Tržište čeka vladinu odluku o rezultatima početnog odabira projekata u okviru sveruskog programa modernizacije TE i raspravlja o izmjenama mehanizma koji se planira ponovno koristiti ovog ljeta. Drugi natjecateljski uzlet kapaciteta za modernizaciju (KOMM), ovaj put za 2025., planira se realizirati prije 1. rujna. Moguće prilagodbe pravila odabira, problemi lokalizacije plinskih turbina i pitanja raspodjele oslobođenih potrošačkih sredstava, koja se koriste za povrat ulaganja generatorima, postali su teme ključne rasprave na Ruskom međunarodnom energetskom forumu (RIEF-2019). koja je održana u Sankt Peterburgu 25–28.

Izvor: energyforum.ru

Na temelju rezultata salvo odabira projekata TE za modernizaciju s puštanjem u pogon 2022.-2024., odabrano je 45 projekata: 30 (ukupni kapitalni troškovi za njih procjenjuju se na 61,6 milijardi rubalja) - tijekom natječajnog odabira kapaciteta za modernizaciju ( KOMMod), još 15 (63,5 milijardi rubalja) - u okviru kvote Vladine komisije za razvoj elektroprivrede. Istodobno je formirana regionalna specijalizacija u Jedinstvenom energetskom sustavu (UES): 29 plinskih projekata bit će implementirano u središtu Rusije i Urala (prva cjenovna zona (1 CZ)), u Sibiru (2 CZ ), 16 projekata ugljena bilo je uključeno u prvi val programa. Ukupno, tijekom razdoblja provedbe programa (2022. – 2031.) planira se nadograditi do 41 GW kapaciteta, trošeći na to do 1,9 trilijuna rubalja (uključujući 200 milijardi za modernizaciju u necjenovnim zonama). Izvor povrata ulaganja za proizvođače bit će takozvana oslobođena sredstva - novac koji "ostaje nepotraživan" na energetskom tržištu nakon završetka plaćanja u okviru prvog CSA programa (ugovori o opskrbi kapacitetom). Preliminarno, njihov se obujam procjenjuje na 3,5 trilijuna rubalja, a održavanje dodatnog opterećenja potrošača unutar tih granica omogućit će ispunjavanje naloga ruskog predsjednika Vladimira Putina i spriječiti porast cijena energije iznad stope inflacije nakon 2021.

Tri staze i "kamen na račvanju"

Nakon početne selekcije, čije su cijene kao rezultat konkurencije pale za 30-40%, u sektoru se aktivno raspravlja o temi "Što bi modernizacija trebala biti - skupa ili jeftina?", istaknula je otvarajući ključ Okrugli stol“Modernizacija ruskog energetskog sektora. Prognoze daljnjeg razvoja”, Alexandra Panina, predsjednica Nadzornog odbora Vijeća proizvođača energije, članica Uprave Inter RAO-a.

“Ravnoteža u ovom trenutku, čini mi se, još nije pronađena”, dala je ton raspravi gospođa Panina, koja je moderirala okrugli stol.

Neki su sudionici na tržištu ranije kritizirali rezultate početnog odabira kako zbog visoke cijene projekata u okviru kvote vladine komisije, tako i zbog nedovoljne dubine obnove pri provedbi znatno jeftinijih projekata koji su prošli COMMOD. Konkretno, TGK-2 je zatražio od vlasti da prilagode program, dajući prednost kogeneracijama. Veliki proizvođači zabrinuti su zbog mogućnosti nadogradnje parnih elektrana (SPU) na učinkovitiji kombinirani ciklus (CCGT), ali plinske turbine potrebne za to još se ne proizvode u Rusiji, a nije riješeno ni pitanje njihove lokalizacije.

Operator sustava UES-a (SO UES) predstavio je na RIEF-u tri scenarija za sljedeće odabire za modernizaciju. Izrađeni su na temelju prijava tržišnih sudionika za prvi odabir. "Prognoza se neće ostvariti, ali ima pravo postojati", upozorio je goste foruma Fyodor Opadchiy, zamjenik predsjednika Uprave SO UES. Uz zadržavanje trenutnih parametara COMM-a, CCGT će početi potpadati pod odabir 2027. godine (u tijeku su tri projekta za prijenos CCGT-a na CCGT), do tada će udio odabranih CHPP rasti organski. Ukupno će prema ovom scenariju SO UES biti odabrano 59 projekata za 2025.-2027.: 34 od njih uključuju modernizaciju turbinske opreme, 18 - kotlovsku opremu, 4 - oboje. U isto vrijeme, specifični kapitalni troškovi u razdoblju 2025–2026 iznosit će 7,6–9 tisuća rubalja po 1 kW; 2027. godine pomnožit će se za više od 24,3 tisuće rubalja. Za usporedbu: prosječni specifični kapitalni troškovi za projekte koji su već prošli COMM za 2022. iznose 5,3 tisuće rubalja po 1 kW, za 2023. - 7,2 tisuće rubalja, za 2024. - 8,5 tisuća rubalja.

Drugi scenarij, predstavljen od strane SO UES, pretpostavlja promjenu pravila COMM-a u korist CHP-a. Ovdje je regulator predvidio rezultate tek za 2025. godinu. Mnogi će projekti proći natjecanje - 41, dok će se specifični kapitalni troškovi povećati za 90% (14,4 tisuća rubalja po 1 kW u odnosu na 7,6 tisuća u prvom scenariju), LCOE - za 17%.

Dostupnost alata za podešavanje konačne cijene bila je razlog odabira malog broja kogeneracijskih postrojenja, objasnio je kasnije g. Opadchy. U trenutnom modelu, kapital za povlačenje nije odlučujući čimbenik, rezultati, odnosno cijena pojedinačne oklade (LCOE), uvelike su pod utjecajem pokazatelja kao što su RSV omjer i KIUM, primijetio je g. Opadchiy. Osim toga, prilikom podnošenja zahtjeva za kogeneraciju, sudionici su svoje prihode na tržištu „dan unaprijed“ procijenili izuzetno niskim i nisu uzeli u obzir financijske tokove s tržišta toplinske energije, što je negativno utjecalo na konkurentnost projekata.

"Puno smo kritizirani zbog CIUM-a, prije svega od strane potrošača, ali odabrani su traženi projekti - prosječni KIUM bio je 59% u odnosu na 43% u prosjeku za termoelektrane u zemlji", rekao je Maxim Bystrov, voditelj Vijeća za tržište.

Treći scenarij SO UES-a pretpostavlja prilagodbu mehanizma u suprotnom smjeru - u korist inovativni projekti, odnosno "dovršetak" PSU do CCGT. U ovom slučaju, ovisno o nijansama, za 2025. bit će odabrano 5-9 projekata s ukupnim kapacitetom od 3-3,4 GW. Specifični kapitalni troškovi iznosit će 37,4–48,5 tisuća rubalja po 1 kW: u usporedbi s osnovnim scenarijem, porast će 5,5–7,5 puta, a rast LCOE iznosit će 38–63%.

Tijekom rasprave najavljen je i alternativni način ažuriranja izvora topline. Možda je to mehanizam alternativne kotlovnice, koja se sada uvodi u Rusiji. Ideju populariziraju federalne vlasti: prije se tri desetine općina zainteresiralo za alternativni kotao, ali Ministarstvo energetike do sada je primilo (i odobrilo) zahtjeve za službeni prijelaz iz samo dva grada. Problem je što se svi troškovi provedbe zamjenskih mjera u ovom slučaju nadoknađuju na teret regije, što guvernerima stvara glavobolju; lakše je prebaciti troškove na veleprodajno tržište modernizacijom kogeneracija kroz savezni program. Prethodno je Tržišno vijeće predložilo uvođenje dodatnog kriterija i odabir projekata za modernizaciju samo u onim regijama koje su spremne potvrditi brz prijelaz na metodu alternativnog kotla, rekao je gospodin Bystrov.

„Naše je stajalište da se projekti za rekonstrukciju kogeneracijskih postrojenja trebaju dati samo onim područjima koja jasno pokazuju želju za stvaranjem zasebnog i poštenog tržišta toplinske energije u svojoj regiji“, rekao je g. Bystrov tijekom rasprave.

Čekajući plinske turbine

Pitanje povećanja učinkovitosti proizvodnje tijekom modernizacije počiva na lokalizaciji plinskih turbina. Ako se situacija promijeni, postoji mogućnost da projekti CCGT-a budu prihvatljivi za odabir prije 2027. godine, rekao je Fedor Opadchiy.

"Projekti CCGT imaju ekonomske šanse (da budu odabrani za sljedeći KOMMod. - Urednik) čak i bez promjene ekonomskog modela - pod uvjetom da dobijemo jeftinu plinsku turbinu", primijetio je Fedor Opadchiy.

Zasad se u tom sektoru razrađuju dva moguća scenarija. Prvi uključuje razvoj domaćih plinskih turbina srednje i velike snage od nule. Kabinet ministara već je najavio da namjerava izdvojiti do 7 milijardi rubalja za projekt kao sufinanciranje, a Ministarstvo industrije i trgovine obećalo je objaviti natječaj za njihovu raspodjelu u srpnju. Power Machines Alekseya Mordashova, uz potporu Ministarstva industrije i trgovine, smatraju se potencijalnim korisnikom projekta. Osim toga, veliki proizvođači rade na mogućnostima lokalizacije proizvodnje postojećih modela turbina stranih dobavljača u Rusiji. Inter RAO vodi takve pregovore s GE, Gazprom Energoholding sa Siemensom, REP Holding s Ansaldom, a također (u partnerstvu s Gazpromom) s BHGE. Međutim, Ministarstvo industrije i trgovine pokušava zakomplicirati ove pregovore: u svibnju je postalo poznato da odjel Denisa Manturova predlaže obvezati GEKh i Inter RAO da povećaju svoje udjele u zajedničkim pothvatima sa Siemensom i GE s 50 na 75% plus 1 dionica, što će neizbježno zakomplicirati pregovore o lokalizaciji.

Prognoze resornog ministarstva uklapaju se u osnovni proračunski scenarij SO UES: projekti CCGT počet će se birati 2025. – 2027., smatraju u Ministarstvu energetike.

“Čekamo da sve više i više automobila na temu plina dođe na izbor ... Nisu prošli (prvi izbor. - Urednik), jer su bili skuplji. Ali rekao bih da su 2025., 2026., 2027. samo datumi kada će se takvi projekti bez ikakvih dodatnih ulaganja provoditi po cijeni", rekao je Andrej Maksimov, zamjenik ravnatelja Odjela za razvoj električne energije Ministarstva energetike, na RIEF-u. (citat iz RIA News").

Istodobno, Ministarstvo energetike "smatra razumnim" prvo odlučiti o mjerama za potporu proizvodnji plinskih turbina u Rusiji, a tek onda, ako je potrebno, vratiti se na raspravu o pitanju stvaranja "posebnog jaza" za CCGT u sklopu modernizacijskih selekcija. "Još je rano o tome govoriti, nema ih (turbina - ur.)", pojasnio je svoju misao gospodin Maksimov.

Ovu ideju kreativno su razvili potrošači: oni vjeruju da bi pitanje lokalizacije odabira trebalo privremeno obustaviti dok se odluka ne donese, dovoljno dug horizont planiranja, po njihovom mišljenju, to omogućuje.

„Nema smisla baviti se modernizacijom parnih ciklusa - rast učinkovitosti ograničen je na 1-2 p.p. Odmorimo se, shvatimo što će se dogoditi s izgradnjom plinskih turbina, a za godinu dana ćemo se vratiti na raspravu o modernizaciji. ... Potrošači trebaju učinkovitost”, rekao je na forumu u Sankt Peterburgu direktor Zajednice potrošača energije Vasilij Kiseljov.

Necjenovne zone samo poskupljuju

Tijekom foruma postalo je poznato da su kapitalna ulaganja za četiri RusHydro projekta na Daleki istok(1,3 GW), koji su već dobili odobrenje Vlade, tvrtka procjenjuje na 171 milijardu rubalja. Ranije je hidrogenerator predvidio da će troškovi nadogradnje pet termoelektrana u Dalekoistočnom saveznom okrugu biti 153 milijarde rubalja, tako da je rast planiranih troškova već iznosio 12%. Ministarstvo energetike također očekuje primanje zahtjeva od TGC-2, koji također posluje u necjenovnim zonama, posebno u regiji Arkhangelsk, rekao je Andrej Maksimov. Podsjetimo, ukupno je 200 milijardi rubalja oslobođenih sredstava dodijeljeno za nadogradnju kapaciteta u necjenovnim zonama. Konačan popis projekata izgradnje i modernizacije Ministarstvo energetike mora dostaviti Vladi do 15. kolovoza.

Price-cap sija za Daleki istok i kvota vladine provizije

Najveću polemiku u sektoru izazvali su rezultati odabira unutar kvote vladine komisije - troškovi su ovdje nešto veći (za 1,9 milijardi rubalja) nego za projekte odabrane za KOMMod, a obujam moderniziranih kapaciteta značajno je manje: 1,78 GW naspram 8,61 GW. Vladino povjerenstvo odabralo je projekte prema pet kriterija: ekonomičnost (učinkovito, jeftino za potrošače), sudjelovanje u proizvodnji toplinske energije, poboljšanje ekološke prihvatljivosti termoelektrana, prisutnost inovativnih rješenja u projektu i amortizacija opreme (iscrpljen resurs i indeks tehničkog stanja (ITS)). Najskuplji projekti modernizacije u Sibiru, uključeni u program bez natječaja, usporedivi su po specifičnim kapitalnim troškovima s najskupljim nuklearnim jedinicama, ogorčen je Vasilij Kiselev. Jedan od razloga za to je taj što su projekti u 2 CB-a uključeni u program zbog faktora “okoliša”.

“Kriterij ekološke prihvatljivosti (uveden je. - Ed.) Samo za 2 CH, budući da postoje blokovi ugljena, au 1 CH - plin. Postavlja se pitanje kriterija i njihove težine pri izboru u okviru kvote Vladine komisije, budući da su oni dali rezultat koji je ispao”, rekao je Maksimov.

Potrošači inzistiraju na uvođenju "price capa" za projekte koje Vladina komisija odabere u "ručnom načinu", kao i za modernizaciju u necjenovnim zonama.

“Price-cap prema kvoti državne provizije, o kojoj potrošači pričaju... Tu se čak slažemo s njima, trebamo gledati u tom smjeru. Vjerojatno je jedina stvar da se ne mijenja ono što je vladina komisija već usvojila: vlada nema brzine”, rekao je Maxim Bystrov.

Vijeće Tržišta također podržava još jednu izmjenu mehanizma odabira projekata za modernizaciju. Regulator smatra da je moguće govoriti o povećanju dubine modernizacije, predviđajući sveobuhvatnu zamjenu turbine ili kotla, a ne njihovih dijelova, kao obvezne mjere.

GEH je izrazio nezadovoljstvo još jednim kriterijem Vladine komisije - ITS-om. Proizvođač smatra nepravednim da blokovi čiji su vlasnici prethodno trošili manje na popravke potpadaju pod federalni program obnove.

“Puno se govorilo o tome da nam je ITS u okviru vladinog povjerenstva djelomično okrenuo sliku. Napravili smo vrlo zanimljivu vježbu za sebe. Uzeli smo izvješća gotovo svih velikih javnih poduzeća i otkrili smiješnu korelaciju: što je veći trošak održavanja kapaciteta u poduzeću, to više, odnosno, poduzeće troši novca na održavanje postojećeg kapaciteta, što je veći ITS, niži je trošak održavanja kapaciteta, niži je indeks tehničkog stanja. Ispada, doista, oni koji underrepaired dobiti preferencije. Je li ispravno ili pogrešno? Ovo je zasebno pitanje,” rekao je Mihail Buligin, direktor za tržište električne energije u GEKH.

“Mi u odjelu za razvoj elektroprivrede (Ministarstvo energetike. – Ured.) u početku smo bili protiv ovog kriterija (ITS. – Ured.), koji se pojavio u Posljednji trenutak. Ali naše kolege nas nisu podržale. Čini nam se da on nije potreban", rekao je Andrej Maksimov.

Međutim, prilagodba mehanizma je upitna - regulatorima ponestaje vremena za sljedeći odabir za modernizaciju s povratkom ažuriranih projekata na tržište 2025. godine. Prihvaćanje cjenovnih ponuda predviđeno je od 29. do 30. kolovoza.

“Naravno, procedura se može poboljšati, ali važno je imati na umu da je ostalo još malo vremena do izbora za 2025. godinu, a ako želimo promjene, onda sve moramo formulirati i uvesti sada. Potražite neku vrstu konsenzusa. Ali ipak, uzimajući u obzir sva mišljenja, čini mi se da je odabir bio prilično uravnotežen - interesi svih su uzeti u obzir, ako je to bilo moguće ”, rekao je voditelj Vijeća tržišta.

Možda neće biti dovoljno novca za sve

Situacija s cjenovnim parametrima programa modernizacije izaziva zabrinutost regulatora. Pri početnom odabiru podijeljeno je ukupno 125,1 milijardi rubalja od 1,7 trilijuna rubalja planiranih za obnovu termoelektrana u cjenovnim zonama. To je znatno niže od prognoze regulatora od 374 milijarde rubalja, ali je napravljeno na temelju maksimalnih cijena bez uzimanja u obzir učinka konkurencije. Međutim, štednja koja se sada formira možda neće biti dovoljna: nema govora o štednji u svjetlu predsjedničinih naputaka, primijetio je čelnik Vijeća tržišta.

Vijeće tržišta predstavilo je na forumu prognozu dinamike cijena za WECM do 2035. godine, uzimajući u obzir sve osnovne i dodatne cjenovne premije. U 1 TsZ, trošak će općenito ostati unutar granica inflacije, blagi višak je moguć u 2027.–2033., tada će se cijene smanjiti. U Sibiru je situacija mnogo kompliciranija. U 2 CG cijene u prognozi značajno premašuju graničnu razinu u 2028.–2035. U tom smislu, Maxim Bystrov je predložio da se pogledaju rezultati nadolazećih natjecateljskih izbora i procijene izgledi za dodavanje na popis od strane vladine komisije.

“Ako se u prvoj cjenovnoj zoni, unatoč blagom višku nakon 2026., može pojaviti dodatni novac do 2034.-2035., onda, uzimajući u obzir koje je skupe projekte odabrala Vladina komisija, u drugoj cjenovnoj zoni sve je jako loše. Stoga bih se usudio izraziti buntovnu misao da možda vladina komisija ne bi trebala odabrati više projekata unutar kvote od 15% u Sibiru dok ne shvatimo što će se dogoditi s konkurentskim odabirom ”, rekao je voditelj Tržišnog vijeća.

Međutim, Tržišno vijeće polazilo je od maksimalno mogućih procijenjenih troškova, ne uzimajući u obzir čimbenik smanjenja konkurentne cijene, "nastojeći zastrašiti sve što je više moguće", "ići s lošeg na dobro", pojasnio je Maxim Bystrov, odgovarajući na pitanje od Aleksandre Panine. U prvoj cjenovnoj zoni inflacija se ne probija modernizacijom, čak se i obnova na Dalekom istoku, koja izaziva burne rasprave u energetskoj zajednici, uklapa u prognozu, napomenula je Panina. Razlog su troškovi nuklearnih elektrana, obnovljivih izvora energije i elektrana za novu generaciju za rad eksperimentalnih domaćih CCGT-ova (KOM NGIO; u prezentaciji gospodina Bystrova ti su troškovi označeni kao “Power Machines”). Prosječna cijena kapitala za COMM iznosila je nešto više od 7 tisuća rubalja po 1 kW, na zadnjim odabirima vjetroelektrana - 64 tisuće rubalja, SES - 49 tisuća rubalja sa znatno nižim IUM-om, cijene NPP-a prelaze 100 tisuća rubalja, primijetio je moderator .

U raspravi se više puta spominjalo jedinstveno tehnološko natjecanje kao tržišno najisplativija opcija. Maxim Bystrov priznao je na početku rasprave da bi, ako bi se održavala u sadašnjim uvjetima za sve vrste proizvodnje, svi volumeni otišli u termoelektrane. Tržišno gledano, ispravnije je da potrošači prvo plaćaju jeftinije kapacitete, a onda, kako ponestaju, skuplje, odnosno prvo modernizaciju, a onda po potrebi i obnovljive izvore energije, rekao je Igor Popov, zamjenik generalnog direktora En + Developmenta, govoreći u ime i potrošača i proizvođača energije (En + holding kontrolira RUSAL, Eurosibenergo (Irkutskenergo)). Jedinstveni odabir prava je priča za potrošače, ali podrazumijeva jedan proizvod, rekao je. U tom bi slučaju bilo ispravno prenijeti umjetne elemente potpore drugim sektorima, primjerice, pomoći razvoju izvoznog potencijala domaćih OIE preko Ministarstva industrije i trgovine, zbog čega bi “zeleni” dobavljači mogli igrati na energiji tržište Opća pravila, još jednom je izrazio ideju koju dijele mnogi predstavnici energetske zajednice, g. Popov.

"Tržišno vijeće" također je protiv bilo kakvih netržišnih naknada i zalaže se da vlada svoje probleme rješava pronalaženjem rezervi, a ne povlačenjem novca s tržišta energije, složio se Maxim Bystrov.

No, ključno pitanje koje je gospođa Panina formulirala tijekom rasprave je “Jesu li skupi projekti NE i OIE toliko važni ili mogu regulirati problem zadržavanja cijena energije unutar inflacije?” ostao bez izravnog odgovora.

kombinirani ciklus nazivaju se elektrane (PSU), kod kojih se toplina ispušnih plinova plinske turbine izravno ili neizravno koristi za proizvodnju električne energije u ciklusu parne turbine.

Na sl. 4.10 prikazuje shematski dijagram najjednostavnijeg postrojenja kombiniranog ciklusa, takozvanog iskorištenog tipa. Plinovi koji izlaze iz plinske turbine dovode se u kotao otpadne topline- protustrujni izmjenjivač topline, u kojem se zbog topline vrućih plinova dobiva para visokih parametara koja se usmjerava u parnu turbinu.

Slika 4.10. Shematski dijagram najjednostavnijeg postrojenja s kombiniranim ciklusom

Kotao otpadne topline je pravokutna osovina, u kojem se nalaze grijaće površine, oblikovane rebrastim cijevima, unutar kojih radno tijelo parnoturbinsko postrojenje (vodeno ili parno). U najjednostavnijem slučaju ogrjevne površine kotla otpadne topline sastoje se od tri elementa: ekonomajzera 3, isparivača 2 i pregrijača 1. Središnji element je isparivač, koji se sastoji od bubnja 4 (dugi cilindar napola napunjen vodom), nekoliko silaznih cijevi 7 i prilično gusto postavljenih okomitih cijevi samog isparivača 8. Isparivač radi na principu prirodne konvekcije. Cijevi isparivača nalaze se u zoni viših temperatura od silaznih cijevi. Zbog toga se u njima voda zagrijava, djelomično isparava i zbog toga postaje lakša i diže se u bubanj. Ispražnjeni prostor puni se hladnijom vodom kroz silazne cijevi iz bubnja. Zasićena para skuplja se u gornjem dijelu bubnja i šalje u cijevi pregrijača 1. Protok pare iz bubnja 4 kompenzira se dovodom vode iz ekonomajzera 3. U ovom slučaju, ulazna voda, prije nego što potpuno isparavajući, opetovano će prolaziti kroz cijevi za isparavanje. Stoga se opisani kotao otpadne topline naziva kotao s prirodnom cirkulacijom.

U ekonomizatoru se ulazna napojna voda zagrijava gotovo do točke ključanja. Iz bubnja suha zasićena para ulazi u pregrijač, gdje se pregrijava iznad temperature zasićenja. Temperatura nastale pregrijane pare t 0 je uvijek, naravno, manja od temperature plinova q G koji dolazi iz plinske turbine (obično 25 - 30 °C).

Prema shemi kotla otpadne topline na sl. 4.10 prikazuje promjenu temperatura plinova i radnog fluida dok se kreću jedan prema drugom. Temperatura plinova postupno opada od vrijednosti q G na ulazu do vrijednosti q ux temperature ispušnih plinova. krećući se prema Napojna voda podiže temperaturu u ekonomajzeru do točke vrenja(točka a). S ovom temperaturom (na rubu vrenja) voda ulazi u isparivač. Isparava vodu. Pritom se njegova temperatura ne mijenja (proces a - b). U točki b radni fluid je u obliku suhe zasićene pare. Nadalje, u pregrijaču se pregrijava do određene vrijednosti t 0 .

Para nastala na izlazu iz pregrijača šalje se u parnu turbinu, gdje, šireći se, radi. Iz turbine ispušna para ulazi u kondenzator, kondenzira se i uz pomoć napojne pumpe 6 , koji povećava tlak napojne vode, šalje se natrag u kotao otpadne topline.

Dakle, temeljna razlika između parne elektrane (SPU) CCGT i konvencionalni CSP TPP se sastoji samo u činjenici da se gorivo u kotlu otpadne topline ne izgara, a toplina potrebna za rad CCGT jedinice uzima se iz ispušnih plinova plinske turbine. Opći izgled kotla otpadne topline prikazan je na slici 4.11.

Slika 4.11. Opći pogled na kotao otpadne topline

Elektrana s CCGT prikazana je na sl. 4.12 na kojoj je prikazana TE s tri agregata. Svaka energetska jedinica sastoji se od dvije susjedne plinske turbine 4 tip V94.2 Siemens, od kojih svaki šalje svoje visokotemperaturne dimne plinove u svoj kotao za otpadnu toplinu 8 . Para koju generiraju ovi kotlovi šalje se u jednu parnu turbinu 10 s električnim generatorom 9 i kondenzator koji se nalazi u prostoriji za kondenzaciju ispod turbine. Svaki takav agregat ima ukupnu snagu od 450 MW (svaka plinska turbina i parna turbina imaju snagu od približno 150 MW). Između izlaznog difuzora 5 i kotao otpadne topline 8 instaliran premosni (obilazni) dimnjak 12 i plinonepropusna vrata 6 .

Slika 4.12. Elektrana s CCGT

Glavne prednosti PGU.

1. Postrojenje s kombiniranim ciklusom trenutno je najekonomičniji motor koji se koristi za proizvodnju električne energije.

2. Kombinirano postrojenje je ekološki najprihvatljiviji motor. Prije svega, to je zbog visoke učinkovitosti - na kraju krajeva, sva toplina sadržana u gorivu, koja se ne može pretvoriti u električnu energiju, baca se u okoliš te dolazi do toplinskog onečišćenja. Stoga smanjenje toplinskih emisija iz CCGT-a u usporedbi s parnom elektranom približno odgovara smanjenju potrošnje goriva za proizvodnju električne energije.

3. Kombinirano postrojenje je vrlo pokretljiv motor, koji se u manevriranju može usporediti samo s autonomnom plinskom turbinom. Potencijalno visoka manevarska sposobnost PTU-a osigurana je prisutnošću GTP-a u njegovoj shemi, čija se promjena opterećenja događa u roku od nekoliko minuta.

4. Uz isti kapacitet TE na parni i kombinirani ciklus, potrošnja CCGT rashladne vode je približno tri puta manja. To je određeno činjenicom da je snaga parnog dijela CCGT-a 1/3 ukupne snage, a GTU praktički ne zahtijeva rashladnu vodu.

5. CCGT ima nižu cijenu instalirane jedinice kapaciteta, što je povezano s manjim volumenom građevinskog dijela, uz nepostojanje složenog energetskog kotla, skupo dimnjak, sustavi za regenerativno zagrijavanje napojne vode, korištenjem jednostavnijih parnih turbina i sustava tehničke vode.

ZAKLJUČAK

Glavni nedostatak svih termoelektrana je da su sve vrste goriva koje se koriste nezamjenjive. prirodni resursi koji postupno završavaju. Osim toga, termoelektrane troše značajnu količinu goriva (svaki dan jedna GRES snage 2000 MW sagori dva željeznička vlaka ugljena dnevno) i ekološki su najprljaviji izvori električne energije, pogotovo ako rade na visokim -pepeo sumporna goriva. Zato je danas, uz korištenje nuklearnih i hidrauličkih elektrana, u tijeku razvoj elektrana na obnovljive ili druge alternativne izvore energije. No, usprkos svemu, termoelektrane su glavni proizvođači električne energije u većini zemalja svijeta i tako će ostati barem sljedećih 50 godina.

KONTROLNA PITANJA ZA PREDAVANJE 4

1. Toplinska shema CHPP - 3 boda.

2. Tehnološki proces proizvodnje električne energije u termoelektranama - 3 boda.

3. Raspored suvremenih termoelektrana - 3 boda.

4. Značajke GTU. Strukturni dijagram GTU. GTU učinkovitost - 3 boda.

5. Toplinska shema plinske turbine - 3 boda.

6. Značajke CCGT. Strukturna shema PGUU. CCGT učinkovitost - 3 boda.

7. Toplinska shema CCGT - 3 boda.

PREDAVANJE 5

NUKLEARNE ELEKTRANE. GORIVO ZA NPP. PRINCIP RADA NUKLEARNOG REAKTORA. PROIZVODNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U NEK S TERMIČKIM REAKTORIMA. BRZI NEUTRONSKI REAKTORI. PREDNOSTI I NEDOSTACI SUVREMENIH NE

Osnovni koncepti

Nuklearna elektrana(NPP) je elektrana, stvaranje električne energije pretvorbom toplinske energije koja se oslobađa u nuklearnom reaktoru (reaktorima) kao rezultat kontrolirane lančane reakcije fisije (cijepanja) jezgri atoma urana. Temeljna razlika Nuklearna elektrana razlikuje se od termoelektrane samo po tome što se umjesto generatora pare koristi nuklearni reaktor - uređaj u kojem se odvija kontrolirana lančana nuklearna reakcija praćena oslobađanjem energije.

Radioaktivna svojstva urana prvi je otkrio francuski fizičar Antoine Becquerel 1896. godine. engleski fizičar Ernest Rutherford prvi izveo umjetnu nuklearnu reakciju pod djelovanjem čestica 1919. godine. njemački fizičari Otto Hahn i Fritz Strassman otvoren 1938 , da fisija teških jezgri urana pri bombardiranju neutronima popraćeno oslobađanjem energije. Stvarno korištenje te energije postalo je pitanje vremena.

Prvi nuklearni reaktor izgrađen je u prosincu 1942. u SAD-u skupina fizičara na Sveučilištu u Chicagu koju je vodio talijanski fizičar Enrico Fermi. Reakcija neprigušene nuklearne fisije urana realizirana je prvi put. Nuklearni reaktor, nazvan SR-1, sastojao se od grafitnih blokova između kojih su se nalazile kuglice prirodnog urana i njegovog dioksida. Brzi neutroni koji nastaju nakon nuklearne fisije 235 U, usporeni su grafitom do toplinske energije, a zatim uzrokuju novu nuklearnu fisiju. Reaktori u kojima se glavni udio fisije odvija pod djelovanjem toplinskih neutrona nazivaju se reaktori toplinskih (sporih) neutrona; u takvim reaktorima ima puno više moderatora nego urana.

U Europi je prvi nuklearni reaktor F-1 proizveden i pušten u rad u prosincu 1946. u Moskvi. skupina fizičara i inženjera na čelu s akademikom Igor Vasiljevič Kurčatov. Reaktor F-1 sastavljen je od grafitnih blokova i imao je oblik lopte promjera približno 7,5 m. U središnjem dijelu lopte promjera 6 m u rupe grafitnih blokova postavljene su šipke urana. . Reaktor F-1, kao i SR-1, nije imao sustav hlađenja, pa je radio na niskim razinama snage: od frakcija do jedinica vata.

Rezultati istraživanja na reaktoru F-1 poslužili su kao osnova za projekte industrijskih reaktora. Godine 1948., pod vodstvom I. V. Kurchatova, započeo je rad na praktična aplikacija atomska energija za proizvodnju električne energije.

Prva svjetska industrijska nuklearna elektrana snage 5 MW puštena je u rad 27. lipnja 1954. u gradu Obninsku u Kaluškoj oblasti. Godine 1958. pušten je u rad 1. stupanj sibirske nuklearne elektrane snage 100 MW (puni projektirani kapacitet 600 MW). Iste godine započela je izgradnja industrijske nuklearne elektrane Beloyarsk, au travnju 1964. generator 1. stupnja davao je struju potrošačima. U rujnu 1964. pušten je u rad 1. blok NE Novovoronež snage 210 MW. Drugi blok snage 350 MW pušten je u rad u prosincu 1969. godine. Godine 1973. pokrenuta je Lenjingradska NE.

U Velikoj Britaniji prva industrijska nuklearna elektrana snage 46 MW puštena je u pogon 1956. u Calder Hallu. Godinu dana kasnije puštena je u pogon nuklearna elektrana snage 60 MW u Shippingportu (SAD).

Svjetski lideri u proizvodnji nuklearne električne energije su: SAD (788,6 milijardi kWh/godišnje), Francuska (426,8 milijardi kWh/godišnje), Japan (273,8 milijardi kWh/godišnje), Njemačka (158,4 milijardi kWh/godišnje) ) i Rusija (154,7 milijardi kWh/godišnje). Početkom 2004. godine u svijetu je radio 441 nuklearni reaktor, a ruski TVEL OJSC isporučuje gorivo za njih 75.

Najveća nuklearna elektrana u Europi je NE Zaporožje u Energodaru (Ukrajina) - 6 nuklearnih reaktora ukupne snage 6 GW. Najveća nuklearna elektrana na svijetu - Kashiwazaki-Kariva (Japan) - pet kipućih nuklearnih reaktora ( BWR) i dva napredna reaktora s kipućom vodom ( ABWR), čiji je ukupni kapacitet 8,2 GW.

Trenutno u Rusiji rade sljedeće nuklearne elektrane: Balakovo, Beloyarskaya, Bilibinskaya, Rostovskaya, Kalininskaya, Kola, Kurskaya, Leningradskaya, Novovoronezhskaya, Smolenskaya.

Izrada nacrta Energetske strategije Rusije za razdoblje do 2030. godine predviđa povećanje proizvodnje električne energije u nuklearnim elektranama za 4 puta.

Nuklearne elektrane klasificiraju se prema reaktorima koji su na njima instalirani:

l reaktori toplinskih neutrona , koristeći posebne moderatore za povećanje vjerojatnosti apsorpcije neutrona od strane jezgri atoma goriva;

l reaktori na brzim neutronima .

Prema vrsti isporučene energije nuklearne elektrane se dijele na:

l nuklearne elektrane (NPP) dizajnirane samo za proizvodnju električne energije;

l nuklearne kombinirane toplinske i elektrane (ATPP) koje proizvode i električnu i toplinsku energiju.

Trenutno samo u Rusiji postoje mogućnosti za izgradnju nuklearnih toplinskih stanica.

NE koristi zrak za oksidaciju goriva, ne ispušta pepeo, sumporne okside, ugljik itd. u atmosferu, ima nižu radioaktivnu pozadinu nego u termoelektrani, ali kao i termoelektrana troši veliku količinu vode za hlađenje kondenzatora.

Gorivo za nuklearne elektrane

Glavna razlika između nuklearne elektrane i termoelektrane je korištenje nuklearnog goriva umjesto fosilnih goriva. Nuklearno gorivo dobiva se iz prirodnog urana, koji se vadi ili u rudnicima (Niger, Francuska, Južna Afrika), ili u otvorenim kopovima (Australija, Namibija), ili podzemnim ispiranjem (Kanada, Rusija, SAD). Uran je široko rasprostranjen u prirodi, ali nema bogatih nalazišta uranovih ruda. Uran se nalazi u raznim stijene a voda u raspršenom stanju. Prirodni uran je mješavina pretežno nefisibilnog izotopa urana 238 U(više od 99%) i fisibilni izotop 235 U (oko 0,71%), koji je nuklearno gorivo (1 kg 235 U oslobađa energiju jednaku kaloričnoj vrijednosti oko 3000 tona ugljena).

Za rad reaktora nuklearnih elektrana, obogaćivanje urana. Da bi se to postiglo, prirodni uran se nakon obrade šalje u postrojenje za obogaćivanje, gdje se 90% prirodnog osiromašenog urana šalje na skladištenje, a 10% se obogaćuje na 3,3 - 4,4%.

Od obogaćenog urana (točnije uranijevog dioksida UO 2 ili uranovih oksida U 2 O 2) su napravljeni gorivi elementi – gorivne šipke- cilindrične tablete promjera 9 mm i visine 15-30 mm. Ove se tablete hermetički zatvaraju cirkonij(apsorpcija neutrona kod cirkonija je 32,5 puta manja nego kod čelika) cijevi tankog zida duljine oko 4 m. Gorivne šipke se sklapaju u gorivne sklopove (FA) u nekoliko stotina komada.

Svi daljnji procesi nuklearne fisije 235 U uz stvaranje fisijskih fragmenata, radioaktivnih plinova itd. se događaju unutar zatvorenih cijevi gorivih šipki.

Nakon postupnog cijepanja 235 U i smanjenje njegove koncentracije na 1,26%, kada se snaga reaktora značajno smanji, gorivi elementi se uklanjaju iz reaktora, pohranjuju se neko vrijeme u bazenu istrošenog goriva, a zatim šalju u radiokemijsko postrojenje na obradu.

Dakle, za razliku od termoelektrana, gdje teže potpuno sagorjeti gorivo, nemoguće je nuklearno gorivo podijeliti 100% u nuklearnim elektranama. Stoga je nemoguće izračunati učinkovitost u NE na temelju specifične potrošnje standardnog goriva. Za ocjenu učinkovitosti bloka NE koristi se neto faktor učinkovitosti

,

gdje je proizvedena energija, je toplina oslobođena u reaktoru u isto vrijeme i isto vrijeme.

Ovako izračunata učinkovitost NEK iznosi 30-32%, ali nije sasvim legitimno uspoređivati ​​je s učinkovitošću TE od 37-40%.

Osim izotopa urana 235 kao nuklearno gorivo koriste se i:

• izotop urana 233 ( 233 U) ;
• izotop plutonija 239 ( 239 Pu);
• izotop torija 232 ( 232Th) (pretvaranjem u 233 U).

Kombinirane elektrane su kombinacija parne i plinske turbine. Takva kombinacija omogućuje smanjenje gubitaka otpadne topline plinskih turbina ili topline dimnih plinova parnih kotlova, čime se osigurava povećanje učinkovitosti postrojenja s kombiniranim ciklusom (CCGT) u usporedbi s odvojeno uzetim parnoturbinskim i plinskoturbinskim postrojenjima. .

Trenutno postoje dvije vrste postrojenja s kombiniranim ciklusom:

a) s visokotlačnim kotlovima i s ispuštanjem ispušnih plinova iz turbine u komoru za izgaranje konvencionalnog kotla;

b) korištenje topline ispušnih plinova turbine u kotlu.

Shematski dijagrami CCGT-a ove dvije vrste prikazani su na sl. 2.7 i 2.8.

Na sl. 2.7 prikazuje shematski dijagram CCGT-a s visokotlačnim parnim kotlom (HSG) 1 , koja se opskrbljuje vodom i gorivom, kao u konvencionalnoj toplinskoj stanici za proizvodnju pare. Visokotlačna para ulazi u kondenzacijsku turbinu 5 , na istoj osovini s kojom se nalazi generator 8 . Ispušna para iz turbine prvo ulazi u kondenzator. 6 a zatim pumpom 7 vraća se u kotao 1 .

Slika 2.7. Shematski dijagram CCGT-a s VPG-om

Istodobno, plinovi nastali pri izgaranju goriva u kotlu, koji imaju visoka temperatura i tlak se šalju u plinsku turbinu 2 . Na istoj osovini s njim nalazi se kompresor 3 , kao u konvencionalnoj plinskoj turbini, i drugi električni generator 4 . Kompresor je dizajniran za pumpanje zraka u komoru za izgaranje kotla. Ispuh turbine 2 također zagrijavati napojnu vodu kotla.

Takva CCGT shema ima prednost što ne zahtijeva odvod dima za uklanjanje dimnih plinova kotla. Treba napomenuti da funkciju ventilatora vrši kompresor 3 . Učinkovitost takvog CCGT-a može doseći 43%.

Na sl. 2.8 prikazuje shematski dijagram druge vrste CCGT. Za razliku od PGU prikazanog na Sl. 2.7, plin na turbinu 2 dolazi iz komore za izgaranje 9 a ne iz kotla 1 . Dalje potrošeno u turbini 2 plinovi zasićeni do 16–18% kisika zbog prisutnosti kompresora ulaze u kotao 1 .

Takva shema (Sl. 2.8) ima prednost u odnosu na gore razmotreni CCGT (Sl. 2.7), budući da koristi kotao konvencionalnog dizajna s mogućnošću korištenja bilo koje vrste goriva, uključujući kruto gorivo. U komori za izgaranje 3 u isto vrijeme, spaljuje se mnogo jeftiniji plin ili tekuće gorivo nego u CCGT shemi s visokotlačnim parnim kotlom.

Slika 2.8. Shematski dijagram CCGT (krug pražnjenja)

Takvo spajanje dvaju agregata (pare i plina) u zajednički kombinirani ciklus stvara mogućnost dobivanja veće manevarske sposobnosti u odnosu na klasičnu termoelektranu.

Shematski prikaz nuklearnih elektrana

Nuklearne elektrane se po namjeni i tehnološkom principu rada praktički ne razlikuju od tradicionalnih termoelektrana. Njihova značajna razlika leži, prvo, u činjenici da se u nuklearnoj elektrani, za razliku od termoelektrane, para ne stvara u kotlu, već u jezgri reaktora, i drugo, u činjenici da se nuklearno gorivo koristi za nuklearna elektrana, koja uključuje izotope urana-235 (U-235) i urana-238 (U-238).

Značajka tehnološkog procesa u nuklearnim elektranama je i stvaranje značajnih količina produkata radioaktivne fisije, s tim u vezi su nuklearne elektrane tehnički složenije od termoelektrana.

Shema NPP može biti s jednim krugom, s dva kruga i s tri kruga (slika 2.9).

Riža.2.9. Shematski dijagrami NEK

Shema s jednim krugom (slika 2.9, a) je najjednostavnija. Oslobođen u nuklearnom reaktoru 1 zbog lančane reakcije nuklearne fisije teških elemenata toplina se prenosi rashladnom tekućinom. Često se kao nositelj topline koristi para koja se zatim koristi kao u konvencionalnim parnoturbinskim elektranama. Međutim, para koja se stvara u reaktoru je radioaktivna. Stoga, kako bi se zaštitilo osoblje nuklearne elektrane i okoliš, većina opreme mora biti zaštićena od zračenja.

Prema shemama s dvije i tri petlje (sl. 2.9, b i 2.9, c), toplina se uklanja iz reaktora rashladnom tekućinom, koja zatim prenosi tu toplinu radno okruženje izravno (na primjer, kao u shemi s dva kruga kroz generator pare 3 ) ili kroz rashladno sredstvo međukruga (npr. kao u krugu s tri kruga između međuizmjenjivača topline 2 i generator pare 3 ). Na sl. 2,9 znamenki 5 , 6 i 7 naznačeni su kondenzator i crpke, koji obavljaju iste funkcije kao u konvencionalnoj termoelektrani.

Nuklearni reaktor se često naziva "srcem" nuklearne elektrane. Trenutno postoji dosta vrsta reaktora.

Ovisno o energetskoj razini neutrona, pod čijim utjecajem dolazi do fisije nuklearnog goriva, nuklearne elektrane se mogu podijeliti u dvije skupine:

NPP sa reaktori toplinskih neutrona;

NPP sa reaktori na brzim neutronima.

Pod utjecajem toplinskih neutrona samo su izotopi urana-235 sposobni za fisiju, čiji je sadržaj u prirodnom uranu samo 0,7%, preostalih 99,3% su izotopi urana-238. Pod utjecajem neutronskog toka više energetske razine (brzi neutroni) iz urana-238 nastaje umjetno nuklearno gorivo plutonij-239 koje se koristi u reaktorima na brzim neutronima. Velika većina energetskih reaktora koji trenutno rade su prvog tipa.

Shematski dijagram nuklearnog reaktora koji se koristi u dvokružnoj nuklearnoj elektrani prikazan je na sl. 2.10.

Nuklearni reaktor sastoji se od aktivne zone, reflektora, sustava hlađenja, sustava upravljanja, regulacije i upravljanja, kućišta i biološke zaštite.

Jezgra reaktora je područje u kojem se održava lančana reakcija fisije. Sastoji se od fisibilnog materijala, moderatora neutrona i reflektora rashladnog sredstva, kontrolne šipke i strukturnih materijala. Glavni elementi jezgre reaktora koji osiguravaju oslobađanje energije i samoodrživost reakcije su fisibilni materijal i moderator. Aktivna zona udaljena je od vanjskih uređaja i rada osoblja zaštitnom zonom.

Popis sustava za proizvodnju električne i toplinske energije u modernim poduzećima uključuje elektrane kombiniranog ciklusa. Kombinirani su u svom principu djelovanja i uključuju 2 osnovna koraka:

1. izgaranje izvornog goriva (plina) i zbog toga rotacija plinskoturbinskog postrojenja;
2. zagrijavanje produkata izgaranja nastalih u prvoj fazi vode u kotlu otpadne topline uz stvaranje pare koja se koristi u parnoj turbini aktivirajući električni generator na parni pogon.

Duge racionalno korištenje Toplina nastala izgaranjem goriva štedi gorivo, povećava učinkovitost sustava za 10%, povećava učinkovitost opreme nekoliko puta, a smanjuje troškove za 25%.

Rad postrojenja kombiniranog ciklusa postaje moguće zbog upotrebe prirodnog plina ili proizvoda naftne industrije (osobito dizelskog goriva) kao početnog goriva. Može postojati nekoliko konfiguracija opreme, ovisno o njezinoj snazi ​​i specifičnoj primjeni. Dakle, proizvođači mogu kombinirati obje turbine na jednoj osovini, upotpunjujući ovu kombinaciju generatorom s dva pogona. Prednost takvog uređaja je što u svom arsenalu ima 2 načina rada: jednostavan plinski ciklus i kombinirani.

Unatoč prilično složenom uređaju, postrojenje s kombiniranim ciklusom (CCGT) ima vrlo važnu značajku koja ga razlikuje od ostalih sustava za proizvodnju električne energije. Ovo je rekordno visok faktor učinkovitosti, koji u nekim slučajevima prelazi 60%.

Prednosti postrojenja s kombiniranim ciklusom

Princip rada postrojenja kombiniranog ciklusa ima specifičan karakter, on, za razliku od sličnih sustava, troši manje resursa (osobito vode) za svaku jedinicu energije primljenu uz njegovu pomoć. Također, stručnjaci iz industrije primjećuju da se parno-plinske strukture ističu:

• veća ekološka prihvatljivost (smanjuje emisije stakleničkih plinova);
• kompaktne dimenzije;
• usporedna brzina izgradnje (manje od 1 godine);
• manja potreba za gorivom.

Valja napomenuti da proizvođači CCGT-a tu ne staju. Moderno generator kombiniranog ciklusa razvija mnogo brže od prethodne verzije ovu tehniku. Danas se aktivno razvijaju strukture koje rade na obnovljivim izvorima energije, biogorivima: otpad iz drvne industrije i poljoprivrede.

Vrste postrojenja kombiniranog ciklusa

Sustavi kombiniranog ciklusa mogu se klasificirati ovisno o njihovom dizajnu i tehnološkim značajkama:

• prema principu rada: kogeneracijske, s istiskivanjem regeneracije, s niskotlačnim parogeneratorom, s visokotlačnim parogeneratorom, s kotlovima otpadne topline;
• prema broju plinskoturbinskih jedinica razlikuju se sustavi s 1, 2, 3 osnovne plinske turbine;
• prema vrsti korištenog potrošnog materijala: plin, tekuće gorivo, biomasa itd.;
• prema raznolikosti krugova KU ili kotlova za otpadnu toplinu razlikuju se moduli s jednim, dva i tri kruga.

Mnogi elektroenergetičari također kažu da je važno razlikovati sustave koji se razlikuju po principu rada. Konkretno, danas postoji generator pare, u kojem postoji faza srednjeg pregrijavanja pare, a postoje modifikacije koje su lišene ove faze. U procesu odabira CCGT-a važno je obratiti pozornost na ove značajke rada proizvoda, jer mogu utjecati na produktivnost i učinkovitost elektrana u cjelini.

Korištenje postrojenja kombiniranog ciklusa

Unatoč činjenici da su na Zapadu odavno počeli koristiti CCGT za dobivanje pristupačne električne energije, u našoj zemlji ove tehnologije nisu bile tražene sve do nedavno. I tek od 2000-ih, ruska industrijska poduzeća su imala stalan interes za sustave kombiniranog ciklusa.

Prema statistikama, više od 30 velikih energetskih jedinica koje se temelje na korištenju tehnologija kombiniranog ciklusa započelo je s radom u različitim regijama Rusija u proteklih 10 godina. Ovaj trend će se samo intenzivirati i kratkoročno i dugoročno, kao što pokazuju vrlo dobri rezultati postrojenja kombiniranog ciklusa, radšto nije preskupo, a rezultat uvijek premašuje očekivanja.

Kombinirane elektrane mogu se koristiti za opskrbu električnom energijom industrijskih poduzeća i cijelih naselja.

Na našoj web stranici možete pronaći kombinirana postrojenja čija je kvaliteta i snaga već ispitana u europskim zemljama. Sva postrojenja kombiniranog ciklusa predstavljena na web mjestu su u dobrom stanju i pružaju stabilan rad za industriju.

€ 6.980.000

6 x Novi - 17,1 MW - HFO / DFO / plinski generator.
Cijena u eurima: 6 980 000, - iz tvornice po komadu
Pri kupnji svih 6 agregata moguć dogovor oko cijene

Procijenjena električna učinkovitost 47,2%.
Uređaj može raditi i na loživo ulje (HFO) i na dizel gorivo i plin.

Kombinirano postrojenje - električna proizvodna stanica koja služi za proizvodnju električne energije. Od postrojenja na parni pogon i plinskih turbina razlikuje se povećanom učinkovitošću.

Postrojenja kombiniranog ciklusa proizvode električnu i toplinsku energiju. Toplinska energija se koristi za proizvodnju dodatne električne energije.

Princip rada i uređaj postrojenja s kombiniranim ciklusom (CCP)

Postrojenje kombiniranog ciklusa sastoji se od dva odvojena bloka: parnog pogona i plinske turbine. U plinskoturbinskom postrojenju, turbinu pokreću plinoviti produkti izgaranja goriva.

Gorivo se može koristiti kao prirodni gas, i proizvodi naftne industrije (na primjer, loživo ulje, dizelsko gorivo). Na istoj osovini s turbinom nalazi se generator, koji zahvaljujući rotaciji rotora stvara električnu struju.

Prolazeći kroz plinsku turbinu, produkti izgaranja odaju samo dio svoje energije i na izlazu iz nje, kada im je tlak već blizu vanjskog tlaka i ne mogu obavljati rad, još uvijek imaju visoku temperaturu. Iz izlaza iz plinske turbine produkti izgaranja ulaze u paroelektranu, u kotao otpadne topline, gdje zagrijavaju vodu i nastalu paru. Temperatura produkata izgaranja dovoljna je da dovede paru u stanje potrebno za korištenje u parnoj turbini (temperatura dimnih plinova od oko 500 ° C omogućuje vam dobivanje pregrijane pare pri tlaku od oko 100 atmosfera). Parna turbina pokreće drugi električni generator.

Postoje parna i plinska postrojenja u kojima su parna i plinska turbina na istoj osovini, u ovom slučaju ugrađen je samo jedan generator. Također, često se para iz dvije jedinice plinskoturbinske jedinice – kotla otpadne topline šalje u jednu zajedničku paroelektranu.

Ponekad se postrojenja kombiniranog ciklusa grade na temelju postojećih starih parnih elektrana. U tom slučaju ispušni plinovi nove plinske turbine ispuštaju se u postojeći parni kotao koji je u skladu s tim moderniziran. Učinkovitost takvih postrojenja u pravilu je niža od učinkovitosti novih postrojenja kombiniranog ciklusa projektiranih i izgrađenih od nule.

U malim elektranama klipni parni stroj obično je učinkovitiji od radijalne ili aksijalne parne turbine s lopaticama, a postoji i prijedlog da se moderni parni strojevi koriste kao dio CCGT-a.

Prednosti i nedostaci postrojenja s kombiniranim ciklusom (CCGT)

Postrojenja s kombiniranim ciklusom (CCGT) relativno su nova vrsta elektrana koje rade na plin, tekuća ili kruta goriva. Postrojenja s kombiniranim ciklusom (CCGT) dizajnirana su za proizvodnju maksimalne količine električne energije.

Ukupna električna učinkovitost postrojenja s kombiniranim ciklusom je ~ 58-64%. Za usporedbu, za odvojeno radeće parne elektrane, učinkovitost je obično u rasponu od 33-45%, u standardnim plinskim turbinskim postrojenjima, učinkovitost je ~ 28-42%.

Prednosti CCGT-a

• Niska cijena po jedinici instaliranog kapaciteta
• Postrojenja kombiniranog ciklusa troše znatno manje vode po jedinici proizvedene električne energije u usporedbi s termoelektranama
• Kratko vrijeme izgradnje (9-12 mjeseci)
• Nema potrebe za stalnom opskrbom gorivom željeznicom ili morem
• Kompaktne dimenzije omogućuju izgradnju izravno kod potrošača (tvornica ili unutar grada), što smanjuje troškove dalekovoda i transporta električne energije. energije
• Ekološki prihvatljiviji u usporedbi s postrojenjima s parnim turbinama

Nedostaci postrojenja s kombiniranim ciklusom

• Mali jedinični kapacitet opreme (160-972 MW po 1 jedinici), dok moderne termoelektrane imaju jediničnu snagu do 1200 MW, a nuklearne elektrane 1200-1600 MW.
• Potreba za filtriranjem zraka koji se koristi za izgaranje goriva.
• Ograničenja vrsta goriva koje se koriste. Kao glavno gorivo u pravilu se koristi prirodni plin, a kao pomoćno mazut. Upotreba ugljena kao goriva je apsolutno isključena. To podrazumijeva potrebu izgradnje skupih komunikacija za transport goriva - cjevovoda.