Название: Природоохранные технологии на ТЭС и АЭС Часть 2 - учебное пособие (Саломатов В.В.)

Жанр: Технические

Просмотров: 1368


3.3.1. тепловая схема

 

Энергетическая часть энергоблока представляет собой парогазовую установку, выполненную по бинарной схеме без сжигания дополнительного топлива перед утилизаторами и состоящую из двух газовых турбин, двух кот-

лов-утилизаторов и одной паровой турбины. Такие ПГУ, как показывает зарубежный опыт и отечественные проработки, при начальной температуре газов свыше 1000 оС  являются наиболее экономичными, дешевыми и простыми в эксплуатации.

Выбору тепловой схемы предшествовала оптимизация параметров пара в па-ровой части, которая проводилась по тепловой экономичности ПГУ. Рассматрива-лись три варианта давления пара контура высокого давления: 6; 9 и 13,75 МПа; последний вариант – с промперегревом, поскольку без него при этом давлении становится недопустимо высокой влажность пара за последней ступенью паровой турбины, В первых двух вариантах промперегрев отсутствовал.

Сравнительные показатели ПГУ с газификацией угля при различных давлениях свежего пара представлены в табл. 3.13

 

Рис. 3.14. Принципиальная тепловая схема ПГУ с газификацией угля

на паровоздушном дутье. Газификатор с газовым потоком: 1 – система

топливоприготовления; 2 – реактор газификатора; 3 – встроенная система охлаж-

дения генераторного газа; 4 – вынесенная система охлаждения генераторного газа;

5 – система очистки генераторного газа; 6 – газовая турбина; 7 – котел-утилизатор;

8 – паровая турбина; 9 – конденсатор; 10 – смешанный подогреватель низкого дав-

ления; 11 – дожимной компрессор воздуха; 12 – конденсатный насос; 13 – питатель-

ный насос контура низкого давления;  14 – питательный насос контура высокого

давления; 15 – циркуляционный насос; 16 – дожимной компрессор генераторного

газа; 17 – барабан-сепаратор; 18 – компрессор; 19 – линия сброса  газов;  20 – высоко-

температурный   воздухоподогреватель;   а – уголь;   б – сырой  генераторный  газ;

в – очищенный  генераторный газ;  г – отработанные  в  ГТУ  продукты сгорания;

д – уходящие   газы;   и – воздух;   к – сжатый   вохдух;   м – сжатый   кислород;

н – сжатый азот

Т а б л и ц а  3.13

Показатели ПГУ при различных давлениях острого пара

 

Давление свежего пара,  МПа

 

6

 

9

 

13,75

Температура наружного воздуха, оС

+5

-5

+5

-5

+5

-5

Мощность ГТУ, МВт

373

404

373

404

373

404

Мощность паровой турбины, МВт

255

270

260

274

276

289

Мощность ПГУ брутто,  МВт

627

674

633

678

649

693

Мощность собственных нужд,  МВт

30,8

33,0

31,6

34,8

33,8

36,0

КПД ПГУ нетто,  \%

42,9

43,1

43,2

43,3

44,2

44,3

 

Как следует из табл. 3.13, вариант с давлением свежего пара высокого давления за котлом 13,75 МПа и с промперегревом экономичнее других на

2,5…2,7 \% (относит.). Он и был принят как основной.

Тепловая схема разработана в двух вариантах: для парокислородного дутья и для паровоздушного дутья (см. выше, раздел 3.2). От способа газификации схема энергетической части блока не зависит.

На рис. 3.15 показана тепловая схема ПГУ для паровоздушного дутья. Очищенный генераторный газ с теплотой сгорания 5630 кДж/кг  и температурой около 500 оС сжигается в камере сгорания каждой из обеих ГТУ. Продукты сгорания (газы), пройдя газовую турбину, поступают  в котел-утилизатор. Расход газов существенно зависит от температуры наружного воздуха и при изменении ее от +30 оС до –30 оС меняется от 560…580  до  830…850 кг/с. Меньшие значения относятся к варианту газификации в потоке, большие –

к газификации в плотном слое. За расчетную принята температура наружного воздуха –5 оС, которой соответствует расход газов 700…730 кг/с.

В схеме с паровоздушным дутьем воздух после компрессора отбирается на дутье в газификатор. Расход отбираемого воздуха составляет около

100 кг/с. Давление его повышается в дожимающем компрессоре до 3,2 МПа. Перед подачей в этот компрессор воздух немного охлаждается (целесообра-зен контактный, с впрыском воды, но возможен и поверхностный охладитель), так, чтобы температура воздуха за компрессором не превышала 500…540 оС, допустимых при использовании недорогих освоенных материалов. Мощность компрессора составляет 15,5 МВт. В качестве привода используется конденсационная турбина, питаемая свежим паром высокого давления. Расход пара около 50 т/ч. Как дожимающий компрессор, так и приводную турбину целесообразно выполнить высокооборотными.

За счет тепла отработавших в газовых турбинах газов в котлах-утили-заторах вырабатывается пар двух давлений – высокого с параметрами за котлом 13,75 МПа и 520 оС  и низкого с параметрами 0,4 МПа и 240…250 оС. Кроме того, к пару высокого давления от котлов-утилизаторов добавляется пар в количестве 170 т/ч, вырабатываемый в газоохладителях за счет физического тепла генераторного газа. Суммарный расход свежего пара через ЦВД турбины составляет 580 т/ч. После ЦВД этот пар возвращается в котлы-утилизаторы для вторичного перегрева, затем с давлением 2,2 МПа и тем-пературой 460 оС направляется в часть среднего давления турбины.

 

Рис. 3.15. Принципиальная схема энергетической части

теплофикационной ПГУ с газификацией угля

 

Из ЦСД турбины предусматривается отбор пара для сушки угля, а конденсат греющего пара сушилок возвращается в конденсатор турбины.

В газовом тракте котла за экономайзером предусмотрена испарительная поверхность, в которой вырабатывается пар, поступающий в барабан-деаэратор и используемый для нагрева и деаэрации воды в деаэрационных колонках, установленных на барабане-деаэраторе.

Температура газов за испарителем барабана-деаэратора составляет

175…185 оС. За котлом установлен газовый сетевой подогреватель (ГСП),

в котором газы охлаждаются с указанного температурного уровня до 90 оС, отдавая тепло сетевой воде. ГСП по сетевой воде включены в параллель сетевым бойлером паровой турбины.

Для обеспечения повышенной маневренности ПГУ предусмотрена РОУ-1, сбрасывающая свежий пар в холодные нитки промперегрева, и РОУ-2 для подачи пара из горячих ниток промперегрева в бойлеры. Эта система РОУ позволяет в часы провала графика электрической нагрузки останавливать паровую турбину, снабжая бойлеры паром из котлов-утилизаторов.

При применении кислородного дутья (рис. 3.11, 3.16) кислород для дутья вырабатывается на автономной кислородной станции. Отбор воздуха из основного компрессора и дожимающий компрессор с приводной турбиной  мо-

 

гут поэтому отсутствовать. Но так как могут возникнуть возможные трудности согласования работы компрессора и турбины при добавке в камеру сгорания значительного массового расхода генераторного газа, то проработана возможность питания кислородной станции воздухом из промежуточной ступени или выхода из компрессора. При этом азот, полученный при разделении воздуха, также сжимается и возвращается в цикл ГТУ.

 

Рис. 3.16.  Энергетическая  часть  ПГУ  с  газификаторами

на кислородном дутье:  1 – газовая турбина; 2 – котел-утилизатор;

3 – паровая турбина; 4 – конденсатор; 5 –  смешивающий подогреватель;

9 – питательный насос; 10 – питательный насос системы газификации;

11 – питательный насос системы ВД; 12 – циркуляционный насос

 

Для схемы с газификацией на кислородном дутье в аппарате горнового типа температура генераторного газа на выходе невысока. Вследствие этого

в схеме отсутствуют газоохладитель и подвод пара от газоохладителя к паровой турбине. В остальном схема не отличается от схемы для паровоздушного дутья.

Если при воздушном дутье расходы пара высокого давления через паровую турбину мало зависят от способа газификации, то здесь они отличаются: 607 т/ч при газификации в потоке и 472 т/ч при газификации в плотном слое.