RU2208689C2 - Steam-gas plant - Google Patents
Steam-gas plant Download PDFInfo
- Publication number
- RU2208689C2 RU2208689C2 RU2001126516A RU2001126516A RU2208689C2 RU 2208689 C2 RU2208689 C2 RU 2208689C2 RU 2001126516 A RU2001126516 A RU 2001126516A RU 2001126516 A RU2001126516 A RU 2001126516A RU 2208689 C2 RU2208689 C2 RU 2208689C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- low pressure
- pressure
- gas turbine
- gas
- Prior art date
Links
Landscapes
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано в парогазовых установках (ПГУ), предназначенных для выработки электрической энергии. Изобретение применимо, преимущественно, в ПГУ контактного типа (КПГУ). The invention relates to a power system and can be used in combined cycle plants (CCGT), designed to generate electrical energy. The invention is applicable mainly in contact-type CCGT (KPGU).
Тепловая эффективность энергетической ПГУ любого типа, предназначенной для выработки электрической энергии, характеризуется величиной КПД, определяемой по формуле
где η - КПД ПГУ;
N - мощность ПГУ;
b - расход топлива;
qt - удельная теплотворная способность топлива;
Qx - отвод теплоты в окружающую среду;
α - коэффициент избытка воздуха;
L0 - весовое стехеометрическое соотношение;
ΔIг - снижение энтальпии уходящих из котла утилизатора (КУ) газов (без подведенного в камеру сгорания (КС) и газовую турбину (ГТ) пара) при охлаждении до температуры окружающей среды;
Gк - расход отработанного пара, отводимого в окружающую среду или в конденсатор;
ΔIк - снижение энтальпии отработанного пара при его конденсации и, возможно, охлаждении до начальной температуры воды в цикле;
Bv- расход воздуха через компрессор газотурбинной установки (ГТУ).The thermal efficiency of any type of CCGT unit designed to generate electrical energy is characterized by an efficiency value determined by the formula
where η is the efficiency of CCGT;
N is the power of CCGT;
b - fuel consumption;
q t is the specific calorific value of the fuel;
Q x - heat removal to the environment;
α is the coefficient of excess air;
L 0 - weight stoichiometric ratio;
ΔI g is the decrease in the enthalpy of the exhaust gases (KU) leaving the boiler (without steam supplied to the combustion chamber (KS) and gas turbine (GT)) when cooled to ambient temperature;
G to - the flow rate of exhaust steam discharged into the environment or into the condenser;
ΔI k - exhaust steam enthalpy reduction upon condensing and possibly cooling to the initial temperature of the water in the loop;
B v - air flow through the compressor of a gas turbine installation (GTU).
Максимум КПД ПГУ соответствует минимуму выражения
(αL0+1)•ΔIг+αL0GкΔIк/Bv_→ min, (2)
достигаемому путем снижения значений параметров α,ΔIг,ΔIк и отношения Gк/Bv.The maximum efficiency of CCGT corresponds to the minimum expression
(αL 0 +1) • ΔI g + αL 0 G to ΔI to / B v _ → min, (2)
achieved by reducing the values of the parameters α, ΔI g , ΔI to and the ratio of G to / B v .
Известна КПГУ (КПГУ-16) /1/ (с. 27-28). Данная КПГУ содержит: ГТУ ДС90, содержащую компрессор (состоящий из компрессоров низкого давления (КНД) и высокого давления (КВД), КС и ГТ (состоящую из трех турбин); КУ с экономайзерной, испарительной и пароперегревательной поверхностями одного давления (теплоутилизирующий контур КУП-3100). В КУ теплом выхлопных газов ГТ вырабатывают пар, подаваемый на вход КС по пару (экологический впрыск) и на вход ГТ по пару (энергетический впрыск). Known KPGU (KPGU-16) / 1 / (p. 27-28). This KPGU contains: GTU DS90, containing a compressor (consisting of low pressure compressors (KLD) and high pressure (KVD), KS and GT (consisting of three turbines); KU with economizer, evaporative and superheater surfaces of the same pressure (heat recovery circuit KUP- 3100). In KU, steam is generated by heat from the exhaust gases of the gas turbine, supplied to the CS inlet in pairs (environmental injection) and in the steam inlet of the gas turbine (energy injection).
Недостатком приведенной КПГУ является сравнительно низкий уровень КПД, составивший при начальной температуре газов перед ГТ 1062oС - 41%, что связано, в первую очередь, с высокой температурой газов за КУ (180-200oС) и, следовательно, высокими значениями ΔIг и ΔIк в выражении (2) при завышенной (для указанной температуры газов за ГТ) величине отношения Gк/Bv, а также с недостаточным понижением значения α.
Наиболее близкой к предлагаемой является КПГУ /2/ (с. 53). Данная КПГУ содержит компрессор, состоящий из КНД и КВД, КС, ГТ, состоящую из трех турбин и КУ с экономайзерными, испарительными и пароперегревательными поверхностями двух давлений.The disadvantage of this KPGU is the relatively low efficiency level, which amounted to 41% at the initial gas temperature before GT 1062 o С, which is connected, first of all, with the high gas temperature behind the KU (180-200 o С) and, therefore, high ΔI g and ΔI k in expression (2) when the ratio G to / B v is overestimated (for the indicated temperature of gases per GT), and also with an insufficient decrease in α.
Closest to the proposed is KPGU / 2 / (p. 53). This KPGU contains a compressor consisting of KND and KVD, KS, GT, consisting of three turbines and KU with economizer, evaporative and superheater surfaces of two pressures.
Выработанный в КУ пар двух давлений вводится в КС как дополнительное рабочее тело и используется для охлаждения лопаточного аппарата (ЛА) ГТ, при этом пар низкого давления используют только для открытого парового охлаждения турбин, КУ на выходе по пару низкого давления сообщен через охлаждающий тракт ЛА с проточной частью турбин. The steam of two pressures generated in the compressor unit is introduced into the compressor station as an additional working fluid and is used to cool the GT vanes (LA), while the low-pressure steam is used only for open steam cooling of turbines, the compressor unit at the outlet of a low pressure couple is communicated through the aircraft cooling path with flowing part of turbines.
Данное техническое решение, несмотря на достигаемое снижение величин ΔIг, ΔIк в выражении (2), не приводит к повышению КПД ПГУ, т.к. количество вырабатываемого пара в контуре низкого давления, в силу высокой теплоемкости пара, как правило, превосходит потребное количество хладагента для открытого охлаждения ЛА ГТ в области низкого давления. Вследствие большой разницы температур пара низкого давления и продуктов сгорания при их смешении в проточной части турбин происходит охлаждение рабочего тела и снижение температуры газов на выхлопе ГТ. В результате происходит снижение производительности пара высокого давления и повышение коэффициента избытка воздуха α при сохранении отношения Gk/Вv на достаточно высоком уровне за счет пара низкого давления.This technical solution, despite the achieved decrease in ΔI g , ΔI k in expression (2), does not increase the efficiency of CCGT, because the amount of steam generated in the low pressure circuit, due to the high heat capacity of the steam, usually exceeds the required amount of refrigerant for open cooling of the aircraft in the low pressure area. Due to the large difference in temperature of low-pressure steam and combustion products when they are mixed in the flow part of the turbines, the working fluid is cooled and the temperature of the gases at the exhaust of the GT decreases. As a result, there is a decrease in the productivity of high pressure steam and an increase in the coefficient of excess air α while maintaining the ratio G k / V v at a sufficiently high level due to low pressure steam.
Задачей настоящего изобретения является повышение КПД КПГУ за счет снижения величины коэффициента избытка воздуха α.
Указанная задача решается в заявляемой ПГУ с ГТУ и КУ, с паровым контуром низкого давления, содержащим, по крайней мере, испаритель низкого давления, за счет того, что паровой контур низкого давления сообщен на выходе по пару со входом по пару в проточную часть компрессора ГТУ, размещенным в области давлений воздуха выше атмосферного.The objective of the present invention is to increase the efficiency of the KPGU by reducing the coefficient of excess air α.
This problem is solved in the inventive CCGT with GTU and KU, with a low pressure steam circuit containing at least a low pressure evaporator, due to the fact that the low pressure steam circuit is communicated at the steam outlet with a steam input to the flow part of the gas turbine compressor placed in the field of air pressure above atmospheric.
Подача пара низкого давления в область проточной части компрессора с давлением воздуха выше атмосферного, с последующим дожиманием пара в компрессоре ГТУ до давления перед ГТ, перегревом в КС и расширением в ГТ до атмосферного давления позволяет получить дополнительную полезную работу со снижением коэффициента избытка воздуха α и благодаря этому повысить КПД ПГУ. The supply of low-pressure steam to the compressor flow area with air pressure above atmospheric, followed by compression of the steam in the gas turbine compressor to the pressure before the gas turbine, overheating in the compressor station and expansion in the gas turbine to atmospheric pressure allows us to obtain additional useful work with a decrease in the coefficient of excess air α and due to This increase the efficiency of CCGT.
Изобретение поясняется приведенным чертежом, на котором в качестве примера реализации заявляемого изобретения представлена принципиальная тепловая схема ПГУ контактного типа с КУ двух давлений. The invention is illustrated by the drawing, on which, as an example of the implementation of the claimed invention, a schematic thermal diagram of a contact-type CCGT with two pressure switchgear is presented.
Данная КПГУ содержит ГТУ с компрессором 1 и КУ двух давлений, паровой контур низкого давления которого содержит испаритель 2 низкого давления. В данном примере паровой контур низкого давления содержит также барабан 3 низкого давления, пароперегреватель (сухопарник) 4 низкого давления. Согласно изобретению, паровой контур низкого давления сообщен на выходе по пару через паропровод 5 со входом по пару в проточную часть компрессора 1, размещенным в области давлений воздуха выше атмосферного. КУ в приведенном примере снабжен экономайзером 6 низкого давления и 7 высокого давления, испарителем 8 высокого давления, барабаном 9 высокого давления, пароперегревателем 10, сообщенным на выходе по пару паропроводом 11 со входами по пару КС 12 и ГТ 13, а также систему 14 регенерации воды (СРВ) из продуктов сгорания. This KPGU contains a gas turbine with compressor 1 and a two-pressure compressor unit, the low-pressure steam circuit of which contains a low-pressure evaporator 2. In this example, the low pressure steam circuit also contains a low pressure drum 3, a superheater (steam boiler) 4 low pressure. According to the invention, the low pressure steam circuit is communicated at the steam outlet through the steam line 5 with the steam inlet to the flow part of the compressor 1, located in the air pressure region above atmospheric. The KU in the above example is equipped with an economizer 6 of low pressure and 7 high pressure, an evaporator 8 of high pressure, a drum 9 of high pressure, a superheater 10, communicated at the steam outlet with a steam line 11 with steam inlets KS 12 and GT 13, as well as a water recovery system 14 (SRV) from combustion products.
Устройство работает следующим образом. The device operates as follows.
Сконденсированную из продуктов сгорания в СРВ 14 влагу (конденсат) подают в экономайзер 6 низкого давления и, далее, в барабан 3 низкого давления, откуда он поступает, частично, в испаритель 2 низкого давления, частично - через экономайзер 7 высокого давления - в барабан 9 высокого давления в количестве, равном паропроизводительности испарителя 8 высокого давления. На указанных теплообменных поверхностях КУ теплом выхлопных газов ГТ 13 из конденсата вырабатывают пар двух давлений. Пар высокого давления, вырабатываемый в испарителе 8 высокого давления и перегреваемый в пароперегревателе 10, подают через паропровод 11 на входы по пару КС 12 и ГТ 13 в качестве рабочего тела. Выработку пара в испарителе 2 низкого давления производят без уменьшения производительности пара высокого давления, за счет дополнительного снижения температуры уходящих из КУ газов, при этом снижаются величины параметров ΔIг и ΔIк, входящие в выражение (2). Пар низкого давления, осушенный и слабо перегретый в пароперегревателе 4 низкого давления, подают через паропровод 5 в компрессор 1 ГТУ в область давлений выше атмосферного, где дожимают до давления перед ГТ 13 и, далее, перегревают до температуры газов перед ГТ 13 за счет теплоты, подводимой из КС 12, что позволяет снизить величину коэффициента избытка воздуха α. Расширение в ГТ 13 добавленного рабочего тела - перегретого пара низкого давления - до давления, близкого к атмосферному, позволяет получить дополнительную полезную работу. В итоге обеспечивается повышение КПД ПГУ.The moisture (condensate) condensed from the products of combustion in the SRV 14 is supplied to the low pressure economizer 6 and then to the low pressure drum 3, from where it enters, partially, to the low pressure evaporator 2, and partially through the high pressure economizer 7 to the drum 9 high pressure in an amount equal to the steam capacity of the evaporator 8 high pressure. On these heat-exchanging surfaces KU heat of exhaust gases GT 13 from the condensate produce a pair of two pressures. High-pressure steam generated in the high-pressure evaporator 8 and superheated in the superheater 10 is supplied through the steam line 11 to the inputs of the steam KS 12 and GT 13 as a working fluid. The steam generation in the low pressure evaporator 2 is carried out without reducing the productivity of the high pressure steam, due to an additional decrease in the temperature of the gases leaving the CC, while the values of the parameters ΔI g and ΔI k , which are included in expression (2), are reduced. Low-pressure steam, dried and slightly superheated in a low-pressure superheater 4, is fed through a steam pipe 5 to a gas turbine compressor 1 to a pressure range above atmospheric, where they are pressurized to a pressure in front of a gas turbine 13 and, then, overheated to a gas temperature in front of a gas turbine 13 due to heat, supplied from KS 12, which allows to reduce the coefficient of excess air α. The expansion in GT 13 of the added working fluid — superheated low-pressure steam — to a pressure close to atmospheric allows for additional useful work. The result is an increase in the efficiency of CCGT.
Приведенный пример представлен лишь для иллюстрации заявляемого изобретения и не исчерпывает всех возможных вариантов его реализации. The above example is presented only to illustrate the claimed invention and does not exhaust all possible options for its implementation.
Использованные источники
1. Комбинированная газопаротурбинная установка мощностью 16-25 МВт с утилизацией тепла отходящих газов и регенерацией воды из парогазового потока / Романов В.И., Кривуца В.А. // Теплоэнергетика, 4, 1996, с. 27.Used sources
1. Combined gas-steam turbine unit with a capacity of 16-25 MW with heat recovery of exhaust gases and water recovery from the steam-gas stream / Romanov V.I., Krivutsa V.A. // Thermal Engineering, 4, 1996, p. 27.
2. Парогазовая установка с впрыском пара: возможности и оптимизация параметров цикла / Стырикович М.А., Фаворский О.Н., Зейгарник Ю.А. и др.// Теплоэнергетика, 10, 1995, с. 52. 2. Combined-cycle plant with steam injection: opportunities and optimization of cycle parameters / Styrikovich MA, Favorsky ON, Zeygarnik Yu.A. et al. // Thermal Engineering, 10, 1995, p. 52.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001126516A RU2208689C2 (en) | 2001-10-03 | 2001-10-03 | Steam-gas plant |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001126516A RU2208689C2 (en) | 2001-10-03 | 2001-10-03 | Steam-gas plant |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2208689C2 true RU2208689C2 (en) | 2003-07-20 |
Family
ID=29210516
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001126516A RU2208689C2 (en) | 2001-10-03 | 2001-10-03 | Steam-gas plant |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2208689C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2711260C1 (en) * | 2019-09-24 | 2020-01-15 | Владимир Александрович Данилов | Steam-gas plant |
-
2001
- 2001-10-03 RU RU2001126516A patent/RU2208689C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Стырикович М.А. и др. Парогазовая установка с впрыском пара: возможности и оптимизация параметров цикла. - Теплоэнергетика, 1995, №10, с.53. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2711260C1 (en) * | 2019-09-24 | 2020-01-15 | Владимир Александрович Данилов | Steam-gas plant |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR100341646B1 (en) | Method of cooling thermally loaded components of a gas turbine group | |
| Ameri et al. | Exergy analysis of a 420 MW combined cycle power plant | |
| US5724807A (en) | Combined gas turbine-steam cycle waste-to-energy plant | |
| JP3681434B2 (en) | Cogeneration system and combined cycle power generation system | |
| CA2324162C (en) | Gas turbine combined cycle system | |
| ATE149633T1 (en) | COMBINED GAS/STEAM POWER PLANT | |
| JPS5968504A (en) | Heat recovery system of gas turbine cooling medium | |
| Ibrahim et al. | Parametric simulation of triple-pressure reheat combined cycle: A case study | |
| RU2273741C1 (en) | Gas-steam plant | |
| JP2003161164A (en) | Combined-cycle power generation plant | |
| RU2287708C1 (en) | Power plant | |
| RU2409746C2 (en) | Steam-gas plant with steam turbine drive of compressor and regenerative gas turbine | |
| RU2208689C2 (en) | Steam-gas plant | |
| RU2747704C1 (en) | Cogeneration gas turbine power plant | |
| RU2144994C1 (en) | Combined-cycle plant | |
| RU2174615C2 (en) | Gas-steam plant operation method | |
| Kudinov et al. | Development of technologies to increase efficiency and reliability of combined cycle power plant with double-pressure heat recovery steam generator | |
| RU22197U1 (en) | STEAM GAS INSTALLATION | |
| RU167924U1 (en) | Binary Combined Cycle Plant | |
| RU2391517C2 (en) | Steam-gas installation | |
| WO2015187064A2 (en) | Multi-mode combined cycle power plant | |
| RU2827760C1 (en) | Combined cycle gas turbine with waste-heat boiler and feed water instant boiling evaporators | |
| RU22508U1 (en) | CONTACT TYPE STEAM-GAS INSTALLATION | |
| RU2037055C1 (en) | Combination steam-gas power plant | |
| RU2791638C1 (en) | Gas-steam power plant |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121004 |