Пгу с вы­соконапорным парогенератором

ГВЭ — газоводяной экономайзер; ПК — паровой котел; осталь­ные обозначения см. на рис. 9.8.
Полузависимые ПГУ целесообразно устанавливать в европейской части СССР. По данным ЛМЗ рекомендуются следующие со­четания паровых и газовых турбин: 1 X К-300-240+1 Х ГТЭ-150-1100; 1 Х К-500-130+ 1 Х ГТЭ-150-1100; 1 X К-1200-240 + 2 X ГТЭ-150-1100 и др. Увеличение расчетных капитальных вложений в газотурбинную ус­тановку составит около 20%, а экономия ус­ловного топлива в энергосистеме при эксплуа­тации ПГУ в пиковом режиме— (0,5—1,0) X Х10⁶ кг/год. Для получения пиковой мощности перспективно использование в схе­ме полузависимых ПГУ также теплофикаци­онных установок.
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 ЦКТИ различные схемы парога­зовых установок с высоконапорными пароге­нераторами и внутрицикловой газификацией твердого топлива (рис. 20.15), позволяющие перевести парогазовые установки целиком на уголь.

Рис. 9.15. Принципиальная тепловая схема ПГУ с ВПГ и внутрицикловой газификацией угля:

/—сушка топлива;2 — газогенератор; 3 — высоконапорный парогенератор (ВПГ); 4 — барабан-сепаратор; 5 — дополнительная ка­мера сгорания ВПГ; 6—циркуляционный насос ВПГ; 7—экономайзер утилизации теплоты уходящих газов газовой турбины; 8—ды­мовая труба; 9—скруббер; 10— подогреватель генераторного газа; ДК —дожимающий компрессор; ПТ — паровая приводная турби­на; РГТ— расширительная газовая турбина; /— свежий пар; // — пар промперегрева;/// — сжатый воздух после компрессора; IV — очищенный генераторный газ; V — зола; VI—IX — питательная вода и конденсат турбины
Предварительно измельченный уголь (дробленка угля 3—10 мм) подается для под­сушки в сушилку и через окислитель (для предотвращения шлакования) в газогенера­тор. Один из вариантов схемы — газификация угля в газогенераторе с «кипящим» слоем на паровоздушном дутье. Газификация топлива обеспечивается подачей в газогенератор воз­духа после дожимающего компрессора и пара из «холодной» нитки промежуточного пере­грева. Воздух для газификации в количестве примерно 3,2 кг на 1 кг кузнецкого угля по­следовательно сжимается в основном и дожи­мающем компрессорах (давление повышается на 10%) и после смешения с паром поступает в газогенератор. Газификация угля происхо­дит при температуре, близкой к 1000 °С.
Генераторный газ охлаждается, отдавая свою теплоту рабочему телу паротурбинной части, затем очищается от механических при­месей и серосодержащих соединений и после расширения в расширительной газовой тур­бине (для уменьшения потребления пара при- водной турбиной дожимающего компрессора) поступает в высоконапорный парогенератор и его дополнительную камеру сгорания для сжигания. Остальная часть тепловой схемы совпадает со схемой обычной ПГУ с ВПГ.
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 паровоздушным 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. Рассмотренный парогазовый энергоблок будет использован при создании более мощ­ных ПГУ-1000 на углях Кузнецкого, Экибастузского и Канско-Ачинского бассейнов.
Парогазовые установки получили доста­точно широкое применение в США, ФРГ, Япо­нии, Франции и др. В ПГУ в основном сжи­гается природный газ и жидкое топливо раз­личных видов. Внедрению ПГУ способствова­ло появление мощных ГТУ (70—100 МВт) с начальной температурой газов 900—1100°С. Это позволило применить ПГУ с утилизаци­онными паровыми котлами (рис. 9.16) бара­банного типа с принудительной циркуляцией среды и давлением пара 4—9 МПа в зависи­мости от того, производится в них дополни­тельное сжигание топлива или нет. На рис. 9.17 дана схема утилизационного паро­вого котла для ПГУ с газовой турбиной МW701. Котел выполнен для двух давлений пара. Он имеет поверхности нагрева из оребренных труб низкого и высокого давления со своими барабанами в блоке с деаэратором питательной воды.

Рис. 9.16. Принципиальные схемы зарубежных парога­зовых установок с утилизационными паровыми котла­ми: