СПОСОБ КОМБИНИРОВАННОЙ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, ТЕПЛА И ХОЛОДА В ПАРОГАЗОВОЙ УСТАНОВКЕ С ИНЖЕКЦИЕЙ ПАРА И ПАРОГАЗОВАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ
METHOD OF COMBINED GENERATING ELECTRIC POWER, HEAT AND COLD IN COMBINED-CYCLE PLANT WITH STEAM INJECTION AND COMBINED-CYCLE PLANT FOR ITS IMPLEMENTATION

Изобретение относится к области энергетики и может быть использовано при создании новых и совершенствовании действующих парогазовых установок (ПГУ) контактного типа (ПГУ-К), предназначенных для выработки электроэнергии и тепла, а также в качестве силового привода, например, компрессоров газоперекачивающих станций магистральных газопроводов.
Известны ПГУ-К со смешением пара с продуктами сгорания: пар впрыскивают в газовый тракт под давлением в камеру сгорания, в проточную часть турбины. Рабочее тело в ПГУ-К - парогазовая смесь (ПГС). Такие установки отличаются наибольшей эффективностью по сравнению с обычными паро- или газотурбинными установками и комбинированными ПГУ, но без смешения: они превосходят лучшие современные паротурбинные установки по удельной мощности на 20-100% и более, по КПД на 5-10% и более при меньших капитальных и эксплуатационных затратах.
x
Преимущества цикла ПГУ-К перед ПГУ без смешения (комбинированные схемы с высоконапорным парогенератором) связаны с эффектом от впрыска пара: охлаждение турбинных лопаток, увеличение массы рабочего тела, улучшение технико-экономических показателей (ТЭП) и др. Работа на парогазовой смеси резко улучшает экологические показатели: снижается содержание оксидов азота NO в отходящих газах в результате их подавления в присутствии водяных паров и уменьшения температуры.
Все это обеспечивает высокие показатели контактных ПГУ, делает их перспективным направлением в развитии станционной энергетики.
Известен способ регенерации тепла с установкой, заключающийся в том, что тепло отходящих газов из турбины утилизируют в котле-парогенераторе, а полученный пар направляют на впрыск в газовый тракт турбины (а.с. СССР №168962 с приоритетом от 13.04.1964).
Принципиальный недостаток известного способа заключается в безвозвратных потерях исходной воды, потребности в водном источнике, дорогостоящей специальной подготовке воды (по требованиям к котловой питательной воде).
Известен аналог - патент RU 2179248, в котором описан способ регенерации тепла в парогазовом цикле, включающий сжатие воздуха в компрессоре, сжигание топлива в камере сгорания с впрыском пара, подачу полученной парогазовой смеси в газовую турбину, охлаждение отработанной в турбине смеси последовательно в утилизационном котле-парогенераторе и в теплообменнике-водонагревателе, соединенном с внешним потребителем тепла, дальнейшую подачу парогазовой смеси в детандер, сепарацию и удаление капельной влаги из парогазовой смеси, отличающийся тем, что сжатие воздуха осуществляют в многоступенчатом компрессоре, температуру парогазовой смеси на входе в теплообменник-водонагреватель поддерживают на 10-20°C выше температуры воды, подаваемой потребителю тепла, при этом давление парогазовой смеси поддерживают выше давления насыщения при указанной температуре на 0,03-0,05 МПа, а полученный конденсат отводят, подвергают дегазации и подают в утилизационный котел-парогенератор.
Также описана парогазовая установка, содержащая газовый контур, в котором установлены компрессор, камера сгорания, газовая турбина, утилизационный котел-парогенератор, теплообменник-водонагреватель, соединенный с внешним потребителем тепла, и детандер, отличающаяся тем, что компрессор и детандер выполнены многоступенчатыми и установка дополнительно снабжена системой отвода, сбора, обработки и циркуляции конденсата, включающей последовательно расположенные выносные статические сепараторы капельной влаги, установленные между ступенями многоступенчатого детандера и расположенные на его выходе, конденсатоотводчик, установленный на теплообменнике-водонагревателе, воздухоохладитель смешивающего типа, деаэратор для дегазации конденсата и конденсатные насосы.
Техническая задача, решаемая в данном аналоге, заключается в снижении энерготехнологических потерь и улучшении технико-экономических и экологических показателей процесса, обеспечении замкнутого контура цикловой воды путем глубокой утилизации тепла отходящих газов, включая теплоту конденсации водяных паров. Недостатком данного решения является потребность в использовании деаэратора для дегазации конденсата, что усложняет конструкцию установки и увеличивает парогазовый цикл.
Близким аналогом является техническое решение а.с. СССР №1048265 (F25B 29/00, F25B 11/00, F01K 25/10 от 06.05.1982 г.).
В предлагаемой парогазовой установке контактного типа реализуется способ, включающий сжатие воздуха в компрессоре, сжигание топлива в камере сгорания в сжатом воздухе с впрыском пара, подачу в турбину ПГС и охлаждение ее после турбины последовательно в утилизационном котле-парогенераторе и в теплообменнике-водонагревателе, соединенном с внешним потребителем тепла, дальнейшую подачу газов в детандер, сепарацию и удаление капельной влаги, впрыск полученного пара в газовый тракт турбины. Установка содержит газовую турбину с камерой сгорания, компрессор, детандер, электрогенератор, газовый тракт с последовательно установленными в нем утилизационным котлом-парогенератором, теплообменником-водонагревателем, соединенным с внешним потребителем тепла, и оснащена системой подачи из котла и впрыска пара в газовый тракт турбины.
В теплообменнике нагревается проточная вода из источника извне. Нагретая вода направляется внешнему потребителю и частично в котел-утилизатор. В сепараторе за теплообменником охлажденные газы освобождаются от капельной влаги, которая удаляется из контура; теплые газы из последней ступени хвостовых поверхностей выбрасываются в атмосферу.
Прототипом заявленного изобретения можно считать решение по а.с. СССР №394575 от 01.01.1973 г. «КОМПЛЕКСНАЯ ПАРОГАЗОВАЯ УСТАНОВКА».
Общим свойством этого прототипа и нашей установки является увеличение экономичности цикла за счет выработки дополнительного тепла ΔQ и дополнительной эл. энергии ΔN в теплообменниках и турбодетандере, установленных в схеме за газовой турбиной. Главным фактором, определяющим значение величин ΔQ и ΔN, является степень сжатия воздуха (ε) в компрессоре ГТУ.
В прототипе используется одноступенчатое компримирование воздуха, при котором можно получить степень сжатия только ε<15. При такой степени сжатия реализуемые значения величин ΔQ и ΔN низки и экономическая выгода от них, как показывают расчеты, нивелируется капитальными затратами на оборудование для их получения, что приводит к нецелесообразности практической реализации этой схемы.
В нашей установке используется двухступенчатое компримирование с промежуточным охлаждением воздуха. Это позволяет получить в четыре раза большую степень сжатия ε=60 и, следовательно, существенно более высокие значения величин ΔQ и ΔN, что при тех же капитальных затратах (как в прототипе) приводит к значительному (по сравнению с прототипом) увеличению экономической эффективности установки и к целесообразности ее практической реализации.
Техническим результатом заявленного изобретения является упрощение технологии комбинированной выработки энергии, тепла и холода, реализация возможности проводить конденсацию водяных паров при температурном уровне, достаточном для нагрева сетевой воды до стандартных параметров системы теплофикации.
Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе комбинированной выработки электроэнергии, тепла и холода в парогазовой установке с инжекцией пара, включающем сжатие воздуха в многоступенчатом компрессоре с промежуточным охлаждением воздуха подогретой водой в контактном теплообменнике, подачей сжатой паровоздушной смеси в камеру сгорания газовой турбины с инжекцией дополнительного пара, полученного в котле-утилизаторе, расширение парогазовой смеси в турбине высокого давления, охлаждение парогазовой смеси в котле-утилизаторе и газоохладителе для подогрева сетевой воды системы теплоснабжения за счет теплоты конденсации паров воды из парогазовой смеси, систему удаления капельной влаги из парогазовой смеси, дальнейшую подачу осушенной парогазовой смеси в детандер со сбором образовавшегося конденсата и возвратом его в парогазовый цикл, согласно изобретению давление за турбиной высокого давления поддерживают на уровне 0,35-0,5 МПа, достаточном для подогрева циркулирующей воды системы теплохладоснабжения до температуры 100-110°C.
Общую степень сжатия воздуха в парогазовой установке поддерживают на уровне не ниже 6-7 МПа.
Конденсацию паров воды из парогазовой смеси в газоохладителе осуществляют в секционированном подогревателе.
Подогретую в газоохладителе циркулирующую воду используют для нагрева сетевой воды системы теплохладоснабжения.
При сокращении потребления тепла в период положительных температур атмосферного воздуха избыточное тепло сетевой воды используют в качестве греющего агента в бромисто-литиевых холодильных машинах для получения холода с целью кондиционирования воздуха, подаваемого в отапливаемые в зимний период помещения.
Парогазовая установка содержит газовый контур, в котором установлены компрессор, камера сгорания, газовая турбина, утилизационный котел-парогенератор, теплообменник-водонагреватель, соединенный с внешним потребителем тепла, и детандер, причем компрессор и детандер выполнены многоступенчатыми и установка дополнительно снабжена системой отвода, сбора, обработки и циркуляции конденсата, включающей последовательно расположенные выносные статические сепараторы капельной влаги, установленные между ступенями многоступенчатого детандера и расположенные на его выходе, конденсатоотводчик, установленный на теплообменнике-водонагревателе, воздухоохладитель смешивающего типа, конденсатные насосы и отличается тем, что теплообменник-водонагреватель выполнен с возможностью поддержания давления на уровне 0,35-0,5 МПа и подогрева циркулирующей воды системы теплохладоснабжения до температуры 100-110°C.
Изобретение поясняется чертежом.
На Фиг.1 показана схема установки для реализации способа, где 1 - компрессор низкого давления, 2 - компрессор высокого давления, 3 - воздухоохладитель, 4 - камера сгорания, 5 - газовая турбина, 6 - теплообменник-водонагреватель, 7 - ступень детандера, 8 - сепаратор, 9 - блок очистки конденсата, 10 - электрогенератор, 11 - питательный насос; В - воздух, Т - природный газ, П - пар, ПС - продукты сгорания, Q - сетевая вода системы теплофикации.
Изобретение может быть реализовано следующим образом.
Атмосферный воздух сжимается в компрессоре низкого давления (НД) 1 до давления 6.3 атм и поступает в воздухоохладитель смешивающего типа 3, где насыщается парами воды и охлаждается за счет ее испарения. Использование воздухоохладителя позволяет сохранить температуру воздуха на выходе из компрессора высокого давления (ВД) 2 на проектном уровне исходного газотурбинного двигателя (446°C) и сохранить надежный режим работы лопаточного аппарата.
В камеру сгорания парогазовой установки (далее ПГУ) подаются сжатый воздух, природный газ и водяной пар с температурой 285°C, обеспечивая параметры рабочего тела перед турбинной группой привода компрессоров 6-7 МПа/1310°C при коэффициенте избытка воздуха α=1.12.
Для охлаждения элементов турбинной группы используется водяной пар, что дает возможность повысить температуру рабочего тела сверх расчетной для исходной ГТУ при поддержании температуры металла лопаточного аппарата ниже проектного уровня. На выходе из группы приводных турбин парогазовая смесь поступает в регенеративный теплообменник 6, где происходят генерация и перегрев впрыскиваемого пара, а также нагрев сетевой воды для нужд теплофикации (Q).
Главная особенность работы предложенной схемы заключается в том, что в этом теплообменнике 6 поддерживается повышенное давление (0,3-0,5 МПа), что соответственно повышает парциальное давление водяных паров и позволяет проводить их конденсацию при температурном уровне, достаточном для нагрева сетевой воды до стандартных параметров системы теплофикации.
После теплообменника 6 парогазовая смесь расширяется до атмосферного давления в детандере 7, при этом совершается полезная работа и конденсируется дополнительное количество воды, которое улавливается в сепараторах капельной влаги 8.
Вместе с основным потоком конденсата из теплообменника 6 эта вода поступает в систему сбора и очистки конденсата 9, откуда направляется в воздухоохладитель 3, а затем на генерацию и перегрев пара в теплообменник 6. Избыточное количество воды, конденсируемое из продуктов сгорания, может быть использовано в любых целях.
Таким образом, в заявленном способе отсутствует потребность в использовании деаэратора для дегазации конденсата, снижается число насосов в сравнении с прототипом, что упрощает технологию комбинированной выработки энергии, тепла и холода.