Технико-экономические характеристики ПГЭС как элементов энергосистем

Технико-экономические характеристики ГТЭС как элементов энергосистем

· Газотурбинные установки размещаются в районах, располагающих ресурсами природного газа, и для их работы не требуются большие водные ресурсы.

· Развиваемая мощность ГТУ зависит от температуры наружного воздуха.

· ГТУ присуща высокая маневренность. Продолжительность пуска ГТУ состав­ляет 10-15 минут.

· Около 50% мощности ГТУ расходуется на привод воздушного компрессора, остав­шаяся часть используется на привод ротора электрогенератора для раз­вития установленной мощности ГТУ.

· ГТУ могут работать только на газе или дизельном топливе.

· КПД ГТУ составляет 33-38%, в перспективе - 41-42%, поэтому для ГТУ характерны большие удельные расходы топлива.

· В ГТУ низкие удельные капитальные затраты ввиду компактности оборудования, обусловленной следующи­ми факторами:

Ø низкая метал­лоемкость турбины за счёт низкого давления рабочей среды;

Ø в ГТУ отсутствует дорогостоящий парогенератор больших размеров;

Ø давление рабочего тела в газовой турбине (13-17 ата) в 10-15 раз ниже по сравнению с давлением пара в паровой турбине, что делает турбину тонкостенной.

Ø небольшая суммарная площадь камеры сгорания, ком­прессора и газовой турбины;

Ø отсутствие системы циркуляции охлаж­дающей воды у газовой турбины;

Ø компактная конструкция ГТУ позволяет производить ее сбор­ку на заводе;

· Большие удельные расходы топлива на выработанный кВт*ч увеличивают себестоимость электроэнергии по сравнению с себестоимостью элек­троэнергии на КЭС.

 

Парогазовые электростанции ком­бинируют два цикла: газотурбинный и паросиловой с различными рабо­чими телами. Тепло уходящих газов газовых турбин используется для выработки элек­троэнергии в паротурбинном цикле.

Технико-экономические характеристики ПГЭС:

· Размещение ПГЭС по территории ограничивается следующими факторами:

Ø по территории размещения ПГЭС должен проходить газопровод;

Ø наличие в районе размещения водных ресурсов с достаточным объёмом (для работы ПСУ).

· Установленная мощность ПГЭС равна сумме мощностей газовой (примерно 2\3 от Nу ПГЭС) и паровой турбин (1\3 от Nу ПГЭС).

· Уменьшение расхода охлаждающей воды по сравнению с тра­диционной КЭС.

· Высокая маневренность ПГЭС обеспечивается:

Ø наличием газовой турбины, где изменение нагрузки происходит за несколько минут;

Ø малым техническим минимумом нагрузки, равным 35-40% от Nу ПГЭС;

Ø сокращением времени пуска оборудования в работу за счёт высокой маневренности газовой турбины.

· Снижение теплового загрязнения биосферы, а также вредных выбросов в окружающую среду.

· Высокий КПД, составляющий 50%, а в перспективе достигающий 57-60% (для ПГУ-ТЭЦ).

· Значительно меньший по сравнению с КЭС и ТЭЦ строительный цикл. Период монтажа оборудования и ввода мощности в эксплуатацию составляет 2-3 года.

· Сравнительно небольшие удельные капитальные затраты в ПГЭС, за счёт меньшего объема строительно-монтажных ра­бот и более простой конструкции агрегатов.

· Себестоимость электроэнергии, вырабатываемой ПГЭС, мень­ше, чем на КЭС и паротурбинных ТЭЦ.

· В случае выработки на ПГЭС только электроэнергии они являются субъектами рынка электроэнергии и мощности; в случае строительства ПГУ-ТЭЦ они работают на рынке электроэнергии и тепла.