КОМБИНИРОВАННАЯ ПАРОГАЗОВАЯ УСТАНОВКА НА БАЗЕ ТРАНСФОРМАТОРА ТЕПЛА С ИНЖЕКЦИЕЙ ПАРА В ГАЗОВЫЙ ТРАКТ
COMBINED-CYCLE PLANT BASED ON HEAT TRANSFORMER WITH INJECTION OF STEAM INTO GAS PATH

Изобретение относится к области энергетики и направлено на совершенствование парогазовых установок (ПГУ). Оно может использоваться при проектировании и создании новых и реконструкции существующих энергоустановок когенерации для выработки электрической и тепловой энергии, а именно установок бинарного типа и с впрыском пара в газовый тракт газотурбинных установок (ГТУ).
Установки бинарного типа (комплекс ГТУ со сбросом газа в паровой котел-утилизатор и подачей пара в паровую турбину, ПТУ) - наиболее перспективная на сегодня технология производства электро- и теплоэнергии [1]. Для таких ПГУ электрический КПД брутто достигает 52-53% - наивысший показатель для когенерационного оборудования.
Процесс STIG (Steam Injection Gas, цикл Чанга), разработанный компанией General Electric, США, в 1980-х годах [2, 3], предусматривает впрыск пара, вырабатываемого в паровом котле-утилизаторе (ПКУ) на отходящих дымовых газах, в газовый тракт ГТУ - в камеру сгорания (КС) и в проточную часть. Достоинства этой технологии - максимальные для ГТУ КПД и мощность. Для различных типов машин и режимов впрыск пара увеличивает электрический КПД ГТУ до 40-45%, мощность на 5-25% от базовой, снижается потребление топлива на 2,5-15%. Увеличение массы рабочего тела в ГТ приводит к приросту мощности, причем наиболее экономичным образом. Так как теплоемкость перегретого пара вдвое больше, паровое охлаждение турбины гораздо эффективнее воздушного, повышает моторесурс, надежность работы, снижает эксплуатационные затраты и пр. И прирост мощности, и эффективность парового охлаждения связаны, кроме того, с тем, что получение пара менее энергозатратно, чем сжатие воздуха в компрессоре.
Инжектируемый пар - сухой, перегретый, давлением 4-7 МПа, рекомендуемые диапазоны расхода пара впрыска от 5 до 20% массового расхода воздуха на горение или 0,8-1,5 расхода газа (по данным зарубежных источников). Уже при нижнем значении уровень эмиссии окислов в отходящих газах не превышает допустимого [3].
Эффективен также впрыск мелкодисперсной воды путем распыления посредством форсунок в средние ступени компрессора ГТУ, снижающий работу компрессора (приближение к изотермическому сжатию), повышающий его КПД, экономичность.
Цикл STIG применяется в газотурбинных технологиях, многие производители закладывают в конструкциях ГТУ возможность подачи пара в различные точки газового тракта.
Принципиальный недостаток процесса STIG - безвозвратная потеря чистой деминерализованной воды, а также воды впрыска в компрессор. Кроме того, выброс парогазовой смеси (ПГС) с большим содержанием водяных паров экологически вреден.
Известны предложения, направленные на решение задачи конденсации водяных паров.
2
Согласно патенту [4] (аналог) ПГС после ПКУ направляют в поверхностный теплообменник-конденсатор (ПТК), при этом температуру ПГС на входе в него поддерживают в пределах 125-140°С, а давление в диапазоне 4,2-6,5 кг/см. Образующийся пар направляют в паровую турбину, отработавший - в воздушный конденсатор, соединенный конденсатопроводом с ПТК. После ПТК парогазовая смесь поступает в многоступенчатый турбодетандер с сепараторами капельной влаги.
Конденсат собирают и отводят в конденсатную линию, соединенную через деаэратор с ПКУ, исключаются потери воды с выхлопными газами.
Поддержание достаточно высокого избыточного давления в крупногабаритной камере создает трудности в изготовлении и эксплуатации установки и пр., увеличивает текущие и капитальные затраты.
Наиболее близкое к предлагаемому решение - установка «Водолей» [3] (прототип). Цикл STIG реализован в схеме бинарной ПГУ: пар из ПКУ направляется в паровую турбину, ПТ, отработавший пар из турбины - на впрыск в КС и проточную часть газовой турбины (см. Проектные материалы НПО «Машпроект», расчетную схему ПГУ МЭС-60). Цикл STIG дополнен контактным конденсатором (КК) на выхлопном патрубке ПКУ. В нем ПГС охлаждают до точки росы, конденсат собирают и возвращают в основной бак для последующей рециркуляции. Предварительно охлажденная в холодильнике холодильной машины - парокомпрессионной теплонасосной установки, ПКТНУ, - вода подается в разбрызгиватель КК через фильтр. Конденсат из ПГС вместе с охлаждающей водой самотеком сливается в бак.
Максимальная тепловая мощность, отводимая от КК, которая может быть использована в системе ПКТНУ и теплообменники, составляет 49,5 МВт при выходной мощности установки 60 МВт. Приведенная (к электрической мощности установки) потребность в холоде составит 49,5/60=0,825 кВт холодильной мощности на кВт электрической.
По расчетам МПО «Салют» КПД брутто установки МЭС-60 (типа «Водолей») 50%. На практике на номинальной выходной мощности КПД агрегата составил 43%, в других испытаниях 48-49%. Основная причина - большие потери мощности на собственные нужды. Главная статья - расход электроэнергии на привод ПКТНУ: мощность привода компрессоров - 6,4 МВт. Удельная установленная мощность составляет 6,4/60=0,107 кВт/кВт.
Большой объем циркуляционной воды в системе, включающий помимо конденсата из ПГС также расход на КК, определяет соответствующие затраты на ее обработку - подготовку, очистку и пр., конструктивные и технологические решения (габариты и пр.).
Опытная эксплуатация установки «Водолей-16», 16 МВт (1998 г.) показала работоспособность системы, подтвердила расчетные параметры. В последующем по независящим от разработчиков причинам работы были прекращены.
Цель изобретения - установка, сочетающая лучшие показатели ПГУ бинарного типа: высокие КПД, электрическая и тепловая мощности, тепловая экономичность, низкие удельные расходы условного топлива (УРУТ) с одной стороны и цикла STIG: высокие мощности, паровое охлаждение проточной части турбины, экологическая чистота - с другой. При этом исключаются потери воды с инжектируемым паром.
Предлагаемая комбинированная парогазовая установка с инжекцией пара в газовый тракт включает многоступенчатый компрессор, камеру сгорания (КС), газовую турбину (ГТ), паровой котел-утилизатор (ПКУ) на отходящих из газовой турбины газах, теплообменник-конденсатор в газовом тракте за котлом, каплеуловитель, узел сбора, отвода, обработки и циркуляции конденсата, конденсатор для отвода тепла, дымовую трубу. Согласно изобретению она снабжена абсорбционным бромистолитиевым трансформатором тепла (АБТТ) на огневом обогреве, паровой турбиной, соединенной с паровым котлом-утилизатором, воздушным конденсатором, выполненным в виде градирни, а теплообменник-конденсатор выполнен поверхностным.
Кроме того, абсорбционный бромистолитиевый трансформатор тепла снабжен двумя внешними контурами, в одном из которых установлены параллельно теплообменники для нагрева конденсата, сетевой воды и топливного газа, другой соединен с воздушным конденсатором, выполненным в виде градирни, а в замкнутый холодильный контур испарителя включен поверхностный теплообменник-конденсатор.
Теплообменник-конденсатор выполнен поверхностным, установлен в газоходе за котлом-утилизатором, ПКУ, и включен в замкнутый холодильный контур испарителя абсорбционного бромистолитиевого трансформатора тепла (АБТТ).
Особенность эксплуатации установки состоит в том, что в летний период настраивают АБТТ на работу в режиме холодильной машины (АБХМ) с температурами воды-хладоносителя в контуре испарителя 12/7°С и температурами воды во внешнем контуре 28/36°С (±5°С) (вход/выход). В зимний период, в течение отопительного сезона, включают внешний греющий контур АБТТ с автономными теплообменниками для нагрева, в общем случае, конденсата из ПТК, сетевой воды и топливного газа и настраивают АБТТ на работу в режиме теплового насоса (АБТН) с температурами воды-хладоносителя в контуре испарителя 30/25°С (±5°С) и температурами воды во внешнем контуре в пределах (30-60)/(60-90)°С (вход/выход).
Настройки всюду - в штатных диапазонах параметров машин.
Одноступенчатые АБТТ обладают явными преимуществами перед ПКТНУ: минимальное потребление электроэнергии (только на насосы), безопасность и экологическая чистота (нет токсичных выделений), отсутствие движущихся частей и связанных с ними динамических нагрузок, вибрации, мощных фундаментов, износа, шума и пр.
Источниками энергии для АБТТ могут быть: пар давлением 0,4-0,6 МПа горячая вода с температурой не ниже 145°С; отходящие дымовые газы температурой от 450°С.
В показанной схеме принят огневой (газовый) обогрев, как наиболее экономичный и удобный в данном случае. Коэффициент преобразования АБТН 1,65-1,73.
На чертеже обозначены
- компоненты АБТТ:
К - конденсатор; А - абсорбер; И - испаритель; Г - генератор;
- позиции:
1 - электрогенератор, 2 - многоступенчатый компрессор, 3 - камера сгорания, КС, 4 - газовая турбина, ГТ, 5 - паровой котел-утилизатор, ПКУ, 6 - трубопровд пара от ПКУ на впрыск в газовый тракт, 7, 8 - барабаны высокого ВД и низкого, НД, давления, 9 - водяной коллектор, 10 - питательный насос, 11 - поверхностный теплообменник-конденсатор, ПТК, 12 - насосы в циркуляционных контурах АБТТ, 13 - каплеуловктель (сепарационный блок), 14 - поддон и бак слива конденсата, 15 - бак грязного конденсата, БГК, 16 - дренажный насос, 17 - бак запаса конденсата, БЗК, 18 - конденсатный насос, 19 - регулятор расхода конденсата, 20 - дымовая труба, 21 - горелка КС генератора АБТТ, 22 - газоход от КС в газовый тракт, 23 - теплообменники внешнего контура АБТТ, 24 - деаэратор, 25 - градирня, 26 - линия пара НД от барабана НД к деаэратору. 27 - паровая турбина, 28 - трубопровод пара от паровой турбины на впрыск, 29 - запорно-регулирующая арматура, 30 - байпасная линия конденсата.
Стрелками с надписями показаны: впрыск воды в ступени компрессора, подача воздуха и газа в КС газовой турбины и к горелке генератора АБТТ.
Выходящая из турбины 4 с температурой 450-650°С парогазовая смесь, ПГС, поступает в ПКУ 5, в котором вырабатывается сухой перегретый пар с параметрами в диапазоне: давлением 4-7 МПа, температурой 300-450°С. Часть пара подается по трубопроводу 6 на впрыск в воздушный патрубок КС, в саму КС 3, в проточную часть ГТ 4, а другая часть пара - в паровую турбину с противодавлением 27. Отработавший в ПТ пар по трубопроводу 28 поступает на впрыск в газовый тракт ГТ. Кроме того, в средние ступени компрессора 2 посредством форсунок тонкого распыла впрыскивают хорошо очищенную воду.
Далее, после котла 5 ПГС с температурой 110-130°С поступает в поверхностный теплообменник-конденсатор, ПТК, 11, встроенный в замкнутый контур испарителя АБТТ. Здесь происходит глубокое охлаждение ПГС до температуры ниже точки росы. Для продуктов сгорания, ПС, природного газа она находится в пределах 50-55°С [5]. Вследствие закачки большого количества пара парциальное давление водяных паров в ПГС увеличивается, а вместе с ним - и температура конденсации (точки росы). По приблизительным подсчетам при заданных расходах пара на впрыск температура точки росы поднимется до 60-65°С. Для надежной конденсации необходимо охлаждение ПГС примерно до 50-55°С. Это обстоятельство упрощает задачу конденсации, «высадки» конденсата, облегчает работу ПТК, интенсифицирует процесс тепломассообмена.
При глубоком охлаждении отходящих газов и конденсации водяных паров вместе с физическим утилизируется тепло парообразования.
Температурные диапазоны охладителя в контуре И - для АБТН 30/25°С, для АБХМ 12/7°С, - обеспечивают достаточно интенсивное охлаждение ПГС до требуемой температуры и конденсацию содержащихся в ней водяных паров, образовавшихся в результате сжигания газа (углеводородов) и впрыска пара и воды. Возможны настройки температур в пределах ±(2-5)°С.
За ПТК, в общей камере, установлен узел каплеуловителя 13 - фильтры, жалюзи, сетки, сепараторы различного типа (статические, инерционные и пр.), защищающий газоход от брызгоуноса.
Образующийся конденсат собирается в баке 14. После контакта с ПС природного газа конденсат сохраняет высокое качество и нуждается в самой простой и недорогой очистке - декарбонизации (и то не всегда) и дегазации. После обработки (не показана) конденсат под напором насоса 18 через регулятор расхода 19 подается в конденсатную линию - на деаэратор, а после него - в котел (водяной коллектор) 9.
Для исключения конденсации паров в хвостовых частях газового тракта и особенно в дымовой трубе температуру газов поддерживают на уровне 70-90°С. С этой целью в поток холодных и осушенных дымовых газов сразу за каплеуловителем 13 вводят горячие газы из камеры сгорания генератора АБТТ, от горелки 21 по газоходу 22.
T
ХОЛ
Во внешний контур АБТТ сбрасывается большое количество тепла, его необходимо отвести. Отношение тепловой мощности Q (отводимого тепла внешнего контура) к холодильной мощности для АБТТ Q в пределах 2,3-2,6.
В случае АБХМ низкотемпературное тепло (28-38°С) является бросовым, как правило, не используется и отводится с помощью градирни 25, включенной во внешний контур.
Возможные потребители среднетемпературного потенциала при работе АБТН - рабочие среды: топливный газ перед КС ГТУ, конденсат перед деаэратором и вода - для тепловой сети, ГВС и любого потребителя горячей (до 80°С) воды. Нагретая вода из теплообменника направляется в водогрейный котел для догрева до нужной температуры, если она по отопительному графику тепловой сети выше температуры нагрева в теплообменнике (80-85°С), или в тепловую сеть - в прямой трубопровод, на теплопункт либо непосредственно потребителю (например, технологическому).
Применимы различные типы теплообменников - кожухотрубные, прямотрубные, пластинчатые или наиболее эффективная конструкция с новой формой теплообменной поверхности с малым радиусом гиба (регенератор РГ-10 НПЦ «Анод»).
Материал рабочих поверхностей теплообменника - коррозионностойкие стали и сплавы, алюминииевые трубы с ребрами, полимерные покрытия и пр. Газоход, камера, газовый тракт выполняются из коррозионностойких материалов, покрытий, в частности нержавеющих сталей, пластиков, - это общепринятая практика.
Переналадка АБТТ предусмотрена регламентом и проводится в соответствии с инструкциями по настройке и эксплуатации оборудования.
В установке вырабатывается большое количество избыточной воды (конденсата водяных паров в ПС), поэтому система не нуждается в подпитке. Это особенно важно в районах с дефицитом воды.
Таким образом, создается замкнутый водопарогазовый контур с минимальными потерями вовне тепла и воды.
ХОЛ
П
ХОЛ
Как показали оценочные расчеты, мощность Q холодильного контура при расходах пара впрыска G в указанных пределах (0,8-1,5 от расхода газа), достаточная для глубокого охлаждения и конденсации всего объема ПГС для расчетной модели ГТУ мощностью 20 МВт, составит 8,8 и 6,65 МВт, а тепловая 22,4 и 17 МВт, удельная холодильная мощность Q/N составит 0,44 и 0,33 кВт холодильной мощности на кВт электрической энергии ГТУ соответственно (ср. с 0,825 кВт/кВт для прототипа, см. выше).
Эффективность, преимущества предложенной системы выявляются при сопоставлении с прототипом. Такими преимуществами являются
- значительно меньший расход энергии на собственные нужды: установленная мощность, например, АБТТ-10 МВт не превышает 65 кВт (привод всех насосов, ср. с 6,4 МВт у прототипа);
- утилизация тепла ПГС в зимний период;
- меньший объем воды в холодильном контуре установки, в прототипе - это конденсат плюс вода, идущая на КК. Снижение эксплуатационных и капитальных затрат на обработку этой воды, обслуживание оборудования.
Благодаря этим преимуществам ожидаемый КПД заявленной установки, как показали оценочные расчеты, превысит расчетный КПД прототипа на 2-4% и составит 52-54%. Прирост КПД даст соответствующее повышение мощности или снижение расхода топлива.
МОЩ
ХОЛ
Оценочные расчеты (с учетом опытных данных) выполнены для заявленной установки общей электрической мощностью 32 МВт, включающей ГТУ мощностью 20 МВт (60% общей мощности) и ПТУ мощностью 12 МВт (около 40%). Экономия от увеличения мощности такой установки на 5% (т.е. на 1,6 МВт) при тарифе на электроэнергию 4,65 руб./кВт⋅ч и коэффициенте использования мощности К=0,8 (для электрической нагрузки) составит порядка S=8760×0,8×1600×4,65=52 млн. руб./год. При этом для ПКУ в этой схеме возможна утилизация Q=4 МВт (т.е. холодильная мощность ПТК 4 МВт).
ХОЛ
ЭК.ТЕПЛ
Применение АБТН дает чистый выигрыш в тепле, равный количеству утилизируемой энергии, это даровое тепло, отведенное от ПГС, равное холодильной мощности Q машины. При тарифе на тепловую энергию 1257 руб./(Гкал/ч) и К=0,35 (для отопительного сезона) стоимость сэкономленного тепла для системы с АБТН типа АБТН-4000Т холодильной мощностью 4 МВт будет: S=8760×0,35×4×1257/1,163=13,2 млн. руб./год (для схемы с АБТН-4000Т).
ЭЛ
Самая большая статья прибыли по сравнению с прототипом - от снижения стоимости потребленной электроэнергии. Установленная мощность ПГУ типа «Водолей» электрической мощностью 20 МВт пропорционально удельному значению 0,107 кВт/кВт составила бы 0,107×20=2,14 МВт. Стоимость электроэнергии S=8760×0,8×2140×4,65=69,7 млн. руб.
3
ГАЗ
Расходы на собственные нужды заявляемой установки: стоимость потребляемого АБТТ за год газа при часовом расходе газа 633 м/ч по цене 5 руб. за куб.м составит S=8760×0,8×633×5=22 млн. руб./год; плата за электричество при установленной электрической мощности АБТН-4000Т 25,2 кВт составит 820 тыс. руб.
Итого, общая годовая прибыль около 42,18 млн. руб., а с учетом снижения платы за электроэнергию по сравнению с прототипом 42,18+69,7-0,82=111 млн. руб. Окупаемость реконструкции энергообъекта от одного года до двух лет.
Прибыль растет прямо пропорционально мощности ПГУ.
Область рационального применения изобретения - ПГУ малой и средней мощности. При необходимости возможно использование двух трансформаторов тепла в одной ПГУ, секционных теплообменников.
ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ
1. П.А. Березинец, Г.Г. Ольховский. Перспективные технологии и энергоустановки для производства тепловой и электрической энергии. Раздел шестой. 6.2.2. Парогазовые установки. ОАО «ВТИ». «Современные природоохранные технологии в энергетике». Информационный сборник под ред. В.Я Путилова. М.: Издательский дом МЭИ, 2007.
2. Журнал «Газотурбинные технологии», №1/(10), январь-февраль 2001 г. М. Бойс. Передовые схемы для газовых турбин комбинированного типа. с. 5-9.
3. там же. В. Романов, А. Коноваленко, В. Кривуца, В. Лупандин. - НПП «Машпроект», г. Николаев. Экологически чистая технология «Водолей» для получения электрической и тепловой энергии, с. 10-12 (прототип).
4. Патент РФ №2211343, F01K 23/06. 04.10.2002. Способ утилизации тепла в парогазовой установке контактного типа и установка для его осуществления. Е.Г. Шадек, В.Я. Штеренберг и др.
5. Е.Г. Шадек, Б.И. Маршак и др. Журнал «Промышленные и отопительные котельные и мини ТЭЦ». Статьи в №№2(23) и 3(24), 2014.