Электростанция с улавливанием и сжатием co2



Электростанция с улавливанием и сжатием co2
Электростанция с улавливанием и сжатием co2
Электростанция с улавливанием и сжатием co2
Электростанция с улавливанием и сжатием co2

 


Владельцы патента RU 2502876:

АЛЬСТОМ ТЕКНОЛОДЖИ ЛТД (CH)

Изобретение относится к энергетике. Способ эксплуатации электростанции с системой управления и системой улавливания СО2 характеризуется тем, что систему управления используют для управления электрической мощностью, передаваемой из электростанции в систему улавливания СО2, причем мощность, потребляемую системой улавливания СО2, используют в качестве параметра управления для полезной выходной мощности электростанции, при этом полезную выходную мощность увеличивают путем управляемого уменьшения электрической мощности, потребляемой системой улавливания СО2. Изобретение позволяет минимизировать влияние улавливания и сжатия СО2 на производительность электростанции и улучшить эксплуатационные характеристики электростанции. 2 н. и 25 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к электростанциям с улавливанием и сжатием CO2, а также к их эксплуатации.

Уровень техники

В последние годы стало очевидно, что образование парниковых газов приводит к глобальному потеплению и дальнейшее увеличение выработки парникового газа будет еще больше активизировать развитие глобального потепления. Так как СО2 (диоксид углерода) идентифицирован в качестве основного вызывающего парниковый эффект газа, CCS (улавливание и хранение двуокиси углерода) рассматривается как одна из потенциально основных мер по снижению выброса парниковых газов в атмосферу и контролю глобального потепления. В этом контексте CCS определяется как способ улавливания СО2, его сжатия, транспортировки и хранения. Улавливание определяется либо как процесс, при котором СО2 извлекается из дымовых газов, образующихся при сжигании топлива на углеродной основе, либо под этим подразумевается улавливание и переработка углерода перед сжиганием. В качестве части способа улавливания рассматривается регенерация каких-либо абсорбентов, адсорбентов или других средств для улавливания СО2, образованного углеродом из дымового газа или из потока топливного газа. Имеется несколько возможных подходов к улавливанию СО2 на электростанциях. Основными рассматриваемыми технологиями для улавливания СО2 являются так называемое улавливание до сжигания, сжигание в кислороде, «химический поддув» кислорода и улавливание после сжигания.

Улавливание углерода до сжигания включает удаление из топлива перед его сжиганием всего содержащегося в нем углерода или его части. В случае природного газа это обычно осуществляется путем его реформинга с водяным паром, с последующей реакцией смещения для получения СО2 и водорода. СО2 может улавливаться и удаляться из конечной газообразной смеси. Водород же может далее использоваться для производства энергии. Этот процесс также известен как способ получения синтез-газа или сингаза. Этот же подход может быть применен и для угля или любого органического топлива. Прежде всего топливо газифицируется, а затем обрабатывается таким же образом, как и природный газ. Предусматривается применение этого метода в комбинации с IGCC (комбинированный цикл комплексной газификации).

Сжигание в кислороде (также известное как кислороднотопливное сжигание или горение в кислороде) представляет собой технологию, при которой сжигание угля или другого органического топлива осуществляется в смеси кислорода и циркулирующего в замкнутом цикле СО2, а не в среде воздуха. Это приводит к получению дымового газа, состоящего из концентрированного СО2 и пара. СО2 может быть легко выделен из него конденсацией водяного пара, являющегося вторым продуктом этой реакции горения.

«Химический поддув» включает использование в качестве переносчика кислорода оксида металла, обычно оксида металла, переносящего кислород из поступающего в зону горения воздуха к топливу. Продуктами сгорания являются СО2, восстановленный оксид металла и пар. После конденсации водяного пара поток СО2 может быть подвергнут сжатию для транспортировки и хранения.

Технологией CCS, считающейся в настоящее время наиболее близкой к полномасштабному промышленному применению, является улавливание после сжигания, объединенное со сжатием, транспортировкой и хранением. В технологии улавливания после сжигания СО2 извлекается из дымового газа. Оставшийся дымовой газ выпускается в атмосферу, а СО2 сжимается для транспортировки и хранения. Существует несколько известных технологий улавливания СО2 из дымового газа, таких как абсорбция, адсорбция, мембранное сепарирование и криогенное разделение.

Все известные технологии улавливания СО2 и его сжатия требуют относительно больших затрат энергии. Имеется много публикаций, посвященных оптимизации различных способов и снижению потерь мощности и эффективности посредством внедрения этих способов на электростанциях.

Для CCS с улавливанием после сжигания этапы улавливания СО2 и сжатия СО2 для дальнейшей переработки, то есть транспортировки и хранения, являются двумя основными статьями потребления энергии.

ЕР 1688173 представляет пример улавливания после сжигания и способ снижения потерь выходной мощности благодаря поглощению СО2 и, соответственно, регенерации абсорбирующей жидкости. Здесь предлагается для минимизации снижения выработки электроэнергии отбирать пар для регенерации абсорбента на различных стадиях паротурбинного цикла электростанции.

В том же контексте WO 2007/073201 предлагает использовать для регенерации абсорбента теплоту сжатия, которая выделяется при сжатии потока СО2.

Эти способы стремятся снизить потребляемую мощность специального оборудования для улавливания СО2, однако применение предлагаемого способа улавливания СО2 будет всегда приводить к значительному снижению мощности станции, то есть максимальной мощности, которую электростанция сможет выдавать в энергосистему.

Первая попытка смягчения действия улавливания СО2 на мощность электростанции описана в ЕР 0537593, описывающем электростанцию, на которой для улавливания СО2 из дымовых газов используется абсорбент и в периоды высокого расхода энергии устройство регенерации выключается, а улавливание CO2 в это время продолжается с помощью абсорбента, запасаемого в резервуаре для адсорбента. ЕР 0537593 описывает простой режим работы «включено-выключено» одного потребителя электроэнергии, входящего в состав оборудования для улавливания СО2. При относительно высокой стоимости он лишь немного улучшает эксплуатационную гибкость процесса.

Раскрытие изобретения

Основная задача настоящего изобретения состоит в том, чтобы оптимизировать способ эксплуатации электростанций с улавливанием и сжатием СО2 и предложить электростанцию с улавливанием и сжатием СО2, предназначенную для работы согласно оптимизированному способу эксплуатации.

Одна цель состоит в том, чтобы снизить воздействие CCS (улавливание и хранение двуокиси углерода) на рабочие характеристики электростанции посредством применения гибкого способа работы оборудования для улавливания СО2 и компрессорной установки. В частности, минимизируется влияние улавливания и сжатия СО2 на мощность электростанции, то есть максимизируется количество электроэнергии, которое электростанция оказывается в состоянии выдать в энергосистему. Кроме того, также будет снижаться влияние улавливания и сжатия СО2 на среднюю производительность станции.

В этой связи предлагается способ эксплуатации электростанции с улавливанием и сжатием СО2 и электростанция для осуществления указанного способа.

Сущность изобретения заключается в способе эксплуатации электростанции, в котором энергию, потребляемую системой улавливания СО2, используют для управления полезной отдаваемой мощностью электростанции. Применительно к настоящему изобретению, система улавливания СО2 определяется как взятый в целом блок улавливания СО2 плюс компрессорная установка со всеми их вспомогательными устройствами. Кроме того, в качестве потребляемой мощности системы улавливания рассматриваются электрическая потребляемая мощность, механическая потребляемая мощность (как, например, в механических приводах компрессора СО2), а также потребление горячего пара, который в ином случае может быть преобразован в паровой турбине в электрическую энергию. Этот способ регулирования обеспечивает дополнительную гибкость в дополнение к действующей системе управления электростанции. Благодаря интеграции системы СО2 в электростанцию с использованием этого способа тепловая нагрузка электростанции может сохраниться постоянной в течение длительных периодов функционирования. Предпочтительно электростанция может действовать в течение длительных периодов времени в базовом режиме эксплуатации. Влиянием изменений тепловой нагрузки, вызываемых изменениями в условиях окружающей среды, в этом обсуждении пренебрегают. Кроме того; может быть достигнута эффективность работы электростанции близкая или соответствующая оптимальной, в результате чего номинальная производительность электростанции может быть значительно увеличена. Большинство воплощений настоящего изобретения может быть реализовано с очень небольшими или совсем безо всяких дополнительных затрат.

Полезная отдаваемая мощность электростанции может изменяться посредством использования периодического режима работы оборудования для улавливания CO2 и компрессорной установки или же способом работы, при котором оборудование для улавливания СО2 и компрессорная установка действуют со сниженной производительностью.

Для регулирования мощности, потребляемой на улавливание и сжатие СО2, возможны несколько подходов.

При первом подходе оборудование для улавливания и сжатия СО2 или его основные потребляющие энергию узлы могут просто выключаться на время высокого потребления энергии (см. фиг.1). Отделение СО2, вне зависимости от выбранной технологии, приостанавливается и электростанция действует как обычная электростанция с выпуском СО2 с дымовыми газами. Соответственно, никакого сжатия СО2 с его паразитным в данном случае расходом энергии не требуется.

Операции по улавливанию и сжатию СО2 могут выполняться на основе принципов оптимизации затрат и соблюдения положений разрешения на эксплуатацию: как только цена/польза от улавливания и сжатия CO2 начинает превышать выгоду, получаемую от дополнительной выработки электроэнергии, процессы улавливания и сжатия СО2 приводятся в действие, и наоборот. Помимо этого, улавливание и сжатие СО2 постоянно находятся в режиме эксплуатации все то время, которое требуется согласно нормативным указаниям и разрешениям.

Помимо работы в простом режиме «включено-выключено», в периоды высокого расхода энергии предлагается снижение номинальной производительности или работа оборудования для улавливания и сжатия СО2 с частичной нагрузкой. Как следствие, степень улавливания в такие периоды времени будет обычно снижаться. Затраты в расчете на тонну уловленного и сжатого CO2 являются функцией степени улавливания, которая представляет собой отношение СО2, уловленного из дымовых газов, к общему количеству вырабатываемого электростанцией СО2. Оптимум, или минимум затрат на тонну уловленного и сжатого CO2, согласно оценкам, обеспечивается при степени улавливания в диапазоне от 70% до 90% (фиг.4). Рассчитано, что при степени улавливания, превышающей приблизительно 90%, происходит резкое увеличение затрат, при том что минимум оказывается представлен относительно пологой кривой в области, соответствующей более низким степеням улавливания. Поэтому режим работы при степенях улавливания ниже проектных не будет приводить к значительному увеличению эксплуатационных расходов. Однако снижение расходов энергии на улавливание и сжатие СО2 в периоды максимальной нагрузки будет вести к существенному увеличению прибыли, так как цена на электроэнергию в периоды пикового потребления может существенно возрастать. Гибкость режима эксплуатации оборудования для улавливания и сжатия также увеличивает номинальную производительность и конкурентоспособность электростанций с улавливанием и сжатием CO2. Это делает возможным, помимо проектов простых опытных установок, более скорое выведение на конкурентный энергетический рынок электростанций такого типа.

Далее с использованием примера абсорбции CO2 обсуждается гибкий способ эксплуатации при улавливании и сжатии CO2. Аналогичный способ применим и для способа улавливания CO2, который состоит в адсорбции CO2, регенерации адсорбента и сжатии уловленного CO2. Эксплуатационные концепции, основывающиеся на таком принципе, возможны для всех способов улавливания CO2.

Способ действий по улавливанию и сжатию CO2, который состоит из абсорбции CO2, регенерации абсорбента и сжатия уловленного СО2, предоставляет три возможных варианта увеличения гибкости работы электростанции. Они могут выполняться один за другим или же все вместе одновременно. Это:

1. отключение или работа установки сжатия CO2 с пониженной производительностью,

2. отключение или работа с пониженной производительностью регенерационной установки,

3. отключение или работа с пониженной производительностью абсорбционного агрегата.

При том, что уже первый вариант приводит к значительному снижению паразитного потребления мощности, он все же будет влечь за собой выпуск СО2 в атмосферу в течение очень короткого промежутка времени, поскольку нельзя экономичным образом сохранять большие объемы несжатого CO2. Для безопасного сброса уловленного СО2 он может, например, смешиваться с дымовыми газами в технологической цепочке вслед за абсорбирующим СО2 агрегатом и выпускаться через дымовую трубу электростанции.

Дальнейшее существенное снижение паразитного потребления мощности может быть реализовано с использованием второго варианта. Регенерация обычно выполняется «варкой» абсорбента, которая означает нагревание абсорбента паром для высвобождения CO2. Вследствие этого пар перестает быть пригодным для выработки электроэнергии. Как только регенерация в период пикового расхода энергии приостанавливается, избыточный пар становится доступным для выработки электроэнергии.

Третий вариант, при котором также приостанавливается процесс поглощения, приводит к дальнейшему снижению потребления энергии на собственные нужды. Это снижение потребляемой мощности значительно более мало, чем экономия, достигаемая при первых двух вариантах.

Существуют различные варианты реализации способов работы оборудования при частичной нагрузке. Например, массовый расход установки сжатия СО2 может быть снижен с помощью контрольного устройства, такого как входной направляющий аппарат. В случае компрессорной установки, состоящей из двух или более параллельных компрессорных линий, очевидно, что отключение по меньшей мере одного компрессора, также приведет к снижению мощности, потребляемой установкой для сжатия СО2. В случае двух параллельных компрессорных линий, функционирующих на полную мощность, отключение одной компрессорной линии вызовет снижение потребления энергии на 50%, но также приведет к тому, что 50% уловленного CO2 не смогут быть сжаты и в общем случае будут отведены через дымовую трубу. В качестве варианта может быть снижена степень ресорбции. Это может быть выполнено, например, уменьшением потока абсорбента, проходящего через установку регенерации, пропусканием остального потока по обводной линии и смешиванием двух потоков до их поступления в абсорбционный агрегат. Поскольку через регенерационную установку проходит только часть потока, количество требуемого для регенерации пара снижается, и избыточный пар может использоваться для выработки электроэнергии. В результате смешивания подвергнутого восстановлению абсорбента с нерегенерированным абсорбентом способность конечной смеси к абсорбированию CO2 снижается, из дымовых газов улавливается меньшая доля содержащегося в них СО2 и меньше СО2 выпускается из регенерационной установки для сжатия. Поскольку способ, при котором СО2 сначала улавливается, а потом направляется по обводной линии, не слишком экономичен, предлагается одновременное снижение производительности всех компонентов систем улавливания.

Выполнение самого процесса абсорбции без дальнейших мер не имеет никакого смысла, поскольку абсорбент в обычных устройствах будет быстро насыщаться и не сможет больше захватывать CO2.

Здесь вступает в действие следующее воплощение данного изобретения, направленное на то, чтобы еще больше увеличить гибкость электростанции и способа улавливания и сжатия СО2 со сниженным или полностью отсутствующим воздействием на выпуск CO2. Для того, чтобы сделать возможным дальнейшее улавливание CO2 без регенерации и сжатия CO2, предлагается осуществление процесса улавливания с запасанием абсорбента.

При таком режиме работы CO2 захватывается абсорбентом, который берется из накопительной емкости для абсорбента, и не подвергается регенерации, а рециркулирует в емкость для абсорбента или сохраняется в резервуаре для насыщенного абсорбента.

Как следствие, не только требуется достаточная по размерам накопительная емкость, но также предлагается регенерационная установка, обладающая повышенной производительностью. В общем случае производительность регенерационной установки должна быть такой, чтобы восстанавливать потоки абсорбента при работе электростанции, а также иметь дополнительную мощность для регенерации насыщенного абсорбента, запасаемого в периоды пикового потребления энергии. Размер регенерационной установки зависит от ожидаемого рабочего профиля. Например, если в данный 24-часовой эксплуатационный период высокий расход энергии ожидается на протяжении 1 часа, в период низкого потребления энергии для восстановления всего насыщенного абсорбента требуется избыточная производительность, близкая к 5%. Избыточная производительность регенерационной установки может не требоваться в случае, когда профиль работы электростанции предусматривает продолжительную работу электростанции при частичной нагрузке, во время которой запасенный абсорбент может быть восстановлен.

Работа в режиме оптимизации мощности и избыточная производительность регенерационных установок позволяют оптимизировать эффективность функционирования электростанции. Производительность электростанции наиболее высока при ее работе в режиме, близком к базовому режиму эксплуатации. За исключением периодов пикового потребления энергии, в периоды низкого энергопотребления электростанции в общем случае должны функционировать с неполной нагрузкой и, следовательно, вынуждены работать с пониженной эффективностью. Предложенная новая эксплуатационная концепция, использующая преимущество дополнительной гибкости при отдаче мощности в энергосистему, обеспечиваемой посредством регулирования энергопотребления системы улавливания СО2, делает возможным эксплуатацию электростанции в ее оптимальном режиме. Эта гибкость дополнительно повышается при использовании регенерационных установок, имеющих запас по производительности, поскольку это предоставляет оператору электростанции возможность увеличивать полную мощность и использовать избыточную энергию для регенерации абсорбента и, благодаря этому, также увеличивать производительность электростанции в периоды низкого потребления мощности энергосистемой.

Дополнительная выгода от варьирования потребляемой системой улавливания СО2 мощности в соответствии с изменениями потребностей энергосистемы заключается в возможности эксплуатации электростанции при постоянной нагрузке, что позволяет избегать колебаний нагрузки в зависимости от полной мощности и следующих из этого термических напряжений и износа.

Одним конкретным применением режима работы с отключением улавливания и сжатия CO2 является демонстрация так называемого резерва мощности. Резерв мощности - это дополнительная мощность помимо нормальной мощности базового режима эксплуатации, которая может выдаваться тогда, когда это требуется. Для многих энергосистем удобно, когда электростанция может представлять резерв мощности, который может быть задействован в случае внезапного повышения потребления или в случае, когда другие электростанции должны снизить свою мощность или даже приостановить работу из-за вынужденного отключения. Способность демонстрировать резерв мощности является хозяйственно-ценной. В зависимости от конкретной энергосистемы, может потребоваться, чтобы некоторые электростанции для сохранения резерва мощности действовали при неполной нагрузке, например, при 90% нагрузке. Работа при 90% нагрузке может привести к снижению эффективности и увеличивает капитальные издержки и эксплуатационные расходы в расчете на мегаватт произведенной энергии.

Для некоторых энергосистем возможность подачи пиковой мощности может также предлагаться как так называемый «горячий резерв». В качестве горячего резерва обычно рассматривают любую резервную мощность по производству энергии, которая может быть сделана доступный для системы передачи электроэнергии в течение десяти минут и которая после пуска может действовать в непрерывном режиме в течение по меньшей мере двух часов.

Следующей целью настоящего изобретения является работающая на углеродном топливе тепловая электростанция с системой улавливания CO2, предназначенная для работы согласно описанному гибкому способу эксплуатации.

Одним воплощением изобретения является действующая на углеродном топливе электростанция, которое имеет по меньшей мере один поток отходящих газов. Электростанция в соответствии с настоящим изобретением в дополнение к обычному известному в области энергетики оборудованию в общем случае включает блок улавливания CO2, предназначенный для улавливания CO2 из потока дымового газа, и компрессорную установку. Блок улавливания обычно включает оборудование для улавливания, в котором CO2 извлекается из дымового газа, регенерационную установку, в которой СО2 выделяется из абсорбента, адсорбент или другое средство для связывания CO2 из дымового газа и систему очистки, предназначенную для обработки CO2 перед транспортировкой. Компрессорная установка состоит из по меньшей мере одного компрессора для сжатия СО2. В общем случае компрессорная установка состоит также из по меньшей мере одного холодильного или теплообменного устройства, предназначенного для доохлаждения сжатого CO2 в процессе и/или после завершения сжатия.

Чтобы сделать возможным функционирование согласно предложенной эксплутационной концепции, паровая турбина электростанции предназначается для преобразования максимальных количеств пара в энергию, которая может вырабатываться электростанцией с выключенной системой улавливания СО2.

В следующем воплощении генератор и электрооборудование предназначаются для преобразования в электроэнергию максимальной мощности, которая вырабатывается с выключенной системой улавливания СО2, и для передачи этой электроэнергии в энергосистему.

С целью содействия описанному выше режиму работы такой электростанции оно может, кроме того, содержать обводную линию компрессора CO2, которая позволяет безопасно отводить CO2 и направлять его, например, в дымовую трубу для отходящих газов, расположенную вслед за устройством для улавливания CO2.

Во втором воплощении разработан блок улавливания СО2, предназначенный для удерживания дымовых газов даже тогда, когда он не находится в режиме действия, например, в виде поглотительной башни, которая предназначается для работы в холостом режиме.

В качестве варианта может быть предусмотрена обводная линия СО2, которая позволяет электростанции функционировать независимо от блока для улавливания СО2.

Эта обводная линия также может быть предпочтительной для запуска или отключения электростанции, а также для работы станции в периоды обслуживания системы улавливания CO2.

В следующем воплощении обеспечивается накопительная емкость, габариты которой рассчитываются таким образом, чтобы обеспечивать запас абсорбента для CO2 на заданный период времени, и регенерационная установка с производительностью, превышающей требуемую для непрерывной работы электростанции согласно проекту с тем, чтобы иметь дополнительную мощность, пригодную для восстановления накопленного абсорбента в периоды низкого расхода энергии. В зависимости от требуемого размера накопительной емкости и производительности регенерационной установки, это воплощение может привести к значительным дополнительным затратам.

Возможны различные способы регулирования системы улавливания СО2. Одним примером является управление различными компонентами системы улавливания СО2 по принципу разомкнутого цикла. Оно является особенно подходящим в случае, когда используется управление различными компонентами лишь по типу «включено-выключено».

Управление по разомкнутому циклу также возможно и для более сложного режима работы, при котором реализуется непрерывное регулирование потребляемой системой улавливания СО2 мощности, то есть без резких скачков выходной мощности из-за переключения различных компонентов в положения «включено» или «выключено». В этом примере непрерывное регулирование потребляемой системой улавливания СО2 мощности осуществляется одновременно с изменением мощности, потребляемой одним компонентом системы, в то время как остальные компоненты функционируют при постоянной нагрузке. Однако при работе, например, в неустановившемся режиме или эксплуатации при изменяющихся граничных условиях предпочтительным может оказаться управление по замкнутому циклу.

В случае, когда предусматривается функционирование при сниженной производительности отдельных компонентов, управление по замкнутому циклу обеспечивает более эффективную оптимизацию распределения нагрузки. Особенно предпочтительным является осуществление регулирования степени улавливания СО2. В этом случае потребляемая системой улавливания СО2 мощность не изменяется одновременно с регулированием одного единственного компонента, в то время как остальные компоненты функционируют при постоянной нагрузке. Уменьшение производительности различных компонентов должно осуществляться скоординированным образом. Для этого предпочтительным является обеспечение обратной связи по текущим режимам работы каждого из компонентов и управление по принципу замкнутого цикла.

Поскольку система улавливания СО2 является сложной системой, требуется система регулирования, подходящая для различных рассмотренных выше методов эксплуатации. Эта система регулирования является зависящей и воздействующей на регулирование мощности электростанции. Поскольку регулирование мощности является существенной частью системы управления электростанции, предпочтительным является включение системы регулировки улавливания СО2 в систему управления электростанции или координация регулировки системы улавливания CO2 с системой управления электростанции и подключение всех соответствующих линий передачи данных к системе управления электростанции. Если электростанция состоит из несколько блоков и система управления электростанции имеет иерархическую структуру, состоящую из блока управления электростанции и главных регуляторов блоков, предпочтительно осуществить такую интеграцию или координацию системы регулировки улавливания CO2 с главными регуляторами каждого из блоков.

В качестве варианта система улавливания СО2 имеет свой собственный регулятор, который подсоединен к системе управления электростанции через канал прямой передачи данных. Система управления электростанции или главный регулятор блока должны посылать по меньшей мере один сигнал регулятору блока улавливания СО2. Этот сигнал может быть, например, управляющим сигналом для потребляемой мощности или управляющим сигналом для степени улавливания.

В описанных выше случаях регулятор улавливания СО2 не обязательно является одним техническим устройством, но может быть разделен на привод и групповые контроллеры, координируемые одним или несколькими блоками управления.

В случае, когда регулирование системы улавливания СО2 координируется системой управления электростанции, блок управления высокого уровня может, например, посылать команду об общем массовом расходе контроллеру группы компрессорных установок СО2 и на входе принимать поступающие от этого группового контроллера данные о фактическом общем массовом расходе. Компрессорная установка в этом примере содержит несколько компрессорных линий. Каждая из этих компрессорных линий имеет свой собственный контроллер устройства. Групповой контроллер по заложенному в него алгоритму определяет, как наилучшим образом распределить задаваемый общий массовый поток сжатого СО2 по различным компрессорным линиям, и посылает задающий сигнал о массовом расходе контроллеру устройства каждой отдельной компрессорной линии. В свою очередь, групповой контроллер получает данные о фактическом массовом потоке сжатого СО2 по каждой компрессорной линии. Каждый контроллер устройства компрессорной линии может, в свою очередь, работать с зависящими от него регуляторами более низких уровней.

Иерархия такого же типа может применяться и к управлению всеми компонентами системы улавливания СО2.

Краткое описание чертежей

Изобретение, его сущность, а также его преимущества далее описываются более подробно с помощью приложенных чертежей.

Фиг.1 - схематично показывает способ работы при периодическом улавливании CO2.

Фиг.2 - представляет схематичный вид электростанции с улавливанием СО2.

Фиг.3 - схематично отображает относительную стоимость cr тонны СО2 в зависимости от степени улавливания r C O 2 .

Фиг.4 - схематично отображает изменение относительной выходной мощности Pr с течением времени Т для электростанции с гибким способом работы по улавливанию и сжатию СО2.

Осуществление изобретения

Предназначенная для реализации предложенного способа электростанция в основных чертах состоит из обычной электростанции 1 плюс блок 2 улавливания СО2 и компрессорная установка 9 для сжатия СО2.

На фиг.1 показано потребление энергии Pd энергосистемой с течением времени Т. Представленный на фиг.1 способ работы при улавливании СО2 имеет периодический в зависимости от времени Т характер. Система улавливания СО2 функционирует в течение периодов времени II, когда потребление энергии Pd ниже, чем предельная для улавливания СО2 величина L C O 2 и отключается в периоды времени I большой мощности, когда потребление энергии Pd выше, чем предел L C O 2 улавливания СО2.

Типичная конструкция с улавливанием после сжигания показана на фиг.2. Электростанция 1 снабжается воздухом 3 и топливом 4. Основные производимые ею продукты - это полная электроэнергия А и дымовой газ 15. Кроме того, из электростанции 1 отводится пар, который поступает через паропровод 13 и распределительный клапан 14 для пара к блоку 2 улавливания СО2. Пар возвращается в электростанцию 1 при пониженной температуре или в виде конденсата через возвратную линию 6, где он повторно поступает в паровой цикл. Блок 2 улавливания СО2 обычно состоит из поглощающего CO2 агрегата, в котором СО2 извлекается из дымового газа абсорбентом, и регенерационной установки, в которой СО2 выделяется из абсорбента. В зависимости от температуры дымового газа и предельной рабочей температуры поглощающего СО2 агрегата также может потребоваться охладитель дымового газа.

После улавливания СО2 дымовой газ 16 выпускается из блока улавливания СО2 через дымовую трубу. В случае, когда блок 2 для улавливания CO2 находится в выключенном состоянии, он может быть отведен через обводную линию 11 для дымового газа.

В нормальном режиме эксплуатации извлеченный CO2 сжимается в компрессоре 9 для СО2 и сжатый СО2 10 направляется на хранение или для дальнейшей обработки.

Для приведения в действие вспомогательных устройств блока 2 для улавливания CO2 требуется электрическая мощность 7, а электрическая мощность 8 используется для работы компрессора 9 для СО2. Поэтому полезная выходная мощность для энергосистемы D представляет собой полную мощность электростанции за вычетом электроэнергии для вспомогательных устройств 17 электростанции, электроэнергии 8 для компрессорной установки для сжатия CO2 и электроэнергии 7 для блока улавливания CO2.

Также на фиг.2 изображена соответствующая система 18 управления, которая объединяет управление дополнительными компонентами, необходимыми для улавливания и сжатия CO2, с управлением электростанцией. Система управления имеет необходимую по меньшей мере одну линию 22 передачи управляющих сигналов, связывающую ее с электростанцией 1, и по меньшей мере одну сигнальную магистраль, соединенную с компрессорной установкой 9 для сжатия CO2. Кроме того, показана по меньшей мере одна сигнальная магистраль 19, связывающая ее с блоком 2 для улавливания СО2, включающим обводную линию 11 для дымового газа. В случае, когда принцип функционирования блока 2 улавливания основывается на абсорбции или адсорбции, частью системы является регенерационная установка, и, соответственно, требуется по меньшей мере одна сигнальная линия 20, проходящая к регенерационной установке. Если блок улавливания 2 также включает по меньшей мере одну накопительную емкость для адсорбента/абсорбента, необходима сигнальная магистраль 21 к накопительной системе. В случае представленного примера, в котором для регенерации применяется пар 13, работа распределительного клапана 24 для подачи пара управляется через сигнальную линию 24. Эта линия передачи сигналов управления присоединяется к узлу ресорбции, который является частью блока 2 улавливания, или же непосредственно к системе 18 управления.

Непрерывное регулирование полезной выходной мощности D поясняется с помощью двух примеров, в которых увеличение полезной выходной мощности D требуется исходя из эксплуатационного режима, при котором все компоненты действуют на полную мощность.

При простом способе отдаваемая мощность сначала увеличивается за счет регулируемого снижения мощности, потребляемой установкой 9 для сжатия CO2. Поскольку потребляемая компрессорной установкой 9 мощность снижается, количество CO2, выпускаемого из регенерационной установки 2, остается постоянным. Как следствие, часть потока CO2 должна обойти компрессорную установку 9 для сжатия СО2 по обходной линии 12 компрессорной установки СО2. Как только компрессорная установка 9 для СО2 полностью отключается, отдаваемая мощность увеличивается за счет регулируемого снижения потребляемой мощности регенерационной установки СО2. Наконец, когда полностью отключается регенерационная установка СО2, отдаваемая мощность увеличивается за счет регулируемого снижения мощности, потребляемой поглощающим СО2 агрегатом, и, в случае использования, охладителем дымового газа. В случае, когда агрегат 2 для поглощения СО2 не предназначается для работы в холостом режиме, то есть если он не может подвергаться воздействию дымовых газов 15 без потока абсорбента и/или дополнительного охлаждения дымового газа, в зависимости от доступной для поглотительного агрегата мощности должна открываться обходная линия 11 к блоку улавливания СО2.

При более сложном способе отдаваемая мощность увеличивается посредством регулируемого скоординированного снижения мощности, потребляемой всеми компонентами блока 2 улавливания СО2 и компрессорной установкой 9. Цель заключается в максимизации степени улавливания СО2 при сниженной потребляемой мощности. Для этого в одинаковой степени одновременно снижается производительность всех компонентов, а протекающий поток СО2 остается тем же самым. В результате в зависимости от степени улавливания изменяется потребляемая мощность. Для обеспечения соответствия расходов через различные компоненты требуется обратная связь от этих компонентов и предпочтительно применение управления по замкнутому циклу. При очень низких величинах степени улавливания, а также в случаях, когда агрегат 2 для поглощения СО2 не предназначен для работы в холостом режиме, то есть если он не может подвергаться воздействию дымовых газов без потока абсорбента и/или дополнительного охлаждения дымового газа, в зависимости от доступной для агрегата 2 поглощения должна открываться обходная линия 11 к блоку улавливания СО2.

На фиг.3 представлена ожидаемая нормализованная стоимость cr в расчете на тонну уловленного СО2 в виде зависимости от степени улавливания СО2 r C O 2 . Стоимость в расчете на тонну поглощенного СО2 нормализуется по стоимости при 90% степени улавливания СО2 r C O 2 Очевидно, что улавливание со степенью, превышающей 90%, оказывается слишком дорогостоящим, и электростанция должна быть предназначена для работы со степенью улавливания от 80 до 90%. При степени улавливания ниже 80% стоимость в расчете на тонну поглощенного СО2 увеличивается незначительно. Снижение степени улавливания на электростанции, предназначенной для 90% степени улавливания, может выполняться без значительного ухудшения показателей стоимости поглощенного CO2. Если в процессе работы снижается степень улавливания, может быть сэкономлено значительное количество энергии, при необходимости направляемой в энергосистему.

Влияние основных потребителей энергии системы улавливания СО2 на нормализованную выходную мощность Pr электростанции показано на фиг.4. Также на этой фигуре отображено влияние вспомогательных потребителей энергии самой электростанции.

На фиг.4, кроме того, представлен оптимизированный способ работы электростанции с улавливание и сжатием CO2 в динамике по времени Т. Влияние вспомогательных устройств электростанции и основных потребителей энергии системы улавливания CO2 на полезную выходную мощность D представлено величиной относительный выходной мощности Pr на различных этапах работы электростанции. Все показанные на этой фигуре выходные мощности подвергнуты нормализации по выходной полной мощности А электростанции при базовой нагрузке с отбором пара для ресорбции. А' представляет полную мощность без отбора пара для ресорбции. В является полной мощностью, уменьшенной на величину энергопотребления вспомогательных устройств В электростанции. С - мощность после дополнительного снижения мощности В, вызванного энергозатратами на сжатие CO2. D - конечная полезная выходная мощность электростанции после учета снижения мощности вследствие энергозатрат на абсорбцию. Согласно предложенному способу эксплуатации, снижение мощности от величин В до С, от С до D, так же как и увеличение полной мощности от А до А' является изменяемым и применяется для регулирования величины отдаваемой мощности D. D обычно регулируется, с тем чтобы соответствовать потребностям в электроэнергии PD электрической энергосистемы. Для обеспечения максимальной величины отдаваемая мощности Х отключаются все потребители системы улавливания СО2 и никакое количество пара не отводится на ресорбцию.

В данном примере требуемое изменение полезной выходной мощности в течение дня обеспечиваются регулированием энергопотребления различных потребителей системы улавливания СО2. В результате количество подводимого тепла и тепловая нагрузка электростанции могут сохраняться в течение дня постоянными, в данном примере от 7:00 часов до 22:00 часов. Только в ночное время, когда отдаваемая мощность снижается до 50% от максимальной отдаваемой мощности, поставляемой в пиковое время середины дня, полная мощность снижается до около 62% от величины мощности, отдаваемой в базовом режиме эксплуатации.

В этом примере изменение отдаваемой мощности на величину порядка 15% может обеспечиваться регулированием мощности, потребляемой на улавливание и сжатие СО2. Это может быть заметно, например, по различию между работой в утреннее время в 11:00 часов и пиковым потреблением в 12:30 часов.

Для достижения 50% падения полезной выходной мощности требуется снижение полной мощности лишь до 62%. Изменение количества подводимого тепла и тепловой нагрузки будут еще более малыми, поскольку производительность при неполной нагрузке обычно падает. Это, в частности, действительно для газотурбинной электростанции или электростанции с комбинированным циклом. Поэтому, даже тогда, когда требуется изменение величины тепловой нагрузки для обеспечения значительных изменений требуемой полезной выходной мощности D, относительно изменение тепловой нагрузки по сравнению с обычными методами эксплуатации может быть уменьшено.

В зависимости от режима работы возможно, чтобы сохранялась постоянная полная мощность в течение времени работы электростанции.

Описанные выше и проиллюстрированные чертежами примеры осуществления раскрывают для специалистов в данной области варианты воплощения, которые отличаются от приведенных в качестве примеров осуществления и которые охватываются объемом изобретения.

Например, может быть сэкономлена или снижена в периоды высокого энергопотребления мощность, используемая для повторного сжатия дымовых газов, что применяется, например, в случае криогенного отделения СО2 или в случае абсорбции при повышенном давлении. Или, в случае отделения CO2 с помощью охлажденного аммиака, в периоды высокого расхода энергии может быть сэкономлена или снижена мощность, расходуемая на охлаждение. Кроме того, возможны способ и соответствующая электростанция, не применяющие сжатие СО2. В одном варианте воплощения обеспечивается накопительная емкость для хладагента, который используется для выполнения охлаждения в периоды высокого расхода энергии. Кроме того, аналогично описанным выше регенерационным установкам, имеющим запас по производительности, холодильное оборудование также может иметь запас по производительности с тем, чтобы иметь возможность охлаждать запасенный хладагент в периоды низкого расхода энергии.

Список условных обозначений

1 - электростанция

2 - блок улавливания СО2

3 - воздух

4 - топливо

6 - возвратная линия

7 - электроэнергия для блока улавливания CO2

8 - электроэнергия для компрессорной установки сжатия СО2

9 - сжатие СО2

10 - сжатый СО2

11 - обходная линия для дымового газа блока улавливания СО2

12 - обходная линия компрессорной установки СО2

13 - пар к блоку улавливания CO2

14 - распределительный клапан для пара

15 - дымовой газ к блоку улавливания СО2

16 - дымовой газ с извлеченным СО2

17 - электроэнергия для вспомогательных устройств электростанции, исключая устройства улавливания и сжатия СО2

18 - система управления

19 - линия обмена управляющими сигналами с блоком улавливания СО2 и обходной линией дымового газа

20 - линия обмена управляющими сигналами с регенерационной установкой (в случае использования)

21 - линия обмена управляющими сигналами с накопительной системой для абсорбента/адсорбента (в случае использования)

22 - линия обмена управляющими сигналами, как на обычной электростанции без улавливания СО2, включая полную и полезную мощность

23 - линия обмена управляющими сигналами с компрессорной установкой СО2 и обходной линией компрессорной установки

24 - обмен сигналами управления с распределительным клапаном пара - непосредственно от системы управления или через регенерационную установку (в случае использования)

I - периоды высокого энергопотребления с отключенной системой улавливания CO2

II - периоды низкого энергопотребления с включенной системой улавливания CO2

А - полная выходная мощность электростанции с отбором пара для ресорбции CO2

А' - полная выходная мощность электростанции без отбора пара для ресорбции CO2

В - величина А, уменьшенная на величину потребления энергии вспомогательными средствами электростанции без учета улавливания и сжатия СО2

С - величина В, уменьшенная на величину потребления энергии на сжатие СО2, - изменяющаяся в зависимости от потребления мощности энергосистемой

cr - относительная стоимость улавливания СО2

D - полезная выходная мощность электростанции с улавливанием СО2 (величина С, уменьшенная на величины расхода мощности на поглощение, - изменяющаяся в зависимости от потребления мощности энергосистемой).

Pd - потребление мощности энергосистемой

Pr - выходная мощность по отношению к полной мощности электростанции с базовой нагрузкой

r C O 2 - степень улавливания СО2

Т - время

Х - время пиковой полезной выходной мощности с отключенным улавливанием и сжатием СО2.

1. Способ эксплуатации электростанции (1) с системой (18) управления и системой (2) улавливания СО2, характеризующийся тем, что систему (18) управления используют для управления электрической мощностью (7), передаваемой из электростанции (1) в систему (2) улавливания СО2, причем мощность, потребляемую системой улавливания СО2, используют в качестве параметра управления для полезной выходной мощности (D) электростанции (1), при этом полезную выходную мощность (D) увеличивают путем управляемого уменьшения электрической мощности (7), потребляемой системой (2) улавливания СО2.

2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что система (2) улавливания CO2 является системой, управляемой по замкнутому циклу, при этом управление системой улавливания СО2 интегрировано в систему (18) управления, или согласовано с системой (18) управления, или имеется канал прямой передачи данных к системе (18) управления.

3. Способ по п.1, характеризующийся тем, что систему улавливания СО2 эксплуатируют с пониженной производительностью или отключают систему улавливания CO2, для того чтобы подавать в энергосистему дополнительную электрическую мощность, при этом дополнительную электрическую мощность используют для увеличения номинальной производительности электростанции.

4. Способ по п.1, характеризующийся тем, что, когда система (2) улавливания СО2 находится в состоянии функционирования, эксплуатируют электростанцию (1) в режиме, близком или соответствующем расчетному, причем мощность, потребляемую системой улавливания CO2, применяют в качестве резерва производительности, а функционирование электростанции (1) при частичной нагрузке для обеспечения резерва производительности исключается и, таким образом, при этом режиме обеспечивается оптимальная эффективность электростанции.

5. Способ по любому из пп.1-4, характеризующийся тем, что управляют электростанцией для поддержания тепловой нагрузки электростанции постоянной и для изменения полезной выходной мощности (D), направляемой в энергосистему, регулируют потребление мощности системой (2) улавливания СО2.

6. Способ по п.5, характеризующийся тем, что для регулирования электрической мощности, потребляемой системой улавливания СО2, изменяют степень улавливания СО2.

7. Способ по любому из пп.1-4, характеризующийся тем, что для регулирования электрической мощности, потребляемой системой (2) улавливания СО2, изменяют степень улавливания СО2.

8. Способ по п.7, характеризующийся тем, что компрессорную установку (9) для СО2 отключают или обеспечивают ее работу с пониженной производительностью.

9. Способ по любому из пп.1-4, характеризующийся тем, что компрессорную установку (9) для СО2 отключают или обеспечивают ее работу с пониженной производительностью, а часть или весь поглощенный СО2 выпускают через обходную линию (12) компрессорной установки (9) для СO2.

10. Способ по любому из пп.1-4, характеризующийся тем, что система (2) улавливания СО2 содержит регенерационную установку, и регенерационную установку отключают или обеспечивают ее работу с пониженной производительностью.

11. Способ по любому из пп.1-4, характеризующийся тем, что изменяют степень улавливания СО2 для регулирования потребления мощности системой улавливания СО2.

12. Способ по любому из пп.1-4, характеризующийся тем, что система (2) улавливания СО2 содержит абсорбционную или адсорбционную установку, и абсорбционную или адсорбционную установку отключают или обеспечивают ее работу с пониженной производительностью, причем система (2) улавливания СО2 содержит рсгенерационную установку, и регенерационную установку отключают или обеспечивают ее работу с пониженной производительностью.

13. Способ по п.10, характеризующийся тем, что система (2) улавливания СО2 содержит абсорбционную или адсорбционную установку, и абсорбционную или адсорбционную установку отключают или обеспечивают ее работу с пониженной производительностью, при этом часть или весь дымовой газ направляют в обход блока улавливания.

14. Способ по п.10, характеризующийся тем, что система (2) улавливания СO2 содержит регенерационную установку, и регенерационную установку отключают или регенерацию осуществляют с пониженной производительностью в периоды высокого потребления энергии, причем в это время для улавливания CO2 используют запасенный абсорбент или адсорбент.

15. Способ по п.14, характеризующийся тем, что уменьшают потребление пара регенерационной установкой, входящей в систему улавливания СО2, вследствие отключения или обеспечения работы с пониженной производительностью, при этом избыток пара подают по меньшей мере в одну паровую турбину электростанции (1).

16. Способ по п.15, характеризующийся тем, что регенерацию абсорбента или адсорбента осуществляют в периоды низкого потребления энергии.

17. Способ по п.8, характеризующийся тем, что систему улавливания СО2 и компрессорную установку (9) для СО2 отключают или обеспечивают их работу с пониженной производительностью последовательно.

18. Способ по п.8, характеризующийся тем, что систему улавливания СО2 и компрессорную установку (9) для СО2 отключают или обеспечивают их работу с пониженной производительностью одновременно.

19. Электростанция (1), содержащая систему (2) улавливания СО2 и систему (18) управления для управления электрической мощностью, передаваемой из электростанции (1) в систему (2) улавливания СО2, причем электростанция выполнена с возможностью использовать электрическую мощность, потребляемую системой (2) улавливания СО2, в качестве параметра управления для полезной выходной мощности (d) электростанции (1), при этом полезная выходная мощность (d) увеличивается при управляемом уменьшении электрической мощности (7), потребляемой системой (2) улавливания СО2.

20. Электростанция (1) по п.19, характеризующаяся тем, что по меньшей мере одна паровая турбина выполнена с возможностью преобразования в энергию максимального расхода пара, который вырабатывается электростанцией с выключенной системой улавливания СО2.

21. Электростанция (1) по п.19, характеризующаяся тем, что по меньшей мере один генератор и электрооборудование выполнены с возможностью преобразования в электрическую мощность максимальной мощности, вырабатываемой с выключенной системой улавливания СО2, и передачи этой электрической мощности в энергосистему.

22. Электростанция (1) по п.20, характеризующаяся тем, что по меньшей мере один генератор и электрооборудование выполнены с возможностью преобразования в электрическую мощность максимальной мощности, вырабатываемой с выключенной системой улавливания СО2, и передачи этой электрической мощности в энергосистему.

23. Электростанция (1) по любому из пп.19-21, характеризующаяся тем, что содержит обходную линию компрессорной установки (9) для сжатия СО2 и/или абсорбционного агрегата.

24. Электростанция (1) по п.19 или 20, характеризующаяся тем, что абсорбционный агрегат, входящий в систему (2) улавливания, выполнен с возможностью выдерживать дымовые газы даже тогда, когда он не функционирует.

25. Электростанция (1) по п.19 или 20, характеризующаяся тем, что содержит накопительную емкость для адсорбента или абсорбента, что обеспечивает возможность улавливания СО2, даже если регенерационная установка, входящая в состав системы (2) улавливания СО2, функционирует с пониженной производительностью или находится в отключенном состоянии.

26. Электростанция (1) по п.23, характеризующаяся тем, что регенерационная установка, входящая в состав системы (2) улавливания СО2, имеет производительность, превышающую требуемую для установившегося режима работы электростанции (1), с тем чтобы иметь дополнительную производительность для регенерации запасенного абсорбента или адсорбента.

27. Электростанция (1) по п.19 или 20, характеризующаяся тем, что содержит охлажденный аммиак для системы (2) улавливания СО2 и накопительную емкость для хладагента, применяемого для осуществления охлаждения в периоды высокого потребления энергии, причем оборудование для охлаждения имеет производительность, превышающую номинальную, с тем чтобы иметь возможность охлаждать запасенный хладагент в периоды низкого потребления энергии.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к энергетике. Способ запуска водородной паротурбинной энергоустановки основан на продувке полостей и магистралей нейтральным газом, поэтапной подаче компонентов топлива и воды в энергоустановку, согласно первому варианту изобретения запуск осуществляют при сниженном расходе компонентов топлива, не более 80% от номинального, в процессе запуска регулируют расход пара через турбину, изменяя мощность на выходном валу, а при выходе на номинальный режим подают дополнительные компоненты топлива и воды.

Изобретение относится к способу функционирования термодинамического контура согласно родовому понятию пункта 1 формулы изобретения, а также к термодинамическому контуру согласно родовому понятию пункта 7 формулы изобретения, подобный контур описан, например, в ЕР 1 613 841 В1.

Изобретение относится к способу и устройству для регулирования паротурбинной электростанции. .

Изобретение относится к области энергетики, в частности к паровым турбинам, использующим пар низких параметров. .

Изобретение относится к области энергетики, преимущественно к паротурбинным установкам (ПТУ) судов и электростанций. .

Изобретение относится к области теплоэнергетики и может быть использовано на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), где установлены турбины с противодавлением (типов «Р», «ПР», «ТР», «ПТР») и привключенные к ним турбины (турбины мятого пара), работающие с прямой связью по пару.

Изобретение относится к области энергетического машиностроения и может быть использовано на мобильных миниТЭЦ. .

Изобретение относится к способу запуска паротурбинной установки. .

Изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано для автоматического регулирования мощности парогазовых установок (ПГУ). .

Изобретение относится к области энергетики, а именно к системам охлаждения теплоносителя, в частности к гидравлическим системам управления и регулирования температуры воды в контуре охлаждения оборудования.

Изобретение относится к способу стабилизации сетевой частоты электрической сети электропитания. Двухвальная газовая турбина содержит мощную турбину и газогенератор, причем мощная турбина посредством первого вала соединена с первым генератором с возможностью передачи крутящего момента. Также изобретение относится к устройству для осуществления способа. Обычные методы для стабилизации частоты сопряжены с высокими инвестиционными затратами и потерями КПД. Для решения этих проблем изобретение предусматривает, что первый вал мощной турбины и первого генератора постоянно вращается синхронизированным образом с сетью электропитания, и первый генератор приводит во вращение в качестве двигателя, а второй вал газогенератора постоянно вращается с числом оборотов запуска, причем при запросе мощности газогенератор запускается, и мощная турбина приводится в действие выработанным горячим газом газогенератора, так что первый генератор вырабатывает ток. Изобретение позволяет повысить эффективность и экономичность стабилизации сетевой частоты. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано при эксплуатации теплофикационных турбоустановок на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ). Технический результат изобретения - повышение надежности эксплуатации теплофикационных турбоустановок на переменных режимах. Он достигается тем, что уменьшают подвод пара в регенеративные подогреватели в зависимости от изменения температуры питательной воды, которую измеряют, сравнивают с минимально допустимой величиной и при достижении минимально допустимой температуры питательной воды приостанавливают изменение величины подачи пара в регенеративные подогреватели и осуществляют эксплуатацию теплофикационной турбоустановки при минимально допустимой температуре питательной воды котельной установки. 1 ил.

Изобретение относится к способу регулирования теплового циклического процесса, в частности органического цикла Ренкина (ОЦР), который эксплуатируют с применением рабочей среды, в сочетании с динамическим источником тепла, при этом способ включает в себя следующие этапы: а) определение номинального значения технологического параметра теплового циклического процесса на основании значения входного параметра или соответствующих значений нескольких входных параметров теплового циклического процесса; б) регулирование теплового циклического процесса при помощи определенного номинального значения технологического параметра в качестве целевого параметра регулирования; в) повторное проведение этапов а) и б) при изменении по меньшей мере одного значения входных параметров. Обеспечивается возможность оптимизации в отношении коэффициента полезного действия системы регулирования, что дает возможность увеличить примерно на 10% выход энергии. 3 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к области теплоэнергетики и может быть использовано на тепловых электростанциях, в котельных и в теплопотребляющих установках. Способ пуска заключается в открытии сбросных дренажей и открытии байпаса до положения, при котором дальнейшее открытие не приводит к выдерживанию постоянства скорости прогрева трубопровода. Для сохранения скорости прогрева на максимально допустимом уровне после полного открытия байпаса ограничивают сброс среды через сбросные дренажи, обеспечивая тем самым теплообмен при конденсации пара до достижения температурой нижней образующей трубопровода значения, равного величине температуры насыщения при давлении в источнике тепловой энергии. После чего открывают головную задвижку и обеспечивают скорость прогрева на максимально достижимом уровне за счет подключения потребителя пара и регулирования расхода на него. Заявляемое решение позволяет сократить время пуска паропровода в работу до минимального при условии соблюдения нормативных скоростей прогрева, повысить экономичность пуска путем сокращения потерь на пуске как за счет использования скрытой теплоты парообразования водяного пара, так и за счет ускорения пуска.

Изобретение относится к энергетике. Способ электрического повышения мощности пароэлектростанции с водопаровым контуром и расположенной в нем, состоящей из нескольких частей турбиной в электросеть. Пароэлектростанция содержит вспомогательный парогенератор, посредством которого потребители вспомогательного пара при пуске и/или остановке пароэлектростанции снабжаются вспомогательным паром. Согласно изобретению при запрашивании мощности от пароэлектростанции вне ее пуска и/или остановки вспомогательный пар подается из вспомогательного парогенератора в ее водопаровой контур, снабжая турбину пароэлектростанции дополнительным паром. Также представлена пароэлектростанция для осуществления способа. Изобретение позволяет быстро повысить мощность пароэлектростанции. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 2 ил.

Система управления для оптимизации электростанции, работающей на кислородном топливе, содержит оптимизатор, взаимодействующий с электростанцией, работающей на кислородном топливе; при этом электростанция, работающая на кислородном топливе, выполнена с возможностью возвращать углекислый газ из потока отработанного газа к котлу; платформу управления, при этом платформа управления выполнена с возможностью управления электростанцией, работающей на кислородном топливе; и моделирующее устройство, выполненное с возможностью моделирования работы электростанции, работающей на кислородном топливе. Технический результат изобретения - повышение эффективности работы станции. 2 н. и 27 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области энергетики и может быть использовано для утилизации теплоты тепловой электрической станции (ТЭС). Осуществляют подачу пара отопительных параметров из отборов паровой турбины в паровое пространство верхнего и нижнего сетевых подогревателей, подачу сетевой воды от потребителей по обратному трубопроводу сетевой воды в теплообменник-охладитель сетевой воды и в нижний, и верхний сетевые подогреватели, подачу сетевой воды в подающий трубопровод сетевой воды, направление отработавшего пара из паровой турбины в паровое пространство конденсатора, в котором пар конденсируется на поверхности конденсаторных трубок. Конденсат с помощью конденсатного насоса конденсатора паровой турбины направляют в систему регенерации. Дополнительно используют систему маслоснабжения подшипников паровой турбины, состоящую из охладителя, бака и насоса, и конденсационную установку, состоящую из конденсатора паровой турбины с производственным отбором пара и системы маслоснабжения ее подшипников с маслоохладителем. Осуществляют утилизацию низкопотенциальной теплоты системы маслоснабжения подшипников паровой турбины, утилизацию низкопотенциальной теплоты системы маслоснабжения подшипников паровой турбины с производственным отбором пара, утилизацию высокопотенциальной теплоты пара производственного отбора и утилизацию избыточной низкопотенциальной теплоты обратной сетевой воды при помощи теплового двигателя с замкнутым контуром циркуляции, работающего по органическому циклу Ренкина. В цикле Ренкина в качестве охлаждающей жидкости используют низкокипящее рабочее тело, циркулирующее в замкнутом контуре. Низкокипящее рабочее тело сжимают в конденсатном насосе теплового двигателя, нагревают в теплообменнике-рекуператоре теплового двигателя, нагревают в охладителе масла, нагревают в маслоохладителе и нагревают в теплообменнике-охладителе сетевой воды, испаряют и перегревают в конденсаторе паровой турбины с производственным отбором пара, расширяют в турбодетандере теплового двигателя, снижают его температуру в теплообменнике-рекуператоре теплового двигателя и конденсируют в теплообменнике-конденсаторе теплового двигателя. В частном случае осуществления изобретения в качестве теплообменника-конденсатора теплового двигателя используют конденсатор воздушного охлаждения или конденсатор водяного охлаждения, или конденсатор воздушного и водяного охлаждения. В качестве низкокипящего рабочего тела используют сжиженный пропан С3Н8. Обеспечивается повышение коэффициента полезного действия ТЭС за счет дополнительной выработки электрической энергии. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области энергетики и может быть использовано на тепловых электрических станциях (ТЭС) при утилизации избыточной низкопотенциальной теплоты обратной сетевой воды для дополнительной выработки электрической энергии. Способ утилизации теплоты тепловой электрической станции (ТЭС) включает подачу пара отопительных параметров из отборов паровой турбины в паровое пространство верхнего и нижнего сетевых подогревателей, подачу сетевой воды от потребителей по обратному трубопроводу сетевой воды в теплообменник-испаритель и нижний, и верхний сетевые подогреватели. Затем сетевую воду направляют в подающий трубопровод сетевой воды, отработавший пар направляют из паровой турбины в паровое пространство конденсатора, в котором пар конденсируется на поверхности конденсаторных трубок. Конденсат с помощью конденсатного насоса конденсатора паровой турбины направляют в систему регенерации. Утилизацию избыточной низкопотенциальной теплоты обратной сетевой воды осуществляют при помощи теплового двигателя с замкнутым контуром циркуляции, работающего по органическому циклу Ренкина, в котором в качестве охлаждающей жидкости используют низкокипящее рабочее тело, циркулирующее в замкнутом контуре, которое сжимают в конденсатном насосе теплового двигателя, испаряют и перегревают в теплообменнике-испарителе, расширяют в турбодетандере теплового двигателя и конденсируют в теплообменнике-конденсаторе теплового двигателя. В частном случае осуществления изобретения в качестве теплообменника-конденсатора теплового двигателя используют конденсатор воздушного охлаждения, или конденсатор водяного охлаждения, или конденсатор воздушного и водяного охлаждения. В качестве низкокипящего рабочего тела используют сжиженный углекислый газ CO2. Обеспечивается повышение коэффициента полезного действия ТЭС за счет утилизации избыточной низкопотенциальной теплоты обратной сетевой воды для дополнительной выработки электрической энергии. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области энергетики к утилизации теплоты тепловой электрической станции (ТЭС). Осуществляют подачу пара отопительных параметров из отборов паровой турбины в паровое пространство верхнего и нижнего сетевых подогревателей, подачу сетевой воды от потребителей по обратному трубопроводу сетевой воды в теплообменник-охладитель сетевой воды и в нижний и верхний сетевые подогреватели, подачу сетевой воды в подающий трубопровод сетевой воды и направление отработавшего пара из паровой турбины в паровое пространство конденсатора, в котором пар конденсируется на поверхности конденсаторных трубок. Конденсат с помощью конденсатного насоса конденсатора паровой турбины направляют в систему регенерации. В тепловой электрической станции используют конденсационную установку, имеющую конденсатор паровой турбины с производственным отбором пара, и осуществляют утилизацию избыточной низкопотенциальной теплоты обратной сетевой воды и утилизацию высокопотенциальной теплоты пара производственного отбора при помощи теплового двигателя с замкнутым контуром циркуляции, работающего по органическому циклу Ренкина. В цикле Ренкина в качестве охлаждающей жидкости используют низкокипящее рабочее тело, циркулирующее в замкнутом контуре. Низкокипящее рабочее тело сжимают в конденсатном насосе теплового двигателя, нагревают в теплообменнике-рекуператоре теплового двигателя и в теплообменнике-охладителе сетевой воды, испаряют и перегревают в конденсаторе паровой турбины с производственным отбором пара, расширяют в турбодетандере теплового двигателя, снижают его температуру в теплообменнике-рекуператоре теплового двигателя и конденсируют в теплообменнике-конденсаторе теплового двигателя. В частном случае осуществления изобретения в качестве теплообменника-конденсатора теплового двигателя используют конденсатор воздушного охлаждения, конденсатор водяного охлаждения или конденсатор воздушного и водяного охлаждения. В качестве низкокипящего рабочего тела используют сжиженный пропан C3H8. Обеспечивается повышение коэффициента полезного действия ТЭС за счет утилизации избыточной низкопотенциальной теплоты обратной сетевой воды для дополнительной выработки электрической энергии. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области энергетики и может быть использовано для утилизации теплоты тепловой электрической станции (ТЭС). Осуществляют подачу пара отопительных параметров из отборов паровой турбины в паровое пространство верхнего и нижнего сетевых подогревателей, подачу сетевой воды от потребителей по обратному трубопроводу сетевой воды в теплообменник-охладитель сетевой воды и в нижний, и верхний сетевые подогреватели, направление сетевой воды в подающий трубопровод сетевой воды, направление отработавшего пара из паровой турбины в паровое пространство конденсатора, в котором пар конденсируется на поверхности конденсаторных трубок. Конденсат с помощью конденсатного насоса конденсатора паровой турбины направляют в систему регенерации. Используют конденсационную установку, имеющую конденсатор паровой турбины с производственным отбором пара, и систему маслоснабжения подшипников паровой турбины с маслоохладителем. Осуществляют утилизацию низкопотенциальной теплоты системы маслоснабжения подшипников паровой турбины с производственным отбором пара, утилизацию высокопотенциальной теплоты пара производственного отбора и утилизацию избыточной низкопотенциальной теплоты обратной сетевой воды при помощи теплового двигателя с замкнутым контуром циркуляции, работающего по органическому циклу Ренкина. В цикле Ренкина в качестве охлаждающей жидкости используют низкокипящее рабочее тело, циркулирующее в замкнутом контуре. Низкокипящее рабочее тело сжимают в конденсатном насосе теплового двигателя, нагревают в маслоохладителе и в теплообменнике-охладителе сетевой воды, испаряют и перегревают в конденсаторе паровой турбины с производственным отбором пара, расширяют в турбодетандере теплового двигателя и конденсируют в теплообменнике-конденсаторе теплового двигателя. В частном случае осуществления изобретения в качестве теплообменника-конденсатора теплового двигателя используют конденсатор воздушного охлаждения, конденсатор водяного охлаждения или конденсатор воздушного и водяного охлаждения. В качестве низкокипящего рабочего тела используют сжиженный пропан C3H8. Обеспечивается повышение коэффициента полезного действия ТЭС за счет утилизации избыточной низкопотенциальной теплоты обратной сетевой воды для дополнительной выработки электрической энергии. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.
Наверх