CC BY
65
ПГУ С ПРЕИМУЩЕСТВЕННЫМ ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
ЩИННИКОВ П. А., НОЗДРЕНКО Г.В., БОРОДИХИН И.В., БОРУШ О.В.
Новосибирский государственный технический университет
В статье рассмотрен вариант двухконтурной ПГУ. В качестве топлива в камере сгорания ГТУ используется газ, а для генерации пара высоких параметров в паровом котле — уголь. Такая схема позволяет обеспечить экономию газа по сравнению с бинарными ПГУ, но в то же время иметь более высокую эффективность по сравнению с угольными энергоблоками.
В основе предлагаемого варианта лежат новейшие отечественные научнотехнические разработки в области энергетики и топливоиспользования. Вариант ориентирован на предприятия отечественного энергетического машиностроения. Все технические решения отвечают принятой концепции развития РАО «ЕЭС России» до 2020 года и соответствуют современным представлениям о необходимости проектирования оборудования энергоблоков с применением новых технологий в рамках единого проекта.
Вариант парогазовой установки (ПГУ) с преимущественным
использованием твердого топлива заключается в следующем.
ПГУ комплектуется газотурбинной установкой (ГТУ) с камерой сгорания (КС), котлом-утилизатором (КУ) и паротурбинной установкой (ПТУ) с паровым котлом (ПК) (рис. 1).
газ
Рис.1. Принципиальная схема ПГУ с преимущественным использованием твердого топлива: ГТУ - газотурбинная установка; ПТУ - паротурбинная установка; КС - камера сгорания ГТУ; КУ - котел утилизатор; ПК - паровой котел; ВД - часть турбины высокого давления; СД -часть турбины среднего давления; НД - часть турбины низкого давления; К - конденсатор; Д - деаэратор; КН - конденсатный насос; ПН - питательный насос; ДТ - дымовая труба
Паротурбинная установка обеспечивает выработку электроэнергии и представляет собой двухконтурную паровую турбину с системой регенерации, предназначенную для работы в составе ПГУ. Паровой котел обеспечивает паровую турбину острым паром (первый контур паровой турбины) и частично -паром промежуточного перегрева (второй контур паровой турбины). Топливом для парового котла является уголь, сжигание которого осуществляют в стационарном кипящем слое на инертном материале (песок), при использовании в качестве окислителя газов, отработавших в ГТУ (в слое), и воздуха (в камере дожигания).
Газотурбинная установка обеспечивает выработку электроэнергии при сжигании газа в КС. При этом отработавшие в ГТУ и имеющие высокую температуру газы частично направляются в ПК в качестве агента, обеспечивающего стационарность кипящего слоя. Наличие в газах СО2 и водяных паров способствует процессам газификации в слое, а наличие О2 - обеспечивает начало процесса горения. Другая часть газов направляется в КУ, в котором обеспечивается перегрев остальной части пара промежуточного перегрева для второго контура паровой турбины, а также обеспечивается частичное вытеснение системы регенерации ПТУ (на рис.1 не показано).
Для обеспечения автономности работы ГТУ и ПТУ схема ПГУ предусматривает установку двух дымовых труб.
Вместе с тем, принципиально существует возможность обеспечить работу ГТУ в автономном режиме без дымовой трубы. В этом случае уходящие из КУ газы направляются последовательно в дополнительные теплообменники подогрева основного конденсата и вторичного воздуха для ПК, где охлаждаются до температуры «60 °С, а затем сбрасываются в градирню оборотной системы технического водоснабжения. Такое решение позволит обеспечить глубокую утилизацию отработавших в ГТУ газов и повысить эффективность ПТУ в целом.
ПГУ комплектуется серийно изготавливаемой газотурбинной установкой
ГТЭ-110. Производитель - НПО «Сатурн» (г. Рыбинск). Технические характеристики представлены в табл. 1. Основные показатели ГТЭ-110 Таблица 1
Наименование Показатель
Электрическая мощность, МВт 110
Коэффициент полезного действия, % по 180 2314 36,9
Диапазон рабочих температур, С -40...+40
Диапазон автоматического изменения нагрузок, % 0...100
Выбросы КОх, не более, мг/м3 50
Масса двигателя, т 60
Габариты энергоблока, мм 28800х6500х7000
Котел-утилизатор (КУ) относится к вновь проектируемому оборудованию. В предлагаемой схеме предназначен для генерации части пара второго контура ПТУ с давлением 2,7 МПа и температурой 500 °С, а также частичного вытеснения системы регенерации ПТУ.
КУ имеет три теплообменных контура. Основные расходные и тепловые характеристики КУ показаны на рис.2.
Рис.2. Структурная схема КУ: КГП - контур генерации пара; КВД - контур высокого давления;
КНД - контур низкого давления
Контур генерации пара имеет схему традиционного барабанного парового котла и включает три группы поверхностей нагрева: водяной экономайзер; испарительный контур и пароперегреватель.
Контуры высокого и низкого давлений представляют собой газо-водяные теплообменники и предназначены для нагрева питательной воды от температуры 160 до 218°С, при байпасе двух подогревателей высокого давления системы регенерации ПТУ, и основного конденсата от температуры 62 до 139 °С, при байпасе двух подогревателей низкого давления системы регенерации ПТУ соответственно.
Паропроизводительность котла-утилизатора составляет «110 т/час, его тепловая мощность по пару - «104 МВт; на контуре ВД - «20 МВт; на контуре НД
- 65 МВт. Котел-утилизатор может быть изготовлен НПО «Красный котельщик» (г. Таганрог) либо ЗиО (г. Подольск). Ориентировочные габариты и масса (по
аналогии с [1]): ширина в осях колонн - 10 м; глубина в осях колонн - 20 м; отметка на верхней точке котла - 30 м; площадь поверхностей нагрева парового контура - 25 000 м2; площадь поверхностей нагрева контуров ВД и НД - 6 000 м2; масса металла парового контура - 300 т; масса металла контуров ВД и НД - 110 т.
Паровая турбина также относится к вновь проектируемому оборудованию и может быть представлена в двух вариантах исполнения: на «докритические» и «закритические» параметры. В обоих случаях должна представлять собой новый класс паровых двухконтурных турбин, предназначенных для работы в составе ПГУ, и отвечать мировому уровню турбиностроения. Особенностью таких турбин является то, что расход пара в частях среднего и низкого давлений превышает расход острого пара, направляемый в голову турбины (часть высокого давления). Такое превышение обеспечивается за счет дополнительного контура по подготовке пара средних параметров. Как правило, дополнительный (второй) паровой контур работает параллельно с линией промежуточного перегрева пара.
Расчет тепловой схемы энергоблока позволяет сформулировать основные требования к паровой турбине (табл. 2).
Таблица 2
Требования к паровой турбине*
Наименование Показатель
Тип турбины Двухконтурная, конденсационная, без регулируемых отборов, с промежуточным перегревом
«докритические» параметры «закритические» параметры
Номинальная (максимальная) мощность, МВт 225 (240) 225 (240)
Температура острого пара (первый контур), °С 540 540
Температура пара промежуточного перегрева (второй контур), °С 500 500
Расход острого пара (первый контур), кг/с (т/ч) 162,5 (585) 166,2 (598)
Давление острого пара (первый контур), МПа 12,8 23,5
Расход пара второго контура, кг/с (т/ч) 173,9 (626) 167,2 (602)
Давление пара второго контура, МПа 2,7 3,75
Давление в конденсаторе, кПа 3,9 3,9
Число нерегулируемых отборов 7 7
Число цилиндров 3 3
Число выхлопов 2 2
Внутренний относительный КПД, % • ЧВД • ЧСД • ЧНД 88 90 88 88 90 88
* все параметры и показатели имеют ориентировочные значения
Паровой котел относится к вновь проектируемому оборудованию и сочетает в себе передовые достижения в области топливоиспользования - сжигание осуществляется в стационарном кипящем слое и сжигается специальным образом приготовленное твердое топливо.
В предлагаемом варианте в качестве топлива используется композитное жидкое топливо (КЖТ), приготовленное на основе кавитационных эффектов в специальных аппаратах [2].
Такое топливо обладает рядом особенностей:
• КЖТ - композитное жидкое топливо заданного качества, обладающее стабильными свойствами и содержащее при необходимости добавки, например кальцийсодержащую для связывания серы. При соотношении вода: уголь 15 к 85 % на рабочую массу Р„р составит 1813 ккал/кг против 2630 ккал/кг у исходного угля Б1. (Уголь марки Б1 дан в качестве примера.).
• КЖТ дает возможность эффективно использовать угольную мелочь, которая обычно составляет значительную часть добычи.
• Фракционный состав КЖТ не превышает 5 мкм, что в сочетании с активной ролью воды позволяет обеспечить высокую полноту сгорания ^4»1% для котлов кипящего слоя).
• При сжигании КЖТ в кипящем слое (с подачей топлива в виде капель) образуются наполняющие слой пористые угольные агломераты. Агломераты обладают прочностью, достаточной для длительного пребывания в слое, что способствует полноте выгорания, равномерности распределения топлива в слое и устойчивости процесса горения.
• При приготовлении КЖТ используется в основном стандартное оборудование и КИП, широко применяемые в промышленности.
На рис. 3 показана принципиальная схема организации сжигания в стационарном кипящем слое. При этом организация кипящего слоя обеспечивается отработавшими в газовой турбине газами. В этом случае используется физическое тепло уходящих газов (около 40 МВт в тепловом эквиваленте), а наличие в газах СО2 и Н2О инициирует процессы газификации в слое, что способствует полному выгоранию топлива.
в ГТУ газы
Рис. 3. Принципиальная схема организации сжигания КЖТ в слое:
ДВ - дутьевой вентилятор, Д - дымосос
Следует подчеркнуть, что для предлагаемой тепловой схемы не является определяющим вид твердого топлива, способ его сжигания и тип топочного устройства. Вместе с тем, известным преимуществом сжигания углей в кипящем слое является низкий выход оксидов азота, а использование КЖТ усиливает полезные эффекты по сравнению с пылеугольными котлами за счет снижения затрат энергии на пылеприготовление, усреднения качественных характеристик композитной смеси, вводом в смеси добавок (при необходимости), вовлечением в топливный баланс угольной мелочи и некоторых других.
Соотношение газов под слой ко вторичному воздуху над слоем принято 3:1 в соответствии с работой [3]. Характеристики парового котла показаны на рис. 4.
Острый пар
12,8 МПа, 540 °С, 162,5 кг/с
Уголь (КЖТ) 14,7 кг.у.т./с
Пар пром. перегрева
2.7 МПа, 500 °С, 143,3 кг/с
)-------
2.8 МПа
Питательная вода 248 °С
воздух 60 кг/с
/ух=140 °С
110 кг/с, 514 °С <2газ«41,1 МВт
Рис. 4. Некоторые параметры и характеристики парового котла
КПД парового котла, определяемый по обратному балансу, равен 6
П£ = 1 — ^ = 0,94 , где #2=0,045 (определено укрупненно по нормативному
і=2
методу) и для расчетов (в порядке оценки) принято #з=0; #4+#5=0,015 и #6=0.
Ориентировочный размер ячейки котла (по аналогии с котлами Фостер-Уиллер, Лурги): ширина 24 м; глубина 40 м; высота котла 55 м.
Котел может быть изготовлен ЗИО (г. Подольск).
Расчет тепловой схемы проведен укрупненно на основе уравнений теплового и материального балансов. Результаты расчетов представлены на рис. 5.
КПД ПГУ нетто определяется по выражению
нетто _ пПГУ = г
АТ ^ГТУ , лт ПТУ
N ГТУЛСн + N ПТУЛСн
0,123 0,123 ПТУ
------N ГТУ +^7— N ПТУ п сн
Лгту
п
ПГУ
29,3
3,6
й ГАЗ
где Nгту - мощность на клеммах генератора газотурбинной установки,
ПТУ
работающей в составе ПГУ, МВт; Пен - КПД собственных нужд ГТУ (в
основном - затраты на дожимной компрессор и системы охлаждения, принят на уровне 0,99); Nстy - мощность на клеммах генератора паротурбинной
ПТУ
установки, работающей в составе ПГУ, МВт; Пен - КПД собственных нужд
ПТУ (принят на уровне 0,955); ПГТУ - КПД ГТУ брутто (на расчетном режиме -5 °С); Ппгу0 - КПД ПТУ нетто определяется по выражению
„нетто _____________^ПТУ_________________ „ПТУ
ППТУ _ _ /. . ч _ чПкПСН ,
В0 (0 - кпВ ) + ВПП (ПП - кПП )
где Во, Впп - расход пара на ПТУ и пара промежуточного перегрева, кг/с; ко, Апв , кпп, кпп - энтальпии острого пара, питательной воды, пара горячей и холодной нитки промперегрева, кДж/кг; й газ - тепло, вносимое в топку котла с дымовыми газами ГТУ:
й ГАЗ _ С ГАЗ ср (і Г - і ух ) •
В этом выражении Сгаз - расход газов ГТУ на котел, кг/с; Ср -
теплоемкость воздуха, кДж/(кг-К); і г - температура газов за ГТУ, °С; і ^ -
температура уходящих газов котла, °С.
Составляющие повышения эффективности предложенной тепловой схемы можно представить следующим образом:
• за счет использования теплоты уходящих из ГТУ газов в утилизационном контуре - «5,2%;
• за счет использования теплоты уходящих из ГТУ газов в паровом котле для обеспечения кипящего слоя с частичным вытеснением системы подогрева вторичного воздуха - «2,1%;
• за счет повышения внутреннего относительного КПД паровой турбины -«1,5%;
• за счет повышения КПД парового котла - «1,5%.
В табл. 3 представлена структура капиталовложений, а в табл. 4 - основные показатели ПГУ.
Таблица 3
Структура капиталовложений в ПГУ
Наименование Значение
ПТУ с докритическим и параметрами ПТУ с закритическими параметрами
Электротехническое оборудование 8%
Строительные конструкции и работы 20%
Теплотехническое оборудование: 72%
В том числе, в % от теплотехнической части
Паровой котел 28 30
Котел-утилизатор 4 4
Газотурбинная установка с системами 20 22
Паротурбинная установка с системами 13 12
Вспомогательное оборудование котла 9 8
Трубопроводы и пуско-сбросные устройства 10 10
Водоподготовка 6 5
Средства автоматизации и КИП 10 9
Итого по теплотехнической части 100 100
Рис. 5. Тепловая схема ПГУ с турбиной К-225-130
Следует отметить, что принципиально существует возможность увеличить эффективность энергоблока в целом за счет глубокого охлаждения отработавших в ГТУ газов. Для этого необходимо последовательно обеспечить байпас основного конденсата из нижнего ПНД через газоводяной подогреватель и предварительный подогрев вторичного воздуха до температуры +30 °С в газо-воздушном
подогревателе. Охлажденные до температуры »+60 °С отработавшие газы сбрасываются в градирню оборотной системы циркводоснабжения. Дымовая труба для ГТУ отсутствует, что снижает капиталовложения в ПГУ при сохранении возможности работы ГТУ в автономном режиме. В этом случае, за счет вытесненных отборов (на нижний ПНД и калорифер) может быть получено дополнительно 0,6 МВт электроэнергии, при 6000 часах работы в год - 3 600 МВт-ч, что (при ЦЭЭ=1000 руб/МВт-ч) составит 3,6 млн. руб/год.
Таблица 4
Основные показатели ПГУ
Наименование показателя на расчетном режиме при температуре воздуха -5°С Значение
ПТУ с докритическими параметрами ПТУ с закритическими параметрами
Мощность ГТУ, МВт 130
Мощность ПТУ, МВт 240
Мощность ПГУ, МВт 370
КПД ГТУ, % 38,7
Температура выхлопных газов (при температуре воздуха -5 °С), °С 514
КПД ПГУ, % 46,5 48,1
Расход условного топлива ПГУ, кг.у. т/кВт-ч 0,264 0,256
Расход условного топлива на ГТУ, кг. у. т/кВт-ч 0,318 0,318
Расход натурального топлива (газ с Онр=36 МДж/м3), тыс. м3/час 33,6 33,6
Расход условного топлива на ПТУ, т.у.т/ч 53,4 50,3
Расход натурального топлива (КЖТ с Qнр=7,85 МДж/кг), т/ч 199,3 187,6
Капиталовложения, млрд. руб. V* 2, 1 *, 9
Издержки на топливо (при Цгаз=1000 руб./ тыс. м3, Цуголь=500 руб./т.н. т), млрд. руб. 0,8 0,76
Срок окупаемости (при ЦЭЭ=1000 руб./МВт-ч), лет 8 *, 6
* в зависимости от состава оборудования
В условиях применения паровой турбины закритических параметров КПД ПГУ может быть увеличен (табл. 3). Турбины могут быть
спроектированы и изготовлены АО ЛМЗ. В зависимости от варианта паровой турбины тепловая схема принципиальных отличий не имеет (разница лишь в байпасировании ПВД). Для схемы на закритические параметры котел-утилизатор отличается в части КВД и КНД, а паровой котел - прямоточный.
Вывод
Предложена схема двухконтурной ПГУ с преимущественным использованием твердого топлива, которая сочетает передовые научнотехнические достижения, ориентирована на предприятия отечественного энергетического машиностроения, позволяет экономить газ по сравнению с бинарными ПГУ и одновременно иметь эффективность, недостижимую чисто угольными технологиями. Расчетная эффективность составляет 46,5...48,1 % в зависимости от состава оборудования.
Summary
In article are considered variation of double-pressure combined-cycle plant (CCP).
As a fuel is used gas in the combustion chamber, and coal is used for generation of steam with high parameters. This scheme allows providing gas saving in comparison with binary CCP, but at the same time having a more high efficiency in comparison with coal power units.
Литература
1. Энергетическое оборудование для тепловых электрических станций и промышленной энергетики: Номенклатурный каталог. Часть 1. - М.: ЦКТИ, 1998.
- 128 с.
2. Щинников П.А., Евтушенко Е.А., Овчинников Ю.А. и др. Новая технология сжигания твердого топлива // Теплоэнергетика. - 2001. - №7. - С.30-32.
3. Листратов И.В., Делягин Г.Н., Кондратьев А.С. и др. Опыт промышленного внедрения чистой угольной технологии кипящего слоя на водоугольном топливе // Энергетическая политика. - Вып.5. - 2004. - С.52-57.
Поступила 16.11.2006
