Netradits_Energetika_Uch_1

душный компрессор; 5 – камера сгорания; 6 – газовоздушный теплообменник; 7 – испарительная камера; 8 – «мокрый» водяной экономайзер; 9 – влагосепаратор; 10 – двигатель произвольного типа; 11 – конденсатор теплового насоса; 12 – редукционный клапан; 13 – испаритель теплового насоса; 14 – компрессор парового теплового насоса; 15 – поршневой газовый двигатель (см. также c. 251)

Рис. 3.29. Окончание

перегрев. Температуру перед газовой турбиной сохраняют на наивысшем допустимом уровне; при рабочих давлениях и температурах, применяемых в настоящее время в ГТУ, отношение удельных работ, совершаемых пароводяным и газообразным рабочим телом, составля-

251

ет величину порядка 4…5; т.е. при неизменных КПД компрессора, давлении и расходе воздуха каждый процент впрыснутой влаги увеличивает мощность установки на 4…5 %;

3.29, з – схема ГПУ-ПК, в которой пар, поступающий в проточную часть турбины целиком генерируется в котле-утилизаторе; этот котелутилизатор работает при давлении, близком к давлению в камере сгорания; основные особенности установки ГПУ-ПК – это возможность полного обессоливания пара, подаваемого в газовый тракт котла и сокращение (по сравнению со схемой ГПУ-К) тепловых потерь, если генерация пара происходит только за счет отходящего тепла турбины, то КПД комбинированной установки приближается к КПД обычной ГТУ при небольших степенях повышения давления; существенные преимущества данная схема имеет в теплофикационных установках, где пар из котла-утилизатора может использоваться (в зависимости от графика нагрузок либо для удовлетворения тепловых потребностей, либо для снятия пиков электрической нагрузки; однако количество генерируемого пара лимитируется возможностью использования отходящего тепла; как правило, соотношение между расходом пара и газа (воздуха) в установках типа ГПУ-ПК в пределах 10…20 %;

3.29, и – схема, где возможно охладить продукты сгорания котельной установки практически до любой, в принципе сколь угодно низкой температуры; проблема эта весьма актуальна, так как в дымовые трубы обычных котельных установок уносится до 18…40 % теплоты сжигаемого топлива, включая и теплоту водяных паров в продуктах сгорания; полезному использованию этого тепла в обычных котлах препятствует малое нормальное давление водяных паров в уходящих газах; во многих случаях утилизация теплоты конденсации этих паров становится возможной, если увеличить общее давление уходящих газов; в этой схеме компрессор подает воздух в камеру сгорания высоконапорного парогенератора; уходящие газы (для снижения их температуры) за этим парогенератором охлаждаются в «мокром» водяном экономайзере, где благодаря повышенному давлению может конденсироваться значительное количество водяных паров, образовавшихся при сгорании топлива; после отделения влаги в сепараторе осушенные газы расширяются до атмосферного давления в турбине, которая в данном случае выполняет функции детандера; приводом надувного

252

агрегата помимо детандера служит приводной двигатель; если мощность приводного двигателя достаточна, то температура уходящих газов может оказаться даже ниже температуры атмосферного воздуха; в этом случае цикл теплового насоса позволяет не только полностью использовать химическую энергию топлива, но и утилизировать некоторое количество физического тепла атмосферного воздуха, используемого для горения; использование этой схемы при газообразном топливе не встречает никаких принципиальных трудностей;

3.29, к – схема целесообразна для применения там, где имеется потребитель газа и какой-либо источник сбросного тепла, а малые масштабы установки делают нецелесообразным строительство ТЭЦ; схема содержит помимо обычных элементов компрессионного теплового насоса поршневой приводной газовый двигатель с водогрейным кот- лом-утилизатором; благодаря тому, что повышение температуры потребляемой воды последовательно осуществляется в схеме теплового насоса и в системе утилизации отходящего тепла двигателя, получается эффект, недоступный ни одной другой установке; расход газа на единицу тепловой энергии в схемах «и» и «к» с тепловыми насосами значительно ниже, чем на ТЭЦ; это весьма важно для районов с ограниченными ресурсами газоснабжения. (Более подробно схемы 3.29, и

и 3.29, к показаны на рис. 1.29 и 2.29.)

Таким образом, все приведенные схемы можно разделить на три группы.

• Группа 1 включает схемы 3.29, а–3.29, е. Характерным для схем этой группы является отсутствие контакта между продуктами сгорания и парожидкостным рабочим телом; каждый из рабочих агентов движется по самостоятельному контуру и взаимодействие между ними осуществляется лишь в форме теплообмена в аппаратах поверхностного типа. Схемы этой группы относятся к комбинированным парогазовым установкам с раздельными контурами рабочих тел.

Установки этой группы называются парогазовыми (схема 3.29, а приведена как пример простейшей паросиловой установки – ПСУ, ее еще можно называть и паротурбинной (ПТУ), если силовой установкой является паровая турбина).

В установках такого рода в качестве парожидкостного рабочего тела в принципе может быть выбрано любое вещество. Однако основ-

253

ной практический интерес представляет пароводяное рабочее тело. Оно и используется в реальных ПГУ.

При этом схема 3.29, е отличается тем, что в ней в паровом цикле используется только отходящее тепло газового цикла. Поэтому данную схему следует выделить и можно назвать бинарной газопаровой – БГПУ или бинарной.

yГруппа 2 включает схемы 3.29, ж и 3.29, з. Характерным для схем этой группы является непосредственный контакт (смешение) продуктов сгорания и пароводяного рабочего тела. Соответствующие установки относятся к группе газопаровых ГПУ. Почти во всех установках этой группы преобладающая часть объединенного потока рабочего тела приходится на газообразные продукты сгорания. Установки с впрыском воды в газовый тракт принято называть газопаровыми контактными – ГПУ-К (схема 3.29, ж).

В установках этого типа испарение происходит в потоке продуктов сгорания. Однако могут быть осуществлены схемы, использующие газопаровые смеси, где генерация пара осуществляется в аппаратах поверхностного типа (схема 3.29, з). Образование пара в поверхностных аппаратах создает ряд специфических условий как для удаления солей, так и для осуществления основных термодинамических процессов.

Такие установки, в отличие от предыдущих, целесообразно называть газопаровыми установками полуконтактного типа ГПУ-ПК.

yГруппу 3, включающую схемы 3.29, и и 3.29, к, можно отнести к комбинированным установкам тепловых насосов. В них совместное применение газового и парового циклов повышает температурный уровень бросового тепла и тем самым дает возможность его полезно использовать.

При этом работа ГТ-МТЭЦ проводится по трем режимам: теплофикационному (с отпуском тепла и электроэнергии), являющимися расчетным режимом работы; по электрическому графику нагрузки (без отпуска тепла), который по аналогии с паротурбинными ТЭЦ можно было бы назвать условно «конденсационным»; по тепловому графику нагрузки (без отпуска электрической энергии), при котором отпуск тепла обеспечивается при сжигании газа или мазута в среде холодного воздуха (ввиду остановки ГТУ).

254

На рис. 3.30 показаны схемы газотурбинных мини-ТЭЦ, для которых приняты следующие обозначения: К – компрессор; ГТ – газовая турбина; ПТ – паровая турбина; ПСВ – подогреватель сетевой воды; КС – камера сгорания; Г – электрогенератор; Р – реактор газификации; Ф – электрические, тканевые или керамические фильтры; С – сероочистка; А – азотоочистка дымовых газов; ПНД, ПВД – подогреватели системы регенерации; КА – котлоагрегат; 1 – воздух, 2 – газовое топливо; 3 – отработавшие в турбине газы; 4 – уходящие газы; 5 – вода из теплосети; 6 – вода в теплосеть; 7 – пар на турбину; 8 – линия питательной воды; 9 – пар из регулируемого отбора, БМ-биомасса.

Утилизационная схема обеспечивает максимальную электрическую мощность при заданном тепловом потреблении. Схема с дожиганием (рис. 3.30, а) дает максимальное использование теплоты сгорания топлива, однако выработка электроэнергии при заданном тепловом потреблении минимальна.

Газотурбинные мини-ТЭЦ

Ниже показаны некоторые схемы газотурбинных мини-ТЭЦ. Преимущество схемы 3.30, а, б в том, что в ней могут использо-

ваться серийно выпускаемые паровые котлы с незначительной реконструкцией горелок, а также с установкой дополнительной секции экономайзера вместо воздухоподогревателя.

Осуществление теплофикационных ГТУ на твердом топливе является одним из ключевых вопросов развития теплоэнергетики [87]. Наиболее ясным [22, 32, 60, 62, 69, 78], хотя и дорогим (по сравнению с ГТУ на природном газе), является объединение ГТУ с системой газификации угля (рис. 3.30, б). Газификация и последующая очистка газа позволяют освободить выбросы ГТ-МТЭЦ от пыли (золы) и соединений серы, а также избежать образования окислов азота из связанного в топливе азота.

Согласно [11, 26], в энергетике развитых стран ожидается крупномасштабное внедрение газогенераторных технологий на биомассе, преимущество которых перед технологиями прямого сжигания заключается в существенно меньшем загрязнении окружающей среды (20…70 %). Основными газогенераторными технологиями для использования в схемах паросиловых и дизельных электростанций оста-

255

ется атмосферная газификация, а для использования в парогазовых и газотурбинных электростанциях – газификация под давлением. Для энергетических установок малой мощности (менее 5…10 МВт) альтернативы циклу Дизеля в период 2000-х гг. не наблюдается. В перспективе – применение двигателя Стирлинга и газовых турбин. Создание перспективных отечественных биотопливных электростанций

256

в

г

Рис. 3.30. Схемы газотурбинных ТЭЦ:

а, б – ГТУ-ТЭЦ: а – с дожиганием топлива, б – с внутрицикловой газификацией угля; в – НГТУ-ТЭЦ с внешним сжиганием угля; г – ПТУ-ТЭЦ

257

повышенной мощности (10…100 МВт) возможно на основе отечественных ПГУ, опыта газификации углей [63…65, 85…88], а также опыта очистки тонких аэрозолей и запыленных потоков (целесообразно использование конверсионных технологий оборонных отраслей).

7.3.ГАЗОГЕНЕРАТОРНЫЕ ТЭС С ДВИГАТЕЛЯМИ ВНУТРЕННЕГО СГОРАНИЯ (ДВС) НА БИОМАССЕ

Как указывалось ранее, термохимическая газификация биомассы позволяет получить, в зависимости от способа ее реализации, газ с теплотой сгорания от 4 до 20,0 МДж/нм3. Наиболее простой, слоевой обращенный процесс с воздушным дутьем дает газ с теплотой сгорания 4…6 МДж/нм3. Для его получения разработаны установки с тепловой мощностью от 1 до 5 МВт (газогенераторы системы «Лес», например).

Эти газогенераторы слоевого типа, работающие по принципу обращенного горения, могут быть использованы в тепловых схемах ТЭС с ДВС и газовыми турбинами.

При этом генераторный газ [26] в равной степени может быть использован как в двигателях с искровым зажиганием, так и в дизелях. Дизельные двигатели при переводе их на генераторный газ могут эксплуатироваться в режиме газодизеля с сохранением подсветки жидким топливом до 20 % (по теплу) либо переводиться полностью на генераторный газ, но при этом необходимо вводить искровое зажигание. В перспективе для ТЭС с ДВС целесообразно использовать двигатели Стирлинга, для которых требования к качеству газа существенно ниже.

Преимущество использования ДВС для ТЭС по сравнению с прямым использованием газа в газотурбинном двигателе состоит в том, что для них не требуется:

yсоздания специальных камер сгорания;

yобеспечения повышенной степени очистки генераторного газа;

yприменения замкнутых или полузамкнутых схем.

Для ТЭС и ДВС необходимо обеспечить:

y измельчение и сушку растительной биомассы (что имеет практическое инженерное решение);

258

y подготовить генераторный газ к сжиганию в дизеле, т. е. охладить его, очистить от твердых частиц и кипящей смолы. Это обеспечивается нижним отбором газа из газогенератора, при котором он проходит через высокотемпературную зону, где осуществляется крекинг.

На стоимостные показатели газогенераторных ТЭС существенное влияние оказывает влажность и дисперсный состав исходной биомассы. С увеличением влажности уменьшаются теплота сгорания сухого газа и КПД установки в целом.

При использовании мелкофракционного топлива увеличивается интенсивность процесса газификации, улучшается состав и повышается теплота сгорания газа. Кроме того, на эффективность тепловой схемы газогенераторной ТЭС оказывают влияние конструктивные характеристики самого генератора, состав паровоздушной смеси и температура процесса. При влажности, например древесной биомассы 65 %, калорийность получаемого генераторного газа получается весьма низкой. Поэтому при использовании влажной древесины необходима ее подсушка до влажности, близкой к гигроскопичной (примерно 30 %). Подсушка может осуществляться теплом самого генераторного газа, который отдается воздухом в теплообменнике. Сушка древесины осуществляется в слоевой сушилке.

Выполненные ТОО «Энерготехнология» (С-Петербург) расчеты сушки древесной биомассы генераторным газом для газогенераторной установки тепловой мощности 3,0 МВт показали потребное его количество для обеспечения необходимой сушки (табл. 3.31).

Т а б л и ц а 3.31

Дополнительное тепло от сжигания генераторного газа (для установки тепловой мощностью 3 МВт), потребное для сушки биомассы

Полученные в таблице значения рассчитывались при следующих значениях температур:

y температура генераторного газа на выходе из генератора – 650 °С (т.е. на входе в воздухоподогреватель);

259

yна выходе из воздухоподогревателя температура газа – 150 °С;

yтемпература холодного воздуха на входе в воздухоподогрева-

тель 0 °С, на выходе 200 °С;

yтемпературавоздуха навходе в сушилку 200 °С, на выходе100 °С.

yудельный вес сухого газа 1,13 кг/нм3.

Как видно из расчетов [26], физического тепла газогенератора мощностью 3,0 МВт достаточно для подсушки древесины до 45 %. Для подсушки древесины с большей влажностью необходим дополнительный источник тепла (например, тепло от сжигания части газа или тепло отходящих газов дизеля). Приведенные расчеты показывают, что газогенератор тепловой мощностью 3,0 МВт (с учетом расходов генераторного газа на сушку биомассы) может обеспечить газом работу энергетической газогенераторной установки с дизель-генератором мощностью 1,0 МВт.

На основе изложенных выше принципиальных условий обеспечения эффективности работы газогенераторной ТЭС с ДВС, работающей на древесной биомассе, в ТОО «Энерготехнология» и Центральным научно-исследовательским дизельным институтом (ЦНИДИ) на уровне ТЭО выполнена проработка технологического модуля автономной газогенераторной ТЭС (модуля автономного энергоснабжения), использующей в качестве основного топлива растительную биомассу.

Модуль включает в себя элементы, показанные на рис. 3.31. Приемный бункер 1 предназначен для накопления растительной

массы. Из него биомасса скребковым (или другими) транспортером 2 подается в бункер 3 газогенератора 8. Через входное устье, регулируя шиберным затвором 4 из бункера 3 сырье подается в сушильную камеру 5, где происходит сушка биомассы путем продувки слоя горячими газами (воздухом) с температурой около 200 °С. Образующийся водяной пар вместе с сушильными газами выбрасывается в атмосферу через трубу 6. Из сушильной камеры 5, минуя шиберный затвор 7, сырье подается в камеру газификации 8. Последняя представляет собой футерованную изнутри шахту. В среднюю часть камеры газификации через фурмы вдувается воздух для поддержания горения (газификации с недостатком кислорода). Тепло, выделяющееся при сгорании части топлива, расходуется на его нагрев, досушку и термическое разложение, а также на обеспечение восстановительных реакций водяного пара

260