У списку систем, що генерують електричну і теплову енергію на сучасних підприємствах, числяться парогазові установки електростанції. Вони є комбінованими за своїм принципом дії і включають 2 базових етапи:

1. спалювання палива (газу) і за рахунок цього обертання газотурбінної установки;
2. нагрівання продуктами згоряння, що утворилися в першій стадії, води в котлі-утилізатори з утворенням водяної пари, що використовується в паровій турбіні, що активує паросилова електрогенератор.

За рахунок раціонального використання теплоти, одержуваної при спалюванні палива, вдається заощадити паливо, на 10% збільшити економічність системи, в рази підвищити ККД обладнання, на 25% знизити витрати.

Робота парогазової установки стає можливою за рахунок використання в якості вихідного палива або природного газу, або продуктів нафтової галузі (зокрема - ДП). Конфігурацій обладнання, в залежності від його потужності і специфіки застосування може бути кілька. Так виробники можуть поєднувати обидві турбіни на єдиному валу, комплектуючи цю комбінацію двухпріводним генератором. Перевага такого пристрою - в наявності в його арсеналі 2 режимів роботи: простого газового циклу і комбінованого.

Незважаючи на достатню складний пристрій, парогазова установка (ПГУ) має дуже важливу особливість, що виділяє її на тлі інших систем генерації електрики. Йдеться про рекордно високому коефіцієнті корисної діяльності, що становить в окремих випадках понад 60%.

Переваги парогазової установки

Принцип роботи парогазової установкимає специфічний характер, вона, на відміну від аналогічних систем, споживає менше ресурсів (особливо - води) на кожну одиницю енергії, одержуваної з її допомогою. Також експерти галузі зазначають, що парогазові конструкції виділяються:

• більшим ступенем екологічності (зменшується викид парникових газів);
• компактними габаритами;
• порівняльної швидкістю зведення (менше 1-го року);
• меншою потребою в паливі.

Варто відзначити, що виробники ПГУ не зупиняються на досягнутому. сучасний парогазовий генератор еволюціонує набагато швидше, ніж попередні версії цієї техніки. Сьогодні активно розробляються конструкції, що працюють на поновлюваних джерелах енергії, біопаливі: відходах деревообробної промисловості і сільського господарства.

Типи парогазових установок

Класифікувати парогазові системи можна в залежності від їх конструкції і технологічних особливостей:

• за принципом дії: когенераційні, з витісненням регенерації, з низьконапірним парогенератором, з високонапірним парогенератором, з котлами-утилізаторами;
• за кількістю газотурбінних установок розрізняють системи з 1, 2, 3 базовими ГТУ;
• по виду використовуваного витратного речовини: газові, рідкопаливні, що працюють на біомасі і т.д .;
• за різноманітністю контурів КУ або котлів-утилізаторів, виділяють одно-, дво- і трьохконтурні модулі.

Багато енергетики також говорять про те, що важливо розрізняти системи, що різняться своїм принципом дії. Зокрема, сьогодні існує парової електрогенератор, В якому є стадія проміжного перегріву пара, а є модифікації, які позбавлені цього етапу. В процесі вибору ПГУ важливо звертати увагу на ці особливості роботи виробів, так як вони можуть відбитися на продуктивності і ефективності електростанцій в цілому.

Застосування парогазових установок

Незважаючи на той факт, що на Заході вже давно стали використовувати ПГУ для отримання доступного електрики, в нашій країні дані технології до останнього часу не були затребувані. І тільки з 2000-х років у російських промислових підприємств з'явився стійкий інтерес до парогазовим системам.

Згідно зі статистикою, більше 30 великих енергоблоків, які базуються на використанні парогазових технологій, почали свою роботу в різних регіонах Росії протягом останніх 10-ти років. Ця тенденція буде лише посилюватися як в короткостроковій, так і в довгостроковій перспективі, оскільки дуже показові результати демонструють парогазові установки, експлуатація яких обходиться не дуже дорого, а результат завжди перевершує очікування.

Комбіновані електростанції можуть використовуватися для постачання електрикою промислових підприємств і цілих населених пунктів.

На нашому сайті Ви зможете знайти парогазові установки, які вже пройшли перевірку на якість і потужність в європейських країнах. Все парогазові установки, представлені на сайті, знаходяться в справному стані і забезпечуються стабільну роботу для промисловості.

€ 6.980.000

6 x Нові - 17,1 МВт - HFO / DFO / газогенератор.
Ціна в євро 6 980 000, - від заводу за штуку
При покупці всіх 6 генераторів, можна домовитися про ціну

Оцінка електричної ефективності 47,2%.
Пристрій може працювати як з важким паливом (HFO), так і дизельним паливом і газом.

Вузол ПГУ на МАЗ призначений для зменшення зусилля, необхідного для виключення зчеплення. На машинах зустрічаються агрегати власної розробки, а також імпортні вироби Wabco. Принцип дії пристроїв однаковий.

Пристрій і принцип роботи

Пневмогідравлічні підсилювачі (ПГУ) випускаються в декількох модифікаціях, що відрізняються місцем розташування магістралей і конструкцією робочого штока і захисного чохла.

У пристрій ПГУ входять наступні деталі:

• гідравлічний циліндр, встановлений під педаллю зчеплення, спільно з поршнем і зворотного пружиною;
• пневматична частина, що включає в себе поршень, загальний для пневматики і гідравліки, шток і поворотну пружину;
• контролюючий механізм, обладнаний діафрагмою з випускним клапаном і пружиною зворотного ходу;
• клапанний механізм (для впуску й випуску) із загальним штоком і пружний елемент для повернення деталей в нейтральне положення;
• індикаторний шток зносу накладок.

Для усунення зазорів в конструкції є підтискні пружини. У з'єднаннях з виделкою управління зчепленням люфти відсутні, що дозволяє відстежувати ступінь зносу фрикційних накладок. У міру зменшення товщини матеріалу відбувається утапливание поршня в глибину корпусу підсилювача. Поршень впливає на спеціальний індикатор, що інформує водія про залишковий ресурс зчеплення. Заміна веденого диска або накладок потрібно при досягненні індикаторним стрижнем довжини 23 мм.

Підсилювач зчеплення оснащений штуцером для підключення до штатної пневматичної системі вантажного автомобіля. Нормальна робота вузла можлива при тиску в повітряних магістралях не менше 8 кгс / см². Для кріплення ПГУ до рами вантажівки є 4 отвори під шпильки М8.

Принцип роботи пристрою:

1. При натисканні на педаль зчеплення відбувається передача зусилля на поршень гідравлічного циліндра. Одночасно навантаження подається на поршневу групу стежить штока.
2. Пристрій для слідкування автоматично починає змінювати положення поршня в пневматичної силовий секції. Поршень впливає на керуючий клапан стежить устрою, відкриваючи подачу повітря в порожнину пневматичного циліндра.
3. Тиск газу забезпечує силовий вплив на вилку управління зчепленням через окремий шток. Стежить контур забезпечує автоматичне коректування тиску в залежності від зусилля натискання ногою на педаль зчеплення.
4. Після відпускання педалі відбувається скидання тиску рідини, а потім закриття клапана подачі повітря. Поршень пневматичної секції йде в вихідну позицію.

дивіться " Пристрій і експлуатація кабіни МАЗу

несправності

До несправностей ПГУ на вантажівках МАЗ відносять наступне:

1. Заїдання приводу через набрякання ущільнювальних манжет.
2. Пізня реакція виконавчого механізму через густий рідини або заїдання поршня стежить компонента приводу.
3. Збільшення зусилля на педалі. Причиною несправності може стати вихід з ладу впускного клапана для стисненого повітря. При сильному розбуханні ущільнюючих елементів заклинює стежить механізм, що викликає зниження ефективності пристрою.
4. Зчеплення вимикається не до кінця. Дефект виникає через неправильну регулювання вільного ходу.
5. Падіння рівня рідини в бачку через тріщини або затвердіння ущільнювальної манжети.

як замінити

Заміна ПГУ МАЗ передбачає установку нових шлангів і магістралей. Всі вузли повинні мати внутрішній діаметр не менше 8 мм.

Процедура заміни складається з кроків:

1. Від'єднати магістралі від старого вузла і відкрутити точки кріплення.
2. Демонтувати вузол з автомобіля.
3. Встановити на штатне місце новий агрегат, провести заміну пошкоджених магістралей.
4. Затягнути точки кріплення з необхідним моментом. Зношені або іржаві метизні вироби рекомендується замінити новими.
5. Після установки ПГУ потрібно перевірити перекіс робочих штоків, який не повинен перевищувати 3 мм.

як відрегулювати

Під регулюванням мається на увазі зміна вільного ходу муфти відключення зчеплення. Перевірка зазору виконується зміщенням важеля вилки від сферичної поверхні гайки штовхача підсилювача. Операція проводиться вручну, для зменшення зусилля потрібно демонтувати пружину важеля. Нормальним є хід в межах 5-6 мм (заміряний на радіусі 90 мм). Якщо виміряне значення знаходиться в межах 3 мм, то його слід довести до норми обертанням сферичної гайки.

Після регулювання потрібне перевірити повний хід штовхача, який повинен становити не менше 25 мм. Тест проводиться шляхом повного утапливания педалі зчеплення.

При менших значеннях підсилювач не забезпечує повного розведення дисків зчеплення.

Додатково налаштовується вільний хід педалі, відповідний початку роботи головного циліндра. Величина залежить від зазору між поршнем і штовхачем. Нормальним вважається хід 6-12 мм, який вимірюється по середній частині педалі. Налаштування зазору між поршнем і штовхачем виконується поворотом ексцентрикового пальця. Регулювання виконується при повністю відпущеної педалі зчеплення (до контакту про гумовий упор). Палець обертається до моменту отримання необхідного вільного ходу. Потім затягується гайка на регуляторі і встановлюється страхувальний шплінт.

дивіться " Технічні характеристики і інструкція по ремонту МАЗа сільгоспників

як прокачати

Прокачування ПГУ на МАЗі проводиться таким чином:

1. Виготовити саморобний нагнітальний прилад з пластикової пляшки ємністю 0,5-1,0 л. У кришці і донної частини свердлити отвори, в які потім встановлюються ніпелі від безкамерних шин.
2. З деталі, змонтованої в денце ємності, потрібно видалити золотниковий клапан.
3. Заповнити пляшку свіжої гальмівною рідиною на 60-70%. При заливці слід закрити отвір в клапані.
4. З'єднати ємність шлангом з штуцером, встановленим на підсилювачі. Для підключення використовується клапан без золотника. Перед установкою магістралі потрібно зняти захисний елемент і послабити штуцер, повернувши на 1-2 обороту.
5. Подати стиснене повітря в пляшку через клапан, встановлений в кришці. Джерелом газу може служити компресор з пістолетом для підкачки шин. Встановлений на вузлі манометр дозволяє контролювати тиск в ємності, яка повинна знаходитися в межах 3-4 кгс / см².
6. Під впливом тиску повітря рідина надходить в порожнині підсилювача і витісняє наявний усередині повітря.
7. Процедура триває до моменту зникнення бульбашок повітря в розширювальному бачку.
8. Після заповнення магістралей необхідно закрутити штуцер і довести рівень рідини в бачку до необхідного значення. Нормальним вважається рівень, розташований на 10-15 мм нижче кромки заливної горловини.

Допускається зворотна методика прокачування, коли рідина подається під тиском в бачок. Заливка триває до моменту припинення виходу бульбашок газу з штуцера (попередньо открученную на 1-2 обороту). Після заправки клапан затягується і закривається зверху захисним гумовим елементом.

Як і в будь-якому іншому автомобілі, на якому використовується схожий пристрій, головне завдання зчеплення, це полегшення життя водієві, а якщо конкретніше, то пневмогидравлический підсилювач робить так, що водієві доводиться витрачати менше зусиль при вичавлюванні педалі зчеплення. І для великовантажних автомобілів подібне полегшення дуже до речі.

Розглянемо на прикладі, пристрій зчеплення і інших моделей МАЗ. Принцип роботи виглядає наступним чином - натиснення педалі викликає підвищення тиску на гідравлічний поршень, і такий же тиск відчуває поршень стежить устрою. Як тільки це відбувається, включається автоматика стежить устрою і змінює рівень тиску в силовому пневматичному циліндрі. Кріпиться сам пристрій на фланці картера.

Варіантів підсилювачів досить багато, але якщо говорити конкретно по мінським вантажівкам, то більшість з них об'єднує одна не дуже приємна особливість - часто так трапляється, що в процесі експлуатації з ПГУ починає підтікати рідина. Природно, що перша приходить думка - це може бути ознакою поломки, що сталася через перевантаження, причому серйозною.

Якщо ж подібних перевантажень після установки (заміни) підсилювача не було, відразу виникає інша версія - підсунули бракований! А що, сьогодні підробляють все, хоч окремі або 238, хоч Brabus SV12 в зборі до «меринові» шестисотому. Чи не підробляють, напевно, тільки комплектуючі до російської «калині» і української «таврії» - матеріал дорожче виходить.

Але жарти в сторону, тим більше що витікання рідини з пневмогидравлического підсилювача симптом серйозний. Насправді все не так трагічно, справа в тому, що це може бути свідченням не поломки, а всього лише неправильного регулювання. «Всього лише», тому що ремонт ПГУ МАЗ зчеплення, не складний і при певних навичках не займе багато часу.

Найголовніше, це визначити робочих хід для штока підсилювача. Щоб це зробити, потрібно сам шток відтягнути від важеля, відводячи його при цьому в сторону, так щоб він повністю вийшов з корпусу. Після важіль зчеплення необхідно повернути у напрямку від штока, вибираючи всі можливі зазори. Потім вимірюється відстань між поверхнею важеля і кінцем штока.

Якщо ця відстань менше 50 мм, то це означає, що в роботі плунжер штока буде виходити до упору, тим самим, відкриваючи вихід рідини. Все що потрібно, це переставити важіль на один шліц ближче до підсилювача. Якщо ж відстань більше, то причина підтікання в іншому, і краще провести більш детальну перевірку в автосервісі. Втім, повторимося, але частіше за все регулювання буде більш ніж достатньо.

Пристрій, схема ПГУ МАЗ

1 6430-1609205 Корпус циліндра
2 6430-1609324 Манжета
3 6430-1609310 Кільце
4 6430-1609306 Шайба
5 6430-1609321 Манжета
6 6430-1609304 Втулка
7 Кільце 033-036-19-2-2 Кільце 033-036-19-2-2
8 6430-1609325 Манжета
9 Кільце 018-022-25-2-2 Кільце 018-022-25-2-2
10 6430-1609214 Поршень стежить
11 Кільце 025-029-25-2-2 Кільце 025-029-25-2-2
12 6430-1609224 Пружина
13 Кільце 027-03 0-19-2-2 Кільце 027-03 0-19-2-2
14 6430-1609218 Сідло
15 500-3515230-10 Клапан підсилювача зчеплення
16 842-8524120 Пружина
17 Кільце 030-033-19-2-2 Кільце 030-033-19-2-2
18 6430-1609233 Опора
19 6430-1609202 Циліндр
20 373165 Шпилька М10х40
21 6430-1609203 Гільза
22 375458 Шайба 8 ВІД
23 201458 Болт М8-6gх25
24 6430-1609242 Пружина
25 6430-1609322 Манжета
26 6430-1609207 Поршень
27 6430-1609302 Кільце
28 Кільце 020-025-30-2-2 Кільце 020-025-30-2-2
29 6430-1609236 Вал
30 6430-1609517 Ущільнювач
31 6430-1609241 Шток
32 6430-1609237 Кришка
33 6430-1609216 Пластина циліндра
34 220050 Гвинт М4-6gх8
34 220050 Гвинт М4-6gх8
35 64221-1602718 Ковпак захисний
36 378941 Заглушка М14х1,5
37 101-1609114 Клапан перепускний
38 12-3501049 Ковпачок клапана
39 378942 Заглушка М16х1,5
40 6430-1609225 Сапун
41 252002 Шайба 4
42 252132 Шайба 14
43 262541 Пробка кг 1/8 "
43 262541 Пробка кг 1/8 "
44 Кільце 008-012-25-2-2 Кільце 008-012-25-2-2
45 6430-1609320 Трубка
46 6430-1609323 Ущільнювач
Посилання на цю сторінку: http: //www..php? Typeauto \u003d 2 & mark \u003d 11 & model \u003d 293 & group \u003d 54

Парогазовими називаються енергетичні установки, в яких теплота відхідних газів ГТУ прямо або побічно використовується для вироблення електроенергії в паротурбінному циклі. Відрізняється від паросилових і газотурбінних установок підвищеним ККД.

Принципова схема парогазової установки (з лекції Фоміної).

ГТ ЕГ пар

компресор Котел утилізатор До

повітря ЕГ

живильна вода

КС - камера згоряння

ГТ - газова турбіна

К - конденсаційна парова турбіна

ЕГ - електрогенератор

Парогазова установка складається з двох отдельнихустановок: паросилова і газотурбінної.

У газотурбінної установки турбіну обертають газоподібні продукти згоряння палива. Паливом може служити як природний газ, так і продукти нефтянойпромишленності (мазут, солярка). На одному валу з турбіною знаходиться перший генератор, який за рахунок обертання ротора виробляє електричний струм. Проходячи через газову турбіну, продукти згоряння віддають їй лише частину своєї енергії і на виході з газотурбіни все ще мають високу температуру. З виходу з газотурбіни продукти згоряння потрапляють в паросилових установку, в котел-утилізатор, де нагрівають воду і утворюється водяна пара. Температура продуктів згоряння достатня для того, щоб довести пар до стану, необхідного для використання в паровій турбіні (температура димових газів близько 500 градусів за Цельсієм дозволяє отримувати перегрітий пар при тиску близько 100атмосфер). Парова турбіна приводить в дію другий електрогенератор.

Перспективи розвитку ПГУ (з підручника Аметистова).

1. Парогазова установка - найекономічніший двигун, який використовується для отримання електроенергії. Одноконтурна ПГУ з ГТУ, що має початкову температуру приблизно 1000 ° С, може мати абсолютний ККД близько 42%, що складе 63% від теоретичного ККД ПГУ. Коефіцієнт корисної дії трехконтурной ПГУ з проміжним перегрівом пари, в якій температура газів перед газовою турбіною знаходиться на рівні 1450 ° С, вже сьогодні досягає 60%, що становить 82% від теоретично можливого рівня. Немає сумнівів в тому, що ККД можна збільшити ще більше.

2. Парогазова установка - самий екологічно чистий двигун. В першу чергу це пояснюється високим ККД - адже вся та теплота, що міститься в паливі, яку не вдалося перетворити в електроенергію, викидається в навколишнє середовище і відбувається її потепління. Тому зменшення теплових викидів від ПГУ в порівнянні з паросилова буде рівно в тій мірі, на скільки менше витрата палива на виробництво електроенергії.

3. Парогазова установка - дуже маневрений двигун, з яким в маневреності може зрівнятися тільки автономна ГТУ.

4. При однаковій потужності паросилова і парогазової ТЕС споживання охолоджуючої води ПГУ приблизно втричі менше.

5. ПГУ має помірну вартість встановленої одиниці потужності, що пов'язано з меншим об'ємом будівельної частини, з відсутністю складного енергетичного котла, дорогий димової труби, системи регенеративного підігріву живильної води, Використанням більш простих парової турбіни і системи технічного водопостачання.

6. ПГУ мають істотно менший будівельний цикл. ПГУ, особливо одновальні, можна вводити поетапно. Це спрощує проблему інвестицій.

Парогазові установки практично не мають недоліків, скоріше варто говорити про певні обмеження та вимоги до обладнання і палива. Установки, про яких йдеться, Вимагають використання природного газу. Для Росії, де частка використовуваного для енергетики відносно недорого газу перевищує 60% і половина його використовується з екологічних міркувань на ТЕЦ, є всі можливості для спорудження ПГУ.

Все це говорить про те, що будівництво ПГУ є переважаючою тенденцією в сучасній теплоенергетиці.

ККД ПГУ утилізаційного типу:

ηПГУ \u003d ηГТУ + (1 ηГТУ) * ηКУ * ηПТУ

ПТУ - паротурбінна установка

КУ - котел-утилізатор

У загальному випадку ККД ПГУ:

Тут - Qгту кількість теплоти, підведеної до робочого тіла ГТУ;

Qпсу - кількість теплоти, підведеної до паровому середовищі в котлі.

1. Принципові теплові схеми відпустки пара і тепла з ТЕЦ. Коефіцієнт теплофікації α ТЕЦ. Способи покриття пікової теплового навантаження на ТЕЦ,

ТЕЦ (теплоелектроцентралі) - призначені для централізованого постачання споживачів теплом і електроенергією. Їх відмінність від КЕС в тому, що вони використовують тепло відпрацьованого в турбінах пара для потреб виробництва, опалення, вентиляції та гарячого водопостачання. Через такого суміщення вироблення електроенергії і тепла досягається значна економія палива в порівнянні з роздільним енергопостачанням (виробленням електроенергії на КЕС та теплової енергії на місцевих котелень). Завдяки такому способу комбінованого виробництва, на ТЕЦ досягається досить високий ККД, що доходить до 70%. Тому ТЕЦ набули широкого поширення в районах і містах з високим споживанням тепла. Максимальна потужність ТЕЦ менше, ніж КЕС.

ТЕЦ прив'язані до споживачів, тому що радіус передачі теплоти (пари, гарячої води) становить приблизно 15 км. Заміські ТЕЦ передають гарячу воду при більш високій початковій температурі на відстань до 30 км. Пар для виробничих потреб тиском 0.8-1.6 МПа може бути переданий на відстань не більше 2-3 км. При середній щільності теплового навантаження потужність ТЕЦ зазвичай не перевищує 300-500 МВт. Тільки у великих містах, таких як Москва або Санкт-Петербург з великою щільністю теплового навантаження має сенс будувати станції потужністю до 1000-1500 МВт.

Потужність ТЕЦ і тип турбогенератора вибирають відповідно до потреб в теплі і параметрами пара, що використовується у виробничих процесах і для опалення. Найбільше застосування отримали турбіни з одним і двома регульованими відборами пара і конденсаторами (див. Рис). Регульовані відбори дозволяють регулювати вироблення тепла і електроенергії.

Режим ТЕЦ - добовий і сезонний - визначається в основному споживанням тепла. Станція працює найбільш економічно, якщо її електрична потужність відповідає відпуску тепла. При цьому в конденсатори надходить мінімальна кількість пара. Взимку, коли попит на тепло максимальний, при розрахунковій температурі повітря в години роботи промпідприємств навантаження генераторів ТЕЦ близька до номінальної. У періоди, коли споживання тепла мало, наприклад влітку, а також взимку при температурі повітря вище розрахункової і в нічні години електрична потужність ТЕЦ, відповідна споживання тепла, зменшується. Якщо енергосистема потребує електричної потужності, ТЕЦ повинна перейти в змішаний режим, при якому збільшується надходження пара в частині низького тиску турбін і в конденсатори. Економічність електростанції при цьому знижується.

Максимальна вироблення електроенергії теплофікаційними станціями "на тепловому споживанні" можлива тільки при спільній роботі з потужними КЕС і ГЕС, які беруть на себе значну частину навантаження у години зниження споживання тепла.

порівняльний аналіз способів регулювання теплового навантаження.

Якісне регулювання.

Перевага: стабільний гідравлічний режим теплових мереж.

недоліки:

■ низька надійність джерел пікової теплової потужності;

■ необхідність застосування дорогих методів обробки підживлювальної води тепломережі при високих температурах теплоносія;

■ підвищений температурний графік для компенсації відбору води на ГВС і пов'язане з цим зниження вироблення електроенергії на тепловому споживанні;

■ велике транспортне запізнювання (теплова інерційність) регулювання теплового навантаження системи теплопостачання;

■ висока інтенсивність корозії трубопроводів через роботу системи теплопостачання більшу частину опалювального періоду з температурами теплоносія 60-85 ОС;

■ коливання температури внутрішнього повітря, зумовлені впливом навантаження ГВП на роботу систем опалення, при цьому формат навантажень ГВП та опалення у абонентів;

■ зниження якості теплопостачання при регулюванні температури теплоносія по середньої за кілька годин температурі зовнішнього повітря, що призводить до коливань температури внутрішнього повітря;

■ при змінній температурі мережної води істотно ускладнюється експлуатація компенсаторів.

парогазовими називаються енергетичні установки (ПГУ), В яких теплота відхідних газів ГТУ прямо або побічно використовується для вироблення електроенергії в паротурбінному циклі.

На рис. 4.10 показана принципова схема найпростішої парогазової установки, так званого утилізаційного типу. Гази, що йдуть ГТУ надходять в котел-утилізатор - теплообмінник противоточного типу, в якому за рахунок тепла гарячих газів отримують пар високих параметрів, що направляється в парову турбіну.

Малюнок 4.10. Принципова схема найпростішої парогазової установки

Котел-утилізатор є шахту прямокутного перетину, В якій розміщені поверхні нагрівання, утворені сребрённимі трубами, всередину яких подається робоче тіло паротурбінної установки (вода або пар). У найпростішому випадку поверхні нагрівання котла-утилізатора складаються з трьох елементів: економайзера 3, випарника 2 і пароперегрівача 1. Центральним елементом є випарник, Що складається з барабана 4 (довгого циліндра, що заповнюється наполовину водою), кількох опускних труб 7 і досить щільно встановлених вертикальних труб власне випарника 8. Випарник працює на принципі природної конвекції. Випарні труби знаходяться в зоні більш високих температур, ніж опускні. Тому в них вода нагрівається, частково випаровується і тому стає легше і піднімається вгору в барабан. Звільнене місце заповнюється більш холодною водою по опускним трубах з барабана. Насичена пара збирається у верхній частині барабана і прямує в труби пароперегрівача 1. Витрата пара з барабана 4 компенсується підведенням води з економайзера 3. При цьому надходить вода, перш ніж випаруватися повністю, багаторазово пройде через випарні труби. Тому описаний котел-утилізатор називається котлом з природною циркуляцією.

У економайзери відбувається нагрів надходить живильної води практично до температури кипіння. З барабана суху насичену пару надходить в пароперегрівач, де перегрівається понад температуру насичення. Температура одержуваного перегрітої пари t 0 завжди, звичайно, менше, ніж температура газів q Г, Що надходять з газової турбіни (зазвичай на 25 - 30 ° С).

Під схемою котла-утилізатора на рис. 4.10 показано зміна температур газів і робочого тіла при їх русі назустріч один одному. Температура газів плавно зменшується від значення q Г на вході до значення q двох температури відхідних газів. Рухома назустріч живильна вода підвищує в економайзері свою температуру до температури кипіння (крапка а). З цієї температурою (на межі кипіння) вода надходить у випарник. У ньому відбувається випаровування води. При цьому її температура не змінюється (процес a - b). У точці b робоче тіло знаходиться в вигляді сухого насиченої пари. Далі в пароперегрівачі відбувається його перегрів до значення t 0 .

Утворений на виході з пароперегрівача пар направляється в парову турбіну, де, розширюючись, здійснює роботу. З турбіни відпрацьований пар надходить в конденсатор, конденсується і за допомогою живильного насоса 6 , Що підвищує тиск живильної води, направляється знову в котел-утилізатор.

Таким чином, принципова відмінність паросилова установки (ПСУ) ПГУ від звичайної ПСУ ТЕС складається тільки в тому, що паливо в котлі-утилізатори не спалюється, а необхідна для роботи ПСУ ПГУ теплота береться від відхідних газів ГТУ. Загальний вигляд котла - утилізатора наведено на ріс.4.11.

Малюнок 4.11. Загальний вигляд котла - утилізатора

Електростанція з ПГУ показана на рис. 4.12, на якому зображена ТЕС з трьома енергоблоками. Кожен енергоблок складається з двох поруч стоять ГТУ 4 типу V94.2 фірми Siemens, Кожна з яких свої гази, що йдуть високої температури направляє в свій котел-утилізатор 8 . Пар, що генерується цими котлами, направляється в одну парову турбіну 10 з електрогенератором 9 і конденсатором, розташованим в конденсаційному приміщенні під турбіною. Кожен такий енергоблок має сумарну потужність 450 МВт (кожна ГТУ і парова турбіна мають потужність приблизно 150 МВт). Між вихідним дифузором 5 і котлом-утилізатором 8 встановлена байпасна (обвідна) димова труба 12 і газощільний шибер 6 .

Малюнок 4.12. Електростанція з ПГУ

Основні переваги ПГУ.

1. Парогазова установка - в даний час самий економічний двигун, який використовується для отримання електроенергії.

2. Парогазова установка - самий екологічно чистий двигун. В першу чергу це пояснюється високим ККД - адже вся та теплота, що міститься в паливі, яку не вдалося перетворити в електроенергію, викидається в навколишнє середовище і відбувається її потепління. Тому зменшення теплових викидів ПГУ в порівнянні з паросилова приблизно відповідає зменшенню витрати палива на виробництво електроенергії.

3. Парогазова установка - дуже маневрений двигун, з яким в маневреності може зрівнятися тільки автономна ГТУ. Потенційно висока маневреність ПТУ забезпечується наявністю в її схемі ГТУ, зміна навантаження якої відбувається протягом декількох хвилин.

4. При однаковій потужності паросилова і парогазової ТЕС споживання охолоджуючої води ПГУ приблизно втричі менше. Це залежить від того, що потужність паросилова частини ПГУ складає 1/3 від загальної потужності, а ГТУ охолоджуючої води практично не вимагає.

5. ПГУ має нижчу вартість встановленої одиниці потужності, що пов'язано з меншим об'ємом будівельної частини, з відсутністю складного енергетичного котла, дорогий димової труби, системи регенеративного підігріву живильної води, використанням більш простих парової турбіни і системи технічного водопостачання.

ВИСНОВОК

Головним недоліком всіх теплових електростанцій є те, що всі види застосовуваного палива є непоправними природними ресурсами, які поступово закінчуються. Крім того, ТЕС споживають значну кількість палива (щодня одна ГРЕС потужністю 2000 МВт спалює за добу два потяги вугілля) і є найбільш екологічно «брудними» джерелами електроенергії, особливо якщо вони працюють на високозольних сірчистих паливах. Саме тому в даний час, поряд з використанням атомних і гідравлічних електростанцій, ведуться розробки електричних станцій, що використовують поновлювані або інші альтернативні джерела енергії. Однак, незважаючи ні на що ТЕС є основними виробниками електроенергії в більшості країн світу і залишаться такими, як мінімум в найближчі 50 років.

Контрольні питання ДО ЛЕКЦІЇ 4

1. Теплова схема ТЕЦ - 3 бали.

2. Технологічний процес виробництва електроенергії на ТЕС - 3 бали.

3. Компонування сучасних ТЕС - 3 бали.

4. Особливості ГТУ. Структурна схема ГТУ. ККД ГТУ - 3 бали.

5. Теплова схема ГТУ - 3 бали.

6. Особливості ПГУ. Структурна схема ПГУУ. ККД ПГУ - 3 бали.

7. Теплова схема ПГУ - 3 бали.

Лекція 5

АТОМНІ ЕЛЕКТРИЧНІ СТАНЦІЇ. ПАЛИВО ДЛЯ АЕС. ПРИНЦИП РОБОТИ ЯДЕРНОГО РЕАКТОРА. ВИРОБНИЦТВО ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ НА АЕС З ТЕПЛОВИМИ реактора. Ядерний реактор на швидких нейтронах. ПЕРЕВАГИ І НЕДОЛІКИ СУЧАСНИХ АЕС

Основні поняття

Атомна електростанція(АЕС) це електростанція, виробляє електричну енергію шляхом перетворення теплової енергії, що виділяється в ядерному реакторі (реакторах) в результаті керованої ланцюгової реакції поділу (розщеплення) ядер атомів урану. Принципова відмінність АЕС від ТЕС тільки в тому, що замість парогенератора використовується ядерний реактор - пристрій, в якому здійснюється керована ланцюгова ядерна реакція, що супроводжується виділенням енергії.

Радіоактивні властивості у урану вперше виявив французький фізик Антуан Беккерель в 1896 році. англійський фізик Ернест Резерфорд вперше здійснив штучну ядерну реакцію під дією - частинок в 1919 році. німецькі фізики Отто Ган і Фріц Штрасманвідкрили в 1938 році , чтоделеніе важких ядер уранапрі бомбардуванню нейтронами супроводжується виділенням енергії. Реальне використання цієї енергії стало справою часу.

Перший ядерний реактор побудований в грудні 1942 року в США групою фізиків Чиказького університету під керівництвом італійського фізика Енріко Фермі. Вперше була реалізована незатухаюче реакція поділу ядер урану. Ядерний реактор, названий СР-1, складався з графітових блоків, між якими були розташовані кулі з природного урану і його двоокису. Швидкі нейтрони, що з'являються після поділу ядер 235 U, Сповільнювалися графітом до теплових енергій, а потім викликали нові ділення ядер. Реактори, в яких основна частка поділів відбувається під дією теплових нейтронів, називають реакторами на теплових (повільних) нейтронах; в таких реакторах сповільнювач значно більше ніж урану.

У Європі перший ядерний реактор Ф-1 був виготовлений і запущений в грудні 1946 року в Москві групою фізиків і інженерів на чолі з академіком Ігорем Васильовичем Курчатовим. Реактор Ф-1 був набраний з графітових блоків і мав форму кулі діаметром приблизно 7,5 м. У центральній частині кулі діаметром 6 м в отворах графітових блоків були розміщені уранові стрижні. Реактор Ф-1, як і СР-1, не мав системи охолодження, тому працював на малих рівнях потужності: від часток до одиниць ват.

Результати досліджень на реакторі Ф-1 послужили основою проектів для промислових реакторів. У 1948 році під керівництвом І. В. Курчатова почалися роботи щодо практичного застосування енергії атома для отримання електроенергії.

Перша в світі промислова атомна електростанція потужністю 5 МВт була запущена 27 червня 1954 року в м Обнінську Калузької області. У 1958 р була введена в експлуатацію 1-а черга Сибірської АЕС потужністю 100 МВт (повна проектна потужність 600 МВт). У тому ж році розгорнулося будівництво Білоярської промислової АЕС, а в квітні 1964 р генератор 1-ї черги дав електроенергію споживачам. У вересні 1964 року було запущено 1-й блок Нововоронезької АЕС потужністю 210 МВт. Другий блок потужністю 350 МВт запущений в грудні 1969 року. У 1973 році запущена Ленінградська АЕС.

У Великобританії перша АЕС промислового призначення потужністю 46 МВт була введена в експлуатацію в 1956 році в Колдер-Холі. Через рік стала до ладу АЕС потужністю 60 МВт в Шиппінгпорт (США).

Світовими лідерами з виробництва ядерної електроенергії є: США (788,6 млрд. КВт год / рік), Франція (426,8 млрд. КВт год / рік), Японія (273,8 млрд. КВт год / рік), Німеччина (158,4 млрд. КВт год / рік ) і Росія (154,7 млрд. кВт год / рік). На початок 2004 року в світі діяв 441 енергетичний ядерний реактор, російське ВАТ «ТВЕЛ» постачає паливо для 75 з них.

Найбільша АЕС в Європі - Запорізька АЕС м Енергодар (Україна) - 6 атомних реакторів сумарною потужністю 6 ГВт. Найбільша в світі АЕС - Касівадзакі-Каріва (Японія) - п'ять киплячих ядерних реакторів ( BWR) І два просунутих киплячих ядерних реактора ( ABWR), Сумарна потужність яких становить 8,2 ГВт.

В даний час в Росії працюють АЕС: Балаковская, Белоярская, Билибинская, Ростовська, Калінінська, Кольська, Курська, Ленінградська, Нововоронежська, Смоленська.

У розробках проекту Енергетичної стратегії Росії на період до 2030 року передбачено збільшення виробництва електроенергії на атомних електростанціях в 4 рази.

Атомні електростанції класифікуються відповідно до встановлених на них реакторами:

l реактори на теплових нейтронах , Що використовують спеціальні сповільнювачі для збільшення ймовірності поглинання нейтрона ядрами атомів палива;

l реактори на швидких нейтронах .

По виду енергії, що відпускається атомні станції діляться на:

l атомні електростанції (АЕС), призначені для вироблення тільки електроенергії;

l атомні теплоелектроцентралі (АТЕЦ), що виробляють як електроенергію, так і теплову енергію.

В даний тільки в Росії розглядаються варіанти будівництва атомних станцій теплопостачання.

АЕС не використовує повітря для окислення палива, не дає викидів золи, оксидів сірки, вуглецю і т.д. в атмосферу, має радіоактивний фон нижче, ніж на ТЕС, але, як і ТЕС, споживає величезну кількість води для охолодження конденсаторів.

Паливо для АЕС

Головна відмінність АЕС від ТЕС полягає в використанні ядерного пального замість органічного палива. Ядерне пальне отримують з природного урану, який добувають або в шахтах (Нігер, Франція, ПАР), або у відкритих кар'єрах (Австралія, Намібія), або способом підземного вилуговування (Канада, Росія, США). Уран широко поширений в природі, але багатих за змістом покладів уранових руд немає. Уран міститься в різних гірських породах і воді в розсіяному стані. Природний уран це суміш в основному не ділиться ізотопу урану 238 U (Більше 99%) і ділиться ізотопу 235 U (приблизно 0,71%), Який і являє собою ядерне пальне (1 кг 235 U виділяє енергію рівну теплоті згоряння приблизно 3000 т кам'яного вугілля).

Для роботи реакторів АЕС потрібно збагачення урану. Для цього природний уран направляється на збагачувальний завод, після переробки, на якому 90% природного збідненого урану прямує на зберігання, а 10% збагачується до 3,3 - 4,4%.

З збагаченого урану (точніше діоксиду урану UO 2 або окису-закису урану U 2 O 2) виготовляють тепловиділяючі елементи - ТВЕЛи - циліндричні таблетки діаметром 9 мм і висотою 15-30 мм. Ці таблетки поміщають в герметичні цирконієві (Поглинання нейтронів цирконієм в 32,5 рази менше ніж сталлю) тонкостінні трубки довжиною близько 4 м. ТВЕЛи збирають в тепловиділяючі збірки (ТВЗ) по кілька сотень штук.

Всі подальші процеси розщеплення ядер 235 U з утворенням осколків розподілу, радіоактивних газів і т.д. відбуваються всередині герметичних трубок ТВЕЛів.

Після поступового розщеплення 235 U і зменшення його концентрації до 1,26%, коли потужність реактора істотно зменшується, ТВС дістають з реактора, Деякий час зберігають в басейні витримки, а потім направляють на радіохімічний завод для переробки.

Таким чином, на відміну від ТЕС, де паливо прагнуть спалювати повністю, на АЕС неможливо розщепити ядерне паливо на 100%. Тому на АЕС не можна розрахувати ККД по питомій витраті умовного палива. Для оцінки ефективності роботи енергоблоку АЕС використовується ККД нетто

,

де - вироблена енергія, - виділилася в реакторі тепло заодно і той же час.

Підрахований таким чином ККД АЕС становить 30 - 32%, але порівнювати його з ККД ТЕС, що становить 37 - 40%, не цілком правомірне.

Крім ізотопу урану 235 в якості ядерного палива також використовуються:

• ізотоп урану 233 ( 233 U) ;
• ізотоп плутонію 239 ( 239 Pu);
• ізотоп торія 232 ( 232 Th) (За допомогою перетворення в 233 U).