные энергетические установки, которые в конденсационном режиме работы отпускают электроэнергию с электрическим кпд более 58% .

В энергетике реализован ряд тепловых схем ПГУ, имеющих свои особенности и различия в технологическом процессе. Происходит постоянная оптимизация как самих схем, так и улучшение технических характеристик её узлов и элементов. Основными показателями, характеризующими качество работы энергетической установки, являются её производительность (или кпд) и надёжность.

В этой работе особое внимание уделяется практической стороне вопроса, т.е. на сколько выгодно с экономической и экологической точки зрения использование ПГУ в энергетике.

Парогазовые установки ( ГОСТ 27240-87)

Парогазовые установки (в англоязычном мире используется название combined-cycle power plant) - сравнительно новый тип генерирующих станций, работающих на газе или на жидком топливе. Принцип работы самой экономичной и распространенной классической схемы таков. Устройство состоит из двух блоков: газотурбинной (ГТУ) и паросиловой (ПС) установок. В ГТУ вращение вала турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания природного газа, мазута или солярки продуктами горения - газами. Образовавшиеся в камере сгорания газотурбинной установки продукты горения вращают ротор турбины, а та, в свою очередь, крутит вал первого генератора.

В первом, газотурбинном, цикле КПД редко превышает 38%. Отработавшие в ГТУ, но все еще сохраняющие высокую температуру продукты горения поступают в так называемый котел-утилизатор. Там они нагревают пар до температуры и давления (500 градусов по Цельсию и 80 атмосфер), достаточных для работы паровой турбины, к которой подсоединен еще один генератор. Во втором, паросиловом, цикле используется еще около 20% энергии сгоревшего топлива. В сумме КПД всей установки оказывается около 58%. Существуют и некоторые другие типы комбинированных ПГУ, но погоды в современной энергетике они не делают. Как правило, такие системы используются генерирующими компаниями в случае, когда необходимо максимизировать производство электрической энергии. Когенерация в этом случае играет подчиненную роль и обеспечивается за счет отвода части тепла из паровой турбины. Паровые энергоблоки хорошо освоены. Они надежны и долговечны. Их единичная мощность достигает 800-1200 МВт, а коэффициент полезного действия (КПД), представляющий собой отношение произведенной электроэнергии к теплотворности использованного топлива, составляет до 40-41%, а на наиболее совершенных электростанциях за рубежом - 45-48%. Также уже длительное время в энергетике используются газотурбинные установки (ГТУ). Это двигатель совершенно иного типа. В ГТУ атмосферный воздух сжимается до 15-20 атмосфер, в нем топливо сжигается с образованием высокотемпературных (1200-1500 °С) продуктов сгорания, которые расширяются в турбине до атмосферного давления. Вследствие более высокой температуры турбина развивает примерно вдвое большую мощность, чем необходимо для вращения компрессора. Избыток ее используется для привода электрического генератора. За рубежом эксплуатируются ГТУ единичной мощностью 260-280 МВт с КПД 36-38%. Температура отработавших в них газов составляет 550-620 °С. Вследствие принципиальной простоты цикла и схемы стоимость газотурбинных установок существенно ниже, чем паровых. Они занимают меньше места, не нуждаются в охлаждении водой, быстро запускаются и изменяют режимы работы. ГТУ легче обслуживать и полностью автоматизировать.

Так как рабочей средой газовых турбин являются продукты сгорания, сохранять работоспособность деталей, которые омываются ими, можно, только используя чистые виды топлива: природный газ или жидкие дистилляты

ГТУ быстро развиваются, с повышением параметров, единичной мощности и КПД. За рубежом они освоены и эксплуатируются с такими же показателями надежности, как и паровые энергоблоки.

Разумеется, тепло отработавших в ГТУ газов может быть использовано. Проще всего это сделать путем подогрева воды для отопления или выработки технологического пара. Количество произведенного тепла оказывается несколько больше, чем количество электроэнергии, а общий коэффициент использования тепла топлива может достигать 85-90%.

Есть и другая, еще более привлекательная, возможность заставить это тепло работать. Из термодинамики известно, что КПД наиболее совершенного цикла теплового двигателя (его придумал Карно почти 200 лет назад) пропорционально отношению температур подвода и отвода тепла. В ГТУ подвод тепла происходит в процессе сгорания. Температура образующихся продуктов, которые являются рабочей средой турбин, не ограничивается стенкой (как в котле), через которую необходимо передавать тепло, и может быть существенно выше. Освоено охлаждение омываемых горячими газами деталей, позволяющее поддерживать их температуры на допустимом уровне.

В паровых энергоустановках температура перегретого пара не может превышать допустимую для металла труб котельных пароперегревателей и таких неохлаждаемых узлов, как паропроводы, коллекторы, арматура, - она составляет сейчас 540-565 °С, а в самых современных установках - 600-620 °С. Зато отвод тепла в конденсаторах паровых турбин осуществляется циркуляционной водой при температурах, близких к температуре окружающей среды.

Указанные особенности позволяют существенно повысить КПД производства электроэнергии путем объединения в одной парогазовой установке (ПГУ) высокотемпературного подвода (в ГТУ) и низкотемпературного отвода тепла (в конденсаторе паровой турбины). Для этого отработавшие в турбине газы подаются в котел-утилизатор, где генерируется и перегревается пар, поступающий затем в паровую турбину. Вращаемый ею электрический генератор при неизменном расходе топлива в камере сгорания ГТУ увеличивает выработку электроэнергии в 1,5 раза. В итоге КПД лучших современных ПГУ составляет 55-58%. Такие ПГУ называют бинарными потому, что в них осуществляется двойной термодинамический цикл: пар в котле-утилизаторе и работа паровой турбины производятся за счет тепла, подведенного в камере сгорания ГТУ и уже отработавшего в верхнем газотурбинном цикле.

С учетом всех достоинств ПГУ наиболее важной задачей для отечественной энергетики является перевод многочисленных паровых электростанций, работающих в основном на природном газе, в парогазовые.

Привлекательными особенностями таких ПГУ, помимо высоких КПД, являются умеренная удельная стоимость (в 1,5-2 раза ниже, чем у паровых энергоблоков близкой мощности), возможность сооружения за короткое (два года) время, вдвое меньшая потребность в охлаждающей воде, хорошая маневренность.

С учетом всех достоинств ПГУ наиболее важной задачей для отечественной энергетики является перевод многочисленных паровых электростанций, работающих в основном на природном газе, в парогазовые. При техническом перевооружении электростанций возможны два варианта создания бинарных ПГУ.

Мы уже рассказывали о том почему в России будет происходить революция в энергетике связанная с внедрением ПГУ.

Головной проектный институт энергетической отрасли - ОАО “Институт теплоэлектропроект (ТЭП) в Москве - так определил приоритеты в намечаемом крупномасштабном применении парогазовых технологий в России на ближайшие 15-20 лет:

Парогазовые установки (ПГУ) утилизационного типа с КПД более 50 % - ввести до 60 млн. кВт с блоками ПГУ-325, ПГУ-480 и ПГУ-650 (более 100 блоков);

ПГУ по схеме сброса газов газотурбинной установки (ГТУ) в энергетические котлы с КПД до 44-46 % - ввести около 18 млн. кВт с блоками ПГУ-220, ПГУ-260, ПГУ-360 и П ГУ-430 (более 50 блоков);

ПГУ по схеме с вытеснением регенерации с КПД до 42-43 % - ввести около 2 млн. кВт с ГТУ единичной мощностью 23-45 МВт (несколько десятков блоков).

Расчет ведется на газ

При этом имелось в виду, что ос­новным топливом в теплоэнергетике России на ближайшие де­сятилетия будет природный газ.

Положенные в основу выбора таких приоритетов технико-экономические расчеты показали снижение капитальных затрат по сравнению с традиционными паросиловыми установками (ПСУ) на 30 % для первой группы и на 7-8 % для второй и третьей групп. Увеличение капиталь­ных затрат при обеспечении одной и той же требуемой мощно­сти может быт компенсировано практически только за счет эко­номии топлива.

Поскольку ПГУ значительно превосходят ПСУ по эффективности сжигания топлива, то сейчас и на обозри­мую перспективу, когда топливо будет дорожать (приближать­ся к мировому уровню цен), преимущество ПГУ по сравнению с ПСУ будет только очевидней.

Читайте также: Технические особенности при выборе парогазовой установки для ТЭЦ

Для справки: за рубежом современные цены на природ­ный газ находятся в основном в пределах 40-80 дол. США за 1000 м 3 (0,04-0,08 дол. США за м 3), в России - в пределах 20-35 дол. США за 1000 м 3 (0,012-0,018 дол. США за м 3).

Оставляем паровые турбины и пристраиваем газовые

Надстройка существующих паросиловых блоков газотур­бинными приставками повышает мощность и КПД при удель­ных затратах, в 3-4 раза меньших, чем при строительстве но­вых бинарных ПГУ аналогичной мощности, а также улучшает экологические показатели и может представлять некоторый ин­терес для потенциальных инвесторов.

Появившиеся в России в последнее десятилетие газовые тур­бины большой мощности - ГТУ-110, ГТЭ-160- открывают перспективу широкого внедрения установок комбинированного цик­ла в большую энергетику.

Иностранные ПГУ в Москве

Вместе с тем ряд фирм пока отдает предпочтение отработанным и высокоэффективным зарубежным ГТУ. Так, например, в ноябре 2001 года компанией “Сити-Энерго” заключен контракт с фирмой Alstom на поставку в Москву ПГУ-ТЭЦ мощностью 225 МВт. Она будет расположена в центре Москвы и предназначена для обеспечения электроэнергией и теплом стро­ящегося Московского делового центра “Москва-Сити”. Строитель­ство установки в центре столицы стало возможным благодаря вы­соким экологическим характеристикам газовых турбин GTX100.

ГТУ для Сургутнефтегаз

В 2001 году газотурбинные электростанции были постав­лены в АО “Сургутнефтегаз” (на базе газовых турбин Tornado 6,75 и ГТУ-4П), в ОАО НК “Юкос” и на Северо-Губкинское нефтегазовое месторождение.

Нужны длинные деньги

В современных российских условиях главной причиной, за­держивающей развитие энергетики и других отраслей эконо­мики, является недостаточность или полное отсутствие инве­стиций.

Государственный и региональные бюджеты не имеют средств для крупномасштабных вложений в энергетику. Для частных структур вложения в проекты со сроками окупаемос­ти 8-10 лет и более равносильны безвозвратным ссудам.

Как устроена ТЭЦ? Агрегаты ТЭЦ. Оборудование ТЭЦ. Принципы работы ТЭЦ. ПГУ-450.

Здравствуйте , дорогие дамы и уважаемые господа!

Когда я учился в Московском Энергетическом Институте, мне не хватало практики. В институте имеешь дело в основном с "бумажками", а мне уже скорей хотелось видеть "железки". Часто было трудно понять, как устроен тот или иной агрегат, никогда ранее его не видя. Предлагаемые студентам эскизы не всегда позволяют понять полную картину, и мало кто себе мог представить истинную конструкцию, например, паровой турбины, рассматривая только картинки в книжке.

Данная страница призвана заполнить существующий пробел и предоставить всем интересующимся пусть не слишком подробную, но зато наглядную информацию о том как "изнутри" устроено оборудование Тепло-Электро Централи (ТЭЦ). В статье рассмотрен достаточно новый для России тип энергоблока ПГУ-450, использующий в своей работе смешанный цикл - парогазовый (большинство ТЭЦ используют пока только паровой цикл).

Преимущество данной страницы в том, что фотографии, представленные на ней, выполнены в момент строительства энергоблока, что позволило отснять устройство некоторого технологического оборудования в разобранном виде. На мой взгляд, данная страница окажется наиболее полезна для студентов энергетических специальностей - для понимания сути изучаемых вопросов, а также для преподавателей - для использования отдельных фотографий в качестве методического материала.

Источником энергии для работы данного энергоблока является природный газ. При сгорании газа выделяется тепловая энергия, которая затем используется для работы всего оборудования энергоблока.

Всего в схеме энергоблока работают три энергетические машины: две газовые турбины и одна паровая. Каждая из трех машин рассчитана на номинальную электрическую вырабатываемую мощность 150МВт.

Газовые турбины по принципу действия схожи с двигателями реактивных самолетов.

Для работы газовых турбин необходимы два компонента: газ и воздух. Воздух, с улицы, поступает через воздухозаборники. Воздухозаборники закрыты решетками, чтобы защитить газотурбинную установку от попадания птиц и всякого мусора. В них же смонтирована антиоблединительная система, предотвращающая намерзание льда в зимний период времени.

Воздух поступает на вход компрессора газотурбинной установки (осевого типа). После этого, в сжатом виде, он попадает в камеры сгорания, куда кроме воздуха подводится природный газ. Всего на каждой газотурбинной установке установлено по две камеры сгорания. Они расположены по бокам. На первой фотографии ниже воздуховод еще не смонтирован, а левая камера сгорания закрыта целлофановой пленкой, на второй - вокруг камер сгорания уже смонтирован помост, установлен электрогенератор:

На каждой камере сгорания установлено по 8 газовых горелок:

В камерах сгорания происходит процесс горения газовоздушной смеси и выделение тепловой энергии. Вот как выглядят камеры сгорания "изнутри" - как раз там, где непрерывно горит пламя. Стенки камер выложены огнеупорной футеровкой:

В нижней части камеры сгорания расположено маленькое смотровое окошечко, позволяющее наблюдать происходящие в камере сгорания процессы. Видеоролик ниже демонстрирует процесс горения газовоздушной смеси в камере сгорания газотурбинной установки в момент ее запуска и при работе на 30% номинальной мощности:

Воздушный компрессор и газовая турбина находятся на одном и том же валу, и часть крутящего момента турбины используется для привода компрессора.

Турбина производит больше работы, чем требуется для привода компрессора, и избыток этой работы используется для привода "полезной нагрузки". В качестве такой нагрузки используется электрогенератор электрической мощностью 150МВт - именно в нем вырабатывается электроэнергия. На фотографии ниже "серый сарай" - это как раз и есть электрогенератор. Электрогенератор также находится на одном валу с компрессором и турбиной. Все вместе вращается с частотой 3000 об/мин.

При прохождения газовой турбины продукты сгорания отдают ей часть своей тепловой энергии, однако далеко не вся энергия продуктов сгорания используется для вращения газовой турбины. Значительная часть этой энергии не может быть использована газовой турбиной, поэтому продукты сгорания на выходе газовой турбины (выхлопные газы) несут с собой еще очень много тепла (температура газов на выходе газовой турбины составляет порядка 500 ° С). В самолетных двигателях это тепло расточительно выбрасывается в окружающую среду, но на рассматриваемом энергоблоке оно используется далее - в паросиловом цикле. Для этого, выхлопные газы с выхода газовой турбины "вдуваются" снизу в т. н. "котлы-утилизаторы" - по одному на каждую газовую турбину. Две газовых турбины - два котла-утилизатора.

Каждый такой котел представляет собой сооружение высотой в несколько этажей.

В этих котлах тепловая энергия выхлопных газов газовой турбины используется для нагревания воды и превращения ее в пар. В последствии этот пар используется при работе в паровой турбине, но об этом чуть позже.

Для нагревания и испарения вода проходит внутри трубок диаметром примерно 30мм, расположенных горизонтально, а выхлопные газы от газовой турбины "омывают" эти трубки снаружи. Так происходит передача тепла от газов к воде (пару):

Отдав большую часть тепловой энергии пару и воде, выхлопные газы оказываются вверху котла-утилизатора и выводятся с помощью дымохода через крышу цеха:

С внешней стороны здания дымоходы от двух котлов-утилизаторов сходятся в одну вертикальную дымовую трубу:

Следующие фотографии позволяют оценить размеры дымоходов. На первой фотографии представлен один из "уголков", которыми дымоходы котлов-утилизаторов подсоединяются к вертикальному стволу дымовой трубы, на остальных фотографиях - процесс монтажа дымовой трубы.

Но вернемся к конструкции котлов-утилизаторов. Трубки, по которым проходит вода внутри котлов, разделены на множество секций - трубных пучков, которые образуют несколько участков:

1. Экономайзерный участок (который на данном энергоблоке имеет особое название - Газовый Подогреватель Конденсата - ГПК);

2. Испарительный участок;

3. Пароперегревательный участок.

Экономайзерный участок служит для подогрева воды от температуры порядка 40 ° С до температуры, близкой к температуре кипения. После этого вода поступает в деаэратор - стальную емкость, где параметры воды поддерживаются такими, что из нее начинают интенсивно выделятся растворенные в ней газы. Газы собираются вверху емкости и удаляются в атмосферу. Удаление газов, особенно кислорода, необходимо для предотвращения быстрой коррозии технологического оборудования, с которым контактирует наша вода.

Пройдя деаэратор, вода приобретает название "питательная вода" и поступает на вход питательных насосов. Вот как выглядели питательные насосы, когда их только что привезли на станцию (всего их 3шт.):

Питательные насосы имеют электропривод (асинхронные двигатели питаются от напряжения 6кВ и имеют мощность 1.3МВт). Между самим насосом и электромотором находится гидромуфта - агрегат , позволяющий плавно изменять частоту вращения вала насоса в широких пределах.

Принцип действия гидромуфты схож с принципом действия гидромуфты в автоматических коробках передач автомобилей.

Внутри находятся два колеса с лопатками, одно "сидит" на валу электромотора, второе - на валу насоса. Пространство между колесами может быть заполнено маслом на разный уровень. Первое колесо, вращаемое двигателем, создает поток масла, "ударяющийся" в лопатки второго колеса, и вовлекающий его во вращение. Чем больше масла будет залито между колесами, тем лучшее "сцепление" будут иметь валы между собой, и тем большая механическая мощность будет передана через гидромуфту к питательному насосу.

Уровень масла между колесами изменяется с помощью т. н. "черпаковой трубы", откачивающей масло из пространства между колес. Регулирование положения черпаковой трубы осуществляется с помощью специального исполнительного механизма.

Сам по себе питательный насос центробежный, многоступенчатый. Заметьте, этот насос развивает полное давление пара паровой турбины и даже превышает его (на величину гидравлических сопротивлений оставшейся части котла-утилизатора, гидравлических сопротивлений трубопроводов и арматуры).

Конструкцию рабочих колес нового питательного насоса увидеть не удалось (т. к. он уже был собран), но на территории станции удалось обнаружить части старого питательного насоса схожей конструкции. Насос состоит из чередующихся вращающихся центробежных колес и неподвижных направляющих дисков.

Неподвижный направляющий диск:

Рабочие колеса:

С выхода питательных насосов питательная вода подается в т. н. "барабаны-сепараторы" - горизонтальные стальные емкости, предназначенные для разделения воды и пара:

На каждом котле-утилизаторе установлены по два барабана-сепаратора (всего 4 на энергоблоке). В совокупности с трубками испарительных секций внутри котлов-утилизаторов, они образуют контуры циркуляции пароводяной смеси. Работает это следующим образом.

Вода с температурой, близкой к температуре кипения, поступает внутрь трубок испарительных секций, протекая по которым догревается до температуры кипения и затем частично превращается в пар. На выходе испарительного участка мы имеем пароводяную смесь, которая поступает в барабаны-сепараторы. Внутри барабанов-сепараторов смонтированы специальные устройства

Которые помогают отделить пар от воды. Пар затем подается на пароперегревательный участок, где его температура еще более увеличивается, а отделенная в барабане-сепараторе (отсепарированная) вода смешивается с питательной водой и снова поступает в испарительный участок котла-утилизатора.

После пароперегревательного участка пар из одного котла-утилизатора смешивается с таким же паром второго котла-утилизатора и поступает на турбину. Его температура столь высока, что трубопроводы, по которым он проходит, если снять с них теплоизоляцию, - светятся в темноте темно-красным свечением. И теперь этот пар подается на паровую турбину, чтобы отдать в ней часть своей тепловой энергии и совершить полезную работу.

Паровая турбина имеет 2 цилиндра - цилиндр высокого давления и цилиндр низкого давления. Цилиндр низкого давления - двухпоточный. В нем пар разделяется на 2 потока, работающих параллельно. В цилиндрах находятся роторы турбины. Каждый ротор, в свою очередь, состоит из ступеней - дисков с лопатками. "Ударяясь" в лопатки, пар заставляет роторы вращаться. Фотография ниже отражает общую конструкцию паровой турбины: ближе к нам - ротор высокого давления, дальше от нас - двухпоточный ротор низкого давления

Вот так выглядел ротор низкого давления, когда его только распаковали из заводской упаковки. Заметьте, он имеет только 4 ступени (а не 8):

А вот ротор высокого давления при ближайшем рассмотрении. Он имеет 20 ступеней. Обратите также внимание на массивный стальной корпус турбины, состоящий из двух половинок - нижней и верхней (на фото только нижняя), и шпильки, с помощью которых эти половинки соединяется друг с другом. Чтобы при пуске корпус быстрее, но, в то же время, более равномерно прогревался, используется система парового обогрева "фланцев и шпилек" - видите специальный канал вокруг шпилек? Именно через него проходит специальный поток пара для прогрева корпуса турбины при ее пуске.

Чтобы пар "ударялся" в лопатки роторов и заставлял их вращаться, этот пар сначала нужно направить и ускорить в нужном направлении. Для этого используются т. н. сопловые решетки - неподвижные секции с неподвижными лопатками, размещенные между вращающимися дисками роторов. Сопловые решетки НЕ вращаются - они НЕподвижны, и служат только для направления и ускорения пара в нужном направлении. На фотографии ниже пар проходит "из за этих лопаток на нас" и "раскручивается" вокруг оси турбины против часовой стрелки. Далее, "ударяясь" во вращающиеся лопатки дисков ротора, которые находятся сразу за сопловой решеткой, пар передает свое "вращение" ротору турбины.

На фотографии ниже можно видеть части сопловых решеток, подготовленные для монтажа

А на этих фотографиях - нижнюю часть корпуса турбины с уже установленными в нее половинками сопловых решеток:

После этого в корпус "вкладывается" ротор, монтируются верхние половинки сопловых решеток, затем верхняя часть корпуса, далее различные трубопроводы, теплоизоляция и кожух:

Пройдя через турбину, пар поступает в конденсаторы. У данной турбины два конденсатора - по числу потоков в цилиндре низкого давления. Посмотрите на фотографию ниже. На ней хорошо видна нижняя часть корпуса паровой турбины. Обратите внимание на прямоугольные части корпуса цилиндра низкого давления, закрытые сверху деревянными щитами. Это - выхлопы паровой турбины и входы в конденсаторы.

Когда корпус паровой турбины оказывается полностью собран, на выходах цилиндра низкого давления образуется пространство, давление в котором при работе паровой турбины примерно в 20 раз ниже атмосферного, поэтому корпус цилиндра низкого давления проектируется не на сопротивление давлению изнутри, а на сопротивление давлению снаружи - т. е. атмосферному давлению воздуха. Сами конденсаторы находятся под цилиндром низкого давления. На фото ниже - это прямоугольные емкости с двумя люками на каждой.

Конденсатор устроен схоже с котлом-утилизатором. Внутри него находится множество трубок диаметром примерно 30мм. Если мы откроем один из двух люков каждого конденсатора и заглянем внутрь, мы увидим "трубные доски":

Сквозь эти трубки протекает охлаждающая вода, которая называется технической водой. Пар с выхлопа паровой турбины оказывается в пространстве между трубками снаружи них (за трубной доской на фото выше), и, отдавая остаточное тепло технической воде через стенки трубок, конденсируется на их поверхности. Конденсат пара стекает вниз, накапливается в конденсатосборниках (в нижней части кондесаторов), после чего попадает на вход конденсатных насосов. Каждый конденсатный насос (а всего их 5) приводится во вращение трехфазным асинхронным электродвигателем, рассчитанным на напряжение 6кВ.

С выхода конденсатных насосов вода (конденсат) снова поступает на вход экономайзерных участков котлов-утилизаторов и, тем самым, паросиловой цикл замыкается. Вся система является почти герметичной и вода, являющаяся рабочим телом, многократно превращается в пар в котлах-утилизаторах, в виде пара совершает работу в турбине, чтобы снова превратиться в воду в конденсаторах турбины и т. д.

Эта вода (в виде воды или пара) постоянно контактирует с внутренними деталям технологического оборудования, и чтобы не вызывать их быструю коррозию и износ - специальным образом химически подготавливается.

Но вернемся к конденсаторам паровой турбины.

Техническая вода, нагретая в трубках конденсаторов паровой турбины, по подземным трубопроводам технического водоснабжения выводится из цеха и подается в градирни - чтобы в них отдать тепло, отнятое у пара из турбины, окружающей атмосфере. На фотографиях ниже приведена конструкция градирни, возведенной для нашего энергоблока. Принцип ее работы основан на разбрызгивании внутри градирни теплой технической воды с помощью душирующих устройств (от слова "душ"). Капли воды падают вниз и отдают свое тепло воздуху, находящемуся внутри градирни. Нагретый воздух поднимается вверх, а на его место снизу градирни приходит холодный воздух с улицы.

Вот как выглядит градирня у своего основания. Именно через "щель" снизу градирни приходит холодный воздух для охлаждения технической воды

Снизу градирни находится водосборный бассейн, куда падают и где собираются капли технической воды, выпущенные из душирующих устройств и отдавшие свое тепло воздуху. Над бассейном расположена система раздающих труб, по которым теплая техническая вода подводится к душирующим устройствам

Пространство над и под душирующими устройствами заполняется специальной набивкой из пластмассовых жалюзи. Нижние жалюзи предназначены для более равномерного распределения "дождя" по площади градирни, а верхние жалюзи - для улавливания мелких капелек воды и предотвращения излишнего уноса технической воды вместе с воздухом через верх градирни. Однако, на момент отснятия представленных фотографий, пластмассовые жалюзи еще не были установлены.

Бо "льшая же по высоте часть градирни ничем не заполнена и предназначена только для создания тяги (нагретый воздух поднимается вверх). Если мы встанем над раздающими трубопроводами, мы увидим, что выше ничего нет и остальная часть градирни - пустая

Следующий видеоролик передает впечатления от нахождения внутри градирни

На тот момент, когда были отсняты фотографии этой странички, градирня, построенная для нового энергоблока - еще не функционировала. Однако, на территории данной ТЭЦ были другие градирни, которые работали, что позволило запечатлеть похожую градирню в работе. Стальные жалюзи внизу градирни предназначены для регулирования потока холодного воздуха и предотвращения переохлаждения технической воды в зимний период времени

Охлажденная и собранная в бассейне градирни техническая вода снова подается на вход трубок конденсатора паровой турбины, чтобы отнять у пара новую порцию тепла и т. д. Кроме того, техническая вода используется для охлаждения прочего технологического оборудования, например, электрогенераторов.

Следующий видеоролик показывает, как в градирне охлаждается техническая вода.

Поскольку техническая вода непосредственно контактирует с окружающим воздухом, в нее попадает пыль, песок, трава и прочая грязь. Поэтому на входе этой воды в цех, на входном трубопроводе технической воды, установлен самоочищающийся фильтр. Этот фильтр состоит из нескольких секций, укрепленных на вращающемся колесе. Через одну из секций, время от времени, организуется обратный поток воды для ее промывки. Затем колесо с секциями поворачивается, и начинается промывка следующей секции и т. д.

Вот так выглядит этот самоочищающийся фильтр изнутри трубопровода технической воды:

А так снаружи (приводной электромотор еще не смонтирован):

Здесь следует сделать отступление и сказать, что монтаж всего технологического оборудования в турбинном цехе осуществляется с помощью двух мостовых кранов. Каждый кран имеет по три отдельных лебедки, предназначенных для работы с грузами разных масс.

Теперь я бы хотел немного рассказать об электрической части данного энергоблока.

Электроэнергия вырабатывается с помощью трех электрогенераторов, приводимых во вращение двумя газовыми и одной паровой турбиной. Часть оборудования для монтажа энергоблока была привезена автотранспортом, а часть железнодорожным. Прямо в турбинный цех проложена железная дорога, по которой при строительстве энергоблока подвозили крупногабаритное оборудование.

На фотографии ниже запечатлен процесс доставки статора одного из электрогенераторов. Напомню, что каждый электрогенератор имеет номинальную электрическую мощность 150МВт. Заметьте, что железнодорожная платформа, на которой привезли статор электрогенератора, имеет 16 осей (32 колеса).

Железная дорога имеет в месте въезда в цех небольшое закругление, и учитывая, что колеса каждой колесной пары жестко закреплены на своих осях, при движении на закругленном участке железной дороги одно из колес каждой колесной пары вынуждено проскальзывать (т. к. на закруглении рельсы имеют разную длину). Приведенный ниже видеоролик показывает, как это происходило при движении платформы со статором электрогенератора. Обратите внимание на то, как подпрыгивает песок на шпалах в моменты проскальзывания колес по рельсам.

Ввиду большой массы, монтаж статоров электрогенераторов осуществлялся с применением обоих мостовых кранов:

На фотографии ниже приведен внутренний вид статора одного из электрогенераторов:

А вот так осуществлялся монтаж роторов электрогенераторов:

Выходное напряжение генераторов составляет порядка 20кВ. Выходной ток - тысячи ампер. Эта электроэнергия выводится из турбинного цеха и поступает на повышающие трансформаторы, находящиеся снаружи здания. Для передачи электроэнергии от электрогенераторов к повышающим трансформаторам используются вот такие электропроводы (ток течет по центральной алюминиевой трубе):

Для измерения тока в этих "проводах" используются вот такие трансформаторы тока (на третьей фотографии выше такой же трансформатор тока стоит вертикально):

На фотографии ниже представлен один из повышающих трансформаторов. Выходное напряжение - 220кВ. С их выходов электроэнергия подается в электросеть.

Кроме электрической энергии, ТЭЦ вырабатывает также тепловую энергию, используемую для отопления и горячего водоснабжения близлежащих районов. Для этого, в паровой турбине выполнены отборы пара, т. е. часть пара выводится из турбины не дойдя до конденсатора. Этот, еще достаточно горячий пар, поступает в сетевые подогреватели. Сетевой подогреватель - это теплообменник. По конструкции он очень похож на конденсатор паровой турбины. Отличие состоит в том, что в трубках течет не техническая вода, а сетевая вода. Сетевых подогревателей на энергоблоке два. Давайте снова рассмотрим фотографию с конденсаторами провой турбины. Прямоугольные емкости - конденсаторы, а "круглые" - этот как раз и есть сетевые подогреватели. Напоминаю, что все это расположено под паровой турбиной.

Подогретая в трубках сетевых подогревателей сетевая вода подается по подземным трубопроводам сетевой воды в тепловую сеть. Обогрев здания районов, расположенных вокруг ТЭЦ, и отдав им свое тепло, сетевая вода снова возвращается на станцию, чтобы снова быть подогретой в сетевых подогревателях и т. д.

Работа всего энергоблока контролируется АСУ ТП "Овация" американской корпорации "Эмерсон"

А вот как выглядит кабельный полуэтаж, находящийся под помещением АСУ ТП. По этим кабелям в АСУ ТП поступают сигналы от множества датчиков, а также уходят сигналы на исполнительные механизмы.

Спасибо за то, что посетили эту страницу !

Парогазовые установки электростанций

Парогазовыми называются энергетические установки (ПГУ) , в которых теплота уходящих газов ГТУ прямо или косвенно используется для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле.

На рис. 4.10 показана принципиальная схема простейшей парогазовой установки, так называемого утилизационного типа. Уходящие газы ГТУ поступают в котёл-утилизатор - теплообменник противоточного типа, в котором за счет тепла горячих газов получают пар высоких параметров, направляемый в паровую турбину.

Рисунок 4.10. Принципиальная схема простейшей парогазовой установки

Котёл-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения , в которой размещены поверхности нагрева, образованные сребрёнными трубами, внутрь которых подаётся рабочее тело паротурбинной установки (вода или пар). В простейшем случае поверхности нагрева котла-утилизатора состоят из трёх элементов: экономайзера 3, испарителя 2 и пароперегревателя 1. Центральным элементом является испаритель , состоящий из барабана 4 (длинного цилиндра, заполняемого наполовину водой), нескольких опускных труб 7 и достаточно плотно установленных вертикальных труб собственно испарителя 8. Испаритель работает на принципе естественной конвекции . Испарительные трубы находятся в зоне более высоких температур, чем опускные. Поэтому в них вода нагревается, частично испаряется и поэтому становится легче и поднимается вверх в барабан. Освобождающееся место заполняется более холодной водой по опускным трубам из барабана. Насыщенный пар собирается в верхней части барабана и направляется в трубы пароперегревателя 1. Расход пара из барабана 4 компенсируется подводом воды из экономайзера 3. При этом поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно пройдет через испарительные трубы. Поэтому описанный котёл-утилизатор называется котлом с естественной циркуляцией .

В экономайзере происходит нагрев поступающей питательной воды практически до температуры кипения . Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где перегревается сверх температуры насыщения. Температура получаемого перегретого пара t 0 всегда, конечно, меньше, чем температура газов q Г , поступающих из газовой турбины (обычно на 25 - 30 °С).

Под схемой котла-утилизатора на рис. 4.10 показано изменение температур газов и рабочего тела при их движении навстречу друг другу. Температура газов плавно уменьшается от значения q Г на входе до значения q ух температуры уходящих газов. Движущаяся навстречу питательная вода повышает в экономайзере свою температуру до температуры кипения (точка а ). С этой температурой (на грани кипения) вода поступает в испаритель. В нём происходит испарение воды. При этом её температура не изменяется (процесс a - b ). В точке b рабочее тело находится в виде сухого насыщенного пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до значения t 0 .

Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор, конденсируется и с помощью питательного насоса 6 , повышающего давление питательной воды, направляется снова в котёл-утилизатор.

Таким образом, принципиальное отличие паросиловой установки (ПСУ) ПГУ от обычной ПСУ ТЭС состоит только в том, что топливо в котле-утилизаторе не сжигается, а необходимая для работы ПСУ ПГУ теплота берётся от уходящих газов ГТУ. Общий вид котла – утилизатора приведен на рис.4.11.

Рисунок 4.11. Общий вид котла – утилизатора

Электростанция с ПГУ показана на рис. 4.12, на котором изображена ТЭС с тремя энергоблоками. Каждый энергоблок состоит из двух рядом стоящих ГТУ 4 типа V94.2 фирмы Siemens , каждая из которых свои уходящие газы высокой температуры направляет в свой котёл-утилизатор 8 . Пар, генерируемый этими котлами, направляется в одну паровую турбину 10 с электрогенератором 9 и конденсатором, расположенным в конденсационном помещении под турбиной. Каждый такой энергоблок имеет суммарную мощность 450 МВт (каждая ГТУ и паровая турбина имеют мощность примерно 150 МВт). Между выходным диффузором 5 и котлом-утилизатором 8 установлена байпасная (обводная) дымовая труба 12 и газоплотный шибер 6 .

Рисунок 4.12. Электростанция с ПГУ

Основные преимущества ПГУ.

1. Парогазовая установка - в настоящее время самый экономичный двигатель, используемый для получения электроэнергии.

2. Парогазовая установка - самый экологически чистый двигатель. В первую очередь это объясняется высоким КПД - ведь вся та теплота, содержащаяся в топливе, которую не удалось преобразовать в электроэнергию, выбрасывается в окружающую среду и происходит её тепловое загрязнение. Поэтому уменьшение тепловых выбросов ПГУ по сравнению с паросиловой примерно соответствует уменьшению расхода топлива на производство электроэнергии.

3. Парогазовая установка - очень маневренный двигатель, с которым в маневренности может сравниться только автономная ГТУ. Потенциально высокая маневренность ПТУ обеспечивается наличием в её схеме ГТУ, изменение нагрузки которой происходит в течение нескольких минут.

4. При одинаковой мощности паросиловой и парогазовой ТЭС потребление охлаждающей воды ПГУ примерно втрое меньше. Это определяется тем, что мощность паросиловой части ПГУ составляет 1/3 от общей мощности, а ГТУ охлаждающей воды практически не требует.

5. ПГУ имеет более низкую стоимость установленной единицы мощности, что связано с меньшим объёмом строительной части, с отсутствием сложного энергетического котла, дорогой дымовой трубы, системы регенеративного подогрева питательной воды, использованием более простых паровой турбины и системы технического водоснабжения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Главным недостатком всех тепловых электростанций является то, что все виды применяемого топлива являются невосполнимыми природными ресурсами, которые постепенно заканчиваются. Кроме того, ТЭС потребляют значительное количество топлива (ежедневно одна ГРЭС мощностью 2000 МВт сжигает за сутки два железнодорожных состава угля) и являются самыми экологически «грязными» источниками электроэнергии, особенно если они работают на высокозольных сернистых топливах. Именно поэтому в настоящее время, наряду с использованием атомных и гидравлических электростанций, ведутся разработки электрических станций, использующих восполняемые или другие альтернативные источники энергии. Однако, несмотря ни на что ТЭС являются основными производителями электроэнергии в большинстве стран мира и останутся таковыми, как минимум в ближайшие 50 лет.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ЛЕКЦИИ 4

1. Тепловая схема ТЭЦ – 3 балла.

2. Технологический процесс производства электроэнергии на ТЭС – 3 балла.

3. Компоновка современных ТЭС – 3 балла.

4. Особенности ГТУ. Структурная схема ГТУ. КПД ГТУ – 3 балла.

5. Тепловая схема ГТУ – 3 балла.

6. Особенности ПГУ. Структурная схема ПГУУ. КПД ПГУ – 3 балла.

7. Тепловая схема ПГУ – 3 балла.

ЛЕКЦИЯ 5

АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ. ТОПЛИВО ДЛЯ АЭС. ПРИНЦИП РАБОТЫ ЯДЕРНОГО РЕАКТОРА. ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА АЭС С ТЕПЛОВЫМИ РЕАКТОРАМИ. РЕАКТОРЫ НА БЫСТРЫХ НЕЙТРОНАХ. ДОСТОИНСТВА И НЕДОСТАТКИ СОВРЕМЕННЫХ АЭС

Основные понятия

Атомная электростанция (АЭС) это электростанция, вырабатывающая электрическую энергию путём преобразования тепловой энергии, выделяющейся в ядерном реакторе (реакторах) в результате управляемой цепной реакции деления (расщепления) ядер атомов урана. Принципиальное отличие АЭС от ТЭС только в том, что вместо парогенератора используется ядерный реактор - устройство, в котором осуществляется управляемая цепная ядерная реакция, сопровождающаяся выделением энергии.

Радиоактивные свойства у урана впервые обнаружил французский физик Антуан Беккерель в 1896 году. Английский физик Эрнест Резерфорд впервые осуществил искусственную ядерную реакцию под действием – частиц в 1919 году. Немецкие физики Отто Ган и Фриц Штрасман открыли в 1938 году, чтоделение тяжёлых ядер уранапри бомбардировке нейтронами сопровождается выделением энергии. Реальное использование этой энергии стало делом времени.

Первый ядерный реактор построен в декабре 1942 года в США группой физиков Чикагского университета под руководством итальянского физика Энрико Ферми . Впервые была реализована незатухающая реакция деления ядер урана. Ядерный реактор, названный СР-1, состоял из графитовых блоков, между которыми были расположены шары из природного урана и его двуокиси. Быстрые нейтроны, появляющиеся после деления ядер 235 U , замедлялись графитом до тепловых энергий, а затем вызывали новые деления ядер. Реакторы, в которых основная доля делений происходит под действием тепловых нейтронов, называют реакторами на тепловых (медленных) нейтронах; в таких реакторах замедлителя значительно больше чем урана.

В Европе первый ядерный реактор Ф-1 был изготовлен и запущен в декабре 1946 года в Москве группой физиков и инженеров во главе с академиком Игорем Васильевичем Курчатовым . Реактор Ф-1 был набран из графитовых блоков и имел форму шара диаметром примерно 7,5 м. В центральной части шара диаметром 6 м в отверстиях графитовых блоков были размещены урановые стержни. Реактор Ф-1, как и СР-1, не имел системы охлаждения, поэтому работал на малых уровнях мощности: от долей до единиц ватта.

Результаты исследований на реакторе Ф-1 послужили основой проектов для промышленных реакторов. В 1948 году под руководством И. В. Курчатова начались работы по практическому применению энергии атома для получения электроэнергии.

Первая в мире промышленная атомная электростанция мощностью 5 МВт была запущена 27 июня 1954 года в г. Обнинске Калужской области . В 1958 г. была введена в эксплуатацию 1-я очередь Сибирской АЭС мощностью 100 МВт (полная проектная мощность 600 МВт). В том же году развернулось строительство Белоярской промышленной АЭС, а в апреле 1964 г. генератор 1-й очереди дал электроэнергию потребителям. В сентябре 1964 года был пущен 1-й блок Нововоронежской АЭС мощностью 210 МВт. Второй блок мощностью 350 МВт запущен в декабре 1969 года. В 1973 году запущена Ленинградская АЭС.

В Великобритании первая АЭС промышленного назначения мощностью 46 МВт была введена в эксплуатацию в 1956 году в Колдер-Холле. Через год вступила в строй АЭС мощностью 60 МВт в Шиппингпорте (США).

Мировыми лидерами по производству ядерной электроэнергии являются:США (788,6 млрд. кВт ч/год), Франция (426,8 млрд. кВт ч/год), Япония (273,8 млрд. кВт ч/год), Германия (158,4 млрд. кВт ч/год) и Россия (154,7 млрд. кВт ч/год). На начало 2004 года в мире действовал 441 энергетический ядерный реактор, российское ОАО «ТВЭЛ» поставляет топливо для 75 из них.

Крупнейшая АЭС в Европе - Запорожская АЭС г. Энергодар (Украина) - 6 атомных реакторов суммарной мощностью 6 ГВт. Крупнейшая в мире АЭС - Касивадзаки-Карива (Япония) - пять кипящих ядерных реакторов (BWR ) и два продвинутых кипящих ядерных реактора (ABWR ), суммарная мощность которых составляет 8,2 ГВт.

В настоящее время в России работают АЭС: Балаковская, Белоярская, Билибинская, Ростовская, Калининская, Кольская, Курская, Ленинградская, Нововоронежская, Смоленская.

В разработках проекта Энергетической стратегии России на период до 2030 года предусмотрено увеличение производства электроэнергии на атомных электростанциях в 4 раза.

Атомные электростанции классифицируются в соответствии с установленными на них реакторами:

l реакторы на тепловых нейтронах , использующие специальные замедлители для увеличения вероятности поглощения нейтрона ядрами атомов топлива;

l реакторы на быстрых нейтронах .

По виду отпускаемой энергии атомные станции делятся на:

l атомные электростанции (АЭС), предназначенные для выработки только электроэнергии;

l атомные теплоэлектроцентрали (АТЭЦ), вырабатывающие как электроэнергию, так и тепловую энергию.

В настоящее только в России рассматриваются варианты строительства атомных станций теплоснабжения.

АЭС не использует воздух для окисления топлива, не даёт выбросов золы, оксидов серы, углерода и т.д. в атмосферу, имеет радиоактивный фон ниже, чем на ТЭС, но, как и ТЭС, потребляет огромное количество воды для охлаждения конденсаторов.

Топливо для АЭС

Главное отличие АЭС от ТЭС состоит в использовании ядерного горючего вместо органического топлива . Ядерное горючее получают из природного урана, который добывают либо в шахтах (Нигер, Франция, ЮАР), либо в открытых карьерах (Австралия, Намибия), либо способом подземного выщелачивания (Канада, Россия, США). Уран широко распространён в природе, но богатых по содержанию залежей урановых руд нет. Уран содержится в различных горных породах и воде в рассеянном состоянии. Природный уран это смесь в основном неделящегося изотопа урана 238 U (более 99%) и делящегося изотопа 235 U (примерно 0,71%) , который и представляет собой ядерное горючее (1 кг 235 U выделяет энергию равную теплоте сгорания примерно 3000 т каменного угля).

Для работы реакторов АЭС требуется обогащение урана . Для этого природный уран направляется на обогатительный завод, после переработки, на котором 90% природного обеднённого урана направляется на хранение, а 10% обогащается до 3,3 - 4,4 %.

Из обогащённого урана (точнее диоксида урана UO 2 или окиси-закиси урана U 2 O 2 ) изготавливают тепловыделяющие элементы - ТВЭЛы - цилиндрические таблетки диаметром 9 мм и высотой 15-30 мм. Эти таблетки помещают в герметические циркониевые (поглощение нейтронов цирконием в 32,5 раза меньше чем сталью) тонкостенные трубки длиной около 4 м. ТВЭЛы собирают в тепловыделяющие сборки (ТВС) по несколько сотен штук.

Все дальнейшие процессы расщепления ядер 235 U с образованием осколков деления, радиоактивных газов и т.д. происходят внутри герметичных трубок ТВЭЛов .

После постепенного расщепления 235 U и уменьшения его концентрации до 1,26%, когда мощность реактора существенно уменьшается, ТВС извлекают из реактора , некоторое время хранят в бассейне выдержки, а затем направляют на радиохимический завод для переработки.

Таким образом, в отличие от ТЭС, где топливо стремятся сжигать полностью, на АЭС невозможно расщепить ядерное топливо на 100%. Поэтому на АЭС нельзя рассчитать КПД по удельному расходу условного топлива. Для оценки эффективности работы энергоблока АЭС используется КПД нетто

,

где - выработанная энергия, - выделившееся в реакторе тепло заодно и тоже время.

Подсчитанный таким образом КПД АЭС составляет 30 - 32 %, но сравнивать его с КПД ТЭС, составляющим 37 - 40 %, не вполне правомочно.

Кроме изотопа урана 235 в качестве ядерного топлива также используются:

• изотоп урана 233 ( 233 U ) ;
• изотоп плутония 239 ( 239 Pu );
• изотоп тория 232 ( 232 Th ) (посредством преобразования в 233 U ).