Принципиальная схема пгу. Парогазовая установка. Критерии выбора ПГУ

Рынок ждёт постановления правительства по итогам стартового отбора проектов в рамках общероссийской программы модернизации ТЭС и обсуждает поправки в механизм, который вновь планируется использовать уже этим летом. Второй конкурентный отбор мощности на модернизацию (КОММод), на этот раз на 2025 год, планируется фактически провести до 1 сентября. Возможные корректировки правил отбора, проблемы локализации газовых турбин и вопросы распределения высвобождающихся средств потребителей, за счёт которых осуществляется возврат инвестиций генераторам, стали темами ключевой дискуссии на Российском международном энергетическом форуме (РМЭФ-2019), который прошёл в Санкт-Петербурге 25–28 июня.

Источник: energyforum.ru

По итогам залпового отбора проектов ТЭС для модернизации с вводом в 2022–2024 годах были отобраны 45 проектов: 30 (суммарные капзатраты по ним оцениваются в 61,6 млрд рублей) – в ходе конкурентного отбора мощности для модернизации (КОММод), ещё 15 (63,5 млрд рублей) – в рамках квоты Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики. При этом в Единой энергосистеме (ЕЭС) сформировалась региональная специализация: 29 газовых проектов будут реализованы в центре России и на Урале (первая ценовая зона (1 ЦЗ)), в Сибири (2 ЦЗ) в первую волну программы попали 16 угольных проектов. Всего в период реализации программы (2022–2031 годы) планируется обновить до 41 ГВт мощностей, потратив на это до 1,9 трлн рублей (в том числе 200 млрд – на модернизацию в неценовых зонах). Источником возврата инвестиций генераторам станут так называемые высвобождающиеся средства – деньги, «остающиеся невостребованными» на энергорынке по мере завершения платежей по первой программе ДПМ (договоры предоставления мощности). Предварительно их объём оценивается в 3,5 трлн рублей, сохранение допнагрузки на потребителей в этих пределах позволит выполнить поручение президента РФ Владимира Путина и не допустить роста цен на энергию выше уровня инфляции после 2021 года.

Три пути и «камень на развилке»

После стартового отбора, цены на котором в результате конкуренции снизились на 30–40%, в секторе активно обсуждается тема «Какой должна быть модернизация – дорогой или дешёвой?», отметила, открывая ключевой круглый стол «Модернизация российской энергетики. Прогнозы дальнейшей эволюции», председатель набсовета «Совета производителей энергии», член правления «Интер РАО» Александра Панина.

«Баланс на сегодняшний момент, мне кажется, ещё не найден», – задала тон дискуссии г-жа Панина, выступившая модератором круглого стола.

Отдельные участники рынка ранее критиковали результаты стартового отбора как за дороговизну проектов в рамках квоты правкомиссии, так и за недостаточную глубину обновления при реализации существенно менее затратных проектов, прошедших КОММод. В частности, ТГК-2 просила власти скорректировать программу, дав преференции ТЭЦ. Крупных генераторов беспокоит перспектива обновления паросиловых установок (ПСУ) до более эффективных парогазовых (ПГУ), но необходимые для этого газовые турбины пока не производятся в России, вопрос с их локализацией также не решён.

«Системный оператор ЕЭС» (СО ЕЭС) представил на РМЭФ три сценария следующих отборов на модернизацию. Они были сделаны на основе заявок, подававшихся участниками рынка на первый отбор. «Прогноз не сбудется, но имеет право на существование», – предупредил гостей форума зампред правления СО ЕЭС Фёдор Опадчий. При сохранении действующих параметров КОММод ПГУ начнут попадать под отбор 2027 года (проходят три проекта перевода ПСУ в ПГУ), до этого времени органически будет расти доля отбираемых ТЭЦ. Всего, по этому сценарию СО ЕЭС, отбор на 2025–2027 годы пройдут 59 проектов: 34 из них предполагают модернизацию турбинного оборудования, 18 – котельного, 4 – и того и другого. При этом удельные капзатраты в 2025–2026 годах составят 7,6–9 тыс. рублей за 1 кВт; в 2027 году они кратно вырастут, превысив 24,3 тыс. рублей. Для сравнения: средние удельные капзатраты по проектам, уже прошедшим КОММод, на 2022 год составляют 5,3 тыс. рублей за 1 кВт, на 2023 год – 7,2 тыс. рублей, на 2024 год – 8,5 тыс. рублей.

Второй сценарий, представленный СО ЕЭС, предполагает изменение правил КОММод в пользу ТЭЦ. Здесь регулятор спрогнозировал результаты только на 2025 год. Конкурс пройдут много проектов – 41, при этом удельные капзатраты вырастут на 90% (14,4 тыс. рублей за 1 кВт против 7,6 тыс. по первому сценарию), LCOE – на 17%.

Наличие инструментов для регулировки конечной цены стало причиной отбора небольшого количества ТЭЦ, пояснил позднее г-н Опадчий. В текущей модели капзатраты на отборе не являются определяющим фактором, на результаты, то есть цену одноставки (LCOE), в значительной степени влияют такие показатели, как коэффициент РСВ и КИУМ, отметил г-н Опадчий. Кроме того, при подаче ТЭЦ-заявок участники крайне низко оценивали свои доходы на рынке «на сутки вперёд» и не учитывали финпотоки с рынка тепла, что негативно отразилось на конкурентоспособности проектов.

«Нас много критиковали за КИУМ, прежде всего потребители, но отобрались востребованные проекты – средний КИУМ составил 59% против 43% в среднем по ТЭС страны», – отметил глава «Совета рынка» Максим Быстров.

Третий сценарий СО ЕЭС предполагает корректировку механизма в обратную сторону – в пользу инновационных проектов, то есть «достройку» ПСУ до ПГУ. В этом случае в зависимости от нюансов отбор на 2025 год пройдут 5–9 проектов суммарной мощностью 3–3,4 ГВт. Удельные капзатраты составят 37,4–48,5 тыс. рублей за 1 кВт: относительно базового сценария они вырастут в 5,5–7,5 раз, прирост LCOE составит 38–63%.

В ходе дискуссии был озвучен и альтернативный путь обновления теплоисточников. Им может стать механизм альтернативной котельной, внедряемый сейчас в России. Идею популяризируют федеральные власти: предварительно альткотельной заинтересовались три десятка муниципалитетов, но заявки на официальный переход Минэнерго пока получило (и одобрило) только от двух городов. Проблема в том, что все расходы на выполнение замещающих мероприятий в этом случае компенсируется за счёт региона, что создаёт головную боль губернаторам; проще перекладывать расходы на оптовый рынок, модернизируя ТЭЦ через федеральную программу. Ранее «Совет рынка» предлагал ввести дополнительный критерий и отбирать проекты для модернизации только в тех регионах, которые готовы подтвердить оперативный переход на метод альткотельной, рассказал г-н Быстров.

«Наша позиция: проекты по реконструкции ТЭЦ надо давать только тем территориям, которые чётко демонстрируют желание сделать отдельный и честный рынок тепла у себя в регионе», – заявил в ходе обсуждения г-н Быстров.

В ожидании газовых турбин

Вопрос повышения эффективности генерации при модернизации упирается в локализацию газовых турбин. Если ситуация изменится, существует вероятность, что ПГУ-проекты смогут попадать под отбор ранее 2027 года, отметил Фёдор Опадчий.

«У проектов ПГУ есть экономические шансы (на отбор в последующие КОММод. – Ред.) и без изменения экономической модели – при условии появления у нас дешёвой газовой турбины», – отметил Фёдор Опадчий.

Пока в секторе прорабатывается два возможных сценария. Первый предполагает разработку отечественных газовых турбин средней и большой мощности с нуля. Кабмин уже заявил, что намерен выделить на проект в качестве софинансирования до 7 млрд рублей, Минпромторг пообещал объявить конкурс по их распределению в июле. Потенциальным бенефициаром проекта считаются «Силовые машины» Алексея Мордашова, поддерживаемые Минпромторгом. Кроме того, крупные генераторы прорабатывают варианты локализации производства в России уже имеющихся образцов турбин иностранных поставщиков. «Интер РАО» ведёт такие переговоры с GE, «Газпром энергохолдинг» – с Siemens, «РЭП Холдинг» – с Ansaldo, а также (в партнёрстве с «Газпромом») с BHGE. Впрочем, Минпромторг пытается осложнить эти переговоры: в мае стало известно, что ведомство Дениса Мантурова предлагает обязать ГЭХ и «Интер РАО» увеличить свои доли в совместных предприятиях с Siemens и GE с 50 до 75% плюс 1 акции, что неизбежно осложнит переговоры о локализации.

Прогнозы профильного министерства вписываются в базовый расчётный сценарий СО ЕЭС: проекты ПГУ начнут проходить отборы в 2025–2027 годах, полагают в Минэнерго.

«Мы ждём, что на отборы будет приходить всё больше машин по газовой тематике... Они не прошли (первый отбор. – Ред.), потому что были дороже. Но я бы сказал, что 2025, 2026, 2027 годы – это как раз те даты, когда такие проекты без каких-то дополнительных инвестиций будут проходить уже по стоимости», – заявил на РМЭФ заместитель директора департамента развития электроэнергетики Минэнерго Андрей Максимов (цитата по РИА «Новости»).

Одновременно Минэнерго «полагает разумным» сначала определиться с мерами поддержки производства газовых турбин в России, а уже затем, в случае необходимости, возвращаться к обсуждению вопроса о создании «спецлакуны» для ПГУ в рамках модернизационных отборов. «Пока об этом рано говорить, их (турбин. – Ред.) нет», – пояснил свою мысль г-н Максимов.

Эту мысль творчески развили потребители: они считают, что до решения вопрос локализации отборов стоит временно приостановить, достаточно длинный горизонт планирования, по их мнению, позволяет это сделать.

«Бессмысленно заниматься модернизацией паросиловых циклов – рост эффективности ограничивается 1–2 п. п. Давайте возьмём паузу, поймём, что у нас будет с газовым турбиностроением, и через год вернёмся к обсуждению модернизации… Потребителям нужна эффективность», – заявил на форуме в Петербурге директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселёв.

Неценовые зоны пока только дорожают

В ходе форума стало известно, что капзатраты по четырём проектам «РусГидро» на Дальнем Востоке (1,3 ГВт), которые уже получили одобрение кабмина, оценены компанией в 171 млрд рублей. Ранее гидрогенератор прогнозировал, что стоимость модернизации пяти ТЭС в ДФО составит 153 млрд рублей, таким образом, рост запланированных расходов уже составил 12%. Минэнерго рассчитывает и на получение заявок от ТГК-2, также работающей в неценовых зонах, в частности в Архангельской области, сообщил Андрей Максимов. Напомним, всего на обновление мощностей в неценовых зонах заложено 200 млрд рублей высвобождающихся средств. Окончательный перечень проектов строительства и модернизации Минэнерго должно представить в правительство до 15 августа.

Дальнему Востоку и квоте правкомиссии светит price-cap

Наибольшие разногласия в секторе вызвали результаты отбора в рамках квоты правкомиссии – затраты здесь чуть больше (на 1,9 млрд рублей), чем по проектам, отобранным на КОММод, а объём модернизируемой мощности существенно меньше: 1,78 ГВт против 8,61 ГВт. Правкомиссия выбирала проекты по пяти критериям: экономика (эффективные, дешёвые для потребителей), участие в выработке тепла, повышение экологичности ТЭС, наличие в проекте инновационных решений и изношенность оборудования (выработанный ресурс и индекс технического состояния (ИТС)). Наиболее затратные проекты модернизации в Сибири, включённые в программу без конкурса, по удельным капзатратам сопоставимы с самыми дорогими атомными энергоблоками, негодовал Василий Киселёв. Одна из причин этого – проекты в 2 ЦЗ попали в программу благодаря «экологическому» фактору.

«Критерий экологичности (был введён. – Ред.) только для 2 ЦЗ, так как там угольные блоки, а в 1 ЦЗ – газ. Вопрос критериев и их веса при отборе в рамках квоты правкомисии есть, так как они дали тот результат, который получился», – заявил г-н Максимов.

Потребители настаивают на введении «потолка цен» (price-cap) для проектов, отбираемых правкомиссией в «ручном режиме», а также для модернизации в неценовых зонах.

«Price-cap по квоте правкомиссии, о котором говорят потребители... Здесь мы с ними даже согласны, надо смотреть в эту сторону. Единственное, наверное, не надо менять то, что уже приняла правкомиссия: у правительства задней скорости нет», – отметил Максим Быстров.

«Совет рынка» поддерживает и другую поправку в механизм отбора проектов для модернизации. Регулятор считает возможным говорить о повышении глубины модернизации, предусмотрев в качестве обязательных мероприятий комплексную замену турбины или котла, а не их частей.

ГЭХ выразил недовольство и другим критерием правкомиссии – ИТС. Генератор считает несправедливым, что под федеральную программу обновления попадают блоки, собственники которых ранее меньше тратились на ремонты.

«Очень много говорилось о том, что действительно в рамках правительственной комиссии ИТС нам перевернул отчасти картинку. Мы для себя сделали очень интересное упражнение. Мы взяли отчётность почти всех крупных публичных компаний и обнаружили забавную корреляцию: чем выше затраты на содержание мощности в компании, чем больше, соответственно, компания тратит денег на поддержание существующей мощности, тем выше ИТС, чем меньше затраты на содержание мощности, тем ниже индекс технического состояния. Получается, действительно, те, кто недоремонтировал, получают преференции. Правильно это или неправильно? Это отдельный вопрос», – заявил директор по работе на рынке электроэнергии ГЭХ Михаил Булыгин.

«Мы в департаменте развития электроэнергетики (Минэнерго. – Ред.) изначально были против этого критерия (ИТС. – Ред.), который появился в последний момент. Но коллеги нас не поддержали. Нам кажется, что он не нужен», – сказал Андрей Максимов.

Впрочем, внесение корректировок в механизм под вопросом – регуляторов поджимают сроки проведения следующего отбора для модернизации с возвращением обновлённых проектов на рынок в 2025 году. Приём ценовых заявок намечен уже на 29–30 августа.

«Безусловно, процедура может быть усовершенствована, но важно помнить, что до отбора на 2025 год остаётся мало времени, и если мы хотим изменений, то нужно уже сейчас всё формулировать и вносить. Искать какой-то консенсус. Но всё же, учитывая все мнения, мне кажется, что отбор был довольно сбалансированный – были учтены по возможности интересы всех», – заявил глава «Совета рынка».

Денег на всех может не хватить

Ситуация с ценовыми параметрами программы модернизации вызывает беспокойство регуляторов. На стартовом отборе суммарно были распределены 125,1 млрд рублей из 1,7 трлн рублей, запланированных для обновления ТЭС в ценовых зонах. Это существенно ниже прогноза регуляторов в 374 млрд рублей, но он делался на основе максимальных цен без учёта эффекта конкуренции. Впрочем, образующейся сейчас экономии может и не хватить: речи об экономии в свете поручений президента пока не идёт, отметил глава «Совета рынка».

«Совет рынка» представил на форуме прогноз динамики цен на ОРЭМ до 2035 года с учётом всех основных и дополнительных надбавок к цене. В 1 ЦЗ стоимость в целом останется в пределах инфляции, небольшое превышение возможно в 2027–2033 годах, затем цены снизятся. В Сибири ситуация намного сложнее. В 2 ЦЗ цены в прогнозе существенно превышают предельный уровень в 2028–2035 годах. В этой связи Максим Быстров предложил посмотреть итоги предстоящих конкурсных отборов и оценить перспективы дополнения списка правкомиссией.

«Если в первой ценовой зоне, несмотря на небольшое превышение после 2026 года, к 2034-2035 годам могут появиться дополнительные деньги, то, с учётом того, какие дорогие проекты были отобраны на правкомиссии, во второй ценовой зоне всё совсем плохо. Поэтому я рискну высказать крамольную мысль о том, что, может быть, правкомисии не стоит отбирать больше проекты в рамках 15% квоты в Сибири, пока мы не поймём, что будет с конкурентным отбором», – сказал глава «Совета рынка».

Впрочем, «Совет рынка» исходил из максимально возможных расчётных затрат, не учитывая фактор конкурсного снижения цен, «стараясь всех максимально запугать», «чтобы идти от плохого к хорошему», уточнил Максим Быстров, отвечая на вопрос Александры Паниной. В первой ценовой зоне инфляция не пробивается модернизацией, в прогноз вписывается даже обновление на Дальнем Востоке, вызывающее горячие дискуссии в энергосообществе, отметила г-жа Панина. Причина – в расходах на АЭС, ВИЭ и КОМ на новую генерацию для обкатки экспериментальных отечественных ПГУ (КОМ НГИО; в презентации г-на Быстрова эти расходы были обозначены как «Силовые машины»). Средние капзатраты на КОММод составили чуть более 7 тыс. рублей за 1 кВт, на последних отборах ВЭС – 64 тыс. рублей, СЭС – 49 тыс. рублей при существенно более низком КИУМе, цены АЭС превышают 100 тыс. рублей, отметила модератор.

Единый технологический конкурс как наиболее рыночный вариант неоднократно упоминался в ходе дискуссии. Максим Быстров ещё в начале обсуждения признал, что если бы он проходил в текущих условиях для всех видов генерации, то все объёмы бы отошли к ТЭС. С точки зрения рынка более правильно, если потребители будут сначала оплачивать более дешёвые мощности, а затем, по мере исчерпания таковых, более дорогие, то есть сначала модернизация, а потом, если необходимо, ВИЭ, заявил заместитель гендиректора «Эн+ Девелопмент» Игорь Попов, выступавший от лица и потребителей, и производителей энергии (холдинг En+ контролирует РУСАЛ, «Евросибэнерго» («Иркутскэнерго»)). Единый отбор – это правильная история для потребителей, но она подразумевает единый товар, отметил он. В таком случае правильно перенести искусственные элементы поддержки в другие сектора, например, помогать развитию экспортного потенциала отечественных ВИЭ по линии Минпромторга, за счёт чего на энергорынке «зелёные» поставщики могли бы играть по общим правилам, вновь высказал мысль, разделяемую многими представителями энергосообщества, г-н Попов.

«Совет рынка» тоже против любых нерыночных надбавок и выступает за то, чтобы правительство решало свои задачи за счёт изыскивания резервов, а не изъятия денег с энергорынка, согласился Максим Быстров.

Но ключевой вопрос, сформулированный г-жой Паниной в ходе обсуждения, – «Так ли важны дорогостоящие проекты АЭС и ВИЭ или ими может быть отрегулирована проблема удержания энергоцен в пределах инфляции?» – остался без прямого ответа.

К сожалению, переход на сооружение парогазовых ТЭЦ (ПГУ ТЭЦ) вместо паротурбинных привел к еще более резкому снижению теплофикации в общем производстве энергии. Это, в свою очередь, приводит к повышению энергоемкости ВВП и снижению конкурентоспособности отечественной продукции, а также увеличению затрат на жилищно-коммунальные нужды.

¦ высокий КПД выработки электроэнергии на ПГУ ТЭЦ по конденсационному циклу до 60%;

¦ трудности размещения ПГУ ТЭЦ в условиях плотной городской застройки, а также рост поставок топлива в города;

¦ по сложившейся традиции ПГУ ТЭЦ оснащаются, также как и паротурбинные станции, теплофикационными турбинами типа Т.

Строительство ТЭЦ с турбинами типа Р, начиная с 1990-х гг. прошлого века, было практически прекращено. В доперестроечное время около 60% тепловой нагрузки городов приходилось на долю промышленных предприятий. Их потребность в тепле для осуществления технологических процессов в течение года была достаточно стабильной. В часы утреннего и вечернего максимумов электропотребления городов пики электроснабжения сглаживались путем введения соответствующих режимов ограничения поставок электрической энергии промышленным предприятиям. Установка на ТЭЦ турбин типа Р была экономически оправдана из-за их меньшей стоимости и более эффективного расходования энергоресурсов по сравнению с турбинами типа Т. парогазовый энергоресурс топливо

Последние 20 лет из-за резкого спада промышленного производства существенно изменился режим энергоснабжения городов. В настоящее время городские ТЭЦ работают по отопительному графику, при котором летняя тепловая нагрузка составляет всего 15-20% расчетной величины. Суточный график электропотребления стал более неравномерным из-за включения электрической нагрузки населением в вечерние часы, который связан со шквальным ростом оснащения населения электрической бытовой техникой. Кроме того, выравнивание графика энергопотребления за счет введения соответствующих ограничений промышленных потребителей из-за их малой доли в общем энергопотреблении оказалось невозможным. Единственным не очень эффективным способом решения проблемы явилось сокращение вечернего максимума за счет введения сниженных тарифов в ночные часы .

Поэтому в паротурбинных ТЭЦ с турбинами типа Р, где выработка тепловой и электрической энергии жестко взаимосвязаны, применение таких турбин оказалось нерентабельным. Противодавленческие турбины производятся теперь только малой мощности для повышения эффективности работы городских паровых котельных путем перевода их в режим когенерации.

Такой установившийся подход сохранился и на сооружении ПГУ ТЭЦ. Вместе с тем при парогазовом цикле жесткая взаимосвязь между отпуском тепловой и электрической энергии отсутствует. На этих станциях с турбинами типа Р покрытие вечернего максимума электрической нагрузки может осуществляться путем временного увеличения отпуска электроэнергии в газотурбинном цикле. Кратковременное снижение отпуска тепла в систему теплоснабжения не сказывается на качестве отопления благодаря теплоаккумулирующей способности зданий и тепловой сети.

Принципиальная схема ПГУ ТЭЦ с противодавленческими турбинами включает две газовые турбины, котел-утилизатор, турбину типа Р и пиковый котел (рис. 2). Пиковый котел, который может быть установлен вне площадки ПГУ, на схеме не показан .

Из рис. 2 видно, что ПГУ ТЭЦ состоит из газотурбинной установки в составе компрессора 1, камеры сгорания 2 и газовой турбины 3. Выхлопные газы из ГТУ направляются в котел-утилизатор (КУ) 6 или в байпасную трубу 5 в зависимости от положения шибера 4 и проходят ряд теплообменников, в которых вода нагревается, пар сепарируется в барабанах низкого 7 и высокого давления 8, направляется в паротурбинную установку (ПТУ) 11. Причем насыщенный пар низкого давления поступает в промежуточный отсек ПТУ, а пар высокого давления предварительно перегревается в котле-утилизаторе и направляется в голову ПТУ Выходящий из ПТУ пар конденсируется в теплообменнике сетевой воды 12 и конденсатными насосами 13 направляется в газовой подогреватель конденсата 14, а затем направляется в деаэратор 9 и из него в КУ.

При тепловой нагрузке, не превышающей базовую, станция работает полностью по отопительному графику (АТЭЦ=1). Если тепловая нагрузка превышает базовую, включается пиковый котел. Потребное количество электроэнергии поступает от внешних источников генерации по городским электрическим сетям.

Однако возможны ситуации, когда потребность в электроэнергии превышает объем ее подачи от внешних источников: в морозные дни при росте потребления электроэнергии бытовыми нагревательными приборами; при авариях на генерирующих мощностях и в электрических сетях. В таких ситуациях величина мощности газовых турбин при традиционном подходе тесно привязана к производительности котла- утилизатора, которая в свою очередь диктуется потребностью в тепловой энергии в соответствии с отопительным графиком и может оказаться недостаточной для удовлетворения возросшего спроса на электроэнергию.

Чтобы покрыть возникший дефицит электроэнергии, газовая турбина переключается частично на сброс отработанных продуктов сгорания помимо котла-утилизатора непосредственно в атмосферу. Таким образом, ПГУ ТЭЦ переводится временно в смешанный режим - с парогазовым и газотурбинным циклами.

Известно, что газотурбинные установки обладают высокой маневренностью (скорости набора и сброса электрической мощности). Поэтому еще в советское время их предполагалось наряду с гидроаккумулирующими станциями использовать для сглаживания режима электроснабжения.

Кроме того, надо отметить, что развиваемая ими мощность увеличивается с понижением температуры наружного воздуха и именно при низких температурах в самое холодное время года наблюдается максимум электропотребления. Это показано в таблице .

При достижении мощности, составляющей более 60% от расчетной величины, выбросы вредных газов NOx и CO минимальны (рис. 3).

В межотопительный период, чтобы не допустить снижения мощности газовых турбин более чем на 40%, одна из них отключается.

Повышение энергетической эффективности ТЭЦ может быть достигнуто за счет централизованного холодоснабжения городских микрорайонов . При аварийных ситуациях на ПГУ ТЭЦ целесообразно в отдельных зданиях строить газотурбинные установки малой мощности .

В районах плотной городской застройки крупных городов при реконструкции существующих ТЭЦ с паровыми турбинами, выработавшими свой ресурс, целесообразно создавать на их базе ПГУ ТЭЦ с турбинами типа Р. В результате высвобождаются значительные площади, занятые системой охлаждения (градирни и др.), которые могут быть использованы для других целей.

Сопоставление ПГУ ТЭЦ с турбинами с противодавлением (типа Р) и ПГУ ТЭЦ с конденсационно-отборными турбинами (типа Т) позволяет сделать следующие выводы.

• 1. И в том, и в другом варианте коэффициент полезного использования топлива зависит от доли выработки электроэнергии на базе теплового потребления в общем объеме генерации.
• 2. В ПГУ ТЭЦ с турбинами типа Т потери тепловой энергии в контуре охлаждения конденсата имеют место в течение всего года; наибольшие потери - в летний период, когда размер теплового потребления ограничен только горячим водоснабжением.
• 3. В ПГУ ТЭЦ с турбинами типа Р КПД станции снижается только в ограниченный промежуток времени, когда необходимо покрыть возникший дефицит в электроснабжении.
• 4. Маневренные характеристики (скорости набора и сброса нагрузки) газовых турбин многократно выше характеристик паровых турбин.

Таким образом, для условий строительства станций в центрах больших городов ПГУ ТЭЦ с противодавленческими турбинами (типа Р) превосходят парогазовые ТЭЦ с конденсационноотборными турбинами (типа Т) по всем показателям. Для их размещения требуется значительно меньшая территория, они более экономично расходуют топливо и их вредное воздействие на окружающую среду также меньше.

Однако, для этого необходимо внести соответствующие изменения в нормативную базу по проектированию парогазовых станций.

Практика последних лет показывает, что инвесторами, сооружающими загородные ПГУ ТЭЦ и на достаточно свободных территориях, приоритет отдается выработке электроэнергии, а отпуск тепла рассматривается ими как побочный вид деятельности. Объясняется это тем, что КПД станций даже в конденсационном режиме может достигать 60%, а сооружение теплотрасс требует дополнительных затрат и многочисленных согласований с разными структурами. В итоге коэффициент теплофикации АТЭЦ может быть меньше 0,3.

Поэтому при проектировании ПГУ ТЭЦ нецелесообразно для каждой отдельной станции закладывать в техническом решении оптимальное значение АТЭЦ. Задача заключается в нахождении оптимальной доли теплофикации в системе теплоснабжения всего города.

Сейчас вновь стала актуальной разработанная в советское время концепция строительства мощных ТЭЦ в местах добычи топлива, вдали от больших городов. Это диктуется как увеличением доли использования местных видов топлива в ТЭК регионов, так и созданием новых конструкций теплопроводов (воздушная прокладка) с практически ничтожным падением температурного потенциала при транспортировке теплоносителя.

Подобные ТЭЦ могут создаваться как на основе паротурбинного цикла с непосредственным сжиганием местного топлива, так и парогазового цикла с использованием газа, получаемого на газогенераторных установках.

Пневмогидроусилитель привода сцепления служит для уменьшения усилия, прикладываемого к педали сцепления водителем.

Он состоит из:

• гидравлического цилиндра с поршнем, штоком и пружиной;
• пневматического цилиндра с поршнем, штоком (общий с поршнем гидроцилиндра) и возвратной пружиной;
• следящего механизма, состоящего из следящего поршня с манжетой, диафрагмы (зажата между двумя частями корпуса), в центре которой крепится седло выпускного клапана, возвратной пружины диафрагмы;
• выпускного и впускного клапанов (крепятся на одном штоке) с возвратной пружиной;
• седла впускного клапана;
• отверстия, закрытого уплотнителем от попадания грязи, соединяющего надпоршневую полость пневмоцилиндра с окружающей средой.

При включенном сцеплении общий шток прижат к поршням гидроцилиндра и пневмоцилиндра. Поршень следящего механизма занимает положение, соответствующее открытому выпускному клапану, соединяющему надпоршневое пространство пневмоцилиндра с окружающей средой и закрытому впускному клапану.

При выключении сцепления рабочая жидкость из главного цилиндра поступает в гидроцилиндр пневмогидроусилителя, и одновременно по каналу к поршню следящего механизма. Давление жидкости перемещает поршень в сторону седла выпускного клапана. Диафрагма, прогибаясь, перемещает седло к выпускному клапану, который садится в седло, изолируя надпоршневое пространство пневмоцилиндра от окружающей среды.

Далее усилие от выпускного клапана через шток передается на впускной клапан, который открывается, и сжатый воздух по каналу поступает в надпоршневое пространство пневмоцилиндра. Поршень пневмоцилиндра, перемешаясь, воздействует на шток поршня гидроцилиндра. Поршень передает усилие на толкатель, который воздействует на рычаг вилки выключения сцепления. Часть сжатого воздуха поступает в полость диафрагмы.

Таким образом, следящий поршень находится под действием двух противоположно направленных сил: действие рабочей жидкости с одной стороны и сжатого воздуха с другой. Поршни следящего механизма и пневмоцилиндра подобраны так, чтобы обеспечить необходимое снижение усилия на педаль сцепления.

При отпускании педали сцепления давление рабочей жидкости падает, и все детали под действием возвратных пружин возвращаются в исходное положение, надпоршневое пространство пневмоцилиндра через открытый выпускной клапан сообщается с окружающей средой.

При выходе из строя пневмосистемы перемещение поршня гидроцилиндра осуществляется только под давлением рабочей жидкости.

В зависимости от чего выбираются парогазовые циклы , какой выбор будет оптимальным, и как будет выглядеть технологическая схема ПГУ?

Как только становятся известны паритет капитала и конфигу­рация в отношении расположения валов, можно приступить к пред­варительному выбору цикла.

Диапазон простирается от очень про­стых “циклов одного давления” до чрезвычайно сложных “циклов тройного давления с промежуточным перегревом”. Коэффициент полезного действия цикла с увеличением комплексности повы­шается, однако капитальные затраты также возрастают. Ключом выбора правильного цикла является определение такого цикла давления, который лучше всего подходит для заданного коэф­фициента полезного действия и заданных показателей затрат.

Парогазовая установка с циклом одного давления

Этот цикл часто используется для более благоприятного в цене топ­лива ухудшенного качества, как например, сырая нефть и тяже­лое нефтяное топливо с высоким содержанием серы.

По сравнению со сложными циклами инвестиции в ПГУ про­стых циклов незначительны.

На схеме изображена ПГУ с дополнительным змеевиком-испарителем на холодном конце кот­ла-утилизатора. Этот испаритель отбирает у отработавших газов дополнительное тепло и отдает пар деаэратору с целью использо­вания его для подогрева питательной воды.

Благодаря этому отпа­дает необходимость в отборе пара для деаэратора из паровой тур­бины. Результатом по сравнению с простейшей схемой одного давления является улучшение коэффициента полезного действия, однако соответственно повышаются капитальные вложения.

ПГУ с циклом двух давлений

Большинство находящихся в эксплуатации комбинирован­ных установок имеют циклы двойного давления. Вода подается двумя отдельными питательными насосами в экономайзер двой­ного давления.

Читайте также: Как выбрать газотурбинную установку для станции с ПГУ

Вода низкого давления поступает затем в первый змеевик испарителя, а вода высокого давления нагревается в эко­номайзере, прежде чем она испарится и перегреется в горячей части котла-утилизатора. Отбор из барабана низкого давления снабжает паром деаэратор и паровую турбину.

Коэффициент полезного действия цикла двойного давления, как показано на Т-S-диаграмме на рисунке, выше, чем КПД цикла одного давления, из-за более полного использования энер­гии отработавших газов газовой турбины (дополнительная пло­щадь СС"Д"Д).

Однако при этом увеличиваются капитальные вложения на дополнительное оборудование, например, на питательные на­сосы, экономайзеры двойного давления, испарители, низкона­порные трубопроводы и два паропровода НД к паровой турбине. Поэтому рассматриваемый цикл применяют только при высо­ком паритете капитала.

ПГУ с циклом тройного давления

Это одна из наиболее сложных схем, которые находят применение в настоящее время. Она применяется в случаях очень высокого паритета капитала, при этом высокий коэффициент полезно­го действия может быть получен только с высокими затратами.

К котлу-утилизатору добавляется третья ступень, которая до­полнительно использует теплоту отработавших газов. Насос высокого давления подает питательную воду в трехступенча­тый экономайзер высокого давления и далее в барабан - се­паратор высокого давления. Питательный насос среднего дав­ления подает воду в барабан - сепаратор среднего давления.

Часть питательной воды от насоса среднего давления через дрос­сельное устройство поступает в барабан - сепаратор низкого давления. Пар из барабана высокого давления поступает в паро­перегреватель и затем в часть высокого давления паровой турби­ны. Отработавший в части высокого давления (ЧВД) пар сме­шивается с паром, поступившим из барабана среднего давления, перегревается и поступает на вход части низкого давления (ЧНД) паровой турбины.

Читайте также: Зачем строить Парогазовые ТЭЦ? В чем преимущества парогазовых установок.

Коэффициент полезного действия может быть дополнитель­но повышен за счет подогрева топлива водой высо­кого давления перед его поступлением в газовую турбину.

Диаграмма выбора цикла

Типы циклов, начиная с цикла одного давления и кончая цик­лом тройного давления с промежуточным перегревом, представле­ны как функции паритета напитала.

Цикл выбирается путем опре­деления, какие из циклов соответствуют данному показателю паритета капитала для конкретного случая применения. Если, на­пример, паритет капитала составляет 1800 дол. США/кВт, то выбирается цикл двойного или тройного давления.

В первом при­ближении решение принимается в пользу цикла тройного давле­ния, так как при неизменном паритете капитала коэффициент полезного действия и мощность выше. Однако при более точном рассмотрении параметров может оказаться, что для удовлетво­рения других требований более целесообразным является выбор цикла двойного давления.

Существуют случаи, для которых диаграмма выбора цикла неприменима. Наиболее часто встречающимся примером подоб­ного случая является ситуация, когда заказчик хочет иметь в рас­поряжении электрическую мощность как можно скорее и оптимизация для него менее важна, чем короткие сроки поставки.

В зависимости от обстоятельств может оказаться целесообразным циклу с несколькими давлениями предпочесть цикл с одним давлением, так как затраты времени меньше. Для этой цели можно разработать серию стандартизированных циклов с заданными па­раметрами, которые с успехом находят применение в подобных случаях.

(Visited 2 642 times, 1 visits today)

Что такое устройство ПГУ КамАЗа-5320? Этот вопрос интересует многих новичков. Данная аббревиатура может привести в недоумение несведущего человека. На самом деле ПГУ - это пневматический Рассмотрим особенности этого устройства, его принцип работы и типы обслуживания, включая ремонт.

• 1 - гайка сферическая с контргайкой.
• 2 - поршневой толкатель деактиватора сцепления.
• 3 - предохранительный чехол.
• 4 - поршень выключения сцепления.
• 5 - задняя часть остова.
• 6 - комплексный уплотнитель.
• 7 - следящий поршень.
• 8 - клапан перепускной с колпаком.
• 9 - диафрагма.
• 10 - клапан впускной.
• 11 - выпускной аналог.
• 12 - поршень пневматического типа.
• 13 - сливная пробка (для конденсата).
• 14 - фронтальная часть корпуса.
• «А» - подвод рабочей жидкости.
• «Б» - поступление сжатого воздуха.

Предназначение и устройство

Грузовой автомобиль - достаточно массивная и крупногабаритная техника. Для ее управления требуется недюжинная физическая сила и выносливость. Устройство ПГУ КамАЗа-5320 позволяет облегчить регулировку транспортного средства. Это небольшое, но полезное устройство. Оно дает возможность не только упростить труд водителя, но и повышает производительность работ.

Рассматриваемый узел состоит из следующих элементов:

• Поршневого толкателя и регулировочной гайки.
• Пневматического и гидравлического поршня.
• Пружинного механизма, редуктора с крышкой и клапаном.
• Седла диафрагмы, контрольного винта.
• и поршневого следящего приспособления.

Особенности

Корпусная система усилителя состоит из двух элементов. Фронтальная часть изготавливается из алюминия, а задний аналог - из чугуна. Между деталями предусмотрена специальная прокладка, которая играет роль уплотнителя и диафрагмы. Следящий механизм регулирует изменение давления воздуха на пневмопоршень в автоматическом режиме. В данное приспособление также входит уплотнительная манжета, пружины с диафрагмами, а также клапаны на впуск и выпуск.

Принцип действия

При нажатии педали сцепления под давлением жидкости устройство ПГУ КамАЗа-5320 давит на шток и поршень следящего приспособления, после чего конструкция вместе с диафрагмой смещается до момента открытия впускного клапана. Затем воздушная смесь из пневматической системы автомобиля подается к пневмопоршню. В результате суммируются усилия обоих элементов, что позволяет отвести вилку и выключить сцепление.

После того, как нога убирается с педали сцепления, давление подводящей магистральной жидкости падает до нулевого показателя. Вследствие этого ослабевает нагрузка на гидравлические поршни исполнительного и следящего механизма. По этой причине поршень гидравлического типа начинает перемещаться в обратном направлении, закрывая впускной клапан и блокируя поступление давления из ресивера. Нажимная пружина, воздействуя на следящий поршень, отводит его в исходную позицию. Воздух, изначально реагирующий с пневматическим поршнем, выводится в атмосферу. Шток с обоими поршнями возвращается в начальное положение.

Производство

Устройство ПГУ КамАЗа-5320 подходит для многих модельных модификаций этого производителя. Большинство старых и новых тягачей, самосвалов, военных вариантов оснащается пневмогидравлическим усилителем руля. Современные модификации, производимые различными компаниями, имеют следующие обозначения:

• Запчасти КамАЗ (ПГУ) производства ОАО «КамАЗ» (номер по каталогу 5320) с вертикальным размещением следящего приспособления. Устройство над корпусом цилиндра используется на вариациях под индексом 4310, 5320, 4318 и некоторых других.
• WABCO. ПГУ под этой маркой производятся в США, отличаются надежностью и компактными габаритами. Эта комплектация оборудована системой слежения за состоянием накладок, уровень износа которых доступно определить без демонтажа силового агрегата. Большинство грузовиков с серии 154 оснащаются именно этим пневмогидравлическим оборудованием.
• Пневмогидроусилитель сцепления «ВАБКО» для моделей с КПП типа ZF.
• Аналоги, выпускаемые на заводе в Украине (Волчанск) или Турции (Yumak).

В плане выбора усилителя специалисты рекомендуют приобретать такую же марку и модель, которая была изначально установлена на машине. Это позволит обеспечить максимально правильное взаимодействие между усилителем и механизмом сцепления. Прежде чем менять узел на новую вариацию, проконсультируйтесь со специалистом.

Обслуживание

Для поддержания рабочего состояния узла осуществляют следующие работы:

• Визуальный осмотр, позволяющий обнаружить видимые утечки воздуха и жидкости.
• Подтягивание фиксирующих болтов.
• Регулировку свободного хода толкателя при помощи сферической гайки.
• Доливку рабочей жидкости в баке системы.

Стоит отметить, что при регулировке ПГУ КамАЗа-5320 модификации Wabco, износ накладок сцепления легко просматривается на специальном указателе, выдвигаемом под воздействием поршня.

Разборка

Данная процедура при необходимости выполняется в следующем порядке:

• Задняя часть корпуса зажимается в тисках.
• Откручиваются болты. Снимаются шайбы и крышка.
• Изымается клапан из корпусной части.
• Демонтируется фронтальный остов вместе с пневматическим поршнем и его мембраной.
• Снимаются: диафрагма, следящий поршень, стопорное кольцо, элемент выключения сцепления и корпус уплотнителя.
• Удаляется перепускной клапанный механизм и люк с выпускным уплотнителем.
• Остов вынимается из тисов.
• Демонтируется упорное кольцо задней части корпуса.
• Стержень клапана освобождается от всех конусов, шайб и седла.
• Следящий поршень снимается (предварительно необходимо убрать стопор и прочие сопутствующие элементы).
• Из фронтальной части корпуса извлекается пневматический поршень, манжета и стопорное кольцо.
• Затем все детали промываются в бензине (керосине), обдаются сжатым воздухом и проходят этап дефектации.

ПГУ КамАза-5320: неисправности

Чаще всего в рассматриваемом узле возникают неполадки следующего характера:

• Сжатый воздушный поток поступает в недостаточном количестве либо совсем отсутствует. Причина неисправности - разбухание впускного клапана пневматического усилителя.
• Заклинивание следящего поршня на пневмоусилителе. Вероятнее всего, причина кроется в деформации уплотнительного кольца или манжеты.
• Наблюдается «провал» педали, что не позволяет полностью выключить сцепление. Эта неполадка свидетельствует о попадании воздуха в гидравлический привод.

Ремонт ПГУ КамАЗа-5320

Проводя дефектовку элементов узла, особое внимание следует обратить на такие моменты:

• Проверку уплотнительных деталей. Не допускается наличие на них деформаций, разбухания и трещин. В случае нарушения эластичности материала, элемент подлежит замене.
• Состояние рабочих поверхностей цилиндров. Контролируется внутренний зазор диаметра цилиндров, который по факту должен соответствовать нормативу. На деталях не должно быть вмятин или трещин.

В ремонтный комплект ПГУ входят такие запчасти КамАЗа:

• Защитный чехол заднего корпуса.
• Конус и диафрагма редуктора.
• Манжеты для пневматического и следящего поршня.
• Колпак перепускного клапана.
• Стопорные и уплотнительные кольца.

Замена и установка

Для замены рассматриваемого узла выполняют следующие манипуляции:

• Проводится стравливание воздуха из ПГУ КамАЗа-5320.
• Сливается рабочая жидкость либо перекрывается слив при помощи пробки.
• Демонтируется прижимная пружина вилки рычага включения сцепления.
• От устройства отсоединяются подводящие воду и воздух трубы.
• Откручиваются финты крепления к картеру, после чего агрегат демонтируется.

После замены деформированных и негодных элементов, система проверяется на герметичность в гидравлической и пневматической части. Сборка производится следующим образом:

• Совмещают все фиксирующие отверстия с гнездами в картере, после чего закрепляется усилитель при помощи пары болтов с пружинными шайбами.
• Подсоединяется гидравлический шланг и воздушный трубопровод.
• Монтируется оттяжный пружинный механизм вилки выключения узла сцепления.
• В компенсационный резервуар наливают тормозную жидкость, после чего прокачивают систему гидравлического привода.
• Проверяют повторно герметичность соединений на предмет подтекания рабочей жидкости.
• Регулируется, при необходимости, величина зазора между торцевой частью крышки и ограничителем хода активатора делителя передач.

Принципиальная схема подсоединения и размещения элементов узла

Принцип работы ПГУ КамАЗа-5320 проще понять, изучив представленную ниже схему с пояснениями.

• а - стандартная схема взаимодействия частей привода.
• б - расположение и фиксация элементов узла.
• 1 - педаль блока сцепления.
• 2 - основной цилиндр.
• 3 - цилиндрическая часть пневматического усилителя.
• 4 - следящий механизм пневматической части.
• 5 - воздухопровод.
• 6 - основной гидроцилиндр.
• 7 - выключающая муфта с подшипником.
• 8 - рычаг.
• 9 - шток.
• 10 - шланги и трубы привода.

Рассматриваемый узел имеет довольно понятное и простое устройство. Тем не менее его роль при управлении грузовым автомобилем очень значительна. Использование ПГУ позволяет существенно облегчить управление машиной и повысить эффективность работы транспортного средства.