Анализ работы парогазовых установок с внутрицикловой газификацией угля

Министерство науки и высшего образования 

Российской Федерации 

Уральский федеральный университет  

имени первого Президента России Б. Н. Ельцина 

А. Ф. Рыжков, П. С. Филиппов, Т. Ф. Богатова

Анализ работы  

парогазовых установок  

с внутрицикловой  
газификацией угля 

Учебное пособие 

Рекомендовано методическим советом  
Уральского федерального университета  

для студентов вуза, обучающихся 

по направлению подготовки 

13.03.01, 13.04.01 — Теплоэнергетика и теплотехника

Екатеринбург 

Издательство Уральского университета 

2019 

УДК 662.7:621.16+621.438(075.8)
ББК 31.363я73+35.513.2я73 
          Р93 

Рецензенты:
завкафедрой «Теплофизика» Сибирского федерального университета 
канд. техн. наук А. А. Дектерев;
завкафедрой механики и автоматизации технологических процессов 
и производств НЧОУ ВО «Технический университета УГМК» канд. 
физ.-мат. наук П. Ю. Худяков 

Научный редактор — д-р техн. наук, проф. В. Л. Шульман 

Р93

Рыжков, А. Ф.
Анализ работы парогазовых установок с внутрицикловой газификацией угля : учебное пособие / А. Ф. Рыжков, П. С. Филиппов, Т. Ф. Богатова ; Мин-во науки и высшего образования РФ. — 
Екатеринбург : Изд-во Урал. ун-та, 2019. — 168 с.
ISBN 978-5-7996-2780-5

В учебном пособии излагаются ключевые сведения о структуре и особенностях 

работы энергоустановок нового типа на твердом топливе — парогазовых установок 
с внутрицикловой газификацией угля. Пособие написано на основе современной 
теории комбинированных бинарных циклов и анализа работы парка демонстрационных и действующих коммерческих парогазовых установок с внутрицикловой газификацией угля. Пособие состоит из трех глав, включающих теорию, задачи, примеры их решения и необходимый справочный материал, что дает возможность для 
самостоятельного изучения отдельных разделов курсов магистерской подготовки 
по направлению «Теплоэнергетика и теплотехника». Издание представляет интерес для аспирантов, научных работников и проектировщиков.

Библиогр.: 21 назв. Табл. 25. Рис. 68.

УДК 662.7:621.16+621.438(075.8) 
ББК 31.363я73+35.513.2я73

ISBN 978-5-7996-2780-5
© Уральский федеральный  
     университет, 2019

Используемые сокращения

АК — азотный компрессор;
БК — бустерный компрессор;
ВД — высокое давление;
ВК — воздушный компрессор;
ВН — воздухонагреватель (воздушный котел);
ВРУ — воздухоразделительная установка;
ВУС — водоугольная суспензия;
ВЦГ — внутрицикловая газификация;
ГО — газоочистка;
ГТ — газовая турбина;
ГТУ — газотурбинная установка;
ГФ — газификатор;
ДК — дожимной компрессор;
ЖШУ — жидкое шлакоудаление;
КЗО — коксозольный остаток;
КК — кислородный компрессор;
КПД — коэффициент полезного действия;
КС — камера сгорания;
КСД — кипящий слой под давлением;
КУ — котел-утилизатор;
МН — механический недожог;
НД — низкое давление;
ОГ — газоохладитель;
ПВ — питательная вода;
ПВД — паровоздушное дутье;

Используемые сокращения

ПГУ-ВЦГ — парогазовая установка с внутрицикловой газифика
цией;

ПГУ-ПГ — парогазовая установка на природном газе;
ПС — продукты сгорания;
ПСУ — паросиловая установка;
ПТУ — паротурбинная установка;
РТ — рабочее тело;
С — смеситель;
СГ — синтез-газ;
СД — среднее давление;
СТ — стехиометрический;
Т — твердое топливо (уголь);
ТВС — топливовоздушная смесь;
ТГ — топливный газ;
ТД — термодинамический;
ТЧ — технологическая часть;
ТШУ — твердое шлакоудаление;
ЦК — цикловый компрессор;
ЭЧ — энергетическая часть;
CCS — Carbon Capture and Storage (улавливание и захоронение СО2);
CGC — Cold Gas Clean-up (холодная/низкотемпературная газоо
чистка);

CGE — Cold Gas Efficiency (КПД холодного газа);
DLN — Dry Low NOX combustion technology (технология «сухого» сжи
гания с низкими выбросами NOX);

HGC — Hot Gas Clean-up (горячая/высокотемпературная газоочист
ка);

HGE — Hot Gas Efficiency (КПД горячего газа);
IGCC — Integrated Gasification Combined Cycle (ПГУ-ВЦГ);
MWI — Modified Wobbe Index (модифицированный индекс Воббе);
MDEA — Methyl diethanolamine (метилдиэтаноламин);
NGCC — Natural Gas Combined Cycle (ПГУ на природном газе);
Oxy-fuel — технология сжигания топлива в кислороде;
Pre-combustion CCS — удаление СО2 из топливного газа до сжигания;
Post-combustion CCS — удаление СО2 из дымовых газов после сжи
гания топливного газа;

WGC — Warm Gas Clean-up (теплая/среднетемпературная газоо
чистка).

Условные обозначения

B — массовый расход твердого топлива (угля), кг/с;
С — содержание углерода, кг С/кг угля;
с — удельная массовая или объемная теплоемкость, кДж/(кг ∙ °C), 

кДж/(нм 3 ∙ °C);

D — паропроизводительность, кг/с;
G — массовый расход жидкости, газа, кг/с;
g — удельный расход пара, кг пара/кг угля;
h — удельная энтальпия, кДж/кг;
L — удельный массовый расход воздуха (продуктов сгорания), от
несенный к 1 кг топлива, кг/кг;

l — удельная работа, кДж/кг;
N — мощность, МВт;
P — давление, МПа;
s — удельная энтропия, кДж/(кг ∙ °C);
Q — объемный расход, нм 3/с; удельная теплота сгорания твердого 

(газового) топлива, МДж/кг (МДж/нм 3);

q — удельный тепловой эффект реакции, кДж/моль;
r — доля теплоты выхлопных газов, возвращаемая с паром из кот
ла-утилизатора в ГТУ;

t — температура, °C;
V — удельный объемный расход воздуха (продуктов сгорания), от
несенный к 1 кг (1 нм 3) топлива, нм 3/кг (нм 3/нм 3);

α — коэффициент расхода (избытка) воздуха;
η — коэффициент полезного действия;
μ — молярная масса, кг/кмоль.

Условные обозначения

Нижние индексы

В1 — воздух, подаваемый в газификатор;
В2 — воздух, подаваемый в ГТУ;
П — пар;
расш — расширение в газовой турбине;
расч — расчетный;
РТ — рабочее тело;
сж — сжатие в компрессоре;
С — углерод;
Ф — физический;
факт — фактический;
Х — химический;
экв — эквивалентный;
m — массовый;
i — низший;
is — изоэнтропический;
oi — относительный внутренний;
p — при постоянном давлении;
s — высший;
v — объемный;
Σ — суммарный;
1 — ГТУ;
2 — ПТУ.

Верхние индексы

В — воздух;
нел — нелетучий;
d — dry basis (сухая масса топлива);
daf — dry ash-free basis (сухая беззольная/горючая масса топлива);
maf — moisture ash-free basis (органическая масса топлива);
r — as-received basis (рабочая масса топлива);
С  — горячий синтез-газ после газификатора;
СС  — топливный газ после WGC или HGC;
0 — теоретический.

Введение

В 

настоящее время перспективным направлением развития твердотопливной электрогенерации наряду с внедрением высокоэффективных пылеугольных энергоблоков на суперсверх
критических параметрах является создание парогазовых установок 
с внутрицикловой газификацией твердого топлива (ПГУ-ВЦГ).

ПГУ-ВЦГ представляют собой новый перспективный класс высо
комощных энергоустановок на твердом топливе, позволяющих получать электроэнергию с превосходящей иные способы эффективностью 
и экологичностью (с КПД-нетто 45–47 % и более на действующем оборудовании при околонулевых выбросах СО2).

Разработка высокоэффективных ПГУ-ВЦГ соответствует прио
ритетным направлениям развития науки, технологий и техники РФ 
в части энергоэффективности и энергосбережения, а также критическим технологиям РФ в части технологий энергоэффективного производства и преобразования энергии на органическом топливе. Создание высокоэффективных ПГУ-ВЦГ предусмотрено в Энергетической 
стратегии России на период до 2035 г. и поддерживается технологической платформой «Экологически чистая тепловая энергетика высокой эффективности».

Термодинамический цикл ПГУ-ВЦГ, как и термодинамический 

цикл традиционной ПГУ, делится на верхний (газотурбинный) и нижний (паросиловой). Исходным топливом в ПГУ-ВЦГ является уголь, 
поэтому верхний цикл включает работу ГТУ и процессы конверсии 
исходного угля в газотурбинное топливо.

Введение

Нижний цикл в освоенных ПГУ-ВЦГ представляет собой паротур
бинный цикл (ПТЦ) с генерацией пара в котле-утилизаторе и в узлах 
ВЦГ (газификатор, газоохладитель). Благодаря этому большинство 
освоенных ПГУ-ВЦГ работает по параллельной схеме с отношением 
мощностей верхнего и нижнего циклов не 2:1 (утилизационная схема), а 1:1, что повышает вклад нижнего цикла в экономичность энергоустановки в целом.

Ведущие производители энергетического оборудования (General 

Electric, Mitsubishi Hitachi Power Systems и др.) при разработке ПГУ-ВЦГ 
ставят следующие задачи:

– снижение разрыва в энергетической эффективности между ГТУ 

с ВЦГ и ГТУ на природном газе (ГТУ-ПГ) при сопоставимых 
экологических показателях;

– переход от параллельной схемы работы к утилизационной;
– повышение параметров газотурбинного и паротурбинного  

циклов.

Работа ГТУ при прочих равных условиях (давление, температура, 

расход) зависит от режимных показателей и структурных особенностей технологической схемы ПГУ-ВЦГ, определяющих состав рабочего тела газовой турбины и степень интеграции острова газификации и ГТУ по воздуху. В действующих и разрабатываемых ПГУ-ВЦГ 
состав рабочего тела корректируется в системе ВЦГ с помощью модификации режима газификации (нагрев дутья, присадка пара, кислорода, углекислого газа) и коррекции состава синтез-газа (присадка 
пара, азота, рециркуляция СО2, удаление СО2), а также коррекцией температуры топливного газа (подогрев после системы холодной 
CGC газоочистки, использование систем теплой WGC и горячей HGC 
газоочистки) и температуры циклового воздуха (перегрев воздуха после циклового компрессора). Синтез-газы, в отличие от углеводородных топлив, термоустойчивы и в некоторых ПГУ-ВЦГ перед сжиганием имеют температуру 500–700 °C.

Изменение степени интеграции ГТУ и ВЦГ по воздуху от 0 до 100 % 

может до двух раз изменять нагрузку на цикловый компрессор газовой турбины, менять экономичность и осложнять работу ГТУ в переходных режимах.

Влияние введения в технологическую схему устройств для генера
ции корректирующих воздействий и создания интеграционных свя

Введение

зей на энергетические показатели и режимы работы ПГУ-ВЦГ неоднозначно и нуждается во всестороннем анализе.

В учебном пособии на основании анализа работы парка демонстра
ционных и действующих коммерческих энергоустановок излагаются 
особенности построения современных ПГУ-ВЦГ, приводится анализ 
работы газотурбинной установки на искусственных газовых топливах, 
разбираются особенности газовоздушного режима ГТУ совместно с узлом внутрицикловой газификации при разной конфигурации технологических схем, рассматривается методика термодинамического расчета верхнего и нижнего циклов и ПГУ-ВЦГ в целом.

Работа выполнена при финансовой поддержке постановления № 211 

Правительства Российской Федерации, контракт № 02.A03.21.0006.

Глава 1. Типы ПГУ-ВЦГ

Р

абота ПГУ с внутрицикловой газификацией твердого топлива (уголь, биомасса, нефтеотходы и т. д.) отличается от работы 
ПГУ на штатном топливе — готовом к употреблению природ
ном газе стандартных параметров. Причиной тому служат:

1) необходимость конверсии твердого топлива в синтетическое га
зообразное топливо (синтез-газ) ввиду невозможности его прямого сжигания в камере сгорания ГТУ;

2) сложность процесса переработки исходного топлива в узле ВЦГ 

на пригодный к сжиганию в газотурбинной установке синтез-газ;

3) специфика теплофизических свойств получаемого и срабатыва
емого в ГТУ и КУ рабочего тела.

Современную ПГУ-ВЦГ (IGCC) укрупненно можно представить 

в виде энергетической части (Энергетического острова — Power Island), 
надстроенной технологической части с узлом ВЦГ (Островом газификации — Gasification Island) в основе и дополнительным оборудованием (системы подогрева, увлажнения и разбавления синтез-газа, воздухо- и газонагреватели и т. п.).

1.1. Энергетическая часть ПГУ-ВЦГ 

Энергетическая часть предназначена для преобразования энергети
ческого потенциала подводимых к ней потоков энергоносителей в тепловую и электрическую формы. В энергетическую часть входят ГТУ, 
КУ, ПТУ, а также иное оборудование.