Газотурбинные установки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Газотурбинные установки

Увеличение числа отводов и подводов теплоты приводит к дальнейшему, но все уменьшающемуся повышению КПД ГТУ. Так, при () при оптимальной по КПД степени сжатия

Предельным является цикл, показанный контуром ABCDE на рис. 1 с двумя участками сжатия и расширения: изотермическим и адиабатным.

Рисунок 1 - Принципиальная схема и термодинамический цикл усложненной ГТУ с промежуточным охлаждением и подводом теплоты

КПД такого идеального цикла без регенерации при бесконечно большой степени сжатия, как показано В.В. Уваровым, может быть равен КПД цикла Карно. В реальном цикле с возможны в зависимости от температуры газов и степени сжатия следующие значения КПД:

Теплота, которая отводится из цикла ГТУ с отработавшими газами или в воздухоохладителях, может быть частично использована вне цикла ГТУ. Наиболее просто подогревать с ее помощью сетевую воду в системах теплофикации, как это показано на схемах рисунке 1.10,а.

Количество теплоты, переданной воде,

Очевидно, что температура уходящих газов не может быть ниже температуры обратной сетевой воды. Величина

характеризует степень использования располагаемой разности температур в ПСВ. Она аналогична степени регенерации.

Рисунок 2 - Принципиальные схемы различных ПГУ: а - ГТУ с теплофикацией; б-ПГУ с парогенератором утилизационного типа; в - ПГУ со сбросом газов в топку котла (НПГ); г - ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ): д - ПГУ с газовым подогревом питательной воды и вытеснением паровой регенерации; е - ПГУ на парогазовой смеси; 1 - воздух из атмосферы; 2 - топливо; 3 - отработавшие в турбине газы; 4 - уходящие газы; 5 - вода из теплосети; 6 -вода в теплосеть; 7 - свежий пар; 8 - питательная вода; 9 - пар из контура низкого давления; 10 - промежуточный перегрев пара; 11 - регенеративные отборы пара; 12- пар, поступающий после турбины в камеру сгорания

Величина

представляет собой КПД подогревателя сетевой воды, учитывающий потери с уходящими газами.

В энергетике СССР эффективность комбинированной выработки электроэнергии и теплоты оценивается КПД

и удельным расходом условного топлива, ,

,

а также удельной выработкой электрической энергии на тепловом потреблении

Подставив в (1,32) и использовав выражение для удельной работы ГТУ получим

Очевидно, что значение тем выше, чем ниже температура уходящих газов и выше удельная работа ГТУ. Так как температура уходящих газов и не зависят от степени сжатия, ГТУ со степенью сжатия, выбранной по максимуму удельной работы, обеспечивают максимальный КПД при работе с теплофикацией. Значения этого КПД при (150 °С) приведены на рис. 1.4. При и они достигают 60 % при удельной выработке на тепловом потреблении (700 кВт-ч/Гкал).

Рисунок 3 - Зависимость показателей простой ГТУ от степени сжатия при : -КПД ГТУ с использованием теплоты отработавших газов

Подвод дополнительной теплоты за счет сжигания топлива перед подогревателем сетевой воды не изменяет КПД если вследствие этого не изменяется температура уходящих газов. В этом случае общее количество подведенной теплоты а выработанной для теплофикации члены, содержащие в знаменателе уравнения (1.32) сокращаются. Выработка электрической энергии на тепловом потреблении при этом, конечно, уменьшается. Неполнота сгорания дополнительного топлива и повышение температуры уходящих газов снижают

Теплота отработавших в ГТУ газов может быть использована также в паросиловом цикле [2, 1061]. В общем случае КПД ПГУ

Здесь - количество теплоты, подведенной к рабочему телу ГТУ,

определяется по (1.19):- количество теплоты, подведенной к пароводяной среде в котле.

В простейшей бинарной парогазовой установке по схеме, показанной на рисунке 1.10,б,I, весь пар вырабатывается в котле-утилизаторе (УПГ):

где (в зависимости, главным

образом, от ); в зависимости от параметров пара - теплота, затраченная в котле на выработку 1кг пара - относительный расход пара.

Из легко получить, что при , и реальных значениях и КПД бинарной ПГУ может достигать 45-47%.

Влияние параметров газотурбинного цикла на показатели бинарных ПГУ с учетом возможной связи параметров пара с температурой отработавших в газовой турбине газов иллюстрируется рисунке 4. КПД ПГУ существенно возрастает с повышением начальной температуры газов. При кривые вблизи оптимумов проходят очень полого.

Рисунок 4 - Зависимости температуры отработавших в ГТУ газов и КПД бинарной ПГУ с ГТУ простого цикла от степени сжатия и начальной температуры: 1 - степени сжатия, оптимальные по КПД при степени регенерации ; 2 - степени сжатия, оптимальные по удельной работе

Давление пара и КПД парового цикла сравнительно слабо влияют на КПД бинарных ПГУ. Это объясняется тем, что минимальный температурный напор в котле-утилизаторе достигается на горячем конце экономайзера, а температура газов в этой точке и зависящая от нее температура уходящих газов возрастают с повышением давления, а КПД котла снижается. Паровая регенерация, если она вызывает повышение температуры уходящих газов, также приводит к снижению КПД ПГУ и вследствие этого нецелесообразна.

Использование парового цикла с контуром низкого давления (рис. 1.10,б,II) позволяет при умеренных (750-800 К) температурах газов на выходе из турбины утилизировать дополнительное количество низкопотенциальной теплоты, снизить температуру уходящих газов и повысить за счет этого КПД ПГУ (на 2-4 %) несмотря на то, что несколько снижается. При этом появляется вторая точка с минимальным температурным напором в начале испарительной зоны низкого давления.

При повышении температуры газов за турбиной до 900-950 К выгоды цикла с контуром низкого давления исчезают.

При еще более высоких температурах газов перед котлом (1000-1050 К) низкую температуру уходящих газов можно получить при применении паросилового цикла c современными высокими параметрами и промежуточным перегревом пара (рис 1.10,б, III), что приведет к существенному повышению КПД ПГУ. Столь высокие температуры отработавших в турбине газов соответствуют начальной температуре в газотурбинном цикле 1600-2000 К. В настоящее время их можно получить, только сжигая перед котлом дополнительное топливо. Так как в этом случае часть мощности паросилового контура вырабатывается за счет теплоты дополнительно подведенного топлива, цикл комбинированной установки перестает быть бинарным. Степень бинарности тем меньше, чем больше доля топлива, сжигаемого перед котлом, и относительный расход пара, меньше доля газотурбинной мощности и коэффициент избытка воздуха в уходящих газах. В пределе при полном использовании кислорода, содержащегося в отработавших в ГТУ газах, оптимальные параметры и структура паросилового цикла становятся близкими к традиционным (рисунке1.10,в и г). Такой цикл может быть реализован также путем сжигания всего топлива между компрессором и турбиной ГТУ в топке ВПГ, как это изображено на рисунке 1.10,г. Так при этом массовый расход через газовую турбину и мощность ГТУ возрастают, экономичность ПГУ с ВПГ, работающих на жидком топливе или природном газе высокого давления, при прочих равных условиях оказывается несколько более высокой.

Из общего выражения для КПД теплового двигателя (1.18) применительно к ПГУ можно записать [2]

где - теплота, отведенная при конденсации 1 кг пара.

При сжигании перед котлом дополнительного топлива значения , ,а при и не зависят от параметров газотурбинной части. Вследствие этого максимальный КПД ПГУ будет достигаться при максимальном значении и, следовательно, при оптимальной по удельной работе степени сжатия.

Так как мощность паровой части таких ПГУ в несколько раз больше мощности газотурбинной части, КПД их меньше зависит от начальной температуры газов и совершенства газотурбинного цикла. В [2] показано, что расходы рабочих сред целесообразно оптимизировать по минимуму потерь теплоты. Так как обычно ,максимальный КПД ПГУ достигается, при равенстве водяных эквивалентов уходящих газов и питательной воды, т.е. . При целесообразно сохранять паровую регенерацию для подогрева доли питательной воды .

Газоводяные и регенеративные подогреватели включаются обычно параллельно (рисунок 1.10,в и г). Обобщенная зависимость КПД ПГУ от соотношения мощностей паровой турбины и ГТУ (оно пропорционально при заданных параметрах коэффициенту избытка воздуха и обратно пропорционально относительному расходу пара) при разных начальных температурах газов изображена на рисунке 5.

Рисунок 5 - Зависимость КПД ПГУ от соотношения газо- и паротурбинной мощности: 1 - паротурбинная установка; 2, 3 - паровые циклы с промежуточным перегревом и без него

Точка 1 на оси ординат соответствует КПД современных паросиловых установок (41%). ПГУ с могут быть реализованы при добавлении в топку котла свежего воздуха с помощью вентилятора, работающего параллельно с ГТУ. При полном использовании кислорода избыток воздуха . С повышением доли газотурбинной мощности и уменьшением относительного расхода пара степень бинарности цикла ПГУ и их КПД растут до тех пор, пока подводимого к паровой части дополнительного топлива еще достаточно для реализации парового цикла с высокими параметрами и промежуточным перегревом (линии 2 на рисунке 1.12). При . КПД бинарных циклов ПГУ с паросиловой частью без промежуточного перегрева пара при этих начальных температурах составляет 43-52,5% при (линии 3 на рис. 1.12,см. также рисунке 5).

Экономичное получение пиковой мощности возможно в простых комбинированных установках, в которых теплота отработавших в ГТУ газов используется для подогрева питательной или сетевой воды (рисунке 1.10,д). Пар, который без этого использовался в регенеративных или теплофикационных отборах, вырабатывает дополнительную электроэнергию в последних отсеках паровой турбины без увеличения расхода топлива и изменения режима работы котла. В таких ПГУ легче реализовать автономную работу паросиловой части в базовом режиме и комбинированную в периоды пиков нагрузки, для покрытия которых пускается ГТУ. В типовых паровых турбинах при отключении только ПВД можно повысить мощность на 9-15 %. Хотя эта мощность вырабатывается паром умеренных параметров с КПД 29-34 %, общий КПД комбинированной установки (1.34) может при начальной температуре газов в ГТУ 1300-1500 К и реальных ступенях сжатия достигать 42-45% [15].

Особым классом ПГУ являются установки, в турбинах которых расширяется парогазовая смесь, образующаяся в камере сгорания, куда вводится подогретая вода или пар, выработанные с использованием теплоты отработавших газов [2]. Ввод небольших (до 5-10 %) количеств полученного таким образом или постороннего пара используется для форсирования мощности обычных ГТУ, в частности в летнее время. Схема простейшей специально спроектированной ПГУ такого типа показана на рис. 1.10,е. При температуре парогазовой смеси 1700 К в ней возможно получение КПД 54-56 % при расходе 0,8-1,1 кг пара на 1 кг воздуха.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ В ГТУ И ПГУ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА

Существенное расширение использования ГТУ в энергетике возможно после освоения их работы на угле. Разрабатываются различные процессы переработки угля для получения товарного жидкого или газообразного топлива, а также прямого сжигания продуктов переработки на электростанциях.

Исследованиями, проведенными в 1950-1960 гг., было установлено, что прямое сжигание угля в камерах сгорания ГТУ вызывает быстрое загрязнение и износ (эрозию и коррозию) турбин. В настоящее время возможность использования угля в ГТУ связывают со сжиганием его в кипящем слое под давлением или с предварительной газификацией и сжиганием в камерах сгорания очищенного генераторного газа. Оба эти способа позволяют удалить серу из угля. Они органично вписываются в технологический цикл комбинированных парогазовых установок. Габариты и стоимость оборудования, необходимого для переработки угля, снижаются, если она проводится под давлением. В ПГУ имеются необходимые для этого сжатый воздух и пар, рационально используются выделившаяся теплота и продукты сгорания. Повышение КПД теплового цикла вследствие комбинирования позволяет компенсировать связанные с переработкой угля потери.

Кипящий (псевдоожиженный) слой создается при пропускании воздуха со скоростью около 1 м/с снизу вверх через дробленый уголь, кусочки которого приходят в результате в движение, но не уносятся потоком.

При сжигании угля в кипящем слое, которое происходит с коэффициентами избытка воздуха 1,3-1,5, температура поддерживается на уровне 1120-1180 К, для того чтобы избежать расплавления золы и зашлаковывания расположенных в слое трубных поверхностей теплообмена и обеспечить связывание серы при взаимодействии ее сс образованием и газообразной. Несмотря на низкую температуру, исключающую образование «термических» КПД процесса горения оказывается достаточно высоким: выгорает более 99% углерода. Добавка в слой известняка (или доломита) позволяет связать до 95% имеющейся в угле серы. Вследствие высокой турбулентности интенсивность теплообмена в слое возрастает, а поверхности теплообмена, необходимые для отвода выделившейся при горении теплоты, уменьшаются. Вместе с тем из кипящего слоя с продуктами сгорания выносится значительное количество твердых частиц золы и несгоревшего углерода. Грубая очистка газов осуществляется в циклонах; уловленный в них унос возвращается в слой для дожигания. Вопросы более тонкой (от частиц мкм) очистки, защиты лопаток от эрозии, длительной работы систем подачи угля и связывающего серу сорбента в слой под давлением, а также защиты от коррозии и эрозии труб, расположенных в слое, пока не решены.

Отводить теплоту, выделяющуюся при горении в слое, можно с помощью пароводяной среды или сжатого воздуха. Соответствующие схемы ПГУ показаны на рис. 6,а и б.

Рисунок 6 - Схемы ПГУ со сжиганием угля в кипящем слое (КС): 1- воздух; 2- продукты сгорания; 3- пар; 4- уголь; 5-сорбент; 6- возврат уноса; 7-вывод золы

термодинамический топливо газотурбинный парогазовый

Преимуществами схемы рисунке 9.9,а являются меньшие габариты топки с кипящим слоем на единицу мощности, более низкие температуры металла расположенных в слое труб и, следовательно, их большая надежность, несколько болеет высокий КПД ПГУ; основным недостатком - трудность регулирования при изменениях нагрузки.

Преимуществами схемы рис. 9.9.б являются простота регулирования, более легкие-условия работы газовой турбины (запыленность продуктов сгорания, которые разбавляются воздухом, в этой схеме в 3 раза меньше), небольшие перепады давления и напряжения в трубах, расположенных в слое, возможность автономной, без паровой части работы ГТУ. Степень сжатия ГТУ в этой схеме выбирается не более 7-8, чтобы температура газов за турбиной была достаточно высокой для выработки пара приемлемых параметров.

Высота кипящего слоя составляет 4-5 м, потери давления в нем 6-10%, всего в тракте от компрессора до турбины, включая циклоны,- до 8-12%. Топка с кипящим слоем, в котором находится несколько десятков (или даже сотен) тонн нагретого до полной температуры материала, и связанные с ней объемы, заполненные сжатым воздухом или газами, обладают большой инерционностью и ухудшают динамические свойства ГТУ. Для предотвращения разгона ротора при сбросах нагрузки требуются в этих условиях клапаны, перепускающие газы мимо турбины [112].

Проектные показатели нескольких мощных ПГУ с кипящим слоем, проработанных в Швеции и США:

Отработка технологических элементов для этих ПГУ проводится на модельных установках с расходами угля 2,3-9,3 т/ч при серосодержании углей до 3-5%.

Рассматриваются также различные комбинированные варианты ПГУ, например с частичным (до 970-1020К) подогревом воздуха в слое и дополнительным (до 1350-1450К) в камере сгорания. Одна из таких схем реализована на блоке мощностью 220 МВт в ФРГ.

При сжигании угля в кипящем слое температура образующихся продуктов сгорания не может быть выше 1100-1200К, уже достигнутых или даже превзойденных в современных энергетических ГТУ. При таких температурах КПД ПГУ составляет около 40%, перспективы дальнейшего повышения температуры газов перед турбиной и КПД ПГУ отсутствуют.

Другим путем использования угля в парогазовых установках является его газификация. Наиболее освоены газогенераторы с неподвижным подом типа Лурги, значительное количество которых эксплуатируется под давлением на кислородном и воздушном дутьё. Для них характерны умеренные температуры и форсировки, необходимость использования кускового угля и расходования значительных количеств пара. Зола удаляется в твердом виде, а газ на выходе из аппарата содержит смолы, масла фенолы, аммиак, твердые частицы и соединения серы.

Газогенераторы с неподвижным подом и жидким шлакоудалением отличаются тем, что в них подается в несколько раз меньше пара. В результате температура процесса возрастает до уровня, достаточного для плавления золы, а нагрузка сечения и эффективность газификации существенно повышаются.

Газификация в кипящем слое осуществляется на кислородном и воздушном дутье. Преимуществом процесса является отсутствие в газе смол, недостатками - необходимость предварительной подготовки коксующихся углей и унос значительного количества твердых частиц.

Газификация в потоке пылевидного угля, подаваемого в смеси с водой, осуществляется- в промышленных газогенераторах под давлением до 5 МПа на кислородном дутье. Процесс протекает при высоких (1600 К) температурах и форсировках, шлак выводится в жидком виде.

Разрабатываются системы газификации во вращающейся, слегка наклоненной, футерованной изнутри печи при давлении до 0,85 МПа и температуре 1370 К и в ванне с турбулизированным расплавленным карбонатом натрия, который служит (растворителем и аккумулятором теплоты при температуре 1250 К.

Характеристики получаемых с помощью этих процессов горючих газов:

Примечание. В-воздух, К-кислород

Все эти газы необходимо очищать от твердых, жидких и газообразных соединений, способных загрязнять атмосферу или оказывать вредное воздействие на детали проточной части газовой турбины, прежде всего от серы, содержащейся в них в виде H2S, и пыли. Хотя экономически выгоднее очистка при высокой температуре, более освоены низкотемпературная очистка от серы и улавливание пыли в мокрых скрубберах.

Типичная схема ПГУ, которые разрабатываются в США с внутрицикловой газификацией углей, показана на рисунке 9.10. Если для газификации используется кислород, отбора сжатого воздуха из цикла ГТУ не требуется.

Рисунок 7 - Схема ПГУ с внутрицикловой газификацией угля: 1 - уголь; 2 - пар; 3 - воздух; 4- продукты сгорания: б - генераторный газ; 6 - вода; 7 - теплота (вода или пар) в паровую часть

Включение газификации и очистки генераторного газа в цикл ПГУ увеличивает удельный расход теплоты на 15-25%. Дополнительные потери связаны с необходимостью охлаждения генераторного газа для промывки и удаления из него соединений серы и аммиака, конденсацией паров воды при промывке, потерями топлива с золой, потерями газа при работе систем загрузки угля и золоудаления, потерями теплоты яри охлаждении газогенератора и химическими потерями с и .

Первая ПГУ с внутрицикловой газификацией угля мощностью 170 МВт была выполнена, однако, не по этой схеме, а по схеме с ВПГ (см. ниже, рисунок 7). С 1972 по 1977 г. она эксплуатировалась в ФРГ [75]. В качестве топлива использовался слабоспекающийся уголь с зольностью до 25% и влажностью 10%; размеры кусков составляли 5-30 мм, содержание мелочи размером менее 5 мм-до 10%. Уголь газифицировался в пяти (четырех рабочих и одном резервном) газогенераторах типа Лурги, работавших под давлением 2,0 МПа. Производительность каждого газогенератора по углю 15 т/ч, высота 20 м, диаметр 3,5 м. Генераторный газ очищался в мокрых скрубберах от пыли, смол и сероводорода и сжигался в топках двух высоконапорных парогенераторов под давлением 0,9 МПа. Выработанный в них пар с параметрами 12,0 МПа, 800К поступал в паровую турбину, а продукты сгорания с температурой до 1095К - в газовую. Расчетная мощность паровой турбины 96 МВт, ГТУ - 74 МВт, расчетный КПД ПГУ 36,9%.

После преодоления наладочных трудностей и реконструкции была обеспечена работоспособность оборудования. К концу 1976 г. ПГУ проработала 10 тыс. ч (из них 3 тыс. ч на жидком топливе и 7 тыс. ч в основном на угле) и выработала 900 млн. кВт·ч электроэнергии; было газифицировано более 150 тыс. т угля. При полной нагрузке и работе только на угле КПД ПГУ составил 34%. Дальнейшая эксплуатация этой ПГУ вследствие ее низкой экономичности прекращена.

Рисунок 8 - Схема ПГУ с внутрицикловой газификацией угля, разработанная ЦКТИ: 1-топливоприготовление; 2-газогенератор; 3-промежуточный перегреватель; 4-выносной теплообменник; 5-охладитель газа; 6-скруббер: 7-нагреватель газа; 8-барабан-сепаратор; 9-ВПГ; 10-ДКС (дожигающая камера сгорания); 11-смеситель; 12-дожимающий компрессор; 13-расширительная газовая турбина; 14-компрессор ГТУ; 15-турбина ГТУ; 16-пусковая камера сгорания; 17-шлакоудаление; 18-экономайзер; 19 - газоводяной подогреватель высокого давления; 20 - то же низкого давления

В СССР намечено сооружение аналогичного по схеме опытно-промышленного теплофикационного блока ПГУ мощностью 250 МВт, включающего паровую турбину Т-180-130, газовую ТТ-45-850 и высоконапорный парогенератор производительностью 600 т/ч при параметрах пара 14 МПа, 813/813К (рисунок 8). Газификация подсушенного кузнецкого угля будет производиться на паровоздушном дутье в газогенераторе с кипящим слоем при давлении 2 МПа и температуре 1270К, либо в газогенераторе «горнового» типа с неподвижным подом и жидким шлакоудалением. Для питания ПГУ потребуется два газогенератора производительностью по 60 т/ч угля каждый. Теплота сгорания генераторного газа составит 4 МДж/кг. При охлаждении его предусматривается частичный отвод (в испарительных поверхностях теплообмена) регенерация теплоты после мокрой очистки. Очищенный газ расширяется во вспомогательной турбине, мощность которой, передается на вал компрессора, повышающего давление отобранного из цикла воздуха с 0,8 до 2 МПа, и сжигается затем в топке ВПГ. Отработка газогенераторов и систем очистки будет проводиться при эксплуатации блока на резервном топливе: жидком газотурбинном и природном газе [67].

Демонстрационная ПГУ с газификацией угля (ГТУ с начальной температурой 1280К, мощностью 60-65 МВт, паровая турбина с давлением 8,3 Па, мощностью 30 МВт, пар вырабатывается в котле-утилизаторе аналогично рис. 8, КПД по углю 32,5%) сооружена для отработки технологии в США. Задача обеспечения максимальной экономичности на ней не ставится. Газификация примерно 1000 т угля в сутки будет производиться в потоке на кислородном дутье. Считается, что усложнение и удорожание установки, связанные с использованием кислорода, будут компенсироваться за счет увеличения теплоты сгорания генераторного газа до 10-41,5 МДж/м3 и уменьшения габаритов и стоимости оборудования систем газификации и очистки. ПГУ эксплуатируется под нагрузкой с 1984 г.; программа испытаний рассчитана на 6,5 лет.

В США выполнено также большое количество проектов мощных (500-1000 МВт) промышленных ПГУ с внутрицикловой газификацией. Зависимости КПД ПГУ от начальной температуры газов, обобщающие эти разработки, укладываются в области 3 и 4 на рисунке 9, КПД ПГУ сильно зависит от схемы и оборудования газификации и очистки, которыми определяются потери и возможность оптимизации параметров тепловой схемы паровой части ПГУ [134].

Рисунок 9 - Зависимости КПД ПГУ от начальной температуры газов: 1 - оптимальные ПГУ на природном газе; 2- ПГУ со сжиганием угля в кипящем слое; 5-ПГУ с внутрицикловой газификацией и высокотемпературной очисткой газа; 4 - то же с низкотемпературной очисткой; 5 - ПГУ с частичной газификацией

Результаты некоторых конкретных проработок приведены в таблице 9.4 [75]. ПГУ с внутрицикловой газификацией углей, способные конкурировать с традиционными паросиловыми установками, оборудованными сероочисткой

Основные показатели мощных ПГУ с внутрицикловой газификацией угля

Примечание. В последнем столбце показатели - без учета собственных нужд.

11-с неподвижным подом; 2-с кипящим слоем; 3-с газификацией в потоке; 4-в расплаве; а, б-высокотемпературная, низкотемпературная очистка газа; В, К-воздушное, кислородное дутье уходящих газов, могут быть созданы с использованием уже освоенных ГТУ и систем газификации. С повышением начальной температуры газов технико-экономические показатели ПГУ существенно улучшатся и обеспечат им очевидные преимущества.

Чтобы уменьшить потери теплоты, прорабатываются системы с частичной газификацией угля (только для ГТУ) и сжиганием остатков в топке обычного пылеугольного котла в среде отработавших в ГТУ газов. В ФРГ по такой схеме сооружается блок ПГУ мощностью 800 МВт. Достижимые при этом КПД соответствуют области 5 на рисунке. 9.12. Вопросы пыле- и сероочистки решаются не полностью.

Размещено на Allbest.ru