Парогазова установка
Номер патенту: 36310
Опубліковано: 16.04.2001
Автори: Сабашук Петро Павлович, Рудко Василь Петрович, Патон Борис Євгенович, Долінський Анатолій Андрійович, Коломєєв Валентин Миколайович, Овчиннікова Людмила Михайлівна, Бабієв Григорій Миколайович, Клименко Віктор Миколайович, Рудник Анатолій Андрійович, Остапенко Володимир Михайлович, Клименко Юрій Георгієвич, Мазур Олександр Іустинович
Текст
1. Парогазова установка, яка включає декілька газотурбінних установок з котлами-утилізаторами теплоти їх ви хлопних газів і з розташованими в них пароперегріваючими, випарними та економайзерними секціями, причому виходи пароперегріваючих секцій підключені до спільного паропроводу, парову турбіну з електрогенератором та допоміжним обладнанням (конденсатором, деаератором, живильними та циркуляційними насосами), що відрізняє ться тим, що установка додатково обладнана окремим котлом-пароперегрівачем з каналом окислювача палива, топкою і газоходом, в яких відповідно розташовані радіаційна та конвективна секції основного пароперегрівача, що входом підключений до спільного паропроводу, а виходом - до парової турбіни. 2. Парогазова установка по п. 1, що відрізняється тим, що конвективна секція для проміжного перегріву пари перед циліндром низького тиску парової турбіни розташована в котліпароперігрівачі, а канал окислювача палива з'єднано з виходом котлаутилізатора. Передбачуваний винахід відноситься до теплотехніки, зокрема до комбінованих парогазових установок, а саме - до засобів отримання в них перегрітої пари високих параметрів для роботи парової турбіни. Високі параметри перегрітої пари згідно існуючої класифікації парових турбін (див. Теплотехнический справочник. - М.: Госэнергоиздат, 1957. – Т. 1. - С. 586) дорівнюють: тиск пари - 5...15 МПа, температура пари -450...5400С. Відомою є парогазова установка (див. Арсеньев Л.В., Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. - Л.: Ма шиностроение, 1982.- С. 34-42), що включає газотурбінну установку (ГТУ) з компресором, камерою згорання та газовою турбіною, котел-утилізатор теплоти вихлопних газів ГТУ, в якому розташовані пароперегріваючі, парогенеруючі та економайзерні секції пароводяного контуру для отримання перегрітої пари, парову турбіну з конденсатором, деаератором, живильними та циркуляційними насосами, електрогенератором, що зв’язаний з валом парової турбіни, систему газоходів та паропроводів з запорнорегулюючими органами. Вихлопні гази ГТУ, прохо дячи крізь котел-утилізатор, віддають теплоту для виробництва пари, після чого скидаються в димову трубу, а енергія пари перетворюється в паротурбінній установці (ПТУ) в електричну енергію. Недолік цієї установки полягає в здатності продукування перегрітої пари лише невисоких параметрів, що призводить в результаті до низької економічної ефективності паросилової установки. Фізична суть цього недоліку полягає в тому, що параметри пари однозначно пов'язані з початковою температурою тільки одного гріючого агента, яким є вихлопні гази ГТУ. Відомим є удосконалення згаданої вище парогазової установки (див. Юращик И.Л. та ін. Утилизация теплоты приводных газотурбинных установок. – К.: Те хніка, 1991. - С. 74-76) шляхом розміщення на вході в котел-утилізатор додаткової камери згорання, в якій спалюється паливо в атмосфері вихлопних газів ГТУ. За рахунок теплоти цього палива підвищується температура вихлопних газів ГТУ, що надходять в котел-утилізатор, і відповідно підвищується температура перегріву пари. Оскільки також збільшується продукування насиченої пари, то з одного боку, це удоскона (19) UA (11) 36310 (13) A (21) 99116522 (22) 30.11.1999 (24) 16.04.2001 (33) UA (46) 16.04.2001, Бюл. № 3, 2001 р. (72) Бабієв Григорій Миколайович, Долинський Анатолій Андрійович, Клименко Віктор Миколайович, Клименко Юрій Георгієвич, Коломєєв Валентин Миколайович, Мазур Олександр Іустинович, Овчиннікова Людмила Михайлівна, Остапенко Володимир Михайлович, Патон Борис Євгенович, Рудник Анатолій Андрійович, Рудко Василь Петрович, Сабашук Петро Павлович (73) Бабієв Григорій Миколайович, Долинський Анатолій Андрійович, Клименко Віктор Миколайович, Клименко Юрій Георгієвич, Коломєєв Валентин Миколайович, Мазур Олександр Іустинович, Овчиннікова Людмила Михайлівна, Остапенко Володимир Михайлович, Патон Борис Євгенович, Рудник Анатолій Андрійович, Рудко Василь Петрович, Сабашук Петро Павлович 36310 лення підвищить електричну потужність ПТУ, але, з другого боку, її електричний ккд зменшиться в порівнянні з варіантом утилізаційного способу вироблення перегрітої пари. Це зменшення ккд буде тим значніше, чим більшу частку палива спалюють в котлі-утилізаторі відносно загальної витрати палива в парогазовій установці (ПГУ). Нарешті, електричний ккд ПГУ досягне рівня ккд звичайної паротурбінної установки. Відомим є пристрій, що наведено в статті Сєдих А.Д. та ін. "Парогазовые установки компрессорных станций" (див. Промышленная енергетика. – 1997. - № 3. - С. 33-37). Комбінована парогазова установка на базі трьох ГТУ, що обертають нагнітачі природного газу, має паровий котел-утилізатор, в якому генерується перегріта пара двох тисків (3,87 та 0,76 МПа) з температурами відповідно 390 та 214°С. Парова турбіна з'єднана з електрогенератором. Для можливості збільшення продукування пари передбачено додаткова камера згорання в газоході вихлопних газів ГТУ. Виробництво свіжої пари двох тисків дозволяє краще використати теплоту ви хлопних газів ГТУ і дещо збільшити ккд ПГУ, однак відносно низькі параметри перегрітої пари не дозволяють суттєво підвищити ккд ПТУ, а також такий важливий параметр, як відношення долі електричної потужності ПТУ в сумарній потужності ПГУ. В наведеній установці він дорівнює 0,275. Перераховані вище недоліки є характерними і для парогазової установки, в якій використовується перегріта пара трьох тисків (див. Патент ФРН "Парогазовая установка". Заявка 4029991 ФРГ, МКИ5 F01 К23/10, F02 С 6/18. - №4 029991.0. 1990 р.). Відомою є парогазова установка, де підвищення ефективності досягається за допомогою використання проміжного перегріву пари перед циліндром низького тиску парової турбіни (див. А.с. СРСР № 162162. кл F 01 d; 14 с. 9, Бинарная газопаровая установка, БИ, 1964, № 9). Установка має у своєму складі високотемпературну газову турбіну, що о холоджується парою, компресор та камеру згорання, паровий котел-утилізатор та паротурбінну установку. Згенерована і перегріта в котлі-утилізаторі пара надходить до протитискової парової турбіни, що обертає повітряний компресор високого тиску, який по виходу підключено до камери згорання ГТУ. Після протитискової турбіни насичена пара поступає в систему охолодження лопаток газової турбіни, перегрівається та надходить до конденсаційної парової турбіни, що має всі допоміжні устаткування для реалізації паросилового циклу (тобто конденсатор, насоси та т.і.). Економайзерна частина розміщена в котлі-утилізаторі. Газова та конденсаційна парова турбіна з'єднані одним валом з повітряним компресором низького тиску та електрогенератором. Недоліком цієї установки є головним чином велика складність системи парового охолодження лопаток газової турбіни при високій (більше 1200°С) початковій температурі газу. ГТУ, що використовуються на магістральних газопроводах, взагалі мають рівень початкової температури газу 750-950°С. За цих умов наведені у винаході те хнічні рішення принципово не здатні принести очікуваний ефект - підвищення економічності та отри мання додаткової електричної потужності парогазових комбінованих установок. Найбільш близьким технічним рішенням до винаходу, є пристрій, наведений в А.с. СРСР 1650923, кл.5 F 01 К13/00 - Парогазовая установка.- БИ, 1991, № 19. З метою підвищення економічності ПГУ запроваджують двохстадійний перегрів пари, а саме генерують пар та попередньо його перегрівають в паровому котлі за рахунок теплоти палива, що спалюють в його топці, а остаточно доводять температуру перегрітої пари до потрібної за рахунок теплоти палива, що спалюють в основній камері згорання ГТУ. Установка містить паровий котел з основним пароперегрівачем, двоциліндрову парову турбіну з проміжним пароперегрівачем, додатковий пароперегрівач, що підключено по газу до основної камери згорання газової турбіни, а також допоміжну камеру згорання для підігріву газів перед газовою турбіною. Недоліком установки є наявність двох камер згорання у складі ГТУ, що спричиняє підвищений рівень гідравлічних витрат по тракту високого тиску, а звідси зниження економічності ГТУ. Установка має низьку економічність, яка ледь перевищує ккд звичайного паросиливого. Дійсно, потрібна на перегрів пари кількість теплоти значно менша тієї витрати, що спрямовується на генерацію та попередній перегрів пари, тобто в паровому котлі спалюється значно більша частина палива, ніж спалюється в камері згорання ГТУ. У цьому випадку парогазова установка за основними своїми економічними та технічними показниками вже не суттєво відрізняється від звичайної паротурбінної установки. Окрім того, використання теплоти вихлопних газів ГТУ для проміжного перегріву пари перед циліндром низького тиску парової турбіни не дозволить досягнути високої температури промперегріву пари, оскільки для цього не вистачить теплового потенціалу вихлопних газів. В основу винаходу поставлена задача створення парогазової установки, в якій шляхом встановлення окремого котла-пароперегрівача з каналом окислювача палива, топкою і газоходом, в яких розташовані радіаційна і конвективна секції основного пароперегрівача, до якого підключено спільний паропровід котлів-утилізаторів ГТУ, та секція проміжного пароперегрівача циліндра низького тиску парової турбіни, причому канал окислювача палива котла-пароперегрівача з'єднано з виходом вихлопних газів з котла-утилізатора, забезпечуються високі параметри перегрітої пари і збільшення електричної потужності ПГУ та її ефективності. Поставлена задача вирішується тим, що в парогазовій установці, яка включає паротурбінну установку з електрогенератором, конденсатором, деаератором, живильними насосами та іншим обладнанням для здійснення паросилового циклу, декілька (принаймні - дві) газотурбінні установки, котли-утилізатори з розміщеними в них водогрійними, парогенеруючими та пароперегріваючими секціями, причому котли-утилізатори по газовому тракту підключені до вихлопів ГТУ, а по перегрітій парі - до спільного паропроводу, який з'єднується з входом парової турбіни, згідно винаходу додатково встановлено окремий котел-пароперегрівач з каналом окислювача палива, топкою і газоходом, в 2 36310 яких розташовані радіаційна та конвективна секції основного пароперегрівача, що підключений входом до виходу спільного паропроводу, а виходом до парової турбіни, а також секція проміжного перегрівача пари для циліндра низького тиску парової турбіни, причому канал окислювача палива котла-пароперегрівача з'єднано з виходом котлаутилізатора. Відомо, що широкі можливості підвищення ефективності електрогенеруючого обладнання відкрилися завдяки використанню комбінованих парогазових установок, в яких водяна пара та газ працюють в єдиному енергетичному комплексі. Підвищення ефективності обумовлюється зростанням середньої температури підводу теплоти за рахунок ГТУ та зниженням середньої температури відводу теплоти до холодильника за рахунок конденсаційної частини паротурбінної установки. Особливо нагальним слід розглядати впровадження парогазових установок на компресорних станціях магістральних газопроводів, що в більшості своїй обладнані газотурбінним приводом нагнітачів природного газу з надто низькою тепловою економічністю - 28...32% (див. Повышение эффективности использования газа на ком-прессорных станциях. Динков В.А. и др. - М.: Недра 1981. - C. 26-31, 8794). Найбільш прийнятним шляхом підвищення використання теплоти палива (природного газу), що спалюється в ГТУ, є утилізація теплоти їх вихлопних газів для виробництва електроенергії в ПТУ. Можливі два технічні рішення - котли-утилізатори, які генерують пар лише за рахунок теплоти вихлопних газів ГТУ, і котли-утилізатори, що мають додаткове спалення палива в потоці вихлопних газів. Для підвищення економічності парогазових установк генерується пара двох тисків (див. Седых А.Д. та ін. "Парогазовые установки компрессорных станций" Пром. Енергетика. – 1997. - № 3. – С. 3337). Такі ж теплові схеми має більшість парогазових установок відомої в енергетиці фірми Asea Brown Bovery (ABB) з Швейцарії. Слід відзначити, що ці теплові схеми мають спільну рису - перегрів насиченої пари та її генерація відбувається в секціях, послідовно розташованих по ходу газового (гріючого) потоку. Внаслідок цього параметри перегріву пари органічно пов'язані з кількістю згенерованої насиченої пари. В парогазових установках з паровим котломутилізатором забезпечення високих параметрів свіжої пари практично неможливо, особливо для вітчизня-них ГТУ, оскільки температура їх вихлопних газів складає 380...460°С. Саме це лімітує і потужність ПТУ в парогазовому циклі, а ефективність в цілому ПГУ не перевищує за ци х умов 32...36%. Не можна отримати підвищення економічності ПГУ і за рахунок спалення додаткового палива в атмосфері вихлопних газів ГТУ перед котлом-утилізатором. Лише третина теплоти цього процесу, що зумовить деякий додатковий перегрів пари, може бути перетворена в електроенергію з високим ккд. Для сучасних іноземних ГТУ температура вихлопних газів сягає 500...560°С, тому ПГУ, що будуються на їх базі, мають більш високі параметри перегрітої пари (досягнута температура перегріву 538°С). В табл. 1 наведені дані по параметрам ПГУ з котлами-утилізаторами ABB (див. Heat Recovery Steam Generators ABB. - Рекламний буклет ABB Energeticke Systemy S.R.O. - C zech Republic). За вказаними в табл. 1 параметрами фактично досягається максимум питомої потужності ПТУ (на 1 кг витрати вихлопних газів ГТУ), а також співвідношення потужності парової турбіни до потужності всієї ПГУ (0,29...0,35). Передбачуваний винахід побудовано на тезі, що для підвищення потужності та економічності ПГУ треба перейти до високих параметрів перегрітої пари в її паротурбінній складовій. Відомо, що найбільший приріст ккд ПТУ має місце в області параметрів - тиск пари 5...15 МПа, температура пари - 510-540°С (див. Щегляев А.В. Паровые турбины. - М.: Энергия, 1967. - С. 21-24). В ПГУ, для отримання високих параметрів перегрітої пари і одержання додаткової електричної потужності ПТУ при підвищенні її ефективності, використовують теплоту палива, яке спалюють в окремому (виносному відносно котла-утилізатора) котлі-пароперегрівачі. Тоді теплота вихлопних газів ГТУ витрачається лише на генерацію насиченої пари та її частковий перегрів до температури на 30...40°С нижче за температуру ви хлопних газів, а остаточний перегрів пари до температури 510540°С здійснюється в котлі-пароперегрівачі. Підвищення ккд ПТУ пояснюється тим, що незважаючи на додаткові витрати палива в котлі-пароперегрівачі, його теплова енергія перетворюється в паровій турбіні в механічну роботу з дуже високим ккд, що практично дорівнює її внутрішньому ккд. Одночасно на 25...35% збільшується потужність ПТУ. Оскільки головною метою передбачуваного винаходу є підвищення економічності роботи компресорних станцій (з ГТУ-приводами) магістральних газопроводів за рахунок спорудження на їх базі паротурбінних енергетичних надбудов, вважається за доцільне використовувати в парогазовій установці всі газотурбінні приводи, що встановлені в компресорному цеху газоперекачуючої станції. Мінімальна кількість ГТУ-приводів на існуючих компресорних станціях дорівнює трьом, причому в постійній експлуатації знаходяться тільки два з них, третій - резервний. Максимальна кількість ГТУ-приводів однієї газоперекачуючої станції може досягати 7-10 штук. Підвищення ккд і потужності паротурбінного блоку ПГУ потребує щоби якомога більше ГТУ-приводів КС працювало у складі однієї парогазової установки, генеруючи найбільш можливу кількість насиченої (або частково перегрітої) пари, що буде спрямовуватись в один окремий котел-пароперегрівач, і далі - в парову турбіну. Будувати ПГУ на базі одного газотурбінного приводу нагнітача природного газу, потужність якого відносно низька і складає, як правило, 10-25 МВт, невигідно з економічної точки зору завдяки надто великому терміну окупності капіталовкладень внаслідок малої електричної потужності паротурбінної складової ПГУ. Таким чином, декілька, принаймні - дві, ГТУ, що нині експлуатуються на КС, створюють основу ПГУ, а їх котли-утилізатори підключені до спільного паропроводу частково перегрітої пари, по якому сумарна кількість пари прямує до окремого одного на всю ПГУ, котла-пароперегрівача. У цьому полягає сенс пов'язання відрізняючої ознаки винаходу 3 36310 додаткове обладнання установки окремим, одним для всієї паротурбінної надбудови кот-ломперегрівачем - з обмежувальної частиною формули винаходу: дві або декілька ГТУ з їх котламиутилізаторами працюють на один котел-пароперегрівач. Треба відзначити, що робота в складі чисто енергетичної ПГУ декількох (дві або чотири) газотурбінних установок з індивідуальними котламиутилізаторами на кожній з них на спільний паропровід-колектор, по якому перегріта пара спрямовується в парову турбіну, є відомою і широко застосовується в блоках ПГУ фірми АББ (див. ABB power Generation: combined-cycle Power plants Series KA-11N and KA-13. - Publication № CH-KW 2009 90-E .- Printed in Switzerland, 1990. -16 pp.). Відомо, що проміжний перегрів пари перед циліндром низького тиску парової турбіни застосовується для зменшення вологості пари в останніх ступенях турбіни та підвищення економічності парового циклу при раціональному виборі тиску в проміжному пароперегрівачі (див. Щегляев А.В. Паровые турбины. - М.: Энергия, 1967. - С. 24-28). В парогазовій установці, з метою отримання додаткової електричної потужності ПТУ та підвищення її е фективності пропонується розташувати секцію промперегрівача пари в тому ж котлі-пароперегрівачі, в якому знаходиться основний пароперегрівач свіжої пари. Як і в основному пароперегрівачі, теплота додаткового палива, що витрачається на промперегрів пари перед циліндром низького тиску парової турбіни, практично з ккд, що дорівнює внутрішньому ккд циліндра низького тиску (80...85%), перетворюється в електричну енергію. За рахунок цього також зростає ефективність ПГУ і додаткова потужність ПТУ. Для підвищення економічності ПГУ канал окислювача палива у топці окремого котла-пароперегрівача з'єднується з виходом котла-утилізатора, при цьому спалення додаткового палива відбувається в атмосфері вихлопних газів ГТУ, які мають на виході з котла-утилізатора температуру 120-150°С. В разі концентрації кисню в вихлопних газах ГТУ менше 15% в топку котла-пароперегрівача потрібно направляти також свіже повітря. Наявність окремого котла-пароперегрівача в ПГУ, що пропонується, дозволяє більш ефективно, ніж в існуючих теплових системах, регулювати температуру перегрітої пари за рахунок витрати палива, що спалюється в топці котла-пароперегрівача. Внаслідок цього можливо не тільки компенсува ти вплив відхилення параметрів ГТУ від номінальних, але й адаптувати до діючої ПГУ нову ГТУ з іншою температурою та витратою вихлопних газів в разі заміни ГТУ, що відпрацювали свій моторесурс. На фіг. 1 наведена принципова теплова схема парогазової установки з високими параметрами перегрітої пари для роботи паротурбінної установки. На фіг. 2 наведені енергетичні характеристики парогазової установки в залежності від співвідношення теплової потужності, що витрачається в котлі-утилізаторі на перегрів пари, до загальної теплової потужності, яка потрібна на перегрів пари від насиченого стану до температури 540°С. Установка містить, як видно з фіг. 1, дві газотурбінні установки 1 і 25, що складаються відпо відно з повітряного компресора, камери згорання та газової турбіни, вал якої з'єднано з нагнітачем природного газу (або електрогенератором), індивідуальні котли-утилізатори 2 та 23, з пароводяними контурами до яких входять пароперегріваюча 3, випарна 4 та економайзерна 5 секції, барабан 6, циркуляційний насос 7, деаератор 8, живильний насос 9. Окрім того до установки входить окремий котел-пароперегрівач 10 з основним пароперегрівачем 11 та проміжним пароперегрівачем 12, парова турбіна 13 з циліндрами високого та низького 14 тиску, електрогенератор 15, конденсатор 16, градирню 17, димові труби 18 і 19, а також секція 20 підігріву води для централізованого теплопостачання, секція підігріва котлової води 21, канал окислювача палива 22, спільний паропровід 24. Парогазова установка (для прикладу на базі двох ГТУ-приводів компресорної станції) працює наступним чином. Вихлопні гази першої ГТУ направляються в котел-утилізатор 2, охолоджуються на його конвективних поверхнях 3, 4, 5, 20, 21 і викидаються в димову трубу 18, а частина з них направляється по каналу окислювача палива 22 в топку котла-пароперегрівача. Живильна вода з деаератора 8 подається насосом 9 в економайзерну секцію 5 котла-утилізатора і далі в паровий барабан 6, звідки насосом 9 вона перекачується в випарну секцію 4. Насичена пара з барабана 6 надходить до пароперегріваючої секції 3 котла-утилізатора, де пара нагрівається до температури, на 30...40°С нижче за температуру ви хлопних газів ГТУ і спрямовується в спільний паропровод-колектор 24. Аналогічним чином генерується пара і в котліутилізаторі 23 другого ГТУ-приводу і також вироблена пара спрямовується в спільний паропровод 24, вихідний фланець якого підключено до входу основного пароперегрівача 11 окремого, одного на всю парогазову установку котла-пароперегрівача 10, який має топку, газоход і димову трубу 19, куди скидаються продукти згорання палива, що подається в топку цього котла. У разі, якщо ПГУ будується на базі більшого числа ГТУ-приводів, то котел-утилізатор кожного з них по частково перегрітій парі також підключається до спільного паропроводу 24, так що в окремий котел-пароперегрівач 10 надходить сумарна кількість пари, що генерується в кожному котлі-утилізаторі кожного ГТУ-привода. В пароперегрів ачі 11 пара нагрівається до температури 510-540°С, маючи при цьому тиск 5...15 МПа. Температура перегрітої пари підтримується сталою за рахунок регулювання витрати палива в котлі-пароперегрівачі 10. Одержана таким чином перегріта пара високих параметрів поступає в парову турбіну 13, 14, що обертає електрогенератор 15. Відпрацьована пара проходить в конденсатор 16, конденсується, і котлова вода нагнітається насосом через секцію підігріву 21 до деаератора 8. Для охолодження води, що циркулює в конденсаторі, установка має градирню 17. Для підвищення ккд паротурбінної установки застосовується проміжний перегрів пари між циліндрами високого і низького тиску парової турбіни, і згідно заявленому винаходу, секція 12 промперегріву пари розташовується в котлі-пароперегрівачі 10. 4 36310 Джерелом теплоти в котлі-пароперегрівачі є продукти згорання палива в атмосфері свіжого повітря або частини вихлопних газів, що залишають котел-утилізатор і надходять до топки цього котла по каналу 22. В топці котла-пароперегрівача розташована радіаційна частина пароперегрівача. Подача сюди відпрацьованих газів з котла-утилізатора призводить до зниження адіабатної температури горіння, що в свою чергу сприяє підвищенню надійності роботи котла і його ккд та зменшенню шкідливих викидів. Саме наявність, згідно винаходу, що патентується, окремого котла-пароперегрівача дозволяє отримати високі параметри перегрітої пари незалежно від температури вихлопних газів ГТУ та здійснювати регулювання температури пари за рахунок зміни витрати палива. Обидва ці фактори суттєво збільшують ефективність парового циклу парогазової установки одночасно з виробленням більшої кількості електроенергії. Назвемо додатковою електричною потужністю різницю між потужністю (Na) ПТУ, що має місце в результаті спалення додаткового палива в котліпароперегрівачі, та потужністю (Nб ) ПТУ з чисто утилізаційним паровим котлом і відповідними параметрами перегрітої пари. Щоб довести ко-рисність засобу, необхідно визначити витрату цього додаткового палива на вироблення 1 кВт-години додаткової електроенергії (Na-Nб ). Економічна ефективність засобу буде доведена, якщо питома витрата додаткового палива буде значно нижче за аналогічний показник на кращих конденсаційних електростанціях. З іншого боку це буде свідчити про високий електричний ккд перетворення енергії додаткового палива в електричну енергію в ПТУ, що входить до складу парогазової установки. В табл. 2 наведено порівняння показників ПГУ традиційних сучасних схем з котлом-утилізатором і тієї, що заявляється. Як базу для порівнянь - перший стовпець таблиці - було вибрано діючу ПГУ на основі газо-турбінного приводу нагнітача природного газу потужністю 25 МВт (компресорна станція "Грязовец", Росія). В другому стовпці наведені дані для ПГУ що проектується для КС "Донская". Завдяки виробленню перегрітої пари двох тисків і температурі перегріву 434°С в цій ПГУ, використані практично всі потенційні можливості по збільшенню потужності і ефективності ПТУ шляхом утилізації теплоти вихлопних газів ГТУ. Видно, що при цьому досягається незначне зростання частки потужності ПТУ в сумарній потужності ПГУ. Високе значення ефективності ПГУ пояснюється, головним чином, використанням ГТУ з відносно великим ккд (30,6%). Згідно технічному рішенню, після виходу з котла-утилізатора ГТУ пара поступає в котелпаро-перегрівач, де її температура підвищується до 540°С. Дані третього стовпця табл. 2 відповідають варіанту, за яким в котлі-утилізаторі виробляється тільки насичена пара (це випадок максимальної паропродуктивності ПГУ), а весь перегрів ЇЇ здійснюється лише за рахунок теплоти додаткового палива, яке спалюють в топці котла-пароперегрівача, тобто відношення КУ N ПП КУ S N ПП = S = 0 ; де N ПП і N ПП відпоN ПП відно теплова потужність, що потрібна на перегрів пари в котлі-утилізаторі, та сумарна потужність, що потрібна на перегрів пари від насиченого стану до 540°С. Це відношення може змінюватися, тому що частковий перегрів пари (однак при меншій її кількості) може здійснюватися в котлі-утилізаторі ГТУ. Результати розрахунків інших варіантів розподілу S N ПП , коли N ПП ¹ 0 , наведеш на фіг. 2. Зменшення частки теплової потужності, що передається свіжій парі в котлі-пароперегрівачі, приводить, з одного боку, до зниження додаткової електричної потужності ПТУ, а з другого боку, до суттєвого зменшення питомих витрат палива g (гу. п. /кВт·годину), у котлі-пароперегрівачі на вироблення додаткової потужності (Na-Nб ) в парогазовому циклі. З даних фіг. 2 слідує, що найбільш ефективний варіант розподілу теплових потужностей, що йдуть на перегрів насиченої пари між котломутилізатором і котлом-пароперегрівачем, відповіКУ S дає діапазону N ПП N ПП =0,6...0,8, при цьому на вироблення 1 кВтгодини додаткової електричної енергії (додаткова - в розумінні отримана за рахунок спалення додаткового палива в котліпароперегрівачі) потрібно 250...170 гу.п. Останнє свідчить, що теплота, яка витрачається в котліпароперегрівачі, перетворюється в ПТУ в електроенергію з ккд h е=0,5...0,7, отже підвищується ккд парового циклу, а значить і парогазової установки в цілому. Діапазон N ПП =0,6...0,8 диктує вибір мінімального температурного напору (30-400С) між відпрацьованими газами ГТУ та температурою перегрітої пари на виході з котла-утилізатора. Про високий економічний потенціал парогазової установки, що заявляється, свідчить наступне. Діючий в Україні газоперекачуючий комплекс "Богородчани" обладнано сімома ГТУ потужністю 10 МВт та трьома ГТУ потужністю 25 МВт кожна. Окрім того, ще три нагнітача природного газу обладнані електричним приводом потужністю по 25 МВт. Потужність ГТУ, що експлуатуються одночасно, складає приблизно 100 МВт. Добудова на вказаній потужності паротурбінної енергетичної установки дозволить отримати електричну потужність близько 50...55 МВт, якщо параметри перегрі-тої пари складатимуть - тиск 9 МПа, температура - 540°С. За традиційною схемою, що видає тиск свіжої пари 4 МПа з температурою 410°С, паротурбінна установка матиме потужність лише 35-40 МВт. Економічний сенс передбачуваного винаходу полягає в тому, що додаткової електричної потужності 10-15 МВт виявляється достатньо, щоби замінити один газотурбінний привід нагнітача природного газу на електричний (потужністю 10 МВт), і саме цим не тільки компенсувати додаткові витрати палива (на котел-пароперегрівач), але ще й заощадити "блакитне паливо" в кількості, 5 36310 що дорівнює різниці між 4000 нм 3/годину (витрати газу заміщеної ГТУ потужністю 10 МВт) та 2300 нм 3/годину (витрати газу в котлі-пароперегрівачі при N = 0,6). Простий розрахунок свідчить, що заощадження газу за рік (6,000 годин експлуатації) тільки на комплексі "Богородчани" складе 10 млн. нм 3. Таблиця 1 Параметри перегрітої пари в парогазових установках зарубіжних фірм Параметри перегрітої пари № Тип газової турбіни Потужність ГТУ, МВт ККД ГТУ, % Температура вихлопних газів ГТУ, 0С 1 ABB, GT-10 25 32,1 542 ПаропродукТиск, Температура, тивність, т/ч 0 Мпа С 8,15/1,65 502/203 35,7+6,1 2 3 ABB -GT 13D Siemens, V64.3A 96 70 32,1 490 565 3,9 6,4/0,92 440 500/210 250 93+17 0,36 4 5 ABB -GT 8C GE PG6101(FA) 52,8 70 32,1 517 2,6 12/1,6 400 520/290 86 109/14 0,34 6 GE-MS 7001 E 81,1 550 8,5/0,51 500/205 109+37 0,34 7 ABB KA-13E 142,2 516 6,8/0,72 480/165 0,34 34,6 N ПТУ NS 0,3 Таблиця 2 Порівняння показників традиційних парогазових установок і технічного рішення, що заявляється № п/п Показники Розмірність Діюча ПГУ на КС "Грязовец"* ПГУ для КС "Донская" (проект)* Технічне рішення, що заявляється 1 Потужність ГТУ МВт 25,2 2´27,5 100 2 ККД ГТУ 0,248 0,306 0,25 3 Температура вихлопних газів °С 404 463 510 4 Тиск перегрітої пари МПа 1,57 3,86/0,66 9,0 5 Темперетура перегрітої пари °С 380 434/217 540 6 Потужність ПТУ МВт 9,73 22,1 75 7 Сумарна потужність ПГУ МВт 34,93 77,2 175 0,28 0,29 0,43 0,34 0,42 0,38 8 9 Відношення потужностей ПТУ и ПГУ ККД ПГУ * - див. Седых А.Д. та ін. "Парогазовые установки компрессорных станций” Пром. Енергетика. – 1997. - № 3. - С. 33-37. 6 36310 Фіг. 1 7 36310 Фіг. 2 __________________________________________________________ ДП "Український інститут промислової власності" (Укрпатент) Україна, 01133, Київ-133, бульв. Лесі Українки, 26 (044) 295-81-42, 295-61-97 __________________________________________________________ Підписано до друку ________ 2001 р. Формат 60х84 1/8. Обсяг ______ обл.-вид. арк. Тираж 50 прим. Зам._______ ____________________________________________________________ УкрІНТЕІ, 03680, Київ-39 МСП, вул. Горького, 180. (044) 268-25-22 ___________________________________________________________ 8
ДивитисяДодаткова інформація
Назва патенту англійськоюSteam-gas unit
Автори англійськоюBabiev Hryhorii Mykolaiovych, Dolynskyi Anatolii Andriiovych, Klymenko Viktor Mykolaiovych, Klymenko Yurii Heorhiovych, Kolomeev Valentyn Mykolaiovych, Mazur Oleksandr Iustynovych, Ovchynnikova Liudmyla Mykhailivna, Ostapenko Volodymyr Mykhailovych, Paton Borys Yevhenovych, Rudnyk Anatolii Andriiovych, Rudko Vasyl Petrovych, Sabashuk Petro Pavlovych
Назва патенту російськоюПарогазовая установка
Автори російськоюБабиев Григорий Николаевич, Долинский Анатолий Андреевич, Клименко Виктор Николаевич, Клименко Юрий Георгиевич, Коломеев Валентин Николаевич, Мазур Александр Устинович, Овчинникова Людмила Михайловна, Остапенко Владимир Михайлович, Патон Борис Евгеньевич, Рудник Анатолий Андреевич, Рудко Василий Петрович, Сабашук Петр Павлович
МПК / Мітки
МПК: F01K 13/00, F02C 6/00
Мітки: парогазова, установка
Код посилання
<a href="https://ua.patents.su/8-36310-parogazova-ustanovka.html" target="_blank" rel="follow" title="База патентів України">Парогазова установка</a>
Попередній патент: Спосіб впливу на привібійну зону свердловини
Наступний патент: Гербіцидний засіб для боротьби з дводольними бур’янами
Випадковий патент: Спосіб отримання йоду-123