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
Зачем догонять? Вот привыкли люди из покойного совка кого-то догонять. Учитесь у наших китайских партнёров. Для начала нужно пользуясь существующими в мире технологиями и наработками, на нагло позаимствованной чужой концепции сделать свой продукт. Это не так сложно, и займёт приемлемое количество времени. А потом этот базовый продукт развивать в нужном тебе направлении, и выгодном тебе ракурсе.
Не нужны нам дикие мощности на газовых турбинах или ТЭЦ, для мощностей у нас АЭС существуют, а с запредельными мощностями пусть запад играется. А мы вполне можем выпускать и разрабатывать свои агрегаты, нужной нам мощности, и применять их там, где мы считаем нужным.
Кстати в этой области у китайских партнеров достижений никаких. Наверно им это не интересно
Большая энергетика чрезвычайно консервативна. Сделал какую нибудь экспериментальную фиговину - её нужно обкатать хотя бы раз наработкой не менее, чем межремонтный период. Обычно года четыре. После того как она положительно себя показала на разных испытательных стендах. По результатам нужно сделать выводы, внести изменения в конструкцию и технологии, опять покрутить в реальных условиях. Снова 4 года. Быстро не получится, хоть убейся.
Нихрена себе межремонтный период 4 года)))))))))))
Это для паровых турбин. Для ГТЭ-150 было заявлено ЕМНИП 10000 часов. Если она будет работать исключительно на пиках потребления по 500 часов в год, то вообще до морковкиного заговенья
Блин, очень тяжело и лениво что-то тебе объяснить. У меня такое ощущение, что там школота гугла начитавшаяся, и пытающаяся тут умничать, но в глаза турбины не видевшая и нюансов не знающая
Проблема дедовщины (объяснения, с контролем понимания достаточного для практического применения) корреспондентам, малознакомым с предметной областью слишком важна, чтобы от неё просто отмахиваться.
Дайте денег?
Почему нет паровых турбин малой мощности?
В Китае - полно!
А, вам сразу по 300 Мвт надоть. Ну, и кто вам дохтур?
Где компактные паровые котлы малой и средней можности? С экономайзерами, пароперегревателем, одним куском?
А, вам если строить то сразу не меньше дквэров. Что бы одним видом давало понять - во, кака херабора, бабло не зря вложено.
Опять же, и кто вам доктор?
Честно скажу, мелкими агрегатами не занимался. Но вроде да, комплектных мелких агрегатов СССР не производил, да и Россия наверно не производит. Наверно спроса нет))
Спроса нет?
Вы были на удаленных делянках и разработках? В удаленных поселениях?
Куда приходится тоннами завозить топливо, когда лес или уголь - вот он, рядом?
Когда на лесозаготовках сутками гоняют дизеля, а топливо гниёт под ногами?
Да, дизельгенератор компактнее, но обьем топлива каков?
А аварийные контейнерные тэс? В 80х были попытки, но сдулись.
Почему в Китае это производится сотнями и тысячами штук и успешно продается?
Нет спроса?
Ну-ну.
Я не знаю с чем это связано, но почему то в России никто не производит оборудования для "нетрадиционного" топлива. У моего знакомого небольшой деревообрабатывающий цех. Искали ему котел для сжигания стружки и щепы киловатт на 30 - 100. Не нашли.
Независимость холопов от "естественных" монополий не входит в сферу интересов
"лакеев сеченятины-миллерятины-токорятины...подтявкивающих из подворотни на прогресс из-за высоких заборов усадеб их "хозяев" на Рублевке...хорошо "подзарабатывающих на продаже за бугор за бесценок не им принадлежащих и не ими открытых-освоенных невозобновляемых ресурсов России - нефти и газа..."
(c) Valeryko - https://aftershock.news/?q=comment/7940193#comment-7940193
У нас производят, в Бийске и Барнауле. Есть котлы на лузге, пеллетах, стружке. Мощности, правда, от 100 кВт. На малой мощности котлы-роботы есть до 200 кВт пеллетные, Красноярск, по-моему. У всех котлов свои проблемы и решения. Нетрадиционные промышленные, как правило, паровые, а это надзорный вопрос - связываться не хотят. У водогрейных КПД не очень и обслуживание. Проблемы чаще в стабильности поставок топлива. Котлу нужно работать постоянно зимой, а если не напилили ? Одного предпринимателя отговорили от котла на отработанном масле по этой причине - собирался сам забирать с пунктов замены масла, гарантий никаких, естественно.
https://www.electrosnab.com/parovye_turbiny
https://www.rosteplo.ru/Tech_stat/stat_shablon.php?id=3456
https://www.electrosnab.com/parovye_turbiny
И наши выпускают, и белорусы.
проблема сгораемого топлива, что оно должно быть сухое. Иначе львиная доля энергии сгорания уходит на выпаривание этой влаги. В России топливо довести до сухого состояния - это процесс длительный. Обычно дрова в поленницу рубят, но в печи используют ч прошлогодней заготовки. Поэтому сжигать подножное топливо в России - это процесс достаточно длительный в заготовке этого топлива. Обычно людям не хочется этим заморачиваться, поэтому считают выгоднее привозить и сжигать углеводороды.
Перспективный чат детектед! Сим повелеваю - внести запись в реестр самых обсуждаемых за последние 4 часа.
Директор моря
Ну как дипломированный инженер-энергетик, к тому же до сих пор не "диванный", вынужден не согласиться "кое с чем", сначала - не для Вас - пояснение:
Парогазовыми называются энергетические установки, в которых теплота уходящих газов ГТУ прямо или косвенно используется для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле. Отличается от паросиловых и газотурбинных установок повышенным КПД.
Парогазовая установка состоит из двух отдельных установок: паросиловой и газотурбинной.
В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтянойпромышленности (мазут, солярка). На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 градусов по Цельсию позволяет получать перегретый пар при давлении около 100атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор.
Перспективы развития ПГУ (из учебника Аметистова).
1. Парогазовая установка — самый экономичный двигатель, используемый для получения электроэнергии. Одноконтурная ПГУ с ГТУ, имеющей начальную температуру примерно 1000 °С, может иметь абсолютный КПД около 42 %, что составит 63 % от теоретического КПД ПГУ. Коэффициент полезного действия трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара, в которой температура газов перед газовой турбиной находится на уровне 1450 °С, уже сегодня достигает 60 %, что составляет 82 % от теоретически возможного уровня. Нет сомнений в том, что КПД можно увеличить еще больше.
Аметистов читал нашему потоку лекции и вел семинар....к сожалению, в СССР с подачи академика Кириллина в ИВТАНЕ пытались в эту "связку" включить еще МГД-генераторы с еще более высоким суммарным КПД....не удалось...
Тем не менее, поднять эффективность использования топлива на 20%....за такое и удавиться можно ...представьте себе, что сегодня бензин 45 рублей за литр, а на следующий день - 36....это же будет....ммм…."шоковая терапия"...
Да, наш "ЗиО-Подольск " не процветает, но на 4-х дневку, как соседний "Подольск-кабель" и несколько других предприятий, включая наше, не перешел пока ...нет крупных проектов на самом деле сейчас у нас в энергетике....
Далее:
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.
Ну нашу подмосковную ГАЭС-2 "особоэффективные…" успешно угробили...для не-энергетиков поясню: создается искусственный водоем, под ним - гидроэлектростанция - и при снижении потребления электроэнергии ( "пила вниз") гидрогенератор не глушится, а качает воду обратно наверх...это примерно то же, что рекуперация ( возвращение)) электроэнергии при торможении электромотора, например, у электромобиля- вместо бесполезного стирания-нагрева тормозных колодок...
Теперь про "зелень"...Вы же энергетик - какая разница, создается "пила" перебоями от ветра, солнца, остановки блока ТЭЦ - аварийной или технологической, или из-за снижения уровня воды в реке , а значит и напора перед ГЭС , или - и именно это главное - изменения потребления электроэнергии собственно в сети...все это всегда решалось и решается, и не имеет значения, создается эта т.н. "пила" (в МЭИ этот "термин", кстати не употребляли - он пришел вместе с другими такими же - с технически безграмотными уродами - менагерами и аналогичными продажными журналюгами из-за "бугра") от включения-выключения в общую сеть того же ветряка или включения-отключения ...например, электроотопления из-за холодных батарей ("особоэффективные..." экономят) или проходящей электрички....
Для оператора-диспетчера энергосистемы это принципиальной разницы не имеет....он все равно примет меры по поддержанию напряжения и частоты...независимо от "цвета" создателя этой "пилы" и ...ммм.."направленности ее зуба"….пока один "закончивший МЭИ" "энергетик" не развалил единую ЕЭС страны, это легко решалось еще и разницей в часовых поясах, что нивелировало "часы пик"..... кстати, местный цементный завод у нас в Подольске самое мощное оборудование ( с электродвигателями 1 МВт) старается пускать по ночам - так сильно дешевле....Таким образом никакой "какастрофы" "зеленая электроэнергетика", конечно, не приносит...более того, маломощная оная, включаемая синхронно на стороне 0,4 кВ снижает перетоки и соответственно ненужные потери при передаче...
Спасибо
Посмотрел сейчас про ГАЭС-2. Вроде собираются восстанавливать.
Насчет пиков потребления - пошарил по сети, пытался найти как соотносились пиковые нагрузки в советские времена, при значительно бОльшем потреблении в промышленности, с нонешнеми временами. Ничего не нашел. Но ведь если дойчи заявляют, что у них в некоторые моменты больше половины генерации - зелень, то там проблема маневренности должна быть очень серьезной.
ЗЫ: Я не энергетик по образованию. В энергетику попал случайно
(ЦКТИ).
Директор моря
Посмотрел сейчас про ГАЭС-2. Вроде собираются восстанавливать.
Разве:
Загорская ГАЭС-2 будет законсервирована
Загорская ГАЭС-2 будет законсервирована
"Русгидро" временно законсервирует Загорскую ГАЭС-2. Компания признала, что не сможет восстановить станцию.
Как сообщает корреспондент УтроNews, гендиректор "Русгидро" Николай Шульгинов должен будет до конца сентября 2018 года предоставить отчет об исполнении плана мероприятий по проведению на Загорской ГАЭС-2, доработанного по итогу проекта консервации, который был согласован в Ростехнадзоре.
Стоит отметить, что "Русгидро" строила Загорскую ГАЭС-2 мощностью 840 МВт по договору о предоставлении мощностей, которые гарантируют компании возврат инвестиций. "Русгидро" потратила на строительство за 2008-2013 года около 70 миллиардов рублей. Ввод электростанции был запланирован на 2014 год, но в 2013 на ней произошла авария. В результате размыва грунта, произошла осадка здания станции, затопление машинного зала и пристанционной площадки. "Совет рынка" перенес срок запуска станции на 2019-2020 года.
Однако "Русгидро" не может признать – станция восстановлению не подлежит, сказал источник. Ведь в таком случае придется снимать электростанцию с баланса, а это негативно отразится на капитализации компании. Поэтому решено использовать формулировку "временная консервация". Источник добавил, что по сути это бессрочная консервация, проект может стоить "Русгидро" 20 миллиардов рублей.
70+20= 90 млрд рублей "коту под хвост"....неплохо "отхватили" ...мм..."пильщики"...из госбюджета - и без всяких ВЭС и СЭС ( если чё - эта госкомпания за наш счет живет, граждан России, а не гли... и бл…"особоэффективных крупных российских частных собственников", так что это яхты и виллы у ЭТОЙ чубайсятины-абромовчатины-миллерятины-токарятины на "частные честные предпринимательские доходы" куплены, а убытки - за гос, а значит наш с вами счет).
у них в некоторые моменты больше половины генерации - зелень, то там проблема маневренности должна быть очень серьезной.
Типичный график пиковых нагрузок -тоже больше половины генерации:
Я не энергетик по образованию. В энергетику попал случайно
(ЦКТИ).
Нда...но все равно, "слышу глас не мальчика, но мужа"
Однако само "РусГидро" сообщает, что все таки да.
http://www.rushydro.ru/press/news/109532.html
В Московской области начались подготовительные работы по выравниванию здания Загорской ГАЭС-2. Этап подготовительных работ планируется завершить во втором квартале 2020 года, после чего специалисты приступят к бурению скважин, установке манжетных колонн и в дальнейшем – к компенсационному нагнетанию специальных составов под фундамент здания.
Завершить процесс выравнивания здания станционного узла Загорской ГАЭС-2 планируется в 2022 году. Решения о дальнейших действиях в отношении достройки Загорской ГАЭС-2 будут приняты РусГидро после проведения работ по выравниванию здания и оценке их результатов.
Пилу назвали пилой вот совсем не зря и это не журналисты были. Пила это совсем не пики же суточного потребления и уж тем более сезонных как у ГЭС ,а изменения генерации энергии буквально за десяток минут на огромные мощности и от многих источников генерации ,причем здесь потребление ?
tohoto
Пилу назвали пилой вот совсем не зря и это не журналисты были. Пила это совсем не пики же суточного потребления и уж тем более сезонных как у ГЭС ,а изменения генерации энергии буквально за десяток минут на огромные мощности и от многих источников генерации ,причем здесь потребление ?
Объясняю еще раз "на пальцах":
энергосистеме от чего у нее пропала даже не за десяток минут, а за десяток секунд "огромная мощность" что от остановки 1 МВт "ВЭС, что от пуска электродвигателя 1 МВт - все равно "однох….."...более того, двигатель (если он не синхронный, а асинхронный) "нагадит" куда больше за счет своих пусковых токов...соответственно и диспетчеру давно уже в значительной степени автоматизированной системы электроснабжения все равно....эта "потеря" для них обоих "цвета не имеет"....
Хм,а если там скачки на 4 порядка больше,диспетчер справится ?
Про газопоршневые станции ерунду написали у них единовременый на рос мощности 20-30% а не как 10-20% в час. (в эксплуатациии 3шт ГПЭС от 1до.1.5 МВт.)
НЯП, ГЭСом маневрировать не получится. ГЭС дает столько, сколько может. Дает пилу. Вот здесь, например, можно пилу сброса воды поглядеть. Сброс через турбины=электричество, правильно?
Это самая дешевая э/э. Ее надо использовать максимально.Но ее саму надо выравнивать.
С этой целью в Иркутске, имеющем огромный избыток э/э от ГЭС, существует Ново-Иркутская ТЭЦ, которая и маневрирует.
ГЭС - это как раз почти ИДЕАЛЬНЫЙ вариант маневровой генерации. Выход на режим - минуты.
Другое дело, что резкий сброс воды обычно превышает расход русла реки, и нижележащие территории могут затапливаться. Поэтому после каждой мощной ГЭС ниже по течению строят т.н. контррегулирующую ГЭС. Которая принимает в себя этот повышенный сброс воды, аккумулирует в себя его, и далее сбрасывает в нормальных для русла режимах.
На Волге ГЭС расположены каскадом, и имеют невысокие напоры, поэтому каждая следующая ГЭС является контррегулирующей для вышестоящей. В Сибири и на ДВ ГЭС немного, и там их строить надо.
Чтобы ТЭЦ являлась маневренной, в пику ГЭС - это шутка юмора.
ГЭС в принципе не имеет возможность маневрировать. Дождь, засуха, зима, лето. Поэтому она и выдаёт ровно то, что может. Пилу. Которая не совпадает с пилой потребления. А по вашей логике идеально маневрировать ветряком. Выход на режим - секунды.
В СССР было хорошее чувство юмора. Именно поэтому и построили Ново-Иркутскую ТЭЦ на угле, имея избыток "маневрируемой" э/э от ГЭС.
Подозреваю что ТЭЦ построили в основном для теплофикации Иркутска
Предполагаете, что с мая по октябрь ТЭЦ простаивает?
Не в курсе :)
Состав агрегатов на станции говорит что есть и промышленные потребители пара определённых параметров (иначе бы турбину типа Р не ставили).
Ещё, насколько я понимаю, особенность Иркутской ГЭС в том что она работает в базе. В этом случае кому-нибудь другому надо осуществлять участие в регулировании.
Факты:
Холостой сброс через три наши ГЭС отсутствует. Это логично. Дешёвая энергия, надо брать столько, сколько вырабатывается. Производится, естественно, пила. На графике отлично видно.
Тараканы:
Чем-то эта пила ровняется.
Предложите вариант, как можно маневрировать ГЭС, снимая с неё пилу?
Только, однако, подгоняя под эту пилу потребление...
Но мы же не будем всерьёз рассматривать эту версию, правда?
если холостой сброс в ДАННЫЙ момент отсутствует, это не значит, что его вообще не бывает.
Есть такая таблица, которая показывает, что мощность холостого сброса Иркутской ГЭС больше, чем сброс через турбины.
о какой пиле идёт речь?
общее свойство энергосистем - выработка электроэнергии должна покрывать потребности её потребления.
Поэтому первоначально режим задаёт именно потребление, которое и формирует неравномерность (с натяжкой можно сказать "пилу").
Существуют источники энергии, которые генерируют пилу ВЫРАБОТКИ. Это ВЭС и СЭС. Это может быть и ГЭС, если она не имеет плотины, а просто стоит на потоке.
Но при ГЭС как раз делают плотину, чтобы она могла работать НЕ в режиме "пилы".
На вашем графике видно, что как раз иркутская ГЭС работает в базовом режиме, но маневренным в течении года (один месяц поток 1500 м3/с, другой - 1300). Как меняется расход через турбины в течении суток, графика нет. Иначе из него было бы понятно реально ли ГЭС работает в базовом режиме, или и по суткам она маневрирует.
ТЭЦ - это прежде всего теплоснабжение.
Теплоснабжение - это в том числе и горячая вода.
Также могут быть промышленные потребители (воды и пара). Поэтому если с мая по октябрь требуется горячая вода, и тепло для промпотребителей, то ТЭЦ простаивать не будет: будут простаивать избыточные блоки, а работать только те, которых достаточно для существующего теплоснабжения.
пысы: возможна ситуация, когда блок ТЭЦ работает, но выдает только электроэнергию, без тепла. Это называется "работа теплофикационной турбины в конденсационном режиме". Но такой режим очень неэкономичен, и его стараются применять по минимуму.
вы совершенно далеки от энергетики.
если вы утверждаете, что ГЭС - это НЕ маневренная электростанция, то это означает, что вы утверждаете, что 2+2=5. Спорить в этом случае безполезно.
Далее:
Зачем, про ответе про маневренность (ГЭС или ТЭС) вы пишите про "избыток" электроэнергии?
Эти понятия между собой связаны косвенно.
Т.е. то, что в каскаде Иркутской энергосистемы присутствует маневренная ГЭС, ещё не означает, что энергии ТОЛЬКО от неё будет достаточно. Скорее всего, именно из за недостаточности энергии от ГЭС и построили ТЭС.
Ещё раз, русскими буквами: в Иркутске НЕТ никакого недостатка э/э. Совсем. Вообще. Есть гигантский избыток. Понимаете?
Гляньте на приведённые в моей ссылке данные и подумайте, где там маневрирование?
вы пишите русскими буквами, тут я согласен. Но пишете ЕРУНДУ.
Поэтому связь между буквами русскими, и смыслом, который вы в них вкладываете, не прослеживается.
Ровно так же, как она не прослеживается в картинках по вашей ссылке (где приведены данные по среднеСУТОЧНОМУ сбросу воды через турбины).
ГЭС - это МАНЕВРЕННАЯ генерация. Но она может работать и в базе. Но МАНЕВРЕННОЙ от этого быть не перестаёт.
Вы приводите график среднесуточных расходов. Но даже по этому графику видна ступенька, где суточный сброс скачет, от 1500, сперва до 1404, а потом до 1300 м3/с, классический случай маневренной станции.
Чтобы проанализировать, в каком режиме она работает в ТЕЧЕНИИ суток, необходимо найти график расхода воды через турбины в течении СУТОК. Но и то, даже если в течении суток ГЭС работает в базовом режиме (а такое возможно, когда водоприток в водохранилище большой, и его надо сбрасывать кровь из носу), ГЭС неманевренной быть не перстаёт.
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 мощности, то может стоит делать менее мощные и проблемы нет?
Применительно к данному топику это разные названия одного и того же
ГазоТурбинная Установка
Газовая Турбина Большой Мощности
Я думаю разница есть в костав на единицу мощности и в стоимость производства и монтажа на единицу мощности.
Прочитал комментарий автора, не понял в чем суть вопроса...
1. Мы и так делаем традиционные ПСУ на нормальном уровне, вопрос повышения начальных параметров/промперегрева как правило не стоит (мало кому нужно ибо в основном нужны модернизации уже существующего оборудования).
2. Модернизация блока с ПСУ до ПГУ или новое строительство ПГУ это как раз то за что борятся СМ и всяческие транснацики. Проблем не вижу в том что в России будет пусть и плохонькая по современным меркам энергетическая ГТУ, но зато своя, годная для этой части ДПМ-2. В любом случае она в плане эффективности сжигания газа будет лучше самых хороших российских ПСУ. И сильно много на это денег не надо, стоимость привлечённых госсредств имеет порядок стоимости технического проекта блока АЭС.
Нет. Не делаем мы сегодня ничего на мировом уровне. Тут неплохой подробный анализ к примеру
2. На ГТЭ-110 потрачено 20 лет и хренова туча денег. Результат предсказуем.
Весь вопрос в заказчиках, была бы у них необходимость - мы бы сделали, отечественные сертифицированные стали на ССКП - с ними некоторая беда, но есть импорт.
Но наши генерирующие компании заказывают в основном модернизации, и то часто только отдельных цилиндров.
Единственный проблеск в плане материаловедения были блоки Харанорской/Черепетской ГРЭС на штатные 560 градусов ... Рожали десяток лет с начала-середины нулевых, за это время во всем мире убежали на 630-650 градусов и успокоились на этом (кроме азиатских стран) ...
Моё личное мнение, в России такие блоки практически не нужны, потому что это крупные машины (тренд стартовал с блоков 450 МВт, быстро проскочил 660 и китайцы как основные потребители таких изделий в основном делают ставку на 1000-1100 МВт, ибо только высокой единичной мощностью можно окупить высокие капзатраты на материалы).
В России же такая ситуация что там где есть уголь, уже стоит крупная генерация предыдущего поколения (например блоки 800 МВт на Березовской ГРЭС, экибастузские 500-ки на севере Казахстана, связанные с нашей сетью), а существующей энергосистема Кузбасса такую махину сложно переварить.
Резюмируя - банально некуда воткнуть, почти все места заняты и денег на новое строительство нужно много, проще модернизировать существующее.
И на тему эффективности ССКП - эффективность блока зависит не только от начальных, но и от конечных от параметров цикла Ренкина (от давления в конденсаторе), так наши обычные блоки на 3-4 кПа могут посоревноваться по эффективности сжигания топлива с каким-нибудь китайским блоком ССКП, построенным в полупустыне с сухой градирней с давлением в конденсаторе 12-15 кПа.
автор говорит имел дело с большой энергетикой
в камментах тоже не вьюноши
но практически везде вроде, мне говорили, я слышал.....
Икзперды одни....
вот сразу человек всё понял
каммент дня.
Проблема в том, что про отсутствие достижений у нас писать как то не принято. Поэтому к примеру о том, что сатурновские опытным путем выяснили, что их ГТУ, уже смонтированная и сданная в эксплуатацию стабильно разваливается через ~5000 часов работы по причине дефекта, заложенного на этапе проектирования, нигде прочитать нельзя.
андр_мат
НЯП, ГЭСом маневрировать не получится. ГЭС дает столько, сколько может. Дает пилу. Вот здесь, например, можно пилу сброса воды поглядеть. Сброс через турбины=электричество, правильно?
Это самая дешевая э/э. Ее надо использовать максимально.Но ее саму надо выравнивать.
С этой целью в Иркутске, имеющем огромный избыток э/э от ГЭС, существует Ново-Иркутская ТЭЦ, которая и маневрирует.
Ну не совсем так:
из-за маловодности реки Ангарский каскад ГЭС вынужден снижать производство электроэнергии, из-за чего крупный бизнес терпит убытки. Не лучше ситуация и на других ГЭС, зависящих от Байкала. Иркутская ГЭС, к примеру, только за одну неделю сократила производство на 15%. …
Уроды - "особоэффективные энергетики без дипломов "( или с купленными оными), "севшие" на "прихватизированную и раздербаненную ими РАО ЕЭС - уже все "максимально использовали" - фактически угробили ради прибыли ту же СШГЭС мощностью 6400 МВт (строил ее в составе ССО МЭИ), убив почти 100 человек ...Похоже, теперь настала очередь Байкала...
По состоянию на 1 января 2017 года установленная мощность электростанций ОЭС Сибири составляла 51 969,8 МВт. На протяжении года из эксплуатации было выведено изношенное и морально устаревшее оборудование суммарной мощностью 117 МВт. Помимо этого, на изменение итогового показателя также повлияли:
- ввод в действие новых генерирующих мощностей (+35 МВт);
- перемаркировка электрооборудования (+41,9 МВт);
- прочие изменения и уточнения данных (-18,5 МВт).
Управление режимом работы ОЭС Сибири усложняется естественной нестабильностью годового стока рек Ангаро-Енисейского каскада (его потенциал оценивается в 70-120 млрд. кВт⋅ч) и непостоянством водности рек. Интенсивность речного стока – это исключительно природное явление, которое невероятно сложно (а порой и невозможно) спрогнозировать даже в краткосрочной перспективе.
И - главное - по Вашей Иркутской области (помимо "спуска" Байкала на выработку э-энергии):
Все регионы Сибирского федерального округа, за исключением Иркутской области, относятся к категории энергодефицитных. Передача электроэнергии на большие расстояния при невысокой мощности и малом объёме энергопотребления существенно увеличивает затраты на 1 кВт⋅ч до 1 руб. и даже больше.
По поводу маловодности: вообщето при строительстве ГЭС во внимание принимается статистика водности рек в течении 25 последних лет, и мощность рассчитывают таким образом, чтобы мощность в самый маловодный год была на уровне расчетной рентабельности. Когда водность больше, просто увеличивается КИУМ ГЭС, и повышаются доходы.
Логично, что идеальное состояние - это КИУМ = 1 (и выше, если бы было можно )))), и ПОЭТОМУ при его значении ниже, собственники начинают причитать))
В реале надо смотреть проект и расчетные параметры.
goto
По поводу маловодности: вообщето при строительстве ГЭС во внимание принимается статистика водности рек в течении 25 последних лет, и мощность рассчитывают таким образом, чтобы мощность в самый маловодный год была на уровне расчетной рентабельности. Когда водность больше, просто увеличивается КИУМ ГЭС, и повышаются доходы.
Вообще-то при строительстве ветряных и солнечных электростанций ТОЖЕ для ТЭО используются данные измерений - и не за один год, а не производится опрос тех же тутошних ...мм...."самоназначенных энергетиков без дипломов"....
Логично, что идеальное состояние - это КИУМ = 1 (и выше, если бы было можно )))), и ПОЭТОМУ при его значении ниже, собственники начинают причитать))
В реале надо смотреть проект и расчетные параметры.
Вообще-то не "причитать", а подсчитывать убытки...а повышение средней температуры на планете " в течение последних не менее 25 лет" и маловодность рек "немного" связаны друг с другом....
кто-то утверждал обратное?
конечно, подсчитывают.
но отличие ГЭС в том, что хаотические осадки она аккумулирует в своей плотине, и использует их ровно тогда, когда нужно. ВЭС, если рассчитывать по ГАРАНТИЙНОЙ скорости ветра, были бы почти все маломощные. Но тогда и смысла в них не будет. Поэтому строят довольно мощные, но выработка у них хаотична. Собственно, поэтому с ними в оффшоры и лезут: там и направление ветра почти постоянное, и скорости высокопрогнозируемые, и потоки постоянные, нет нужды "аккумулировать" ветровой поток.
именно причитать.
Недалеко от меня есть маленькая ГЭС (100 МВт), расчетный минимальный КИУМ у нее что-то около 2000 часов в год.
Однако, по графикам выработки электроэнергии видно, что этот КИУМ иногда достигает значений 7500 часов в год.
Очевидно, что в многоводный год собственник потирает руки, а в маловодный причитает: ах сколько я "потерял". Хотя инженер подойдет и скажет: вот расчеты, всё идёт согласно ним.
Про среднее повышение температуры: а) это не доказано б) для России, как одной из самых холодных стран, это скорее благо в) имеет место не снижение количества осадков (именно они являются источниками рек), а их перераспределение. Например, сейчас в Москве снега нет, а люди, живущие в СИбири и дальше, открывают на это глаза. Да я и сам вчера вернулся из кемеровской области, все там с осадками нормально г) всеобщее потепление вызывает повышенное испарение воды, поэтому и осадков должно становиться больше.
Страницы