ПГУ Установка, предназначенная для одновременного преобразования энергии двух рабочих тел пара и газа, в механическую энергию. [ГОСТ 26691 85] парогазовая установка Устройство, включающее радиационные и конвективные поверхности нагрева,… …

Парогазовая установка - устройство, включающее радиационные и конвективные поверхности нагрева, генерирующие и перегревающие пар для работы паровой турбины за счет сжигания органического топлива и утилизации теплоты продуктов сгорания, используемых в газовой турбине в… … Официальная терминология

Парогазовая установка - ГТУ 15. Парогазовая установка Установка, предназначенная для одновременного преобразования энергии двух рабочих тел пара и газа, в механическую энергию Источник: ГОСТ 26691 85: Теплоэнергетика. Термины и определения оригинал документа 3.13 парог … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

парогазовая установка с внутрицикловой газификацией биомассы - (в зависимости от используемой технологии газификации КПД достигает 36 45 %) [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN biomass integrated gasification combined cycle plant … Справочник технического переводчика

парогазовая установка с внутрицикловой газификацией угля - — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN gasification combined cycle plant … Справочник технического переводчика

парогазовая установка с внутрицикловой газификацией угля (ПГУ-ВГУ) - — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN coal gasification power plantintegrated coal gasification combined cycle plant … Справочник технического переводчика

парогазовая установка с внутрицикловой газификацией угля на воздушном дутье - — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN air blown integrated coal gasification combined cycle plant … Справочник технического переводчика

парогазовая установка с внутрицикловой газификацией угля на кислородном дутье - — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN oxygen blown integrated coal gasification combined cycle plant … Справочник технического переводчика

парогазовая установка с дожиганием топлива - — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN combined cycle plant with supplemenary firing … Справочник технического переводчика

парогазовая установка с дополнительным сжиганием топлива - — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN supplementary fired combined cycle plant … Справочник технического переводчика

Что такое устройство ПГУ КамАЗа-5320? Этот вопрос интересует многих новичков. Данная аббревиатура может привести в недоумение несведущего человека. На самом деле ПГУ - это пневматический Рассмотрим особенности этого устройства, его принцип работы и типы обслуживания, включая ремонт.

• 1 - гайка сферическая с контргайкой.
• 2 - поршневой толкатель деактиватора сцепления.
• 3 - предохранительный чехол.
• 4 - поршень выключения сцепления.
• 5 - задняя часть остова.
• 6 - комплексный уплотнитель.
• 7 - следящий поршень.
• 8 - клапан перепускной с колпаком.
• 9 - диафрагма.
• 10 - клапан впускной.
• 11 - выпускной аналог.
• 12 - поршень пневматического типа.
• 13 - сливная пробка (для конденсата).
• 14 - фронтальная часть корпуса.
• «А» - подвод рабочей жидкости.
• «Б» - поступление сжатого воздуха.

Предназначение и устройство

Грузовой автомобиль - достаточно массивная и крупногабаритная техника. Для ее управления требуется недюжинная физическая сила и выносливость. Устройство ПГУ КамАЗа-5320 позволяет облегчить регулировку транспортного средства. Это небольшое, но полезное устройство. Оно дает возможность не только упростить труд водителя, но и повышает производительность работ.

Рассматриваемый узел состоит из следующих элементов:

• Поршневого толкателя и регулировочной гайки.
• Пневматического и гидравлического поршня.
• Пружинного механизма, редуктора с крышкой и клапаном.
• Седла диафрагмы, контрольного винта.
• и поршневого следящего приспособления.

Особенности

Корпусная система усилителя состоит из двух элементов. Фронтальная часть изготавливается из алюминия, а задний аналог - из чугуна. Между деталями предусмотрена специальная прокладка, которая играет роль уплотнителя и диафрагмы. Следящий механизм регулирует изменение давления воздуха на пневмопоршень в автоматическом режиме. В данное приспособление также входит уплотнительная манжета, пружины с диафрагмами, а также клапаны на впуск и выпуск.

Принцип действия

При нажатии педали сцепления под давлением жидкости устройство ПГУ КамАЗа-5320 давит на шток и поршень следящего приспособления, после чего конструкция вместе с диафрагмой смещается до момента открытия впускного клапана. Затем воздушная смесь из пневматической системы автомобиля подается к пневмопоршню. В результате суммируются усилия обоих элементов, что позволяет отвести вилку и выключить сцепление.

После того, как нога убирается с педали сцепления, давление подводящей магистральной жидкости падает до нулевого показателя. Вследствие этого ослабевает нагрузка на гидравлические поршни исполнительного и следящего механизма. По этой причине поршень гидравлического типа начинает перемещаться в обратном направлении, закрывая впускной клапан и блокируя поступление давления из ресивера. Нажимная пружина, воздействуя на следящий поршень, отводит его в исходную позицию. Воздух, изначально реагирующий с пневматическим поршнем, выводится в атмосферу. Шток с обоими поршнями возвращается в начальное положение.

Производство

Устройство ПГУ КамАЗа-5320 подходит для многих модельных модификаций этого производителя. Большинство старых и новых тягачей, самосвалов, военных вариантов оснащается пневмогидравлическим усилителем руля. Современные модификации, производимые различными компаниями, имеют следующие обозначения:

• Запчасти КамАЗ (ПГУ) производства ОАО «КамАЗ» (номер по каталогу 5320) с вертикальным размещением следящего приспособления. Устройство над корпусом цилиндра используется на вариациях под индексом 4310, 5320, 4318 и некоторых других.
• WABCO. ПГУ под этой маркой производятся в США, отличаются надежностью и компактными габаритами. Эта комплектация оборудована системой слежения за состоянием накладок, уровень износа которых доступно определить без демонтажа силового агрегата. Большинство грузовиков с серии 154 оснащаются именно этим пневмогидравлическим оборудованием.
• Пневмогидроусилитель сцепления «ВАБКО» для моделей с КПП типа ZF.
• Аналоги, выпускаемые на заводе в Украине (Волчанск) или Турции (Yumak).

В плане выбора усилителя специалисты рекомендуют приобретать такую же марку и модель, которая была изначально установлена на машине. Это позволит обеспечить максимально правильное взаимодействие между усилителем и механизмом сцепления. Прежде чем менять узел на новую вариацию, проконсультируйтесь со специалистом.

Обслуживание

Для поддержания рабочего состояния узла осуществляют следующие работы:

• Визуальный осмотр, позволяющий обнаружить видимые утечки воздуха и жидкости.
• Подтягивание фиксирующих болтов.
• Регулировку свободного хода толкателя при помощи сферической гайки.
• Доливку рабочей жидкости в баке системы.

Стоит отметить, что при регулировке ПГУ КамАЗа-5320 модификации Wabco, износ накладок сцепления легко просматривается на специальном указателе, выдвигаемом под воздействием поршня.

Разборка

Данная процедура при необходимости выполняется в следующем порядке:

• Задняя часть корпуса зажимается в тисках.
• Откручиваются болты. Снимаются шайбы и крышка.
• Изымается клапан из корпусной части.
• Демонтируется фронтальный остов вместе с пневматическим поршнем и его мембраной.
• Снимаются: диафрагма, следящий поршень, стопорное кольцо, элемент выключения сцепления и корпус уплотнителя.
• Удаляется перепускной клапанный механизм и люк с выпускным уплотнителем.
• Остов вынимается из тисов.
• Демонтируется упорное кольцо задней части корпуса.
• Стержень клапана освобождается от всех конусов, шайб и седла.
• Следящий поршень снимается (предварительно необходимо убрать стопор и прочие сопутствующие элементы).
• Из фронтальной части корпуса извлекается пневматический поршень, манжета и стопорное кольцо.
• Затем все детали промываются в бензине (керосине), обдаются сжатым воздухом и проходят этап дефектации.

ПГУ КамАза-5320: неисправности

Чаще всего в рассматриваемом узле возникают неполадки следующего характера:

• Сжатый воздушный поток поступает в недостаточном количестве либо совсем отсутствует. Причина неисправности - разбухание впускного клапана пневматического усилителя.
• Заклинивание следящего поршня на пневмоусилителе. Вероятнее всего, причина кроется в деформации уплотнительного кольца или манжеты.
• Наблюдается «провал» педали, что не позволяет полностью выключить сцепление. Эта неполадка свидетельствует о попадании воздуха в гидравлический привод.

Ремонт ПГУ КамАЗа-5320

Проводя дефектовку элементов узла, особое внимание следует обратить на такие моменты:

• Проверку уплотнительных деталей. Не допускается наличие на них деформаций, разбухания и трещин. В случае нарушения эластичности материала, элемент подлежит замене.
• Состояние рабочих поверхностей цилиндров. Контролируется внутренний зазор диаметра цилиндров, который по факту должен соответствовать нормативу. На деталях не должно быть вмятин или трещин.

В ремонтный комплект ПГУ входят такие запчасти КамАЗа:

• Защитный чехол заднего корпуса.
• Конус и диафрагма редуктора.
• Манжеты для пневматического и следящего поршня.
• Колпак перепускного клапана.
• Стопорные и уплотнительные кольца.

Замена и установка

Для замены рассматриваемого узла выполняют следующие манипуляции:

• Проводится стравливание воздуха из ПГУ КамАЗа-5320.
• Сливается рабочая жидкость либо перекрывается слив при помощи пробки.
• Демонтируется прижимная пружина вилки рычага включения сцепления.
• От устройства отсоединяются подводящие воду и воздух трубы.
• Откручиваются финты крепления к картеру, после чего агрегат демонтируется.

После замены деформированных и негодных элементов, система проверяется на герметичность в гидравлической и пневматической части. Сборка производится следующим образом:

• Совмещают все фиксирующие отверстия с гнездами в картере, после чего закрепляется усилитель при помощи пары болтов с пружинными шайбами.
• Подсоединяется гидравлический шланг и воздушный трубопровод.
• Монтируется оттяжный пружинный механизм вилки выключения узла сцепления.
• В компенсационный резервуар наливают тормозную жидкость, после чего прокачивают систему гидравлического привода.
• Проверяют повторно герметичность соединений на предмет подтекания рабочей жидкости.
• Регулируется, при необходимости, величина зазора между торцевой частью крышки и ограничителем хода активатора делителя передач.

Принципиальная схема подсоединения и размещения элементов узла

Принцип работы ПГУ КамАЗа-5320 проще понять, изучив представленную ниже схему с пояснениями.

• а - стандартная схема взаимодействия частей привода.
• б - расположение и фиксация элементов узла.
• 1 - педаль блока сцепления.
• 2 - основной цилиндр.
• 3 - цилиндрическая часть пневматического усилителя.
• 4 - следящий механизм пневматической части.
• 5 - воздухопровод.
• 6 - основной гидроцилиндр.
• 7 - выключающая муфта с подшипником.
• 8 - рычаг.
• 9 - шток.
• 10 - шланги и трубы привода.

Рассматриваемый узел имеет довольно понятное и простое устройство. Тем не менее его роль при управлении грузовым автомобилем очень значительна. Использование ПГУ позволяет существенно облегчить управление машиной и повысить эффективность работы транспортного средства.

Какие причины внедрения ПГУ в России, почему это решение трудное но необходимое?

Почему начали строить ПГУ

Децентрализованный рынок производства электроэнергии и теплоты диктует энергетическим компаниям необходимость повышения конкурентоспособности сво­ей продукции. Основное значение для них имеют минимизация риска инвестиций и реальные результаты, которые можно получить при использовании данной технологии.

Отмена государственного регу­лирования на рынке электроэнергии и теплоты, которые станут коммерческим продуктом, приведет к усилению конкуренции между их производителями. Поэтому в будущем только надежные и высо­корентабельные электростанции смогут обеспечить дополнитель­ные капиталовложения в осуществление новых проектов.

Критерии выбора ПГУ

Выбор того или иного типа ПГУ зависит от многих факто­ров. Одними из наиболее важных критериев в реализации про­екта являются его экономическая выгодность и безопасность.

Анализ существующего рынка энергетических установок пока­зывает значительную потребность в недорогих, надежных в эк­сплуатации и высокоэффективных энергетических установках. Выполненная в соответствии с этой концепцией модульная конструкция с заданными параметрами делает установку легко адаптируемой к любым местным условиям и специфическим требованиям заказчика.

Такая продукция удовлетворяет более 70 % заказчиков. Этим условиям в значительной степени соответствуют ГТ и ПГ-ТЭС утилизационного (бинарного) типа.

Энергетический тупик

Анализ энергетики России, выполненный рядом академи­ческих институтов, показывает: уже сегодня электроэнергетика России практически теряет ежегодно 3-4 ГВт своих мощностей. В результате к 2005 г. объем отработавшего свой физический ресурс оборудования будет составлять, по данным РАО “ЕЭС России”, 38 % общей мощности, а к 2010 г. этот показатель составит уже 108 млн. кВт (46 %).

Если события будут развиваться именно по такому сценарию, то большинство энергоблоков из-за старения в ближайшие годы войдут в зону серьезного риска аварий. Пробле­му технического перевооружения всех типов существующих элек­тростанций обостряет то, что даже часть сравнительно “молодых” энергоблоков 500-800 МВт исчерпала ресурс работы основных узлов и требует серьезных восстановительных работ.

Читайте также: Как отличаются КПД ГТУ и КПД ПГУ для отечественных и зарубежных электростанций

Реконструкция электростанций – это проще и дешевле

Продление сроков эксплуатации станций с заменой крупных узлов основного оборудования (роторов турбин, поверхностей на­грева котлов, паропроводов), конечно, значительно дешевле, чем строительство новых электростанций.

Электростанциям и заводам-изготовителям зачастую удобно и выгодно заменять оборудование на аналогичное демонтируемому. Однако при этом не используют­ся возможности значительного увеличения экономии топлива, не уменьшается загрязнение окружающей среды, не применяются со­временные средства автоматизированных систем нового оборудо­вания, увеличиваются затраты на эксплуатацию и ремонт.

Низкий КПД электростанций

Россия постепенно выходит на европейский энергетический рынок, войдет в ВТО, вместе с тем у нас много лет сохраняется крайне низкий уровень тепловой эффективности электроэнерге­тики. Средний уровень коэффициента полезного действия энерго­установок при работе на конденсационном режиме равен 25 %. Это означает, что при повышении цены на топливо до мирового уровня цена на электроэнергию у нас неизбежно станет в полто­ра-два раза выше мировой, что отразится на других товарах. По­этому реконструкция энергоблоков и тепловых станций должна производиться так, чтобы вводимое новое оборудование и отдель­ные узлы электростанций были на современном мировом уровне.

Энергетика выбирает парогазовые технологии

Сейчас, несмотря на тяжелое финансовое положение, в конст­рукторских бюро энергомашиностроительных и авиадвигательных научно-исследовательских институтов возобновились разработки новых систем оборудования для тепловых электростанций. В частности, речь идет о создании конденсационных парогазовых электро­станций с коэффициентом полезного действия до 54-60 %.

Эконо­мические оценки, сделанные разными отечественными организациями, свидетельствуют о реальной возможности снизить издержки производства электроэнергии в России, если строить подобные электростанции.

Даже простые ГТУ будут эффективнее по КПД

На ТЭЦ не обязательно повсеместно применять ПГУ такого типа, как ПГУ-325 и ПГУ-450. Схемные решения могут быть различны­ми в зависимости от конкретных условий, в частности, от соотно­шения тепловых и электрических нагрузок.

Читайте также: Выбор цикла парогазовой установки и принципиальной схемы ПГУ

В простейшем случае при использовании тепла отработавших в ГТУ газов для теплоснаб­жения или производства технологического пара электрический КПД ТЭЦ с современными ГТУ достигнет уровня 35 %, что также зна­чительно выше существующих сегодня. Об отличиях КПД ГТУ и ПТУ - читате в статье Как отличаются КПД ГТУ и КПД ПГУ для отечественных и зарубежных электростанций

Применение ГТУ на ТЭЦ может быть очень широким. В настоя­щее время около 300 паротурбинных агрегатов ТЭЦ мощностью 50-120 МВт питаются паром от котлов, сжигающих 90 и более процентов природного газа. В принципе все они являются кандида­тами на техническое перевооружение с использованием газовых турбин единичной мощностью 60-150 МВт.

Трудности с внедрением ГТУ и ПГУ

Однако процесс промышленного внедрения ГТУ и ПГУ в на­шей стране идет крайне медленно. Главная причина - инвестици­онные трудности, связанные с необходимостью достаточно круп­ных финансовых вложений в минимально возможные сроки.

Другое сдерживающее обстоятельство связано с фактическим отсутствием в номенклатуре отечественных производителей чисто энергетических газовых турбин, проверенных в широкомасштаб­ной эксплуатации. За прототипы таких газовых турбин можно при­нять ГТУ нового поколения.

Бинарные ПГУ без регенерации

Определенным преимуществом обладают бинарные ПГУ, как наиболее дешевые и надежные в эксплуатации. Паровая часть би­нарных ПГУ очень проста, так как паровая регенерация невыгодна и не используется. Температура перегретого пара на 20-50 °С ниже температуры отработавших в ГТУ газов. В настоящее время она дос­тигла уровня стандартных в энергетике 535-565 °С. Давление све­жего пара выбирается так, чтобы обеспечить приемлемую влаж­ность в последних ступенях, условия работы и размеры лопаток которых примерно такие же, как и в мощных паровых турбинах.

Влияние давления пара на эффективность ПГУ

Учитываются, конечно, экономические, стоимостные факторы, так как давление пара мало влияет на термический КПД ПГУ. Чтобы уменьшить температурные напоры между газами и паро­водяной средой и лучшим образом с меньшими термодинами­ческими потерями использовать тепло отработавших в ГТУ га­зов, испарение питательной воды организуют при двух или трех уровнях давления. Выработанный при пониженных давлениях пар подмешивают в промежуточных точках проточной части турби­ны. Осуществляют также промежуточный перегрев пара.

Читайте также: Надежность парогазовых установок ПГУ

Влияние температуры уходящих газов на КПД ПГУ

С повышением температуры газов на входе в турбину и выхо­де из нее параметры пара и экономичность паровой части цикла ГТУ возрастают, способствуя общему увеличению КПД ПГУ.

Выбор конкретных направлений создания, совершенствования и широкомасштабного производства энергетических машин дол­жен решаться с учетом не только термодинамического совершен­ства, но и инвестиционной привлекательности проектов. Инвести­ционная привлекательность российских технических и производственных проектов для потенциальных инвесторов - важнейшая и актуальнейшая проблема, от решения которой в значительной мере зависит возрождение экономики России.

(Visited 3 460 times, 1 visits today)

К сожалению, переход на сооружение парогазовых ТЭЦ (ПГУ ТЭЦ) вместо паротурбинных привел к еще более резкому снижению теплофикации в общем производстве энергии. Это, в свою очередь, приводит к повышению энергоемкости ВВП и снижению конкурентоспособности отечественной продукции, а также увеличению затрат на жилищно-коммунальные нужды.

¦ высокий КПД выработки электроэнергии на ПГУ ТЭЦ по конденсационному циклу до 60%;

¦ трудности размещения ПГУ ТЭЦ в условиях плотной городской застройки, а также рост поставок топлива в города;

¦ по сложившейся традиции ПГУ ТЭЦ оснащаются, также как и паротурбинные станции, теплофикационными турбинами типа Т.

Строительство ТЭЦ с турбинами типа Р, начиная с 1990-х гг. прошлого века, было практически прекращено. В доперестроечное время около 60% тепловой нагрузки городов приходилось на долю промышленных предприятий. Их потребность в тепле для осуществления технологических процессов в течение года была достаточно стабильной. В часы утреннего и вечернего максимумов электропотребления городов пики электроснабжения сглаживались путем введения соответствующих режимов ограничения поставок электрической энергии промышленным предприятиям. Установка на ТЭЦ турбин типа Р была экономически оправдана из-за их меньшей стоимости и более эффективного расходования энергоресурсов по сравнению с турбинами типа Т. парогазовый энергоресурс топливо

Последние 20 лет из-за резкого спада промышленного производства существенно изменился режим энергоснабжения городов. В настоящее время городские ТЭЦ работают по отопительному графику, при котором летняя тепловая нагрузка составляет всего 15-20% расчетной величины. Суточный график электропотребления стал более неравномерным из-за включения электрической нагрузки населением в вечерние часы, который связан со шквальным ростом оснащения населения электрической бытовой техникой. Кроме того, выравнивание графика энергопотребления за счет введения соответствующих ограничений промышленных потребителей из-за их малой доли в общем энергопотреблении оказалось невозможным. Единственным не очень эффективным способом решения проблемы явилось сокращение вечернего максимума за счет введения сниженных тарифов в ночные часы .

Поэтому в паротурбинных ТЭЦ с турбинами типа Р, где выработка тепловой и электрической энергии жестко взаимосвязаны, применение таких турбин оказалось нерентабельным. Противодавленческие турбины производятся теперь только малой мощности для повышения эффективности работы городских паровых котельных путем перевода их в режим когенерации.

Такой установившийся подход сохранился и на сооружении ПГУ ТЭЦ. Вместе с тем при парогазовом цикле жесткая взаимосвязь между отпуском тепловой и электрической энергии отсутствует. На этих станциях с турбинами типа Р покрытие вечернего максимума электрической нагрузки может осуществляться путем временного увеличения отпуска электроэнергии в газотурбинном цикле. Кратковременное снижение отпуска тепла в систему теплоснабжения не сказывается на качестве отопления благодаря теплоаккумулирующей способности зданий и тепловой сети.

Принципиальная схема ПГУ ТЭЦ с противодавленческими турбинами включает две газовые турбины, котел-утилизатор, турбину типа Р и пиковый котел (рис. 2). Пиковый котел, который может быть установлен вне площадки ПГУ, на схеме не показан .

Из рис. 2 видно, что ПГУ ТЭЦ состоит из газотурбинной установки в составе компрессора 1, камеры сгорания 2 и газовой турбины 3. Выхлопные газы из ГТУ направляются в котел-утилизатор (КУ) 6 или в байпасную трубу 5 в зависимости от положения шибера 4 и проходят ряд теплообменников, в которых вода нагревается, пар сепарируется в барабанах низкого 7 и высокого давления 8, направляется в паротурбинную установку (ПТУ) 11. Причем насыщенный пар низкого давления поступает в промежуточный отсек ПТУ, а пар высокого давления предварительно перегревается в котле-утилизаторе и направляется в голову ПТУ Выходящий из ПТУ пар конденсируется в теплообменнике сетевой воды 12 и конденсатными насосами 13 направляется в газовой подогреватель конденсата 14, а затем направляется в деаэратор 9 и из него в КУ.

При тепловой нагрузке, не превышающей базовую, станция работает полностью по отопительному графику (АТЭЦ=1). Если тепловая нагрузка превышает базовую, включается пиковый котел. Потребное количество электроэнергии поступает от внешних источников генерации по городским электрическим сетям.

Однако возможны ситуации, когда потребность в электроэнергии превышает объем ее подачи от внешних источников: в морозные дни при росте потребления электроэнергии бытовыми нагревательными приборами; при авариях на генерирующих мощностях и в электрических сетях. В таких ситуациях величина мощности газовых турбин при традиционном подходе тесно привязана к производительности котла- утилизатора, которая в свою очередь диктуется потребностью в тепловой энергии в соответствии с отопительным графиком и может оказаться недостаточной для удовлетворения возросшего спроса на электроэнергию.

Чтобы покрыть возникший дефицит электроэнергии, газовая турбина переключается частично на сброс отработанных продуктов сгорания помимо котла-утилизатора непосредственно в атмосферу. Таким образом, ПГУ ТЭЦ переводится временно в смешанный режим - с парогазовым и газотурбинным циклами.

Известно, что газотурбинные установки обладают высокой маневренностью (скорости набора и сброса электрической мощности). Поэтому еще в советское время их предполагалось наряду с гидроаккумулирующими станциями использовать для сглаживания режима электроснабжения.

Кроме того, надо отметить, что развиваемая ими мощность увеличивается с понижением температуры наружного воздуха и именно при низких температурах в самое холодное время года наблюдается максимум электропотребления. Это показано в таблице .

При достижении мощности, составляющей более 60% от расчетной величины, выбросы вредных газов NOx и CO минимальны (рис. 3).

В межотопительный период, чтобы не допустить снижения мощности газовых турбин более чем на 40%, одна из них отключается.

Повышение энергетической эффективности ТЭЦ может быть достигнуто за счет централизованного холодоснабжения городских микрорайонов . При аварийных ситуациях на ПГУ ТЭЦ целесообразно в отдельных зданиях строить газотурбинные установки малой мощности .

В районах плотной городской застройки крупных городов при реконструкции существующих ТЭЦ с паровыми турбинами, выработавшими свой ресурс, целесообразно создавать на их базе ПГУ ТЭЦ с турбинами типа Р. В результате высвобождаются значительные площади, занятые системой охлаждения (градирни и др.), которые могут быть использованы для других целей.

Сопоставление ПГУ ТЭЦ с турбинами с противодавлением (типа Р) и ПГУ ТЭЦ с конденсационно-отборными турбинами (типа Т) позволяет сделать следующие выводы.

• 1. И в том, и в другом варианте коэффициент полезного использования топлива зависит от доли выработки электроэнергии на базе теплового потребления в общем объеме генерации.
• 2. В ПГУ ТЭЦ с турбинами типа Т потери тепловой энергии в контуре охлаждения конденсата имеют место в течение всего года; наибольшие потери - в летний период, когда размер теплового потребления ограничен только горячим водоснабжением.
• 3. В ПГУ ТЭЦ с турбинами типа Р КПД станции снижается только в ограниченный промежуток времени, когда необходимо покрыть возникший дефицит в электроснабжении.
• 4. Маневренные характеристики (скорости набора и сброса нагрузки) газовых турбин многократно выше характеристик паровых турбин.

Таким образом, для условий строительства станций в центрах больших городов ПГУ ТЭЦ с противодавленческими турбинами (типа Р) превосходят парогазовые ТЭЦ с конденсационноотборными турбинами (типа Т) по всем показателям. Для их размещения требуется значительно меньшая территория, они более экономично расходуют топливо и их вредное воздействие на окружающую среду также меньше.

Однако, для этого необходимо внести соответствующие изменения в нормативную базу по проектированию парогазовых станций.

Практика последних лет показывает, что инвесторами, сооружающими загородные ПГУ ТЭЦ и на достаточно свободных территориях, приоритет отдается выработке электроэнергии, а отпуск тепла рассматривается ими как побочный вид деятельности. Объясняется это тем, что КПД станций даже в конденсационном режиме может достигать 60%, а сооружение теплотрасс требует дополнительных затрат и многочисленных согласований с разными структурами. В итоге коэффициент теплофикации АТЭЦ может быть меньше 0,3.

Поэтому при проектировании ПГУ ТЭЦ нецелесообразно для каждой отдельной станции закладывать в техническом решении оптимальное значение АТЭЦ. Задача заключается в нахождении оптимальной доли теплофикации в системе теплоснабжения всего города.

Сейчас вновь стала актуальной разработанная в советское время концепция строительства мощных ТЭЦ в местах добычи топлива, вдали от больших городов. Это диктуется как увеличением доли использования местных видов топлива в ТЭК регионов, так и созданием новых конструкций теплопроводов (воздушная прокладка) с практически ничтожным падением температурного потенциала при транспортировке теплоносителя.

Подобные ТЭЦ могут создаваться как на основе паротурбинного цикла с непосредственным сжиганием местного топлива, так и парогазового цикла с использованием газа, получаемого на газогенераторных установках.

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 ).