ПАРОГАЗОВАЯ УСТАНОВКА С ПАРОПРИВОДНЫМ ДОЗАТОРОМ-КОМПРЕССОРОМ ГАЗОВОГО ТОПЛИВА
STEAM-GAS PLANT WITH STEAM-DRIVEN GAS FUEL METERING UNIT-COMPRESSOR

Изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано в энергетических парогазовых установках (ПГУ), снабжаемых газовым топливом, подаваемым из городских газовых сетей, и оснащенных паровыми турбинами с начальным давлением пара выше 4,5-5,0 МПа. Наиболее широкое применение изобретение может найти в теплофикационных ПГУ, размещаемых в районах расположения отапливаемых жилых строений, где давление газа в сетях не должно превышать 1,2 МПа.
Используемые термины и определения (согласно ГОСТ Р 51852-2001 «Установки газотурбинные. Термины и определения» и др. источникам)
Газотурбинный двигатель, ГТД: Машина, предназначенная для преобразования тепловой энергии в механическую, состоящая из одного или нескольких компрессоров, одного или нескольких тепловых устройств (камер сгорания), в которых повышается температура рабочего тела, одной или нескольких газовых турбин, вала отбора мощности, системы управления и необходимого вспомогательного оборудования.
Установка комбинированного цикла: Установка, термодинамический цикл которой включает комбинацию двух циклов, при которой теплота отработавших в ГТД газов в первом цикле используется для нагрева другого рабочего тела во втором цикле.
Парогазовая установка, ПГУ: установка комбинированного цикла, в которой рабочим телом второго цикла (утилизационного контура) является водяной пар, вырабатываемый на тепле отработанных газов ГТД.
Камера сгорания ГТД: Устройство газотурбинного двигателя для подогрева рабочего тела путем окисления (сжигания) органического топлива в свободном кислороде, содержащемся в рабочем теле на входе в камеру сгорания.
Система регулирования ГТД: Элементы и устройства для автоматического регулирования параметров ГТД и его элементов (мощности, оборотов, давление рабочего тела за компрессором, температура выхлопных газов и др.).
Регулирующий клапан топливный (по топливу): часть системы регулирования ГТД - орган «тонкого регулирования» для подачи топлива по условию поддержания параметров регулирования на требуемом уровне.
Дозатор-компрессор (компрессор-регулятор) газового топлива: часть системы регулирования ГТД - орган подачи топлива к регулирующему клапану топлива под нужным давлением и с нужным расходом, например, по условию поддержания перепада давлений на регулирующем клапане по топливу на оптимальном уровне.
Дожимной компрессор газового топлива: элемент станционного оборудования, предназначенный для подачи газа из городских газовых сетей в станционный газопровод (газовый коллектор) высокого давления и поддержания давления в нем на требуемом уровне (в допустимом диапазоне).
Помпаж компрессора: Неустойчивый режим работы центробежного или осевого компрессора, характеризующийся срывом потока газа в компрессоре, потерей динамической устойчивости и напора, сильными низкочастотными колебаниями массового расхода рабочего тела, способными привести к разрушению оборудования. Явление помпажа возникает, когда отношение скорости потока к окружной скорости рабочей лопатки компрессора становится слишком низким, например, вследствие того, что расход газа через компрессор мал, а давление газа на выходе компрессора слишком велико.
Антипомпажное регулирование (применительно к заявляемому устройству): приведение в соответствие оборотов вала компрессора и расхода газа через компрессор текущим значениям температур и давления газа на входе и выходе компрессора в обеспечение его устойчивой работы во всем эксплуатационном диапазоне режимов ГТД.
В городских газовых сетях давление газа составляет, как правило, 0,3-0,6 МПа. В этом случае применяют дожимные компрессоры газового топлива, поскольку требуемый уровень давления газового топлива перед регулирующим клапаном (РК) топлива в современных серийных газотурбинных двигателях (ГТД), как правило, превышает 1,2-1,5 МПа и для ряда современных энергетических ГТД составляет 2,5-3,0 МПа.
В отечественной тепловой энергетике применяются, в основном, газодожимные установки с электроприводными дожимными компрессорами. Присутствие вблизи дожимных компрессоров газового топлива потенциально искрящегося агрегата, каковым является приводной электродвигатель, приводит как к значительному усложнению газодожимной установки в обеспечение ее пожаровзрывобезопасности, так и к достаточно обременительным требованиям по ее размещению на парогазовой ТЭЦ. Согласно действующим «Правилам безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ 12-529-03, п.8.1.21, электроприводные дожимные компрессоры должны размещаться в отдельном здании (при контейнерной поставке допускается их размещение в пристройках к зданию главного корпуса). Размещение газодожимных агрегатов в машзале с ГТД и электрогенератором не допускается, что значительно увеличивает капитальные затраты на строительство ПГУ.
Кроме того, электроприводным дожимным компрессорам свойственны повышенный расход топлива (т.к. теплота, сообщенная газу при его сжатии, частично отводится из газотурбинного цикла через газоохладители), а также значительный расход электроэнергии на привод дожимных компрессоров, составляющий, по данным проведенных заявителем обследований ряда парогазовых ТЭЦ, не ниже 2,5% от мощности ГТУ (поскольку антипомпажное регулирование производится при постоянных оборотах и сведено лишь к перепуску газа с выхода дожимных компрессоров в подводящий газопровод), что существенно увеличивает удельные расходы топлива на выработку электрической и тепловой энергии.
Известна также ПГУ (Патент RU №2142565. Парогазовая установка //Денисов И.Н., Шелудько Л.П., опубл. 10.12.1999), содержащая газотурбинный двигатель (ГТД) с электрогенератором, паровой котел-утилизатор, энергетическую паровую турбину (ЭПТ) с конденсатором и электрогенератором, дожимной газовый компрессор (ДГК), паропроводы, связывающие паровую турбину по острому пару с котлом утилизатором (КУ) и пускоприводную паровую турбину (ПППТ) с конденсатором, связанную паропроводами острого пара с КУ, а по отработавшему пару - с конденсатором, ротор которой связан общим валом с ротором ДГК и через дополнительную автоматическую расцепную муфту - с ротором ГТД.
Ее недостатками являются низкий КПД паросиловой части ПГУ и высокий удельный расход топлива на выработку электроэнергии из-за низкого внутреннего относительного КПД ПППТ и низкого суммарного теплоперепада, срабатываемого в ПППТ и ЭПТ, невозможность установки ДГК в машзале с электрогенератором, согласно вышеприведенным «Правилам безопасности», из-за отсутствия технического решения по исключению протечек газа через уплотнения вала из ДГК в машзал, а также нерешенность проблемы защиты ДГГ от помпажа.
Последнее связано с тем, что в данном устройстве не учтен характер изменения давления газового топлива в подводящем газопроводе и давления в камере сгорания на переменных режимах работы ГТД. Давление в камере сгорания ГТД и давление газа перед камерой сгорания ГТД в холодный период становится максимальным. Давление же газа в городской газовой сети с наступлением холодов может быть пониженным. Требуемая степень сжатия в ДГК в холодный период оказывается максимальной, а расход газа в ДКГ должен соответствовать этой степени сжатия, что на частичных нагрузках обеспечивают увеличением рециркуляции газа через ДКГ.
Указанные недостатки устранены в известной ПГУ с пароприводными дозаторами-компрессорами газового топлива (ПГУ малой и средней мощности с пароприводными дозаторами-компрессорами газового топлива // Верткин М.А. / «Газотурбинные технологии», №6 (87), 2010, с.с.28-33, схема ПГУ - на с.29, рис.1), реализующая известное техническое решение («Парогазовая установка»// Верткин М.А./ Патент РФ №2372498, опубл. 10.11.2009, бюлл. №31), являющейся по совокупности признаков наиболее близкой к заявляемому устройству и принятой в качестве прототипа.
Прототип содержит ГТД с турбогенератором 1, камерой сгорания и регулирующим клапаном (РК) по топливу 3, энергетическую паровую турбину (ЭПТ) 2, установленную на валу турбогенератора, котел-утилизатор (КУ) 4 с паровыми контурами двух или более давлений, систему трубопроводов газа, пара и воды с регулирующей и запорной арматурой, содержащую коллектор сжатого газа 9, сообщенный через РК по топливу 3 с камерой сгорания ГТД, и перепускной РК 10 по газу, а также содержит ДК газового топлива 6 и ППТ 7, размещенные в общем герметичном корпусе с роторами, установленными на одном свободном двухопорном валу с уплотнением вала, отделяющим тракт по сжатому газу за ДК 6 от парового тракта ППТ 7 со стороны входа пара высокого давления, при этом ДК 6 сообщен на входе по газу с подводящим газопроводом, на выходе по газу - с коллектором сжатого газа 9, ППТ 7 на входе по пару сообщена с выходом КУ 4 (перегревателя пара в.д. 14) по пару в.д.
Прототип содержит также компрессор пара (ПК) низкого давления (н.д.) 8, установленный на одном валу с роторами ДК 6 и ППТ 7 в общем герметичном корпусе, КУ 4 выполнен содержащим паровые контуры с испарителями высокого и низкого давления (ИВД и ИНД), перегреватель пара в.д. 14 и промежуточный пароперегреватель 15, сообщенный на выходе по пару с входом ЭПТ 2 по пару, на входе по пару - с выходами ППТ 7 и ПК 8 по пару, ПК 8 на входе по пару сообщен с выходом ИНД (через барабан-сепаратор н.д.) по пару н.д., коллектор сжатого газа 9 сообщен с входом ДК 6 по газу через перепускной РК 10.
Применение ППТ 7, работающей паром в.д. с противодавлением, превышающим давление пара перед ЭПТ 2, позволяет повысить обороты ротора газопародожимного агрегата (ГПДА) 5 до 25000 об/мин и выше и благодаря этому применить гидравлические подшипники (со «смазкой водой», без использования системы маслоснабжения), уменьшить диаметр ППТ, увеличить относительные высоты лопаток ППТ и повысить внутренние относительные КПД ППТ при более высоких давлениях пара, чем перед энергетической паровой турбиной (ЭПТ), что позволяет повысить суммарный теплоперепад, срабатываемый в ППТ и ЭПТ.
Снижение удельных расходов топлива, особенно применительно к ПГУ малой и средней мощности, по сравнению с предыдущим аналогом обеспечивается за счет значительного увеличения суммарного теплоперепада в ППТ 7 и ЭПТ 2 и передачи части избыточной мощности ППТ 7 на вал турбогенератора при помощи ПК8, подающего пар на вход ЭПТ 2. Давление пара перед ППТ 7 на всех режимах превышает давление газа за ДК 6 даже при относительно малых давлениях пара перед ЭПТ 2. Благодаря указанным отличиям исключены протечки пара или газа в помещение, где размещен агрегат, исключены протечки газа в паровой тракт ПГУ и в корпус агрегата (там может быть только пар). Возможные протечки пара в.д. через уплотнение утилизируются в качестве дополнительного рабочего тела ГТД. Отпадает необходимость промежуточного охлаждения природного газа на номинальных режимах (вся теплота, сообщенная газу при его сжатии, возвращается в газотурбинный цикл). Обеспечиваются более высокая надежность и взрывопожаробезопасность, снижение удельных расходов топлива и снижение затрат на строительство ПГУ благодаря компактности агрегата и возможности его установки его непосредственно в машзале (как неотъемлемую часть ГТД).
Кроме того, степень сжатия и расход пара через ПК 8 и, соответственно, мощность ПК 8 с увеличением оборотов увеличиваются, что позволяет поддерживать скольжение частоты вращения ротора ГПДА 5 в допустимом диапазоне без перепуска пара в.д. в обход ППТ 7, используя для защиты от помпажа только перепускной РК 10 по газу.
Недостатками прототипа являются сложность создания и наладки работы ГПДА 5 на переменных режимах с определением границ допустимого диапазона изменения оборотов ротора ГПДА, исходя из характеристик не только ДК 6, но и ПК 8, что приводит к перерасходу мощности на привод ДК 6 (т.к. ДК 6 в этом случае должен иметь достаточно большой проектный запас по производительности и степени сжатия), а также снижение тепловой эффективности при повышении давления пара перед ЭПТ 2.
Последнее обусловлено тем, что с повышением давления перед ЭПТ 2 повышается температура пара за ППТ 7 и снижается эффективность применения промперегрева пара за ППТ 7; кроме того, снижается мощность ППТ, расходуемая на привод ПК 8, увеличивается давление в контуре н.д. и, соответственно, повышается температура уходящих из КУ 4 газов. С переходом же к КУ трех давлений давление в контуре н.д. снизится, но при этом повысятся степень сжатия в ПК 8 и температура пара за ПК 8, что делает ненужным и перегрев пара за ПК в промпароперегревателе КУ.
Проведенный заявителем анализ уровня техники, включающий поиск по патентным и научно-исследовательским источникам информации, а также выявление других источников, содержащих сведения об аналогах заявляемого изобретения, позволил установить, что заявитель не обнаружил технического решения, характеризующегося признаками, тождественными (эквивалентными) прилагаемым, при этом изобретение не вытекает явным для специалиста образом из определенного заявителем известного уровня техники.
Определение из перечня выявленных аналогов прототипа как наиболее близкого технического решения по совокупности признаков позволило выявить в заявляемом устройстве совокупность существенных отличительных признаков по отношению к усматриваемому заявителем техническому результату, определенную в нижеприведенной формуле изобретения.
Изобретение обеспечивает упрощение создания пароприводного дозатора-компрессора и наладки его работы в оптимальном режиме в широком диапазоне нагрузок ГТД и повышение показателей тепловой эффективности ПГУ при использовании энергетической паровой турбины с начальным давлением выше 5,0 МПа.
Заявляемая ПГУ с пароприводным дозатором-компрессором газового топлива содержит ГТД с камерой сгорания и регулирующим клапаном (РК) по топливу, турбогенератор, энергетическую паровую турбину (ЭПТ), установленную на валу турбогенератора, котел-утилизатор (КУ) с паровыми контурами одного или более давлений, систему трубопроводов газа, пара и воды с регулирующей и запорной арматурой, содержащую коллектор сжатого газа, сообщенный через РК по топливу с камерой сгорания ГТД, и перепускной РК по газу, сообщенный на входе по газу с коллектором сжатого газа, а также снабжена дозатором-компрессором (ДК) газового топлива и приводной паровой турбиной (ППТ), установленными на одном отдельном двухопорном валу в общем герметичном корпусе, образованным их статорами, с уплотнением вала, отделяющим газовый тракт ДК от парового тракта ППТ со стороны входа по пару высокого давления, при этом ДК сообщен на входе по газу с подводящим газопроводом, на выходе по газу - с коллектором сжатого газа, ППТ на входе по пару сообщена с выходом КУ по пару в.д.
Согласно изобретению, заявляемая ПГУ содержит компенсационную турбину (КТ), установленную на одном валу с приводной паровой турбины и дозатором-компрессором в общем герметичном корпусе со стороны дозатора-компрессора, сообщенную на входе по газу с выходом перепускного РК по газу, на выходе по газу - с входом ДК по газу, а ППТ на выходе по пару сообщена с входом ЭПТ по пару и снабжена обводящим трубопроводом по пару в.д. с перепускным РК по пару, сообщенным на входе по пару с входом ППТ по пару, на выходе по пару - с входом ЭПТ по пару.
Наличие КТ снижает затраты мощности на привод ДК на частичных нагрузках на величину мощности, развиваемой КТ при перепуске сжатого газа из коллектора на вход ДК по газу через КТ, что позволяет сблизить темпы изменения мощности привода ДК и располагаемой мощности ППТ (мощности ППТ при закрытом перепускном РК по пару) на переменных режимах работы ГТД, снизить проектный запас располагаемой мощности ППТ и уменьшить регулируемый перепуск пара в.д. через РК по пару при работе ГТД в номинальной нагрузке с соответствующим повышением КПД паросиловой части ПГУ. Антипомпажное регулирование в эксплуатационном диапазоне нагрузок ГТД (примерно от 70 до 110% от номинальной нагрузки) сводится к поддержанию перепада давлений газа на РК по топливу на требуемом уровне путем регулируемого перепуска сжатого газа через перепускной РК по газу и к поддержанию при помощи перепускного РК по пару оборотов вала ДК на оптимальном уровне (при котором перепускной РК по газу оказывается в положении, ближайшем к закрытому) в допустимом диапазоне, границы которого определяются в системе автоматического регулирования ГТД в зависимости от текущих значений параметров газа в ДК.
Сущность изобретения поясняется представленным на фиг.1 схематическом чертежом.
ПГУ с пароприводным дозатором-компрессором газового топлива содержит ГТД 1 с камерой сгорания и регулирующим клапаном (РК) по топливу 2, турбогенератор 3, энергетическую паровую турбину (ЭПТ) 4, установленную на валу турбогенератора 3 (в данном примере - через сцепную синхронизирующую муфту 5), котел-утилизатор (КУ) 6, в данном примере - с паровыми контурами двух давлений и блоком дожигающих устройств (БДУ) 7, установленным на входе КУ 6 по выхлопным газам ГТД 1 и питаемым газовым топливом, подаваемым из подводящего газопровода через РК 8, систему трубопроводов газа, пара и воды с регулирующей и запорной арматурой, содержащую коллектор сжатого газа 9, сообщенный через РК 2 по топливу с входом камеры сгорания ГТД 1 по топливу, и перепускной РК по газу 10, сообщенный на входе по газу с коллектором сжатого газа 9, а также содержит дозатор-компрессор газового топлива 11 и приводную паровую турбину (ППТ) 12, установленные на одном отдельном двухопорном валу в общем герметичном корпусе 13, образованном их статорами, с уплотнением вала 14, отделяющим газовый тракт ДК 11 от парового тракта ППТ 12 со стороны входа по пару в.д., при этом дозатор-компрессор 11 сообщен на входе по газу с подводящим газопроводом (в данном примере - через заслонку 15), на выходе по газу - с коллектором сжатого газа 9, ППТ 12 на входе по пару сообщена с выходом КУ 6 по пару в.д. Согласно изобретению, ПГУ с пароприводным дозатором-компрессором содержит компенсационную турбину (КТ) 16, установленную на одном валу с ППТ 12 и ДК 11 в общем герметичном корпусе со стороны ДК 11, сообщенную на входе по газу с выходом перепускного РК 10 по газу, на выходе по газу - с входом дозатора-компрессора 11 по газу, а ППТ 12 на выходе по пару сообщена с входом ЭПТ 4 по пару и снабжена обводящим трубопроводом по пару в.д. с перепускным РК 17 по пару, сообщенным на входе по пару с входом ППТ 12 по пару, на выходе по пару - с входом ЭПТ 4 по пару.
Устройство работает следующим образом.
При пуске ротор ГТД 1 раскручивают тиристорно-пусковым устройством турбогенератора 3 до оборотов воспламенения газового топлива в камере сгорания ГТД 1 (примерно до 1/3 от номинальной величины) и включают БДУ 7 с регулированием подачи газового топлива в БДУ при помощи РК 8, при этом РК 2 и РК17 находятся в закрытом, а РК 10 - в полностью открытом положении. По мере прогрева теплообменных поверхностей КУ начинает вырабатываться пар в.д. и н.д. Пар н.д. подают из контура н.д. непосредственно на вход по пару н.д. ЭПТ4, пар в.д. поступает в ППТ 12 и раскручивает вал с ППТ 12 и ДК 11, давление газового топлива в коллекторе 9 повышается. По достижении необходимого уровня давления в коллекторе 9 РК 2 приоткрывают и подают топливо на воспламенение в камере сгорания ГТД 1. Мощность турбины ГТД повышается, ротор вала ГТД 1 с турбогенератором начинает набирать обороты. Подачу электроэнергии в тиристорно-пусковое устройство турбогенератора снижают до полного его отключения. Отработанный в ППТ 12 пар подают на вход ЭПТ 4 по пару в.д. В данном примере отработанный в ЭПТ 4 пар поступает в конденсатор. Конденсат отработанного пара подают в КУ 6 на выработку пара двух давлений. ЭПТ 4 во время пуска также прогревается и набирает обороты. По мере выравнивания оборотов роторов ЭПТ 4 и ГТД1 с турбогенератором срабатывает сцепная синхронизирующая муфта 5, ротор ЭПТ 4 соединяется с роторами ГТД 1 и турбогенератора 3. По мере выхода вала турбогенератора 3 на номинальные обороты подают нагрузку на турбогенератор 3, ПГУ начинает набирать мощность.
По мере увеличения подачи топлива в камеру сгорания ГТД 1 через РК 2 во время пуска и набора нагрузки, перепускной РК 10 по газу прикрывают, расход циркуляционного газа через КТ 16 и мощность КТ 16 снижаются, а степень сжатия в ДК11 и мощность привода ДК 11, равная разности мощностей ДК 11 и КТ 16, возрастают. Одновременно повышается температура дымовых газов перед БДУ 7 и растет располагаемая мощность ППТ 12, при этом баланс мощности привода ДК 11 и располагаемой мощности ППТ 12 достигается в данном примере с постепенным снижением подачи топлива в БДУ 7 вплоть до полного его отключения, после чего поддержание оборотов ротора ППТ 12 с ДК 11 на требуемом (оптимальном) уровне осуществляется путем перепуска пара в.д. в обход ППТ 12 при помощи РК 17.
Благодаря наличию КТ 16 темпы возрастания мощности привода ДК 11 и располагаемой мощности ППТ 12 сближены, что позволяет снизить проектный запас мощности ППТ 12, уменьшить перепуск пара в.д. через РК 17 при работе ГТД 1 в номинальной нагрузке в теплый период. Срабатываемый теплоперепад при достаточно высоком номинальном давлении перед ЭПТ оказывается также достаточно высоким, но при этом отсутствуют характерные для прототипа необратимые потери энергии ППТ 12 при передачи ее на вал ЭПТ 4 путем сжатия пара н.д. до давления перед ЭПТ 4. В итоге для ПГУ с давлением перед ЭПТ выше 5,0 МПа обеспечивается снижение удельных расходов топлива по сравнению с прототипом.
Антипомпажное регулирование в эксплуатационном диапазоне нагрузок ГТД (примерно, от 70 до 110% от номинальной нагрузки) в оптимальном (с точки зрения максимизации КПД паросиловой части) варианте состоит в поддержании оборотов ДК 11 на таком уровне, при котором РК 10 оказывается в положении, ближайшем к закрытому, а перепад давлений на РК2 оказывается близким к минимально-допустимому, при этом границы допустимого диапазона изменения оборотов ДК 11 определяются в системе автоматического регулирования ГТД в зависимости от текущих параметров газа в ДК 11.
В прототипе же антипомпажное регулирование осуществляется только перепускным РК по газу, границы допустимого диапазона изменения оборотов ДК и ПК определяются с учетом характеристик не только ДК, но и парового компрессора, что усложняет проектирование и наладку газопародожимного агрегата и приводит к необходимости использовать ДК с более высоким запасом по степени сжатия и производительности, чем в заявляемом устройстве. Это приводит к перерасходу энергии на привод ДК и является дополнительным фактором снижения тепловой эффективности по сравнению с заявляемым устройством.
Приведенный пример представлен для иллюстрации заявляемого изобретения в наиболее употребительном варианте - для использования в теплофикационных ПГУ с блоками дожигающих устройств - и не исчерпывает всех возможных вариантов его применения. В частности, формула изобретения не исключает возможность использования компрессора пара н.д., установленного в общем герметичном корпусе на одном валу с ДК, КТ и ППТ, котел-утилизатор может быть не вертикальным, а горизонтальным и может содержать поверхности не двух, а одного или более двух давлений, ЭПТ может иметь не одно-, а двух- или более цилиндровое исполнение, при этом КУ может содержать промежуточный пароперегреватель, сообщенный на входе по пару с выходом цилиндра высокого давления ЭПТ по пару, КУ может иметь не один, а два БДУ, либо один БДУ, размещенный не на входе КУ по греющим газам, а перед испарителем высокого давления, либо вообще не иметь БДУ, в этом случае может быть использован либо другой сторонний источник пара в.д., либо стартовый электроприводной дожимной компрессор, ПГУ может иметь не одновальное, а двух- или более вальное исполнение, содержать не один, а два или более ГТД с пароприводными ДК газового топлива, приходящихся на одну ЭПТ, в составе оборудования паросиловой части ПГУ может отсутствовать конденсатор (при использовании ЭПТ с противодавлением) и т.п.