RU2208685C2 - Способ эксплуатации газо- и паротурбинной установки и газо- и паротурбинная установка - Google Patents

Способ эксплуатации газо- и паротурбинной установки и газо- и паротурбинная установка Download PDF

Info

Publication number
RU2208685C2
RU2208685C2 RU2000107828/06A RU2000107828A RU2208685C2 RU 2208685 C2 RU2208685 C2 RU 2208685C2 RU 2000107828/06 A RU2000107828/06 A RU 2000107828/06A RU 2000107828 A RU2000107828 A RU 2000107828A RU 2208685 C2 RU2208685 C2 RU 2208685C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
steam
pressure stage
turbine
condensate
Prior art date
Application number
RU2000107828/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2000107828A (ru
Inventor
Эрих ШМИД
Хельмут ШТИРШТОРФЕР
Original Assignee
Сименс Акциенгезелльшафт
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 Сименс Акциенгезелльшафт filed Critical Сименс Акциенгезелльшафт
Publication of RU2000107828A publication Critical patent/RU2000107828A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2208685C2 publication Critical patent/RU2208685C2/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/106—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle with water evaporated or preheated at different pressures in exhaust boiler
    • 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]

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области теплоэнергетики. Способ эксплуатации газо- и паротурбинной установки, в котором тепло, содержащееся в расширенной рабочей среде соответствующей газовой турбины, работающей на газе и на жидком топливе, используют для получения пара для соответствующей паровой турбины, содержащей по меньшей мере одну ступень высокого давления. При этом параллельно подогревателю питательной воды ступени высокого давления включен обводной трубопровод с включенным в него вентилем, который регулируется в зависимости от температуры конденсата, подводимого к ступени высокого давления. Изобретение позволяет повысить кпд. 2 с. и 2 з.п.ф-лы, 1 ил.

Description

Изобретение относится к способу эксплуатации газо- и паротурбинной установки, при котором тепло, содержащееся в расширенной рабочей среде соответствующей газовой турбины, которая может работать в качестве топлива на газе или жидком топливе, используют для получения пара для соответствующей паровой турбины, содержащей по меньшей мере одну ступень высокого давления. Оно относится также к особенно пригодной для осуществления способа газо- и паротурбинной установке с газовой турбиной, которая может работать в качестве топлива на газе или жидком топливе, и с работающим на отходящем тепле парогенератором, подключенным после газовой турбины на стороне дымового газа, для получения пара для соответствующей паровой турбины, содержащей по меньшей мере одну ступень высокого давления.
В случае газо- и паротурбинной установки тепло, содержащееся в расширенной рабочей среде из газовой турбины, используют для производства пара для паровой турбины. Теплопередача происходит в подключенном после газовой турбины на стороне дымового газа, работающем на отходящем тепле парогенераторе, в котором расположены поверхности нагрева в форме труб или трубных пучков. Они, в свою очередь, включены в пароводяной контур паровой турбины. Пароводяной контур содержит одну или несколько, например две или три, ступени давления, причем каждая ступень давления обычно содержит подогревательную поверхность нагрева (экономайзер), испарительную поверхность нагрева и перегревательную поверхность нагрева. С подобной, известной, например, из ЕР 0148973 В1 газо- и паротурбинной установкой в зависимости от господствующих в пароводяном контуре паровой турбины соотношений давлений достигается термодинамический коэффициент полезного действия порядка 50% или больше.
Газовая турбина подобной газо- и паротурбинной установки может быть рассчитана на эксплуатацию с различными видами топлива. В зависимости от вида топлива, лежащего в основе расчета, требования к работающему на отходящем тепле парогенератору, подключенному после газовой турбины на стороне дымового газа, однако, являются различными. Например, газ как топливо для газовой турбины имеет обычно высокую чистоту, так что в вытекающем из газовой турбины дымовом газе содержатся только малые количества загрязнений.
В противоположность этому в случае котельного топлива в качестве топлива для газовой турбины следует считаться с загрязнениями в вытекающем из газовой турбины дымовом газе. При этом может появляться, в частности, диоксид серы (SO2) или триоксид серы (SO3), который оседает после реакции с водой в виде серной кислоты (H2SO4) на поверхностях нагрева в работающем на отходящем тепле парогенераторе и может разъедать их. Поэтому при применении жидкого топлива в качестве топлива для газовой турбины к работающему на отходящем тепле парогенератору должны предъявляться другие требования, чем при применении газа в качестве топлива для газовой турбины.
В частности, при применении жидкого топлива в качестве топлива для газовой турбины следует следить за тем, чтобы включенные в пароводяной контур паровой турбины поверхности нагрева и компоненты трубопроводов внутри работающего на отходящем тепле парогенератора имели достаточно высокую температуру, а именно температуру выше точки росы серной кислоты. Для этого при работе газовой турбины на жидком топливе входную температуру воды или конденсата, втекающего в работающий на отходящем тепле парогенератор, по сравнению с работой газовой турбины на газе повышают и регулируют до порядка 120oС-130oС.
Газо- и паротурбинной установку, в которой в качестве топлива для газовой турбины жидкое топливо предусмотрено только на короткое время эксплуатации, например для 500-1.500 часов/год в качестве "резерва" к природному газу, обычно рассчитывают и оптимируют в первую очередь для эксплуатации газовой турбины на природном газе. Чтобы при эксплуатации газовой турбины на жидком топливе обеспечить достаточно высокую входную температуру конденсата, втекающего в работающий на отходящем тепле парогенератор, необходимое тепло можно отбирать различным образом из самого работающего на отходящем тепле парогенератора.
Одна возможность заключается в том, чтобы полностью или частично обойти обычно предусмотренный подогреватель конденсата и нагревать конденсат во включенном в пароводяной контур резервуаре питательной воды за счет подвода пара низкого давления. Подобный метод требует конечно при малых давлениях пара имеющую большой объем и при известных условиях многоступенчатую систему теплофикационного пара в резервуаре питательной воды, что при больших промежутках нагрева может отрицательно влиять на обычно имеющую место в резервуаре питательной воды функцию обезгаживания.
Для обеспечения эффективного обезгаживания конденсата температуру конденсата в резервуаре питательной воды постоянно поддерживают в области температур между 130oС и 160oС, причем промежуток нагрева конденсата в резервуаре питательной воды должен поддерживаться по возможности малым. Это можно производить, например, за счет подогрева конденсата через дополнительный подогреватель, обогреваемый посредством пара.
Чтобы предоставить в распоряжение для этого достаточно тепла, в случае установок с двумя или тремя давлениями часто является необходимым отбор горячей воды из экономайзера высокого давления работающего на отходящем тепле парогенератора. Это имеет, во всяком случае в установках с тремя давлениями, недостаток, что обычно предусмотренный питательный насос высокого давления может подвергаться воздействию относительно его производительности и что дополнительный подогреватель конденсата особенно неэкономичным образом должен рассчитываться на высокое давление и большие разницы температур.
Кроме того, недостатком является, что при эксплуатации на жидком топливе возникают потери при дросселировании питательного насоса или каждого питательного насоса. Далее отбор горячей воды из экономайзера высокого давления приводит к уменьшению количества пара высокого давления за счет понижения так называемой температуры подхода при высоком давлении, что в свою очередь ведет к уменьшению коэффициента полезного действия установки.
Другим зарекомендовавшим себя методом является поддерживать при работе газовой турбины на жидком топливе нагрев конденсата в резервуаре питательной воды или в дегазаторе паром, отобранным из трубопровода промежуточного перегревателя. Этот метод, однако, является неприменимым в случае установок без резервуара питательной воды или без дегазатора.
Из ЕР 0400370 А2 известен способ эксплуатации газо- и паротурбинной установки, в котором тепло, содержащееся в расширенной рабочей среде соответствующей газовой турбины, работающей на газе и на жидком топливе, используют для получения пара для соответствующей паровой турбины, содержащей по меньшей мере одну ступень высокого давления. Из ЕР 0400370 А2 также известна газо- и паротурбинная установка с газовой турбиной, работающей на газе или жидком топливе, и с включенным после газовой турбины на стороне дымового газа, работающим на отходящем тепле, парогенератором для получения пара для соответствующей паровой турбины, содержащей по меньшей мере одну ступень низкого давления и ступень высокого давления.
Названные концепции для подогрева конденсата при применении жидкого топлива в качестве топлива для газовой турбины являются сложными в связи с необходимыми компонентами и также в связи с режимом работы газо- и паротурбинной установки. К тому же коэффициент полезного действия установки при работе газовой турбины на жидком топливе является только ограниченным.
В основе изобретения поставлена задача создания способа для эксплуатации газо- и паротурбинной установки, в котором тепло, содержащееся в расширенной рабочей среде соответствующей газовой турбины, работающей как на газе, тек и на жидком топливе, используют для получения пара для соответствующей паровой турбины, содержащей по меньшей мере одну ступень высокого давления, в котором при малых аппаратурных и эксплуатационных расходах независимо от примененного топлива для газовой турбины является достижимым особенно высокий коэффициент полезного действия установки. Кроме того, должна быть указана особенно подходящая для осуществления способа газо- и паротурбинная установка.
Эта задача решается в способе эксплуатации газо- и паротурбинной установки, при котором тепло, содержащееся в расширенной рабочей среде соответствующей газовой турбины, работающей как на газе, так и на жидком топливе, используют для получения пара для соответствующей паровой турбины, содержащей по меньшей мере одну ступень высокого давления тем, что после перевода газовой турбины с работы на газе на работу на жидком топливе питательную воду для ступени высокого давления разделяют на первый и второй частичный поток и подогревают только один из частичных потоков.
Изобретение исходит из соображения, что при работе газовой турбины на жидком топливе дополнительно необходимый подогрев конденсата обеспечен особенно простыми средствами и особенно простым образом за счет того, что необходимое для этого тепло передают на конденсат не через пароводяной контур, а напротив, через дымовой газ из газовой турбины. При этом можно отказаться от необходимых при передаче тепла через пароводяной контур компонентов, как, например, теплообменники, подогреватели смешивающего типа, паровые редукционные установки и/или соответствующие трубопроводы. Вместо этого при работе газовой турбины на жидком топливе в подходящем месте уменьшают отбор тепла из дымового газа газовой турбины по сравнению с работой газовой турбины на газообразном топливе так, что в распоряжении имеется достаточно тепла отходящего газа для подогрева конденсата.
Для подходящего изменения отбора тепла из дымового газа газовой турбины при этом предусмотрен подогрев питательной воды для ступени высокого давления паровой турбины. В случае газо- и паротурбинной установки, выполненной в виде установки с тремя давлениями, может быть предусмотрено альтернативно или дополнительно также соответствующее, зависящее от вида работы изменение подогрева питательной воды для ступени среднего давления.
В предпочтительной форме дальнейшего развития после переключения газовой турбины с работы на газообразном топливе на работу на жидком топливе повышают рабочее давление в ступени низкого давления паровой турбины. За счет этого обеспечивают, что при работе газовой турбины на жидком топливе вследствие сравнительно меньшего подогрева питательной воды для ступени высокого давления остающееся в дымовом газе тепло не передают через поверхности нагрева низкого давления на пароводяной контур паровой турбины, а действительно направляют дальше в дымовом газе и тем самым надежно предоставляют в распоряжение для подогрева конденсата.
Рабочее давление в ступени низкого давления при этом можно регулировать таким образом, что производство пара в ступени низкого давления прекращается. Целесообразно рабочее давление в ступени низкого давления паровой турбины, однако, поднимать таким образом, например, до порядка 10-15 бар, что в ступени низкого давления еще остается известное минимальное производство пара для сохранения системных функций.
Для особенно высокого коэффициента полезного действия также в переходной фазе после изменения вида работы газовой турбины отношение разветвления между первым и вторым частичным потоком устанавливают предпочтительным образом в зависимости от температуры конденсата, подлежащего подведению к ступени высокого давления. При этом температуру конденсата, втекающего в работающий на отходящем тепле парогенератор, можно контролировать особенно выгодным образом.
В основе изобретения поставлена также задача создания газо- и паротурбинной установки с газовой турбиной, работающей на газе или жидком топливе, и с включенным после газовой турбины на стороне дымового газа, работающим на отходящем тепле, парогенератором для получения пара для соответствующей паровой турбины, содержащей по меньшей мере одну ступень низкого давления и ступень высокого давления, в которой достигается высокий коэффициент полезного действия.
Эта задача достигается в газо- и паротурбинной установке с газовой турбиной, работающей на газе или жидком топливе, и с включенным после газовой турбины на стороне дымового газа, работающим на отходящем тепле парогенератором для получения пара для соответствующей паровой турбины, содержащей по меньшей мере одну ступень низкого давления и ступень высокого давления, что параллельно подогревателю питательной воды ступени высокого давления включен обводной трубопровод с включенным в него вентилем, который регулируется в зависимости от температуры конденсата, подводимого к ступени высокого давления.
Достигаемые с помощью изобретения преимущества заключаются, в частности, в том, что необходимая при работе газовой турбины на жидком топливе по сравнению с работой газовой турбины на газообразном топливе повышенная температура входа воды в работающий на отходящем тепле парогенератор обеспечена особенно простыми средствами. Обычно предусматриваемые при необходимом для этого дополнительном подогреве конденсата сложные компоненты для передачи тепла из пароводяного контура на конденсат, например, за счет подведения пара низкого давления могут отпадать. Вместо этого достаточная передача тепла на конденсат обеспечена за счет того, что в дымовом газе из газовой турбины в области подогревателя конденсата еще содержится достаточно тепла. Необходимое при работе газовой турбины на жидком топливе дополнительное тепло для подогрева конденсата передается таким образом на конденсат непосредственно через дымовой газ. Необходимые для этого конструктивные и эксплуатационные затраты являются особенно малыми.
Кроме того, компоненты пара - водяного контура, как, например, насосы питательной воды высокого давления, могут быть рассчитаны со сравнительно низкими параметрами, так как они не должны быть рассчитаны на обводную работу при работе газовой турбины на жидком топливе с дополнительным отбором воды из экономайзера. Кроме того, в зависимости от выполнения ступени низкого давления паровой турбины и конденсатного насоса можно справляться с температурами входа воды в работающий на отходящем тепле парогенератор до порядка свыше 130oС. Таким образом можно практически перекрывать весь спектр жидкого топлива для этой цели (резерв топлива), так что возможна стандартизация.
Пример выполнения изобретения поясняется более подробно с помощью чертежа, на котором изображена схематически газо- и паротурбинная установка.
Газо- и паротурбинная установка 1 согласно чертежу охватывает газотурбинную установку 1а и паротурбинную установку 1b. Газотурбинная установка 1а охватывает газовую турбину 2 с компрессором 4 и подключенную перед газовой турбиной 2 камеру сгорания 6, которая подключена к трубопроводу свежего воздуха 8 воздушного компрессора 4. В камеру сгорания 6 газовой турбины 2 входит топливопровод 10, через который в камеру сгорания 6 является подводимым по выбору в качестве топлива В для газовой турбины 2 газ или жидкое топливо. Газовая турбина 2 и воздушный компрессор 4, а также генератор 12 сидят на общем валу 14.
Паротурбинная установка 1b охватывает паровую турбину 20 с подсоединенным генератором 22 и включенный в пароводяном контуре 24 после паровой турбины 20 конденсатор 26, а также работающий на отходящем тепле парогенератор 30. Паровая турбина 20 состоит из первой ступени давления или части высокого давления 20а и второй ступени давления или части среднего давления 20b, а также третьей ступени давления или части низкого давления 20с, которые через общий вал 32 приводят в действие генератор 22.
Для подведения расширенной в газовой турбине 2 рабочей среды AM или дымового газа в работающий на отходящем тепле парогенератор 30 трубопровод отходящего газа 34 подключен к входу 30а работающего на отходящем тепле парогенератора 30. Расширенная рабочая среда AM из газовой турбины 2 покидает работающий на отходящем тепле парогенератор 30 через его выход 30b в направлении не представленной более подробно дымовой трубы.
Работающий на отходящем тепле парогенератор 30 содержит первый подогреватель конденсата 40, который на стороне входа через трубопровод конденсата 42, в который включен блок конденсатного насоса 44, питается конденсатом К из конденсатора 26. Подогреватель конденсата 40 на стороне выхода подключен к насосу высокого давления 46. Кроме того, трубопровод конденсата 42 через запираемый вентилем 47 циркуляционный трубопровод 48, в который включен циркуляционный насос 49, соединен с трубопроводом конденсата 42. Через циркуляционный трубопровод 48, трубопровод конденсата 42, подогреватель конденсата 40 и трубопровод конденсата 45 таким образом образована циркуляционная петля для конденсата К так, что резервуар питательной воды не требуется. При необходимости, для обвода подогревателя высокого давления 40 трубопровод конденсата 42 может быть, кроме того, непосредственно соединен с насосом высокого давления 46 через не представленный на чертеже обводной трубопровод.
Насос высокого давления 46 доводит вытекающий из подогревателя конденсата 40 подогретый конденсат К до уровня давления, подходящего для приданной в соответствие паровой турбине 20 ступени высокого давления 50 пароводяного контура 24. Находящийся при высоком давлении конденсат является подводимым к ступени высокого давления 50 в качестве питательной воды S через перегреватель питательной воды 52, который подключен на стороне выхода через перекрываемый вентилем 54 трубопровод питательной воды 56 к барабану высокого давления 58. Барабан высокого давления 58 соединен с расположенным в работающем на отходящем тепле парогенераторе 30 испарителе высокого давления 60 для образования пароводяного цикла 62. Для отведения свежего пара F барабан высокого давления 58 подключен к расположенному в работающем на отходящем тепле парогенераторе 30 перегревателю высокого давления 64, который соединен на стороне выхода с впуском пара 66 части высокого давления 20а паровой турбины 20.
Выпуск пара 68 части высокого давления 20а паровой турбины 20 через промежуточный перегреватель 70 подключен к впуску пара 72 части среднего давления 20b паровой турбины 20. Ее выпуск пара 74 соединен через перепускной трубопровод 76 с впуском пара 78 части низкого давления 20с паровой турбины 20. Выпуск пара 80 части низкого давления 20с паровой турбины 20 через паропровод 82 подключен к конденсатору 26 так, что возникает замкнутый пароводяной контур 24.
От насоса высокого давления 46 ответвляется к тому же в месте, в котором конденсат К достиг среднего давления, ответвительный трубопровод 84. Он соединен через второй подогреватель питательной воды 86 с приданной в соответствие паровой турбине 20 ступени среднего давления 90 пароводяного контура. Второй подогреватель питательной воды 86 подключен на стороне выхода через трубопровод питательной воды 94, перекрываемый вентилем 92, к барабану среднего давления 96 ступени среднего давления 90. Барабан среднего давления 96 соединен с расположенным в работающем на отходящем тепле парогенераторе 30 испарителем среднего давления 98 для образования пароводяного цикла. Для отведения свежего пара среднего давления F' барабан среднего давления 96 подключен через паропровод 102 к промежуточному перегревателю и тем самым к впуску пара 72 части среднего давления 20b паровой турбины 20.
При рассмотрении в направлении течения конденсата К после блока конденсатного насоса 44 от трубопровода конденсата 42 ответвляется к тому же дополнительный трубопровод конденсата 104, который входит в расположенный в работающем на отходящем тепле парогенераторе 30 второй подогреватель конденсата 106. Второй подогреватель конденсата 106 соединен на стороне выхода через перекрываемый вентилем 108 трубопровод конденсата 110 с приданной в соответствие паровой турбине 20 ступенью низкого давления 120 пароводяного контура 24.
Ступень низкого давления 120 содержит барабан низкого давления 122, который соединен с расположенным в работающем на отходящем тепле парогенераторе 30 испарителем низкого давления 124 для образования пароводяного цикла 126. Для отведения свежего пара низкого давления F'' барабан низкого давления 122 подключен через паропровод 128 к перепускному трубопроводу 76. Трубопровод конденсата 110 через перекрываемый вентилем 130 циркуляционный трубопровод 132, в который включен циркуляционный насос 134, соединен к тому же с трубопроводом конденсата 104. Через циркуляционный насос 134 конденсат К может циркулировать в образованной циркуляционным трубопроводом 132, трубопроводом конденсата 104, подогревателем конденсата 106 и трубопроводом конденсата 110 циркуляционной петле так, что резервуар питательной воды не требуется. Для обвода при необходимости подогревателя конденсата 106 трубопровод конденсата 104 может быть, кроме того, непосредственно соединен с трубопроводом конденсата 110 через не представленный на чертеже обводной трубопровод.
Параллельно подогревателю питательной воды 52, приданному в соответствие ступени высокого давления 50, включен перекрываемый вентилем 140 обводной трубопровод 142. Вентиль 140 при этом является регулируемым в зависимости от температуры конденсата К, подлежащего подведению к ступени высокого давления 50 или ступени среднего давления 90. Для этого вентиль 140, не представленный более подробно образом, соединен с блоком регулирования, к которому является подводимым входной сигнал, характерный для температуры конденсата К, подлежащего подведению к ступени высокого давления 50 или ступени среднего давления 90.
Параллельно подогревателю питательной воды 86, приданному в соответствие ступени среднего давления 90, также включен перекрываемый вентилем 144 обводной трубопровод 146. Вентиль 144 является регулируемым аналогичным образом, как и вентиль 140, в зависимости от температуры конденсата К, подлежащего подведению к ступени высокого давления 50 или ступени среднего давления 90.
Газовая турбина 2а газо- и паротурбинной установки 1 таким образом может работать в качестве топлива В как на газе, так и на жидком топливе. При работе газовой турбины 2 на газе подводимая к работающему на отходящем тепле парогенераторе 30 рабочая среда AM имеет сравнительно высокую чистоту, так что пароводяной контур 24 в этом состоянии эксплуатации относительно его коэффициента полезного действия может быть оптимирован. В этом состоянии эксплуатации вентили 140, 144 являются закрытыми, так что вся подаваемая насосом высокого давления 46 питательная вода 5 направляется через подогреватель питательной воды 52 или соответственно 86 и там подогревается.
При работе газовой турбины 2а на жидком топливе в подводимой к работающему на отходящем тепле парогенераторе 30 рабочей среде AM могут содержаться загрязнения, в частности диоксид серы SO2 и серная кислота Н2SO4. Чтобы в этом состоянии эксплуатации надежно избежать повреждений на деталях внутри работающего на отходящем тепле парогенератора 30, все расположенные в работающем на отходящем тепле парогенераторе 30 поверхности нагрева, то есть, в частности, также подогреватель конденсата 40 и подогреватель конденсата 106 эксплуатируют с температурой выше, чем точка росы серной кислоты. Для этого по сравнению с работой газовой турбины 2 на газе требуется повышенная температура входа воды для конденсата К, втекающего в работающий на отходящем тепле парогенератор 30, и тем самым сравнительно сильный подогрев конденсата.
Этот сравнительно сильный подогрев конденсата достигается не за счет переноса тепла из пароводяного контура 24 на конденсат К, а более за счет переноса тепла из рабочей среды AM непосредственно на конденсат К. Для этого после перевода газовой турбины 2 с работы на газе на работу на жидком топливе подлежащую подведению к ступени высокого давления 50 и к ступени среднего давления 90 питательную воду S разделяют соответственно на первый частичный поток Т1 и второй частичный поток Т2, причем подогревают соответственно только один из частичных потоков T1, T2.
Чтобы достичь этого, вентили 140 и 144 соответственно частично открывают так, что подлежащий подведению к ступени высокого давления 50 поток питательной воды распределяется на подогреватель питательной воды 52 и на обводной трубопровод 142. Точно так же поток питательной воды, подлежащий подведению к ступени среднего давления 90, распределяется на подогреватель питательной воды 86 и на обводной трубопровод 146. За счет этого из рабочей среды AМ в области подогревателей питательной воды 52, 86 отбирается меньше тепла по сравнению с работой газовой турбины 2 на газе.
Для обеспечения надежного переноса этого остающегося в рабочей среде AM тепла на конденсат К, кроме того, повышают рабочее давление в ступени низкого давления 120 до порядка 10-15 бар. Тем самым избегается прием дополнительно остающегося в рабочей среде AM тепла через испаритель низкого давление 124. За счет этого обеспечен надежный дополнительный нагрев конденсата К через подогреватели конденсата 40, 106.
Газо- и паротурбинная установка 1 является эксплуатируемой при температурах входа конденсата К в работающий на отходящем тепле парогенератор 30 до свыше 130oС. Таким образом, для газовой турбины 2 можно применять широкий спектр жидкого топлива (резерв топлива) так, что является возможной стандартизация газо- и паротурбинной установки 1 независимо от жидкого топлива.

Claims (4)

1. Способ эксплуатации газо- и паротурбинной установки, в котором тепло, содержащееся в расширенной рабочей среде соответствующей газовой турбины, работающей на газе и на жидком топливе, используют для получения пара для соответствующей паровой турбины, содержащей по меньшей мере одну ступень высокого давления, отличающийся тем, что после перевода газовой турбины с работы на газе на работу на жидком топливе питательную воду для ступени высокого давления разделяют на первый и второй частичный поток и подогревают только один из частичных потоков.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после перевода газовой турбины с работы на газе на работу на жидком топливе повышают рабочее давление в ступени низкого давления паровой турбины.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что отношение разветвления между первым частичным потоком и вторым частичным потоком устанавливают в зависимости от температуры конденсата, подлежащего подведению к ступени высокого давления.
4. Газо- и паротурбинная установка с газовой турбиной, работающей на газе или жидком топливе, и с включенным после газовой турбины на стороне дымового газа, работающим на отходящем тепле парогенератором для получения пара для соответствующей паровой турбины, содержащей по меньшей мере одну ступень низкого давления и ступень высокого давления, отличающаяся тем, что параллельно подогревателю питательной воды ступени высокого давления, включен обводной трубопровод, с включенным в него вентилем, который регулируется в зависимости от температуры конденсата, подводимого к ступени высокого давления.
RU2000107828/06A 1997-08-25 1998-08-12 Способ эксплуатации газо- и паротурбинной установки и газо- и паротурбинная установка RU2208685C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE19736889.1 1997-08-25
DE19736889A DE19736889C1 (de) 1997-08-25 1997-08-25 Verfahren zum Betreiben einer Gas- und Dampfturbinenanlage und Gas- und Dampfturbinenanlage zur Durchführung des Verfahrens

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2000107828A RU2000107828A (ru) 2002-02-20
RU2208685C2 true RU2208685C2 (ru) 2003-07-20

Family

ID=7840053

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2000107828/06A RU2208685C2 (ru) 1997-08-25 1998-08-12 Способ эксплуатации газо- и паротурбинной установки и газо- и паротурбинная установка

Country Status (13)

Country Link
US (2) US6237321B1 (ru)
EP (1) EP1009919B1 (ru)
JP (1) JP4191894B2 (ru)
KR (1) KR100517785B1 (ru)
CN (1) CN1094557C (ru)
CA (1) CA2301521C (ru)
DE (2) DE19736889C1 (ru)
ES (1) ES2212347T3 (ru)
ID (1) ID24301A (ru)
MY (1) MY120236A (ru)
RU (1) RU2208685C2 (ru)
UA (1) UA44929C2 (ru)
WO (1) WO1999010627A1 (ru)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2008091181A2 (en) * 2007-01-23 2008-07-31 Mikhail Yurievich Kudryavtsev Mode of work of gas-steam power unit with the closed contour of circulation of gas
RU2529296C2 (ru) * 2012-03-27 2014-09-27 Общество с ограниченной ответственностью "ТурбоЗАР" Двухроторный воздушный компрессор для парогазовых установок
RU2570247C2 (ru) * 2010-06-29 2015-12-10 Дженерал Электрик Компани Система, содержащая паровую турбину низкого давления (варианты), и система комбинированного цикла
RU2586802C2 (ru) * 2011-03-24 2016-06-10 Дженерал Электрик Компани Энергоустановка комбинированного цикла (варианты)

Families Citing this family (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE19837251C1 (de) * 1998-08-17 2000-02-10 Siemens Ag Gas- und Dampfturbinenanlage
TW541393B (en) 2000-07-25 2003-07-11 Siemens Ag Method to operate a gas-and steam turbine device and the corresponding device
EP1193373A1 (de) 2000-09-29 2002-04-03 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben einer Gas- und Dampfturbinenanlage sowie entsprechende Anlage
US6685447B2 (en) 2002-01-25 2004-02-03 Hamilton Sundstrand Liquid cooled integrated rotordynamic motor/generator station with sealed power electronic controls
EP1736638A1 (de) * 2005-06-21 2006-12-27 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Hochfahren einer Gas- und Dampfturbinenanlage
EP2034137A1 (de) * 2007-01-30 2009-03-11 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben einer Gas- und Dampfturbinenanlage sowie dafür ausgelegte Gas- und Dampfturbinenanlage
KR101317222B1 (ko) * 2007-03-22 2013-10-15 누터/에릭슨 인코퍼레이티드 고효율 급수 가열기
JP2008248822A (ja) * 2007-03-30 2008-10-16 Toshiba Corp 火力発電所
US8112997B2 (en) * 2008-04-28 2012-02-14 Siemens Energy, Inc. Condensate polisher circuit
US8069667B2 (en) * 2009-02-06 2011-12-06 Siemens Energy, Inc. Deaerator apparatus in a superatmospheric condenser system
JP5618336B2 (ja) * 2012-01-24 2014-11-05 三菱日立パワーシステムズ株式会社 コンバインドサイクル型発電プラントおよび運転方法
MD4386C1 (ru) * 2012-01-26 2016-07-31 Борис КАРПОВ Интегрированный комплекс парогазовой установки с котлом-утилизатором с системой ректификации нефти и ее кубового остатка нефтеперерабатывающего завода
US9739478B2 (en) 2013-02-05 2017-08-22 General Electric Company System and method for heat recovery steam generators
US9097418B2 (en) * 2013-02-05 2015-08-04 General Electric Company System and method for heat recovery steam generators
DE102013204396A1 (de) * 2013-03-13 2014-09-18 Siemens Aktiengesellschaft Kondensatvorwärmer für einen Abhitzedampferzeuger
EP2824293A1 (en) 2013-07-08 2015-01-14 Alstom Technology Ltd Power plant with integrated fuel gas preheating
US9404395B2 (en) * 2013-11-22 2016-08-02 Siemens Aktiengesellschaft Selective pressure kettle boiler for rotor air cooling applications
WO2015165668A1 (en) 2014-04-28 2015-11-05 Alstom Technology Ltd System and method for fluid medium preheating
EP2940381B1 (en) 2014-04-28 2016-12-28 General Electric Technology GmbH System for fluid medium preheating
US9890709B2 (en) 2014-11-03 2018-02-13 General Electric Company Method and system for gas turbine extraction
CA2976013C (en) * 2015-02-06 2019-12-31 Florida Turbine Technologies, Inc. Apparatus and process of retrofitting a combined cycle power plant
KR102052016B1 (ko) * 2015-12-22 2019-12-04 지멘스 에너지, 인코포레이티드 복합 사이클 전력 플랜트에서의 굴뚝 에너지 제어
US10557378B2 (en) * 2016-03-07 2020-02-11 General Electric Technology Gmbh System and method for regulating condensation of flue gas in a steam generator
ES2819906T3 (es) 2016-07-19 2021-04-19 Siemens Energy Global Gmbh & Co Kg Generador de vapor vertical por recuperación de calor
US11199113B2 (en) 2018-12-21 2021-12-14 General Electric Company Combined cycle power plant and method for operating the combined cycle power plant
US10851990B2 (en) 2019-03-05 2020-12-01 General Electric Company System and method to improve combined cycle plant power generation capacity via heat recovery energy control

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3319711A1 (de) * 1983-05-31 1984-12-06 Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim Kombinierte gasturbinen-dampfturbinen-anlage mit vorgeschalteter kohlevergasungsanlage
US4841722A (en) * 1983-08-26 1989-06-27 General Electric Company Dual fuel, pressure combined cycle
US4799461A (en) * 1987-03-05 1989-01-24 Babcock Hitachi Kabushiki Kaisha Waste heat recovery boiler
JPH01113507A (ja) * 1987-10-26 1989-05-02 Toshiba Corp 排熱回収熱交換器
US4976100A (en) * 1989-06-01 1990-12-11 Westinghouse Electric Corp. System and method for heat recovery in a combined cycle power plant
DE4029991A1 (de) * 1990-09-21 1992-03-26 Siemens Ag Kombinierte gas- und dampfturbinenanlage

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2008091181A2 (en) * 2007-01-23 2008-07-31 Mikhail Yurievich Kudryavtsev Mode of work of gas-steam power unit with the closed contour of circulation of gas
WO2008091181A3 (en) * 2007-01-23 2008-09-18 Mikhail Yurievich Kudryavtsev Mode of work of gas-steam power unit with the closed contour of circulation of gas
RU2570247C2 (ru) * 2010-06-29 2015-12-10 Дженерал Электрик Компани Система, содержащая паровую турбину низкого давления (варианты), и система комбинированного цикла
RU2586802C2 (ru) * 2011-03-24 2016-06-10 Дженерал Электрик Компани Энергоустановка комбинированного цикла (варианты)
US9404393B2 (en) 2011-03-24 2016-08-02 General Electric Company Combined cycle power plant
RU2529296C2 (ru) * 2012-03-27 2014-09-27 Общество с ограниченной ответственностью "ТурбоЗАР" Двухроторный воздушный компрессор для парогазовых установок

Also Published As

Publication number Publication date
MY120236A (en) 2005-09-30
DE19736889C1 (de) 1999-02-11
CN1094557C (zh) 2002-11-20
KR100517785B1 (ko) 2005-09-30
JP2001514353A (ja) 2001-09-11
KR20010023004A (ko) 2001-03-26
CA2301521C (en) 2006-10-10
ES2212347T3 (es) 2004-07-16
US20010007190A1 (en) 2001-07-12
WO1999010627A1 (de) 1999-03-04
US6363711B2 (en) 2002-04-02
ID24301A (id) 2000-07-13
CN1267358A (zh) 2000-09-20
JP4191894B2 (ja) 2008-12-03
US6237321B1 (en) 2001-05-29
CA2301521A1 (en) 1999-03-04
EP1009919B1 (de) 2003-12-10
EP1009919A1 (de) 2000-06-21
DE59810414D1 (de) 2004-01-22
UA44929C2 (uk) 2002-03-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2208685C2 (ru) Способ эксплуатации газо- и паротурбинной установки и газо- и паротурбинная установка
RU2152527C1 (ru) Способ эксплуатации газо- и паротурбинной установки и газо- и паротурбинная установка, работающая по этому способу
TW384351B (en) Combined cycle power generation plant and operating method thereof
JP5008485B2 (ja) 過熱蒸気を再生する蒸気動力プラント及びこの蒸気動力プラントを備えた発電設備
US6401667B2 (en) Method and plant for heating a liquid medium
RU2153081C1 (ru) Газо- и паротурбинная установка, а также способ ее эксплуатации
RU2586802C2 (ru) Энергоустановка комбинированного цикла (варианты)
RU2062332C1 (ru) Комбинированная газопаротурбинная устанвока
JPH0336407A (ja) 再熱系、及びその熱消費率の改善方法
US20040025510A1 (en) Method for operating a gas and steam turbine installation and corresponding installation
RU2195561C2 (ru) Газо- и паротурбинная установка и способ для охлаждения охлаждающего средства газовой турбины подобной установки
CA2932219A1 (en) Combined cycle system
RU2153080C2 (ru) Способ эксплуатации газо- и паротурбинной установки, а также установка, работающая по этому способу
RU2564367C2 (ru) Паротурбинная электростанция
JPH05133202A (ja) 蒸気タービン系及びその効率改善方法
CN111663973B (zh) 燃气轮机废热回收设备
RU2034163C1 (ru) Парогазовая установка
RU2031213C1 (ru) Парогазовая установка
RU2053374C1 (ru) Способ подогрева питательной воды
SU1657676A1 (ru) Паротурбинна установка
RU1815343C (ru) Способ получени дополнительной мощности на теплофикационной установке с сетевыми подогревател ми
SU1048134A1 (ru) Теплова электрическа станци
RU2064145C1 (ru) Конденсационная установка
JPS59101513A (ja) コンバインドサイクル発電プラント
JP5164560B2 (ja) 低圧給水加熱器の漏洩検査方法

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170813