На рис. 55 в Т, S - координатах показан идеальный цикл парогазовой установки с высоконапорным парогенератором. Сравнение этого цикла с идеальным циклом парогазовой установки с котлом полного горения показывает, что эти циклы практически одинаковы. Единственное отличие состоит в том, что подвод теплоты к пароводяному рабочему телу в ПГУВ осуществляется по изобаре 3 — 11, соответствующей давлению воздуха за компрессором ГТА.
Рис. 55. Идеальный цикл ПГУВ
Парогазовые установки с котлами-утилизаторами были созданы позже парогазовых установок других типов [12]. Их реализации предшествовало освоение высокотемпературных газовых турбин и котельных труб с устройствами для интенсификации теплообмена. К настоящему времени этот тип парогазовых установок получил наибольшее распространение.
Принципиальное отличие парогазовых установок с котлами-утилизаторами от парогазовых установок с котлами полного горения заключается в том, что котлы-утилизаторы не рассчитаны на обеспечение автономной работы паротурбинной части установки при останове газотурбинного агрегата.
Принципиальная тепловая схема парогазовой установки с котлом-утилизатором представлена на рис. 56. Выхлопные газы газотурбинного агрегата 1 поступают в котел-утилизатор 2. В секции высокого давления 3 этого котла вырабатывается пар для паровой турбины 5. Для более полной утилизации теплоты выхлопных газов ГТА котел-утилизатор имеет секцию низкого давления 4, в которой подогревается конденсат паровой турбины и вырабатывается пар низкого давления для паровой турбины и греющий пар для деаэратора. Автономная работа газотурбинного агрегата и пусковые режимы установки обеспечиваются с помощью выхлопной трубы 6 и отключающей арматуры 7.
В составе парогазовых установок с котлами-утилизаторами, как правило, используют несколько серийных газотурбинных установок. Чаще всего их бывает две, но бывает одна, три, четыре и даже пять. Доля мощности газотурбинных агрегатов в суммарной мощности современных парогазовых установок с котлами-утилизаторами достигает 70 %.
Рис. 56. Принципиальная тепловая схема ПГУКУ:
1
– газотурбинный агрегат; 2 — котёл-утилизатор; 3 — секция высокого давления;
4 — секция низкого давления; 5 — паровая турбина; 6 — выхлопная труба;
7 —
переключающая арматура; К — компрессор; КС — камера сгорания; ГТ — газовая турбина;
Д — деаэратор; КД — конденсатор; КН — конденсатный насос; ПНВ — питательный насос
высокого давления; ПНВ — питательный насос низкого давления;
ЦН — циркуляционные
насосы; ЭГ — электрогенератор
Исходя из изложенного, можно сформулировать
государственную тарифную политику в топливно-энергетическом комплексе в следующем
виде:
1. Для обеспечения на внутрироссийском рынке оптимальных сбалансированных
цен на основные виды топлива и энергии необходимо, кроме регулирования цен на
природный газ и электроэнергию, установить также государственное регулирование
цен на нефть, топочный мазут, энергетический уголь и его железнодорожный транспорт,
расширив с этой целью функции Федеральной энергетической комиссии.
2. С целью
ослабления зависимости внутренних цен на основные виды топлива от колебаний мировых
цен необходимо ввести для газа, нефти и мазута прогрессивные ставки таможенных
пошлин, зависящие от экспортных цен на эти виды топлива.
3. При регулировании
внутренних цен на газ, нефть (мазут) и уголь следует исходить из принципа самофинансирования
текущих расходов и инвестиций в развитие этих отраслей экономики и их топливной
базы с учетом доходов от экспорта и реализации продукции ТЭК на внутреннем рынке.
Такой подход позволит поддерживать потребительские цены на внутреннем рынке (без
НДС) для газа - 480 руб/1000 м3, нефти - 975-980 руб/тонну, топочного мазута -
680-685 руб/тонну.
4. Поскольку государство обладает значительным пакетом
акций в нефтегазовом секторе, оно должно установить жесткий контроль за целевым
использованием инвестиционных средств, которые должны направляться только на развитие
топливной базы и основных производственных фондов этого сектора.
5. Для поддержания
угольной промышленности целесообразно продолжать ее дотирование, увеличив уровень
дотаций до 100 руб/тонну. Освобождение от НДС товарной продукции угольной промышленности
и расходов на ее железнодорожный транспорт позволит сократить дотации до 50 руб/тонну
и поддерживать среднюю потребительскую цену на уголь в пределах 400 руб/тонну,
увеличив цену для добывающих предприятий в среднем до 183-187 руб/тонну.
6.
Использование принципа самофинансирования текущих расходов и инвестиций в атомной
энергетике в сочетании с увеличением выработки электроэнергии на АЭС до уровня
КИУМ 0.85 и обеспечении базисного режима работе позволит удержать отпускной тариф
на электроэнергию АЭС на уровне 15.3-17.1 коп/кВт ч (без НДС).
7. Сочетание
регулирования цен на топливо и электроэнергию АЭС с принципом самофинансирования
в электроэнергетике при установлении государственного контроля за целевым расходованием
инвестиционных финансовых ресурсов в РАО "ЕЭС России" даже в условиях
почти двукратного увеличения стоимости энергетического топлива позволяет снизить
средний потребительский тариф на электроэнергию в 2005-2010 гг. соответственно
до 28.6 и 24.1 коп/кВтч (без НДС) при ее себестоимости у потребителей 20.2-20.3
коп/кВт.ч.
