Электростанция комбинированного цикла

«NGCC» перенаправляется сюда. Чтобы узнать о префиксе корабля, см. Корабль канадской береговой охраны .

«Газовая турбина комбинированного цикла» перенаправляется сюда. Не путать с газовой турбиной замкнутого цикла .

Gateway Generating Station , электростанция комбинированного цикла мощностью 530 мегаватт, работающая на природном газе, в округе Контра-Коста , Калифорния .

представляет Электростанция комбинированного цикла собой совокупность тепловых двигателей , которые работают в тандеме от одного и того же источника тепла, преобразуя его в механическую энергию . На суше, когда используется для производства электроэнергии, наиболее распространенным типом является газотурбинная установка с комбинированным циклом ( CCGT ), которая представляет собой разновидность газовой электростанции . Тот же принцип используется и в судовых двигательных установках, где он называется комбинированной газопаровой установкой (COGAS). Объединение двух или более термодинамических циклов повышает общую эффективность, что снижает затраты на топливо.

Принцип заключается в том, что после завершения своего цикла в первом двигателе рабочая жидкость (выхлопные газы) все еще достаточно горячая, чтобы второй последующий тепловой двигатель мог извлекать энергию из тепла выхлопных газов. Обычно тепло проходит через теплообменник , поэтому два двигателя могут использовать разные рабочие жидкости.

Генерируя энергию из нескольких потоков работы, общую эффективность можно повысить на 50–60%. То есть от общего КПД системы, скажем, 34% для простого цикла, до 64% ​​чистого для одной турбины в определенных условиях для комбинированного цикла.

Исторические циклы

В исторически успешных комбинированных циклах использовались турбины на парах ртути , магнитогидродинамические генераторы и топливные элементы с расплавленным карбонатом , а также паровые установки для низкотемпературного «нижнего» цикла. Циклы нижней обработки при очень низких температурах были слишком дорогими из-за очень больших размеров оборудования, необходимого для обработки больших массовых потоков и небольших перепадов температур. Однако в холодном климате воду горячей электростанции часто продают для горячего водоснабжения и отопления помещений. Трубопроводы с вакуумной изоляцией позволяют протянуть эту линию до 90 км. Этот подход называется « комбинированное производство тепла и электроэнергии » (ТЭЦ).

На стационарных и морских электростанциях широко применяется комбинированный цикл с большой газовой турбиной (работающей по циклу Брайтона ). Горячие выхлопы турбины приводят в действие паровую электростанцию ​​(работающую по циклу Ренкина ). Это парогазовая установка (ПГУ). Они обеспечивают лучший в своем классе реальный (см. ниже) тепловой КПД около 64% ​​в режиме базовой нагрузки. Напротив, КПД одноцикловой паровой электростанции ограничен 35–42%. Многие новые электростанции используют ПГУ. Стационарные ПГУ сжигают природный газ или синтез-газ из угля . Корабли сжигают мазут .

Также можно использовать многоступенчатые турбины или паровые циклы, но установки ПГУ имеют преимущества как для производства электроэнергии, так и для морской энергетики. Цикл газовой турбины часто может запуститься очень быстро, что дает немедленную мощность. Это позволяет избежать необходимости использования отдельных дорогостоящих пиковых установок или позволяет судну маневрировать. Со временем вторичный паровой цикл нагреется, что повысит топливную эффективность и обеспечит дополнительную мощность.

В ноябре 2013 года Институт солнечных энергетических систем Фраунгофера ISE оценил приведенную стоимость энергии для новых электростанций в электроэнергетическом секторе Германии . Они назвали затраты от 78 до 100 евро/МВтч для электростанций ПГУ, работающих на природном газе. Кроме того, капитальные затраты на производство электроэнергии с комбинированным циклом относительно невелики, около 1000 долларов США/кВт, что делает его одним из самых дешевых типов генерации.

Базовый комбинированный цикл

Циклы верха и дна

Термодинамический цикл основного комбинированного цикла состоит из двух циклов электростанции. Один из них — это цикл Джоуля или Брайтона , который представляет собой цикл газовой турбины , а другой — цикл Ренкина , который представляет собой цикл паровой турбины . Цикл 1-2-3-4-1, который является циклом газотурбинной электростанции, является завершающим циклом. Он изображает процесс передачи тепла и работы, происходящий в области высоких температур.

Цикл abcdefa, который представляет собой паровой цикл Ренкина, происходит при более низкой температуре и известен как нижний цикл. Передача тепловой энергии из высокотемпературных отходящих газов в воду и пар происходит в котле- утилизаторе в нижнем цикле. Во время процесса постоянного давления 4-1 выхлопные газы газовой турбины отводят тепло. Питательная вода, влажный и перегретый пар поглощают часть этого тепла в процессах ab, bc и cd.

Парогенераторы

Передача тепла от горячих газов к воде и пару

Паровая электростанция получает тепло из высокотемпературных выхлопных газов газотурбинной электростанции . Образующийся таким образом пар можно использовать для привода паровой турбины . Котел-утилизатор тепла (WHRB) состоит из 3 секций: экономайзера, испарителя и пароперегревателя.

Цикл Ченга

Цикл Ченга представляет собой упрощенную форму комбинированного цикла, в котором паровая турбина отсутствует за счет впрыска пара непосредственно в турбину внутреннего сгорания. Он используется с середины 1970-х годов и позволяет утилизировать отходящее тепло с меньшей общей сложностью, но с потерей дополнительной мощности и резервирования, как в настоящей системе с комбинированным циклом. Он не имеет дополнительной паровой турбины или генератора и поэтому не может использоваться в качестве резервного или дополнительного источника питания. Он назван в честь американского профессора Д. Я. Ченга, запатентовавшего эту конструкцию в 1976 году.

Принципы проектирования

Объяснение устройства и принципа работы парогазового генератора.

Принцип работы электростанции с комбинированным циклом (Условные обозначения: 1-Электрические генераторы, 2-Паровая турбина, 3-Конденсатор, 4-Насос, 5-Котел/теплообменник, 6-Газовая турбина)

КПД теплового двигателя, то есть доля входной тепловой энергии, которая может быть преобразована в полезную работу, ограничена разницей температур между теплом, поступающим в двигатель, и теплом выхлопных газов, покидающим двигатель.

На ТЭЦ вода является рабочим телом. Пар высокого давления требует прочных и громоздких компонентов. Высокие температуры требуют дорогих сплавов из никеля или кобальта , а не недорогой стали . Эти сплавы ограничивают практическую температуру пара до 655 ° C, тогда как более низкая температура паровой установки определяется температурой охлаждающей воды. В этих пределах паровая установка имеет фиксированный верхний КПД 35–42%.

Газотурбинный цикл открытого цикла состоит из компрессора , камеры сгорания и турбины . Для газовых турбин количество металла, которое должно выдерживать высокие температуры и давления, невелико, и можно использовать меньшее количество дорогих материалов. В этом типе цикла температура на входе в турбину (температура горения) относительно высока (от 900 до 1400 °C). Выходная температура дымовых газов также высока (от 450 до 650 °C). Таким образом, этого достаточно, чтобы обеспечить тепло для второго цикла, в котором в качестве рабочего тела используется пар ( цикл Ренкина ).

На электростанции с комбинированным циклом тепло выхлопных газов газовой турбины используется для выработки пара путем пропускания его через парогенератор-утилизатор (HRSG) с температурой свежего пара от 420 до 580 °C. Конденсатор цикла Ренкина обычно охлаждается водой из озера, реки, моря или градирен . Эта температура может достигать 15°C.

Типичный размер

Размер растения играет важную роль в стоимости растения. Заводы большего размера выигрывают от эффекта масштаба (более низкая первоначальная стоимость за киловатт) и повышения эффективности.

Для крупномасштабной выработки электроэнергии типичным комплектом будет первичная газовая турбина мощностью 270 МВт, соединенная с вторичной паровой турбиной мощностью 130 МВт, что даст общую мощность 400 МВт. Типичная электростанция может состоять из от 1 до 6 таких комплектов.

Газовые турбины для крупномасштабной энергетики производятся как минимум четырьмя отдельными группами – General Electric, Siemens, Mitsubishi-Hitachi и Ansaldo Energia. Эти группы также разрабатывают, испытывают и/или продают газовые турбины мощностью более 300 МВт (для приложений с частотой 60 Гц) и 400 МВт (для приложений с частотой 50 Гц). Установки с комбинированным циклом состоят из одной или нескольких таких газовых турбин, каждая из которых оснащена парогенератором-утилизатором, предназначенным для подачи пара в одну или несколько паровых турбин, образуя таким образом блок или установку комбинированного цикла. Размеры блоков комбинированного цикла, предлагаемые тремя основными производителями (Alstom, General Electric и Siemens), могут варьироваться от 50 МВт до более 1300 МВт, а затраты приближаются к 670 долларам США/кВт.

Нетопочный котел

Котел-утилизатор — это позиция 5 на рисунке COGAS, показанном выше. Горячие выхлопы газовой турбины поступают в пароперегреватель , затем проходят через испаритель и, наконец, через секцию экономайзера, когда они выходят из котла . Питательная вода поступает через экономайзер и выходит после достижения температуры насыщения в водяном или паровом контуре. Наконец, он проходит через испаритель и пароперегреватель. Если температура газов, поступающих в котел-утилизатор, выше, то и температура выходящих газов также высока.

Бойлер двойного давления

План паротурбинной установки с котлом-утилизатором двойного давления

Теплообмен в котле-утилизаторе двойного давления

Чтобы отвести максимальное количество тепла от газов, выходящих из высокотемпературного цикла, часто используют котел двойного давления. Имеет два водяных / паровых барабана. Барабан низкого давления соединен с экономайзером низкого давления или испарителем. Пар низкого давления генерируется в зоне низкой температуры выхлопных газов турбины. Пар низкого давления подается в низкотемпературную турбину. В контуре низкого давления может быть предусмотрен перегреватель.

Некоторая часть питательной воды из зоны низкого давления с помощью подкачивающего насоса переносится в экономайзер высокого давления . Этот экономайзер нагревает воду до температуры насыщения . Эта насыщенная вода проходит высокотемпературную зону котла и поступает в турбину высокого давления .

Дополнительная стрельба

ПГРТ может быть спроектирован для сжигания дополнительного топлива после газовой турбины. Дополнительные горелки также называются канальными . Возгорание воздуховодов возможно, поскольку выхлопные газы турбины (дымовые газы) все еще содержат некоторое количество кислорода . Температурные ограничения на входе в газовую турбину вынуждают турбину использовать избыток воздуха, превышающий оптимальное стехиометрическое соотношение, для сжигания топлива. Часто в конструкциях газовых турбин часть потока сжатого воздуха обходит горелку для охлаждения лопаток турбины. Выхлоп турбины уже горячий, поэтому не требуется регенеративный подогреватель воздуха, как на обычной паровой установке. Однако вентилятор свежего воздуха, дующий непосредственно в воздуховод, позволяет паровой установке с канальным сжиганием работать даже тогда, когда газовая турбина не может.

Без дожигания тепловой КПД электростанции с комбинированным циклом выше. Но более гибкая эксплуатация станции делает морскую ПГУ более безопасной, позволяя кораблю работать при отказах оборудования. Гибкая стационарная установка может принести больше денег. Горение в воздуховоде повышает температуру дымохода, что увеличивает количество или температуру пара (например, до 84 бар, 525 градусов Цельсия). Это повышает эффективность парового цикла. Дополнительное сжигание позволяет установке реагировать на колебания электрической нагрузки, поскольку канальные горелки могут иметь очень хороший КПД при частичных нагрузках. Это может обеспечить более высокую выработку пара для компенсации отказа другого агрегата. Также в парогенераторе можно сжигать уголь в качестве экономичного дополнительного топлива.

Дополнительный обжиг может повысить температуру выхлопных газов с 600 °C (выхлоп GT) до 800 или даже 1000 °C. Дополнительный обжиг не повышает эффективность большинства комбинированных циклов. Для одиночных котлов КПД при растопке может повыситься до 700–750 °С; однако для нескольких котлов гибкость установки должна быть основным преимуществом.

«Максимальное дожигание» — это состояние, при котором максимальное количество топлива сжигается с кислородом, имеющимся в выхлопе газовой турбины.

Усовершенствованный субатмосферный подогрев Ренкина в комбинированном цикле

В июне 2024 года выдан патент США US12 000 335 B2, решающий проблему, связанную с потерями тепла при конденсации водяного пара дымовых газов на современных электростанциях с комбинированным циклом. Это обеспечивает мировой рекорд электрического КПД ПГУ — 68%, как представлено далее в этом тексте. Потери составляют 9,9% с природным газом и 15,4% с водородом. Решением является повторный нагрев паром Ренкина комбинированного цикла ниже атмосферного давления – например, 0,7 бар вместо нынешних 20 бар. В оптимальном решении нет другого повторного нагрева Ренкина. При повторном нагреве используется около 30% энергии конденсации водяного пара в дымовых газах за счет увеличения содержания пара в цикле Ренкина с 90% до 100%. Остальное используется путем выпаривания воды вторичного цикла Ренкина при давлении ниже 1 бар.

Повторный нагрев производится до конечной температуры около 550-600 К с разделением массового потока дымовых газов в низкотемпературной зоне теплообменника - параллельно основному низкотемпературному теплообменнику, где происходит предварительный нагрев воды. Около 2/3 массового расхода дымовых газов достаточно для подогрева воды, а оставшаяся 1/3 почти точно достаточна для подогрева пара. Может показаться, что изобретение противоречит теории Карно, поскольку средняя температура, при которой в цикл вводится тепло, ниже. Но теория Карно исключает использование теплоты конденсации водяного пара из дымовых газов.

Кроме того, текущий массовый расход Ренкина в комбинированном цикле меньше, поскольку эксергетические потери в теплообменнике (связанные с разницей температур) больше или, альтернативно, можно использовать немного более высокую степень сжатия газовой турбины. Это означает непосредственно более высокий КПД турбины чистого газа. В результате, по расчетам изобретателя с учетом температур, КПД турбин, потерь давления и т. д., используемые в коммерческих ПГУ, обеспечивают мировой рекордный электрический КПД ПГУ 68% без дожигания. Конечно, можно использовать и дополнительный обжиг. Этот КПД в 68% означает снижение потребности в топливе на выбросы почти на 6% по сравнению с нынешним КПД ПГУ, составляющим около 64,4%. На рисунке 10 документа US12000335 показан электрический КПД ТЭЦ (комбинированного производства тепла и электроэнергии) около 60%. Официальных исследований в июне 2024 года еще нет, хотя и в соответствии с повышением эффективности патентной экспертизы. Дополнительную информацию об изобретениях можно найти на веб-страницах www.systematicpower.com.

Топливо для электростанций комбинированного цикла

Установки с комбинированным циклом обычно работают на природном газе , хотя мазут , синтез-газ можно использовать или другие виды топлива. Дополнительным топливом может быть природный газ, мазут или уголь. биотопливо Также можно использовать . Интегрированные солнечные электростанции комбинированного цикла объединяют энергию, полученную от солнечной радиации, с другим топливом, чтобы сократить затраты на топливо и снизить воздействие на окружающую среду (см. раздел ISCC ). Многие атомные электростанции следующего поколения могут использовать более высокий температурный диапазон верхнего цикла Брайтона, а также повышение теплового КПД, обеспечиваемое нижним циклом Ренкина.

Там, где продление газопровода нецелесообразно или экономически не оправдано, потребности в электроэнергии в отдаленных районах можно удовлетворить с помощью небольших электростанций комбинированного цикла, использующих возобновляемые виды топлива. Вместо природного газа они газифицируют и сжигают отходы сельского и лесного хозяйства, которые часто легко доступны в сельской местности.

Управление низкосортным топливом в турбинах

Газовые турбины сжигают в основном природный газ и светлую нефть. Сырая нефть, остатки и некоторые дистилляты содержат коррозионные компоненты и поэтому требуют оборудования для очистки топлива. Кроме того, отложения золы от этих видов топлива приводят к снижению мощности газовых турбин до 15%. Однако они по-прежнему могут оставаться экономически привлекательным топливом, особенно на электростанциях с комбинированным циклом.

Натрий и калий удаляются из остаточных, сырых и тяжелых дистиллятов путем промывки водой. Более простая и менее дорогая система очистки будет выполнять ту же работу для легкой нефти и легких дистиллятов. Система добавок магния также может потребоваться для уменьшения коррозионного воздействия в случае присутствия ванадия. Топливо, требующее такой обработки, должно иметь отдельную установку подготовки топлива и систему точного мониторинга топлива, чтобы обеспечить надежную и не требующую технического обслуживания работу газовых турбин.

Водород

См. Также: Природный водород и рифтовая система Среднего континента.

Xcel Energy собирается построить на Среднем Западе две газовые электростанции , которые смогут смешивать 30% водорода с природным газом. Межгорная электростанция переоборудуется в электростанцию, работающую на природном газе и водороде, которая также может работать на 30% водорода, а к 2045 году планируется перейти на чистый водород.

Конфигурация

Системы с комбинированным циклом могут иметь одновальную или многовальную конфигурацию. Также существует несколько конфигураций паровых систем.

В наиболее экономичных циклах производства электроэнергии используется парогенератор-утилизатор тепла без сжигания (HRSG) с модульными предварительно спроектированными компонентами. Эти паровые циклы без топки также имеют самую низкую первоначальную стоимость и часто являются частью одновальной системы, которая устанавливается как единое целое.

Системы комбинированного цикла с дополнительным сжиганием топлива и многовальные системы с комбинированным циклом обычно выбираются для конкретных видов топлива, применений или ситуаций. Например, когенерационным системам с комбинированным циклом иногда требуется больше тепла или более высокие температуры, а электроэнергия имеет меньший приоритет. Многовальные системы с дополнительным сжиганием могут обеспечить более широкий диапазон температур или тепла в электроэнергию. Системы, сжигающие низкокачественное топливо, такое как бурый уголь или торф, могут использовать относительно дорогие гелиевые турбины замкнутого цикла в качестве верхнего цикла, чтобы избежать еще более дорогостоящей обработки и газификации топлива, которые потребовались бы для обычной газовой турбины.

Типичная одновальная система состоит из одной газовой турбины, одной паровой турбины, одного генератора и одного парогенератора-утилизатора (КУП). Газовая турбина и паровая турбина соединены последовательно с одним электрическим генератором на одном валу. Эта конструкция проще в эксплуатации, имеет меньшие размеры и меньшие затраты на запуск.

Одновальные системы могут иметь меньшую гибкость и надежность, чем многовальные системы. С некоторыми затратами есть способы повысить эксплуатационную гибкость: чаще всего оператор желает использовать газовую турбину в качестве пиковой установки. На этих установках вал паровой турбины может быть отключен с помощью синхронно-самопереключающейся муфты (SSS). для запуска или для работы простого цикла газовой турбины. Другой, менее распространенный набор опций обеспечивает большее количество тепла или автономную работу паровой турбины для повышения надежности: сжигание в канале, возможно, с нагнетателем свежего воздуха в канале и муфтой на стороне вала газовой турбины.

Многовальная система обычно имеет только одну паровую систему на три газовых турбины. Наличие только одной большой паровой турбины и радиатора обеспечивает экономию за счет масштаба и может снизить затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание. Паровая турбина большего размера также может использовать более высокое давление для более эффективного парового цикла. Однако первоначальная стоимость многовальной системы примерно на 5% выше.

Общий размер установки и соответствующее количество необходимых газовых турбин также могут определять, какой тип установки является более экономичным. Комплекс одновальных электростанций с комбинированным циклом может быть более дорогостоящим в эксплуатации и обслуживании, поскольку здесь требуется больше единиц оборудования. Тем не менее, это может сэкономить процентные расходы, позволяя предприятию увеличивать мощность завода по мере необходимости.

Паровые циклы промперегрева с несколькими давлениями применяются в парогазовых системах с газовыми турбинами с температурой выхлопных газов около 600 °C. Паровые циклы с одним и несколькими давлениями без промежуточного подогрева применяются в парогазовых системах с газовыми турбинами, температура выхлопных газов которых составляет 540 °C или ниже. Выбор парового цикла для конкретного применения определяется экономической оценкой, которая учитывает стоимость установки установки, стоимость и качество топлива, рабочий цикл, а также процентные затраты, бизнес-риски, а также эксплуатацию и техническое обслуживание.

Эффективность

Комбинируя газовый и паровой циклы, можно достичь высоких температур на входе и низких температур на выходе. Эффективность циклов повышается, поскольку они питаются от одного и того же источника топлива. Таким образом, установка с комбинированным циклом имеет термодинамический цикл, который работает между высокой температурой сгорания газовой турбины и температурой отходящего тепла от конденсаторов парового цикла. Такой большой диапазон означает, что Карно эффективность цикла высока. Фактическая эффективность, хотя и ниже, чем эффективность Карно, все же выше, чем у любой установки по отдельности.

Электрический КПД электростанции комбинированного цикла, если рассчитывать как произведенную электроэнергию в процентах от низшей теплоты сгорания потребляемого топлива, может составлять более 60% при работе новой, то есть нестареющей, и при непрерывной мощности, что является идеальными условиями.

Как и тепловые установки с одиночным циклом, установки с комбинированным циклом также могут поставлять низкотемпературную тепловую энергию для промышленных процессов, централизованного теплоснабжения и других целей. Это называется когенерацией , и такие электростанции часто называют теплоэлектростанцией (ТЭЦ).

В целом, эффективность комбинированного цикла эксплуатации составляет более 50% при более низкой теплотворной способности и валовой выработке. Большинство агрегатов с комбинированным циклом, особенно более крупные агрегаты, имеют пиковый КПД в установившемся режиме на основе LHV от 55 до 59%.

Ограничением комбинированных циклов является то, что эффективность снижается, если они не работают с постоянной производительностью. Во время запуска запуск второго цикла может занять некоторое время. Таким образом, эффективность изначально намного ниже, пока не запустится второй цикл, который может занять час или больше.

Теплотворная способность топлива

топлива КПД теплового двигателя может быть основан на высшей теплоте сгорания (ВТТ), включая скрытую теплоту испарения , которая будет рекуперирована в конденсационных котлах , или на нижней теплотворной способности (НТТ), исключая ее.HHV метана составляет 55,50 МДж/кг (23 860 БТЕ/фунт) по сравнению с LHV 50,00 МДж/кг (21 500 БТЕ/фунт): увеличение на 11%.

Повышение эффективности

Эффективность турбины увеличивается, когда сгорание становится более горячим, поэтому рабочая жидкость расширяется больше. Поэтому эффективность ограничена тем, смогут ли лопатки первой ступени турбины выдержать более высокие температуры. Исследования в области охлаждения и материалов продолжаются. Распространенный метод, заимствованный из самолетов, заключается в нагнетании охлаждающей жидкости на лопатки турбин горячей ступени. Он также удаляется запатентованными способами для улучшения аэродинамической эффективности лопаток турбины. Разные производители экспериментировали с разными охлаждающими жидкостями. Воздух является обычным явлением, но все чаще используется пар. Некоторые производители теперь могут использовать монокристаллические лопатки турбины в горячей секции — метод, уже распространенный в двигателях военных самолетов.

Эффективность ПГУ и ГТ также можно повысить за счет предварительного охлаждения воздуха для горения. Это увеличивает его плотность, а также увеличивает степень расширения турбины. Это практикуется в жарком климате и также приводит к увеличению выходной мощности. Это достигается за счет испарительного охлаждения воды с использованием влажной матрицы, помещенной на входе в турбину, или за счет использования кондиционирования воздуха для хранения льда . Последний имеет преимущество в виде больших улучшений из-за более низких доступных температур. Кроме того, хранилище льда можно использовать в качестве средства управления нагрузкой или ее переключения, поскольку лед может производиться в периоды низкого спроса на электроэнергию и, возможно, в будущем, при ожидаемой высокой доступности других ресурсов, таких как возобновляемые источники энергии, в определенные периоды.

Технология сжигания — это запатентованная, но очень активная область исследований, поскольку топливо, газификация и карбюрация влияют на эффективность использования топлива. Обычно основное внимание уделяется объединению аэродинамического и химического компьютерного моделирования для поиска конструкций камер сгорания, которые обеспечивают полное сгорание топлива, но при этом минимизируют как загрязнение, так и разбавление горячих выхлопных газов. Некоторые камеры сгорания впрыскивают другие материалы, например воздух или пар, чтобы уменьшить загрязнение за счет уменьшения образования нитратов и озона.

Еще одно активное направление исследований — парогенератор для цикла Ренкина. Типичные электростанции уже используют двухступенчатую паровую турбину, нагревающую пар между двумя ступенями. Когда теплопроводность теплообменников может быть улучшена, эффективность повышается. Как и в ядерных реакторах, трубы можно сделать тоньше (например, из более прочной или более устойчивой к коррозии стали). Другой подход может использовать сэндвичи из карбида кремния, которые не подвержены коррозии.

Существует также некоторое развитие модифицированных циклов Ренкина. Двумя перспективными областями являются смеси аммиака и воды. и турбины, использующие сверхкритический диоксид углерода.

Современным электростанциям ПГУ также необходимо программное обеспечение, которое точно настроено на любой выбор топлива, оборудования, температуры, влажности и давления. Когда предприятие совершенствуется, программное обеспечение становится движущейся мишенью. Программное обеспечение ПГУ также дорого тестировать, поскольку фактическое время ограничено для многомиллионных прототипов новых электростанций ПГУ. При испытаниях обычно моделируются необычные виды топлива и условия, но при этом проверяются результаты моделирования с использованием выбранных точек данных, измеренных на реальном оборудовании.

Соревнование

Существует активная конкуренция за достижение более высокой эффективности. Исследования, направленные на достижение температуры на входе в турбину 1370 °C (2500 °F), привели к созданию еще более эффективных комбинированных циклов.

КПД LHV почти 60% (КПД HHV 54%) был достигнут на электростанции в заливе Баглан с использованием газовой турбины GE H-технологии с котлом промежуточного перегрева под давлением NEM 3 и использованием пара из парогенератора-утилизатора (HRSG) для охлаждения лопатки турбины.

В мае 2011 года Siemens AG объявила, что достигла КПД 60,75% с помощью газовой турбины SGT5-8000H мощностью 578 мегаватт на электростанции Иршинг .

цикле 62 % . Ожидается, что электростанция Chubu Electric в Ниси-ку, Нагоя, мощностью 405 МВт, 7HA, будет иметь общий КПД в комбинированном

28 апреля 2016 года электростанция Électricité de France в Бушене была сертифицирована Книгой рекордов Гиннеса как самая эффективная в мире электростанция комбинированного цикла с КПД 62,22%. В нем используется двигатель General Electric 9HA, который заявил о КПД простого цикла 41,5% и 61,4% в режиме комбинированного цикла, с мощностью газовой турбины от 397 МВт до 470 МВт и комбинированной мощностью от 592 МВт до 701 МВт. Его температура обжига составляет от 2600 до 2900 ° F (от 1430 до 1590 ° C), общее соотношение давлений составляет 21,8: 1.

В декабре 2016 года компания Mitsubishi заявила, что КПД некоторых турбин серии J превышает 63%.

В декабре 2017 года GE заявила о 64% ​​на своей последней электростанции HA мощностью 826 МВт по сравнению с 63,7%. Они сказали, что это произошло благодаря достижениям в аддитивном производстве и сжигании. В их пресс-релизе говорилось, что они планируют достичь 65% к началу 2020-х годов.

Комбинированный цикл комплексной газификации (IGCC)

Основная статья: комбинированный цикл комплексной газификации

Комбинированный цикл комплексной газификации , или IGCC, представляет собой электростанцию, использующую синтез-газ ( сингаз ). Сингаз можно производить из ряда источников, включая уголь и биомассу. В системе используются газовые и паровые турбины, паровая турбина работает за счет тепла, оставшегося от газовой турбины. Этот процесс может повысить эффективность производства электроэнергии примерно до 50%.

Интегрированный солнечный комбинированный цикл (ISCC)

Интегрированный солнечный комбинированный цикл ( ISCC ) — это гибридная технология, в которой солнечное тепловое поле интегрировано в электростанцию ​​с комбинированным циклом. На станциях ISCC солнечная энергия используется в качестве вспомогательного источника тепла, поддерживая паровой цикл, что приводит к увеличению генерирующей мощности или сокращению использования ископаемого топлива.

Термодинамические преимущества заключаются в том, что исключаются ежедневные потери при запуске паровой турбины.

Основными факторами, ограничивающими мощность нагрузки электростанции комбинированного цикла, являются допустимые переходные процессы давления и температуры паровой турбины, а также время ожидания парогенератора-утилизатора для установления требуемых парохимических условий и время прогрева для баланса установки и основного оборудования. система трубопроводов. Эти ограничения также влияют на возможность быстрого запуска газовой турбины, требуя времени ожидания. А ждущие газовые турбины потребляют газ. Солнечная составляющая, если установка запускается после солнечного света или раньше, если имеется аккумулирование тепла, позволяет предварительно нагреть пар до необходимых условий. То есть установка запускается быстрее и с меньшим расходом газа до выхода на рабочий режим. Экономические выгоды заключаются в том, что затраты на солнечные компоненты составляют от 25% до 75% стоимости установки систем производства солнечной энергии с той же поверхностью коллектора.

Первой такой системой, введенной в эксплуатацию, была электростанция комбинированного цикла «Архимед» в Италии в 2010 году. за ним последовал Центр солнечной энергии Мартина следующего поколения во Флориде , а в 2011 году — электростанция Кураймат ISCC в Египте , электростанция Йезд в Иране , Хасси Рмель в Алжире , Айн Бени Матар в Марокко . компании CS Energy В Австралии компании Kogan Creek компании Macquarie Generation и электростанция Лидделл начали строительство секции повышения солнечной энергии с Френелем (44 МВт и 9 МВт), но проекты так и не были реализованы.

Циклы нижнего уровня

В большинстве успешных комбинированных циклов нижний цикл выработки мощности представляет собой обычный паровой цикл Ренкина .

В холодном климате (например, в Финляндии ) уже принято приводить в действие общественные системы отопления от тепла конденсатора паровой электростанции. Такие когенерационные системы могут обеспечить теоретический КПД выше 95%.

Циклы нижнего уровня, производящие электроэнергию из тепловыхлопов парового конденсатора, теоретически возможны, но традиционные турбины неэкономно велики. Небольшая разница температур между конденсирующимся паром и наружным воздухом или водой требует очень больших перемещений массы для привода турбин.

Хотя это и не применяется на практике, воздушный вихрь может концентрировать массовые потоки для нижнего цикла. Теоретические исследования двигателя Vortex показывают, что при его масштабном создании он представляет собой экономичный нижний цикл для большой паровой электростанции с циклом Ренкина.

См. также

• Энергетический цикл Аллама
• Цикл Ченга
• Когенерация
• Комбинированный газ и пар
• Водородная электростанция комбинированного цикла
• Железнодорожный локомотив с комбинированным циклом
• Стоимость электроэнергии по источникам
• Парогенератор-утилизатор
• Турбогенератор с водородным охлаждением
• Комплексный комбинированный цикл газификации
• Сложный паровой двигатель

Дальнейшее чтение

• ISBN паровых и газовых турбин и электростанций C039000000001, Р. Ядав., Санджай., Раджай, Центральное издательство, Аллахабад
• Прикладная термодинамика ISBN   9788185444031 , Р. Ядав, Санджай, Раджай, Центральное издательство, Аллахабад.
• Санджай; Сингх, Онкар; Прасад, Б.Н. (2003). «Термодинамическая оценка усовершенствованного комбинированного цикла с использованием новейшей газовой турбины». Том 3: Турбо Экспо 2003 . стр. 95–101. дои : 10.1115/GT2003-38096 . ISBN  0-7918-3686-Х .
• Санджай, Ю; Сингх, Онкар; Прасад, Б.Н. (декабрь 2007 г.). «Энергетический и эксергетический анализ парогазового пароохлаждаемого цикла». Прикладная теплотехника . 27 (17–18): 2779–2790. Бибкод : 2007AppTE..27.2779S . doi : 10.1016/j.applthermaleng.2007.03.011 .