ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ НАДСТРОЕЧНАЯ ПАРОГАЗОВАЯ УСТАНОВКА (ВАРИАНТЫ)

Варианты полезной модели относятся к области теплоэнергетики и могут быть использованы при создании и модернизации надстроечных парогазовых энергетических установок (НПГУ).
Создание НПГУ на базе энергоблока с парокотлотурбинной установкой, состоящей из топливосжигающего парового котла (ТСПК) и конденсационной паротурбинной установки (ПТУ), путем его надстройки газотурбинной установкой (ГТУ) при реконструкции тепловой электростанции (ТЭС), обеспечивает повышение ее мощности, экономичности и улучшение экологической безопасности. Дополнительный ввод мощности за счет ГТУ позволяет уменьшить удельные капитальные затраты по сравнению с сооружением таких же новых мощностей благодаря использованию существующего основного оборудования ТЭС. НПГУ на базе парокотлотурбинной установки может создаваться по различным схемам сопряжения ПТУ с ГТУ, но во всех случаях она должна быть маневренной, то есть обладать регулировочным диапазоном нагрузки не меньшим, чем у исходного энергоблока. Вместе с тем глубокая ежедневная разгрузка энергоблока ограничивается, прежде всего, снижением температуры промежуточного перегрева пара, поступающего в цилиндр среднего давления (ЦСД) или цилиндр низкого давления (ЦНД) паровой турбины (ПТ).
Достаточно маневренна и экономична схема НПГУ со сбросом выхлопных газов ГТУ в топку ТСПК, который в этом случае совмещается с котлом-утилизатором (КУ) теплоты выхлопных газов ГТУ с образованием ТСПК-КУ. Но соотношение мощности ГТУ и ПТ в этом случае составляет лишь 0,30÷0,35, что при коэффициенте избытка воздуха выхлопных газов современных ГТУ (2,6÷3,2) достаточно для дожигания только газомазутного топлива.
Независимо от вида топлива энергоблок может быть надстроен по параллельной схеме ТСПК и КУ. Мощность и экономичность НПГУ при этом может быть больше, чем при сбросной схеме. Но избыточное (по сравнению с исходным энергоблоком) количество теплоты выхлопных газов более мощной ГТУ при использовании известных схем параллельного включения ТСПК и КУ приводит к уменьшению расхода топлива и паропроизводительности ТСПК, а значит к сокращению регулировочного диапазона изменения нагрузки энергоблока. Если исходный энергоблок работает на топливе, цена которого ниже, чем потребляемого ГТУ природного газа, то снижение расхода топлива НПГУ будет сопровождаться повышением средневзвешенной суммарной цены исходного топлива и газа, по сравнению со средневзвешенной ценой исходного топлива.
Известна энергетическая НПГУ, содержащая ГТУ с компрессором, камерой сгорания и газовой турбиной (ГТ), паровым КУ теплоты выхлопных газов ГТ, ПТУ с паровой турбиной (ПТ), имеющей цилиндры по меньшей мере высокого (ЦВД) и низкого (ЦНД) давления, а также ТСПК, причем в газоходах обоих котлов установлены промежуточные перегреватели пара, отработавшего в ЦВД ПТ, а перегреватель острого пара, подаваемого в ЦВД ПТ, установлен только в газоходе ТСПК [1]. В HПГУ согласно [1] осуществляется частичное замещение газотурбинного топлива твердым путем предварительного подогрева в рекуператоре циклового воздуха ГТУ греющим агентом-паром, вырабатываемым в ТСПК, работающем на твердом топливе. При этом предусматривается перегрев пара в ТСПК до температуры, выше номинальной, последующее охлаждение его в рекуператоре до температуры ниже номинальной с окончательным догревом в отдельном перегревателе, расположенном в КУ, до номинальной температуры подачи его в ПТ. Паровой подогрев циклового воздуха ГТУ за счет теплоты сжигаемого в ТСПК твердого топлива уменьшает последующий огневой подогрев указанного воздуха в камере сгорания ГТУ и расход потребляемого ею более дорогого топлива. Одновременно в результате сокращения расхода топлива в камере сгорания ГТУ при сохранении прежнего расхода воздуха увеличивается коэффициент избытка воздуха выхлопных газов ГТУ. Повторный перегрев пара в КУ за счет высокопотенциальной части теплоты выхлопных газов ГТУ позволяет увеличить соотношение ее мощности и ПТ до 0,5÷0,55 и сохранить маневренность НПГУ, соответствующую исходному энергоблоку. Реализация такой схемы, однако, возможна лишь при условии, что температура выхлопных газов ГТУ - надстройки достаточна для перегрева пара после его охлаждения в рекуператоре до требуемой величины. Вместе с тем у пригодных для их надстройки современных ГТУ температура выхлопных газов недостаточна для догрева пара в КУ до номинальной температуры.
Достигаемым техническим результатом вариантов полезной модели является оптимальное распределение поверхностей нагрева в газоходах КУ и ТСПК для обеспечения номинальных значений температур перегретого пара, в том числе при использовании рекуператоров для передачи части теплоты сжигания твердого топлива цикловому воздуху ГТУ.
Это обеспечивается тем, что в энергетической НПГУ, содержащей ГТУ с компрессором для сжатия циклового воздуха, камерой сгорания и ГТ, паровой КУ теплоты выхлопных газов ГТ, ПТУ с двухцилиндровой ПТ с ЦВД и ЦНД или трехцилиндровой ПТ с ЦВД, ЦСД и ЦНД, а также ТСПК, причем в газоходах обоих котлов установлены промежуточные перегреватели пара, отработавшего в ЦВД ПТ, а перегреватель острого пара, подаваемого в ЦВД ПТ, установлен только в газоходе ТСПК, согласно первому варианту полезной модели расположенный в газоходе КУ промежуточный перегреватель пара предвключен по отношению к расположенному в газоходе ТСПК промежуточному перегревателю пара, причем промежуточный перегреватель пара, расположенный в газоходе КУ, байпасирован с возможностью перераспределения потока поступающего от ЦВД ПТ пара между указанным перегревателем и его байпасом.
Кроме того, в энергетической НПГУ ТСПК может представлять собой котел для сжигания твердого топлива, а на линии подачи циклового воздуха от компрессора в камеру сгорания ГТ может быть установлен рекуператор теплоты пара, поступающего от одного из перегревателей, расположенных в газоходе ТСПК, причем по паровой стороне указанный рекуператор включен в рассечку между перегревателем острого пара и ЦВД или промежуточным перегревателем пара и ЦНД двухцилиндровой турбины или ЦСД трехцилиндровой паровой турбины.
Согласно второму варианту полезной модели в энергетической НПГУ, содержащей ГТУ с компрессором для сжатия циклового воздуха, камерой сгорания и ГТ, КУ теплоты выхлопных газов ГТ, ПТУ с двухцилиндровой ПТ с ЦВД и ЦНД или трехцилиндровой ПТ с ЦВД, ЦСД и ЦНД, а также автономный или совмещенный с КУ паровой котел, работающий на твердом топливе, в газоходе которого установлены перегреватель острого пара и промежуточный перегреватель пара, причем на линии подачи циклового воздуха от компрессора в камеру сгорания ГТ установлен рекуператор теплоты острого пара или пара промежуточного перегрева в качестве греющей среды, при этом выход указанного рекуператора по греющей среде при подаче в него острого пара соединен со входом ЦВД, а при подаче в него пара промежуточного перегрева - со входом ЦНД двухцилиндровой ПТ или со входом ЦСД трехцилиндровой ПТ.
Примеры выполнения вариантов полезной модели иллюстрируются следующими чертежами, где на фиг.1 схематически изображена HПГУ по первому варианту ее выполнения с предвключением расположенного в газоходе КУ промежуточного перегревателя пара по отношению к промежуточному перегревателю пара, расположенному в газоходе ТСПК; на фиг.2 - то же с ТСПК, выполненным с топкой для сжигания твердого топлива, и с установленным на линии циклового воздуха ГТУ рекуператором теплоты острого пара; на фиг.3 - НПГУ по второму варианту ее выполнения с КУ, ТСПК и установленным на линии циклового воздуха ГТУ рекуператором теплоты промежуточного перегретого пара; на фиг.4 - то же с КУ, совмещенным с ТСПК, работающим на твердом топливе, и установленным на линии циклового воздуха ГТУ рекуператором теплоты острого пара.
Энергетическая НПГУ согласно первому варианту полезной модели в примере фиг.1 содержит ГТУ 1 с компрессором 2, соединенным с камерой сгорания 3 линией 4 подачи циклового воздуха, и ГТ 5 с электрогенератором 6, КУ 7 теплоты выхлопных газов ГТ 5, ПТУ 8 с ПТ 9, имеющей в данном примере ЦВД 10, ЦСД 11 и ЦНД 12, установленные на общем валу с электрогенератором 13. В состав ПТУ 8 входят также конденсатор 14 пара, конденсатный насос 15 регенеративные подогреватели низкого давления (ПНД) 16, деаэратор 17, питательный насос 18 и регенеративные подогреватели высокого давления (ПВД) 19.
НПГУ содержит также ТСПК 20, причем в газоходах обоих котлов 7 и 20 установлены промежуточные перегреватели пара соответственно 21 и 22, отработавшего в ЦВД 10 ПТ 9. При этом расположенный в газоходе КУ 7 промежуточный перегреватель 21 пара предвключен по отношению к расположенному в газоходе ТСПК 20 промежуточному перегревателю 22 пара и байпасирован линией 23 с возможностью перераспределения потока поступающего от ЦВД 10 ПТ 9 пара между указанным перегревателем 21 и байпасной линией 23 с помощью вентилей 24, 25. Перегреватель 26 острого пара, подаваемого в ЦВД 10 ПТ 9, установлен только в газоходе ТСПК 20, оборудованного также горелочными устройствами 27 с линиями подачи топлива и воздуха соответственно 28, 29. В газоходе ТСПК 20, кроме перегревателей 22 и 26, установлены водяной экономайзер 30 и испарительная поверхность 31. В газоходе КУ 7, кроме перегревателя 21, установлены газовый подогреватель конденсата (ГПК) 32, соединенный на выходе с колонкой деаэратора 17, и газовый подогреватель питательной воды (ГПВ) 33, соединенный на выходе с выходом ПВД 19.
ТСПК 20 может быть выполнен с топкой для сжигания твердого топлива. В этом случае (фиг.2) на линии 4 подачи циклового воздуха от компрессора 2 в камеру сгорания 3 ГТ 5 предусматривается установка рекуператора 34 теплоты пара, поступающего в данном примере от перегревателя 26 острого пара. Рекуператор 34 включен в рассечку между перегревателем 26 и ЦВД 10 ПТ 9 и соединен с ними паропроводами соответственно 35 и 36.
Согласно второму варианту полезной модели энергетическая НПГУ, содержит автономный ТСПК 20 (фиг.3) или совмещенный с КУ 7 ТСПК-КУ 37 (фиг.4), работающий на твердом топливе. На линии 4 подачи циклового воздуха в камеру сгорания 3 ГТ 5 в этом случае может быть установлен рекуператор 34 теплоты острого пара (фиг.4) или рекуператор 38 пара промежуточного перегрева (фиг.3) в качестве греющей среды. В последнем случае рекуператор 38 включен в рассечку между перегревателем 22 и ЦСД 11 ПТ 9 и соединен с ними паропроводами соответственно 39 и 40.
Энергетическая НПГУ согласно полезной модели работает следующим образом. По первому варианту (фиг.1, 2) производят пуск ТСПК 20, перегретый пар из перегревателя 26 которого направляется непосредственно в ЦВД 10 ПТ 9 (фиг.1) или в рекуператор 34 (фиг.2). После этого осуществляют запуск ГТУ 1, выхлопные газы из ГТ 5 которой поступают в КУ 7. Отработавший в ЦВД 10 ПТ 9 пар направляется на промежуточный перегрев параллельно в перегреватель 21, установленный в газоходе КУ 7, и перегреватель 22, установленный в газоходе ТСПК 20, после чего подается в ЦСД 11 ПТ 9. При этом с помощью вентилей 24, 25 часть указанного пара байпасируется по линии 23 мимо перегревателя 21 и направляется непосредственно в перегреватель 22 ТСПК 20, чем обеспечивается стабилизация температуры промперегрева пара в более широком регулировочном диапазоне нагрузки НПГУ. При наличии рекуператора (фиг.2) перегрев острого пара в перегревателе 26 производится до температуры, более высокой по отношению к номинальной температуре пара, подаваемого в ЦВД 10 ПТ 9, а рекуператор 34 рассчитывается так, чтобы охлаждение подаваемого в него пара происходило до указанной номинальной температуры. Пар, отработавший в ЦНД 12 ПТ 9, конденсируется в конденсаторе 14. Конденсат отводится из конденсатора 14 конденсатным насосом 15 через ПНД 16 в деаэратор 17, откуда питательная вода с помощью питательного насоса 18 направляется параллельно через ПВД 19 и расположенный в газоходе КУ 7 ГПВ 33 вначале в водяной экономайзер 30, затем в испарительную поверхность 31 ТСПК 20.
По второму варианту (фиг.3, 4) при наличии двух котлов - КУ 7 и автономного ТСПК 20 (фиг.3) рекуператор 38 подключен по пару линией 39 к выходу промежуточного перегревателя 22 ТСПК 20. Охлажденный в рекуператоре 38 до номинальной температуры промперегрева пар подается на вход ЦСД 11 ПТ 9. В варианте с совмещенным ТСПК-КУ 37 рекуператор 34 подключен по пару к выходу перегревателя 26 острого пара, а охлажденный в рекуператоре 34 до номинальной температуры острый пар подается на вход ЦВД 10 ПТ 9.
Для НПГУ на базе угольных энергоблоков сверхкритического давления (СКД) подвод теплоты более дешевого твердого топлива в цикл рекуперативной ГТУ-надстройки обеспечивает:
- подвод наибольшего количества теплоты угля в цикл ГТУ, доля которой возрастает до преобладающей при режимах пуска или значительного первоначального разгружения ГТУ, приводящего к сокращению потребления двухтопливной НПГУ более дорогого газотурбинного топлива в несколько раз;
- эффективный подвод теплоты угля в цикл существующих ГТУ без ограничения маневренности создаваемых на их базе более мощных в 1,5-1,6 раза НПГУ.
Источники информации:
1. Патент RU 2258147, 2003