RU2067668C1 - Combined-cycle plant operation process - Google Patents
Combined-cycle plant operation process Download PDFInfo
- Publication number
- RU2067668C1 RU2067668C1 RU93031252A RU93031252A RU2067668C1 RU 2067668 C1 RU2067668 C1 RU 2067668C1 RU 93031252 A RU93031252 A RU 93031252A RU 93031252 A RU93031252 A RU 93031252A RU 2067668 C1 RU2067668 C1 RU 2067668C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- condensate
- deaerator
- steam
- recovery boiler
- temperature
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 20
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 18
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 abstract description 16
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 8
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000010025 steaming Methods 0.000 description 1
- AYEKOFBPNLCAJY-UHFFFAOYSA-O thiamine pyrophosphate Chemical compound CC1=C(CCOP(O)(=O)OP(O)(O)=O)SC=[N+]1CC1=CN=C(C)N=C1N AYEKOFBPNLCAJY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к теплоэнергетике, в частности к способам работы парогазовых установок с котлами-утилизаторами. The invention relates to a power system, in particular, to methods of operation of combined-cycle plants with waste heat boilers.
Известен способ работы парогазовой установки (Теплоэнергетика 1992,N 9, с. 32-36), которая включает газотурбинный агрегат, котел-утилизатор, в котором вырабатывается пар, направляемый в паровую турбину. В паровой турбине вырабатывается полезная мощность. Отработанный пар конденсируется в конденсаторе, конденсат подогревается в хвостовой поверхности котла-утилизатора, а затем деаэрируется в деаэраторе с получением питательной воды, которая направляется в котел-утилизатор для генерации пара. Давление в деаэраторе поддерживается скользящим в зависимости от температуры на входе в деаэратор. A known method of operation of a combined-cycle plant (Heat Power Engineering 1992, N 9, p. 32-36), which includes a gas turbine unit, a waste heat boiler, in which steam is generated, is sent to a steam turbine. The steam turbine generates useful power. The spent steam is condensed in the condenser, the condensate is heated in the tail surface of the recovery boiler, and then deaerated in the deaerator to produce feed water, which is sent to the recovery boiler to generate steam. The pressure in the deaerator is kept sliding depending on the temperature at the inlet to the deaerator.
Недостатком данного способа является то, что давление в деаэраторе ограничено сверху определенным пределом,связанным либо с технической характеристикой деаэратора, либо с фиксированной точкой питания. Поэтому при перегревах хвостовой поверхности котла-утилизатора, которые возможны при частичных нагрузках, давление в деаэраторе в режиме скольжения достигает своего верхнего предела и тогда возможно закипание воды в хвостовой поверхности котла-утилизатора, запаривание деаэратора с соответствующей потерей надежности установки. The disadvantage of this method is that the pressure in the deaerator is limited from above by a certain limit associated either with the technical characteristics of the deaerator, or with a fixed supply point. Therefore, during overheating of the tail surface of the waste heat boiler, which is possible under partial loads, the pressure in the deaerator in sliding mode reaches its upper limit, and then water can boil in the tail surface of the waste heat boiler, vaporizing the deaerator with a corresponding loss of installation reliability.
Известен также способ работы парогазовой установки (патент РФ 1240925 от 05.01.84 бюл. N 24 1986), которая включает газотурбинный агрегат, котел-утилизатор (в прототипе часть поверхностей котла расположена на выхлопе газотурбинного агрегата котел-утилизатор, а часть после компрессора - высоконапорный парогенератор), в котором вырабатывается пар, направляемый в паровую турбину. В паровой турбине вырабатывается полезная мощность. Отработанный пар конденсируется в конденсаторе. Конденсат подогревается в хвостовой поверхности котла-утилизатора, а затем деаэрируется в деаэраторе с получением питательной воды, которая направляется в котел-утилизатор для выработки пара. Часть конденсата,нагретого в хвостовой поверхности котла-утилизатора,возвращают на вход в котел-утилизатор по линии рециркуляции, содержащей регулирующий клапан и охлаждаемый теплообменник. Данный теплообменник используется для целей теплофикации и охлаждается сетевой водой. There is also a known method of operation of a combined cycle plant (RF patent 1240925 dated 05.01.84 bull. N 24 1986), which includes a gas turbine unit, a waste heat boiler (in the prototype, part of the boiler surfaces is located on the exhaust of a gas turbine unit, a waste heat boiler, and a part after the compressor is a high-pressure steam generator) in which steam is generated that is sent to a steam turbine. The steam turbine generates useful power. Exhaust steam condenses in the condenser. The condensate is heated in the tail surface of the recovery boiler, and then deaerated in the deaerator to produce feed water, which is sent to the recovery boiler to generate steam. Part of the condensate heated in the tail surface of the recovery boiler is returned to the input to the recovery boiler through a recirculation line containing a control valve and a cooled heat exchanger. This heat exchanger is used for heating purposes and is cooled by mains water.
Недостатком прототипа является отсутствие регулирования расхода рециркулируемого конденсата в зависимости от параметров деаэрируемой воды. В связи с этим возможны при нерасчетных режимах перегрев хвостовой поверхности нагрева котла-утилизатора, закипание воды в ней и запаривание деаэратора и, следовательно, снижение надежности установки. The disadvantage of the prototype is the lack of regulation of the flow of recirculated condensate depending on the parameters of the deaerated water. In this regard, under off-design conditions, overheating of the tail surface of the heating of the recovery boiler, boiling of water in it and steaming of the deaerator and, consequently, a decrease in the reliability of the installation are possible.
Задачей изобретения является повышение надежности установки. The objective of the invention is to increase the reliability of the installation.
Поставленная задача достигается тем, что в известном способе работы парогазовой установки, включающем выработку мощности в газотурбинном агрегате, утилизацию тепла уходящих газов газотурбинного агрегата в поверхностях нагрева котла-утилизатора с генерацией пара, получение мощности от выработанного пара в паровой турбине, конденсацию отработанного пара в конденсаторе, подогрев конденсата в хвостовой поверхности котла-утилизатора и деаэрацию конденсата в деаэраторе с получением питательной воды, а также отвод части конденсата нагретого в котле-утилизаторе на вход в котел-утилизатор по линии рециркуляции, содержащей насос, регулирующий клапан и охлаждаемый теплообменник, расход отводимого конденсата устанавливают, исходя из поддержания температуры конденсата на выходе из котла-утилизатора (tk) на уровне
tk tsд Dtд
где ts<Mv> температура воды на выходе из деаэратора;
Dtд расчетный подогрев в деаэраторе, причем для снижения температуры конденсата (tk) регулирующий клапан открывают, а для увеличения температуры конденсата регулирующий клапан прикрывают.The problem is achieved in that in the known method of operation of a combined cycle plant, including generating power in a gas turbine unit, recovering the heat of the exhaust gases of a gas turbine unit in the heating surfaces of a recovery boiler with steam generation, generating power from the generated steam in a steam turbine, condensing the spent steam in a condenser , condensate heating in the tail surface of the recovery boiler and condensate deaeration in the deaerator to produce feed water, as well as the removal of part of the condensate is heated in the waste heat boiler at the inlet to the waste heat boiler through a recirculation line containing a pump, a control valve and a cooled heat exchanger, the condensate flow rate is set based on maintaining the temperature of the condensate at the outlet of the heat recovery boiler (t k ) at
t k t sd Dt d
where ts <Mv> is the temperature of the water leaving the deaerator;
Dt d calculated in the deaerator heater, and to reduce the condensation (t k) the temperature control valve is opened, and to increase the temperature of the condensate control valve cover.
Предлагаемый способ работы обеспечивает во всех нерасчетных режимах необходимый запас по кипению конденсата в хвостовой поверхности нагрева,которым является подогрев в деаэраторе (Dtд). Это исключает все перечисленные выше недостатки прототипа и повышает надежность работы установки.The proposed method of operation provides in all non-design modes the necessary margin for boiling condensate in the tail surface of the heating, which is heating in the deaerator (Dt d ). This eliminates all of the above disadvantages of the prototype and increases the reliability of the installation.
На чертеже изображена принципиальная схема установки. The drawing shows a schematic diagram of the installation.
Схема включает газотурбинный агрегат 1, котел-утилизатор 2, паровую турбину 3, конденсатор 4, деаэратор 5. Котел-утилизатор включает пароперегреватель 6, испаритель 7 и экономайзер 8 высокого давления, пароперегреватель низкого давления 9, испаритель низкого давления 10, газовый подогреватель конденсата 11 (хвостовая поверхность нагрева котла-утилизатора), барабаны-сепараторы 12, 13, насосы принудительной циркуляции 14, 15, охлаждаемый теплообменник 16, конденсатный насос 17, насос рециркуляции 18, питательные насосы низкого и высокого давления 19, 20, электрогенераторы 21, 22, датчики температуры 23, 24, система регулирования 25, регулирующий клапан 26. The scheme includes a gas turbine unit 1, a waste heat boiler 2, a steam turbine 3, a condenser 4, a deaerator 5. The waste heat boiler includes a superheater 6, an evaporator 7 and an economizer 8 high pressure, a superheater low pressure 9, a low pressure evaporator 10, a gas condensate heater 11 (tail surface of the heating of the waste heat boiler), drum separators 12, 13, forced circulation pumps 14, 15, a cooled heat exchanger 16, a condensate pump 17, a recirculation pump 18, feed pumps low and high pressure 19, 20, electric power generators 21, 22, temperature sensors 23, 24, control system 25, control valve 26.
Работа парогазовой установки осуществляется следующим образом (пример конкретного выполнения дается для парогазовой установки, спроектированной для Северо-Западной ТЭЦ Ленэнерго на базе газовой турбины фирмы Симменс У-94,2-ПГУ-450Т). The operation of a combined cycle plant is carried out as follows (an example of a specific implementation is given for a combined cycle plant designed for the North-West Lenenergo TPP based on a gas turbine manufactured by Simmens U-94.2-PGU-450T).
Газотурбинный агрегат 1, в котором сжигается природный газ, вырабатывает электрическую мощность и приводит во вращение электрогенератор 21. Уходящие газы газотурбинного агрегата 1 с температурой 545oС поступают в котел-утилизатор 2, в котором генерируется пар двух уровней давления. Последовательно охлаждаясь в поверхностях нагрева котла-утилизатора 6-11, уходящие газы с температурой около 100oС выводятся в атмосферу. Выработанный пар высокого давления с параметрами 8,0 МПа, 515oС из пароперегревателя высокого давления 6 и низкого давления с параметрами 0,65 МПа, 200oС из пароперегревателя низкого давления 9 подводятся к паровой турбине 3. Паровая турбина 3 вращает электрогенератор 22. Отработавший в паровой турбине пар конденсируется при давлении 0,035 МПа в охлаждаемом циркуляционной водой конденсаторе 4. Полученный конденсат с температурой 30oС подается конденсатным насосом 17 в газовый подогреватель конденсата 11 котла-утилизатора 2. В газовом подогревателе 11 конденсат нагревается до 150oС и поступает в деаэратор 5. Деаэратор 5 обогревается паром низкого давления, в нем устанавливается давление 0,62 МПа. В деаэраторе 5 конденсат подогревается до температуры 160oС и полученная питательная вода направляется питательными насосами 19 и 20 в котел-утилизатор 2. Питательный насос низкого давления 19 перекачивает питательную воду в барабан-сепаратор низкого давления 13, откуда она поступает в испаритель низкого давления 10 и пароперегреватель низкого давления 9. Питательный насос высокого давления 20 перекачивает питательную воду в экономайзер высокого давления 8, где она подогревается до температуры 290oС и поступает в барабан-сепаратор высокого давления 12. Оттуда питательная вода поступает в испаритель 7 и пароперегреватель 6 высокого давления. В испарителях высокого и низкого давления 7 и 10 организована принудительная циркуляция с помощью насосов принудительной циркуляции 14 и 15. Приведенные выше параметры рабочих тел относились к проектному режиму установки.The gas turbine unit 1, in which natural gas is burned, generates electrical power and drives the electric generator 21. The flue gases of the gas turbine unit 1 with a temperature of 545 o C enter the waste heat boiler 2, in which steam of two pressure levels is generated. Sequentially cooling in the heating surfaces of the waste heat boiler 6-11, flue gases with a temperature of about 100 o With are released into the atmosphere. The generated high-pressure steam with parameters 8.0 MPa, 515 o C from the superheater 6 and low pressure with parameters 0.65 MPa, 200 o C from the superheater low pressure 9 are fed to the steam turbine 3. The steam turbine 3 rotates the generator 22. The steam exhausted in the steam turbine condenses at a pressure of 0.035 MPa in a condenser 4 cooled by circulating water. The obtained condensate with a temperature of 30 ° C is supplied by a condensate pump 17 to the gas condensate heater 11 of the recovery boiler 2. In the gas heater 1 1 the condensate is heated to 150 o C and enters the deaerator 5. Deaerator 5 is heated with low pressure steam, it sets the pressure of 0.62 MPa. In the deaerator 5, the condensate is heated to a temperature of 160 o C and the resulting feed water is sent by the feed pumps 19 and 20 to the waste heat boiler 2. The feed pressure pump 19 pumps the feed water into the low pressure drum separator 13, from where it enters the low pressure evaporator 10 and a low pressure superheater 9. The high pressure feed pump 20 pumps the feed water into the high pressure economizer 8, where it is heated to a temperature of 290 o C and enters the high-pressure drum separator 12. From there, the feed water enters the evaporator 7 and the high pressure superheater 6. In high and low pressure evaporators 7 and 10, forced circulation is organized by means of forced circulation pumps 14 and 15. The above parameters of the working fluids related to the design mode of the installation.
На нерасчетном режиме установки, например, при повышении давления в конденсаторе 4 до 0,01 МПа, а температуры конденсата до 45oС повышается и температура на выходе из газового подогревателя конденсата 11 до 158oС. При этом подогрев конденсата в деаэраторе 5 сокращается до 2oС вместо 10oС, что существенно ухудшает деаэрацию.In an off-design mode of installation, for example, when the pressure in the condenser 4 increases to 0.01 MPa, and the condensate temperature rises to 45 ° C, the temperature at the outlet of the gas condensate heater 11 rises to 158 ° C. In this case, the condensate heating in deaerator 5 is reduced to 2 o C instead of 10 o C, which significantly impairs deaeration.
Температура подогрева конденсата, равная 158oС, и температура питательной воды на выходе из деаэратора 5, равная 160oС,измеряются датчиками 23 и 24. Измеренные температуры анализируются в системе регулирования 25. Поскольку температура конденсата (158o) для удовлетворения условию
tк= tsд-Δtд
где tsa= 160oС
Δtд 10oС, требует снижения,регулирующий клапан 26 на линии рециркуляции открывается системой регулирования 25. И часть конденсата по линии рециркуляции насосом рециркуляции 18 перекачивается на вход котла-утилизатора 2. В линии рециркуляции установлен теплообменник 16, охлаждаемый сетевой или подпиточной водой. В результате конденсат в теплообменнике 16 охлаждается до температуры 45oС и поступает на вход в котел-утилизатор газовый подогреватель конденсата 11. Из-за увеличения расхода протекающего через газовый подогреватель конденсата 11 температура после него снижается. Клапан 26 открывают до тех пор, пока температура конденсата не снизится до 150oС. Для этого по линии рециркуляции потребуется отводить около 8% конденсата. В процессе регулирования может потребоваться и повышение температуры конденсата, т.к. если подогрев в деаэраторе превышает 10oC, то это приведет к перерасходу пара на питание деаэратора с потерей экономичности. В таком случае расход конденсата в линии рециркуляции сокращают, прикрывая клапан 26.The condensate heating temperature, equal to 158 o С, and the feed water temperature at the outlet of the deaerator 5, equal to 160 o С, are measured by sensors 23 and 24. The measured temperatures are analyzed in the control system 25. Since the condensate temperature (158 o ) to satisfy the condition
t to = t sd -Δt d
where t sa = 160 o С
Δt d 10 o C, requires reduction, the control valve 26 on the recirculation line is opened by the control system 25. And part of the condensate along the recirculation line by the recirculation pump 18 is pumped to the input of the recovery boiler 2. A heat exchanger 16 is installed in the recirculation line, cooled by mains or make-up water. As a result, the condensate in the heat exchanger 16 is cooled to a temperature of 45 o C and the gas condensate heater 11 enters the inlet of the recovery boiler. Due to the increased flow rate of the condensate 11 flowing through the gas heater, the temperature after it decreases. Valve 26 is opened until the temperature of the condensate drops to 150 o C. For this, about 8% of the condensate must be removed through the recirculation line. In the process of regulation, it may be necessary to increase the temperature of the condensate, as if the heating in the deaerator exceeds 10 o C, then this will lead to excessive consumption of steam on the power of the deaerator with a loss of efficiency. In this case, the flow of condensate in the recirculation line is reduced by closing the valve 26.
Таким образом,в предлагаемом способе работы парогазовой установки обеспечивается во всех режимах качественная деаэрация при расчетном подогреве конденсата 10oС, гарантируется отсутствие перегрева газового подогревателя конденсата, кипения в нем и снижения надежности работы установки.Thus, in the proposed method of operation of a combined cycle plant, high-quality deaeration is ensured in all modes during the design heating of the condensate 10 o С, the absence of overheating of the gas condensate heater, boiling in it and reducing the reliability of the installation is guaranteed.
Как видно из описанного примера,эти явления возможны в прототипе при дальнейшем отклонении режима ПГУ от расчетного. As can be seen from the described example, these phenomena are possible in the prototype with a further deviation of the CCGT mode from the calculated one.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93031252A RU2067668C1 (en) | 1993-06-24 | 1993-06-24 | Combined-cycle plant operation process |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93031252A RU2067668C1 (en) | 1993-06-24 | 1993-06-24 | Combined-cycle plant operation process |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU93031252A RU93031252A (en) | 1995-12-27 |
| RU2067668C1 true RU2067668C1 (en) | 1996-10-10 |
Family
ID=20143242
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU93031252A RU2067668C1 (en) | 1993-06-24 | 1993-06-24 | Combined-cycle plant operation process |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2067668C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109707511A (en) * | 2019-01-15 | 2019-05-03 | 张春华 | A kind of combustion engine combined cycle low-temperature flue gas waste heat utilizes system |
| RU2714020C1 (en) * | 2018-12-03 | 2020-02-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Башкирская генерирующая компания" | Steam turbine plant with main condensate cooler on recirculation line thereof |
-
1993
- 1993-06-24 RU RU93031252A patent/RU2067668C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Комисарчик Т.Н. и др. О предварительном подогреве циклового воздуха ПГУ в режимах с ограниченной мощностью газовой ступени, М., Теплоэнергетика N 9, 1992, с. 32-36. Авторское свидетельство СССР N 1240925, кл. F 01 K 21/04, 1986. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2714020C1 (en) * | 2018-12-03 | 2020-02-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Башкирская генерирующая компания" | Steam turbine plant with main condensate cooler on recirculation line thereof |
| CN109707511A (en) * | 2019-01-15 | 2019-05-03 | 张春华 | A kind of combustion engine combined cycle low-temperature flue gas waste heat utilizes system |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR100341646B1 (en) | Method of cooling thermally loaded components of a gas turbine group | |
| JP5462939B2 (en) | Power generation and seawater desalination complex plant | |
| JP3976857B2 (en) | Combined power plant with forced once-through steam generator as a gas turbine cooling air cooler | |
| US9453432B2 (en) | Power generation system | |
| US20120312019A1 (en) | Process and apparatus for heating feedwater in a heat recovery steam generator | |
| JP4578354B2 (en) | Waste heat utilization equipment for steam turbine plant | |
| CA2679811C (en) | High efficiency feedwater heater | |
| JPH0758043B2 (en) | Method and apparatus for heat recovery from exhaust gas and heat recovery steam generator | |
| US4961311A (en) | Deaerator heat exchanger for combined cycle power plant | |
| KR20130025907A (en) | Energy recovery and steam supply for power augmentation in a combined cycle power generation system | |
| US6497101B2 (en) | Method and apparatus for regulating the steam temperature of the live steam or reheater steam in a combined-cycle power plant | |
| JPH0445643B2 (en) | ||
| RU2539943C2 (en) | Method for removing entrapped gas in power production system with combined cycle | |
| SU1521284A3 (en) | Power plant | |
| JP7111525B2 (en) | Once-through heat recovery boiler and control system for once-through heat recovery boiler | |
| CN1164269A (en) | Method of cooling gas turbine coolant and apparatus for implementing the method | |
| JP3905967B2 (en) | Power generation / hot water system | |
| RU2067668C1 (en) | Combined-cycle plant operation process | |
| KR20170084997A (en) | Method for operating a steam power plant and steam power plant for conducting said method | |
| RU2555917C2 (en) | Thermodynamic cycle of saturated steam for turbine and related unit | |
| JP7320271B2 (en) | Geothermal heat exchangers and geothermal generators | |
| RU2067667C1 (en) | Combined-cycle plant operation method | |
| JP3085785B2 (en) | Boiler feedwater heating device | |
| JPS58214606A (en) | Two fluid cycle | |
| SU1813885A1 (en) | Combined-cycle plant operating process |