RU2166102C2 - Combined-cycle cogeneration process and combined- cycle plant implementing it - Google Patents

Combined-cycle cogeneration process and combined- cycle plant implementing it Download PDF

Info

Publication number
RU2166102C2
RU2166102C2 RU99109730A RU99109730A RU2166102C2 RU 2166102 C2 RU2166102 C2 RU 2166102C2 RU 99109730 A RU99109730 A RU 99109730A RU 99109730 A RU99109730 A RU 99109730A RU 2166102 C2 RU2166102 C2 RU 2166102C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
working fluid
steam
turbine
installation
Prior art date
Application number
RU99109730A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
В.В. Ершов
Original Assignee
Ершов Виталий Витальевич
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Ершов Виталий Витальевич filed Critical Ершов Виталий Витальевич
Priority to RU99109730A priority Critical patent/RU2166102C2/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2166102C2 publication Critical patent/RU2166102C2/en

Links

Images

Classifications

    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]

Abstract

FIELD: power engineering; heat and power cogeneration. SUBSTANCE: combined-cycle process includes following sequential operations: smaller portion of working medium escaping from the only or the last compressor of gas-turbine section of plant is conveyed to solid fossil fuel gasifying system; in the process, feedwater is also supplied from steam-turbine section of plant; this water is converted into steam due to gasification which is used in system and then returned to steam- turbine section of plant, primarily to heated side of heat-transfer apparatus; gasifying system is charged with solid fuel, primarily coal, whose gasification results in production of combustible generator gas passed simultaneously to gas-turbine section heaters; generator gas is supplied to second heater and, say, to third one through pressure-reducing units that function to bring working- medium pressure in gas-turbine section of plant to value close to pressures of generator gas and oxidizer coming to mentioned heaters, oxidizer being passed from heater mounted upstream of turbine. At least one of working-medium heaters incorporated in gas-turbine section of plant may be supplied with additional amount of gaseous or liquid fossil fuel from external source. Combined-cycle plant implementing proposed process has working-medium outlet of the only or the last compressor in gas-turbine section communicating with solid-fuel gasifying system whose main pieces of equipment (such as gasifier, gas coolers, and fuel treatment bin) are connected to feedwater pipeline running from steam-turbine section of plant to heated side of heat- transfer apparatus; they are also connected to gas-steam superheater on heated side of heat-transfer apparatus; generator gas outlet provided in gasifying system communicates with gas inlet of working-medium heater in gas-turbine section of plant and also, through pressure-reducing unit, with gas inlets in second and, say, third working-medium heaters of gas-turbine section of plant. Working-medium steam-phase outlet of steam-turbine section of plant communicating with gas-steam superheater on heated side of heat-transfer apparatus may be connected to working-medium inlet in first working cylinder of steam turbine through heated side of preheater mounted in one of gas- turbine section heaters; working-medium outlet of steam-turbine first working cylinder in steam-turbine section of plant communicates with its second working cylinder inlet through heated side of reheater mounted in one of working-medium heaters of gas-turbine section. At least one of working- medium heaters incorporated in gas-turbine section of plant may be provided with additional source of gaseous or liquid fossil fuel. Three alternatives of combined-cycle plant are proposed. EFFECT: improved performance characteristics of plant. 5 cl, 8 dwg

Description

Изобретение относится к теплоэнергетике, направлено на совершенствование энерго- и ресурсосберегающих технологий и может быть использовано в парогазовых энергетических установках, в которых за счет любого вида топлива производится электрическая, а также, при необходимости, тепловая энергия. The invention relates to a power system, is aimed at improving energy and resource-saving technologies and can be used in combined cycle power plants in which electrical energy is generated from any type of fuel, and also, if necessary, thermal energy.

Известен способ эксплуатации парогазовой энергетической установки, по которому газовое рабочее тело газотурбинной части установки сжимают в компрессоре и затем подают в источник тепла, где за счет сгорания топлива нагревают до рабочей температуры, после чего с выделением части внутренней энергии рабочее тело расширяют в газовой турбине, приводящей в действие первый электрогенератор установки, далее отработавшее в турбине рабочее тело с давлением, близким по величине к атмосферному, направляют в качестве окислителя для сжигания в топке традиционного котла - низконапорного парогенератора (НПГ), в котором за счет подачи дополнительного топлива производят пар - рабочее тело паротурбинной части (ПТЧ) установки, приводящей в действие второй электрогенератор и при этом снабженной также регенеративными паровыми и/или газоводяными подогревателями питательной воды ПТЧ (Хрилев Л.С. "Теплофикационные системы". Москва. Энергоатомиздат, 1988, стр. 244-245). A known method of operating a combined-cycle power plant, in which the gas working fluid of the gas-turbine part of the installation is compressed in a compressor and then fed to a heat source, where it is heated to operating temperature by burning fuel, and then the working fluid is expanded in a gas turbine leading to a part of the internal energy the first electric generator of the installation, then the working fluid that has worked in the turbine with a pressure close to atmospheric pressure, is sent as an oxidizing agent for combustion in the furnace e of a traditional boiler - a low-pressure steam generator (LPG), in which steam is produced by supplying additional fuel - the working fluid of the steam-turbine part (PTC) of the installation, which drives the second electric generator and is also equipped with regenerative steam and / or gas-water heaters of the PTCh feed water ( Khrilev LS "Heating systems". Moscow. Energoatomizdat, 1988, p. 244-245).

Парогазовые энергетические установки, эксплуатируемые по вышеуказанному способу, используются в основном при новом строительстве электростанций, частично обеспеченных природным газом, и для технического перевооружения действующих (например, угольных или мазутных) паротурбинных электростанций путем дополнения паротурбинного цикла газотурбинной надстройкой по схеме со сбросом отходящих от ГТЧ газов в традиционный котел (НПГ). Combined-cycle power plants operated according to the above method are mainly used in the new construction of power plants partially provided with natural gas, and for the technical re-equipment of existing (for example, coal or fuel oil) steam turbine power plants by supplementing the steam turbine cycle with a gas turbine superstructure according to the scheme with the discharge of gases from GTC into a traditional boiler (NPG).

Вместе с тем, указанным парогазовым энергоустановкам, эксплуатируемым по известному способу, присущи следующие основные недостатки:
1) тепловая схема парогазовой установки со сбросом газа в НПГ обуславливает недостаточно высокую величину электрического КПД установки;
2) относительно небольшая (0,22-0,24) доля газотурбинной мощности в составе полной мощности парогазовой установки с НПГ обуславливает достаточно высокую относительную стоимость ПГУ.However, the specified combined cycle power plants operated by a known method, the following main disadvantages are inherent:
1) the thermal circuit of a combined cycle plant with a gas discharge into the associated gas causes an insufficiently high value of the electric efficiency of the installation;
2) a relatively small (0.22-0.24) share of gas turbine power as part of the total capacity of a combined cycle gas turbine unit with gas and oil plants causes a relatively high relative cost of combined cycle plants.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ эксплуатации парогазовой энергетической установки, в соответствии с которым рабочее тело, по меньшей мере, одной газотурбинной части установки сжимают в одном или двух и более компрессорах с промежуточным охлаждением в газоохладителях, далее рабочее тело подогревают до заданных начальных параметров в первом нагревателе, после чего рабочее тело расширяют в турбине, приводящей в действие компрессоры и электрогенератор газотурбинной части установки, затем рабочее тело подогревают в, по меньшей мере, одном следующем нагревателе, после которого направляют во вторую турбину, отработавшее в газотурбинной части установки рабочее тело пропускают в итоге через греющую сторону теплообменного аппарата, в обогреваемой стороне которого за счет тепла охлаждаемого рабочего тела газотурбинной части установки производят паровую фазу рабочего тела паротурбинной части установки, приводящей в действие, например, второй электрогенератор установки (журнал "Теплоэнергетика", 1996 г., N 6, стр. 23-27). Closest to the invention in technical essence is a method of operating a combined cycle power plant, according to which the working fluid of at least one gas turbine part of the installation is compressed in one or two or more compressors with intermediate cooling in gas coolers, then the working fluid is heated to the specified initial parameters in the first heater, after which the working fluid is expanded in a turbine driving compressors and an electric generator of the gas-turbine part of the installation, then the working They are heated in at least one subsequent heater, after which they are directed to a second turbine, the working fluid spent in the gas turbine part of the installation is finally passed through the heating side of the heat exchanger, in the heated side of which the steam is produced due to the heat of the cooled working fluid of the gas turbine part of the installation the phase of the working fluid of the steam-turbine part of the installation, which drives, for example, a second generator of the installation (Journal of Heat Engineering, 1996, N 6, p. 23-27).

Парогазовая энергетическая установка (там же) для осуществления указанного способа может содержать, по меньшей мере, одну работающую по открытому термодинамическому циклу газотурбинную часть установки, включающую объединенные, например, трубопроводами циркуляции рабочего тела один или, преимущественно, два и более компрессора с установленными между ними газоохладителями, соединенные, например, через обогреваемую сторону теплообменника-рекуператора со входом рабочего тела в первый нагреватель газотурбинной части установки, выполненный в виде камеры сгорания органического топлива, соединенной далее со входом рабочего тела во вращающую компрессоры и электрогенератор первую турбину, выход из которой соединен через следующий нагреватель рабочего тела газотурбинной части установки со второй газовой турбиной, которая далее соединена, например, через греющую сторону теплообменника-рекуператора с греющей стороной теплообменного аппарата и, наконец, с атмосферой, при этом обогреваемая сторона теплообменного аппарата выполнена с возможностью обеспечения вращающей второй электрогенератор турбины паротурбинной части установки паровым рабочим телом с необходимыми параметрами. Поэтому развитие парогазовых энергетических установок, газотурбинные части которых включают, как минимум, две газовые турбины и два соответствующих нагревателя (камеры сгорания органического топлива), ныне признано как наиболее перспективным. Combined-cycle power plant (ibid.) For implementing this method may contain at least one gas turbine part of the plant operating in an open thermodynamic cycle, including one or, mainly, two or more compressors combined, for example, by circulation pipelines of the working medium, installed between them gas coolers, connected, for example, through the heated side of the heat exchanger-recuperator with the input of the working fluid in the first heater of the gas turbine part of the installation a first turbine connected in the form of an organic fuel combustion chamber further connected to the input of the working fluid into the rotary compressors and the electric generator, the outlet of which is connected through the next working fluid heater of the gas turbine part of the installation to the second gas turbine, which is further connected, for example, via the heating side of the heat exchanger a heat exchanger with a heating side of the heat exchanger and, finally, with the atmosphere, while the heated side of the heat exchanger is configured to provide rotational nd turbine generator of the steam turbine part of the plant steam working medium with the required parameters. Therefore, the development of combined cycle power plants, the gas turbine parts of which include at least two gas turbines and two corresponding heaters (combustion chambers of organic fuel), is now recognized as the most promising.

Вместе с тем, и данному известному способу эксплуатации и установке для его осуществления присущи следующие недостатки. Указанный способ эксплуатации парогазовых энергоустановок, несмотря на повышенные величины КПД ПГУ при их работе на природном газе и/или жидком топливе, не обеспечивает также более высокие технико-экономические показатели подобных ПГУ (ГТЧ которых включают две газовые турбины и два нагревателя) по сравнению с вышепредставленными действующими, наиболее экономичными ПГУ (ГТЧ которых включают по одной газовой турбине и по одному нагревателю рабочего тела) с внутрицикловой газификацией твердого топлива, тем не менее, высокоэкономичное осуществление парогазовых циклов на твердом топливе является одним из ключевых вопросов развития тепловой энергетики. However, and this known method of operation and installation for its implementation inherent in the following disadvantages. The specified method of operation of combined cycle gas turbines, despite the increased efficiency of combined cycle gas turbines when using natural gas and / or liquid fuel, does not also provide higher technical and economic indicators of such combined cycle gas turbines (gas turbine plants which include two gas turbines and two heaters) compared to the above operating, most economical CCGTs (gas turbine plants which include one gas turbine and one working fluid heater) with intracyclic gasification of solid fuel, however, highly economical schestvlenie combined cycle for solid fuels is one of the key issues of thermal power.

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является создание парогазовых энергетических установок с внутрицикловой газификацией угля, работающих с более высокими технико-экономическими показателями. The problem to which the invention is directed, is the creation of combined-cycle power plants with on-cycle gasification of coal, working with higher technical and economic indicators.

Для решения поставленной задачи в способе эксплуатации парогазовой энергетической установки, по которому рабочее тело, по меньшей мере, одной газотурбинной части установки сжимают в, по меньшей мере, одном компрессоре с промежуточным охлаждением в газоохладителях, далее рабочее тело подогревают до заданных начальных параметров в нагревателе, после чего рабочее тело расширяют в первой турбине, приводящей в действие компрессоры и электрогенератор газотурбинной части установки, затем рабочее тело подогревают в, по меньшей мере, одном нагревателе, после которого направляют во вторую турбину, отработавшее в газотурбинной части установки рабочее тело пропускают в итоге через греющую сторону теплообменного аппарата, в обогреваемой стороне которого за счет тепла охлаждаемого рабочего тела газотурбинной части установки производят паровую фазу рабочего тела паротурбинной части установки, приводящей в действие, например, второй электрогенератор установки, вышедшую из единственного или последнего компрессора часть расхода рабочего тела газотурбинной части установки направляют в систему газификации твердого органического топлива, при этом в систему газификации из паротурбинной части установки подают также питательную воду, которую в результате газификации превращают в водяной пар, который после использования в системе возвращают в паротурбинную часть установки, преимущественно в обогреваемую сторону теплообменного аппарата, при этом в систему газификации загружают твердое топливо, преимущественно уголь, в результате, например, паровоздушной или парокислородной газификации которого производят генераторный горючий газ, который одновременно направляют в нагреватели газотурбинной части установки, причем во второй и, например, в третий нагреватели генераторный газ подают через редукционные устройства, которые обеспечивают близкие по величине давления поступающих в указанные нагреватели генераторного газа и вышедшего из установленной перед нагревателем турбины окислителя - рабочего тела газотурбинной части установки. To solve the problem in a method of operating a combined cycle power plant, in which the working fluid of at least one gas turbine part of the installation is compressed in at least one compressor with intermediate cooling in gas coolers, then the working fluid is heated to predetermined initial parameters in the heater, after which the working fluid is expanded in a first turbine driving compressors and an electric generator of the gas turbine part of the installation, then the working fluid is heated in at least one load after which they direct to the second turbine, the working fluid spent in the gas-turbine part of the installation is ultimately passed through the heating side of the heat exchanger, in the heated side of which, due to the heat of the cooled working fluid of the gas-turbine part of the installation, the vapor phase of the working fluid of the steam-turbine part of the installation is activated for example, the second generator of the installation, the part of the flow rate of the working fluid of the gas-turbine part of the installation that has left the single or last compressor feed into the gasification system of solid fossil fuels, while feed gas is also supplied to the gasification system from the steam turbine part of the installation, which, as a result of gasification, is converted to water vapor, which after use in the system is returned to the steam turbine part of the installation, mainly to the heated side of the heat exchanger, this is loaded into the gasification system solid fuel, mainly coal, as a result of, for example, steam-air or vapor-oxygen gasification of which produce a generator flammable gas, which is simultaneously sent to the heaters of the gas turbine part of the installation, and in the second and, for example, in the third heaters, the generator gas is supplied through pressure reducing devices that provide close in magnitude to the pressure of the gas supplied to the said heaters and the oxidizer exiting the turbine installed in front of the heater - the working fluid of the gas turbine part of the installation.

При этом в, по меньшей мере, один нагреватель рабочего тела газотурбинной части установки может быть подано дополнительное органическое газообразное или жидкое топливо из внешнего источника топлива энергоустановки. At the same time, at least one heater of the working fluid of the gas turbine part of the installation can be supplied with additional organic gaseous or liquid fuel from an external fuel source of the power plant.

В эксплуатируемой по вышеуказанному заявляемому способу парогазовой энергетической установке, содержащей, по меньшей мере, одну работающую по открытому термодинамическому циклу газотурбинную часть установки, включающую объединенные, например, трубопроводами циркуляции рабочего тела, по меньшей мере, два компрессора с установленными между ними газоохладителями, соединенные, например, со входом рабочего тела в первый нагреватель газотурбинной части установки, выполненный в виде камеры сгорания органического топлива, соединенной далее со входом рабочего тела во вращающую компрессоры и электрогенератор первую турбину, выход из которой соединен через следующий нагреватель рабочего тела газотурбинной части установки со второй газовой турбиной, которая далее соединена с греющей стороной теплообменного аппарата и, наконец, - с атмосферой, при этом обогреваемая сторона теплообменного аппарата выполнена с возможностью обеспечения вращающей второй электрогенератор турбины паротурбинной части установки паровым рабочим телом с необходимыми параметрами, выход рабочего тела газотурбинной части установки из единственного или последнего компрессора соединен с системой газификации твердого топлива, основные единицы оборудования которой (например, газификатор, газоохладители и бункер топливоподготовки) соединены с трубопроводом подачи питательной воды паротурбинной части установки в обогреваемую сторону теплообменного аппарата, а также с газопаровым пароперегревателем обогреваемой стороны теплообменного аппарата, при этом выход произведенного генераторного газа из системы газификации соединен со входом газа в первый нагреватель рабочего тела газотурбинной части установки, а также через редукционные устройства соединен со входами газа во второй и также, например, в третий нагреватель рабочего тела газотурбинной части установки. In a steam-gas power plant operated according to the aforementioned inventive method, comprising at least one gas turbine part of the plant operating in an open thermodynamic cycle, including at least two compressors combined, for example, by circulation pipelines of a working fluid, with gas coolers installed between them and connected for example, with the entrance of the working fluid to the first heater of the gas turbine part of the installation, made in the form of a combustion chamber of organic fuel, connected to e with the entrance of the working fluid to the rotary compressors and the electric generator, the first turbine, the output of which is connected through the next heater of the working fluid of the gas turbine part of the installation to the second gas turbine, which is further connected to the heating side of the heat exchanger and, finally, to the atmosphere, while the heated side the heat exchanger is configured to provide a rotating second turbine power generator of the steam turbine part of the installation with a steam working fluid with the necessary parameters, the output of the working The gas turbine part of the installation from a single or last compressor is connected to a solid fuel gasification system, the main equipment units of which (for example, a gasifier, gas coolers and a fuel preparation hopper) are connected to the feed water supply pipe of the steam turbine part of the installation to the heated side of the heat exchanger, as well as to a gas-vapor superheater of the heated side of the heat exchanger, while the output of the generated generator gas from the gasification system is connected to Odom gas into the first working fluid heater is a gas turbine part of the plant, as well as through the pressure reducing device connected to the second inputs of gas and also, for example, a third heater is the working fluid of a gas turbine of the unit.

При этом соединение выхода пара рабочего тела паротурбинной части установки из газопарового пароперегревателя обогреваемой стороны теплообменного аппарата со входом рабочего тела в первый рабочий цилиндр паровой турбины может быть выполнено, при необходимости, через обогреваемую сторону подогревателя, размещенного, преимущественно, в одном из нагревателей газотурбинной части установки, а выход рабочего тела паротурбинной части установки из первого рабочего цилиндра паровой турбины может быть соединен с его входом во второй рабочий цилиндр паровой турбины через обогреваемую сторону промежуточного пароперегревателя, размещенного, преимущественно, в одном из нагревателей рабочего тела газотурбинной части установки. The connection of the steam outlet of the working fluid of the steam-turbine part of the installation from the gas-steam superheater of the heated side of the heat exchanger with the input of the working fluid in the first working cylinder of the steam turbine can be performed, if necessary, through the heated side of the heater, located mainly in one of the heaters of the gas-turbine part of the installation and the output of the working fluid of the steam-turbine part of the installation from the first working cylinder of the steam turbine can be connected to its entrance to the second working a cylinder of a steam turbine through the heated side of an intermediate superheater located mainly in one of the heaters of the working fluid of the gas turbine part of the installation.

Кроме того, по меньшей мере, один из нагревателей рабочего тела газотурбинной части установки может быть снабжен дополнительным внешним источником газообразного или жидкого органического топлива. In addition, at least one of the heaters of the working fluid of the gas turbine part of the installation can be equipped with an additional external source of gaseous or liquid organic fuel.

Изобретение поясняется чертежами, где изображены:
на фиг. 1 - принципиальная тепловая схема парогазовой энергетической установки по варианту 1 ее исполнения;
на фиг. 2 - T-S диаграмма идеального термодинамического цикла работы варианта 1 исполнения парогазовой энергоустановки;
на фиг. 3 - принципиальная тепловая схема парогазовой энергетической установки по варианту 2 ее исполнения;
на фиг. 4 - T-S диаграмма идеального термодинамического цикла работы варианта 2 исполнения парогазовой энергоустановки, работающей без подогрева рабочего тела ПТЧ установки перед паровой турбиной;
на фиг. 5 - T-S диаграмма идеального термодинамического цикла работы варианта 2 исполнения парогазовой энергоустановки, работающей с подогревом рабочего тела ПТЧ установки перед паровой турбиной;
на фиг. 6 - принципиальная тепловая схема парогазовой энергетической установки по варианту 3 ее исполнения;
на фиг. 7 - T-S диаграмма идеального термодинамического цикла работы варианта 3 исполнения парогазовой энергоустановки, работающей без догрева рабочего тела ПТЧ установки перед паровой турбиной;
на фиг. 8 - T-S диаграмма идеального термодинамического цикла работы варианта 3 исполнения парогазовой энергоустановки, работающей с догревом рабочего тела ПТЧ установки перед паровой турбиной.The invention is illustrated by drawings, which depict:
in FIG. 1 - schematic thermal diagram of a combined cycle power plant according to option 1 of its execution;
in FIG. 2 - TS diagram of the ideal thermodynamic cycle of operation of option 1 of a combined-cycle power plant;
in FIG. 3 - schematic thermal diagram of a combined cycle power plant according to option 2 of its execution;
in FIG. 4 is a TS diagram of the ideal thermodynamic cycle of operation of option 2 of a combined-cycle power plant operating without heating the working fluid of the PTC installation in front of a steam turbine;
in FIG. 5 is a TS diagram of the ideal thermodynamic cycle of operation of embodiment 2 of a combined-cycle power plant operating with a heating medium of a PTC installation in front of a steam turbine;
in FIG. 6 is a schematic thermal diagram of a combined cycle power plant according to embodiment 3 of its embodiment;
in FIG. 7 is a TS diagram of the ideal thermodynamic cycle of operation of embodiment 3 of a combined-cycle power plant operating without heating the working fluid of the PCH installation in front of a steam turbine;
in FIG. 8 is a TS diagram of the ideal thermodynamic cycle of operation of embodiment 3 of a combined-cycle power plant operating with heating of the working fluid of the PCH installation in front of a steam turbine.

Для реализации вышеуказанного способа эксплуатации предлагается три варианта исполнения парогазовой энергетической установки. To implement the above operation method, three variants of a combined-cycle power plant are proposed.

Вариант 1 (фиг. 1, 2). Option 1 (Fig. 1, 2).

Газотурбинная часть (ГТЧ) парогазовой энергоустановки включает в себя первый, всасывающий исходное рабочее тело ГТЧ (атмосферный воздух), компрессор 1, который соединен с греющей стороной газоводяного газоохладителя 2, которая затем соединена со входом рабочего тела во второй компрессор 3. Выход рабочего тела ГТЧ установки из последнего компрессора 3 одновременно соединен с обогреваемой стороной теплообменника-рекуператора 4, а также с системой газификации твердого топлива (СГТТ) 5. Теплообменные элементы теплообменника-рекуператора 4, преимущественно его более теплонапряженная греющая сторона, могут быть выполнены из теплоустойчивых и технологичных никелевых сплавов, например, ЧС-33 (03Х21Н32М3Б) или ЧС-57 (ХН55МВЦ). Выход рабочего тела ГТЧ установки из обогреваемой стороны теплообменника-рекуператора 4 соединен с первым нагревателем 6 ГТЧ-камерой сгорания, которая также соединена с выходом из СГТТ 5 газового органического топлива - генераторного горючего газа, производимого в системе газификации твердого топлива (СГТТ) 5. Выход рабочего тела ГТЧ из первого нагревателя 6 соединен с его входом в первую турбину 7 ГТЧ, приводящую в действие компрессоры 1, 3 и электрогенератор 8 ГТЧ установки. Далее выход рабочего тела ГТЧ из первой турбины 7 соединен через следующий, второй нагреватель 9 рабочего тела ГТЧ со второй газовой турбиной 10, которая далее соединена через греющую сторону теплообменника-рекуператора 4 с греющей стороной теплообменного аппарата 11. При этом теплообменный аппарат 11 выполнен в виде котла-утилизатора, обогреваемая сторона которого выполнена (например, в виде трубной системы или систем) с возможностью обеспечения нижеописанной паротурбинной части (ПТЧ) парогазовой энергоустановки рабочим телом (преимущественно, водяным паром), например, двух давлений с промежуточным перегревом между рабочими цилиндрами паровой турбины ПТЧ. Выход охлаждаемого рабочего тела ГТЧ из греющей стороны (межтрубного пространства) теплообменного аппарата 11 соединен в итоге с атмосферой. The gas turbine part (GCC) of a combined cycle gas turbine power plant includes a first GCC (atmospheric air) suction source, a compressor 1, which is connected to the heating side of the gas-water gas cooler 2, which is then connected to the working fluid inlet to the second compressor 3. The output of the GCC working fluid units from the last compressor 3 is simultaneously connected to the heated side of the heat exchanger-recuperator 4, as well as to the gasification system for solid fuel (CGTT) 5. Heat exchange elements of the heat exchanger-recuperator 4, pr imushchestvenno it more heat-heating side, can be made of heat-resistant alloys and nickel-tech, such as ES-33 (03H21N32M3B) or ES-57 (HN55MVTS). The output of the working body of the gas-heating plant of the unit from the heated side of the heat exchanger-recuperator 4 is connected to the first heater 6 of the gas-fired gas turbine-combustion chamber, which is also connected to the output of the gas-fired organic fuel (generator combustible gas) produced from the gas-fired gasification system (СГТТ) 5. the working fluid of the GCC from the first heater 6 is connected to its entrance to the first turbine 7 of the GCC, which drives the compressors 1, 3 and the generator 8 of the GCC of the installation. Next, the outlet of the GCC working fluid from the first turbine 7 is connected through the second, second GCC working fluid heater 9 to a second gas turbine 10, which is further connected through the heating side of the heat exchanger-recuperator 4 to the heating side of the heat exchanger 11. In this case, the heat exchanger 11 is made in the form a waste heat boiler, the heated side of which is made (for example, in the form of a pipe system or systems) with the possibility of providing the steam turbine part (PTC) of a combined cycle gas turbine described below (advantage enno, steam), e.g., two pressures between the reheat steam turbine working cylinders SCL. The output of the cooled working fluid from the heating side from the heating side (annular space) of the heat exchanger 11 is ultimately connected to the atmosphere.

Основные единицы оборудования системы газификации твердого топлива (СГТТ) 5 (такие, например, как газификатор, газоохладители и бункер топливоподготовки, которые условно не показаны) соединены с трубопроводом 12 подачи питательной воды ПТЧ установки в обогреваемую сторону теплообменного аппарата 11, а также со входом пара в газопаровой пароперегреватель 13 обогреваемой стороны теплообменного аппарата ПГУ. При этом выход произведенного генераторного газа из СГТТ 5 одновременно соединен трубопроводом 14 со входом горючего газа в первый нагреватель 6 ГТЧ установки, а также трубопроводом 15 через редукционное устройство 16 (например, клапан или вентиль) соединен со входом генераторного топливного газа во второй нагреватель 9 ГТЧ установки. По патрубку 17 в СГТТ 5 (например, в бункер топливоподготовки или непосредственно в газификатор системы) постоянно загружают исходное твердое топливо, преимущественно уголь. По патрубкам 18 и 19 из СГТТ 5 соответственно выпускаются наружу используемые для внешних потребителей шлак (для строительства и т. д. ) и товарная сера (для химических производств), а по патрубку 20 из СГТТ 5 выпускаются наружу очищенные хвостовые газы. The main units of equipment for the solid fuel gasification system (GGTT) 5 (such as, for example, a gasifier, gas coolers and a fuel preparation hopper, which are not shown conventionally) are connected to the supply pipe of the PTC installation feed water 12 to the heated side of the heat exchanger 11, as well as to the steam inlet in a gas-steam superheater 13 of the heated side of the CCGT heat exchanger. At the same time, the output of the produced generator gas from the SGTT 5 is simultaneously connected by a pipe 14 to the inlet of combustible gas to the first heater 6 of the gas turbine engine, and also by pipe 15 through a reduction device 16 (for example, a valve or valve) is connected to the input of the generator fuel gas to the second gas heater 9 of the gas turbine engine installation. The pipe 17 in SGTT 5 (for example, in the fuel preparation hopper or directly in the system gasifier) is constantly loaded with the original solid fuel, mainly coal. Slag (for construction, etc.) and commercial sulfur (for chemical production), respectively, are discharged through pipes 18 and 19 from SGTT 5, respectively, to the outside, and purified tail gases are released to pipe 20 from SGTT 5.

Описываемая ПГУ включает в себя одну вышепредставленную газотурбинную часть, хотя может, например, для более эффективного увеличения доли газотурбинной мощности в установке содержать и две такие же газотурбинные части, работающие совместно с одной паротурбинной частью (ПТЧ) ПГУ, которая представлена на фиг. 1. Подобное сочетание (условно не показано) двух ГТЧ и одной ПТЧ ПГУ называется обычно "схемой дубль-блока". The described CCGT includes one of the gas turbine parts presented above, although it may, for example, to more efficiently increase the share of gas turbine power in the installation, may contain two of the same gas turbine parts working in conjunction with one steam turbine part (PCT) of the CCGT unit, which is shown in FIG. 1. A similar combination (not conventionally shown) of two GTC and one CCGT CCGT is usually called a “double-block scheme”.

Паротурбинная часть (ПТЧ) предлагаемой парогазовой энергетической установки состоит из следующих основных единиц оборудования, объединенных соответствующими трубопроводами и/или полостями корпусных конструкций. Выход рабочего тела ПТЧ - водяного пара заданных начальных параметров из газопарового пароперегревателя 13, размещенного в обогреваемой полости теплообменного аппарата 11, соединен со входом в проточную часть первого рабочего цилиндра (высокого давления - ВД) 21 паровой турбины 22. Выход рабочего тела ПТЧ из первого рабочего цилиндра 21 соединен с промежуточным (газопаровым) пароперегревателем 23 теплообменного аппарата 11. Выход рабочего тела ПТЧ из промежуточного пароперегревателя 23 соединен трубопроводом со входом пара в проточную часть второго рабочего цилиндра 24 (низкого давления - НД) турбины 22. The steam turbine part (PTC) of the proposed combined cycle power plant consists of the following basic units of equipment, combined by appropriate pipelines and / or cavities of the hull structures. The output of the working fluid of the PTC - water vapor of the given initial parameters from the gas-steam superheater 13 located in the heated cavity of the heat exchanger 11 is connected to the inlet of the first part of the first working cylinder (high pressure - VD) 21 of the steam turbine 22. The output of the working fluid of the PTC from the first working cylinder 21 is connected to the intermediate (gas-steam) superheater 23 of the heat exchanger 11. The output of the working fluid of the PTC from the intermediate superheater 23 is connected by a pipe to the steam inlet to the flow part of the W The next working cylinder 24 (low pressure - LP) of the turbine 22.

Оба рабочих цилиндра 21 и 24 паровой турбины 22 установлены на одном валу, с помощью которого, например, через редуктор (который не показан) турбина 22 вращает второй электрогенератор 25 ПГУ, предназначенный для производства электроэнергии потребителям. Выход из турбины 22 отработавшего рабочего тела ПТЧ соединен с охлаждаемой стороной (полостью) конденсатора 26, снабженного трубной теплообменной системой 27, по которой циркулирует внешний охлаждающий теплоноситель, преимущественно вода, например, из градирни, которая не показана. Выход конденсата рабочего тела из конденсатора 26 через конденсатный насос 28 параллельно соединен через обогреваемые стороны газоохладителя 2 и газоводяного подогревателя 29 теплообменного аппарата 11 с деаэратором 30 смешивающего типа, который служит для термического удаления из конденсата рабочего тела ПТЧ (питательной воды) растворенных в нем газов, преимущественно кислорода и углекислоты. Both working cylinders 21 and 24 of the steam turbine 22 are mounted on the same shaft, with which, for example, through the gearbox (not shown), the turbine 22 rotates the second CCGT generator 25, designed to produce electricity to consumers. The output from the turbine 22 of the spent working fluid of the PTC is connected to the cooled side (cavity) of the condenser 26, equipped with a pipe heat exchange system 27, through which an external cooling coolant circulates, mainly water, for example, from a cooling tower, which is not shown. The condensate outlet of the working fluid from the condenser 26 through the condensate pump 28 is connected in parallel through the heated sides of the gas cooler 2 and the gas-water heater 29 of the heat exchanger 11 with a mixing type deaerator 30, which serves to thermally remove from the condensate of the working fluid PTC (feed water) gases dissolved in it, predominantly oxygen and carbon dioxide.

Вход питательной воды из бака деаэратора 30 через питательный насос низкого давления (НД) 31 и газоводяной экономайзер низкого давления (НД) 32 теплообменного аппарата 11 соединен с сепаратором низкого давления (НД) 33, вырабатывающим насыщенный водяной пар низкого давления с помощью испарительного контура низкого давления 34 с многократной принудительной циркуляцией, обеспечиваемой насосом испарительного контура низкого давления 35. Паровая полость сепаратора НД 33 через газопаровой пароперегреватель 36 параллельно соединена с деаэратором 30, а также с полостью второго рабочего цилиндра (низкого давления) 24. Нижняя водяная часть испарительного контура низкого давления 34 через питательный насос высокого давления (ВД) 37 и далее через газоводяной экономайзер 38 теплообменного аппарата 11 соединена с сепаратором высокого давления (ВД) 39, вырабатывающим насыщенный водяной пар высокого давления. The feed water inlet from the deaerator tank 30 through a low pressure feed pump (LP) 31 and a low pressure gas / water economizer (LP) 32 of the heat exchanger 11 is connected to a low pressure separator (LP) 33 that generates low pressure saturated water vapor using a low pressure evaporative circuit 34 with multiple forced circulation provided by the pump of the low pressure evaporation circuit 35. The vapor cavity of the separator ND 33 through a gas-steam superheater 36 is connected in parallel with the deaerator 30, and also with the cavity of the second working cylinder (low pressure) 24. The lower water part of the low pressure evaporation circuit 34 is connected through a high pressure feed pump (HP) 37 and then through a gas-water economizer 38 of the heat exchanger 11 to a high pressure separator (HP) 39 generating saturated steam of high pressure.

Водяная и паровая полости сепаратора ВД 39 соединены между собой испарительным контуром высокого давления 40 с многократной принудительной циркуляцией, обеспечиваемой насосом испарительного контура высокого давления 41. При этом теплообменная трубная часть испарительного контура высокого давления 40, как и другие подогреватели, экономайзеры и пароперегреватели ПТЧ, размещена в полости теплообменного аппарата 11, через которую проходит наружу, в атмосферу греющее рабочее тело (газ) газотурбинной части установки, вышедшее из последней газовой турбины 10. Наконец, выход насыщенного пара из сепаратора ВД 39 через газопаровой пароперегреватель 13 соединен со входом рабочего тела ПТЧ в первый рабочий цилиндр 21 (высокого давления) турбины 22, и, таким образом, контур циркуляции рабочего тела ПТЧ замыкается. В случае использования в качестве паровой турбины 22 теплофикационной турбины, например, типа Т или ТР указанная турбина может быть снабжена соответствующими средствами отбора пара. The water and steam cavities of the VD 39 separator are interconnected by a high pressure evaporation circuit 40 with multiple forced circulation provided by the high pressure evaporation circuit pump 41. In this case, the heat exchange tube part of the high pressure evaporation circuit 40, as well as other heaters, economizers and superheaters of ПТЧ, is located in the cavity of the heat exchanger 11, through which the heating medium (gas) of the gas-turbine part of the installation, leaving the last gas howling turbine 10. Finally, the saturated steam exit from the VD 39 separator through a gas-steam superheater 13 is connected to the input of the working fluid of the PTC into the first working cylinder 21 (high pressure) of the turbine 22, and, thus, the circulation circuit of the working fluid of the PTC is closed. In the case of use as a steam turbine 22 of a cogeneration turbine, for example, type T or TP, the specified turbine may be equipped with appropriate means for the selection of steam.

Характерные точки изменения физического состояния рабочего тела газотурбинной части парогазовой энергетической установки (входы и выходы рабочего тела из основных единиц оборудования газотурбинной части установки) отмечены на фиг. 1 буквами "а, б, в,...л", а аналогичные характерные точки изменения физического состояния рабочего тела паротурбинной части установки отмечены на фиг. 1 буквами "м, н, п, р, с, ф, у"... Этими же буквами на фиг. 2 отмечены соответствующие характерные точки T-S диаграммы идеального цикла работы вышеописанного варианта 1 исполнения предлагаемой парогазовой энергетической установки. Кроме того, на диаграмме фиг. 2 указаны следующие обозначения:
Q1 - тепло (удельное), подводимое к рабочему телу газотурбинной части термодинамического цикла установки в нагревателе 6;
q1 - тепло, подводимое к рабочему телу газотурбинной части цикла установки в нагревателе 9;
Qта - тепло, передаваемое в теплообменном аппарате 11 от рабочего тела газотурбинной части цикла рабочему телу паротурбинной части цикла установки;
qух - тепло рабочего тела газотурбинной части цикла, уходящего из теплообменного аппарата 11 в атмосферу (во внешнюю среду);
Qр - тепло регенерации, передаваемое теплообменником-рекуператором 4 внутри газотурбинной части цикла установки;
qг - тепло регенерации, передаваемое в газоохладителе 2 от рабочего тела газотурбинной части цикла конденсату рабочего тела (преимущественно, питательной воде) паротурбинной части установки;
Qк - тепло, отдаваемое рабочим телом паротурбинной части установки во внешнюю среду из конденсатора 26;
а, б, в, ... л - характерные точки изменения физического состояния рабочего тела газотурбинной части установки;
м, н, п, р, ... у - характерные точки изменения физического состояния рабочего тела паротурбинной части установки.The characteristic points of change in the physical state of the working fluid of the gas-turbine part of a combined cycle power plant (inputs and outputs of the working fluid from the main equipment units of the gas-turbine part of the plant) are marked in FIG. 1 with the letters "a, b, c, ... l", and similar characteristic points of change in the physical state of the working fluid of the steam turbine part of the installation are marked in FIG. 1 letters "m, n, p, p, s, f, y" ... The same letters in FIG. 2, the corresponding characteristic points of the TS diagram of the ideal operation cycle of the above described embodiment 1 of the proposed combined-cycle power plant are marked. In addition, in the diagram of FIG. 2 the following designations are indicated:
Q 1 - heat (specific) supplied to the working fluid of the gas-turbine part of the thermodynamic cycle of the installation in the heater 6;
q 1 - heat supplied to the working fluid of the gas turbine part of the installation cycle in the heater 9;
Q ta is the heat transferred in the heat exchanger 11 from the working fluid of the gas-turbine part of the cycle to the working fluid of the steam-turbine part of the installation cycle;
q uh is the heat of the working fluid of the gas turbine part of the cycle leaving the heat exchanger 11 to the atmosphere (to the external environment);
Q p is the heat of regeneration transmitted by the heat exchanger-recuperator 4 inside the gas turbine part of the installation cycle;
q g is the heat of regeneration transferred in the gas cooler 2 from the working fluid of the gas turbine part of the cycle to the condensate of the working fluid (mainly feed water) of the steam turbine part of the installation;
Q to - the heat given off by the working fluid of the steam-turbine part of the installation to the external environment from the condenser 26;
a, b, c, ... l - characteristic points of change in the physical state of the working fluid of the gas-turbine part of the installation;
m, n, n, r, ... y are characteristic points of change in the physical state of the working fluid of the steam-turbine part of the installation.

Вариант 2 (фиг. 3). Option 2 (Fig. 3).

Работающая по открытому термодинамическому циклу ГТЧ ПГУ выполнена в основном так же, как ГТЧ 1-го варианта исполнения ПГУ, но при этом из ее состава исключен теплообменник-рекуператор 4, в связи с чем выход рабочего тела ГТЧ из последнего компрессора 3 одновременно соединен с первым нагревателем 6 ГТЧ установки, а также с СГТТ 5, в которой производится генераторный газ, служащий топливом для обоих нагревателей 6 и 9 ГТЧ установки. Соединение выхода паровой фазы паротурбинной части (ПТЧ) установки из газопарового пароперегревателя 13 обогреваемой стороны теплообменного аппарата 11 со входом в первый рабочий цилиндр 21 паровой турбины 22 выполнено, при необходимости, через обогреваемую сторону подогревателя 44, размещенного, преимущественно, в одном из нагревателей (6) ГТЧ установки. Выход рабочего тела ПТЧ установки из первого рабочего цилиндра 21 паровой турбины 22 соединен с его входом во второй рабочий цилиндр 24 паровой турбины 22 через обогреваемую сторону промежуточного пароперегревателя 45, размещенного, с целью исключения тепловых потерь, преимущественно, также в одном из нагревателей (в данном случае в 9) ГТЧ установки. Основная часть обогреваемой стороны теплообменного аппарата 11 энергоустановки выполнена в виде трубной парогенерирующей системы 43, генерирующей паровую фазу рабочего тела ПТЧ установки (например, перегретый водяной пар). The GTU CCGT operating in an open thermodynamic cycle is basically the same as the GTCH of the 1st version of the CCGT unit, but the heat exchanger-recuperator 4 is excluded from its structure, and therefore the outlet of the working body of the GTCH from the last compressor 3 is simultaneously connected to the first a heater 6 of the GST of the installation, as well as with the GGTT 5, in which generator gas is produced, which serves as fuel for both heaters 6 and 9 of the GTH of the installation. The connection of the output of the vapor phase of the steam turbine part (PTC) of the installation from the gas-steam superheater 13 of the heated side of the heat exchanger 11 with the entrance to the first working cylinder 21 of the steam turbine 22 is made, if necessary, through the heated side of the heater 44, located mainly in one of the heaters (6 ) GTR installation. The output of the working fluid of the installation's PTC from the first working cylinder 21 of the steam turbine 22 is connected to its entrance to the second working cylinder 24 of the steam turbine 22 through the heated side of the intermediate superheater 45, which is placed in order to eliminate heat losses, mainly also in one of the heaters (in this case in 9) GTR installation. The main part of the heated side of the heat exchanger apparatus 11 of the power plant is made in the form of a tube steam generating system 43 that generates the vapor phase of the working fluid of the PTF installation (for example, superheated steam).

В отличие от ПТЧ 1-го варианта исполнения ПГУ в данном варианте исполнения на выходе питательной воды установки из деаэратора 30 установлен один питательный насос 42, нагнетающий с высоким номинальным давлением питательную воду в трубную парогенерирующую систему 43, а также в СГТТ 5. Выход паровой фазы рабочего тела из трубной парогенерирующей системы 43 соединен с первым рабочим цилиндром 21 паровой турбины 22 последовательно через газопаровой пароперегреватель 13 и подогреватель 44, размещенный с целью исключения тепловых потерь в нагревателе 6 ГТЧ установки. В отличие от варианта 1 исполнения ПГУ в данном варианте для повышения температуры и, соответственно, давления вскипающей в деаэраторе 30 питательной воды вход воды в газоводяной подогреватель 29 и выход охлажденной питательной воды из конденсатного насоса 28 соединены между собой через обогреваемую сторону газоохладителя 2, греющая сторона которого так же, как и в варианте 1 исполнения ПГУ, установлена между компрессорами 1 и 3 ГТЧ установки. Выход рабочего тела ПТЧ из первого рабочего цилиндра 21 турбины 22 соединен со входом рабочего тела во второй рабочий цилиндр 24 (низкого давления) через обогреваемую теплом дополнительного топлива сторону промежуточного пароперегревателя 45, размещенного, также с целью исключения тепловых потерь, например, в нагревателе 9 рабочего тела газотурбинной части установки, выполненном в виде камеры сгорания органического топлива. Подогреватель 44 и промежуточный пароперегреватель 45 могут быть размещены, например, в полости одного из нагревателей газотурбинной части предлагаемой энергоустановки (не показано). In contrast to the PTC of the 1st version of the CCGT unit, in this embodiment, at the outlet of the plant’s feed water from the deaerator 30, one feed pump 42 is installed, which pumps feed water with a high nominal pressure into the steam generating pipe system 43, as well as in the CHTT 5. Vapor phase output the working fluid from the pipe steam generating system 43 is connected to the first working cylinder 21 of the steam turbine 22 in series through a gas-steam superheater 13 and a heater 44, which is placed to prevent heat loss in the heater 6 GTC installation. In contrast to CCP version 1, in this version, in order to increase the temperature and, accordingly, the pressure of the feed water boiling in the deaerator 30, the water inlet to the gas-water heater 29 and the outlet of the cooled feed water from the condensate pump 28 are interconnected via the heated side of the gas cooler 2, the heating side which, as in version 1 of the CCGT version, is installed between the compressors 1 and 3 of the gas turbine installation. The output of the PTC working fluid from the first working cylinder 21 of the turbine 22 is connected to the working fluid inlet to the second working cylinder 24 (low pressure) through the side of the intermediate superheater 45, which is heated with additional fuel, also placed to eliminate heat losses, for example, in the working heater 9 the body of the gas turbine part of the installation, made in the form of an organic fuel combustion chamber. The heater 44 and the intermediate superheater 45 can be placed, for example, in the cavity of one of the heaters of the gas turbine part of the proposed power plant (not shown).

Кроме этого, на принципиальной тепловой схеме фиг. 3 характерные точки изменения физического состояния рабочего тела газотурбинной части энергоустановки обозначены буквами "а, б, в, ... , и", а характерные точки изменения физического состояния рабочего тела паротурбинной части установки обозначены буками "м, н, п, р, с, т". Этими же буквами на фиг. 4 и 5 отмечены соответствующие характерные точки T-S диаграмм идеального цикла работы ГТЧ и ПТЧ вышеуказанного варианта 2 исполнения предлагаемой парогазовой энергетической установки без догрева рабочего тела ПТЧ в подогревателе 44 перед паровой турбиной 22 (фиг. 4) и с догревом рабочего тела ПТЧ в подогревателе 44 перед паровой турбиной 22 (фиг. 7). Кроме того, на T-S диаграммах фиг. 4, 5 указаны следующие обозначения:
Q1 - тепло (удельное), подводимое к рабочему телу газотурбинной части (ГТЧ) цикла установки в нагревателе 6;
q1 - тепло, подводимое к рабочему телу ГТЧ цикла в нагревателе 9;
Qта - тепло, передаваемое в теплообменном аппарате 11 от рабочего тела газотурбинной части цикла рабочему телу паротурбинной части цикла;
qух - тепло газов ГТЧ цикла, уходящих из теплообменного аппарата 11 в атмосферу;
qг - тепло регенерации, передаваемое в газоохладителе 2 от рабочего тела ГТЧ цикла конденсату рабочего тела (питательной воде) паротурбинной части цикла;
qд - тепло подогрева, подводимое к рабочему телу паротурбинной части цикла в подогревателе 44;
qпп - тепло промежуточного перегрева, проводимое за счет дополнительного топлива к рабочему телу паротурбинной части цикла в промежуточном пароперегревателе 45;
Qк - тепло, отдаваемое рабочим телом паротурбинной части цикла во внешнюю среду в конденсаторе 26 ПТЧ энергоустановки.In addition, in the circuit diagram of FIG. 3 characteristic points of change in the physical state of the working fluid of the gas turbine part of the power plant are indicated by the letters "a, b, c, ..., and", and characteristic points of change in the physical state of the working fluid of the gas turbine part of the installation are indicated by beeches "m, n, p, p, s , t. " With the same letters in FIG. Figures 4 and 5 show the corresponding characteristic points of the TS diagrams of the ideal cycle of the GTP and PTC operation of the above embodiment 2 of the proposed combined cycle power plant without heating the working fluid of the PTC in the heater 44 in front of the steam turbine 22 (Fig. 4) and with the heating of the working fluid of the PTC in the heater 44 before steam turbine 22 (Fig. 7). In addition, in the TS diagrams of FIG. 4, 5 the following designations are indicated:
Q 1 - heat (specific) supplied to the working fluid of the gas-turbine part (GTP) of the installation cycle in the heater 6;
q 1 is the heat supplied to the working fluid of the GCC cycle in the heater 9;
Q ta is the heat transferred in the heat exchanger 11 from the working fluid of the gas turbine part of the cycle to the working fluid of the steam turbine part of the cycle;
q uh is the heat of the gas of the GCC cycle leaving the heat exchanger 11 to the atmosphere;
q g is the heat of regeneration transferred in the gas cooler 2 from the working fluid of the GTP cycle to the condensate of the working fluid (feed water) of the steam turbine part of the cycle;
q d is the heat of heating supplied to the working fluid of the steam-turbine part of the cycle in heater 44;
q pp - the heat of the intermediate superheat, carried out due to the additional fuel to the working fluid of the steam-turbine part of the cycle in the intermediate superheater 45;
Q to - the heat given off by the working fluid of the steam-turbine part of the cycle to the external environment in the capacitor 26 of the PTC power plant.

В случае использования в составе паротурбинной части предлагаемой парогазовой энергоустановки теплофикационных турбин для комбинированной выработки теплоты и электрической энергии упомянутые турбины (типов Т, КТ, ТР или Р) снабжены соответствующими средствами отбора пара. In the case of using heat-producing turbines as a part of the steam-turbine part of the proposed combined-cycle power plant for the combined generation of heat and electric energy, the above-mentioned turbines (types T, CT, TP or P) are equipped with appropriate means of steam extraction.

Вариант 3 (фиг. 6). Option 3 (Fig. 6).

Работающая по открытому термодинамическому циклу газотурбинная часть данного варианта выполнена практически так же, как ГТЧ в варианте 2. При этом так же, как на фиг. 1, характерные точки изменения физического состояния рабочего тела газотурбинной части цикла данного варианта исполнения отмечены буквами "а, б, в, ... л". Паротурбинная часть данного 3-го варианта энергоустановки выполнена практически так же, как ПТЧ в варианте 2. При этом, для повышения начальной температуры рабочего тела, поступающего в турбины ГТЧ ПГУ, а также в случае использования низкореакционного сорта исходного угля СГТТ 5 для повышения начальной температуры рабочего тела, поступающего в газовые турбины ГТЧ предлагаемой ПГУ, один из ее нагревателей, например нагреватель 9, снабжен дополнительным патрубком 46 подвода минимального расхода природного газа или жидкого топлива из внешнего источника топлива энергоустановки. Так же, как на фиг. 3, на принципиальной тепловой схеме данного варианта исполнения (фиг. 6) буквами "м, н, п, р, с, ..." отмечены характерные точки изменения физического состояния рабочего тела паротурбинной части установки. Вышеуказанными буквами на изображенных на фиг. 7, 8 T-S диаграммах идеального цикла работы данного варианта исполнения энергоустановки отмечены также соответствующие точки изменения физического состояния рабочих тел газотурбинной и паротурбинной частей предлагаемой ПГУ. Остальные указанные на фиг. 7, 8 обозначения (Q, q и т.д.) такие же, как на T-S диаграмме фиг. 4, 5. The gas-turbine part of this embodiment operating in an open thermodynamic cycle is made in much the same way as the gas turbine in option 2. Moreover, in the same way as in FIG. 1, the characteristic points of change in the physical state of the working fluid of the gas-turbine part of the cycle of this embodiment are marked with the letters "a, b, c, ... l". The steam-turbine part of this 3rd option of the power installation is performed in much the same way as the PTF in option 2. At the same time, to increase the initial temperature of the working fluid entering the turbines of the CCGT CCGT, as well as in the case of using a low-reactive grade of source coal SGTT 5 to increase the initial temperature the working fluid entering the gas turbine GTZ proposed CCGT, one of its heaters, such as heater 9, is equipped with an additional pipe 46 for supplying a minimum flow rate of natural gas or liquid fuel from external about the fuel source of a power plant. As in FIG. 3, on the schematic thermal diagram of this embodiment (Fig. 6), the letters "m, n, p, p, s, ..." indicate the characteristic points of change in the physical state of the working fluid of the steam turbine part of the installation. The above letters in FIG. 7, 8 T-S diagrams of the ideal cycle of operation of this embodiment of a power plant also marked the corresponding points of change in the physical condition of the working fluid of the gas turbine and steam turbine parts of the proposed CCGT unit. The rest indicated in FIG. 7, 8, the designations (Q, q, etc.) are the same as in the T-S diagram of FIG. 4, 5.

Три вышепредставленных варианта исполнений парогазовой энергетической установки, действующие по предлагаемому способу эксплуатации, работают в основном, номинальном режиме эксплуатации следующим образом. Three of the above presented versions of combined cycle power plants operating according to the proposed method of operation, operate in the main, nominal mode of operation as follows.

Вариант 1. Option 1.

Запуск в действие компрессоров 1, 3 и турбин 7 и 10 газотурбинной части установки осуществляется, например, электрогенератором 8, работающим в это время пусковым электродвигателем. Таким образом, компрессор 1 засасывает рабочее тело ГТЧ - атмосферный воздух (например, с температурой Та = 25oC) и сжимает его, например, до давления 3,37 ата, в результате чего температура рабочего тела (воздуха) повышается до температуры (Тб = 148oC), достаточной для того, чтобы за счет его охлаждения до температуры Тв (например, до Тв = 25oC) в газоохладителе 2 полезно подогреть за счет тепла q (фиг. 2) питательную воду - жидкую фазу рабочего тела паротурбинной части установки (фиг. 1, 2). Далее охлажденное в газоохладителе 2 до температуры Тв рабочее тело газотурбинной части установки (ГТЧ) еще более сжимают, например до ~54 ата, во втором компрессоре 3. При этом сжатое рабочее тело ГТЧ (в данном случае воздух) нагревается до температуры Тг (например, до Тг = 376oC). Затем сжатое в последнем компрессоре 3 рабочее тело ГТЧ пропускают через обогреваемую сторону (например, через межтрубное пространство) теплообменника-рекуператора 4, в которой за счет теплоты Qр (фиг. 2) рабочего тела (газа), вышедшего из последней по ходу рабочего тела турбины 10, рабочее тело ГТЧ регенеративно подогревается (например, до Тд = 532oC при температуре вышедшего из турбины 10 газа Ти = 750oC).The start-up of compressors 1, 3 and turbines 7 and 10 of the gas-turbine part of the installation is carried out, for example, by an electric generator 8, which is operating at that time by a starting electric motor. Thus, the compressor 1 sucks in the working fluid of the GCC - atmospheric air (for example, with a temperature of Т а = 25 o C) and compresses it, for example, to a pressure of 3.37 atm, as a result of which the temperature of the working fluid (air) rises to the temperature ( T b = 148 o C), sufficient so that due to its cooling to a temperature of T in (for example, to T at = 25 o C) in gas cooler 2 it is useful to heat feed water - liquid (q. 2) - liquid the phase of the working fluid of the steam turbine part of the installation (Fig. 1, 2). Then, cooled in the gas cooler 2 to a temperature T , the working fluid of the gas turbine part of the unit (GCC) is further compressed, for example, to ~ 54 atm, in the second compressor 3. In this case, the compressed working fluid of the GCC (in this case air) is heated to a temperature of T g ( for example, to T g = 376 o C). Then, the GCC working fluid compressed in the last compressor 3 is passed through the heated side (for example, through the annulus) of the heat exchanger-recuperator 4, in which, due to the heat Q p (Fig. 2) of the working fluid (gas) emerging from the latter along the working fluid turbines 10, the working fluid of the GCC regeneratively heats up (for example, to T d = 532 o C at a temperature of gas T and = 750 o C leaving the turbine 10).

Одновременно с этим вышедшую из единственного или последнего компрессора 3 меньшую (≲ 10-20%) часть общего расхода рабочего тела ГТЧ установки направляют в систему газификации твердого топлива (СГТТ) 5. В основные единицы оборудования СГТТ 5 (такие как, например, газификатор, газоохладители и бункер топливоподготовки, которые не показаны) также по трубопроводу 12 из паротурбинной части установки направляют меньшую (≲ 5-10%) часть общего расхода питательной воды, после чего образующийся в СГТТ 5 водяной пар соединяют в газопаровом пароперегревателе 13 с основным потоком рабочего пара, образующегося в обогреваемой стороне теплообменного аппарата 11. В результате, например, воздействия в газификаторе СГТТ 5 смеси воздуха (или кислорода) и водяного пара на раскаленный углерод твердого топлива (угля) происходит образование смешанного (паровоздушного) генераторного газа, обладающего достаточно высокой теплотой сгорания. Добавление пара к дутьевому воздуху (см. там же, стр. 108) не только увеличивает теплоту сгорания газа по сравнению с "воздушным" генераторным газом, но и уменьшает потери с физическим теплом вырабатываемого газа. At the same time, the smaller (≲ 10-20%) portion of the total flow rate of the working fluid of the SCH installation that has left the single or the last compressor 3 is sent to the solid fuel gasification system (CGTT) 5. The main units of equipment of the CGTT 5 (such as, for example, a gasifier, gas coolers and a fuel preparation hopper, which are not shown) also send a smaller (≲ 5-10%) part of the total feed water flow from pipeline 12 from the steam-turbine part of the installation, after which the water vapor formed in SGTT 5 is combined in a gas-vapor superheat le 13 with the main flow of working steam generated in the heated side of the heat exchanger 11. As a result of, for example, the action of a mixture of air (or oxygen) and water vapor on the hot carbon of solid fuel (coal) in the СГТТ 5 gasifier, a mixed (vapor-air) generating gas with a sufficiently high calorific value. The addition of steam to the blast air (see ibid., P. 108) not only increases the heat of combustion of the gas in comparison with the “air” generating gas, but also reduces losses with the physical heat of the produced gas.

Известно, что при изменении условий протекания вышепредставленной реакции, т.е. температуры или давления, происходит смещение равновесия в сторону реакции, стремящейся ослабить произведенное изменение (принцип Ле Шателье). Поэтому процесс газификации в СГТТ 5 под повышенным (за счет использования ГТЧ минимум двух газовых турбин) давлением в соответствии с принципом Ле Шателье смещает равновесие реакций в сторону увеличения содержания в генераторном газе более тяжелых углеводородных соединений, обладающих более высокой теплотой сгорания. Поэтому за счет повышенного давления помимо вышеуказанных реакций образования CO и H2 в шахте газификатора СГТТ 5 интенсивно происходит образование метана.It is known that when changing the conditions of the above reaction, i.e. temperature or pressure, there is a shift of equilibrium in the direction of the reaction, tending to weaken the change made (Le Chatelier principle). Therefore, the gasification process in SGTT 5 under increased pressure (due to the use of a gas turbine engine of at least two gas turbines) in accordance with the Le Chatelier principle shifts the equilibrium of reactions towards an increase in the content of heavier hydrocarbon compounds with a higher calorific value in the generator gas. Therefore, due to the increased pressure, in addition to the above reactions of the formation of CO and H 2 , methane formation occurs intensively in the shaft of the gasifier of the gas condensation heat transfer apparatus 5.

В результате промывки водой при повышенном давлении большая часть двуокиси углерода удаляется, и в итоге теплота сгорания полученного смешанного генераторного газа за счет увеличенного содержания метана существенно повышается. As a result of washing with water at elevated pressure, most of the carbon dioxide is removed, and as a result, the heat of combustion of the obtained mixed generator gas due to the increased methane content is significantly increased.

Таким образом, при подаче из последнего компрессора 3 в СГТТ 5 1,1-2,9 м3/кг (в среднем 2,0 м3/кг) удельного расхода воздуха с учетом подводимого в систему водяного пара образуется в среднем 4,55 м3 самого экономичного "смешанного" генераторного газа на 1 кг загружаемого угля. В связи с тем, что используемые в ГТЧ предлагаемой ПГУ газовые турбины приняты равной мощности, в каждый из двух нагревателей 6 и 9 ГТЧ установки направляют примерно половину расхода образующегося генераторного газа, то есть 4,55/2= 2,275 м3/кг. При этом в нагреватель 6 половину расхода генератора газа направляют по трубопроводу 14 без специального дросселирования, а в нагреватель 9, в который также поступает отработавшее в первой газовой турбине 7 рабочее тело с существенно меньшим давлением, генераторный газ поступает из СГТТ 5 по трубопроводу 15 через редукционное устройство 16 (вентиль или клапан). Указанное редукционное устройство 16 обеспечивает в нагревателе 9 (камере сгорания) близкие по величине давления поступающих в нагреватель генераторного газа и вышедшего из предыдущей турбины 7 рабочего тела ГТЧ энергоустановки. Для обеспечения нормальной работы СГТТ 5 в нее по патрубку 17 постоянно загружают исходное газифицируемое твердое топливо (преимущественно, уголь). При этом в процессе работы СГТТ 5 из нее постоянно удаляют по патрубку 18 шлак, по патрубку 19 - товарную серу, а по патрубку 20 - очищенные хвостовые газы.Thus, when a specific air flow rate is supplied from the last compressor 3 to the CHTT 5 1.1-2.9 m 3 / kg (average 2.0 m 3 / kg), taking into account the water vapor supplied to the system, an average of 4.55 m 3 of the most economical "mixed" generator gas per 1 kg of loaded coal. Due to the fact that the gas turbines used in the gas turbine of the proposed combined cycle plant are taken to be of equal power, approximately half the flow rate of the generated generator gas is directed to each of the two heaters 6 and 9 of the gas turbine unit, i.e., 4.55 / 2 = 2.275 m 3 / kg. In this case, half of the flow rate of the gas generator is directed to the heater 6 through the pipeline 14 without special throttling, and to the heater 9, which also contains the working fluid spent in the first gas turbine 7 with significantly lower pressure, the generator gas flows from the SGTT 5 via the pipeline 15 through the reduction device 16 (valve or valve). The specified reduction device 16 provides in the heater 9 (combustion chamber) close in magnitude to the pressure of the generator gas entering the heater and the working fluid of the turbine engine of the power plant leaving the previous turbine 7. To ensure the normal operation of the SGTT 5, the source gasified solid fuel (mainly coal) is constantly loaded into it through the pipe 17. At the same time, during the operation of SGTT 5, slag is constantly removed from it through pipe 18, commodity sulfur along pipe 19, and purified tail gases through pipe 20.

Известно, что для полного сгорания горючих газов в камерах их сгорания требуется избыток воздуха (по отношению к горючему газу), равный α1 = 1,1-1,75 м3/м3. Так как в предлагаемой тепловой схеме ПГУ представлены два примерно равных по мощности нагревателя 6 и 9 ГТЧ установки, из последнего компрессора 3 в обогреваемую сторону теплообменника-рекуператора 4 и далее должен направляться двойной избыток воздуха, служащего окислителем при горении газа, то есть α2= 2α1= 2,2-3,5 м3/м3 . Таким образом, для сгорания образующегося 4,55 м3/кг смешанного генераторного газа из последнего компрессора 3 далее по схеме в теплообменник-рекуператор 4 и нагреватели 6 и 9 следует направить 4,55 (2,2-3,5)=(10,0-15,9) м3/кг воздуха. Следовательно, с учетом подачи в СГТТ 5 1,1-2,9 м3/кг воздуха из последнего компрессора 3 в СГТТ 5 направляется ~10% общего расхода рабочего тела ГТЧ через компрессоры ГТЧ энергоустановки.It is known that for the complete combustion of combustible gases in their combustion chambers, an excess of air (relative to the combustible gas) is required, equal to α 1 = 1.1-1.75 m 3 / m 3 . Since the proposed CCGT thermal circuit presents two heaters 6 and 9 of the GTP installation that are approximately equal in power, from the last compressor 3 to the heated side of the heat exchanger-recuperator 4 and thereafter, a double excess of air, which serves as an oxidizer during gas combustion, should be directed, i.e., α 2 = 2α 1 = 2.2-3.5 m 3 / m 3 . Thus, for the combustion of the generated 4.55 m 3 / kg of mixed generator gas from the last compressor 3, then, according to the scheme, 4.55 (2.2-3.5) = (10) should be directed to the heat exchanger-recuperator 4 and heaters 6 and 9 , 0-15.9) m 3 / kg of air. Therefore, taking into account the supply of 1.1-2.9 m 3 / kg of air from the last compressor 3 to SGTT 5, ~ 10% of the total flow rate of the working body of the GCC through the GCC compressors of the power plant is directed to the GHS.

Таким образом, вышедшее из обогреваемой стороны теплообменника-рекуператора 4 рабочее тело ГТЧ нагревается до заданных начальных параметров (например, до Те = 1310oC) в нагревателе 6, выполненном, например, в виде камеры сгорания "смешанного" генераторного газа. При этом к рабочему телу ГТЧ в нагревателе 6 подводится удельное тело Q (фиг. 2). Сгорание топлива (подвод тепла Q к рабочему телу ГТЧ) происходит в нагревателе 6 при постоянном давлении (для выбранного численного примера, например, при ~54 ата). Затем рабочее тело ГТЧ, включающее воздух и газообразные продукты сгорания топлива, в результате своего расширения за счет своей кинетической энергии вращает первую турбину 7 ГТЧ установки, которая при этом (совместно со второй турбиной 10) приводит в действие компрессоры 1, 3, а также электрогенератор 8, производящий электроэнергию, передаваемую потребителям. В результате совершения полезной работы в турбине 7 температура расширившегося рабочего тела ГТЧ понижается (например, при снижении давления рабочего тела с 54 ата до ~10,5 ата, например, с Те = 1310oC до Тж = 820oC). Далее вышедшее из турбины 7 рабочее тело ГТЧ подогревают до рабочей температуры Тз, равной Те (например, до Тз=1310oC), в следующем, втором нагревателе 9 (за счет подачи в нагреватель через редукционное устройство 16 горючего генераторного газа с давлением ~10,5 ата), после которого направляют для совершения полезной работы во вторую турбину 10 ГТЧ установки, в результате чего снижаются давление (например, с 10,5 до ~1,5 ата) и температура (например, с Тз = 1310oC до Ти = 750oC) рабочего тела ГТЧ установки.Thus, the working fluid of the heat exchanger leaving the heated side of the heat exchanger-recuperator 4 is heated to the specified initial parameters (for example, to T e = 1310 o C) in the heater 6, made, for example, in the form of a "mixed" generator gas combustion chamber. At the same time, the specific body Q is supplied to the working fluid of the GCC in the heater 6 (Fig. 2). Combustion of the fuel (supply of heat Q to the working body of the GCC) occurs in the heater 6 at constant pressure (for the selected numerical example, for example, at ~ 54 atm). Then, the working body of the gas turbine engine, including air and gaseous products of fuel combustion, as a result of its expansion due to its kinetic energy, rotates the first turbine 7 of the gas turbine engine, which in this case (together with the second turbine 10) drives compressors 1, 3, as well as an electric generator 8, generating electricity transmitted to consumers. As a result of the performance of useful work in turbine 7, the temperature of the expanded working fluid of the GTP decreases (for example, when the pressure of the working fluid decreases from 54 ata to ~ 10.5 ata, for example, from T e = 1310 o C to T g = 820 o C). Next, the working fluid of the GCC that exits the turbine 7 is heated to a working temperature T c equal to T e (for example, to T c = 1310 o C), in the next, second heater 9 (by supplying combustible generator gas with pressure of ~ 10.5 ata), after which 10 GTP of the installation are sent to the second turbine to perform useful work, resulting in a decrease in pressure (for example, from 10.5 to ~ 1.5 ata) and temperature (for example, with T s = 1310 o C to T and = 750 o C) the working fluid of the GTS installation.

Вышедшее из последней по ходу рабочего тела турбины 10 ГТЧ установки рабочее тело с температурой Ти направляют в греющую сторону (например, в трубную систему) теплообменника-рекуператора 4, где в результате вышеуказанного подогрева сжатого в последнем компрессоре 3 рабочего тела с температуры Тг до Тд греющее рабочее тело охлаждают, например, с температуры Ти = 750oC до Тк = 593,5oC, то есть именно до той же температуры, с которой рабочее тело ГТЧ прототипной парогазовой энергетической установки выходит из последней турбины ГТЧ и затем направляется в теплообменный аппарат 11 для передачи тепла рабочему телу паротурбинной части (ПТЧ) установки. Охлаждение рабочего ГТЧ в греющей стороне теплообменника-рекуператора 4 до вышеуказанной достаточно высокой температуры (Тк = 593,5oC) обеспечивает (при вышеуказанных параметрах рабочих тел ГТЧ и ПТЧ энергоустановки) наибольший коэффициент полезного действия энергетической установки за счет оптимального сочетания, по возможности, наибольших величин коэффициентов полезного действия (КПД нетто) как газотурбинной, так и паротурбинной частей парогазовой энергоустановки.The working fluid with the temperature T that emerged from the last along the working fluid of the turbine 10 of the GCC unit is sent to the heating side (for example, to the pipe system) of the heat exchanger-recuperator 4, where, as a result of the above heating, the working fluid compressed in the last compressor 3 is from temperature T g to T d the heating working fluid is cooled, for example, from a temperature T and = 750 o C to T k = 593.5 o C, that is, exactly to the same temperature with which the working fluid of the gas turbine prototype combined-cycle power plant leaves the last turbine of the gas turbine and then sent is added to the heat exchanger 11 for transferring heat to the working fluid of the steam turbine part (PTC) of the installation. The cooling of the working GCC in the heating side of the heat exchanger-recuperator 4 to the above sufficiently high temperature (T to = 593.5 o C) provides (with the above parameters of the working bodies of the GCC and the PTC of the power plant) the highest efficiency of the power plant due to the optimal combination, if possible , the highest values of the efficiency (net efficiency) of both the gas turbine and steam turbine parts of a combined cycle power plant.

Таким образом, отработавшее в ГТЧ установки рабочее тело с температурой Тк (например, 593,5oC) пропускают в итоге через греющую сторону теплообменного аппарата 11 и затем после охлаждения до температуры Тл (например, до ~100oC) за счет передачи тепла Qта (фиг. 2) рабочему телу ПТЧ установки выпускают в атмосферу. Наконец, далее в компрессор 1 ГТЧ установки засасывают новую порцию свежего атмосферного воздуха и, таким образом, термодинамический открытый цикл работы ГТЧ предлагаемой парогазовой энергоустановки замыкается.Thus, the working fluid spent in the GST of the installation with a temperature T k (for example, 593.5 o C) is finally passed through the heating side of the heat exchanger 11 and then after cooling to a temperature T l (for example, up to ~ 100 o C) due to heat transfer Q ta (Fig. 2) to the working medium of the PTC installation is released into the atmosphere. Finally, then a new portion of fresh atmospheric air is sucked into the compressor 1 of the gas turbine plant and, thus, the thermodynamic open cycle of the gas turbine engine of the proposed combined cycle power plant is closed.

Работа паротурбинной части предлагаемой парогазовой энергоустановки осуществляется за счет тепла Qта, передаваемого в теплообменном аппарате 11 от рабочего тела ГТЧ рабочему телу ПТЧ установки, следующим образом. Вышедшую из газопарового пароперегревателя 13 паровую фазу рабочего тела ПТЧ (перегретый водяной пар, например, с температурой Тм = 540-550oC и давлением ~70-120 ата) с расходом, составляющим ~85-90% от общего расхода рабочего тела ПТЧ установки, направляют в проточную часть рабочего первого цилиндра высокого давления (ВД) 21, в которой происходит процесс его расширения, в результате чего паровая турбина 22 вращает электрогенератор 25 ПТЧ энергоустановки. Давление пара при этом снижается до ~12-20 ата, а температура понижается до величины Тн = 250-350oC. Отработавшее в рабочем цилиндре ВД 21 рабочее тело ПТЧ (например, с температурой Тн = 250-350oC) направляют затем в промежуточный пароперегреватель 23, где оно подогревается до температуры Тп (например, до 540-550oC), а затем подают для совершения работы во второй рабочий цилиндр низкого давления (НД) 24 паровой турбины 22. В результате совершения полезной работы в рабочем цилиндре НД 24 рабочее тело ПТЧ охлаждается с температуры Тп до температуры Тр (например, до Тр = 20-25oC). При этом в проточной полости второго рабочего цилиндра 24 вышеуказанный основной (~85-90% от общего расхода рабочего тела) расход рабочего тела ПТЧ установки смешивается для совершения дальнейшей совместной полезной работы с остальным (~10-15% от общего расхода) расходом рабочего тела, поступающего сюда из газопарового пароперегревателя 36.The operation of the steam turbine part of the proposed combined cycle power plant is carried out due to the heat Q that transferred in the heat exchanger apparatus 11 from the working fluid of the gas turbine to the working fluid of the PTC installation, as follows. The steam phase of the PTC working fluid (superheated water vapor, for example, with a temperature of T m = 540-550 o C and a pressure of ~ 70-120 ata) that came out of a gas-steam superheater 13 with a flow rate of ~ 85-90% of the total flow of the PTC working fluid installation, sent to the flowing part of the working first high-pressure cylinder (VD) 21, in which the process of its expansion takes place, as a result of which the steam turbine 22 rotates the generator 25 PTC power plants. In this case, the vapor pressure decreases to ~ 12-20 atm, and the temperature decreases to the value of T n = 250-350 o C. The working fluid used in the working cylinder VD 21 (for example, with a temperature T n = 250-350 o C) is directed then to the intermediate superheater 23, where it is heated to a temperature T p (for example, to 540-550 o C), and then fed to the second working cylinder of low pressure (LP) 24 of the steam turbine 22. As a result of useful work in the working cylinder ND 24 the working fluid of the PTC is cooled from a temperature T p to a temperature T p (for example, to T p = 20-25 o C). At the same time, in the flow cavity of the second working cylinder 24, the aforementioned main (~ 85-90% of the total flow rate of the working fluid) flow rate of the working fluid of the PTC installation is mixed to perform further joint useful work with the rest (~ 10-15% of the total flow rate) of the flow rate of the working fluid coming here from a gas-steam superheater 36.

Далее отработавшее в паровой турбине 22 рабочее тело ПТЧ направляют в конденсатор 26, в котором при пониженном давлении (~0,04 ата) за счет охлаждения внешним теплоносителем, циркулирующим в трубной системе 27 конденсатора 26, превращается в жидкую фазу рабочего тела (например, в питательную воду). При этом во внешнюю среду рабочее тело ПТЧ установки выделяет удельное тепло Qк (фиг. 2). Вышедшую из конденсатора 26 питательную воду с температурой Тс = 20-25oC подают конденсатным насосом 28 для термического удаления растворенных в ней газов в деаэратор 30 параллельно, то есть одновременно, через обогреваемую сторону газоохладителя 2, а также через газоводяной подогреватель 29. Затем из бака деаэратора 30 питательная вода забирается питательным насосом низкого давления 31, сжимается и подается через газоводяной экономайзер низкого давления 32 в сепаратор НД 33. В сепараторе НД 33 насыщенный пар с температурой Тт = 180oC и давлением ~10 ата образуется за счет работы испарительного контура низкого давления 34, снабженного насосом 35, обеспечивающим многократную циркуляцию подогреваемой воды по указанному контуру.Next, the PTC working fluid spent in the steam turbine 22 is sent to the condenser 26, in which, at reduced pressure (~ 0.04 ata), it is converted into the liquid phase of the working fluid by cooling with an external heat medium circulating in the pipe system 27 of the condenser 26 (for example, feed water). At the same time, the working medium of the PTF installation emits specific heat Q k to the external environment (Fig. 2). The feed water leaving the condenser 26 with a temperature T c = 20-25 ° C is supplied by a condensate pump 28 for thermal removal of the gases dissolved in it into the deaerator 30 in parallel, that is, simultaneously, through the heated side of the gas cooler 2, and also through the gas-water heater 29. Then from the deaerator tank 30, the feed water is taken by the low-pressure feed pump 31, compressed and fed through the low-pressure gas economizer 32 to the ND 33 separator. In the ND 33 separator, saturated steam with a temperature of T t = 180 o C and a pressure of ~ 10 a This is formed due to the operation of the low pressure evaporative circuit 34, equipped with a pump 35, providing multiple circulation of the heated water along the specified circuit.

Кроме того, из нижней, водяной части испарительного контура НД 34 питательным насосом высокого давления (ВД) 37 забирают ~85-90% общего расхода рабочего тела ПТЧ установки и затем через газоводяной экономайзер 38 направляют в сепаратор высокого давления (ВД) 39. Кроме того, по трубопроводу 12 питательным насосом 37 меньшая (не более 10-15%) часть общего расхода питательной воды подается в систему газификации твердого топлива 5. Образующийся в сепараторе НД 33 насыщенный водяной пар, расход которого составляет не более ~10% от общего расхода рабочего тела ПТЧ, подогревают в газопаровом пароперегревателе 36 до температуры Тф (например, до 220-300oC) и потом параллельно подают в качестве греющей среды в деаэратор 30, а также в качестве рабочего тела в проточную часть рабочего цилиндра 24 паровой турбины 22, где соединяется для совершения полезной работы с остальной частью расхода рабочего тела, поступающего сюда из рабочего цилиндра ВД 21. Насыщенный пар высокого давления образуют в сепараторе ВД 39 за счет работы испарительного контура высокого давления (ВД) 40, снабженного насосом 41, обеспечивающим многократную циркуляцию подогреваемого рабочего тела по указанному контуру. Вышедшее из паровой полости сепаратора ВД 39 рабочее тело ПТЧ установки (например, с температурой 285-324oC) затем нагревают в газопаровом пароперегревателе 13 до температуры Тм = 540-550oC, и, таким образом, термодинамический цикл работы ПТЧ предлагаемой парогазовой энергетической установки замыкается.In addition, from the lower, water part of the ND 34 evaporation circuit, a ~ 85-90% of the total working fluid flow rate of the installation is taken by a high-pressure feed pump (HP) 37 and then sent through a gas-water economizer 38 to a high-pressure separator (HP) 39. In addition , through pipeline 12 with a feed pump 37, a smaller (not more than 10-15%) part of the total feed water flow is supplied to the solid fuel gasification system 5. Saturated steam generated in the ND 33 separator, the flow rate of which is no more than ~ 10% of the total working flow body P PM, heated in a gas-steam superheater 36 to a temperature T f (for example, to 220-300 o C) and then served in parallel as a heating medium in the deaerator 30, and also as a working fluid in the flowing part of the working cylinder 24 of the steam turbine 22, where connects to perform useful work with the rest of the flow rate of the working fluid coming here from the working cylinder VD 21. Saturated high pressure steam is formed in the separator VD 39 due to the operation of the evaporative circuit of high pressure (VD) 40, equipped with a pump 41, providing many gokratnuyu circulation of the working fluid heated at the specified path. The working fluid of the VHF unit emerging from the vapor cavity of the VD 39 separator (for example, with a temperature of 285-324 o C) is then heated in a gas-steam superheater 13 to a temperature of T m = 540-550 o C, and, thus, the thermodynamic cycle of operation of the VHF of the proposed combined-gas power plant closes.

Вариант 2. Option 2

Энергетическая установка работает в нормальном режиме эксплуатации следующим образом (фиг. 3, 4, 5). The power plant operates in normal operation as follows (Fig. 3, 4, 5).

Компрессор 1 засасывает исходное рабочее тело ГТЧ ПГУ - атмосферный воздух (например, с температурой Та = 25oC) и сжимает его, например, до давления 2,5 ата, в результате чего температура воздуха повышается до температуры Тб = 114oC, достаточной для того, чтобы за счет его охлаждения до температуры Тв (например, до 25oC) в газоохладителе 2 полезно подогреть питательную воду - жидкую фазу рабочего тела паротурбинной части установки. При этом питательной воде передается удельное тепло qг (фиг. 4, 5). Далее охлажденное в газоохладителе 2 до температуры Тв рабочее тело ГТЧ установки еще более сжимают, например, до ~40 ата во втором компрессоре 3. В процессе сжатия рабочее тело ГТЧ нагревается до температуры Тг (например, до 376oC). Затем сжатое в последнем компрессоре 3 до ~40 ата рабочее тело ГТЧ установки подогревают до заданных начальных параметров (например, до ныне освоенной температуры Тд = 1310oC) в нагревателе 6, выполненном, например, в виде камеры сгорания органического топлива (производимого в СГТТ 5 генераторного газа), куда в качестве окислителя подают из компрессора 3 сжатый атмосферный воздух. При этом к рабочему телу ГТЧ установки подводится удельное тепло Q1 (фиг. 4, 5). Далее рабочее тело ГТЧ (воздух и газообразные продукты сгорания топлива) направляют в первую турбину 7 ГТЧ установки, которую рабочее тело ГТЧ в процессе своего расширения вращает. В результате указанная турбина 7 (совместно со второй турбиной 10) приводит в действие компрессоры 1, 3, а также электрогенератор 8, производящий электроэнергию.Compressor 1 draws in the original working fluid of the CCGT CCGT unit - atmospheric air (for example, with a temperature of Т а = 25 o C) and compresses it, for example, to a pressure of 2.5 ata, as a result of which the air temperature rises to a temperature of Т б = 114 o C sufficient so that, due to its cooling to a temperature T in (for example, up to 25 ° C) in a gas cooler 2, it is useful to heat the feed water - the liquid phase of the working fluid of the steam-turbine part of the installation. In this case, specific heat q g is transferred to the feed water (Fig. 4, 5). Further, the GCC of the unit cooled in the gas cooler 2 to a temperature T in the working fluid is further compressed, for example, to ~ 40 atm in the second compressor 3. During the compression, the GCC working fluid is heated to a temperature of T g (for example, to 376 ° C). Then, the working fluid of the GTP installation, compressed in the last compressor 3 to ~ 40 ata, is heated to the specified initial parameters (for example, to the current temperature T d = 1310 o C) in the heater 6, made, for example, in the form of an organic fuel combustion chamber (produced in SGTT 5 of generator gas), where compressed air is supplied from compressor 3 as an oxidizing agent. At the same time, the specific heat Q 1 is supplied to the working body of the GTS installation (Fig. 4, 5). Next, the working fluid of the GCC (air and gaseous products of fuel combustion) is sent to the first turbine 7 of the GCC of the installation, which the working fluid of the GCC rotates during its expansion. As a result, the specified turbine 7 (together with the second turbine 10) drives the compressors 1, 3, as well as the electric generator 8, which produces electricity.

В результате совершения полезной работы в турбине 7 температура расширившегося рабочего тела ГТЧ установки понижается (например, с Тд = 1310oC до Те = 880oC при снижении давления рабочего тела ГТЧ с 40 ата до 10,7 ата). Далее вышедшее из турбины 7 рабочее тело ГТЧ с температурой Те подогревают до рабочей температуры Тж = 1160oC в следующем нагревателе 9 (с подводом к рабочему телу ГТЧ удельного тепла q1), после которого направляют для совершения полезной работы во вторую турбину 10 ГТЧ установки, в результате чего снижаются давление (например, с 10,7 до 1,5 ата) и температура (например, с Тж = 1160oC до Тз = 593,5oC) рабочего тела ГТЧ установки. Далее отработавшее в газотурбинной части энергоустановки рабочее тело пропускают в итоге через греющую сторону теплообменного аппарата 11, в котором рабочее тело охлаждают с температуры Тз до температуры Ти (например, до Ти = 90-110oC) за счет передачи тепла Qта (фиг. 4, 5) циркулирующему в обогреваемой стороне (трубным системам) теплообменного аппарата 11 рабочему телу паротурбинной части энергоустановки. Наконец, охлажденное до температуры Ти рабочее тело выпускают в атмосферу, а в компрессор 1 ГТЧ установки засасывается новая порция свежего атмосферного воздуха с температурой Та, и, таким образом, открытый термодинамический цикл работы ГТЧ парогазовой энергетической установки замыкается. Система газификации твердого топлива (СГТТ) 5, обеспечивающая нагреватели 6 и 9 ГТЧ ПТУ производимым органическим топливом - смешанным генераторным газом, в данном варианте работает так же, как в выше представленном варианте 1 (фиг. 1).As a result of doing useful work in the turbine 7, the temperature of the expanded working fluid of the GCC installation decreases (for example, from T d = 1310 o C to T e = 880 o C with a decrease in the pressure of the working fluid of the GCC from 40 ata to 10.7 ata). Next, the working fluid of the GCC with the temperature T e coming out of the turbine 7 is heated to the working temperature T g = 1160 ° C in the next heater 9 (with specific heat q 1 supplied to the GCC working fluid), after which it is sent to the second turbine 10 for useful work GTC installation, thereby reducing pressure (e.g., from 10.7 to 1.5 psia) and temperatures (e.g., T w = 1160 o C to T s = 593.5 o C) working fluid GTC installation. Further work in the gas turbine power plant portion of the working fluid is passed in through a heating side end of heat exchanger 11, in which the working fluid is cooled from the temperature T s to T u (e.g., up and T = 90-110 o C) by the transfer of heat Q that (Fig. 4, 5) circulating in the heated side (pipe systems) of the heat exchanger 11 to the working fluid of the steam-turbine part of the power plant. Finally, cooled to a temperature T, and the working fluid discharged to the atmosphere and the compressor 1 is sucked GTC install a new portion of fresh air with a temperature T a, and thus open thermodynamic cycle of the combined cycle power plant GTC closes. The system of gasification of solid fuel (CGTT) 5, which provides heaters 6 and 9 of the gas turbine engine with the production of fossil fuels - mixed generator gas, in this embodiment works the same way as in the above presented option 1 (Fig. 1).

Работа паротурбинной части парогазовой энергоустановки осуществляется главным образом за счет тепла Qта, передаваемого в теплообменном аппарате 11 от рабочего тела ГТЧ рабочему телу ПТЧ установки, следующим образом. В данном варианте исполнения парогазовой энергоустановки используются повышенные параметры рабочего тела ПТЧ установки, в связи с этим паровой турбиной 22 ПТЧ установки могут служить широко известные (в том числе и действующие на модернизируемых ТЭС) высокоэкономичные паровые турбины типов К, КТ или Т, работающие, например, на сверхкритических параметрах водяного пара с промежуточным перегревом. При этом, с учетом полученной величины температуры Тз (Тз = 593,5oC) греющего рабочего тела ГТЧ установки возможны два подварианта работы паротурбинной части (ПТЧ) предлагаемой парогазовой энергоустановки.The operation of the steam turbine part of a combined cycle gas turbine plant is carried out mainly due to the heat Q that transferred in the heat exchanger 11 from the working fluid of the gas turbine to the working fluid of the turbine generator, as follows. In this embodiment, a combined cycle gas turbine power plant uses increased parameters of the working fluid of the PTC installation; in this regard, the steam turbine 22 of the PTC installation can serve as well-known (including those operating on modernized TPPs) highly efficient steam turbines of types K, CT or T, operating, for example , on supercritical parameters of water vapor with intermediate overheating. In this case, considering the temperature value T received s (T s = 593,5 o C) heating the working fluid GTC Fitting subvariant two possible operation of the steam turbine portion (SCL) of the proposed combined cycle power plant.

По первому из них (фиг. 4) вышедшую из обогреваемой стороны теплообменного аппарата 11, выполненной в виде парогенерирующей трубной системы 43, соединенной с газопаровым пароперегревателем 13, паровую фазу рабочего тела ПТЧ установки (например, перегретый водяной пар с давлением 240 ата и температурой Тм = 540oC) направляют в проточную часть первого рабочего цилиндра ВД 21 без подогрева в подогревателе 44, размещенном в нагревателе 6 ГТЧ установки.According to the first of them (Fig. 4), which emerged from the heated side of the heat exchanger 11, made in the form of a steam generating pipe system 43 connected to a gas-steam superheater 13, the vapor phase of the working fluid of the PTC installation (for example, superheated water vapor with a pressure of 240 atm and a temperature T m = 540 o C) is sent to the flow part of the first working cylinder VD 21 without heating in the heater 44, located in the heater 6 GST installation.

По второму возможному подварианту (фиг. 5), когда величина температуры Тз рабочего тела ГТЧ установки недостаточна до нагрева рабочего тела ПТЧ установки до заданных выбранной паровой турбиной более высоких начальных параметров, вышедшее из газопарового пароперегревателя 13 теплообменного аппарата 11 рабочее тело ПТЧ установки (например, перегретый водяной пар с давлением 250 ата и температурой Тт = 540oC) подогревают в подогревателе 44 до температуры Тм = 565oC (то есть на 25oC). Учитывая то, что затраты энергии топлива на вышеуказанный перегрев перегретого водяного пара (на 25-75oC) существенно (в 40-15 раз) меньше энергетических затрат, необходимых на подогрев и, главным образом, на испарение питательной воды (что происходит в парогенерирующей трубной системе 43 и газопаровом пароперегревателе 13 за счет тепла отработавшего рабочего тела ГТЧ энергоустановки), указанный дополнительный догрев перегретого пара может быть в итоге полезен для повышения общего КПД (нетто) установки.According to the second possible variant (Fig. 5), when the temperature T c of the working fluid of the GTP installation is insufficient before the working fluid of the TSP installation is set to higher initial parameters specified by the selected steam turbine, the working medium of the TSP installation leaving the gas-steam superheater 13 of the heat exchanger 11 (for example , superheated water vapor with a pressure of 250 atm and a temperature of T t = 540 o C) is heated in the heater 44 to a temperature of T m = 565 o C (that is, 25 o C). Given that the energy costs of fuel for the aforementioned superheating of superheated water vapor (25-75 o C) are significantly (40-15 times) less than the energy costs required for heating and, mainly, for the evaporation of feed water (which occurs in steam generating the pipe system 43 and the gas-steam superheater 13 due to the heat of the spent working fluid of the gas turbine unit of the power plant), the indicated additional heating of superheated steam can be useful in the end to increase the overall efficiency (net) of the plant.

Таким образом, рабочее тело ПТЧ установки с заданными начальными параметрами (например, с давлением 240 ата и температурой Тм = 540oC или, например, с давлением 250 ата и температурой Тм = 565oC после догрева в подогревателе 44) направляют в проточную часть первого рабочего цилиндра 21 (ВД), в которой происходит процесс его расширения, в результате чего паровая турбина 22 вращает электрогенератор 25 ПТЧ энергоустановки. При этом давление рабочего тела ПТЧ понижается, например, с 240 ата до 37 ата или с 250 ата до ~ 36 ата, а температура понижается с величины Тм (например, равной 540oC или 562oC) до величины Тн (равной, например, 265-270oC).Thus, the working fluid of the PTC installation with specified initial parameters (for example, with a pressure of 240 atm and a temperature of T m = 540 o C or, for example, with a pressure of 250 atm and a temperature of T m = 565 o C after heating in the heater 44) is sent to the flowing part of the first working cylinder 21 (VD), in which the process of its expansion takes place, as a result of which the steam turbine 22 rotates the generator 25 of the frequency converter of the power plant. In this case, the pressure of the working fluid of the PTC decreases, for example, from 240 ata to 37 ata or from 250 ata to ~ 36 ata, and the temperature decreases from T m (for example, equal to 540 o C or 562 o C) to T n (equal to e.g. 265-270 ° C).

Далее (фиг. 3, 4, 5) вышедшее из первого рабочего цилиндра ВД 21 турбины 22 рабочее тело ПТЧ установки за счет тепла дополнительного топлива подогревают в обогреваемой стороне промежуточного пароперегревателя 45, размещенного в нагревателе 9 ГТЧ установки, выполненном, например, в виде камеры сгорания органического топлива - генераторного газа, производимого в СГТТ 5. При этом выполненная в виде трубной системы обогреваемая сторона промежуточного пароперегревателя 45, с целью исключения дополнительных тепловых потерь, размещена в камере сгорания нагревателя 9 ГТЧ установки. В результате указанного промежуточного перегрева рабочего тела ПТЧ установки в нагревателе (6 или 9) его температура в результате подвода удельного тепла qпп (фиг. 4, 5) повышается с величины Тн (равной, например, 270oC) до величины Тп (равной, например, 540oC или 560oC).Next (Fig. 3, 4, 5), the working fluid of the unit’s PTC unit emerging from the first working cylinder of the VD 21 of the turbine 22 is heated in the heated side of the intermediate superheater 45 located in the heater 9 of the unit’s GTC, made, for example, in the form of a chamber combustion of fossil fuels - generator gas produced at SGTT 5. At the same time, the heated side of the intermediate superheater 45, made in the form of a pipe system, is placed in a combusted chamber in order to eliminate additional heat losses I heater 9 GTC installation. As a result of the indicated intermediate overheating of the working fluid of the PTC installation in the heater (6 or 9), its temperature as a result of supplying specific heat q pp (Fig. 4, 5) rises from the value of T n (equal, for example, 270 o C) to the value of T p (equal, for example, 540 o C or 560 o C).

Вышедшее из обогреваемой стороны промежуточного пароперегревателя 45 рабочее тело ПТЧ установки подают далее для совершения работы во второй рабочий цилиндр низкого давления (НД) 24 паровой турбины 22 установки. В результате совершения работы в рабочем цилиндре НД 24 рабочее тело ПТЧ установки расширяется и охлаждается при этом с температуры Тп (равной, например, 540oC при давлении 37 ата или 560oC при давлении 36 ата) до температуры Тр (равной, например, 25oC). Затем отработавшее в паровой турбине 22 рабочее тело ПТЧ установки направляют в конденсатор 26, в котором оно при пониженном давлении (~0,04 ата) за счет охлаждения внешним теплоносителем (преимущественно, водой), циркулирующим в трубной системе 27 конденсатора 26, превращается в жидкую фазу рабочего тела - питательную воду с температурой Тс = 20oC. При этом во время указанной конденсации во внешнюю среду отводят удельное тепло Qк (фиг. 4, 5).Coming out of the heated side of the intermediate superheater 45, the working fluid of the PTC installation is then fed to the second low-pressure working cylinder (LP) 24 of the steam turbine 22 of the installation to perform work. As a result of the work in the working cylinder ND 24, the working fluid of the installation's PTC expands and cools at the same time from a temperature T p (equal, for example, 540 o C at a pressure of 37 ata or 560 o C at a pressure of 36 ata) to a temperature of T p (equal to e.g. 25 o C). Then, the working fluid of the installation's PTC spent in a steam turbine 22 is sent to a condenser 26, in which it is converted into liquid at a reduced pressure (~ 0.04 ata) due to cooling by an external heat carrier (mainly water) circulating in the pipe system 27 of the condenser 26 the phase of the working fluid is feed water with a temperature T c = 20 o C. At the same time, during the specified condensation, the specific heat Q to is transferred to the external environment (Fig. 4, 5).

Вышедшую из конденсатора 26 питательную воду подают конденсатным насосом 28 для термического удаления растворенных в ней газов в деаэратор 30 через обогреваемую сторону газоохладителя 2 и затем через газоводяной подогреватель 29 теплообменного аппарата 11. Кроме того, из проточной части второго рабочего цилиндра НД 24 паровой турбины 22 отбирается часть расхода пара низкого давления, который направляется в верхнюю часть деаэратора 30 для вскипания поступающей в него питательной воды при давлении ~7-10 ата и соответствующего термического удаления из нее растворенных газов. Далее из бака деаэратора 30 питательную воду забирают питательным насосом высокого давления (ВД) 42 и подают с высоким давлением (например, с давлением 240 ата или 250 ата) для дальнейшего нагрева и образования перегретого водяного пара в парогенерирующую трубную систему 43 теплообменного аппарата 11, через греющую сторону которого пропускают отработавшее (с температурой Тз, равной, например, 593,5oC) рабочее тело газотурбинной части установки. В результате этого рабочее тело ПТЧ получает от рабочего тела ГТЧ установки удельное тепло Qта (фиг. 4, 5) и при этом образуется перегретый водяной пар высоких начальных параметров, например с температурой Тм = 540oC и давлением 240 ата или 250 ата.The feed water emerging from the condenser 26 is supplied by a condensate pump 28 for the thermal removal of the gases dissolved in it to the deaerator 30 through the heated side of the gas cooler 2 and then through the gas-water heater 29 of the heat exchanger 11. In addition, it is taken from the flow part of the second working cylinder ND 24 of the steam turbine 22 part of the flow rate of low pressure steam, which is sent to the upper part of the deaerator 30 to boil the feed water entering it at a pressure of ~ 7-10 atm and the corresponding thermal is removed I'm out of it dissolved gases. Further, feed water is taken from the deaerator tank 30 by a high pressure feed pump (HP) 42 and supplied with high pressure (for example, at a pressure of 240 ata or 250 ata) for further heating and the formation of superheated water vapor in the steam generating pipe system 43 of the heat exchanger 11, through the heating side of which is passed through the spent (with a temperature T c equal, for example, 593.5 o C) the working fluid of the gas turbine part of the installation. As a result of this, the working fluid of the PTC receives specific heat Q t from the working fluid of the GTS installation (Figs. 4, 5) and in this case superheated water vapor of high initial parameters is formed, for example, with a temperature T m = 540 o C and a pressure of 240 at or 250 at .

Паровую фазу рабочего тела ПТЧ с полученными начальными параметрами затем опять подают в проточную часть первого рабочего цилиндра ВД 21 паровой турбины 22 (с вышеуказанным предварительным подогревом в подогревателе 44, например, до 565oC или, в зависимости от номинальных параметров паровой турбины, без него), и, таким образом, термодинамический цикл работы паротурбинной части представленного варианта 2 исполнения предлагаемой парогазовой энергетической установки замыкается.The vapor phase of the PTC working fluid with the initial parameters obtained is then again fed into the flow path of the first working cylinder VD 21 of the steam turbine 22 (with the above preheating in the heater 44, for example, to 565 o C or, depending on the nominal parameters of the steam turbine, ), and thus, the thermodynamic cycle of the steam-turbine part of the presented embodiment 2 of the proposed combined-cycle power plant is closed.

Предложенная принципиальная тепловая схема парогазовой энергоустановки позволяет обеспечить автономную работу паротурбинной части энергоустановки в случае остановки ГТЧ энергоустановки. Указанное обстоятельство повышает надежность и маневренные характеристики предлагаемой парогазовой энергоустановки, что, особенно важно, например, в случае использования в составе ее паротурбинной части теплофикационной турбины типов Т, КТ, ПТ или Р. The proposed thermal diagram of a combined cycle power plant allows for the autonomous operation of the steam turbine part of the power plant in the event of a shutdown of the gas turbine power plant. This circumstance increases the reliability and maneuverability of the proposed combined cycle power plant, which is especially important, for example, if a T, KT, PT, or R type turbine is used in its steam turbine part.

Вариант 3. Option 3

Энергоустановка работает в номинальном режиме эксплуатации следующим образом. The power plant operates in nominal operation mode as follows.

Газотурбинная часть данного варианта энергоустановки работает (фиг. 6, 7, 8) так же, как выполненная, в основном, по такой же тепловой схеме газотурбинная часть вышеописанного (фиг. 1) варианта энергоустановки. При этом компрессор 1 засасывает рабочее тело ГТЧ - атмосферный воздух (например, с температурой Та = 25oC) и сжимает его, например, до давления 3,37 ата, в результате чего температура рабочего тела (воздуха) повышается до температуры (Тб = 148oC), достаточной для того, чтобы за счет его охлаждения до температуры Тв (например, до Тв = 25oC) в газоохладителе 2 полезно подогреть за счет тепла qг (фиг. 7) питательную воду - жидкую фазу рабочего тела паротурбинной части установки (фиг. 6-8). Далее охлажденное в газоохладителе 2 до температуры Тв рабочее тело газотурбинной части установки (ГТЧ) еще более сжимают, например до ~54 ата, во втором компрессоре 3. При этом сжатое рабочее тело ГТЧ (в данном случае воздух) нагревается до температуры Тг (например, до Тг = 376oC). Затем сжатое в последнем компрессоре 3 рабочее тело ГТЧ пропускают через обогреваемую сторону (например, через межтрубное пространство) теплообменника-рекуператора 4, в которой за счет теплоты Qр (фиг. 7) рабочего тела (газа), вышедшего из последней по ходу рабочего тела турбины 10, рабочее тело ГТЧ регенеративно подогревается (например, до Тд = 532oC при температуре вышедшего из турбины 10 газа Ти = 750oC). Потом вышедшее из обогреваемой стороны теплообменника-рекуператора 4 рабочее тело ГТЧ подогревают до заданных начальных параметров (например, до
Tе = 1310oC) в нагревателе 6, выполненном, например, в виде камеры сгорания газогенераторного "смешанного" газа, производимого в системе газификации твердого топлива (СГТТ) 5. При этом к рабочему телу ГТЧ в нагревателе 6 подводится удельное тепло Q1 (фиг. 7). Сгорание топлива (подвод тепла Q1 к рабочему телу ГТЧ) происходит в нагревателе 6 при постоянном давлении (для выбранного численного примера, например, при ~54 ата). Затем рабочее тело ГТЧ, включающее воздух и газообразные продукты сгорания топлива, в результате своего расширения за счет своей кинетической энергии вращает первую турбину 7 ГТЧ установки, которая при этом (совместно со второй турбиной 10) приводит в действие компрессоры 1, 3, а также электрогенератор 8, производящий электроэнергию, передаваемую потребителям.The gas-turbine part of this variant of the power plant works (Fig. 6, 7, 8) in the same way as the gas-turbine part of the above-described (Fig. 1) version of the power plant, made basically according to the same heat scheme. In this case, the compressor 1 sucks in the working medium of the GCC - atmospheric air (for example, with a temperature of Т а = 25 o C) and compresses it, for example, to a pressure of 3.37 atm, as a result of which the temperature of the working medium (air) rises to the temperature (Т b = 148 o C), sufficient to ensure that due to its cooling to a temperature T (for example, to T = 25 o C) in the gas cooler 2 is useful warmed by the heat q r (Figure 7) the feed water -. liquid the phase of the working fluid of the steam turbine part of the installation (Fig. 6-8). Then, cooled in the gas cooler 2 to a temperature T , the working fluid of the gas turbine part of the unit (GCC) is further compressed, for example, to ~ 54 atm, in the second compressor 3. In this case, the compressed working fluid of the GCC (in this case air) is heated to a temperature of T g ( for example, to T g = 376 o C). Then, the GCC working fluid compressed in the last compressor 3 is passed through the heated side (for example, through the annulus) of the heat exchanger-recuperator 4, in which, due to the heat Q p (Fig. 7) of the working fluid (gas) emerging from the latter along the working fluid turbines 10, the working fluid of the GCC regeneratively heats up (for example, to T d = 532 o C at a temperature of gas T and = 750 o C leaving the turbine 10). Then, the working fluid of the heat treatment unit, which has left the heated side of the heat exchanger-recuperator 4, is heated to the specified initial parameters (for example, to
T e = 1310 o C) in the heater 6, made, for example, in the form of a combustion chamber of a gas-generating "mixed" gas produced in a solid fuel gasification system (CGTT) 5. In this case, the specific heat Q 1 is supplied to the working body of the gas turbine in the heater 6 (Fig. 7). The combustion of fuel (supply of heat Q 1 to the working fluid of the GCC) occurs in the heater 6 at constant pressure (for the selected numerical example, for example, at ~ 54 atm). Then, the working body of the gas turbine engine, including air and gaseous products of fuel combustion, as a result of its expansion due to its kinetic energy, rotates the first turbine 7 of the gas turbine engine, which in this case (together with the second turbine 10) drives compressors 1, 3, as well as an electric generator 8, generating electricity transmitted to consumers.

В результате совершения полезной работы в турбине 7 температура расширившегося рабочего тела ГТЧ понижается (например, при снижении давления рабочего тела с 54 ата до ~10,5 ата, например, с Те = 1310oC до Тж = 820oC). Далее вышедшее из турбины 7 рабочее тело ГТЧ подогревают до рабочей температуры Тз, равной Те (например, до Тз = 1310oC), в следующем, втором нагревателе 9, после которого направляют для совершения полезной работы во вторую турбину 10 ГТЧ установки, в результате чего снижаются давление (например, с 10,5 до 1,5 ата) и температура (например, с Тз = 1310oC до Ти = 750oC) рабочего тела ГТЧ установки. Вышедшее из последней по ходу рабочего тела турбины 10 ГТЧ установки рабочее тело с температурой Ти направляют в греющую сторону (например, в трубную систему) теплообменника-рекуператора 4, где в результате вышеуказанного подогрева сжатого в последнем компрессоре 3 рабочего тела с температуры Тг до Тд греющее рабочее тело охлаждают, например, с температуры Ти = 750oC до Тк = 593,5oC, то есть именно до той величины температуры, с которой рабочее тело ГТЧ прототипной парогазовой энергетической установки выходит из последней турбины ГТЧ и затем направляется в теплообменный аппарат 11 для передачи тепла рабочему телу паротурбинной части (ПТЧ) установки. Охлаждение рабочего тела ГТЧ в греющей стороне теплообменника-рекуператора 4 до вышеуказанной достаточно высокой температуры Тк = 593,5oC обеспечивает (при вышеуказанных параметрах рабочих тел ГТЧ и ПТЧ энергоустановки) наибольший коэффициент полезного действия энергетической установки (его оценки см. ниже) за счет оптимального сочетания по возможности наибольших величин коэффициентов полезного действия (КПД нетто) как газотурбинной, так и паротурбинной частей парогазовой энергоустановки.As a result of the performance of useful work in turbine 7, the temperature of the expanded working fluid of the GTP decreases (for example, when the pressure of the working fluid decreases from 54 ata to ~ 10.5 ata, for example, from T e = 1310 o C to T g = 820 o C). Further it has withdrawn from the turbine 7 the working medium GTC preheated to the working temperature T s, equal to T e (e.g., to T s = 1310 o C), in the following, second heater 9, after which directed for useful work in a second turbine 10 GTC Fitting as a result of which the pressure (for example, from 10.5 to 1.5 atm) and the temperature (for example, from T s = 1310 o C to T and = 750 o C) of the working medium of the GTS installation are reduced. The working fluid with the temperature T that emerged from the last along the working fluid of the turbine 10 of the GCC unit is sent to the heating side (for example, to the pipe system) of the heat exchanger-recuperator 4, where, as a result of the above heating, the working fluid compressed in the last compressor 3 is from temperature T g to T d the heating working fluid is cooled, for example, from a temperature T and = 750 o C to T k = 593.5 o C, that is, exactly to the temperature with which the working fluid of the gas turbine prototype combined-cycle power plant leaves the last turbine of the gas turbine and then n sent to the heat exchanger 11 to transfer heat to the working fluid of the steam turbine part (PTC) of the installation. The cooling of the working fluid of the GCC in the heating side of the heat exchanger-recuperator 4 to the above sufficiently high temperature T k = 593.5 o C provides (with the above parameters of the working fluids of the GCC and PTC of the power plant) the highest efficiency of the power plant (see below for estimates) due to the optimal combination of the greatest possible values of the efficiency coefficients (net efficiency) of both the gas-turbine and steam-turbine parts of a combined cycle power plant.

Таким образом, отработавшее в ГТЧ установки рабочее тело с температурой Тк (например, 593,5oC) пропускают в итоге через греющую сторону теплообменного аппарата 11 и затем после охлаждения до температуры Тл (например, до ~100oC) за счет передачи тепла Qта (фиг. 2) рабочему телу ПТЧ установки выпускают в атмосферу. Наконец, далее в компрессор 1 ГТЧ установки засасывают новую порцию свежего атмосферного воздуха, и, таким образом, термодинамический открытый цикл работы ГТЧ предлагаемой парогазовой энергоустановки замыкается. Система газификации твердого топлива (СГТТ) 5, обеспечивающая нагреватели 6 и 9 ГТЧ ПТУ производимым органическим топливом, преимущественно "смешанным" генераторным газом, и в данном варианте исполнения предлагаемой ПТУ принципиально работает так же, как в варианте 1.Thus, the working fluid spent in the GST of the installation with a temperature T k (for example, 593.5 o C) is finally passed through the heating side of the heat exchanger 11 and then after cooling to a temperature T l (for example, up to ~ 100 o C) due to heat transfer Q ta (Fig. 2) to the working medium of the PTC installation is released into the atmosphere. Finally, then a new portion of fresh atmospheric air is sucked in to the compressor 1 of the gas turbine plant, and thus, the thermodynamic open cycle of the gas turbine engine of the proposed combined cycle power plant is closed. The system of gasification of solid fuel (CGTT) 5, which provides heaters 6 and 9 of the gas turbine engine with produced organic fuels, mainly “mixed” generator gas, and in this embodiment of the proposed technical college basically works the same way as in option 1.

Паротурбинная часть данного 3-го варианта энергоустановки работает так же, как выполненная по такой же тепловой схеме паротурбинная часть вышеописанного (фиг. 3) варианта 2. При этом работа паротурбинной части парогазовой энергоустановки осуществляется главным образом за счет тепла Qта, передаваемого в теплообменном аппарате 11 от рабочего тела ГТЧ рабочему телу ПТЧ установки следующим образом (фиг. 6-8). В данном варианте исполнения энергоустановки используются повышенные параметры рабочего тела ПТЧ установки, в связи с этим паровой турбиной 22 ПТЧ установки могут служить широко известные высокоэкономичные паровые турбины типов К, КТ или Т, работающие, например, на сверхкритических параметрах водяного пара с промежуточным перегревом. При этом, с учетом величины температуры Тз греющего рабочего тела ГТЧ установки возможны два подварианта работы паротурбинной части (ПТЧ) предлагаемой парогазовой энергоустановки.The steam-turbine part of this 3rd option of the power plant works in the same way as the steam-turbine part of the above-described (Fig. 3) option 2 performed according to the same heat scheme. In this case, the work of the steam turbine part of the combined-cycle power plant is carried out mainly due to the heat Q that transferred in the heat exchanger 11 from the working fluid of the GTP to the working fluid of the PTC installation as follows (Fig. 6-8). In this embodiment, the power plant uses increased parameters of the working fluid of the PTC installation; in this regard, the steam turbine 22 of the PTC installation can serve as the well-known highly economical steam turbines of types K, CT or T, operating, for example, on supercritical parameters of water vapor with intermediate overheating. Thus, given the values of the temperature T of the working fluid GTC heating installation, there are two sub-options work turbine part (SCL) of the proposed combined cycle power plant.

По первому из них вышедшую из обогреваемой стороны теплообменного аппарата 11, выполненной в виде парогенерирующей трубной системы 43 и газопарового пароперегревателя 13, паровую фазу рабочего тела ПТЧ установки (например, перегретый водяной пар с давлением 240 ата и температурой Тм = 540oC) направляют в проточную часть первого рабочего цилиндра ВД 21 без подогрева в подогревателе 44, размещенном в нагревателе 6 ГТЧ установки. При этом возможен и такой вариант: когда величина температуры Тк рабочего тела ГТЧ установки недостаточна для нагрева рабочего тела ПТЧ установки до заданных паровой турбиной более высоких начальных параметров, вышедшее из газопарового пароперегревателя 13 рабочее тело ПТЧ установки (например, перегретый водяной пар с давлением 250 ата и температурой Ту = 540oC) подогревают в подогревателе 44 до температуры Тм = 565oC (то есть на 25oC).According to the first of them, leaving the heated side of the heat exchanger 11, made in the form of a steam generating pipe system 43 and a gas-steam superheater 13, the vapor phase of the working fluid of the PTC installation (for example, superheated water vapor with a pressure of 240 atm and a temperature of T m = 540 o C) is directed into the flowing part of the first working cylinder VD 21 without heating in the heater 44, located in the heater 6 GST installation. At the same time, this option is also possible: when the temperature T to the working fluid of the GTP installation is insufficient to heat the working fluid of the PTC installation to higher initial parameters specified by the steam turbine, the working fluid of the PTC installation leaving the gas-steam superheater 13 (for example, superheated water vapor with a pressure of 250 ata and temperature T y = 540 o C) are heated in the heater 44 to a temperature T m = 565 o C (i.e. 25 o C).

Указанный второй подвариант работы ПТЧ целесообразен также тогда, когда, например, с целью еще большего повышения эффективного КПД ГТЧ установки (при тех же прочих температурах рабочего тела ГТЧ), еще более понижают (ниже 593,5oC, например до 500oC) температуру (Тк) рабочего тела ГТЧ, выходящего из греющей стороны теплообменника-рекуператора 4. Учитывая то, что затраты энергии топлива на вышеуказанный перегрев перегретого водяного пара (на 25-75oC) существенно (в 40-15 раз) меньше энергетических затрат, необходимых на подогрев и особенно для испарения питательной воды (что происходит в парогенерирующей трубной системе 43 и газопаровом пароперегревателе 13), указанный дополнительный догрев перегретого пара может быть в итоге полезен для повышения общего КПД (нетто) установки.The indicated second sub-option of the PTC operation is also advisable when, for example, in order to further increase the effective efficiency of the GTP installation (at the same other temperatures of the working fluid of the GTP), it is further reduced (below 593.5 o C, for example, to 500 o C) the temperature (T to ) of the working fluid of the GCC leaving the heating side of the heat exchanger-recuperator 4. Considering that the energy costs of fuel for the above-mentioned superheating of superheated water vapor (25-75 o C) are significantly (40-15 times) less than energy costs required for heating and especially for evaporated feed water (which occurs in the steam generating pipe system 43 and the gas-steam superheater 13), the indicated additional heating of superheated steam can be ultimately useful for increasing the overall efficiency (net) of the installation.

Таким образом, рабочее тело ПТЧ установки с заданными начальными параметрами (например, с давлением 240 ата и температурой Тм = 540oC или, например, с давлением 250 ата и температурой Тм = 565oC, после предварительного подогрева) направляют в проточную часть первого рабочего цилиндра 21 (ВД), в которой происходит процесс его расширения, в результате чего паровая турбина 22 вращает электрогенератор 25. При этом давление рабочего тела ПТЧ понижается, например, с 240 ата до 37 ата или с 250 ата до 36 ата, а температура понижается с величины Тм (например, равной 540oC или 562oC) до величины Тн (равной, например, 265-270oC).Thus, the working fluid of the PTC installation with given initial parameters (for example, with a pressure of 240 atm and a temperature of T m = 540 o C or, for example, with a pressure of 250 atm and a temperature of T m = 565 o C, after preheating) is sent to the flow the part of the first working cylinder 21 (VD), in which the process of its expansion takes place, as a result of which the steam turbine 22 rotates the generator 25. In this case, the pressure of the working fluid of the PTC decreases, for example, from 240 ata to 37 ata or from 250 ata to 36 ata, and the temperature decreases from the value of T m (for example, equal to 5 40 o C or 562 o C) to a value of T n (equal, for example, 265-270 o C).

Далее (фиг. 6-8) вышедшее из первого рабочего цилиндра ВД 21 турбины 22 рабочее тело ПТЧ установки за счет тепла дополнительного топлива подогревают практически без тепловых потерь в обогреваемой стороне промежуточного пароперегревателя 45, размещенного в нагревателе 9 ГТЧ установки, выполненном, например, в виде камеры сгорания органического топлива - генераторного газа, производимого в СГТТ 5. При этом выполненная в виде трубной системы обогреваемая сторона промежуточного пароперегревателя 45 размещена в камере сгорания нагревателя 9 ГТЧ установки. В результате указанного промежуточного перегрева рабочего тела ПТЧ установки (в нагревателе 6 или 9) его температура в результате подвода удельного тепла qпп (фиг. 7, 8) повышается с величины Т (равной, например, 270oC) до величины Тп (равной, например, 540oC или 560oC). Вышедшее из обогреваемой стороны промежуточного пароперегревателя 45 рабочее тело ПТЧ установки подают далее для совершения работы во второй рабочий цилиндр низкого давления (НД) 24 паровой турбины 22 установки. В результате совершения работы в рабочем цилиндре НД 24 рабочее тело ПТЧ установки охлаждается с температуры Тп (равной, например, 540oC при давлении 37 ата или равной 560oC при давлении 36 ата) до температуры Тр (равной, например, 25oC).Further (Fig. 6-8), the working fluid of the unit’s PTC unit emerging from the first working cylinder of the VD 21 of the turbine 22 is heated with the help of additional fuel heat practically without heat loss in the heated side of the intermediate superheater 45 located in the unit 9 heater of the unit, made, for example, in in the form of a combustion chamber of fossil fuels - generator gas produced in the SGTT 5. Moreover, the heated side of the intermediate superheater 45 made in the form of a pipe system is located in the combustion chamber of the heater 9 tanovki. As a result of the indicated intermediate overheating of the working fluid of the PTC installation (in the heater 6 or 9), its temperature as a result of supplying specific heat q pp (Fig. 7, 8) rises from the value of T (equal, for example, 270 o C) to the value of T p ( equal, for example, 540 o C or 560 o C). Coming out of the heated side of the intermediate superheater 45, the working fluid of the PTC installation is then fed to the second low-pressure working cylinder (LP) 24 of the steam turbine 22 of the installation to perform work. As a result of work in the working cylinder ND 24, the working fluid of the installation's PTC is cooled from a temperature T p (equal to, for example, 540 o C at a pressure of 37 atm or equal to 560 o C at a pressure of 36 atm) to a temperature T p (equal to, for example, 25 o C).

Затем отработавшее в паровой турбине 22 рабочее тело ПТЧ установки направляют в конденсатор 26, в котором оно при пониженном давлении (~0,04 ата) за счет охлаждения внешним теплоносителем (преимущественно, водой), циркулирующим в трубной системе 27 конденсатора 26, превращается в жидкую фазу рабочего тела - питательную воду с температурой Тс = 20oC. При этом во время указанной конденсации во внешнюю среду отводят удельное тепло Qк (фиг. 7, 8). Вышедшую из конденсатора 26 питательную воду подают конденсатным насосом 28 для термического удаления растворенных в ней газов в деаэратор 30 через обогреваемую сторону газоохладителя 2 и затем через газоводяной подогреватель 29 теплообменного аппарата 11. Кроме того, из проточной части второго рабочего цилиндра НД 24 паровой турбины 22 отбирается часть расхода пара низкого давления, который направляется в верхнюю часть деаэратора 30 для вскипания поступающей в него питательной воды при давлении ~7-10 ата и соответствующего термического удаления из нее растворенных газов.Then, the working fluid of the installation's PTC spent in a steam turbine 22 is sent to a condenser 26, in which it is converted into liquid at a reduced pressure (~ 0.04 ata) due to cooling by an external heat carrier (mainly water) circulating in the pipe system 27 of the condenser 26 the phase of the working fluid is feed water with a temperature T c = 20 o C. At the same time, during the specified condensation, specific heat Q k is transferred to the external environment (Fig. 7, 8). The feed water emerging from the condenser 26 is supplied by a condensate pump 28 for the thermal removal of the gases dissolved in it to the deaerator 30 through the heated side of the gas cooler 2 and then through the gas-water heater 29 of the heat exchanger 11. In addition, it is taken from the flow part of the second working cylinder ND 24 of the steam turbine 22 part of the flow rate of low pressure steam, which is sent to the upper part of the deaerator 30 to boil the feed water entering it at a pressure of ~ 7-10 atm and the corresponding thermal is removed I'm out of it dissolved gases.

Далее из бака деаэратора 30 питательную воду забирают питательным насосом высокого давления (ВД) 42 и подают с высоким давлением (например, с давлением 240 ата) для дальнейшего нагрева и образования перегретого водяного пара в парогенерирующую трубную систему 43 теплообменного аппарата 11, через греющую сторону которого пропускают отработавшее (с температурой Тк, равной, например, 593,5oC) рабочее тело газотурбинной части установки. В результате этого рабочее тело ПТЧ получает от рабочего тела ГТЧ установки удельное тепло Qта (см. фиг. 7) и при этом образуется перегретый водяной пар высоких начальных параметров, например с температурой Тм = 540oC и давлением 240 ата или 250 ата. Паровую фазу рабочего тела ПТЧ с полученными начальными параметрами затем опять подают в проточную часть первого рабочего цилиндра ВД 21 паровой турбины 22 (с вышеуказанным предварительным подогревом в подогревателе 44, например, до 565oC или без него, то есть с температурой 540oC), и, таким образом, термодинамический цикл работы паротурбинной части варианта 3 парогазовой энергетической установки замыкается.Further, feed water is taken from the deaerator tank 30 by a high pressure feed pump (HP) 42 and fed with high pressure (for example, at a pressure of 240 atm) for further heating and the formation of superheated water vapor in the steam generating pipe system 43 of the heat exchanger 11, through the heating side of which pass the spent (with a temperature of T to , equal, for example, 593.5 o C) the working fluid of the gas turbine part of the installation. As a result of this, the working fluid of the PTC receives specific heat Q t from the working fluid of the GTS installation (see Fig. 7) and in this case superheated water vapor of high initial parameters is formed, for example, with a temperature T m = 540 o C and a pressure of 240 at or 250 at . The vapor phase of the PTC working fluid with the initial parameters obtained is then again fed into the flow part of the first working cylinder of the VD 21 of the steam turbine 22 (with the above preheating in the heater 44, for example, to 565 o C or without it, i.e. with a temperature of 540 o C) , and, thus, the thermodynamic cycle of the steam-turbine part of option 3 of the combined cycle power plant is closed.

Изобретение обеспечивает высокие технико-экономические и экологические показатели, что позволяет сделать вывод о его актуальности и достаточно высокой конкурентоспособности по сравнению с известными аналогами - парогазовыми, паротурбинными и газотурбинными энергетическими установками, производящими не только электрическую энергию, а также одновременно, комбинированным способом, электрическую и тепловую энергию. The invention provides high technical, economic and environmental indicators, which allows us to conclude its relevance and sufficiently high competitiveness in comparison with well-known analogues - combined-cycle, steam-turbine and gas-turbine power plants producing not only electrical energy, but also simultaneously, in a combined way, electrical and thermal energy.

Claims (5)

1. Способ эксплуатации парогазовой энергетической установки, по которому рабочее тело, по меньшей мере, одной газотурбинной части установки сжимают в, по меньшей мере, одном компрессоре с промежуточным охлаждением в газоохладителях, далее рабочее тело подогревают до заданных параметров в нагревателе, после чего рабочее тело расширяют в первой турбине, приводящей в действие компрессоры и электрогенератор газотурбинной части установки, затем рабочее тело подогревают в, по меньшей мере, одном следующем нагревателе, после которого направляют во вторую турбину, отработавшее в газотурбинной части установки рабочее тело пропускают в итоге через греющую сторону теплообменного аппарата, в обогреваемой стороне которого за счет тепла охлаждаемого рабочего тела газотурбинной части установки обращают в пар рабочее тело паротурбинной части установки, приводящей в действие второй электрогенератор установки, отличающийся тем, что вышедшую из единственного или последнего компрессора часть расхода рабочего тела газотурбинной части установки направляют в систему газификации твердого органического топлива, при этом в систему из паротурбинной части установки подают также питательную воду, которую в результате газификации превращают в водяной пар, который после использования в системе газификации возвращают в паротурбинную часть установки, преимущественно в обогреваемую сторону теплообменного аппарата, при этом в систему газификации загружают твердое топливо, преимущественно уголь, в результате, например, паровоздушной или парокислородной газификации которого производят генераторный горючий газ, который одновременно направляют в нагреватели газотурбинной части установки, причем во второй и, например, в третий нагреватели генераторный газ подают через редукционные устройства, которые обеспечивают близкие по величине давления поступающих в указанные нагреватели генераторного газа и вышедшего из установленной перед нагревателем турбины рабочего тела газотурбинной части установки. 1. A method of operating a combined cycle power plant, in which the working fluid of at least one gas turbine part of the installation is compressed in at least one compressor with intermediate cooling in gas coolers, then the working fluid is heated to predetermined parameters in the heater, after which the working fluid expand in the first turbine driving the compressors and electric generator of the gas turbine part of the installation, then the working fluid is heated in at least one next heater, after which they are pumped into the second turbine, the working fluid spent in the gas-turbine part of the installation is finally passed through the heating side of the heat exchanger, in the heated side of which the working fluid of the steam-turbine part of the installation, which drives the second generator of the installation, is turned into steam due to the heat of the cooled working fluid of the installation, characterized in that the part of the flow rate of the working fluid of the gas-turbine part of the unit emerging from the single or last compressor is directed to the gasification system fossil fuels, while feedwater is also supplied to the system from the steam-turbine part of the installation, which is converted into water vapor as a result of gasification, which after use in the gasification system is returned to the steam-turbine part of the installation, mainly to the heated side of the heat exchanger, while to the gasification system solid fuel is loaded, mainly coal, as a result of, for example, steam-air or vapor-oxygen gasification of which produce generating combustible gas, which is one temporarily sent to the heaters of the gas-turbine part of the installation, and in the second and, for example, in the third heaters, the generator gas is supplied through pressure reducing devices that provide close in magnitude pressure to the generator gas supplied to the said heaters and the gas-turbine part of the installation leaving the turbine installed in front of the heater. 2. Способ эксплуатации по п.1, отличающийся тем, что в, по меньшей мере, один нагреватель рабочего тела газотурбинной части установки подают дополнительное газообразное или жидкое топливо из внешнего источника топлива энергоустановки. 2. The operation method according to claim 1, characterized in that at least one heater of the working fluid of the gas turbine part of the installation serves additional gaseous or liquid fuel from an external fuel source of the power plant. 3. Парогазовая энергетическая установка, содержащая, по меньшей мере, одну работающую по открытому термодинамическому циклу газотурбинную часть установки, включающую объединенные, например, трубопроводами циркуляции рабочего тела, по меньшей мере, два компрессора с установленными между ними газоохладителями, соединенные со входом рабочего тела в первый нагреватель газотурбинной части установки, выполненный в виде камеры сгорания органического топлива, соединенной далее со входом рабочего тела во вращающую компрессоры и электрогенератор первую турбину, выход из которой соединен через следующий нагреватель рабочего тела газотурбинной части установки со второй газовой турбиной, которая далее соединена с греющей стороной теплообменного аппарата и, наконец, - с атмосферой, при этом обогреваемая сторона теплообменного аппарата выполнена с возможностью обеспечения вращающей второй электрогенератор турбины паротурбинной части установки паровым рабочим телом с необходимыми параметрами, отличающаяся тем, что выход рабочего тела из единственного или последнего компрессора соединен с системой газификации твердого топлива, основные единицы оборудования которой, например, газификатор, газоохладители и бункер топливоподготовки, соединены с трубопроводом подачи питательной воды паротурбинной части установки в обогреваемую сторону теплообменного аппарата, а также с газопаровым пароперегревателем обогреваемой стороны теплообменного аппарата, при этом выход произведенного генераторного газа из системы газификации твердого топлива после очистки газа от шлака, серы и хвостовых газов соединен со входом генераторного газа в первый нагреватель рабочего тела газотурбинной части установки, а также через редукционные устройства соединен со входами генераторного газа во второй и, например, в третий нагреватели рабочего тела газотурбинной части установки. 3. Combined-cycle power plant comprising at least one gas turbine part of the plant operating in an open thermodynamic cycle, including, for example, combined at least two compressors with pipelines for circulating the working fluid with gas coolers installed between them and connected to the working fluid inlet the first heater of the gas-turbine part of the installation, made in the form of an organic fuel combustion chamber, further connected to the input of the working fluid into the rotary compressors and electric generator torus is the first turbine, the outlet of which is connected through the next heater of the working fluid of the gas-turbine part of the installation to the second gas turbine, which is further connected to the heating side of the heat exchanger and, finally, to the atmosphere, while the heated side of the heat exchanger is configured to provide a rotating second electric generator turbines of the steam-turbine part of the installation with a steam working fluid with the necessary parameters, characterized in that the working fluid exit from a single or last compress The ora is connected to a solid fuel gasification system, the main equipment units of which, for example, a gasifier, gas coolers and a fuel preparation hopper, are connected to the feed water supply pipe of the steam turbine part of the installation to the heated side of the heat exchanger, as well as to the gas and steam superheater of the heated side of the heat exchanger, while the produced generator gas from the solid fuel gasification system after the gas is cleaned of slag, sulfur and tail gases is connected to the inlet g neratornogo gas in a first heater the working fluid of a gas turbine part of the plant, as well as through the pressure reducing device connected to the inputs of the second gas generator, and for example, the third heaters working fluid gas turbine of the unit. 4. Парогазовая энергетическая установка по п.3, отличающаяся тем, что соединение выхода пара рабочего тела паротурбинной части установки из газопарового пароперегревателя обогреваемой стороны теплообменного аппарата со входом рабочего тела в первый рабочий цилиндр паровой турбины выполнено, при необходимости, через обогреваемую сторону подогревателя, размещенного преимущественно в одном из нагревателей газотурбинной части установки, а выход пара рабочего тела паротурбинной части установки из первого рабочего цилиндра паровой турбины соединен с его входом во второй рабочий цилиндр паровой турбины через обогреваемую сторону промежуточного пароперегревателя, размещенного преимущественно в одном из нагревателей рабочего тела газотурбинной части установки. 4. Combined-cycle power plant according to claim 3, characterized in that the connection of the steam outlet of the working fluid of the steam turbine part of the installation from the gas-steam superheater of the heated side of the heat exchanger with the input of the working fluid in the first working cylinder of the steam turbine is made, if necessary, through the heated side of the heater, located mainly in one of the heaters of the gas turbine part of the installation, and the steam outlet of the working fluid of the steam turbine part of the installation from the first working cylinder of the steam turbine s is coupled to its input in the second working cylinder through a steam turbine the heated side reheater disposed predominantly in one of the heaters working fluid gas turbine of the unit. 5. Парогазовая энергетическая установка по пп.3 и 4, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один из нагревателей рабочего тела газотурбинной части установки снабжен дополнительным внешним источником газообразного или жидкого органического топлива. 5. Combined-cycle power plant according to claims 3 and 4, characterized in that at least one of the heaters of the working fluid of the gas-turbine part of the plant is equipped with an additional external source of gaseous or liquid organic fuel.
RU99109730A 1999-05-11 1999-05-11 Combined-cycle cogeneration process and combined- cycle plant implementing it RU2166102C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU99109730A RU2166102C2 (en) 1999-05-11 1999-05-11 Combined-cycle cogeneration process and combined- cycle plant implementing it

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU99109730A RU2166102C2 (en) 1999-05-11 1999-05-11 Combined-cycle cogeneration process and combined- cycle plant implementing it

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2166102C2 true RU2166102C2 (en) 2001-04-27

Family

ID=20219614

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU99109730A RU2166102C2 (en) 1999-05-11 1999-05-11 Combined-cycle cogeneration process and combined- cycle plant implementing it

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2166102C2 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2445471C2 (en) * 2007-11-30 2012-03-20 Мицубиси Хеви Индастрис, Лтд. Combined cycle station with in-cycle coal gasification
RU2620698C1 (en) * 2016-05-31 2017-05-29 Федеральное государственное казенное военное образовательное учреждение высшего образования "ВОЕННАЯ АКАДЕМИЯ МАТЕРИАЛЬНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ имени генерала армии А.В. Хрулева" Special fortification structure
RU2647520C2 (en) * 2016-07-25 2018-03-16 Николай Геннадьевич Кириллов Special fortification structure
RU2813198C1 (en) * 2023-04-18 2024-02-07 Федеральное казенное учреждение "Войсковая часть 25776" Dual loop deep nuclear power system

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ПОЛИЩУК В.Л. и др. Пути создания перспективных мощных энергетических ГТУ нового поколения усложненной тепловой схемы и высокоэффективных ПТУ на их основе. Теплоэнергетика. - М.: Интерпериодика. 1996, № 6, с.23-27. ХРИЛЕВ Л.С. Теплофикационные системы. - М.: Энергоатомиздат. 1988, с.244-245. *

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2445471C2 (en) * 2007-11-30 2012-03-20 Мицубиси Хеви Индастрис, Лтд. Combined cycle station with in-cycle coal gasification
RU2620698C1 (en) * 2016-05-31 2017-05-29 Федеральное государственное казенное военное образовательное учреждение высшего образования "ВОЕННАЯ АКАДЕМИЯ МАТЕРИАЛЬНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ имени генерала армии А.В. Хрулева" Special fortification structure
RU2647520C2 (en) * 2016-07-25 2018-03-16 Николай Геннадьевич Кириллов Special fortification structure
RU2813198C1 (en) * 2023-04-18 2024-02-07 Федеральное казенное учреждение "Войсковая часть 25776" Dual loop deep nuclear power system

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9376962B2 (en) Fuel gas heating with thermal energy storage
US5628183A (en) Split stream boiler for combined cycle power plants
KR100341646B1 (en) Method of cooling thermally loaded components of a gas turbine group
JP3681434B2 (en) Cogeneration system and combined cycle power generation system
EP0676532B1 (en) Steam injected gas turbine system with topping steam turbine
US5603218A (en) Conversion of waste heat to power
US20110083443A1 (en) Storage of electrical energy with thermal storage and return through a thermodynamic cycle
US6244033B1 (en) Process for generating electric power
JPH09510276A (en) Method for operating combined gas and steam turbine plant and plant operated by this method
CN102952585A (en) heat recovery from gasification system
EP3458688B1 (en) Cogenerative organic rankine cycle system
SU1521284A3 (en) Power plant
CN104533623A (en) Positive and negative partial oxidation and steam injection combined circulation of gas turbine
EP2604821B1 (en) System and method for thermal control in a gas turbine engine
US11719156B2 (en) Combined power generation system with feedwater fuel preheating arrangement
RU2237815C2 (en) Method of and device for obtaining useful energy in combination cycle (versions)
CN105899875A (en) Method and plant for co-generation of heat and power
JP4666641B2 (en) Energy supply system, energy supply method, and energy supply system remodeling method
RU2166102C2 (en) Combined-cycle cogeneration process and combined- cycle plant implementing it
CN105980773A (en) Method and plant for co-generation of heat and power
JP2007187047A (en) Gas turbine combined cycle plant used in combination with steam turbine plant
KR102538689B1 (en) Combined power plant and operating method of the same
KR102445324B1 (en) Combined power plant and operating method of the same
KR102473756B1 (en) Combined power plant and operating method of the same
JP6132616B2 (en) Gas turbine plant and method of operating gas turbine plant