Способ эксплуатации парогазовой энергетической установки и установка для его осуществления

Способ эксплуатации парогазовой энергетической установки и установка для его осуществления

Реферат

 

Способ и установка предназначены для использования в энергетике для получения электрической и тепловой энергии. Способ эксплуатации установки осуществляется в следующей последовательности: вышедшую из единственного или последнего компрессора меньшую часть рабочего тела газотурбинной части установки направляют в систему газификации твердого органического топлива, при этом в систему из паротурбинной части установки подают также питательную воду, которую в результате газификации превращают в водяной пар, который после использования в системе возвращают в паротурбинную часть установки, преимущественно в обогреваемую сторону теплообменного аппарата, при этом в систему газификации загружают твердое топливо, преимущественно уголь, в результате, например, паровоздушной или парокислородной газификации которого производят генераторный горючий газ, который одновременно направляют в нагреватели газотурбинной части установки, причем во второй и также, например, в третий нагреватели генераторный газ подают через редукционные устройства, которые обеспечивают близкие по величине давления поступающих в указанные нагреватели генераторного газа и вышедшего из установленной перед нагревателем турбины окислителя - рабочего тела газотурбинной части установки. Причем в, по меньшей мере, один нагреватель рабочего тела газотурбинной части установки может быть подано дополнительное органическое газообразное или жидкое топливо из внешнего источника. Для реализации способа в энергетической установке выход рабочего тела газотурбинной части установки из единственного или последнего компрессора соединен с системой газификации твердого топлива, основные единицы оборудования которой (например, газификатор, газоохладители и бункер топливоподготовки) соединены с трубопроводом подачи питательной воды паротурбинной части установки в обогреваемую сторону теплообменного аппарата, а также с газопаровым пароперегревателем обогреваемой стороны теплообменного аппарата, причем выход произведенного генераторного газа из системы газификации соединен со входом газа в первый нагреватель рабочего тела газотурбинной части установки, а также через редукционные устройства соединен со входами газа во второй и также, например, в третий нагреватель рабочего тела газотурбинной части установки. Причем соединение выхода паровой фазы рабочего тела паротурбинной части установки из газопарового пароперегревателя обогреваемой стороны теплообменного аппарата со входом рабочего тела в первый рабочий цилиндр паровой турбины может быть выполнено через обогреваемую сторону подогревателя, размещенного в одном из нагревателей газотурбинной части установки, а выход рабочего тела паротурбинной части установки из первого рабочего цилиндра паровой турбины может быть соединен с его входом во второй рабочий цилиндр паровой турбины через обогреваемую сторону промежуточного пароперегревателя, размещенного в одном из нагревателей рабочего тела газотурбинной части установки. По меньшей мере, один из нагревателей рабочего тела газотурбинной части установки может быть снабжен дополнительным источником газообразного или жидкого органического топлива. Предлагаются три варианта выполнения парогазовой энергетической установки. Изобретение обеспечивает повышение технико-экономических показателей. 2 с. и 3 з.п.ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к теплоэнергетике, направлено на совершенствование энерго- и ресурсосберегающих технологий и может быть использовано в парогазовых энергетических установках, в которых за счет любого вида топлива производится электрическая, а также, при необходимости, тепловая энергия.

Известен способ эксплуатации парогазовой энергетической установки, по которому газовое рабочее тело газотурбинной части установки сжимают в компрессоре и затем подают в источник тепла, где за счет сгорания топлива нагревают до рабочей температуры, после чего с выделением части внутренней энергии рабочее тело расширяют в газовой турбине, приводящей в действие первый электрогенератор установки, далее отработавшее в турбине рабочее тело с давлением, близким по величине к атмосферному, направляют в качестве окислителя для сжигания в топке традиционного котла - низконапорного парогенератора (НПГ), в котором за счет подачи дополнительного топлива производят пар - рабочее тело паротурбинной части (ПТЧ) установки, приводящей в действие второй электрогенератор и при этом снабженной также регенеративными паровыми и/или газоводяными подогревателями питательной воды ПТЧ (Хрилев Л.С. "Теплофикационные системы". Москва. Энергоатомиздат, 1988, стр. 244-245).

Парогазовые энергетические установки, эксплуатируемые по вышеуказанному способу, используются в основном при новом строительстве электростанций, частично обеспеченных природным газом, и для технического перевооружения действующих (например, угольных или мазутных) паротурбинных электростанций путем дополнения паротурбинного цикла газотурбинной надстройкой по схеме со сбросом отходящих от ГТЧ газов в традиционный котел (НПГ).

Вместе с тем, указанным парогазовым энергоустановкам, эксплуатируемым по известному способу, присущи следующие основные недостатки: 1) тепловая схема парогазовой установки со сбросом газа в НПГ обуславливает недостаточно высокую величину электрического КПД установки; 2) относительно небольшая (0,22-0,24) доля газотурбинной мощности в составе полной мощности парогазовой установки с НПГ обуславливает достаточно высокую относительную стоимость ПГУ.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ эксплуатации парогазовой энергетической установки, в соответствии с которым рабочее тело, по меньшей мере, одной газотурбинной части установки сжимают в одном или двух и более компрессорах с промежуточным охлаждением в газоохладителях, далее рабочее тело подогревают до заданных начальных параметров в первом нагревателе, после чего рабочее тело расширяют в турбине, приводящей в действие компрессоры и электрогенератор газотурбинной части установки, затем рабочее тело подогревают в, по меньшей мере, одном следующем нагревателе, после которого направляют во вторую турбину, отработавшее в газотурбинной части установки рабочее тело пропускают в итоге через греющую сторону теплообменного аппарата, в обогреваемой стороне которого за счет тепла охлаждаемого рабочего тела газотурбинной части установки производят паровую фазу рабочего тела паротурбинной части установки, приводящей в действие, например, второй электрогенератор установки (журнал "Теплоэнергетика", 1996 г., N 6, стр. 23-27).

Парогазовая энергетическая установка (там же) для осуществления указанного способа может содержать, по меньшей мере, одну работающую по открытому термодинамическому циклу газотурбинную часть установки, включающую объединенные, например, трубопроводами циркуляции рабочего тела один или, преимущественно, два и более компрессора с установленными между ними газоохладителями, соединенные, например, через обогреваемую сторону теплообменника-рекуператора со входом рабочего тела в первый нагреватель газотурбинной части установки, выполненный в виде камеры сгорания органического топлива, соединенной далее со входом рабочего тела во вращающую компрессоры и электрогенератор первую турбину, выход из которой соединен через следующий нагреватель рабочего тела газотурбинной части установки со второй газовой турбиной, которая далее соединена, например, через греющую сторону теплообменника-рекуператора с греющей стороной теплообменного аппарата и, наконец, с атмосферой, при этом обогреваемая сторона теплообменного аппарата выполнена с возможностью обеспечения вращающей второй электрогенератор турбины паротурбинной части установки паровым рабочим телом с необходимыми параметрами. Поэтому развитие парогазовых энергетических установок, газотурбинные части которых включают, как минимум, две газовые турбины и два соответствующих нагревателя (камеры сгорания органического топлива), ныне признано как наиболее перспективным.

Вместе с тем, и данному известному способу эксплуатации и установке для его осуществления присущи следующие недостатки. Указанный способ эксплуатации парогазовых энергоустановок, несмотря на повышенные величины КПД ПГУ при их работе на природном газе и/или жидком топливе, не обеспечивает также более высокие технико-экономические показатели подобных ПГУ (ГТЧ которых включают две газовые турбины и два нагревателя) по сравнению с вышепредставленными действующими, наиболее экономичными ПГУ (ГТЧ которых включают по одной газовой турбине и по одному нагревателю рабочего тела) с внутрицикловой газификацией твердого топлива, тем не менее, высокоэкономичное осуществление парогазовых циклов на твердом топливе является одним из ключевых вопросов развития тепловой энергетики.

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является создание парогазовых энергетических установок с внутрицикловой газификацией угля, работающих с более высокими технико-экономическими показателями.

Для решения поставленной задачи в способе эксплуатации парогазовой энергетической установки, по которому рабочее тело, по меньшей мере, одной газотурбинной части установки сжимают в, по меньшей мере, одном компрессоре с промежуточным охлаждением в газоохладителях, далее рабочее тело подогревают до заданных начальных параметров в нагревателе, после чего рабочее тело расширяют в первой турбине, приводящей в действие компрессоры и электрогенератор газотурбинной части установки, затем рабочее тело подогревают в, по меньшей мере, одном нагревателе, после которого направляют во вторую турбину, отработавшее в газотурбинной части установки рабочее тело пропускают в итоге через греющую сторону теплообменного аппарата, в обогреваемой стороне которого за счет тепла охлаждаемого рабочего тела газотурбинной части установки производят паровую фазу рабочего тела паротурбинной части установки, приводящей в действие, например, второй электрогенератор установки, вышедшую из единственного или последнего компрессора часть расхода рабочего тела газотурбинной части установки направляют в систему газификации твердого органического топлива, при этом в систему газификации из паротурбинной части установки подают также питательную воду, которую в результате газификации превращают в водяной пар, который после использования в системе возвращают в паротурбинную часть установки, преимущественно в обогреваемую сторону теплообменного аппарата, при этом в систему газификации загружают твердое топливо, преимущественно уголь, в результате, например, паровоздушной или парокислородной газификации которого производят генераторный горючий газ, который одновременно направляют в нагреватели газотурбинной части установки, причем во второй и, например, в третий нагреватели генераторный газ подают через редукционные устройства, которые обеспечивают близкие по величине давления поступающих в указанные нагреватели генераторного газа и вышедшего из установленной перед нагревателем турбины окислителя - рабочего тела газотурбинной части установки.

При этом в, по меньшей мере, один нагреватель рабочего тела газотурбинной части установки может быть подано дополнительное органическое газообразное или жидкое топливо из внешнего источника топлива энергоустановки.

В эксплуатируемой по вышеуказанному заявляемому способу парогазовой энергетической установке, содержащей, по меньшей мере, одну работающую по открытому термодинамическому циклу газотурбинную часть установки, включающую объединенные, например, трубопроводами циркуляции рабочего тела, по меньшей мере, два компрессора с установленными между ними газоохладителями, соединенные, например, со входом рабочего тела в первый нагреватель газотурбинной части установки, выполненный в виде камеры сгорания органического топлива, соединенной далее со входом рабочего тела во вращающую компрессоры и электрогенератор первую турбину, выход из которой соединен через следующий нагреватель рабочего тела газотурбинной части установки со второй газовой турбиной, которая далее соединена с греющей стороной теплообменного аппарата и, наконец, - с атмосферой, при этом обогреваемая сторона теплообменного аппарата выполнена с возможностью обеспечения вращающей второй электрогенератор турбины паротурбинной части установки паровым рабочим телом с необходимыми параметрами, выход рабочего тела газотурбинной части установки из единственного или последнего компрессора соединен с системой газификации твердого топлива, основные единицы оборудования которой (например, газификатор, газоохладители и бункер топливоподготовки) соединены с трубопроводом подачи питательной воды паротурбинной части установки в обогреваемую сторону теплообменного аппарата, а также с газопаровым пароперегревателем обогреваемой стороны теплообменного аппарата, при этом выход произведенного генераторного газа из системы газификации соединен со входом газа в первый нагреватель рабочего тела газотурбинной части установки, а также через редукционные устройства соединен со входами газа во второй и также, например, в третий нагреватель рабочего тела газотурбинной части установки.

При этом соединение выхода пара рабочего тела паротурбинной части установки из газопарового пароперегревателя обогреваемой стороны теплообменного аппарата со входом рабочего тела в первый рабочий цилиндр паровой турбины может быть выполнено, при необходимости, через обогреваемую сторону подогревателя, размещенного, преимущественно, в одном из нагревателей газотурбинной части установки, а выход рабочего тела паротурбинной части установки из первого рабочего цилиндра паровой турбины может быть соединен с его входом во второй рабочий цилиндр паровой турбины через обогреваемую сторону промежуточного пароперегревателя, размещенного, преимущественно, в одном из нагревателей рабочего тела газотурбинной части установки.

Кроме того, по меньшей мере, один из нагревателей рабочего тела газотурбинной части установки может быть снабжен дополнительным внешним источником газообразного или жидкого органического топлива.

Изобретение поясняется чертежами, где изображены: на фиг. 1 - принципиальная тепловая схема парогазовой энергетической установки по варианту 1 ее исполнения; на фиг. 2 - T-S диаграмма идеального термодинамического цикла работы варианта 1 исполнения парогазовой энергоустановки; на фиг. 3 - принципиальная тепловая схема парогазовой энергетической установки по варианту 2 ее исполнения; на фиг. 4 - T-S диаграмма идеального термодинамического цикла работы варианта 2 исполнения парогазовой энергоустановки, работающей без подогрева рабочего тела ПТЧ установки перед паровой турбиной; на фиг. 5 - T-S диаграмма идеального термодинамического цикла работы варианта 2 исполнения парогазовой энергоустановки, работающей с подогревом рабочего тела ПТЧ установки перед паровой турбиной; на фиг. 6 - принципиальная тепловая схема парогазовой энергетической установки по варианту 3 ее исполнения; на фиг. 7 - T-S диаграмма идеального термодинамического цикла работы варианта 3 исполнения парогазовой энергоустановки, работающей без догрева рабочего тела ПТЧ установки перед паровой турбиной; на фиг. 8 - T-S диаграмма идеального термодинамического цикла работы варианта 3 исполнения парогазовой энергоустановки, работающей с догревом рабочего тела ПТЧ установки перед паровой турбиной.

Для реализации вышеуказанного способа эксплуатации предлагается три варианта исполнения парогазовой энергетической установки.

Вариант 1 (фиг. 1, 2).

Газотурбинная часть (ГТЧ) парогазовой энергоустановки включает в себя первый, всасывающий исходное рабочее тело ГТЧ (атмосферный воздух), компрессор 1, который соединен с греющей стороной газоводяного газоохладителя 2, которая затем соединена со входом рабочего тела во второй компрессор 3. Выход рабочего тела ГТЧ установки из последнего компрессора 3 одновременно соединен с обогреваемой стороной теплообменника-рекуператора 4, а также с системой газификации твердого топлива (СГТТ) 5. Теплообменные элементы теплообменника-рекуператора 4, преимущественно его более теплонапряженная греющая сторона, могут быть выполнены из теплоустойчивых и технологичных никелевых сплавов, например, ЧС-33 (03Х21Н32М3Б) или ЧС-57 (ХН55МВЦ). Выход рабочего тела ГТЧ установки из обогреваемой стороны теплообменника-рекуператора 4 соединен с первым нагревателем 6 ГТЧ-камерой сгорания, которая также соединена с выходом из СГТТ 5 газового органического топлива - генераторного горючего газа, производимого в системе газификации твердого топлива (СГТТ) 5. Выход рабочего тела ГТЧ из первого нагревателя 6 соединен с его входом в первую турбину 7 ГТЧ, приводящую в действие компрессоры 1, 3 и электрогенератор 8 ГТЧ установки. Далее выход рабочего тела ГТЧ из первой турбины 7 соединен через следующий, второй нагреватель 9 рабочего тела ГТЧ со второй газовой турбиной 10, которая далее соединена через греющую сторону теплообменника-рекуператора 4 с греющей стороной теплообменного аппарата 11. При этом теплообменный аппарат 11 выполнен в виде котла-утилизатора, обогреваемая сторона которого выполнена (например, в виде трубной системы или систем) с возможностью обеспечения нижеописанной паротурбинной части (ПТЧ) парогазовой энергоустановки рабочим телом (преимущественно, водяным паром), например, двух давлений с промежуточным перегревом между рабочими цилиндрами паровой турбины ПТЧ. Выход охлаждаемого рабочего тела ГТЧ из греющей стороны (межтрубного пространства) теплообменного аппарата 11 соединен в итоге с атмосферой.

Основные единицы оборудования системы газификации твердого топлива (СГТТ) 5 (такие, например, как газификатор, газоохладители и бункер топливоподготовки, которые условно не показаны) соединены с трубопроводом 12 подачи питательной воды ПТЧ установки в обогреваемую сторону теплообменного аппарата 11, а также со входом пара в газопаровой пароперегреватель 13 обогреваемой стороны теплообменного аппарата ПГУ. При этом выход произведенного генераторного газа из СГТТ 5 одновременно соединен трубопроводом 14 со входом горючего газа в первый нагреватель 6 ГТЧ установки, а также трубопроводом 15 через редукционное устройство 16 (например, клапан или вентиль) соединен со входом генераторного топливного газа во второй нагреватель 9 ГТЧ установки. По патрубку 17 в СГТТ 5 (например, в бункер топливоподготовки или непосредственно в газификатор системы) постоянно загружают исходное твердое топливо, преимущественно уголь. По патрубкам 18 и 19 из СГТТ 5 соответственно выпускаются наружу используемые для внешних потребителей шлак (для строительства и т. д. ) и товарная сера (для химических производств), а по патрубку 20 из СГТТ 5 выпускаются наружу очищенные хвостовые газы.

Описываемая ПГУ включает в себя одну вышепредставленную газотурбинную часть, хотя может, например, для более эффективного увеличения доли газотурбинной мощности в установке содержать и две такие же газотурбинные части, работающие совместно с одной паротурбинной частью (ПТЧ) ПГУ, которая представлена на фиг. 1. Подобное сочетание (условно не показано) двух ГТЧ и одной ПТЧ ПГУ называется обычно "схемой дубль-блока".

Паротурбинная часть (ПТЧ) предлагаемой парогазовой энергетической установки состоит из следующих основных единиц оборудования, объединенных соответствующими трубопроводами и/или полостями корпусных конструкций. Выход рабочего тела ПТЧ - водяного пара заданных начальных параметров из газопарового пароперегревателя 13, размещенного в обогреваемой полости теплообменного аппарата 11, соединен со входом в проточную часть первого рабочего цилиндра (высокого давления - ВД) 21 паровой турбины 22. Выход рабочего тела ПТЧ из первого рабочего цилиндра 21 соединен с промежуточным (газопаровым) пароперегревателем 23 теплообменного аппарата 11. Выход рабочего тела ПТЧ из промежуточного пароперегревателя 23 соединен трубопроводом со входом пара в проточную часть второго рабочего цилиндра 24 (низкого давления - НД) турбины 22.

Оба рабочих цилиндра 21 и 24 паровой турбины 22 установлены на одном валу, с помощью которого, например, через редуктор (который не показан) турбина 22 вращает второй электрогенератор 25 ПГУ, предназначенный для производства электроэнергии потребителям. Выход из турбины 22 отработавшего рабочего тела ПТЧ соединен с охлаждаемой стороной (полостью) конденсатора 26, снабженного трубной теплообменной системой 27, по которой циркулирует внешний охлаждающий теплоноситель, преимущественно вода, например, из градирни, которая не показана. Выход конденсата рабочего тела из конденсатора 26 через конденсатный насос 28 параллельно соединен через обогреваемые стороны газоохладителя 2 и газоводяного подогревателя 29 теплообменного аппарата 11 с деаэратором 30 смешивающего типа, который служит для термического удаления из конденсата рабочего тела ПТЧ (питательной воды) растворенных в нем газов, преимущественно кислорода и углекислоты.

Вход питательной воды из бака деаэратора 30 через питательный насос низкого давления (НД) 31 и газоводяной экономайзер низкого давления (НД) 32 теплообменного аппарата 11 соединен с сепаратором низкого давления (НД) 33, вырабатывающим насыщенный водяной пар низкого давления с помощью испарительного контура низкого давления 34 с многократной принудительной циркуляцией, обеспечиваемой насосом испарительного контура низкого давления 35. Паровая полость сепаратора НД 33 через газопаровой пароперегреватель 36 параллельно соединена с деаэратором 30, а также с полостью второго рабочего цилиндра (низкого давления) 24. Нижняя водяная часть испарительного контура низкого давления 34 через питательный насос высокого давления (ВД) 37 и далее через газоводяной экономайзер 38 теплообменного аппарата 11 соединена с сепаратором высокого давления (ВД) 39, вырабатывающим насыщенный водяной пар высокого давления.

Водяная и паровая полости сепаратора ВД 39 соединены между собой испарительным контуром высокого давления 40 с многократной принудительной циркуляцией, обеспечиваемой насосом испарительного контура высокого давления 41. При этом теплообменная трубная часть испарительного контура высокого давления 40, как и другие подогреватели, экономайзеры и пароперегреватели ПТЧ, размещена в полости теплообменного аппарата 11, через которую проходит наружу, в атмосферу греющее рабочее тело (газ) газотурбинной части установки, вышедшее из последней газовой турбины 10. Наконец, выход насыщенного пара из сепаратора ВД 39 через газопаровой пароперегреватель 13 соединен со входом рабочего тела ПТЧ в первый рабочий цилиндр 21 (высокого давления) турбины 22, и, таким образом, контур циркуляции рабочего тела ПТЧ замыкается. В случае использования в качестве паровой турбины 22 теплофикационной турбины, например, типа Т или ТР указанная турбина может быть снабжена соответствующими средствами отбора пара.

Характерные точки изменения физического состояния рабочего тела газотурбинной части парогазовой энергетической установки (входы и выходы рабочего тела из основных единиц оборудования газотурбинной части установки) отмечены на фиг. 1 буквами "а, б, в,...л", а аналогичные характерные точки изменения физического состояния рабочего тела паротурбинной части установки отмечены на фиг. 1 буквами "м, н, п, р, с, ф, у"... Этими же буквами на фиг. 2 отмечены соответствующие характерные точки T-S диаграммы идеального цикла работы вышеописанного варианта 1 исполнения предлагаемой парогазовой энергетической установки. Кроме того, на диаграмме фиг. 2 указаны следующие обозначения: Q₁ - тепло (удельное), подводимое к рабочему телу газотурбинной части термодинамического цикла установки в нагревателе 6; q₁ - тепло, подводимое к рабочему телу газотурбинной части цикла установки в нагревателе 9; Q_та - тепло, передаваемое в теплообменном аппарате 11 от рабочего тела газотурбинной части цикла рабочему телу паротурбинной части цикла установки; q_ух - тепло рабочего тела газотурбинной части цикла, уходящего из теплообменного аппарата 11 в атмосферу (во внешнюю среду); Q_р - тепло регенерации, передаваемое теплообменником-рекуператором 4 внутри газотурбинной части цикла установки; q_г - тепло регенерации, передаваемое в газоохладителе 2 от рабочего тела газотурбинной части цикла конденсату рабочего тела (преимущественно, питательной воде) паротурбинной части установки; Q_к - тепло, отдаваемое рабочим телом паротурбинной части установки во внешнюю среду из конденсатора 26; а, б, в, ... л - характерные точки изменения физического состояния рабочего тела газотурбинной части установки; м, н, п, р, ... у - характерные точки изменения физического состояния рабочего тела паротурбинной части установки.

Вариант 2 (фиг. 3).

Работающая по открытому термодинамическому циклу ГТЧ ПГУ выполнена в основном так же, как ГТЧ 1-го варианта исполнения ПГУ, но при этом из ее состава исключен теплообменник-рекуператор 4, в связи с чем выход рабочего тела ГТЧ из последнего компрессора 3 одновременно соединен с первым нагревателем 6 ГТЧ установки, а также с СГТТ 5, в которой производится генераторный газ, служащий топливом для обоих нагревателей 6 и 9 ГТЧ установки. Соединение выхода паровой фазы паротурбинной части (ПТЧ) установки из газопарового пароперегревателя 13 обогреваемой стороны теплообменного аппарата 11 со входом в первый рабочий цилиндр 21 паровой турбины 22 выполнено, при необходимости, через обогреваемую сторону подогревателя 44, размещенного, преимущественно, в одном из нагревателей (6) ГТЧ установки. Выход рабочего тела ПТЧ установки из первого рабочего цилиндра 21 паровой турбины 22 соединен с его входом во второй рабочий цилиндр 24 паровой турбины 22 через обогреваемую сторону промежуточного пароперегревателя 45, размещенного, с целью исключения тепловых потерь, преимущественно, также в одном из нагревателей (в данном случае в 9) ГТЧ установки. Основная часть обогреваемой стороны теплообменного аппарата 11 энергоустановки выполнена в виде трубной парогенерирующей системы 43, генерирующей паровую фазу рабочего тела ПТЧ установки (например, перегретый водяной пар).

В отличие от ПТЧ 1-го варианта исполнения ПГУ в данном варианте исполнения на выходе питательной воды установки из деаэратора 30 установлен один питательный насос 42, нагнетающий с высоким номинальным давлением питательную воду в трубную парогенерирующую систему 43, а также в СГТТ 5. Выход паровой фазы рабочего тела из трубной парогенерирующей системы 43 соединен с первым рабочим цилиндром 21 паровой турбины 22 последовательно через газопаровой пароперегреватель 13 и подогреватель 44, размещенный с целью исключения тепловых потерь в нагревателе 6 ГТЧ установки. В отличие от варианта 1 исполнения ПГУ в данном варианте для повышения температуры и, соответственно, давления вскипающей в деаэраторе 30 питательной воды вход воды в газоводяной подогреватель 29 и выход охлажденной питательной воды из конденсатного насоса 28 соединены между собой через обогреваемую сторону газоохладителя 2, греющая сторона которого так же, как и в варианте 1 исполнения ПГУ, установлена между компрессорами 1 и 3 ГТЧ установки. Выход рабочего тела ПТЧ из первого рабочего цилиндра 21 турбины 22 соединен со входом рабочего тела во второй рабочий цилиндр 24 (низкого давления) через обогреваемую теплом дополнительного топлива сторону промежуточного пароперегревателя 45, размещенного, также с целью исключения тепловых потерь, например, в нагревателе 9 рабочего тела газотурбинной части установки, выполненном в виде камеры сгорания органического топлива. Подогреватель 44 и промежуточный пароперегреватель 45 могут быть размещены, например, в полости одного из нагревателей газотурбинной части предлагаемой энергоустановки (не показано).

Кроме этого, на принципиальной тепловой схеме фиг. 3 характерные точки изменения физического состояния рабочего тела газотурбинной части энергоустановки обозначены буквами "а, б, в, ... , и", а характерные точки изменения физического состояния рабочего тела паротурбинной части установки обозначены буками "м, н, п, р, с, т". Этими же буквами на фиг. 4 и 5 отмечены соответствующие характерные точки T-S диаграмм идеального цикла работы ГТЧ и ПТЧ вышеуказанного варианта 2 исполнения предлагаемой парогазовой энергетической установки без догрева рабочего тела ПТЧ в подогревателе 44 перед паровой турбиной 22 (фиг. 4) и с догревом рабочего тела ПТЧ в подогревателе 44 перед паровой турбиной 22 (фиг. 7). Кроме того, на T-S диаграммах фиг. 4, 5 указаны следующие обозначения: Q₁ - тепло (удельное), подводимое к рабочему телу газотурбинной части (ГТЧ) цикла установки в нагревателе 6; q₁ - тепло, подводимое к рабочему телу ГТЧ цикла в нагревателе 9; Q_та - тепло, передаваемое в теплообменном аппарате 11 от рабочего тела газотурбинной части цикла рабочему телу паротурбинной части цикла; q_ух - тепло газов ГТЧ цикла, уходящих из теплообменного аппарата 11 в атмосферу; q_г - тепло регенерации, передаваемое в газоохладителе 2 от рабочего тела ГТЧ цикла конденсату рабочего тела (питательной воде) паротурбинной части цикла; q_д - тепло подогрева, подводимое к рабочему телу паротурбинной части цикла в подогревателе 44; q_пп - тепло промежуточного перегрева, проводимое за счет дополнительного топлива к рабочему телу паротурбинной части цикла в промежуточном пароперегревателе 45; Q_к - тепло, отдаваемое рабочим телом паротурбинной части цикла во внешнюю среду в конденсаторе 26 ПТЧ энергоустановки.

В случае использования в составе паротурбинной части предлагаемой парогазовой энергоустановки теплофикационных турбин для комбинированной выработки теплоты и электрической энергии упомянутые турбины (типов Т, КТ, ТР или Р) снабжены соответствующими средствами отбора пара.

Вариант 3 (фиг. 6).

Работающая по открытому термодинамическому циклу газотурбинная часть данного варианта выполнена практически так же, как ГТЧ в варианте 2. При этом так же, как на фиг. 1, характерные точки изменения физического состояния рабочего тела газотурбинной части цикла данного варианта исполнения отмечены буквами "а, б, в, ... л". Паротурбинная часть данного 3-го варианта энергоустановки выполнена практически так же, как ПТЧ в варианте 2. При этом, для повышения начальной температуры рабочего тела, поступающего в турбины ГТЧ ПГУ, а также в случае использования низкореакционного сорта исходного угля СГТТ 5 для повышения начальной температуры рабочего тела, поступающего в газовые турбины ГТЧ предлагаемой ПГУ, один из ее нагревателей, например нагреватель 9, снабжен дополнительным патрубком 46 подвода минимального расхода природного газа или жидкого топлива из внешнего источника топлива энергоустановки. Так же, как на фиг. 3, на принципиальной тепловой схеме данного варианта исполнения (фиг. 6) буквами "м, н, п, р, с, ..." отмечены характерные точки изменения физического состояния рабочего тела паротурбинной части установки. Вышеуказанными буквами на изображенных на фиг. 7, 8 T-S диаграммах идеального цикла работы данного варианта исполнения энергоустановки отмечены также соответствующие точки изменения физического состояния рабочих тел газотурбинной и паротурбинной частей предлагаемой ПГУ. Остальные указанные на фиг. 7, 8 обозначения (Q, q и т.д.) такие же, как на T-S диаграмме фиг. 4, 5.

Три вышепредставленных варианта исполнений парогазовой энергетической установки, действующие по предлагаемому способу эксплуатации, работают в основном, номинальном режиме эксплуатации следующим образом.

Вариант 1.

Запуск в действие компрессоров 1, 3 и турбин 7 и 10 газотурбинной части установки осуществляется, например, электрогенератором 8, работающим в это время пусковым электродвигателем. Таким образом, компрессор 1 засасывает рабочее тело ГТЧ - атмосферный воздух (например, с температурой Т_а = 25^oC) и сжимает его, например, до давления 3,37 ата, в результате чего температура рабочего тела (воздуха) повышается до температуры (Т_б = 148^oC), достаточной для того, чтобы за счет его охлаждения до температуры Т_в (например, до Т_в = 25^oC) в газоохладителе 2 полезно подогреть за счет тепла q (фиг. 2) питательную воду - жидкую фазу рабочего тела паротурбинной части установки (фиг. 1, 2). Далее охлажденное в газоохладителе 2 до температуры Т_в рабочее тело газотурбинной части установки (ГТЧ) еще более сжимают, например до ~54 ата, во втором компрессоре 3. При этом сжатое рабочее тело ГТЧ (в данном случае воздух) нагревается до температуры Т_г (например, до Т_г = 376^oC). Затем сжатое в последнем компрессоре 3 рабочее тело ГТЧ пропускают через обогреваемую сторону (например, через межтрубное пространство) теплообменника-рекуператора 4, в которой за счет теплоты Q_р (фиг. 2) рабочего тела (газа), вышедшего из последней по ходу рабочего тела турбины 10, рабочее тело ГТЧ регенеративно подогревается (например, до Т_д = 532^oC при температуре вышедшего из турбины 10 газа Т_и = 750^oC).

Одновременно с этим вышедшую из единственного или последнего компрессора 3 меньшую ( 10-20%) часть общего расхода рабочего тела ГТЧ установки направляют в систему газификации твердого топлива (СГТТ) 5. В основные единицы оборудования СГТТ 5 (такие как, например, газификатор, газоохладители и бункер топливоподготовки, которые не показаны) также по трубопроводу 12 из паротурбинной части установки направляют меньшую ( 5-10%) часть общего расхода питательной воды, после чего образующийся в СГТТ 5 водяной пар соединяют в газопаровом пароперегревателе 13 с основным потоком рабочего пара, образующегося в обогреваемой стороне теплообменного аппарата 11. В результате, например, воздействия в газификаторе СГТТ 5 смеси воздуха (или кислорода) и водяного пара на раскаленный углерод твердого топлива (угля) происходит образование смешанного (паровоздушного) генераторного газа, обладающего достаточно высокой теплотой сгорания. Добавление пара к дутьевому воздуху (см. там же, стр. 108) не только увеличивает теплоту сгорания газа по сравнению с "воздушным" генераторным газом, но и уменьшает потери с физическим теплом вырабатываемого газа.

Известно, что при изменении условий протекания вышепредставленной реакции, т.е. температуры или давления, происходит смещение равновесия в сторону реакции, стремящейся ослабить произведенное изменение (принцип Ле Шателье). Поэтому процесс газификации в СГТТ 5 под повышенным (за счет использования ГТЧ минимум двух газовых турбин) давлением в соответствии с принципом Ле Шателье смещает равновесие реакций в сторону увеличения содержания в генераторном газе более тяжелых углеводородных соединений, обладающих более высокой теплотой сгорания. Поэтому за счет повышенного давления помимо вышеуказанных реакций образования CO и H₂ в шахте газификатора СГТТ 5 интенсивно происходит образование метана.

В результате промывки водой при повышенном давлении большая часть двуокиси углерода удаляется, и в итоге теплота сгорания полученного смешанного генераторного газа за счет увеличенного содержания метана существенно повышается.

Таким образом, при подаче из последнего компрессора 3 в СГТТ 5 1,1-2,9 м³/кг (в среднем 2,0 м³/кг) удельного расхода воздуха с учетом подводимого в систему водяного пара образуется в среднем 4,55 м³ самого экономичного "смешанного" генераторного газа на 1 кг загружаемого угля. В связи с тем, что используемые в ГТЧ предлагаемой ПГУ газовые турбины приняты равной мощности, в каждый из двух нагревателей 6 и 9 ГТЧ установки направляют примерно половину расхода образующегося генераторного газа, то есть 4,55/2= 2,275 м³/кг. При этом в нагреватель 6 половину расхода генератора газа направляют по трубопроводу 14 без специального дросселирования, а в нагреватель 9, в который также поступает отработавшее в первой газовой турбине 7 рабочее тело с существенно меньшим да