Пгу с вы­соконапорным парогенератором

Рис. 9.8. Принципиальная тепловая схема парогазовой установки ПГУ-250 с высоконапорным парогенера­тором ВПГ-600-140:
БС - барабан-сепаратор; ПЕ — пароперегреватель; ПП — промежуточный перегреватель; И — испарительные поверхности нагре­ва; ЦН— циркуляционный насос; ЭК1 — ЭКШ — газоводяные экономайзеры утилизации теплоты уходящих газов ГТУ; ДПВ — деаэратор питательной воды; ДКС— дополнительная камера сгорания
Высоконапорный парогенератор является общей камерой сгорания топлива для паро­турбинной и для газотурбинной установки. Особенностью такой ПГУ является и то, что избыточное давление газов в схеме позволяет не устанавливать дымососы, а воздушный компрессор заменяет дутьевой вентилятор; от­падает необходимость в воздухоподогревателе. Пар из ВПГ направляется в паротурбинную установку, имеющую обычную тепловую схему.
Существенным преимуществом данной ус­тановки является уменьшение габаритов и массовых показателей ВПГ, работающего придавлении в газовом тракте 0,6—1,2 МПа. Высоконапорный парогенератор целиком из­готавливается в заводских условиях. В соот­ветствии с требованиями транспортировки паропроизводительность одного корпуса ВПГне превышает 350-10³ кг/ч. Парогенератор ВПГ-650-140-545/545 ПО ТКЗ, например, состоит из двух корпусов. Его газоходы экра­нированы сварными газоплотными панелямииз оребренных труб.
ПГУ с ВПГ целесообразно применять при умеренных температурах газов перед ГТУ. С увеличением этой температуры уменьшается доля теплоты, передаваемой газами поверх­ности нагрева высоконапорного парогенера­тора.
Автономная работа паровой ступени ПГУ с ВПГ невозможна, что является недостатком этой схемы, требующей равной надежности газотурбинной установки, паровой турбины, парогенератора. Применение ГТУ со встроен­ными камерами сгорания (например, ГТЭ-150) также недопустимо.Использование ПГУ с ВПГ перспективно в схемах с внутрицикловой газификацией угля.На рис. 9.9 показана компоновка ПГУ-200-250 с турбинами К-160-130 и ГТ-35-770 или К-210-130 и ГТ-45-3. Аналогич­ная установка ряд лет успешно работает на Невинномысской ГРЭС. Применение таких ПГУ способно обеспечивать экономию топли­ва на ТЭС на 15%, снижение удельных капи­таловложений на 12—20%, снижение метал­лоемкости оборудования на 30% по сравне­нию с паротурбинной ГРЭС.ПГУ со сбросом газов газовой турбины в топку парового котла характеризуются тем, что уходящие газы газовой турбины являются высокоподогретым (450—550°С) забалласти­рованным окислителем с содержанием кисло­рода 14—16%. По этой причине их целесооб­разно использовать для сжигания основной массы топлива в паровом котле (рис. 9.10). ПГУ по такой схеме реализована и успешно работает на Молдавской ГРЭС (станционные энергоблоки № 11 и 12). Для ПГУ использовано серийное оборудование: паровая турбина К-210-130 ПОТ ЛМЗ на параметры пара 13 МПа, 540/540 °С, газовая турбина ГТ-35-770 ПОАТ ХТЗ, электрогенераторы па­ровой и газовой ступеней ТГВ-200 и ТВФ-63-243, однокорпусный паровой котел с естественной циркуляцией типа ТМЕ-213 производительностью 670*10³ кг/ч. Котел поставляется без воздухоподогревателя и мо­жет работать как «под наддувом», так и с уравновешенной тягой. Для этого в схеме предусмотрены дымососы ДС. Данная схема ПГУ позволяет работать в трех различных режимах: режим ПГУ и режимы автономной работы газовой и паровой ступеней.

Рис. 9.9. Компоновка главного корпуса ПГУ-250 с высоконапорным парогенератором:
а — поперечный разрез; б — план; обозначения см. на рис. 9.8
Основным является режим работы уста­новки по парогазовому циклу. Уходящие газы газовой турбины (в ее камере сгорания сжи­гается жидкое газотурбинное топливо) пода­ются в основные горелки котла. В горелки по­ступает и подогретый в калорифере недостаю­щий для процесса горения воздух, нагнетае­мый вентилятором дополнительного воздуха ВДВ. Уходящие газы парового котла охлаж­даются в экономайзерах высокого и низкого давления и затем направляются в дымовую трубу. Через экономайзер высокого давления ЭКВД как в режиме ПГУ, так и при авто­номной работе паровой ступени подается при­мерно 50% питательной воды после питатель­ных насосов. Затем вся питательная вода поступает в основной экономайзер котла с температурой 250°С. В экономайзер низкого давления ЭКНД поступает основной конденсат турбины после ПНД5 (при нагрузках больше 50%) либо после ПНД4 (при нагруз­ках ниже 50%). В связи с этим регенератив­ные отборы паровой турбины частично раз­гружены, а давление пара в ее проточной части несколько возрастает; увеличен пропуск пара в конденсатор турбины.
При автономной работе паровой ступени воздух, необходимый для сжигания топлива в котле, подается дутьевым вентилятором ДВ в калориферы, где подогревается до 180 °С и затем направляется в горелки. Паровой котел работает под разрежением, создаваемым ды­мососами ДС. При автономной работе газо­вой ступени уходящие газы направляются в дымовую трубу.
Возможность работы ПГУ в различных режимах обеспечена установкой автоматиче­ски управляемой системы быстрозапорных газовоздушных шиберов (заслонок) большого диаметра, монтируемых на газовоздуховодах для отключения того или иного элемента ус­тановки. Это удорожает схему и снижает ее надежность.
С повышением температуры газов перед газовой турбиной ПГУ и при более низкой степени сжатия воздуха в компрессоре со­держание кислорода в уходящих газах газо­вой турбины уменьшается, что требует подачи дополнительного количества воздуха. Это при­водит к увеличению объема газов, проходя­щих через конвективные поверхности нагрева парового котла, а также потерь теплоты с уходящими газами  . Возрастает и расход электроэнергии на привод дутьевого вентиля­тора. При сжигании в котле твердого топлива подогретый воздух используется в системе пылеприготовления.
Опыт эксплуатации ПГУ-250 на Молдав­ской ГРЭС показал, что ее экономичность в значительной степени зависит от нагрузки паровой и газовой ступеней. Удельный р асход условного топлива при номинальной нагруз­ке 240—250 МВт достигает 315 г/(кВт-ч).Парогазовые электростанции подобного типа широко распространены за рубежом (США, Англия, ФРГ и др.). Преимущество ПГУ этого типа заключается в том, что ис­пользуется паровой котел обычной конструк­ции, в котором возможно применение любого вида топлива, в том числе твердого. В камере сгорания ГТУ сжигают не более 15—20% необходимого для всей ПГУ топлива, что уменьшает потребление его дефицитных сортов. Пуск такой ПГУ обычно начинают с пуска ГТУ, использование теплоты уходя­щих газов которой позволяет поднять в паро­вом котле параметры пара и сократить коли­чество топлива, расходуемого на пуск паро­турбинного оборудования.

Рис. 9.10. Принципиальная тепловая схема ПГУ-250 со сбросом газов ГТУ в топку парового котла:

ПЕ— пароперегреватель свежего пара; ПП—промежуточный пароперегреватель; ЭК, ЭКВД, ЭКНД — экономайзеры: основной, вы­сокого и низкого давления; П1 –П7 — подогреватели системы регенерации паровой ступени; ДПВ — деаэратор питательной во­ды; ПЭН, КН, ДН — питательный, конденсатный, дренажный насосы; НР — насос рециркуляции основного конденсата в ЭКНД; ДВ, ВДВ — вентиляторы дутьевой и дополнительного воздуха; КЛ1,КЛ11 — калориферы первой и второй ступеней; В — впрыскпитательной воды из промежуточной ступени ПЭН; ДС — дымосос