Лекция Развитие топливно-энергетического комплекса (тэк) страны

/— 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 2,6-10⁶ 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.

Рис. 9.16. Принципиальные схемы зарубежных парога­зовых установок с утилизационными паровыми котла­ми:
а — паровой цикл одного давления; б — паровой цикл двух дав­лений пара; /— ГТУ; 2 — утилизационный паровой котел; 3 — паровая турбина; 4 — электрический генератор; 5 — конденса­тор; 6 — питательный насос; 7— насос принудительной цирку­ляции; 8 — вход воздуха; 9 — выход газов; 10 — подвод топли­ва в ГТУ

Рис. 9.17. Утилизационный паровой котел для ГТУ МW 701 ( =1092°С; =120 МВт):

/ — деаэратор; 2 — испарительный пучок деаэратора; 3—эконо­майзер низкого давления; 4 — барабан низкого давления; 5 — испарительная поверхность нагрева низкого давления; 6 — эко­номайзер высокого давления; 7 — барабан высокого давления; 8— испарительная поверхность нагрева высокого давления; 9— пароперегреватель; 10— вход газов после ГТУ; 11—выход газов; 12 — подача пара к турбине

Кроме ПГУ с утилизационными котлами в некоторых странах, например в ФРГ, при­меняют ПГУ со сбросом газов ГТУ в топку пылеугольного котла.

Лучшие зарубежные ПГУ работают с КПД нетто 46—49%; они практически полностью автоматизированы.
Большое разнообразие существующих схем парогазовых установок и сложные связи между основным оборудованием ПГУ — газовой турбиной, паровым котлом, паровой турби­ной— вызывают определенные трудности при расчете энергетических показателей ПГУ. Эти трудности возрастают при комбинированной выработке в парогазовой установке электри­ческой и тепловой энергии. На рис. 9.18 представлена обобщенная схема тепловых по­токов парогазовой установки . К паровому котлу и газовой турбине подводится теплота со сжигаемым топливом соответственно и . Мощности электрических генераторов га­зотурбинной и паротурбинной установок ПГУ составляют и Общее количество теп­лоты, отпускаемой внешним потребителям от ПГУ, состоит из теплоты, отпускаемой ПТУ, , ГТУ — и непосредственно па­ровым котлом — ; соответствующие за­траты теплоты на внешних потребителей в этих элементах ПГУ составляют и . На схеме показаны тепловые потоки, отражающие технологические особенности отдель­ных типов ПГУ: количество теплоты со све­жим паром от ПК к ПТУ и ; коли­чество теплоты горячих газов ГТУ, отдающих теплоту конденсату и питательной воде ПТУ, ; количество теплоты горячего воздуха или газов, поступающих от ГТУ в ПК, или и ; количество теплоты горячих газов, поступающих из ПК в ГТУ, и др.




Рис. 9.18. Обобщенная схема тепловых потоков паро­газовой установки:
—теплота топлива, подведенная к ПК и ГТУ; —электрическая мощность ПТУ и ГТУ; —суммарный отпуск теплоты внешнему потребителю; —затраты теплоты на внеш­него потребителя паротурбинной и газотурбинной установками, паровым котлом; — теплота воздуха и газов, переда­ваемая ГТУ паровому котлу; — теплота, отпущенная паро­вым котлом для ПТУ; — теплота, подведенная в ПК с до­полнительным воздухом; — теплота, полученная ПТУ через ПК; — теплота, подученная ПТУ через ГТУ; — теплота, отпущенная паровым котлом для ГТУ; ,
— потери теплоты паровым котлом, ГТУ, ПТУ при транспорте в пароводяном и газовоздушном трактах

Парогазовые установки характеризуются сложным распределением теплоты топлива между видами отпускаемой энергии, что необ­ходимо учитывать при определении энергети­ческих показателей.

Для более подробного анализа совершен­ства отдельных элементов оборудования ПГУ и их влияния на показатели установки при выработке электрической и тепловой энергии использована изложенная ниже методика определения КПД, основывающаяся на об­щепринятом «физическом» методе и предла­гаемой обобщенной схеме тепловых потоков ПГУ (рис. 9.18). В итоге получены в общем виде выражения для КПД ПГУ и отдельных ее элементов независимо от конкретной схемы.
КПД ПГУ по производству электроэнергии

КПД ПГУ по производству тепловой энергии
(20.9)
В этих выражениях использованы следующие величины:
КПД парового котла (по прямому балан­су)

КПД транспорта теплоты пароводяного и газовоздушного трактов

КПД паротурбинной установки по произ­водству электроэнергии

КПД газотурбинной установки по произ­водству электроэнергии

Энергетические коэффициенты ПГУ по производству электрической и тепловой энергии

КПД транспорта теплоты газовоздушного тракта КПД пароводяных и газово­дяных теплообменников передачи теплоты внешним потребителям приняты постоянными.