RU2561770C2 - Operating method of combined-cycle plant - Google Patents
Operating method of combined-cycle plant Download PDFInfo
- Publication number
- RU2561770C2 RU2561770C2 RU2013157317/06A RU2013157317A RU2561770C2 RU 2561770 C2 RU2561770 C2 RU 2561770C2 RU 2013157317/06 A RU2013157317/06 A RU 2013157317/06A RU 2013157317 A RU2013157317 A RU 2013157317A RU 2561770 C2 RU2561770 C2 RU 2561770C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- heat exchanger
- cooling
- water
- steam
- gas
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к теплоэнергетике, в частности к парогазовым установкам (ПГУ), работающим на смеси пара и продуктов сгорания топлива.The invention relates to a power system, in particular to combined cycle plants (CCGT) operating on a mixture of steam and fuel combustion products.
Известен способ работы газотурбинной установки, заключающийся в сжатии воздуха, сжигании в нем топлива, смешивании полученных продуктов сгорания с дополнительным сжатым воздухом и отбором части продуктов сгорания после их расширения в турбине и совместном их сжатии с дополнительно сжимаемым воздухом при одновременном уменьшении расхода последнего (см. авторское свидетельство SU №1744290, кл. F02C 3/34, 30.06.1992).There is a known method of operation of a gas turbine installation, which consists in compressing air, burning fuel in it, mixing the resulting combustion products with additional compressed air and taking part of the combustion products after their expansion in the turbine and their joint compression with additional compressible air while reducing the flow rate of the latter (see copyright certificate SU No. 1744290,
Данный способ, хотя и осуществляет рациональный процесс сгорания, но требует дополнительной энергии для дополнительно сжимаемого охлаждающего воздуха, что снижает КПД процесса.This method, although it implements a rational combustion process, but requires additional energy for additionally compressible cooling air, which reduces the efficiency of the process.
Известен способ работы ПГУ, включающий образование рабочей парогазовой смеси, расширение последней в турбине с совершением работы, осушение потока парогазовой смеси путем введения в него воды с температурой ниже температуры конденсации воды в парогазовой смеси, удаление осушенных газов и отвод конденсата (см. авторское свидетельство SU №547121, кл. F01K 21/04, 07.12.1982).There is a known method of CCGT operation, including the formation of a working steam-gas mixture, expansion of the latter in a turbine with the completion of work, drainage of the steam-gas mixture flow by introducing water with a temperature below the condensation temperature of water in the gas-vapor mixture, removal of dried gases and condensate drain (see copyright certificate SU No. 547121, CL F01K 21/04, 12/07/1982).
Однако при данном способе работы установки имеют место большие потери теплоты (скрытая теплота конденсации), так как не вся вода удаляется из парогазовой смеси и воды из-за недоохлаждения парогазовой смеси, поскольку необходимо подать большое количество холодной воды, что, в свою очередь, приводит тому, что сливаемая вода из конденсатора будет также холодной, а значит теплота, возвращаемая через утилизационный контур, будет уменьшена, т.е. больше тепла будет потеряно в окружающую среду и еще больше энергии необходимо будет затратить для получения холодной воды.However, with this method of operation of the installation, large heat losses occur (latent heat of condensation), since not all water is removed from the gas-vapor mixture and water due to undercooling of the gas-vapor mixture, since it is necessary to supply a large amount of cold water, which, in turn, leads to that the drained water from the condenser will also be cold, which means that the heat returned through the recycling circuit will be reduced, i.e. more heat will be lost to the environment and more energy will need to be spent to produce cold water.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ работы ПГУ, заключающийся в том, что компрессором сжимают окружающий воздух с промежуточным охлаждением, который подают в зону горения камеры сгорания, в которую одновременно подают топливо, образовавшиеся продукты сгорания смешивают в зоне смешения камеры сгорания с водяным паром с получением на выходе из камеры сгорания парогазовой смеси, которую в качестве рабочего тела направляют в парогазовую турбину, в которой энергию потока парогазовой смеси преобразуют в механическую энергию вращения ротора турбины, далее водяной пар конденсируют в вакуумном конденсаторе, разрежение в котором создается вакуумным компрессором, отводящим несконденсировавшиеся газообразные продукты сгорания, а сконденсированную воду нагревают в теплообменниках (см. патент RU №2476690, кл. F01K 21/04, 06.04.2011 г.).The closest to the invention in technical essence and the achieved result is the CCGT operation method, which consists in compressing the ambient air with intermediate cooling by a compressor, which is fed into the combustion zone of the combustion chamber, into which fuel is simultaneously supplied, and the resulting combustion products are mixed in the mixing zone of the chamber combustion with steam to obtain a gas-vapor mixture at the outlet of the combustion chamber, which, as a working fluid, is sent to a gas-vapor turbine, in which the energy of the gas-vapor flow the new mixture is converted into mechanical energy of rotation of the turbine rotor, then the water vapor is condensed in a vacuum condenser, the vacuum in which is created by a vacuum compressor that removes non-condensed gaseous products of combustion, and the condensed water is heated in heat exchangers (see patent RU No. 2476690, class F01K 21 / April 4, 2011).
Данный способ работы ПГУ обеспечивает отсутствие перегрева парогазовой смеси на входе в вакуумный конденсатор. Данный способ работы ПГУ обеспечивает одновременно высокий уровень экономичности ПГУ, поскольку позволяет осуществлять работу ПГУ с существенно более высоким давлением в камере сгорания при начальной температуре рабочего тела перед турбиной, по сравнению с эксплуатируемыми в настоящее время классическими бинарными ПГУ. С увеличением расчетного давления в камере сгорания растет расчетная экономичность ПГУ, работающая по данному способу.This method of CCGT operation ensures that the vapor-gas mixture does not overheat at the inlet to the vacuum condenser. This method of operation of a CCGT unit provides at the same time a high level of profitability of a CCGT unit, since it allows the operation of a CCGT unit with a significantly higher pressure in the combustion chamber at the initial temperature of the working fluid in front of the turbine, in comparison with the currently operated classical binary CCGT units. With an increase in the design pressure in the combustion chamber, the design profitability of the CCGT unit operating according to this method grows.
Однако этот рост сдерживается тем, что в данном способе параметры воды на входе в догревающий теплообменник охлаждения парогазовой смеси на выходе из турбины высокого давления (ТВД) уже соответствуют параметрам воды в двухфазном состоянии. Необходимо поддерживать температуру парогазовой рабочей смеси на выходе из данного догревающего теплообменника выше температуры насыщения воды, подаваемой в него. С увеличением расчетного давления в камере сгорания необходимо повышать давление охлаждающего пара и соответственно давление воды на входе в догревающий теплообменник. С ростом расчетного давления в камере сгорания повышается температура насыщения питательной воды, и необходимо повышать температуру парогазовой смеси на выходе из догревающего теплообменника и, следовательно, на выходе парогазовой смеси из ТВД. По этой причине увеличение теплоперепада в ТВД, обусловленное ростом расчетного начального давления на входе в турбину, сопровождается частичным уменьшением теплоперепада в ТВД из-за повышения расчетной температуры и давления рабочего тела на выходе из ТВД. В конечном итоге данное обстоятельство приводит к уменьшению темпа роста расчетной экономичности ПГУ, обусловленной повышением давления рабочего тела перед первой ступенью турбины.However, this growth is constrained by the fact that in this method, the parameters of the water at the inlet to the warming heat exchanger for cooling the vapor-gas mixture at the outlet of the high-pressure turbine (HPH) already correspond to the parameters of water in a two-phase state. It is necessary to maintain the temperature of the gas-vapor working mixture at the outlet of this warming heat exchanger above the saturation temperature of the water supplied to it. With an increase in the design pressure in the combustion chamber, it is necessary to increase the pressure of the cooling steam and, accordingly, the water pressure at the inlet to the heating heat exchanger. With an increase in the design pressure in the combustion chamber, the saturation temperature of the feed water rises, and it is necessary to increase the temperature of the vapor-gas mixture at the outlet of the warming heat exchanger and, therefore, at the outlet of the vapor-gas mixture from the fuel assembly. For this reason, an increase in the heat transfer in the HPT due to the increase in the calculated initial pressure at the turbine inlet is accompanied by a partial decrease in the heat transfer in the HPT due to an increase in the calculated temperature and pressure of the working fluid at the exit of the HPT. Ultimately, this circumstance leads to a decrease in the growth rate of the design efficiency of the CCGT unit, due to an increase in the pressure of the working fluid in front of the first stage of the turbine.
В описании способа работы ПГУ по патенту RU №2476690 не показана схема охлаждения горячих частей парогазовой турбины, а современные высокотемпературные ПГУ требуют такого охлаждения.In the description of the CCGT operation method according to patent RU No. 2476690, the cooling scheme for the hot parts of a combined cycle gas turbine is not shown, and modern high-temperature CCGTs require such cooling.
Задача изобретения: повышение экономичности ПГУ, обеспечение экономичной работы ПГУ с применением только парового охлаждения, обеспечение работы ПГУ в режиме комбинированной выработки тепловой и электрической энергии.The objective of the invention: improving the efficiency of CCGT, ensuring the economical operation of CCGT using only steam cooling, ensuring the operation of CCGT in the mode of combined generation of heat and electric energy.
Технический результат заключается в том, что:The technical result is that:
- увеличивают рабочий теплоперепад ТВД, снижая расчетное давление на выходе из ТВД;- increase the heat transfer of the theater of operations, reducing the design pressure at the outlet of the theater;
- обеспечивают экономичную работу ПГУ при применении закрытого парового охлаждения, поскольку тепло, отбираемое от рабочего тела охлаждающим паром замкнутого охлаждения, используют для догрева вторичного охлаждающего пара до расчетного значения энтальпии;- provide cost-effective operation of CCGT when using closed steam cooling, since the heat taken from the working fluid by closed-circuit cooling steam is used to heat the secondary cooling steam to the calculated value of enthalpy;
- обеспечивают минимальное снижение экономичности работы ПГУ, вызванное применением открытого парового охлаждения в комбинации с закрытым, поскольку снижают затраты на работу воздушного компрессора высокого давления и дополнительно увеличивают расчетный рабочий теплоперепад ТВД;- provide a minimum reduction in the efficiency of CCGT operation caused by the use of open steam cooling in combination with closed one, since they reduce the cost of operating a high-pressure air compressor and additionally increase the estimated operating heat transfer of a high-pressure turbine;
- обеспечивают работу ПГУ в режиме комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, нагревая воду, подаваемую на теплофикационные нужды теплом воздуха с выхода из топливоподогревателя, при этом снижают температуру воздуха перед воздушным компрессором высокого давления и, следовательно, уменьшают затраты на работу этого компрессора.- ensure the CCGT operation in the mode of combined generation of heat and electric energy, heating the water supplied to the heating needs by the heat of air from the exit of the fuel heater, while lowering the air temperature in front of the high-pressure air compressor and, therefore, reducing the cost of operating this compressor.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ работы ПГУ заключается в том, что воздушным компрессором сжимают воздух с промежуточным охлаждением, который подают в зону горения камеры сгорания, в которую одновременно подают топливо, образовавшиеся продукты сгорания смешивают в зоне смешения камеры сгорания с охлаждающим вторичным водяным паром с получением на выходе из камеры сгорания парогазовой смеси, которую в качестве рабочего тела направляют в парогазовую турбину, в которой энергию потока парогазовой смеси преобразуют в механическую энергию вращения ротора турбины, далее водяной пар частично конденсируют в вакуумном конденсаторе, разрежение в котором создается вакуумным компрессором, отводящим несконденсированные газообразные продукты сгорания, сконденсированную воду нагревают в основном и дополнительном теплообменниках промежуточного охлаждения воздуха, а также в догревающем теплообменнике охлаждения парогазовой смеси на выходе из турбины высокого давления и теплообменнике охлаждения уходящих газов, при этом:This problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the CCGT operation method consists in compressing air with intermediate cooling by an air compressor, which is fed into the combustion zone of the combustion chamber, into which fuel is simultaneously supplied, the resulting combustion products are mixed in the mixing zone combustion chambers with cooling secondary water vapor to produce a gas-vapor mixture at the outlet of the combustion chamber, which, as a working fluid, is sent to a gas-vapor turbine in which the flow energy the steam-gas mixture is converted into mechanical energy of rotation of the turbine rotor, then the water vapor is partially condensed in a vacuum condenser, the vacuum in which is created by a vacuum compressor that removes non-condensed gaseous products of combustion, the condensed water is heated in the main and additional heat exchangers for intermediate air cooling, as well as in a heating cooling heat exchanger gas-vapor mixture at the outlet of the high-pressure turbine and the flue gas cooling heat exchanger, while:
- догревающий теплообменник охлаждения парогазовой смеси на выходе из турбины высокого давления выполняют в виде двух последовательно установленных теплообменников: теплообменника горячей парогазовой смеси и теплообменника холодной парогазовой смеси, в дополнительный теплообменник промежуточного охлаждения воздуха подают только часть воды с выхода теплообменника охлаждения уходящих газов, остальную часть этой воды подают на вход в теплообменник холодной парогазовой смеси, а на вход теплообменника горячей парогазовой смеси подают нагретую воду/водяной пар с выходов основного и дополнительного теплообменников промежуточного охлаждения воздуха и с выхода теплообменника холодной парогазовой смеси;- the warming gas-gas mixture cooling heat exchanger at the outlet of the high-pressure turbine is made in the form of two successively installed heat exchangers: a hot gas-gas mixture heat exchanger and a cold gas-vapor mixture heat exchanger; only part of the water from the outlet of the exhaust gas cooling heat exchanger is supplied to the additional air-to-air heat exchanger, the rest of this water is fed to the inlet to the heat exchanger of the cold gas mixture, and to the inlet of the heat exchanger of the hot gas mixture heated water / water vapor from the exits of the main and additional heat exchangers for intermediate air cooling and from the outlet of the heat exchanger of the cold gas mixture;
- установку снабжают теплообменником для догрева до расчетной энтальпии вторичного охлаждающего пара теплом от водяного пара, возвращаемого из тракта замкнутого охлаждения турбины;- the unit is equipped with a heat exchanger for preheating to the calculated enthalpy of the secondary cooling steam with heat from the steam returned from the closed cooling path of the turbine;
- установку снабжают последовательно расположенным теплообменником для предварительного нагрева воды-охладителя и теплообменником для последующей генерации из этой воды-охладителя пара-охладителя, предназначенного для открытого парового охлаждения горячих элементов турбины с последующим выбросом пара-охладителя в проточную часть турбины;- the unit is equipped with a sequentially located heat exchanger for preheating the water-cooler and a heat exchanger for subsequent generation of a steam-cooler from this water-cooler, intended for open steam cooling of the hot elements of the turbine with the subsequent discharge of the steam-cooler into the turbine flow part;
- установку снабжают теплообменником для нагрева воды на теплофикационные нужды воздухом с выхода из топливоподогревателя.- the unit is equipped with a heat exchanger for heating water for heating needs with air from the exit of the fuel heater.
Разделение потоков воды после ее выхода из теплообменника охлаждения уходящих газов и направление одного из этих потоков в теплообменник холодной парогазовой смеси позволяет снизить температуру парогазовой смеси на выходе из ТВД и, следовательно, увеличить в ней рабочий теплоперепад. При расчетных давлениях впрыскиваемого в камеру сгорания охлаждающего пара выше 32 бар температура воды на выходе из теплообменника охлаждения уходящих газов при условии его оптимальной работы не достигает величины температуры насыщения и является постоянной. Соответственно, если часть воды с выхода из теплообменника охлаждения уходящих газов направить в теплообменник холодной парогазовой смеси, то при расчетных давлениях в камере сгорания выше 32 бар можно поддерживать температуру парогазовой смеси на выходе из теплообменника холодной парогазовой смеси ниже температуры насыщения. Следовательно, и расчетная температура за ТВД будет снижена. В результате повышается экономичность ПГУ.Separation of the water flows after it leaves the flue gas cooling heat exchanger and the direction of one of these flows into the cold gas-vapor mixture heat exchanger allows decreasing the temperature of the gas-vapor mixture at the outlet of the fuel assembly and, therefore, increasing the working heat transfer in it. At design pressures of the cooling steam injected into the combustion chamber above 32 bar, the water temperature at the outlet of the flue gas cooling heat exchanger, provided that it operates optimally, does not reach the saturation temperature and is constant. Accordingly, if a part of the water leaving the exhaust gas cooling heat exchanger is sent to the cold vapor-gas mixture heat exchanger, then at design pressures in the combustion chamber above 32 bar, the temperature of the gas-vapor mixture at the exit of the cold gas-vapor mixture heat exchanger can be kept below the saturation temperature. Consequently, the calculated temperature behind the theater will be reduced. As a result, the efficiency of CCGT unit is increased.
Проведенные расчеты показывают, что КПД ПГУ возрастает.The calculations show that the efficiency of CCGT is increasing.
При применении замкнутого охлаждения турбины охладитель отбирает тепло от рабочего тела, расширяющегося в турбине. В результате снижается температура на выходе из ТВД и, следовательно, снижается количество передаваемого тепла вторичному охлаждающему пару в догревающем теплообменнике охлаждения парогазовой смеси на выходе из ТВД. Снабжение установки теплообменником для догрева до расчетной энтальпии вторичного охлаждающего воды/водяного пара теплом от водяного пара, возвращаемого из тракта замкнутого охлаждения турбины, позволяет компенсировать этот недогрев путем возврата отобранного от рабочего тела тепла, происходящем при замкнутом охлаждении.When using closed turbine cooling, the cooler draws heat from a working fluid expanding in the turbine. As a result, the temperature at the outlet of the theater is reduced and, consequently, the amount of heat transferred to the secondary cooling pair in the heating heat exchanger for cooling the vapor-gas mixture at the outlet of the theater is reduced. Providing the unit with a heat exchanger for heating to the calculated enthalpy of the secondary cooling water / steam with heat from the steam returned from the closed cooling path of the turbine, this underheating can be compensated by returning the heat taken from the working fluid that occurs during closed cooling.
Применение открытого варианта охлаждения с выбросом охладителя в проточную часть турбины однозначно приводит к заметному снижению полезной электрической мощности современных ПГУ. Снабжение установки теплообменником для предварительного нагрева воды-охладителя и теплообменником для последующей генерации пара-охладителя позволяет снизить температуру воздуха перед воздушным компрессором высокого давления без потери тепла цикла, поскольку пар-охладитель смешивается в турбине с основным рабочим телом, совершает полезную работу и участвует в нагреве вторичного охлаждающего пара за ТВД. Снижение температуры воздуха достигается за счет того, что доля воздуха, охлаждаемая до минимальной температуры перед воздушным компрессором высокого давления, увеличивается, поскольку охлаждение воздуха в воздушном теплообменнике предварительного подогрева воды-охладителя, предназначенной для открытого охлаждения, осуществляется за счет части воздуха, охлаждаемого в дополнительном теплообменнике промежуточного охлаждения воздуха. Воздух на выходе дополнительного теплообменника промежуточного охлаждения воздуха имеет более высокую температуру, чем на выходе основного теплообменника промежуточного охлаждения воздуха и теплообменника, предназначенного для предварительного нагрева воды-охладителя, идущей на открытое охлаждение. В результате температура воздуха перед воздушным компрессором высокого давления после смешения воздушных потоков становится ниже. Снижаются затраты на работу воздушного компрессора высокого давления, что в свою очередь уменьшает падение полезной электрической мощности ПГУ, возникающее из-за необходимости применения открытого охлаждения с выбросом пара-охладителя в проточную часть турбины.The use of an open version of cooling with the release of the cooler into the turbine flow path unambiguously leads to a noticeable decrease in the useful electric power of modern CCGT units. Providing the unit with a heat exchanger for pre-heating the water cooler and a heat exchanger for the subsequent generation of the steam cooler reduces the air temperature in front of the high-pressure air compressor without losing heat of the cycle, since the steam cooler is mixed in the turbine with the main working fluid, performs useful work and participates in heating secondary cooling steam behind the theater. The decrease in air temperature is achieved due to the fact that the proportion of air cooled to a minimum temperature in front of the high-pressure air compressor increases, since the cooling of the air in the air heat exchanger for preheating the water-cooler, designed for open cooling, is carried out due to the part of the air cooled in the additional heat exchanger intermediate air cooling. The air at the outlet of the additional heat exchanger of the intermediate air cooling has a higher temperature than at the outlet of the main heat exchanger of the intermediate air cooling and the heat exchanger intended for preheating the water-cooler going for open cooling. As a result, the air temperature in front of the high pressure air compressor after mixing air flows becomes lower. The operating costs of a high-pressure air compressor are reduced, which in turn reduces the drop in CCGT useful electric power arising from the need to use open cooling with the release of a steam cooler in the turbine flow path.
Одновременно уменьшается расчетная доля воды, идущей в дополнительный теплообменник промежуточного охлаждения воздуха с выхода теплообменника охлаждения уходящих газов, а следовательно, возрастает доля воды, направляемая в теплообменник холодной парогазовой смеси. Это увеличение расхода воды позволяет снизить расчетный температурный напор на холодном конце теплообменника холодной парогазовой смеси за счет уменьшения расчетной температуры парогазовой смеси на выходе из теплообменника холодной парогазовой смеси. Данное обстоятельство также приводит к расчетному снижению температуры за ТВД, приводящее к росту теплоперепада в ней. В результате еще дополнительно уменьшается снижение полезной электрической мощности ПГУ, возникающее из-за необходимости применения открытого охлаждения.At the same time, the estimated proportion of water entering the additional heat exchanger for intermediate cooling of the air from the outlet of the flue gas cooling heat exchanger decreases, and, consequently, the proportion of water directed to the heat exchanger of the cold vapor-gas mixture increases. This increase in water flow rate makes it possible to reduce the design temperature head at the cold end of the heat exchanger of the cold gas mixture by reducing the design temperature of the gas mixture at the outlet of the cold gas mixture. This circumstance also leads to a calculated decrease in the temperature behind the HPT, which leads to an increase in heat drop in it. As a result, the decrease in CCGT net electric power, which arises from the need for open cooling, is still further reduced.
Использование в качестве теплоносителя воздуха с выхода из топливоподогревателя для нагрева воды, подаваемой на теплофикационные нужды, позволяет осуществлять работу ПГУ в режиме комбинированной выработки тепловой и электрической энергии. При этом дополнительно снижается температура воздуха перед компрессором высокого давления. Соответственно снижаются затраты на его работу. Однако после передачи тепла от воздуха воде это тепло не возвращается в цикл, как в варианте с предварительным подогревом воздухом воды-охладителя, предназначенной для открытого охлаждения, а уходит из цикла. Соответственно снижение полезной мощности турбины будет частично компенсироваться лишь частичным снижением затрат на работу воздушного компрессора высокого давления.The use of air as the heat carrier from the exit of the fuel heater for heating water supplied for heating needs allows the CCGT to operate in the mode of combined generation of heat and electric energy. This further reduces the air temperature in front of the high-pressure compressor. Accordingly, the costs of its work are reduced. However, after the transfer of heat from air to water, this heat does not return to the cycle, as in the variant with air pre-heating of the water-cooler intended for open cooling, but leaves the cycle. Accordingly, a decrease in the turbine’s net power will be partially offset only by a partial reduction in the cost of operating a high-pressure air compressor.
На фиг.1 представлен вариант выполнения принципиальной тепловой схемы ПГУ с двухцилиндровой парогазовой турбиной. На фиг.2 показан вариант схемы ПГУ с учетом замкнутого парового охлаждения горячих элементов парогазовой турбины. На фиг.3 показан вариант схемы ПГУ с учетом открытого и замкнутого парового охлаждения горячих элементов парогазовой турбины. На фиг.4 показан вариант схемы ПГУ с учетом открытого и замкнутого парового охлаждения горячих элементов парогазовой турбины при комбинированной выработке тепловой и электрической энергии. На фигурах не показано типовое оборудование, присутствующее в парогазовых схемах, например система подачи топлива, блоки химводоподготовки, блок деаэрации, конденсатные и питательные насосы и т.п.Figure 1 presents an embodiment of a schematic thermal circuit of a combined cycle steam turbine with a two-cylinder combined cycle gas turbine. Figure 2 shows a variant of the CCGT scheme taking into account closed steam cooling of the hot elements of a combined cycle gas turbine. Figure 3 shows a variant of the CCGT scheme, taking into account open and closed steam cooling of the hot elements of a combined cycle gas turbine. Figure 4 shows a variant of the CCGT scheme taking into account open and closed steam cooling of the hot elements of a combined cycle gas turbine with combined generation of heat and electric energy. The figures do not show typical equipment present in gas-vapor schemes, for example, a fuel supply system, chemical water treatment units, a deaeration unit, condensate and feed pumps, etc.
ПГУ на фиг.1 содержит воздушный компрессор низкого давления 1, воздушный компрессор высокого давления 2, камеру сгорания 3, парогазовую турбину высокого давления (ТВД) 4, парогазовую турбину низкого давления (ТНД) 5, электрогенератор 6, вакуумный конденсатор 7, вакуумный компрессор 8, теплообменник охлаждения уходящих газов 9, основной теплообменник промежуточного охлаждения воздуха 10, дополнительный теплообменник промежуточного охлаждения воздуха 11, теплообменник горячей парогазовой смеси 12, воздухоподогреватель 13, атмосферный конденсатор 14, емкость-накопитель 15, градирню 16, воздушный топливоподогреватель 17, теплообменник холодной парогазовой смеси 18.The CCGT in figure 1 contains a low-pressure air compressor 1, a high-
На фиг.1 воздушный компрессор 1 входом подключен к выходу из воздухоподогревателя 13, а выходом подключен к входу воздуха в теплообменник 10 и входу воздуха в теплообменник 11. Теплообменник 10 своим выходом воздуха соединен с выходом воздуха из топливоподогревателя 17 и входом воздушного компрессора 2, теплообменник 11 своим выходом воздуха соединен с входом воздуха в топливоподогреватель 17. Воздушный компрессор 2 своим выходом соединен с входом воздуха в камеру сгорания 3, вход топлива в которую соединен к выходу топлива из топливоподогревателя 17, а паровой вход камеры сгорания 3 подключен к выходу воды/водяного пара из теплообменника 12. Вход для воды/водяного пара в теплообменник 12 соединен с выходами воды/водяного пара из теплообменников 10, 11 и 18. Выходом парогазовой смеси камера сгорания 3 подключена к входу в ТВД 4, которая выходом парогазовой смеси подключена к входу парогазовой смеси в теплообменник 12, а выход парогазовой смеси из теплообменника 12 подключен к входу парогазовой смеси в теплообменник 18, который выходом парогазовой смеси подключен к ТНД 5. Вакуумный конденсатор 7 входом для парогазовой смеси подключен к выходу из ТНД 5, выходом для несконденсировавшихся газообразных продуктов сгорания к входу вакуумного компрессора 8. Вакуумный конденсатор 7 входом для воды подключен к выходу воды из градирни 16, выходом для воды вакуумный конденсатор 7 соединен с входом воды в градирню 16 и с входом воды в теплообменники 9 и 10. Выход воды из теплообменника 9 соединен с входами воды в теплообменники 11 и 18. Выход воды из воздухоподогревателя 13 соединен с входом воды в градирню 16. Вход воздуха в воздухоподогреватель 13 соединен с атмосферой. Выход несконденсировавшихся газообразных продуктов сгорания из вакуумного конденсатора 7 подключен к входу вакуумного компрессора 8. Выход несконденсировавшихся газообразных продуктов сгорания из вакуумного компрессора 8 соединен с входом несконденсировавшихся газообразных продуктов сгорания теплообменника 9, а выход охлажденных несконденсировавшихся газообразных продуктов сгорания из теплообменника 9 соединен с входом в атмосферный конденсатор 14. Выход газов из атмосферного конденсатора 14 сообщается с атмосферой, а выход воды соединен с входом воды в воздухоподогреватель 13, емкостью-накопителем 15 и с входом воды в градирню 16.In Fig. 1, the air compressor 1 is connected inlet to the outlet of the
Отличия фиг.2 от фиг.1 следующие.The differences between FIG. 2 and FIG. 1 are as follows.
На фиг.2 ПГУ содержит дополнительно теплообменник 19 для догрева вторичного охлаждающего пара до расчетной энтальпии теплом от водяного пара, возвращаемого из тракта замкнутого охлаждения ТВД 4.In Fig.2, the CCGT unit additionally contains a
Отличия фиг.3 от фиг.2 следующие.The differences between FIG. 3 and FIG. 2 are as follows.
На фиг.3 ПГУ содержит дополнительно водовоздушный теплообменник 20 для предварительного нагрева воды-охладителя и теплообменник 21 для последующей генерации пара-охладителя, предназначенного для открытого парового охлаждения горячих элементов турбины.In Fig. 3, the CCGT unit additionally contains a water-
Отличия фиг.4 от фиг.3 следующие.The differences of FIG. 4 from FIG. 3 are as follows.
На фиг.4 ПГУ содержит дополнительно теплообменник 22 для нагрева сетевой воды.In Fig. 4, the CCGT unit additionally contains a
Между фиг.1 и фиг.2 имеются отличия в соединениях узлов и агрегатов. На фиг.2 выход воды/водяного пара из теплообменника 12 соединен с входом для воды/водяного пара в теплообменник 19. Теплообменник 19 входом для водяного пара, поступающего с выхода из контура замкнутого парового охлаждения ТВД 4, соединен с выходом этого охлаждающего пара из контура замкнутого парового охлаждения ТВД 4. Выход из теплообменника 19 для нагретой в нем воды/водяного пара соединен с входом в контур замкнутого парового охлаждения ТВД 4 и далее - с выходом из теплообменника 19 для охлажденного в нем водяного пара из контура замкнутого парового охлаждения ТВД 4. Выход для смешавшихся после теплообменника 19 потоков водяного пара соединен с входом вторичного охлаждающего пара в камеру сгорания 3.Between figure 1 and figure 2 there are differences in the connections of nodes and assemblies. In Fig.2, the outlet of water / water vapor from the
Между фиг.1 и фиг.3 имеются отличия в соединениях узлов и агрегатов. Пунктирной линией показано движение воды, из которой генерируется пар для проведения открытого охлаждения горячих элементов ТВД 4 с выбросом пара-охладителя в проточную часть ТВД 4. На фиг.3 выход воды из вакуумного конденсатора 7 соединен также с входом воды в теплообменник 20, выход воды/водяного пара из которого соединен с входом воды/водяного пара в теплообменник 21, а выход водяного пара из теплообменника 21 соединен с входом в отдельные горячие элементы ТВД 4, имеющие выход для пара в проточную часть ТВД 4. Вход для воздуха в теплообменник 20 соединен с выходом из воздушного компрессора 1, а выход для воздуха соединен с входом в воздушный компрессор 2. Теплообменник 21 входом для водяного пара, поступающего с выхода из контура замкнутого парового охлаждения ТВД 4, соединен с выходом охлаждающего пара из контура замкнутого парового охлаждения ТВД 4. Выход этого пара из теплообменника 21 соединен с входом для этого пара в теплообменнике 19, выход из которого для этого пара соединен с выходом вторичного охлаждающего пара из теплообменника 19 и с входом в камеру сгорания 3. Выход воды/водяного пара из теплообменника 12 соединен с входом для воды/водяного пара в теплообменнике 19, а выход для охлаждающего вторичного пара, образовавшегося из входящей в теплообменник 19 воды/водяного пара, соединен с входом в контур замкнутого охлаждения ТВД 4 и выходом в теплообменнике 19 для охлаждающего пара из контура замкнутого парового охлаждения ТВД 4. Выход для смешавшихся после теплообменника 19 потоков водяного пара соединен с входом вторичного охлаждающего пара в камеру сгорания 3.Between figure 1 and figure 3 there are differences in the connections of nodes and assemblies. The dashed line shows the movement of water from which steam is generated for open cooling of the hot elements of the
Между фиг.3 и фиг.4 имеются отличия в соединениях узлов и агрегатов. На фиг.4 выход воздуха из топливоподогревателя 17 соединен с входом воздуха в теплообменник 22, выход воздуха из которого соединен с входом воздуха в воздушный компрессор 2. Вход воды в теплообменник 22 предназначен для входа обратной сетевой воды, а выход - для подающей сетевой воды потребителю.Between figure 3 and figure 4 there are differences in the connections of nodes and assemblies. In Fig. 4, the air outlet from the
ПГУ по схеме, показанной на фиг.1, работает следующим образом.CCGT according to the scheme shown in figure 1, works as follows.
Атмосферный воздух предварительно нагревают в воздухоподогревателе 13, затем сжимают с промежуточным охлаждением в теплообменниках 10 и 11 и подают в зону горения камеры сгорания 3, в которую подают топливо, которое предварительно подогревают в топливоподогревателе 17, и полученную горючую смесь сжигают. Одновременно в зону смешения камеры сгорания 3 вводят водяной пар из теплообменника 12. Образовавшуюся парогазовую смесь направляют в ТВД 4, расширяют и далее направляют через теплообменник 12 в теплообменник 18 и далее в ТНД 5, где расширяют и затем направляют в вакуумный конденсатор 7. Несконденсировавшиеся газообразные продукты сгорания отводят из вакуумного конденсатора 7 вакуумным компрессором 8, охлаждают в теплообменнике 9 и подают в атмосферный конденсатор 14, где охлаждают водой с выхода из вакуумного конденсатора 7 и далее выпускают в атмосферу.Atmospheric air is preheated in the
Часть воды из вакуумного конденсатора 7 подают в теплообменники 9 и 10, а другую часть воды направляют в градирню 16. Одну часть воды с выхода атмосферного конденсатора 14 направляют в воздухоподогреватель 13 для нагрева воздуха, другую часть воды направляют в градирню 16 и емкость-накопитель 15. Из воздухоподогревателя 13 воду далее подают в градирню 16, откуда подают на вход для воды в вакуумный конденсатор 7. Излишки сконденсированной воды, если это предусмотрено режимом работы ПГУ, направляют в емкость-накопитель 15.Part of the water from the
Отличия в работе ПГУ по схеме, показанной на фиг.3, от схемы на фиг.1 следующие.Differences in the operation of CCGT according to the circuit shown in Fig. 3 from the circuit in Fig. 1 are as follows.
Часть воды с выхода вакуумного конденсатора 7 (показано пунктиром) нагревают в теплообменнике 20, с выхода которого воду/водяной пар направляют в теплообменник 21 для генерации пара-охладителя, который подают в ТВД 4 для осуществления открытого парового охлаждения горячих элементов турбины с последующим выбросом пара-охладителя в проточную часть ТВД 4. Нагрев воды в теплообменнике 20 производится частью воздуха после воздушного компрессора 1, а охлажденный в теплообменнике 20 воздух направляют на вход воздушного компрессора 2. Воду/водяной пар с выхода теплообменника 12 направляют в теплообменник 19, где ее догревают теплом водяного пара, возвращаемого из контура замкнутого охлаждения ТВД 4, а после теплообменника 19 часть образовавшегося водяного пара направляют в контур замкнутого охлаждения ТВД 4. Оставшуюся часть образовавшегося водяного пара направляют на смешение с водяным паром, возвращаемым из контура замкнутого охлаждения ТВД 4 и затем последовательно охлаждаемым в теплообменниках 21 и 19. Далее смешавшийся водяной пар направляют в камеру сгорания 3.Part of the water from the outlet of the vacuum condenser 7 (shown by a dotted line) is heated in the
При работе ПГУ по схеме на фиг.2 в отличие от фиг.3 водяной пар, возвращаемый из контура замкнутого охлаждения ТВД 4, подают в теплообменник 19.When operating the CCGT according to the scheme in figure 2, in contrast to figure 3, the water vapor returned from the closed circuit cooling of the
В отличие от работы ПГУ по схеме 3 при работе ПГУ по схеме на фиг.4 воздух с выхода топливоподогревателя 17 подают на вход теплообменника 22, в котором производят нагрев обратной сетевой воды для дальнейшей ее подачи потребителю. Воздух с выхода теплообменника 22 подают на смешение с воздухом, выходящим их теплообменников 10 и 20.In contrast to the operation of the CCGT unit according to
Настоящее изобретение может быть использовано в энергетике, судостроении, на газоперекачивающих станциях и в других отраслях промышленности, где используют установки с парогазовым циклом.The present invention can be used in energy, shipbuilding, gas pumping stations and in other industries where plants with a combined cycle are used.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013157317/06A RU2561770C2 (en) | 2013-12-25 | 2013-12-25 | Operating method of combined-cycle plant |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013157317/06A RU2561770C2 (en) | 2013-12-25 | 2013-12-25 | Operating method of combined-cycle plant |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013157317A RU2013157317A (en) | 2015-06-27 |
| RU2561770C2 true RU2561770C2 (en) | 2015-09-10 |
Family
ID=53497257
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013157317/06A RU2561770C2 (en) | 2013-12-25 | 2013-12-25 | Operating method of combined-cycle plant |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2561770C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2625892C1 (en) * | 2016-02-25 | 2017-07-19 | Александр Альбертович Агеев | Method of operation of steam gas plant operating with use of steam cooling |
| RU2709587C1 (en) * | 2018-10-22 | 2019-12-18 | Александр Альбертович Агеев | Operating method of combined-cycle plant operating with steam cooling |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3879616A (en) * | 1973-09-17 | 1975-04-22 | Gen Electric | Combined steam turbine and gas turbine power plant control system |
| EP0487244A2 (en) * | 1990-11-20 | 1992-05-27 | General Electric Company | Reheat steam cycle for a steam and gas turbine combined cycle system |
| RU2208684C1 (en) * | 2001-11-27 | 2003-07-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Московское машиностроительное производственное предприятие "Салют" | Steam-gas plant operating method |
| RU2230921C2 (en) * | 2001-03-12 | 2004-06-20 | Александр Николаевич Уварычев | Method of operation and steam-gas plant of power station operating on combination fuel (solid and gaseous or liquid fuel) |
| RU2412359C1 (en) * | 2009-12-30 | 2011-02-20 | Александр Альбертович Агеев | Operating method of combined cycle plant |
| RU2011113174A (en) * | 2011-04-06 | 2012-10-20 | Александр Альбертович Агеев (RU) | METHOD OF OPERATION OF STEAM-GAS INSTALLATION |
-
2013
- 2013-12-25 RU RU2013157317/06A patent/RU2561770C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3879616A (en) * | 1973-09-17 | 1975-04-22 | Gen Electric | Combined steam turbine and gas turbine power plant control system |
| EP0487244A2 (en) * | 1990-11-20 | 1992-05-27 | General Electric Company | Reheat steam cycle for a steam and gas turbine combined cycle system |
| RU2230921C2 (en) * | 2001-03-12 | 2004-06-20 | Александр Николаевич Уварычев | Method of operation and steam-gas plant of power station operating on combination fuel (solid and gaseous or liquid fuel) |
| RU2208684C1 (en) * | 2001-11-27 | 2003-07-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Московское машиностроительное производственное предприятие "Салют" | Steam-gas plant operating method |
| RU2412359C1 (en) * | 2009-12-30 | 2011-02-20 | Александр Альбертович Агеев | Operating method of combined cycle plant |
| RU2011113174A (en) * | 2011-04-06 | 2012-10-20 | Александр Альбертович Агеев (RU) | METHOD OF OPERATION OF STEAM-GAS INSTALLATION |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2625892C1 (en) * | 2016-02-25 | 2017-07-19 | Александр Альбертович Агеев | Method of operation of steam gas plant operating with use of steam cooling |
| RU2709587C1 (en) * | 2018-10-22 | 2019-12-18 | Александр Альбертович Агеев | Operating method of combined-cycle plant operating with steam cooling |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2013157317A (en) | 2015-06-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2551458C2 (en) | Combined heat system with closed loop for recuperation of waste heat and its operating method | |
| KR100341646B1 (en) | Method of cooling thermally loaded components of a gas turbine group | |
| US20090205336A1 (en) | Method and Device for the Transfer of Heat from a Heat Source to a Therodynamic Cycle with a Working Meduim of at Least Two Substance with Non-Isothermal Evaporation and Condensation | |
| KR102326406B1 (en) | Combined cycle power plant with improved efficiency | |
| AU2008349706A1 (en) | Method for operating a thermodynamic circuit, as well as a thermodynamic circuit | |
| CN210176512U (en) | Seawater desalination system utilizing waste heat of gas turbine | |
| RU2335641C2 (en) | Method of enhancing efficiency and output of two-loop nuclear power station | |
| CN111908542A (en) | Seawater desalination system and method utilizing waste heat of gas turbine | |
| RU2561770C2 (en) | Operating method of combined-cycle plant | |
| RU2412359C1 (en) | Operating method of combined cycle plant | |
| RU2596293C2 (en) | Method of recycling energy of geothermal water | |
| KR101935637B1 (en) | Combined cycle power generation system | |
| RU2476690C2 (en) | Method of combined cycle plant operation | |
| JP2000161018A (en) | Method and device of exhaust heat recovery power generation by water-ammonia mixed fluid | |
| KR101753526B1 (en) | Combined cycle power generation system | |
| RU2003102313A (en) | METHOD FOR OPERATING ATOMIC STEAM TURBINE INSTALLATION AND INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU2611138C1 (en) | Method of operating combined-cycle power plant | |
| RU2625892C1 (en) | Method of operation of steam gas plant operating with use of steam cooling | |
| RU2693567C1 (en) | Method of operation of steam-gas plant of power plant | |
| RU2560503C1 (en) | Heat power plant operation mode | |
| WO2015187064A2 (en) | Multi-mode combined cycle power plant | |
| RU2620610C1 (en) | Work method of combined cycle gas turbine power plant | |
| RU2439446C1 (en) | Fluid medium heater | |
| RU2709587C1 (en) | Operating method of combined-cycle plant operating with steam cooling | |
| RU2756940C1 (en) | Method for operation of a combined gas and steam unit of a power plant |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201226 |