RU2258147C1

RU2258147C1 - Method of substitution of gas-turbine fuel in power-generating cycles

Info

Publication number: RU2258147C1
Application number: RU2003137677/06A
Authority: RU
Inventors: Ю.А. Балашов (RU); Ю.А. Балашов; П.А. Березинец (RU); П.А. Березинец; В.Г. Морев (RU); В.Г. Морев; Ю.А. Радин (RU); Ю.А. Радин
Original assignee: Открытое Акционерное Общество "Всероссийский теплотехнический научно-исследовательский институт (ВТИ)"
Priority date: 2003-12-29
Filing date: 2003-12-29
Publication date: 2005-08-10
Also published as: RU2003137677A

Abstract

FIELD: heat power engineering.

SUBSTANCE: invention can be used at creation and modernization of power-generating gas-turbine plants operating on natural gas as fuel. According to known method of partial substitution of gas-turbine fuel in which air compressed by compressor of gas-turbine plant is heated before delivering into combustion chamber in recuperator by superheated steam generated in steam boiler at combustion of replacement fuel, steam into recuperator is fed directly after steam boiler, and after recuperator at least part of steam and reheated by exhaust gases of gas-turbine plant to temperature required by consumer, for instance, to required temperature of steam to be delivered to turbine. According to invention, steam, before delivery into recuperator, can be superheated to temperature exceeding temperature required by consumer. Moreover, part of reheated steam can be directed into combustion to be used in mixture with combustion products of gas-turbine fuel as working medium of gas-turbine plan.

EFFECT: possibility of use of low-cost ash-bearing fuels, such as coals, which can not be used in other spheres of application instead of natural gas.

5 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано при создании и модернизации энергетических газотурбинных установок (ГТУ), потребляющих органическое топливо.The invention relates to a power system and can be used to create and modernize energy gas turbine units (GTU) consuming fossil fuels.

Большинство современных ГТУ принадлежат к типу так называемых простых ГТУ, реализующих простой термодинамический цикл (без промежуточного охлаждения воздуха и дополнительного подогрева рабочего тела) и выполнены одновальными с блочной компоновкой турбомашин. Простые ГТУ в настоящее время имеют широкий диапазон единичной мощности, высокую надежность и маневренность, характеризуются относительной простотой производства, монтажа и эксплуатации, умеренной удельной стоимостью. При начальных параметрах, обеспечивающих максимум удельной мощности и электрический КПД более 30% такие ГТУ получили широкое распространение в зарубежной и отечественной энергетике как самостоятельно, так и для осуществления когенерации (ГТУ-ТЭЦ) и в комбинированных циклах, реализующихся в различного типа парогазовых установках (ПГУ).Most modern gas turbines belong to the type of so-called simple gas turbines, which implement a simple thermodynamic cycle (without intermediate air cooling and additional heating of the working fluid) and are single-shaft with a block layout of turbomachines. Simple gas turbines currently have a wide range of unit power, high reliability and maneuverability, are characterized by relative simplicity of production, installation and operation, moderate unit cost. With the initial parameters providing the maximum specific power and electrical efficiency of more than 30%, such gas turbines are widely used both in foreign and domestic energy both independently and for cogeneration (gas turbine power plants) and in combined cycles implemented in various types of combined cycle plants (CCGTs) )

Вместе с тем надежно, устойчиво, длительно, экономично и экологически безопасно современные ГТУ могут работать только на используемом в качестве энергетического газотурбинном топливе - природном газе или, в качестве резерва, на высококалорийном жидком топливе типа дизельного, тогда как перед теплоэнергетикой ставится задача применения вместо природного газа менее ценных и непригодных для других сфер использования зольных энергетических топлив (в основном углей).At the same time, modern gas turbines can operate reliably, sustainably, for a long time, economically and environmentally safe only on natural gas used as energy gas turbine fuel or, as a reserve, on high-calorie liquid fuel such as diesel, while the heat power system is tasked with using instead of natural gas less valuable and unsuitable for other areas of use of ash energy fuels (mainly coal).

Известен способ замещения энергетического газотурбинного топлива углем, согласно которому уголь подвергают внутрицикловой газификации с выработкой синтетического газа, используемого в качестве газотурбинного топлива [1] - аналог. Это позволяет произвести полное замещение газотурбинного топлива зольным. Однако такая радикальная возможность промышленно осуществима лишь в среднесрочной перспективе (не ранее чем через 15-20 лет). При этом вследствие высокой капиталоемкости такого решения экономически оправданным оно оказывается только для вновь строящихся ПГУ на базе наиболее мощных, экономичных, узкоспециализированных ГТУ, которые пока не созданы. Поскольку потребность в таких ПГУ относительно невелика, количество природного газа, потребляемого в газотурбинной энергетике, при газификации угля практически не изменится.A known method of replacing energy gas turbine fuel with coal, according to which the coal is subjected to gas cycle gasification with the production of synthetic gas used as gas turbine fuel [1] - analogue. This allows the complete replacement of gas turbine fuel ash. However, such a radical opportunity is industrially feasible only in the medium term (not earlier than in 15-20 years). At the same time, due to the high capital intensity of such a solution, it turns out to be economically viable only for newly built CCGT plants on the basis of the most powerful, economical, highly specialized gas turbines, which have not yet been created. Since the demand for such combined cycle gas turbines is relatively small, the amount of natural gas consumed in gas turbine energy will hardly change during gasification of coal.

Известен способ замещения газотурбинного энергетического топлива зольным, согласно которому продуктами сгорания последнего нагревают сжатый воздух в воздушном котле, направляя его в газовую турбину в качестве рабочего тела [2] - аналог.There is a method of replacing a gas turbine energy fuel with an ash one, according to which the combustion products of the latter heat compressed air in an air boiler, directing it to a gas turbine as a working fluid [2] - an analogue.

Однако при высокой температуре воздуха, необходимой для его использования в качестве рабочего тела, сооружение из жаропрочного материала громоздкого воздушного котла и тракта подачи воздуха в газовую турбину оказывается неоправданно дорогостоящим. Из-за значительных капиталозатрат длительный срок их окупаемости не сможет быть оправдан повышением основных показателей ГТУ на замещающем топливе. Кроме того, высокая степень разветвленности сети подвода, нагрева и отвода воздуха из котла приведет к существенному возрастанию потерь давления воздуха, а подвод воздуха к котлу и отвод от него нарушают рациональную компоновку турбомашин ГТУ, увеличивая ее металлоемкость и ухудшая маневренные свойства.However, at a high air temperature necessary for its use as a working fluid, the construction of a bulky air boiler and a path for supplying air to a gas turbine from heat-resistant material is unreasonably expensive. Due to significant capital costs, a long payback period cannot be justified by an increase in the main indicators of gas turbine engines on substitute fuel. In addition, a high degree of branching of the supply, heating and exhaust air network from the boiler will lead to a significant increase in air pressure loss, and the supply of air to the boiler and exhaust from it violate the rational layout of gas turbine engines, increasing its metal consumption and worsening maneuverability.

Известен наиболее близкий по техническому существу и достигаемому результату способ частичного замещения энергетического газотурбинного топлива в энергетических циклах, согласно которому сжатый компрессором ГТУ воздух предварительно подогревают в рекуператоре перегретым паром, генерируемым в паровом котле при сжигании, по меньшей мере, замещающего топлива, и окончательно нагревают сжатый воздух в камере сгорания ГТУ при сжигании газотурбинного топлива [3] - прототип. Этот способ, однако, приводит к снижению мощности паровой турбины, от которой согласно [3] отбирается пар для подогрева воздуха. Кроме того, подогрев воздуха этим паром в рекуператоре осуществляют за счет скрытой теплоты парообразования. Это требует создания рекуператора конденсационного типа, но с внутренним давлением существенно выше атмосферного. Такому аппарату присущи большая масса, большие габариты, и, следовательно, он должен быть выполнен в виде отдельного выносного блока, нарушающего современную моноблочную компоновку турбомашин ГТУ. Для высокотемпературного нагрева сжатого воздуха согласно [3] предусматривается использование в качестве промежуточного теплоносителя жидкого металла. Однако применение жидкометаллического теплоносителя на электростанциях общего назначения связано со значительным увеличением стоимости электростанции, а также со снижением надежности и безопасности ее эксплуатации.Known for the closest in technical essence and the achieved result is a method of partial replacement of energy gas turbine fuel in energy cycles, according to which the air compressed by a gas turbine compressor is preheated in a recuperator with superheated steam generated in a steam boiler when at least replacement fuel is burned, and finally compressed air in the combustion chamber of a gas turbine when burning gas turbine fuel [3] is a prototype. This method, however, leads to a decrease in the power of the steam turbine, from which, according to [3], steam is taken for heating the air. In addition, air heating with this steam in the recuperator is carried out due to the latent heat of vaporization. This requires the creation of a condensation-type recuperator, but with an internal pressure significantly higher than atmospheric. Such an apparatus is inherent in a large mass, large dimensions, and, therefore, it should be made in the form of a separate remote unit that violates the modern monoblock layout of turbine engines GTU. According to [3], for the high-temperature heating of compressed air, the use of liquid metal as an intermediate coolant is envisaged. However, the use of liquid metal coolant in general power plants is associated with a significant increase in the cost of the power plant, as well as a decrease in the reliability and safety of its operation.

Достигаемым результатом изобретения является сохранение весомой степени замещения газотурбинного топлива рядовым при повышении надежности энергетической установки за счет исключения контура с жидкометаллическим теплоносителем, меньшее снижение ее мощности за счет возврата потребителю использованного теплоносителя в виде пара номинального потенциала, а также сохранение преимуществ современных простых ГТУ.The achieved result of the invention is the preservation of a significant degree of substitution of gas turbine fuel by an ordinary one while increasing the reliability of the power plant by eliminating the circuit with a liquid metal coolant, reducing its power by returning the used coolant in the form of a nominal capacity steam to the consumer, as well as preserving the advantages of modern simple gas turbines.

Указанный результат обеспечивается тем, что в способе частичного замещения энергетического газотурбинного топлива в энергетических циклах, согласно которому сжатый компрессором ГТУ воздух предварительно подогревают в рекуператоре перегретым паром, генерируемым в паровом котле при сжигании, по меньшей, мере замещающего топлива, и окончательно нагревают сжатый воздух в камере сгорания ГТУ при сжигании газотурбинного топлива, согласно изобретению в рекуператор подают пар непосредственно после парового котла, а после рекуператора, по меньшей мере, часть пара перегревают повторно, по меньшей мере, выхлопными газами ГТУ до требуемой потребителю температуры.This result is ensured by the fact that in the method of partial replacement of energy gas-turbine fuel in energy cycles, according to which the air compressed by the gas turbine compressor is preheated in the recuperator with superheated steam generated in the steam boiler when at least replacement fuel is burned, and the compressed air is finally heated in According to the invention, steam is supplied directly to the gas turbine combustion chamber when burning gas turbine fuel, immediately after the steam boiler, and after the heat exchanger, per m To a lesser extent, part of the steam is reheated at least with the exhaust gases of the gas turbine to the temperature required by the consumer.

Пар перед подачей в рекуператор согласно изобретению может быть перегрет до температуры выше требуемой потребителю.The steam may be superheated to a temperature higher than required by the consumer before being fed to the recuperator according to the invention.

При сочетании ГТУ и паротурбинной установки (ПТУ) с промежуточным перегревом пара в котле, согласно изобретению, в рекуператор может быть подан промежуточно перегретый пар.When combining a gas turbine unit and a steam turbine unit (gas turbine unit) with intermediate steam overheating in a boiler, according to the invention, intermediate superheated steam can be supplied to the recuperator.

При сочетании ГТУ и ПТУ с противодавленческой турбиной мятый пар от последней предварительно может быть перегрет в паровом котле, после чего полученный перегретый пар направляют в рекуператор.When combining a gas turbine and a gas turbine with a counter-pressure turbine, the crushed steam from the latter can be preheated in the steam boiler, after which the resulting superheated steam is sent to the recuperator.

Часть перегретого повторно пара может быть направлена в камеру сгорания для использования в смеси с продуктами сгорания газотурбинного топлива в качестве рабочего тела ГТУ.Part of the reheated steam can be sent to the combustion chamber for use in a mixture with the products of combustion of gas turbine fuel as the working fluid of a gas turbine.

Осуществление способа согласно изобретению для различных условий применения энергетических ГТУ иллюстрируется чертежами фиг.1-4. На фиг.1 представлена схема ГТУ-ТЭЦ (без паровой турбины) с автономным паровым котлом и котлом-утилизатором; на фиг.2 - то же, но без котла-утилизатора - со сбросом выхлопных газов в топку автономного котла; на фиг.3 - схема парогазовой установки (ПГУ) с промежуточным перегревом пара между цилиндром высокого давления (ЦВД) и цилиндром низкого давления (ЦНД) конденсационной паровой турбины; на фиг.4 - то же, но с противодавленческой паровой турбиной, которая может дополняться одноцилиндровой конденсационной паровой турбиной (показана пунктиром).The implementation of the method according to the invention for various conditions of use of energy gas turbines is illustrated by the drawings of figures 1-4. Figure 1 presents a diagram of a GTU-TPP (without a steam turbine) with an autonomous steam boiler and a waste heat boiler; figure 2 - the same, but without a waste heat boiler - with the discharge of exhaust gases into the furnace of an autonomous boiler; figure 3 is a diagram of a combined cycle gas turbine unit (CCGT) with intermediate steam overheating between a high-pressure cylinder (CVP) and a low-pressure cylinder (TsND) of a condensing steam turbine; figure 4 is the same, but with a counterpressure steam turbine, which can be supplemented by a single-cylinder condensing steam turbine (shown by a dotted line).

На всех фигурах приняты следующие буквенные обозначения:The following letter designations are accepted on all figures:

а - атмосферный воздух,a - atmospheric air,

b₁ - перегретый пар на входе в рекуператор,b ₁ - superheated steam at the inlet to the recuperator,

c₁ - замещающее топливо,c ₁ - replacement fuel,

c₂ - энергетическое газотурбинное топливо,c ₂ - energy gas turbine fuel,

d - выхлопные газы ГТУ,d - exhaust gas turbine,

е - уходящие газы,e - flue gases

f - питательная вода котлов,f - boiler feed water,

g - пар к потребителям: g₁- к внешнему потребителю,g - steam to consumers: g ₁ - to an external consumer,

g₂ - к камере сгорания ГТУ, g₃ - к паровой турбине ПТУ,g ₂ - to the combustion chamber of a gas turbine, g ₃ - to a steam turbine of a vocational school,

h - конденсат.h is the condensate.

Энергетическая установка (фиг.1-4) содержит составляющие ГТУ: воздушный компрессор 1, газовую турбину 2, камеру 3 сгорания, рекуператор 4 с теплообменной поверхностью 4.1 и электрогенератор 5.1, а также составляющие ПТУ: автономный паровой котел 6 с поверхностью нагрева 6.1 (включая испарительную часть и первичный пароперегреватель), водяным экономайзером 6.2 (фиг.3, 4), промежуточным пароперегревателем 6.3 (фиг.3) и пароперегревателем 6.4 дополнительного повторного перегрева (фиг.4). Выхлопные газы d из газовой турбины 2 могут сбрасываться в автономный паровой котел 6 (фиг.2). Установка содержит также отдельный котел-утилизатор 7 с водяным экономайзером 7.1 и пароперегревателем 7.2 повторного перегрева (фиг.1,3,4). В варианте фиг.3 ПТУ содержит также паровую конденсационную турбину 8 с ЦВД 8.1 и ЦНД 8,2. В варианте фиг.4 ПТУ содержит противодавленческую турбину 8.3 и дополнительно может содержать одноцилиндровую конденсационную турбину 8. Каждая конденсационная турбина 8 (фиг.3,4) снабжена конденсатором 9 отработавшего пара. В каждом варианте ПТУ содержится электрогенератор 5.2.The power plant (Figs. 1–4) contains the components of a gas turbine unit: an air compressor 1, a gas turbine 2, a combustion chamber 3, a heat exchanger 4 with a heat exchange surface 4.1 and an electric generator 5.1, and also components of a gas turbine unit: an autonomous steam boiler 6 with a heating surface 6.1 (including the evaporating part and the primary superheater), a water economizer 6.2 (Fig.3, 4), an intermediate superheater 6.3 (Fig.3) and a superheater 6.4 for additional reheating (Fig.4). The exhaust gases d from the gas turbine 2 can be discharged into a stand-alone steam boiler 6 (figure 2). The installation also contains a separate recovery boiler 7 with a water economizer 7.1 and a superheater 7.2 reheat (Fig.1,3,4). In the embodiment of FIG. 3, the technical and vocational school also contains a steam condensing turbine 8 with a CVP 8.1 and a low-pressure cylinder 8.2. In the embodiment of FIG. 4, the technical and vocational school contains a backpressure turbine 8.3 and may additionally comprise a single-cylinder condensing turbine 8. Each condensing turbine 8 (Fig. 3.4) is equipped with an exhaust steam condenser 9. Each version of the vocational school contains an electric generator 5.2.

Энергетическая установка, реализующая способ согласно изобретению, работает следующим образом. Атмосферный воздух а после сжатия в компрессоре 1 направляется в рекуператор 4, где предварительно подогревается теплотой перегретого пара b₁, поступающего в рекуператор непосредственно после автономного парового котла 6, в котором сжигается замещающее (например, твердое) топливо c₁. При этом пар может генерироваться в поверхностях нагрева 7.1 и 6.1 соответственно котла-утилизатора 7 и автономного котла 6 (фиг.1, 3, 4) или только в автономном котле 6 при сжигании в нем замещающего топлива c₁ со сбросом в него выхлопных газов d газовой турбины 2 (фиг.2). Благодаря подогреву воздуха в рекуператоре 4 за счет теплоты продуктов сгорания замещающего топлива c₁ расход энергетического газотурбинного топлива c₂ в камере 3 сгорания сокращается. Смесь продуктов сгорания энергетического газотурбинного топлива с нагретым воздухом из камеры 3 сгорания поступает в качестве рабочего тела в газовую турбину 2, которая совершает механическую работу, часть которой расходуется на привод компрессора 1, а другая - на привод электрогенератора 5.1. Выхлопные газы d направляются в котел-утилизатор 7 (фиг.1,3,4) или сбрасываются в автономный паровой котел 6 (фиг.2). Уходящие газы е из автономного котла 6 и котла-утилизатора 7 через дымовую трубу (не показана) удаляются в атмосферу часть пара после передачи части теплоты поступающему в рекуператор 4 воздуху перегревается повторно по меньшей мере выхлопными газами ГТУ в пароперегревателе 7.2 котла-утилизатора 7 (фиг.1) или в пароперегревателе 6.3 автономного котла 6 при сбросе в него выхлопных газов d газовой турбины 2 (фиг.2). Дополнительно пар может повторно перегреваться в пароперегревателе 6.4 автономного котла 6 (фиг.4). При этом в вариантах ГТУ-ТЭЦ, не имеющих паровых турбин (фиг.1, 2) повторно перегретый пар g₂ можно подать в камеру 3 сгорания ГТУ для использования совместно с продуктами сгорания в качестве рабочего тела газотурбинного цикла. В варианте с конденсационной паровой турбиной 8, имеющей промежуточный перегрев пара (фиг.3), в рекуператор 4 направляется весь пар b₁ из промежуточного пароперегревателя 6.3, а прошедший рекуператор 4 пар g₃ из пароперегревателя 7.2 повторного перегрева подается в ЦНД 8.2 конденсационной турбины 8. В варианте ПГУ-ТЭЦ с паровой турбиной 8.3 мятого пара и возможной (в случае значительного ограничения теплопотребления) установкой конденсационной турбины 8 (фиг.4) охлажденный в рекуператоре 4 пар b₁, как уже отмечалось выше, повторно перегревается с использованием двух ступеней перегрева. Первая ступень перегрева реализуется пароперегревателем 7.2, вторая - дополнительным пароперегревателем 6.4, обеспечивающим дополнительное снижение расхода газотурбинного топлива. После пароперегревателя 7.2 пар g₃ можно направить в конденсационную турбину 8, а после дополнительного пароперегревателя 6.4 пар g₂ - в камеру 3 сгорания ГТУ. Предусмотрена возможность частичной отдачи пара g₁ после рекуператора 4 внешнему потребителю до повторного перегрева (фиг.1, 2, 4).A power plant implementing the method according to the invention operates as follows. Atmospheric air a after compression in the compressor 1 is sent to the recuperator 4, where it is preheated with the heat of superheated steam b ₁ entering the recuperator immediately after the autonomous steam boiler 6, in which substitute (for example, solid) fuel c ₁ is burned. In this case, steam can be generated in the heating surfaces 7.1 and 6.1, respectively, of the recovery boiler 7 and the stand-alone boiler 6 (Figs. 1, 3, 4) or only in the stand-alone boiler 6 when burning substitute fuel in it c ₁ with discharge of exhaust gases into it d gas turbine 2 (figure 2). Due to the heating of the air in the recuperator 4 due to the heat of the combustion products of the substitute fuel c _{1, the} consumption of energy gas turbine fuel c ₂ in the combustion chamber 3 is reduced. The mixture of combustion products of energy gas-turbine fuel with heated air from the combustion chamber 3 enters as a working fluid into a gas turbine 2, which performs mechanical work, part of which is spent on the drive of compressor 1, and the other on the drive of electric generator 5.1. Exhaust gases d are sent to the recovery boiler 7 (Fig.1,3,4) or discharged into a stand-alone steam boiler 6 (Fig.2). The flue gases e from the autonomous boiler 6 and the recovery boiler 7 through a chimney (not shown) part of the steam are removed into the atmosphere after transferring part of the heat to the air entering the recuperator 4 is reheated at least by the exhaust gases of the gas turbine unit in the superheater 7.2 of the recovery boiler 7 (Fig. .1) or in the superheater 6.3 of the autonomous boiler 6 when the exhaust gases d of the gas turbine 2 are discharged into it (Fig. 2). Additionally, the steam can reheat in the superheater 6.4 of the autonomous boiler 6 (figure 4). Moreover, in versions of a gas turbine thermal power plant that do not have steam turbines (Figs. 1, 2), reheated steam g ₂ can be supplied to the gas turbine combustion chamber 3 for use with the combustion products as a working fluid of the gas turbine cycle. In the embodiment with a condensing steam turbine 8 having an intermediate superheat of steam (FIG. 3), all steam b ₁ from the intermediate superheater 6.3 is sent to the recuperator 4, and the passed recuperator 4 steam g ₃ from the superheater 7.2 of the reheat is fed to the low-pressure cylinder 8.2 of the condensing turbine 8 In the embodiment of the CCGT-CHP plant with a steam turbine of 8.3 crushed steam and a possible (in case of significant limitation of heat consumption) installation of a condensing turbine 8 (Fig. 4), the steam b ₁ cooled in the heat exchanger 4, as already noted above, is reheated with Using two stages of overheating. The first stage of overheating is realized by a superheater 7.2, the second by an additional superheater 6.4, which provides an additional reduction in gas turbine fuel consumption. After the superheater 7.2 steam g ₃ can be sent to the condensing turbine 8, and after the additional superheater 6.4 steam g ₂ to the combustion chamber 3 of the gas turbine. It is possible to partially return the steam g ₁ after the recuperator 4 to an external consumer before reheating (FIGS. 1, 2, 4).

Таким образом, во всех приведенных вариантах реализации способа согласно изобретению обеспечивается экономия ценного газотурбинного топлива путем частичного замещения его сжигаемым в паровом котле более доступным для энергетики твердым (зольным) топливом, например углем, с передачей части выделяемой при сжигании этого топлива теплоты с помощью промежуточного теплоносителя (перегретого пара) из паровой в газотурбинную часть энергетического цикла.Thus, in all of the above embodiments of the method according to the invention, valuable gas turbine fuel is saved by partially replacing it with solid (ash) fuel, such as coal, that is more affordable for energy, burned in a steam boiler, with the transfer of part of the heat released during the combustion of this fuel using an intermediate heat carrier (superheated steam) from the steam to the gas turbine part of the energy cycle.

Применение способа согласно изобретению не ограничивается, как в случае газификации, уровнем единичной мощности или экономичностью ГТУ, а его эффективность определяется в конечном счете располагаемыми разностью начальных температур пара и воздуха и соотношением их расходов в рекуператоре. При этом частичное замещение газотурбинного топлива c₂ согласно изобретению не ограничено условиями внешнего теплопотребления пара g₁ и стабилизируется благодаря неизменному расходу греющего пара b₁ в рекуператоре: при снижении теплопотребления излишки пара g₂используют как дополнительное рабочее тело ГТУ. Как показали расчеты, такой способ на современных электростанциях позволяет экономить не менее 20% энергетического газотурбинного топлива, что может представить весьма существенную величину для всего располагаемого парка энергетических ГТУ.The application of the method according to the invention is not limited, as in the case of gasification, to the level of a unit power or economy of a gas turbine, and its effectiveness is ultimately determined by the disposable difference between the initial temperatures of steam and air and the ratio of their costs in the recuperator. In this case, the partial replacement of gas turbine fuel c ₂ according to the invention is not limited by the external heat consumption of steam g ₁ and is stabilized due to the constant consumption of heating steam b ₁ in the recuperator: when reducing heat consumption, excess steam g _{2 is} used as an additional working fluid of gas turbine. As calculations have shown, this method at modern power plants saves at least 20% of energy gas turbine fuel, which can be a very significant value for the entire fleet of energy gas turbines.

Эффективность способа или доля замещаемого газотурбинного топлива незначительно снижается из-за потерь, возникающих при его осуществлении: потерь давления воздуха и пара в рекуператоре и потери от уменьшения расхода рабочих газов, пропорциональной доле замещаемого топлива. Однако эти потери не превышают потерь при равном по величине рекуперативном подогреве воздуха выхлопными газами ГТУ в то время, как удельная поверхность паровоздушного рекуператора значительно меньше благодаря высокому давлению не только воздуха, но и греющего пара. Это позволяет выполнить рекуператор компактным, менее металлоемким и размещать его без нарушения существующей компоновки турбомашин современных ГТУ. В итоге ценой потери нескольких процентов мощности (исходной экономичности) ГТУ сокращается на десятки процентов потребность в газотурбинном топливе (природном газе), которое замещается углем.The efficiency of the method or the proportion of replaced gas turbine fuel is slightly reduced due to losses arising from its implementation: losses of air and steam pressure in the recuperator and losses from a decrease in the flow of working gases proportional to the proportion of replaced fuel. However, these losses do not exceed losses with an equal in size recuperative heating of air by GTU exhaust gases, while the specific surface of the steam-air recuperator is much smaller due to the high pressure of not only air but also heating steam. This allows you to make the recuperator compact, less metal-intensive and place it without violating the existing layout of turbomachines of modern gas turbines. As a result, at the cost of losing several percent of the capacity (initial economy) of a gas turbine, the demand for gas turbine fuel (natural gas), which is replaced by coal, is reduced by tens of percent.

Источники информацииSources of information

1. Проект и опыт эксплуатации газовых турбин V94 на природном и синтетическом газе. - Б.Беккер. - Эффективное оборудование и новые технологии - в российскую энергетику. Сборник докладов под общей редакцией чл.-корр. РАН Ольховского Г.Г., ВТИ, 2001, с.185.1. Project and operating experience of V94 gas turbines using natural and synthetic gas. - B. Becker. - Efficient equipment and new technologies - to the Russian energy sector. A collection of reports edited by a member of the correspondent. Russian Academy of Sciences Olkhovsky G.G., VTI, 2001, p. 185.

2. Основы теплоэнергетики. А.М.Литвин, издание седьмое. М.: Энергия, 1973, с.145.2. The basics of heat power. A.M. Litvin, seventh edition. M .: Energy, 1973, p.145.

3. Патент РФ №1521284, 4 F 01 K 23/10, 1985.3. RF patent No. 1521284, 4 F 01 K 23/10, 1985.

Claims

1. A method of partial replacement of energy gas-turbine fuel in the energy cycle, the gas-turbine part of which provides sequential air compression in the compressor of a gas-turbine unit (GTU), its preliminary heating with steam in a recuperator in front of the combustion chamber, in which the final heating of the compressed air during the combustion of gas-turbine fuel is performed, and the expansion of the formed working fluid in the turbine, and the steam part of which provides the generation of superheated steam due to the utilization of exhaust heat TU, burning at least replacement fuel in a boiler with at least one superheater, supplying generated steam to the turbine and to the recuperator, characterized in that at least part of the steam from the boiler superheater is supplied to the recuperator, and after the recuperator, at least part of the steam before being fed into the turbine is reheated again, at least with the exhaust gases of the gas turbine.

2. The method according to claim 1, characterized in that the steam before being fed to the recuperator is overheated to a temperature higher than that required for its supply to the turbine.

3. The method according to claim 1, characterized in that when using the steam part of the cycle with intermediate steam overheating, all the steam from the intermediate boiler superheater is supplied to the recuperator.

4. The method according to claim 1, characterized in that when using the steam part of the cycle to obtain crushed steam, the latter is preheated in the boiler.

5. The method according to claim 1, characterized in that at least a portion of the superheated re-steam is sent to the combustion chamber for use in a mixture with the products of combustion of gas turbine fuel as a gas turbine working fluid.