Парогазовая установка состоит из паротурбинной. Парогазовая установка

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 2 507 times, 1 visits today)

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.

НИЗКОНАПОРНЫЕ И ВЫСОКОНАПОРНЫЕ ПАРОПРОИЗВОДЯЩИЕ УСТАНОВКИ
Для производства электроэнергии находят применение комбинированные парогазовые установки (ПГУ), объеди¬ненные в единой тепловой схеме. При этом достигается снижение удельного расхода топлива и капитальных затрат. Наибольшее применение находят ПГУ с высоконапорной паропроизводящей установкой (ВНППУ) и с низконапорной паропроизводящей установкой (ННППУ). Иногда ВНППУ называют высоконапорными котлами.
В отличие от котлов, работающих под разряжением с газовой стороны, в топочной камере и газоходах котлов высоконапорных и с наддувом создается давление относительно небольшое у ННППУ (0,005-0,01 МПа) и повышенное у ВНППУ (0,5-0,7 МПа).
Работа котла под давлением характеризуется рядом по¬ложительных особенностей. Так, полностью исключаются присосы воздуха в топку и газоходы, что приводит к умень¬шению потери теплоты с уходящими газами, атакже к сни¬
жению расхода электроэнергии на их перекачку. Повыше¬ние давления в топочной камере открывает возможность преодоления всех воздушных и газовых сопротивлений за счет дутьевого вентилятора (дымососная тяга может отсут¬ствовать), что также приводит к уменьшению расхода элек¬троэнергии в связи с работой дутьевого устройства на хо¬лодном воздухе.
Создание избыточного давления в топочной камере при¬водит к соответствующей интенсификации процесса горе¬ния топлива и позволяет существенно повысить скорости газов в конвективных элементах котла до 200-300 м/с. При этом увеличивается коэффициент теплоотдачи от газов к по¬верхности нагрева, что приводит к уменьшению габаритов котла. Вместе с тем его работа под давлением требует плотной обмуровки и различных приспособлений против выбивания продуктов сгорания в помещение.

Рис. 15.1. Принципиальная схема парогазовой установки с ВНППУ:
/ - забор воздуха; 2 - компрессор; 3 - топливо; 4 - камера сгорания; 5 -газо¬вая турбина; 6 - выхлоп отработавших газов; 7 - электрогенератор; 8 - котел; 9 - паровая турбина; 10 - конденсатор; // - насос; 12 - подогреватель высокого давления; 13 - регенеративный подогреватель на отходящих газах (экономайзер)

На рис. 15.1 показана схема парогазовой установки (ПГУ) с высоконапорным котлом. Сжигание топлива в топ¬ке такого котла происходит под давлением до 0,6-0,7 МПа, что приводит к значительному сокращению затрат метал¬ла на тепловоспринимающие поверхности. После котла про¬дукты сгорания поступают в газовую турбину, на валу которой находятся воздушный компрессор и электрогенера-
тор. Пар из котла поступает в турбину с другим электрогене¬ратором.
Термодинамическая эффектив¬ность комбинированного парога¬зового цикла с высоконапорным котлом, газовой и пароводяной турбинами показана на рис. 15.2. На Т, я-диаграмме: площади 1-2-3-4-1 - работа газовой ступе¬ни Ьт, площадь сйе\аЬс - работа паровой ступени Ь„; 1-5-6-7-1 - потеря теплоты с уходящими га¬зами; сЬдпс-потеря теплоты в конденсаторе. Газовая ступень ча¬стично надстраивается над паро¬вой ступенью, что приводит к значительному увеличению термического КПД установки.
Находящийся в эксплуатации высоконапорный котел, разработанный НПО ЦКТИ, имеет производительность 62,5 кг/с. Котел водотрубный, с принудительной циркуля¬цией. Давление.пара 14 МПа, температура перегретого па¬ра 545 °С. Топливо---газ (мазут), сжигается с объемной плотностью тепловыделения около 4 МВт/м3. Выходящие яз котла продукты сгорания при температуре до 775 °С и давлении до 0,7 МПа расширяются в газовой турби¬не до давления, близкого к атмосферному. Отработав¬шие газы при температуре 460 °С поступают в экономай¬зер, за которым уходящие газы имеют температуру око¬ло 120 °С.
Принципиальная тепловая схема ПГУ с ВНППУ мощ¬ностью 200 МВт показана на рис. 15.3. Установка включа¬ет паровую турбину К-160-130 и газовую турбину ГТ-35/44-770. Из компрессора воздух поступает в топку ВНППУ, куда подается и топливо. Высоконапорные газы после пароперегревателя при температуре 770 °С поступа¬ют в газовую турбину, а затем в экономайзер. В схеме пре¬дусмотрена дополнительная камера сгорания, обеспечива¬ющая номинальную температуру газов перед ГТУ при из¬менении нагрузки. В комбинированных ПГУ удельный рас¬ход топлива на 4-6 % меньше, чем в обычных паротурбин¬ных, снижаются также капиталовложения.


Рис. 15.2. Т, ї-диаграмма для комбинированного парогазового цикла

Введение

Парогазовые установки

Оценка технико-экономической эффективности модернизации ГТУ-ТЭС с использованием парогазовой технологии

Экономическая целесообразность форсированного внедрения ПТУ и ГТУ при обновлении тепловых электростанций

Комплексный подход к строительству и реконструкции электростанций с применением ПУ и ПГУ

Отработка технических решений на собственных электростанциях – залог надежной работы оборудования у заказчика

Конденсационная парогазовая электростанция для надежного энергоснабжения промышленных потребителей

Реконструкция паротурбинных электростанций - эффективный путь перевооружения энергетики

Опыт эксплуатации газопаротурбинной установки ГПУ-16К с впрыском пара Теплофикационные парогазовые установки для замены устаревшего оборудования ТЭЦ ОАО «Ленэнерго»

Повышение эксплуатационных характеристик энергетических установок

Сравнение паросилового блока с Т-265 и энергоблока с двумя ПГУ-170Т

Масштабы внедрения ПГУ и ГТУ в среднесрочной перспективе

Введение

В любой стране энергетика является базовой отраслью экономики, стратегически важной для государства. От её состояния и развития зависят соответствующие темпы роста других отраслей хозяйства, стабильность их работы и энерговооруженность. Энергетика создает предпосылки для применения новых технологий, обеспечивает наряду с другими факторами современный уровень жизни населения. На независимости страны от внешних, импортируемых энергоресурсов, также как и на развитом оборонном вооруженном комплексе основывается высокая позиция государства на международной политической арене.

В промышленности электрическая энергия из тепловой получается путем промежуточного преобразования её в механическую работу. Превращение тепла в электричество с достаточно высоким кпд без промежуточного преобразования его в механическую работу было бы крупным шагом вперёд. Тогда отпала бы надобность в тепловых электростанциях, использовании на них тепловых двигателей, которые имеют относительно низкий кпд, весьма сложны и требуют довольно квалифицированного ухода при эксплуатации. Современная техника пока не позволяет создать более или менее мощные установки для получения электричества непосредственно из тепла. Все установки такого типа пока могут работать или только кратковременно, или при крайне малых мощностях, или при низких кпд, или зависят от временных факторов, таких как погодные условия, время суток, и т.п. В любом случае они не могут гарантировать достаточную стабильность в энергоснабжении страны.

Поэтому на тепловых электростанциях нельзя обойтись без тепловых двигателей. Перспективное направлении развития энергетики связано с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) энергетическими установками тепловых электростанций. Эти установки имеют особые конструкции основного и вспомогательного оборудования, режимы работы и управление. ПГУ на природном газе – единственные энергетические установки, которые в конденсационном режиме работы отпускают электроэнергию с электрическим кпд более 58% .

В энергетике реализован ряд тепловых схем ПГУ, имеющих свои особенности и различия в технологическом процессе. Происходит постоянная оптимизация как самих схем, так и улучшение технических характеристик её узлов и элементов. Основными показателями, характеризующими качество работы энергетической установки, являются её производительность (или кпд) и надёжность.

В этой работе особое внимание уделяется практической стороне вопроса, т.е. на сколько выгодно с экономической и экологической точки зрения использование ПГУ в энергетике.

Парогазовые установки ( ГОСТ 27240-87)

Парогазовые установки (в англоязычном мире используется название combined-cycle power plant) - сравнительно новый тип генерирующих станций, работающих на газе или на жидком топливе. Принцип работы самой экономичной и распространенной классической схемы таков. Устройство состоит из двух блоков: газотурбинной (ГТУ) и паросиловой (ПС) установок. В ГТУ вращение вала турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания природного газа, мазута или солярки продуктами горения - газами. Образовавшиеся в камере сгорания газотурбинной установки продукты горения вращают ротор турбины, а та, в свою очередь, крутит вал первого генератора.

В первом, газотурбинном, цикле КПД редко превышает 38%. Отработавшие в ГТУ, но все еще сохраняющие высокую температуру продукты горения поступают в так называемый котел-утилизатор. Там они нагревают пар до температуры и давления (500 градусов по Цельсию и 80 атмосфер), достаточных для работы паровой турбины, к которой подсоединен еще один генератор. Во втором, паросиловом, цикле используется еще около 20% энергии сгоревшего топлива. В сумме КПД всей установки оказывается около 58%. Существуют и некоторые другие типы комбинированных ПГУ, но погоды в современной энергетике они не делают. Как правило, такие системы используются генерирующими компаниями в случае, когда необходимо максимизировать производство электрической энергии. Когенерация в этом случае играет подчиненную роль и обеспечивается за счет отвода части тепла из паровой турбины. Паровые энергоблоки хорошо освоены. Они надежны и долговечны. Их единичная мощность достигает 800-1200 МВт, а коэффициент полезного действия (КПД), представляющий собой отношение произведенной электроэнергии к теплотворности использованного топлива, составляет до 40-41%, а на наиболее совершенных электростанциях за рубежом - 45-48%. Также уже длительное время в энергетике используются газотурбинные установки (ГТУ). Это двигатель совершенно иного типа. В ГТУ атмосферный воздух сжимается до 15-20 атмосфер, в нем топливо сжигается с образованием высокотемпературных (1200-1500 °С) продуктов сгорания, которые расширяются в турбине до атмосферного давления. Вследствие более высокой температуры турбина развивает примерно вдвое большую мощность, чем необходимо для вращения компрессора. Избыток ее используется для привода электрического генератора. За рубежом эксплуатируются ГТУ единичной мощностью 260-280 МВт с КПД 36-38%. Температура отработавших в них газов составляет 550-620 °С. Вследствие принципиальной простоты цикла и схемы стоимость газотурбинных установок существенно ниже, чем паровых. Они занимают меньше места, не нуждаются в охлаждении водой, быстро запускаются и изменяют режимы работы. ГТУ легче обслуживать и полностью автоматизировать.

Так как рабочей средой газовых турбин являются продукты сгорания, сохранять работоспособность деталей, которые омываются ими, можно, только используя чистые виды топлива: природный газ или жидкие дистилляты

ГТУ быстро развиваются, с повышением параметров, единичной мощности и КПД. За рубежом они освоены и эксплуатируются с такими же показателями надежности, как и паровые энергоблоки.

Разумеется, тепло отработавших в ГТУ газов может быть использовано. Проще всего это сделать путем подогрева воды для отопления или выработки технологического пара. Количество произведенного тепла оказывается несколько больше, чем количество электроэнергии, а общий коэффициент использования тепла топлива может достигать 85-90%.

Есть и другая, еще более привлекательная, возможность заставить это тепло работать. Из термодинамики известно, что КПД наиболее совершенного цикла теплового двигателя (его придумал Карно почти 200 лет назад) пропорционально отношению температур подвода и отвода тепла. В ГТУ подвод тепла происходит в процессе сгорания. Температура образующихся продуктов, которые являются рабочей средой турбин, не ограничивается стенкой (как в котле), через которую необходимо передавать тепло, и может быть существенно выше. Освоено охлаждение омываемых горячими газами деталей, позволяющее поддерживать их температуры на допустимом уровне.

В паровых энергоустановках температура перегретого пара не может превышать допустимую для металла труб котельных пароперегревателей и таких неохлаждаемых узлов, как паропроводы, коллекторы, арматура, - она составляет сейчас 540-565 °С, а в самых современных установках - 600-620 °С. Зато отвод тепла в конденсаторах паровых турбин осуществляется циркуляционной водой при температурах, близких к температуре окружающей среды.

Указанные особенности позволяют существенно повысить КПД производства электроэнергии путем объединения в одной парогазовой установке (ПГУ) высокотемпературного подвода (в ГТУ) и низкотемпературного отвода тепла (в конденсаторе паровой турбины). Для этого отработавшие в турбине газы подаются в котел-утилизатор, где генерируется и перегревается пар, поступающий затем в паровую турбину. Вращаемый ею электрический генератор при неизменном расходе топлива в камере сгорания ГТУ увеличивает выработку электроэнергии в 1,5 раза. В итоге КПД лучших современных ПГУ составляет 55-58%. Такие ПГУ называют бинарными потому, что в них осуществляется двойной термодинамический цикл: пар в котле-утилизаторе и работа паровой турбины производятся за счет тепла, подведенного в камере сгорания ГТУ и уже отработавшего в верхнем газотурбинном цикле.

С учетом всех достоинств ПГУ наиболее важной задачей для отечественной энергетики является перевод многочисленных паровых электростанций, работающих в основном на природном газе, в парогазовые.

Привлекательными особенностями таких ПГУ, помимо высоких КПД, являются умеренная удельная стоимость (в 1,5-2 раза ниже, чем у паровых энергоблоков близкой мощности), возможность сооружения за короткое (два года) время, вдвое меньшая потребность в охлаждающей воде, хорошая маневренность.

С учетом всех достоинств ПГУ наиболее важной задачей для отечественной энергетики является перевод многочисленных паровых электростанций, работающих в основном на природном газе, в парогазовые. При техническом перевооружении электростанций возможны два варианта создания бинарных ПГУ.

Сочетание паротурбинной и газотурбинной установок, объединяемых общим технологиче­ским циклом, называют парогазовой установ­кой (ПГУ) электростанции. Соединение этих установок в единое целое позволяет снизить потерю теплоты с уходящими газами ГТУ или парового котла, использовать газы за газовы­ми турбинами в качестве подогретого окисли­теля при сжигании топлива, получить допол­нительную мощность за счет частичного вытеснения регенерации паротурбинных уста­новок и в конечном итоге повысить КПД паро­газовой электростанции по сравнению с паро­турбинной и газотурбинной электростанциями.

Применение ПГУ для сегодняшней энерге­тики - наиболее эффективное средство значи­тельного повышения тепловой и общей эконо­мичности электростанций на органическом топливе. Лучшие из действующих ПГУ имеют КПД до 46%, а проектируемые - до 48-49%, т. е. выше, чем на проектируемых МГД-установках.

Среди различных вариантов ПГУ наи­большее распространение получили следую­щие схемы: ПГУ с высоконапорным парогене­ратором (ВПГ), ПГУ со сбросом газов газо­вой турбины в топку парового котла, ПГУ с утилизационным паровым котлом (УПК), полузависимые ПГУ, ПГУ с внутри цикловой газификацией твердого топлива.

Разработанные в НПО ЦКТИ ПГУ с вы­соконапорным парогенератором работают на природном газе или на жидком газотурбин­ном топливе (рис. 9.8). Воздушный компрес­сор подает сжатый воздух в кольцевой зазор корпуса ВПГ и в дополнительную камеру сгорания ДКС, где его температура повыша­ется. Горячие газы после сжигания топлива в топочной камере имеют давление 0,6- 1,2 МПа в зависимости от давления воздуха за компрессором и используются для генера­ции пара и его перегрева. После промежуточ­ного перегревателя - последней поверхности нагрева ВПГ - газы с температурой пример­но 700 °С поступают в дополнительную каме­ру сгорания, где догреваются до 900 °С и по­ступают в газовую турбину. Отработавшие в газовой турбине газы направляются в трех­ступенчатый газоводяной экономайзер, где они охлаждаются питательной водой и основ­ным конденсатом паровой турбины. Такое подключение экономайзеров обеспечивает по­стоянную температуру уходящих газов 120- 140 °С перед их выходом в дымовую трубу. Вместе с тем в такой ПГУ происходит час­тичное вытеснение регенерации и увеличение мощности паротурбинной установки.

Рис. 9.8. Принципиальная тепловая схема парогазовой установки ПГУ-250 с высоконапорным парогенера­тором ВПГ-600-140:

БС - барабан-сепаратор; ПЕ - пароперегреватель; ПП - промежуточный перегреватель; И - испарительные поверхности нагре­ва; ЦН- циркуляционный насос; ЭК1 - ЭКШ - газоводяные экономайзеры утилизации теплоты уходящих газов ГТУ; ДПВ - деаэратор питательной воды; ДКС - дополнительная камера сгорания

Высоконапорный парогенератор является общей камерой сгорания топлива для паро­турбинной и для газотурбинной установки. Особенностью такой ПГУ является и то, что избыточное давление газов в схеме позволяет не устанавливать дымососы, а воздушный компрессор заменяет дутьевой вентилятор; от­падает необходимость в воздухоподогревателе. Пар из ВПГ направляется в паротурбинную установку, имеющую обычную тепловую схему.

Существенным преимуществом данной ус­тановки является уменьшение габаритов и массовых показателей ВПГ, работающего придавлении в газовом тракте 0,6-1,2 МПа. Высоконапорный парогенератор целиком из­готавливается в заводских условиях. В соот­ветствии с требованиями транспортировки паропроизводительность одного корпуса ВПГне превышает 350-10 3 кг/ч. Парогенератор ВПГ-650-140-545/545 ПО ТКЗ, например, состоит из двух корпусов. Его газоходы экра­нированы сварными газоплотными панелямииз оребренных труб.

ПГУ с ВПГ целесообразно применять при умеренных температурах газов перед ГТУ. С увеличением этой температуры уменьшается доля теплоты, передаваемой газами поверх­ности нагрева высоконапорного парогенера­тора.

Автономная работа паровой ступени ПГУ с ВПГ невозможна, что является недостатком этой схемы, требующей равной надежности газотурбинной установки, паровой турбины, парогенератора. Применение ГТУ со встроен­ными камерами сгорания (например, ГТЭ-150) также недопустимо.

Использование ПГУ с ВПГ перспективно в схемах с внутрицикловой газификацией угля.

На рис. 9.9 показана компоновка ПГУ-200-250 с турбинами К-160-130 и ГТ-35-770 или К-210-130 и ГТ-45-3. Аналогич­ная установка ряд лет успешно работает на Невинномысской ГРЭС. Применение таких ПГУ способно обеспечивать экономию топли­ва на ТЭС на 15%, снижение удельных капи­таловложений на 12-20%, снижение метал­лоемкости оборудования на 30% по сравне­нию с паротурбинной ГРЭС.

ПГУ со сбросом газов газовой турбины в топку парового котла характеризуются тем, что уходящие газы газовой турбины являются высокоподогретым (450-550°С) забалласти­рованным окислителем с содержанием кисло­рода 14-16%. По этой причине их целесооб­разно использовать для сжигания основной массы топлива в паровом котле (рис. 9.10). ПГУ по такой схеме реализована и успешно работает на Молдавской ГРЭС (станционные энергоблоки № 11 и 12). Для ПГУ использовано серийное оборудование: паровая турбина К-210-130 ПОТ ЛМЗ на параметры пара 13 МПа, 540/540 °С, газовая турбина ГТ-35-770 ПОАТ ХТЗ, электрогенераторы па­ровой и газовой ступеней ТГВ-200 и ТВФ-63-243, однокорпусный паровой котел с естественной циркуляцией типа ТМЕ-213 производительностью 670*10 3 кг/ч. Котел поставляется без воздухоподогревателя и мо­жет работать как «под наддувом», так и с уравновешенной тягой. Для этого в схеме предусмотрены дымососы ДС. Данная схема ПГУ позволяет работать в трех различных режимах: режим ПГУ и режимы автономной работы газовой и паровой ступеней.

Рис. 9.9. Компоновка главного корпуса ПГУ-250 с высоконапорным парогенератором:

а - поперечный разрез; б - план; обозначения см. на рис. 9.8

Основным является режим работы уста­новки по парогазовому циклу. Уходящие газы газовой турбины (в ее камере сгорания сжи­гается жидкое газотурбинное топливо) пода­ются в основные горелки котла. В горелки по­ступает и подогретый в калорифере недостаю­щий для процесса горения воздух, нагнетае­мый вентилятором дополнительного воздуха ВДВ. Уходящие газы парового котла охлаж­даются в экономайзерах высокого и низкого давления и затем направляются в дымовую трубу. Через экономайзер высокого давления ЭКВД как в режиме ПГУ, так и при авто­номной работе паровой ступени подается при­мерно 50% питательной воды после питатель­ных насосов. Затем вся питательная вода поступает в основной экономайзер котла с температурой 250°С. В экономайзер низкого давления ЭКНД поступает основной конденсат турбины после ПНД5 (при нагрузках больше 50%) либо после ПНД4 (при нагруз­ках ниже 50%). В связи с этим регенератив­ные отборы паровой турбины частично раз­гружены, а давление пара в ее проточной части несколько возрастает; увеличен пропуск пара в конденсатор турбины.

Рис. 9.9. Продолжение

При автономной работе паровой ступени воздух, необходимый для сжигания топлива в котле, подается дутьевым вентилятором ДВ в калориферы, где подогревается до 180 °С и затем направляется в горелки. Паровой котел работает под разрежением, создаваемым ды­мососами ДС. При автономной работе газо­вой ступени уходящие газы направляются в дымовую трубу.

Возможность работы ПГУ в различных режимах обеспечена установкой автоматиче­ски управляемой системы быстрозапорных газовоздушных шиберов (заслонок) большого диаметра, монтируемых на газовоздуховодах для отключения того или иного элемента ус­тановки. Это удорожает схему и снижает ее надежность.

С повышением температуры газов перед газовой турбиной ПГУ и при более низкой степени сжатия воздуха в компрессоре со­держание кислорода в уходящих газах газо­вой турбины уменьшается, что требует подачи дополнительного количества воздуха. Это при­водит к увеличению объема газов, проходя­щих через конвективные поверхности нагрева парового котла, а также потерь теплоты с уходящими газами . Возрастает и расход электроэнергии на привод дутьевого вентиля­тора. При сжигании в котле твердого топлива подогретый воздух используется в системе пылеприготовления.

Опыт эксплуатации ПГУ-250 на Молдав­ской ГРЭС показал, что ее экономичность в значительной степени зависит от нагрузки паровой и газовой ступеней. Удельный расход условного топлива при номинальной нагруз­ке 240-250 МВт достигает 315 г/(кВт-ч).

Парогазовые электростанции подобного типа широко распространены за рубежом (США, Англия, ФРГ и др.). Преимущество ПГУ этого типа заключается в том, что ис­пользуется паровой котел обычной конструк­ции, в котором возможно применение любого вида топлива, в том числе твердого. В камере сгорания ГТУ сжигают не более 15-20% необходимого для всей ПГУ топлива, что уменьшает потребление его дефицитных сортов. Пуск такой ПГУ обычно начинают с пуска ГТУ, использование теплоты уходя­щих газов которой позволяет поднять в паро­вом котле параметры пара и сократить коли­чество топлива, расходуемого на пуск паро­турбинного оборудования.

Рис. 9.10. Принципиальная тепловая схема ПГУ-250 со сбросом газов ГТУ в топку парового котла:

ПЕ- пароперегреватель свежего пара; ПП-промежуточный пароперегреватель; ЭК, ЭКВД, ЭКНД - экономайзеры: основной, вы­сокого и низкого давления; П1 –П7 - подогреватели системы регенерации паровой ступени; ДПВ - деаэратор питательной во­ды; ПЭН, КН, ДН - питательный, конденсатный, дренажный насосы; НР - насос рециркуляции основного конденсата в ЭКНД; ДВ, ВДВ - вентиляторы дутьевой и дополнительного воздуха; КЛ1,КЛ11 - калориферы первой и второй ступеней; В - впрыскпитательной воды из промежуточной ступени ПЭН; ДС - дымосос

ПГУ с утилизационными паровыми котла­ми позволяют использовать уходящие газы газовых турбин для генерации пара. На та­ких установках возможна реализация чисто бинарного цикла без дополнительного сжига­ния топлива с получением пара низких пара­метров. На рис. 9.11 приведена предложен­ная МЭИ схема такой ПГУ, в которой ис­пользуются газовая турбина ГТЭ-150-1100 и турбина насыщенного пара К-70-29, применяе­мая на АЭС. Параметры пара перед турби­ной 3 МПа, 230 °С. По условию допустимых температурных перепадов между газами и паром и наиболее полного использования теп­лоты уходящих газов промежуточный паро­перегреватель выполнен газопаровым и размещен за экономайзером по ходу газов. Часть дымовых газов за газовой турбиной вводится в рассечку между испарительной и экономайзерной поверхностями нагрева утилизацион­ного парового котла УПК, что обеспечивает нужный температурный напор. Для таких ус­тановок характерны высокие значения энерге­тического коэффициента ПГУ и использование только вы­сококачественного органического топлива, главным образом природного газа. При тем­пературе наружного воздуха +15°С и темпе­ратуре уходящих газов 160 °С суммарная электрическая мощность ПГУ составляет при­близительно 220 МВт, КПД равен 44,7%, а, удельный расход условного топлива 281 г/(кВт-ч).

Рис. 9.11. Принципиальная тепловая схема ПГУ-220 с котлом-утилизатором и турбиной на насыщенном паре без дожигания топлива:

УПК - утилизационный котел (парогенератор); С - сепаратор влаги; ДН - дренажный насос; остальные обозначения см. на рис. 20.8, 20.10

Всесоюзным теплотехническим институтом и АТЭП разработан вариант маневренной ПГУ без дожигания топлива перед утилиза­ционным паровым котлом. В состав ПГУ включены одна газовая турбина ГТЭ-150-1100, одноцилиндровая паровая турбина мощностью 75 МВт на параметры пара 3,5 МПа, 465 °С при расходе пара 280-10 3 кг/ч, утилизацион­ный паровой котел с поверхностью нагрева 40-10 3 м 2 из оребренных труб. Модуль глав­ного корпуса электростанции такой ПГУ-250 запроектирован однопролетным с шириной пролета 24 м. Газотурбинная установка, па­ровая турбина и электрический генератор между ними смонтированы в виде одновального агрегата. При температуре наружного воз­духа +5 °С ПГУ-250 имеет удельный расход условного топлива 279 г/(кВт-ч).

Применение в схеме ПГУ с котлами-ути­лизаторами более мощных серийных паротур­бинных установок потребует большего расхо­да пара высоких параметров. Это возможно при повышении температуры газов на входе в котел до 800-850 °С за счет дополнитель­ного сжигания до 25% общего расхода топ­лива (природного газа) в горелочных уст­ройствах котла. На рис. 20.12 приведена принципиальная тепловая схема ПГУ-800 та­кого типа по проекту ВТИ и АТЭП. В ее со­став включены две газотурбинные установки ГТЭ-150-1100 ПОТ ЛМЗ, двухкорпусный ути­лизационный паровой котел ЗиО на суммар­ную паропроизводительность 1150-10 3 кг/ч и параметры пара 13,5 МПа, 545/545 °С, паро­вая турбина К-500-166 ПОТ ЛМЗ. Данная схема имеет ряд особенностей. Регенератив­ные отборы турбины (кроме последнего) за­глушены; в системе регенерации имеется только смешивающий ПНД. Применена без-деаэраторная схема с деаэрацией конденсата турбины в конденсаторе и в смешивающем подогревателе. Конденсат с температурой 60 °С подается двумя питательными насосами ПЭ-720-220 в экономайзер котла. Отсутствие регенеративных отборов пара повышает его пропуск в конденсатор турбины, электриче­ская мощность которой ограничена в связи с этим до 450 МВт.

Утилизационный паровой котел П-образной компоновки прямоточного типа состоит целиком из конвективных поверхностей на­грева. В каждый из корпусов УПК после ГТУ поступают уходящие газы в количестве 680 кг/с с температурой 430-520 °С и содержанием кислорода 14-15,5%. В основных горелках УПК сжигается природный газ. а температура газов перед поверхностями на­грева котла повышается до 840-850 °С. Про­дукты сгорания последовательно охлаждай­ся в пароперегревателях (промежуточном и основном), в испарительных и экономайзерных поверхностях нагрева и при температуре ~125°С направляются в дымовую трубу. Специфической особенностью котла являет­ся его работа при значительном массовом расходе газов. Отношение его паропроизводительности к расходу продуктов сгорания в 5-6 раз ниже, чем у обычных паровых кот­лов энергоблоков. В результате этого мини­мальный температурный напор перемещается из зоны промежуточного пароперегревателя (для прямоточного газомазутного котла) на горячий конец экономайзера. Небольшое зна­чение этого температурного напора (20- 40 °С) заставило конструкторов УПК выпол­нить экономайзер из оребренных труб диа­метром 42X4 мм, что снизило его массу, но повысило аэродинамическое сопротивление котла. Вследствие этого несколько уменьши­лась электрическая мощность газотурбинной установки и всей ПГУ.

Основным режимом ПГУ-800 является ее работа по парогазовому циклу, при этом ути­лизационный паровой котел работает под над­дувом. Преимущество таких ПГУ-возмож­ность режимов автономной работы газовой и паровой ступеней. Самостоятельная работа ПГУ происходит при несколько пониженной мощности в связи с повышенным сопротивле­нием выхлопа, осуществляемого транзитом газов через котел-утилизатор. Для обеспече­ния автономной работы паротурбинного блока необходимо некоторое усложнение схемы, в которую дополнительно должны быть вклю­чены шиберы и дымососы. При таком режиме работы закрывают шиберы 1 и 2 (рис. 9.12) и открывают шиберы 3 -5. Основное количе­ство уходящих газов котла (около 70%) обо­гащают воздухом и при помощи дымососа рециркуляции ДР с температурой 80 °С на­правляют к дополнительным горелкам перед котлом. При этом количество сжигаемого в УПК топлива возрастает втрое. Неисполь­зованное количество уходящих газов котла (около 30%) дымососом ДС сбрасывают в ды­мовую трубу.

Для работы ПГУ на резервном жидком газотурбинном топливе необходимо предус­мотреть в тепловой схеме дополнительный подогрев воды до 130-140°С во избежание коррозии хвостовых поверхностей нагрева. Такой режим работы окажется поэтому менее экономичным.

ПГУ с утилизационными паровыми котла­ми обладают высокой маневренностью. Они рассчитаны примерно на 160 пусков в год; время пуска после простоя 6-8 ч равно 60 мин, а после останова на 40-48 ч - 120 мин. При разгружении ПГУ в первую очередь уменьшают нагрузку газотурбинных агрегатов со 100 до 80% прикрытием входных направляющих аппаратов (ВНА) компрессо­ров. Дальнейшее понижение нагрузки произ­водят уменьшением расхода топлива, сжигае­мого в горелках УПК, снижением паропроизводительности последнего с сохранением тем­пературы газов перед газовыми турбинами. При достижении 50% номинальной нагрузки ПГУ одна из ГТУ и соответствующий ей кор­пус УПК отключаются. С понижением нагруз­ки паровой ступени и паропроизводительности УПК происходит перераспределение темпера­тур по тракту, а температура уходящих газов увеличивается до 170-190°С (при 50% на­грузке котла). Это повышение температуры недопустимо по условиям работы дымососов и дымовой трубы. Для поддержания допу­стимой температуры уходящих газов утилиза­ционный паровой котел при пониженных на­грузках переводится с прямоточного в сепара­торный режим работы со сбросом избыточной теплоты в конденсатор паровой турбины. В схеме паротурбинной установки предусмот­рены встроенный сепаратор и растопочный расширитель. Переход на сепараторный ре­жим повышает расход топлива на ПГУ по сравнению с прямоточным режимом работы на 5-10%.

ПГУ с утилизационными паровыми котла­ми целесообразно устанавливать в газоносных районах Западной Сибири, Средней Азии и др. По данным ВТИ ПГУ-800 обладает высо­кими энергетическими показателями. При температуре наружного воздуха +5°С, тем­пературе газов перед газовыми турбинами 1100°С мощность ПГУ составит примерно 766 МВт, а удельный расход условного топли­ва (нетто) - 266 г/(кВт-ч). С изменением температуры воздуха в пределах от +40 до -40 °С мощность ПГУ изменяется в диапазо­не 550-850 МВт вследствие значительного изменения мощности двух ГТУ. Экономия от внедрения ПГУ-800 вместо обычного энерго­блока 800 МВт составит в год 5,7-10 6 руб. (204-10 6 кг условного топлива).

Рис. 9.12. Принципиальная тепловая схема ПГУ-800 с котлом-утилизатором и с дожиганием топлива:

1-5 - переключаемые газоплотные шиберы; ДС - дымосос; ДР - дымосос рециркуляции газов; С - сепаратор влаги; РР - растопочный расширитель; СПИД - смешивающий подогрева­тель низкого давления

Вариант компоновки главного корпуса ПГУ-800 по проекту ВТИ и АТЭП приведен на рис. 9.13. Расчетные капиталовложения в главный корпус ПГУ составляют 89 руб/кВт. Его сооружение позволит сэко­номить на КЭС с шестью блоками ПГУ-800 по сравнению с установкой шести газомазут­ных энергоблоков 800 МВт до 9-10 6 кг стали и до 8-10 6 кг железобетона.

Сочетание газотурбинных и паротурбин­ных установок с использованием типового серийного оборудования осуществляется в полузависимой парогазовой установке (рис. 9.14). Она предназначается для исполь­зования при прохождении пиков графика электрической нагрузки и предполагает пол­ное или частичное отключение подогревателей высокого давления по пару. В результате его пропуск через проточную часть паровой тур­бины повышается и реализуется прирост мощ­ности паровой ступени примерно 10-11%. Понижение температуры питательной воды компенсируется ее дополнительным подогре­вом в газоводяном экономайзере уходящими газами газовой турбины. Температура уходя­щих газов ГТУ снижается при этом примерно до 190 °С. Суммарный прирост пиковой мощности с учетом работы ГТУ составляет 35- 45% базовой мощности паротурбинного блока. Удельный расход условного топлива близок к расходу при автономной работе этого блока.

Рис. 9.13. Вариант компоновки главного корпуса парогазовой установки ПГУ-800:

1-газовая турбина ГТЭ-150-1100; 2 - электрический генератор ГТУ; 3-забор воздуха в компрессор ГТУ; 4 – утилизационный паровой котел; 5 -паровая турбина К-500-166; 6- дымосос; 7 - дутьевой вентилятор; 8 -газоход

Рис. 9.14. Принципиальная тепловая схема полузави­симой парогазовой установки:

ГВЭ - газоводяной экономайзер; ПК - паровой котел; осталь­ные обозначения см. на рис. 9.8.

Полузависимые ПГУ целесообразно устанавливать в европейской части СССР. По данным ЛМЗ рекомендуются следующие со­четания паровых и газовых турбин: 1 X К-300-240+1 Х ГТЭ-150-1100; 1 Х К-500-130+ 1 Х ГТЭ-150-1100; 1 X К-1200-240 + 2 X ГТЭ-150-1100 и др. Увеличение расчетных капитальных вложений в газотурбинную ус­тановку составит около 20%, а экономия ус­ловного топлива в энергосистеме при эксплуа­тации ПГУ в пиковом режиме- (0,5-1,0) X Х10 6 кг/год. Для получения пиковой мощности перспективно использование в схе­ме полузависимых ПГУ также теплофикаци­онных установок.

Рассмотренные схемы ПГУ предполагают частичное или полное использование высоко­качественного органического топлива (при­родного газа или жидкого газотурбинного топлива), что тормозит их широкое внедре­ние. Значительный интерес представляют раз­работанные ЦКТИ различные схемы парога­зовых установок с высоконапорными пароге­нераторами и внутрицикловой газификацией твердого топлива (рис. 20.15), позволяющие перевести парогазовые установки целиком на уголь.

Рис. 9.15. Принципиальная тепловая схема ПГУ с ВПГ и внутрицикловой газификацией угля:

/- сушка топлива; 2 - газогенератор; 3 - высоконапорный парогенератор (ВПГ); 4 - барабан-сепаратор; 5 - дополнительная ка­мера сгорания ВПГ; 6- циркуляционный насос ВПГ; 7-экономайзер утилизации теплоты уходящих газов газовой турбины; 8-ды­мовая труба; 9- скруббер; 10- подогреватель генераторного газа; ДК -дожимающий компрессор; ПТ - паровая приводная турби­на; РГТ- расширительная газовая турбина; /- свежий пар; // - пар промперегрева; /// - сжатый воздух после компрессора; IV - очищенный генераторный газ; V - зола; VI-IX - питательная вода и конденсат турбины

Предварительно измельченный уголь (дробленка угля 3-10 мм) подается для под­сушки в сушилку и через окислитель (для предотвращения шлакования) в газогенера­тор. Один из вариантов схемы - газификация угля в газогенераторе с «кипящим» слоем на паровоздушном дутье. Газификация топлива обеспечивается подачей в газогенератор воз­духа после дожимающего компрессора и пара из «холодной» нитки промежуточного пере­грева. Воздух для газификации в количестве примерно 3,2 кг на 1 кг кузнецкого угля по­следовательно сжимается в основном и дожи­мающем компрессорах (давление повышается на 10%) и после смешения с паром поступает в газогенератор. Газификация угля происхо­дит при температуре, близкой к 1000 °С.

Генераторный газ охлаждается, отдавая свою теплоту рабочему телу паротурбинной части, затем очищается от механических при­месей и серосодержащих соединений и после расширения в расширительной газовой тур­бине (для уменьшения потребления пара при- водной турбиной дожимающего компрессора) поступает в высоконапорный парогенератор и его дополнительную камеру сгорания для сжигания. Остальная часть тепловой схемы совпадает со схемой обычной ПГУ с ВПГ.

ВНИПИэнергопромом совместно с НПО ЦКТИ разработан проект теплофикационного парогазового энергоблока мощностью 225 МВт с внутрицикловой газификацией угля. Для этой цели использовано типовое энергетиче­ское оборудование: двухкорпусный высокона­порный парогенератор ВПГ-650-140 ТКЗ, га­зотурбинный агрегат ГТЭ-45-2 ХТЗ, теплофи­кационная паровая турбина Т-180-130 ЛМЗ, а также два газогенератора с паровоздушным дутьем ГГПВ-100-2 производительностью по 100 т/ч кузнецкого угля. Технико-экономиче­ские расчеты показали, что по сравнению с обычным паротурбинным теплофикационным блоком 180 МВт применение парогазового энергоблока позволяет увеличить удельную выработку электроэнергии на тепловом по­треблении в 1,5 раза, обеспечить экономию топлива до 8%, значительно снизить вредные выбросы в атмосферу, получить суммарный годовой экономический эффект в 2,6-10 6 руб. Рассмотренный парогазовый энергоблок будет использован при создании более мощ­ных ПГУ-1000 на углях Кузнецкого, Экибастузского и Канско-Ачинского бассейнов.

Парогазовые установки получили доста­точно широкое применение в США, ФРГ, Япо­нии, Франции и др. В ПГУ в основном сжи­гается природный газ и жидкое топливо раз­личных видов. Внедрению ПГУ способствова­ло появление мощных ГТУ (70-100 МВт) с начальной температурой газов 900-1100°С. Это позволило применить ПГУ с утилизаци­онными паровыми котлами (рис. 9.16) бара­банного типа с принудительной циркуляцией среды и давлением пара 4-9 МПа в зависи­мости от того, производится в них дополни­тельное сжигание топлива или нет. На рис. 9.17 дана схема утилизационного паро­вого котла для ПГУ с газовой турбиной МW701. Котел выполнен для двух давлений пара. Он имеет поверхности нагрева из оребренных труб низкого и высокого давления со своими барабанами в блоке с деаэратором питательной воды.