Газотурбинные и парогазовые электростанции. Новые типы электростанций

метки: Электростанция, Природный, Схема, Установка, Турбин, Котел, Мощность, Уходить

Глава: Газотурбинные и парогазовые электростанции. Новые типы электростанций

1. Схемы и показатели газотурбинных установок электростанций

Газотурбинные электростанции в СССР в качестве самостоятельных энергетических установок получили ограниченное распространение. Серийные газотурбинные установки (ГТУ) обладают невысокой экономичностью, потребляют, как правило, высококачественное топливо (жидкое или газообразное).

При малых капитальных затратах на сооружение они характеризуются высокой маневренностью, поэтому в некоторых странах, например в США, их используют в качестве пиковых энергоустановок. ГТУ имеют по сравнению с паровыми турбинами повышенные шумовые характеристики, требующие дополнительной звукоизоляции машинного отделения и воздухозаборных устройств. Воздушный компрессор потребляет значительную долю (50-60%) внутренней мощности газовой турбины. Вследствие специфического соотношения мощностей компрессора и газовой турбины диапазон изменения электрической нагрузки ГТУ невелик.

Единичная мощность установленных газовых турбин не превышает 100-150 МВт, что значительно меньше требуемой единичной мощности крупных энергоблоков.

Большинство современных ГТУ работает по схеме непрерывного сгорания топлива и выполняется по открытому (разомкнутому) или закрытому (замкнутому) циклу в зависимости от вида сжигаемого топлива.

В ГТУ открытого цикла в качестве топлива используется жидкое малосернистое газотурбинное топливо или природный газ, которые подаются в камеру сгорания (рис. 20.1).

Необходимый для сгорания топлива воздух очищается в комплексном воздухоочистительном устройстве (фильтре) и сжимается в компрессоре до давления pк.к = 0,62 МПа. Для получения заданной температуры газов перед газовой турбиной tн.т = 7501200°C в камере сгорания поддерживается нужный избыток воздуха (2,5-5,0) с учетом теоретической температуры горения топлива, вида топлива, способа его сжигания и др. Горячие газы являются рабочим телом в газовой турбине, где они расширяются, а затем при температуре tк.т = 450550С выбрасываются в дымовую трубу.

ГТУ замкнутого цикла (рис. 20.2) позволяют использовать как твердое, так и высокосернистое жидкое топливо (мазут), сжигаемое в камере сгорания, где установлен подогреватель рабочего тела, обычно воздуха. Включение в схему воздухоохладителя уменьшает работу сжатия в компрессоре, а регенератора — повышает экономичность ГТУ. Пока не получили применения ГТУ замкнутого цикла с другими рабочими телами (гелий и т.п.).

Двигатель внутренного сгорания

... на две основные группы. Двигатели с внешним сгоранием - паровые машины, паровые турбины, двигатели Стирлинга и т.д. Двигатели внутреннего сгорания. В качестве энергетических установок автомобилей наибольшее распространение получили двигатели внутреннего сгорания, в которых процесс сгорания топлива ...

Основные преимущества ГТУ для энергосистемы заключаются в их мобильности. В зависимости от типа установки ее время пуска и нагружения составляет 5-20 мин. ГТУ характеризуются более низкой удельной стоимостью (на 50-80% меньше, чем у базовых энергоблоков), высокой степенью готовности к пуску, отсутствием потребности в охлаждающей воде, возможностью быстрого строительства ТЭС при малых габаритах электростанции и незначительном загрязнении окружающей среды. Вместе с тем ГТУ имеют невысокий КПД производства электроэнергии (28-30%), заводское изготовление их сложнее, чем паровых турбин, они нуждаются в дорогих и дефицитных видах топлива. Эти обстоятельства определили и наиболее рациональную область использования ГТУ в энергосистеме в качестве пиковых и обычно автономно запускаемых установок с использованием установленной мощности 500-1000 ч/год. Для таких установок предпочтительна конструктивная схема в виде одновальной ГТУ простого цикла без регенерации или с регенератором теплоты уходящих газов (рис. 20.3, а, б).

Такая схема характеризуется большой простотой и компактностью установки, которая в значительной степени изготавливается и монтируется на заводе. Энергетические ГТУ, эксплуатация которых планируется в полубазовой части графика электрической нагрузки, экономически оправдано выполнять по более сложной конструктивной схеме (рис. 20.3, в).

В Советском Союзе работают газотурбинные электростанции с ГТУ типов ГТ-25-700, ГТ-45-3, ГТ-100-750-2 и других с начальной температурой газов перед газовой турбиной 700-950°С. Ленинградским металлическим заводом разработаны проекты новой серии ГТУ мощностью 125-200 МВт при начальной температуре газов соответственно 950, 1100 и 1250°С. Они выполнены по простой схеме с открытым циклом работы, одновальными, без регенератора (табл. 20.1).

Тепловая схема газотурбинной установки ГТ-100-750-2 ЛМЗ показана на рис. 20.4, а, а компоновка электростанции с такими турбинами — на рис. 20.4, б. Эти ГТУ эксплуатируются на Краснодарской ТЭЦ, на ГРЭС им. Классона Мосэнерго, на пиковой ТЭС в г. Инота Венгерской Народной Республики и др.

Таблица 1

Газотурбинная установка	Показатели ГТУ
	Электрическая мощность, МВт	Расход воздуха через компрессор, кг/с	Степень сжатия в компрессоре	Начальная температура газов. °С	Электрический КПД %
ГТ-25-700*	25	194,5	4,7/9,7	700	27
ГТ-35-770	35	213	6,7	770	27,5
ГТЭ-45-2**	54,3(52,9)	271	7,7	900	28(27,6)
ГТ-100-750-2М*	105	460	4,5/6,4	750/750	29
ГТЭ-150	150	630	13	1100	31
ГТЭ-200	200	630	15,6	1250	34
М9 7001 «Дженерал электрик»	59	239	9,6	980	30,7

* Турбина и компрессор двухвальные; вал с турбиной и компрессором высокого давления имеет повышенную частоту вращения.

** При работе на природном газе (жидком Газотурбинном топливе).

Жидкое газотурбинное топливо, применяемое для отечественных ГТУ, на электростанции подвергается фильтрации и промывке от солей щелочных металлов. Затем в топливо добавляют присадку с содержанием магния для предотвращения ванадиевой коррозии. По данным эксплуатации такая подготовка топлива способствует длительной работе газовых турбин без загрязнения и коррозии проточной части.

Ростовским отделением АТЭП разработан типовой проект пиковой газотурбинной электростанции с ГТУ ГТЭ-150-1100. На рис. 20.5 приведена принципиальная тепловая схема такой ГТУ, рассчитанной на сжигание жидкого газотурбинного топлива или природного газа. ГТУ выполнена по простой открытой схеме, роторы газовой турбины и компрессора расположены в одном транспортабельном корпусе, что значительно сокращает сроки монтажа и трудозатраты. Газотурбинные агрегаты устанавливаются поперечно в машинном зале электростанции с пролетом 36 и ячейкой блока в 24 м. Дымовые газы отводятся в дымовую трубу высотой 120 м с тремя металлическими газоотводящими стволами.

Важной особенностью газотурбинных установок является зависимость их показателей от параметров наружного воздуха, а в первую очередь от его температуры. Под ее влиянием изменяется расход воздуха через компрессор, соотношение внутренних мощностей компрессора и газовой турбины и в итоге — электрическая мощность ГТУ и ее КПД. В МЭИ выполнены многовариантные расчеты работы ГТЭ-150 на жидком газотурбинном топливе и на тюменском природном газе в зависимости от температуры и давления наружного воздуха (рис. 20.6, 20.7).

Полученные результаты подтверждают повышение тепловой экономичности ГТУ с ростом температуры газов перед газовой турбиной tн.т и с понижением температуры наружного воздуха tн.в Повышение температуры от tн.т = 800°С до tн.т, = 1100°С повышает электрический КПД ГТУ на 3% при tн.в = -40°С и на 19% при tн.в = 40°С. Понижение температуры наружного воздуха с +40 до -40°С приводит к значительному увеличению электрической мощности ГТУ. Для различных начальных температур это увеличение составляет 140-160%. Для ограничения роста мощности ГТУ при понижении температуры наружного воздуха и с учетом возможности перегрузки электрогенератора (в рассматриваемом случае типа ТГВ-200) приходится воздействовать либо на температуру газов перед газовой турбиной, уменьшая расход топлива (кривые 4 на рис. 20.6 и 20.7), либо на температуру наружного воздуха, подмешивая небольшое количество уходящих газов (2-4%) к засасываемому компрессором воздуху. Постоянный расход воздуха в диапазоне нагрузок 100-80% можно поддерживать также прикрытием входного направляющего аппарата (ВНА) компрессора ГТУ.

Изменение электрического КПД в сторону его уменьшения особенно значительно при температуре наружного воздуха выше 5-10°С (рис. 20.7).

С повышением температуры наружного воздуха от +15 до +40°C этот КПД уменьшается на 13-27% в зависимости от температуры газов перед газовой турбиной и вида сжигаемого топлива.

Повышение наружной температуры воздуха увеличивает коэффициент избытка воздуха за газовой турбиной и температуру уходящих газов, что способствует ухудшению энергетических показателей ГТУ.

Повышение атмосферного давления приводит к повышению расхода воздуха через компрессор вследствие увеличения плотности воздуха. С ростом этого давления в диапазоне рн.в = 96107 кПа (720-800 мм рт. ст.) при постоянном значении температуры наружного воздуха электрическая мощность ГТУ возрастает примерно на 10%, тогда как электрический КПД установки остается практически постоянным.

Расчет принципиальной тепловой схемы ГТУ производят, последовательно рассчитывая показатели работы компрессора и газовой турбины. Для определения энергетических показателей одноступенчатой простой ГТУ (см. рис. 20.1) с достаточной точностью можно использовать следующие зависимости:

Мощность, кВт, привода компрессора

, (20.1)

где cр — удельная теплоемкость воздуха, кДж/(кгК); Tн.в — температура наружного воздуха, К; к — степень сжатия воздуха в компрессоре; k = cp/cv — показатель изоэнтропы; к = 0,840,88 — политроппый КПД компрессора; Gв — расход воздуха через компрессор, кг/с.

Расход топлива в камере сгорания, кг/с,

, (20.2)

где tк.к — температура воздуха за компрессором, °С; Gут 0,005Gв — утечка воздуха через концевые уплотнения компрессора, кг/с; Gохл 2,210-4(tи.л-750)Gв — расход воздуха на охлаждение лопаточного аппарата газовой турбины, кг/с; nк.с 0,98 — КПД камеры сгорания.

Внутренняя мощность газовой турбины, кВт,

• (20.3)

Энтальпию газов hн.т, hк.т, кДж/кг, при температурах на входе и выходе газовой турбины приближенно можно определить по выражению

• (20.4)

Поправочный коэффициент, учитывающий влияние сжигаемого топлива на состав газов, можно оценить приближенно: ш = 1,0125 при сжигании жидкого топлива, ш == 1,0271,030 при сжигании природного газа.

Температуру газов за газовой турбиной, °С,

• (20.5)

определяют, принимая сначала k = 1,351,36; внутренний относительный КПД газовой турбины г.т = 0,860,89; г.т = pн.т/pк.т — степень расширения газов в газовой турбине с учетом потерь давления воздуха в камере сгорания и на выхлопе турбины. По полученному значению tк.т определяют значение kк.т, а затем рассчитывают истинное значение температуры tк.т, подставляя в (20.5) значения .

Электрическая мощность ГТУ, кВт,

, (20.6)

где .

Электрический КПД ГТУ

• (20.7)

2. Парогазовые установки электростанций

Сочетание паротурбинной и газотурбинной установок, объединяемых общим технологическим циклом, называют парогазовой установкой (ПГУ) электростанции. Соединение этих установок в единое целое позволяет снизить потерю теплоты с уходящими газами ГТУ или парового котла, использовать газы за газовыми турбинами в качестве подогретого окислителя при сжигании топлива, получить дополнительную мощность за счет частичного вытеснения регенерации паротурбинных установок и в конечном итоге повысить КПД парогазовой электростанции по сравнению с паротурбинной и газотурбинной электростанциями.

Применение ПГУ для сегодняшней энергетики — наиболее эффективное средство значительного повышения тепловой и общей экономичности электростанций на органическом топливе. Лучшие из действующих ПГУ имеют КПД до 46%, а проектируемые — до 48-49%, т.е. выше, чем на проектируемых МГД-установках.

Среди различных вариантов ПГУ наибольшее распространение получили следующие схемы: ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ), ПГУ со сбросом газов газовой турбины в топку парового котла, ПГУ с утилизационным паровым котлом (УПК), полузависимые ПГУ, ПГУ с внутрицикловой газификацией твердого топлива.

Разработанные в НПО ЦКТИ ЛГУ с высоконапорным парогенератором работают на природном газе или па жидком газотурбинном топливе (рис. 20.8).

Воздушный компрессор подает сжатый воздух в кольцевой зазор корпуса ВПГ и в дополнительную камеру сгорания ДКС, где его температура повышается. Горячие газы после сжигания топлива в топочной камере имеют давление 0,6-1,2 МПа в зависимости от давления воздуха за компрессором и используются для генерации пара и его перегрева. После промежуточного перегревателя — последней поверхности нагрева ВПГ— газы с температурой примерно 700°С поступают в дополнительную камеру сгорания, где догреваются до 900°С и поступают в газовую турбину. Отработавшие в газовой турбине газы направляются в трехступенчатый газоводяной экономайзер, где они охлаждаются питательной водой и основным конденсатом паровой турбины. Такое подключение экономайзеров обеспечивает постоянную температуру уходящих газов 120-140°С перед их выходом в дымовую трубу. Вместе с тем в такой ПГУ происходит частичное вытеснение регенерации и увеличение мощности паротурбинной установки.

Высоконапорный парогенератор является общей камерой сгорания топлива для паротурбинной и для газотурбинной установки. Особенностью такой ПГУ является и то, что избыточное давление газов в схеме позволяет не устанавливать дымососы, а воздушный компрессор заменяет дутьевой вентилятор; отпадает необходимость в воздухоподогревателе. Пар из ВПГ направляется в паротурбинную установку, имеющую обычную тепловую схему.

Существенным преимуществом данной установки является уменьшение габаритов и массовых показателей ВПГ, работающего при давлении в газовом тракте 0,6-1,2 МПа. Высоконапорный парогенератор целиком изготавливается в заводских условиях. В соответствии с требованиями транспортировки паропроизводительность одного корпуса ВПГ не превышает 350103 кг/ч. Парогенератор ВПГ-650-140-545/545 ПО ТКЗ, например, состоит из двух корпусов. Его газоходы экранированы сварными газоплотными панелями из оребренных труб.

ПГУ с ВПГ целесообразно применять при умеренных температурах газов перед ГТУ. С увеличением этой температуры уменьшается доля теплоты, передаваемой газами поверхности нагрева высоконапорного парогенератора.

Автономная работа паровой ступени ПГУ с ВПГ невозможна, что является недостатком этой схемы, требующей равной надежности газотурбинной установки, паровой турбины, парогенератора. Применение ГТУ со встроенными камерами сгорания (например, ГТЭ-150) также недопустимо. Использование ПГУ с ВПГ перспективно в схемах с внутрицикловой газификацией угля.

На рис. 20.9 показана компоновка ПГУ-200-250 с турбинами К-160-130 и ГТ-35-770 или К-210-130 и ГТ-45-3. Аналогичная установка ряд лет успешно работает на Невинномысской ГРЭС. Применение таких ПГУ способно обеспечивать экономию топлива на ТЭС на 15%, снижение удельных капиталовложений на 12-20%, снижение металлоемкости оборудования на 30% по сравнению с паротурбинной ГРЭС.

ПГУ со сбросом газов газовой турбины в топку парового котла характеризуются тем, что уходящие газы газовой турбины являются высокоподогретым (450-550°С) забалластированным окислителем с содержанием кислорода 14-16%. По этой причине их целесообразно использовать для сжигания основной массы топлива в паровом котле (рис. 20.10).

ПГУ по такой схеме реализована и успешно работает па Молдавской ГРЭС (станционные энергоблоки № 11 и 12).

Для ПГУ использовано серийное оборудование: паровая турбина К-210-130 ПОТ ЛМЗ на параметры пара 13 МПа, 540/540°С, газовая турбина ГТ-35-770 ПОАТ ХТЗ, электрогенераторы паровой и газовой ступеней ТГВ-200 и ТВФ-63-243, однокорпусный паровой котел с естественной циркуляцией типа ТМЕ-213 производительностью 670103 кг/ч. Котел поставляется без воздухоподогревателя и может работать как «под наддувом», так и с уравновешенной тягой. Для этого в схеме предусмотрены дымососы ДС. Данная схема ПГУ позволяет работать в трех различных режимах: режим ПГУ и режимы автономной работы газовой и паровой ступеней.

Основным является режим работы установки по парогазовому циклу. Уходящие газы газовой турбины (в ее камере сгорания сжигается жидкое газотурбинное топливо) подаются в основные горелки котла. В горелки поступает и подогретый в калорифере недостающий для процесса горения воздух, нагнетаемый вентилятором дополнительного воздуха ВДВ. Уходящие газы парового котла охлаждаются в экономайзерах высокого и низкого давления и затем направляются в дымовую трубу. Через экономайзер высокого давления ЭКВД как в режиме ПГУ, так и при автономной работе паровой ступени подается примерно 50% питательной воды после питательных насосов. Затем вся питательная вода поступает в основной экономайзер котла с температурой 250 °С. В экономайзер низкого давления ЭКНД поступает основной конденсат турбины после ПНД5 (при нагрузках больше 50%) либо после ПНД4 (при нагрузках ниже 50%).

В связи с этим регенеративные отборы паровой турбины частично разгружены, а давление пара в ее проточной части несколько возрастает; увеличен пропуск пара в конденсатор турбины.

При автономной работе паровой ступени воздух, необходимый для сжигания топлива в котле, подается дутьевым вентилятором ДВ в калориферы, где подогревается до 180°С и затем направляется в горелки. Паровой котел работает под разрежением, создаваемым дымососами ДС. При автономной работе газовой ступени уходящие газы направляются в дымовую трубу.

Возможность работы ПГУ в различных режимах обеспечена установкой автоматически управляемой системы быстрозапорных газовоздушных шиберов (заслонок) большого диаметра, монтируемых на газовоздуховодах для отключения того или иного элемента установки. Это удорожает схему и снижает ее надежность.

С повышением температуры газов перед газовой турбиной ПГУ и при более низкой степени сжатия воздуха в компрессоре содержание кислорода в уходящих газах газовой турбины уменьшается, что требует подачи дополнительного количества воздуха. Это приводит к увеличению объема газов, проходящих через конвективные поверхности нагрева парового котла, а также потерь теплоты с уходящими газами q2. Возрастает и расход электроэнергии на привод дутьевого вентилятора. При сжигании в котле твердого топлива подогретый воздух используется в системе пылеприготовления.

Опыт эксплуатации ПГУ-250 на Молдавской ГРЭС показал, что ее экономичность в значительной степени зависит от нагрузки паровой и газовой ступеней. Удельный расход условного топлива при номинальной нагрузке 240-250 МВт достигает 315 г/(кВтч).

Парогазовые электростанции подобного типа широко распространены за рубежом (США, Англия, ФРГ и др.).

Преимущество ПГУ этого типа заключается в том, что используется паровой котел обычной конструкции, в котором возможно применение любого вида топлива, в том числе твердого. В камере сгорания ГТУ сжигают не более 15-20% необходимого для всей ПГУ топлива, что уменьшает потребление его дефицитных сортов. Пуск такой ПГУ обычно начинают с пуска ГТУ, использование теплоты уходящих газов которой позволяет поднять в паровом котле параметры пара и сократить количество топлива, расходуемого па пуск паротурбинного оборудования.

ПГУ с утилизационными паровыми котлами позволяют использовать уходящие газы газовых турбин для генерации пара. На таких установках возможна реализация чисто бинарного цикла без дополнительного сжигания топлива с получением пара низких параметров. На рис. 20.11 приведена предложенная МЭИ схема такой ПГУ, в которой используются газовая турбина ГТЭ-150-1100 и турбина насыщенного пара К-70-29, применяемая на АЭС. Параметры пара перед турбиной 3 МПа, 230°С. По условию допустимых температурных перепадов между газами и паром и наиболее полного использования теплоты уходящих газов промежуточный пароперегреватель выполнен газопаровым и размещен за экономайзером по ходу газов. Часть дымовых газов за газовой турбиной вводится в рассечку между испарительной и экономайзерной поверхностями нагрева утилизационного парового котла УПК, что обеспечивает нужный температурный напор. Для таких установок характерны высокие значения энергетического коэффициента ПГУ,

и использование только высококачественного органического топлива, главным образом природного газа. При температуре наружного воздуха +15°С и температуре уходящих газов 160 °С суммарная электрическая мощность ПГУ составляет приблизительно 220 МВт, КПД равен 44,7%, а удельный расход условного топлива 281 г/(кВтч).

Всесоюзным теплотехническим институтом и АТЭП разработан вариант маневренной ПГУ без дожигания топлива перед утилизационным паровым котлом. В состав ПГУ включены одна газовая турбина ГТЭ-150-1100, одноцилиндровая паровая турбина мощностью 75 МВт на параметры пара 3,5 МПа, 465°С при расходе пара 280103 кг/ч, утилизационный паровой котел с поверхностью нагрева 40103 м2 из оребренных труб. Модуль главного корпуса электростанции такой ПГУ-250 запроектирован однопролетным с шириной пролета 24 м. Газотурбинная установка, паровая турбина и электрический генератор между ними смонтированы в виде одновального агрегата. При температуре наружного воздуха +5°С ПГУ-250 имеет удельный расход условного топлива 279 г/(кВтч).

Применение в схеме ПГУ с котлами-утилизаторами более мощных серийных паротурбинных установок потребует большего расхода пара высоких параметров. Это возможно при повышении температуры газов на входе в котел до 800-850°С за счет дополнительного сжигания до 25% общего расхода топлива (природного газа) в горелочных устройствах котла. На рис. 20.12 приведена принципиальная тепловая схема ПГУ-800 такого типа по проекту ВТИ и АТЭП. В ее состав включены две газотурбинные установки ГТЭ-150-1100 ПОТ ЛМЗ, двухкорпусный утилизационный паровой котел ЗиО на суммарную паропроизводительность 1150103 кг/ч и параметры пара 13,5 МПа, 545/545°С, паровая турбина К-500-166 ПОТ ЛМЗ. Данная схема имеет ряд особенностей. Регенеративные отборы турбины (кроме последнего) заглушены; в системе регенерации имеется только смешивающий ПНД. Применена бездеаэраторная схема с деаэрацией конденсата турбины в конденсаторе и в смешивающем подогревателе. Конденсат с температурой 60°С подается двумя питательными насосами ПЭ-720-220 в экономайзер котла. Отсутствие регенеративных отборов пара повышает его пропуск в конденсатор турбины, электрическая мощность которой ограничена в связи с этим до 450 МВт.

Утилизационный паровой котел П-образной компоновки прямоточного типа состоит целиком из конвективных поверхностей нагрева. В каждый из корпусов УПД после ГТУ поступают уходящие газы в количестве 680 кг/с с температурой 430-520°С и содержанием кислорода 14-15,5%. В основных горелках УПК сжигается природный газ, а температура газов перед поверхностями нагрева котла повышается до 840-850°С. Продукты сгорания последовательно охлаждаются в пароперегревателях (промежуточном и основном), в испарительных и экономайзерных поверхностях нагрева и при температуре ~125°С направляются в дымовую трубу. Специфической особенностью котла является его работа при значительном массовом расходе газов. Отношение его паропроизводительности к расходу продуктов сгорания в 5-6 раз ниже, чем у обычных паровых котлов энергоблоков. В результате этого минимальный температурный напор перемещается из зоны промежуточного пароперегревателя (для прямоточного газомазутного котла) на горячий конец экономайзера. Небольшое значение этого температурного напора (20-40°С) заставило конструкторов УПК выполнить экономайзер из оребренных труб диаметром 424 мм, что снизило его массу, но повысило аэродинамическое сопротивление котла. Вследствие этого несколько уменьшилась электрическая мощность газотурбинной установки и всей ПГУ.

Основным режимом ПГУ-800 является ее работа по парогазовому циклу, при этом утилизационный паровой котел работает под наддувом. Преимущество таких ПГУ — возможность режимов автономной работы газовой и паровой ступеней. Самостоятельная работа ПГУ происходит при несколько пониженной мощности в связи с повышенным сопротивлением выхлопа, осуществляемого транзитом газов через котел-утилизатор. Для обеспечения автономной работы паротурбинного блока необходимо некоторое усложнение схемы, в которую дополнительно должны быть включены шиберы и дымососы. При таком режиме работы закрывают шиберы 1 и 2 (рис. 20.12) и открывают шиберы 3—5. Основное количество уходящих газов котла (около 70%) обогащают воздухом и при помощи дымососа рециркуляции ДР с температурой 80°С направляют к дополнительным горелкам перед котлом. При этом количество сжигаемого в УПК топлива возрастает втрое. Неиспользованное количество уходящих газов котла (около 30%) дымососом ДС сбрасывают в дымовую трубу.

Для работы ПГУ на резервном жидком газотурбинном топливе необходимо предусмотреть в тепловой схеме дополнительный подогрев воды до 130-140°С во избежание коррозии хвостовых поверхностей нагрева. Такой режим работы окажется поэтому менее экономичным.

ПГУ с утилизационными паровыми котлами обладают высокой маневренностью. Они рассчитаны примерно на 160 пусков в год; время пуска после простоя 6-8 ч равно 60 мин, а после останова на 40-48 ч — 120 мин. При разгружении ПГУ в первую очередь уменьшают нагрузку газотурбинных агрегатов со 100 до 80% прикрытием входных направляющих аппаратов (ВНА) компрессоров. Дальнейшее понижение нагрузки производят уменьшением расхода топлива, сжигаемого в горелках УПК, снижением паропроизводительности последнего с сохранением температуры газов перед газовыми турбинами. При достижении 50% номинальной нагрузки ПГУ одна из ГТУ и соответствующий ей корпус УПК отключаются. С понижением нагрузки паровой ступени и паропроизводительности УПК происходит перераспределение температур по тракту, а температура уходящих газов увеличивается до 170-190°С (при 50% нагрузке котла).

Это повышение температуры недопустимо по условиям работы дымососов и дымовой трубы. Для поддержания допустимой температуры уходящих газов утилизационный паровой котел при пониженных нагрузках переводится с прямоточного в сепараторный режим работы со сбросом избыточной теплоты в конденсатор паровой турбины. В схеме паротурбинной установки предусмотрены встроенный сепаратор и растопочный расширитель. Переход на сепараторный режим повышает расход топлива на ПГУ по сравнению с прямоточным режимом работы на 5-10%.

ПГУ с утилизационными паровыми котлами целесообразно устанавливать в газоносных районах Западной Сибири, Средней Азии и др. По данным ВТИ ПГУ-800 обладает высокими энергетическими показателями. При температуре наружного воздуха +5°C, температуре газов перед газовыми турбинами 1100°С мощность ПГУ составит примерно 766 МВт, а удельный расход условного топлива (нетто) — 266 г/(кВтч).

С изменением температуры воздуха в пределах от +40 до -40°С мощность ПГУ изменяется в диапазоне 550-850 МВт вследствие значительного изменения мощности двух ГТУ. Экономия от внедрения ПГУ-800 вместо обычного энергоблока 800 МВт составит в год 5,7106 руб. (204106 кг условного топлива).

Вариант компоновки главного корпуса ПГУ-800 по проекту ВТИ и АТЭП приведен на рис. 20.13. Расчетные капиталовложения в главный корпус ПГУ составляют 89 руб/кВт. Его сооружение позволит сэкономить на КЭС с шестью блоками ПГУ-800 по сравнению с установкой шести газомазутных энергоблоков 800 МВт до 9106 кг стали и до 8106 кг железобетона.

Сочетание газотурбинных и паротурбинных установок с использованием типового серийного оборудования осуществляется в полузависимой парогазовой установке (рис. 20.14).

Она предназначается для использования при прохождении пиков графика электрической нагрузки и предполагает полное или частичное отключение подогревателей высокого давления по пару. В результате его пропуск через проточную часть паровой турбины повышается и реализуется прирост мощности паровой ступени примерно 10—11%. Понижение температуры питательной воды компенсируется ее дополнительным подогревом в газоводяном экономайзере уходящими газами газовой турбины. Температура уходящих газов ГТУ снижается при этом примерно до 190°С. Суммарный прирост пиковой мощности с учетом работы ГТУ составляет 35-45% базовой мощности паротурбинного блока. Удельный расход условного топлива близок к расходу при автономной работе этого блока. Полузависимые ПГУ целесообразно устанавливать в европейской части СССР. По данным ЛМЗ рекомендуются следующие сочетания паровых и газовых турбин: 1К-300-240 + 1ГТЭ-150-1100; 1К-500-130 + 1ГТЭ-150-1100; 1К-1200-240 + 2ГТЭ-150-1100 и др. Увеличение расчетных капитальных вложений в газотурбинную установку составит около 20%, а экономия условного топлива в энергосистеме при эксплуатации ПГУ в пиковом режиме— (0,5-1,0)106 кг/год. Для получения пиковой мощности перспективно использование в схеме полузависимых ПГУ также теплофикационных установок.

Рассмотренные схемы ПГУ предполагают частичное или полное использование высококачественного органического топлива (природного газа или жидкого газотурбинного топлива), что тормозит их широкое внедрение. Значительный интерес представляют разработанные ЦКТИ различные схемы парогазовых установок с высоконапорными парогенераторами и внутрицикловой газификацией твердого топлива (рис. 20.15), позволяющие перевести парогазовые установки целиком на уголь.

Предварительно измельченный уголь (дробленка угля 3-10 мм) подаётся для подсушки в сушилку и через окислитель (для предотвращения шлакования) в газогенератор. Один из вариантов схемы — газификация угля в газогенераторе с «кипящим» слоем на паровоздушном дутье. Газификация топлива обеспечивается подачей в газогенератор воздуха после дожимающего компрессора и пара из «холодной» нитки промежуточного перегрева. Воздух для газификации в количестве примерно 3,2 кг на 1 кг кузнецкого угля последовательно сжимается в основном и дожимающем компрессорах (давление повышается на 10%) и после смешения с паром поступает в газогенератор. Газификация угля происходит при температуре, близкой к 1000°С.

Генераторный газ охлаждается, отдавая свою теплоту рабочему телу паротурбинной части, затем очищается от механических примесей и серосодержащих соединений и после расширения в расширительной газовой турбине (для уменьшения потребления пара приводной турбиной дожимающего компрессора) поступает в высоконапорный парогенератор и его дополнительную камеру сгорания для сжигания. Остальная часть тепловой схемы совпадает со схемой обычной ПГУ с ВПГ.

ВНИПИэнергопромом совместно с НПО ЦКТИ разработан проект теплофикационного парогазового энергоблока мощностью 225 МВт с внутрицикловой газификацией угля. Для этой цели использовано типовое энергетическое оборудование: двухкорпусный высокона-порный парогенератор ВПГ-650-140 ТКЗ, газотурбинный агрегат ГТЭ-45-2 ХТЗ, теплофикационная паровая турбина Т-180-130 ЛМЗ, а также два газогенератора с паровоздушным дутьем ГГПВ-100-2 производительностью по 100 т/ч кузнецкого угля. Технико-экономические расчеты показали, что по сравнению с обычным паротурбинным теплофикационным блоком 180 МВт применение парогазового энергоблока позволяет увеличить удельную выработку электроэнергии на тепловом потреблении в 1,5 раза, обеспечить экономию топлива до 8%, значительно снизить вредные выбросы в атмосферу, получить суммарный годовой экономический эффект в 2,6106 руб. Рассмотренный парогазовый энергоблок будет использован при создании более мощных ПГУ-1000 на углях Кузнецкого, Экибастузского и Канско-Ачинского бассейнов.

Парогазовые установки получили достаточно широкое применение в США, ФРГ, Японии, Франции и др. В ПГУ в основном сжигается природный газ и жидкое топливо различных видов. Внедрению ПГУ способствовало появление мощных ГТУ (70-100 МВт) с начальной температурой газов 900—1100°С. Это позволило применить ПГУ с утилизационными паровыми котлами (рис. 20.16) барабанного типа с принудительной циркуляцией среды и давлением пара 4-9 МПа в зависимости от того, производится в них дополнительное сжигание топлива или нет. На рис. 20.17 дана схема утилизационного парового котла для ПГУ с газовой турбиной MW701. Котел выполнен для двух давлений пара. Он имеет поверхности нагрева из оребренных труб низкого и высокого давления со своими барабанами в блоке с деаэратором питательной воды.

Кроме ПГУ с утилизационными котлами в некоторых странах, например в ФРГ, применяют ПГУ со сбросом газов ГТУ в топку пылеугольного котла.

Лучшие зарубежные ПГУ работают с КПД нетто 46-49%; они практически полностью автоматизированы.

Большое разнообразие существующих схем парогазовых установок и сложные связи между основным оборудованием ПГУ — газовой турбиной, паровым котлом, паровой турбиной — вызывают определенные трудности при расчете энергетических показателей ПГУ. Эти трудности возрастают при комбинированной выработке в парогазовой установке электрической и тепловой энергии. На рис. 20.18 представлена обобщенная схема тепловых потоков парогазовой установки. К паровому котлу и газовой турбине подводится теплота со сжигаемым топливом соответственно и . Мощности электрических генераторов газотурбинной и паротурбинной установок ПГУ составляют и . Общее количество теплоты, отпускаемой внешним потребителям от ПГУ, состоит из теплоты, отпускаемой ПТУ, , ГТУ — и непосредственно паровым котлом — ; соответствующие затраты теплоты на внешних потребителей в этих элементах ПГУ составляют , и . На схеме показаны тепловые потоки, отражающие технологические особенности отдельных типов ПГУ: количество теплоты со свежим паром от ПК к ПТУ Qп.к и ; количество теплоты горячих газов ГТУ, отдающих теплоту конденсату и питательной воде ПТУ, , количество теплоты горячего воздуха или газов, поступающих от ГТУ в ПК, или и ; количество теплоты горячих газов, поступающих из ПК в ГТУ, и др.

Парогазовые установки характеризуются сложным распределением теплоты топлива между видами отпускаемой энергии, что необходимо учитывать при определении энергетических показателей.

Для более подробного анализа совершенства отдельных элементов оборудования ПГУ и их влияния на показатели установки при выработке электрической и тепловой энергии использована изложенная ниже методика определения КПД, основывающаяся на общепринятом «физическом» методе и предлагаемой обобщенной схеме тепловых потоков ПГУ (рис. 20.18).

В итоге получены в общем виде выражения для КПД ПГУ и отдельных ее элементов независимо от конкретной схемы.

КПД ПГУ по производству электроэнергии

• (20.8)

КПД ПГУ по производству тепловой энергии

• (20.9)

В этих выражениях использованы следующие величины:

КПД парового котла (по прямому балансу)

; (20.10)

КПД транспорта теплоты пароводяного и газовоздушного трактов

; (20.11)

• (20.11а)

КПД паротурбинной установки по производству электроэнергии

; (20.12)

КПД газотурбинной установки по производству электроэнергии

; (20.13)

газотурбинный электростанция топливо

энергетические коэффициенты ПГУ по производству электрической и тепловой энергии

; (20.14)

; (20.14а)

КПД транспорта теплоты газовоздушного тракта , КПД пароводяных и газоводяных теплообменников передачи теплоты внешним потребителям приняты постоянными.

Тепловая схема газотурбинной воздушноаккумулирующей установки (ГТВАУ) приведена на рис. 20.20. Элементы газотурбинной установки — компрессор и газовая турбина, работающие обычно в одном агрегате,— в этой схеме выполнены в виде самостоятельных установок. Сжатие воздуха до давления 6,5 МПа и сохранение его в подземном аккумуляторе осуществляются потреблением электроэнергии от энергосети в период суточного уменьшения нагрузки (ночью).

Для этого используется компрессорная группа из трех компрессоров, приводимых в действие электродвигателем. В трех охладителях воздуха отводится теплота в количестве приблизительно 365 ГДж/ч.

В период максимальной электрической нагрузки накопленный в аккумуляторе воздух срабатывается в газовой турбине, где природный газ или жидкое газотурбинное топливо сжигается в камерах сгорания турбины высокого и низкого давления. Для этой цели обычная ГТЭ-150-950 надстроена предвключенной газовой турбиной. Общая мощность такой ГТУ составляет 500 МВт, т. е. втрое превышает мощность ГТЭ-150-950. За суточный цикл работы ГТУ давление воздуха в аккумуляторе срабатывается с 6,5 до 4,5 МПа, а, за цикл работы компрессорной группы восстанавливается снова до 6,5 МПа.

Необходимо отметить следующие достоинства ГТВАУ-500:

• заполнение ночного провала графика электрической нагрузки АЭС, базовых КЭС потреблением электроэнергии компрессорной группой ГТВАУ;
• выдача генерирующей мощности в 3 раза больше, чем у обычных ГТУ-150;
• быстрый пуск и набор нагрузки с использованием сжатого в аккумуляторе воздуха;
• значительная экономия дефицитного топлива, сжигаемого для работы газотурбинной установки;
• 2/3 топлива, необходимого в обычной ГТУ для сжатия воздуха в компрессоре, компенсируется ядерным топливом АЭС или твердым топливом базовых КЭС.

20.3. Новые типы электростанций. Электростанции с МГД-установками

Магнитогидродинамический (МГД) метод преобразования тепловой энергии в электрическую заключается в создании электродвижущей силы и электрического тока в потоке горячих ионизированных газов (высокотемпературной плазме), движущемся в магнитном поле (рис. 20.21).

Электрический ток генерируется в магнитном канале в результате пересечения ионизированным газовым потоком магнитных силовых линий; на электродах-коллекторах индуцируется постоянный электрический ток. Газовый поток в виде ионизированного газа со свойствами электрического проводника можно получить при высоких температурах (2000-3000°С).

Наиболее сложным и интересным элементом МГД-установки является собственно МГД-генератор. В его канал через сопло подается газовый поток, и тепловая энергия газа преобразуется в кинетическую энергию направленного движения. Соединение электродов — катода и анода — приводит к возникновению индуцированного постоянного тока, который через инвертор (преобразователь тока) направляется в электросеть (рис. 20.22).

Следовательно, термодинамический цикл МГДУ идентичен циклу газотурбинной установки. Различие только в том, что в первом случае энергия расширения горячих газов преобразуется непосредственно в электроэнергию, тогда как в ГТУ она расходуется на вращение роторов газовой турбины и компрессора.

Применение МГД-генератора в качестве высокотемпературной надстройки позволяет получить значительную дополнительную мощность и повысить КПД, производства электроэнергии на ТЭС.

В СССР создана и работает МГД-установка У-25, выполненная по открытой схеме, на органическом топливе (природном газе) с мощностью МГД-генератора 20 МВт. Ее принципиальная технологическая схема приведена на рис. 20.23. В камеру сгорания подаются природный газ, окислитель, предварительно сжатый в компрессоре и подогретый до 1500 К (воздух, обогащенный кислородом до 40%), и ионизирующая присадка (50%-ный раствор поташа К2СО3).

Давление топлива и окислителя перед камерой сгорания 0,3 МПа. Сгорание топлива в среде подогретого окислителя повышает температуру газов до 3000К, а ионизирующая присадка обеспечивает необходимую электропроводность. Полученная плазма разгоняется в сопле до скорости примерно 1000 м/с и поступает в канал МГД-генератора, помещенный в поле электромагнита с индукцией около 2 Тл. Для снижения кинетической энергии газового потока после МГД-канала его скорость тормозится в диффузоре, а теплота используется в парогенераторе для генерации пара. В устройстве 15 ионизирующая присадка извлекается из дымовых газов (расчетная степень очистки 99,5%), а сами газы выбрасываются в дымовую трубу.

Регенеративный подогреватель окислителя на установке У-25 (каупер) заполнен внутри огнеупорными кирпичами с отверстиями для прохода газов. Он работает циклически: первая фаза обеспечивает нагрев насадки горячими газами из специальной камеры сгорания; во время второй фазы через каупер пропускают окислитель, который нагревается, отбирая накопленную теплоту.

Плазменный МГД-генератор является электрической машиной постоянного тока. Для преобразования постоянного тока в переменный и синхронизации МГД-генератора с электрической сетью энергосистемы используют инверторное устройство.

На Рязанской ГРЭС сооружается МГД-энергоблок мощностью 582 МВт на природном газе. МГД-генератор мощностью 270 МВт используется в качестве надстройки к паротурбинной установке. Мощность турбогенератора 300 МВт с турбиной К-300-240 в этом режиме составит 312 МВт. В процессе освоения МГДУ ее паротурбинная часть может работать автономно.

Технологическая схема (проект ИВТ АН СССР и АТЭП) такой крупной МГДУ имеет ряд особенностей (рис. 20.24).

Обогащенный кислородом воздух в количестве 207 кг/с сжимается компрессором до давления 1,07 МПа и подается в высокотемпературный нагреватель, где за счет сжигания топлива нагревается до 1700°С. Компрессорная группа приводится в действие электродвигателем, потребляемая мощность которого при +15С составляет 64 МВт. После добавки 15103 кг/ч присадки К2СО3 (поташа) воздух и основная часть топлива поступают в камеру сгорания МГД-генератора. В ней образуется низкотемпературная плазма в количестве 230 кг/с. Параметры плазмы на входе в МГД-генератор 0,85 МПа, 2650С. Для подавления оксидов азота горение топлива в камере сгорания происходит при недостатке 10 % окислителя.

МГД-генератор — линейный, кондукционный канал диагонального типа с разрезными рамками, позволяющий осуществить индивидуальное регулирование тока в рамках. Канал, как и камера сгорания, охлаждается водой. С помощью насосов эта вода подается в отдельные охлаждаемые элементы, а затем поступает в расширители. Из расширителей пар отводится в подогреватели высокого давления паротурбинной установки, вытесняя частично или полностью соответствующие отборы турбины.

Дымовые газы покидают диффузор МГД-генератора со скоростью 300 м/с при температуре 2000°С. На участках 3, 4 диффузора парового котла (рис. 20.24) они охлаждаются до 1700°С и тормозятся. Паровой котел с параметрами 25 МПа, 545/545°С рассчитан для работы по бинарному циклу при паропроизводительности 850103 кг/ч или в автономном режиме от собственных горелок при паропроизводительности 1000103 кг/ч.

Работа парового котла в схеме МГДУ накладывает на него ряд специфических требований:

• в узле ввода газов в паровой котел предусмотрена вертикальная шахта — радиационная камера, в которой не только охлаждаются газы, но также происходит разложение оксидов азота;
• паровой котел рассчитан на дожигание после МГД-генератора продуктов сжигания;
• во избежание налипания присадки К2СО3 на трубы котла температура газов в интервале 950-800°С искусственно понижается путем рециркуляции части дымовых газов после экономайзера;
• при работе по бинарному циклу в воздухоподогревателе котла нагревается только около 20% необходимого количества воздуха. Для охлаждения дымовых газов до 130-150°С часть воды после питательных насосов подается непосредственно в дополнительный предвключенный экономайзер в обвод ПВД;
• из-за наличия водоохлаждаемого входного участка диффузора котла не допускается прекращение подачи питательной воды более чем на 60 с; в противном случае произойдет пережог топочных экранов.

Поэтому в тепловой схеме МГДУ предусмотрено следующее: основной питательный насос имеет в качестве привода противодавленческую турбину, работающую только совместно с главной турбиной; предусмотрены аварийный и резервный питательные насосы, подающие питательную воду непосредственно в паровой котел; повышена надежность электропитания привода этих насосов.

После решения ряда сложных технических проблем энергоблок МГДУ на Рязанской ГРЭС послужит прототипом последующих серийных МГДУ, которые имеют (по данным ИВТ АН СССР) высокие экономические показатели: мощность в номинальном режиме 691 МВт, расход электроэнергии на собственные нужды 5,1%, среднегодовой КПД нетто 47,8%, удельные капиталовложения в МГД-электростанцию (в процентах капиталовложений ТЭС равной мощности) 125%.

МГД-установки могут выполняться также с замкнутой схемой движения газового теплоносителя и с ядерным реактором в качестве источника теплоты. Различают жидкометаллические установки с реактором на быстрых нейтронах, установки с двухфазным потоком в МГД-генераторе (жидкий металл и инертный газ) и, наконец, установки, сочетающие плазменный МГД-генератор замкнутого типа с газофазным ядерным реактором. Указанные схемы находятся на стадии расчетного анализа либо лабораторных исследований.

МГД-установки при их успешном освоении могут получить широкое применение в энергетике в качестве высокоэкономичных электростанций.

Солнечная энергия — самый значительный из возобновляемых энергоресурсов. Она является источником ряда других возобновляемых (неисчерпаемых) источников энергии: ветровой, энергии приливных волн и волн морей и океанов, энергии разности температур слоев воды в океанах и др.

Энергия солнечных лучей у поверхности земли изменяется в зависимости от местоположения данного района, времени суток и состояния атмосферы. Тепловой поток солнечного излучения на нашу планету достигает 1,51024 Дж/год. Плотность такого потока на поверхности земли невелика — в среднем 240 Вт/м2, в умеренном поясе до 1000 Вт/м2. Ежегодное количество солнечной энергии у поверхности земли превышает в 25 раз все разведанные запасы угля и в 3-10 тысяч раз больше ежегодно расходуемой человечеством энергии.

Солнечную энергию можно использовать для производства электроэнергии различными способами: преобразованием ее в тепловую энергию и затем в электрическую по обычной схеме ТЭС, непосредственным ее преобразованием в электрическую энергию при помощи солнечных батарей.

Идею создания солнечной электростанции (СЭС) выдвинул впервые советский инженер Н. В. Линицкий, который предложил использовать схему СЭС с центральным башенным приемником (солнечная башня).

Такое решение (рис. 20.25, а) характерно для большинства работающих и строящихся СЭС. Солнечные электростанции устанавливаются в районах, где интенсивность солнечной радиации достаточно высока и стабильна. В СССР в республиках Средней Азии, Казахстане, в Крыму, на Кавказе и в Забайкалье время солнечного освещения составляет 2000-3000 ч/год.

Вокруг центрального приемника (солнечной башни) предусматривается целое поле (рис. 20.25, б) больших зеркал, гелиостатов, вращающихся вслед за солнцем и отражающих солнечные лучи на вершину солнечной башни. Гелиостаты СЭС мощностью 10 МВт, например, несут две панели, выполненные каждая из шести зеркал размером 1,13,2 м; на всей СЭС около 22 000 зеркал. Являясь отличными рефлекторами, они отражают до 90% падающего солнечного излучения. Благодаря несколько вогнутой форме зеркала они концентрируют отраженный пучок света в направлении парогенератора, установленного на вершине солнечной башни. При помощи двух электродвигателей гелиостаты поворачивают по азимуту и по высоте. ЭВМ управляет их движением днем во время «слежения» за солнцем. Ночью, а также в несолнечные часы или при большой скорости ветра гелиостаты устанавливают неподвижно зеркальной поверхностью вниз к земле, чтобы на них не оседала пыль.

На рис. 20.26 приведена тепловая схема первой в СССР СЭС мощностью 5 МВт, предназначенной для работы в условиях Крыма. Солнечные лучи нагревают поверхность барабанного парогенератора с естественной циркуляцией. Генерируемый пар используется для выработки электроэнергии в турбоагрегате. Солнечный парогенератор расположен в центре СЭС-5 на башне высотой 70 м и обогревается отраженными солнечными лучами с помощью 1600 плоских зеркальных гелиостатов (площадь каждого из них 25 м2).

Площадь поверхности нагрева парогенератора 154 м2. В расчетном режиме принята плотность теплового потока солнечных лучей в 130 кВт/м2, что позволяет генерировать 28103 кг/ч насыщенного пара с параметрами 4 МПа, 250°С.

Тепловая схема СЭС-5 разработана ЭНИН, ВТИ и АТЭП и предусматривает следующие режимы выдачи насыщенного пара на турбину, давлением 4 МПа от солнечного парогенератора, давлением 1,6 МПа от системы аккумулирования тепловой энергии (CAT), давлением 0,15-0,30 МПа от CAT через расширители. В каждый момент времени паротурбинная установка СЭС-5 эксплуатируется в одном из этих режимов. Система аккумулирования теплоты заполняется водой, нагретой до кипения частью генерируемого пара. При прекращении выработки пара во время пасмурной погоды и ночью CAT вступает в работу.

Тепловая схема паротурбинной установки включает реконструированную турбину КТЗ типа ПТ-12-35/10М, к которой между ЧВД и ЧНД подключен сепаратор-пароперегреватель, совмещенный с подводом низкопотенциального пара давлением 0,15-0,30 МПа из CAT. Свежий пар после парогенератора дросселируется в редукционной установке, а затем перегревается на 25°С в первичном паро-паровом перегревателе. В турбине имеются отборы пара на ПНД, атмосферный деаэратор и ПВД, где питательная вода нагревается до 150°С. До 25% свежего пара можно подавать в приемно-сбросное устройство конденсатора. Пар в количестве 25103 кг/ч и с давлением 1,6 МПа от CAT поступает в турбину помимо редукционной установки и первичного пароперегревателя. Пар после ЧВД турбины подвергается в СПП сепарации влаги и двухступенчатому промежуточному перегреву с использованием дренажа первичного пароперегревателя и свежего пара. Отработавший пар конденсируется в конденсаторе, куда поступает до 2000 м3/ч воды с температурой 21-35°С из оборотной системы технического водоснабжения с градирнями.

СЭС-5 рассчитана на 2000 ч/год работы и должна вырабатывать при этом 6106 кВт/ч электроэнергии, экономия до 2106 кг условного топлива. Расход электроэнергии на собственные нужды станции достаточно велик и составляет примерно 15%. КПД (по энергии отраженного от зеркал теплового потока) равен 14,6%, а термический КПД СЭС-5 составляет 32%.

Указанными выше организациями выполнены проектные разработки СЭС большей мощности с блоками 50 и 80 МВт на параметры пара 6-9 МПа, 450-510°С.

Удельные капиталовложения в СЭС-5 значительны и составляют примерно 5900 руб/кВт при себестоимости электроэнергии 50 коп/(кВтч).

Для проектируемых СЭС 200 и 320 МВт эти показатели существенно лучше: 1500 руб/кВт и 5 коп/(кВтч).

На СЭС мощностью 10 МВт «Солар уан» в США некоторое количество теплоты солнечной энергии сохраняется в накопительном резервуаре диаметром 18,3 м и высотой 13,4 м, заполненном кусками гранита и песком. В теплообменнике циркулирует 900 тыс. л масла, передающего теплоту солнечной радиации накопителю. Такой резервуар обеспечивает отпуск электроэнергии СЭС в течение 4 ч после захода солнца или когда оно закрыто тучами; в утренние часы теплота, аккумулированная в этом резервуаре, используется для более быстрого пуска паротурбинной установки.

Основной недостаток солнечных электростанций — перебои их работы в ночное время и при непогоде. Поэтому наряду с совершенствованием их тепловых схем разрабатываются «гибридные» системы, в которых в качестве резервного используется органическое топливо (например, сочетание СЭС с газотурбинной или парогазовой установками).

Автономные СЭС можно широко использовать, например, в системе насосных станций массивов оазисного орошения.