Пгу парогазовая установка. Парогазовые установки электростанций

Парогазовыми называются энергетические установки (ПГУ), в которых теплота уходящих газов ГТУ прямо или косвенно используется для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле.

На рис. 2.1 показана принципиальная схема простейшей ПГУ так называемого утилизационного типа. Уходящие газы ГТУ поступают в котел-утилиза-

Рис. 2.1.

/ - пароперегреватель; 2 - испаритель; 3 - экономайзер; 4 - барабан; 5 - конденсатор паровой турбины; 6 - питательный насос; 7 - опускная труба испарителя; 8 - подъемные трубы испарителя

тор - теплообменник противоточного типа, в котором за счет теплоты горячих газов генерируется пар высоких параметров, направляемый в паровую турбину.

Котел-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения, в которой размещены поверхности нагрева, образованные оребренными трубами, внутрь которых подается рабочее тело паротурбинной установки (вода или пар). В простейшем случае поверхности нагрева котла-утилизатора состоят из трех элементов: экономайзера 3, испарителя 2 и пароперегревателя 1. Центральным элементом является испаритель, состоящий из барабана 4 (длинного цилиндра, заполняемого наполовину водой), нескольких опускных труб 7 и достаточно плотно установленных вертикальных груб собственно испарителя 8. Испаритель работает на принципе естественной конвекции. Испарительные трубы находятся в зоне более высоких температур, чем опускные, поэтому в них вода нагревается, частично испаряется, становится легче и поднимается вверх в барабан. Освобождающееся место заполняется более холодной водой по опускным трубам из барабана. Насыщенный пар собирается в верхней части барабана и направляется в трубы пароперегревателя 1. Расход пара из барабана 4 компенсируется подводом воды из экономайзера 3. При этом поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно пройдет через испарительные трубы. Поэтому описанный котел-утилизатор называется котлом с естественной циркуляцией.

В экономайзере происходит нагрев поступающей питательной воды практически до температуры кипения (на 10-20 °С меньше, чем температура насыщенного пара в барабане, полностью определяемая давлением в нем). Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где перегревается сверх температуры насыщения. Температура получаемого перегретого пара Г 0 всегда, конечно, меньше, чем температура газов 0 р поступающих из газовой турбины (обычно на 25-30 °С).

Под схемой когла-утилизатора на рис. 2.1 показано изменение температур газов и рабочего тела (пара, воды) при их движении навстречу друг другу. Температура газов плавно уменьшается от значения 0 Г на входе до значения 0 ух температуры уходящих газов. Движущаяся навстречу питательная вода повышает в экономайзере свою температуру до температуры кипения (точка а). С этой температурой (на грани кипения) вода поступает в испаритель. В нем происходит испарение воды. При этом ее температура не изменяется (процесс а -/;). В точке Ь рабочее тело находится в виде сухого насыщенного пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до значения / 0 .

Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отработанный нар поступает в конденсатор 5, конденсируется и с помощью питательного насоса 6, повышающего давление питательной воды, направляется снова в котел-утилизатор.

Таким образом, принципиальное отличие паросиловой установки (ПСУ) ПГУ от обычной ПСУ ТЭС состоит только в том, что топливо в котле-утилизаторе не сжигается, а необходимая для работы ПСУ ПГУ теплота берется от уходящих газов ГТУ. Однако сразу же необходимо отметить ряд важных технических отличий ПСУ ПГУ от ПСУ ТЭС:

1. Температура уходящих газов ГТУ 0 Г практически однозначно определяется температурой газов перед газовой турбиной [см. соотношение (1.2)] и совершенством системы охлаждения газовой турбины. В большинстве современных ГТУ, как видно из табл. 1.2, температура уходящих газов составляет 530-580 °С (хотя имеются отдельные ГТУ с температурой вплоть до 640 °С). По условиям надежности работы трубной системы экономайзера при работе на природном газе температура питательной воды 1 п в на входе в котел-утилизатор не должна быть меньше 60 °С. Температура уходящих газов 0 ух, покидающих котел-утилизатор, всегда выше, чем температура t n в. Реально она находится на уровне 0 ух « 100 °С, следовательно, КПД котла-утилизатора (КУ) составит

где для оценки принято, что температура газов на входе в котел-утилизатор равна 555 °С, а температура наружного воздуха 15 °С. При работе на газе обычный энергетический котел ТЭС имеет КПД на уровне 94 %. Таким образом, котел- утилизатор в ПГУ имеет КПД существенно более низкий, чем КПД котла ТЭС.

2. Далее, КПД паротурбинной установки (ПТУ) рассмотренной ПГУ существенно ниже, чем КПД ПТУ обычной ТЭС. Это связано не только с тем, что параметры пара, генерируемого котлом-утилизатором, ниже, но и с тем, что ПТУ ПГУ не имеет системы регенерации. А иметь ее она в принципе не может, так как повышение температуры t n в приведет к еще большему снижению КПД котла-утилизатора.

Представление об устройстве электростанции с ПГУ дает рис. 2.2, на котором изображена ТЭС с тремя энергоблоками. Каждый энергоблок состоит из двух рядом стоящих ГТУ 4 типа V94.2 фирмы Siemens, каждая из которых свои уходящие газы высокой температуры направляет в свой котел-утилизатор 8. Пар, генерируемый этими котлами, направляется в одну паровую турбину 10 с электрогенератором 9 и конденсатором, расположенным в конденсационном помещении под турбиной. Каждый такой энергоблок имеет суммарную мощность 450 МВт (каждая ГТУ и паровая турбина имеют мощность примерно 150 МВт). Между выходным диффузором 5 и котлом-утилизатором 8 устанавливают байпасную (обводную) дымовую трубу 12 и газоплотный шибер б. Шибер позволяет отсечь котел-утилизатор 8 от газов ГТУ и направить их через байпасную трубу в атмосферу. Такая необходимость может возникнуть при неполадках в паротурбинной части энергоблока (в турбине, котле-утилизаторе, генераторе и т.д.), когда

Рис. 2.2. Устройство электростанции с ПГУ (проспект фирмы Siemens):

1 - комбинированное воздухообрабатывающее устройство (КВОУ); 2 - блочный трансформатор; 3 - генератор ГТУ; 4 - ГТУ типа У94.2; 5 - переходной диффузор от газовой турбины к байпасной трубе; 6 - шиберная задвижка; 7 - деаэратор; 8 - котел-утилизатор вертикального типа; 9 - генератор паровой турбины; 10 - паровая турбина; 11 - дождевая заслонка котла-уги- лизатора; 12 - байпасная труба; 13 - помещение для оборудования очистки жидкого топлива; 14 - баки жидкого топлива

ее требуется отключить. В этом случае мощность энергоблока будет обеспечиваться только ГТУ, т.е. энергоблок может нести нагрузку в 300 МВт (хотя и со сниженной экономичностью). Байпасная труба весьма помогает и при пусках энергоблока: с помощью шибера котел-утилизатор отсекается от газов ГТУ, и последние выводятся на полную мощность в считанные минуты. Затем можно медленно, в соответствии с инструкцией, ввести в работу котел-утилизатор и паровую турбину.

При нормальной работе шибер, наоборот, не пропускает горячие газы ГТУ в байпасную трубу, а направляет их в котел-утилизатор.

Газоплотный шибер имеет большую площадь, представляет собой сложное техническое устройство, главным требованием к которому является высокая плотность, поскольку каждый 1 % потерянного тепла через неплотности означает снижение экономичности энергоблока примерно на 0,3 %. Поэтому иногда отказываются от установки байпасной трубы, хотя это существенно усложняет эксплуатацию.

Между котлами-утилизаторами энергоблока устанавливают один деаэратор, который принимает конденсат для деаэрации из конденсатора паровой турбины и раздает его на два котла-утилизатора.

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.

Парогазовые электростанции представляют собой сочетание паровых и газовых турбин. Такое объединение позволяет снизить потери отработавшей теплоты газовых турбин или теплоты уходящих газов паровых котлов, что обеспечивает повышение КПД парогазовых установок (ПГУ) по сравнению с отдельно взятыми паротурбинными и газотурбинными установками.

В настоящее время различают парогазовые установки двух типов:

а) с высоконапорными котлами и со сбросом отработавших газов турбины в топочную камеру обычного котла;

б) с использованием теплоты отработавших газов турбины в котле.

Принципиальные схемы ПГУ этих двух типов представлены на рис. 2.7 и 2.8.

На рис. 2.7 представлена принципиальная схема ПГУ с высоконапорным паровым котлом (ВПГ) 1 , в который подается вода и топливо, как и на обычной тепловой станции для производства пара. Пар высокого давления поступает в конденсационную турбину 5 , на одном валу с которой находится генератор 8 . Отработавший в турбине пар поступает сначала в конденсатор 6 , а затем с помощью насоса 7 направляется снова в котел 1 .

Рис 2.7. Принципиальная схема пгу с впг

В то же время образующиеся при сгорании топлива в котле газы, имеющие высокую температуру и давление, направляются в газовую турбину 2 . На одном валу с ней находятся компрессор 3 , как в обычной ГТУ, и другой электрический генератор 4 . Компрессор предназначен для нагнетания воздуха в топочную камеру котла. Выхлопные газы турбины 2 подогревают также питательную воду котла.

Такая схема ПГУ обладает тем преимуществом, что в ней не требуется дымососа для удаления отходящих газов котла. Следует заметить, что функцию дутьевого вентилятора выполняет компрессор 3 . КПД такой ПГУ может достигать 43 %.

На рис. 2.8 показана принципиальная схема другого типа ПГУ. В отличие от ПГУ, представленной на рис. 2.7, газ в турбину 2 поступает из камеры сгорания 9 , а не из котла 1 . Далее отработавшие в турбине 2 газы, насыщенные до 16―18 % кислородом благодаря наличию компрессора, поступают в котел 1 .

Такая схема (рис. 2.8) обладает преимуществом перед рассмотренной выше ПГУ (рис. 2.7), так как в ней используется котел обычной конструкции с возможностью использования любого вида топлива, в том числе и твердого. В камере сгорания 3 при этом сжигается значительно меньше, чем в схеме ПГУ с высоконапорным паровым котлом, дорогостоящего в настоящее время газа или жидкого топлива.

Рис 2.8. Принципиальная схема пгу (сбросная схема)

Такое объединение двух установок (паровой и газовой) в общий парогазовый блок создает возможность получить также и более высокие маневренные качества по сравнению с обычной тепловой станцией.

Принципиальная схема атомных электростанций

По назначению и технологическому принципу действия атомные станции практически не отличаются от традиционных тепловых станций. Их существенное различие заключается, во-первых, в том, что на АЭС в отличие от ТЭС пар образуется не в котле, а в активной зоне реактора, а во-вторых, в том, что на АЭС используется ядерное топливо, в состав которого входят изотопы урана-235 (U-235) и урана-238 (U-238).

Особенностью технологического процесса на АЭС является также образование значительных количеств радиоактивных продуктов деления, в связи с чем атомные станции технически более сложны по сравнению с тепловыми станциями.

Схема АЭС может быть одноконтурной, двухконтурной и трехконтурной (рис. 2.9).

Рис. 2.9. Принципиальные схемы АЭС

Одноконтурная схема (рис. 2.9,а) наиболее проста. Выделившееся в ядерном реакторе 1 вследствие цепной реакции деления ядер тяжелых элементов тепло переносится теплоносителем. Часто в качестве теплоносителя служит пар, который далее используется как на обычных паротурбинных электростанциях. Однако образующийся в реакторе пар радиоактивен. Поэтому для защиты персонала АЭС и окружающей среды большая часть оборудования должна иметь защиту от излучения.

По двух- и трехконтурной схемам (рис. 2.9,б и 2.9,в) отвод тепла из реактора осуществляется теплоносителем, который затем передает это тепло рабочей среде непосредственно (например, как в двухконтурной схеме через парогенератор 3 ) или через теплоноситель промежуточного контура (например, как в трехконтурной схеме между промежуточным теплообменником 2 и парогенератором 3 ). На рис. 2.9 цифрами 5 , 6 и 7 обозначены конденсатор и насосы, выполняющие те же функции, что и на обычной ТЭС.

Ядерный реактор часто называют «сердцем» атомной электростанции. В настоящее время существует довольно много видов реакторов.

В зависимости от энергетического уровня нейтронов, под воздействием которых происходит деление ядерного топлива, АЭС можно разделить на две группы:

АЭС с реакторами на тепловых нейтронах ;

АЭС с реакторами на быстрых нейтронах .

Под воздействием тепловых нейтронов способны делиться лишь изотопы урана-235, содержание которых в природном уране составляет всего 0,7 %, остальные 99,3 % ― это изотопы урана-238. Под воздействием нейтронного потока более высокого энергетического уровня (быстрых нейтронов) из урана-238 образуется искусственное ядерное топливо плутоний-239, которое используется в реакторах на быстрых нейтронах. Подавляющее большинство эксплуатируемых в настоящее время энергетических реакторов относится к первому типу.

Принципиальная схема атомного энергетического реактора, используемого в двухконтурной схеме АЭС, представлена на рис. 2.10.

Ядерный реактор состоит из активной зоны, отражателя, системы охлаждения, системы управления, регулирования и контроля, корпуса и биологической защиты.

Активная зона реактора - область, где поддерживается цепная реакция деления. Она слагается из делящегося вещества, замедлителя и отражателя нейтронов теплоносителя, регулирующих стержней и конструкционных материалов. Основными элементами активной зоны реактора, обеспечивающими энерговыделение и самоподдерживающими реакцию, являются делящееся вещество и замедлитель. Активная зона отдалена от внешних устройств и работы персонала зоной защиты.

О статье, в которой подробно и простыми словами описан цикл ПГУ-450. Статья действительно очень легко усваивается. Я же хочу рассказать о теории. Коротко, но по-делу.

Материал я позаимствовал из учебного пособия «Введение в теплоэнергетику» . Авторы этого пособия — И. З. Полещук, Н. М. Цирельман. Пособие предлагается студентам УГАТУ (Уфимский государственный авиационный технический университет) для изучения одноименной дисциплины.

Газотурбинная установка (ГТУ) представляет собой тепловой двигатель, в котором химическая энергия топлива преобразуется сначала в теплоту, а затем в механическую энергию на вращающемся валу.

Простейшая ГТУ состоит из компрессора, в котором сжимается атмосферный воздух, камеры сгорания, где в среде этого воздуха сжигается топливо, и турбины, в которой расширяются продукты сгорания. Так как средняя температура газов при расширении существенно выше, чем воздуха при сжатии, мощность, развиваемая турбиной, оказывается больше мощности, необходимой для вращения компрессора. Их разность представляет собой полезную мощность ГТУ.

На рис. 1 показаны схема, термодинамический цикл и тепловой баланс такой установки. Процесс (цикл) работающей таким образом ГТУ называется разомкнутым или открытым. Рабочее тело (воздух, продукты сгорания) постоянно возобновляется — забирается из атмосферы и сбрасывается в нее. КПД ГТУ, как и любого теплового двигателя, представляет собой отношение полезной мощности N ГТУ к расходу теплоты, полученной при сжигании топлива:

η ГТУ = N ГТУ / Q T.

Из баланса энергии следует, что N ГТУ = Q T — ΣQ П, где ΣQ П — общее количество отведенной из цикла ГТУ теплоты, равное сумме внешних потерь.

Основную часть потерь теплоты ГТУ простого цикла составляют потери с уходящими газами:

ΔQух ≈ Qух — Qв; ΔQух — Qв ≈ 65…80%.

Доля остальных потерь значительно меньше:

а) потери от недожога в камере сгорания ΔQкс / Qт ≤ 3%;

б) потери из-за утечек рабочего тела; ΔQут / Qт ≤ 2%;

в) механические потери (эквивалентная им теплота отводится из цикла с маслом, охлаждающим подшипники) ΔNмех / Qт ≤ 1%;

г) потери в электрическом генераторе ΔNэг / Qт ≤ 1…2%;

д) потери теплоты конвекцией или излучением в окружающую среду ΔQокр / Qт ≤ 3%

Теплота, которая отводится из цикла ГТУ с отработавшими газами, может быть частично использована вне цикла ГТУ, в частности, в паросиловом цикле.

Принципиальные схемы парогазовых установок различных типов приведены на рис. 2.

В общем случае КПД ПГУ:

Здесь — Qгту количество теплоты, подведенной к рабочему телу ГТУ;

Qпсу — количество теплоты, подведенной к паровой среде в котле.

Рис. 1. Принцип действия простейшей ГТУ

а — принципиальная схема: 1 — компрессор; 2 — камера сгорания; 3 — турбина; 4 — электрогенератор;
б — термодинамический цикл ГТУ в ТS-диаграмме;
в — баланс энергии.

В простейшей бинарной парогазовой установке по схеме, показанной на рис. 2 а, весь пар вырабатывается в котле-утилизаторе: η УПГ = 0,6…0,8 (в зависимости, главным образом, от температуры уходящих газов).

При Т Г = 1400…1500 К η ГТУ ≈ 0,35, и тогда КПД бинарной ПГУ может дос-тигать 50-55 %.

Температура отработавших в турбине ГТУ газов высока (400-450оС), следовательно, велики потери теплоты с уходящими газами и КПД газотурбинных электростанций составляет 38 % , т. е. он практически такой же, как КПД современных паротурбинных электростанций.

Газотурбинные установки работают на газовом топливе, которое существенно дешевле мазута. Единичная мощность современных ГТУ достигает 250 МВт, что приближается к мощности паротурбинных установок. К преимуществам ГТУ по сравнению с паротурбинными установками относятся:

1. незначительная потребность в охлаждающей воде;
2. меньшая масса и меньшие капитальные затраты на единицу мощности;
3. возможность быстрого пуска и форсирования нагрузки.

Рис. 2. Принципиальные схемы различных парогазовых установок:

а — ПГУ с парогенератором утилизационного типа;
б — ПГУ со сбросом газов в топку котла (НПГ);
в — ПГУ на парогазовой смеси;
1 — воздух из атмосферы; 2 — топливо; 3 — отработавшие в турбине газы; 4 — уходящие газы; 5 — вода из сети на охлаждение; 6 — отвод охлаждающей воды; 7 — свежий пар; 8 — питательная вода; 9 – промежуточный перегрев пара; 10 — регенеративные отбросы пара; 11 — пар, поступающий после турбины в камеру сгорания.
К — компрессор; Т — турбина; ПТ — паровая турбина;
ГВ, ГН — газоводяные подогреватели высокого и низкого давления;
ПВД, ПНД — регенеративные подогреватели питательной воды высокого и низкого давления; НПГ, УПГ — низконапорный, утилизационный парогенераторы; КС — камера сгорания.

Объединяя паротурбинную и газотурбинную установки общим технологическим циклом, получают парогазовую установку (ПГУ), КПД который существенно выше, чем КПД отдельно взятых паротурбинной и газотурбинной установок.

КПД парогазовой электростанции на 17-20 % больше, чем обычной паротурбинной электростанции. В варианте простейшей ГТУ с утилизацией тепла уходящих газов коэффициент использования тепла топлива достигает 82-85%.

В списке систем, генерирующих электрическую и тепловую энергию на современных предприятиях, числятся парогазовые установки электростанции . Они являются комбинированными по своему принципу действия и включают 2 базовых этапа:

1. сжигание исходного топлива (газа) и за счет этого вращение газотурбинной установки;
2. нагревание продуктами сгорания, образовавшимися в первой стадии, воды в котле-утилизаторе с образованием водяного пара, используемого в паровой турбине, активирующей паросиловой электрогенератор.

За счет рационального использования теплоты, получаемой при сжигании топлива, удается сэкономить топливо, на 10 % увеличить экономичность системы, в разы повысить КПД оборудования, на 25 % снизить расходы.

Работа парогазовой установки становится возможной за счет использования в качестве исходного топлива либо природного газа, либо продуктов нефтяной отрасли (в частности – ДТ). Конфигураций оборудования, в зависимости от его мощности и специфики применения может быть несколько. Так производители могут совмещать обе турбины на едином валу, комплектуя эту комбинацию двухприводным генератором. Преимущество такого устройства – в наличии в его арсенале 2 режимов работы: простого газового цикла и комбинированного.

Несмотря на достаточное сложное устройство, парогазовая установка (ПГУ) имеет очень важную особенность, выделяющую ее на фоне прочих систем генерации электричества. Речь идет о рекордно высоком коэффициенте полезной деятельности, составляющем в отдельных случаях свыше 60 %.

Преимущества парогазовой установки

Принцип работы парогазовой установки имеет специфический характер, она, в отличие от аналогичных систем, потребляет меньше ресурсов (в особенности – воды) на каждую единицу энергии, получаемой с ее помощью. Также эксперты отрасли отмечают, что парогазовые конструкции выделяются:

• большей степенью экологичности (уменьшается выброс парниковых газов);
• компактными габаритами;
• сравнительной скоростью возведения (менее 1-го года);
• меньшей потребностью в топливе.

Стоит отметить, что производители ПГУ не останавливаются на достигнутом. Современный парогазовый генератор эволюционирует намного быстрее, чем предыдущие версии этой техники. Сегодня активно разрабатываются конструкции, работающие на возобновляемых источниках энергии, биотопливе: отходах деревообрабатывающей промышленности и сельского хозяйства.

Типы парогазовых установок

Классифицировать парогазовые системы можно в зависимости от их конструкции и технологических особенностей:

• по принципу действия: когенерационные, с вытеснением регенерации, с низконапорным парогенератором, с высоконапорным парогенератором, с котлами-утилизаторами;
• по количеству газотурбинных установок различают системы с 1, 2, 3 базовыми ГТУ;
• по виду используемого расходного вещества: газовые, жидкотопливные, работающие на биомассе и т.д.;
• по разнообразию контуров КУ или котлов-утилизаторов, выделяют одно-, двух- и трехконтурные модули.

Многие энергетики также говорят о том, что важно различать системы, разнящиеся своим принципом действия. В частности, сегодня существует паровой электрогенератор , в котором имеется стадия промежуточного перегрева пара, а есть модификации, которые лишены этого этапа. В процессе выбора ПГУ важно обращать внимание на эти особенности работы изделий, так как они могут отразиться на продуктивности и эффективности электростанций в целом.

Применение парогазовых установок

Несмотря на тот факт, что на Западе уже давно стали использовать ПГУ для получения доступного электричества, в нашей стране данные технологии до последнего времени не были востребованы. И только с 2000-х годов у российских промышленных предприятий появился устойчивый интерес к парогазовым системам.

Согласно статистике, более 30 крупных энергоблоков, базирующихся на использовании парогазовых технологий, начали свою работу в разных регионах России на протяжении последних 10-ти лет. Эта тенденция будет лишь усиливаться как в краткосрочной, так и в долгосрочной перспективе, поскольку очень показательные результаты демонстрируют парогазовые установки, эксплуатация которых обходится не слишком дорого, а результат всегда превосходит ожидания.

Комбинированные электростанции могут использоваться для снабжения электричеством промышленных предприятий и целых населенных пунктов.

На нашем сайте Вы сможете найти парогазовые установки, которые уже прошли проверку на качество и мощность в европейских странах. Все парогазовые установки, представленные на сайте, находятся в исправном состоянии и обеспечиваются стабильную работу для промышленности.

€ 6.980.000

6 x Новые — 17,1 МВт — HFO / DFO / газогенератор.
Цена в евро: 6 980 000, — от завода за штуку
При покупке всех 6 генераторов, можно договориться о цене

Оценка электрической эффективности 47,2%.
Устройство может работать как с тяжелым топливом (HFO), так и дизельным топливом и газом.