Способ утилизации тепла в парогазовой установке контактного типа и установка для его осуществления

 

Изобретение относится к области энергетики. Способ утилизации тепла в парогазовой установке контактного типа, включающий сжатие воздуха в многоступенчатом компрессоре, подачу этого воздуха, пара и топлива на сжигание в камеру сгорания, подачу полученной парогазовой смеси в парогазовую турбину, охлаждение отработанной в парогазовой турбине смеси в утилизационном котле-парогенераторе, подачу образующегося в нем пара на впрыск в камеру сгорания и парогазовую турбину. Парогазовую смесь после утилизационного котла-парогенератора направляют в регенератор, при этом температуру смеси на входе в него поддерживают в пределах 125-140^oС, а давление в диапазоне 4,2-6,5 кг/см². Образующийся в регенераторе пар подают в конденсационную паровую турбину, воздушный конденсатор, соединенный конденсатопроводом с регенератором. За регенератором, по ходу движения парогазовой среды, расположен многоступенчатый турбодетандер с сепараторами капельной влаги между его ступенями и на выходе, соединенными конденсатной линией через деаэратор с утилизационным котлом-парогенератором. Изобретение позволяет исключить потери воды с выхлопными газами путем глубокой утилизации их тепла с одновременным улучшением технико-экономических показателей. 2 с.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области энергетики и может использоваться при создании новых и совершенствовании существующих комбинированных парогазовых установок (ПГУ) контактного типа (ПГУ-К), предназначенных для выработки электроэнергии или в качестве силового привода, например компрессоров газоперекачивающих станций магистральных газопроводов.

Известны ПГУ-К со смешением пара с продуктами сгорания: пар, полученный в котле-утилизаторе за счет охлаждения выходящих из турбины продуктов сгорания, впрыскивают в газовый тракт под давлением в камеру сгорания и/или в проточную часть турбины. Рабочее тело в ПГУ-К - парогазовая смесь (ПГС). Такие установки отличаются наибольшей эффективностью по сравнению с обычными чисто паро- или газотурбинными установками и ПГУ, но без смешения: они превосходят лучшие современные паротурбинные установки по удельной мощности на 20-100% и более, по КПД на 5-10% и более при меньших капитальных и эксплуатационных затратах.

Преимущества контактного цикла перед схемой без смешения - в установках с высоконапорным парогенератором или со сбросом газа после турбины в котел связаны с эффектом впрыска пара: охлаждение турбинных лопаток, увеличение массы рабочего тела, улучшение технико-экономических показателей. Работа на ПГС значительно улучшает экологические показатели: уменьшается содержание оксидов азота NO_x в отходящих газах вследствие снижения их температуры и подавления образования этих оксидов в присутствии водяных паров. Известен способ утилизации тепла в комбинированных ПГУ со сбросом газа в котел: схема включает замкнутый контур, содержащий котел-утилизатор, паровую турбину с электрогенератором и конденсатор (см., например, Теплоэнергетика, 1996, 4, стр.5, рис.56).

За счет утилизации тепла газов вырабатывается электрическая мощность. Однако в этой и подобных схемах отсутствуют впрыск пара в газовый тракт турбины и связанные о этим преимущества.

В другом известном способе утилизации полученный в котле-утилизаторе пар направляют в турбину (В.А. Зысин. Комбинированные парогазовые установки и циклы. М. - Л.: ГЭИ, 1962, стр.18, рис.1-3з, аналог). Принципиальный недостаток этого, как и всех известных решений, заключается в безвозвратных потерях исходной воды, и следовательно, в потребности в водном источнике и дорогостоящей подготовке воды.

Экономия, а по возможности исключение потерь цикловой воды - важнейшая задача в современной паровой и парогазовой энергетике, актуальность которой все более возрастает.

Наиболее близким к предлагаемому является техническое решение, предложенное в книге: В.М.Масленников, Ю.А.Выскубенко, В.Я.Штеренберг (СССР), Г.Р. Смитсон, Ф. Л. Робсон, А.В.Лемон, В.Т.Лохон (США). Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива и экологические проблемы энергетики. М.: Наука, 1983, стр.249, рис.12-3. Это техническое решение принято в качестве прототипа.

В комбинированной ПГУ-К реализуется способ, включающий: сжатие воздуха в многоступенчатом компрессоре; сжигание топлива с впрыском пара в камере сгорания; подачу полученной ПГС в парогазовую турбину; охлаждение отработанной в турбине ПГС в утилизационном котле-парогенераторе (УКПГ); подачу пара из него на впрыск в камеру сгорания и турбину.

Установка содержит газовый контур, в котором последовательно установлены: многоступенчатый компрессор; камера сгорания и парогазовая турбина, снабженные устройствами для впрыска пара; УКПГ, соединенный трубопроводами подачи пара на впрыск в камеру сгорания и турбину, а также деаэратор для дегазации конденсата.

Теплые газы из котла-утилизатора выбрасываются в атмосферу вместе с водяными парами впрыска.

Задача регенерации воды в этом решении не ставится и не решается, а преследуется цель использования установки в пиковом режиме, а также увеличения полезной мощности.

Главная цель изобретения - исключение потерь воды с выхлопными газами путем глубокой утилизации их тепла, включая полную конденсацию водяных паров из ПГС в пределах газового тракта. Одновременно обеспечиваются общее улучшение технико-экономических показателей - экономичности, мощности и пр.

Задача решается за счет того, что в способе, включающем: сжатие воздуха в многоступенчатом компрессоре, сжигание топлива с впрыском пара в камере сгорания, подачу ПГС в парогазовую турбину, охлаждение отработанной ПГС в утилизационном котле-парогенераторе (УКПГ); подачу образующегося в нем пара из него на впрыск в камеру сгорания и турбину, после УКПГ парогазовую смесь направляют в регенератор, при этом температуру ПГС на входе в него поддерживают в пределах 125-140^oС, а давление - в пределах 4,2-6,5 кг/см²; полученный в регенераторе пар подают в паровую конденсационную турбину, отработавший пар - в воздушный конденсатор, а конденсат - в регенератор, при этом ПГС далее направляют в многоступенчатый турбодетандер, сепарируют по ходу смеси конденсат в сепараторах капельной влаги, а конденсат из регенератора и сепараторов отводят в конденсатную линию и подают в УКПГ.

Способ реализуют в парогазовой установке, содержащей газовый контур, в котором установлены многоступенчатый компрессор, камера сгорания и парогазовая турбина, снабженные устройствами для впрыска пара, УКПГ, соединенный трубопроводами подачи пара на впрыск в камеру сгорания и на охлаждение парогазовой турбины, а также деаэратор для дегазации конденсата, дополнительно снабженной замкнутым паротурбинным контуром, включающим регенератор непосредственно за УКПГ, паровую конденсационную турбину и воздушный конденсатор, соединенный конденсатопроводом с регенератором, а также установленным за регенератором многоступенчатым турбодетандером с сепараторами капельной влаги, размещенными между ступенями и на выходе, соединенным конденсатной линией с диаэратором.

Сущность изобретения заключается в том, что создается замкнутый парогазоводяной тракт, в котором полностью конденсируется пар из ПГС. Кроме того, паротурбинный контур и многоступенчатый турбодетандер дают дополнительную электрическую мощность, обеспечивая глубокую утилизацию тепла и полную конденсацию паров. При использовании способа имеет место и экологический эффект - от снижения содержания оксидов азота в выхлопных газах.

Схема ПГУ-К с конденсацией особенно эффективна при утилизации продуктов сгорания природного газа, благодаря повышенному содержанию в них водяных паров и высокому качеству выделяющегося из продуктов сгорания конденсата - обессоленной воды. Он не содержит растворенных солей и является химически чистой синтетической водой. После дегазации такой конденсат может использоваться в качестве питательной воды котлов, другая механическая или химическая очистка не требуется.

Современные технологии газификации низкосортных топлив, в том числе сернистых и зольных углей, с получения чистого продукта открывают возможности работы предлагаемых ПГУ-К на этих топливах, т.е. делают их топливную базу неограниченной. В предлагаемом способе заявляются пределы температуры и давления ПГС на входе в регенератор: 125-140^oС и 4,2-6,5 кг/см². Они выбраны опытным путем, подтверждены расчетом и являются оптимальными, так как обеспечивают одновременно наибольшую мощность установки и практически полную конденсацию паров на участке регенератора.

При заданном диапазоне полного давления рабочего тела на входе в регенератор 4,2-6,5 кг/см², парциальное давление водяного пара в нем позволяет практически полностью завершить процесс конденсации в пределах этого аппарата.

При снижении давления ниже 4,2 кг/см² уменьшается температура конденсации пара и резко падает мощность паровой турбины, увеличиваются габариты теплообменных аппаратов и их стоимость. Увеличение же давления выше 6,5 кг/см² вызывает снижение мощности основной турбины и всей установки, ужесточение требований к прочности регенератора и его эксплуатации, удорожание оборудования.

Аналогично, с уменьшением температуры ниже 125^oС резко ухудшается работа паровой турбины, возрастают размеры, металлоемкость, стоимость всего контура и пр. При температуре более 140^oС, хотя массогабаритные параметры улучшаются и мощность паровой турбины растет, но мощность парогазовой турбины и всей установки падает более быстрыми темпами.

По ходу потока в регенераторе происходит снижение температуры на 25-40^o и давления на 0,1-0,15 кг/см².

Помимо конденсации паров впрыска, в установке конденсируются пары, образующиеся в результате сгорания водорода топлива (избыточная вода). Количество избыточной воды может составить около 0,45-0,6 кг на кг сожженного метана. По опытным данным, при сгорании 1 куб. м природного газа, состоящего из метана и его гомологов, образуется около 2 куб. м водяного пара. При его полной конденсации образуется 1,6 кг воды и выделяется около 4000 кДж тепла. Все это утилизируется в предлагаемом способе, повышая КПД. Получение избыточной воды имеет важное значение для объектов с дефицитом воды.

На чертеже показана схема ПГУ-К. В газовом тракте установки последовательно размещены компрессор 1, парогазовая турбина 2 с камерой сгорания 3, снабженные устройствами для впрыска пара (на схеме не показаны), утилизационный котел-парогенератор (УКПГ) 4, регенератор 5, многоступенчатый турбодетандер 6, оборудованный сепараторами 7 капельной влаги.

УКПГ 4 и регенератор 5 заключены в герметичную теплоизолированную камеру 8, работающую под избыточным давлением.

Регенератор 5, паровая турбина 9, воздушный конденсатор 10, паропровод 11 и конденсатопровод 12 с насосом 13 составляют паротурбинный контур.

На валах обеих турбин установлены электрогенераторы 14 и 15. Установка снабжена системой отвода, сбора, обработки и циркуляции конденсата, включающей сепараторы 7, конденсатоотводчик 16 у камеры 8 на участке регенератора 5, деаэратор 17 и конденсатные насосы 18, 19, питательный 20 и циркуляционный 21 насосы, соединенные общей конденсатной линией 22.

Между ступенями компрессора 1 установлен промежуточный воздухоохладитель 23 контактного типа. Конденсатоотводчик 16 снабжен патрубком 24 с вентилем для удаления избыточного конденсата.

Способ реализуют следующим образом.

Наружный воздух засасывают и сжимают в многоступенчатом компрессоре 1, сжатый воздух и топливо (природный газ) по линии 25 подают в камеру сгорания 3, куда впрыскивают пар из УКПГ по паропроводу 26. Образующуюся ПГС направляют в турбину 2, куда также подается пар на охлаждение высокотемпературных элементов. Отработавшую в турбине ПГС охлаждают последовательно в УКПГ 4 и регенераторе 5. Вырабатываемый в нем пар низкого давления по паропроводу 11 направляют в паровую турбину 9, отработавший пар - в воздушный конденсатор 10, а конденсат откачивают через конденсатопровод 12 насосом 13 на вход в регенератор 5.

Параметры работы паровой турбины (давление до и после в пределах 0,9-0,85 и 0,098-0,13 кг/см²) таковы, что в воздушном конденсаторе 10 за счет охлаждения трубных пучков при обдуве вентиляторным потоком окружающего воздуха обеспечивается полная конденсация пара.

На входе в регенератор 5 в камере 8 поддерживают давление ПГС в пределах 4,2-6,5 кг/см², а температуру 125-140^oС. При прохождении участка регенератора 5 ПГС охлаждается, ее температура и давление убывают, например, до 90-100^oС и 4-4,1 кг/см². В этих условиях происходит конденсация большей части, более 90%, водяных паров в ПГС. Выпавший конденсат отводят из камеры 8 в конденсатную линию 22 с помощью конденсатоотводчика 16, а избыточную влагу удаляют через патрубок 24.

Из камеры 8 ПГС направляют в турбодетандер 6 для срабатывания избыточного давления, а далее в сепараторы 7 для улавливания и отвода оставшегося конденсата в виде капельной влаги.

Из сепараторов 7 конденсат откачивают насосом 18 в линию 22, куда подается конденсат от конденсатоотводчика 16. Далее насосом 19 конденсат закачивают под напором в верхнюю часть воздухоохладителя 23, где его распыляют, например, форсунками (не показаны); в нижнюю часть подают сжатый воздух из первой ступени компрессора 1. В воздухоохладителе 23 в процессе контактного тепломассобмена сжатого воздуха и конденсата в капельном состоянии воздух увлажняют и охлаждают, и направляют во вторую ступень компрессора 1, а конденсат насосом 21 откачивают в деаэратор 17 для дегазации. Отсюда питательным насосом 20 очищенный конденсат подают в УКПГ 4.

Таким образом, реализация заявленных отличительных признаков: заданных параметров ПГС в регенераторе с утилизацией тепла в паротурбинном контуре при дальнейшей утилизации в многоступенчатом турбодетандере с сепарацией влаги обеспечивает технологический оптимум работы установки, решает поставленную задачу - полная конденсация паров ПГС при максимальной мощности и тепловой экономичности.

Пример конкретной реализации способа Наружный атмосферный воздух с температурой 15^oС засасывают в количестве 52,4 кг/с (модельный расчетный режим как наиболее рациональный) в первую ступень компрессора 1, где его сжимают до давления 7,15 кг/см², при этом он нагревается до 263^oС. Из 1-й ступени воздух попадает на промежуточное охлаждение в воздухоохладитель 23, сюда же направляют конденсат в количестве 33 кг/с и распыляют форсунками. В результате тепломассообмена в противотоке воздух охлаждают до 94^oС и подают во 2-ю ступень компрессора 1, где его сжимают до 66,5 кг/см².

В камеру сгорания по линии 25 подают топливо - природный газ, состоящий в основном из метана, в количестве 2,76 кг/с с коэффициентом расхода воздуха 1,1 и впрыскивают пар из котла 4 с параметрами впрыска: расход 25,6 кг/с, температура 338^oС, давление 71 кг/см². Пар подают и в турбину 2 для охлаждения высокотемпературных элементов.

На входе в турбину 2 ПГС в количестве 84,8 кг/с имеет давление 66,5 кг/см² и температуру 1310^oС. Отработавшую в турбине ПГС с расходом 88 кг/с, температурой 677^oС и давлением 4,3 кг/см² направляют в камеру 8, где она отдает тепло котлу 4 и регенератору 5. При этом давление и температуру ПГС поддерживают на уровне 4,2 кг/см² и 125^oС; параметры на выходе из регенератора: 4,1 кг/см² и 90^oС (ср. с давлением на линии насыщения при температуре 125 и 90^oС: соответственно 2,34 и 1,013 кг/см²).

При таких режимных параметрах в регенераторе вырабатывается пар с давлением 0,9 кг/см² и температурой 111^oС в количестве 28,4 кг/с, обеспечивая мощность паровой турбины 98,4 МВт. Параметры пара за паровой турбиной 0,098 кг/см² при сухости 0,93.

Из камеры 8 ПГС в количестве 30 кг/с с большим избыточным давлением направляют в турбодетандер 6. Режим работы (число ступеней) детандера таков, что на его выходе температура ПГС не превышает 55^oС, а давление 1,013 кг/см² - достаточное для выхлопа в атмосферу. В процессе расширения ПГС в турбодетандере происходит дальнейшее выделение влаги, в том числе избыточной.

Мощностные показатели установки: мощность компрессора - первой и второй ступени 13,3 и 23, детандера 7, паровой турбины 7, 9, полезная электрическая мощность установки 76,2 (МВт).

КПД брутто 50,8%.

Высокие показатели схемы, глубокая утилизация тепла, полная конденсация в контуре впрыснутого пара, получение избыточной воды - все это свидетельствует о высокой экологической и технологической эффективности предлагаемого решения.

Формула изобретения

1. Способ утилизации тепла в парогазовой установке контактного типа, включающий сжатие воздуха в многоступенчатом компрессоре, подачу этого воздуха, пара и топлива на сжигание в камеру сгорания, подачу полученной парогазовой смеси в парогазовую турбину, охлаждение отработанной в парогазовой турбине смеси в утилизационном котле-парогенераторе, подачу образующегося в нем пара на впрыск в камеру сгорания и парогазовую турбину, отличающийся тем, что парогазовую смесь после утилизационного котла-парогенератора направляют в регенератор, при этом температуру смеси на входе в него поддерживают в пределах 125-140^oС, а давление в диапазоне 4,2-6,5 кг/см², образующийся в регенераторе пар подают в конденсационную паровую турбину и далее в воздушный конденсатор с подачей образовавшегося в нем конденсата в регенератор, при этом парогазовую смесь после регенератора направляют в многоступенчатый детандер, сепарируют по ходу смеси в сепараторах капельной влаги, а конденсат, выделившийся на участке регенератора и от сепараторов, отводят в конденсатную линию и подают в утилизационный котел-парогенератор.

2. Комбинированная парогазовая установка контактного типа для реализации способа по п. 1, содержащая газовый контур, в котором размещены многоступенчатый компрессор, снабженные устройствами для впрыска пара камера сгорания и парогазовая турбина, утилизационный котел-парогенератор, соединенный трубопроводом подачи пара с камерой сгорания и парогазовой турбиной и с деаэратором для дегазации конденсата, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена паротурбинным контуром, включающим установленный за утилизационным котлом-парогенератором регенератор, конденсационную паровую турбину, воздушный конденсатор, соединенный конденсатопроводом с регенератором, а также размещенным за регенератором многоступенчатым турбодетандером с сепараторами капельной влаги между его ступенями и на выходе, соединенными конденсатной линией с деаэратором.

РИСУНКИ

Рисунок 1

NF4A Восстановление действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение

Дата, с которой действие патента восстановлено: 27.10.2007

Извещение опубликовано: 27.10.2007        БИ: 30/2007