Внутриканальная сепарация

В последнем десятилетии нынешнего столетия основную часть новых электростанций для работы в базисной и переменной частях графика нагрузки составят, вероятно, тепловые электростанции с внутрицикловой газификацией или парогазовым никлом, а также топливные элементы. Эти технологии производства электроэнергии будут более эффективными в отношении использования энерго-

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 внутрицикловой газификацией твердого топлива.

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

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 ЦК.ТИ различные схемы парогазовых установок с высоконапорными парогенераторами и внутрицикловой газификацией твердого топлива (рис. 20.15), позволяющие перевести парогазовые установки целиком на уголь.

Рис. 20.15. Принципиальная тепловая схема ПГУ с ВПГ и внутрицикловой газификацией угля:

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 паровоздущным 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.

------ с внутрицикловой газификацией топлива 297,

На рис. В.9 приведена простейшая тепловая схема ПГУ с внутрицикловой газификацией угля, причем ГТ работает не на природном, а на синтетическом газе, получаемом при газификации угля. Предварительно подготовленный уголь подается в газогенератор, где осуществляется его газификация с использованием парокислородного дутья. Для этой цели сжатый воздух компрессора ГТУ разделяется на кислород и азот в специальной установке. Продукты газификации угля после многоступенчатой очистки и удаления серы, прежде чем в виде синтетического газа поступают для сжигания в камеру сгорания ГТУ. Уходящие' газы ГТУ в КУ генерируют пар для паротурбинной

Воздух Рис. В.9. Вариант простейшей тепловой схемы ПГУ с внутрицикловой газификацией угля

Пылеугольные ПГУ с внутрицикловой газификацией угля (ВЦГУ) позволяют полностью заменить природный газ в КС энергетических ГТУ синтетическим газом, полученным в процессе газификации.

4. Перечислите особенности ПГУ с внутрицикловой газификацией угля.

18. Масленников В.М., Выскубенко Ю.А., Ште-ренберг В.Я. (СССР), Смитсон Г.Р., Робсон Ф.Л., Ле-мон А.В., Лохон В.Г. (США). Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива и экологические проблемы энергетики. М.: Наука, 1983.

Таким образом, существующие влагоулавливающие устройства, удаляющие влагу с периферии ступени, малоэффективны. Перспективной является внутриканальная сепарация.

159. Хизанашвили М. Д. Исследование структуры потока влажного пара в сопловых решетках и внутриканальная сепарация: Автореф. дис. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. М., 1978.

Рис. 75. Схемы ступеней с влагоудалением: а —ступень с сепаратором; б — ступень с сопловым влагоулавливателем; в — внутриканальная сепарация; г — вла-гоудаление с отсосом пара;

Внутриканальная сепарация (отвод влаги непосредственно с поверхностей соплового межлопаточного канала) основана на скоплении влаги у этих поверхностей. Это следствие особых условий движения капель при входе в направляющий аппарат (см. гл. III) и сил инерции, действующих на капли при их движении в криволинейном канале. Существенное влияние на скопление влаги оказывают вторичные концевые течения пара.

5. ВНУТРИКАНАЛЬНАЯ СЕПАРАЦИЯ

5. Внутриканальная сепарация............... . 253

Внутриканальная сепарация влаги. Задача этих устройств — отвести в периферийной части НА покрывающую лопатки пленку влаги, из которой потоком срываются с поверхности и дробятся после ее схода с лопатки крупные капли, наиболее опасные для эрозии рабочих лопаток. Пленка отводится через узкие щели (1—2 мм) с хорошо закругленной входной кромкой. Щели располагаются на тех участках поверхности лопатки, где ожидается попадание в пленку наибольшего количества влаги. Для определения этих участков вычисляются траектории капель представительных размеров. Метод построения траекторий основывается на теоретических исследованиях и многочисленных модельных испытаниях (см. гл. XIII). Щели целесообразно располагать со стороны выпуклой поверхности профиля вблизи входной кромки и на вогнутой его по-

РВД — цельнокованый, гибкий;, РНД — сварно-кованый, жесткий. В зависимости от вакуума длина лопатки последней ступени /2 = 852 или 1050 мм (последняя из этих лопаток применялась в турбине К-300-240). При глубоком вакууме за последней ступенью (рк = 3,1 кПа) у = 7%. В ЦНД предусмотрено периферийное влагоулавливание, а в последней ступени, кроме того,— внутриканальная сепарация. В двух последних ступенях входные кромки рабочих лопаток упрочнены против эрозии электроискровым способом. Габариты турбины — 23,2X8,7X6,3 м. Масса турбины —710 т.

Следует иметь в виду, что разработка новых высокоэффективных систем внутренней сепарации (внутриканальная сепарация, ступени-сепараторы и пр.), создание эрозионностойких ступеней, а также ведущиеся сейчас интенсивно исследования по испарению влаги, оставшейся после внутренней сепарации, паром более высокого потенциала, отобранным из проточной части предшествующих ступеней, открывают возможности полного отказа от паропарового промежуточного перегрева. Для таких турбин применение СД окажется наиболее эффективным.

Внутриканальная сепарация влаги. Непосредственный отвод пленки с поверхности НЛ через щели или отверствия эффективен в последних ступенях мощных турбин. Влагоотводящие каналы размещаются в пустотелых НЛ.

разреженное пространство. Этот процесс приводит к налипанию капелек на вогнутой стенке лопаток и в конечном итоге — к образованию крупных капель. На этом эффекте, в частности, основывается внутриканальная сепарация влаги в последних ступенях паровых турбин. Эксперименты показали, что процент влагоуда-ления при канальной сепарации влаги в паровых турбинах [15] с увеличением числа Рейнольдса резко уменьшается и при значениях Re = 7-Ю5 коэффициент сепарации равен 2—3%. В компрессорах, работающих с влажным газом, вследствие большей его плотности числа Рейнольдса на порядок выше, и поэтому количество налипающих капель будет значительно меньше (из-за увеличения интенсивности срывных процессов), чем в паровых турбинах.