Впровадження парогазових турбін в енергосистему ТЕЦ 21 і 27

Впровадження парогазових турбін в енергосистему (ТЕЦ 21 і 27)

Зміст

Введення

1. Впровадження парогазових турбін в енергосистему

2. Електрична частина і ел. схема парогазових турбін

3. Розрахунки з впровадження парогазових турбін

Висновок

Список використаної літератури

Введення

Проблеми вітчизняної енергетики часто пов'язують з виробленням ресурсу обладнання, але не менш важливо, що устаткування це застаріло морально і проста його заміна на нові установки старого зразка принципово нічого не вирішить.

Розвиток енергетики країни до теперішнього часу йшло в основному за рахунок введення нових паротурбінних агрегатів, що мають більш високі початкові параметри і велику одиничну потужність. Підвищення початкових параметрів дозволяло удосконалювати термодинамічний цикл і знижувати питома витрата палива.

Коефіцієнт корисної дії вітчизняних електростанцій в середньому оцінюється в 36%. Більше десятої частини електроенергії і зовсім виробляється на установках, ккд яких дорівнює 25% (ефективність, характерна для 30-х років минулого століття). Тим часом у розвинених країнах цей показник у середньому не опускається нижче 45%. Зростання ефективності енергосистем Заходу пов'язаний з впровадженням нових технологій, перш за все мова йде про установки парогазового циклу (ПГУ), коефіцієнт корисної дії яких коливається від 52 до 60%.

Тому метою роботи є вивчення процесів впровадження парогазових турбін в енергосистему країни.

1. Впровадження парогазових турбін в енергосистему

Тривала експлуатація застарілих теплових електростанцій в маневровому режимі загрожує виходом з ладу енергосистеми України. Щоб запобігти цьому, необхідно забезпечити роботу ТЕС в умовах, близьких до постійного навантаження, тобто використовувати для покриття дефіциту електроенергії в денний час якісь інші джерела енергії.

Для цієї мети можна використовувати промислові газові турбіни, добре пристосовані для роботи в маневровому режимі. Газові турбіни є однією з головних складових паливно-енергетичного комплексу багатьох країн світу. Сьогодні більше 65% нових електрогенеруючих потужностей, що вводяться в експлуатацію у світі (базовий і маневровий режими), грунтуються на використанні парогазових установок (ПГУ) і газотурбінних теплових електростанцій, що перевершують за багатьма показниками традиційні пиловугільні паротурбінні станції.

Газові турбіни нового покоління мають високий коефіцієнт корисної дії, характеризуються експлуатаційною надійністю, виробляються в усьому світі та забезпечені розвиненою системою сервісного обслуговування. Вони застосовуються в широкому діапазоні потужностей, використовуються в черговому режимі (очікування), для покриття пікових навантажень, а також при постійному навантаженні. У діапазоні потужностей від 60 до 120 МВт близько 60% газових турбін покривають пікові навантаження, а більше 85% надпотужних газових турбін (180 МВт і більше) використовуються для виробництва електроенергії в базовому режимі ^1. Для сучасних енергогазотурбінних установок вартість одного кіловата встановленої потужності становить 400-700 дол, для парогазових - до 1000 дол У той же час для пиловугільних паротурбінних електростанцій (основних ТЕС) його вартість уже перевищила 1200 дол

До 2006 року світове виробництво промислових газових турбін характеризувалося деякою нестабільністю. Зростання виробництва в 1996-му змінився спадом у 1997-му і зростанням у 1998-2000 роках. З 2006 року починається швидке піднесення світового ринку енергетичного газотурбобудування, що зумовлено виведенням на ринок газових турбін нового покоління. Прогноз на десятирічний період (2006-2015 роки) виглядає сприятливим і передбачає швидке зростання виробництва промислових газотурбін різної потужності.

Загальна кількість газових турбін, які вже проведені і будуть вироблені в світі в 2006-2015 роках, перевищить 12 тис. одиниць. Найбільше - 1337 штук - планується провести в 2011 році (рисунок 1), однак у 2015-му виробництво газових турбін знизиться до 1206 одиниць. Це пояснюється очікуваним надходженням на ринок нових енерготехнологій - паливних елементів, ядерних енергетичних установок нового покоління, більш активним використанням промислових і побутових відходів для виробництва енергії, а також істотним розширенням використання вітрової та сонячної енергії.

Малюнок 1. Очікуване виробництво парогазових турбін до 2015 року.

Незважаючи на дефіцит природних енергоносіїв, приблизно 75% газових турбін потужністю більше 15 МВт використовуватимуть як паливо природний газ. Швидке зростання світових цін на газ і труднощі його доставки в деякі райони світу навіть у зрідженому стані сприятимуть підвищенню ролі вугілля як джерела енергії. Тому швидкий розвиток енергетичного газотурбобудування супроводжуватиметься розробкою і впровадженням нових технологій отримання синтетичного газу з вугілля та інших природних енергоносіїв.

У зв'язку з широким використанням газу як палива економічність газових турбін набуває особливої ​​важливості. Цей показник важливий для зниження витрат природного газу на власні потреби і зменшення викидів в атмосферу діоксиду вуглецю (при спалюванні 1 кг природного газу утворюється 1,8 кг СО2), а також шкідливих оксидів азоту та вуглецю (NOx, сохла). Досягнення високої економічності газотурбінних установок пов'язане, в першу чергу, з величиною температури продуктів згоряння після камери згоряння. Однак при сучасному рівні розвитку матеріалознавства подальше підвищення температури продуктів згоряння наштовхується на серйозні труднощі ^2.

Тому в останні роки інтенсивний розвиток отримали газотурбінні установки, що працюють за складним термодинамическому циклу. До таких циклів належать регенеративний цикл (теплообмінник-регенератор на виході газової турбіни), цикли з проміжним охолодженням повітря в процесі стискання або з підігрівом продуктів згоряння в процесі розширення, подача пари в проточну частину газової турбіни (технологія STIG), подача пари та утилізація води в конденсаторі на виході, бінарний повітряний цикл. Використання складних термодинамічних циклів дозволяє підвищити потужність і к. п. д. промислових газотурбінних установок без істотного збільшення температури продуктів згоряння і за рахунок цього застосовувати перевірені практикою конструкційні матеріали та газотурбінні технології. Освоєння складних циклів пов'язане з ускладненням конструкції, збільшенням вартості виробництва, призводить до додаткових складнощів при експлуатації та технічному обслуговуванні.

У Росії, де знос електростанцій становить близько 60%, парогазову технологію стали впроваджувати недавно, що пов'язано з великими капітальними витратами на освоєння технології (близько 30 млрд. дол). Відповідно до проектів реконструкції та нового будівництва енергооб'єктів у Росії в 2008-2012 роках заплановано введення 20 енергоблоків ПГУ-400 на природному газі на основі газотурбінної установки потужністю 270 МВт.

Перша в сучасній Росії промислова електростанція, яка використовує парогазовий цикл, була введена в дію в 2002 році у ВАТ "Північно-Західна ТЕЦ-3" (Санкт-Петербург). У складі енергетичного блоку використано дві газотурбінні установки компанії Siemens AG (V94.2), два котли-утилізатора та парова турбіна російського виробництва. Наступна ПГУ-450 з двома газотурбінними установками російського виробництва потужністю по 160 МВт, побудованими за ліцензійною угодою з компанією Siemens AG (аналог установки V94.2), введена в експлуатацію в кінці 2005 року у ВАТ "Калінінградська ТЕЦ-2" (блок № 1 ). Слід також згадати названу вище російсько-українську ПГУ-325 потужністю 325 МВт, встановлену на Іванівській ГРЕС, парогазову установку потужністю 220 МВт на Тюменській ТЕЦ-1 і два енергоблоки потужністю 39 МВт кожен на Сочинської ТЕС.

В кінці 2006 року були завершені пусконалагоджувальні роботи та проведено комплексне випробування другого блоку ПГУ-450 на ВАТ "Північно-Західна ТЕЦ-3" з російськими аналогами газових турбін компанії Siemens AG, а в 2007-му введений в експлуатацію енергоблок № 3 на ТЕЦ- 27 ВАТ "Мосенерго". Реалізуються проекти парогазових установок потужністю 450 МВт на ТЕЦ-21 і ТЕЦ-27 ВАТ "Мосенерго", Південної ТЕЦ-22 (Санкт-Петербург), де буде використано обладнання тільки російського виробництва.

ТЕЦ-21 і ТЕЦ-27 входять до складу ВАТ "Мосенерго". Встановлена ​​електрична потужність станцій 1340 МВт і 160 МВт відповідно.

Сьогодні на ТЕЦ-21 ВАТ "Мосенерго" почалося комплексне випробування нового парогазового енергоблоку № 11 ПГУ-450Т на номінальному навантаженні. Випробування установки триватимуть кілька днів. Введення нової генерації дасть змогу забезпечити додатковими обсягами електричної та теплової енергії Північно-Західний і Центральний округу Москви, а також місто Химки.

Електрична потужність введеної установки складе 450 МВт, теплова - 300 Гкал / год. Головна відмінність нового енергоблоку від уже діючих на ТЕЦ-21 агрегатів полягає у використанні парогазового циклу виробництва електроенергії. Така технологія дозволяє значно поліпшити робочі та експлуатаційні характеристики енергоблоку в порівнянні з установками, принцип роботи яких заснований на традиційному паросиловому циклі. Зокрема, ККД збільшується з 38% до 51%, витрата палива скорочується на 30%. Крім того, на третину знижується рівень шкідливих викидів в атмосферу.

Пуск в промислову експлуатацію енергоблоку № 11 ТЕЦ-21 - черговий етап реалізації компанією Програми розвитку і технічного переозброєння. За останній рік це вже другий об'єкт парогазової генерації, що вводиться Мосенерго в рамках даної програми ^3.

Будівництво енергоблоку № 11 на ТЕЦ-21 почалося 16 березня 2006 року. Проектувальником і генеральним підрядником будівництва виступили філії ВАТ "Мосенерго" - "Мосенергопроект" і "Мосенергоспецремонт". Турбінне обладнання для енергоблоку вироблено концерном "Силові машини", котельне - Подільським машинобудівним заводом, трансформаторне - компанією "Електрозавод". Монтаж газової турбіни ГТЕ-160 і трубопроводів у межах турбіни, допоміжного обладнання виконаний Московським філією ВАТ "Центроенергомонтаж" ^4.

ВАТ "Мосенерго" успішно провело синхронізацію і включення в мережу двох газових і парової турбіни енергоблоку № 3 ПГУ-450Т на ТЕЦ-27 в рамках планових випробувань.

На даний момент на енергоблоці № 3 ПГУ-450Т ТЕЦ-27 йде підготовка до 72-годинним ходових випробувань, передбачає синхронізацію і включення в мережу двох газових і парової турбіни. ПГУ-450Т на ТЕЦ-27 встановленою електричною потужністю 450 МВт стане першою парогазової енергетичною установкою і найбільш потужним енергоблоком в Московській енергосистемі, здатним дати світло більш ніж в 400 тисяч квартир.

До складу енергоблоку № 3 ПГУ-450Т на ТЕЦ-27 входять дві газові турбіни одиничною електричною потужністю 160 МВт і парова турбіна встановленою електричною потужністю 130 МВт.

21 жовтня 2007 пройшли випробування першої газової турбіни енергоблоку з включенням в мережу.

29 жовтня 2007 пройшли випробування другої газової турбіни на холостому ході з частотою 3000 обертів на хвилину.

1 листопада 2007 проведені випробування парової турбіни на холостому ході.

2 листопада 2007 в рамках пускових випробувань перша газова і парова турбіни синхронізовані з енергосистемою і включені в мережу протягом двох годин.

5 листопада 2007 пройшли випробування другої газової турбіни енергоблоку з включенням в мережу.

Будівництво енергоблоку № 3 ПГУ-450Т ТЕЦ-27 почалося 22 грудня 2005 року. Введення запланований у листопаді 2007 року. В даний час на енергоблоці завершуються пуско-налагоджувальні роботи. Термін будівництва енергоблоку - 22 місяці - є рекордним в російській енергетиці.

Проектувальником енергоблоку № 3 ПГУ-450Т ТЕЦ-27 є інститут "Мосенергопроект" - філія ВАТ "Мосенерго". Генеральний підрядник - "Мосенергоспецремонт" - філія ВАТ "Мосенерго".

В даний час ВАТ "Мосенерго" веде будівництво сучасних парогазових енергоблоків загальною електричною потужністю понад 2000 МВт на системоутворюючих електростанціях, розташованих в кільці 220 кВ (ТЕЦ-21, ТЕЦ-26 і ТЕЦ-27), а також на електростанціях, що забезпечують енергопостачання центру Москви (ТЕЦ-9. ТЕЦ-12).

2. Електрична частина і ел. схема парогазових турбін

Парогазова установка - електрогенеруючих станцій, що служить для виробництва тепло - та електроенергії. Відрізняється від паросилових і газотурбінних установок підвищеним ККД ^5.

Парогазова установка складається з двох окремих установок: паросилова і газотурбінної. У газотурбінної установки турбіну обертають газоподібні продукти згоряння палива. Паливом може служити як природний газ, так і продукти нафтової промисловості (мазут, солярка). На одному валу з турбіною знаходиться перший генератор, який за рахунок обертання ротора виробляє електричний струм. Проходячи через газотурбін, 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 у паросилових установок, в котел-утилізатор, де нагрівають воду і утворений 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 100 атмосфер) ^6. Парова турбіна приводить в дію другий електрогенератор. Існують парогазові установки, у яких парова і газова турбіни знаходяться на одному валу, в цьому випадку встановлюється тільки один генератор.

ТЕЦ - вид електростанцій призначений для централізованого постачання промислових підприємств та міст електроенергією та теплом. Будучи, як і КЕС, тепловими електростанціями, вони відрізняються від останніх використанням тепла "відпрацьованого" в турбінах пари для потреб промислового виробництва, а також для опалення, кондиціонування повітря і гарячого водопостачання ^7. При такої комбінованої вироблення електроенергії і тепла досягається значна економія палива в порівнянні з роздільним енергопостачанням, тобто виробленням електроенергії на КЕС і отриманням тепла від місцевих котелень. Тому ТЕЦ отримали широке поширення в районах (містах) з великим споживанням тепла та електроенергії. У цілому на ТЕЦ виробляється близько 25% всієї електроенергії.

Особливості технологічної схеми ТЕЦ показані на рис унке 1.0 (додаток 1). Частини схеми, які за своєю структурою подібні таким для КЕС, тут не вказані. Основна відмінність полягає в специфіці пароводяного контуру і способі видачі електроенергії.

Малюнок 1. Схема СМТ: ГТУ - газотурбінна установка; ЕГ - електрогенератор; КУ - котел-утилізатор; ПЕ - пароперегрівач; ІС - випарник; ЕК - економайзер; ЦПК - газовий підігрівач конденсату; ВД - високий тиск; СД - середній тиск; НД - низький тиск ; ПН - живильний насос; РН - насос рециркуляції; Д - деаератор; ПТУ - паротурбінна установка; ЦВТ - циліндр високого тиску; ЦСД - циліндр середнього тиску; ЦНД - циліндр низького тиску; К - конденсатор; СП - мережевий підігрівач.

Специфіка електричної частини ТЕЦ визначається розташуванням електростанції поблизу центрів електричних навантажень. У цих умовах частина потужності може видаватися в місцеву мережу безпосередньо на генераторному напрузі. З цією метою на електростанції створюється звичайно генераторне розподільний пристрій (ГРУ). Надлишок потужності видається, як і у випадку КЕС, в енергосистему на підвищеній напрузі ^8.

Суттєвою особливістю ТЕЦ є також підвищена потужність теплового обладнання в порівнянні з електричною потужністю електростанції. Ця обставина зумовлює більший відносний витрата електроенергії на власні потреби, чим на КЕС.

Розміщення ТЕЦ переважно у великих промислових центрах, підвищена потужність теплового обладнання в порівнянні з електричним підвищують вимоги до охорони навколишнього середовища. Так, для зменшення викидів ТЕЦ доцільно, де це можливо, використовувати в першу чергу газоподібне або рідке паливо, а також високоякісні вугілля. Розміщення основного устаткування станцій даного типу, особливо для блочних ТЕЦ, відповідає такому для КЕС. Особливості мають лише ті станції, у яких передбачається велика видача електроенергії з генераторного розподільчого пристрою місцевим споживачеві. У цьому випадку для ГРУ передбачається спеціальний будинок, розташоване вздовж стіни машинного залу (рис.1.1) (додаток 2).

3. Розрахунки з впровадження парогазових турбін

Основною перевагою нових технологій з використанням парогазових турбін є те, що економічний ефект досягається без зниження надійності та маневреності турбоустановок. За технічним умовам заводу-виготовлювача допускається додатковий відбір пари в кількості до 50 т / год з п'ятого відбору на ПНД-3 понад відбору на цей підігрівач без зниження надійності роботи проточної частини турбіни.

Ефективним і найменш витратним способом, що дозволяє забезпечити економічний підігрів потоків підживлювальної води тепломережі та додаткової живильної води котлів, є безпосереднє використання для цієї мети регенеративних підігрівачів низького тиску (ПНД) ^9.

Оцінка теплової економічності розроблених технологій проведена за величиною питомої вироблення електроенергії на тепловому споживанні , КВт × год / м ^3, одержуваної за рахунок відборів пари на підігрів 1 м ³ оброблюваної води:

, (1)

де - Витрата оброблюваної води, м ³ / год; - Потужність, що витрачається на привід насосів, що перекачують воду або конденсат у схемах ВПУ, кВт,

, (2)

де - Тиск, створюваний насосом, МПа; - Витрата обліковується потоку, кг / с; - ККД насоса;

- Сума потужностей, що розвиваються теплофікаційної турбоустановки на тепловому споживанні за рахунок відборів пари на підігрів теплоносіїв, кВт,

, (3)

де , - Витрата, кг / с, і ентальпія, кДж / кг, пара, що використовується як гріє агента на i-й дільниці схеми; - Ентальпія свіжої пари, кДж / кг; - Електромеханічний ККД турбогенератора;

- Потужність, що виробляється на тепловому споживанні за рахунок відбору пари на умовний еквівалентний регенеративний підігрівач, кВт,

, (4)

де - Витрата пари на регенерацію, кг / с; - Ентальпія умовного еквівалентного регенеративного відбору, кДж / кг; - Ентальпія j-го відбору, перед яким конденсат пари, що гріє змішується з основним конденсатом турбіни, кДж / кг.

Так, питома вироблення електроенергії на тепловому споживанні:

, (5)

де - Ентальпія деаерірованной води після вакуумного деаератора, кДж / кг; - Ентальпія води після хімічного пом'якшення, кДж / кг; - Ентальпія гріє агента, що подається у вакуумний деаератор, кДж / кг; - Ентальпія мережної води, що підігрівається в подогревателе гріє агента, кДж / кг; - Ентальпія пара регенеративного відбору, кДж / кг; - Ентальпія конденсату гріючої пари після підігрівача гріє агента, кДж / кг; - ККД підігрівача гріє агента.

Для порівняння розроблених рішень, заснованих на застосуванні парогазової турбіни, використана відносна безрозмірна величина, що показує у скільки разів питома вироблення електроенергії за рахунок пари перевищує значення , Вироблюваної пором виробничого відбору. Введення даного показника дозволяє оцінювати економічність технологій різного призначення і відповідно з неоднаковими температурними режимами. Так, на рис.2 представлена ​​діаграма відносної економічності нових технологій з використанням парогазової турбіни ^10. З діаграми видно, що всі розроблені технології з застосуванням парогазової турбіни з енергетичної ефективності значно перевершують типові рішення, що передбачають підігрів теплоносіїв пором виробничого відбору.

Рис.2. Відносна величина питомої вироблення електроенергії для нових технологій з використанням парогазової турбіни

Результати оцінки енергетичної ефективності нової технології, яка передбачає використання ПНД парогазової турбіни в якості підігрівача вихідної підживлювальної або додаткової живильної води перед ВПУ, представлені на рис. 3.

Рис. 3. Питома вироблення електроенергії для технологій підігріву вихідної води перед ВПУ:

1 - пар опалювального відбору турбіни;

2 - пар виробничого відбору;

3 - пар регенеративного відбору

З діаграми видно, що використання низькопотенціальних регенеративних доборів пари турбін ТЕЦ для підігріву теплоносіїв ВПУ істотно підвищує економічність ТЕЦ навіть у порівнянні з досить ефективним способом з використанням в якості гріючого середовища регульованого парогазових турбін.

Економія умовного палива Δ В, визначається за допомогою різниці Δν _тф, (кВт · год) / м ^3:

, (6)

де - Питомі витрати умовного палива на конденсаційну вироблення електроенергії, кг / ^(кВт. Год); - Питомі витрати умовного палива на теплофікаційну вироблення електроенергії, кг / ^(кВт. Год); - Загальна витрата підготовлюваної води в досліджуваному режимі, м ^3.

При розрахунку енергетичної ефективності технологій підготовки води необхідно враховувати витрати палива на вироблення в котлі додаткового витрати пари У _дод, т / рік, при підвищенні ν _тф

, (7)

де - Різниця витрат пари при використанні пари різних потенціалів для нагріву води на одну і ту ж величину, т / рік; , - Ентальпії свіжої пари і живильної води, кДж / кг; - Теплота згоряння умовного палива, кДж / кг; - ККД парового котла.

Застосування на ТЕЦ рішення, показаного на мал.1, дозволяє щорічно економити понад 3000 тонн умовного палива в розрахунку на ВПУ продуктивністю 2000 м ³ / ч.

За наведеною методикою були проведені розрахунки техніко-економічних показників для блоку парогазової турбіни 21 ТЕЦ. Розрахунки проводилися для двох варіантів: 1 котел і ПР працюють на природному газі, 2 котел працює на мазуті, ПУ на природному газі. Для обох варіантів приймалося 5000 годин використання встановленої потужності в рік. Економія котельного палива, склала: B <= 0.819 кг / с = 14.74 тис. т / рік (5000 год / рік), вартість якого 14.74-10 ³ х120 = 1.769 млн. дол / рік. Загальний КІТ блоку близько 90%. Витрати на паливо склала 33 і 25% від загальних річних витрат, а зарплата - 2.5-2.8%. Без урахування податку прибуток склав 2.812 і 3.120 млн. дол, термін окупності 2.85 і 2.56 років і рентабельність 25.83 і 29.48%.

З урахуванням податку на прибуток 30%: прибуток 1.97 і 2.18 млн. дол, термін окупності - 4.06 і 3.66 років і рентабельність 16.88 і 18.96%.

Отримані дані говорять про високу ефективність впровадження роботи СМТ.

Основним видом палива для парогазових установок усіх типів є природний газ. В якості резервного палива в порівняно невеликих обсягу може використовуватися дизельне і газотурбінне рідке паливо. До теперішнього часу в Росії відкрито більше 700 газових газоконденсаціонних і газонафтових родовищ, з яких розробку залучено близько 300, підготовлено до промислового освоєння 60 і в стадії розвідки перебуває понад 200 родовищ.

Висновок

На закінчення роботи необхідно звернути увагу на те, що найбільшу увагу слід звернути на впровадження парогазових установок. Для Росії найбільший інтерес представляють парогазові установки з котлами, які спалюють вугілля у киплячому шарі під тиском. Ця технологія, впроваджена на енергоблоках 80-350 МВт в Швеції, Японії та інших країнах, показала високу надійність, забезпечила добрі економічні та екологічні показники. Розрахунковий ККД енергоблоків з котлами КСД складає 42%. Одна з переваг цих установок - малі габарити - дає можливість установки їх в існуючих приміщеннях ТЕС замість демонтується старого обладнання і тим самим проведення реконструкції на новій технічній базі.

Спалювання природного газу на ТЕС в майбутньому має відбуватися лише на установках з сучасними технологіями використання палива, наприклад в парогазових установках, газомазутних котлах з газотурбінними надбудовами.

Парогазові установки (в англомовному світі використовується назва combined-cycle power plant) - порівняно новий тип генеруючих станцій, що працюють на газі або на рідкому паливі. Принцип роботи самої економічної і поширеною класичної схеми такий. Пристрій складається з двох блоків: газотурбінної (ГТУ) і паросиловий (ПС) установок. У ГТУ обертання валу турбіни забезпечується утворилися в результаті спалювання природного газу, мазуту або солярки продуктами горіння - газами. Утворилися в камері згоряння газотурбінної установки продукти горіння обертають ротор турбіни, а та, у свою чергу, крутить вал першого генератора.

У першому, газотурбінному, циклі ккд рідко перевищує 38%. Відпрацьовані в ГТУ, але все ще зберігають високу температуру продукти горіння надходять в так званий котел-утилізатор. Там вони нагрівають пар до температури і тиску (500 градусів за Цельсієм і 80 атмосфер), достатніх для роботи парової турбіни, до якої підключено ще один генератор. У другому, паросиловому, циклі використовується ще близько 20% енергії згорілого палива. У сумі ккд всієї установки виявляється близько 58%.

Список використаної літератури

1. Безлепкин В.П. Парогазові та двигуни установки електростанцій. СПб.: СПБДТУ, 2008 р., 317 с.

2. Замалєєв М.М. Резерви підвищення ефективності використання регенеративних доборів турбін ТЕЦ / М.М. Замалєєв, В.І. Шарапов / / Теплоенергетика. - 2008. - № 4. - С.64-67.

3. Мастепанов А.М., Коган Ю.М. Підвищення ефективності використання енергії, М.: Фенікс, 2009, 211 с.

4. Рисаків С.А. Проблеми впровадження парогазових турбін в Росії / / Енергосистема, № 7, 2009 р., С.11-16

5. Цана С.В., Буров В.Д., Ремезов О.М. Газотурбінні та парогазові установки теплових електростанцій, М.: МЕІ, 2009 р., 581 с.