Теплоэнергетическая парогазовая установка

Предлагаемое изобретение относится к теплоэнергетике, в частности, к парогазовым теплоэнергетическим установкам и может быть использовано для совместного получения электрической энергии и нагрева сетевой воды в системах теплоснабжения.

Известна парогазотурбинная установка, в состав которой входят газотурбинная установка, состоящая из компрессора, камеры сгорания, газовой турбины, котел-утилизатор, паротурбинная установка, конденсатор, конденсатный насос, регенеративные подогреватели, деаэратор, питательный насос (Каландин А.А., Толмачев В.В., Гольдберг Л. Комбинированные парогазовые установки. / СПб.: СПб институт машиностроения; Ред. И.А.Богов и др. - СПб.: СПб ин-т машиностроения, 2003, 106 с.

Недостатками известной установки являются использование для привода ГТУ дымовых газов, содержащих водяные пары, что приводит к преждевременному износу лопаток газовой турбины, повышенный расход питательной воды и загрязнение атмосферы выбросами водяных паров, что снижает ее надежность, экологическую и экономическую эффективность.

Более близким к предлагаемому изобретению является парогазовая энергетическая установка, содержащая камеру сгорания, газовую турбину, котел-утилизатор и паротурбинную установку, конденсатор, конденсатный насос, систему регенеративных подогревателей, деаэратор, питательный насос, при этом она снабжена эжектором для подачи воздуха, который трубопроводом соединен с камерой сгорания и трубопроводами связан с отбором пара паротурбинной установки и с трубопроводом отработанного тепла перед системой регенеративных подогревателей, и пусковым компрессором с электродвигателем, соединенным трубопроводом с камерой сгорания [Патент РФ №2403407, МПК F01 К23/10, 2010].

Основными недостатками известной установки являются использование эжектора для подачи воздуха в камеру сгорания, соединенного с отбором пара, что увеличивает в дымовых газах содержание водяных паров, приводящих к преждевременному износу лопаток газовой турбины, повышенный расход питательной воды и загрязнение атмосферы выбросами водяных паров, что снижает ее надежность, экологическую и экономическую эффективность.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение надежности, экологической и экономической эффективности теплоэнергетической парогазовой установки.

Технический результат достигается теплоэнергетической парогазовой установкой, содержащей газотурбинную установку, котел-утилизатор, паротурбинную установку, конденсатор, конденсатный и питательный насосы, систему регенеративных подогревателей, деаэратор, причем камера сгорания газотурбинной установки соединена по газу с газовой турбиной через газовый циклон, соединенный по пару с эжектором через его сопло, камера смешения эжектора соединена по пару с секцией высокого давления котла–утилизатора, диффузор эжектора соединен с паротурбинной установкой, соединенной по отбираемому пару с регенеративными теплообменниками и деаэратором, по отработавшему пару с конденсатором и секцией низкого давления котла–утилизатора, при этом корпус газового циклона снабжен входным тангенциальным патрубком, патрубками отвода пара, газовой смеси и конденсата, соответственно, внутри корпуса газового циклона помещена центральная труба диаметром равным d_Т, соединенная с патрубком выхода пара, перед входом в которую на расстоянии Δ расположена регулировочная чаша диаметром d_Ч.

На фиг. 1 представлена принципиальная схема предлагаемой теплоэнергетической парогазовой установки (ТЭПГУ), на фиг. 2 – узел газового циклона.

ТЭПГУ содержит газотурбинную установку (ГТУ) 1, состоящую из камеры сгорания 2, воздушного компрессора 3, газовой турбины 4 и электрогенератора 5, котла-утилизатора 6, паротурбинной установки 7, конденсатора 8, конденсатного и питательного насосов, системы регенеративных подогревателей, деаэратора (на фиг. 1–2 не показаны), причем камера сгорания 2 соединена по газу с газовой турбиной 4 через газовый циклон 9, соединенный по пару с эжектором 10 через его сопло, камера смешения эжектора 10 соединена с котлом–утилизатором 6, состоящим из секции высокого давления 11 и секции низкого давления 12, диффузор эжектора 10 соединен с паротурбинной установкой 7, вращающей электрогенератор 5, соединенной по пару с регенеративными теплообменниками и деаэратором (на фиг. 1,2 не показаны), по отработавшему пару с конденсатором 8 и секцией низкого давления 12 котла–утилизатора 6, при этом корпус циклона 9 снабжен входным тангенциальным патрубком 13, патрубками отвода пара 14, газовой смеси 15 и конденсата 16, соответственно, внутри корпуса циклона 9 помещена центральная труба 17 диаметром равным d_Т, соединенная с патрубком выхода пара 14, перед входом в которую на расстоянии Δ расположена регулировочная чаша 18 диаметром d_Ч.

ТЭПГУ работает следующим образом. Топливо (например, природный газ) и воздух из компрессора 3 при высоком давлении Р₁ поступают в камеру сгорания 2, где осуществляется сгорание газовоздушной смеси с образованием дымовых газов, основными компонентами которых являются азот (76-82)% об., двуокись углерода (7-14)% об., водяные пары (5-17)% об., концентрация которых зависит от вида топлива и способа его сжигания [Н.В. Кузнецов и др. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). – М.: Энергия, 1973, 15 с.]. Полученная парогазовая смесь через тангенциальный патрубок 13 поступает в циклон 9, где в результате вращения и воздействия центробежных сил на парогазовую смесь происходит ее деление на практически чистый водяной пар, собирающийся в верхней и средней зонах полости корпуса циклона 9 и газовую смесь, которая за счет большей плотности составляющих ее газов собирается в нижней зоне полости корпуса циклона 9 и небольшого количества конденсата, который стекает в поддон циклона 9. В соответствии с этим водяной пар через щель шириной Δ поступает в центральную трубу 17 и из патрубка 14 подается в эжектор 10, из конденсатного патрубка 16 отводится конденсат на ХВО, а из патрубка 15, очищенная от водяных паров, газовая смесь с давлением Р₂ подается в газовую турбину 4. Водяной пар с давлением Р₂ и температурой Т₂ из циклона 9 поступает в сопло эжектора 7, в приемную камеру которого поступает пар с давлением Р₃ и температурой Т₃ (значения Р₂ и Т₂ значительно больше чем Р₃ и Т₃) из секции высокого давления 11 котла утилизатора 6. В результате смешения водяных паров из циклона 9 и секции высокого давления 11 котла–утилизатора 6 и перехода динамического давления струи на выходе из диффузора эжектора 10 в статическое, давление пара становится равным Р₄, величина которого несколько меньше, чем Р₂, но значительно больше чем Р₃ [В. В. Харитонов и др. Вторичные теплоэнергоресурсы и охрана окружающей среды. – Минск: Выш. школа, 1988, с. 68]. Из эжектора 10 водяной пар с давлением Р₄ и температурой Т₄ подается в паротурбинную установку 7, откуда отработавший пар поступает в конденсатор 8, конденсат из которого подается в секцию низкого давления 12 котла–утилизатора 6. Одновременно вышеописанным процессам, очищенная от водяных паров, газовая смесь с давлением Р₂ и температурой Т₂ из циклона 9 подается в газовую турбину 4, приводящую в действие ГТУ 1, из которой газовая смесь с давлением Р₅ и температурой Т₅ поступает в секцию высокого давления 11 котла–утилизатора 6. Из секции низкого давления 12 котла–утилизатора 6, где осуществляется подогрев питательной и сетевой воды, охлажденные газы с давлением Р_К, которое несколько больше атмосферного и температурой Т_К, направляются в систему очистки, после чего выбрасываются в атмосферу.

Количество и параметры газовой смеси, пара, получаемых после камеры сжигания 2 и разделения их в газовом циклоне 9, пара из секции высокого давления 11, питательной и сетевой воды, получаемых в секции низкого давления 12 котла–утилизатора 6, степень очистки газов зависят от вида топлива. При этом, качество разделения парогазовой смеси в газовом циклоне 9 регулируется величиной щели Δ между регулировочной чашей 18 и входным отверстием центральной трубы 17, а также соотношением между диаметрами регулировочной чаши 18 d_Ч и центральной трубы 17 d_Т, которые определяются экспериментально–расчетным путем.

Таким образом, предлагаемая ТЭПГУ обеспечивает, при использовании газового циклона и эжектора, увеличение срока эксплуатации газовой турбины ГТУ за счет применения в качестве ее рабочего тела газовой смеси без водяных паров, получение пара более высоких параметров для паротурбинной установки за счет смешения пара из котла–утилизатора с паром из газового циклона и снижения расхода питательной и сетевой воды за счет использования в качестве подпитки конденсата водяных паров, получаемых при сжигании топлива, а также снижение их выбросов в атмосферу, что увеличивает ее надежность, экологическую и экономическую эффективность.