Способ работы бинарной парогазовой теплоэлектроцентрали

Изобретение относится к области тепловой энергетики и может быть использовано на тепловых электростанциях, а именно в работе бинарной парогазовой установки теплоэлектроцентрали (ПГУ-ТЭЦ). Уходящие газы после газотурбинной установки поступают в котел-утилизатор. Выработанный котлом-утилизатором пар затем подают для расширения и совершения работы в теплофикационную паровую турбину, часть пара из отборов которой отводят на верхние и нижние сетевые подогреватели для нагрева сетевой воды, остальную часть пара направляют в конденсатор, конденсат из которого конденсатным насосом перекачивают в котел-утилизатор, уходящими газами после котла-утилизатора подогревают химочищенную воду подпитки теплосети в газоводяном подогревателе, уходящие газы после которого производят дополнительный нагрев сетевой воды в газосетевом подогревателе, установленном отдельно от котла-утилизатора после верхнего сетевого подогревателя. При этом снижают расход пара через редукционно-охладительную установку (РОУ), которую используют только для направления редуцированного пара в деаэратор подпитки теплосети в целях деаэрации химочищенной подпиточной воды теплосети, и увеличивают пропуск пара в проточную часть теплофикационной паровой турбины, а также снижают отбор пара на сетевые подогреватели и увеличивают пропуск пара в «хвостовую» часть цилиндра низкого давления теплофикационной паровой турбины. Изобретение позволяет повысить электрическую мощность бинарной ПГУ-ТЭЦ. 1 ил., 2 табл.

 

Изобретение относится к области тепловой энергетики и может быть использовано на тепловых электростанциях, а именно в работе бинарной парогазовой установки теплоэлектроцентрали (ПГУ-ТЭЦ).

Известен способ работы теплоэлектроцентрали, надстроенной парогазовым блоком с двухконтурным котлом-утилизатором [патент на изобретение №2349763, МПК F01K 23/06. Способ работы теплоэлектроцентрали / Ремезенцев А.Б., Сорокин В.Н., Шелудько Л.П.]. Часть потока пара, вырабатываемого в паровом котле теплоэлектроцентрали, замещают паром, выработанным в первом контуре двухконтурного котла-утилизатора. В теплофикационные отборы теплофикационной паровой турбины теплоэлектроцентрали подают пар низкого давления из двухконтурного котла-утилизатора с более низкими удельными затратами топлива на единицу выработанной энергии. Оставшуюся часть пара регенеративных отборов высокого давления и теплофикационных отборов расширяют в паровой турбине с получением дополнительной работы. Изобретение позволяет уменьшить удельные расходы топлива на электрическую и тепловую энергию, выработанную на теплоэлектроцентрали, надстроенной парогазовым блоком, повысить ее тепловую экономичность, использовать имеющиеся резервы в мощности ее теплофикационных паровых турбин и увеличить их рабочую мощность и выработку электроэнергии. Однако данный способ применим только при модернизации действующих теплоэлектроцентралей путем их надстройки парогазовым блоком с двухконтурным котлом-утилизатором.

Известен способ работы паротурбинной тепловой электрической станции [патент на изобретение RU №2287703, МПК F01K 17/02. Способ работы тепловой электрической станции / Замалеев М.М., Цюра Д.В., Шарапов В.И.]. Из первых трех отборов теплофикационной турбины типа Т отводят пар на регенеративные подогреватели высокого давления, а из последних четырех - на регенеративные подогреватели низкого давления, в которых последовательно нагревают основной конденсат после конденсатора турбины и питательную воду. Из седьмого и шестого отборов турбины типа Т отводят пар на подогрев сетевой воды соответственно в нижнем и верхнем сетевых подогревателях. В пароводяном подогревателе исходной воды для подпитки теплосети нагревают исходную воду перед химводоочисткой за счет подачи греющей среды, в качестве которой используют пар пятого отбора турбины типа Т с отопительными отборами пара.

Недостатком аналога является то, что в известном способе работы не используется избыточная теплота уходящих газов котельного агрегата. Кроме того, данный способ применим только на паротурбинных блоках тепловых электростанций.

Известен также способ работы пиковой водогрейной котельной [патент на изобретение RU №2184315, МПК F22D 1/00, МПК F24H 1/00. Пиковая водогрейная котельная / Шарапов В.И., Орлов М.Е., Ротов П.В.]. Теплота уходящих газов водогрейного котла используется для нагрева исходной воды и деаэрированной подпиточной воды, часть которой после нагрева используется как греющий агент вакуумного деаэратора.

Однако данное изобретение применимо для повышения экономичности работы только водогрейных котельных.

Известен способ работы тепловой электрической станции [патент на изобретение RU №2309263, МПК F01K 17/02. Тепловая электрическая станция / Замалеев М.М., Макарова Е.В., Шарапов В.И.], содержащей газотурбинную установку (ГТУ), паровой котел, к которому подключен газоход окислителя - уходящих газов газовой турбины, расположенные в опускном газоходе котла последовательно по ходу газов конвективный пароперегреватель, водяной экономайзер, газоводяной подогреватель высокого давления и газоводяной подогреватель низкого давления, теплофикационную паротурбинную установку с отопительными и регенеративными отборами пара, конденсатор, верхний и нижний сетевые подогреватели, подключенные по греющей среде к отопительным отборам пара паротурбинной установки, деаэратор повышенного давления, соединенный трубопроводом деаэрированной питательной воды через питательный насос с газоводяным подогревателем высокого давления парового котла. Кроме того, газоводяной подогреватель низкого давления включен в контур циркуляции деаэрированной воды перед водо-водяным теплообменником, который подключен по нагреваемой среде к трубопроводу обессоленной воды после химводоочистки. Способ позволяет обеспечить требуемый нагрев обессоленной воды перед атмосферным деаэратором за счет использования избыточной теплоты уходящих газов ГТУ.

Недостатком данного способа является то, что он применим только для паротурбинных тепловых электростанций, модернизируемых ГТУ. Кроме того, реализация данного способа потребует реконструкции конвективной шахты парового котла для размещения газоводяного подогревателя высокого давления и газоводяного подогревателя низкого давления.

Известен способ работы бинарной парогазовой установки [Шелыгин Б.Л., Мошкарин А.В., Малков Е.С. Определение условия использования в качестве окислителя уходящих из котла-утилизатора газов для сжигания дополнительного топлива / Вестник ИГЭУ. - 2012. - Вып. 2 - С.4-7], в котором предлагается последовательно установить в газоходе котла-утилизатора (КУ) за газовым подогревателем конденсата (ГПК) камеру сжигания дополнительного топлива (КСДТ) и газовый подогреватель сетевой воды (ГПСВ). Учитывая температуру уходящих газов на выходе из котла-утилизатора 95÷110°С, а также высокое содержание кислорода, предлагается их использовать в качестве окислителя для сжигания топлива в камере сжигания дополнительного топлива. Вырабатываемая при этом дополнительная тепловая мощность используется для нагрева горячей сетевой воды для нужд теплофикации в газовом подогревателе сетевой воды.

Недостатком известного способа работы является то, что не рассмотрена возможность дополнительного использования теплоты уходящих газов котла-утилизатора для подогрева подпиточной воды теплосети и, тем самым, снижения расхода пара на собственные нужды и выработки дополнительной электрической мощности. Кроме того, возникает необходимость реконструкции котла-утилизатора за счет установки за его последней ступенью нагрева КСДТ и ГПСВ. Капитальные затраты на реконструкцию КУ включают в себя стоимость оребренных труб, горелочных устройств, обмуровки КСДТ, вспомогательного оборудования, а также затраты на строительство и транспортные расходы.

Известен способ работы теплофикационной ПТУ сбросного типа или ПТУ с низконапорным парогенератором [Арсеньев Л.В. и др. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982, с. 32-33, рис. 1.10], содержащий ГТУ и паротурбинный блок с противодавленческой паровой турбиной. Уходящие газы после ГТУ и органическое топливо подают в топку энергетического котла, пар, выработанный энергетическим котлом, направляют для расширения и совершения работы в противодавленческую паровую турбину, пар из последней ступени противодавленческой паровой турбины направляют производственному или тепловому потребителю, уходящие газы после энергетического котла охлаждают питательной водой в газоводяном подогревателе. Способ позволяет повысить температуру питательной воды, что приводит к снижению расхода органического топлива, подаваемого в топку энергетического котла.

Недостатком известного способа является то, что не рассмотрена возможность выработки дополнительной электрической мощности паровой турбины, за счет использования теплоты уходящих газов энергетического котла для догрева питательной воды и вытеснения отборов паровой турбины.

Известен способ работы бинарной газопаровой установки с котлом-утилизатором [Арсеньев Л.В. и др. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982, рис. 11.1 а, б, в], согласно которому уходящие газы ГТУ направляют в котел-утилизатор, выработанный котлом-утилизатором пар затем подают для расширения и совершения работы в паровую турбины, отработанный пар после паровой турбины направляют в конденсатор, конденсат из конденсатора конденсатным насосом перекачивают в котел-утилизатор, уходящие газы после котла-утилизатора охлаждают конденсатом в газоводяном подогревателе. Способ позволяет снизить температуру уходящих газов и повысить КПД бинарной газопаровой установки.

Недостатком известного способа является то, что не рассмотрена возможность выработки дополнительной электрической мощности паровой турбины за счет использования теплоты уходящих газов котла-утилизатора для подогрева подпиточной воды теплосети, конденсата или сетевой воды и вытеснения отборов паровой турбины.

Наиболее близким аналогом является способ работы маневренной паротурбинной установки с пиковой ГТУ [Арсеньев Л.В. и др. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982, с. 86-87, 98-100 рис. III.10], согласно которому уходящие газы после ГТУ направляют в газовый подогреватель 1 ступени для нагрева питательной воды и выработки пара в энергетическом котле для расширения и совершения в теплофикационной паровой турбине, часть пара из теплофикационных отборов паровой турбины направляют на верхние СП2 и нижние СП1 сетевые подогреватели для нагрева сетевой воды, остальную часть пара направляют в конденсатор, конденсат из конденсатора конденсатным насосом направляют в газовый подогреватель 1 ступени для нагрева питательной воды, при этом производят нагрев сетевой воды в газосетевом подогревателе (газовом подогревателе 2 ступени), установленном отдельно от газового подогревателя 1 ступени после верхнего сетевого подогревателя СП2, уходящими газами после газового подогревателя 1, при этом снижают отборы пара на верхний сетевой подогреватель и нижний сетевой подогреватель и увеличивают пропуск пара в конденсатор паровой турбины. Способ позволяет повысить электрическую мощность паровой турбины за счет более полной утилизации уходящих газов ГТУ.

Недостатком аналога является то, что необходимый догрев питательной и сетевой вод, снижение температуры которых обусловлено отключением соответствующих отборов пара, обеспечивается в газовых подогревателях только за счет теплоты уходящих газов ГТУ; уходящие газы энергетического котла не используются для нагрева подпиточной воды теплосети, питательной и сетевой воды, вытеснения отборов паровой турбины и выработки дополнительной электрической мощности, а выбрасываются в дымовую трубу.

Задачей заявляемого технического решения является разработка способа работы бинарной ПГУ-ТЭЦ, позволяющего использовать теплоту уходящих газов котла-утилизатора для подогрева как подпиточной, так и сетевой воды теплосети, вытеснить отборы пара на паровой теплофикационной турбине и, тем самым, выработать дополнительную электрическую мощность на паровой теплофикационной турбине бинарной ПГУ-ТЭЦ.

Сущность заявляемого изобретения заключается в том, что в способе работы бинарной парогазовой теплоэлектроцентрали уходящие газы после газотурбинной установки поступают в котел-утилизатор, выработанный котлом-утилизатором пар затем подают для расширения и совершения работы в теплофикационную паровую турбину, часть пара из отборов которой отводят на верхние и нижние сетевые подогреватели для нагрева сетевой воды, остальную часть пара направляют в конденсатор, конденсат из которого конденсатным насосом перекачивают в котел-утилизатор, уходящими газами после котла-утилизатора подогревают химочищенную воду подпитки теплосети в газоводяном подогревателе, уходящие газы после которого производят дополнительный нагрев сетевой воды в газосетевом подогревателе, установленном отдельно от котла-утилизатора после верхнего сетевого подогревателя, при этом снижают расход пара через редукционно-охладительную установку (РОУ), которую используют только для направления редуцированного пара в деаэратор подпитки теплосети в целях деаэрации химочищенной подпиточной воды теплосети, и увеличивают пропуск пара в проточную часть теплофикационной паровой турбины, а также снижают отбор пара на сетевые подогреватели и увеличивают пропуск пара в «хвостовую» часть цилиндра низкого давления теплофикационной паровой турбины.

Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение электрической мощности бинарной ПГУ-ТЭЦ посредством увеличения электрической мощности паротурбинной установки в составе бинарной ПГУ-ТЭЦ, достигаемой дополнительным пропуском пара в проточную часть паровой турбины и далее в конденсатор путем снижения как расхода пара через редукционно-охладительную установку (РОУ) на подогрев подпиточной воды теплосети за счет более полной утилизации тепла уходящих газов после котла-утилизатора в газоводяном подогревателе химочищенной подпиточной воды теплосети, установленном вместо пароводяного подогревателя, так и путем разгрузки верхнего сетевого подогревателя и нижнего сетевого подогревателя по пару и утилизации тепла уходящих газов после газоводяного подогревателя химочищенной подпиточной воды теплосети в газосетевом подогревателе. В результате осуществления заявляемого способа увеличивается суммарный пропуск пара в конденсатор теплофикационной паровой турбины и возрастает ее электрическая мощность.

Предлагаемое изобретение поясняется с помощью чертежа, на котором представлена схема бинарной ПГУ-ТЭЦ, реализующая заявляемый способ. Позициями на чертеже обозначены:

1 - газотурбинная установка (ГТУ);

2 - теплофикационная паровая турбина;

3 - конденсатор ПТУ;

4 - котел-утилизатор (КУ);

5 - барабан высокого давления (ВД);

6 - барабан низкого давления (НД);

7, 8 - расширители непрерывной продувки (РНП);

9 - узел редукционно-охладительной установки (РОУ);

10 - деаэратор КУ;

11 - деаэратор подпитки теплосети (ДПТС);

12, 13 - питательные насосы, соответственно, высокого и низкого давлений;

14 - насос подпитки теплосети;

15, 16 - верхний и нижний сетевые подогреватели;

17 - тепловой потребитель;

18 - химцех;

19 - газоводяной подогреватель химочищенной воды (ГТТХОВ);

20 - охладитель подпиточной воды теплосети;

21 - охладитель выпара (ОВ) ДПТС;

22 - подогреватель сырой воды подпитки теплосети (ПСВ-2);

23 - подогреватель сырой воды основного конденсата (ПСВ-1);

24 - конденсатный насос;

25 - трубопровод пара высокого давления;

26 - трубопровод острого пара котла-утилизатора;

27 - трубопровод пара с РНП 7;

28 - трубопровод подпитки основного конденсата из химцеха;

29 - трубопровод пара от поверхности нагрева низкого давления котла-утилизатора;

30 - трубопровод химочищенной подпиточной воды теплосети от химцеха;

31 - трубопровод редуцированного пара;

32 - трубопровод выпара деаэратора подпитки теплосети (ДПТС) 11;

33 - трубопровод дренажа охладителя выпара 21;

34 - трубопровод подпиточной воды теплосети;

35 - трубопровод исходной подпиточной воды теплосети;

36 - тепловая сеть;

37 - трубопровод сырой воды для подпитки теплосети;

38 - трубопровод продувочной воды после РНП 8;

39 - трубопровод продувочной воды после РНП 7;

40 - электрогенератор ГТУ;

41 - электрогенератор теплофикационной паровой турбины;

42 - трубопровод пара низкого давления котла-утилизатора;

43 - сетевой насос;

44 - газоход уходящих газов после ГПХОВ 19;

45 - газосетевой подогреватель (ГСП).

В - выпар.

Установка для реализации предлагаемого способа включает: ГТУ 1, связанную через выхлопной газоход с котлом-утилизатором 4, который посредством трубопровода острого пара связан с теплофикационной паровой турбиной 2, соединенной трубопроводами с верхним сетевым подогревателем 15 и нижним сетевым подогревателем 16;

конденсатор 3, который связан выхлопным патрубком с теплофикационной паровой турбиной 2;

конденсатный насос 24 для перекачки конденсата в котел-утилизатор 4;

расширители непрерывной продувки 7 и 8 соответственно барабанов высокого давления 5 и низкого давления 6 котла-утилизатора 4;

деаэратор КУ 10, связанный трубопроводом пара высокого давления 25 с трубопроводом острого пара котла-утилизатора 26, трубопроводом пара 27 с РНП 7, трубопроводом подпитки основного конденсата 28 из химцеха 18, трубопроводом пара от поверхности нагрева низкого давления котла-утилизатора 29,

питательные насосы 12 и 13 соответственно высокого и низкого давлений, связанные трубопроводами с деаэратором 10 и поверхностями высокого и низкого давлений котла-утилизатора 4;

газоводяной подогреватель химочищенной воды 19, связанный выхлопным газоходом с котлом-утилизатором 4, трубопроводами химочищенной подпиточной воды теплосети 30 с химцеха 18 и деаэратором подпитки теплосети 11;

узел редукционно-охладительной установки 9, связанный с трубопроводом пара низкого давления котла-утилизатора 42 и трубопроводом редуцированного пара 31 с деаэратором подпитки теплосети 11;

деаэратор подпитки теплосети 11, связанный трубопроводом редуцированного пара 31 с узлом РОУ 9, трубопроводами выпара 32 и дренажа 33 с охладителем выпара 21, трубопроводом подпиточной воды теплосети 34 с насосом подпитки теплосети 14;

химцех 18, связанный трубопроводом исходной подпиточной воды теплосети 35 с охладителем подпиточной воды теплосети 20 и ГПХОВ 19, а также связанный трубопроводом подпитки основного конденсата 28 с подогревателем сырой воды основного конденсата (ПВС-1) 23 и деаэратором КУ 10;

охладитель подпиточной воды теплосети 20, связанный трубопроводом исходной подпиточной воды теплосети 35 с подогревателем сырой воды (ПСВ-2) 22 и химцехом 18, а также связанный трубопроводом подпиточной воды теплосети 34 с НПТС 14 и тепловой сетью 36;

подогреватель сырой воды (ПСВ-2) 22, связанный трубопроводом сырой воды для подпитки теплосети 37 с охладителем выпара ДПТС 21 и с охладителем подпиточной воды теплосети 20, а также связанный трубопроводом продувочной воды 38 с РНП 8;

подогреватель сырой воды (ПСВ-1) 23, связанный трубопроводом сырой воды для подпитки основного конденсата 28 с химцехом 18, а также связанный трубопроводом продувочной воды 39 с РНП 7;

охладитель выпара 21, связанный трубопроводом сырой воды для подпитки теплосети 37 с подогревателем сырой воды (ПСВ-2) 22, а также трубопроводом выпара 32 деаэратора подпитки теплосети 11 и трубопроводом дренажа 33; сетевой подогреватель нижний 16, сетевой подогреватель верхний 15, связанные трубопроводами тепловой сети с сетевым насосом 43, газосетевым подогревателем (ГСП) 45 и с тепловым потребителем 17, а также связанные трубопроводами отбора пара с теплофикационной паровой турбиной 2;

газосетевой подогреватель (ГСП) 45, связанный газоходом уходящих газов после ГПХОВ 44 с газоводяным подогревателем химочищенной воды (ГПХОВ) 19, трубопроводами тепловой сети с сетевым подогревателем верхним 15, сетевым подогревателем нижним 16, с сетевым насосом 43 и с тепловым потребителем 17.

Предлагаемый способ работы бинарной ПГУ-ТЭЦ осуществляют следующим образом.

ГТУ 1 приводит в движение электрогенератор 40, вырабатывающий электроэнергию. Продукты сгорания после газовой турбины попадают в котел-утилизатор 4 и за счет использования теплоты продуктов сгорания топлива вырабатывают в нем поток пара, пар направляют в теплофикационную паровую турбину 2, которая приводит в движение электрогенератор 41, вырабатывающий электроэнергию. Теплофикационная паровая турбина 2 имеет отборы пара по трубопроводам на сетевой подогреватель верхний 15 и сетевой подогреватель нижний 16 для подогрева сетевой воды теплосети 36 потребителя 17. Сетевой насос 43 прокачивает сетевую воду тепловому потребителю 17. Конденсат из конденсатора 3 с помощью конденсатного насоса 24 перекачивают в котел-утилизатор 4.

Сырая подпиточная вода основного конденсата по трубопроводу сырой подпиточной воды нагревается в ПСВ-1 продувочной водой из расширителя непрерывной продувки 7 барабана высокого давления 5 котла-утилизатора 4 и поступает в химцех 18 для химводоочистки. Далее химочищенная подпиточная воды основного конденсата поступает в деаэратор КУ 10, откуда питательная вода насосами 12 и 13 подается в контуры высокого и низкого давления КУ 4.

По трубопроводу сырой подпиточной воды теплосети 37 сырая подпиточная вода последовательно нагревается в охладителе выпара 21 выпаром пара из ДПТС 11, в подогревателе сырой воды (ПСВ-2) 22 продувочной водой из расширителя непрерывной продувки 8 барабана низкого давления 6 котла-утилизатора 4, в охладителе подпиточной воды теплосети 20 подпиточной водой после ДПТС 11 и поступает для химводоочистки в химцех 18. Химочищенная подпиточная вода теплосети далее подогревается в газоводяном подогревателе химочищенной воды 19 уходящими газами КУ 4 и поступает в ДПТС 11. Уходящие газы по выхлопному газоходу котла-утилизатора 4 направляют в газоводяной подогреватель химочищенной подпиточной воды теплосети 19. При этом минимально допустимая температура уходящих газов после котла-утилизатора, при сжигании газообразного топлива в камере сгорания газотурбинной установки 1, исходя из условий низкотемпературной коррозии хвостовых поверхностей нагрева, составляет 80°С. Так как температура уходящих газов на выходе из котла-утилизатора достигает 95÷110°С, появляется дополнительное количество теплоты уходящих газов, которое используется для нагрева подпиточной химочищенной воды теплосети в газоводяном подогревателе (ГПХОВ) 19 и в газосетевом подогревателе (ГСП) 45.

Путем изменения положения регулирующего клапана узла РОУ 9 уменьшают отбор пара на собственные нужды. Данный вытесненный поток пара направляют в проточную часть теплофикационной паровой турбины 2. Пар через узел РОУ 9 направляют только в деаэратор подпитки теплосети (ДПТС) 11 для деаэрации химочищенной подпиточной воды теплосети. Путем регулирования положения поворотной регулирующей диафрагмы теплофикационной паровой турбины 2 уменьшают отбор пара, тем самым снижая температуру сетевой воды после сетевого подогревателя верхнего 15 и сетевого подогревателя нижнего 16. При этом теплофикационные отборы пара из паровой турбины 2 частично вытесняются. Вытесненный пар теплофикационных отборов паровой турбины направляют в конденсатор 3. Вытесненные потоки пара от РОУ и теплофикационных отборов приводят к дополнительному увеличению электрической мощности теплофикационной паровой турбины 2. Конденсат из конденсатора 3 с помощью конденсатного насоса 24 перекачивают в котел-утилизатор.

В качестве примера рассмотрим способ работы бинарной ПГУ-ТЭЦ на основе теплофикационной паровой турбины Т-56/70-6,8 для г. Новороссийска. В таблице представлены результаты расчета тепловой схемы ПГУ-ТЭЦ с нагревом добавочной воды для подпитки теплосети паром от РОУ в пароводяном ПХОВ и уходящими газами КУ в ГПХОВ.

В зимний отопительный период уходящие газы после КУ подогревают химочищенную воду в ГПХОВ перед ДПТС, а в летний период поток уходящих газов, после нагрева химочищенной воды в ГПХОВ, дополнительно используется для нагрева сетевой воды в ГСП после сетевого подогревателя нижнего (СПН).

В таблице 1 представлены результаты расчета тепловой схемы ПГУ-ТЭЦ с ГПХОВ для г. Новороссийска на максимально-зимнем и средне-зимнем режимах; в таблице 2 - на летнем режиме, при варьировании температуры уходящих газов после ГСП в диапазоне 80÷100°С.

Как видно, в зимний период переход на газовый подогрев подпиточной воды позволяет уменьшить расход пара через РОУ на 1,9-2,85 кг/с. Это приводит к увеличению электрической мощности ПТУ на 1,2-1,35 МВт.

В летний период при утилизации теплоты уходящих газов котла-утилизатора только в ГПХОВ величина дополнительной электрической мощности ПТУ составляет 0,4 МВт. Дальнейшее увеличение утилизации теплоты уходящих газов после ГПХОВ за счет снижения их температуры после ГСП со 100 до 80°С приводит к увеличению выработки дополнительной электрической мощности с 0,84 МВт до 1,77 МВт. Это сопровождается почти четырехкратным ростом площади поверхности теплообмена ГСП, уменьшением температуры сетевой воды после СПН на 7,7°С, снижением расхода пара на сетевой подогреватель нижний на 2,79 кг/с. Температура сетевой воды за ГСП (равная температуре прямой сетевой воды) остается заданной и постоянной.

Таким образом, предлагаемое техническое решение позволяет осуществлять:

- подогрев химочищенной подпиточной воды теплосети в газоводяном подогревателе за счет теплообмена между уходящими газами котла-утилизатора и химочищенной подпиточной водой теплосети;

- разгрузку редукционно-охладительной установки за счет снижения количества пара, отбираемого на подготовку подпиточной воды теплосети;

- разгрузку нижнего сетевого подогревателя по пару за счет снижения количества пара, отбираемого на сетевые подогреватели;

- повышение электрической мощности теплофикационной паровой турбины в составе бинарной ПГУ-ТЭЦ за счет дополнительного пропуска пара в проточную часть турбины и далее в конденсатор.

Способ работы бинарной парогазовой теплоэлектроцентрали, характеризующийся тем, что уходящие газы после газотурбинной установки поступают в котел-утилизатор, выработанный котлом-утилизатором пар затем подают для расширения и совершения работы в теплофикационную паровую турбину, часть пара из отборов которой отводят на верхние и нижние сетевые подогреватели для нагрева сетевой воды, остальную часть пара направляют в конденсатор, конденсат из которого конденсатным насосом перекачивают в котел-утилизатор, уходящими газами после котла-утилизатора подогревают химочищенную воду подпитки теплосети в газоводяном подогревателе, уходящие газы после которого производят дополнительный нагрев сетевой воды в газосетевом подогревателе, установленном отдельно от котла-утилизатора после верхнего сетевого подогревателя, при этом снижают расход пара через редукционно-охладительную установку (РОУ), которую используют только для направления редуцированного пара в деаэратор подпитки теплосети в целях деаэрации химочищенной подпиточной воды теплосети, и увеличивают пропуск пара в проточную часть теплофикационной паровой турбины, а также снижают отбор пара на сетевые подогреватели и увеличивают пропуск пара в «хвостовую» часть цилиндра низкого давления теплофикационной паровой турбины.