RU2334112C2 - Способ повышения кпд парогазовой энергоустановки - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к теплоэнергетике. Повышение эффективного КПД парогазовой установки с утилизацией тепла отработавших газов газовой турбины в котле-утилизаторе, с впрыском воды в поток воздуха, сжимаемого в компрессоре, с конденсацией водяного пара, содержащегося в рабочем теле газотурбинной установки в контактном конденсаторе, обеспечивается тем, что рабочее тело для газовой турбины получают смешением продуктов сгорания с водяным паром котла-утилизатора газовой турбины и отбором пара паротурбинной установки в зоне законченного горения камеры сгорания. Изобретение позволяет повысить эффективность работы, обеспечить независимость нагрузки по мощности паротурбинной и газотурбинной установок, повысить надежность и маневренность парогазовой установки. 1 ил.

Description

Рассматриваемое изобретение относится к области теплоэнергетики с использованием газовых турбин в тепловых схемах электростанций.

Известны технические решения, направленные на повышение эффективности работы ГТУ, - регенеративный подогрев воздуха, многоступенчатое сжатие с промежуточным охлаждением, повышение температуры рабочего тела, а также парогазовые схемы совместной работы ГТУ с паротурбинными блоками, - для которых характерно усложнение тепловой схемы, увеличение номенклатуры оборудования и эксплуатационных расходов [1].

Последние десятилетия КПД газовых турбин повышается за счет увеличения температуры и степени сжатия на входе в турбину. Промышленные газовые турбины работают при температуре рабочего тела до 1400°С с повышенной степенью сжатия.

Данное направление повышения эффективности работы газовых турбин является тупиковым по двум причинам:

- дальнейшее повышение начальных параметров рабочего тела ограничивается конструкционными материалами, обеспечивающими надежность и необходимый ресурс работы ГТУ, кроме того, полученное снижение удельного расхода топлива не компенсирует дополнительные затраты на ГТУ высоких параметров; потери тепла на охлаждение проточной части турбины достигают 3-4%;

- у паротурбинных установок относительная работа сжатия питательной воды не превышает 3-4%, тогда как у газотурбинных с повышением степени сжатия работа достигает 70% и более от мощности турбины.

В последние десятилетия в целях повышения КПД энергоустановок тепловых электростанций внедряются комбинированные парогазовые энергоустановки (ПГУ). Продукты сгорания топлива проходят последовательно ГТУ и парогенератор паротурбинного блока в ПГУ со сбросом выхлопа ГТУ в парогенератор и, наоборот, в тепловой схеме с высоконапорным парогенератором, который выполняет функции камеры сгорания ГТУ.

В установках со сбросом отработавших газов ГТУ в топку тепло этих газов используется для генерации пара в котле, а сами газы, содержащие большое количество кислорода (до 16%), используются вместо воздуха для горения. Поскольку дополнительный воздух не требуется, то и воздухоподогреватель у котлов отсутствует. Для снижения температуры уходящих газов часть воды поступает в котел, минуя регенеративные подогреватели.

Удельный расход топлива у ПГУ на 3-4% ниже, чем у паротурбинной установки с теми же начальными параметрами.

В ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ) сжигание топлива и передача тепла происходят при весьма высоком давлении (0,6-0,7 МПа), благодаря чему металлоемкость и габариты парогенератора существенно меньше, чем обычного котла. Продукты сгорания после парогенератора поступают в газовую турбину, а генерируемый пар - в паровую турбину.

Охлаждение уходящих газов производится частью питательной воды. Удельный расход топлива у таких установок на 4-6% ниже, чем у паротурбинных блоков (при равенстве параметров пара) [1].

Находящиеся в эксплуатации ПГУ имеют следующие недостатки:

- жесткая связь между мощностью ГТУ и паротурбинным энергоблоком;

- сложность тепловой схемы, т.к. для утилизации теплосодержания выхлопа ГТУ используется паротурбинный блок;

- снижается КПД паротурбинного блока, т.к. снижается коэффициент регенерации из-за необходимости охлаждения отходящих газов, используется часть питательной воды, минуя регенеративные подогреватели.

Ближайшим аналогом по достигаемым результатам и техническим решениям является способ повышения эффективности работы газотурбинной установки [2], включающий впрыск воды в компрессор по ступеням давления, горение топлива в камере сгорания осуществляется с избытком воздуха 1,5, температуру рабочего тела перед турбиной регулируют подачей пара из котла-утилизатора и конденсата водяного пара в камеру сгорания, конденсат улавливают из парогазовой смеси выхлопа ГТУ в контактном конденсаторе с активной насадкой.

Недостатком рассматриваемой тепловой схемы являются:

- использование впрыска конденсата в камеру сгорания из-за отсутствия необходимого баланса по пару, вырабатываемому котлом-утилизатором и его количеством, необходимым для замещения избыточного воздуха, требуемого для снижения температуры рабочего тела на выходе в турбину, что значительно снижает прирост полезной мощности турбины по сравнению с замещением сжимаемого воздуха регенеративным отбором пара, из-за затрат тепла на испарение конденсата;

- в проточную часть компрессора подается конденсат без дополнительного охлаждения в теплообменнике подогрева подпиточной воды химводоподготовки станции.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение эффективности работы парогазовой энергоустановки смешения, обеспечение независимой нагрузки паротурбинной и газотурбинной установки и повышения их единичной мощности.

Новым в предлагаемом техническом решении повышения эффективного КПД ПГУ и единичной мощности ГТУ и ПТУ является разгрузка компрессора, которая обеспечивает:

- сжигание топлива в камере сгорания газовой турбины с избытком воздуха 1,1-1,5;

- снижение температуры сжимаемого воздуха посредством испарения впрыскиваемого конденсата до 8% от количества сжимаемого воздуха, охлажденного подпиточной водой водоподготовки тепловой электростанции;

- замещение избытка воздуха в рабочем теле турбины, необходимого для снижения температуры рабочего тела на вход в турбину водяным паром котла-утилизатора и регенеративного отбора паротурбинного энергоблока.

1. Разгрузка компрессора впрыском конденсата водяного пара в проточную часть (влажное сжатие).

Известны работы по снижению мощности потребляемой компрессором впрыском воды на вход компрессора.

«Работы по изучению эффективности впрыска в компрессор ГТУ начаты еще в 60-е годы. Впервые был сделан термодинамический анализ эффекта впрыска воды на входе в компрессор, проведены испытания компрессоров с впрыском воды в полупромышленных и промышленных (в НПО «Тулачермет») условиях. В опытах для впрыска использовали дистиллированную воду» [3].

Внедрение известного способа впрыска воды на вход компрессора сдерживается из-за опасения, что проточная часть будет подвергаться эрозионному воздействию капельной влаги, которая исчезает в зоне, где температура сжимаемого воздуха превышает температуру насыщения водяного пара при давлении в данной зоне.

В то же время необходимо учитывать, что проточная часть последних ступеней паровых турбин работает при более высокой влажности. «На основании эксплуатационных данных допустимую величину конечной влажности пара в конденсационных турбинах принимают равной 14%» [4].

Результаты термодинамического анализа эффекта влажного сжатия, выполненные ИВТ АН СССР, показали, что при сухом сжатии на привод компрессора расходуется до 67% мощности турбины, тогда как при влажном сжатии впрыск до 8% влаги от массы циклового воздуха расходуется 30-35% мощности турбины, полезная мощность турбины увеличивается практически в 2 раза. Указанная концентрация пара в воздухе ограничивается по условиям горения топлива. При повышении концентрации пара необходимо создание специальных камер сгорания [5].

«В процессе сжатия впрыскиваемая вода испаряется, на что затрачивается тепло, отнимаемое от воздуха, и температура воздуха снижается. Благодаря этому уменьшается работа, потребляемая компрессором, и тем самым возрастает полезная работа турбины и КПД установки.

Влажное сжатие позволяет практически на 1/2-1/3 уменьшить затраты энергии в компрессоре. Это имеет принципиальное значение для резкого увеличения мощности ГТУ. Дело в том, что в ГТУ на привод циклового компрессора с сухим сжатием расходуется около 2/3 мощности турбины и только 1/3 является ее полезной мощностью. При «влажном сжатии» на привод компрессора расходуется 1/3 мощности турбины, а 1/2 является ее полезной мощностью. Следовательно, сохранение мощности компрессора (по сравнению с сухим сжатием) позволяет на 1/3 увеличить полезную мощность турбины и в 2 раза полезную мощность ГТУ. Вместе с тем, вследствие испарения жидкости в компрессоре увеличивается количество рабочего тепла, причем дополнительное рабочее тело - водяной пар - обладает теплоемкостью, почти вдвое превышающей теплоемкость воздуха, что в свою очередь также заметно увеличивает мощность турбины и экономичность» [3].

Широкое внедрение влажного сжатия, несмотря на термодинамическую эффективность, сдерживается необходимостью применения для этих целей дистиллированной воды.

«Для предотвращения отложения солей в проточной части вода, предназначенная для впрыска, должна пройти систему водоподготовки, например, в выпарной установке» [3].

В предлагаемом техническом решении указанные выше трудности устранены простыми инженерными решениями:

- влажное сжатие циклового воздуха обеспечивается впрыском дистиллированной воды, конденсата, получаемого конденсацией водяных паров, содержащихся в отработанной парогазовой смеси рабочего тела, в контактном конденсаторе с активной насадкой (КТАН) при температуре ниже 30°С, охлаждением впрыскиваемого конденсата подпиточной водой водоподготовки ТЭС до 20-30°С, в зависимости от сезона.

Контактный теплообменник с активной тепломассообменной насадкой, роль которой выполняет оребренный трубный пучок, в котором циркулирует нагреваемая, например, сетевая подпиточная вода, отличается от обычного контактного конденсатора механизмом теплопередачи, т.к. наряду с тепломассообменом между продуктами сгорания и орошающей водой (подвод тепла к жидкости) одновременно осуществляется охлаждение орошающей жидкости водой, протекающей в «активной насадке» - трубном пучке. При этом удельные потоки возрастают в 2-4 раза по сравнению с обычными контактными аппаратами [6, 7].

Необходимо учитывать, что при сгорании 1 нм³ газа выделяется 1,6 кг водяных паров, что перекрывает со значительным избытком потери из-за неполной конденсации водяных паров и уноса с продуктами горения.

2. Разгрузка компрессора снижением избытка воздуха в рабочем теле ГТУ с 3-4 до 1,1-1,5 замещением его паром котла-утилизатора ГТУ и регенеративным отбором ПТУ.

Традиционно температуру продуктов сгорания, поступающих в турбину, снижают увеличением избытка воздуха в камере сгорания до 2,5-4,0, вследствие чего на привод воздушного компрессора затрачивается 60-65% мощности газовой турбины. Увлажнение циклового воздуха при избытке воздуха 1,1-1,5 впрыском в приточную часть компрессора до 8% конденсата от массы сжимаемого воздуха, подача пара котла-утилизатора и отбор паровой турбины, входящих в тепловую схему ПГУ смешения, в камеру сгорания, зону законченного горения (контактный смеситель), снижают температуру продуктов сгорания на входе в турбину до нормируемого значения, что приводит к уменьшению нагрузки на компрессор суммарно в 2-3 раза.

Известно, что содержание кислорода в выхлопных газах современных энергетических ГТУ составляет 13-16%, избыток воздуха 2,6-4,2.

«Температура выхлопных газов современных энергетических ГТУ в большинстве случаев составляет 450-560°С, а содержание кислорода в них 13-16% по объему. Такие параметры выхлопных газов позволяют успешно использовать их в качестве как окислителя при сжигании топлива в котле, так и теплоносителя, передающего часть теплоты топлива ГТУ рабочему телу паротурбинной установки. Что касается газовой турбины ГТЭ-115, то минимальное содержание кислорода равно 14%.

Известно, что стабильное горение сжигаемого газа имеет место при содержании кислорода в уходящих газах не менее 12,5%. Минимальный избыток кислорода для турбины V 64,3, а при t _н.в.=30°С и 100%-ной нагрузке составляет 13,9%, а при t_н.в.=36°С - 12,6% (по данным фирмы Сименс). На пониженных нагрузках содержание кислорода увеличивается.

Известно значительное количество типов парогазовых установок со сбросом газов в котел (ПГУ ПК). Практически во всех ПГУ ПК в суммарной электрической мощности доля мощности газотурбинного агрегата обычно составляет 20-30%. Доля утилизируемого тепла в этом случае может составить около 25-30% тепла, подводимого в паровом котле, и КПД такой ПГУ будет выше КПД паротурбинной установки на 4-5% абсолютных (около 10% относительных)» [7].

Анализ термодинамических характеристик современных энергетических ГТУ, приведенных в вышеуказанной статье, подтверждает, что принятые в предлагаемой тепловой схеме инженерные решения эффективны и просты в техническом исполнении.

Качественное сжигание топлива в горелочных устройствах энергетических котлов обеспечивается при избытке воздуха 1,05-1,1, следовательно, правомерно избыток воздуха для камеры сгорания принять в пределах 1,1-1,5.

Потребляемая компрессором турбинная мощность прямо пропорциональна количеству сжимаемого циклового воздуха, замещение которого водяным паром котла-утилизатора ГТУ и дополнительным регенеративным отбором паровой турбины обеспечивает снижение потребляемой мощности компрессором, пропорциональное увеличение полезной мощности газовой турбины, снижение в 3-4 раза сброса пара в конденсатор, соответственно увеличение эффективного КПД ГТУ и ПТУ.

При минимальном содержании кислорода в продуктах сгорания О₂=12,5%, избытке воздуха 2,5 масса сжимаемого воздуха, следовательно, и потребляемая мощность компрессора при избытке воздуха 1,1 снижается в 2,2 раза, соответственно за счет высвобождения мощности компрессора возрастает полезная мощность ГТУ. При содержании О₂=16%, избытке воздуха 4,2 мощность компрессора снижается в 3,8 раза.

Количество пара, получаемого в котле-утилизаторе, частично покрывает требуемый расход для замещения избытка компрессорного воздуха. Недостающее количество пара, необходимого для снижения температуры продуктов сгорания до нормируемой температуры рабочего тела на входе в турбину, предлагается заместить отбором регенеративного пара давлением 1,4-1,6 МПа, например для турбоустановки К-300-24 Р=1,42, t=425°С, теплосодержание 789 ккал/кг. Параметры пара на входе в конденсатор: Р_к=0,04 кг/см², t_к=28°С, теплосодержание 581 ккал/кг. Полезно используемое тепло пара регенеративного отбора в турбине при сбросе в конденсатор составит 208 ккал/кг или 26,4%, потери в конденсаторе - 581 ккал/кг или 74,6%.

В отличие от получивших довольно широкое распространение ПГУ с надстройкой паротурбинных энергоблоков газотурбинными установками, тепловые схемы со сбросом газов ГТУ в котел (ПГУ ПК), дополнительное использование пара регенеративного отбора для подогрева питательной воды парогенератора и замещения избыточного воздуха пропорционально повышает КПД цикла паротурбинной установки.

Традиционная тепловая схема (ПГУ ПК) значительно уменьшает регенеративный отбор пара и, следовательно, КПД паротурбинного цикла, т.к. весомая часть питательной воды и конденсата направляется, минуя регенеративные подогреватели турбины, в связи с необходимостью снижения температуры уходящих газов парового котла до заданной величины.

- «...основная особенность работы этих турбин в составе парогазовых установок - снижение расхода конденсата и питательной воды через регенеративные подогреватели паровой турбины, что приводит к пропорциональному уменьшению регенеративных отборов пара. Направление значительной части конденсата и питательной воды помимо регенеративных подогревателей турбины в газоводяные теплообменники объясняется необходимостью снижения температуры уходящих газов котла до заданной величины.

Указанное уменьшение регенеративных отборов пара может вызвать значительное снижение мощности паровой турбины и связанное с этим ухудшение экономических показателей установки. Если же вытесненный пар регенеративных отборов направить в часть низкого давления турбины, можно получить дополнительную электрическую мощность. Вместе с тем, пропуск дополнительного количества пара, как правило, ограничен прочностными характеристиками турбины. Поэтому номинальная мощность серийной паровой турбины при ее работе в составе парогазовой установки может быть получена либо при наличии значительных запасов прочности в конструкции этой турбины, либо после реконструкции проточной части турбины» [8].

На чертеже предлагаемой тепловой схемы ПГУ смешения, со сбросом пара котла-утилизатора ГТУ и дополнительного регенеративного отбора ПТУ в камеру сгорания, зону законченного горения (контактный смеситель продуктов горения с водяным паром), включающей паротурбинный энергоблок «а» и газотурбинный энергоблок «б»:

а) паротурбинный энергоблок

Оборудование: 1 - парогенератор; 2 - паровая турбина; 3 - конденсатор; 4 - конденсатный и питательный насосы; 5 - регенеративные теплообменники; 6 - деаэратор;

б) парогазотрубинный энергоблок

7 - вводное устройство конденсата в канал вала ротора компрессора; 8 - компрессор; 9 - камера сгорания; 10 - смеситель водяного пара с продуктами сгорания; 11 - газовая турбина; 12 - генератор; 13 - котел-утилизатор; 14 - экономайзер; 15 - питательный насос; 16 - активная насадка; 17 - подогреватель подпиточной воды; 18 - контактный конденсатор водяного пара; 19 - дымосос; 20 - распылитель охлаждающего конденсата; 21 - подогреватель конденсата водяного пара, поступающего в систему питания парогенератора паротурбинного энергоблока.

Потоки: I - воздух, II - топливо, III - водяной пар, IV - парогазовая смесь, V - подпиточная вода для тепловой сети; VI - конденсат водяного пара; VII - пар регенеративного отбора паротурбинной установки.

Способ осуществляется следующим образом. Через увлажнитель воздуха 7 конденсат водяного пара, охлажденный в подогревателе подпиточной воды 17, распределяется по ступеням сжатия воздушного компрессора 8 через осевой канал вала ротора.

В статье «Новые пути повышения эффективности конверсионных ГТУ газопарового цикла малой мощности» (// Теплоэнергетика.2005. - №6) рассмотрен высокоэффективный способ одновременного повышения КПД и удельной мощности энергоблоков конверсионных ГТУ способом «влажного сжатия воздуха и «влажной» регенерации тепла». Исходя из изложенных в статье ограничений по максимально возможному впрыску воды на входе в компрессор по условиям ее испарения в проточной части компрессора принят оптимальный впрыск в пределах 2-2,5% от расхода воздуха.

В предлагаемой альтернативной схеме впрыск конденсата водяного пара предусмотрен по ступеням сжатия компрессора через осевой канал вала ротора и направлен в сторону дисков. Предлагаемая схема обеспечивает оседание капель влаги на поверхность дисков и растекание по поверхности в виде тонкой пленки, поверхность испарения которой многократно превышает поверхность испарения капель, обеспечивая интенсивное испарение воды теплом, отбираемым с поверхности дисков ротора.

В проточную часть компрессора, на лопаточный аппарат, поступает влажный пар с температурой, соответствующей парциальному давлению в ступени сжатия. Интенсивность испарения воды дополнительно обуславливается многократным увеличением времени пребывания влаги в зоне испарения.

Существующие схемы впрыска на входе в компрессор всего расчетного количества воды в проточную часть, в зону с температурой значительно ниже температуры насыщения, приводят к потере энергии в компрессоре из-за воздействия на лопаточный аппарат дисперсной влаги. Процесс испарения влаги в компрессоре при впрыске по ступеням сжатия подтверждается описанным в статье испарением воды при влажной регенерации. «Влага, содержащаяся в воздухе за компрессором, попадая на теплопередающую поверхность регенератора, образует на ней пленку жидкости. Максимальная температура этой пленки, обогреваемой как отработанным в ГТ газами (через стенку), так и горячим сжатым воздухом при прямом контакте с ним, при реальных уровнях тепловых потоков близка к температуре насыщения, отвечающей парциальному давлению водяных паров во влажном воздухе».

«Как показал анализ поведения влаги в высокооборотных компрессорах, распыленная на входе вода практически полностью собирается на поверхности лопаток рабочего и направляющего аппаратов ступеней сжатия, и далее в результате срыва с кромок лопаток и последующего дробления образующихся тонких пленок воды осуществляется вторичный распыл капель до размеров 6...10 мкм. С поверхности пленок, текущих по лопаткам, испаряется в 5-8 раз больше влаги, чем с поверхности капель».

«Одной из центральных проблем в реализации конверсионных ГТУ, работающих по рассматриваемому газовому циклу, является организация эффективного впрыска воды в компрессор для максимального снижения мощности компрессора и температуры сжатого воздуха».

«Организация впрыска воды в компрессор дает возможность одновременно реализовать и другие меры по повышению эффективности установки, в частности: замену воздушного охлаждения лопаточного аппарата турбины более эффективным паровоздушным для повышения температуры газа перед турбиной при той же температуре материала лопаток и (или) повышения ресурсов элементов высокотемпературного тракта ГГУ снижением температуры лопаток и дисков».

Предлагаемое техническое решение является одним из вариантов «эффективной организации впрыска воды в компрессор» для «влажного» сжатия циклового воздуха в целях снижения потребляемой мощности компрессором и увеличением эффективной мощности ГТУ.

Водяной пар III, поступающий из котла-утилизатора 13 и регенеративного отбора VII паровой турбины 2, подается в контактный смеситель 10, зону законченного горения камеры сгорания. Парогазовая смесь из контактного смесителя 10 поступает в турбину 11. Отработавшая парогазовая смесь поступает в котел-утилизатор 13, далее в экономайзер 14 и контактный конденсатор 18. Орошающая вода подается в распылитель конденсатора 20 насосом 15 после охлаждения в подогревателе подпиточной сетевой воды 17. Активная насадка 16 также охлаждается подпиточной водой, что обеспечивает увеличение удельного теплового потока в 2-4 раза [6, 7].

Конденсат водяного пара VI из контактного конденсатора 18 поступает в котел-утилизатор 13 и, после дополнительного подогрева в газоводяном теплообменнике 21, в систему деаэрации 6, регенеративные подогреватели 5 питательной воды парогенератора 1 паротурбинного энергоблока «а».

В газотурбинном энергоблоке «б» из тепловой схемы» ГТУ ПГУ смешения с котлом-утилизатором, в отличие от традиционной схемы ПГУ КУ [8], исключена паровая турбина-утилизатор и отпадает необходимость в применении сложной конструкции многосекционного котла-утилизатора, т.к. продукты сгорания из котла-утилизатора дополнительно охлаждаются в теплообменнике 21.

Оценочный расчет предлагаемого способа повышения КПД парогазовой установки и единичной мощности ГТУ и ПТУ при параметрах рабочего тела, не требующих специальных сталей и мероприятий для охлаждения проточной части турбины, которые значительно снижают полученную экономию от уменьшения удельного расхода топлива, показал повышение КПД ПГУ смешения до 70%.

Источники информации

1. Гиршфельд В.Я. "Тепловые электростанции". Москва, "Энергия", 1973 г.

2. Кириленко В.Н. и др. "Способ повышения эффективности работы ГТУ". Патент RU 2229030 С2, 20.02.2002 г.

3. Полетавкин П.Г. "Как улучшить технико-экономические показатели ГТУ". "Газовая промышленность", 1984 г., № 10.

4. Керцелин Л.И., Рыжков В.Я. "Тепловые электрические станции". "Госэнергоиздат", 1956 г.

5. Ахмедов Р.Б. и др. "Рациональное использование газа в энергетических установках". "Недра", 1990 г.

6. Рекомендации для проектирования котельных и промышленных ТЭЦ с применением КТАНов-утилизаторов. Рига, 1987 г.

7. Иванов А.Пю и др. "О возможности надстройки энергоблоков с турбиной". ПТ-60-130 газотурбинными установками. "Энергосбережение и водоподготовка", 2003 г., № 3.

8. Безлепкин В.П. "Парогазовые и паротурбинные установки электростанций". Санкт-Петербург, ГТУ, 1997 г.

9. С.Е.Шлуман и др. "Опыт использования контактного газового подогревателя для промежуточного подогрева подпиточной воды теплосети". Теплоэнергетика, УДК 658.264.001-5.

Claims (1)

1. Способ повышения КПД парогазовой установки, включающий утилизацию тепла отработанных газов газовой турбины в котле - утилизаторе, впрыск воды в поток воздуха, сжимаемого в компрессоре, конденсацию водяного пара, содержащегося в рабочем теле газотурбинной установки в контактном конденсаторе, отличающийся тем, что рабочее тело для газовой турбины получают смешением продуктов сгорания с водяным паром котла - утилизатора газовой турбины и отбором пара паротурбинной установки в зоне законченного горения камеры сгорания.