СПОСОБ РАБОТЫ ПАРОГАЗОВОЙ УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
METHOD OF OPERATION OF STEAM-GAS PLANT OF POWER PLANT

Изобретение относится к энергетике и может быть использовано на тепловых электрических станциях.
Известен аналог - способ работы парогазовой установки электростанции (см. Буров В.Д., Дорохов Е.В., Елизаров Д.П. и др. Тепловые электрические станции. М.: Издательство МЭИ, 2007, рис. 15.12, с. 388), по которому органическое топливо и сжатый в турбокомпрессоре атмосферный воздух подают в камеру сгорания газотурбинной установки, где осуществляется процесс горения органического топлива с образованием нагретых до высокой температуры продуктов сгорания, продукты сгорания смешивают с вторичным воздухом, образовавшиеся в процессе смешения газы направляют в газовую турбину, в газовой турбине осуществляется процесс расширения газов и совершается работа газотурбинного цикла, затрачиваемая на привод турбокомпрессора и электрогенератора, отработавшие в газовой турбине газы направляют в котел-утилизатор, где в процессе охлаждения газов в теплообменной поверхности генерируется водяной пар, водяной пар подают в паровую турбину, а отработавшие газы по выхлопному газоходу отводят в атмосферу, в паровой турбине осуществляется процесс расширения водяного пара и совершается полезная работа паросилового цикла, затрачиваемая на привод электрического генератора, отработавший в паровой турбине водяной пар отводят в конденсатор, где в процессе теплообмена с циркуляционной водой осуществляют конденсацию водяного пара.
К причине, препятствующей достижению указанного ниже технического результата при реализации известного способа работы парогазовой установки электростанции, принятого за прототип, относится то, что парогазовая установка электростанции обладает пониженной экономичностью, так как не производится промежуточное охлаждение циклового воздуха, сжимаемого в турбокомпрессоре газотурбинной установки, что обусловливает повышенные затраты энергии на привод турбокомпрессора и снижение коэффициента полезного действия (КПД) газотурбинной установки. Кроме того, понижение давления природного газа, поступающего в топки энергетических котлов и других теплогенерирующих установок электростанции для осуществления процесса горения топлива осуществляется с помощью регуляторов давления на станционном газорегуляторном пункте. При этом энергия давления потока транспортируемого природного газа полезно не используется, что снижает экономичность парогазовой установки и тепловой электрической станции. Таким образом, отсутствие промежуточного охлаждения циклового воздуха, сжимаемого в турбокомпрессоре газотурбинной установки, и понижение давления природного газа, поступающего в топки энергетических котлов для осуществления процесса горения топлива, посредством регуляторов давления на станционном газорегуляторном пункте обусловливают низкое значение КПД газотурбинной установки и экономичности парогазовой установки и тепловой электростанции в целом.
Технический результат - повышение экономичности парогазовой установки электростанции.
Указанный технический результат при осуществлении изобретения достигается тем, что в известном способе работы парогазовой установки электростанции, по которому органическое топливо и сжатый в турбокомпрессоре атмосферный воздух подают в камеру сгорания газотурбинной установки, где осуществляется процесс горения органического топлива с образованием нагретых до высокой температуры продуктов сгорания, продукты сгорания смешивают с вторичным воздухом, образовавшиеся в процессе смешения газы направляют в газовую турбину, в газовой турбине осуществляется процесс расширения газов и совершается работа газотурбинного цикла, затрачиваемая на привод турбокомпрессора и электрогенератора, отработавшие в газовой турбине газы направляют в котел-утилизатор, где в процессе охлаждения газов в теплообменной поверхности генерируется водяной пар, водяной пар подают в паровую турбину, а отработавшие газы по выхлопному газоходу отводят в атмосферу, в паровой турбине осуществляется процесс расширения водяного пара и совершается полезная работа паросилового цикла, затрачиваемая на привод электрического генератора, отработавший в паровой турбине водяной пар отводят в конденсатор, где в процессе теплообмена с циркуляционной водой осуществляют конденсацию водяного пара, особенность заключается в том, что газотурбинную установку снабжают промежуточным воздухоохладителем, а турбокомпрессор газотурбинной установки выполняют двухступенчатым со ступенями низкого и высокого давления и осуществляют промежуточное охлаждение сжатого в ступени низкого давления циклового воздуха перед подачей его в ступень высокого давления в промежуточном воздухоохладителе путем подачи в его нагревательный тракт циркуляционной воды, подогретой до температуры 30-35°↓С в конденсаторе паровой турбины, кроме того парогазовую установку дополнительно снабжают двумя рекуперативными газоводяными теплообменниками и турбодетандером, рабочим телом в котором является природный газ, при этом подогрев природного газа до температуры 80-90°С перед турбодетандером, а также подогрев отработавшего в турбодетандере природного газа до температуры 140-150°С перед подачей его в энергетические котлы осуществляют нагретой в промежуточном воздухоохладителе до температуры 190-200°С циркуляционной водой в рекуперативных газоводяных теплообменниках, один из которых устанавливают по ходу движения природного газа перед турбодетандером, а второй - после турбодетандера, при этом греющие тракты рекуперативных газоводяных теплообменников подключают параллельно к сливному напорному трубопроводу к градирне после промежуточного воздухоохладителя.
На чертеже представлена схема парогазовой установки электростанции.
Парогазовая установки электростанции содержит газотурбинную установку, включающую газовую турбину 1, двухступенчатый турбокомпрессор, состоящий из ступени низкого давления 2 и из ступени высокого давления 3, камеру сгорания 4 и электрогенератор 5, промежуточный воздухоохладитель 6, котел-утилизатор, содержащий теплообменную поверхность 7, паротурбинную установку, включающую паровую турбину 8 с конденсатором 9, электрический генератор 10 и питательный насос 11, систему оборотного водоснабжения, включающую циркуляционный насос 12, напорный трубопровод 13 к конденсатору паровой турбины и сливной напорный трубопровод 14 к градирне, состоящей из вытяжной башни 15 и водосборного бассейна 16, турбодетандер 17 с генератором 18 электроэнергии, подводящий газопровод 19, соединяющий турбодетандер 17 с магистральным газопроводом 20, рекуперативный газоводяной теплообменник 21, нагревательный тракт которого подключен к подводящему газопроводу 19 и рекуперативный газоводяной теплообменник 22, нагревательный тракт которого подключен к выхлопному газопроводу 23 турбодетандера 17, при этом греющие тракты рекуперативных газоводяных теплообменников 21 и 22 подключены параллельно к сливному напорному трубопроводу 14 к градирне после промежуточного воздухоохладителя 6.
Способ реализуется следующим образом.
Атмосферный воздух подают в ступень низкого давления 2 двухступенчатого турбокомпрессора, где осуществляется процесс сжатия воздуха. В процессе сжатия воздух нагревается. Подогретый воздух направляют в греющий тракт промежуточного воздухоохладителя 6, в нагревательный тракт которого циркуляционным насосом 12 по сливному напорному трубопроводу 14 к градирне из водосборного бассейна 16 подают циркуляционную воду, подогретую до температуры 30-35°С в конденсаторе паровой турбины. В промежуточном воздухоохладителе 6 осуществляют процесс теплообмена между воздухом и циркуляционной водой, при этом воздух охлаждают, а циркуляционную воду нагревают до температуры 190-200°С. Охлажденный в промежуточном воздухоохладителе 6 воздух подают в ступень высокого давления 3 двухступенчатого турбокомпрессора, а подогретую циркуляционную воду направляют в греющие тракты рекуперативных газоводяных теплообменников 21 и 22. В ступени высокого давления 3 двухступенчатого турбокомпрессора воздух сжимают до необходимого давления, после чего направляют в камеру сгорания 4, куда также подают органическое топливо. В камере сгорания 4 осуществляют сгорание органического топлива с образованием нагретых до высокой температуры продуктов сгорания. Образовавшиеся в камере сгорания 4 продукты сгорания смешивают с вторичным воздухом. Смесь продуктов сгорания с вторичным воздухом (газы) направляют в газовую турбину 1, в которой осуществляется работа газотурбинного цикла, затрачиваемая на привод электрогенератора 5 и двухступенчатого турбокомпрессора, состоящего из ступени низкого давления 2 и из ступени высокого давления 3. Отработавшие в газовой турбине 1 газы подают в котел-утилизатор, где в процессе охлаждения газов в теплообменной поверхности 7 генерируется водяной пар. Отработавшие в котле-утилизаторе газы через дымовую трубу (не показана) отводят в атмосферу, а водяной пар направляют в паровую турбину 8. В паровой турбине 8 осуществляется процесс расширения водяного пара и совершается полезная работа паросилового цикла, затрачиваемая на привод электрического генератора 10. Отработавший в паровой турбине 8 водяной пар направляют в конденсатор 9, где осуществляют процесс конденсации водяного пара и образование турбинного конденсата, который питательным насосом 11 подают в теплообменную поверхность 7 котла-утилизатора.
Поток природного газа, предназначенного для сжигания в энергетических котлах, из магистрального газопровода 20 по газопроводу 19 подают в нагревательный тракт рекуперативного газоводяного теплообменника 21, в охладительный (греющий) тракт которого направляют циркуляционную воду, нагретую в промежуточном воздухоохладителе 6. В рекуперативном газоводяном теплообменнике 21 осуществляют процесс теплообмена между циркуляционной водой и природным газом, при этом природный газ нагревают до температуры 80-90°С, а циркуляционную воду охлаждают и отводят в вытяжную башню 15 градирни. Нагревание природного газа перед подачей его в турбодетандер 17 позволяет повысить мощность турбодетандера и количество вырабатываемой его генератором 18 электроэнергии, а также обеспечить положительную температуры природного газа на выходе из турбодетандера. Природный газ перед подачей в нагревательный тракт рекуперативного газоводяного теплообменника 21 не дросселируют в станционном газорегуляторном пункте.
В турбодетандере 17 в процессе расширения природного газа совершается полезная работа газового цикла, затрачиваемая на привод генератора 18 электроэнергии. Отработавший в турбодетандере 17 природный газ через выхлопной газопровод 23 подают в нагревательный тракт рекуперативного газоводяного теплообменника 22, в охладительный тракт которого направляют циркуляционную воду, нагретую в промежуточном воздухоохладителе 6. В рекуперативном газоводяном теплообменнике 22 осуществляют процесс теплообмена между циркуляционной водой и природным газом, при этом природный газ нагревают до температуры 140-150°С, а циркуляционную воду охлаждают. Подогретый в рекуперативном газоводяном теплообменнике 22 природный газ подают в топки энергетических котлов (не показаны), а охлажденную циркуляционную воду отводят в вытяжную башню 15 градирни, где она дополнительно охлаждается и сливается в водосборный бассейн 16. Подогрев природного газа в рекуперативном газоводяном теплообменнике 22 позволяет повысить экономичность энергетических котлов.
Таким образом, для повышения экономичности парогазовой установки электростанции путем повышения КПД газотурбинной установки предлагается установить промежуточный воздухоохладитель, а турбокомпрессор газотурбинной установки выполнить двухступенчатым, состоящим из ступени низкого давления и ступени высокого давления, и осуществлять промежуточное охлаждение сжатого в ступени низкого давления циклового воздуха перед подачей его в ступень высокого давления в промежуточном воздухоохладителе путем подачи в его нагревательный тракт циркуляционной воды, подогретой до температуры 30-35°С в конденсаторе паровой турбины. Промежуточное охлаждение сжатого в ступени низкого давления циклового воздуха перед подачей его в ступень высокого давления двухступенчатого турбокомпрессора газотурбинной установки позволяет уменьшить потребляемую турбокомпрессором мощность вследствие снижения удельного объема воздуха, увеличить полезную работу газовой турбины за счет снижения затрат энергии на сжатие циклового воздуха и повысить КПД газотурбинной установки. Кроме того, дополнительное снабжение парогазовой установки электростанции двумя рекуперативными газоводяными теплообменниками и турбодетандером, рабочим телом в котором является природный газ, и подогрев природного газа до температуры 80-90°С перед турбодетандером, а также подогрев отработавшего в турбодетандере природного газа до температуры 140-150°С перед подачей его в энергетические котлы в рекуперативных газоводяных теплообменниках циркуляционной водой, нагретой в промежуточном воздухоохладителе до температуры 190-200°С, позволяют повысить экономичность парогазовой установки и тепловой электростанции в целом.