Парогазові електростанції є поєднанням парових і газових турбін. Таке об'єднання дозволяє знизити втрати відпрацьованої теплоти газових турбін або теплоти газів парових котлів, що йдуть, що забезпечує підвищення ККД парогазових установок (ПГУ) в порівнянні з окремо взятими паротурбінними і газотурбінними установками.
В даний час розрізняють парогазові установки двох типів:
а) з високонапірними котлами та зі скиданням відпрацьованих газів турбіни в топкову камеру звичайного котла;
б) з використанням теплоти відпрацьованих газів турбіни в казані.
Принципові схеми ПГУ цих двох типів представлені рис. 2.7 та 2.8.
На рис. 2.7 представлена принципова схема ПГУ з високонапірним паровим казаном (ВПГ) 1 , в який подається вода та паливо, як і на звичайній тепловій станції для виробництва пари. Пар високого тиску надходить у конденсаційну турбіну 5 , на одному валу з якою знаходиться генератор 8 . Відпрацьована в турбіні пара надходить спочатку в конденсатор 6 , а потім за допомогою насоса 7 прямує знову в котел 1 .
Рис. 2.7. Принципова схема ПГУ з ВПГ
У той же час гази, що утворюються при згорянні палива в котлі, що мають високу температуру і тиск, направляються в газову турбіну 2 . На одному валу з нею знаходяться компресор 3 , як у звичайній ГТУ, та інший електричний генератор 4 . Компресор призначений для нагнітання повітря в камеру топки котла. Вихлопні гази турбіни 2 підігрівають також живильну воду казана.
Така схема ПГУ має ту перевагу, що в ній не потрібно димососа для видалення газів котла, що відходять. Слід зауважити, що функцію дутьового вентилятора виконує компресор. 3 . ККД такий ПГУ може сягати 43%.
На рис. 2.8 показано принципову схему іншого типу ПГУ. На відміну ПГУ, представленої на рис. 2.7, газ у турбіну 2 надходить із камери згоряння 9 , а не з котла 1 . Далі відпрацювали у турбіні 2 гази, насичені до 16-18% киснем завдяки наявності компресора, надходять у котел 1 .
Така схема (рис. 2.8) має перевагу перед розглянутою вище ПГУ (рис. 2.7), тому що в ній використовується котел звичайної конструкції з можливістю використання будь-якого виду палива, у тому числі твердого. У камері згоряння 3 при цьому спалюється значно менше, ніж у схемі ПГУ з високонапірним паровим котлом, дорогого газу або рідкого палива.
Рис. 2.8. Принципова схема ПГУ (скидна схема)
Таке об'єднання двох установок (парової та газової) у загальний парогазовий блок створює можливість отримати також і більш високі маневрені якості порівняно із звичайною тепловою станцією.
Принципова схема атомних електростанцій
За призначенням та технологічним принципом дії атомні станції практично не відрізняються від традиційних теплових станцій. Їх суттєва відмінність полягає, по-перше, у тому, що на АЕС на відміну від ТЕС пар утворюється не в казані, а в активній зоні реактора, а по-друге, у тому, що на АЕС використовується ядерне паливо, До складу якого входять ізотопи урану-235 (U-235) і урану-238 (U-238).
Особливістю технологічного процесу на АЕС є також утворення значних кількостей радіоактивних продуктів поділу, у зв'язку з чим атомні станції більш складні в порівнянні з тепловими станціями.
Схема АЕС може бути одноконтурною, двоконтурною та триконтурною (рис. 2.9).
Мал.2.9. Принципові схеми АЕС
Одноконтурна схема (рис. 2.9, а) найпростіша. Те, що виділилося в ядерному реакторі 1 внаслідок ланцюгової реакції поділу ядер важких елементів тепло переноситься теплоносієм. Часто як теплоносій служить пара, яка далі використовується як на звичайних паротурбінних електростанціях. Однак пар, що утворюється в реакторі, радіоактивний. Тому для захисту персоналу АЕС та навколишнього середовища більша частина обладнання повинна мати захист від випромінювання.
За дво- і триконтурними схемами (рис. 2.9,б і 2.9,в) відведення тепла з реактора здійснюється теплоносієм, який потім передає це тепло робочому середовищу безпосередньо (наприклад, як у двоконтурній схемі через парогенератор 3 ) або через теплоносій проміжного контуру (наприклад, як у триконтурній схемі між проміжним теплообмінником 2 та парогенератором 3 ). На рис. 2.9 цифрами 5 , 6 і 7 позначені конденсатор і насоси, що виконують ті ж функції, що і на звичайній ТЕС.
Ядерний реактор часто називають "серцем" атомної електростанції. Нині існує чимало видів реакторів.
Залежно від енергетичного рівня нейтронів, під впливом яких відбувається розподіл ядерного палива, АЕС можна поділити на дві групи:
АЕС з реакторами на теплових нейтронах;
АЕС з реакторами на швидких нейтронах.
Під впливом теплових нейтронів здатні ділитися лише ізотопи урану-235, вміст яких у природному урані становить лише 0,7 %, решта 99,3 % - це ізотопи урану-238. Під впливом нейтронного потоку вищого енергетичного рівня (швидких нейтронів) з урану-238 утворюється штучне ядерне паливо плутоній-239, яке використовується в реакторах на швидких нейтронах. Переважна більшість енергетичних реакторів, що експлуатуються в даний час, відноситься до першого типу.
Принципова схема атомного енергетичного реактора, що використовується у двоконтурній схемі АЕС, представлена на рис. 2.10.
Ядерний реактор складається з активної зони, відбивача, системи охолодження, системи управління, регулювання та контролю, корпусу та біологічного захисту.
Активна зона реактора - область, де підтримується ланцюгова реакція поділу. Вона складається з речовини, що ділиться, сповільнювача і відбивача нейтронів теплоносія, що регулюють стрижнів і конструкційних матеріалів. Основними елементами активної зони реактора, що забезпечують енерговиділення і самопідтримують реакцію, є речовина, що ділиться, і сповільнювач. Активна зона віддалена від зовнішніх пристроїв та роботи персоналу зоною захисту.
На жаль, перехід на спорудження парогазових ТЕЦ (ПГУ ТЕЦ) замість паротурбінних призвів до ще різкішого зниження теплофікації у загальному виробництві енергії. Це, у свою чергу, призводить до підвищення енергоємності ВВП та зниження конкурентоспроможності вітчизняної продукції, а також збільшення витрат на житлово-комунальні потреби.
високий ККД вироблення електроенергії на ПГУ ТЕЦ з конденсаційного циклу до 60%;
Труднощі розміщення ПГУ ТЕЦ в умовах щільної міської забудови, а також зростання поставок палива до міст;
За традицією, що склалася, ПГУ ТЕЦ оснащуються, так само як і паротурбінні станції, теплофікаційними турбінами типу Т.
Будівництво ТЕЦ з турбінами типу Р, починаючи з 1990-х років. минулого століття було практично припинено. У доперебудовний час близько 60% теплового навантаження міст припадало на частку промислових підприємств. Їхня потреба в теплі для здійснення технологічних процесівпротягом року була досить стабільною. У години ранкового та вечірнього максимумів електроспоживання міст піки електропостачання згладжувалися шляхом запровадження відповідних режимів обмеження постачання. електричної енергії промисловим підприємствам. Установка на ТЕЦ турбін типу Р була економічно виправдана через їхню меншу вартість і ефективніше витрачання енергоресурсів порівняно з турбінами типу Т. парогазовий енергоресурс паливо
Останні 20 років через різкий спад промислового виробництвасуттєво змінився режим енергопостачання міст. Наразі міські ТЕЦ працюють за опалювальним графіком, за якого літнє теплове навантаження становить лише 15-20% розрахункової величини. Добовий графік електроспоживання став більш нерівномірним через включення електричного навантаження населенням у вечірній час, який пов'язаний зі шквальним зростанням оснащення населення електричним. побутовою технікою. Крім того, вирівнювання графіка енергоспоживання за рахунок запровадження відповідних обмежень промислових споживачів через їхню малу частку в загальному енергоспоживання виявилося неможливим. Єдиним не дуже ефективним способомвирішення проблеми стало скорочення вечірнього максимуму за рахунок введення знижених тарифів у нічний годинник.
Тому в паротурбінних ТЕЦ з турбінами типу Р, де вироблення теплової та електричної енергії жорстко взаємопов'язані, застосування таких турбін виявилося нерентабельним. Протитискні турбіни виробляються тепер лише малої потужності для підвищення ефективності роботи міських парових котелень шляхом переведення їх у режим когенерації.
Такий підхід зберігся і на спорудженні ПГУ ТЕЦ. Разом з тим, при парогазовому циклі жорсткий взаємозв'язок між відпусткою теплової та електричної енергії відсутній. На цих станціях з турбінами типу Р покриття вечірнього максимуму електричного навантаження може здійснюватися шляхом збільшення відпуску електроенергії в газотурбінному циклі. Короткочасне зниження відпустки тепла в систему теплопостачання не позначається на якості опалення завдяки теплоакумулюючій здатності будівель та теплової мережі.
Принципова схемаПГУ ТЕЦ із протитисковими турбінами включає дві газові турбіни, котел-утилізатор, турбіну типу Р та піковий котел (рис. 2). Піковий котел, який може бути встановлений поза майданчиком ПГУ, на схемі не показаний.
З рис. 2 видно, що ПГУ ТЕЦ складається з газотурбінної установки у складі компресора 1, камери згоряння 2 і газової турбіни 3. Вихлопні гази з ГТУ направляються в котел-утилізатор (КУ) 6 або байпасну трубу 5 в залежності від положення шибера 4 і проходять ряд теплообмінників, в яких вода нагрівається, пара сепарується в барабанах низького 7 і високого тиску 8, направляється в паротурбінну установку (ПТУ) 11. Причому насичена пара низького тискунадходить у проміжний відсік ПТУ, а пара високого тиску попередньо перегрівається в котлі-утилізаторі і направляється в голову ПТУ Пар, що виходить з ПТУ, конденсується в теплообміннику мережної води 12 і конденсатними насосами 13 направляється в газовий підігрівач конденсату 14, а потім направляється в деаер нього у КУ.
При тепловому навантаженні, яке не перевищує базову, станція працює повністю за опалювальним графіком (АТЭЦ=1). Якщо теплове навантаження перевищує базове, вмикається піковий казан. Потрібна кількість електроенергії надходить від зовнішніх джерелгенерації по міських електричних мереж.
Однак можливі ситуації, коли потреба в електроенергії перевищує обсяг її подачі від зовнішніх джерел: у морозні дні у разі зростання споживання електроенергії побутовими нагрівальними приладами; при аваріях на генеруючих потужностях і в електричних мережах. У таких ситуаціях величина потужності газових турбін при традиційному підході тісно прив'язана до продуктивності котла-утилізатора, яка в свою чергу диктується потребою в тепловій енергії відповідно до опалювального графіка і може виявитися недостатньою для задоволення попиту, що збільшився, на електроенергію.
Щоб покрити дефіцит електроенергії, газова турбіна перемикається частково на скидання відпрацьованих продуктів згоряння крім котла-утилізатора безпосередньо в атмосферу. Таким чином, ПГУ ТЕЦ переводиться тимчасово в змішаний режим – з парогазовим та газотурбінним циклами.
Відомо, що газотурбінні установки мають високу маневреність (швидкість набору і скидання електричної потужності). Тому ще в радянський часїх передбачалося поряд з гідроакумулюючими станціями використовувати для згладжування режиму електропостачання.
Крім того, треба відзначити, що потужність, що розвивається, збільшується зі зниженням температури зовнішнього повітря і саме при низьких температурах в найхолоднішу пору року спостерігається максимум електроспоживання. Це показано в таблиці.
При досягненні потужності, що становить понад 60% від розрахункової величини, викиди шкідливих газів NOx та CO мінімальні (рис. 3).
У період між опаленням, щоб не допустити зниження потужності газових турбін більш ніж на 40%, одна з них відключається.
Підвищення енергетичної ефективності ТЕЦ може бути досягнуто за рахунок централізованого холодопостачання міських мікрорайонів. При аварійних ситуаціяхна ПГУ ТЕЦ доцільно в окремих будівлях будувати газотурбінні установки малої потужності.
У районах щільної міської забудови великих міст при реконструкції існуючих ТЕЦ з паровими турбінами, що виробили свій ресурс, доцільно створювати на їх базі ПГУ ТЕЦ з турбінами типу Р. В результаті вивільняються значні площі, зайняті системою охолодження (градирні та ін.), які можуть бути використано для інших цілей.
Зіставлення ПГУ ТЕЦ з турбінами з протитиском (типу Р) та ПГУ ТЕЦ з конденсаційно-добірними турбінами (типу Т) дозволяє зробити наступні висновки.
- 1. І в тому, і в іншому варіанті коефіцієнт корисного використанняпалива залежить від частки виробітку електроенергії на базі теплового споживання в загальному обсязі генерації.
- 2. У ПГУ ТЕЦ з турбінами типу Т втрати теплової енергії у контурі охолодження конденсату мають місце протягом усього року; найбільші втрати - у літній період, коли розмір теплового споживання обмежений лише гарячим водопостачанням.
- 3. У ПГУ ТЕЦ з турбінами типу Р ККД станції знижується тільки в обмежений проміжок часу, коли необхідно покрити дефіцит, що виник, в електропостачанні.
- 4. Маневрені характеристики (швидкості набору та скидання навантаження) газових турбін багаторазово вищі за характеристики парових турбін.
Таким чином, для умов будівництва станцій у центрах великих міст ПГУ ТЕЦ із протитисковими турбінами (типу Р) перевершують парогазові ТЕЦ із конденсаційно-відбірними турбінами (типу Т) за всіма показниками. Для їх розміщення потрібна значно менша територія, вони економічніше витрачають паливо та їх шкідливий впливна навколишнє середовищетакож менше.
Однак, для цього необхідно внести відповідні зміни до нормативну базуіз проектування парогазових станцій.
Практика останніх років показує, що інвесторами, які споруджують заміські ПГУ ТЕЦ і на досить вільних територіях, пріоритет віддається виробленню електроенергії, а відпустка тепла розглядається як побічний вид діяльності. Пояснюється це тим, що ККД станційнавіть у конденсаційному режимі може досягати 60%, а спорудження теплотрас потребує додаткових витрат та численних погоджень із різними структурами. У результаті коефіцієнт теплофікації АТЕЦ може бути меншим за 0,3.
Тому під час проектування ПГУ ТЕЦ недоцільно кожної окремої станції закладати у технічному рішенні оптимальне значення АТЭЦ. Завдання полягає у знаходженні оптимальної частки теплофікації у системі теплопостачання всього міста.
Наразі знову стала актуальною розроблена за радянських часів концепція будівництва потужних ТЕЦ у місцях видобутку палива, далеко від великих міст. Це диктується як збільшенням частки використання місцевих видів палива в ПЕК регіонів, так і створенням нових конструкцій теплопроводів (повітряне прокладання) з практично нікчемним падінням температурного потенціалу при транспортуванні теплоносія.
Подібні ТЕЦ можуть створюватися на основі паротурбінного циклу з безпосереднім спалюванням місцевого палива, так і парогазового циклу з використанням газу, одержуваного на газогенераторних установках.
НИЗКОНАПОРНІ І ВИСОКОНАПОРНІ ПАРОВИРОБНИЧІ УСТАНОВКИ p align="justify"> Для виробництва електроенергії знаходять застосування комбіновані парогазові установки (ПГУ), об'єднані в єдиній тепловій схемі. При цьому досягається зниження питомої витрати пального та капітальних витрат. Найбільше застосування знаходять ПГУ з високонапірною паропровідною установкою (ВНППУ) та з низьконапірною паровиробникною установкою (ННППУ). Іноді ВНППУ називають високонапірними казанами.
На відміну від котлів, що працюють під розрядженням з газового боку, в камері топки і газоходах котлів високонапірних і з наддувом створюється тиск відносно невеликий у ННППУ (0,005-0,01 МПа) і підвищений у ВНППУ (0,5-0,7 МПа) .
Робота котла під тиском характеризується рядом позитивних особливостей. Так, повністю виключаються присоси повітря в топку і газоходи, що призводить до зменшення втрати теплоти з газами, що йдуть, а також до зниження
женню витрати електроенергії з їхньої перекачування. Підвищення тиску в камері топки відкриває можливість подолання всіх повітряних і газових опорів за рахунок дутьового вентилятора (димососна тяга може бути відсутнім), що також призводить до зменшення витрати електроенергії у зв'язку з роботою дутьового пристрою на холодному повітрі.
Створення надлишкового тиску в камері топки призводить до відповідної інтенсифікації процесу горіння палива і дозволяє істотно підвищити швидкості газів в конвективних елементах котла до 200-300 м / с. При цьому збільшується коефіцієнт тепловіддачі від газів до поверхні нагріву, що призводить до зменшення габаритів котла. Водночас його робота під тиском вимагає щільного обмуровування та різних пристроїв проти вибивання продуктів згоряння до приміщення.
Мал. 15.1. Принципова схема парогазової установки з ВНППУ:
/ - забір повітря; 2 – компресор; 3 – паливо; 4 – камера згоряння; 5-газова турбіна; 6 - вихлоп відпрацьованих газів; 7 – електрогенератор; 8 – котел; 9 – парова турбіна; 10 – конденсатор; // - Насос; 12 - підігрівач високого тиску; 13 - регенеративний підігрівач на газах, що відходять (економайзер)
На рис. 15.1 показано схему парогазової установки (ПГУ) з високонапірним котлом. Спалювання палива в топці такого котла відбувається під тиском до 0,6-0,7 МПа, що призводить до значного скорочення витрат металу на теплосприймаючі поверхні. Після котла продукти згоряння надходять у газову турбіну, на валу якої знаходяться повітряний компресор та електрогенера-
тор. Пара з котла надходить у турбіну з іншим електрогенератором.
Термодинамічна ефективність комбінованого парогазового циклу з високонапірним котлом, газовою та пароводяною турбінами показана на рис. 15.2. На Т, я-діаграмі: площі 1-2-3-4-1 - робота газової ступі¬ні Ьт, площа сйе\аЬс - робота парового ступеня Ь„; 1-5-6-7-1 - втрата теплоти з газами, що йдуть; сЬдпс-втрата теплоти в конденсаторі. Газовий ступінь частково надбудовується над паровим ступенем, що призводить до значного збільшення термічного ККД установки.
Високонапірний котел, що знаходиться в експлуатації, розроблений НВО ЦКТІ, має продуктивність 62,5 кг/с. Котел водотрубний, з примусовою циркуляцією. Тиск.пара 14 МПа, температура перегрітої пари 545 °С. Паливо - газ (мазут), спалюється з об'ємною щільністю тепловиділення близько 4 МВт/м3. Вихідні яз котла продукти згоряння при температурі до 775 ° С і тиску до 0,7 МПа розширюються в газовій турбі до тиску, близького до атмосферного. Відпрацьовані гази при температурі 460 °С надходять в економайзер, за яким гази, що йдуть, мають температуру біля 120 °С.
Принципова теплова схема ПГУ з ВНППУ потужністю 200 МВт показано на рис. 15.3. Установка включає парову турбіну К-160-130 і газову турбіну ГТ-35/44-770. З компресора повітря надходить у топку ВНППУ, куди подається паливо. Високонапірні гази після пароперегрівача при температурі 770 °С надходять у газову турбіну, а потім в економайзер. У схемі передбачена додаткова камера згоряння, що забезпечує номінальну температуру газів перед ГТУ при зміні навантаження. У комбінованих ПГУ питома витрата палива на 4-6 % менше, ніж у звичайних паротурбінних, знижуються також капіталовкладення. 
Мал. 15.2. Т, ї-діаграма для комбінованого парогазового циклу
Про статтю, в якій докладно і простими словамиописаний цикл ПГУ-450 Стаття справді дуже легко засвоюється. Я ж хочу розповісти про теорію. Коротко, але справи.
Матеріал я запозичив з навчального посібника "Введення в теплоенергетику". Автори цього посібника І. З. Полещук, Н. М. Цирельман.Посібник пропонується студентам УГАТУ (Уфимський державний авіаційний технічний університет) для вивчення однойменної дисципліни.
Газотурбінная установка (ГТУ) являє собою тепловий двигун, в якому хімічна енергія палива перетворюється спочатку в теплоту, а потім в механічну енергію на валу, що обертається.
Найпростіша ГТУ складається з компресора, в якому стискається атмосферне повітря, камери згоряння, де серед цього повітря спалюється паливо, і турбіни, в якій розширюються продукти згоряння. Так як Середня температурагазів при розширенні істотно вище, ніж повітря при стиску, потужність, що розвивається турбіною, виявляється більше потужності, необхідної для обертання компресора. Їхня різниця є корисною потужністю ГТУ.
На рис. 1 показані схема, термодинамічний цикл та тепловий баланс такої установки. Процес (цикл) працюючої таким чином ГТУ називається розімкненим або відкритим. Робоче тіло (повітря, продукти згоряння) постійно відновлюється - забирається з атмосфери і скидається до неї. ККД ГТУ, як і будь-якого теплового двигуна, є відношенням корисної потужності N ГТУ до витрати теплоти, отриманої при спалюванні палива:
η ГТУ = N ГТУ / Q T.
З балансу енергії випливає, що N ГТУ = Q T - ΣQ П, де ΣQ П - загальна кількість відведеної з циклу ГТУ теплоти, що дорівнює сумі зовнішніх втрат.
Основну частину втрат теплоти ГТУ простого циклу становлять втрати з газами, що йдуть:
ΔQух ≈ Qух - Qв; ΔQух - Qв ≈ 65 ... 80%.
Частка решти втрат значно менша:
а) втрати від недопалу в камері згоряння ΔQкс/Qт ≤ 3%;
б) втрати через витік робочого тіла; ΔQут / Qт ≤ 2%;
в) механічні втрати (еквівалентна їм теплота відводиться з циклу з маслом, що охолоджує підшипники) ΔNмех / Qт ≤ 1%;
г) втрати в електричному генераторі ΔNег / Qт ≤ 1...2%;
д) втрати теплоти конвекцією або випромінюванням у довкілля ΔQокр / Qт ≤ 3%
Теплота, яка відводиться з циклу ГТУ з газами, що відпрацювали, може бути частково використана поза циклом ГТУ, зокрема, в паросиловому циклі.
Принципові схеми парогазових установок різних типівнаведено на рис. 2.
У випадку ККД ПГУ:
Тут - Qгту кількість теплоти, підведеної до робочого тіла ГТУ;
Qпсу - кількість теплоти, підведеної до парового середовища в котлі.
Мал. 1. Принцип дії найпростішої ГТУ
а - принципова схема: 1 - компресор; 2 - камера згоряння; 3 - турбіна; 4 - електрогенератор;
б - термодинамічний цикл ГТУ у ТS-діаграмі;
в - баланс енергії.
У найпростішій бінарній парогазовій установці за схемою показаною на рис. 2 а, вся пара виробляється в котлі-утилізаторі: η УПГ = 0,6 ... 0,8 (залежно, головним чином, від температури газів, що йдуть).
При Т Г = 1400 ... 1500 К η ГТУ ≈ 0,35, і тоді ККД бінарної ПГУ може досягати 50-55%.
Температура відпрацьованих у турбіні ГТУ газів висока (400-450оС), отже, великі втрати теплоти з газами, що йдуть, і ККД газотурбінних електростанцій становить 38%, тобто він практично такий же, як ККД сучасних паротурбінних електростанцій.
Газотурбінні установки працюють на газовому паливі, яке суттєво дешевше за мазут. Поодинока потужність сучасних ГТУ досягає 250 МВт, що наближається до потужності паротурбінних установок. До переваг ГТУ порівняно з паротурбінними установками належать:
- незначна потреба в охолодній воді;
- менша маса та менші капітальні витрати на одиницю потужності;
- можливість швидкого пуску та форсування навантаження.
Мал. 2. Принципові схеми різних парогазових установок:
а - ПГУ з парогенератором утилізаційного типу;
б - ПГУ зі скиданням газів у топку котла (НПГ);
в - ПГУ на парогазовій суміші;
1 - повітря з атмосфери; 2 - паливо; 3 - відпрацьовані в турбіні гази; 4 - гази, що йдуть; 5 - вода з мережі на охолодження; 6 - відведення охолоджувальної води; 7 - свіжа пара; 8 - поживна вода; 9 – проміжний перегрів пари; 10 - регенеративні покидьки пари; 11 - пара, що надходить після турбіни в камеру згоряння.
К - компресор; Т - турбіна; ПТ - парова турбіна;
ГВ, ГН - газоводяні підігрівачі високого та низького тиску;
ПВД, ПНД - регенеративні підігрівачі живильної води високого та низького тиску; НПГ, УПГ - низьконапірний, утилізаційний парогенератори; КС – камера згоряння.
Об'єднуючи паротурбінну та газотурбінну установки загальним технологічним циклом, отримують парогазову установку (ПГУ), ККД який істотно вищий, ніж ККД окремо взятих паротурбінної та газотурбінної установок.
ККД парогазової електростанції на 17-20% більше, ніж звичайної паротурбінної електростанції. У варіанті найпростішої ГТУ з утилізацією тепла газів, що йдуть, коефіцієнт використання тепла палива досягає 82-85%.
Поєднання паротурбінної та газотурбінної установок, що об'єднуються загальним технологічним циклом, називають парогазовою установкою (ПГУ) електростанції. З'єднання цих установок в єдине ціле дозволяє знизити втрату теплоти з газами ГТУ або парового котла, що йдуть, використовувати гази за газовими турбінами в якості підігрітого окислювача при спалюванні палива, отримати додаткову потужність за рахунок часткового витіснення регенерації паротурбінних установок і в кінцевому підсумку підвищити ККД парогаз порівняно з паротурбінною та газотурбінною електростанціями.
Застосування ПГУ для сьогоднішньої енергетики – найефективніший засіб значного підвищення теплової та загальної економічності електростанцій на органічному паливі. Найкращі з діючих ПГУ мають ККД до 46%, а проектовані - до 48-49%, тобто вище, ніж проектованих МГД-установках.
Серед різних варіантів ПГУ найбільшого поширення набули такі схеми: ПГУ з високонапірним парогенератором (ВПГ), ПГУ зі скиданням газів газової турбіни в топку парового котла, ПГУ з утилізаційним паровим котлом (КПК), напівзалежні ПГУ, ПГУ із внутрішньо цикловою газифікацією твердого палива.
Розроблені в НУО ЦКТІ ПГУ з високонапірним парогенераторомпрацюють на природному газі або рідкому газотурбінному паливі (рис. 9.8). Повітряний компресор подає стиснене повітря в кільцевий зазор корпусу ВПГта додаткову камеру згоряння ДКС,де його температура підвищується. Гарячі гази після спалювання палива в камері топки мають тиск 0,6- 1,2 МПа в залежності від тиску повітря за компресором і використовуються для генерації пари і його перегріву. Після проміжного перегрівача - останньої поверхні нагрівання ВПГ- гази з температурою приблизно 700 °С надходять у додаткову камеру згоряння, де догріваються до 900 °З надходять у газову турбіну. Гази, що відпрацювали в газовій турбіні, направляються в триступеневий газоводяний економайзер, де вони охолоджуються поживною водою і основним конденсатом парової турбіни. Таке підключення економайзерів забезпечує постійну температуру газів 120- 140 °С перед їх виходом в димову трубу. Водночас у такій ПГУ відбувається часткове витіснення регенерації та збільшення потужності паротурбінної установки.
Мал. 9.8. Принципова теплова схема парогазової установки ПГУ-250 з високонапірним парогенератором ВПГ-600-140:
БС -барабан-сепаратор; ПЕ- пароперегрівач; ПП -проміжний перегрівач; І- Випарювальні поверхні нагріву; ЦН-циркуляційний насос; ЕК1 - ЕКШ- газоводяні економайзери утилізації теплоти газів, що йдуть ГТУ; ДПВ -деаератор живильної води; ДКС- Додаткова камера згоряння
Високонапірний парогенератор є загальною камерою згоряння палива для паротурбінної та газотурбінної установки. Особливістю такої ПГУ є і те, що надлишковий тиск газів у схемі дозволяє не встановлювати димососи, а повітряний компресор замінює дутьовий вентилятор; відпадає необхідність у повітропідігрівачі. Пара з ВПГ прямує в паротурбінну установку, що має звичайну теплову схему.
Істотною перевагою даної установки є зменшення габаритів та масових показниківВПГ, що працює при тиску в газовому тракті 0,6-1,2 МПа. Високонапірний парогенератор цілком виготовляється в заводських умовах. Відповідно до вимог транспортування паропродуктивність одного корпусу ВПГне перевищує 350-10 3 кг/год. Парогенератор ВПГ-650-140-545/545 ПО ТКЗ, наприклад, складається з двох корпусів. Його газоходи екрановані зварними газощільними панелями з оребрених труб.
ПГУ із ВПГ доцільно застосовувати при помірних температурах газів перед ГТУ. Зі збільшенням цієї температури зменшується частка теплоти, що передається газами поверхні нагріву високонапірного парогенератора.
Автономна робота парового ступеня ПГУ з ВПГ неможлива, що є недоліком цієї схеми, що вимагає рівної надійності газотурбінної установки, парової турбіни, парогенератора. Застосування ГТУ із вбудованими камерами згоряння (наприклад, ГТЕ-150) також є неприпустимим.
Використання ПГУ з ВПГ перспективне у схемах із внутрішньоцикловою газифікацією вугілля.
На рис. 9.9 показано компонування ПГУ-200-250 з турбінами К-160-130 та ГТ-35-770 або К-210-130 та ГТ-45-3. Аналогічна установка кілька років успішно працює на Невинномиській ГРЕС. Застосування таких ПГУ здатне забезпечувати економію палива на ТЕС на 15%, зниження питомих капіталовкладень на 12-20%, зниження металоємності обладнання на 30% порівняно з паротурбінною ГРЕС.
ПДУ зі скиданням газівгазової турбіни в топку парового котла характеризуються тим, що гази газової турбіни, що йдуть, є високопідігрітим (450-550°С) забаластованим окислювачем з вмістом кисню 14-16%. Тому їх доцільно використовувати для спалювання основної маси палива в паровому котлі (рис. 9.10). ПДУ за такою схемою реалізовано та успішно працює на Молдавській ДРЕС (станційні енергоблоки № 11 та 12). Для ПГУ використано серійне обладнання: парова турбіна К-210-130 ПОТ ЛМЗ на параметри пари 13 МПа, 540/540 °С, газова турбіна ГТ-35-770 ПОАТ ХТЗ, електрогенератори парового та газового щаблів ТГВ-200 та ТВФ-63- 243 однокорпусний паровий котел з природною циркуляцією типу ТМЕ-213 продуктивністю 670*10 3 кг/год. Котел поставляється без підігрівача повітря і може працювати як «під наддувом», так і з врівноваженою тягою. Для цього у схемі передбачені димососи ДС.Дана схема ПДУ дозволяє працювати у трьох різних режимах: режим ПГУ та режими автономної роботи газового та парового щаблів.
 |
Мал. 9.9. Компонування головного корпусу ПГУ-250 з високонапірним парогенератором:
а- Поперечний розріз; б – план; позначення див. на рис. 9.8
Основним є режим роботи установки за парогазовим циклом. Гази, що йдуть, газової турбіни (в її камері згоряння спалюється рідке газотурбінне паливо) подаються в основні пальники котла. У пальники надходить і підігріте в калорифері повітря, що бракує для процесу горіння, нагнітається вентилятором додаткового повітря ВДВ.Гази парового котла, що йдуть, охолоджуються в економайзерах високого і низького тиску і потім направляються в димову трубу. Через економайзер високого тиску ЕКВСяк у режимі ПГУ, так і при автономній роботі парового ступеня подається приблизно 50% поживної води після насосів. Потім вся поживна вода надходить до основного економайзера котла з температурою 250°С. В економайзер низького тиску ЕКНДнадходить основний конденсат турбіни після ПНД5(при навантаженнях більше 50%) або після ПНД4(При навантаженнях нижче 50%). У зв'язку з цим регенеративні відбори парової турбіни частково розвантажені, а тиск пари в її проточній частині дещо зростає; збільшено пропуск пари в конденсатор турбіни.
 |
Мал. 9.9. Продовження
При автономній роботі парового ступеня повітря, необхідне спалювання палива в котлі, подається дутьевым вентилятором. ДВв калорифери, де підігрівається до 180 ° С і потім прямує в пальники. Паровий котел працює під розрідженням, створюваним димососами ДС.При автономній роботі газового ступеня гази, що йдуть, направляються в димову трубу.
Можливість роботи ПГУ в різних режимах забезпечена установкою автоматично керованої системи швидкозапірних газоповітряних шиберів (заслінок) великого діаметра, що монтуються на газоповітропроводах для відключення того чи іншого елемента установки. Це здорожує схему та знижує її надійність.
З підвищенням температури газів перед газовою турбіноюПГУ і при нижчому ступені стиснення повітря в компресорі вміст кисню в газах, що йдуть, газової турбіни зменшується, що вимагає подачі додаткової кількості повітря. Це призводить до збільшення об'єму газів, що проходять через конвективні поверхні нагріву парового котла, а також втрат теплоти з газами, що йдуть. . Зростає і витрати електроенергії на привід дутьового вентилятора. При спалюванні в казані твердого палива підігріте повітря використовується в системі пилоприготування.
Досвід експлуатації ПГУ-250 на Молдавській ДРЕС показав, що її економічність значною мірою залежить від навантаження парового та газового щаблів. Питома витратаумовного палива при номінальному навантаженні 240-250 МВт досягає 315 г/(кВт-год).
Парогазові електростанції такого типу поширені там (США, Англія, ФРН та інших.). Перевага ПГУ цього типу полягає в тому, що використовується паровий котел звичайної конструкції, в якому можливе застосування будь-якого виду палива, зокрема твердого. У камері згоряння ГТУ спалюють трохи більше 15-20% необхідного для всієї ПГУ палива, що зменшує споживання його дефіцитних сортів. Пуск такий ПГУ зазвичай починають з пуску ГТУ, використання теплоти газів, що відходять, якої дозволяє підняти в паровому котлі параметри пари і скоротити кількість палива, що витрачається на пуск паротурбінного обладнання.
 |
Мал. 9.10. Принципова теплова схема ПГУ-250 зі скиданням газів ГТУ в топку парового казана:
ПЕ-пароперегрівач свіжої пари; ПП-проміжний пароперегрівач; ЕК, ЕКВС, ЕКНД- економайзери: основний, високий та низький тиск; П1–П7 -підігрівачі системи регенерації парового ступеня; ДПВ- деаератор живильної води; ПЕН, КН, РН- поживний, конденсатний, дренажний насос; НР- насос рециркуляції основного конденсату в ЕКНД; ДВ, ВДВ- вентилятори дутьового та додаткового повітря ; КЛ1, КЛ11- калорифери першого та другого ступенів ; У- впорскувальна вода з проміжного ступеня ПЕН; ДС- димосос
ПДУ з утилізаційнимипаровими котлами дозволяють використовувати гази, що йдуть газових турбін для генерації пари. На таких установках можлива реалізація бінарного циклу без додаткового спалювання палива з отриманням пари низьких параметрів. На рис. 9.11 наведено запропоновану МЕІ схему такої ПГУ, в якій використовуються газова турбіна ГТЕ-150-1100 та турбіна насиченої пари К-70-29, що застосовується на АЕС. Параметри пари перед турбіною 3 МПа, 230 °С. За умовою допустимих температурних перепадів між газами та парою та найбільш повного використання теплоти газів, що проходять, проміжний пароперегрівач виконаний газопаровим і розміщений за економайзером по ходу газів. Частина димових газів за газовою турбіною вводиться в розсічення між випарною та економайзерною поверхнями нагріву парового котла утилізації. КПК,що забезпечує необхідний температурний тиск. Для таких установок характерні високі значення енергетичного коефіцієнта ПГУ та використання тільки високоякісного органічного палива, головним чином газу. При температурі зовнішнього повітря +15°С і температурі газів 160 °С сумарна електрична потужність ПГУ становить приблизно 220 МВт, ККД дорівнює 44,7%, а, питома витрата умовного палива 281 г/(кВт-ч).
Мал. 9.11. Принципова теплова схема ПГУ-220 з котлом-утилізатором та турбіною на насиченій парі без допалювання палива:
КПК- утилізаційний котел (парогенератор); С – сепаратор вологи; ДН- дренажний насос; інші позначення див. на рис. 20.8, 20.10
Всесоюзним теплотехнічним інститутом та АТЕП розроблено варіант маневреної ПГУ без допалювання палива перед утилізаційним паровим котлом. До складу ПГУ включено одну газову турбіну ГТЕ-150-1100, одноциліндрову парову турбіну потужністю 75 МВт на параметри пари 3,5 МПа, 465 °С при витраті пари 280-10 3 кг/год, утилізаційний паровий котел з поверхнею нагріву 40-10 3 м 2 із оребрених труб. Модуль головного корпусу електростанції такий ПГУ-250 запроектований однопрогоновим з шириною прольоту 24 м. Газотурбінна установка, парова турбіна та електричний генератор між ними змонтовані як одновальний агрегат. При температурі зовнішнього повітря +5 °С ПГУ-250 має питому витрату умовного палива 279 г/(кВт-год).
Застосування в схемі ПГУ з котлами-утилізаторами потужніших серійних паротурбінних установок вимагатиме більшої витрати пари високих параметрів. Це можливо при підвищенні температури газів на вході в котел до 800-850 ° С за рахунок додаткового спалювання до 25% загальної витрати палива (природного газу) у приладах пальника котла. На рис. 20.12 наведено принципову теплову схему ПГУ-800 такого типу за проектом ВТІ та АТЕП. До її складу включено дві газотурбінні установки ГТЕ-150-1100 ПОТ ЛМЗ, двокорпусний утилізаційний паровий котел ЗіО на сумарну паропродуктивність 1150-10 3 кг/год та параметри пари 13,5 МПа, 545/545 °С, парова турбіна К- 166 ПІТ ЛМЗ. Ця схема має ряд особливостей. Регенеративні відбори турбіни (крім останнього) заглушено; в системі регенерації є тільки змішуючий ПНД. Застосована без-деаераторна схема з деаерацією конденсату турбіни в конденсаторі і в змішувачі. Конденсат з температурою 60 °С подається двома живильними насосами ПЕ-720-220 економайзер котла. Відсутність регенеративних відборів пари підвищує його перепустку в конденсатор турбіни, електрична потужність якої обмежена у зв'язку з цим до 450 МВт.
Утилізаційний паровий котел П-подібного компонування прямоточного типу складається з конвективних поверхонь нагріву. У кожен з корпусів КПК після ГТУ надходять гази, що йдуть, в кількості 680 кг/с з температурою 430-520 °С і вмістом кисню 14-15,5%. В основних пальниках КПК спалюється природний газ. а температура газів перед поверхнями нагрівання казана підвищується до 840-850 °С. Продукти згоряння послідовно охолоджуйся в пароперегрівачах (проміжному та основному), у випарних та економайзерних поверхнях нагріву та при температурі ~125°С направляються в димову трубу. Специфічною особливістюкотла є його робота при значній масовій витраті газів. Відношення його паропродуктивності до витрат продуктів згоряння в 5-6 разів нижче, ніж у звичайних парових казанів енергоблоків. Внаслідок цього мінімальний температурний напір переміщається із зони проміжного пароперегрівача (для прямоточного газомазутного котла) на гарячий кінець економайзера. Невелике значення цього температурного напору (20 - 40 ° С) змусило конструкторів КПК виконати економайзер з оребрених труб діаметром 42X4 мм, що знизило його масу, але підвищило аеродинамічний опір котла. Внаслідок цього дещо зменшилася електрична потужність газотурбінної установки та всієї ПДУ.
Основним режимом ПГУ-800 є її робота з парогазового циклу, утилізаційний паровий котел працює під наддувом. Перевага таких ПГУ-можливість режимів автономної роботи газового та парового щаблів. Самостійна роботаПГУ відбувається при дещо зниженій потужності у зв'язку з підвищеним опором вихлопу, який здійснюється транзитом газів через котел-утилізатор. Для забезпечення автономної роботи паротурбінного блоку необхідне деяке ускладнення схеми, в яку додатково повинні бути включені димососи і шибери. За такого режиму роботи закривають шибери 1 і 2 (рис. 9.12) та відкривають шибери 3 -5. Основна кількість газів котла (близько 70%) збагачують повітрям і за допомогою димососа рециркуляції ДРз температурою 80 °С направляють до додаткових пальників перед казаном. При цьому кількість палива, що спалюється в КПК, зростає втричі. Невикористана кількість газів котла (близько 30%) димососом. ДСскидають у димову трубу.
Для роботи ПГУ на резервному рідкому газотурбінному паливі необхідно передбачити в тепловій схемі додатковий підігрів води до 130-140 ° С, щоб уникнути корозії хвостових поверхонь нагріву. Такий режим роботи виявиться тому менш економічним.
ПГУ з утилізаційними паровими котлами мають високу маневреність. Вони розраховані приблизно на 160 пусків на рік; час пуску після простою 6-8 год дорівнює 60 хв, а після зупинки на 40-48 год - 120 хв. При розвантаженні ПГУ насамперед зменшують навантаження газотурбінних агрегатів зі 100 до 80% прикриттям вхідних напрямних апаратів (ВНА) компресорів. Подальше зниження навантаження роблять зменшенням витрати палива, що спалюється в пальниках КПК, зниженням паропродуктивності останнього зі збереженням температури газів перед газовими турбінами. При досягненні 50% номінального навантаження ПГУ одна з ГТУ і відповідний корпус КПК відключаються. Зі зниженням навантаження парового ступеня і паропродуктивності КПК відбувається перерозподіл температур по тракту, а температура газів, що йдуть, збільшується до 170-190 ° С (при 50% навантаженні котла). Це підвищення температури неприпустимо за умов роботи димососів та димової труби. Для підтримки допустимої температури газів утилізаційний паровий котел при знижених навантаженнях переводиться з прямоточного в сепараторний режим роботи зі скиданням надлишкової теплоти в конденсатор парової турбіни. У схемі паротурбінної установки передбачені вбудований сепаратор та розпалювальний розширювач. Перехід на сепараторний режим збільшує витрату палива на ПГУ порівняно з прямоточним режимом роботи на 5-10%.
ПГУ з утилізаційними паровими котлами доцільно встановлювати у газоносних районах Західного Сибіру, Середньої Азії та ін. За даними ОТІ ПГУ-800 володіє високими енергетичними показниками. При температурі зовнішнього повітря +5°С, температурі газів перед газовими турбінами 1100°С потужність ПГУ становитиме приблизно 766 МВт, а питома витрата умовного палива (нетто) - 266 г/(кВт-год). Зі зміною температури повітря в межах від +40 до -40 °С потужність ПГУ змінюється в діапазоні 550-850 МВт внаслідок значної зміни потужності двох ГТУ. Економія від застосування ПГУ-800 замість традиційного енергоблоку 800 МВт складе на рік 5,7-10 6 руб. (204-10 6 кг умовного палива).
Мал. 9.12. Принципова теплова схема ПГУ-800 з котлом-утилізатором та з допалюванням палива:
1-5 - газощільні шибери, що перемикаються; ДС- димосос; ДР- димосос рециркуляції газів; З- сепаратор вологи; РР- Розпалювальний розширювач; СНІД- змішувальний підігрівач низького тиску
Варіант компонування головного корпусу ПГУ-800 за проектом ВТІ та АТЕП наведено на рис. 9.13. Розрахункові капіталовкладення головний корпус ПГУ становлять 89 крб/кВт. Його спорудження дозволить заощадити на КЕС із шістьма блоками ПГУ-800 порівняно з встановленням шести газомазутних енергоблоків 800 МВт до 9-10 6 кг сталі та до 8-10 6 кг залізобетону.
Поєднання газотурбінних та паротурбінних установок з використанням типового серійного обладнання здійснюється в напівзалежної парогазової установки(Рис. 9.14). Вона призначається для використання при проходженні піків графіка електричного навантаження та передбачає повне або часткове відключення підігрівачів високого тиску по парі. В результаті його пропуск через проточну частину парової турбіни підвищується і реалізується приріст потужності парового ступеня приблизно 10-11%. Зниження температури поживної води компенсується її додатковим підігрівом в газоводяному економайзері газами газової турбіни, що йдуть. Температура газів ГТУ знижується при цьому приблизно до 190 °С. Сумарний приріст пікової потужності з урахуванням роботи ГТУ становить 35-45% базової потужності паротурбінного блоку. Питома витрата умовного палива близька до витрати при автономній роботі блоку .
 |
Мал. 9.13. Варіант компонування головного корпусу парогазової установки ПГУ-800:
1-газова турбіна ГТЕ-150-1100; 2 - електричний генератор ГТУ; 3-забір повітря в компресор ГТУ; 4 - утилізаційний паровий котел; 5 -парова турбіна К-500-166; 6- димосос; 7 - дутьовий вентилятор; 8 -газохід
Мал. 9.14. Принципова теплова схема напівзалежної парогазової установки:
ГВЕ- газоводяний економайзер; ПК- паровий котел; інші позначення див. на рис. 9.8.
Напівзалежні ПГУ доцільно встановлювати у європейській частині СРСР. За даними ЛМЗ рекомендуються такі поєднання парових та газових турбін: 1 X К-300-240+1 Х ГТЕ-150-1100; 1 Х К-500-130 + 1 Х ГТЕ-150-1100; 1 X К-1200-240 + 2 X ГТЕ-150-1100 та ін. Збільшення розрахункових капітальних вкладеньв газотурбінну установку складе близько 20%, а економія умовного палива в енергосистемі при експлуатації ПГУ в піковому режимі-(0,5-1,0) X Х10 6 кг/рік. Для отримання пікової потужності перспективне використання у схемі напівзалежних ПГУ та теплофікаційних установок.
Розглянуті схеми ПГУ передбачають часткове або повне використання високоякісного органічного палива (природного газу або рідкого газотурбінного палива), що гальмує їхнє широке впровадження. Значний інтерес становлять розроблені ЦКТІ різні схеми парогазових установок з високонапірними парогенераторами та внутрішньоцикловою газифікацією твердого палива (рис. 20.15), що дозволяють перевести парогазові установки на вугілля.
 |
Мал. 9.15. Принципова теплова схема ПГУ з ВПГ та внутрішньоцикловою газифікацією вугілля:
/- сушіння палива ; 2 - газогенератор; 3 - Високонапірний парогенератор (ВПГ); 4 - барабан-сепаратор; 5 – додаткова камера згоряння ВПГ; 6- циркуляційний насос ВПГ; 7-економайзер утилізації теплоти газів газової турбіни, що йдуть; 8-димова труба; 9- скрубер; 10- підігрівач генераторного газу; ПК-дожимаючий компресор; ПТ- Парова приводна турбіна; РГТ-розширювальна газова турбіна; / - свіжа пара; // - пар промперегріву ; /// - Стиснене повітря після компресора; IV- очищений генераторний газ; V- зола; VI-IX- поживна вода та конденсат турбіни
Попередньо подрібнене вугілля (подрібнення вугілля 3-10 мм) подається для підсушування в сушарку і через окислювач (для запобігання шлакуванню) в газогенератор. Один із варіантів схеми - газифікація вугілля в газогенераторі з «киплячим» шаром на пароповітряному дутті. Газифікація палива забезпечується подачею в газогенератор повітря після компресора, що дотискає, і пари з «холодної» нитки проміжного перегріву. Повітря для газифікації в кількості приблизно 3,2 кг на 1 кг ковальського вугілля послідовно стискається в основному і компресорах (тиск підвищується на 10%) і після змішування з парою надходить в газогенератор. Газифікація вугілля відбувається за нормальної температури, близької до 1000 °З.
Генераторний газ охолоджується, віддаючи свою теплоту робочому тілу паротурбінної частини, потім очищається від механічних домішок і сірковмісних сполук і після розширення в розширювальній газовій турбіні (для зменшення споживання пари приводною турбіною дотискаючого компресора) надходить у високонапірний парогенератор . Решта теплової схеми збігається зі схемою звичайної ПГУ з ВПГ.
ВНДПІенергопромом спільно з НУО ЦКТІ розроблено проект теплофікаційного парогазового енергоблока потужністю 225 МВт із внутрішньоцикловою газифікацією вугілля. Для цієї мети використано типове енергетичне обладнання: двокорпусний високонапірний парогенератор ВПГ-650-140 ТКЗ, газотурбінний агрегат ГТЕ-45-2 ХТЗ, теплофікаційна парова турбіна Т-180-130 ЛМЗ, а також два газогенератори з пароповітряним дуттям ГГП-1 по 100 т/год ковальського вугілля. Техніко-економічні розрахунки показали, що порівняно із звичайним паротурбінним теплофікаційним блоком 180 МВт застосування парогазового енергоблоку дозволяє збільшити питому вироблення електроенергії на тепловому споживанні в 1,5 раза, забезпечити економію палива до 8%, значно знизити шкідливі викиди в атмосферу. економічний ефекту 2,6-10 6 руб. Розглянутий парогазовий енергоблок буде використаний при створенні потужніших ПГУ-1000 на вугіллі Кузнецького, Екібастузького та Кансько-Ачинського басейнів.
Парогазові установки отримали досить широке застосування США, ФРН, Японії, Франції та інших. У ПГУ переважно спалюється природний газ і рідке паливо різних видів. Використання ПГУ сприяло поява потужних ГТУ (70-100 МВт) з початковою температурою газів 900-1100°С. Це дозволило застосувати ПГУ з утилізаційними паровими котлами (рис. 9.16) барабанного типу з примусовою циркуляцією середовища та тиском пари 4-9 МПа залежно від того, чи виробляється в них додаткове спалювання палива чи ні. На рис. 9.17 дано схему утилізаційного парового котла для ПГУ з газовою турбіною МW701. Котел виконаний для двох тисків пари. Він має поверхні нагріву з оребрених труб низького та високого тиску зі своїми барабанами в блоці з деаератором живильної води.
