Низконапорного парогенератора

парогенератором (ВПГ, рис. 4.27, а); 2) с низконапорным парогенератором (НПГ, рис. 4.27, б); 3) с использованием отходящей от газовой турбины теплоты для подогрева питательной воды в ПТУ (рис. 4.27, в).

В ПГУ с низконапорным парогенератором (со сбросом или сбросного типа) отработавшие в ГТУ газы поступают в топку котла 11 и используются для сжигания дополнительного количества топлива (см. рис. 4.27, б). В таких ПГУ также предусматривается газоводяной подогреватель 9.

[8]. С ростом начальной температуры перед газовой турбиной происходит перераспределение теплоты, подводимой в паровом и газовом циклах. При температурах 1473 К и выше установки с низконапорным парогенератором становятся более перспективными, чем установки с ВПГ. Низконапорные парогенераторы таких установок в основном работают за счет использования теплоты отходящих газов, принципиальная схема установки приближается к бинарной. Установка сбросного типа с высокотемпературной газовой турбиной (ВГТУ) по своим характеристикам отвечает требованиям для осуществления качественного скачка в развитии энергетического машиностроения.

б) ПГУ-С — «сбросные» ПТУ, или ПГУ с низконапорным парогенератором (рис. 4.24), в которых уходящие газы ГТУ, содержащие достаточное количество кислорода, направляются в энергетический котел, замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентиляторами котла. Главным преимуществом сбросной схемы является возможность использования в паротурбинном цикле недорогих энергетических твердых топлив. По сравнению с традиционной паросиловой установкой (ПСУ) ПГУ-С обеспечивает экономию топлива, примерно вдвое меньшую, чем ПГУ-У. Кроме того, схема ПГУ-С исключительно сложна, так как для автономной работы ПГУ необходимо обеспечивать подачу в топку воздуха с соответствующей температурой;

----------с низконапорным парогенератором 388

б) ПГУ-С — «сбросные» ПТУ, или ЛГУ с низконапорным парогенератором (рис. 4.24), в которых уходящие газы ГТУ, содержащие достаточное количество кислорода, направляются в энергетический котел, замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентиляторами котла. Главным преимуществом сбросной схемы является возможность использования в паротурбинном цикле недорогих энергетических твердых топлив. По сравнению с традиционной паросиловой установкой (ПСУ) ПГУ-С обеспечивает экономию топлива, примерно вдвое меньшую, чем ПГУ-У. Кроме того, схема ПГУ-С исключительно сложна, так как для автономной работы ПГУ необходимо обеспечивать подачу в топку воздуха с соответствующей температурой;

----------с низконапорным парогенератором 388

Тепловая схема паротурбинного энерготехнологического блока мощностью 300 МВт с пиролизом мазута приведена на рис. 1-17. Здесь энергетическая часть блока представлена паровой турбиной К-300-240 ЛМЗ и низконапорным парогенератором типа ПК-41. Технологическая часть включает блок пиролиза БП, фиксатор Ф/С, газоохладитель ГО, систему сероочистки СО с испарителем ИС и газовый компрессор ГК; она работает по схеме, показанной на рис. 1-15 и 1-16. Расход мазута в блоке 23,2 кг/с, выход химической продукций (НК-230) — 2,97 кг/с. Расход острого пара на турбину составляет 252 кг/с, ее электрическая мощность — 277 МВт, пропуск пара в конденсатор •— 120 кг/с. В регенеративном воздухоподогревателе производится подогрев воздуха как для энергетического парогенератора,

Схема парогазового энерготехнологического блока с низконапорным парогенератором на базе оборудования К-300-240 и ГТ-35-770 представлена на рис. 1-18. Здесь в топку НПГ подаются сбросные газы из газовой турбины, горючие газы из установки сероочистки, а также дымовые газы из технологической топки блока пиролиза БП, содержащие унос кокса в пылевидном состоянии. Сюда же можно сбрасывать для сжигания кокс, образующийся в блоке пиролиза, что является важным преимуществом парогазовых установок с низконапорным парогенератором, позволяющим одновременно сжигать два вида топлива — твердое и газообразное. Концентрация кислорода в сбросных газах ГТУ для устойчивой работы топок не должна снижаться м^нее 17%.

Схема парогазового энерготехнологического блока с низконапорным парогенератором на базе оборудования K-800-24Q и ГТ-60-750: Обозначения см. рис. 1-16 и 1-7 • •>

Схема парогазового энерготехнологического блока с низконапорным парогенератором и паротурбинной установкой К-800-240 и двумя газотурбинными установками ГТ-60-750 представлена на рис. 1-19. Здесь в соответствии с требуемым расходом воздуха для сжигания продуктов пиролиза в парогенераторе необходимо устанавливать две газотурбинные установки. Производительность парогенератора составляет 694 кг/с при расходе мазута в блоке пиролиза 73,6 кг/# выход химической продукции равен 9,24 кг/с. Электрическая мощность энерготехнологического блока, т. е. паровой и газовых турбин, оказывается равной 911,5МВт. Пар на технологические потребности расходуется из нерегулируемых отборов на ЯДД-6, ЯЯД-4 и ЯЯД-3, Питательная вода после ЯЯД-2 направляется на подогрев в экономайзер низкого давления ЭК.-\. В остальном схема аналогична вышеописанной (см. рис. 1-18). I

Чаще рассматриваются две схемы ПГТУ. В одной — топка котла (высоконапорного парогенератора) работает под давлением 4—10 бар, выполняя одновременно роль камеры сгорания ГТУ, получающийся же пар отдает свою энергию в паровой турбине. В другой схеме в камеру сгорания ГТУ подается порядка 20% всего топлива, используемого в установке. Отработав в газовой турбине, продукты сгорания, содержащие до 12% кислорода, поступают при почти атмосферном давлении в топку котла (низконапорного парогенератора), куда вводится остальное топливо, которое может быть любого вида и качества. Вторая схема называется «со сбросом газов в котел», ПГТУ, выполненные по ней, имеют в 2—3 раза большие габариты и меньшую экономичность. Переворот в теплоэнергетической технике произвела бы схема, в которой котельный агрегат вообще бы был исключен (или, как говорят, заменен котлом «контактного типа»), а в камере сгорания готовился бы не газ, а парогаз — за счет впрыска в нее для охлаждения вместо избыточного воздуха соответствующего количества воды. Парогаз поступал бы в парогазовую турбину, а отработавший пар из него мог бы конденсироваться и возвращаться обратно «в цикл». Здесь, конечно, немало своих проблем (см. [67]), но заманчив результат — исключение такой сложной, громоздкой и дорогостоящей установки, как котельная, и повышение экономичности за счет расширения температурного интервала.

Компрессор подает в газогенератор воздух в количестве, необходимом для газификации мазута, и создает повышенное давление (0,7— 0,5МПа) в системе очистки газа для увеличения степени поглощения H2S. Избыточное давление очищенного газа срабатывается в газовой турбине, после чего газ подается в топку низконапорного парогенератора НПГ для сжигания.

На рис. 1-4 и 1-5 показаны схемы парогазовой установки ПГУ с низкотемпературной очисткой продуктов газификации сернистых мазутов на базе типового энергетического оборудования. Для уменьшения перегрузки части низкого давления ЧНД паровых турбин в схемах предусмотрен конденсационный турбопривод питательных насосов. В схеме (рис. 1-4) отработавшие газы ГТУ сбрасываются в топку низконапорного парогенератора НПГ, в схеме (рис. 1-5) газы используются для нагрева питательной воды, паротурбинной части, частично вытесняя регенерацию. Технические показатели такого типа установок приведены в табл. 1-3.

с низконапорным парогенератором и турбиной К-500-240 с газификацией и высокотемпературной очисткой ее продуктов представлена на рис. 1-21. Здесь воздух компрессором КР подается в газогенератор ГГ на газификацию угля. Предварительная подсушка угля происходит в трубчатых паровых сушилках ПС. Для этой цели используется пар из отбора турбины под давлением ~0,66 МПа, предварительно охлажденный в пароохладителе ПО. Из этого же отбора используется пар для дутья в газогенератор ГГ. Образующиеся в газогенераторе продукты газификации с давлением 0,5—0,6 МПа проходят через аппараты золоулавливания ЗУ и сероочистки СО, где производится отделение золы и улавливание сернистых соединений твердым реагентом, так же как и при очистке продуктов газификации мазутов, рассмотренной в § 1-2. Тонкая очистка газа от пыли производится в пылеуловителях ПУ. Очищенные газы с теплотой сгор.ания 4000 кДж/м3 и температурой t — 800°С направляются в качестве топлива в топку парогенератора. Снижение давления продуктов газификации перед подачей к горелкам низконапорного парогенератора происходит в расширительной газовой турбине РГТ.

Здесь в камере сгорания газовой турбины сжигается очищенньп яирогаз и легкая смола, а твердый остаток (кокс, угольная пыль i др.) поступает в топку парогенератора, куда подаются в качестве окис лителя выхлопные газы ГТУ. Здесь применена схема со сбросом газо] в топку низконапорного парогенератора НПГ. Питательная вода по догревается по параллельной схеме: частично в экономайзерах низкой и высокого давления и частично в регенеративных подогревателя; отборным паром из турбины. Расход питательной воды в экономайзе pax принят равным половинному количеству общего ее потока. В свя зи с недостаточностью твердых горючих для выработки нужного ко личества пара в парогенераторе, в его топке сжигаются также газо образные продукты пиролиза.

На рис. 8-1, а показана параллельная схема размещения воздухоподогревателя и водяного экономайзера в раздельных газоходах низконапорного парогенератора. Такая схема обеспечивает необходимое соотношение расходов теплоносителей, высокую температуру воздухо-подогрева при наименьших поверхностях. Этим путем, в частности, можно достичь эквидистантность расположения изобар охлаждения дымовых газов и нагрева воздуха.

Зависимость годовых затрат при различной компоновке поверхностей ' нагрева низконапорного парогенератора от температуры подогрева воздуха:

Рассмотрим расчет оптимального сечения конвективной шахты низконапорного парогенератора Р0гт применительно к схеме парогазового энерготехнологического блока, показанной на рис. 8-8. Как

видно из схемы, в дополнительной шахте низконапорного парогенератора размещаются экономайзеры высокого и низкого давлений, геометрические и конструктивные характеристики которых отличаются. Заданными величинами при определении оптимального сечения конвективной шахты, а следовательно, и оптимальных скоростей в поверхностях нагрева являются геометрические и конструктивные характеристики поверхностей нагрева, их тепловосприятия, температурные напоры, расходы и параметры теплоносителей на рассматриваемых режимах работы блока, задаваемых графиком электрической нагрузки.

При варьировании размеров сечения конвективной шахты изменяются скорости продуктов сгорания в газоходах низконапорного парогенератора, а следовательно, изменяется коэффициент теплопередачи и размеры поверхностей нагрева. Это вызывает изменение затрат в насосное оборудование и мощность газовой турбины.

Пример 8-4. Определить оптимальное сечение газохода конвективной шахты низконапорного парогенератора парогазового энерготехнологического блока с пиролизом мазута мощностью 300 МВт с турбиной К-300-240 и ГТ-35-770. В газоходе размещаются экономайзер высокого и низкого давлений. Геометрические характеристики пучка труб, удельная стоимость поверхности ЭК-2, режимы работы и другие исходные данные указаны в примере 8-3. Дополнительно задано: удельная стоимость поверхности ЭК-1 Цп = 13,6 руб/м2; суммарный коэффициент ежегодных отчислений рр = 0,233 1/год; коэффициенты, характеризующие загрязнение поверхности, та = 0,012; па = 0,00034; 1/а2 % 0 —тепловосприятие ЭК-2 Q2 = 622- 10s Вт; средний температурный напор Д/срз — 72,3°С; приведенный объем газов Vn2 = 742 м3/с;. тепловосприятие ЭК-1 Qi = 10,1-Ю5 Вт; средний температурный напор Д^срх = 66°С; приведенный объем газов Fnl = 622 м3/с; коэффициент для ЭК-1 PZHI = 1,04. Все комплексы, входящие в формулу (8-117) и относящиеся к ЭК-2) обозначим индексом 2, эти комплексы применительно к ЭК-1— индексом 1.

Оптимальные значения поверхности нагрева экономайзера высокого давления F°^T, проходного сечения газохода низконапорного парогенератора Р°пт и расхода питательной воды в экономайзере D°™ зависят от графиков нагрузок и взаимосвязаны между собой. Так, оптимальная поверхность экономайзера является функцией расхода питательной воды Ц,а и коэффициента теплопередачи А2) зависящего от скорости газов и, следовательно, от проходного сечения газохода. В свою очередь, оптимальный расход воды в экономайзере зависит от поверхности экономайзера, а также от коэффициента теплопередачи ?2., Поэтому определение перечисленных характеристик парогенератора производят совместно с учетом удельной стоимости поверхности экономайзера Црг,стоимости топливаДт,