WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 14 | 15 || 17 |

Принципиальная тепловая схема конденсационной ПГУ со сбросом газов в котел представлена на рис. 8.3. При работе в парогазовом режиме выхлопные газы газотурбинного агрегата 1 поступают к горелкам парового котла 2, куда подают также топливо 3. Полученный в котле пар направляют в паровую турбину 4, имеющую систему регенеративного подогрева 5. Уходящие газы котла проходят через газоводяные теплообменники (ГВТ ) 6, где отдают теплоту конденсату и питательной воде.

Рис. 8.3. Принципиальная тепловая схема ПГУ со сбросом газов в котел При останове газотурбинного агрегата (ГТА) паротурбинная часть парогазовой установки может работать автономно по паротурбинному циклу. На этом режиме к горелкам котла подают воздух от дутьевого вентилятора 7. Возможна также автономная работа и газотурбинного агрегата, для чего предусмотрена выхлопная труба 9. При переходе с режима на режим соответствующие переключения выполняют с помощью арматуры газовоздухопроводов 8.

В суммарной электрической мощности парогазовых установок со сбросом газов в котел доля мощности газотурбинного агрегата обычно составляет 1535%. Температура выхлопных газов современных энергетических ГТУ в большинстве случаев составляет 450-550 °С, а содержание кислорода в них 14-16% по объему. Такие параметры выхлопных газов позволяют успешно использовать их в качестве как окислителя при сжигании топлива в котлах, так и теплоносителя, передающего часть теплоты и топлива ГТУ рабочему телу паротурбинной установки.

Паровые котлы, входящие в состав парогазовых установок рассматриваемого типа, от серийных паровых котлов отличаются наличием газоводяных теплообменников, устанавливаемых вместо ненужных в парогазовом цикле регенеративных подогревателей воздуха и увеличенным сечением газового тракта горелок. В ряде случаев корректируется поверхности нагрева котла.

В составе парогазовых установок со сбросом газов в котел обычно используют серийные паровые турбины большой мощности с высокими или закритическими начальными параметрами и промежуточным перегревом пара.

Основные преимущества сбросных ПГУ:

- возможность автономной работы газотурбинной и паротурбинной части;

- возможность сооружения газотурбинной надстройки при реконструкции старых ТЭС, с использованием площадок и оборудования;

- возможность использования ГТУ на угольных ТЭС, что снизит относительный расход качественного топлива (газа) на выработку эл.энергии.

К недостаткам указанных установок может быть отнесена более низкая эффективность (КПД на уровне 45-47%) и необходимость реконструкции котлоагрегата.

III. Парогазовые установки с высоконапорными парогенераторами (ПГУВ). Принципиальная тепловая схема ПГУВ представлена на рис. 8.4. Обозначения: 1-компрессор ГТА; 2-высоконапорный парогенератор, 3-подвод топлива; 4-газовая турбина; 5-паровая турбина; 6-регенеративные подогреватели конденсата и питательной вода; 7-газоводяные теплообменники.

Рис. 8.4. Принципиальная тепловая схема ПГУВ В тепловой схеме парогазовых установок этого типа паровой котел расположен в газовоздушном тракте газотурбинного агрегата между компрессором и газовой турбиной. Такой котел совмещает функции камеры сгорания газотурбинного агрегата и парогенерирующего устройства паротурбинной установки.

Рабочие процессы в газовоздушном тракте этого котла протекают при повышенном избыточном давлении, что приводит к радикальным изменениям в его конструкции. Поэтому такие котлы называют высоконапорными парогенераторами.

Сжатый в компрессоре 1 воздух поступает в топку высоконапорного парогенератора, в котором осуществляется сжигание всего топлива в парогазовой установке и где расположены испарительные и перегревательные поверхности нагрева. Горение топлива и теплообмен в ВПГ происходят при давлении воздуха за компрессором ГТА, которое в современных установках составляет 1,0-2,МПа. Осуществление рабочих процессов ВПГ при высоком давлении приводит к их интенсификации и значительному сокращению поверхностей нагрева.

После ВПГ продукты сгорания топлива поступают в газовую турбину 4.

Через газовую турбину ПГУВ проходят продукты сгорания всего топлива парогазовой установки, что при прочих равных условиях обеспечивает повышенную мощность ГТА. После газовой турбины продукты сгорания топлива направляются в газоводяные теплообменники 7, где их температура понижается до требуемого уровня.

Серийные газотурбинные установки, как правило, не могут быть использованы в составе парогазовых установок с высоконапорными парогенераторами. В связи с увеличенным расходом продуктов сгорания топлива через газовую турбину для этих установок либо разрабатывают специальные газотурбинные агрегаты, либо реконструируют серийные. Доля ГТА в суммарной мощности ПГУВ составляет обычно 15-30%.

Основной причиной по которой ПГУВ не получили широкого распространения являются сложность в создании и эксплуатации котла работающего под давлением газового потока 0,8-1,2 МПа.

В бывшем СССР, а позднее в РФ накоплен определенный опыт создания ПГУ. В 60-х - 70-х годах четыре парогазовых установки по схеме ПГУ с ВПГ были сооружены на промышленных электростанциях Ленинграда. Парогазовая установка мощностью 200 МВт созданная на базе ГТ-35 ПО ХТЗ и ВПГ-ЦКТИ- ТКЗ была сооружена на Невиномысской ГРЭС в 1969 г. и на 01.01.г. отработала 103,5 тыс.часов. С 1960 г на Молдавской ГPЭC пущены два парогазовых блока по МВт по схеме со сбросом газов в котел (газовая турбина ГТ35, котел Е-640 ПО ТКЗ). Эти установки эксплуатировались в полупиковом режиме с остановом ГТУ и разгрузкой паротурбинной части на ночь.

К концу XX столетия число действующих и строящихся ПГУ в мире превысило 400 установок, из них не менее 200 энергетических ПГУ единичной мощностью 100 МВт и выше. Бесспорным лидером в их создании является фирма «General Electric» (GЕ), которой изготовлено стационарных газотурбинных и парогазовых установок суммарной мощностью более 76 тыс. МВт, что составляет ~ 50% мирового производства ГТУ и ПГУ. Более 80% созданных за рубежом ПГУ - это установки с котлами-утилизаторами. Их суммарная мощность к концу 90-х годов превысила 52 тыс. МВт. Единичная электрическая мощность ПГУ с КУ достигла 700 МВт, а КПД - 55%.

Как наиболее крупные установки можно указать: - ТЭС Герштейверк (Германия), энергоблок «К», эл. мощность 765 МВт, выполнена по схеме сброса газов в котел, мощность газовой турбины 112,5 МВт, пуск блока в 1984 г.

- ПГУ с котлом утилизатором Иокогама (Япония), эл. мощность 730 МВт, пуск 1998 г.

Крупнейшей из сооруженных в РФ является ПГУ-450-Т, выполненная по схеме с котлом-утилизатором. В ее состав входят две ГТУ V94,2 совместного производства Siemens - ЛМЗ, мощностью 143,6 МВт каждая, паровая турбина производства ЛМЗ мощностью 163 МВт, 2 котла-утилизатора с двумя контурами давления производства Подольского машиностроительного завода, с параметрами пара в контуре высокого давления после КУ 515 °С и 8,0 МПа и в контуре низкого давления 200 °С и 0,65 МПа. Проектный КПД ПГУ ~ 50%. Пуск этой ПГУ был осуществлен в декабре 1999 г. в г. Санкт-Петербурге. Мощные ГТУ стационарного типа для энергетики в СНГ изготавливаются и проектируются ЛМЗ (Россия) и ХТЗ (Украина); ГТУ стационарного типа для газовой промышленности НЗЛ и УТМЗ (Россия). Основные проектные показатели этих установок приведены в табл. 8.2.

ГТУ, выпускаемые энергомашиностроительными заводами Таблица 8.2.

Приводные Энергетические Параметр ГТН-16 ГТН-25 ГТН-25 ГТЭ-45 ГТГ-110 ГТЭ-150 ГТЭ-НПО «МашЗавод-изготовитель УТМЗ УТМЗ НЗЛ ХТЗ ЛМЗ ЛМЗ ЛМЗ проект» Мощность, МВт 16,8 25,5 30,0 54,0 110,0 131,0 161,0 190,КПД, % 29,5 32,3 29,0 28,0 36,0 31,0 31,5 33,2 2 3 1 1 1 1 Количество валов Температура газов 920 1060 900 900 1210 950 1100 перед турбиной, 0С Температура газа за турбиной, 0С 430 460 400 475 517 423 530 11,5 13,0 12,5 7,8 14,7 13,0 13,0 15,Степень сжатия Расход воздуха, кг/с 89 103 170 271 357 636 630 Возможная тепловая нагрузка, МДж/с 28,5 37,9 51,1 98,8 157 220 296,5 60 60 97 180 50 320 320 Масса турбоблока, т 8.2. Энергоустановка на базе газификация угля Общим принципом всех способов газификации является обеспечение реакции угля с газифицирующими элементами при высокой температуре, в результате чего уголь переводится из твердого состояния в газообразное, а зола выделяется в виде осадка.

Если при ведении топочных процессов стремятся максимально развить окислительные реакции с получением продуктов полного сгорания, типа:

С + О2 = СО2 + Q1 (1) 2C + O2 = 2CO + Q2CO + O2 = 2CO2 + Qто при газификации топлива стремятся развить восстановительные реакции с получением продуктов неполного сгорания типа эндотермической реакции CO2 + C 2CO – QВозможна первоначальная реакция угля с водяным паром при высоких температурах ( ~ 1000 °С) C + H2O CO + H2 – QДля протекания этой реакции также требуется тепло получаемое от реакции (1). При этом лучше окислять уголь чистым кислородом, а не воздухом, чтобы не балластировать азотом получающийся газ.

Вторая стадия процесса протекает по реакции СO + Н2O СO2 + НКроме указанных основных реакций происходит процесс непосредственного образования метана (гидрогазификация) C + 2H2 CH4 + QДля этого процесса наиболее благоприятна зона температур 600-900 °С, причем чем выше давление, тем больше выход метана.

При газификации параллельно протекают процессы отгонки летучих из углей, их крекинга и ряд других процессов.

Результатом процесса газификации является получение целевых полезных продуктов СО; Н2; СН4.

Кроме того подученный газ содержит СО2; Н2О; N2; Н2S, сероорганические соединения; аммиак. В виде паров может содержаться гамма углеводородных соединений - смолы, масла, фенолы и др. продукты термического разложения топлива.

Центральным звеном процесса является реактор газификации, в котором происходит сложный комплекс химических реакций.

Разнообразие существующих типов газификаторов обусловлено стремлением выбрать для каждого сорта угля необходимый режим газификации.

Выбор конкретного типа газификатора зависит от характера конечного использования получаемого газа, физических и химических свойств угля, требуемой производительности, способов утилизации тепла и конечных продуктов. Основные признаки по которым различаются газификаторы следующие:

1. Характер дутья: паровоздушное или парокислородное.

2. Величина рабочего давления.

3. Способ организации контакта топлива с окислителем в реакционной зоне: в неподвижном слое угля, в кипящем или псевдоожиженном слое, в объеме с пылевидным топливом, в движущемся слое, в пылегазовом потоке и т.д.

4. Число ступеней реагирования.

5. Способ удаления минеральной составляющей угля и применения промежуточных теплоносителей, сорбентов и т.д.

В общем виде процесс газификации угля представлен на рис. 8.5.

Рис. 8.5. Обобщенная схема газификации углей I - подготовка угля (дробление, размол, сушка, термическая обработка и т.п.);II - газификация; III - охлаждение газа; IV - очистка газа от механических примесей и аммиака; V - десульфуризация газа При выборе того или иного процесса для энерго-генерирующей установки эффективность использования топлива является одним из главных показате лей. Однако при внутрицикловой газификации итоговый к.п.д. определяется не только эффективностью работы реактора газификации, но и всех других звеньев, включая систему утилизации тепла, выделяющегося в процессе газификации, и энергетический цикл.

Процесс с более высоким к.п.д. газификации может оказаться в итоге не самым выгодным, например по следующим причинам: ухудшаются возможности утилизации физического тепла процесса из-за высокого содержания смол в газах; возрастают потери вследствие конденсации водяного пара в системе низкотемпературной жидкостной очистки газа при неполной конверсии водяного пара в реакторе; уменьшается доля мощности вырабатываемой газотурбинной частью цикла и т.п.

Поэтому для правильной оценки эффективности необходимо анализировать схему в целом. Основные потери в процессе газификации, непосредственно влияющие на к.п.д. установки, - это процент недожога в выводимом шлаке, потери тепла в окружающую среду через наружную оболочку реактора и с физическим теплом шлака промежуточного теплоносителя и т.п., гидравлические потери по газовоздушному тракту, потери транспортного газа и газовой среды в шлюз-бункерах, расход электроэнергии на привод вспомогательных агрегатов.

Удельная теплота сгорания газа при использовании воздушного дутья получается в пределах 3,75-6,70 МДж/м3 (газ низкой теплоты сгорания) при использовании кислородного дутья - в пределах 9,0-18,8 МДж/м3. Газ с высокой теплотой сгорания (31-37 МДж/м3) можно получить методами пиролиза или с использованием вторичных процессов каталитического метанирования, значительно более сложных и дорогих. Такие процессы рассматриваются для производства заменителя природного газа.

Включение в тепловую схему ТЭС оборудования для газификации угля существенно усложняет схему и условия эксплуатации станции. Тепловая станция становится химико-энергетическим предприятием, так как, кроме газификационных и очистных установок, в составе ее появляются: станция разделения воздуха, установки для регенерации растворов сероочистки и производства товарной серы, устройства для нейтрализации стоков и хвостовых газов и т.п.

Большинство разработанных процессов газификации угля основаны на кислородном дутье и используют низкотемпературную газоочистку, широко применяющуюся в газовой и нефтеперерабатывающей промышленности. Твердые частицы, соединения серы и азота улавливаются из топливного газа. Сера в виде элементарной является товарным продуктом.

Для снижения выбросов NOx в газ могут быть введены вода или пар и/или азот. Образующийся при газификации шлак можно использовать для производства стройматериалов и в дорожном строительстве.

Концепция ПГУ с внутрицикловой газификацией угля впервые была успешно продемонстрирована в 1984-1989 гг на блоке 100 МВт ТЭС Кул Уотер в штате Калифорния (США). Филиал фирмы Доу Кемикал-Дестек эксплуатирует ПГУ мощностью 160 МВт с газификацией угля в г. Плаквемин (штат Лузиана, США). В Нидерландах сооружена ПГУ мощностью 250 МВт с газификацией угля по технологии фирмы Шелл с КПД 43,5%. Во всех этих ПГУ использованы газотурбинные установки на температуру около I363K.

Pages:     | 1 |   ...   | 14 | 15 || 17 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.