Газогенераторы тепловых энергетических установок

 

Одним из перспективных направлений развития энергетики, обещающих в будущем повышение ее экономичности, является применение неводных паров (обычно газов) в качестве рабочего тела. В данном случае можно увеличить температуру подводимых и снизить температуру отводимых газов, что повысит КПД электростанций. При этом давление рабочего тела может быть значительно более низким, чем в пароводяном цикле, что снижает металлоемкость и повышает безопасность работы оборудования, упрощает его конструкцию. К таким направлениям развития энергетики относятся электростанции с газотурбинными установками (ГТУ) и турбореактивными двигателями (ТРД), парогазовые станции (ПГС). Основным достоинством электростанций с ГТУ и ТРД является их мобильность. Продолжительность их пуска и нагружения в зависимости от типа установки составляет 5–20 мин. Их применение снижает стоимость оборудования (на 50–80%) и размеры здания, сокращает сроки строительства в сравнении с ТЭС.

В современной теплоэнергетике ГТУ занимают небольшое место, что объясняется их недостатками. Они сложнее в заводском изготовлении, требуют высококачественного (жидкого или газообразного) топлива, имеют повышенные шумовые характеристики и мощное вспомогательное оборудование (компрессоры), потребляют на собственные нужды до 50–60 % вырабатываемой энергии. На данном этапе определились наиболее рациональные области использования ГТУ – в качестве пиковых, обычно автономно запускаемых установок с годовой нагрузкой 500–1000 часов. КПД установок составляет 25–33 %, их единичная мощность равна 12–150 МВт.

Простые по конструкции газотурбинные установки типа авиационных турбореактивных двигателей, работающих на жидком или газообразном топливах, целесообразно использовать в пиковой части графика электрической нагрузки. Продолжительность выхода с момента пуска до полной нагрузки у них составляет 2,4–4 минуты, что определяет особую ценность их применения как аварийного резерва энергосистемы.

ТРД работают ограниченное число часов в году, поэтому их КПД может быть невысоким (порядка 26%). Мощность установок равна 25–90 МВт, температура газов на входе в турбину относительно невелика (590–6150С), а на выходе снижается до 420–4350С. Для уменьшения уровня шума, создаваемого ТРД, в остальных дымовых трубах, куда сбрасываются газы после силовой турбины, устанавливают глушители.

Парогазовые электростанции могут быть представлены парогазовыми установками (ПГУ) и парогазовыми турбинами (ПГТ). Парогазовыми установками называют объединение паровых и газотурбинных установок в общем технологическом цикле. Соединение их в единое целое позволяет снизить потерю теплоты с уходящими газами ГТУ или парового котла. Весьма эффективно использовать отходящие газы ГТУ открытого цикла, содержащие до 16% кислорода в качестве подогретого дутья при сжигании топлива в паровом котле. В этом варианте в контуре ТЭС не требуется дополнительного воздуха и его подогрева для горения топлива. Установки такого типа мощностью 200–500 МВт работают во Франции, ФРГ, США. Применение ПГУ в сегодняшней энергетике – наиболее эффективное средство значительного повышения теплового КПД (до 46–50%) и общей экономической эффективности электростанций на органическом топливе.

В установках ПГТ рабочим телом является парогазовая смесь, которая образуется при объединении потоков нагретого пара и газа. Это позволяет уменьшить температуру смеси перед турбиной до оптимальных значений, резко снизить коэффициент избытка воздуха в камере сгорания по сравнению с ГТУ, который составляет 2,5–5,0 и нужен для обеспечения температуры газов перед турбиной 750–12000С и после турбины она снижается до 450–5500С.

 

Гидроэлектростанции

 

ГЭС строят на равнинных и горных реках. Гидроузел состоит из плотины (высота до 350 м), здания электростанции и судоходного шлюза. С помощью плотины создают разность уровней воды до и после нее. Водное пространство перед плотиной называют верхним бьефом, за плотиной – нижним бьефом. Разность уровней бьефов является напором, и чем он больше, тем мощнее электростанция.

Основное силовое оборудование ГЭС включает гидротурбины и гидрогенераторы, располагающиеся в машинном зале здания станции. Вращаемые водой турбины находятся на одном валу с генераторами электротока или связаны с ними с помощью передач.

Частота вращения турбины составляет 60–750 мин–1. Электроэнергия ГЭС наиболее дешева. При равной мощности станций численность персонала на ГЭС в 4 раза меньше, чем на ТЭС, и в 6 раз меньше, чем на АЭС. С учетом трудозатрат на добычу и транспортировку топлива эта разница в сравнении с ТЭС возрастает до 8 раз. Дальнейшее развитие ГЭС ограничено использованием водных ресурсов в ряде районов, в том числе на европейской территории России. Мощность современных ГЭС велика (Красноярской – 6000 МВт, Саяно-Шушенской – 6 400 МВт).

Существенные недостатки ГЭС – высокая стоимость их сооружения, длительные сроки строительства (до 10–15 лет), затопление значительной площади земель, в том числе обжитых, ценных в сельскохозяйственном отношении.