Количество котлов-утилизаторов в составе ПГУКУ равно количеству газотурбинных агрегатов. Применяют котлы одного, двух и трех давлений обогреваемой среды. В странах Западной Европы, как правило, применяют котлы-утилизаторы с принудительной циркуляцией среды, в США — с естественной циркуляцией. Параметры пара, получаемого в котлах-утилизаторах первых ПГУ этого типа: приблизительно 3 МПа и 400 °С. Котлы-утилизаторы современных ПГУКУ вырабатывают пар с давлением 11 МПа и температурой 540 °С. На некоторых установках предусмотрен промежуточный перегрев пара. По мере дальнейшего увеличения температуры выхлопных газов ГТА будут повышаться и параметры пара, получаемого в котлах-утилизаторах. Паровые турбины для парогазовых установок с котлами-утилизаторами также разрабатывают специально для этих установок. В составе парогазовой установки, как правило, используют одну паровую турбину. Эта турбина обычно представляет собой простейший одноцилиндровый агрегат с одним потоком пара без регенеративных отборов пара.
Рис. 57. Идеальный цикл ПГУКУ
На рис. 57 в Т, S - координатах показан идеальный цикл парогазовой установки с котлом-утилизатором. Верхний цикл, цикл газотурбинной установки, обозначен цифрами 1 2 3 4, а нижний цикл, цикл паротурбинной установки, — буквами аbсdеf. Часть отводимой из верхнего цикла теплоты подводится к нижнему циклу. Другая часть этой теплоты теряется в атмосфере. Верхний цикл — единственный источник теплоты для нижнего цикла, поэтому комбинированные циклы парогазовых установок с котлами-утилизаторами являются полностью бинарными.
Количественные показатели термодинамических циклов ПГУ
Основные расчетные соотношения цикла ГТУ
Температура воздуха после компрессора:
. (98)
Температура газов на выходе из турбины:
. (99)
Степень повышения давления в компрессоре:
, (100)
коэффициент полезного действия идеального цикла:
. (101)
Количество подведенной теплоты в цикле ГТУ:
. (102)
Количество отведенной теплоты:
. (103)
Полезная работа цикла:
(104)
где ε = (k-1)/k.
Большой
экономический интерес представляет исследование влияния на национальную экономику
роста цен на топливо вплоть до уровня мировых цен. С этой целью были определены
стоимость топлива и средняя цена на него при исходной структуре топливного баланса
страны и электроэнергетики в частности, а также перспективная цена внутреннего
рынка и средняя цена при экспортных ценах на газ, нефть и уголь при изменении
структуры топливного баланса в сторону его "углефикации" (табл. 13).
Расчет
подорожания топлива на изменение тарифов на энергетическую продукцию и экономику
в целом проводился на базе межотраслевого баланса производства и распределения
продукции. Результаты расчетов, проведенные для семиотраслевой агрегированной
модели (электроэнергетика, топливная, обрабатывающая промышленность, сельское
хозяйство, строительство, транспорт и связь, прочие отрасли материального производства),
представлены на рис.4.
Из приведенных графиков видно, что больше всего реагирует
на повышение цен на топливо транспорт: при удорожании топлива в 5 раз минимальное
повышение тарифов на транспортные услуги достигает 175-180%. В электроэнергетике
при тех же условиях минимальное повышение тарифов на электрическую и тепловую
энергию составит 30%, а во всех энергопотребляющих отраслях экономики увеличение
стоимости топлива в 5 раз приведет к росту цен в среднем на 8-10%.
Поэтому
возможное 26%-ное снижение средней цены на топливо на внутреннем рынке России
будет содействовать стабилизации национальной экономики и создаст экономические
условия для ее дальнейшего развития.
