RU2585156C1

RU2585156C1 - Method of operating combined-cycle plant in maneuvering mode

Info

Publication number: RU2585156C1
Application number: RU2014153693/06A
Authority: RU
Inventors: Андрей Владимирович Агеев; Юрий Аркадьевич Балашов; Павел Андреевич Березинец; Владимир Иванович Гомболевский; Татьяна Савельевна Конторович; Юрий Анатольевич Радин; Анатолий Иванович Чертков
Original assignee: Фонд поддержки научной, научно-технической и инновационной деятельности "Энергия без границ"
Priority date: 2014-12-29
Filing date: 2014-12-29
Publication date: 2016-05-27

Abstract

FIELD: energy.

SUBSTANCE: combined-cycle plant CCGT comprises at least one gas-turbine plant (GTP), equipped with compressor, turning air guide vanes (TAGV), combustion chamber (CC) and gas turbine (GT), as well as steam turbine plant (STP) equipped with waste-heat steam generators (RSG) by number of GTP connected by system of steam lines with one common steam turbine (ST). Method consists in fact that at least part of steam generated by GTP in gas path from GTP to ST with further removal into atmosphere together with effluent gases. Steam is introduced into air part of gas path of GTE with completely closed or fully open TAGV. In first case steam is introduced only at ambient air temperature of more than 15 °C and taken from steam turbine flow section at pressure minimally exceeding compressed air pressure. With beginning of CCGT relief extraction is stopped, and with beginning of accelerated ST relief at constant fuel consumption in CC steam inlet is continued at least from one steam line from said system of steam lines to ST. At next GTP relief after disconnection of ST in said part of gas path entire high pressure steam is introduced generated in GTP, and fuel consumption is reduced to value at which parameters of introduced steam are maintained at level sufficient for ST pushing start from hot reserve. With more than one GTP steam inlet from steam lines to ST in air part of gas path is performed only for one GTP. In CCGT starting from cold condition steam is introduced into air part of gas path from bypass line of main steam pipeline with completely closed CCGT and steam inlet is stopped with beginning of ST start.

EFFECT: invention relates to combined power CCGT.

4 cl, 1 dwg

Description

Область использованияArea of use

Изобретение относится к области теплоэнергетики, в частности к энергетическим комбинированным парогазовым установкам (ПГУ), и может быть использовано при разработке пусковых схем и организации эксплуатации современных утилизационных ПГУ в переменной части графика нагрузки энергосистемы.The invention relates to the field of power engineering, in particular to combined-cycle power plants (CCGT), and can be used to develop start-up circuits and organize the operation of modern utilization CCGT units in the variable part of the load schedule of the power system.

Уровень техникиState of the art

Современные ПГУ на природном газе и жидком (резервном) топливе должны быть не только высокоэкономичными и экологически безопасными, но одновременно и маневренными, поскольку возрастает тенденция увеличения доли возобновляемых естественно-переменных источников энергии (солнце, ветер) и атомных электростанций, не способных работать в маневренном режиме, а доля гидроэнергетики сокращается.Modern CCGTs using natural gas and liquid (reserve) fuel should be not only highly economical and environmentally friendly, but also maneuverable, since there is an increasing tendency to increase the share of renewable naturally variable energy sources (sun, wind) and nuclear power plants that are unable to operate in maneuverable regime, and the share of hydropower is declining.

Широким диапазоном регулируемой мощности обладает ПГУ-надстройка к базовому паротурбинному энергоблоку (ПТЭБ) на газомазутном топливе (RU № 101090, F01K 23/06, 2011 [1] - аналог). Маневренные свойства в данном случае достигаются благодаря последовательному промежуточному перегреву пара в утилизационном парогенераторе (УПГ) выхлопных газов газотурбинной установки (ГТУ), а затем в топливосжигающем котлоагрегате (ТСКА) ПТЭБ. Температура пара согласно [1] поддерживается на номинальном уровне при глубоком разгружении ПГУ (в 4…5 раз меньше ее номинальной мощности). Несмотря на глубокое разгружение, толстостенные элементы пароводяного тракта (ПВТ) и узлы паровой турбины (ПТ) энергоблока не расхолаживаются. В таком режиме ПГУ эксплуатируют в период минимума суточного графика нагрузки энергосистемы и затем быстро нагружают без риска ускоренного исчерпания долговечности оборудования.The CCGT-add-on to the basic steam-turbine power unit (PTEB) on gas oil fuel has a wide range of adjustable power (RU No. 101090, F01K 23/06, 2011 [1] - analogue). In this case, maneuvering properties are achieved due to the sequential intermediate superheating of steam in a waste gas generator (GTU) of the exhaust gases of a gas turbine unit, and then in a PTEB fuel-burning boiler (TSKA). According to [1], the steam temperature is maintained at the nominal level during deep unloading of the CCGT unit (4 ... 5 times less than its rated power). Despite the deep unloading, thick-walled elements of the steam-water path (HTP) and the units of the steam turbine (PT) of the power unit are not dampened. In this mode, CCGTs are operated during the period of minimum daily load schedule of the power system and then quickly loaded without the risk of accelerated exhaustion of equipment durability.

Недостатком ПГУ-надстройки [1] является ее сравнительно низкая экономичность, связанная с необходимостью сжигания части топлива не в камере сгорания (КС) ГТУ, а в ТСКА. При разгружении же более экономичной утилизационной ПГУ температура пара обычно стабилизируется путем согласованного изменения положения поворотного воздушного направляющего аппарата (ПВНА) на входе компрессора ГТУ и расхода топлива. Температура выхлопных газов ГТУ и соответственно перегрева пара в УПГ поддерживается на номинальном уровне при снижении мощности ПГУ от 1,0 до 0,55…0,60 от номинального значения или менее чем в 2 раза. После того как ПВНА полностью прикрыт, дальнейшее разгружение происходит только с уменьшением расхода топлива при неизменном расходе воздуха. Разгружение ПГУ до уровня менее 0,55…0,5 от номинальной мощности сопровождается существенным понижением температуры пара и экономичности, увеличением эмиссии вредных выбросов КС, а также расхолаживанием элементов ПВТ. Поэтому большинство ПГУ, разгруженных до порядка половины от номинальной мощности, либо продолжают эксплуатировать с этой частичной нагрузкой, например, по рабочим дням, чтобы затем быстро нагружать ГТУ, либо ускоренно останавливают в горячем состоянии (горячем резерве) на протяжении минимума нагрузки энергосистемы. Но ограничить расхолаживание элементов ПВТ ПГУ только пределом их естественного остывания не удается даже после кратковременного ночного простоя в горячем резерве. Это связано с тем, что при пуске ПГУ до розжига КС обязательно вентилируют газовый тракт УПГ атмосферным воздухом, который с достаточно высоким расходом нагнетается компрессором ГТУ. Дополнительное расхолаживание элементов ПВТ и обусловленное им понижение остаточного давления пара в барабане высокого давления УПГ значительно увеличивает продолжительность пуска ПГУ и ограничивает скорость ее нагружения. Еще значительнее продолжительность пуска утилизационной ПГУ из холодного состояния. Следует отметить, что у всех утилизационных ПГУ диапазон регулируемой мощности сужается в летнее время при температуре наружного воздуха более 15°C с понижением их номинальной мощности в результате уменьшения расхода, степени сжатия воздуха компрессором ГТУ и ухудшения вакуума в конденсаторе ПТ. Поддерживать в это время номинальную мощность или форсировать ее при пиковой нагрузке за счет повышения температуры газов не предусматривается из-за ускоренного исчерпания долговечности деталей горячего тракта ГТУ.The disadvantage of the CCGT add-on [1] is its relatively low efficiency, associated with the need to burn part of the fuel not in the combustion chamber (CS) of a gas turbine, but in a TSKA. When unloading a more economical utilization CCGT unit, the steam temperature is usually stabilized by a coordinated change in the position of the rotary air guide device (PVAA) at the inlet of the gas turbine compressor and fuel consumption. The temperature of the exhaust gases of gas turbines and, accordingly, the superheating of steam in the gas control unit is maintained at a nominal level with a decrease in CCGT power from 1.0 to 0.55 ... 0.60 from the nominal value or less than 2 times. After the PVAA is completely covered, further unloading occurs only with a decrease in fuel consumption with a constant air flow. Unloading the CCGT unit to a level of less than 0.55 ... 0.5 of the nominal power is accompanied by a significant decrease in steam temperature and economy, an increase in the emission of harmful emissions from the compressor, and also dampening of the HTP elements. Therefore, the majority of CCGT units, unloaded to about half of the rated power, either continue to operate with this partial load, for example, on working days, then to quickly load gas turbines, or are accelerated to stop in a hot state (hot standby) for a minimum load of the power system. But it is not possible to limit the cooldown of HTP CCGT elements only to the limit of their natural cooling even after a short night standstill in a hot reserve. This is due to the fact that when the CCGT unit is started before the ignition of the compressor station, the UPG gas path is necessarily vented with atmospheric air, which is pumped with a sufficiently high flow rate by the gas turbine compressor. An additional cooling of the HTP elements and a decrease in the residual vapor pressure in the UPG high-pressure drum caused by it significantly increase the start-up time of the CCGT unit and limit its loading speed. Even longer is the duration of the start-up of the CCGT utilization from the cold state. It should be noted that for all CCGT utilization units, the adjustable power range narrows in the summer at an outdoor temperature of more than 15 ° C with a decrease in their rated power as a result of a decrease in the flow rate, the degree of air compression by the gas turbine compressor and deterioration of the vacuum in the condenser. It is not intended to maintain the rated power at this time or force it at peak load due to an increase in gas temperature due to the accelerated exhaustion of the durability of the parts of the hot gas turbine unit.

Известен способ эксплуатации парогазовой установки, содержащей по меньшей мере одну ГТУ, оборудованную компрессором с ПВНА на входе последнего, камерой сгорания (КС) и газовой турбиной (ГТ), а также паротурбинную установку (ПТУ), оборудованную утилизационными парогенераторами (УПГ) по числу ГТУ, причем каждый из указанных УПГ соединен системой паропроводов высокого и низкого давления с одной общей ПТ, заключающийся в том, что по меньшей мере часть вырабатываемого по меньшей мере одним УПГ пара направляют в газовый тракт ГТУ до ГТ с последующим отводом его в атмосферу вместе с уходящими газами (US 5727377, F020 3/30, 1998 - ближайший аналог [2]).A known method of operating a combined cycle plant containing at least one gas turbine equipped with a compressor with a secondary air supply at the inlet of the latter, a combustion chamber (KS) and a gas turbine (gas turbine), as well as a steam turbine installation (gas turbine) equipped with utilization steam generators (gas turbine generator) according to the number of gas turbines moreover, each of these GTU is connected by a system of steam pipelines of high and low pressure with one common PT, consisting in that at least part of the steam generated by at least one GTG is sent to the gas path of the gas turbine to the GT with the following by discharging it into the atmosphere together with flue gases (US 5727377, F020 3/30, 1998 - the closest analogue [2]).

Согласно [2] допускается возможность эксплуатации ГТУ без ПТ, выведенной из эксплуатации, например, при необходимости ее ремонта. Тогда весь пар, вырабатываемый УПГ, направляют через дроссельный клапан непосредственно в КС, где он подмешивается к газообразным продуктам сгорания топлива, поступающим в ГТ. В результате этого мощность и экономичность ГТУ увеличиваются без изменения температуры газов, а пар теряется. Его потери восполняют деминерализованной водой. Пар вырабатывают прямоточным одноконтурным УПГ с температурой перегрева, допустимой для ввода в КС (350…400°C), что соответствует температуре сжатого воздуха, охлаждающего стенки КС. Одноконтурный УПГ компактен, может изготавливаться из котельной стали с повышенной теплопроводностью. Тонкостенные элементы его ПВТ быстро прогреваются и не ограничивают пуск и нагружение ГТУ в свойственном ей высоком темпе.According to [2], it is possible to operate a gas turbine without a decommissioned one, for example, if it is necessary to repair it. Then, all the steam generated by the gas treatment unit is sent through the throttle valve directly to the compressor station, where it is mixed with the gaseous products of fuel combustion entering the gas turbine. As a result, the power and efficiency of gas turbines increase without changing the temperature of the gases, and the steam is lost. Its losses are replenished with demineralized water. Steam is produced by a direct-flow single-circuit UPG with an overheating temperature acceptable for entering into the compressor (350 ... 400 ° C), which corresponds to the temperature of the compressed air cooling the walls of the compressor. The single-circuit UPG is compact, can be made of boiler steel with increased thermal conductivity. Thin-walled elements of its high-voltage engine quickly warm up and do not limit the start-up and loading of gas turbine engines at its high rate.

Если ПТ вводится в эксплуатацию, то дроссельный клапан на отводе пара в КС закрывают и через БРОУ сбрасывают в конденсатор пар с параметрами, которые недостаточны для пуска ПТ. После того как параметры пара достигли в УПГ толчковых значений, сброс пара прекращают, ПТ разворачивают до холостого хода, ее электрогенератор синхронизируют с сетью и нагружают. Температуру перегрева пара стабилизируют на заданном (допустимом) уровне. Его превышение ограничивают увеличением расхода питательной воды УПГ и уменьшением, если температура перегрева пара оказывается ниже этого уровня. При работе ПТ под нагрузкой дроссельный клапан на отводе пара в КС открывают и вводят в нее часть свежего пара для увеличения мощности ГТУ одновременно с понижением мощности ПТ из-за отбора пара на входе в нее. Благодаря вводу пара ГТУ может использоваться как пиковая с максимальной нагрузкой не ниже номинальной и КПД до (43…45)%.If the substation is put into operation, the throttle valve at the steam outlet in the compressor station is closed and through the BROW, the pairs with parameters that are insufficient for starting the vent are discharged into the condenser. After the steam parameters have reached jogging values in the gas treatment unit, the steam discharge is stopped, the substation is deployed to idle, its generator is synchronized with the network and loaded. The superheat temperature of the steam is stabilized at a given (permissible) level. Its excess is limited by an increase in the flow rate of the UPG feed water and a decrease if the superheat temperature of the steam is below this level. When the PT is operating under load, the throttle valve at the steam outlet in the compressor station is opened and part of the fresh steam is introduced into it to increase the capacity of the gas turbine at the same time as the PT is reduced due to the extraction of steam at the inlet to it. Thanks to steam injection, gas turbines can be used as a peak with a maximum load not lower than the rated load and efficiency up to (43 ... 45)%.

Применительно к современным более мощным и экономичным ПГУ способ согласно [2] обладает следующими недостатками:In relation to modern more powerful and economical CCGT method according to [2] has the following disadvantages:

1. Диапазон регулируемой мощности N=(1,0…0,5)N_ном недостаточен, экономичное использование ПГУ во всей переменной части графика нагрузки энергосистемы не обеспечивается.1. The range of adjustable power N = (1.0 ... 0.5) N _{nom is} insufficient, the economical use of CCGT in the entire variable part of the load schedule of the power system is not provided.

2. Ввод пара непосредственно в КС ограничивает возможный диапазон регулируемой мощности ГТУ и ПТУ по нижней границе. При разгружении до мощности менее половины от номинальной после полного прикрытия ПВНА на входе компрессора с уменьшением расхода топлива в зоне горения увеличивается коэффициент избытка воздуха. В этих условиях концентрированный ввод пара непосредственно в КС чреват нарушением устойчивости горения и снижением эксплуатационной надежности ГТУ и ПТУ в целом. К тому же при таком способе ввода пара на малых нагрузках ухудшаются экологические характеристики выхлопных газов ГТУ.2. The introduction of steam directly into the compressor limits the possible range of regulated power of gas turbines and vocational schools at the lower boundary. When unloading to a power of less than half of the rated one after full cover of the air intake at the compressor inlet with a decrease in fuel consumption in the combustion zone, the coefficient of excess air increases. Under these conditions, concentrated steam injection directly into the compressor station is fraught with a violation of the stability of combustion and a decrease in the operational reliability of gas turbines and vocational schools as a whole. In addition, with this method of introducing steam at low loads, the environmental characteristics of the gas turbine exhaust are degraded.

3. Отбор части пара в КС ГТУ через дроссельный клапан при работе ПТ в режиме полной нагрузки снижает энергетический потенциал ПГУ и не увеличивает мощность ПГУ в целом.3. The selection of part of the steam in the compressor station of the gas turbine through the throttle valve when operating the PT in full load mode reduces the energy potential of the CCGT unit and does not increase the capacity of the combined cycle plant as a whole.

4. При эксплуатации ГТУ без ПТ пар вводится в КС вынужденно непрерывно на всех режимах нагрузки и весь теряется. Восполнение его потерь связано чаще всего со значительными затратами на подготовку деминерализованной воды. Эти затраты могут существенно уменьшить выгоды от дополнительно вырабатываемой мощности.4. During the operation of a gas turbine without a steam engine, steam is introduced into the compressor station continuously at all load conditions and all is lost. Replenishment of its losses is most often associated with significant costs for the preparation of demineralized water. These costs can significantly reduce the benefits of additional capacity.

Раскрытие изобретенияDisclosure of invention

Задачей изобретения является расширение диапазона экономичной работы и экологической безопасности ПГУ в режимах частичных нагрузок, а достигаемыми техническими результатами - снижение количества отводимого в атмосферу пара при форсировании им мощности ГТУ, уменьшение вредных газообразных выбросов в атмосферу и расширение регулировочного диапазона мощности ПГУ со стороны его нижней и верхней границ.The objective of the invention is to expand the range of economic operation and environmental safety of CCGT under partial load conditions, and the technical results achieved are to reduce the amount of steam discharged into the atmosphere when the power of the gas turbine is boosted, to reduce harmful gaseous emissions into the atmosphere and to expand the control range of CCGT power from its lower and upper bounds.

Указанные задача и технические результаты обеспечиваются тем, что при осуществлении способа эксплуатации ПГУ, содержащей по меньшей мере одну ГТУ, оборудованную компрессором с ПВНА на входе последнего, КС и ГТ, а также ПТУ, оборудованную УПГ по числу ГТУ, причем каждый из указанных УПГ соединен системой паропроводов высокого и низкого давления с одной общей ПТ, заключающегося в том, что по меньшей мере часть вырабатываемого пара направляют в газовый тракт ГТУ до ГТ с последующим отводом его в атмосферу вместе с уходящими газами, согласно изобретению указанный пар вводят в воздушную часть газового тракта ГТУ при полностью прикрытом или полностью открытом ПВНА.These tasks and technical results are ensured by the fact that when implementing a method of operating a combined cycle gas turbine unit containing at least one gas turbine unit equipped with a compressor with an air supply at the inlet of the latter, a compressor station and gas turbine unit, and also a technical unit equipped with a gas generator unit according to the number of gas turbine units, each of which a system of high and low pressure steam pipelines with one common supply line, consisting in that at least part of the generated steam is sent to the gas path of the gas turbine to the gas turbine, followed by its discharge into the atmosphere together with the exhaust gases, according to and acquiring said steam is injected into the air part of the gas turbine gas path with a completely open or completely cover PVNA.

При полностью открытом ПВНА пар вводят в воздушную часть газового тракта предпочтительно только при температуре наружного воздуха более 15°С и отбирают его из проточной части ПТ при давлении, минимально превышающем давление сжатого компрессором воздуха в месте ввода пара.With a fully open airflow chamber, steam is introduced into the air part of the gas path, preferably only at an outdoor temperature of more than 15 ° C, and it is taken from the flow part of the air line at a pressure that is at least higher than the pressure of the air compressed by the compressor at the steam inlet.

С началом разгружения ПГУ указанный отбор пара из проточной части ПТ прекращают, а с началом ее ускоренного разгружения при постоянном расходе топлива в КС ввод пара в воздушную часть газового тракта возобновляют из паропровода до ПТ только от одного УПГ, а после отключения ПТ при дальнейшем разгружении по меньшей мере одной ГТУ в воздушную часть газового тракта вводят весь генерируемый в соответствующих УПГ пар высокого давления с уменьшением расхода топлива до величины, выбираемой из условия поддержания параметров вводимого пара на уровне, достаточном для толчкового пуска ПТ из горячего резерва.With the beginning of CCGT unloading, the indicated steam withdrawal from the flow part of the ПТ is stopped, and with the beginning of its accelerated unloading at a constant fuel consumption in the compressor station, steam is introduced into the air part of the gas path from the steam line to the ПТ only from one gas generator unit, and after the shutdown of the ПТ at further unloading, of at least one gas turbine unit, the entire high-pressure steam generated in the corresponding gas treatment plants is introduced into the air part of the gas path with a decrease in fuel consumption to a value selected from the condition of maintaining the parameters of the introduced steam at Aries sufficient to start jogging PT from the hot spare.

При пуске ПГУ из холодного состояния в воздушную часть газового тракта каждой ГТУ предпочтительно вводят из соответствующего паропровода весь байпасируемый при пуске в обвод ПТ пар высокого давления, за исключением его части, необходимой для прогрева паропроводного тракта, и прекращают указанный ввод пара после того, как его параметры достигнут значений, достаточных для толчкового пуска ПТ при продолжающейся работе ГТУ с полностью прикрытым ПВНА.When starting up a CCGT unit from a cold state, each gas turbine unit is preferably introduced into the air part of the gas path of each gas turbine bypassing all high-pressure steam bypassed during start-up of the main circuit, except for the part necessary for heating the steam path, and the indicated steam input is stopped after it the parameters have reached values sufficient for the jolting start-up of the vehicle during the continued operation of the gas turbine with the fully enclosed air defense system.

Причинно-следственная связь между указанной совокупностью признаков и указанными техническими результатами заключается в том, что подмешивание пара к сжатому воздуху до КС увеличивает его влажность. Это снижает температуру горения и, как следствие, уменьшает эмиссию токсичных оксидов азота. Расход вводимого пара, который может принять ГТУ без ухудшения своих эксплуатационных характеристик, таков, что дополнительное увлажнение воздуха не изменяет полноту сгорания топлива и не увеличивает образование другого токсичного вещества - оксида углерода. Мощные одновальные ГТУ принимают пар с относительно небольшим расходом (до 5…7%) во всем интервале ее нагружения без чрезмерного переувлажнения воздуха и нарушения устойчивости сжигания природного газа или жидкого топлива. Летом при наружной температуре более 15°C мощность ГТУ, а значит, и ПГУ с полностью открытым ПВНА компрессора оказывается ниже номинальной. Ввод пара при таких условиях позволяет, с одной стороны, стабилизировать номинальную мощность ПГУ, форсировать ее при пиковой нагрузке и тем самым расширить диапазон регулируемой мощности ПГУ, а с другой - рационально ограничить продолжительность ввода наиболее значительного абсолютного расхода пара, его потери с уходящими газами УПГ и затраты на подготовку подпиточной воды. Этот технический результат обеспечивает и прекращение ввода пара с началом разгружения ПГУ, которая является номинально (без ввода пара) достаточно мощной. При вводе пара ее мощность увеличивается без превышения номинальной температуры газов и не сопровождается ускоренным исчерпанием долговечности деталей горячего тракта ГТУ. Возобновление ввода пара, когда ПВНА вновь полностью прикрыт, ПГУ разгружена до N~0,5 N_ном и одновременно с началом быстрого полного разгружения только ПТ, приводит к увеличению мощности ГТУ без изменения расхода топлива, то есть, к повышению экономичности ПГУ в режиме ее разгружения. Кроме того, затраты на подготовку подпиточной воды при эксплуатации ПГУ с минимальной нагрузкой могут быть не больше затрат и тепловых потерь при пуске ПГУ без ввода пара после ежедневного простоя в резерве на протяжении минимума нагрузки энергосистемы. При наиболее продолжительном пуске ПГУ (из холодного состояния после простоя на выходные дни) ввод пара компенсирует указанные затраты и тепловые потери благодаря повышению мощности и экономичности частично нагруженной ГТУ, а прекращение ввода пара с началом пуска ПТ ограничивает его безвозвратные потери.A causal relationship between the indicated set of features and the indicated technical results is that mixing steam into the compressed air before the compressor increases its humidity. This reduces the combustion temperature and, as a result, reduces the emission of toxic nitrogen oxides. The consumption of introduced steam, which GTU can take without deteriorating its operational characteristics, is such that additional humidification of the air does not change the completeness of fuel combustion and does not increase the formation of another toxic substance - carbon monoxide. Powerful single-shaft gas turbines receive steam with a relatively low flow rate (up to 5 ... 7%) in the entire interval of its loading without excessive overmoistening of the air and impaired stability of the combustion of natural gas or liquid fuel. In summer, at an outside temperature of more than 15 ° C, the power of a gas turbine unit, and therefore, a combined cycle unit with a fully open compressor PVA, is lower than the nominal value. Steam injection under these conditions allows, on the one hand, stabilization of the CCGT rated power, forcing it at peak load and thereby expanding the range of CCGT adjustable power, and on the other hand, rationally limiting the duration of the input of the most significant absolute steam flow rate, its loss with exhaust gas and the cost of preparing make-up water. This technical result ensures the termination of steam injection with the start of unloading of CCGT unit, which is nominally (without steam input) quite powerful. When steam is introduced, its power increases without exceeding the nominal temperature of the gases and is not accompanied by an accelerated exhaustion of the durability of the parts of the hot gas turbine unit. The resumption of steam injection, when the PVAA is completely covered again, the CCGT unit is unloaded to N ~ 0.5 N _nom and simultaneously with the beginning of the fast full unloading of only the tank unit, it leads to an increase in the capacity of the gas turbine unit without changing the fuel consumption, that is, to increase the efficiency of the CCGT unit in its mode unloading. In addition, the cost of preparing make-up water during operation of a combined cycle power plant with a minimum load can be no more than the cost and heat loss when commissioning a combined cycle plant without steam input after daily downtime in reserve for a minimum load of the power system. During the longest start-up of the CCGT unit (from the cold state after idle on the weekend), the steam injection compensates for the indicated costs and heat losses due to the increase in the power and efficiency of the partially loaded gas turbine, and the termination of the steam input with the start of the steam tank limits its irretrievable losses.

На чертеже в качестве примера изображена принципиальная тепловая схема ПТУ, работающей по способу согласно изобретению.The drawing shows, by way of example, a schematic thermal diagram of a technical vocational school operating according to the method of the invention.

Условные обозначенияLegend

БГП - байпас главного паропроводаBGP - bypass of the main steam line

БРОУ - быстродействующая редукционно-охладительная установкаBROU - high-speed reduction and cooling unit

ГТ - газовая турбинаGT - gas turbine

ГТУ - газотурбинная установкаGTU - gas turbine unit

КС - камера сгорания ГТУKS - GTU combustion chamber

ПВНА - поворотный воздушный входной направляющий аппарат компрессора ГТУPVNA - rotary air inlet guide vanes of a gas turbine compressor

ПВТ - пароводяной трактHTP - steam-water path

ПГУ - парогазовая установкаCCGT - combined-cycle plant

ПТ - паровая турбинаPT - steam turbine

ПТУ - паротурбинная установкаPTU - steam turbine installation

ПТЭБ - паротурбинный энергоблокPTEB - steam turbine power unit

РОУ - редукционно-охладительная установкаROU - reduction and cooling unit

ТСКА - топливосжигающий котлоагрегатTSKA - fuel burning boiler

УПГ - утилизационный парогенераторUPG - recovery steam generator

ЭГ - электрогенераторEG - electric generator

N - величина мощности энергоустановкиN - power plant capacity

N_ном - величина номинальной мощности энергоустановкиN _nom - the value of the rated power of the power plant

Перечень позиций чертежаList of drawing items

1 - компрессор ГТУ, 2 - ПВНА, 3 - КС, 4 - ГТУ, 5 - УПГ, 6 - ПТ, 7 - главный паропровод, 8 - БГП, 9 - БРОУ, 10 - конденсатор ПТ, 11 - отводной участок БГП, 12 - редукционный клапан, 13 - конденсатопровод, 14 - паропровод низкого давления, 15 - паропровод промежуточного отбора пара, 16 -конденсатный насос, 17 - деаэратор, 18 - питательный насос низкого давления, 19 - питательный насос высокого давления, 20 - главный паровой вентиль, 21 - регулирующий клапан высокого давления, 22 - паровой вентиль низкого давления, 23 - регулирующий клапан низкого давления, 24 - РОУ, 25 - регулятор промежуточного отбора пара, 26 - обратный клапан; 27 - фильтр для очистки пара, вводимого в газовый тракт; 28 - измеритель расхода пара, вводимого в газовый тракт; а - наружный воздух, б - топливо, в - выхлопные газы ГТУ, г - уходящие газы УПГ, д - циркуляционная вода охлаждения конденсатора ПТ, е - конденсат, ж - подпитка химически очищенной водой, з - питательная вода, и - пар низкого давления, к - пар высокого давления, л - пар для ввода в газовый тракт ГТУ.1 - GTU compressor, 2 - PVNA, 3 - KS, 4 - GTU, 5 - UPG, 6 - PT, 7 - main steam line, 8 - BGP, 9 - BROU, 10 - capacitor PT, 11 - tap section of BGP, 12 - pressure reducing valve, 13 - condensate pipe, 14 - low pressure steam pipe, 15 - intermediate steam pipe, 16 - condensate pump, 17 - deaerator, 18 - low pressure feed pump, 19 - high pressure feed pump, 20 - main steam valve, 21 - high pressure control valve, 22 - low pressure steam valve, 23 - low pressure control valve, 24 - ROW, 25 - intermediate regulator th selection pair, 26 - non-return valve; 27 is a filter for cleaning steam introduced into the gas path; 28 - meter flow rate of steam introduced into the gas path; a - outside air, b - fuel, c - exhaust gas from a gas turbine, d - exhaust gas from a gas turbine, d - circulating water for cooling a condenser PT, e - condensate, g - replenishment with chemically purified water, s - feed water, and - low pressure steam , k - high pressure steam, l - steam to enter the gas path of the gas turbine.

Осуществление изобретенияThe implementation of the invention

Согласно изобретению ввод пара позволяет форсировать мощности не только ГТУ, что неизбежно, но и всей номинально достаточно мощной ПГУ с улучшением ее эксплуатационных характеристик при определенном изменении внешних условий, всегда в режимах глубокого разгружения и с таким расходом пара, чтобы не ухудшать эти характеристики ГТУ при ее работе в «сухом» режиме, когда собственного пара либо еще нет, либо его ввод не рационален. Умеренный по расходу, ограниченный по продолжительности, во многом сезонный и периодический ввод пара возможен и в условиях ПГУ без выделения пара из уходящих газов и ее усложнения дополнительным крупногабаритным дорогостоящим устройством - вторым конденсатором. Дополнительно умеренное увлажнение паром уходящих газов незначительно влияет на их температуру. Затраты на подготовку подпиточной деминерализованной воды меньше выгодны от увеличения поставляемой мощности ПГУ. К тому же повышается коэффициент использования ее номинальной мощности, сокращаются затраты и тепловые потери на пуск.According to the invention, steam injection allows not only GTU capacities to be boosted, which is inevitable, but of the entire nominally sufficiently powerful CCGT unit with an improvement in its operational characteristics under a certain change in external conditions, always in deep unloading modes and with such a steam flow rate so as not to impair these GTU characteristics its work in the "dry" mode, when its own steam is either not yet there, or its input is not rational. Moderate in terms of consumption, limited in duration, largely seasonal and periodic steam injection is also possible under CCGT conditions without steam being separated from the flue gases and complicated by an additional large-sized expensive device - a second condenser. Additionally, moderate steam humidification of the flue gases slightly affects their temperature. The costs of preparing make-up demineralized water are less profitable from increasing the supplied capacity of CCGT units. In addition, the coefficient of utilization of its rated power is increased, the costs and thermal losses on start-up are reduced.

Способ эксплуатации ПГУ в маневренном режиме согласно изобретению на примере ПГУ с одной ГТУ осуществляется следующим образом.A method of operating a CCGT unit in the maneuvering mode according to the invention using the example of a CCGT unit with one gas turbine unit is as follows.

При пуске ПГУ из холодного состояния она относительно быстро нагружается за счет маневренности ГТУ, которая работает с частичной нагрузкой, при которой температура ее отработавших газов достаточна для нормированного прогрева паровой части ПТУ. На этом этапе ПВНА 2 полностью прикрыт, регулирующие клапаны 21 и 23 на паропроводах 7 и 14 закрыты, и образующийся при прогреве УПГ 5 пар высокого и низкого давления, в основном, сбрасывается соответственно через БРОУ 9 и РОУ 24 в конденсатор 10. После того как давление пара высокого давления «к» достаточно повысилось, его вводят в воздушную часть газового тракта ГТУ из БГП 8 по отводному участку 11, на котором установлены редукционный клапан 12, фильтр 27 и измеритель 28 расхода вводимого пара. Одновременно сброс пара из БГП 8 в конденсатор 10 через БРОУ 9 по меньшей мере ограничивают. Часть пара из контура низкого давления направляют в деаэратор 17, а остальной этот пар продолжают сбрасывать через РОУ 24 в конденсатор 10. С началом пуска ПТ 6 ввод пара в газовый тракт прекращают, закрывая редукционный клапан 12. Далее при полностью открытом ПВНА 2 обеспечивается режим полной нагрузки ГТУ и ПТи всей ПГУ. К этому моменту прекращают сбросы пара высокого давления через БРОУ 9, низкого давления - через РОУ 24 и полностью открывают регулирующие клапаны 21 и 23 на паропроводах 7 и 14. Часть пара низкого давления «и» продолжает поступать в деаэратор 17. При полной нагрузке ПГУ и с условием, что температура наружного воздуха превышает 15°С, возобновляют ввод пара в воздушную часть газового тракта ГТУ, но уже не через БГП 8, а из промежуточного отбора (паропровод 15) ПТ 6, давление в котором минимально превышает давление сжатого воздуха, создаваемое компрессором 1 на входе в КС 3. Расход пара обеспечивают регулятором 25 с предотвращением обратного тока клапаном 26. На этапе разгружения ПГУ ввод пара повторно прекращают и возобновляют его в воздушную часть газового тракта ГТУ по отводному участку 11 БГП 8 после того, когда ПВНА 2 полностью прикрыт.When starting the CCGT unit from a cold state, it is relatively quickly loaded due to the flexibility of the gas turbine unit, which operates at a partial load, at which the temperature of its exhaust gases is sufficient for the normalized heating of the vapor part of the unit. At this stage, the PVAA 2 is completely covered, the control valves 21 and 23 on the steam lines 7 and 14 are closed, and the steam of high and low pressure generated during the heating of the UPG 5 is mainly discharged through BROW 9 and ROW 24, respectively, to the condenser 10. After the high-pressure steam pressure “k” has increased sufficiently, it is introduced into the air of the gas path of the gas turbine unit from BHP 8 along the outlet section 11, on which a pressure reducing valve 12, a filter 27 and a meter 28 for introducing steam are installed. At the same time, the discharge of steam from the BHP 8 into the condenser 10 through the BROW 9 is at least limited. Part of the steam from the low pressure circuit is sent to the deaerator 17, and the rest of this steam is continued to be discharged through the DOC 24 to the condenser 10. With the start of the ПТ 6 start, the steam input into the gas path is stopped by closing the pressure reducing valve 12. Then, with fully opened PVA 2, the full GTU and PT loads of the entire CCGT unit. At this point, discharges of high-pressure steam through BROU 9, of low pressure — through ROW 24, are stopped and control valves 21 and 23 on steam lines 7 and 14 are fully opened. Part of the low-pressure steam “and” continues to flow to deaerator 17. At full load, the CCGT and with the condition that the outdoor temperature exceeds 15 ° C, steam is re-introduced into the air of the gas path of the gas turbine, but not through BHP 8, but from the intermediate take-off (steam line 15) of the PT 6, the pressure in which minimally exceeds the pressure of the compressed air generated compressor m 1 at the inlet to the compressor station 3. The steam flow rate is provided by the regulator 25 to prevent the reverse current from the valve 26. At the unloading stage of the CCGT unit, steam input is repeatedly stopped and it is reintroduced into the air part of the gas pipeline of the gas turbine unit along the discharge section 11 of the gas turbine unit 8 after the air supply unit 2 is completely covered.

Как показали расчеты, способ эксплуатации ПГУ в маневренном режиме согласно изобретению позволяет расширить диапазон регулируемой мощности ПГУ примерно на 20% с каждой его стороны при существенном сокращении вредных газообразных выбросов в атмосферу и уменьшить удельный расход тепла до 15% при работе ПГУ с частичной нагрузкой N<0,5 N_ном без ПТ.According to calculations, the operation method of CCGT in the maneuverable mode according to the invention allows to expand the range of CCGT adjustable power by about 20% on each side with a significant reduction in harmful gaseous emissions into the atmosphere and reduce specific heat consumption by 15% when CCGT is operated with a partial load of N < 0.5 N _nom without Fri.

Способ эксплуатации согласно изобретению ПГУ, оборудованной более чем одной ГТУ, принципиально не отличается от описанного выше применительно к ПГУ с одной ГТУ. Наличие нескольких ГТУ, подключенных к одной общей ПТ, позволяет дополнительно расширить маневренные характеристики ПГУ за счет возможности ступенчатого изменения мощности путем последовательного подключения или отключения отдельных ГТУ.The operating method according to the invention of a combined cycle gas turbine equipped with more than one gas turbine unit does not fundamentally differ from that described above for a gas turbine unit with one gas turbine unit. The presence of several gas turbines connected to one common gas turbine makes it possible to further expand the maneuverability characteristics of gas turbines due to the possibility of a stepwise change in power by connecting or disconnecting individual gas turbines in series.

Claims

1. A method of operating a combined cycle plant containing at least one gas turbine unit equipped with a compressor with a rotary air guide at the inlet of the latter, a combustion chamber and a gas turbine, as well as a steam turbine unit equipped with waste steam generators according to the number of gas turbine units, each of which connected by a steam line to one common steam turbine, which consists in the fact that at least a portion of the generated steam recovery The rum of steam is sent to the gas path of the gas turbine unit to the gas turbine, followed by its discharge into the atmosphere together with the exhaust gases of the recovery steam generator, characterized in that said steam is introduced into the air part of the gas path of the gas turbine unit with a fully covered or fully open rotary air guide apparatus.

2. The method according to p. 1, characterized in that when the rotary air guide apparatus is fully open, steam is introduced into the air part of the gas path only at an outdoor temperature of more than 15 ° C and it is taken from the flow part of the steam turbine at a pressure minimally exceeding the compressed pressure air compressor at the steam inlet.

3. The method according to p. 2, characterized in that with the start of unloading the combined cycle plant, said steam withdrawal from the flow part of the steam turbine is stopped, and with the beginning of its accelerated unloading at a constant flow of fuel into the combustion chamber, steam is introduced into the air part of the gas path from the steam line to the steam turbine from only one recovery steam generator, and after shutting down the steam turbine with further unloading of at least one gas turbine unit, the entire generator is introduced into the air part of the gas path steam in high-pressure steam utilization in appropriate recovery steam generators with a decrease in fuel consumption to a value selected from the condition that the parameters of the introduced steam are maintained at a level sufficient to push the steam turbine from the hot reserve.

4. The method according to p. 1, characterized in that when starting up the combined cycle plant from a cold state into the air part of the gas path of each gas turbine installation, all bypassed high pressure steam is introduced from the steam line when starting up the bypass of the steam turbine, with the exception of its part necessary for heating steam path, and stop the specified introduction of steam after its parameters have reached values sufficient for the jerk start of the steam turbine with continued operation of the gas turbine unit with completely covered air shnym inlet guide vanes.