способ повышения эффективности работы газотурбинной установки

Формула изобретения

Способ повышения эффективности работы газотурбинной установки, включающий впрыск воды на вход воздушного компрессора и пара в камеру сгорания, отличающийся тем, что воду в компрессор подают по ступеням сжатия через осевой канал вала ротора компрессора, воду в камеру сгорания подают в зону законченного горения, температуру парогазовой смеси на входе в турбину регулируют изменением количества конденсата водяных паров, поступающего в контактный испаритель камеры сгорания, а температуру отработавшей парогазовой смеси снижают в парогенераторе-утилизаторе и подают в контактный конденсатор водяных паров с активной насадкой, в которой орошающую воду и активную насадку охлаждают подпиточной водой сети.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области теплоэнергетики и может быть использовано в парогазовых газотурбинных установках.

Известен способ повышения эффективности работы газотурбинной установки, включающий регенеративный подогрев циклового воздуха теплом выхлопных газов турбины. Недостатком указанной схемы являются высокая металлоемкость регенератора, превышающая суммарную металлоемкость газовой турбины и компрессора, и сложность изготовления. Ограничена глубина утилизации тепла отходящих газов, т.к. после политропического сжатия воздуха температура его достигает 250°С и более, а также наличие перетоков сжатого воздуха в поток продуктов сгорания из-за нарушения плотности регенератора. Указанные недостатки ограничили широкое применение регенеративной схемы.

В последние десятилетия повышение КПД газовых турбин достигается за счет увеличения температуры и степени сжатия рабочего тела на входе в газотурбинную установку, а также утилизации тепла отработавших газов в комбинированных газопаротурбинных установках. В первом случае ограничителем являются физико-химические характеристики конструкционных материалов, во втором - значительное усложнение тепловой схемы и эксплуатации, а также значительный рост капиталовложений.

Реализуемые в настоящее время тепловые схемы газотурбинных установок с утилизацией тепла отработавших газов можно отнести к бинарным (двухконтурным) схемам с использованием в первом контуре газового цикла - ГТУ (цикл Брайтона), во втором - паротурбинного цикла - ПТУ (цикл Ренкина). Поэтому им присущи достоинства и недостатки обоих циклов. Данные схемы не способствуют уменьшению вредных выбросов с продуктами сгорания ГТУ. Установки, в которых комбинируются циклы паровых и газовых турбин, являются парогазовыми (ПГУ). В установках со сбросом отработавших газов ГТУ в топку тепло этих газов используется для генерации пара в котле, а сами газы, содержащие большое количество кислорода (до 16%), используются вместо воздуха для горения.

Для снижения температуры уходящих газов часть воды поступает в котел, минуя регенеративные подогреватели.

Удельный расход топлива у ПГУ на 3-4% ниже, чем у паротурбинной установки с теми же начальными параметрами пара.

В ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ) сжигание топлива и передача тепла происходят при весьма высоком давлении (0,6-0,7 МПа), благодаря чему металлоемкость и габариты парогенератора существенно меньше, чем обычного котла. Продукты сгорания после парогенератора поступают в газовую турбину, а генерируемый пар - в паровую турбину.

Охлаждение уходящих газов производится частью питательной воды Удельный расход топлива у таких установок на 4-6% ниже, чем у паротурбинных блоков (при равенстве параметров пара), удельные капиталовложения также ниже на 8-12% [1].

Наиболее близким (ближайшим аналогом) по технической сущности и достигаемому результату является способ повышения эффективности работы газотурбинной установки, включающий впрыск воды на вход воздушного компрессора и пара в камеру сгорания [2].

Газотурбинные установки с энергетическим впрыском пара обладают рядом преимуществ перед парогазовыми установками с конденсационными энергоблоками:

- простотой, обусловленной отсутствием в составе энергоблока паровой турбины, конденсатора и соответствующей системы технического водоснабжения;

- меньшим расходом топлива по сравнению с газомазутными паросиловыми энергоблоками (на 15-25%);

- меньшей, чем на КЭС, стоимостью 1 кВтч выработанной электроэнергии;

- уменьшением капиталовложений в расчете на 1 кВтч установленной мощности по отношению к аналогичным показателям ТЭС и ПГУ;

- высокой маневренностью, в том числе быстрым (за 20-30 мин) выходом на номинальную мощность после останова;

- меньшим (в 2-8 раза) выбросами в атмосферу оксидов азота;

- энергетический впрыск повышает КПД цикла при впрыске в компрессор на 15%, в камеру сгорания - на 11%;

- КПД установки может достигать 50%, что находится в пределах парогазовых установок с бинарным циклом (ГТУ+ПТУ).

К недостаткам рассматриваемых схем ГПУ с энергетическим впрыском следует отнести полную потерю воды, впрыскиваемой в цикл. Объем потерь пара с уходящими в атмосферу газами составляет 1,1-1,6 т/ч на 1 МВт установленной мощности. Для предотвращения отложения солей в проточной части компрессора и других агрегатов необходимо подавать на впрыск дистиллированную воду, получаемую в испарительных установках, что значительно усложняет и удорожает эксплуатацию установки, вследствие чего указанная схема до настоящего времени не нашла практического применения.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение эффективности работы газотурбинной установки без утилизационного блока с паротурбиной установкой, повышение надежности и снижение выбросов окислов азота.

Поставленная задача достигается за счет того, что в способе повышения эффективности работы газотурбинной установки, включающем впрыск воды на вход воздушного компрессора и пара в камеру сгорания, согласно изобретению воду в компрессор подают по ступеням сжатия через осевой канал вала ротора компрессора, воду в камеру сгорания подают в зону законченного горения, температуру парогазовой смеси на входе в турбину регулируют изменением количества конденсата водяных паров, поступающего в контактный испаритель камеры сгорания, а температуру отработавшей парогазовой смеси снижают в парогенераторе–утилизаторе и подают в контактный конденсатор водяных паров с активной насадкой, в которой орошающую воду и активную насадку охлаждают подпиточной водой сети.

Новым в предлагаемом техническом решении является:

- разгрузка компрессора снижением температуры сжимаемого воздуха посредством распределения впрыскиваемой воды по ступеням сжатия через осевой канал вала ротора с пленочным распределением по рабочим дискам под действием центробежной силы;

- мощность, потребляемая компрессором дополнительно, снижается в связи с уменьшением подачи воздуха в камеру сгорания для снижения температуры продуктов сгорания на входе в газовую турбину, подачей воды в зону законченного горения камеры сгорания, контактным испарением. Избыток воздуха в продуктах сгорания снижается с 3-4 до 1,5-2. Регулирование температуры на входе в турбину осуществляется изменением подачи конденсата водяного пара в контактный испаритель камеры сгорания.

- возврат конденсата водяных паров из парогазовой смеси обеспечивается конденсацией их в контактном конденсаторе с активной тепломассообменной насадкой.

Применение для конденсации водяных паров, содержащихся в выхлопных газах ГТУ контактного тепломассообменника с активной насадкой (КТАН), обеспечивает конденсацию водяных паров при температуре 50°С [3].

Контактный теплообменник с активной тепломассообменной насадкой, роль которой выполняет оребренный трубный пучок, в котором циркулирует нагреваемая, например, сетевая, подпиточная вода, отличается механизмом теплопередачи, т.к. наряду с тепломассообменом между продуктами сгорания и орошающей водой (подвод тепла к жидкости) одновременно осуществляется охлаждение орошающей жидкости водой, циркулирующей в “активной насадке” - трубном пучке. При этом удельные потоки возрастают в 2-4 раза по сравнению с обычными контактными аппаратами [3].

Учитывая, что при сгорании 1 нм³ газа выделяет 1,6 кг водяных паров при номинальной нагрузке ГТК-10 выделится 6000 кг пара в час, что обеспечивает потребность парогазового цикла в дистиллированной воде со значительным избытком.

На чертеже изображена газотурбинная установка. Газотурбинная установка содержит увлажнитель воздуха 1, воздушный компрессор 2, камеру сгорания 3 с впрыском пара, контактный испаритель 4 воды, турбину 5, полезную нагрузку 6 (электрический генератор), парогенератор 7, экономайзер 8, питательный насос 9, циркуляционный насос 10, подогреватель подпиточной воды 11, контактный утилизатор тепла и водяного пара 12 с активной насадкой 15, дымосос 13, распылитель охлаждающей воды 14.

Способ осуществляется следующим образом. Через увлажнитель воздуха 1 конденсат водяного пара распределяется по ступеням сжатия воздушного компрессора 2 через осевой канал вала его ротора. Увлажненный воздух совместно с водяным паром, поступающим из парогенератора-утилизатора 7, подается в камеру сгорания 3. В контактный испаритель 4 камеры сгорания 3 дополнительно подается насосом 9 конденсат водяных паров из контактного конденсатора 12. Парогазовая смесь из камеры сгорания поступает в турбину 5. Отработавшая парогазовая смесь подается в парогенератор-утилизатор 7, далее в экономайзер 8 и контактный конденсатор 12. Орошающая вода подается в распылитель конденсатора 14 циркуляционным насосом 10 после охлаждения в подогревателе подпиточной сетевой воды 11. Активная насадка 15 также охлаждается подпиточной водой.

Чтобы снизить температуру продуктов сгорания, поступающих в турбину 5, увеличивают избыток воздуха в камере сгорания 3 до 2,5-4, вследствие чего на привод воздушного компрессора 2 затрачивается 65-70% мощности газовой турбины 5. Увлажнение циклового воздуха и впрыск пара в камеру сгорания 3 снижают температуру продуктов сгорания на выходе из камеры сгорания 3, что приводит к снижению избытка воздуха, следовательно, уменьшает нагрузку на воздушный компрессор 2, соответственно увеличивая полезную нагрузку. Дополнительный впрыск воды в контактный испаритель 4 воды камеры сгорания 3 позволит регулировать температуру парогазовой смеси на входе в турбину 5 при минимальном избытке воздуха - 1,5 и соответственно повысить полезную мощность и КПД.

Оценочные расчеты предлагаемого способа повышения эффективности работы ГТУ при минимальной номенклатуре утилизационного оборудования обеспечивают повышение КПД до 50% при многократном снижении вредных выбросов.

Источники информации:

1. Гиршфельд В.Я. и др. Тепловые электрические станции. М.: Энергия, 1973.

2. Патент Франции № 2674290, F 02 C 3/30, 1992.

3. Рекомендации для проектирования котельных и промышленных ТЭЦ с применением КТАНОВ - утилизаторов. Рига, 1987.

4. Полетавкин П.Г. Как улучшить технико-экономические показатели ГТУ. - Газовая промышленность, 1984, № 10.