Как в прошлом сотрудник энергетической отрасли а в нынешнее время дипломированный диванный эксперт позволю себе высказать некоторые соображения, касающиеся путей развития большой энергетики.
На данном ресурсе часто вспоминают, что скоро уже почти вот-вот совсем в России будет отечественная газовая турбина большой мощности. Чтобы заранее меня не записали в жопоголики, неположцы и всепропальщики, предлагаю в рамках данного топика не обсуждать, так это или нет. Если сподоблюсь, напишу на эту тему отдельную статью.
Предлагаю обсудить следующий вопрос - а нафига оно нам надо? Интерес на западе к данной технологии вполне понятен - газотурбинные установки (ГТУ) обладают весьма высокой маневренностью (из холодного состояния можно перейти к полной нагрузке за 5 - 10 минут). Это свойство шикарно сочетается с прерывистой генерацией от возобновляемых источников, что в результате можно получить стабильную систему с минимальными затратами ископаемого топлива. Вероятно, похожими характеристиками по маневренности обладает и гидрогенерация (тут я не спец) и наверное все. Газопоршневые электростанции очень сильно хуже (~10...20% нагрузки в час можно набрасывать), ТЭЦ, КЭС, АЭС - там вообще все печально (запуск из холодного состояния - несколько суток, поддержание в горячем резерве - куча бесполезно израсходованного топлива). В общем, повышенный интерес к данному классу агрегатов "там" вполне понятен. Осталось выяснить нафига оно "тут".
Далее пройдемся по использованию ГТУ в составе ПГУ (парогазовых энергоблоков). Маневренность при этом сильно страдает, но значительно повышается КПД по электричеству (до 55-60%) и появляется возможность получения практически халявной низкопотенциальной тепловой энергии. Или высокопотенциальной, но со снижением электрического КПД. Но тут есть проблема, для высокого КПД в составе ПГУ ГТУ должна иметь высокую температуру газов на выхлопе, что плохо сочетается с высоким КПД собственно ГТУ. Вообще если к плюсам ГТУ можно отнести чрезвычайно низкую материалоемкость и относительно невысокую стоимость, то в случае с ПГУ это уже не аргумент. Хотя конечно материалоемкость ПГУ ниже, чем у классического парового энергоблока. Ну и существенным недостатком как ГТУ, так и ПГУ является необходимость применения высококачественного дорогого топлива (природный газ, жидкое газотурбинное топливо). В котлах классических паровых энергоблоков можно жечь все, что горит.
Если обратиться к советскому опыту, то ГТУ в СССР тоже строили, и для похожих задач (покрытие пиков потребления электроэнергии), но как крайнюю меру с расчетным временем работы 500-1000 часов / год. Маневрирование мощностью при отсутствии "зелени" не является архисложной задачей и в классических энергосистемах может быть осуществлено с помощью ГЭС, ГАЭС (гидроаккумулирующих) и немного с помощью ТЭС и ТЭЦ.
Магистральным же путем развития тепловой энергетики во времена СССР являлось совершенствование классических паровых энергоблоков. Основным путем повышения экономичности парового энергоблока является повышение начальных параметров пара, а точнее переход к суперсверхкритическим параметром пара (ССКП, ultra-critical). Во времена СССР (собственно с тех пор ничего не изменилось) на серийных энергоблоках были достигнуты начальные параметры 545-565 °С при давлении 180 - 240 атм.
Проблема повышения параметров пара является в основном "материаловедческой". Требовались новые теплоустойчивые стали мартенситного класса взамен ранее применявшихся сталей аустенитного класса. СССР в плане освоения ССКП был пионером - первый в мире котел на суперкритические параметры пара 29,4 Мпа и 600°С, изготовленный “Подольским машиностроительным заводом”(ОАО “ЗиО”), был пущен в России на ТЭЦ ВТИ в ноябре 1949 г. Это был опытный котел 60-ОП паропроизводительностью 12 т/ч, который был в дальнейшем реконструирован с переводом на параметры пара 29,4 МПа и 650°С при паропроизводительности 15 т/ч. В настоящее время котел наработал свыше 210 тыс. часов и до сих пор находится в работоспособном состоянии.Накопленный на этом котле опыт позволил в 60-е годы изготовить на “Подольском заводе”(ОАО “ЗиО”) котел ПК-37 производительностью 710 т/ч на суперкритические параметры пара 29,4 МПа и 650°С для блока 1000 МВт с турбиной Р-100-300 ЛМЗ, который был установлен и длительно работал на Каширской ГРЭС.На этом блоке была проведена и подтверждена эксплуатационная надежность пароперегревательных поверхностей нагрева котла, а также паропроводов и сварных соединений из аустенитных сталей ЭП-184, ЭП-17 и ЭИ-695Р.Однако в дальнейшем работы в этом направлении широкого развития у нас, к сожалению, масштабно не получили.
Ну и как же дело обстоит сейчас? А вот на сайте ВТИ: улучшить... углубить... ушибшить...
А что было до этого? А то же самое - II этап (2017-2020 годы) –освоение серийного выпуска конкурентоспособной на мировом рынке энергомашиностроительной продукции.
Когда двадцать лет назад я работал в энергетике, то тоже писали хорошие программы с впечатляющими целями. Стабильность однако..
Точка зрения небесспорная, но сам вопрос интересен.
Комментарии
По очевидным причинам (каждый пункт нужно развернуть отдельно, но):
1. КПД.
По КПД всё просто: чистым паровикам не достигнуть КПД газовой турбины из-за фундаментального (по термодинамике) отставания цикла Ренкина от цикла Брайтона. Тут можно обсуждать всякое, можно вспомнить, что при повышении температуры разница уменьшается, например, но вот просто факт как он есть: паровики принципиально отстают. Кроме того, они отстают ещё по чисто техническим причинам. Например, турбина - это двигатель внутреннего сгорания, у паровой машины (любой) подвод тепла в "горячей точке" должен осуществляться через теплообменник со всеми его проблемами и потерями градусов на требуемом тепловом напоре. У паровика теплообменник должен ещё и держать полное давление (в нашем случае - сверхкритики), что вообще превращает задачу в полный атас: с одной стороны "кислый" горячий газ, с другой - суперрастворитель со сложной химией, вода в сверхкритике, теплообменник держит давление в сотни атмосфер... и никакого охлаждения. И всё это - большими тоннами, ибо через теплообменник прогоняются все мегаватты установки, а уменьшение поверхности - градусы потерь (и соотвественно, КПД).
Вот в турбине, например, лопатка очень маленькая (что позволяет её делать из супер-гипер материалов) и может быть холоднее газа (то есть, охлаждаться изнутри, так что супер-гипер должна быть только поверхность). Соотвественно - градусы верхней температуры, соотвественно, КПД.
То есть, турбины (в составе ПГУ) тупо выгоднее в эксплуатации.
2. цена за МВт.
Ну очевидно же: компактность турбины. Материалоёмкость турбины в десятки-сотни раз меньше, чем котла на ту же мощность. Да, стоимость сравнима (хотя турбина всё равно дешевле), но значительная часть стоимости турбины - не грубый чугуний, а зарплата высоколобых. Что экономике приятнее (если, конечно, турбина своя). И паровая часть у ПГУ работает в более лёгких условиях, в более холодном газе, и мощность у паровой части ПГУ меньше, и т.п.
То есть, турбины (в составе ПГУ) тупо дешевле в установке.
3. маневренность.
Маневренность ПГУ в некотором смысле условная, потому что КПД турбины на переходном режиме не то чтоб уж очень... но всё таки выше, чем у высоконапряжённого сверхкритического котла.
Спрашиваете, нафига оно? Отвечу: высокая маневренность - это всегда хорошо, и она необходима в любой системе с заметным процентом атома и угля. Атом и уголь эксплуатировать в манёвре и сложно, и дорого одновременно. Потому что уголь-то как раз очень желателен сверхкритический, и вот там простого способа (как с газом и турбиной) поднять КПД пока не нашли.
(Точнее, нашли, но столкнулись со сложностями бОльшими, чем у сверхкритики - тут можно было б написать статью об американском путешествии ЗаМечтой (и ПоГраблям). Примерно в то же время как в СССР запороли газовые турбины,гоняясь за МГД, американцы прыгали на своих граблях - щелочные топливные элементы на природном угле; результаты в гонке были сравнимы - там нифига, и там нифига, так что СССР не отставал в этом забеге, держался наравне... а вот мощные турбины американцы и немцы развивали, а СССР забил).
1. 40% максимум на сейчас у ГТУ
2. Это да, тут не поспоришь
3. А оно надо?
2. а вообще считали совокупную стоимость? Я со своего дивана частенько слыхал, что покупая то же сименсовское, потом платишь конские платежи за обслуживание и замену всякой комплектухи. Взять лет 10, а лучше 20 и прикинуть, поди есть такие цифры в природе?
Цифры то может и есть, только непонятно с чем их сравнивать? С ГТ-100 60-х годов разработки? Или с недоделанной ГТЭ-150?
Ну наверное с тем, что долго работает. Ну это так, интерес академический.
Я просто инженер: понимаю, что хорошая единичная мощность снижает затраты и эксплуатационные, и капитальные, и КПД растёт. Но всё это растёт на проценты. Считают ли на весь срок службы агрегата эти величины? Не проще ли, с учётом импортных специалистов и запчастей поступиться небольшим процентом ухудшения КПД, но получить бонус на независимости (относительной, потому что все контроллеры и электроника всё равно немецкий Китай) от зарубежа и гарантией неповышения стоимости обслуживания.
А если еще как то вопросы безопасности просчитать...
1. 55%.
3. Да, конечно. Потребление маневрирует. От этого никуда не деться, нужно следовать за нагрузкой, и иногда - следовать очень, очень быстро (аварии в системе, например). В европейской части России ГЭС для манёвра недостаточно. Это во-первых.
Газа у России много, но небесконечно. Переводить свою энергетику полностью на газ - глупо и недальновидно. Выгоднее и правильнее сейчас - закрывать базовую нагрузку углём и АЭС, благо технологии имеются, а вот маневрировать единственным массовым топливом, которым легко маневрировать - газом. Это во-вторых.
Технологии ТОТЭ пока не на том уровне, чтобы внедрять их в большую энергетику, да и на горизонте это слабо пока так просвечивает. Остаются только газопоршневые машины (смешно, да?) и турбины.
1. Все так. Но Россия - холодная страна. И если тепловая энергия востребована, то общий КПД блока получается очень приличный. Другое дело, что в ПГУ тоже можно получить примерно такой же КПД с бОльшей долей электричества. А лопатки в ЦНД паровых турбин тоже маленькие ))
2. У сименсовских ГТУ вроде корпус из чугуния. Ну да, по металлоемкости паровой блок на пару порядков тяжелее.
3. Попадалась тут недавно статья, как на Украине маневрируют угольными станциями, потому как ГЭС не хватает. Оно конечно на то рассчитано не было, но тем не менее.
1. Тепло очень плохо транспортируется и запасается, это беда. А тепловая и электрическая нагрузки несогласованы и сезонно, и суточно. То есть, оставить в стране только ТЭЦ не выйдет.
3. Они и ВВЭР-1000 в суточный манёвр заправить стараются. Это от БОЛЬШОЙ тоски всё же. Ничего хорошего для блока в этом нет, и если мы знаем, что нам нужен манёвр на постоянной основе, лучше, всё же сразу изобразить что-то более заточенное под манёвр.
Не представлял что проблема стоит настолько остро. Тогда может я действительно фигню написал
1. лопатки в ЦНД напротив, большие )))
Пардон-с. Лажу написал-с. Что характерно, у статьи больше 8 тыс просмотров, а больше никто не заметил
Конечно ЦВД
Был я как то на ГРЭС-24 в Новомичуринске. Так и не понял что у них там не поучилось.
Мне один товарищ делился, что затыков было много. Официально - не справились с материалами и экономикой по итогам.
Но помимо этого, говорят, что огребли массу проблем, в том числе и чисто плазменных. Оказалось, что при больших токах (когда собственными полями уже никак нельзя пренебречь) всё сильно сложнее, чем на модели в учебнике физики. Физикам, конечно, всё было ново, дико радостно и интересно, возились там с удовольствием, но установка так и не заработала.
принцип МГД - это доведение продуктов сгорания до состояния плазмы, т.е. поток электрически заряженных частиц, и разделение этого потока магнитным полем по двум направлениям: положительные частицы в одну сторону, отрицательные - в другую. На "концах" этих направлений стоят электроды, между которыми появляется постоянный ток (+ и -).
Основная принципиальная проблема в том, что продукты сгорания в состоянии плазмы должны иметь достаточно высокую температуру, и теряют состояние плазмы при охлаждении. Можно ввести катализатор - калий и т.п., тогда поток в состоянии плазмы будет существовать при мЕньших температурах, что увеличивает КПД контура МГД. Но тогда будет существенный расход достаточно дефицитного элемента, а улавливать его достаточно проблемно. Поэтому эксперименты были, но до промышленной эксплуатации дело не дошло.
пысы: и это не считая материаловедческих проблем: из чего должен быть изготовлен корпус и электроды, чтобы выдерживать температуру плазмы? Именно из за этих проблем в тех же токамаках пришли к идее удерживать плазму не корпусом, а магнитным полем. Но и там упрутся в проблему съема энергии (даже если достигнут положительного выхода).
Это всё из учебника физики. :) На У-25 как раз и доводили до промышленной эксплуатации, вполне нормальная электростанция была построена, а не "эксперимент" - полная мощность блока должна была быть 50МВт. И проблема там не в улавливании калия, :) оно просто не заработало.
Материаловедческие проблемы - малая часть проблем: по выходу из сопла плазма уже холодная и неравновесная, а при достаточной мощности установки отношение площади стенок к объёму достаточно малО, чтобы держать "холодные" стенки без особого охлаждения плазмы. Не надо считать проектировщиков совсем уж идиотами, неспособными посчитать ресурс. :)
В токамаках ни к чему не приходили, там идея магнитного удержания была изначально, и не из соображений сохранности корпуса (при токамачной плотности плазмы это фигня, да и дивертор в токамаке как раз принимает на себя поток горячей плазмы) :), а банально из необходимости получить горячую плазму.
Положительный выход в токамаках уже давным-давно достигнут - JET, 1996-й год. Из дейтерий-тритиевой реакции тепло уносится нейтронами и выделяется не на поверхности, а в объёме. "Проблема первой стенки" в токамаках есть (особенно, для дивертора), но это не "проблема съёма тепла". :)
вы сами себе противоречите почти в каждом абзаце.
сперва вы утверждаете, что генератор довели до промышленной эксплуатации. Но при этом "оно просто не заработало". Это как?
далее вы говорите, что материаловедческие проблемы - это вовсе и не проблемы, но от соприкосновения корпуса с плазмой в токамаках пришлось уйти, т.к. температура плазмы высока для этого корпуса.
Далее, про положительный выход: в токамак "закачивается" высокопотенциальная энергия в виде ЭЛЕКТРОэнергии, а получается пока тепловая. Если вы утверждаете, что выход энергии положителен, это значит, что при потреблении условных 100 МВт*ч электроэнергии токамаком, уже достигнута его выработка в размере 100,00001 МВт*ч ЭЛЕКТРОэнергии. Так?
Вопрос- есть принципиальная разница разница между ГТУ и ГТБМ?
КПД должно быть одинаков.
При этом если нет проблем произвести меньшей мощности, и стоимость обслуживания будет пропорционально мощностито может стоит делать менее мощные и проблемы нет?
Я вот совсем не энергетик, и у меня вопрос, а после ГТУ можно поставить теплообменник и так же получать на халяву теплую воду?
Это называется ГТУ-ТЭЦ, так делают, если не хотят связываться с паротурбинным хвостом (фундамент, паровая турбина, её генератор, электрическая часть денег стоит)
Я придумал "велосипед", опять )
товарищ выше чуть не прав.
ГТУ на выходе имеет вполне приличные параметры: температуру газ до 400 град.
Поэтому у энергетиков сразу появилась идея использовать этот потенциал.
Самый простой способ - это прикрутить теплообменик (котёл), в котором этот газ охлаждается, нагревая воду для отопления. Плюс данной системы - высокая маневренность: включай/выключай ГТУ тогда, когда хочешь, а горячая вода - это дополнительный, но не гарантированный бонус.
Более сложный, вместо нагрева воды для теплоснабжения, нагревать воду до пара, а пар пускать на паровую турбину, дополнительно вырабатывая электроэнергию, что значительно повышает КПД. Но паровая турбина имеет значительную инерционность, поэтому газовую уже просто так не повключаешь, надо ориентироваться на паровую турбину.
Поэтому все "велосипеды" уже давно рассмотрены, и приняты во внимание ))
цикл Брайтона (на котором работают газовые турбины) имеет КПД значительно ниже цикла Ренкина (на котором работают паровые турбины). Поэтому ни о каком отставании речи не идёт.
Цикл современных сверхкритических паровых турбин (давление пара 240 атм, температура 555 град) даёт КПД использования энергии топлива до 42%.
Если вдруг приделать к этой паровой турбине газовую, то максимальный КПД этой системы составит около 63%. Т.е. газовая турбина даёт прирост КПД 63-42=21%. Т.е. вклад цикла Брайтона от газовой турбины в общий КПД использования топлива в 2 раза меньше, чем от цикла Ренкина от паровой турбины.
Другое дело, что есть нюансы при построении системы газовая турбина + паровая турбина. Обычно там после газовой (и, соответственно, перед паровой) турбины газ не позволяет обеспечить сверкритические параметры (прежде всего температуру 555 град), поэтому КПД перераспределяется в пользу цикла Брайтона (газовый цикл) за счет цикла Ренкина (паровой цикл). Кроме того, подсчёт КПД цикла (что Брайтона, что Ренкина) идет по стандартной формуле термодинамики (Твх-Твых)/Твх, что даёт довольно большой КПД цикла Брайтона (до 40%), но при этом (парадокс) увеличивает КПД использования топлива всего на 21%. Просто считают неправильно.
Поэтому цикл Брайтона при современных выходных параметра газа из ГТУ без цикла Ренкина (или другого полезного использования данной теплоты) - значительно проигрывает циклу Ренкина.
>... Обычно там после газовой (и, соответственно, перед паровой) турбины газ не позволяет обеспечить сверкритические параметры (прежде всего температуру 555 град)...
Понятие "сверхкритическое состояние" больше относится к давлению пара, в ПГУ с мощными газовым турбинами (например SGT5-8000H, SGT-9000HL) давление свежего пара делают докритическим, ЕМНИП на уровне 170 бар. А в плане температуры (с учётом напора в котле-утилизаторе) эти ГТУ и им подобные от GE, Ansaldo 600 градусов на входе в паровую турбину обеспечивают.
не очень понял логику вашего комментария.
Расчетная температура сгорания природного газа (метана) - 2 000 град.
Теоретический предел температуры теплоносителя, полученного от сжигания метана - это те же 2 000 град.
В реале присутствуют физические ограничения.
В паровых котлах метан сгорает именно с этой температурой. Но чтобы трубы не расплавились, они внутри охлаждаются водой, которая постепенно превращается в пар.
Пар при этом получается разный, зависит от котла.
Докритичекий - это до температуры примерно 374 град. Этот этап давно пройден.
Сверкритический - всё, что выше 374 град. В СССР (и РФ, как преемника) освоена температура 555-565 град.
Суперсверхкритическое - это просто дополнительная градация сверкритики обычно около 650 град.
Получение того или иного пара упирается в материаловедение. Грубо - нужна подходящая сталь.
Поэтому понятие "критика" относится к ПАРОВОЙ энергетике.
Применительно к ГАЗОВОЙ турбине - это безсмысленное понятие.
Вы указали пару моделей газовых турбин, на выходе газ имеет температуру 650 град.
Теоретически можно обеспечить сверхкритическую температуру пара, но экономически это не имеет смысла, оценочно, при такой температуре газа температура пара будет около 370 град. Поэтому ни о какой сверхкритике речи не идёт.
>Сверкритический - всё, что выше 374 град.
Правильней так - " и выше 22,11 МПа"
Именно поэтому буржуйские блоки 70-80-х годов являются subcritical (они тогда шагнули от 128 бар к 170 , а советские блоки 300,500,800,1200 МВт- supercritical, поскольку шагнули сразу на 240 атмосфер). Была правда у нас одна 500-ка для ГДР, блоки" Хагенвердер" К-500-166.
Насчет градации - она размыта и есть немного приукрас у тех или иных изготовителей, но консенсус в академических публикациях такой - 580-630 градусов это ultrasupercritical (USC) , выше - advanced USC (A-USC). По большому счету граница проходит по замене марки материала
критическая точка описывается двумя параметрами: температурой и давлением.
Для конкретного вещества эта точка одна.
Параметры и температуры и давления НА этой точке - критические. Выше этой точки - сверхритические. Суперсверхкритические - это частный случай сверхкритических параметров. Как их различать, вопрос терминологии. Можно и по марке металла, один из способов.
?!
Это что ещё за новости в термодинамике? :) Нарисуйте PV и TS-диаграммы для одинаковых температур.
Вот так - понятно? Надо объяснять, что означает "выполз" вверх в точке 1?
Цикл Ренкина принципиально менее эффективен. Технические детали - это уже именно технические детали. Блин, это ж элементарная физика. "Проигрыш" у газовых турбин случается только потому, что технически очень сложно и дорого обеспечить расширение газа в турбине до температуры холодильника порядка той, до которой работают паровые турбины.
Давление слишком низкое, слишком большая и дорогая турбина, слишком большая доля потерь на трение в ней. Поэтому выхлоп газовых турбин обычно достаточно горячий, чтобы быть "питать" паровик высокопотенциальным для него теплом.
у вас существенная оговорка:
Покажите мне ГТУ, которая срабатывает теплоноситель до температуры 50 град (такая температура в конденсаторе паровой турбины).
пысы: впрочем, вы и сами это заметили далее: "очень сложно и дорого обеспечить расширение газа в турбине до температуры холодильника порядка той, до которой работают паровые турбины"
В итоге имеет то, что я и написал: паровые турбины достигли КПД до 42%, прикручивая к ним газовую турбину, удается поднять КПД до 63-65%. Т.е. вклад газовых турбин - всего около 20%, вполовину меньше от паровых турбин. В конкретной реализации ПГУ это распределение может быть другим, так, как решит инженер.
пысы: думаю, что мне свою мысль следовало оформить несколько по другому:
> В итоге имеет то, что я и написал: паровые турбины достигли КПД до 42%, прикручивая к ним газовую турбину, удается поднять КПД до 63-65%. Т.е. вклад газовых турбин - всего около 20%, вполовину меньше от паровых турбин. В конкретной реализации ПГУ это распределение может быть другим, так, как решит инженер.
Основной вклад дают газовые турбины, об этом говорит оптимальное соотношение мощностей в бинарном цикле 2:1, где 1 - мощность ПТУ. А просто кпд циклов не складывают, формулы для бинарного (даже упрощённая по книжке МЭИ, автор Цанев) посложнее сложения, поскольку разные рабочие тела и разные их HS диаграммы (энтальпия-энтропия).
Таже Ивановская ПГУ, которой я занимался - если смотреть кпд паротурбинной части, то он ниже уровня первых К-100-90 времен 50-х гг. прошлого века из-за отсутствия регенеративного подогрева питательный воды, не нужна для котла-утилизатора температура как на ПСУ (~230 градусов), он утилизирует валящийся на него поток тепла от ГТУ.
смысл понятия КПД - с максимальной эффективностью преобразовать энергию сгорания топлива в целевой продукт, применительно к электростанции - в электроэнергию.
Чистая ГТУ это делает с эффективностью около 42%, чистая паровая турбина - примерно также. Но в сумме они не смогут дать двойную эффективность, и поэтому перед инженерами встает задача распределения эффективности между ГТУ и ПТ в связке ПГУ. Я об этом писал. Ваш коэффициент 2:1 имеет место, как один из вариантов такого распределения. Но это не значит, что он не может быть другим.
Это дело инженерного расчета конкретной ПГУ.
Поэтому мы в этой части говорим об одном и том же, но с разных концов.
Что касается подавляющего вклада в выработку электроэнергии цикла Ренкина (с чего и началась дискуссия): тут требуется знать историю вопроса. А история вопроса была следующей:
1) В городах построили ТЭЦ (т.е. комбинированная выработка электронергии и тепла).
2) Начинали строить ТЭЦ на угле, а в 70, из за дешевого газа и экологических соображений - на газе.
3) В наше время ТЭЦ, расположенные в черте города, строят практически только на газе.
4) Поэтому если ТЭЦ работает на газе (изначально так было или перевели с угля), встаёт мысль увеличить эффективность использования энергии газа.
5) Для этого надо сделать ПГУ.
6) Сделать это можно, либо прикрутив к существующей паровой турбине газовую турбину, либо выкинув паровую турбину, и поставив новенькую ПГУ.
7) В одном случае цикл Ренкина будет преобладающем, в другом - как решит инженер, проектирующий конкретную ПГУ. Скорее всего, там и будет в приоритете цикл газовой турбины.
8) Часто идут по первому пути, потому что второй путь могут себе позволить только богатые организации (как ТЭЦ Москвы) или те, кто строит мощность "с нуля".
Надстройки ПСУ до ПГУ безусловно бывают разных типов. То что Вы описали это сбросные ПГУ и ПГУ с вытеснением регенерации. Оба этих типа лет 10-15 назад прикидывались и даже были сделаны в железе в нашей стране, например:
1) сбросная ПГУ на Южной ТЭЦ-22 СПб где уходящие газы ГТУ подавались в топку котла. Мощность ГТУ - 50 МВт, мощность ПСУ - 300 МВт.
2) схема с вытеснением регенерации высокого давления на ПСУ была реализована на Тюменской ТЭЦ-2, конкретно какой газухой не помню, но тоже небольшая.
При всех достоинствах и сравнительно дешевизне таких решений с точки зрения капзатрат есть один минус - сравнительно небольшое повышение общей эффективности энергоблока, в районе 3-4% (сравнимо с переходом температуры свежего пара и промперегрева от 540 до 560 градусов).
Тогда как утилизационная ПГУ как бык овцу кроет остальные решения и показывает рекорды по цифре г.ут./кВтч. При определенных условиях утилизационная ПГУ может быть сделана на существующей станции, например это сделано на Киришской ГРЭС, где двумя SGT5-4000F (мощность 2х280 МВт) надстройли крайнюю по машзалу нашу 300-ку - вышел блок ПГУ-800 с топовой на тот момент экономичностью брутто 58%.
в общем, если резюмировать: есть определенный предел КПД использования топлива в существующих условиях. В какой пропорции его раскидать между ПТУ и ГТУ, дело инженерного расчета. Инженерный расчет показывает, что специализированная ПГУ (т.е. та, которая изначально была заточена под это, с момента проектирования) бОльшую долю электроэнергии вырабатывает на ГТУ. Что не отменяет того факта, что существуют устройства, в которых бОльшую часть вырабатывает ПТУ.
не спец совсем, но мне каааажется что при таком обилии часовых поясов в нашей Стране стабильную систему можно получить несколько другим путем.
..... В Петропавловске Камчатском - полночь (с)
У нас западная и восточная энергосистемы не объеденены. Услышал у Марцинкевича.
Дык, это из серии "Волга впадает в Каспийское море".
В общем-то, и Сибирь с европейской частью не объединены почти. Они синхронизированы, да, но полная мощность перетока там - 3, вроде, ГВт, в масштабах страны - смешно.
От этих иллюзий легко избавиться, если посмотреть на стоимость мощных ЛЭП. А требуются десятки ГВт на 8000км. Ну хотя бы, для начала.
Может быть. я в МЭИ всего раз десять заходил ))) там знакомая девушка училась и вроде было автомат-кафе))
Но. конечно считать надо, может уже воспроизведенное более рационально использовать с распределением затрат на сроки службы ЛЭП выгоднее? Хотя если "здесь и сейчас" вопросов нет.
Потери в ЛЭП при напряжении 220 кВ 10% на 700 км. При больших напряжениях меньше но всё равно достаточно велики. Из за этого и переток мощности между востоком и западом страны не такой большой.
Потери размениваются на стоимость. Но суть такая, да.
при протекании переменного и постоянного тока отличаются потери на транспортировку электроэнергии.
Есть определенная точка, при которой высоковольтная ЛЭП постоянного тока имеет потери ниже, чем высоковольтная ЛЭП переменного тока.
Поэтому экономически целесообразная система дальней транспортировки электроэнергии - это ЛЭП постоянного тока.
В СССР такую строить начали. Из Экибастуза на Урал. Но не закончили, а позже переделали в ЛЭП переменного тока (вроде 500 кВ).
Эстафету перенял Китай.
Хотя гнать э/э сибирских ГЭС в европейскую часть РФ было бы выгодно.
Предлагаешь завязывать с разработкой турбин, и начинать строить ТЭЦ, клепая котлы нечеловеческими темпами?
ГТЭ-110 начали делать (точнее купили у хохлов лицензию) 20 лет назад
Так к чему вся эта пейсанина? Решил немножко поумничать, рассыпав тут кучу аббревиатур и цифр, ну выглядит довольно забавно. Или имеешь что конкретно сказать, ну вот лично я не понял что именно.
Вроде я аббревиатуры все расписал. А вопрос весьма простой - стоит ли вкладываться в разработку дивайсов, которые будут иметь весьма ограниченное применение. Собственно и СССР не пытался делать все на свете. Если какая то фиговина была нужна в единичных экземплярах, то проще ее купить чем заморачиваться с разработкой.
Ну молодец твой СССР, раз он так поступал. И где он теперь? А.... Сдох.... Брать пример с покойника? Не, спасибо.
А про энергетику, к которой ты не имеешь никакого отношения, я тебе как работник отрасли разъясню на пальцах. И газовые , и ТЭЦ, и ГЭС, и АЭС, всё это составные части одной системы, все они взаимосвязаны, каждая необходима, и каждая применяется на своём месте и для своих целей. Твоё непонимание этого, с головой выдаёт твою сугубую отдалённость от отрасли.
И если страна хочет оставаться энергетически независимой, а это критически важно в современном мире, то она должна уметь разрабатывать, производить, и эксплуатировать в сочетании и по отдельности все объекты этой системы.
Предположим, фирма А разработала продукт мирового уровня, затратив на это 20 лет и пару миллиардов резаной. Стоит ли пытаться повторить этот опыт? Если оно не сильно то и надо?
Как сложно с людьми гуглеумными общаться, не имеющими реального представления о том, что они буровят.
Когда 20 лет назад фирма А начала разрабатывать свой продукт, то уровень технологий и наработок в мире был на одном уровне. Сейчас, фирма Б используя появившиеся за 20 лет технологии может разработать аналогичный продукт за 3-5 лет, честно под@див концепцию у фирмы А.
Если речь о частной лавочке, то для одноразового интереса изобретать велосипед не стоит. А если речь об энергосистеме и энергонезависимости государства, то это сделать не просто нужно, а даже до́лжно.
Если бы все было так просто, то не стоило бы это обсуждать. Но фирма А тоже не будет сидеть сложа руки, а сделает следующее поколение, и снова догоняющие станут отстающими. На ГТЭ-150 планировалась температура газа на входе в турбину 1150 градусов, на первом этапе - 900. В результате 1150 получили, но ресурс камер сгорания составил 200 часов (этого в гугле не узнаешь), в результате эффективного менеджмента проект закрыли. Электрогорск, ГРЭС-3 им. Классона если чо.
На ГТЭ-110 расчетная температура газа на входе в турбину 1300 градусов, и для своего времени (2000 год) это было очень круто. Но сегодня иноземцы делают машины на 1500, а это уже совсем другие технологии. Будем догонять?
Страницы