ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ И СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ЭНЕРГИИ С КОМБИНИРОВАНИЕМ ЦИКЛОВ Российский патент 2005 года по МПК F01K23/06 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится к электростанциям, использующим оборудование, которое может функционировать как с комбинированием, так и без комбинирования рабочих циклов. Как будет показано далее, все более увеличивающаяся потребность в более эффективных и экологически чистых способах получения энергии обусловила проведение масштабных исследований с целью создания систем и способов решения задач по этим направлениям. Однако современные технологии в основном достаточно близоруко оценивают совокупное влияние повышения эффективности способов получения энергии на экономику и окружающую среду.

В рамках настоящего изобретения предлагается отойти от традиций и рассмотреть с учетом анализа влияния на экономику и экологию полный комплекс вопросов, необходимых для решения задачи создания энергоблока необходимой мощности. Настоящее изобретение благодаря использованию указанного анализа и применению метода дополнительной регенерации тепла и топлива позволяет значительно сократить экономические затраты и влияние на экологию действующих электростанций за счет уменьшения единиц оборудования при одновременном сохранении на прежнем уровне или допустимом уменьшении объема производимой электроэнергии. В результате такого усовершенствования будет получена более дешевая электроэнергия, более экологически чистым способом, чем это возможно при использовании традиционных энергоблоков, использующих комбинирование рабочих циклов, известных в настоящее время из существующего уровня техники.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Краткий обзор

Электростанции и станции по производству тепла и электричества используют газовые турбины в качестве первичных двигателей для выработки энергии. Газовые турбины работают по термодинамическому циклу Брэйтона (Brayton) и обычно сбрасывают в атмосферу большое количество выхлопов, имеющих достаточно высокие температуры. Эти выхлопы, направленные в паровой котел для регенерации (так называемый парогенератор с регенерацией тепла - ПГРТ (HRSG), образуют пар, который можно использовать для получения дополнительной энергии и/или для текущего процесса. Для выработки дополнительной энергии пар может быть направлен в дополнительную паровую турбину (ST). Таким образом, газовые турбины работают по циклу Брэйтона, а паровые турбины вырабатывают энергию согласно циклу Рэнкайна (Rankine). Этот цикл получил название "комбинированный цикл". В этой схеме цикл паровых турбин Брэйтона называют "верхним циклом", а цикл паровых турбин Рэнкайна - "нижним циклом", так как в рамках "верхнего цикла" вырабатывается энергия, необходимая для работы нижнего цикла. Таким образом обеспечивается функциональная связь упомянутых циклов в рамках известного уровня техники.

Цикл Рэнкайна

Пар используется для получения энергии более века. На более ранних этапах использовали насос для получения необходимого давления воды, паровой котел для нагревания воды до ее превращения в пар, а также паровой двигатель, обычно поршневого типа, для получения механической энергии. Такие установки использовались на заводах, локомотивах, пароходах и в других случаях, когда требовалось получение механической энергии.

С развитием техники тенденция использования паровых двигателей потеряла свое значение и более актуальным стало использование паровых турбин. Одним из преимуществ использования паровых турбин была эффективность их полного цикла, когда они использовались совместно с конденсатором. В этом случае пар достигает атмосферного давления, которое лишь незначительно выше абсолютного вакуума (от 0,5 до 2 фунтов на квадратный дюйм, абсолютное давление (psia). Это позволяет расширяться пару больше, чем в конфигурации с выхлопом в атмосферу, извлекать больше энергии из массы пара, вырабатывать таким образом больше энергии и, соответственно, увеличивать общую эффективность парового цикла. Данный полный паровой цикл, с термодинамической точки зрения, называют циклом Рэнкайна.

На Фиг.1 показан термодинамический режим цикла Рэнкайна. На графике (100) показана диаграмма цикла Рэнкайна в координатах давления и объема. От точки (101) до точки (102) вода находится под давлением при постоянном объеме. От точки (102) до точки (103) вода подвергается кипячению до превращения в пар при постоянном давлении. Отрезок от точки (103) до точки (104) показывает процесс, при котором пар изэнтропически расширяется и непосредственно выполняет работу. Затем от точки (104) до точки (101) пар, находящийся при низком давлении, конденсируется обратно до состояния воды, и цикл завершается.

На графике (110) показана диаграмма цикла Рэнкайна в зависимости от температуры и энтропии. От точки (111) до точки (112) вода находится под давлением. От точки (112) вода подвергается кипению при постоянной температуре до тех пор, пока она вся не превратится в пар, а затем она перегревается до точки (113). От точки (113) до точки (114) показан процесс, при котором пар изэнтропически расширяется и выполняет работу. От точки (114) до точки (111) пар, находящийся при низком давлении, подвергается конденсации до состояния воды при постоянной температуре, и цикл завершается. Информацию о цикле Рэнкайна можно найти в источнике: Eugene A.Avallone, Theodore Baumeister III. - Marks' Standard Handbook For Mechanical Engineers (Ninth Edition) / ISBN 0-07-004127-Х, 1987, section 4-20.

Рабочий цикл электростанции

В течение нескольких десятков лет цикл Рэнкайна использовался для выработки большей части электроэнергии в США и многих других странах. На Фиг.2 показана схема базового цикла Рэнкайна, включающая четыре основных компонента: питательный насос (201), паровой котел с испарителем (203) и пароперегревателем (205), паровую турбину (207) и конденсатор (209). Следует обратить внимание, что может использоваться одна или несколько единиц каждого блока, но для простоты демонстрации на Фиг.2 показано по одной единице каждого устройства. Цикл Рэнкайна начинается (давление пара менее 3206,2 psia), когда вода поступает во впускное отверстие (211) питательного насоса (201). Вода под давлением (202) направляется в испаритель (203), в котором происходит нагревание воды под давлением. Обычно нагрев обеспечивается теплом, полученным за счет сжигания топлива в котле, тепло от процесса горения передается воде, которая проходит по трубам и/или проходам котла. Когда вода получает достаточное количество тепла, она закипает и превращается в пар (204). Пар на данном этапе находится в двухфазном состоянии: и пар, и вода сосуществуют при одинаковых давлении и температуре, называемых давлением насыщения и температурой насыщения. В большинстве конструкций, созданных в последние десятилетия, такой пар (204) направляется в пароперегреватель (205), где нагревается до температуры, превышающей показатель температуры насыщения. Такой пар (206) носит название "перегретый" пар. Перегретый пар уменьшает (но не снимает полностью) возможность попадания воды в паровую турбину (207), вызывающей нежелательные эффекты, так как это может существенно повредить внутреннюю часть паровой турбины. Более важным, однако, является то, что перегретый пар обеспечивает более высокую эффективность цикла. Это очень важно в случае крупных центральных электростанций.

После образования перегретый пар (206) через одну или несколько труб направляется в паровую турбину (207). В паровой турбине пар расширяется и приводит во вращение ротор. После прохождения турбины пар теряет давление, выходит из паровой турбины (208) и направляется в конденсатор (209), в котором превращается обратно в воду. Обычно это устройство выполняется в виде трубчатого теплообменника, но может быть выполнено и в ином виде, например, в виде распылительной камеры, воздухоохлаждаемого конденсатора или в виде иных устройств для теплообмена, используемых в аналогичных целях. После отбора тепла из пара низкого давления и его превращения в воду путем конденсации конденсатор собирает воду в отсеки, которые обычно называются сборниками конденсата (210), из которых конденсат обычно при помощи насоса пропускается по линии (211) и направляется вновь в питательный насос котла (201). Механическая энергия, выработанная паровой турбиной, преобразовывается в генераторе (212) в электрическую энергию. Такой цикл прохождения воды от начальной точки через вышеописанную систему и возвращения обратно к начальной точке является простым циклом Рэнкайна.

В современных энергоблоках, использующих пар в качестве рабочего тела, для производства пара обычно используется котел. Котел может подогреваться различными видами топлива, включая нефть, природный газ, уголь, биологическую массу, а также и другие - такие как ядерное топливо. В котлах может использоваться комбинация из нескольких видов топлива. В зависимости от затрат на производство, себестоимости топлива, вопросов технического обслуживания и иных факторов владельцы и инженеры выбирают давление пара и уровень температуры, при которых котел вырабатывает пар.

По причине внушительного размера и веса паровым турбинам требуется значительное время для разогрева. Это объясняется толстым металлическим корпусом и большими тяжелыми винтами, которые используются в их конструкции. Машинам требуется много времени для того, чтобы их тяжелые детали одинаково разогрелись во избежание интерференции между стационарными и движущимися частями, которая происходит из-за различного температурного расширения.

Несмотря на то, что тяжелая конструкция обуславливает медленный процесс разогрева, она обеспечивает дополнительную прочность и стабильность уровня производства энергии. Даже после четырех лет почти постоянной работы показатели работы паровой турбины уменьшаются менее чем на 2%. Такое уменьшение показателей вместе с тем фактом, что питающие насосы потребляют только около 2% энергии, выработанной паровой турбиной, означает, что уровень показателей работы у паровых турбин остается практически на оптимальном уровне в течение длительного срока даже при уменьшении давления, создаваемого питающим насосом. Другими словами, если эффективность работы питающего насоса сокращается с 75 до 65%, затраты энергии на подачу воды увеличиваются с 2 до 2,31%. Это оказывает незначительное влияние в целом на производительность энергоблока, использующего цикл Рэнкайна, что и является одним из его основных преимуществ.

Цикл Брэйтона

Цикл Брэйтона существенно отличается от цикла Рэнкайна, так как основной составляющей цикла является компрессия рабочего тела, в качестве которого используется сжимаемый газ. В ходе данного процесса расходуется большое количество энергии, поэтому эффективная компрессия рабочего тела является неотъемлемым условием эффективности цикла Брэйтона. Распространенными двигателями, в которых используется цикл Брэйтона, являются турбовинтовые авиационные двигатели, двигатели реактивных самолетов и стационарные газовые турбины. Этапы работы двигателя включают: всасывание газа, сжатие его до более высокого давления, обычно в 3-30 раз выше, чем давление окружающего воздуха, последующее увеличение температуры посредством прямого горения (хотя может осуществляться нагрев внешним источником), расширение полученных горячих газов, находящихся под высоким давлением, в турбинном отсеке. Авиационные двигатели сначала создают тягу для поднятия самолета в воздух, поэтому вырабатываемая ими энергия почти никогда не является механической энергией (турбовинтовой газотурбинный двигатель может приводить в движение воздушный винт, а также может обеспечить тягу за счет высокой скорости выхлопа газов).

В случае стационарных газовых турбин целью работы двигателя является выработка механической энергии. Приблизительно 2/3 энергии, выработанной турбиной, тратится на обеспечение работы компрессора, а 1/3 оставшейся выработанной энергии остается для работы с внешней нагрузкой. Этот недостаток газотурбинных систем может быть использован в качестве преимущества в настоящем изобретении, как это будет показано далее в настоящем документе.

В авиационных двигателях используется цикл Брэйтона, поскольку такие двигатели имеют высокие коэффициенты соотношения силы тяги к массе. Это необходимо для минимизации массы самолета с тем, чтобы он мог летать. В случае стационарного применения газовые турбины используются для выработки электрической энергии при максимальной нагрузке. Еще одним преимуществом двигателей, работающих по циклу Брэйтона, по сравнению с циклом Рэнкайна, являются относительно быстрые запуск и остановка. Поскольку паровые турбины являются большими и тяжелыми, их приходится запускать медленно, так как необходим прогрев мощного корпуса во избежание термической деформации и возникновения трения между стационарными и вращающимися элементами. Паровой турбине электростанции может потребоваться 24 часа для разогрева и запуска с нуля до достижения полной мощности. Благодаря более низкому рабочему давлению и более легкой массе, газовые турбины легче запускать и они могут достичь полной мощности в течение нескольких минут.

По этой причине многие коммунальные службы США и других стран используют газовые турбины для выработки электроэнергии в период скачка потребления. Газовые турбины не являются эффективными при непрерывном использовании в рамках дневного цикла (от 25% до 30%), но удовлетворяют потребности в электроэнергии в течение нескольких часов каждый день.

Проектирование паровой турбины

При проектировании паровой турбины для ее использования на электростанции (при постоянной скорости) инженер-проектировщик сначала анализирует требуемые параметры турбины, определенные заказчиком. Это делается потому, что паровая турбина будет спроектирована в соответствии с требованиями заказчика и произведена для заказчика на основании его спецификаций. Паровая турбина проектируется не с нуля, как это можно понять из упоминания о проектировке "по заказу", а с использованием компонентов из "семейства" известных технических средств, но будет обладать уникальной системой распределения пара в каждом конкретном случае. После изучения параметров турбины инженер-проектировщик определяет условия использования пара в рамках конкретной электростанции и на основании полученных данных определяет, как будет происходить поступление рабочего тела в блок высокого давления турбины. Основываясь на этом, инженер-проектировщик выбирает оптимальную обшивку для блока высокого давления в каждом конкретном случае. Таким же образом он выбирает оптимальную обшивку и для камер промежуточного и низкого давления.

Зная о том, какую обшивку использовать, инженер подбирает соответствующий набор лопастей турбины (стационарных и движущихся). Размер лопастей турбины определяется в основном в соответствии с объемом потока (в сравнении с массой потока) пара, проходящего сквозь турбину. После выбора обшивки и лопастей турбины инженер завершает проектирование паровой турбины, выбрав подходящие клапаны, средства управления, аппаратуру и другие устройства, необходимые для работы паровой турбины. Заключительный проект представляет собой разработку высокопроизводительной паровой турбины согласно требованиям заказчика.

В отношении указанной схемы проектирования интересно отметить, что две паровые турбины с одинаковыми параметрами пара, но с сильно отличающимися параметрами мощности (например, 200 МВт и 400 МВт), внешне могут выглядеть практически одинаковыми. Это происходит в силу того, что оптимально подобранная обшивка подходит для обеих турбин. Однако благодаря большой разнице в объеме потока пара, в большой турбине будут использоваться лопасти, вдвое большие по размеру (весу). Также интересно отметить, что в обеих турбинах может использоваться одинаковая обшивка блоков высокого и промежуточного давления. Это означает, что изготовление паровой турбины большего размера даже при значительно больших эксплуатационных параметрах может быть немногим более дорогостоящим, чем изготовление паровой турбины с меньшими эксплуатационными параметрами. Этот факт может рассматриваться как преимущество в настоящем изобретении, что будет показано далее в настоящем документе.

Проектирование газовой турбины

В отличие от паровой турбины газовая турбина не производится индивидуально в соответствии с потребностями каждого заказчика. Хотя такие сопутствующие приспособления, как средства для запуска, устройства охлаждения машинного масла и устройства контроля могут быть заказаны для какого-либо конкретного случая, основной двигатель всегда остается номинальным. Многое из вышесказанного объясняется тем, что газовые турбины являются моноблочными электростанциями, которым требуется только топливо для производства энергии. И наоборот, паровые турбины являются всего лишь компонентом электростанции, и им требуется котел, питательный насос и конденсатор для того, чтобы они составили действующую электростанцию. Компрессорный отсек, камера сгорания и турбинный отсек газовой турбины должны проектироваться таким образом, чтобы они совмещались в единой конструкции. Поскольку проектирование газовой турбины является трудоемкой инженерной задачей, после завершения проектирования и проведения масштабного тестирования турбины запускаются в массовое производство без каких-либо изменений в чертежах основного двигателя. Это лишает заказчика возможности конкретно указывать мощность вырабатываемой энергии с использованием только газовых турбин или с комбинированием циклов в рамках существующего уровня техники. При строительстве электростанций с комбинированием циклов заказчику приходится выбирать из номинальных предложений производителя, которые наилучшим образом отвечают его потребностям в отношении мощности энергоблока, его производительности и стоимости.

Сравнение производительности газовых и паровых турбин

Имеющаяся на сегодняшний день самая большая и наиболее производительная газовая турбина с 60 циклами имеет мощность 250 МВт и эффективность 40% LHV (коэффициент низшей теплоотдачи). Примером такой газовой турбины является турбина Вестингхаус (Westinghouse), модель 501G. Параметры паровых турбин, для сравнения, могут достигать 1500 МВт, а эффективность превышать 45% LHV. Если сравнивать электростанции цикла Рэнкайна с электростанциями цикла Брэйтона, каждая из которых использует самые большие и наиболее производительные турбины, то можно сделать вывод, что одна паровая турбина цикла Рэнкайна имеет мощность приблизительно в шесть раз выше и эффективность на 12,5% больше, чем цикл Брэйтона с использованием лучших газовых турбин. Этот факт может быть приведен как преимущество настоящего изобретения, как это показано далее в настоящем документе.

Цикл производства тепла и энергии

Одной из особенностей газовой турбины является то, что она выбрасывает большие объемы выхлопных газов при высокой температуре. В период арабского нефтяного эмбарго в 1973 году и роста цен в энергетическом секторе много внимания стало уделяться поиску путей использования энергии высокотемпературных выхлопных газов.

Высокие цены в начале 1970-х годов ознаменовали волну строительства небольших электростанций, на которых применялся принцип когенерации. Когенерация может быть определена как одновременное производство механической или электрической энергии совместно с тепловой энергией. Другими словами, двигатель (газовая турбина или иное) используется для производства энергии, а в это время избыточное тепло, получаемое от работы двигателя, используется для другого процесса, что заменяет необходимое для этого процесса топливо. С точки зрения использования топлива, этот метод был очень эффективным и неизменно поощрялся законом США “О политике и регулировании деятельности общественных коммунальных служб” 1978 года, который предписывал местным коммунальным службам приобретать электроэнергию у квалифицированных производителей сопутствующей электроэнергии по цене, которая исключала затраты на новые электростанции.

Сначала станции по выработке тепловой и электрической энергии были небольшие, обычно менее 50 МВт. Они состояли из небольших газовых турбин с ПГРТ для производства пара. Во многих случаях давление пара было относительно низким (менее 600 фунтов на квадратный дюйм), так как пар использовался в технологическом процессе. Некоторые станции включали паровую турбину, другие - нет. С развитием промышленности более крупные электростанции с более высоким давлением пара стали проектироваться с учетом увеличения производительности нижнего цикла. Кроме того, наиболее крупные производители газовых турбин проектировали и строили более крупные и производительные газовые турбины для удовлетворения рыночной потребности в одновременном производстве тепловой и электрической энергии. Вскоре, благодаря высокой производительности, низкому уровню выхлопов и небольшим капитальным затратам, когенерационные электростанции уступили место электростанциям с комбинированием циклов (т.е. электростанции, которые производят только энергию и не обеспечивают выработку полезной тепловой энергии). И до сих пор иногда имеют место предложения о строительстве когенерационных электростанций, только теперь их обычно называют теплоэлектростанциями.

Хотя и имел место постепенный переход от небольших электростанций, вырабатывающих тепловую и электрическую энергию, к большим электростанциям с комбинированием циклов, общая система и способ производства электроэнергии оставались по большей части неизменными. Газовые турбины являлись основным двигателем, а тепло выхлопных газов использовалось для производства пара с помощью ПГРТ. Оптимизированные для максимального производства электроэнергии паровые турбины вырабатывали дополнительную электроэнергию, которая равнялась приблизительно 50% электроэнергии, произведенной газовыми турбинами. ПГРТ обычно представлял собой котел с двумя или тремя уровнями давления для обеспечения максимальной регенерации тепла, а паровая турбина проектировалась таким образом, чтобы она могла использовать пар всех уровней давления. Обзор производителей номинальных энергоблоков с комбинированием циклов продемонстрирует данную тенденцию. Пособие 1997 года по турбооборудованию (1997 TURBOMACHINERY HANDBOOK / USPS 871-500, ISSN 0149-4147) описывает номинальные электростанции с комбинированием циклов, предлагаемые различными производителями, включая "ABB", "General Electric" и "Westinghouse". Практически в каждом случае вырабатываемая мощность паровой турбины составляет приблизительно от 40% до 60% мощности газовой турбины. В информационном документе компании "General Electric" 1996 года (General Electric informative document GER-3567G, 1996, "GE Heavy-Duty Gas Turbine Performance Characteristics,") Фрэнка Дж. Брукса (Frank J. Brooks) описываются газовые турбины, используемые в электростанциях с комбинированием циклов.

Коротко говоря, большинство производителей турбооборудования перешли от изготовления небольших когенерационных энергоблоков, производящих тепловую и электрическую энергию одновременно, к изготовлению энергоблоков с комбинированием циклов. Размеры энергоблоков с комбинированием циклов выросли от небольших когенерационных проектов по выработке менее 50 МВт электроэнергии до больших структурированных энергоблоков, вырабатывающих более 700 МВт электроэнергии (как, например, в случае энергоблока с комбинированием циклов Вестингхаус (Westinghouse) модели 2Х1 501G). Такие энергоблоки в основном являются газотурбинными, где паровая турбина вырабатывает дополнительную электроэнергию, номинально составляющую от 40% до 60% от электроэнергии, выработанной газовой турбиной. Так как газовые турбины являются основным двигателем, требования к параметрам номинальных энергоблоков с комбинированием циклов являются очень жесткими, поскольку газовые турбины являются поточной продукцией, а паровые турбины часто проектируются и производятся в соответствии с требованиями заказчика. Предлагаемая электростанция и способ получения энергии с комбинированием циклов характеризуются более гибкими подходами, одновременно позволяя сохранять такие преимущества энергоблоков с комбинированием циклов, как высокая производительность, низкий уровень выхлопов и низкие капитальные затраты, что найдет благоприятный отклик в промышленности.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Оптимизация производительности

Нагрев питающей воды

Электростанции, использующие цикл Ренкайна, производят электроэнергии ежегодно на миллиарды долларов и потребляют огромное количество топлива каждый год, что ведет к тому, что большое внимание уделяется разработкам и анализу в направлении оптимизации цикла Ренкайна путем внедрения некоторых небольших изменений в уже существующие конфигурации. Фиг.3 демонстрирует некоторые общие изменения, которые используются для достижения оптимальной производительности цикла Ренкайна. Позицией (303) на Фиг.3 обозначен схематично изображенный первый нагреватель питающей воды. Это устройство обычно выполняется в виде оболочки и трубчатого теплообменника, но может представлять собой пластину и рамку теплообменника, вихревой смеситель теплообменника, который смешивает поступающую воду с небольшими количествами пара, или другое устройство для обеспечения теплообмена. В результате исследований было установлено, что использование получаемого из паровой турбины пара для предварительного нагрева воды до ее поступления в котел увеличивает производительность цикла.

Нагреватель питающей воды для нагрева использует пар, поступающий из паровой турбины на оптимальном для предварительного нагревания воды участке между выходным отверстием конденсатора (319) и впускным отверстием котла (306). Второй нагреватель питающей воды (305) также показан в этом примере. Количество нагревателей и их оптимальные характеристики потока пара определяются, но не ограничиваются, рядом показателей, включая давление на входе в паровую турбину, температуру на входе в паровую турбину, условия перегрева пара, эффективность нагревателя питающей воды, и иных факторов. Обычно количество нагревателей питающей воды, их конструкция и параметры пара, подаваемого в турбину, должны быть определены для каждой электростанции индивидуально с учетом разновидностей конструкций каждого энергоблока и особенностей эксплуатации.

Повторный нагрев

Для одной из разновидностей цикла Ренкайна характерно использование повторного нагрева для повышения эффективности цикла. Этот вариант предполагает расширение пара в паровой турбине в расчетном режиме от впуска до некоторого заданного давления перегрева. При этом некоторая доля энергии пара уже используется для производства механической энергии (мощности по валу в л.с.). Отработанный низкоэнергетический пар затем возвращается в котел, где повторно нагревается. Повторно нагретый высокоэнергетический пар снова направляется в паровую турбину для производства добавочной энергии. В цикле повторный нагрев пара может использоваться более одного раза. С учетом заданных проектных режимов, давления и температуры на входе в турбину, а также при иных условиях такой перегрев применяется с целью повышения экономичности и эффективности цикла.

Иные факторы

Иными факторами, влияющими на эффективность цикла, являются давление и температура пара на входе в турбину, а также давление выхлопов. Обычно повышение входного давления и температуры обеспечивает соответствующее повышение эффективности. Понижение давления выхлопов также приводит к повышению эффективности. Давление выхлопов, как правило, определяется внешними факторами, например температурой речной воды, воздуха или иной жидкости, используемой для охлаждения конденсатора. Эти факторы устанавливают ограничения для давления выхлопов, а конденсатор и сопутствующее оборудование конструируются с учетом указанных ограничений и оценки требуемых параметров - таких как размер охлаждающих устройств, экологические факторы и затраты.

Ограничения конструкции

Давление и температура на входе в турбину обычно определяются разработчиком. Однако существуют накладываемые на конструкцию ограничения. С увеличением входного давления растет давление на трубки котла, обшивку и внутренние детали паровой турбины. Величина давления ограничивается возможностями производить оборудование необходимой прочности или экономической целесообразностью. Кроме того, при давлении пара выше 3206 фунтов на квадратный дюйм сосуществование жидкого и газообразного состояния больше не может продолжаться. Это состояние называется критической точкой пара, так как при более высоком давлении парообразование не происходит. А для производства пара при более высоком давлении требуются сосуществование воды и пара, а также более сложный сверхкритический котел. При увеличении температуры допустимое давление на трубки котла, обшивку и внутренние детали паровой турбины сокращается и приближается к существующим ограничениям, но традиционные материалы паровой турбины быстро теряют свои свойства даже при незначительном увеличении температуры (50 градусов по Фаренгейту - °F). Традиционные большие паровые турбины, сконструированные по последнему слову техники, имеют ограничение по максимальной температуре на входе рабочего тела в турбину на уровне 1050°F.

Оптимизация парового цикла

После выбора температуры и давления в котле необходимо оптимизировать рабочий цикл. Типичный высокопроизводительный паровой цикл предусматривает использование нагревателей питающей воды, пароперегревателя, паровой турбины с промежуточным перегревом, питающих насосов котла и конденсатора. Источником, описывающим оптимизацию цикла, является информационный документ, выпущенный компанией “General Electric” под названием “Оптимизация, оценка и проведение тестирования цикла паровой турбины” автора Джеймса С. Райта (General Electric Reference GER-3642E, 1996 / James S.Wright). Этот документ описывает варианты работы для таких различных параметров цикла, как давление, температура, количество повторных нагревов и количество нагревателей питающей воды.

Пример цикла Ренкайна

На Фиг.3 схематически изображен цикла Ренкайна, включающий как нагрев питающей воды, так и перегрев. Такой субкритический цикл Ренкайна работает путем подачи воды на вход питающего насоса котла (301). Затем при помощи питающего насоса (301) давление воды увеличивается до значения, необходимого для нагнетания воды. Вода под давлением подается по линии для подачи воды (302) в нагреватель питающей воды (303), а затем по линии подачи воды (304) в нагреватель питающей воды (305). Нагреватели питающей воды (303, 305) предварительно подогревают воду до ее поступления в котел через входной патрубок (306). Предварительно нагретая вода поступает в испаритель (307) котла, где вода под давлением дополнительно разогревается.

Пар выходит из испарителя (308) и продолжает двигаться к пароперегревателю (309) и выходит по линии (310). Перегретый пар направляется в зону промежуточного давления паровой турбины (311). Пар расширяется в зоне промежуточного давления по линии (312) и затем возвращается в зону перегрева котла (313), где при помощи дополнительного тепла доводится до температуры на уровне или близкой к уровню входной температуры пара. Далее этот повторно нагретый пар по линии (314) направляется в секцию промежуточного давления (ПД) паровой турбины для создания дополнительного напора. В секции ПД (315) пар расширяется, вырабатывая механическую энергию. После этого пар покидает секцию промежуточного давления и через перепускную трубку (316) попадает в секцию низкого давления (НД) паровой турбины (317).

Из-за потоков большого объема при низком давлении в работе крупных агрегатов секция низкого давления обычно имеет два направляющих отсека, поэтому пар поступает в середину обшивки и для производства большего количества механической энергии перемещается через лопасти как вперед, так и назад. Затем этот пар выходит по линии (318) и попадает в конденсатор (319). Сконденсированный пар, минуя сборник конденсата (330), по линии (320) направляется к впускному отверстию питающего насоса (301) котла. Для нагревания питающей воды пар из секций промежуточного и низкого давления (321) и (324) паровой турбины направляется к нагревателям питающей воды (305) и (303), соответственно, по линиям (323) и (326). В указанных линиях, а также линиях (322) и (325) используются обратные клапаны для предотвращения оттока пара в паровую турбину в случае чрезвычайных обстоятельств (например, внезапного отключения), когда давление в турбине стремительно падает до уровня давления в конденсаторе. Такие клапаны могут быть или открыты, или закрыты и предназначены только для обеспечения безопасности. Пар из этих трубопроводов отбора пара, направляясь в котел, предварительно нагревает питающую воду. При этом он конденсируется в нагревателях питающей воды, а конденсат (327, 328) возвращается к впускному отверстию питающего насоса (301). Механическая энергия, вырабатываемая паровой турбиной, преобразовывается в электрическую энергию генератором (329).

Для более мощных центральных электростанций обычным давлением для субкритических случаев является уровень 1800 и 2400 psia. Для суперкритических условий может также использоваться давление от 3500 фунтов на квадратный дюйм и выше. Входная температура пара для большинства мощных паровых турбин ограничена 1050°F и для входного, и для перегретого потока. Однако в некоторых паровых турбинах, работающих по усовершенствованной технологии, используются входная температура 1070°F для впуска высокого давления и 1112°F для перегрева, как это детально описано в документе о паровых турбинах, выпущенном компанией “General Electric” под названием “Паровые турбины для ультрасверхкритических электростанций” авторов Клауса М. Ретцлаффа и В. Антони Руггера ("Steam Turbines for Ultrasupercritical Power Plants" by Klaus M.Retzlaff and W.Anthony Ruegger (General Electric Reference GER-3945,1996).

Эффективность работы по циклу Ренкайна

В таблице на Фиг.4 на примере паровой турбины с эффективностью 90% проведено сравнение базового цикла Ренкайна (Вариант 1) (за исключением производительности котла и норм помех по мощности), цикла, в котором используется только повторный нагрев (Вариант 2, Вариант 3), и цикла, использующего повторный нагрев наряду с нагреванием питающей воды (Вариант 4 и Вариант 5). Также включены примеры при различном входном давлении и перегреве (Вариант 3), а также с нагреванием питающей воды (Вариант 5). Вариант 6 и Вариант 7 применяются для сверхкритических условий паровых циклов. Вариант 6 отражает сверхкритический паровой цикл с ультрасверхкритическими (температура во впускном отверстии или температура перегрева выше 1050° по Фаренгейту) характеристиками парового потока и двойным повторньм нагревом (пар нагревается дважды, при двух различных уровнях давления в котле). Вариант 7 идентичен Варианту 6 с добавлением нагревания питающей воды. В целях данного сравнения использовались только две экстракции пара, и предполагалось, что давление экстракции было на уровне давления холодного повторного нагрева и переходного давления (второй холодный повторный нагрев для сверхкритических циклов). Использование большего количества нагревателей питающей воды позволит достичь большей производительности циклов. Информационный документ компании “General Electric” под названием “Оптимизация цикла паровых турбин, оценка и тестирование действия” Джеймса С. Райта ("Steam Turbine Cycle Optimization, Evaluation, and Performance Testing Considerations" (General Electric Reference GER-3642E, 1996) by James S. Wright)) приводит данные по выбору оптимального количества нагревателей питающей воды, указывая, что 1,5% штрафной удельный расход тепла оценен из расчета трех нагревателей питающей воды против семи. Таким образом, имеются возможности для улучшения производительности цикла нагревания питающей воды, показанного на Фиг.4 (Варианты 4, 5 и 7). При использовании повторного нагрева, оптимального нагревания питающей воды и ультрасверхкритических условий паровых потоков возможно достижение совокупной производительности цикла электростанции свыше 45%.

Совокупная производительность цикла электростанции (к.п.д.) включает не только производительность базового парового цикла, как показано на Фиг.4, но и производительность котла и нормы помех по мощности в отношении, например, питающих насосов котла и конденсаторных насосов с циркулирующей водой. Как указано в журнале “POWER MAGAZINE” (ISSN 0032-5929, July/August 1998, page 26):

“За последние несколько лет появились новые разработки для увеличения производительности паровых электростанций, и основная часть таких разработок связана с паровой турбиной. Производительность на уровне 45% LHV (коэффициент низшей теплоотдачи) или выше сейчас стала возможной с появлением новейших паровых электростанций, работающих на ископаемом топливе с использованием самых высоких параметров пара, усовершенствованных циклов нагревания питающей воды, достижений металлургии в производстве котлов и турбин и т.д.”.

Достижение уровня совокупной производительности электростанции 45% LHV, включая производительность котла и нормы помех по мощности, обычно означает, что производительность базового парового цикла должна даже превышать 45%. При производительности котла 85%, нормах помех по мощности 2,5%, соотношении по топливу коэффициента HHV (коэффициент высшей теплоотдачи) к коэффициенту LHV, равном 1,11 (что типично для природного газа), а также производительности электростанции 45% (LHV) базовая производительность парового цикла будет рассчитываться как:

Как показано в таблице на Фиг.4, использование цикла перегрева пара при значениях давления согласно таблице может увеличить базовую производительность цикла Ренкайна на 4,79%. Однако использование перегрева, так же, как использование увеличенного входного давления и нагревания питающей воды, может увеличить производительность не менее чем на 10,3% для субкритических условий работы пара. (Необходимо отметить, что улучшение производительности представляет собой отношение производительности конкретного варианта к базовой производительности. Таким образом, цикл с 40-процентной производительностью преобразует в электричество 40% входной энергии. Это в два раза больше, чем в случае 20-процентного цикла. Следовательно, улучшение производительности с 20% до 40% составляет 100% или двойной объем выработанной энергии).

Важнейшее значение для электростанций имеет производительность топлива, и мощные центральные электростанции, использующие сжигание угля, могут расходовать около 140 миллионов долларов ежегодно на топливо из расчета мощности электростанции 1000 MB, тепловой производительности 45% LHV, 2,00 доллара за миллион БТЕ (BTU) для топлива и 8500 рабочих часов в год. Исходя из этого, даже 1-процентное увеличение производительности будет означать большую экономию по топливу (1,4 миллиона долларов ежегодно).

Комбинированный цикл

Несмотря на то, что цикл Ренкайна доказал свою эффективность, сегодняшние более строгие энергетические и экологические стандарты требуют уделять больше внимания вопросам производительности топлива и уменьшения выхлопов от электростанций. Это привело к потребности в разработке и строительстве новых электростанций с комбинированием циклов.

На Фиг.5 изображена концептуальная схема применения принципа комбинирования циклов. В общем комбинированный цикл не ограничивается объединением верхнего цикла Брэйтона и нижнего цикла Ренкайна, но может быть любой комбинацией циклов. Верхним и нижним циклами могут быть одни и те же циклы, использующие различные жидкости. В любом случае применима схема, показанная на Фиг.5. Согласно схеме Фиг.5 жидкость верхнего цикла (501) поступает в двигатель верхнего цикла (502), куда добавляется топливо (503) для повышения ее температуры. Жидкость выполняет работу, которая двигателем верхнего цикла преобразуется в механическую энергию (мощность по валу в лошадиных силах). Эта энергия приводит в движение нагрузку верхнего цикла (504). Этой нагрузкой могут быть электрический генератор, насос, компрессор или иные устройства, которые требуют приложения механической энергии. Жидкость, покинувшая двигатель верхнего цикла, направляется через выхлопной трубопровод (505) в устройство для регенерации тепла (506), а затем поступает в открытый резервуар (507).

В данном примере верхний цикл является открытым циклом. Другими словами, жидкость верхнего цикла поступает из большого резервуара и сбрасывается в тот же резервуар. Устройство для регенерации тепла (506) поглощает часть энергии выхлопов верхнего цикла и переносит ее к жидкости нижнего цикла (508). В рассматриваемом примере жидкость нижнего цикла нагревается при отдельных трех уровнях давления: на линии высокого давления (509), линии промежуточного давления (510) и линии низкого давления (511). Данные жидкости затем поступают в двигатель нижнего цикла (512), где производится механическая энергия для приведения в движение нагрузки нижнего цикла (513). И снова в роли данной нагрузки могут выступать электрический генератор, насос, компрессор и иные устройства, для работы которых требуется механическая энергия.

Из двигателя нижнего цикла жидкость нижнего цикла поступает в теплообменник (514), в котором тепло сбрасывается. Жидкость нижнего цикла затем поступает в насос или компрессор или иное устройство для передачи жидкости (515), откуда она затем возвращается в устройство для регенерации тепла (506). Для данного примера принято за условие, что нижний цикл является закрытым циклом, что означает, что жидкость нижнего цикла постоянно циркулирует по замкнутой петле. В данном процессе можно использовать более двух циклов, и любой из циклов может быть как открытой, так и замкнутой петлей. Это характеризует основные черты применения комбинирования циклов.

ПГРТ в комбинированных циклах

В современном строительстве когенерационных и газо/паротурбинных электростанций понятие электростанции с комбинированием циклов стало означать использование цикла Брэйтона как верхнего цикла и цикла Ренкайна как нижнего цикла. Такие электростанции в качестве первичного движителя (механизм цикла Брэйтона) используют газовые турбины или турбины сгорания с котлом на выходе газовой турбины для регенерации выделяемого тепла. Этот котел обычно называют котлом с нагревом отходящим теплом или парогенератором регенерации тепла (ПГРТ). Он также может включать горелки для увеличения температуры выхлопов газов и образования большего количества пара, чем только от отходящего тепла (дополняющее сжигание топлива). ПГРТ вырабатывает пар, который затем поступает на паровую турбину для производства энергии. Благодаря высоким температурам рабочей жидкости в газовой турбине (приблизительно 2400°F для технологических устройств "F"-класса компании General Electric и 2600°F для стандарта "G"-класса технологических устройств Westinghouse) и регенерации отходящего тепла, электростанции с комбинированием циклов имеют более высокую производительность по топливу, чем традиционные паровые электростанции. Кроме того, с продвижением вперед технологии газовых турбин и использованием дистиллятных нефтепродуктов или природного газового топлива, выбросы электростанций с комбинированием циклов становятся не очень значительными. На Фиг.6 показана типичная схема применения комбинирования циклов.

ПГРТ значительно отличается от традиционного котла, работающего по циклу Ренкайна. Котел цикла Ренкайна работает на различных видах топлива, включая нефть, природный газ, уголь, биомассу и другие. В котлах цикла Ренкайна можно использовать также комбинацию различных видов топлива. ПГРТ в своей работе не может использовать никакой вид топлива, а может только захватывать и использовать отходящее тепло газовой турбины. Если применяется дополняющее сжигание топлива, для ПГРТ потребуются более очищенные виды топлива, например, природный газ или дистиллятные нефтепродукты. Твердые виды топлива, такие как уголь и биомасса, в этих видах котлов обычно не используются.

Как видно из Фиг.6, до ПГРТ существует несколько секций, включая три секции испарения (по одной на каждый уровень давления), экономайзеры, сверхперегреватели и повторные нагреватели. Секции (601) и (602) являются экономайзерами. Они представляют собой большие трубчатые отсеки в ПГРТ, которые предварительно нагревают воду перед ее преобразованием в пар в испарителе. Отсеки (603), (606) и (609) представляют собой испарители низкого, промежуточного и высокого давления, соответственно. Секции (604), (605) и (607) являются нагревателями питающей воды. Секция (608) является сверхперегревателем испарителя промежуточного давления, а секции (610) и (612) - сверхперегревателями испарителей высокого давления. Секция (611) является отсеком повторного нагревателя. Такие ПГРТ обычно обладают большими размером и массой и имеют буквально миллионы трубок внутри.

Пар от каждого уровня давления используется на электростанции там, где это требуется, но в основном большая часть пара используется для производства дополнительной электроэнергии в паровой турбине. Это означает, что пар при нижних уровнях давления должен впускаться в паровую турбину в надлежащем месте, ином, чем впуск пара при высоком давлении. Это также означает, что паровая турбина должна обладать специальными приспособлениями (отверстиями, ответвлениями, соединениями, клапанами и т.д.), через которые пар может поступать, и что в рабочем режиме давление пара в паровой турбине в местах данных сочленений должно быть меньше, чем давление пара от соответствующих секций котла ПГРТ. В противном случае, пар не будет попадать в паровую турбину.

Как видно из Фиг.6 при сравнении с Фиг.3, традиционный цикл Ренкайна подразумевает использование нагревателей питающей воды, забирающих пар из паровой турбины для предварительного нагрева питающей воды, в то время как ПГРТ для обеспечения данной функции использует тепло, выделяемое газовой турбиной. Следовательно, традиционные нагреватели питающей воды с паровым нагревом обычно не используются в системах с комбинированием циклов. В информационном документе компании “General Electric”, озаглавленном “Паровые турбины для систем электростанций с комбинированием циклов СТАГ” М. Босс (GE informative document GER-3582E (1996), entitled "Steam Turbines for STAG™ Combined Cycle Power Systems", М.) подтверждается, что нагреватели питающей воды не использовались в рамках имеющегося уровня техники:

“Определение размера выхлопов является важным для любой паровой турбины, но особенно важно для систем с использованием с комбинированием циклов. Там обычно отсутствует отбор пара из паровой турбины, поскольку нагрев питающей воды обычно обеспечивается внутри ПГРТ”.

Еще одним вариантом, обычно использующимся в системах с комбинированием циклов, является использование двух насосов котла (630) и (631), которые принято называть питающими насосами котла низкого и высокого давления соответственно (LP-BFP; HP-BFP). Такая расстановка позволяет насосу низкого давления обеспечивать подачу воды под давлением на уровни низкого и промежуточного давления, а насосу высокого давления подавать воду для уровня высокого давления, что обеспечивает экономию механической энергии насоса. Для мощных систем с комбинированием циклов расположение паровой турбины/конденсатора подобно их расположению в системах, работающих по циклу Ренкайна, показанному на Фиг.3 (хотя, с точки зрения внутренней схемы, маршруты подачи пара совершенно не сходны).

Недостатки ПГРТ / комбинированного цикла

Общие недостатки

В современных технологиях максимальное давление впускного отверстия паровой турбины с комбинированием циклов номинально составляет 1800 psia, а температура поступающего пара достигает 1050°F для входного и перегретого пара. Некоторыми недостатками такой организации ПГРТ систем с комбинированием циклов являются:

1. Производительность парового цикла значительно ниже, чем производительность традиционных паровых электростанций.

2. Требуются многочисленные выпаривающие отсеки для доведения регенерации тепла до максимума. Это приводит к увеличению затрат на оборудование и техническое обслуживание.

3. Многочисленные испарители требуют привлечения операторов электростанции и организации систем контроля для наблюдения и контроля за уровнями цилиндров котла.

4. ПГРТ с многочисленными отсеками обладают большим размером, требуют создания разветвленной инфраструктуры строений большой вместимости, много площадей и мощных фундаментов для поддержания массы генератора.

5. ПГРТ являются дорогостоящими (приблизительно 10 миллионов долларов США за один ПГРТ, достаточный для регенерации тепла одной газовой турбины модели GE Frame 7).

6. С увеличением количества компонентов, секций испарителя, контрольных и прочих устройств увеличиваются требования по техническому обслуживанию.

7. Пар низкого давления (т.е. пар, иной, чем характеризующийся самым высоким давлением) обладает существенно меньшей способностью производить энергию в паровой турбине, чем пар более высокого давления.

8. Частичная нагрузка, операции, не предусмотренные проектом, и иные условия наряду с предусмотренными в проекте, обычно приводят к меньшей регенерации тепла и более низкой производительности цикла.

9. Увеличение количества трубок ПГРТ с целью увеличения регенерации тепла приводит к дополнительным ограничениям для движения потока выхлопов газовой турбины, что создает увеличенное противодавление, уменьшающее производительность и эффективность газовой турбины.

10. Уровни температуры выхлопов газовой турбины недостаточны для обеспечения повышения некоторых параметров рабочих режимов пара, используемых в настоящее время в усовершенствованных паровых циклах (600°C градусов Цельсия, что эквивалентно 1112°F).

11. Существующие проблемы в линиях для повторного нагрева при наличии нескольких газовых турбин (обычно трех или более) затрудняют использование больших паровых турбин в электростанциях с комбинированием циклов при нынешнем уровне техники. Для современных, мощных и эффективных электростанций с комбинированием циклов, как, например, GE S207FA, мощность паровой турбины обычно достигает 190 МВт, что гораздо ниже мощности паровых турбин General Electric, которая может превышать 1200 МВт. Для получения более детальной информации о больших паровых турбинах необходимо обратиться к информационной брошюре, выпущенной компанией “General Electric” (GE) под названием “Паровые турбины для больших электростанций” авторов Джона К. Рейнкера и Пола В. Мейсона ("Steam Turbines for Large Power Applications" by John K. Reinker and Paul B. Mason (General Electric Reference GER-3646D, 1996)).

Неэффективность работы с неполной нагрузкой

Еще одним недостатком систем с комбинированием циклов является их работа при частичной нагрузке. Когда система, к которой присоединена электростанция, сокращает требования к нагрузке, электростанция должна отреагировать путем уменьшения выработки. Такое модулирование нагрузки предусматривает сохранение постоянной скорости работы оборудования и постоянной промышленной частоты напряжения (т.е. 60 Гц в США и 50 Гц в Европе). Для модулирования нагрузки в условиях электростанции с комбинированием циклов в газовой турбине сжигается меньше топлива, и сокращается выработка энергии. Для этого обычно требуется уменьшение температуры горения в газовой турбине и/или уменьшение количества поступающего туда воздуха.

Работа в условиях частичной нагрузки уменьшает эффективность газовой турбины, таким образом снижая эффективность всей электростанции с комбинированием циклов. На Фиг.7 показана типичная кривая для большой современной газовой турбины с впускными направляющими лопастями для модулирования интенсивности поступления во впускное отверстие воздуха. Даже при увеличенной производительности в условиях частичной нагрузки, обеспеченной впускными направляющими лопастями при нагрузке 60% (Выработка Генератора - в процентном отношении к предусмотренному в рамках проекта), газовая турбина потребляет более 70% топлива, требуемого для работы при полной нагрузке (Потребление Тепла - в процентном отношении к предусмотренному в рамках проекта). Это представляет собой увеличение на 17,5% количества тепла (конкретное потребление тепла). Для газовых турбин без впускных направляющих лопастей такой спад в производительности будет более значительным.

Чтобы попытаться избежать такого рода уменьшения нагрузки, а также обеспечить большую выработку энергии для данного количества аппаратных средств (что иногда называют плотностью мощности), производители могут установить две газовых турбины на электростанции с комбинированием циклов, каждая из которых имеет свой ПГРТ, подсоединенный к одной паровой турбине (так называемая “конструкция 2-в-1”). При такой конструкции (2 газовых турбины и 1 паровая турбина), когда нагрузка электростанции снижается более чем на 50%, одна газовая турбина может быть отключена, а другая может вернуться к выработке около 100%. Такой режим работы увеличивает производительность частичной нагрузки ниже 50% всей нагрузки электростанции, как это показано графически на Фиг.8. На графике показано типовое сравнение двух газовых турбин, взятое из информационной брошюры компании "General Electric" "Производственная линия и производительность с комбинированием циклов "General Electric" авторов Дэвида Л. Чейса, Лероя О. Томлинсона, Томаса Л. Дэвидсона, Рауба В. Смита и Криса Е. Маслака (1996 г.) (GE informative document GER-3574F (1996), entitled "GE Combined-Cycle Product Line and Performance" by David L. Chase, Leroy O. Tomlinson, Thomas L. Davidson, Raub W. Smith, and Chris E. Maslak) по кривым характеристики частичной нагрузки в условиях комбинирования циклов и конструкции 2-в-1. Для конструкции 3-в-1 может происходить переключение с трех до двух газовых турбин при нагрузке чуть менее 67%. Тем не менее, это все равно обеспечивает значительное увеличение количества тепла в условиях частичной нагрузки. Необходимо отметить, что такое увеличение по эффективности частичной нагрузки является результатом более высоких затрат на оборудование. В рамках существующего уровня техники необходимо решить проблему эффективности без необходимости приобретать дополнительное оборудование, увеличивая тем самым совокупные затраты на электростанцию.

Дополнительное сжигание топлива ПГРТ

Еще одним решением для повышения гибкости работы электростанции с комбинированием циклов является использование дополнительного сжигания топлива в ПГРТ. Такой режим работы газовой турбины достигается тогда, когда топливо сжигается в парогенераторе регенерации тепла (ПГРТ) сразу после газовой турбины (или на каком-то промежуточном этапе внутри ПГРТ). Это приводит к увеличению температуры отработавших газов, поступающих в ПГРТ, и количества пара, который может поступать в паровую турбину. Это позволяет электростанции производить больше энергии. Однако количество потребляемого тепла растет и эффективность топлива, соответственно, сокращается. Такой результат описан Муром (Moore), “General Electric”, в патенте США 5649416. Этот патент, а также патент США 5428950 Томлинсона (Tomlinson) упомянут Райсом (Rice) в патенте США 5628183. Поэтому дополняющее сжигание топлива в ПГРТ считается производителями средством для повышения выработки энергии, но за счет понижения производительности. В информационной брошюре “General Electric” (1996 г.) “Производственная линия "General Electric" и производительность с комбинированием циклов” авторов Дэвида Л. Чейса, Лероя О. Томлинсона, Томаса Л. Дэвидсона, Рауба В. Смита и Криса Е. Маслака (GE informative document GER-3574F (1996) entitled "GE Combined-Cycle Product Line and Performance" by David L. Chase, Leroy O. Tomlinson, Thomas L. Davidson, Raub W. Smith, and Chris E. Maslak) говорится, что “нарастающая производительность для энергии, выработанной за счет дополнительного горения, на 34-36% базируется на более низкой теплотворной способности топлива (LHV)”.

В той же самой брошюре в табл.14 указано, что дополнительное сжигание топлива в ПГРТ может увеличивать количество вырабатываемого продукта в условиях электростанции с комбинированием циклов при существующем уровне техники на 28%, но только с увеличением на 9% совокупного количества тепла в комбинированном цикле (конкретное потребление топлива). В существующем уровне техники не было разработано никаких технологических подходов для того, чтобы избежать потерь по теплу, связанных с дополнительным горением.

Кроме того, дополнительное сжигание топлива в рамках предшествующего уровня техники может использоваться для достижения более высоких коэффициентов соотношения паровых и газовых турбин, чем при традиционных комбинированных циклах. Однако работа на таких высоких уровнях мощности паровых/газовых турбин в целях удовлетворения наиболее высоких потребностей в электроэнергии обычно имеет короткую продолжительность, а долгосрочная работа с такими коэффициентами не экономична. Поэтому традиционные электростанции с комбинированием циклов, которые были спроектированы с использованием коэффициентов отношения паровых/газовых турбин, близких к одинаковым, не работают, как электростанции только цикла Ренкайна, а работают в таком режиме для обеспечения временного пика нагрузки, чему всегда сопутствует значительный ущерб, наносимый производительности работы.

Спад производительности газовых турбин

Как указано в разделе обсуждения цикла Брайтона, приблизительно 2/3 энергии, выработанной турбинным отделом газовой турбины, необходимы для приведения в действие компрессорного отсека, а оставшейся 1/3 энергии достаточно для операций приведения в действие нагрузки. Такая энергия, потребляемая компрессором при 67% мощности турбины, значительно выше, чем в примере с циклом Ренкайна, где насосы котла потребляют только 2% мощности турбины. Поэтому газовая турбина подвержена спаду в работе, если компрессор не поддерживает оптимальный уровень производительности.

Для примера, обычная производительность компрессора с осевой подачей воздуха, используемого на большой газовой турбине, может составлять 90%. Поэтому, если компрессор требует 67% выходной мощности турбинного отсека, идеальным уровнем мощности (100% производительности) будет только (0,67×0,90)=0,603 или 60,3%. Если производительность компрессора падает на 2,5%, его новая производительность будет достигать (0,90×0,975)=0,8775 или 87,75%. Требуемая мощность компрессора в этом случае была бы (0,603:0,8775)=0,6872 или 68,72%. Чистый выход энергии турбины уменьшается с 33% (1,00-0,67) до 0,3128% (1,00-0,6872). Это составляет ущерб в размере 5,2% по производительности (0,3128:0,33=0,9479). Поэтому совершенно очевидно, что небольшое уменьшение производительности компрессора газовой турбины ведет к большому спаду производительности и мощности газовой турбины.

Потеря производительности на 5% в сравнении с примером, приведенным выше, типична для многих газовых турбин после периода работы от одного до двух лет. Такой спад производительности в основном обусловлен изношенностью компрессора и эрозией наконечников лопастей компрессора. Новые лопасти и пломбы обычно помогают восстановить производительность компрессора до уровня производительности нового компрессора. Однако такие починки являются дорогостоящими, занимают много времени и могут осуществляться после основных осмотров, которые планируются каждые четыре года для современных газовых турбин. Поэтому владельцы электростанций и операторы должны учитывать спад производительности между основными капитальными осмотрами газовых турбин.

Возможности для усовершенствования в существующем уровне техники

Из сказанного выше видно, что параметры современных определенных технологий, которые могут быть усовершенствованы, являются следующими:

Гибкость

Исходя из потребностей нагрузки при производстве электроэнергии в определенном регионе или на определенном рынке, электростанция общего пользования (распределяющая электроэнергию среди пользователей) определяет спрос на электроэнергию с учетом текущих и ожидаемых потребностей. Например, если ожидаемая нагрузка составляет 850 МВт, в традиционной конфигурации по циклу Ренкайна коммунальная служба/компания-производитель электроэнергии заключает контракт с архитектурно-инженерной фирмой для разработки и строительства такой электростанции.

Котел, насосы, конденсатор, паровая турбина и все остальные вспомогательные устройства электростанции проектируются под заданную мощность 850 МВт. Преимущественно необходимый результат может быть достигнут благодаря тому, что паровые турбины проектируются и производятся в соответствии с нуждами конкретного заказчика. Однако, в связи с тем, что газовые турбины производятся конвейерным способом, а комбинированный цикл внедряется на электростанциях, использующих газовые турбины, для достижения наибольшей производительности и наименьших капитальных затрат, коммунальная служба и/или поставщик электроэнергии не могут только заявлять о требуемом уровне выработки электростанции, но также должны найти наилучший вариант удовлетворения своих потребностей, исходя из имеющихся предложений комбинирования циклов различных производителей. Например, анализ имеющихся электростанций с комбинированием циклов из БРОШЮРЫ О ТУРБОМАШИНАХ 1997 г. (TURBOMACHINERY HANDBOOK (USPS 871-500, ISSN 0149-4147)) указывает, что для применения частоты в 60 Гц на рынке отсутствуют какие-либо электростанции с комбинированием циклов мощностью 850 МВт. Таким образом, гибкость разработчика проекта электростанции ограничивается возможностями современной техники для электростанций, работающих по комбинированному циклу. Это предполагает, что в некоторых обстоятельствах комплект оборудования для установки на определенной электростанции не будет оптимальным из-за ограничений, налагаемых на конфигурации оборудования для электростанций уровнем современной техники.

Производительность

Электростанции с комбинированием циклов характеризуются очень высокой выработкой электроэнергии в сравнении с иными традиционными средствами производства электроэнергии. Однако большая центральная электростанция с комбинированием циклов с расчетной мощностью 1000 МВт при 55% тепловой производительности LHV (коэффициент низшей теплоотдачи), работающая 8500 часов в год при полной нагрузке на топливе стоимостью 3 доллара США за миллион ВТЕ (BTU) топлива, затрачивает около 175 миллионов долларов США ежегодно на приобретение топлива. Увеличение производительности даже на 1 процент будет приводить к большой экономии на топливе (1,75 миллионов долларов США ежегодно).

В патенте США 4333310, выданном Роберту Юраму (Robert Uram), используется метод управления, позволяющий наблюдать за температурой пара в паровой турбине и регулировать работу камеры сжигания отходов (дожигание), обеспечивая управление температурой перегретого пара. С одной стороны, температура впускного отверстия паровой турбины поддерживается на оптимальном уровне, а с другой стороны, такая функция существенно не влияет на нагрузку. В этом патенте Юрам заявляет:

“Желательно, чтобы паровая турбина работала в режиме так называемого “следования за турбиной”, в котором электростанция подает электроэнергию для нагрузки таким образом, чтобы паровая турбина следовала за газовыми турбинами, и дожигание позитивно следует за соответствующей газовой турбиной. Другими словами, тепло, получаемое в результате дожигания, следует за температурой выхлопных газов газовой турбины, а пар, получаемый от газов, производимых в результате дожигания, используется совокупно паровой турбиной”.

Данные уроки существующего уровня техники являются прямым контрастом с настоящим изобретением, в котором вклад тепла от дополнительного сжигания топлива независим от газовых турбин, а газовые турбины проектируются для работы на уровне своей полной оптимальной мощности.

Установленная стоимость

Следующие после стоимости топлива крупные затраты для электростанций с комбинированием циклов обычно связаны с обслуживанием долга. Производители, инженерные фирмы и владельцы обычно заинтересованы в том, чтобы сократить затраты на установку электростанций. При 8% начисляемых процентов и 450 долларов США на киловатт электростанции с комбинированием циклов мощностью 1000 МВт обслуживание долга составит приблизительно 45 миллионов долларов в год в течение 20 лет. Сокращение издержек производства при полном использовании производственных возможностей, с точки зрения соотношения стоимость/произведенная энергия, непосредственно сокращает затраты на обслуживание долга.

Временное увеличение выработки на пике нагрузки

Дилемма, с которой встречаются владельцы электростанций и коммунальные службы, - это правильный выбор мощности электростанции. Выбор электростанции, которая слишком мала, приводит к нехватке электроэнергии, частичному нарушению электроснабжения и/или к необходимости приобретать дорогостоящую электроэнергию у других производителей. Выбор электростанции, которая слишком велика, приводит к работе при низкой производительности во время периода неполной нагрузки и увеличению капитальных затрат на кВт·ч произведенной электроэнергии. Во многих ситуациях проблемой разработчиков электростанций является необходимость обеспечить как возможность удовлетворения потребностей на пике потребления электроэнергии, так и потребления при временных нагрузках. Пик потребления случается только в определенное время года на ограниченный промежуток времени. Обычно часы пикового потребления в самые жаркие дни в летние месяцы по нагрузке являются самым критическим временем для производителей электроэнергии и их систем. Возможность обеспечения избыточной мощности в этот период является крайне желательной, а при намечающихся тенденциях приватизации рынка электроэнергии это может оказаться также очень полезным и привлекательным.

Например, в начале лета 1999 года недостаток электроэнергии на северо-востоке США вызвал обеспокоенность возможностью системы удовлетворять наибольший спрос на электроэнергию. Некоторые местные программы новостей сообщали о стоимости в 30 долларов США за мВт·ч в обычные периоды и до 500-1000 долларов США за мВт·ч в пик сезона. Однако как сообщалось в “POWER MAGAZINE” (ISSN 0032-5929, March/April 1999, page 14) были понесены еще большие затраты: “Резервные запасы сократились по всей стране с 27% в 1992 году до 12% в 1998 г. на основании информации Института электричества Эдисона в Вашингтоне, округ Колумбия, так как нестабильность в связи с приватизацией вызвала приостановку в увеличении мощностей. Существенное увеличение цен на Среднем Западе США до 7000 долларов США за мВт·ч прошлым летом было в центре внимания прессы, но рост цен до 6000 долларов США мВт·ч также имел место в Альберте...”.

Однако обеспечение производства электроэнергии в пик сезона не будет привлекательным, если владельцы электростанций вынуждены будут платить за такую мощность, а также за обслуживание долга, а еще обеспечивать получение дохода на эту дополнительную мощность только в течение нескольких месяцев в году. Поэтому требуются электростанции, которые могут обеспечивать выработку большего количества электроэнергии в сравнении с обычной в пик сезона для оказания помощи в обеспечении нагрузки системы на пике потребности в электроэнергии.

На Фиг.31В показан график, включающий относительное количество времени, которое типичная электростанция работает в пиковом сезоне, в период промежуточной загруженности и при основных условиях нагрузки. Из этого графика видно, что не будет прибыльным проект электростанции для работы при пиковой загруженности, так как на такой период приходится менее 10% всего времени. В связи с тем, что типичные электростанции существующего уровня техники не способны на различные варианты работы при пиковой мощности, единственным практически применимым вариантом для современных производителей электроэнергии является приобретение энергии сверх плана в сезон наибольшего спроса на нее. Настоящее изобретение представляет систему и способ, позволяющие удовлетворять указанные потребности без закупки дополнительной электроэнергии со стороны, и являющиеся, таким образом, экономически более выгодными по сравнению с известными из уровня техники.

Оборотный резерв

Вопрос увеличения производства электроэнергии в пик сезона затрагивает концепцию оборотного резерва. Оборотный резерв обеспечивает потребность местных государственных коммунальных служб в регуляции преодоления сбоев производства электроэнергии в кризисных условиях за счет использования запасных генераторов быстрого вращения, работающих в автоматическом неавтономном режиме, но в то же время не вырабатывающих энергии. При таком построении, если производитель электроэнергии несет потери производительной мощности, в действие автоматически вводится режим нагруженного резерва, компенсирующий потери и, таким образом, предотвращающий коллапс энергосистемы. С приватизацией предприятий, становящейся все более обычным делом в индустрии по производству электроэнергии в США, вопрос о том, кто обеспечивает оборотный резерв, является принципиальным. В эпоху жесткого регулирования и монополий в энергетической промышленности требовался монополист, представляющий коммунальную службу, для обеспечения автоматического неавтономного режима оборотного резерва. В эпоху приватизации вопрос оплаты такой побочной мощности является очень важным.

Настоящее изобретение решает эту проблему, обеспечивая значительное увеличение мощности электростанции коммунальной службой незамедлительно в случае сбоя или выхода из строя оборудования. Например, согласно настоящему изобретению, можно обеспечить работу девяти электростанций с производительностью на уровне пиковой нагрузки до 111% и компенсировать выход из строя одной станции по выработке энергии. В ряде случаев это позволило бы спланировать энергосистему без оборотного резерва или со значительно сокращенным резервом вращения, что привело бы к уменьшению совокупного размера затрат на производство электроэнергии в целом.

Нелокальное производство электроэнергии / вопросы надежности распределения

Одной из серьезных проблем существующего уровня техники является то, что производительность электростанции в основном существует в относительно неизменном и узком диапазоне управления производством электроэнергии. Когда на план энергосистемы накладываются пиковые потребности в электроэнергии, приходится ее приобретать в иных местах, где потребности в электроэнергии по сравнению с мощностью удаленной электростанции ниже. При таком режиме обеспечения пиковых потребностей в электроэнергии, то есть путем перенаправления мощности удаленных электростанций, существует несколько основных проблем.

Во-первых, убытки, связанные с передачей электроэнергии из удаленных мест к месту требования электроэнергии. Например, одним жарким днем в городе Нью-Йорке может потребоваться передача электроэнергии из Канады или западных штатов США, что может привести к значительным линейным потерям в линиях электропередачи.

Во-вторых, существует неуверенность в надежности приобретения электроэнергии в отдаленных районах энергосистемы в период наибольшей загруженности. Несмотря на то, что в принципе перераспределение электроэнергии является возможным, оно приводит к нестабильности в энергосистеме. Могут произойти небольшие неполадки во всей энергосистеме, что приведет к дополнительному отказу в работе оборудования или вызовет нестабильность напряжения в сети. Подобные события, кажущиеся незначительными в удаленных регионах страны, могут через электросети повлечь за собой серьезные аварии в больших регионах столичного уровня.

Таким образом, с учетом изложенных выше причин, в общем всегда считается лучшей возможность вырабатывать электроэнергию на месте и по потребности. Существующий уровень техники базируется на идеях разделения и распределения электроэнергии, в то время как настоящее изобретение - на идее разработки более надежного способа локального производства электроэнергии в системе производства электроэнергии, являющейся более эффективной и надежной, чем известные из уровня техники. Необходимо подчеркнуть, что ограничения, присущие существующему уровню техники с точки зрения производительности электростанции на пике нагрузки, в основном препятствуют локальному производству энергии, требуемой в пик сезона. Это вынуждает традиционные электростанции нести значительные затраты (от 10-кратных до 250-кратных) при приобретении электроэнергии удаленных станций.

Затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание

Затраты на оплату труда, топливо, техническое обслуживание, воду, химикаты, запасные части и другие расходные материалы, включая иные затраты на уплату налогов и страховку, входят в состав затрат в целом на эксплуатацию и техобслуживание. С ростом величины электростанции увеличивается и количество единиц оборудования, а с ростом количества единиц оборудования увеличиваются и указанные затраты в целом. В поиске достижения большей производительности используется более прогрессивная и дорогостоящая технология работы газовых турбин. Затраты на техобслуживание в связи с использованием новых экзотических материалов, сложных лопастей и аппаратных средств планируют как значительно превышающие те затраты, которые потребовались бы для чуть менее эффективных перечисленных выше аппаратных средств, зарекомендовавших себя газовых турбин и рассчитанных на них проектов систем выработки электроэнергии.

Для того чтобы быть готовыми к неполадкам в работе оборудования, владельцам электростанции необходимо иметь в запасе большое количество запасных частей. Это приводит к накоплению запасов и, соответственно, высоким затратам с точки зрения неиспользованного капитала и налогов. Владельцы и операторы электростанций всегда преследуют цель сокращения затрат на эксплуатацию и техобслуживание.

Компрессия газового топлива

Согласно имеющимся прогнозам, стабильные запасы и цена на природный газ сохранятся до 2010 года. Этот вид топлива является чистым, эффективным, недорогим и, таким образом, предпочтительным для электростанций с комбинированием циклов. Однако если электростанции расположены вдали от основных газопроводов, природный газ, поступающий при пониженном давлении, необходимо сжимать для достижения давления, достаточного для использования в газовой турбине. Кроме того, газовые турбины повышенной производительности, как, например, модель Westinghouse 501G, требуют более высокого давления природного газа, чем газовые турбины с более низкими соотношениями давления, например, модель компании “General Electric” PG7241FA. Требования относительно более высокого давления природного газа приводят к необходимости использования дорогостоящих компрессоров природного газа и являются обязательными для работы электростанции (работа электростанции без них невозможна). Указанные компрессоры требуют постоянного технического обслуживания, а также потребляют паразитную энергию (энергия, необходимая для работы компрессоров, сокращает полезную мощность, поступающую в электрические сети). Уменьшение потребности в таких компонентах уменьшает стоимость монтажа электростанции, требования к объектам недвижимости, улучшает показатели надежности и увеличивает объем выработанной полезной электроэнергии.

Надежность электростанции

Вопросы энергетической надежности стали аспектом, интересующим как индивидуальных потребителей электроэнергии, так и промышленных пользователей.

Следовательно, технология выработки электроэнергии обязана быть стабильной и надежной. В патенте США 5628183 Райса (Rice) предлагается система электростанции с комбинированием циклов повышенной производительности. Однако указанная система предполагает использование диверторов в ПГРТ, а установки для реформинга природного газа и сверхперегретого пара до 1400°F. Такие системы значительно увеличат стоимость установки и затраты на эксплуатацию и техобслуживание. Кроме того, до настоящего времени вентили котлов, ПГРТ и паровые турбины не продемонстрировали способности к долгосрочной надежной работе при температуре выше 1150°F, а ПГРТ с диверторами и реформингом природного газа еще не имеют стабильной репутации на рынке.

Потребление воздуха

Двигатели газовых турбин потребляют большое количество воздуха. Типичные установки с комбинированием циклов потребляют около 20 Ibs. воздуха на киловатт произведенной электроэнергии. Это соответствует примерно 260 кубических футов (на уровне моря) на киловатт. При этом воздух до его поступления в газовую турбину необходимо пропустить через фильтр, с тем, чтобы избежать неполадок, возможных при попадании посторонних объектов в газовую турбину. Время от времени воздушные фильтры необходимо прочищать и/или заменять. Это увеличивает затраты на эксплуатацию и техобслуживание, а также время простоя электростанции (время, когда электростанция не работает и не производит электроэнергию).

Кроме того, воздух, потребляемый газовой турбиной, поступает в ПГРТ, а затем в виде выхлопов поступает в атмосферу. С потреблением большего количества воздуха большее количество воздуха должно попадать в атмосферу в качестве выхлопов. Это приводит к потере производительности, так как температура выхлопов ПГРТ обычно составляет 180°F. Кроме того, выбрасываемый поток воздуха нагревает атмосферу и является причиной локальных проблем с качеством воздуха.

Выбросы от электростанций

Для того чтобы получить разрешение на эксплуатацию, электростанция сначала должна получить лицензию. Последняя обычно устанавливает допустимые уровни выбросов электростанцией загрязняющих веществ. Электростанции с комбинированием циклов, в сравнении с иными традиционно используемыми системами, являются очень чистыми производителями электроэнергии, но их “бичом” обычно является загрязнитель с установленным предельно допустимым содержанием - закись азота (NOX). Последний обычно регулируется путем впрыскивания пара и/или воды в газовую турбину, системами сухого низкого горения NOX и/или последующей очистки выхлопных газов. В качестве последнего способа обычно используют так называемое “выборочное каталитическое сокращение” (SCR), заключающееся во впрыскивания аммиака (NH₃) в поток выхлопных газов в присутствии катализатора при определенном уровне температуры для обратного превращения NOX, полученного в процессе горения, в N₂ и H₂O.

В патентах 3879616 Бейкера (Baker) и др., 4578944 Мартенса (Martens) и др. и 5269130 Финкха (Finckh) и др. нагрузка электростанции управляется посредством изменения выработки газовой турбины. Однако в случае частичной нагрузки газовой турбины выхлопы NOX обычно увеличиваются. Поэтому для уменьшения выбросов может оказаться необходимым введение большего количества аммония в выхлопные газы. Это приводит к увеличению затрат на эксплуатацию и техобслуживание и может оказаться настолько серьезным препятствием, что на стадии разработки электростанции желаемые газовые турбины не смогут использоваться в связи с высоким уровнем выбросов при работе в условиях частичной нагрузки. Также при работе на полную мощность некоторые электростанции могут не нуждаться в ВКС, а при частичной нагрузке ВКС будет обязательным. Другим фактором, связанным с выбросами в атмосферу, является потребление воздуха. Газовые турбины нуждаются в большом количестве воздуха, а чем больше потребляется воздуха, тем больше возможности выбросов в атмосферу.

Также необходимо отметить, что ученые, изучающие современную тенденцию глобального потепления, обнаружили увеличение в течение прошлого века количества двуокиси углерода, и что с начала технической революции имело место увеличение уровня СО₂ на 1-3 квазипиковых уровня в год, а сегодняшний уровень превышает 350 квазипиковых уровней. Такой рост содержания СО₂ предположительно напрямую влияет на глобальную окружающую среду, а также оказывает пагубное влияние на глобальный климат. Ученые и правительства в настоящее время озабочены определением того, какие должны быть наложены ограничения по СО₂ для разрешения данной проблемы. Исходя из такой тенденции, электростанции будущего должны иметь как можно более высокую эффективность с точки зрения не только выработки NOX, но и СО₂. Настоящее изобретение уделяет особенное внимание вопросам такой эффективности.

В заключение необходимо отметить, что имеют место определенные существенные юридические аспекты (включая штрафы и санкции) для электростанций, нарушающих положения о чистом воздухе в различных государствах, в основном в США. Смотрите статью “Изучение 'новых источников'” в журнале “Нэшинэл Ло Джорнал” за 23 августа 1999 года (Jonathan S. Martel, '"New Source' Scrutiny", THE NATIONAL LAW JOURNAL, at B6 (August 23,1999)).

Вопросы охраны окружающей среды

Кроме выбросов в атмосферу, возникают иные вопросы влияния на окружающую среду. Для работы паровой электростанции необходим источник чистой воды для обеспечения подпитывающей воды. Такая вода используется для возмещения пара/воды, потерянных в результате утечек, сброса (конденсата, отстоя) или иных причин. На сброс идет вода, которая выделяется из отсеков испарителя ПГРТ и сбрасывается в канализацию. Такая вода обычно берется из нижней точки ПГРТ для удаления питающей воды, в которой имеется высокое содержание минералов и отложений. Этот процесс помогает сохранять проход для пара чистым, обеспечивает минимальные отложения в паровой турбине и неполадки в работе лопастей, возникающие из-за поломок, вызванных коррозией. Сбрасываемая вода должна сливаться в реки, протоки и т.п., на что требуется разрешение, получение которого у государственных органов является трудным и долгим процессом.

Система распределения контроля электростанции (СРК)

Современные электростанции с комбинированием циклов обычно используют систему распределения контроля (СРК (DCS)) для осуществления управления всей электростанцией. Такие СРК интегрированы с индивидуальными системами управления паровыми и газовыми турбинами. С помощью СРК можно наблюдать и осуществлять мониторинг и управление многими другими параметрами. Использование контроля для улучшения производительности или эксплуатации описано в патентах США 3879616 Бейкера (Baker) и др., 4201924 Юрама (Uram) и др. и 4578944 Мартенса (Martens) и др. Ни один из этих патентов, однако, не обеспечивает управления передачей тепла в ПГРТ. В патенте США 5269130 Финка (Finckh) и др. метод использования избыточного тепла в ПГРТ используется для работы при частичной нагрузке газовой турбины. Такой метод, однако, не обеспечивает полного контроля, а только является средством для регенерации низкотемпературной использованной теплоты. Ни одним из вышеназванных патентов не предложен метод регулирования температуры выхлопного газа ПГРТ до оптимальной температуры.

Эффективность эксплуатации электроэнергии

Электростанции с комбинированием циклов в рамках существующего уровня техники, спроектированные для работы с максимальной эффективностью, обычно используют ПГРТ с различными уровнями давления и как правило работают на трех уровнях давления. Для каждого ПГРТ, а также для каждого уровня давления операторам приходится следить за уровнем разделительного барабана котла. Также необходимо наблюдать за такими параметрами, как качество воды и содержание химических веществ в случае каждого ПГРТ. Так как нагрузка системы для каждой электростанции общего пользования разная, необходимо использование электростанций с комбинированием циклов, как и других электростанций, в соответствии с распределением нагрузки, или обеспечение нагрузки в соответствии с потребностями системы электроснабжения. Это означает, что электростанции не будут работать с фиксированной нагрузкой, а требования к их нагрузке будут постоянно меняться, чтобы отвечать нуждам системы. Для увеличения нагрузки можно использовать дополнительное сжигание топлива (дополнительное количество топлива сжигается в/или около впускного отверстия в ПГРТ для пополнения энергии выхлопных газов). Однако это является очень губительным для общей эффективности электростанции. Это отмечено Райсом (Rice) в патенте 5628183 в связи с анализом, проведенным "Westinghouse" и "General Electric". Myp (Moore) в патенте 5649416 указывает, что

“Дополнительное сжигание топлива парового генератора регенерации тепла может увеличить совокупный объем выработанной энергии и количество общего объема энергии, произведенной паровой турбиной, но только при условии уменьшения совокупной тепловой эффективности электростанции". Поэтому обычно в электростанциях с комбинированием циклов дополнительное сжигание топлива используется не часто или же не используется вообще. Поэтому для изменения и соответствия различным нагрузкам системы газовые турбины переводятся из режима работы с полной нагрузкой в режим работы с частичной нагрузкой.

Кроме того, как было отмечено выше, работа при частичной нагрузке приводит к увеличению выбросов в атмосферу, что также пагубно влияет на производительность. На Фиг.7 изображена кривая отношения производительности газовой турбины к ее нагрузке. При 100% нагрузке она потребляет 100% топлива, однако при 60%-ной нагрузке она потребляет 70,5% от топлива, потребляемого при полной нагрузке. Это представляет собой увеличение на 17,5% в потреблении определенного топлива. В случае крупных центральных электростанций это соответствует значительному увеличению дополнительных затрат на топливо. Кроме того, работа при частичной нагрузке газовой турбины приводит обычно к увеличению выбросов NOX, наиболее сложно поддающихся удовлетворению требованиям по допустимому уровню. Режим работы при частичной нагрузке газовой турбины также изменяет поток выхлопных гадов через ПГРТ. Такое изменение потока отрицательно влияет на передачу тепла в ПГРТ, так как это устройство сконструировано из расчета фиксированной площади поверхности теплообменника. Такой феномен вместе с сокращением эффективности работы газовой турбины является фактором, который также пагубно влияет на эффективность электростанции, работающей в режиме частичной нагрузки. Поскольку работа с частичной нагрузкой значительно меняет уровень температуры в ПГРТ, это может привести к неэффективному использованию СРК.

Торцевая нагрузка выхлопа паровой турбины

Кроме ограничений давления и температуры впускного отверстия, еще одним общим ограничением для паровой турбины является торцевая нагрузка выхлопа. Вообще говоря, она является функцией двух параметров: торцевого потока выхлопных газов и давления выхлопов. Эти два фактора определяют объемный расход потока, проходящего через последний отсек лопастей паровой турбины. Для оптимальной работы производители паровых турбин обычно указывают величину объемного расхода. С увеличением объемного расхода могут потребоваться дополнительные, более крупные лопасти и/или большее количество выхлопных отсеков.

Однако в связи с механическими ограничениями (по центробежной силе) после достижения максимальных объемных расходов ограничений для самых больших лопастей возможно добавить дополнительные отсеки и лопасти к выпускному выхлопному отверстию паровой турбины для обеспечения бесперебойного прохождения потока. Это увеличивает стоимость установки и требования по объектам недвижимости в отношении паровой турбины. Благодаря своей конфигурации традиционный комбинированный цикл отправляет пар высокого давления к впускному отверстию высокого давления паровой турбины, затем добавляет пар, поступающий из отсека промежуточного давления ПГРТ к данному потоку на впускном отверстии отсека промежуточного давления паровой турбины, а затем добавляет больше пара из отсека низкого давления ПГРТ к этому потоку во впускном отверстии отсека низкого давления паровой турбины.

Поэтому в таком варианте через отсеки высокого и промежуточного давления паровой турбины проходят относительно меньшие потоки и они обладают более низкой производительностью, чем отсек низкого давления. Такой вариант в результате приводит к работе паровых турбин в режиме, когда уровень выхлопов достигает ограничения или приближается к ограничению торцевого предела выхлопа паровой турбины. Это обеспечивает отсутствие помех для временного увеличения мощности для производства энергии на пике нагрузки, а также не оставляет или почти не оставляет возможности для улучшения технических характеристик паровой турбины в будущем для достижения более высоких параметров энергии. В общем такой вариант паровой турбины является менее эффективным, чем традиционные паровые турбины для электростанций, так как отсеки высокого и промежуточного давления имеют низкие волюметрические потоки.

В информационной брошюре компании “General Electric” GER-3582E (1996) под названием “Паровые турбины для электростанций с комбинированием циклов типа STAG” автора М. Босса ("Steam Turbines for STAG™ Combined Cycle Power Systems", by M. Boss), рассматривается нагрузка торцевого выхлопа паровой турбины, что отражает существующий уровень техники:

“Размер выхлопов является важным для любой паровой турбины, но особенно важным для комбинирования циклов. Обычно отсутствуют какие-либо экстракции паровой турбины, так как нагрев питающей воды обычно осуществляется внутри ПГРТ. Образование пара на различных уровнях давления (подача пара промежуточного уровня давления и/или низкого давления к дроссельной заслонке) увеличивает массу потока в то время, как пар расширяется внутри турбины. Поток массы на выхлопе звена узла комбинирования циклов в системе с тремя уровнями давления может быть выше на 30%, чем поток перед дроссельной заслонкой. Это находится в прямом противоречии с большинством звеньев с котлами с подводом тепла от сжигания топлива, где масса потока выхлопов примерно на 25-30% меньше, чем масса потока перед дроссельной заслонкой из-за экстракций из турбины для многочисленных этапов нагревания питающей воды”.

Объекты недвижимости

Установка с комбинированием циклов хотя обычно и имеет меньший размер по сравнению с традиционными паровыми электростанциями, тем не менее занимает большую площадь. ПГРТ со стояками особенно велики и требуют много площади (ПГРТ для одной модели газовой турбины Westinghouse 501G - приблизительно 40 футов в ширину, 70 футов в высоту и 200 футов в длину). Учитывая наличие тенденции к приватизации сектора производства электроэнергии, владельцы электростанций будут искать идеальное место для своих электростанций. Во многих случаях эти места располагаются недалеко от мест потребления, которые обычно находятся в урбанистической или промышленной зоне. Таким образом, электростанции располагаются близко к конечному потребителю электроэнергии, и для них не требуются высоковольтные линии передач (что также требует большой площади для размещения объектов недвижимости). Однако в таких районах может быть сложным и дорогостоящим приобретение объектов недвижимости, необходимых для крупных электростанций с комбинированием циклов.

Первостепенными объектами для таких электростанций с комбинированием циклов будут уже существующие электростанции, которые могут быть перенастроены в качестве производственных мощностей с комбинированием циклов. Такие объекты имеют преимущество, поскольку у них имеется надлежащая зона с необходимой электрической и механической инфраструктурой. Недостатком является то, что такой объект может испытывать нехватку в площади для осуществления проекта перевода электростанции в режим работы с комбинированием циклов. Поэтому с точки зрения наличия площади, а также с точки зрения экономии затрат, желательно ограничивать размер электростанции, насколько это представляется возможным.

Уровень шума/общественное мнение

Общественное одобрение становится все более сложно получить для многих проектов электростанций общего пользования. Такие факторы, как шум, увеличение уличного движения, неприглядность ландшафта, загрязнение, вредные отходы и многое другое, увеличивают недовольство электростанциями, расположенными вблизи населенных районов. Предпочтительными являются электростанции меньшего размера, более тихие, с меньшим количеством оборудования, с более низким уровнем выбросов и незаметные по сравнению с большими по размеру и более броскими электростанциями. Поэтому желательными являются электростанции с комбинированием циклов, являющиеся более компактными, имеющие большую “плотность электроэнергии” (энергии на единицу объема).

Однако строящиеся сегодня для обеспечения современных потребностей в электроэнергии традиционные электростанции просто повторяют апробированные проекты электростанций. Никакого внимания не уделяется вопросу о том, можно ли реконструировать электростанции с учетом общественного мнения касательно самих электростанций.

Отвод тепла

Традиционные паровые электростанции и электростанции с комбинированием циклов нуждаются в отводе каким-либо образом тепла. Это обычно необходимо для конденсации обратно в воду пара низкого давления выхлопов паровой турбины. Такой отвод тепла может осуществляться в воздух, реку, озеро или “резервуар”, способный поглощать тепло. Так как такой выброс тепла оказывает влияние на местную экологию и, возможно, на биологическую обстановку (например, наличие рыбы в реке), всегда имеется спрос на методы, позволяющие уменьшить выброс тепла.

Спад характеристик газовой турбины

Хотя электростанции с комбинированием циклов демонстрируют высокую производительность, такая производительность имеет место в случае “новых” электростанций. Так как в существующем уровне техники комбинированный цикл обычно базируется на использовании газовых турбин, уровень его производительности очень подвержен спаду, в результате чего производительность газовой турбины значительно уменьшается (от 2% до 6%) в течение одного или двух лет работы. Это может стать существенным с точки зрения стоимости топлива, так как совокупная производительность электростанции с комбинированием циклов также снижается вместе со спадом характеристик газовой турбины.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Соответственно, задачи настоящего изобретения направлены на решение проблем существующего уровня техники и сводятся к следующему:

1. Обеспечить разработку электростанции с комбинированием циклов, которая является более гибкой с точки зрения ее проектирования, чем современные предложения, и обладает возможностями для использования современных технологий, приобретаемых по необходимости.

2. Уменьшить общее потребление топлива при номинальной мощности, но особенно в условиях работы с частичной нагрузкой, так как вероятнее всего электростанция будет работать лишь небольшую часть времени в условиях полной номинальной нагрузки.

3. Уменьшить стоимость установки электростанции, с тем чтобы обслуживание долга было значительно сокращено и финансирование банком или иным кредитным учреждением было бы для владельца более легким.

4. Сбалансировать соотношение времени и стоимости с точки зрения капиталовложений, техобслуживания и затрат на приобретение топлива, с тем чтобы создание электростанций было более экономичным, а также по возможности сократить общую стоимость производства электроэнергии.

5. Обеспечить возможность удовлетворения потребностей в электроэнергии в пик сезона при работе в режиме полной нагрузки без уменьшения обычного уровня производительности или значительного увеличения стоимости монтажа.

6. Уменьшить потери и убытки, связанные с передачей электроэнергии на большие расстояния.

7. Увеличить общую надежность сети электроснабжения путем обеспечения возможности выработки электроэнергии рядом с местом потребления в период самой большой потребности в электроэнергии.

8. Сократить затраты на эксплуатацию и техническое обеспечение. Кроме затрат на приобретение топлива, также сократить затраты на техобслуживание, поставки, запасы, страховку и иные эксплуатационные расходы.

9. Сократить потребность в компрессии газового топлива.

10. Увеличить уровень надежности.

11. Снизить потребление воздуха и требования, связанные с очисткой воздуха.

12. Уменьшить выбросы в атмосферу загрязняющих веществ, особенно NOX.

13. Сократить слив в воду сброса от ПГРТ и иных источников.

14. Использовать механизмы управления для максимального увеличения производительности, надежности и регенерации тепла.

15. Упростить способ эксплуатации и разработать методы и/или стратегии для увеличения производительности работы при частичной нагрузке и уменьшить уровень вредных выбросов.

16. Оптимизировать производительность паровой турбины за счет использования проектов с улучшенной волюметрической производительностью и дополнительной мощностью для удовлетворения потребности в электроэнергии в пик сезона.

17. Обеспечить экономное отношение к земельным площадям, необходимым для размещения электростанции, за счет проектирования компактной электростанции с высокой плотностью энергии.

18. Сократить уровень шума, размеры, площади и объем оборудования для уменьшения воздействия электростанции на местное население.

19. Достичь минимального уровня отвода тепла.

20. Обеспечить более выгодно экономически и территориально реконструкцию существующих паровых электростанций и оборудования с комбинированием циклов для уменьшения капитальных затрат и экономических последствий, связанных с монтажом большого количества нового оборудования и объектов недвижимости.

21. Создать экономические стимулы для использования при строительстве новых электростанций экологически чистых проектов.

22. Обеспечить проектирование электростанций с комбинированием циклов, менее восприимчивых к ухудшению характеристик газовых турбин.

Названные задачи могут быть решены в рамках предлагаемого изобретения, которое рассматривается в последующих разделах.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Коротко говоря, настоящее изобретение является системой и методом, позволяющими использовать меньшее количество и/или меньшие по размеру газовые турбины (GT) и парогенераторы регенерации тепла (ПГРТ (HRSG)) в электростанциях с комбинированием циклов. Традиционное оборудование этого типа при использовании комбинирования циклов заменяют на большие по размеру паровые турбины (ST) и парогенераторы регенерации тепла с постоянным поддержанием горения топлива, что обеспечивает ряд экономических, энергоемких и экологических преимуществ.

Представленная технология использует ПГРТ с несколькими уровнями давления для максимизации регенерации тепла из выхлопных газов газовой турбины. Этот вариант используют обычно, поскольку существующий уровень техники учит не применять ПГРТ с постоянным поддержанием горения из-за общей распространенной точки зрения о том, что такие конфигурации обладают более низкой тепловой производительностью. Несмотря на общее убеждение, настоящее изобретение показывает, что ПГРТ с постоянным поддержанием горения могут быть выполнены с тепловой производительностью равно или более высокой, чем известные из современной практики комбинирования циклов. Однако для достижения такого уровня производительности ПГРТ с постоянным поддержанием горения и паровые турбины должны быть спроектированы и выполнены по другому.

В некоторых предпочтительных вариантах использования настоящего изобретения газовые турбины остаются неизменными по отношению к существующему уровню техники, но выхлоп осуществляется в ПГРТ. Такой ПГРТ, однако, проектируется как парогенератор с единым уровнем давления (или первоначально имеющий единый уровень давления), который оптимизирован для обеспечения поддержания постоянного горения и образования пара с более высоким давлением, в отличие от случаев традиционного применения комбинирования циклов. Кроме того, названный ПГРТ проектируется так, чтобы управлять потоками питающей воды через экономайзер/отсеки питающей воды для максимального увеличения регенерации тепла. Кроме того, паровые турбины проектируются имеющими большие размеры, что типично для традиционной электростанции цикла Ренкайна, где перегрев и получаемый пар традиционной паровой турбины поступает в нагреватели питающей воды для максимального увеличения тепловой производительности. Такое преимущество большей по размеру паровой турбины, которая обычно применяется в традиционной паровой электростанции, которая описывается Муром (Moore) в патенте 5649416, принадлежащем компании “General Electric”:

“Традиционные паровые электростанции имеют преимущества как по более низкой себестоимости, так и более высокой производительности по причине экономии диапазона параметров. Традиционное эмпирическое правило относительно стоимости гласит, что удвоение параметров электростанции приводит к уменьшению себестоимости на десять процентов. Себестоимость одной крупной производственной единицы согласно такому правилу предположительно будет на десять процентов ниже, чем себестоимость электростанции, состоящей из двух единиц половинного размера”.

“Уровень производительности также улучшается с увеличением размеров и параметров энергии. Как и в случае турбомашиностроения в целом, собственная производительность паровой турбины является сильной функцией объемных расходов потока на входе, являющихся прямо пропорциональными этим параметрам. Также общеизвестно, что тепловая производительность цикла Ренкайна увеличивается с давлением, при котором образуется пар. Увеличение давления, однако, уменьшает объемный расход поток пара у впускного отверстия турбины, тем самым сокращая мощность внутреннего расширения. Это в результате приводит к тому, что совокупная производительность при низких объемных расходах потока значительно выше совокупной производительности при высоких объемных расходах. Поэтому дополнительным преимуществом увеличения размера турбины, относящимся к рабочим показателям, является то, что более высокое давление пара перед дроссельной заслонкой может использоваться более эффективно”.

С использованием ПГРТ с достаточным запасом топлива для дополнительного горения нижний цикл согласно настоящему изобретению может быть более независимым от работы газовой турбины. Поэтому газовые турбины могут работать при полной нагрузке, в то время как совокупная нагрузка электростанции изменяется в соответствии с ее широкими возможностями работы в режиме полной нагрузки только благодаря изменению параметров дополнительного горения и нагрузки паровой турбины. Это увеличивает общую производительность электростанции с использованием определенного набора газовых турбин, обеспечивает гибкость параметров электростанции с комбинированием циклов путем изменения характеристик дополнительного горения, а также увеличивает общую тепловую производительность электростанции при работе с частичной нагрузкой. Кроме того, это упрощает работу, а также потенциально может влиять на уменьшение выбросов.

Проектирование позволяет создать ПГРТ, обеспечивающие горение при температуре до 2400°F, образцовая простая конструкция “2 в 1”, в котором представлены две газовые турбины и одна большая паровая турбина, заменяет две конструкции “2 в 1” (конструкции “4 в 1” обычно не используют, если применяют перегрев, - из-за проблем балансировки в профиле перегрева). Такая образцовая конструкция экономит две газовые турбины, два ПГРТ, одну паровую турбину, три переключателя, три трансформатора, а также вспомогательное оборудование, объекты недвижимости и техническое обеспечение, необходимое для поддержания данного оборудования. Капитальные затраты для электростанции в долларах США/кВт, таким образом, могут быть значительно уменьшены с использованием настоящего изобретения.

Все это может быть достигнуто с использованием уже опробованных в области турбомашиностроения технологий и аппаратных средств. Использование ПГРТ с постоянным поддержанием горения и единым уровнем давления является новой концепцией для данного устройства, однако также не выходит за рамки ни современной технологической практики, ни возможности внедрения при имеющейся технике. Поэтому с точки зрения надежности отсутствуют или почти отсутствуют какие-либо взаимные противоречия. Общая конструкция для нескольких предпочтительных вариантов изобретения представлена на чертеже Фиг.13, а некоторые примерные варианты с большим количеством деталей показаны на чертежах Фиг.9 и Фиг.15.

Усовершенствования по сравнению с предшествующим уровнем техники

Настоящее изобретение разрешает проблемы предшествующего уровня техники в данной области за счет того, что достигаются следующие цели:

1. Обеспечение большей гибкости при проектировании электростанции с комбинированием циклов таким образом, что разработчики могут добиться высокого уровня производительности, выбирая при этом конкретно заданную мощность.

2. Уменьшение общего потребления топлива при одновременном улучшении производительности в режиме работы с полной и частичной нагрузкой.

3. Уменьшение затрат на размещение и монтаж парка оборудования за счет увеличения плотности энергии оборудования (большее количество выработанной энергии на единицу оборудования).

4. Уменьшение общих затрат на производство электроэнергии за счет снижения трех основных факторов, связанных с ее производством: потребление энергии, капитальные затраты и затраты на техническое обслуживание.

5. Обеспечение временных мощностей для достижения пиковых нагрузок при использовании дополнительного горения для образования большего количества пара, а также применения режима работы паровой турбины при избыточном давлении (давление на впуске несколько выше номинального) и уменьшения потока выделяемого пара к нагревателям питающей воды.

6. Увеличение эффективности сети энергоснабжения путем обеспечения возможности локального производства электроэнергии в пик сезона. Обеспечение производства электроэнергии в пик сезона на местах позволяет устранить или уменьшить недостатки, связанные с “импортом” электроэнергии из других районов страны или из-за границы. (Имеются в виду потери при передаче по линиям электропередачи).

7. Увеличение надежности сети электроснабжения за счет сокращения передачи электроэнергии на большие расстояния в пик сезона при максимальной нагрузке.

8. Сокращение затрат на эксплуатацию и техническое обеспечение в основном путем уменьшения количества оборудования, систем, а также использования оборудования, требующего меньших затрат на техобслуживание на киловатт выработанной электроэнергии (паровых турбин с низкой потребностью в техобслуживании вместо газовых турбин, аналогичные потребности которых высоки).

9. Минимизация необходимости компрессии топливного газа за счет использования меньшего количества газовых турбин и газовых турбин с более низким давлением топливного газа в цикле вместе с большей по размеру паровой турбиной.

10. Повышение надежности путем упрощения проекта электростанции.

11. Уменьшение потребления воздуха за счет использования меньшего количества газовых турбин.

12. Сокращение выбросов загрязняющих веществ, особенно NOX, за счет использования газовых турбин в стабильном, почти безотходном режиме и применения более чистых газовых турбин и в меньшем количестве.

13. Сокращение до минимума сброса конденсата и иных выбросов в воду за счет использования более производительных циклов, требующих меньшего количество пара на киловатт выработанной электроэнергии.

14. Использование контрольных механизмов в целях повышения производительности, надежности и регенерации тепла.

15. Упрощение работы путем использования газовых турбин в режиме полной нагрузки в широком диапазоне функционирования (общей выработки электростанции при комбинировании циклов) и сокращение уровней давления ПГРТ до единственного.

16. Максимальное увеличение эффективности работы паровой турбины за счет увеличения объемных расходов потока, особенно в отсеках высокого и промежуточного давления.

17. Экономный расход площадей и земельных участков при использовании меньшего оборудования и проектов с более высокой плотностью электроэнергии.

18. Уменьшение шума, размеров и требований к пространству при использовании меньшего числа единиц оборудования.

19. Сохранение отвода тепла на минимальном уровне за счет применения циклов высокой эффективности с меньшим отводом тепла на киловатт выработанной электроэнергии.

20. Создание проекта, основанного на принципе комбинирования циклов, более совместимого с существующими паровыми электростанциями, позволяющего более компактно и эффективно переводить существующие электростанции на использование технологий комбинирования циклов более высокой производительности.

21. Минимальное сокращение потребления воздуха, выбросов загрязняющих веществ, а также выбросов тепла в атмосферу, но обеспечение этих преимуществ с меньшими затратами, чем традиционные комбинированные циклы.

22. Сокращение влияния спада рабочих характеристик газовой турбины путем использования электростанции с комбинированием циклов, которая меньше зависит от газовых турбин и их эффективности.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Для более полного понимания преимуществ изобретения приводятся следующие чертежи и их описание:

На Фиг.1 показан базовый термодинамический цикл Ренкайна.

На Фиг.2 изображена система производства электроэнергии в соответствии с существующим уровнем техники, использующая базовый цикл Ренкайна.

На Фиг.3 изображена схема цикла Ренкайна, включая цикл перегрева и выделения пара для нагревания питающей воды, согласно использованию в случае традиционной электростанции существующего уровня техники.

На Фиг.4 изображена сравнительная таблица производительности базового цикла Ренкайна, а именно цикла Ренкайна с различными вариантами усовершенствования для повышения производительности.

На Фиг.5 изображена схема основных принципов комбинирования циклов.

На Фиг.6 показана схема предшествующего уровня техники для электростанции с комбинированием циклов, использующей газовые турбины, ПГРТ и паровые турбины.

На Фиг.7 изображена кривая потребления тепла по отношению к генератору выработки энергии для промышленной стандартной газовой турбины компании “General Electric” модели PG7241.

На Фиг.8 показаны зависимости для работы при частичной нагрузке электростанции с комбинированием циклов компании “General Electric” с двумя газовыми турбинами GE C207 при помощи графиков, соответствующих рабочим характеристикам для одной или двух газовых турбин.

На Фиг.9 изображена общая схема установки в соответствии с одним из вариантов реализации настоящего изобретения применительно к его использованию в электростанции.

На Фиг.10 приведена таблица сравнительных данных производительности в соответствии с настоящим изобретением и предшествующим уровнем техники.

На Фиг.11 изображен график типовой зависимости энтальпии пара от температуры при давлении 1800 фунтов на квадратный дюйм, исходя из допущения, что вода является движущей жидкостью.

На Фиг.12 изображен график типовой зависимости энтальпии выхлопных газов газовой турбины от температуры выхлопных газов.

На Фиг.13 изображена блок-схема, иллюстрирующая общие принципы данного изобретения в их применении в установках с комбинированием циклов.

На Фиг.14 изображен график типовой зависимости заданной диаграммы средней разности температур от интенсивности потока жидкости для вариантов со сверхперегревом и перегревом.

На Фиг.15 показана схема, иллюстрирующая модель реализации электростанции с комбинированием циклов с использованием преимуществ настоящего изобретения.

На Фиг.16 изображен график примерной системы контроля, которая может быть использована для контроля над одним или более ПГРТ относительно уроков настоящего изобретения.

На Фиг.17 показана блок-схема общей модели организации системы контроля, которая может быть использована для управления всей системой электростанции в соответствии с настоящим изобретением.

На Фиг.18 показана блок-схема модели организации системы контроля, которая может быть использована для контроля и непосредственного воздействия на увеличение выработки электростанции в соответствии с настоящим изобретением.

На Фиг.19 показана блок-схема общей модели организации системы контроля, которая может быть использована для контроля и непосредственного воздействия на уменьшение выработки электростанции в соответствии с настоящим изобретением.

На Фиг.20 показана блок-схема общей модели организации системы контроля, которая может быть использована для контроля и непосредственного регулирования переходной мощности в соответствии с настоящим изобретением.

На Фиг.21 изображены графически источники поступления энергии, убытки и производительность, которые учтены в совокупном анализе потока энергии.

На Фиг.22 показана типовая конфигурация электростанции с комбинированием циклов модели GE 207FA.

На Фиг.23 изображены таблицы эксплуатационных данных для типовой электростанции с комбинированием циклов модели GE 207FA 521 МВт, с учетом типового многофункционального профиля данных тестирования.

На Фиг.24 изображена типовая конфигурация электростанции с комбинированием циклов, модель Westinghouse 2Х1 501 G 715 МВт.

На Фиг.25 изображены таблицы эксплуатационных данных для типовой электростанции с комбинированием циклов модели Westinghouse 2Х1 501G 715 МВт с учетом типового многофункционального профиля данных тестирования.

На Фиг.26 изображена типовая электростанция с комбинированием циклов мощностью 725 МВт, описанная в предпочтительном варианте настоящего изобретения.

На Фиг.27 изображены таблицы эксплуатационных данных для варианта системы мощностью 725 МВт в соответствии с настоящим изобретением, с использованием экранированного ПГРТ, на основе типового многофункционального профиля данных тестирования.

На Фиг.28 изображен график относительных отличий работы при частичной нагрузке при сравнении традиционной системы с комбинированием циклов электростанции и системы по настоящему изобретению.

На Фиг.29 графически показаны данные по нескольким моделям электростанции и их номинальные энергетические характеристики, в соответствии с настоящим изобретением.

На Фиг.30 изображен график базового уровня производительности парового цикла, необходимого для модели электростанции, использующей две номинальных промышленных газовых турбины компании “General Electric”, модель PG7241 (FA), для соответствия уровням производительности предшествующего уровня техники по параметрам энергии.

На Фиг.31А изображена диаграмма типичной кривой почасовой нагрузки региональной системы (по данным публикации “Цены на электричество в условиях конкуренции: предельно высокая себестоимость услуг по выработке электроэнергии и финансовый статус коммунальных служб, занимающихся электроснабжением” ("Electricity Prices in a Competitive Environment: Marginal Cost Pricing of Generation Services and Financial Status of Electric Utilities" (DOE отчет номер DOE/EIA-0614)));

На Фиг.31В изображена диаграмма типичной кривой продолжительности нагрузки, отражающая общее долгосрочное использование электростанции с расчетной производительностью (информация получена от компании Duke Energy Power Services, Inc.).

На Фиг.32 показаны типичные установившиеся данные по еженедельной диаграмме нагрузки на основе информации Фиг.31А.

На Фиг.33 графически показана производительность при частичной нагрузке нескольких моделей электростанций, использующих настоящее изобретение, а также несколько примеров - с использованием существующего уровня техники.

На Фиг.34 в форме таблицы приведены сравнительные экономические данные для модели электростанции, использующей настоящее изобретение, для электростанции с комбинированием циклов модели GE C207FA и модели Westinghouse 2Х1 501G, оба примера взяты из предшествующего уровня техники.

На Фиг.35 изображена последовательность операций типичного процесса тепловой балансировки для модели электростанции сверхкритического режима в соответствии с настоящим изобретением согласно Фиг.26, 27, 28, 33 и 34.

На Фиг.36, 37 и 38 приведены таблицы некоторых производственных данных, относящихся к Фиг.35.

На Фиг.39 изображена последовательность операций типичного процесса тепловой балансировки для модели электростанции ультрасверхкритического режима в соответствии с настоящим изобретением согласно Фиг.33.

На Фиг.40, 41 и 42 приведены таблицы некоторых производственных данных, относящихся к Фиг.39.

На Фиг.43 графически изображен метод контроля нагрузки электростанции, который может использоваться при комбинировании циклов согласно настоящему изобретению с применением двух или более газовых турбины.

На Фиг.44 приведена таблица сравнительных данных переналадки существующей паровой электростанции на технологию применения комбинирования циклов при использовании предпочтительного варианта настоящего изобретения и предшествующего уровня техники.

На Фиг.45 изображена схема предпочтительного варианта электростанции с комбинированием циклов, использующей смешанные виды топлива и котел, работающий на горючем топливе.

На Фиг.46 изображена схема предпочтительного варианта электростанции с комбинированием циклов, использующей смешанные виды топлива, атомный реактор, геотермический генератор пара или иной парообразующий источник энергии.

На Фиг.47 приведена модель проектировки/финансирования технологического процесса для определения предпочтительного и/или оптимального варианта изобретения для конкретной электростанции.

На Фиг.48 приведена модель проектировки/финансирования технологического процесса для определения предпочтительного и/или оптимального варианта изобретения для конкретной электростанции.

На Фиг.49 приведена модель процесса переналадки электростанции для определения предпочтительного и/или оптимального варианта изобретения для конкретной электростанции.

На Фиг.50 приведена модель проведения расчетов по топливу для определения предпочтительного и/или оптимального варианта изобретения для конкретной электростанции с использованием смешанных видов топлива.

На Фиг.51 показана паровая турбина компании “General Electric” с тремя блоками и четырьмя потоками пара с комбинированным отсеком высокого/промежуточного давления и двумя отсеками низкого давления с двойным потоком.

РЕЖИМЫ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Раскрытие информации о примерах использования изобретения

Несмотря на то, что настоящее изобретение может использоваться в различных формах, в настоящей заявке приведены чертежи и будут далее описаны различные подробные варианты изобретения с учетом того, что раскрытая информация должна рассматриваться как примерные принципы изобретения и что представленная информация никоим образом не ограничивает широту использования изобретения теми вариантами, которые продемонстрированы в настоящем документе.

Диаграммы и графики

Необходимо особо отметить в контексте описаний, приведенных в настоящем документе, что схемы, графики, диаграммы и тому подобное могут включать компоненты и/или этапы, которые никоим образом не ограничивают общее направление достижений настоящего изобретения. Также компоненты и/или этапы могут быть удалены и/или смещены в другое место в последующих описаниях без каких-либо потерь в общей направленности изобретения. Такой аспект является особенно важным касательно моделей технологических схем, в которых достижения настоящего изобретения могут использоваться специалистом по компьютерной технике для создания систем контроля, с функциональной точки зрения являющихся аналогичными, несмотря на некоторые замены или изменения в раскрытии этапов или процессов, и обеспечивающих те же результаты, что и при использовании преимуществ настоящего изобретения.

Оборудование

В ходе обсуждения изобретения на протяжении всего настоящего документа будет упоминаться оборудование, произведенное компаниями “General Electric”, “Westinghouse” и иных производителей. Особенно часто упоминается модель электростанции C207FA компании “General Electric”, состоящая из газовых турбин модели PG7241FA компании “General Electric”, а также схожее оборудования компании “Westinghouse” или иных производителей. Такие упоминания являются лишь моделями и представлены читателю, имеющему определенные знания в данном секторе промышленности, для понимания выводов настоящего изобретения.

В настоящем документе была сделана попытка с более практической стороны описать преимущества настоящего изобретения с точки зрения оборудования, знакомого специалистам данной отрасли и использующегося в энергетической промышленности. Ни одно из положений настоящего документа не может толковаться как ограничивающее объем настоящего изобретения до использования какой-либо определенной модели оборудования или ее производителя. Напротив, что касается оборудования, к которому может быть применимо настоящее изобретение, данный документ должен толковаться как можно шире.

ОБЗОР

Пар использовался для производства энергии в течение десятков лет с момента появления паровых локомотивов, которые сжигали твердое топливо, такое как древесину или уголь для производства энергии. До и в течение 1980-х годов паровые электростанции все еще производили основную долю электроэнергии в США, используя уголь, нефть или атомное топливо.

Однако к 1980-м годам были разработаны и построены меньшие по размеру электростанции с параллельным производством энергии. Такие электростанции использовали газовые турбины в качестве своего основного двигателя с ПГРТ, подсоединенного к выхлопам газовой турбины для регенерации отходов тепла (температура выхлопных газов достигала обычно 900°F до 1200°F) и преобразования выхлопов в пар. Такой пар затем использовался для различных целей, районного обогрева, обработки пара или вырабатывания дополнительной энергии в паровой турбине. Такая конфигурация электростанции, газовой турбины, ПГРТ и паровой турбины стала известна в качестве конструкции с комбинированием циклов, а благодаря своей высокой производительности, низкой себестоимости и легкости конструкции стала предпочтительным вариантом электростанции для новых независимых производителей энергии.

Однако в ходе эволюции такая электростанция с комбинированием циклов стала электростанцией, которая использует газовую турбину в качестве основного двигателя, а паровая турбина является второстепенным двигателем. Изучение стандартных блоков с комбинированием циклов, предлагаемых производителями газовых турбин сегодня, подтвердит такой вывод, так как в большинстве электростанций с комбинированием циклов в рамках предшествующего уровня техники газовые турбины вырабатывают около двух третей всей выработанной энергии, а паровые турбины вырабатывают около одной трети. Обзор предложений производителей стандартных блоков с комбинированием циклов проиллюстрирует такую тенденцию. В брошюре по турбомашиностроению за 1997 год (TURBOMACHINERY HANDBOOK, (USPS 871-500, ISSN 0149-4147)) представлены таблицы стандартных электростанций с комбинированием циклов, предлагаемых различными производителями, включая ABB, General Electric и Westinghouse. Практически в каждом случае паровые турбины вырабатывают от 40 до 60% того количества энергии, которое вырабатывается газовой турбиной. Информационная брошюра компании “General Electric” за 1996 год “Рабочие характеристики сверхмощных газовых турбин компании “General Electric” автора Фрэнка Дж. Брукса (General Electric informative document GER-3567G, 1996, "GE Heavy-Duty Gas Turbine Performance Characteristics", by Frank J.Brooks) говорит о производительности газовых турбин, соответствующих электростанциям с комбинированием циклов.

Несколько предпочтительных вариантов настоящего изобретения отдают должное блоку с комбинированием циклов за его высокий уровень производительности, низкую себестоимость и простоту конфигурации. Однако настоящее изобретение несколько иначе рассматривает относительный размер отдельных двигателей. Хотя современные газовые турбины имеют производительность на уровне от 30 до 40%, для них требуется использование ПГРТ и паровой турбины с целью достижения производительности комбинирования циклов от 50 до 60%. Кроме того, для эффективной регенерации тепла выхлопных газов такие ПГРТ обычно имеют три уровня давления пара: высокое, промежуточное и низкое. Использование пара низкого и среднего давления приводит к общей производительности парового цикла только на уровне от 34 до 36%.

Производительность парового цикла современных крупных электростанций, однако, составляет от 45 до 50%. Для достижения такого уровня использование пара низкого давления, как для случая обычного комбинирования циклов, является неприемлемым. Поэтому несколько вариантов настоящего изобретения описывают метод, который использует только пар высокого давления для достижения высокой производительности парового цикла в конфигурации с комбинированием циклов, а также регенерирует столько тепла выхлопных газов газовой турбины, сколько при высокой эффективности технологии с комбинированием циклов предшествующего уровня техники.

Таким путем электростанция с комбинированием циклов новой технологии отходит от типичного варианта предшествующего уровня техники, где газовая турбина была основным (большим по величине) двигателем, а коэффициент соотношения паровой/ газовой турбин составлял приблизительно 1:2. Отдается предпочтение варианту, в котором паровая турбина обычно является основным (большим по величине) двигателем, а соотношение паровой/газовой турбин обычно может быть выбрано в диапазоне от 0,75:1 до 2,25:1 или более. Этот коэффициент легко изменяется за счет изменения конструкции паровой турбины, параметров дополнительного горения и парового цикла.

Во время работы любой электростанции рабочие должны модулировать выработку энергии электростанцией по нагрузке на систему (потребление энергии всеми пользователями системы энергоснабжения). Вместе с изменениями нагрузки системы также должно меняться количество энергии произведенной всеми электростанциями, подсоединенными к данной сети, для удовлетворения таким изменениям, иначе скорость оборудования изменится, а полученная электроэнергия не будет характеризоваться частотой 60 Гц (60 циклов в секунду для электростанций США и т.д.). Это серьезно повлияет на оборудование, которым пользуются конечные потребители электроэнергии (электрические часы не будут показывать точное время, электрические двигатели не будут работать с необходимой скоростью и т.д.). Поэтому работники коммунальных служб и электростанции отвечают за поддержание постоянной частоты или скорости на своем оборудовании. Для достижения данной цели они должны постоянно изменять количество выработанной энергии для соответствия данной системе. Необходимо отметить, что в европейских и других странах номинальной частотой является 50 Гц, а в США и других странах западного полушария, например, в Канаде, -60 Гц.

В жаркие летние и очень холодные зимние дни нагрузка системы почти достигает своего пика. Также в будние дни обычно с 16:00 до 20:00, система достигает своего дневного пика. Однако ночью и в выходные дни нагрузка системы может составлять в среднем 60% от недельного пика. В связи с такими изменениями динамики нагрузки системы для электростанций с распределением электроэнергии (контролируемой коммунальными службами на соответствие нагрузкам системы) необычной является работа в течение длительного времени с номинальной выработкой или при постоянной нагрузке. Наоборот, типична работа с высоким уровнем нагрузки в часы пик на неделе (которая не обязательно соответствует номинальной) и с относительно низкой нагрузкой (приблизительно 60% выработки) в ночные периоды и в выходные дни. Более полная информация представлена на Фиг.31А, 31В и 32 для более полной информации о типичном уровне нагрузки.

Таким образом, чтобы быть эффективной, электростанция должна обладать гибкостью для постоянных колебаний нагрузки от 50 до 100%. Традиционные электростанции с комбинированием циклов являются эффективными, но им приходится отказываться от работы с полной производительностью при частичной нагрузке. Это особенно касается электростанций, где газовые турбины являются основными двигателями. В таких электростанциях для уменьшения нагрузки с более высокого уровня более сложные газовые турбины с направляющими лопастями впускного отверстия уменьшают поток воздуха, проходящий сквозь двигатель, сокращая тем самым соотношение давлений. Кроме того, для дальнейшего уменьшения нагрузки у таких двигателей должна быть уменьшена температура у впускного отверстия турбины (также ее еще называют температурой горения) для работы с частичной нагрузкой. Уменьшение названных давления и температуры значительно сокращает эксплуатационную мощность двигателя газовой турбины.

Для улучшения производительности электростанции с комбинированием циклов, сокращения себестоимости, уменьшения уровня выбросов и требований к объектам недвижимости, а также упрощения работы и технического обслуживания электростанции настоящее изобретение предлагает использовать ПГРТ, оптимизированный для постоянного дополнительного горения, которое использует испаритель (котел) с единым уровнем давления, равным или большим давлению у впускного отверстия паровой турбины, обычно применяемому в комбинированном цикле в рамках предшествующего уровня техники. Кроме того, в настоящем изобретении предлагается использовать некоторые возможности традиционных циклов Ренкайна, которые не используются в обычных комбинированных циклах.

Обратимся к Фиг.9, иллюстрирующей модель реализации нового цикла. Как и в случае типового блока с комбинированием циклов предшествующего уровня техники, новый вариант использует одну или более газовых турбин в качестве энергетического устройства верхнего цикла. Также, как и в случае типового блока с комбинированием циклов, известного из уровня техники, выхлопные газы газовой турбины поступают в ПГРТ. С этого момента, однако, цикл меняется по сравнению с традиционным использованием комбинирования циклов. ПГРТ с единым уровнем давления используется вместо ПГРТ с несколькими уровнями давления. Для увеличения эффективности цикла давление произведенного пара может быть значительно выше, чем обычное номинальное давление 1800 psia. Такое давление при желании может быть сверхкритическим (выше 3206 psia). Для простоты будут рассмотрены субкритические варианты (2400 psia) на конкретных примерах. Однако кривые эксплуатационных характеристик при сверхкритических условиях пара также будут рассмотрены.

Анализ потока энергии

Сначала будет правильно рассмотреть общий поток энергии в варианте применения традиционного комбинирования циклов. Простой энергетический анализ Фиг.21 показывает поток энергии в установке с комбинированием циклов, в то время как Фиг.10 определяет поток энергии для традиционной электростанции с комбинированием циклов на основе параметров существующего уровня техники (см. последующий раздел об оптимизации предпочтительного варианта цикла для уравнений, использованных для расчета параметров Фиг.10). Таблица Фиг.10 отражает эксплуатационные данные газовой турбины модели PG7241 (FA) компании “General Electric” при условиях, соответствующих стандарту ISO при 3,0 дюймах водного столба перепада давления воздуха на вход и 10 дюймах водного столба перепада давления на выхлопе. Условия по стандарту ISO определены как 59°F и 14.696 psia для давления окружающей среды. Согласно Фиг.21, 32,31% (все процентные соотношения даны по основанию коэффициента высшей теплоотдачи HHV) начального топлива на входе в газовую турбину (2101) преобразуются в электричество, являющееся выработкой газовой турбины (2105). В зависимости от потока выхлопного газа газовой турбины и его энтальпии только 56,21% поступившей энергии поступают в ПГРТ (2103), что означает, что 11,46% теряются между газовой турбиной и ПГРТ (2102). Это, вероятно, потери генератора газовой турбины, потери тепла газовой турбины, вспомогательных устройств, работающих от оборудования, вспомогательных устройств, работающих от двигателя, потери от сопротивления воздуха и иные потери. В данном примере не добавляют энергии вспомогательного горения, поэтому такая энергия (2104) принимается за нулевое значение. Из оставшихся 56,21% входной энергии газовой турбины, отправленной на ПГРТ (2103), около 10,7% (что равняется (0,107) (0,5621) или 6,04% начальной энергии газовой турбины) теряются в выхлопной трубе (2107).

Из оставшейся энергии выхлопных газов газовой турбины для производства пара в ПГРТ 1% считается потерянным как тепло, ушедшее в окружающую среду 2106. В отношении энергии на входе газовой турбины это означает потери 6,04% входной энергии газовой турбины для потери на выхлопе и 0,50% входной энергии газовой турбины для потери тепла на ПГРТ. Таким образом, остаются 49,67% входной энергии газовой турбины как энергии, преобразованной в пар (2108), которая может быть преобразована в электричество паровой турбиной после регенерации.

Исходя из опубликованного тепловой мощности 6040 BTU/кВт·ч для электростанции GE STAG C207 FA компании “General Electric” с двумя GE Frame 7s и одной паровой турбиной компании “General Electric”, производительность электростанции, с учетом высшего коэффициента теплоотдачи природного газа (HHV), достигает 50,90%. Если газовая турбина преобразует 32,31% поступившего топлива (2101) в электричество, за вычетом этого, паровая турбина должна преобразовывать в электричество 18,59% поступившего топлива (2101). При производительности генератора паровой турбины 99% (или 1% потерь, (2110) и при вспомогательном факторе нагрузки 97,5%, а также 49,67% поступившего топлива (2108), используемого в цикле паровой турбины, базовая производительность парового цикла составляет 38,78% ((18,59/49,67)/(0,975) (0,99)). Это значительно меньше, чем 46,78% эффективной работы специальных паровых циклов электростанции, использующей только цикл Ренкайна (см. Фиг.4).

Такая производительность парового цикла подтверждается компанией “General Electric” в ее брошюре 1996 года “Производственная линия и эксплуатация с комбинированием циклов компании "General Electric" Дэвида Л. Чейса, Лероя О. Томлинсона, Томаса Л. Дэвидсона, Рауба У. Смита и Криса Е. Маслака ("GE Combined-Cycle Product Line and Performance" by David L. Chase, Leroy О. Tomlinson, Thomas L. Davidson, Raub W. Smith, and Chris E. Maslak). В ходе обсуждения дополнительного горения ПГРТ в данном документе говорится:

“... приращение эффективности производства энергии путем использования дополнительного горения составляет 34-36% на основании коэффициента низшей теплоотдачи (LHV)”.

Так как дополнительное сжигание топлива добавляет тепла только в паровой цикл, то производительность парового цикла электростанций с комбинированием циклов General Electric такая, как это указано выше.

Производительность цикла

Следующий вопрос, на который необходимо дать ответ, как достичь уровня производительности традиционного цикла паровой электростанции, используя паровую часть комбинированного цикла. Рассматривая Фиг.4, необходимо отметить, что перегрев помогает улучшить производительность парового цикла. Однако перегрев уже используется во многих комбинированных циклах с высокой производительностью, например, в электростанции C207FA STAG компании General Electric, которая использует две GE Frame 7s и одну паровую турбину компании General Electric для достижения уровня нагревания 6040 BTU/kWh (см. брошюру 1996 года "Производственная линия и эксплуатация с комбинированием циклов компании "General Electric" Дэвида Л. Чейса, Лероя О. Томлинсона, Томаса Л. Дэвидсона, Рауба У. Смита и Криса Е. Маслака (GE informative document GER-3574F (1996), entitled "GE Combined-Cycle Product Line and Performance" by David L. Chase, Leroy О. Tomlinson, Thomas L. Davidson, Raub W. Smith, and Chris E. Maslak). Поэтому иные усовершенствования производительности парового цикла связаны с использованием более высокого давления на впуске паровой турбины с более высокими объемными расходами потока (для более высокой производительности паровых турбин) и нагревания питающей воды. Такие усовершенствования применяются в нескольких вариантах настоящего изобретения.

Большинство современных газовых турбин высокой производительности, например, модель PG7241 (FA) компании "General Electric", имеют температуру внутреннего горения около 2400°F. Такие газовые турбины проектируются для использования температуры выхлопных газов при работе со стандартной нагрузкой на уровне 1100°F. Для PG7241 (FA) в условиях, соответствующих стандарту ISO, скорректированных из расчета потерь 10,0 дюймов Н₂О на выхлопе ПГРТ, температура выхлопов составляет 1123°F. Соответствующий поток выхлопного газа при этом составляет 3,552,000 lb/hr (фунт - сила в час). При входном давлении 1800 psia, входной температуре 1050°F, перегревом до 1050°F, выхлопе при 1,2 дюймов ртутного столба, данный паровой цикл потребовал бы 1642,4 BTU/lb входного тепла (см. Фиг.4, вариант 2). При входной энтальпии выхлопных газов порядка 412,6 BTU/lb и энтальпии газа на выходе 159,2 BTU/lb выхлопные газы несут энергию, достаточную для производства порядка 548,000 BTU/lb парового потока. Однако более детальное изучение выявляет изъян в этой логике. При 1800 фунтов на кв. дюйм пар кипит при 621°F. Поскольку теплота перетекает от более высоких к более низким температурам, целесообразным уровнем температуры для выхлопных газов, покидающих секцию испарителя, будет значение 650°F. Если в испаритель поставлялась вода, предварительно нагретая до энтальпии 648 BTU/lb (оптимальное допущение), энергия, необходимая для выработки пара, составляет 1642,4-648=994,4 BTU/lb.

Однако при 650°F выхлопные газы обладают энтальпией 281,3 BTU/lb. Следовательно, выхлопные газы способны кипеть и перегреваться только 469,000 Ib/hr (3,552,000)(412,6-281,3)/994,4. Таким образом, вопрос превращается в проблему теплообмена, так как имеется недостаточно высокий уровень энергии (высокая температура) для выработки пара при более высоких давлениях.

Наоборот, от температуры выхлопных газов 650°F до выхлопов при 180°F существует достаточное количество энергии для предварительного нагревания воды в количестве 729,000 Ib/hr ((3,552,000)(281,3-159,2)/(648-53)) из горячего резервуара при 53 BTU/lb для энтальпии насыщения 648 BTU/lb. Поэтому использование для регенерации тепла котла с единым уровнем давления, как в уровне техники, неэффективно и либо вырабатывает избыток горячей воды, не применяемой или мало применяемой в производстве электроэнергии, или температура выхлопов ПГРТ значительно превосходит оптимальную. Этот результат повлек внедрение ПГРТ с несколькими уровнями давления в рамках уровня техники. Такой вариант использует энергию нагретой воды или выхлопных газов путем подачи в секцию(и) испарителя низкого давления в ПГРТ, который(е) преобразует(ют) не пригодные к употреблению горячую воду/выхлопные газы в пар низкого давления. Хотя в этом паре содержится меньше энергии и он обладает меньшей способностью производить энергию в паровой турбине, по сравнению с паром высокого давления, пар низкого давления вносит тем не менее свою долю в производство энергии паровой турбиной и используется для уменьшения потребления тепла электростанцией для выработки энергии (тепловая мощность).

Дополнительное горение

Еще одним способом устранения недостатков теплообмена ПГРТ с единым уровнем давления без необходимости увеличения числа уровней давления, как это известно из уровня техники, является способ добавления дополнительной энергии у впускного отверстия или около впускного отверстия ПГРТ за счет обеспечения дополнительного сжигания топлива (дополнительного горения). Однако выводы таковы, что дополнительное горение уменьшает общую тепловую производительность электростанции. Это отмечено Муром (Moore) в патенте 5649416, в котором говорится, что

“Дополнительное сжигание топлива ПГРТ может увеличить общее количество выработанной энергии и часть всей произведенной паровой турбиной энергии, но только при условии уменьшения совокупной тепловой производительности электростанции”.

Кроме того, Райс (Rice) в патенте 5628183 заявляет, что

“Дополнительное горение перед ПГРТ не является правильным решением проблемы увеличения производительности цикла.”

Таким образом, согласно предшествующему уровню техники использование технологии дополнительного горения не является эффективным. Кроме того, Райс упоминает иные документы компаний General Electric и Westinghouse, подтверждающие ту же точку зрения. В информационной брошюре компании “General Electric” под названием "Производственная линия и эксплуатация с комбинированием циклов компании "General Electric" Дэвида Л.Чейса и др. (GE informative literature, GER-3574F (1996), entitled "GE Combined-Cycle Product Line and Performance" by David L. Chase, Leroy O. Tomlinson, Thomas L. Davidson, Raub W. Smith, and Chris E. Maslak) говорится, что

“... производительность в производстве энергии путем использования дополнительного горения составляет 34-36% на основании коэффициента низшей теплоотдачи (LHV)”.

Отсюда следует, что, хотя производительность комбинированного цикла составляет 56% в соответствии с коэффициентом низшей теплоотдачи (LHV) при полной нагрузке, произведенная за счет дополнительного горения энергия добавляется при производительности, равной или меньшей 36% коэффициента низшей теплоотдачи (LHV).

В этом же документе есть информация, указывающая на дополнительное горение как на фактор, снижающий производительность (тепловую мощность), - это таблица 14, согласно которой дополнительное горение ПГРТ может увеличить мощность известных из уровня техники электростанций с комбинированием циклов на 28%, но только при увеличении совокупной тепловой мощности комбинированного цикла на 9% (для потребления конкретного топлива).

Поток энергии в рамках настоящего изобретения

Было бы правильным изучить заново совокупный поток энергии в комбинированном цикле, как это сделано в нескольких вариантах настоящего изобретения. Простой энергетический анализ на Фиг.21 показывает поток энергии в установке с комбинированием циклов, в то время как Фиг.10 определяет поток энергии для традиционной электростанции с комбинированием циклов на основе параметров существующего уровня техники (см. последующий раздел об оптимизации предпочтительного варианта цикла для уравнений, использованных для расчета параметров Фиг.10). Как уже говорилось, эксплуатационные данные газовой турбины приводятся для модели PG7241 (FA) компании “General Electric” при условиях, соответствующих стандарту ISO при 3,0 дюймах Н₂О перепада давления воздуха на вход и 10 дюймах H₂O перепада давления на выхлопе. Согласно Фиг.21, 32,31% (все процентные соотношения даны по основанию коэффициента высшей теплоотдачи HHV) начального топлива на входе в газовую турбину (2101) преобразуется в электричество, являющееся выработкой газовой турбины (2105). В зависимости от потока выхлопного газа газовой турбины и его энтальпии, только 56,21% поступившей энергии поступает в ПГРТ (2103), что означает, что 11,548% теряется между газовой турбиной и ПГРТ (2102). Из этих оставшихся 56,21% входной энергии газовой турбины, направленных в ПГРТ, около 10,7% теряется при проходе через выхлопную трубу (2107), оставляя 50,17% входной энергии газовой турбины для ПГРТ. В этой части нет изменений по сравнению с уровнем техники.

Для обеспечения максимальной регенерации тепла ПГРТ некоторые варианты настоящего изобретения предполагают увеличение потока питающей воды через ПГРТ до тех пор, пока не будет достигнут достаточный баланс тепла, полученного от питающей воды, для соответствия потерям тепла выхлопных газов, необходимым для оптимальной регенерации тепла (то есть уменьшение температуры выхлопных газов ПГРТ приблизительно до 180°F). Во-вторых, путем добавления топлива к впускному отверстию ПГРТ (дополнительное горение) энергия выхлопных газов ПГРТ растет до тех пор, пока ее уровень не станет достаточным для преобразования большей части или всей питающей воды в пар. При использовании варианта 3 на Фиг.4 тепло необходимо добавлять при 1633 BTU/lb для создания необходимых характеристик пара. Так как тепловая производительность выхлопных газов составляет приблизительно 0,25 BTU/lb/°F, a тепловая производительность рециркулирующего конденсата составляет приблизительно 1,0, поток пара должен составлять примерно 0,25 lb пара на lb потока выхлопных газов. Для двух газовых турбин GE frame 7 это означает отдачу парового потока 1,776,000 Ib/hr.

Для образования такого количества пара необходимо 2894 MMBTU/hr (миллион BTU/hr). Учитывая 1% потерь в окружающую среду из ПГРТ (2106), потребность в поступлении тепла достигает 2923 MMBTU/hr. При потере выхлопов энергия ПГРТ, необходимая для производства этого пара составляет 87,99% от входной энергии газовой турбины. Поскольку входная энергия ПГРТ 2103 за вычетом потерь выхлопных газов ПГРТ (2107) составляет 50,17% (56,21-6,04) входной энергии газовой турбины (2101), необходимо добавление энергии, равной 31,78% входной энергии газовой турбины, как тепла от дополнительного сжигания топлива (2104), что составит в целом 81,95% входной энергии газовой турбины (2101). При условии корректировки в 1% потерь в окружающую среду (2106) 31,3% входной энергии газовой турбины (2101) преобразуется в пар. Такой пар на этом этапе готов для его преобразования в электричество в паровой турбине.

При использовании паровой турбины в соответствии с изобретением могут также применяться более высокое давление, перегрев и нагревание питающей воды. Кроме того, характеристики паровой турбины будут оцениваться как превышающие в 2,5 раза характеристики стандартной электростанции с комбинированием циклов. Это поможет конструктору использовать производительность парового цикла 44,38%, как показано на примере варианта 5 Фиг.4 (если следовать Муру, производительность паровой турбины увеличивается по мере увеличения параметров, но для целей демонстрации в данном примере была отставлена совокупная производительность 90%).

При использовании базового парового цикла производительностью в 44,39% 36,01% тепла преобразуется в механическую энергию (мощность по валу в л. с.), с учетом эффективности генератора 99% и множителя 97,5% для расчета побочной нагрузки. Выработанное паровой турбиной электричество составляет 34,76% от входной энергии газовой турбины (2101). При выработке газовой турбины (2105) равной 32,31% входной энергии газовой турбины (2101) выработка паровой турбины равняется 34,76% входной энергии газовой турбины (2101), а при добавочном использовании на входе дополнительного топлива в количестве 31,18% от входной энергии газовой турбины (2101) производительность комбинированного цикла составит (выработка, поделенная на входную энергию) ((0,3231+0,3476)/(1+0,3118)), то есть 50,90%. При использовании только двух нагревателей питающей воды в цикле производительность данной модели равняется производительности традиционной электростанции с комбинированием циклов компании General Electric. Для сверхкритических режимов совокупная производительность комбинированного цикла в некоторых случаях увеличивается до 51,75% и обеспечивает понижение коэффициента низшей теплоотдачи до 5942 BTU/kWh (БТЕ/кВт·ч) (см. Фиг.10 и 21).

Таким образом, с точки зрения совокупного количества энергии очевидно, что дополнительное горение не является пагубным для общей производительности комбинированного цикла, ЕСЛИ добавлению дополнительной энергии в нижний цикл сопутствует соответствующее увеличение производительности нижнего цикла.

Оптимизация предпочтительного варианта цикла

Как говорилось ранее, одним из основных усовершенствований для нескольких вариантов настоящего изобретения является гибкость системы. В случае дополнительного горения новая электростанция с комбинированием циклов может предусматривать наличие нескольких различных газовых турбин наряду с паровой турбиной, изготовленной в соответствии с требованиями заказчика для расширения диапазона эксплуатации новой электростанции с комбинированием циклов.

Так как производительность определена как объем выработки электроэнергии, поделенной на входную энергию, исследование энергетического потока можно использовать для определения требуемой при заданной мощности производительности парового цикла. Поэтому, с точки зрения совокупной производительности комбинированного цикла, выработанной энергией считается комбинация выработки паровой и газовой турбин. Входной энергией является общее количество входной энергии газовой турбины совокупно с энергией, добавленной на горелки за счет дополнительного сжигания топлива. По этой причине в отношении Фиг.21 формула для вычисления производительности (η) комбинированного цикла в соответствии с несколькими предпочтительными вариантами изобретения представлена следующим образом:

GТО - выработка газовой турбины;

STO - выработка парового цикла;

GTI - входная энергия газовой турбины;

SFE - входная энергия ПГРТ за счет дополнительного горения.

Параметры в формуле, приведенной выше, обычно известны. Неизвестной переменной величиной является энергия, произведенная в паровом цикле. Этот показатель является функцией некоторых других поступлений энергии, включая мощность генератора паровой турбины, потерю выхлопных газов ПГРТ, фактор вспомогательной нагрузки и производительность парового цикла. Во-первых, необходимо произвести расчет количества энергии, который передается в пар из ПГРТ. Это определено как пар регенерации (2108) и рассчитывается при помощи следующей формулы:

HRS=[HGI+SFE-HE] (1-HGL) (3)

HRS - энергия ПГРТ, переданная пару;

HGI - теплота выхлопов газовой турбины;

SFE - теплота дополнительного горения;

НЕ - потери выхлопов ПГРТ (ПВ);

HGL - потери теплоты.

По указанной формуле рассчитывают теплоту, переданную в пар, как сумму теплоты выхлопов газовой турбины и теплоты, добавленной в результате дополнительного горения, за вычетом потерь выхлопов ПГРТ, с поправкой на потерю теплоты в окружающую среду. На данном этапе это определяет количество энергии, участвующей в паровом цикле. Для определения выработки электричества из этой энергии, выработки парового цикла (2111) входная энергия должна быть скорректирована по производительности парового цикла (2109), потерям генератора паровой турбины (2110) и вспомогательной нагрузке (2112). Формула для определения мощности генератора паровой турбины приобретает следующую форму:

STO=HRS×SCE×AXF×(1-SGL) (4)

HRS - энергия ПГРТ, преобразованная в пар;

SCE - базовая производительность парового цикла;

AXF - фактор вспомогательной нагрузки;

SGL - потери генератора паровой турбины;

=(1 - SGE (производительность парового генератора))

Величина выхода парового цикла характеризует преобразование паровой энергии в энергию вала паровой турбины, которая затем корректируется по выработке электричества в паровом цикле как путем поправок производительности генератора, так и путем уменьшения выработанной энергии за счет вспомогательной нагрузки.

Зная результаты этих вычислений, а также исходя из заданной величины выработки для данной газовой турбины (см. Фиг.29 для диапазона объемов выработанной электроэнергии для предпочтительных вариантов реализации настоящего изобретения), можно определить требуемую производительность парового цикла, которая составит производительность предпочтительного варианта электростанции с комбинированием циклов, равную производительности традиционной электростанции, известной из уровня техники и базирующейся на использовании тех же газовых турбин. На Фиг.30 продемонстрированы уровни производительности парового цикла, которые необходимы при увеличении параметров электростанции с комбинированием циклов, описанной в нескольких предпочтительных примерах настоящего изобретения. Обратите внимание, что параметр вдоль горизонтальной оси является отношением энергии, выработанной паровой турбиной, к общей энергии, выработанной всеми газовыми турбинами.

При помощи Фиг.29, 30 и вышеприведенных формул для расчета производительности парового цикла и совокупной производительности электростанции специалист-конструктор может определить, какая комбинация газовых турбин наиболее подходит с точки зрения производительности энергии и экономической выгоды, а также определить относительную сложность парового цикла (сверхкритические условия пара, количество нагревания питающей воды, температуры впуска и т.д.), которые составят желаемую производительность электростанции. Фиг.47-50 иллюстрируют способ проектирования электростанции/сооружения, обеспечивающий выбор, конструкцию и финансирование электростанции в соответствии с предпочтительным вариантом реализации настоящего изобретения.

Гибкость предпочтительного варианта реализации

Как было отмечено ранее, гибкость (трансформируемость) является одним из преимуществ настоящего изобретения. Из анализа Фиг.30 можно увидеть, что при более низком соотношении энергий паровой/газовой турбин для обеспечения такой же производительности электростанции в соответствии с настоящим изобретением может быть использован паровой цикл с более умеренной мощностью. Однако при низком соотношении паровой/газовой турбин было бы возможно использовать ультрасверхкритические режимы пара для увеличения мощности электростанции с комбинированием циклов, известной из предшествующего уровня техники. Если в модели реализации, показанной на Фиг.26, при 725 МВт использовать ультрасверхкритический нижний цикл, тепловая мощность сократится с 6006 BTU/кВт·ч до 5912 BTU/кВт·ч.

Однако, в отличие от предпочтительных вариантов с более высокими соотношениями газовой/паровой турбины, такая конфигурация обладает меньшей функциональной гибкостью. При пониженных соотношениях регулирование предпочтительного варианта будет более похоже на предшествующий уровень техники, когда необходимо модулирование газовой турбины для управления нагрузкой электростанции в высшей рабочей точке электростанции. В зависимости от экономической целесообразности, высокая производительность, низкая производительность или капитальные затраты определяют, какое соотношение паровой/газовой турбин выбирает в конечном итоге разработчик электростанции.

Возможное соотношение ПТ/ГТ и для предпочтительного варианта

На Фиг.30 показано увеличение параметров паровой турбины, достигаемое в соответствии с несколькими предпочтительными вариантами настоящего изобретения. Традиционная электростанция с комбинированием циклов может иметь мощность паровой турбины, номинально составляющую 55% всей мощности газовой турбины. Поэтому общая мощность электростанции может быть определена как 1,55 мощности газовой турбины (1,00 для газовой турбины плюс 0,55 для паровой турбины). По этому примеру в соответствии с настоящим изобретением паровая турбина может быть спроектирована так, чтобы ее мощность в 2,1 раза превышала мощность газовой турбины и совокупная мощность электростанции, таким образом, составляла бы величину в 3,1 больше мощности газовой турбины (1,0 для газовой турбины плюс 2,1 для паровой турбины).

Данный пример варианта реализации настоящего изобретения обеспечивает эффективность в 3,1/1,55=2.0 раза больше, чем известно из уровня техники. Однако, чтобы оставаться на равных с предшествующим уровнем техники по уровню производительности, базовая производительность парового цикла должна быть 48,3% (см. Фиг.30). В сверхкритических режимах работы пара, при усовершенствованных характеристиках пара и при нагревании питающей воды, базовые уровни производительности парового цикла могут достигать указанного значения. Поэтому некоторые предпочтительные варианты настоящего изобретения, при условии использования определенных газовых турбин, способны практически удваивать мощность электростанций с комбинированием циклов в сравнении с предшествующим уровнем техники, значительно уменьшать количество аппаратных средств, которые были бы необходимы в предшествующем уровне техники для достижения той же мощности, и в то же время достигать уровней производительности, сравнимых с предшествующим уровнем техники.

Так как в соответствии с настоящим изобретением предполагается использование ПГРТ с единым уровнем давления, а для эффективного использования ПГРТ с единым уровнем давления поток питающей воды в секции низкой температуры ПГРТ должен быть соответствующим для обеспечения абсорбции энергии выхлопных газов газовой турбины, анализ показывает, что минимальное соотношение паровой/газовой турбины, необходимое для достижения такой цели, должно составлять приблизительно 0,75.

Исходя из того, что относительное количество выработанной энергии газовой турбины равно 1,0, а соотношение паровой/ газовой турбины равно 0,75, совокупная мощность электростанции составляет величину, превышающую мощность газовой турбины в 1,75 раз, что приводит газовые турбины к совокупной выработке энергии равной (1,0/1,75) или приблизительно 0,57, т.е. 57% полной выработки энергии электростанцией.

Ограничения проектирования

Хотя несколько предпочтительных вариантов реализации настоящего изобретения предполагают более широкий диапазон параметров комбинированного цикла для данного комплекта газовых турбин, чем это было доступно в рамках предшествующего уровня техники, тем не менее, существуют ограничения по проекту электростанций с комбинированием циклов, использующих новые технологии. Далее приведены некоторые из таких ограничений:

1. При температуре горения газа в трубках впускного отверстия выше 1600°F ПГРТ потребует более дорогой конструкции водного экрана.

2. С учетом конструкции водяного экрана ПГРТ может ограничиваться температурой горения газа в трубках впускного отверстия на уровне приблизительно 2400°F.

3. Выхлопные газы ПГРТ должны содержать значительное количество кислорода для поддержания горения дополнительного топлива.

4. Горелки, которые обеспечивают поступление дополнительного тепла в ПГРТ, должны иметь возможность поддерживать низкие уровни NOX даже при высоких параметрах горения.

5. Цикл должен быть спроектирован так, чтобы можно было работать в рамках проектных параметров по давлению и температуре паровой турбины.

6. Цикл должен быть спроектирован таким образом, чтобы поддерживалась соответствующая производительность, себестоимость, уровень выбросов, а также любые другие ограничительные параметры, существование которых делает проект приемлемым с экономической и экологической точек зрения.

Принимая во внимание такие ограничения, на Фиг.29 приведен диапазон номинальной мощности для электростанций с комбинированием циклов, описанных в некоторых предпочтительных вариантах настоящего изобретения. Обратите внимание, что эти электростанции базируются на одной или двух газовых турбинах и покрывают диапазон от менее 150 до 1050 МВт. Фиг.29 не предназначена для демонстрации всех возможных комбинаций, которые могут быть использованы в соответствии с предпочтительным вариантом настоящего изобретения, а представляет только примеры различных газовых турбин для иллюстрации.

Влияние экономических аспектов на проект электростанции

Все инженеры-конструкторы, являющиеся специалистами в данной области, изучают многие проекты электростанций, с точки зрения их относительных экономических преимуществ, перед тем, как выбрать окончательную конфигурацию электростанции. Это относится и к известным из уровня техники электростанциям с комбинированием циклов, и электростанциям с комбинированием циклов, использующим систему и способ в соответствии с настоящим изобретением. Новые электростанции должны быть коммерчески целесообразными, если принято решение об их строительстве.

Инженер-конструктор может изучить различные варианты, такие как градирня электролизного типа с низкой себестоимостью и большими вспомогательными нагрузками (электрические вентиляторы с вращательным электроприводом) или градирня с гиперболической поверхностью - с высокой себестоимостью, имеющая единственную небольшую побочную нагрузку (естественная тяга воздушного потока, вентиляторы не требуются). Таким образом, происходит экономическая оценка экономии энергии в зависимости от капитальных затрат, необходимых для такой экономии. На основании настоящих и ожидаемых затрат на энергию, капитальных затрат и иных факторов разработчик проекта отбирает наиболее экономичный вариант. Наиболее эффективный вариант, с точки зрения перспектив сохранения энергии, не всегда является наиболее экономически выгодным выбором.

Те же оценки потребуются и при рассмотрении некоторых предпочтительных вариантов настоящего изобретения. Хотя ультрасверхкритические режимы пара влекут за собой более высокую производительность пара, возросшая экономия топлива может не перевесить добавочные затраты на более сложные аппаратные средства. При высоких процентных ставках некоторые предпочтительные варианты настоящего изобретения обеспечат значительное увеличение мощности только с номинальным увеличением процентных отчислений по цене. При условии низких затрат на топливо приемлемыми могут быть большие по размеру электростанции без соответствующего увеличения производительности парового цикла. Еще раз необходимо отметить, что некоторые предпочтительные варианты настоящего изобретения предоставляют конструктору-специалисту в данной области и разработчику электростанции широкий выбор при поиске наиболее коммерчески выгодного варианта электростанции.

Когда в ряде вариантов настоящее изобретение рассматривается как преимущественно паровая, а не газотурбинная электростанция, совокупность экономических оценок обычно имеет ключевое значение. Так как указанные турбины будут большими по размеру и с сильными концевыми потоками выхлопов, в них обычно используются один, два или три корпуса выхлопной трубы, у каждой из которых имеется двухпоточное выхлопное устройство. Фиг.51 является иллюстрацией паровой турбины компании General Electric согласно информации в брошюре "Паровые турбины для больших электростанций" Джона К.Райнкера и Ппола Б.Мейсона (GE informative document entitled "Steam Turbines for Large Power Applications" by John K.Reinker and Paul B.Mason (General Electric Reference GER-3646D, 1996)). Корпус с левой стороны представляет собой комбинированную секцию высокого/промежуточного давления, а с правой - две более крупных выхлопных секции (низкого давления) для двойных потоков. Допускаются различные размеры выхлопных обшивок, проектируемые в соответствии с длиной лопасти на последнем каскаде. Также могут существовать значительные различия себестоимости различных обшивок.

Выбор высоты лопасти последнего каскада паровой турбины, размера выхлопного корпуса и их количества относится к очень общим экономическим оценкам больших паровых электростанций. Паровой цикл может стать более производительным в результате увеличения до следующего большего по размеру выхлопного корпуса или, возможно даже, в результате добавления еще одного выхлопного корпуса. Однако увеличение производительности парового цикла необходимо взвешивать в сравнении с увеличением себестоимости дополнительных аппаратных средств.

Еще одним фактором, который приобретает значение, является размер конденсатора и оборудования для отвода тепла. Еще раз отметим, что более низкое давление выхлопов приводит к достижению более высокой производительности парового цикла, но стоимость оборудования для достижения меньшего давления выхлопов не должна перевешивать размер экономии на топливе.

Рассматривая экономические аспекты, разработчик должен предоставить проектировщику пооперационный сценарий для новой электростанции. Так как электрическая нагрузка системы является очень динамичной и постоянно меняется, необходима информация о профиле нагрузки, которая представляет примеры нагрузки на данной электростанции как функции времени. Фиг.31А взята из отчета Департамента Энергетики США, DOE/EIA-0614, "Цены на электричество в условиях конкуренции: критическое ценообразование систем энергоснабжения и финансовое положение коммунальных служб по вопросам энергоснабжения" (U.S. Department of Energy report numbered DOE/EIA-0614 entitled "Electricity Prices in a Competitive Environment: Marginal Cost Pricing of Generation Services and Financial Status of Electric Utilities"). Фиг.31A иллюстрирует типичный почасовой профиль нагрузки для системы (сети энергоснабжения) в течение дня. На основе еженедельной информации такой профиль свидетельствует о более низкой нагрузке в выходные дни и праздники, а в соответствии с данными за год - о необходимости некоторых корректировок с учетом сезонных изменений. Поскольку большинство электростанций большую часть своего существования работают с частичной нагрузкой, экономически оптимальный вариант получается при проектировке электростанции с расчетом на работу с наибольшей производительностью при средней нагрузке, в противовес номинальной производительности электростанции.

Это подмечено М. Боссом в информационной брошюре General Electric "Паровые турбины для систем энергоснабжения комбинированного цикла STAG" (М. Boss, GE informative document GER-3582E (1996), entitled "Steam Turbines for STAG™ Combined-Cycle Power Systems"). Как объясняется в данной работе, несмотря на то, что производительность парового цикла может быть увеличена до максимальной отметки, если круговая скорость выхлопов паровой турбины у лопасти последнего каскада составляет приблизительно 550 футов в секунду, экономически оптимальное значение достигается обычно при круговой скорости от 700 до 1000 футов в секунду при номинальной производительности паровой турбины. Джеймс С. Райт в информационной брошюре General Electric "Аспекты оптимизации, оценки и тестирования цикла паровой турбины" (James S. Wright, GE informative document GER-3642E (1996), entitled "Steam Turbine Cycle Optimization, Evaluation, and Performance Testing Considerations") предлагает критерии выбора выхлопного корпуса паровой турбины. В данном примере выбор осуществляется между тремя выхлопными корпусами разного размера, с учетом увеличения эффективности выхлопного корпуса по мере возрастания его размера. Самый большой по величине корпус не выбирают, так как увеличение его эффективности связано с дополнительными стоимостными показателями. Руководствуясь той же логикой, также не выбирают самый маленький корпус. Таким образом, обычно выбирают корпус среднего размера, являющийся оптимальным с экономической точки зрения.

ПГРТ с единым уровнем давления

Для того чтобы сделать результативным ПГРТ в режиме единого уровня давления, необходимо сначала рассмотреть эффективность его проекта. На Фиг.11 представлена кривая энтальпии пара в зависимости от температуры для давления 1800 фунтов на кв. дюйм. Как это можно заметить, теплосодержание (энтальпия) пара не является линейной функцией температуры. Это явление значительно усложняет перенос тепла выхлопными газами, имеющих почти линейную характеристику (см. Фиг.12). Как видно из Фиг.11, в точке кипения при 621°F энтальпия смеси вода/пар возрастает с 648 BTU/lb до 1154 BTU/lb без какого-либо увеличения температуры. Поглощаемое в этой секции ПГРТ (испарителе) количество тепла будет значительно больше, чем в любой другой секции для данного изменения температуры.

Между температурами от 100 и 400°F средняя теплоемкость воды достигает 1,014 BTU/lb/°F. Эта величина обычно является линейной и изменяется незначительно с изменением давления. Поэтому в данной секции передача тепла между водой и выхлопными газами будет относительно постоянной.

Для максимального повышения эффективности регенерации тепла в ПГРТ, а также для обеспечения поступления максимального количества пара в паровую турбину требуется метод системного регулирования, позволяющий оптимизировать поток питающей воды/пара через каждый отдел ПГРТ. Такая схема оптимизации будет заложена в приборные средства системы управления электростанции.

Система регулирования

Существует огромное количество возможных технологий регулирования для паровых турбин, однако популярными являются регулировка потока и регулировка скользящего давления. В случае регулировки потока паровая турбина включает набор клапанов, настроенных на поддержание проектного давления на впуске. В случае регулировки скользящего давления давление на впуске в паровую турбину имеет возможность "скользить" или изменяться с изменением нагрузки (потока пара) паровой турбины. Для электростанций с комбинированием циклов, где используется вариант регенерации тепла, часто преимущественным является использование регулировки скользящего давления. Такой метод управления позволяет использовать высокие объемные расходы потоков паровой турбины путем использования пара с более низким удельным объемом (низкое давление) при частичной нагрузке. Это позволяет поддерживать уровень производительности паровой турбины на проектном уровне или близко к нему. Кроме того, пар более низкого давления кипит при температуре более низкой, чем пар высокого давления, поэтому более низкотемпературные выхлопные газы в ПГРТ, связанном с более низкой нагрузкой, могут обеспечивать большее парообразование.

Использование энергии

Как было ранее показано, для того чтобы производить пар высокого давления в ПГРТ, необходимо не только наличие общего компонента энергии для производства пара (совокупные необходимые BTU), но энергия также должна иметь надлежащую температуру, чтобы вызвать необходимую передачу тепла. Кроме того, желательно максимально использовать отходящую теплоту, а также не производить большого количества горячей воды или не увеличивать значительно температуру выхлопов ПГРТ по сравнению с оптимальными значениями. Использование дополнительного горения становится чрезвычайно полезным для достижения таких целей.

Теперь будет полезно рассмотреть концепцию ПГРТ единого уровня давления, используемого в газовой турбине. Как было показано, такой вариант, будучи разработан для температуры выхлопов ПГРТ 180°F, приводит либо к образованию чрезмерного количества горячей воды, либо к слишком высокой температуре выхлопных газов ПГРТ, известной из уровня техники. Это происходит из-за недостаточности входного тепла - при более высоких температурах, а также из-за избыточности имеющегося тепла - при более низких температурах. Для иллюстрации представьте ПГРТ, который добавил тепло в выхлопные газы без увеличения температуры (не очень вероятный вариант для узла газовая турбина/ПГРТ). Представьте, что для добавления тепла ПГРТ был спроектирован таким образом, что он поглощает больше топлива и воздуха, но без увеличения входной температуры. Такой сценарий предполагает образование большего количества выхлопных газов газовой турбины и, следовательно, большего количества горячей воды. Эффективность ПГРТ не изменится, только его мощность изменится пропорционально добавленному теплу.

Такая концепция является важной, так как она имеет отношение не только к ПГРТ, но также к традиционной практике комбинирования циклов, когда используется дополнительное горение. В существующем уровне техники дополнительное горение увеличивало потоки пара, но не приводило к повышению эффективности парового цикла.

В связи с наличием чрезмерного количества кислорода в выхлопных газах газовой турбины (уровень кислорода сокращается с 21% в окружающем воздухе до приблизительно 12-15% в выхлопах газовой турбины при полной нагрузке) топливо может гореть непосредственно в ПГРТ без необходимости обеспечения дополнительного воздуха. Такая практика позволяет использовать дополнительное горение для увеличения температуры выхлопных газов. Сгорание и процесс регенерации тепла для дополнительного горения является эффективным на 99%, так как только 1% поступившего в ПГРТ тепла теряется в окружающей среде. Это является значительным усовершенствованием по сравнению с котлами цикла Ренкайна, которые могут иметь эффективность всего от 80 до 90%. Основной причиной такой разницы между котлами традиционного цикла Ренкайна и ПГРТ является то, что котлы традиционного цикла Ренкайна поглощают холодный окружающий воздух для горения и могут затем выделять выхлопы при температуре от 350 до 400°F, а в ПГРТ поступают предварительно нагретые выхлопные газы газовой турбины при температуре от 800 до 1200°F, а затем выхлопы при температуре от 160 до 200°F.

Увеличение уровня энергии выхлопных газов в результате дополнительного горения значительно повышает их возможность (способность к передаче тепла) образовывать пар высокого давления и температуры. Кроме того, большая энергия высоко расположенного торца ПГРТ идет в зачет или служит для баланса чрезмерной энергии низко расположенного торца ПГРТ, типичного в комбинированном цикле предшествующего уровня техники.

Другими словами, дополнительное тепло, поступившее во впускное отверстие ПГРТ, которое увеличивает температуру выхлопных газов, может передаваться в поток питающей воды, у которого было недостаточно энергии для превращения в пар. Увеличивается не только общий поток пара, но также и эффективность парового цикла за счет более высокого пропорционального соотношения пара высокого давления.

Таким образом, добавление топлива в нижний цикл, а также обеспечение дополнительного поступления тепла могут быть использованы для повышения общей эффективности нижнего цикла.

Обзор системы

На Фиг.13 представлена концептуальная схема комбинирования циклов с добавлением тепла в нижний цикл. На Фиг.13 жидкость верхнего цикла (1301) поступает в двигатель верхнего цикла (1302), где для увеличения ее температуры добавляется топливо и/или тепло (1303). Жидкость осуществляет работу, которая преобразуется двигателем верхнего цикла в механическую энергию вала. Эта энергия приводит в действие нагрузку верхнего цикла (1304). Нагрузка представляет собой электрический генератор, насос, компрессор или любое другое устройство, требующее для запуска механическую энергию. Выбрасываемая из двигателя верхнего цикла жидкость направляется через выхлопной трубопровод (1305) в устройство для регенерации тепла (1306). Кроме того, топливо и/или тепло (1314) добавляется в жидкость верхнего цикла в той точке, где она поступает в устройство для регенерации тепла. После прохождения через устройство для регенерации тепла жидкость верхнего цикла выбрасывается в открытый резервуар (1307).

Для данного примера верхний цикл является открытым циклом. Другими словами, жидкость верхнего цикла забирается из большого резервуара и выбрасывается в тот же самый резервуар. Устройство для регенерации тепла (1306) получает часть энергии выхлопов верхнего цикла и передает ее в жидкость нижнего цикла (1308). В этом примере жидкость нижнего цикла нагревается при едином уровне давления, на линии высокого давления (1309). Затем эта жидкость поступает в двигатель нижнего цикла (1310), где она приводит в действие нагрузку нижнего цикла (1311). Снова отметим, что нагрузка представляет собой электрический генератор, насос, компрессор или любое другое устройство, требующее для запуска механическую энергию.

Из двигателя нижнего цикла жидкость нижнего цикла поступает в теплообменник (1312), откуда тепло отводится наружу. Затем жидкость нижнего цикла поступает в устройство передачи жидкости (1313). Для данного примера нижний цикл является закрытым, что означает, что жидкость нижнего цикла постоянно циркулирует в замкнутом цикле.

Вариант настоящего изобретения, показанный на Фиг.13, отличается от Фиг.5 двумя основными моментами:

1. Топливо и/или тепло, добавляемые (1314) в устройство для регенерации тепла 1306, которое не добавляется в соответствии с Фиг 5; и

2. Согласно Фиг.13 имеется только одна жидкость - жидкость высокого давления (1309), поступающая в двигатель нижнего цикла (1312), в то время как в соответствии с Фиг.5 на двигатель нижнего цикла (512) подаются жидкость высокого давления (509), промежуточного давления (510) и низкого давления (511).

С использованием метода добавления в нижний цикл топлива и/или тепла увеличивается не только энергия нижнего цикла, но также эффективность цикла, поскольку тогда жидкости промежуточного и низкого давления переведены на уровень жидкости высокого давления. А жидкость высокого давления на единицу массы потока может выполнять больше работы, чем жидкость промежуточного и низкого давления.

Имеется несколько различных видов текучих сред, которые могут быть использованы в концепции комбинирования циклов, включая воду, воздух, пар, аммиак, охладители, смеси и др. Демонстрация предпочтительной модели этой концепции не имеет целью ограничение количества циклов, используемых в комбинированном цикле, ограничение видов жидкости в комбинированном цикле одним конкретным видом, ограничение давления жидкости, которое может использоваться в цикле, или ограничение любого цикла его открытым или закрытым типом, а лишь показывает, что процесс увеличения термического к.п.д. при комбинировании циклов часто может быть осуществлен посредством стратегического использования дополнительных топлива и/или входного тепла.

Анализ передачи тепла

Секция экономайзера низкого давления ПГРТ

Как было указано ранее, проблема производства пара высокого давления на традиционных электростанциях с комбинированием циклов заключается в распределении энергии между выхлопными газами и выработанным паром. Кроме того, для оптимизации регенерации тепла желательно, чтобы температура выхлопных газов при выходе из ПГРТ была оптимальной. Поэтому необходимо более глубоко изучить процесс регенерации тепла.

Для оптимизации регенерации тепла в более низкотемпературных зонах ПГРТ (приблизительно 470°F - температура входящих выхлопных газов, до 180°F - температура выходящих выхлопных газов) значительное количество тепла необходимо изъять при помощи поступающей под давлением воды. Средней теплоемкостью выхлопных газов в этом диапазоне (от 470 до 180°F) является 0,257 BTU/lb/°F (эта величина может незначительно меняться при изменении содержания кислорода в выхлопных газах/количестве дополнительного горения). При температуре от 100 до 400°F средняя теплоемкость воды составляет 1,014 BTU/lb/°F.

Следовательно, для получения приращения температуры питающей воды, соответствующего уменьшению температуры выхлопных газов, соотношение потоков должно составлять (1,014/0,257) или 3,95 Ibs (фунтов-сил) выхлопных газов на один 1b (фунт-силу) питающей воды в данном диапазоне температур ПГРТ. Соотношение потоков на этом или близком к нему уровне обеспечит оптимизацию регенерации тепла для данной секции ПГРТ. За изменениями параметров, такими, как содержание кислорода в выхлопных газах, температурой питающей воды на впуске, а также иными факторами можно наблюдать при помощи аппаратных средств системы управления электростанцией, а также можно рассчитывать и регулировать оптимальное количество питающей воды через каждую секцию ПГРТ.

Опыт показал, что поддержание температуры холодной воды на впуске секции экономайзера низкого давления (питающей воды непосредственно из конденсатора) может иметь пагубное влияние на долговечность составных частей данной секции. Это обусловливается коррозией в экономайзере в результате того, что трубки и ребра экономайзера более холодные, чем точка росы выхлопных газов ПГРТ. Так как эти составные части обычно конструируют из углеродистой или низколегированной стали, влага конденсата на поверхностях трубок и пластин подвергает их коррозии, уменьшая эффективность теплообменника. Используются два распространенных метода для борьбы с этой проблемой. В одном используют устройство для предварительного нагревания воды, чтобы в экономайзер поступала более теплая вода. Другим способом является изготовление частей экономайзера низкого давления из материала, не подверженного коррозии, например, из нержавеющей стали. Любой из этих способов является приемлемым, и обычно отбирается тот, который определен как оптимальный с экономической точки зрения.

Секция экономайзера ПГРТ высокого давления

Секция экономайзера ПГРТ высокого давления нагревает питающую воду приблизительно от 400°F (выход из секции экономайзера низкого давления) в идеале до температуры насыщения давления в секции испарителя. Для использующегося в данном примере промежуточного давления в 1800 psia, температура насыщения составит 621°F. В таком диапазоне средняя теплоемкость питающей воды составляет 1,230 BTU/lb/°F. Для нагревания этой воды выхлопные газы газовой турбины должны поступить в секцию при температуре приблизительно на 50°F выше температуры питающей воды на выходе, или 671°F. Средняя теплоемкость выхлопных газов в этом диапазоне (от 671 до 470°F) составляет 0,264 BTU/lb/°F (эта величина может незначительно меняться при изменении содержания кислорода в выхлопных газах/количестве дополнительного горения). Поэтому для данной секции ПГРТ соотношение потоков должно составлять (1,230/0,264) или 4,66 Ibs выхлопных газов на lb питающей воды. Так как такое соотношение потоков не согласуется с оптимальным соотношением потоков экономайзера низкого давления, потребуется внесение корректировки для компенсации этого несоответствия (различные оптимальные потоки через каждую секцию).

Секция испарителя ПГРТ

Секция испарителя (субкритический режим использования) является уникальной по сравнению с другими секциями ПГРТ, с точки зрения того, что его входная и выходная температуры являются постоянными величинами (для режима работы при постоянном давлении). Это повышает стабильность процесса теплообмена, а логарифм средней разности температур (LMTD) меньше флуктуирует при различиях потока, чем та же величина в других секциях, поскольку температура выходного отверстия по существу является постоянной. LMTD является нелинейной переменной передачи тепла, которая используется для определения способности передачи тепла теплообменником.

Благодаря этому постоянному температурному параметру, секции, находящиеся под испарителем - экономайзеры высокого и низкого давления, имеют относительно постоянные (с некоторыми изменениями по давлению/нагрузке) входные температуры.

Однако в ряде предпочтительных вариантов дополнительное горение значительно изменяет температуры впускного отверстия секции испарителя, а также секций пароперегревателя и промежуточного нагревателя. Такие увеличивающиеся и уменьшающиеся значения температур определяют поток пара через ПГРТ, следовательно, и выработку паровой турбины. Поэтому в противоположность секциям экономайзера оптимизированное соотношение потоков неприменимо для более высоко расположенных секций ПГРТ.

Поскольку секция испарителя ПГРТ поглощает большую долю имеющегося тепла, а также фактически образует пар, мощность испарителя модулируют в основном входной температурой выхлопных газов, являющейся в общем функцией входной температуры выхлопных газов ПГРТ. Следовательно, управление этой секцией осуществляется в основном через поступающее топливо.

Секции пароперегревателя и промежуточного перегревателя ПГРТ

Обе эти секции похожи, так как они обе нагревают пар до более высокой температуры. Секция пароперегревателя получает насыщенный пар из секции испарителя и нагревает его до входной температуры турбины высокого давления. Для регулировки температуры до требуемой величины на выходе из этой секции используется пароохладитель.

Секция промежуточного перегревателя получает пар из секции низкого давления турбины и перегревает его до входной температуры секции промежуточного давления турбины. На выходе из этой секции для регулировки температуры перегрева может использоваться устройство для отвода тепла перегрева (пароохладитель), что происходит за счет эффективности цикла. Как отмечено авторами Юджином А. Аваллоном и Теодором Баумайстером III в Стандартном руководстве для инженеров-механиков (девятое издание) (Eugene A.Avallone and Theodore Baumeister III in Marks' Standard Handbook For Mechanical Engineers (Ninth Edition) (ISBN 0-07-004127-X, 1987)) в разделах с 9-24 до 9-25:

"Терморегуляция перегретого пара путем прямого разбрызгивания воды... приводит к эквивалентному увеличению производства пара высокого давления без термических потерь... Обычно терморегуляторы-разбрызгиватели не используются для контроля температуры перегрева пара, так как их использование приводит к уменьшению общей эффективности тепловых процессов цикла. Однако они часто устанавливаются на случай управления температурой перегрева пара в чрезвычайных ситуациях".

На Фиг.14 показаны кривые, отражающие термические условия секций пароперегревателя и промежуточного перегревателя как функции потока. Кривые не демонстрируют небольшой эффект от пароохладителя, выделенных потоков, потери тепла в трубах или иные небольшие поправки. Необходимо обратить внимание на то, что обе секции требуют пропорционального изменения количества тепла с изменением потока (нагрузка паровой турбины). Поэтому может быть выигрышным, хотя и не обязательным, изготовление этих секций как одной секции в ПГРТ так, чтобы каждая имела свою соответствующую площадь поверхности для теплообмена.

Площадь поверхности ПГРТ

Для получения необходимой передачи тепла из выхлопных газов газовой турбины в воду/пар требуется, чтобы в каждой секции имелась достаточная площадь поверхности для теплообмена. Рабочим уравнением, которое описывает общий процесс теплообмена, является:

Q=U×A×LMTD (5)

Q - переданное тепло, в BTU/hr

U - коэффициент полной передачи тепла, в BTU/hr/ft²/°F

А - общая площадь поверхности в кв. футах LMTD - логарифм средней разницы температур при логарифме средней разницы температур, определенном как

где

GTTD - большая разность температур на выходе;

LTTD - меньшая разность температур на выходе.

Разница температур на выходе, это:

1) температура выхлопных газов, поступающих в секцию ПГРТ, за вычетом температуры воды или пара, находящихся вне секции, и

2) температура выхлопных газов, покидающих секцию ПГРТ за вычетом температуры воды или пара, находящихся внутри секции.

Очевидно, что большей величиной является большая разность температур на выходе и меньшей величиной - меньшая разность температур на выходе. При их равенстве любая из них равна логарифму средней разницы температур. Если большая или меньшая разность температур на выходе становятся слишком малы, площадь поверхности (А) должна быть очень большой для того, чтобы компенсировать недостаток величины. Так как площадью поверхности по существу является вся действующая площадь поверхностей всех трубок и пластин в секции ПГРТ, увеличение площади увеличивает размер, вес и стоимость ПГРТ.

Другой параметр в уравнении теплообмена (U) определяется поверхностным коэффициентом передачи тепла между водой/паром и внутренней стенкой трубы, теплопроводностью материала трубы и ее толщиной, а также поверхностным коэффициентом передачи тепла между выхлопными газами и внешней стенкой трубки.

Для общих целей определяющим параметром в данном уравнении является поверхностный коэффициент между выхлопными газами и внешней стенкой трубы. Это объясняется тем, что именно здесь существует наибольшая сопротивляемость передаче тепла, и подобно тому, как это характерно для группы последовательно соединенных резисторов в электрической цепи, самое большое сопротивление контролирует поток. Следовательно, факторы, наиболее влияющие на изменение коэффициента передачи тепла, представляют наибольшую проблему для инженеров, проектирующих ПГРТ и выбирающих площади поверхностей для каждой секции.

С точки зрения управления, отбор площадей в каждой секции является важным, так как после строительства ПГРТ эти площади уже невозможно изменить, т.е. они становятся фиксированной величиной. Факторами, которые влияют на изменение величины U, являются параметры, изменяющие скорость выхлопных газов на поверхности трубы. Превалирующим отклонением является изменение потока выхлопных газов. Так как газовая турбина является агрегатом постоянного объема, такое изменение имеет место с изменениями температуры окружающего воздуха. Кроме того, оно может происходить с изменением нагрузки газовой турбины. Если бы можно было минимально сократить влияние этих факторов, ПГРТ было бы проще проектировать и оптимизировать для работы в узком диапазоне.

Как будет продемонстрировано в примере предпочтительного варианта реализации настоящего изобретения, предложенные система и способ позволяют газовой турбине работать с полной нагрузкой (контроль температуры) в широком диапазоне совокупной нагрузки электростанции с комбинированием циклов. Это заметно отличается от предшествующего уровня техники, который использует изменения в нагрузке газовой турбины для модулирования общей нагрузки электростанции с комбинированием циклов. Поэтому в некоторых эксплуатационных моментах единственные значительные изменения в потоке ПГРТ будут отнесены на счет изменений окружающей температуры (топливо дополнительного горения добавляет менее 1% в поток выхлопного газа). При температуре окружающей среды от -20 до 100°F поток выхлопных газов будет меняться приблизительно на ±13%. А в случае газовой турбины, известной из уровня техники, только одни изменения нагрузки могли бы привести к значительным изменениям потока выхлопных газов. Модель газовой турбины компании General Electric PG7241 (FA) при 55% нагрузки производит только 70% полной нагрузки выхлопных газов. При изменениях в окружающей среде такое изменение в общем потоке может достигать только 61% проектируемых потоков ПГРТ. Такое отличие потока от проектного приводит к неэффективности ПГРТ и требует конструкторских компромиссов для согласования с широким диапазоном эксплуатационных условий.

В связи с высокими температурами в ПГРТ, возникающими в результате постоянно поддерживаемого дополнительного горения, логарифмы средней разницы температур, наблюдаемые в ряде вариантов реализации настоящего изобретения, более значительны, чем в предшествующем уровне техники. Следовательно, требуемые площади поверхности уменьшаются, а общий размер ПГРТ может быть меньшим. Это приводит к значительной экономии затрат с точки зрения и строительства и занимаемой площади объекта.

Управление ПГРТ

В предшествующем уровне техники возможности управления ПГРТ для балансировки теплопередачи были ограничены. Контроль отвода тепла перегрева в пароперегревателе и промежуточном перегревателе был общим. Дополнительное горение для управления производством пара обычно не используется в связи с его негативным влиянием на производительность и связанными с ним добавочными затратами. В предшествующем уровне техники иногда использовались обводные трубы вокруг некоторых секций экономайзера и питающей воды.

В некоторых предпочтительных вариантах реализации изобретения производство пара по существу контролируется расходом топлива на дополнительное горение. Большее количество поступившей энергии означает больше выработанного пара. Для более совершенного управления передачей тепла могут быть использованы секции многотрубных горелок, расположенных рядами. Такое расположение позволяет позиционировать подачу топлива (тепла) в более чем одной точке вдоль потока выхлопного газа из ПГРТ и, с учетом ограниченного нагрева и последующего охлаждения секции, в нескольких местах вдоль ПГРТ, служит понижению общих температур ПГРТ (возможно, позволяя избегать сооружения более дорогостоящего водного экрана).

Как и в предшествующем уровне техники, в пароперегревателе будут использованы методы отвода тепла перегретого пара, в то же время отвод тепла перегрева в промежуточном перегревателе пара должен быть ограничен аварийным управлением температурами перегретого пара. Температуры перегретого пара могут удерживаться в равновесии за счет тщательного выбора площадей теплообмена в ПГРТ и путем выверки балансировки потока в многопоточной конструкции пароперегревателя. Поток питающей воды через экономайзер высокого давления регулируется по оптимальному соотношению потоков выхлопных газов/питающей воды, так же, как поток в экономайзере низкого давления. В соответствии с данным вариантом реализации ПГРТ, имеющий шесть секций и работающий при одном уровне давления, является гораздо более простым объектом для управления и корректировки, чем 12-секционный котел, работающий с тремя уровнями давления, согласно Фиг.6, иллюстрирующей предшествующий уровень техники.

Сравнение ПГРТ - Предпочтительный вариант настоящего изобретения и предшествующий уровень техники

ПГРТ в ряде примеров в соответствии с изобретением во многом могут быть похожими на ПГРТ предшествующего уровня техники, в частности в том, что у них имеется большое количество труб для транспортировки питающей воды, регенерации тепла выхлопных газов газовой турбины и передачи его в воду/пар в трубы посредством конвективного теплообмена. Это устройство имеет очень большие размеры. Оба варианта ПГРТ, т.е. вариант настоящего изобретения и известный из уровня техники, размещаются в большом корпусе, направляющем выхлопные газы из выхлопного отверстия газовой турбины в выхлопной стояк ПГРТ. ПГРТ может быть горизонтальным или вертикальным сооружением, в зависимости от требований и механических ограничений конструкции.

Некоторые предпочтительные варианты реализации изобретения, однако, будут использовать только один уровень давления. Это не исключает использование дополнительных уровней давления, просто единый уровень давления наиболее ярко отражает модель предпочтительного режима варианта реализации изобретения. Такой вариант отличается от предшествующего уровня техники, в котором для максимальной регенерации тепла использовался ПГРТ с многоуровневым давлением.

В случае использования единственного уровня давления и проекта, предполагающего постоянно поддерживаемое дополнительное горение, в предпочтительном варианте реализации ПГРТ может требоваться меньшая площадь для теплообмена, чем в предшествующем уровне техники. Это позволит уменьшить габариты, расстояния в зоне обслуживания, массу и стоимость. Однако некоторые сэкономленные средства пойдут на приобретение более жаропрочных материалов и/или возможное сооружение водного экрана в данном варианте ПГРТ.

При меньшем размере площади полной поверхности в предпочтительном варианте ПГРТ, вероятно, что обратное давление выхлопов, испытываемое газовой турбиной в связи с ПГРТ, будет уменьшено. Это послужит увеличению выработки газовой турбины и ее эффективности. Однако дополнительное горение имеет тенденцию увеличивать это обратное давление, что уменьшало бы некоторые преимущества в работе, достигнутые в результате сниженных ограничений по выхлопным газам.

Благодаря гибкости, которую придает паровому циклу использование настоящего изобретения, газовые турбины будут работать при полной нагрузке в широком диапазоне полной мощности электростанции с комбинированием циклов. Это обстоятельство позволит обеспечить более постоянный поток в ПГРТ, предусмотреть более оптимальную конструкцию и устранить потери эффективности эксплуатации в условиях частичной нагрузки.

При наличии только одного уровня давления условия управления и отслеживания работы ПГРТ в соответствии с изобретением значительно упрощаются. Даже при небольших изменениях потока и/или температур в ПГРТ согласно изобретению возможно вносить небольшие поправки в потоки в секциях питающей воды/пара, компенсирующие эти изменения. При наличии добавочных секций, более значительных изменениях потока выхлопного газа и при менее полной системе контроля известные из уровня техники ПГРТ более подвержены влиянию извне непрерывно меняющихся системных параметров, в противоположность предпочтительному варианту настоящего изобретения, представляющему собой систему с упреждающим регулированием.

Новая электростанция полностью комбинированного цикла

Новая электростанция, полностью работающая в режиме комбинирования циклов, согласно изобретению похожа на электростанцию из уровня техники, но имеет как небольшие, так и значительные отличия. Далее в сравнении с предшествующим уровнем техники будут рассмотрены основные образцы оборудования, их функционирование, а также влияние затрат.

Газовые турбины

Газовые турбины, используемые в ряде предпочтительных вариантов реализации настоящего изобретения, могут быть стандартными газовыми турбинами, известными из уровня техники. Единственное отличие касается эксплуатационных режимов, относящихся к степени перепада давлений через ПГРТ по предпочтительному варианту реализации изобретения. Базовый двигатель, управляющие механизмы, компоновка и общая организация могут оставаться неизменными в сравнении с предшествующим уровнем техники. Следовательно, в связи с основными деталями оборудования не последует никаких инженерных или конструкторских затрат. Это позволит использовать зарекомендовавшую себя технологию и поддерживать высокий уровень надежности электростанции. Очевидно, что для повышения к.п.д. газовой турбины могут быть применены такие эксплуатационные улучшения газовых турбин, как охлаждение на впуске, охлаждение испарителя и иные подобные способы.

Парогенераторы регенерации тепла (ПГРТ)

ПГРТ согласно предпочтительному варианту настоящего изобретения могут иметь меньшие размеры, быть более компактными, работать при одноуровневом давлении, обеспечивать контролируемую теплопередачу и оптимально подходить для постоянно поддерживаемого дополнительного горения. При наличии единого уровня давления, в отличие от многоуровневого режима давления, функционирование некоторых ПГРТ в соответствии с изобретением проще подвергать наблюдению и контролю. Для оптимизации регенерации тепла и производительности цикла для каждых данных эксплуатационных параметров, могут быть использованы механизмы управления, контролирующие интенсивность горения, потоки в секциях, и/или температуру на выходе секции.

При эксплуатационной гибкости, заложенной в паровой цикл, газовые турбины смогут функционировать при полной нагрузке в широком диапазоне нагрузок электростанции, обеспечивая постоянство потока выхлопных газов в ПГРТ и, таким образом, обеспечивая более эффективную эксплуатацию. Меньшее количество уровней давления, более высокая производительность цикла, более согласованная эксплуатация, - все это приводит к повышению надежности и снижению затрат на эксплуатацию и техобслуживание.

Потребность в более жаропрочных материалах или, возможно, в строительстве водного экрана для ряда случаев реализации ПГРТ в соответствии с настоящим изобретением приведет к увеличению начальной стоимости, а также увеличит затраты на эксплуатацию и техобслуживание. Сомнительно, что такое увеличение затрат будет выше размера средств, сэкономленных в результате устранения лишних уровней давления, связанных с ними контрольных устройств и дополнительной площади для теплообмена.

В настоящее время не были описаны ПГРТ, подобные тем, которые демонстрируют преимущества настоящего изобретения. Однако традиционные котлы паровых электростанций построены на десятилетия, и, конечно, такая технология может применяться в некоторых вариантах ПГРТ согласно изобретению. Кроме того, многие ПГРТ были построены для работы в режиме многоуровневого давления или единого уровня давления, а также многие из них построены в расчете на некоторую степень дополнительного горения (включая сооружение водного экрана от высоких температур). Из всех основных компонентов при реализации согласно изобретению этот потребует наибольших усилий инженеров и проектировщиков. Однако, как было указано ранее, ПГРТ с постоянно поддерживаемым горением и единым уровнем давления является новой концепцией, но не выходит за пределы технологической практики и является доступным для разработки специалистами в данной области.

Паровые турбины

В предшествующем уровне техники паровые турбины проектировались в основном по теплу, регенерированному ПГРТ. Для больших электростанций с комбинированием циклов действует эмпирическое правило, согласно которому мощность паровой турбины достигает приблизительно 50% выработки комбинированной газовой турбины. При использовании дополнительного горения этот процент может увеличиваться, но в связи с негативным влиянием на производительность, которое наблюдалось при использовании аппаратных средств, систем и способов предшествующего уровня техники, такое увеличение обычно было небольшим. В информационной брошюре General Electric “Производственная линия и эксплуатация с комбинированием циклов компании General Electric” Дэвида Л. Чейса, Лероя О. Томлинсона, Томаса Л. Дэвидсона, Рауба У. Смита и Криса Е. Маслака (General Electric informative document GER-3574F (1996), entitled "General Electric Combined-Cycle Product Line and Performance" by David L. Chase, Leroy О. Tomlinson, Thomas L. Davidson, Raub W. Smith, and Chris E. Maslak), согласно Таблице 14 следует, что дополнительное горение в ПГРТ может увеличивать выработку электростанции с комбинированием циклов в предшествующем уровне техники на 28%, но только при условии увеличения на 9% тепловой мощности всего комбинированного цикла (при потреблении определенного топлива).

В предшествующем уровне техники основное внимание уделялось ПГРТ с несколькими уровнями давления и паровым турбинам, использующим такой пар. Следовательно, эти паровые турбины характеризовались относительно небольшими потоками высокого давления, средней величины потоками промежуточного давления в связи с добавлением пара промежуточного давления из ПГРТ и относительно большими потоками высокого давления в связи с дальнейшим добавлением пара низкого давления из ПГРТ. Это приводит к более низким коэффициентам объемного расхода для секций высокого и промежуточного давления паровой турбины, а также к потенциальным проблемам с нагрузкой на торцевом выхлопе секций низкого давления. Кроме того, сами паровые циклы были несколько неэффективны, так как пар промежуточного и низкого давления, выработанный ПГРТ, имеет меньший запас потенциальной энергии для осуществления той работы, которую выполняет пар высокого давления. В итоге потоки пара промежуточного и низкого давления негативно изменяют требования к нагрузке на торцевом выхлопе паровой турбины, а также к отводу тепла.

В связи с проблемами коэффициентов объемного расхода и соотношений стоимости/преимуществ номинальные значения давления на впуске для паровых турбин электростанций с комбинированием циклов ограничивались величиной приблизительно 1800 фунтов на кв. дюйм. При применении ПГРТ с несколькими уровнями давления отпала необходимость в использовании традиционного нагревания питающей воды, так как в ПГРТ всегда присутствовало избыточное тепло для выполнения данной функции. Таким образом, повышение производительности парового цикла за счет усовершенствования именно этих признаков обычно не рассматривается.

Паровая турбина, используемая согласно предпочтительному варианту изобретения, может иметь большие размеры и быть более эффективной по сравнению с уровнем техники. Паровая турбина, используемая в соответствии с изобретением, может обеспечивать эффективность приблизительно в 0,75-2,25 (или более) раз большую, чем общая мощность газовой турбины. При эквивалентном количестве газовых турбин и ПГРТ, обеспечивающих горение при температуре до 1400°F, общая мощность электростанции с комбинированием циклов может возрасти в 2,00 раза или более, по сравнению с предшествующим уровнем техники. Это приравнивается к использованию паровой турбины в ряде случаев, соответствующих предпочтительным вариантам изобретения, которые могут быть рассчитаны на номинальные значения в 4,50 раз больше таких же значений паровой турбины предшествующего уровня техники (для паровой турбины, которая была связана с теми же газовыми турбинами).

Паровая турбина в соответствии с изобретением может быть похожа на паровую турбину из предшествующего уровня техники, однако, вероятнее всего, у нее будут более высокие характеристики по входному давлению. Кроме того, паровая турбина в соответствии с предпочтительным вариантом изобретения может предполагать использование пара, экстрагированного за счет нагревания питающей воды, что увеличит производительность парового цикла. Без использования пара промежуточного и низкого давления от ПГРТ поток пара в секцию высокого давления паровой турбины при стандартных условиях будет максимальным через любую секцию. Это увеличит эффективность по объемным расходам в секции высокого давления. С этой точки зрения, пар будет извлекаться из паровой турбины для направления в различные нагреватели питающей воды, подогреватели топлива, меньшую по размеру паровую турбину, работающую от питающего насоса котла и/или для иных видов работ в рамках электростанции. Эта операция сокращает поток у торцевого выхлопа, уменьшая возможность перегрузок торцевого выхлопа паровой турбины. Все эти признаки являются типичными для паровой турбины, которая использовалась бы на традиционной паровой электростанции.

В связи с большим увеличением номинальных значений (приблизительно от 50% всей мощности газовой турбины до 100-200% всей мощности газовой турбины) паровой турбине могут потребоваться более крупные лопасти последнего каскада и/или большее количество секций низкого давления. Это повлечет относительно небольшое увеличение затрат по мощности в сравнении с затратами на привлечение дополнительных газовых турбин, ПГРТ, переключателей, трансформаторов, фундамента и т.д., которые потребовались бы для увеличения мощности в рамках предшествующего уровня техники.

За исключением большей пропускной способности, высоких номинальных рабочих параметров, улучшенной эффективности и большего комплекта лопастей и/или дополнительных секций низкого давления паровая турбина может выглядеть похожей на паровую турбину в предшествующем уровне техники. Обычно она проектируется для извлечения потока пара из турбины для традиционного нагревания питающей воды, а не для привлечения потока в турбину из секций промежуточного и низкого давления ПГРТ. Однако паровая турбина чрезвычайно похожа на паровую турбину с такими же рабочими параметрами и условиями впуска, как в современных традиционных паровых электростанциях. Поэтому новый способ комбинирования циклов позволяет использовать больше традиционных и более эффективных аппаратных средств паровой турбины и более эффективные циклы паровой турбины. Это максимально увеличивает производительность нижнего цикла, значительно увеличивает мощность, уменьшает общие размеры электростанции с комбинированием циклов и стоимость монтажа оборудования без каких-либо потерь по надежности.

Режим работы

При высоком уровне дополнительного горения (больших соотношениях потока паровой турбины/газовой турбины) и способности варьировать эти параметры горения варианты электростанции в соответствии с изобретением представляют модель, в которой нижний цикл гораздо более независим, чем в предшествующем уровне техники. Благодаря этому явлению, а также тому, что, с точки зрения выбросов и производительности, лучше управлять газовыми турбинами при полной нагрузке, большинство вариантов нагрузки электростанции с комбинированием циклов в соответствии с изобретением достигается путем изменения уровня дополнительного горения и, следовательно, нагрузки паровой турбины, в то время как газовые турбины продолжают работать в режиме полной нагрузки или близко к полной нагрузке. Это отличается от предшествующего уровня техники, когда дополнительное горение использовалось для получения только небольшого увеличения выработки энергии электростанцией в пик эксплуатации, а управление общей нагрузкой электростанции осуществлялось в основном за счет изменения нагрузки газовой турбины.

В некоторых предпочтительных вариантах изобретения при совокупной полной нагрузке электростанции газовые турбины будут функционировать при полной нагрузке, при этом либо ПГРТ достигнут своего предела по температуре горения, либо паровая турбина достигнет своего предела по давлению на впуске. С этой точки зрения, при уменьшении нагрузки электростанции дополнительное горение также сокращается, уменьшается образование пара и, следовательно, нагрузка паровой турбины также уменьшается. Процесс уменьшения нагрузки продолжается до момента, когда соответствующие потоки не могут больше поддерживаться в ПГРТ.

После того как соответствующие потоки станет невозможно поддерживать в ПГРТ, паровая турбина и/или ПГРТ достигнут эксплуатационного предела. На этом этапе будет необходимо уменьшить нагрузку газовой турбины или нескольких газовых турбин. После сокращения всей нагрузки на газовые турбины может быть увеличена нагрузка на паровую турбину для приведения системы в соответствие с требованиями по нагрузке. Иллюстрация предполагаемого режима эксплуатации с несколькими газовыми турбинами дана на Фиг.43. Такой способ управления может быть использован для уменьшения нагрузки совокупной полной нагрузки электростанции до нижнего предела ПГРТ и/или паровой турбины только путем изменения уровня дополнительного горения и за счет функционирования газовой турбины с полной нагрузкой. После достижения этого нижнего предела одну газовую турбину можно разгрузить и тогда соответствующий ей ПГРТ начнет производить меньше пара. Соответственно, другая газовая турбина может оставаться в режиме полной нагрузки или близко к этому уровню, а соответствующий ей ПГРТ может увеличить уровень дополнительного горения. Это приводит к большему поступлению пара в паровую турбину. Суммарным результатом является переходная зона функционирования, когда на одной газовой турбине нагрузка уменьшается, в то время как паровая турбина компенсирует большую часть этого уменьшения нагрузки. После уменьшения общей нагрузки электростанции до уровня, достаточного для того, чтобы миновать эту переходную зону функционирования, одна газовая турбина выводится из операции (консервируется), при этом оставшиеся ПГРТ будут продолжать осуществлять дополнительное горение на высоком уровне, а паровая турбина будет работать со значительно большей нагрузкой, чем верхний предел переходной зоны. Такая схема функционирования позволяет газовым турбинам оставаться в режиме полной нагрузки или в режиме, близком к этому уровню, в широком диапазоне совокупной ожидаемой выработки электростанции (приблизительно от 50 до 100% производительности) и лишь с небольшой долей, приходящейся на функционирование в переходной зоне, когда одна газовая турбина переводится из режима полной нагрузки в нерабочее состояние. В соответствии с Фиг.43 такая переходная зона находится между 70 и 80% нагрузки электростанции.

Примерная модель структуры управления, выполняющей вышеописанные процедуры, концептуально продемонстрирована на графиках Фиг.16-19. Более подробно описание этой модели приводится далее в настоящем документе.

Эксплуатация

Так как уровень дополнительного горения сравним с предшествующим уровнем техники, производительность паровой турбины значительно увеличивается. При использовании ПГРТ, способных выдерживать на впуске температуры, достигающие 2400°F, паровая турбина может быть спроектирована согласно проекту (для примера) из расчета достижения номинальных показателей приблизительно в 2,25 раза выше мощности всех газовых турбин вместе взятых. Это значительно выше уровня, достигаемого паровыми турбинами из предшествующего уровня техники, где в подобных вариантах номинальная мощность паровой турбины обычно достигала уровня в 0,4-0,6 раз выше мощности всех газовых турбин. Это существенно повышает мощность данной электростанции, поскольку паровая турбина может теперь иметь показатели, в 4,50 раз превышающие те же показатели паровой турбины предшествующего уровня техники. Также, как было указано ранее, функциональная гибкость, достижимая в этом случае, позволяет газовым турбинам работать при полной нагрузке в широком диапазоне общих мощностей электростанции. Это увеличивает производительность электростанции при работе с частичной нагрузкой и понижает уровень выбросов NOX для газовых турбин, для которых обычно характерно повышение уровня таких выбросов при работе с частичной нагрузкой.

При данном увеличении мощности по сравнению с предшествующим уровнем техники, увеличенной функциональной гибкости и уменьшенной стоимости на киловатт энергии данная модель электростанции с комбинированием циклов, с функциональной и экономической точек зрения, более приспособлена для обеспечения современных требований к энергии при сезонных пиковых нагрузках. Кроме того, незначительные функциональные переменные (такие, как изоляция нагревателей питающей воды или функционирование под давлением на впуске секции высокого давления на 5% выше номинального) позволит в этом варианте реализации изобретения достигнуть даже большей мощности, чем номинальная, лишь при незначительном ущербе для нормы выработки. Так как сезонные пиковые периоды длятся лишь несколько дней в году, предложенный способ является недорогим для повышения в эти периоды выработки энергии (которая может быть продана по очень высокой цене при минимальной себестоимости). Увеличенный доход более чем компенсирует недостатки и повышенную стоимость топлива, которая также имеет место во время сезонных пиковых нагрузок. Таким образом, создается экономически выгодная альтернатива для проектировщиков электростанций и коммунальных служб энергоснабжения. Как сказано в POWER MAGAZINE (ISSN 0032-5929, March/April 1999, р. 14):

"Резервные пределы опущены по всей стране... Согласно курсу по Среднему Западу в прессе сообщаются следующие цифры: выше $7000/МВт ($7.00/кВт·ч), и также сообщается курс $6000/МВт ($6.00/кВт·ч), имевший место в Алберте...”

Иные промышленные вестники приводят также данные о ценах на уровне $10000/МВт ($10.00/кВт·ч).

Хотя согласно предшествующему уровню техники дополнительное горение уменьшает общую тепловую производительность комбинированного цикла, приведенный пример реализации изобретения показал, что такое заявление является неверным. За счет использования добавки топлива в режиме дополнительного горения с целью не только прибавления теплоты, но и для наращивания ресурсов нижнего цикла, становится возможным достигать или превышать общую эффективность комбинированных циклов предшествующего уровня техники. Это происходит за счет использования более высокого давления пара на впуске, больших и более производительных паровых турбин, превращения пара низкого давления, используемого в предшествующем уровне техники, в пар высокого давления и использования традиционного нагревания питающей воды. Эксплуатация при частичной нагрузке также улучшается, поскольку, согласно изобретению газовые турбины будут работать в режиме полной нагрузки (при которой они наиболее эффективны) в течение большей части времени их эксплуатации (за исключением времени, когда они выведены из рабочего состояния).

Работа при частичной нагрузке

При уменьшении системной нагрузки необходимо уменьшить нагрузку электростанции с комбинированием циклов для приведения в соответствие требованиям электрической системы. В предшествующем уровне техники это достигалось путем сокращения нагрузки газовых турбин. Такой режим контроля за нагрузкой приводит к спаду производительности газовых турбин, а также общей производительности электростанций с комбинированием циклов. В некоторых вариантах настоящего изобретения, однако, управление нагрузкой осуществляется посредством изменения уровня дополнительного горения. Таким образом, газовые турбины остаются на полном ходу или близко к этому уровню, оставаясь наиболее эффективными и имеющими наименьший уровень выбросов вредных веществ. Основная часть изменения нагрузки в этом случае происходит за счет уменьшения количества выработанного пара и последующего уменьшения мощности паровой турбины. Такой режим работы обеспечит повышение уровня производительности при работе с частичной нагрузкой для всей электростанции с комбинированием циклов, а также сокращение техобслуживания газовых турбин, как результат сокращения циклического повторения термических операций (собственные температуры газовой турбины обычно изменяются при изменении ее нагрузки).

На Фиг.33 при некоторых уровнях частичной нагрузки отражены уровни ожидаемой производительности традиционных электростанций с комбинированием циклов, известных из уровня техники, наряду с производительностью, которая может быть достигнута при использовании некоторых предпочтительных вариантов в соответствии с настоящим изобретением. Как видно из этих графиков, при уменьшении нагрузки от 100% эксплуатационные показатели комбинированных циклов в предшествующем уровне техники постоянно снижаются от оптимального уровня. Однако для некоторых предпочтительных вариантов реализации настоящего изобретения наблюдается увеличение производительности при начальном уменьшении нагрузки от 100% до момента, когда она начнет опускаться ниже приблизительно 80%. Такая информация о производительности при частичной нагрузке свидетельствует о том, что в случае реализации настоящего изобретения обеспечивается значительная экономия топлива по сравнению с традиционным комбинированием циклов в предшествующем уровне техники.

Эксплуатация при максимальной нагрузке

Настоящее изобретение особенно подходит для обеспечения энергией в периоды пиковой нагрузки. В эти периоды выработка энергии на электростанции с комбинированием циклов в соответствии с изобретением может временно превосходить уровень своей номинальной нагрузки. Как было указано ранее, это временное превышение нагрузки по сравнению с номинальной может обеспечивать огромное экономическое преимущество, так как энергию в пик сезона можно реализовывать по цене в сотни раз выше обычной цены за энергию, произведенную в обычное время. Следовательно, имеется большой стимул для владельцев электростанций производить такую энергию. Как упоминалось ранее, в предшествующем уровне техники эту проблему пытались решить путем использования дополнительного горения в ПГРТ. Это не только уменьшает эффективность традиционного комбинирования цикла при пиковых нагрузках, известного из уровня техники, но, в связи с потребностью в дополнительной мощности паровой турбины, уменьшается также его базовая производительность при работе в режиме обычной нагрузки вне пика сезона (в отсутствие дополнительного горения паровая турбина уже работает при частичной нагрузке). Таким образом, способность увеличить в пик сезона выработку энергии традиционными электростанциями с комбинированием циклов в условиях различных нагрузок сопровождается потерями общей производительности электростанции.

Мощность паровой турбины может увеличиваться при помощи увеличения массы потока. Соответственно, технология, увеличивающая поток пара через паровую турбину, обычно увеличивает ее общую мощность. Поскольку настоящее изобретение говорит преимущественно о цикле Ренкайна, комбинированный цикл как таковой увеличивает воздействие паровой турбины на более серьезные изменения общей мощности электростанции с комбинированием циклов. Следовательно, это влияние на выработку паровой турбины является намного более действенным, чем в газотурбинных электростанциях комбинированного цикла, как это следует из предшествующего уровня техники.

Согласно таблице, приведенной ниже, при увеличении давления также увеличивается поток пара.

Примеры увеличения объемов пиковой энергииВходное давление, psiaВходная температура, °FУдельный объем, ft³/IbПоток массы/пара, Ib/hrОбъемный расход, ft³/hrУвеличение потока пара, (новый/прежний)240010500,3382452000000676490базис252010500,32034921117306764901,055865252010000,30402122251436764901,11257125209500,28687223581626764901,179081264010000,28823623469986764901,17349926409500,27155424911836764901,245591

Если такое увеличение давления происходит вместе с соответствующим уменьшением входной температуры пара, возможно достижение дальнейшего увеличения массы потока. Вместе с этим изолирование нагревателей питающей воды обеспечит направление большего потока пара на выхлоп паровой турбины, далее увеличивая ее выработку. В отличие от предшествующего уровня техники, такой способ обеспечивает возможность увеличить номинальную пиковую мощность электростанции с комбинированием циклов и внедрить настоящее изобретение без ущерба для общей производительности электростанции при эксплуатации при обычных непиковых нагрузках.

Стоимость

Значительным преимуществом реализации в соответствии с данным предпочтительным вариантом является экономия затрат. Как отмечено ранее, электростанция на ПГРТ с проектными входными температурами до 2400°F благодаря дополнительному горению может легко использовать паровую турбину мощностью в 2,0 раза выше, чем совокупная мощность газовых турбин. Поэтому полная мощность электростанции составляет величину, в 3,0 раза большую (2,0 паровых турбины + 1,0 газовая турбина) мощности газовых турбин. Электростанция с комбинированием циклов в предшествующем уровне техники включает паровую турбину с номинальной мощностью приблизительно в 0,5 раз больше совокупной мощности газовых турбин. Поэтому соотношение мощностей по существу равно 2,0 (3,0/1,5). Другими словами, электростанция с комбинированием циклов в соответствии с изобретением имеет мощность на 100% выше, чем в предшествующем уровне техники. Пример такого увеличения продемонстрирован на Фиг.39, где показан баланс тепла для варианта на 1040 МВт, использующего две газовые турбины промышленного стандарта модели GE PG7241FA и большую по размеру паровую турбину. На Фиг.22 показан комбинированный цикл из предшествующего уровня техники, использующий тот же состав и модель газовых турбин и стандартную меньшую по размеру паровую турбину, рассчитанную на номинальную мощность 520 МВт.

Отсюда следует, что для обеспечения мощности, равной мощности приведенного примера, электростанция с комбинированием циклов предшествующего уровня техники нуждается в увеличении единиц оборудования на 100%. Это означает приобретение дополнительных газовых турбин, еще одной паровой турбины, дополнительных ПГРТ, переключателей, трансформаторов и иных необходимых систем и объектов недвижимости, необходимых для поддержания этого оборудования. Это увеличит стоимость монтажа и запуска электростанции на 100%.

В ценах 1999 года стоимость установки современной высокопроизводительной электростанции с комбинированием циклов может быть определена из расчета приблизительно 450 долларов США на один киловатт энергии. Поэтому сооружение электростанции мощностью 720 МВт (720 000 кВт) обойдется в 324 миллиона долларов США. Если же увеличить мощность электростанции до 1050 МВт, стоимость установки достигнет 472 миллионов долларов. В противоположность этому, в соответствии с настоящим изобретением возможно использование меньшего числа единиц оборудования для устранения этого нежелательного удорожания за счет уменьшения стоимости киловатта энергии при номинальной мощности электростанции.

Переоснащение

Еще одной важнейшей характеристикой настоящего изобретения является возможность его использования для модернизации существующих электростанций. Многие существующие сегодня паровые электростанции производят дорогостоящую электроэнергию по сравнению с высокоэффективными электростанциями с комбинированием циклов, которые рассматриваются в настоящем документе. По мере приватизации рынка энергоснабжения для производителей электроэнергии будет особенно важным поддерживать конкурентные цены. Для этого необходимы технологии, которые позволяли бы существующим электростанциям быть конкурентоспособными по сравнению с новыми электростанциями с комбинированием циклов.

Поскольку в соответствии с предпочтительным вариантом реализации настоящего изобретения предполагается использование единого уровня давления (преимущественно), более высокого давления пара, типичного для паровых турбин традиционных паровых электростанций, более высокого соотношения мощности паровой турбины/газовой турбины, а также предусматриваются малые проектные габариты, этот вариант идеально подходит для модернизации существующих паровых электростанций. При использовании настоящего изобретения большие паровые электростанции вполне могут обходиться без своих котлов и использовать пар непосредственно от ПГРТ. Это увеличивает производительность цикла и (во многих случаях) значительно сокращает выбросы. Такой результат может быть достигнут при использовании существующей паровой турбины, конденсатора и иной инфраструктуры, уже имеющейся на электростанции. Таким образом, владельцы могут получить электростанцию с комбинированием циклов большей эффективности при меньших капитальных затратах и минимальных требованиях к объектам недвижимости.

Модель рекомендуемого варианта реализации - типичная конфигурация

Обзор

Конфигурация некоторых вариантов реализации в соответствии с изобретением схожа с предшествующим уровнем техники тем, что газовые турбины и ПГРТ используются для выработки энергии и преобразования тепла выхлопных газов в пар. Однако в вариантах реализации изобретения используется ПГРТ с постоянным поддержанием горения, производящий значительно большее количество пара, причем в режиме единого уровня давления (или в основном единого уровня давления). Этот увеличенный объем пара (и обычно более высокого давления) приводит в действие паровую турбину, причем значительно большую по размеру в сравнении с паровой турбиной предшествующего уровня техники, связанной с такими же газовыми турбинами.

В связи с большими потоками питающей воды она будет нагреваться в ПГРТ, а также в отдельном замкнутом нагревательном контуре, использующем традиционные нагреватели питающей воды посредством извлечения тепла пара. Для повышения эффективности цикла также используются нагреватели газового топлива.

Разработка

На Фиг.15 представлена схема модели реализации предпочтительного варианта электростанции в соответствии с настоящим изобретением. Выхлопы каждой газовой турбины (1520) направляются в соответствующий ПГРТ (1509) и приводят в действие соответствующий генератор (1521). Эти выхлопные газы производят пар в ПГРТ, который затем производит энергию в паровой турбине и в конечном итоге подвергается конденсации в конденсаторе (1595).

Нагревание питающей воды - Контур нагревания питающей воды ПГРТ

Конденсат из конденсатора (1595) поступает в низконапорный питающий насос котла (1530), где нагнетается до уровня выходного давления. От этой точки клапан управления низконапорной питающей воды (низкого давления) (1560) поддерживает оптимальный поток через экономайзер низкого давления (1501), одновременно направляя избыточные потоки питающей воды в первый из ряда традиционных нагревателей питающей воды (1533). Поток, покидающий экономайзер низкого давления, продолжает двигаться к низконапорному питающему насосу котла (1531) и его давление повышается. Отсюда он проходит через экономайзер высокого давления (1502). Однако после выхода из экономайзера низкого давления часть потока питающей воды направляется через клапан балансировки питающей воды (1561) для поддержания оптимального потока через секцию экономайзера высокого давления (1502). Кроме того, некоторая часть потока направляется к нагревателю газового топлива (1575) через трубопровод (1571). После предварительного нагревания газового топлива этот поток возвращается к впускному отверстию низконапорного питающего насоса котла (1530) через трубопровод (1572). Оставшаяся питающая вода продолжает поступать в экономайзер высокого давления, а поток, выходящий из экономайзера высокого давления, смешивается с потоком питающей воды, выходящим из последнего нагревателя питающей воды (1537). Этот поток находится у клапанов пароохладителей (1510) и (1511), в то время как основной объем потока продолжает двигаться к испарителю (1504).

Нагревание питающей воды - традиционный контур нагревания

В параллельном контуре нагревания питающей воды последняя вода проходит через первый нагреватель питающей воды (1533), где она нагревается. Затем этот поток двигается через второй и третий нагреватели питающей воды (1534) и (1535) соответственно. На выходе из нагревателя питающей воды (1535) поток отклоняется от параллельного контура ПГРТ через клапан балансировки питающей воды (1561), смешивается с этой питающей водой и продолжает двигаться в высоконапорный питающий насос котла (1532), где его давление повышается. Из этой точки поток проходит через четвертый и пятый нагреватели питающей воды (1536) и (1537) соответственно. Вода из этого контура нагревания теперь смешивается с питающей водой из параллельного контура ПГРТ и подается в испаритель (1504) ПГРТ (за исключением потока, необходимого для клапанов пароохладителей (1510) и (1511)).

Испаритель

В секции испарителя вода в результате кипения преобразуется в пар и поступает в секцию пароперегревателя (1505). Если перегретый пар слишком горяч, клапан пароохладителя переводят в положение для распыления конденсата из трубопровода отвода тепла перегрева (1550) в трубопровод питания пароперегревателя и регулирования входной температуры секции высокого давления турбины (1590). В секции высокого давления турбины пар расширяется, пока не произойдет первый отбор пара, когда небольшая порция пара удаляется из турбины через невозвратный клапан (1568) в трубопровод (1558). Этот пар подают в пятый нагреватель питающей воды (1537), предварительно нагревающий проходящую через него воду. Конденсированный пар из пятого нагревателя питающей воды стекает вниз в четвертый нагреватель питающей воды (1536). Пар в секции высокого давления паровой турбины (1590), оставшийся после отбора, продолжает двигаться к точке выхода из данной секции, становясь так называемым холодным перегретым паром. Холодный перегретый пар продолжает движение к секции промежуточного перегрева ПГРТ (1506).

Промежуточный перегреватель

На пути к секции промежуточного перегревателя некоторое количество пара (второй отбор пара) проходит через невозвратный клапан (1564) к трубопроводу (1554). Этот пар поступает в четвертый нагреватель питающей воды (1536), осуществляющий предварительное нагревание проходящие через него питающей воды. Конденсированный пар из четвертого нагревателя питающей воды стекает вниз на вход высоконапорного насоса котла питающей воды (1532).

Холодный перегретый пар теперь проходит через секцию промежуточного перегревателя ПГРТ для возврата в секцию промежуточного давления паровой турбины. Если его температура слишком высока, клапан пароохладителя (1511) переводят в положение для распыления конденсата из трубопровода отвода тепла перегрева (1551) в трубопровод питания пароперегревателя и управления входной температурой секции промежуточного давления турбины (1591). В секции промежуточного давления турбины пар расширяется, пока не произойдет третий отбор пара, когда небольшая порция пара удаляется из турбины через обратный клапан (1567) в трубопровод (1557). Этот пар поступает в третий нагреватель питающей воды (1535), предварительно нагревающий проходящую через него питающую воду. Конденсированный пар из третьего нагревателя питающей воды стекает вниз во второй нагреватель питающей воды. Пар в секции высокого давления паровой турбины (1591), оставшийся после отбора, продолжает двигаться к точке выхода из данной секции, становясь так называемым переходным паром.

Переходной пар

Переходной пар продолжает движение к секциям низкого давления (1592) и (1593) паровой турбины. На своем пути к секции низкого давления некоторое количество пара (четвертый отбор пара) через невозвратный клапан (1565) отклоняется в трубопровод (1555). Этот пар поступает во второй нагреватель питающей воды (1534), осуществляющий предварительное нагревание проходящей через него питающей воды. Конденсированный пар из второго нагревателя питающей воды стекает вниз в первый нагреватель питающей воды (1533).

В секциях низкого давления турбины пар расширяется, пока не произойдет пятый отбор пара, когда небольшая порция пара извлекается из турбины через обратный клапан (1569) в трубопровод (1559). Этот пар поступает в первый нагреватель питающей воды (1533), предварительно нагревающий проходящую через него питающую воду. Конденсированный пар из первого нагревателя питающей воды возвращается через трубопровод (1512) на вход низконапорного питающего насоса котла (1530).

Пар в секциях высокого давления паровой турбины (1592), (1593), который не был извлечен, продолжает движение через секцию к точке выхода из нее у конденсатора (1595). Механическая энергия, выработанная паровой турбиной, приводит в действие генератор (1594), который производит электроэнергию.

Работа при низкой нагрузке

Для работы при низких нагрузках имеется незначительный поток пара высокого давления (поэтому незначительны потоки конденсата из конденсатора) для поддержания оптимальных уровней питающей воды, проходящей через ПГРТ. В таком режиме работы клапаны (1560) и (1561) закрыты. При отсутствии потока питающей воды для удаления тепла все линии отбора пара (1558, 1554, 1557, 1555, 1559) не пропускают поток. Весь поток питающей воды проходит через ПГРТ, так как параллельный контур для поступления воды закрыт.

При уменьшении нагрузки из этой точки путем уменьшения потока пара (сокращения дополнительного горения) поток питающей воды через ПГРТ больше не является достаточным для абсорбции тепла выхлопных газов и одновременного поддержания оптимальной температуры выхлопных газов. Поэтому работа ниже данной точки приведет к увеличению температуры выхлопных газов и понижению производительности комбинированного цикла. На этом этапе инженер-проектировщик должен оценить параметры работы и определить, не является ли более выгодным, с экономической точки зрения, уменьшить на этом этапе работы нагрузку газовых турбин или продолжить модуляцию интенсивности дополнительного горения, позволив температуре выхлопных газов ПГРТ подниматься вверх. На каком-то этапе работы с уменьшенной нагрузкой, однако, становится экономически выгодным уменьшать нагрузку газовых турбин.

Модель варианта реализации изобретения - Электростанция мощностью 725 МВт

Обзор

Рассмотрим в качестве примера еще одного предпочтительного варианта настоящего изобретения электростанцию с комбинированием циклов номинальной мощности 725 МВт. Этот образец электростанции использует две газовые турбины производства компании General Electric модели PG 7241 (FA). Эти газовые турбины будут выделять выхлопные газы, каждая в свой ПГРТ, с единым давлением номинального уровня 2400 фунтов на кв. дюйм. Паровая турбина промежуточного перегрева номинальной мощности 400 МВт будет осуществлять выхлопы непосредственно через конденсатор, работающий под давлением 1,2 дюймов ртутного столба. В связи с большими потоками питающей воды питающая вода будет нагреваться в ПГРТ. Так же, как и в отдельном контуре нагревания питающей воды, использующем традиционные нагреватели питающей воды посредством подачи отбора пара. Нагреватели газового топлива будут также использоваться для увеличения производительности цикла.

Разработка

Проект газовых турбин компании General Electric имеет проектные мощность 170770 кВт по стандарту ISO, при перепаде в ПГРТ воздушного давления в 3,0 дюйма по воде и перепаде выхлопного давления в 10 дюймов по воде. Общая мощность газовых турбин, таким образом, составляет 341540 кВт. На Фиг.35 схематически изображена такая электростанция. Числа, указанные на различных этапах процесса работы, соответствуют “точкам”, занесенным в таблицы на Фиг.36, 37 и 38. Данные, соответствующие этим “точкам” в таблицах Фиг.36, Фиг.37 и Фиг.38, определяют давление, температуру, энтальпию и поток в соответствующей “точке”. В целом информация, содержащаяся на Фиг.35-38, представляет так называемый “тепловой баланс”, являющийся совокупным балансом массы и энергии для данного цикла. Необходимо обратить внимание, что в данном примере деаэрация (выпуск воздуха) осуществляется в конденсаторе.

Схема расположения

На Фиг.26 представлен топологический чертеж электростанции в соответствии с некоторыми предпочтительными вариантами настоящего изобретения. Он очень похож на электростанцию с комбинированием циклов модели S207 FA компании General Electric предшествующего уровня техники, показанную на Фиг.22. Наиболее заметным различием между двумя схемами является конфигурация паровой турбины. В предшествующем уровне техники паровая турбина имеет относительно недозагруженную секцию высокого/промежуточного давления и одну секцию низкого давления. В некоторых вариантах изобретения секция высокого/промежуточного давления сравнима с предшествующим уровнем техники, однако имеет значительно увеличенный объемный расход потока. Для иллюстрации эффективного использования более высоких потоков пара при более низком давлении показана вторая секция низкого давления. Однако в зависимости от экономической оценки, эта секция может и не потребоваться.

Сравнение с предшествующим уровнем техники

На Фиг.22 и 24 изображены схемы размещения электростанций S 207 FA компании General Electric и 2Х1 501G компании Westinghouse соответственно. Электростанция производства General Electric требует приблизительно 2,3 акра площади для размещения недвижимости, а электростанция производства компании Westinghouse - приблизительно 3,3 акра. Плотность энергии при этом в этих двух вариантах приблизительно одинакова - 220 МВт на один акр. В то же время некоторые варианты в соответствии с настоящим изобретением могут иметь проектную мощность 725 МВт, как показано на примере на Фиг.26, и плотность энергии 315 МВт на акр, или проектную мощность до 1050 МВт (см. Фиг.29) и плотность энергии 455 MB на акр. То есть электростанция, реализованная в соответствии с настоящим изобретением, позволяет производить значительно больше электроэнергии на данном парке оборудования. Этот фактор не только является преимуществом для новых сооружений, но также имеет и большое значение с точки зрения возможности модификации уже имеющихся электростанций, где парк оборудования начинает действовать выше номинала.

Кроме этого, комбинирование циклов в предшествующем уровне техники также является более дорогостоящим с точки зрения потребления топлива, капитальных затрат и технического обеспечения. Фиг.23 и 25 представляют условные экономические данные балансов электростанций модели S 207 FA компании General Electric и модели 2Х1 501G компании Westinghouse соответственно. Цифры в таблицах включают годовые затраты на топливо, капитальные затраты и техническое обеспечение для каждой электростанции. Фиг.27 также представляет условные экономические данные балансов для электростанции в соответствии с одним из вариантов настоящего изобретения. Обратите внимание, что в этом случае цифры годовых затрат на топливо, капитальные затраты и техническое обеспечение меньше, чем те же цифры для электростанций с комбинированием циклов из предшествующего уровня техники. Следовательно, при использовании настоящего изобретения стоимость производства электроэнергии уменьшается по всем категориям затрат.

Модель реализации электростанции - Режим сверхкритического пара

Обзор

В качестве еще одного примера рассмотрим вариант реализации электростанции с комбинированием циклов номинальной мощности 1040 МВт, использующей ультрасверхкритический режим работы пара с завышенной температурой. В этом варианте электростанции используются две газовые турбины производства компании General Electric модели PG 7241 FA. Каждая из этих газовых турбин выделяет выхлопы в свой ПГРТ единого давления, проектного уровня 3860 фунтов на кв. дюйм. В данном варианте будет также использоваться паровая турбина двойного промежуточного перегрева, номинальной мощности 730 МВт, осуществляющая выхлопы непосредственно через конденсатор под давлением 1,2 дюйма ртутного столба. В связи с большими потоками питающей воды эта вода будет нагреваться в ПГРТ, а также в отдельном контуре нагревания питающей воды, использующем традиционные нагреватели питающей воды посредством поступающего отбора пара. Для увеличения производительности цикла будут также использоваться нагреватели газового топлива.

Разработка

Разработка газовых турбин компании General Electric имеет проектную мощность 170770 кВт по стандарту ISO, при перепаде в ПГРТ воздушного давления в 3,0 дюйма по воде и перепаде выхлопного давления в 10 дюймов по воде. Общая мощность газовых турбин, таким образом, составляет 341540 кВт. На Фиг.39 дано схематическое изображение такой электростанции. Цифры, указанные на различных этапах процесса работы, соответствуют “точкам”, занесенным в таблицы на Фиг.40, 41 и 42. Данные, соответствующие этим “точкам” в таблицах Фиг.40, 41 и 42, определяют давление, температуру, энтальпию и поток в соответствующей “точке”. Такой “тепловой баланс” представляет собой совокупный баланс массы и энергии для данного цикла. Необходимо обратить внимание, что в данном примере деаэрация (выпуск воздуха) осуществляется в конденсаторе.

Сравнение с предшествующим уровнем техники

Повышенные температура пара (1112°F) и давление (3860 фунта на кв. дюйм) соответствуют данным, которые используются в перспективных паровых циклах, иногда называемых ультрасверхкритическими. Для получения информации об ультрасверхкритических паровых турбинах и соответствующих циклах (см. информационную брошюру “Паровые турбины для ультрасверхкритических электростанций” Клауса М. Редцлаффа и В. Антони Ройггера (General Electric (GE) Reference GER-3945, 1996) ("Steam Turbines for Ultrasupercritical Power Plants" by Klaus M. Retzlaffand W. Anthony Ruegger (General Electric Reference GER-3945, 1996). Необходимо отметить, что при температуре выхлопов 1123°F стандартная промышленная газовая турбина производства компании General Electric модели PG 7241 FA не имеет достаточно высокотемпературной выхлопной энергии для образования таких температур у пара при требуемых потоках. Таким образом, указанные ультрасверхкритические условия даже не считались доступными в предшествующем уровне техники. Сверхкритическая паровая электростанция сравнима в соответствии с настоящим изобретением с субкритической паровой электростанцией в соответствии с настоящим изобретением, а основным отличием является улучшенная производительность. Более высокое давление пара, более высокие температуры пара, а также использование второго промежуточного перегрева обеспечивают дополнительную мощность для данного варианта. Необходимо отметить, что при таких режимах пара и даже при большом приращении мощности производительность комбинированного цикла в варианте реализации в соответствии с настоящим изобретением приближается к производительности предшествующего уровня техники при использовании той же технологии газовых турбин (6229 BTU/кВт в противовес 6040 BTU/кВт).

Однако производительность является всего лишь одной составляющей экономической формулы. Другие основные расходы, капитальные затраты и техническое обеспечение будут выше для варианта сверхкритического режима по сравнению с субкритическим режимом. Поэтому, как и говорилось ранее, для того чтобы определить оптимальный вариант в индивидуальном варианте реализации электростанции с комбинированием циклов в соответствии с изобретением, должен быть завершен полный экономический анализ. В целом, когда затраты на топливо велики, варианты сверхкритического режима становятся экономически оптимальными, а в случае малых затрат на топливо, предпочтительными становятся варианты субкритического режима.

Профиль нагрузки электростанции

Электростанции с распределением энергии

Как говорилось ранее, для поддержания постоянной частоты энергии (60 Гц для США) электроэнергия от всех электростанций, объединенных в сеть энергоснабжения, должна быть равна энергии, потребляемой пользователями данной сети. По этой причине электростанции "распределяют" свою мощность или находятся под контролем Объединения энергетических компаний для удовлетворения потребностей системы.

В результате распределения большинство электростанций потратят совсем немного своего рабочего времени при номинальной выработке. Вместо эксплуатации при полной номинальной мощности многие электростанции будут работать со средней нагрузкой и будут делить нагрузку системы со всеми другими электростанциями, объединенными в систему энергоснабжения. Эта статистика может быть визуально подтверждена при изучении продолжительности нагрузки на кривой Фиг.31В, которая представляет данные о типичном долгосрочном распределении используемой нагрузки электростанции по отношению к доле времени в процентах. Необходимо отметить, что с учетом таких долгосрочных наблюдений, большинство электростанций будут работать при пике нагрузки на протяжении менее чем 10% времени, а при средней нагрузке - в течение 70% своего времени.

На Фиг.31А показана информация о типичной почасовой нагрузке для Южно-Атлантического региона США за 24-часовой период. Как видно из этих данных, работа на максимуме нагрузки 62,000 МВт в течение дня значительно превышает время работы в низкой точке нагрузки в 40,000 МВт. Кроме того, полная мощность системы вероятно выше, чем 62,000 МВт, возможно на уровне 70,000 МВт (70 гигаватт, ГВт). Это означает, что, за исключением сезонных пиковых нагрузок (жарких летних дней), даже в самые активные часы вне пика сезона многие электростанции не работают с номинальной мощностью. По этой причине электростанции с распределением энергии могут встречаться со значительными изменениями нагрузки и потенциально тратить только несколько часов в год при работе с номинальной мощностью.

Для определения типичного установившегося профиля нагрузки данные на Фиг.31А разбиты на сегменты. Периоды времени, когда нагрузка была выше 60 ГВт, определялись как пик работы. Периоды при нагрузке между от 50 до 60 ГВт считались эксплуатацией электростанции при средней нагрузке, а периоды при нагрузке ниже 50 ГВт считались работой в ночное время. Такой профиль рассматривался как усредненный дневной профиль эксплуатации электростанции. Для выходных дней восемь часов в день считались средней нагрузкой, а остальная часть - ночной работой (на основе средних показателей будних дней для средней и ночной нагрузки в выходные дни). На Фиг.32 показаны подробные данные этих расчетов. Используя данные расчетов Фиг.32, типичный профиль нагрузки, используемый для сравнения, выглядит следующим образом:

ПериодСредняя мощность электростанции (%)Часы за неделюНочной период6077Средняя нагрузка8071Пиковые нагрузки10020

Отметим, что, хотя мощность в соответствии с Фиг.32 для пиковых нагрузок составляет всего 87,86%, это число было выровнено до 100,00% для целей данного обсуждения. Поправки ночной и средней мощности составили менее чем 1% от величин на Фиг.32 и корректировались на понижение для компенсации поправки на повышение для работы при пиковых нагрузках.

Модель профиля нагрузки электростанции

Применяя данные приведенной выше таблицы, можно использовать расчетный профиль нагрузки для определения коэффициента годовой мощности и количества потребляемого топлива на данной электростанции с комбинированием циклов, основанные на данных Фиг.33 работы при частичной нагрузке. Очень важно подчеркнуть на основании таблицы выше и Фиг.31В, что эффективность электростанции, использующей технологию предшествующего уровня техники, будет редко достигать (если вообще когда-нибудь будет достигать) оптимальных, с экономической точки зрения, эксплуатационных показателей. В противоположность этому, варианты реализации в соответствии с настоящим изобретением, как следует из Фиг.33, всегда будут более оптимальными, чем модели предшествующего уровня техники.

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ НАСТОЯЩЕГО ИЗОБРЕТЕНИЯ

Экономические соображения

Затраты на эксплуатацию электростанции с комбинированием циклов разнообразны. Однако самыми большими затратами для производителей работ электростанции обычно являются расходы на топливо, капитальные затраты (долговые обязательства) и техническое обслуживание. Эти три вида затрат составляют основную часть себестоимости (выраженную в денежных суммах на киловатт-час) производства электричества на больших электростанциях с комбинированием циклов. Некоторую часть статей расходов составляют заработная плата, налоги, страховка, лицензирование и иные виды затрат. Для осуществления экономического сравнения некоторых вариантов реализации в соответствии с настоящим изобретением и предшествующего уровня техники заострим внимание на трех основных видах расходов: топливе, долговых обязательствах и техническом обслуживании.

Затраты на топливо

Самым большим видом затрат большой современной электростанции с комбинированием циклов являются расходы, связанные с топливом. Независимо от того, используется ли природный газ, нефть или иные горючие виды топлива, электростанция с комбинированием циклов для производства большого количества электричества должна потреблять большое количество топлива. Короче говоря, электростанция фактически преобразует энергию в одной форме (сырье) в энергию в другой форме (электричество). По этой причине, так как функцией электростанцией является осуществление данного преобразования, эффективность процесса преобразования является ключом к экономическому успеху электростанции.

Электростанции предшествующего уровня техники имеют мощность в среднем около 48% (LHV) для более старых электростанций с комбинированием циклов, как, например, General Electric S106B, и до 60% (LHV) для предполагаемой усовершенствованной модели General Electric S107H, которая еще не была реализована в коммерческом варианте. Указанные уровни мощности основываются на коэффициенте низшей теплоотдачи топлива (LHV). Однако такие уровни мощности имеют место при работе с полной нагрузкой, а, как указано на Фиг.31А и 31В, большинство электростанций в течение очень незначительного времени работают при полной нагрузке.

При работе с частичной нагрузкой, согласно Фиг.8 имеется потеря по мощности, которую следует ожидать при уменьшенной нагрузке для электростанций с комбинированием циклов предшествующего уровня техники. С использованием этих данных на Фиг.33 отражено значительное повышение уровня производительности при работе с частичной нагрузкой, реализуемое в некоторых предпочтительных вариантах настоящего изобретения, по сравнению с комбинированным циклом предшествующего уровня техники (здесь более низкая тепловая мощность указывает на более оптимальное функционирование). Такое повышение производительности в режиме частичной нагрузки вместе с увеличением эффективности в режиме полной нагрузки позволяет в некоторых вариантах реализации в соответствии с настоящим изобретением достичь лучших экономических показателей с точки зрения потребления топлива по сравнению с предшествующим уровнем техники.

На основании профиля нагрузки на Фиг.32 и с использованием уровня тепловой мощности (производительности) согласно Фиг.33 на Фиг.34 в таблице сведены годовые затраты на топливо для электростанции с комбинированием циклов в соответствии с изобретением по сравнению с современными электростанциями с комбинированием циклов, известными из уровня техники. В любом случае многие из вариантов реализации электростанции в соответствии с изобретением используют меньше топлива за год, чем любая из электростанций предшествующего уровня техники.

Капитальные затраты

Вслед за затратами на топливо наиболее значительным видом затрат на новую электростанцию комбинированного цикла являются затраты основного капитала. Это количество денежных средств, необходимых для обслуживания задолженности (кредитные платежи). Хотя производительность станции является важным фактором, общая стоимость электростанции также является важным экономическим аспектом. Как говорилось ранее, необходимо оценивать экономический аспект небольших частей электростанции с комбинированием циклов (т.е. большие по размеру выхлопные секции паровой турбины) так же, как экономический аспект всей электростанции с комбинированием циклов. Небольшие спады тепловой мощности электростанции (или небольшое увеличение эффективности) не должны превышать возмещение путем увеличения основного капитала. По этой причине разработчики электростанции и инженеры стремятся создать лучшую экономическую альтернативу уже имеющимся электростанциям.

Благодаря своей более высокой плотности энергии, использованию меньшего количества единиц оборудования и уменьшенным затратам на сооружение, некоторые варианты реализации настоящего изобретения имеют значительно более низкие капитальные затраты (сокращены до 30%), чем комбинированные циклы в предшествующем уровне техники. На Фиг.34 в таблице указаны капитальные затраты для модели электростанции с комбинированием циклов в соответствии с изобретением в сравнении с современными электростанциями предшествующего уровня техники. В любом случае электростанция с комбинированием циклов в соответствии с настоящим изобретением требует значительно меньше финансовых вложений, чем любая из электростанций предшествующего уровня техники.

Затраты на техническое обеспечение

Еще одним большим видом затрат для владельцев электростанции является средняя стоимость ежегодного технического обеспечения, особенно стоимость технического обеспечения в отношении крупных объектов оборудования. Для большой электростанции мощностью 725 МВт предшествующего уровня техники, как показано на примере, эти затраты могут превышать 10 миллионов долларов США в год. Поэтому электростанции с уменьшенным размером стоимости технического обеспечения являются экономически выгодными.

Используя разработку, характеризующуюся высокой плотностью энергии, позволяющую уменьшить количество единиц основного оборудования, а также используя не требующие частого техобслуживания паровые турбины в качестве основных машин по производству энергии вместо газовых турбин, которые нуждаются в частом техобслуживании, настоящее изобретение позволит значительно уменьшить затраты на техническое обеспечение по сравнению с комбинированными циклами предшествующего уровня техники. На Фиг.34 в виде таблицы представлены данные затрат на техобслуживание для электростанции, реализованной в соответствии с настоящим изобретением, в сравнении с имеющимися современными электростанциями с комбинированием циклов в предшествующем уровне техники. В любом случае электростанция с комбинированием циклов согласно настоящему изобретению требует менее напряженных усилий по техническому обеспечению, чем любая из электростанций предшествующего уровня техники.

Сравнение общей стоимости

Фиг.34 отражает экономическое сравнение примера электростанции с комбинированием циклов, реализованной в соответствии с настоящим изобретением, и современных электростанций с комбинированием циклов, имеющихся в предшествующем уровне техники. Как видно из этих данных, пример электростанции с комбинированием циклов в соответствии с изобретением является менее дорогостоящим в эксплуатации, чем электростанции с комбинированием циклов предшествующего уровня техники по всем трем категориям затрат: топливу, капитальным затратам и техническому обеспечению.

Кроме того, по сравнению с электростанцией производства компании Westinghouse, модель 2Х1 501G, выбросы NOX снижены более чем в три раза, или приблизительно на 180 тонн в год. За 20 лет существования электростанция с комбинированием циклов в соответствии с изобретением экономит 469 миллионов долларов США по сравнению с моделью Westinghouse 501G с комбинированием циклов согласно предшествующему уровню техники. Такие размеры экономии превышают начальные затраты в размере 340 миллионов долларов, требуемых на сооружение электростанции 2Х1 501G с комбинированием циклов производства компании Westinghouse, и представляют собой, с экономической точки зрения, существенное преимущество для производителей электростанций в условиях рыночной конкуренции.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НАСТОЯЩЕГО ИЗОБРЕТЕНИЯ

Пример способа управления ПГРТ

С учетом уникального расположения оборудования, использования преимущественно ПГРТ единого уровня давления и необходимости оптимизации регенерации тепла на Фиг.16 показан пример системы управления для удовлетворения всех этих потребностей. Система управления является примером комбинирования циклов, описанного в предпочтительных вариантах изобретения, показанных на Фиг.9 и Фиг.15, хотя эта система может иметь широкое применение и в иных вариантах реализации настоящего изобретения. В этом примере имеется один ПГРТ для каждой газовой турбины. Отметим, что приведенный пример отражает систему управления ПГРТ для данного применения и является демонстрацией принципов управления потоком, оптимальной передачи тепла и объединения ПГРТ и контуров нагрева питающей воды. В других вариантах применения такая схема может быть изменена с учетом частных обстоятельств. Однако многие принципы из данной схемы управления будут также применяться.

Согласно Фиг.16 управление начинается в (1601) и продолжается процессом блока (1602), где начинается управление по контуру регулирования. Контроль затем переходит к операции блока (1603). На этом этапе устройство управления изучает входные данные от операционного блока (1611), которые включают окружающую температуру и нагрузку газовой турбины (в частности, выхлопы газовой турбины в ПГРТ в данном контуре регулирования). В соответствии с характеристической кривой, заложенной в данное программное обеспечение, устройство управления определяет поток выхлопов газовой турбины. Используя входные данные прямой подачи для требуемого паровой турбиной потока пара и потока пара, уже произведенного другими ПГРТ, на операционном блоке (1604) устройство управления рассчитывает заданный поток пара как требуемый паровой турбиной поток за вычетом потока от других ПГРТ. Управление продолжается в направлении блока принятия решений (1605) и сравнивает поток пара, необходимый ПГРТ, с оптимальным потоком для экономайзера высокого давления.

Если электростанция работает с уменьшенной нагрузкой, управление переходит к операционному блоку (1606). На этом этапе работы поток экономайзера высокого давления ниже оптимального, требуемого от ПГРТ. По этой причине в выхлопных газах газовой турбины будет содержаться больше тепла, чем можно регенерировать в ПГРТ. В качестве первого этапа уменьшения нагрузки управление начинает модулировать клапаны (960) и (967) в направлении закрытия для уменьшения потока питающей воды через параллельный контур нагревания. После полного отсоединения данного контура вторая фаза управления понижает выработку энергии газовой турбины. Теперь управление возвращается в начальный операционный блок (1602).

Из блока принятия решений (1605), если поток, необходимый для ПГРТ, выше оптимального потока экономайзера высокого давления, управление переходит к операционному блоку (1620). Если газовая турбина работает при меньшей нагрузке, чем полная, первая фаза управления заключается в увеличении нагрузки газовой турбины. Как только газовая турбина начнет работать с полной нагрузкой, клапан (967) открывается для начала нагрева питающей воды в параллельном контуре. Используя входные данные прямой подачи в операционный блок (1610) о давлении в секции испарителя и температуре на выходе из экономайзера высокого давления, клапан (967) модулируется для обеспечения оптимальной температуры воды на выходе из экономайзера высокого давления. Насос (932) начинает работать, как только поток начнет проходить через клапан (967).

Теперь управление переходит к блоку принятия решений (1621). Если необходимый для ПГРТ поток пара меньше, чем оптимальный поток экономайзера низкого давления, управление переходит к операционному блоку (1622). При данной нагрузке электростанции все еще отсутствует потребность в нагревании питающей воды низкого давления, так как тепло в более чем достаточном количестве для нагрева питающей воды содержится в выхлопных газах экономайзера низкого давления. По этой причине клапан (960) закрыт. Управление возвращается к начальному операционному блоку (1602).

Из блока принятия решений (1621), если необходимый для ПГРТ поток пара больше, чем оптимальный поток пара экономайзера низкого давления, управление затем переходит к операционному блоку (1623). При данной нагрузке традиционной электростанции нагревание питающей воды низкого давления необходимо, так как в выхлопных газах имеется недостаточно тепла для нагрева питающей воды в экономайзере низкого давления. По этой причине клапан (960) изменяется для контроля за потоком через экономайзер низкого давления до его оптимальной величины. Контроль возвращается к начальному операционному блоку (1602).

Пример способа осуществления контроля за всей станцией

При обеспечении логической организации управления всей станцией, некоторые первостепенные задачи включают достижение повышения эффективности и постоянства низкого уровня выбросов. Эти цели являются наиболее достижимыми при эксплуатации газовых турбин при полной нагрузке или близко к полной нагрузке. Логика управления для совокупного управления комбинированным циклом в данном примере будет сосредоточена на достижении именно этих целей. Очевидно, специалисту понятно, что для достижения иных целей эта схема управления может быть легко переориентирована на достижение иных приоритетов.

Основной контур управления

На Фиг.17 управление начинается в (1701) и переходит к операционному блоку (1702), где начинается управление по контуру регулирования. Управление затем переходит к операционному блоку (1704). На этом этапе устройство управления изучает входные данные операционного блока (1703), включающие текущую общую нагрузку станции и ссылку по нагрузке (желаемый уровень нагрузки). В соответствии с этими данными устройство управления определяет требования к изменению нагрузки. На блоке принятия решений (1705) устройство управления изучает необходимость изменения нагрузки. Если такая необходимость в изменении нагрузки отсутствует, управление возвращается в начальный операционный блок (1702).

Если требуется изменение нагрузки, управление переходит к блоку принятия решений (1706), где необходимо определить, требуется уменьшение или увеличение всей нагрузки электростанции. Если ее необходимо увеличить, операционное управление следует передать подпрограмме увеличения выработки (1708). Пример варианта этой подпрограммы проиллюстрирован блок-схемой на Фиг.18. Если нагрузку необходимо уменьшить, операционное управление следует по процедуре подпрограммы уменьшения выработки (1707). Пример варианта этой процедуры проиллюстрирован блок-схемой на Фиг.19.

Подпрограмма увеличения выработки

Согласно Фиг.18 подпрограмма увеличения выработки начинается с этапа (1801) и переходит к блоку принятия решений (1802). Если электростанция не находится в переходной зоне функционирования (этап, где одна газовая турбина находится в процессе ввода или вывода из эксплуатации), тогда управление переходит к блоку принятия решений (1804). Отметим, что согласно Фиг.43, переходная зона функционирования находится в диапазоне от 70 до 80% нагрузки электростанции. Для достижения различных целей указанный диапазон может меняться специалистами.

Если электростанция находится в переходной зоне функционирования, процесс переходит к подпрограмме переходного регулирования (1805). Пример варианта этой подпрограммы проиллюстрирован блок-схемой Фиг.20. Затем управление возвращается к конечной точке подпрограммы операционного блока (1803). Все возвраты процесса к этому блоку (1803) возвращаются к блоку подпрограммы в соответствии с Фиг.17 (1708), и в конце концов - к начальному операционному блоку общего управления всей станцией (Фиг.17, 1702).

От блока принятия решений (1804) при условии работы всех газовых турбин станции процесс переходит к блоку принятия решений (1820). На этом стыке устройство управления определяет, работают ли все газовые турбины с полной нагрузкой. Так как лучшим методом достижения поставленных задач является эксплуатация всех газовых турбин с полной нагрузкой, то, если все газовые турбины не работают с полной нагрузкой, управление переходит к операционному блоку (1821), где нагрузка на одной или более газовых турбинах увеличивается. Теперь управление возвращается к конечной точке подпрограммы операционного блока (1803).

Из блока принятия решений (1820), если все газовые турбины работают с полной нагрузкой, управление переходит к блоку принятия решений (1822). Этот блок определяет, не работает ли паровая турбина или ПГРТ на своем верхнем пределе функционирования. Для ПГРТ это обычно температура дополнительного горения, для паровой турбины - величина входного давления. Это может быть также функциональным пределом по производительности и иному параметру. Если любой из таких пределов достигнут, управление переходит к операционному блоку (1823), который включает лампочку в диспетчерской, сигнализирующую операторам, что электростанция работает на полную мощность. Теперь управление возвращается к конечной точке подпрограммы операционного блока (1803).

От блока принятия решений (1822), если паровая турбина или ПГРТ не достигли верхнего предела функционирования, управление переходит к операционному блоку (1824), где увеличивается поток топлива к ПГРТ. Теперь управление возвращается к конечной точке подпрограммы операционного блока (1803).

От блока принятия решений (1802), если все газовые турбины не принимают участия в работе станции, процесс переходит к блоку принятия решений (1810). На этом стыке устройство управления определяет, все ли газовые турбины, принимающие участие в работе, работают с полной мощностью. Поскольку лучшим методом достижения поставленных целей является работа газовых турбин с полной нагрузкой, в случае если все газовые турбины не достигли полной нагрузки, управление переходит к операционному блоку (1811), где увеличивается нагрузка на одной или более газовых турбинах. Теперь управление возвращается к конечной точке подпрограммы операционного блока (1803).

От блока принятия решений (1810), если все газовые турбины работают с полной нагрузкой, управление переходит к блоку принятия решений (1812). Этот блок определяет, достигли ли паровая турбина или ПГРТ верхнего предела функционирования. В дополнение к пределу по температуре или давлению это может быть также эксплуатационным ограничением по производительности или иным требованиям системы. Если одно из этих ограничений достигнуто, управление переходит к подпрограмме переходного регулирования, операционному блоку (1813). Пример этой процедуры представлен блок-схемой на Фиг.20. Затем управление возвращается к конечному пункту подпрограммы операционного блока (1803).

От блока принятия решений (1812), если паровая турбина или ПГРТ не достигли верхнего предела функционирования, управление переходит к операционному блоку (1814), где увеличивается поток топлива к ПГРТ. Теперь управление возвращается к конечной точке подпрограммы операционного блока (1803).

Подпрограмма уменьшения выработки

В соответствии с Фиг.19 процедура уменьшения выработки начинается с этапа (1901) и переходит к блоку принятия решений (1902). Если станция работает не в переходной зоне (этап, где одна газовая турбина находится в процессе ввода или вывода из эксплуатации), управление переходит к блоку принятия решений (1904). Отметим, что согласно Фиг.43 переходная зона функционирования находится в диапазоне от 70 до 80% нагрузки электростанции.

Если электростанция находится в переходной зоне функционирования, процесс переходит к подпрограмме переходного регулирования (1905). Пример варианта этой подпрограммы проиллюстрирован блок-схемой Фиг.20. Затем управление возвращается к конечной точке подпрограммы операционного блока (1903). Все возвраты процесса к этому блоку (1903) осуществляются в соответствии с Фиг.17 (1707), и в конце концов осуществляется переход к начальному операционному блоку общего управления всей станцией (Фиг.17,1702).

От блока принятия решений (1904) при условии работы всех газовых турбин процесс переходит к блоку принятия решений (1920). На этом стыке устройство управления определяет, работают ли паровая турбина или ПГРТ на нижнем пределе функционирования. Для ПГРТ и паровой турбины эти пределы устанавливаются инженерами станции, которые определяют оптимальную точку для начала отключения газовой турбины. Если ни один из этих пределов не достигнут, управление переходит к операционному блоку (1921), где уменьшается подача топлива в ПГРТ. Теперь управление возвращается к конечному пункту подпрограммы операционного блока (1903).

От блока принятия решений (1920), если газовая турбина или ПГРТ находятся на нижнем пределе функционирования, управление переходит к блоку принятия решений (1922). Если выработка электростанции превышает верхний предел переходной зоны функционирования, управление переходит в операционный блок (1924), где уменьшается нагрузка на одной или более газовых турбинах. Теперь управление возвращается к конечному пункту подпрограммы операционного блока (1903).

От блока принятия решений (1922), если выработка станции достигла верхнего предела переходной зоны функционирования, управление переходит к (1923), подпрограмме переходного контроля. Пример этой процедуры представлен блок-схемой на Фиг.20. Теперь управление возвращается к конечному пункту подпрограммы операционного блока (1903).

От блока принятия решений (1904), если все газовые турбины не принимают участия в работе станции, процесс переходит к блоку принятия решений (1910)). На этом стыке устройство управления определяет, работает ли паровая турбина или ПГРТ на нижнем пределе. Для ПГРТ и паровой турбины эти пределы устанавливаются инженерами станции, которые определяют оптимальную точку для начала отключения газовой турбины. Если ни один из этих пределов не достигнут, управление переходит к операционному блоку (1911), где уменьшается подача топлива в ПГРТ. Теперь управление возвращается к конечному пункту подпрограммы операционного блока (1903).

От блока принятия решений (1910), если газовая турбина или ПГРТ находятся на нижнем пределе функционирования, управление переходит к блоку принятия решений (1912). Если выработка электростанции превышает верхний предел переходной зоны функционирования, управление переходит в операционный блок (1914), где уменьшается нагрузка на одной или более газовых турбинах. Теперь управление возвращается к конечному пункту подпрограммы операционного блока (1903).

От блока принятия решений (1912), если выработка станции достигла верхнего предела переходной зоны функционирования, управление переходит к (1913), подпрограмме переходного контроля. Пример этой процедуры представлен блок-схемой на Фиг.20. Теперь управление возвращается к конечному пункту подпрограммы операционного блока (1903).

Функционирование в переходной зоне

В соответствии с Фиг.20 подпрограмма переходного контроля начинается в (2001) и переходит к блоку принятия решений (2002). Если необходимо увеличить нагрузку, операционное управление переходит к блоку принятия решений (2010).

Если электростанция функционирует на нижнем пределе переходной зоны, операционное управление переходит к (2011) и начинает работать дополнительная газовая турбина. Затем управление возвращается к операционному блоку (2012). На этом этапе нагрузка электростанции изменяется в соответствии с предписанной программой выработки газовой турбины и паровой турбины, в частности в переходный период работы. Теперь управление возвращается к конечному пункту подпрограммы операционного блока (2030).

Если требуется уменьшение нагрузки, операционное управление переходит к блоку принятия решений (2020).

Если электростанция функционирует на нижнем пределе переходной зоны, операционное управление переходит к (2021), газовая турбина выводится из работы и отключается. Теперь управление возвращается к конечному пункту подпрограммы операционного блока (2030).

Если электростанция не находится на нижнем пределе переходной зоны, операционное управление переходит к (2022), где нагрузка модулируется в соответствии заданной программой выработки для газовых и паровых турбин для переходной зоны функционирования. Теперь управление возвращается к конечному пункту подпрограммы операционного блока (2030).

Выводы

Описанный способ управления ПГРТ и электростанцией продемонстрировал, насколько позитивно могут применяться в работе электростанции преимущества настоящего изобретения. Необходимо отметить, что в приведенных примерах систем управления в соответствии с блок-схемами, показанными на Фиг.16-20, могут быть добавлены или опущены некоторые частные этапы, не влияющие на универсальный подход в соответствии с настоящим изобретением или объем изобретения.

Суть преимуществ настоящего изобретения сводится к тому, что между тем, как большое количество схем управления может быть вовлечено в решение задач снижения общих издержек и сбережения окружающей среды, базисное использование ПГРТ с единым уровнем давления (или близким к единому) в соединении с дополнительным горением способно улучшить общие экономические показатели и уменьшить, связанные с охраной окружающей среды в сравнении с технологиями производства существующих электростанций. Более того, предлагаемый новый способ эксплуатации электростанции и получения максимума энергии при широком диапазоне нагрузок и одновременном поддержании режима полной нагрузки газовой турбины (в противоположность предшествующему уровню техники) ставит предлагаемую технологию управления на уровень высоких достижений в области проектирования систем управления электростанциями.

ПРОМЫШЛЕННОЕ ПРИМЕНЕНИЕ

Многочисленные нововведения настоящего изобретения будут описаны с определенными ссылками на предпочтительный вариант реализации, где эти нововведения являются особенно выигрышными для решения специфических проблем электростанций, работающих в режиме комбинирования циклов с высокой плотностью энерговыделения. Однако необходимо понимать, что такой вариант являлся бы всего лишь примером выгодного использования инноваций настоящего изобретения. В целом предложения, содержащиеся в описании настоящего изобретения, не обязательно ограничивают любое из различных заявляемых пунктов патентной формулы. Более того, некоторые утверждения могут относиться к одним признакам изобретения, но не относиться к другим.

Модернизированные системы

Сегодня по-прежнему находят применение многие электростанции, работающие на атомном, угольном или мазутном топливе. С возрастанием влияния конкуренции на рынке электроэнергии, побуждающей к эффективной эксплуатации, факторов озабоченности состоянием окружающей среды с точки зрения парникового эффекта и выбросов загрязняющих веществ, модернизация существующих паровых турбоэлектростанций и трансформирование их в электростанции с комбинированием циклов становится все более подходящим выходом из положения. Однако традиционные электростанции с комбинированием циклов вырабатывают пар на трех уровнях давления, в то время как существующие паровые турбины на традиционных паровых электростанциях спроектированы для использования только пара высокого давления.

В информационной брошюре General Electric “Паровые турбины для систем STAG™ с комбинированием циклов для производства электроэнергии” М. Босса (GER-3582Е, 1996) (GE informative document GER-3582E (1996), entitled "Steam Turbines for STAG™ Combined Cycle Power Systems", by M. Boss) автор описывает основное отличие паровой турбины традиционной паровой электростанции от паровой турбины традиционной электростанции с комбинированием циклов:

"Массовый расход в выхлопах электростанции с комбинированием циклов в системе трехуровневого давления может превышать на 30% поток у дроссельной заслонки. Это прямо противоположно условиям многих электростанций с топливньми котлоагрегатами, где поток выхлопа на 25-30% меньше, чем поток у дроссельной заслонки, за счет экстракций пара из турбины тепла в процессе многоступенчатого нагревания питающей воды."

Указанное явление значительно усложняет модернизацию традиционных паровых электростанций с трансформацией их в традиционные электростанции с комбинированием циклов на основе предшествующего уровня техники. Так как обычные паровые электростанции допускают наличие входного пара только под высоким давлением, они не приспособлены для поступления пара промежуточного и низкого давления, вырабатываемого ПГРТ традиционной системы с комбинированием циклов. Для того чтобы быть эффективными, как уже обсуждалось, традиционные электростанции с комбинированием циклов, известные из уровня техники, имеют соотношение энергий паровой/газовой турбин на уровне приблизительно 0,5:1. По этой причине для модернизации традиционной паровой электростанции мощностью 400 МВт с трансформацией в традиционную электростанцию с комбинированием циклов и увеличения общей мощности электростанции до 1200 МВт потребовалась бы газовая турбина мощностью 800 МВт. Существующая инфраструктура, топливные магистрали, объекты недвижимости (площадь) и, что наиболее важно, высоковольтные линии могут не иметь соответствующих размеров или характеристик для такого повышения рабочих значений (увеличения на 200%).

Кроме того, для получения высокого уровня эффективности в системе с комбинированием циклов предшествующего уровня техники необходимо было бы модифицировать паровую турбину так, чтобы она могла принимать пар промежуточного и низкого давления, а также модифицировать весь паровой тракт (внутренние компоненты, включая вращающиеся или стационарные лопасти), так как коэффициент соотношения выхлопного пара к пару у дроссельной заслонки изменился бы с 0,75 для традиционной паровой электростанции до 1,30 для традиционной электростанции с комбинированием циклов, а это изменение в 1,73 раза (1,3/0,75). Это весьма значительное изменение парового тракта паровой турбины является дорогостоящей процедурой и, возможно, повлечет за собой некоторые ограничения, так как существующий корпус турбины может быть непригоден для переконструирования. Усложняет ситуацию и то, что большая часть имеющегося на реальной паровой электростанции оборудования (конденсаторы, насосы, трубы и т.д.) непригодны для традиционной конструкции системы с комбинированием циклов. А такие объекты, как нагреватели питающей воды, вообще не используются в комбинированном цикле предшествующего уровня техники.

Многочисленные варианты настоящего изобретения, однако, являются идеальным решением проблемы модернизации традиционных паровых электростанций для трансформации их в электростанции с комбинированием циклов. Так как в ряде случаев в соответствии с настоящим изобретением задается выработка пара в основном высокого давления, настоящее изобретение является идеальным вариантом для такой модернизации. Современная технология комбинирования циклов вырабатывает пар под давлением до 1800 psia, а обычным стандартом коммунальных служб для паровых электростанций является давление 2400 psia, которое как раз является предпочтительным на впуске в некоторых предпочтительных вариантах настоящего изобретения. Кроме того, поскольку настоящее изобретение допускает использование более высокого соотношения энергии паровой/газовой турбин (например, приблизительно 1,2: 1,0), для модификации традиционной паровой электростанции мощностью 400 МВт в эффективную электростанцию с комбинированием циклов необходимо только 330 МВт мощности газовой турбины, как описано в некоторых вариантах настоящего изобретения. Также многое оборудование традиционной паровой электростанции, включая паровую турбину, нагреватели питающей воды, конденсаторы, насосы и иные вспомогательные объекты оборудования, может быть использовано практически без каких-либо изменений.

Сравнение модернизации - варианта реализации изобретения и предшествующего уровня техники

В патентах США 5375410 и 5442908 Бриш и Костанцо (Briesch and Costanzo) предложена электростанция гибридного стиля, подходящая для использования при модернизации, но и там предлагается использовать ПГРТ трехуровневого давления. Однако в них не предусмотрено использование дополнительного горения, а также охлаждение выхлопных газов ПГРТ питающей водой. Модернизированные таким образом электростанции работают, как традиционные с комбинированием циклов в случае неиспользования котельного топлива. Для сравнения в настоящем изобретении используют котельное топливо и/или дополнительное горение ПГРТ, обеспечивая наилучшие соотношения между видами топлива, экономией затрат по топливу, требованиями частичной нагрузки и/или уровнями выбросов вредных веществ.

Пример для сравнения результатов модернизации существующих паровых электростанций проиллюстрирован Фиг.44. В этом примере модернизации подвергается паровая электростанция, проектные номинальные условия которой составляют давление пара на впуске 2400 psia (фунтов на квадратный дюйм, избыточное давление) при единых температуре повторного нагревания и температуре входной/повторного нагревания на уровне 1050°F. Такие характеристики пара обычно связаны с использованием ископаемого топлива, такого, как уголь или нефть. Хотя паровая турбина электростанции находится в хорошем состоянии, могут возникать трудности, связанные с экологическими стандартами, дорогостоящим ремонтом котла, экономическими факторами рынка электроэнергии. Любой из этих факторов или их совокупность являются для владельцев электростанции стимулом к рассмотрению возможности переоснащения существующей электростанции путем ее трансформации в более экологически чистую и эффективную электростанцию с комбинированием циклов.

Традиционная паровая электростанция мощностью 400 МВт имеет тепловую мощность 7620 BTU/кВт·ч. Если топливо является дорогостоящим, будет рентабельна ее модернизация в электростанцию с комбинированием циклов. Однако электростанция может (частично благодаря пониженной тепловой мощности) иметь низкую оценочную стоимость. В данном примере предполагается, что электростанция оценена в 50 миллионов долларов США, что соответствует только 125 долларов за 1 кВт. При низкой стоимости топлива модернизация может быть экономически неоправданна.

При планировании экономических показателей модернизации необходимо выбрать лучшие комбинации оборудования, которые максимально увеличат эффективность и мощность электростанции. Конструкция большой паровой турбины, как в данном примере, ее конструкция будет подобна показанной на Фиг.51. Как видно из этой иллюстрации, вращающиеся и стационарные лопасти в корпусе высокого/промежуточного давления в левой части изображения гораздо меньше по размеру тех, которые предназначены для корпусов низкого давления - в правой части. Хотя набор лопастей в корпусе низкого давления может быть изменен, это потребует изменения и самого корпуса, что повлияет на фундамент, поддерживающую конструкцию и конденсаторы. Фундамент, поддерживающая конструкция и конденсаторы, имеющие отношение к корпусам низкого давления, это большие тяжелые компоненты, замена которых трудоемка и дорогостояща. По этой причине желательно использовать корпуса низкого давления паровой турбины с небольшими или вообще без каких-либо модификаций и вносить изменения в путь следования пара только в секциях высокого/промежуточного давления.

Для максимального увеличения секции низкого давления существующей паровой турбины желательно привести уровень выхлопов новой электростанции с комбинированием циклов к уровню бывшей паровой электростанции, приблизительно в объеме 1,587,000 Ib/hr. При использовании стандартной модели PG 7241 (FA) компании General Electric в качестве двигателя газовой турбины в данном варианте и ПГРТ трехуровневого давления общее производство пара в данной газовой турбине будет составлять только 528,000 Ib/hr. По этой причине для такой модернизации в предшествующем уровне техники понадобились бы три газовые турбины указанной модели. Такая электростанция с комбинированием циклов предшествующего уровня техники после модернизации будет иметь мощность приблизительно 800 МВт и тепловую мощность 6040 BTU/кВт·ч. Однако, значительно уменьшив поток в секциях высокого/промежуточного давления существующей паровой турбины, необходимо изменить комплект лопастей в этих секциях. В связи с низкими объемными расходами потока давление на впуске паровой турбины будет уменьшено до 1800 psia. Мощность модернизированной паровой турбины будет составлять 300 МВт. Необходимо отметить, что поскольку комбинированный цикл предшествующего уровня техники не использует нагреватели питающей воды, последние не будут принимать участия в работе. В целом модернизация станции, включая изменения в секции высокого/промежуточного давления паровой турбины, обширна и дорогостояща, и для осуществления такой модернизации паровой турбины выделено 10 миллионов долларов США.

В соответствии с настоящим изобретением имеются по меньшей мере два варианта модернизации, обеспечивающих трансформируемость. В первом варианте используется только одна стандартная промышленная модель газовой турбины General Electric и ПГРТ. Этот вариант требует большой интенсивности дополнительного горения, но также обеспечивает производство большого количества пара. При таком же потоке выхлопов, что и у традиционной паровой электростанции, потоки во впускное отверстие паровой турбины составляют приблизительно 93% уровня традиционного проекта паровой электростанции. Поэтому эта паровая турбина может использоваться без изменения, с уменьшением давления на впуске только на 7% в стандартном режиме. Кроме того, этот проект использует существующие нагреватели питающей воды. Мощность измененной паровой турбины будет составлять приблизительно 375 МВт при уровне тепловой мощности всей электростанции с комбинированием циклов 6235 BTU/кВт·ч.

Второй вариант предусматривает две стандартные промышленные газовые турбины модели PG7241(FA) General Electric и парогенераторы регенерации тепла. В этом варианте поток выхлопов паровой турбины превышает проектный уровень на 15%. Приблизительно в таком же соотношении увеличится давление выхлопов, и общий уровень эффективности будет меньше. В этом варианте реализации изобретения потоки пара впускного отверстия составляют 87% от проектной величины паровой электростанции, поэтому паровая турбина может использоваться без изменений, но с уменьшенным давлением на впуске. Такой проект также сможет использовать существующие нагреватели питающей воды. Мощность измененной паровой турбины для второго варианта составит примерно 395 МВт, а тепловая мощность всей электростанции с комбинированием циклов 6060 BTU/кВт·ч.

В таблице на Фиг.44 приведены данные для различных вариантов модернизации. Как было описано ранее, конечным определяющим фактором является экономическая оценка. Если стоимость топлива или коэффициент использования электростанции невелики, модернизация может быть неоправданна. Повышение стоимости топлива может диктовать условия повышения эффективности электростанции, но при разумном уровне себестоимости. Ограничения по поставкам топлива, мощности линий электропередачи или площадям могут создавать ограничения по выработке энергии или количеству единиц оборудования. В конечном итоге, реализация в соответствии с настоящим изобретением предлагает большее количество вариантов, лучшие эксплуатационные режимы для существующих паровых турбин, меньшие изменения в инфраструктуре и более низкие затраты по сравнению с затратами на модернизацию электростанции с комбинированием циклов предшествующего уровня техники.

Электростанции с комбинированием циклов

Настоящее изобретение особенно подходит для применения в электростанциях с комбинированием циклов, где в настоящее время имеется тенденция к использованию газовых турбосистем с комбинированием циклов. Характеристики настоящего изобретения привлекательны для таких систем, благодаря уменьшению количества единиц оборудования, сокращению производственных площадей и капитальных затрат. Например, при использовании настоящего изобретения целесообразно проектировать электростанции высокой плотности энергии с комбинированием циклов, если начальный размер капитальных затрат на 25% ниже, чем у такой же системы предшествующего уровня техники.

Так, известная из уровня техники традиционная станция с комбинированием циклов стоимостью 340 млн. долларов (см. Фиг.25) с использованием методов настоящего изобретения может быть построена за 240 млн. долларов капитальных затрат (см. Фиг.27). Первичная экономия составляет 100 млн. долларов. Эта экономия эквивалентна экономии 10 млн. долларов в год, если процентная ставка составляет 8% и амортизация - 20 лет. Предположив, что стоимость топлива для электростанции предшествующего уровня техники мощностью 725 МВт составляет 93,4 млн долларов в год (см. Фиг.25), ежегодная экономия 10 млн долларов соответствует 10,7% совокупных годовых затрат на топливо для такой электростанции. Это означает, что, с точки зрения количества используемого топлива, настоящее изобретение может быть менее эффективно (на 10,7%) по сравнению с современными системами с комбинированием циклов и одновременно более экономически выгодным. Очевидно, что целью настоящего изобретения является достижение эффективности использования топлива и экологической эффективности. Таким образом, можно достичь значительной экономии за весь период существования станции.

Во многих новых конструкциях электростанций или в ситуациях, когда электростанция является модернизированной или усовершенствованной на базе существующей, количество площади для строительства новой станции является фиксированным. Таким образом, возможность при использовании настоящего изобретения обеспечивать равное количество выработанной энергии с меньшими затратами на площадь для электростанции делает изобретение привлекательным, особенно когда общая эффективность станции может поддерживаться на том же или более высоком уровне.

Кроме того, обеспечение возможности работать эффективно в широком диапазоне частичной нагрузки является большим достоинством настоящего изобретения по сравнению с существующим уровнем техники, как с точки зрения эффективности топлива, так и с точки зрения вредных выбросов. В заключение необходимо сказать, что изобретение позволяет уменьшить общий выброс тепла электростанции высокой мощности, что является очень привлекательным моментом с точки зрения снижения негативного влияния израсходованного тепла на окружающую среду, особенно с учетом последних исследований глобального потепления и т.п.

Жидкости транспортировки энергии

Как известно специалистам, предпочтительным для транспортировки энергии является использование жидкостей, состоящих в основном из воздуха в верхнем цикле пара и/или горячей воды в нижнем цикле. В то же время настоящее изобретение допускает использование широкого спектра других видов жидкостей, включая аммиак, хлорированный фторированный углеводород, нефтепродукты и т.д.

Это лишь некоторые примеры видов жидкостей для транспортировки энергии, и в контексте настоящего изобретения, при любом упоминании жидкости для транспортировки энергии, это понятие в соответствии с настоящим изобретением необходимо рассматривать как самое широкое для соответствующего применения.

Горючее топливо и/или источники топлива/тепла

Как известно специалистам, в предпочтительных вариантах используются виды горючего топлива, состоящие в основном из природного газа, при этом настоящее изобретение допускает использование широкого спектра видов другого жидкого топлива, включая топливо на основе углеводорода, ископаемое топливо, топочный мазут, дизельное топливо и керосин. Конечно, разные виды топлива могут быть использованы отдельно или в комбинации, как в системах с использованием смешанных видов топлива, которые также включены в объем настоящего изобретения. В контексте настоящего изобретения упоминаются лишь некоторые виды горючего топлива, но при любом упоминании горючего топлива необходимо учитывать самое широкое применение этого понятия для соответствующего применения в соответствии с настоящим изобретением.

Точно так же любое упоминание термина "топливо/источник тепла", даже конкретное упоминание тепла от сжигания природного газа, может также включать тепло, образованное от сжигания любого топлива, определенного выше, но также может включать полностью или частично тепло, выработанное геотермическим источником, атомным реактором в результате расщепления атомного ядра, косвенного горения и/или иными источниками энергии.

Двигатель газовой турбины

После отказа от регулирования рынка электроэнергии наблюдался всплеск активности среди разработчиков, старающихся первыми вывести на рынок электростанции новой мощности. Стратегия разработчиков заключалась в том, что после строительства достаточного количества электростанций в отдельном регионе банки и иные финансовые учреждения будут неохотно откликаться на предложения о финансировании строительства дополнительных электростанций в этом регионе. Поэтому общая точка зрения такова, что в экономической гонке побеждает тот, кто построит станцию первым.

Такая ситуация на рынке оказала влияние на производителей газовых турбин. В настоящее время (второй квартал 1999 г.) существует очередь приблизительно на три года по газовьм турбинам производства "General Electric". В последние годы ожидание на выполнение заказа на одну такую газовую турбину составляло менее 10 месяцев. Это также подчеркивается в POWER MAGAZINE (ISSN 0032-5929. March/April 1999, h/13):

"Газовые турбины, которые продавались с небольшой прибылью в последние несколько лет, вдруг пользуются спросом на покупку, подобно акциям с "dot-com" адресом, когда коммунальные службы и независимые производители энергии торопятся осваивать мощность по всей Северной Америке. Некоторые компании заказывают десятки турбин, закрывая таким образом производственные мощности основных производителей на многие годы вперед."

Такой рост спроса на газовые турбины не только значительно поднял их отпускную цену, но затруднил само приобретение некоторых моделей газовых турбин без ожидания в очереди в течение 2-4 лет. Поэтому в рамках настоящего изобретения сделана попытка обойти эту проблему путем производства большого количества энергии в паровой турбине. Это снижает потребность в большой мощности газовой турбины, а в некоторых вариантах настоящего изобретения может быть достигнута удвоенная мощность за счет использования газовых турбин, которые использовались в комбинированном цикле предшествующего уровня техники.

Двигатель газовой турбины производства Вестингхаус модель 501G

Двигатель газовой турбины модели 501G является следующим шагом в технологии класса "F". Двигатели технологии класса “G” характеризуются большими соотношениями давлений, более совершенными материалами, из которых произведены лопасти, а также температурой горения до 2600°F. Во избежание серьезных тепловых деформаций или иных повреждений в связи с высокой температурой в секции топочной камеры/турбины этих газовых турбин необходимо подавать пар в газовую турбину для охлаждения. Таким образом, в этой новой технологии надлежащее функционирование газовой турбины зависит от парового цикла. Такой вариант организации оборудования обеспечивает более высокую эффективность комбинированного цикла при полной нагрузке, однако в этой технологии имеются и некоторые недостатки. Некоторые из них описаны ниже:

1. Технология еще не была проверена.

2. Цикл не очень приспособляем, так как дополнительное горение ограничено менее чем десятью процентами прироста энергии. Кроме того, дополнительное горение уменьшает общую эффективность электростанции.

3. При более высоких температурах горения NOX формируется быстрее и ожидаемый уровень NOX составляет 42 РРМ по природному газу против 9 РРМ по газовой турбине данной модели.

4. При наличии интегрированной системы охлаждения пара в секции горения модели 501G, возникает потребность в ультрачистом паре. Так как проходы охлаждающего пара в компонентах газовой турбины невелики по размеру, отложения и наросты, которые могут образовываться при нечистом паре не допускаются. Поэтому для производства высокочистого пара необходимы специальные системы тонкой очистки конденсата.

5. Изучение баланса тепла для модели 501G показывает, что некоторая часть этого охлажденного пара потребляется газовой турбиной (возможно при проходе секции турбины). Для электростанции с комбинированием циклов модели 2Х 501G эта часть пара составляет от 35,000 до 45,000 Ib/hr. Это повышает требования к заправочной воде, увеличивает нагрузку на системы тонкой очистки конденсата, а кроме того, это потребление может увеличиваться со временем, так как небольшие протоки, откуда происходит утечка, увеличивается в размере по мере развития тепловых деформаций, эрозии или иных факторов, что пагубно влияет на эффективность.

6. Большинство комбинированных циклов для улучшения эффективности работают с изменяемым давлением в паровом цикле. Однако охлажденный пар, истекающий из котла промежуточного давления в ПГРТ, для адекватного охлаждения должен поддерживаться при почти постоянном давлении. Это снижает производительность в условиях частичной нагрузки по сравнению даже с традиционными электростанциями с комбинированием циклов.

7. С учетом более высокого соотношения давлений при эксплуатации модели 501G необходим уровень давления топливного газа от 600 до 650 psia, в то время как для модели FA производства General Electric - от 350 до 370 psia. Производство трубопроводов в основном не обеспечивает выполнения этих требований, таким образом, потребуются компрессоры топливного газа в тех случаях, когда двигатели технологии класса "F" в них не нуждаются.

8. Таким газовым турбинам требуется более трех часов для достижения режима полной нагрузки, что ограничивает их использование в периоды пиковых нагрузок, тогда как двигатели технологии класса "F" достигают полной нагрузки всего за тридцать минут.

Таким образом, очевидно, что более технологичные двигатели (включая предлагаемые двигатели класса "Н" компании "General Electric") имеют множество возможностей для увеличения производительности системы с комбинированием циклов на несколько процентов, однако для достижения этого относительно небольшого повышения требуют применения ограничивающей, дорогостоящей и сложной технологии. В соответствии с настоящим изобретением могут быть использованы некоторые перспективные двигатели, например, модель 501G (потребовались бы только некоторые изменения для охлаждающего пара), однако в основном рассматривается использование моделей PFA и иных промышленных систем производства компании General Electric, благодаря имеющемуся опыту их использования, простоте, низкому уровню выбросов и улучшенной эффективности.

Сравнение комбинированных циклов: Газотурбинные технологии “G”/"Н"и технология "F"

В свете либерализации рынка производства электроэнергии и, следовательно, возникновения конкурентных условий, вызванных такой либерализацией, промышленность по производству электроэнергии предпочитает теперь более совершенные и сложные средства производства энергии. Особенно среди систем с комбинированием циклов на основе газовых турбин стали предпочтительными газотурбинные технологии класса “G” и “Н”.

Однако использование такой технологии не лишено недостатков, как с экономической, так и с экологической точек зрения. В частности, газотурбинные технологии “G” и “Н” не обеспечивают необходимой гибкости в эксплуатации по сравнению с их предшественником - технологией “F”. Эти новые технологии требуют обязательной интеграции циклов паровой и газовой турбин, так как новые газовые турбины требуют охлаждения внутренних компонентов паром. Без соблюдения этого требования газовые турбины не будут работать. В этом случае паровой цикл не сможет отреагировать на изменение нагрузки так, как это возможно даже в предшествующем уровне техники, поскольку требования охлаждающего пара будут диктовать условия некоторой части произведенного пара.

Для контроля требований по нагрузке новые технологии, как и в существующем уровне техники, ориентированы на изменение функционирования газовой турбины. Однако благодаря существу интегрируемых циклов, эти технологии допускают использование дополнительного горения в небольшом объеме или вообще не допускают его использование. Это обстоятельство вместе с требованиями, предъявляемыми к станции в условиях работы с частичной нагрузкой, приводит к значительному уменьшению тепловой мощности при частичной нагрузке даже в сравнении с более старыми станциями, использующими “F” технологию, где прямая связь между охлаждением газовой турбины и эксплуатацией паровой турбины отсутствует. Таким образом, более новые газовые турбины обычно годятся для использования на электростанциях, работающих со стандартной нагрузкой. Это противоречит условиям работы с нагрузкой, изменяющейся по потребности в течение дня и от сезона к сезону, характерных для многих новых электростанций.

Кроме того, станции с использованием новых технологий имеют более высокие температуры горения, что приводит к необходимости использовать более экзотические материалы при их сооружении. Более высокие температуры, таким образом, приводят к значительно более высоким затратам на техобслуживание, а также к более высоким выхлопам NOX.

Кроме того, новые газовые турбины для достижения более высокой эффективности используют более высокие степени повышения давления в компрессоре двигателя. В результате появляется потребность в более высоком давлении природного газа на впуске, что во многих ситуациях требует введения компрессоров топливного газа. Компрессоры топливного газа потребляют много энергии, что приводит к снижению эффективности, увеличению себестоимости и уменьшению надежности электростанций с комбинированием циклов.

В свете ограничений гибкости в эксплуатации, производительности при работе с частичной нагрузкой, повышенного уровня NOX, требований возможной компрессии топливного газа и наряду с тем, что конструкции в технологиях “G” и "Н" не были проверены даже при краткосрочной эксплуатации, настоящее изобретение обращает внимание на использование более старых газотурбинных технологий, например технологии класса “F”. При этом настоящее изобретение позволяет разъединить газотурбинный и паротурбинный циклы с одновременным обеспечением возможности работы газовой турбины при максимальной эффективности по топливу и выбросам. Настоящее изобретение при использовании технологии “F” обеспечивает создание электростанции, у которой значительно улучшена производительность работы с частичной нагрузкой, гибкость, уменьшены выбросы и общая стоимость установки.

При уровне тепла в 6006 BTU/кВт·ч в соответствии с настоящим изобретением, против уровня 5830 BTU/кВт·ч для технологии “G” компании Westinghouse и 5690 BTU/кВт·ч для технологии "Н" компании General Electric, увеличение эффективности при стандартной нагрузке для этих более совершенных (тем не менее ограниченных с эксплуатационной точки зрения) электростанций с комбинированием циклов из существующего уровня техники составит только 3 и 5,5%. С учетом понижения производительности при частичной нагрузке, дополнительных затрат на техобслуживание, увеличения капитальных затрат и недостатка гибкости в эксплуатации, не очень вероятно, что технологии "G" и "Н" (даже с их значительно более высокой производительностью при работе с полной нагрузкой) предоставят такие экономические преимущества, которые достижимы при реализации настоящего изобретения в применении к электростанциям с комбинированием циклов.

Хотя выводы настоящего изобретения основаны на применении газотурбинной технологии “F”, они также соответствуют технологиям “G” и "Н", но при условии умелого подхода к производству газовых турбин. Необходимо однако обратить внимание, что настоящее изобретение не ограничивается привлечением того или иного производства, определенной модели газовой турбины, но применимо ко всему диапазону известных промышленных газовых турбин.

Предпочтительная модель разработки электростанции

Так как предпочтительный вариант представляет собой более гибкую систему с комбинированием циклов, он обеспечивает высокую эффективность (при полной и частичной нагрузке) и значительные преимущества по стоимости, связанные с большей плотностью энергии в соответствии с данным проектом. Способ выбора электростанции, оптимальной с точки зрения эксплуатации и финансирования, описан ниже.

Выбор

Согласно блок-схеме Фиг.47 процесс начинается на стартовом блоке (4701) и переходит к блоку принятия решений (4702), где решается, будет ли рассматриваться строительство новой электростанции или переоснащение существующей. Если станция строится заново, операционный контроль переходит к блоку принятия решений (4704). Если электростанция представляет собой проект с использованием смешанного топлива, операционный контроль переходит к подпрограмме проекта смешанного топлива (4705). В противном случае, операционный контроль переходит к блоку (4706), где разработчик станции, используя информацию в (4707) и иную информацию о месте для предполагаемой станции, например - о мощности линий передач, площади местности и коммерческой стоимости электричества, отбирает желательную производительность электростанции с комбинированием циклов (CCR).

Зная производительность электростанции с комбинированием циклов, разработчик переходит к (4708) и, сравнивая полученные из (4709) данные, отбирает газовую турбину для предпочтительного варианта реализации комбинированного цикла из перечня выборок, как, например, на Фиг.29 (примечание - Фиг.29 дает лишь частичный перечень для демонстрационных целей). После выбора газовых турбин, можно определить их общую мощность (GTP). Перейдя к (4710), энергию паровой турбины (STP) можно рассчитать как CCR -GTP.

Исходя из энергии паровых турбин и общей мощности газовых турбин, операционное управление переходит к (4711), где рассчитывается соотношение энергии паровой/газовой турбин (STP/GTP). Операционный контроль теперь переходит к (4712), где определяется желательная эффективность и характеристики пара на основании типичной кривой, подобной той, которая изображена на Фиг.30. Операционный контроль теперь переходит к 4801 для проведения экономической оценки выбранного комбинированного цикла.

Согласно Фиг.48, экономическая оценка начинается в (4801) и переходит в блок (4802), где сравнивается информация о нагрузке, типах топлива, стоимости топлива, и иных факторах, перечисленных в (4803), для определения затрат по топливу и средних годовых затрат на конкретный вид топлива (US$/кВт·ч).

Процесс далее переходит в (4804), где сравнивается информация о стоимости оборудования, установке оборудования, финансировании и иных факторах, перечисленных в (4807), для определения капитальных затрат и среднегодовых капитальных затрат (US$/кВт·ч).

Процесс теперь переходит к (4806), где сравнивается информация о стоимости запасов, техобслуживания, инструментов, и иных факторах, перечисленных в (4807), для определения затрат на техобслуживание и среднегодовой стоимости техобслуживания (US$/кВт·ч).

Процесс переходит в (4808), где сравнивается информация о затратах на заработную плату сотрудникам, налоги, страховку и об иных факторах, перечисленных в (4809), для определения затрат на остальные нужды и их среднегодовой стоимости (US$/кВт·ч).

На основе данных о топливе, капитальных затратах, техобслуживании и данные о затратах на остальные нужды вместе с факторами, перечисленными в (4811), определяется полная экономическая модель для предполагаемой станции с комбинированием циклов в соответствии с настоящим изобретением.

Процесс переходит к блоку принятия решений (4812) для определения, приемлем ли выбранный вариант. Если да, то процесс переходит к (4813), где этот вариант сравнивается с другими приемлемыми вариантами. Операционный контроль направляется в определительный блок (4814). Если рассчитанный вариант оказывается преимущественным по сравнению с другими приемлемыми вариантами, он становится предпочтительным и сохраняется как таковой (4815). Операционный контроль продолжает двигаться к блоку принятия решений (4816). Если новый вариант не является предпочтительным, операционный контроль переходит к блоку принятия решений (4816), минуя (4815).

Из блока принятия решений (4816), если необходимо новые варианты, операционный контроль возвращается к процессу проектирования/финансирования (4701) на Фиг.47. В противном случае, процесс переходит к (4817), где предпочтительный вариант отбирается в качестве бизнес-плана для проекта комбинированного цикла и процесс заканчивается в (4818).

Модернизированные электростанции

Согласно Фиг.49, процесс переоснащения станции начинается в (4901) и переходит к блоку принятия решений (4902), где определяется, происходит ли модернизация станции для работы на смешанном топливе или нет. Если станция проектируется для гибридного топлива, процесс переходит к подпрограмме проектирования смешанного топлива (4903). После возвращения из этой подпрограммы процесс переходит к (4904) для определения экономических вопросов (см. Фиг.48).

Если станция не предназначена для работы на смешанном топливе, контроль переходит к блоку принятия решений (4905). На этом стыке необходимо определить, будет ли существующая паровая турбина изменена или будет использоваться "как есть". Если планируются изменения, процесс переходит к (4906), где новые параметры паровой турбины определяют в соответствии с данными блока (4907). Из этой точки процесс переходит к (4908). Из блока принятия решений (4905), если паровая турбина будет использоваться “как есть”, операционное управление переходит к (4908).

Сравнивая данные (4909), определяют параметры ПТ предлагаемого комбинированного цикла, и процесс переходит в (4910). При наличии данных о топливе, капитале и иных имеющих значение факторах, перечисленных в (4911), выбирают соотношение энергии паровой/газовой турбин. При переходе к блоку (4912), с использованием данных, подобных данным Фиг.29, можно выбрать газовые турбины. Теперь процесс переходит в (4801), где определяются экономические вопросы (см. Фиг.48).

Электростанции, работающие на смешанном топливе

Электростанции, работающие на смешанном топливе, могут использовать несколько видов горючего топлива для выработки энергии, а также атомные, геотермальные или иные источники тепла. Путем объединения комбинированного цикла, описанного в предпочтительном варианте настоящего изобретения, с циклом работы на смешанном топливе, возможно повышение общей производительности и экономических показателей.

В соответствии с блок-схемой Фиг.50, подпрограмма проектирования смешанного топлива начинается в блоке (5001). Управление переходит к блоку принятия решений (5002), где решается, будет ли использовано горючее топливо или такой источник тепла, как атомный или геотермальный. Если будет использоваться горючее топливо, процесс переходит к (5005), где выбирают газовые турбины для работы электростанции на смешанном топливе - в соответствии со стоимостью топлива, размером паровой турбины, желательными параметрами станции и иными факторами, как указано в (5006). Из этой точки подпрограмма возвращается в точку вызова.

Из блока принятия решений (5002), если используется атомный или геотермальный источник тепла, процесс переходит к (5003), где выбирают газовые турбины для станции, работающей на смешанном топливе, в соответствии со стоимостью топлива, размером паровой турбины, желательными параметрами станции и иными факторами, как указано в (5004). Из этой точки подпрограмма возвращается в точку вызова.

ВАРИАНТЫ

Общие положения

Как было отмечено выше, одним из важнейших преимуществ настоящего изобретения является его эксплуатационная гибкость. Это очевидно не только из возможностей выбора эксплуатационных параметров электростанции с комбинированием циклов, но также и способности осуществлять иные решения, такие как модернизация существующих паровых электростанций или компоновка циклов работы на смешанном топливе. Далее следует описание других вариантов, которые могут успешно использоваться при реализации настоящего изобретения.

Компоновка оборудования

В патенте США 5649416 Джеймс X. Мур (James Н. Moore) описывает различные варианты компоновки оборудования, которые включают газовые и паровые турбины, соединенные и ведомые общим генератором. Хотя вариант в соответствии с Фиг.26 показывает газовые турбины и паровую турбину, каждая со своим соответствующим генератором, нет причины настаивать на таком варианте использования компоновки оборудования. Настоящее изобретение предполагает реализацию новых системы и способа, а компоновка оборудования может соответствовать описанной Муром в его патенте, или при желании использоваться в ином виде. Таким образом, настоящее изобретение предполагает любую комбинацию конфигураций одновальной системы.

Другие верхние/нижние циклы

Настоящее изобретение обсуждалось в основном с точки зрения использования традиционных циклов Брейтона/Ренкайна для работы с комбинированием циклов. Однако необходимо отметить, что преимущества настоящего изобретения применимы также для иных циклов. Какие-либо реальные ограничения по использованию других циклов в настоящем изобретении отсутствуют, однако предполагается, что, в частности, цикл Калина General Electric (нижний цикл) может особенно подходить для использования при реализации настоящего изобретения.

Таким образом, в данном документе термины "нижний" и "верхний" циклы должны толковаться в самом широком смысле относительно возможности использования циклов Брейтона, Ренкайна, Калины и др., известных специалистам. Кроме того, необходимо отметить, что в данной системе с комбинированием циклов в соответствии с настоящим изобретением особенно предполагается использовать многократно повторяющиеся циклы.

Питающие насосы котла, работающие от небольших паровых турбин

В демонстрационных целях предполагалось, что питающие насосы котла, о которых говорилось в данном документе, работают от электродвигателей. Однако в более мощных паровых электростанциях эти насосы часто работают от небольших паровых турбин, которые называют турбины насосов котла. Турбины насосов котла имеют несколько преимуществ перед двигателями, наиболее важными из которых являются реакция на нагрузку и уменьшение нагрузки на лопасти у выхлопного отверстия.

Так как турбины насосов котла используют пар низкого давления на впуске (обычно меньше 200 psia), они обычно потребляют достаточное количество пара. Этот поток пара, используемого турбинами насосов котла, равен уменьшению пара в секции низкого давления основной паровой турбины. Это уменьшает нагрузку на лопасти последнего каскада и часто приводит к повышению производительности цикла.

Усовершенствованные характеристики пара

В патенте США 5628183 Райс (Rice) рассматривает исследования по более высоким температурам и давлению, проведенные в Европе, а также в США при содействии Министерства энергетики (Department of Energy (DOE)) и научно-исследовательского института электроэнергии (Electric Power Research Institute (EPRI)). Исследования включали работу солнечных турбин в рамках установочного проекта, разработанного для повышенной эффективности цикла с использованием входной температуры пара в паровой турбине 1500°F. Хотя долгосрочного наблюдения не проводилось, поскольку надежность повышенных уровней давления и/или температур пара подтверждены, эта технология может быть легко осуществлена на основе настоящего изобретения.

Прогресс в газотурбинной технологии

Развитие газотурбинной технологии ориентировано на использование более эффективных компрессоров, новой металлургии, более высоких температур горения, более высоких соотношений давления, а также иных способов воздействия на увеличение производительности. По мере развития и доступности этих достижений, газовые турбины будут пригодны для введения в рабочий цикл в соответствии с настоящим изобретением.

Некорродирующая секция низкого давления ПГРТ

Уже рассматривалась проблема вредного воздействия конденсата выхлопных газов газовых турбин и его способность вызывать коррозию трубы и ребер в секции низкого давления ПГРТ. Общедоступным способом избежать этой проблемы является подача в ПГРТ питающей воды, предварительно нагретой до температуры, значительно превышающей точку росы выхлопных газов газовой турбины, что предотвращает образование влаги на поверхностях теплообмена в ПГРТ. Этот способ был продемонстрирован в описании вариантов реализации изобретения в соответствии с Фиг.35 и 39.

Еще одним подходящим способом избежать указанную проблему является использование некорродирующего материала для изготовления труб и ребер в ПГРТ, обычно нержавеющей стали. В этом случае исключается необходимость предварительного нагрева питающей воды и обеспечивается возможность продолжения процесса охлаждения выхлопных газов газовой турбины, что позволяет реализовать регенерацию энергии вышеназванных газов даже на более высоком уровне. Нежелательным, однако, является дополнительная стоимость материала из нержавеющей стали. В ряде случаев эта стоимость может превосходить величину сэкономленной энергии. Но если цены на топливо велики, а стоимость материала относительно мала, такой вариант может быть экономически выгодным.

Комбинированный насос высокого/низкого давления

Для создания в паровом цикле необходимого уровня давлений обычно используется насос, накачивающий питающую воду до надлежащего давления. В некоторых примерах реализации изобретения, включая варианты на Фиг.9, 15, 35 и 39, указаны двойные насосы для обеспечения низкого и высокого давлений. Это могут быть насосы для многократной накачки, как показано на чертежах, или один насос. Во всех случаях они состоят из нескольких рабочих колес, которые последовательно нагнетают питающую воду. Насосное отделение с отверстиями в точках надлежащего давления может обеспечить промежуточное давление питающей воды, тогда как оставшаяся часть воды по-прежнему продолжает поступать в направлении выхода высокого давления. Возможны также иные варианты организации насосов. Предпочтительный вариант в соответствии с настоящим изобретением не ограничивает каким-либо образом размеры или модель насоса, а позволяет использовать любой насос или комбинацию насосов, которые обеспечивают соответствующее обслуживание.

Регенерация сбросной теплоты

При обсуждении электростанций с комбинированием циклов предшествующего уровня техники и характеристике настоящего изобретения упоминались потери, имеющие место из-за неэффективности оборудования в системе в целом. Например, в форме потерь генератора в связи с не идеальным (не нулевым) сопротивлением в его обмотке. В общем, большая часть потерь системы в любой электростанции с комбинированием циклов может исчисляться сбросной теплотой то есть теплотой, образованной, но не преобразованной в механическую или электрическую энергию. Потери в генераторе, питающем насосе котла, смазочных маслах, потери на излучении тепла газовой и паровой турбины в окружающую среду являются лишь некоторыми видами потерь теплоты в традиционной системе с комбинированием циклов. В традиционных системах с комбинированием циклов (известных из уровня техники) предполагается, что такие источники сбросовой теплоты обычно присутствуют, но не компенсируются, так как в таких конфигурациях электростанции стоимость регенерации тепла нерентабельна, а какие-либо стимулы для использования низкоэнергетической сбросовой теплоты в полезном виде отсутствуют.

В связи с избыточным количеством низкоэнергетической теплоты в выхлопных газах газовой турбины, в предшествующем уровне техники для обеспечения максимальной регенерации тепла используют ПГРТ многоуровневого давления. Несмотря на использование постоянно поддерживаемого дополнительного горения, уровень энергии в секции высоких температур ПГРТ равен или превышает уровень энергии в секции более низких температур, при постановке задачи подпитки нагреватели питающей воды при помощи отбора пара из паровой турбины, обычные устройства, работающие по циклу Ренкайна, в традиционных системах с комбинированием циклов предшествующего уровня техники не используются.

При увеличении потребности в низкоэнергетической теплоте в соответствии с настоящим изобретением могут использоваться иные источники теплоты. В соответствии с Фиг.21, они включают потери в газовой турбине (2102), потери в генераторе паровой турбины (2110), а также иные потери. В этом случае низкотемпературная теплота, например, теплота от смазочного масла двигателя, потери теплоты в генераторе и воздушное охлаждение камеры газовой турбины могут использоваться для предварительного нагревания питающей воды и могут заменить пар, извлеченный для использования в низкотемпературных нагревателях питающей воды. Использование этой теплоты не только увеличивает тепловую мощность электростанции, но и уменьшает требования отвода тепла данной станции.

В указанных обстоятельствах настоящее изобретение в некотором смысле является уникальным, поскольку источники сбросовой теплоты могут использоваться вместе с нагревателями питающей воды (как показано на Фиг.15) для добавления тепла в воду, которая затем подвергается перегреву внутри ПГРТ. Такое практическое применение нагревателей питающей воды в предшествующем уровне техники не было возможным, так как для выполнения данной функции использовался ПГРТ, а нагревание питающей воды не предполагало для системы с комбинированием циклов предшествующего уровня техники создания каких-либо преимуществ. Таким образом, при разумном использовании нагревания питающей воды с дополнительным горением в соответствии с настоящим изобретением обеспечивается способ эффективной регенерации тепла, которое в предшествующем уровне техники оставалось сбросовым теплом, не подлежащим регенерации.

Необходимо отметить, что возможность использования сбросовой теплоты на практике можно считать значительным усовершенствованием с точки зрения увеличения эффективности всей системы с комбинированием циклов. Рассмотрим, например, случай, в котором 1-2% сбросовой теплоты, вырабатываемой в системе, регенерируется и направляется на полезное использование. С учетом того, что электростанция с комбинированием циклов мощностью 1000 МВт потратит топлива приблизительно на 175 миллионов долларов США в год, а это означает, что увеличение общей производительности цикла даже на 1% будет приводить к значительной экономии по топливу (1,75 миллионов долларов США в год). За 20 лет существования электростанции, общая экономия топлива составит 35 миллионов долларов США. Таким образом, регенерация сбросовой теплоты при использовании настоящего изобретения представляет собой новый потенциал усовершенствования общей экономической эффективности электростанций с комбинированием циклов, который был практически недоступен при использовании предшествующего уровня техники.

Нельзя не отметить, что регенерация сбросовой теплоты на электростанции с комбинированием циклов является прямым повышением общей эффективности термального преобразования, обеспечивающим прямое уменьшение нагревания атмосферы. В связи с ростом обеспокоенности проблемой глобального потепления вопрос регенерации потерянного тепла должен стоять у разработчиков на одном уровне с вопросами уменьшения выбросов NOX и иных загрязняющих веществ. Поскольку согласно расчетам более 100,000 МВт дополнительных мощностей энергоустановок будет введено в эксплуатацию в последующие десять лет, вопросы сбросовой теплоты заслуживают пристального внимания лиц, заинтересованных в сохранении окружающей среды. Кроме того, поскольку заметная часть сбросовой теплоты электростанций с комбинированием циклов попадает в окружающую среду, это может серьезно повлиять на растительную и животную жизнь.

Рост числа геотермальных станций

Настоящее изобретение во многом применимо там, где существующие или предполагаемые электростанции с низким уровнем производительности будут дополнены газовой турбиной (1) для дополнения производства геотермальной энергии в целях удовлетворения требований заданных нагрузок; или (2) для замещения потерь или спада производства геотермальной энергии в случае существующей геотермальной электростанции. Так как количество единиц оборудования для геотермического монтажа как правило фиксированное, потеря эффективности или спад в производстве энергии существующей геотермальной электростанции может привести к нерентабельности ее эксплуатации. В некоторых случаях, спад потока геотермальной энергии может привести к закрытию электростанции, так как количество произведенной электроэнергии может упасть ниже критичной отметки, после которой работа электростанции считается непрактичной.

Настоящее изобретение может успешно применяться к этим ситуациям, в целом таким же образом, как оно применяется в случае регенерации сбросовой теплоты традиционной электростанции с комбинированием циклов. Единственным отличием является то, что "сбросовая теплота", используемая в настоящем изобретении, регенерируется из геотермального источника. Результатом использования геотермальной теплоты в соединении с газовой турбиной при оптимальном уровне горения является производство стабильного количества энергии (независимо от качества или стабильности самого геотермального источника энергии). Так как преимущества настоящего изобретения в значительной степени связаны с дополнительным горением в ПГРТ, источник геотермальной энергии в этом применении может быть использован через теплообменники для снабжения такого дополнительного горения в ПГРТ, заменяя таким образом топливо и/или тепло, которые обычно подаются с этой целью. Таким образом, уменьшение выработки и/или эффективности геотермального источника энергии приведет только к адекватному увеличению дополнительного горения от других топливных и/или тепловых источников. Параметры производительности электростанции остаются постоянными, и даже могут увеличиваться для модернизированных электростанций, рассмотренных в других разделах настоящего документа.

Применение для теплоэнергетических систем

Как указывалось ранее, настоящее изобретение применимо для теплоэнергетических систем и вариантов связанного производства тепла и энергии, в которых и ведущий вал, и теплота используются в единых условиях эксплуатации, как, например, в коммерческих энергосистемах общего пользования и промышленных электростанциях. В таких системах определенное количество тепла от электростанции с комбинированием циклов может использоваться для пространственного нагрева, химической обработки сырья, переработки пульпы, просушивания бумаги, комбинированного производства тепловой и электрической энергии и/или для иных промышленных процессов и т.п.

Ожидается, что особенно широкое применение настоящее изобретение найдет во всех формах теплоэнергетических систем и систем связанного производства тепла и электроэнергии. При этом приведенные примеры иллюстрируют только диапазон применения настоящего изобретения. Специалисты несомненно расширят спектр его применения без ущерба для общей направленности настоящего изобретения.

СРАВНЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ

Выбор оптимального соотношения производительности паровой/газовой турбин

Для преодоления проблем работы с частичной нагрузкой, связанных с изменением нагрузки системы электроснабжения, в соответствии с настоящим изобретением в качестве первичного двигателя используют паровую турбину. Паровая турбина может легко уменьшить нагрузку путем закрытия впускных клапанов или изменения впускного давления в двигателе (за счет изменения уровня дополнительного горения). Это оказывает слабое влияние на эффективность работы при неполной нагрузке по сравнению с ослаблением температуры горения, наблюдающимся в случае газовой турбины. Кроме того, паровая турбина может быть спроектирована на оптимальную эффективность при проектном уровне неполной нагрузки, тогда как газовая турбина почти всегда наиболее эффективна при полной нагрузке.

Понимание различий между газовой и паровой турбинами определяет преимущества, имеющиеся у паровой турбины с точки зрения ее эксплуатационной гибкости. Газовые турбины состоят из секции компрессора, сжимающего поступающий воздух (обычно в условиях, соответствующих окружающей среде), от трехкратного до тридцатикратного уровня атмосферного давления. Затем этот воздух должен поступать в зону горения, где он нагревается при сжигании топлива от 1600 до 2600°F при полной нагрузке в зависимости от проектных параметров газовой турбины. Эти горячие и сжатые газы затем расширяются через секцию турбины в газовую турбину для производства энергии, приводящей в действие не только компрессор, но также и генератор. Приблизительно 2/3 энергии, выработанной в этой секции турбины, необходимо для работы воздушного компрессора, а оставшаяся 1/3 - используется для работы электрического генератора. В связи со сложностью разработки, связанной с необходимостью согласования компрессора, системы горения, и секции турбины для обеспечения работы в режиме комплексной системы, газовые турбины являются очень сложными по своей структуре машинами. У производителей обычно имеются различные модели газовых турбин. Однако они проектируются для несовпадающих величин выработки или мощности. Создание модели в соответствии со спецификацией заказчика маловероятно, и экономически не выгодно.

Паровые турбины, в свою очередь, обладают очень гибкими проектными возможностями. Они рассчитываются по определенным параметрам насосов котла электростанции для образования воды под давлением и параметрам самого котла электростанции для обеспечения образования теплоты для превращения этой сжатой воды в пар. По этой причине паровую турбину можно легко приспосабливать к требованиям энергии на этапе проектировки, путем простого изменения в конфигурации, направленного на обеспечение увеличения пропускных способностей турбины для прохождения большего потока пара. Это легко достигается посредством использования больших по размеру стационарных или вращающихся лопастей в паровой турбине. Обычно конструктор паровой турбины имеет возможность выбора из семейства лопастей в секции высокого давления паровой турбины, которые могут прирастать не более чем на 0,25 дюйма. Лопасти в секциях низкого давления турбины обычно имеют более высокие величины приращения. При таком проектировании две различные паровые турбины могут иметь мощность, варьирующую в диапазоне от 100 до 300 МВт, и тем не менее обе могут подходить для одного и того же корпуса (внешний вид у этих двух турбин идентичный). Ключевое различие создают лопасти внутри паровой турбины и пропускная способность каждой турбины.

Кроме того, путем надлежащего выбора лопастей низкого давления возможно "перегрузить", с точки зрения эффективности, лопасти последнего каскада при полной нагрузке. По этой причине при полной нагрузке эти лопасти становятся менее эффективными, чем при частичной нагрузке. Затем при уменьшении нагрузки эффективность отсека низкого давления увеличивается. Такой проект является предпочтительным для электростанций, большую часть времени работающих с частичной нагрузкой, но связанных с необходимостью достигать пиковой нагрузки в течение короткого промежутка времени. Именно эта их эксплуатационная гибкость в соединении с низкой потребностью в техобслуживании и проверенной надежностью объясняет предпочтительность использования паровых турбин в качестве первичного двигателя в электростанции с комбинированием циклов.

Некоторые предпочтительные варианты настоящего изобретения представляют собой систему, в которой выхлопные газы входят в ПГРТ, как при существующем уровне техники. Однако эти выхлопные газы обычно содержат большое количество кислорода. В частности, содержание кислорода в воздухе обычно уменьшается с 21% в окружающем воздухе до 12-15% в выхлопах обычной газовой турбины при полной нагрузке. В результате большое количество кислорода остается в выхлопных газах газовой турбины для сжигания дополнительного топлива. Если бы сжигалось достаточное количество топлива, весь пар, который производился бы как пар низкого давления в соответствии с уровнем техники, мог бы быть обогащен до уровня пара высокого давления при соответствующей модернизации системы, описанной в предпочтительном варианте настоящего изобретения. В этом случае, поток пара высокого давления значительно увеличится, а емкость паровой турбины относительно газовой турбины, или газовых турбин, (соотношение энергии паровой/газовой турбин) изменится с номинальной величины 0,5 для существующего уровня техники до величины, обычно превышающей 1,0. По этой причине вместо того, чтобы в первую очередь следовать идее реализации газотурбинного цикла с паротурбинным циклом регенерации, настоящее изобретение скорее является традиционной паровой электростанцией с дополнительной газотурбинной выработкой энергии и системой трубопроводов для направления выхлопных газов от газовой турбины в котлы паровой электростанции для предварительного нагрева воздуха и повышения эффективности котла. Для максимального увеличения производительности в соответствии с некоторыми вариантами реализации настоящего изобретения необходима полная интеграция циклов, включая использование сбросовой теплоты, нагревания питающей воды и введения системы управления для оптимизации передачи теплоотдачи.

Сравнение уровня техники и вариантов реализации изобретения

Как подробно описано, технология комбинирования циклов в существующем уровне техники корнями уходит в технологию небольших теплоэлектростанций. В современной электростанции с комбинированием циклов в предшествующем уровне техники выхлопные газы из газовой турбины поступают в ПГРТ, обычно имеющий два или три уровня давления. Пар с каждого из этих уровней давления затем направляется в надлежащую точку паровой турбины, соответствующую уровню давления секции ПГРТ. Дополнительное горение используется в качестве средства для достижения более высокой мощности, но к этому прибегают непостоянно для удовлетворения пиковых потребностей по нагрузке, причем более высокая мощность достигается только при уменьшении тепловой эффективности. Основное управление нагрузкой электростанции с комбинированием циклов в предшествующем уровне техники по-прежнему осуществляется путем модулирования нагрузки газовой турбины. ПГРТ единого давления могут использоваться с соответствующим уменьшением тепловой эффективности. Впускные отверстия более высокого давления в паровую турбину не оправданы, так как низкие объемные расходы потоки в паровую турбину перекрывают любые преимущества процесса, достигнутые благодаря высокому давлению, в связи с уменьшением производительности турбины в секции высокого давления.

При использовании технологии комбинирования циклов из предшествующего уровня техники электростанция в основном представляет собой электростанцию на основе работы газовой турбины с добавлением ПГРТ для регенерации сбросовой теплоты. Паровая турбина проектируется также с учетом наилучшего использования такого регенерированного тепла (которое преобразуется в пар в ПГРТ под давлением различного уровня). Типичное соотношение мощности паровой/газовой турбины для таких электростанций с комбинированием циклов составляет от 40 до 60%, и для электростанции модели GE S207FA обычно достигает приблизительно 0,57. При необходимости использовать пар высокого, промежуточного и низкого давления паровая турбина имеет достаточно низкие потоки в секции высокого давления и высокие потоки в секции низкого давления. Это уменьшает эффективность по объемным расходам высокого давления и увеличивает относительные размеры и стоимость выхлопных отсеков. Нагревание питающей воды производится в ПГРТ и не используется традиционное нагревание питающей воды при помощи отбора пара паровой турбины. Может использоваться предварительное нагревание питающей воды от конденсатора, но целью данного процесса является не повышение эффективности, а скорее потребность избежать конденсации паров воды в выхлопных газах. Поскольку вода содержится в попадающем внутрь воздухе, а также образуется как продукт горения углеводородного топлива, повышенная концентрация паров воды в выхлопных газах понижает точку росы. Холодная вода, поступающая непосредственно из конденсатора, может вызвать конденсацию на трубках и пластинах экономайзера. Такая конденсация проявила способность приводить к коррозии пластин, уменьшая эффективность теплообмена, а также оказывать пагубное влияние на работу ПГРТ. Таким образом, использование устройства для предварительного нагревания воды возможно в некоторых вариантах применения.

В заключение хотелось бы сказать, что электростанция с комбинированием циклов предшествующего уровня техники является прежде всего электростанцией газотурбинной с использованием парового цикла, разработанного для достижения компромисса между наилучшей эффективностью цикла и оптимальным уровнем регенерации тепла выхлопных газов. Имеются такие возможности, как дополнительное горение, для увеличения мощности электростанции на номинальную величину (обычно менее 25%), но такой прирост становится доступным в ущерб тепловой мощности электростанции. В связи с жесткостью проектных параметров газовой турбины уровень эксплуатационной гибкости с точки зрения мощности или собственно конструкции электростанции с комбинированием циклов предшествующего уровня техники достаточно низок. По существу, предшествующий уровень техники представляет собой жесткие проекты электростанций, основанных на использовании газотурбинного двигателя или комплекта двигателей, использующих ПГРТ и паровую турбину номинальной мощности на уровне 50% мощности газовой турбины. Паровая турбина работает в зависимом режиме и следует нагрузке газовой турбины.

В некоторых вариантах реализации в соответствии с настоящим изобретением газовая турбина осуществляет выхлопы в ПГРТ единого уровня давления (или в основном единого уровня давления), спроектированного для поддерживания постоянного дополнительного горения. Такое дополнительное горение существенно увеличивает производство пара и, следовательно, увеличивает потоки питающей воды таким образом, что дополнительные уровни давления в ПГРТ не требуются для охлаждения выхлопных газов до оптимальной температуры (приблизительно 180°F). Потоки питающей воды, превышающие оптимальные потоки через ПГРТ, направляются в традиционные нагреватели питающей воды за счет отбора пара из паровой турбины для улучшения эффективности парового цикла. Благодаря эксплуатационной гибкости, проект электростанции с комбинированием цикла, описанный в нескольких предпочтительных вариантах настоящего изобретения, имеет соотношение мощностей паровой / газовой турбины, который может изменяться от приблизительно 0,75 до 2,25. Конечно специалисты в данной промышленности понимают, что иные соотношения также возможны в объеме настоящего изобретения. Для многих вариантов изменения нагрузки электростанции газовые турбины остаются в основном на уровне или близко к уровню наиболее эффективной нагрузки (100%), а для изменения нагрузки паровой турбины изменяется интенсивность дополнительного горения.

Другими словами, варианты реализации системы в соответствии с настоящим изобретением по своей сути соответствуют большой центральной паровой электростанции, подобной паровым электростанциям, известным из уровня техники, с котлом, который заменен на парогенераторы регенерации тепла (ПГРТ), постоянно сжигающие топливо, так же, как и котел в традиционной паровой электростанции. Однако теперь в рабочий цикл введены газовые турбины, подающие в котел (ПГРТ) обогащенные кислородом (12-15%) горячие газы, увеличивая эффективность цикла и обеспечивая возможность сжигания дополнительного топлива. Нагревание питающей воды осуществляется в низкотемпературных секциях ПГРТ и в традиционных нагревателях питающей воды за счет отбора пара из паровой турбины. Паровая турбина имеет больший размер и большую пропускную способность потоков пара через отсеки высокого и промежуточного давления и меньших потоков - через отсек низкого давления (пар, извлекаемый для нагревания питающей воды, уменьшает торцевой поток выхлопа), увеличивая эффективность объемных расходов и уменьшая относительные объемы выхлопов. В некоторых вариантах реализации настоящее изобретение представляет собой электростанции с комбинированием циклов, имеющие большие эксплуатационную гибкость, производительность при работе с полной и частичной нагрузкой, а также являющиеся менее дорогостоящими для производства, эксплуатации и техобслуживания.

Основные затраты на техническое обеспечение

Кроме затрат на топливо и капитальных затрат, еще одной статьей расходов электростанций с комбинированием циклов является стоимость технического обеспечения, особенно, техобслуживание основных объектов, таких как паровая турбина и газовая турбина. Затраты на техническое обеспечение меняются для разных моделей оборудования, его сложности, а также уровня обслуживания (высокая или низкая температура, постоянная работа цикла и т.п.). Обычные затраты на техобслуживание исследуются на основе показателя цена/киловатт-час энергии (mills/кВт·ч, где “mill” - 0,001 доллара США или 0,1 цента). Далее следует перечень предполагаемых затрат на техобслуживание для некоторых наиболее важных объектов оборудования вместе с ежегодными затратами на техобслуживание из расчета нормы мощности 200 МВт при производительности 70% (1 500 000 000 кВт·ч в год):

Оборудование (модель)Периодичность технического обслуживания (mills/kWh)Годовые затраты (долл. США)Паровая турбина 2400 фунтов на кв. дюйм (psia)0,5750000Газовая турбина GE Frame &FA2,53750000Газовая турбина Westinghouse 501 G4,56750000

Как видно из таблицы, гораздо более дорогим является техобслуживание при эксплуатации газовой турбины, чем паровой турбины. Кроме того, газовая турбина прогрессивной технологии (модель 501G) - с повышенной температурой горения, монокристаллическими лопастями и паро-охлаждаемой секцией горения, - с точки зрения техобслуживания также является дорогостоящим объектом.

В предшествующем уровне техники газовые турбины производят приблизительно 67% энергии, а паровая турбина - 33% (соотношение мощностей паровой/газовой турбины 0,5:0,1). Так как газовые турбины модулируются для изменения нагрузки, а паровая турбина следует за этими изменениями, такое соотношение достаточно постоянно на всем диапазоне нагрузки. По этой причине за год эксплуатации в электростанции с комбинированием циклов предшествующего уровня техники фактор техобслуживания газовой турбины относился бы к 67% произведенных киловатт-часов энергии, а фактор техобслуживания паровой турбины - к 33%.

В некоторых вариантах реализации в соответствии с настоящим изобретением соотношения не так просты, поскольку как при изменении всей нагрузки электростанции мощность паровой турбины модулируется до самой высокой степени возможного, а мощность газовых турбин поддерживается на уровне полной нагрузки или близко к этому уровню.

Сравнение производительностей при частичной нагрузке

Выводы настоящего изобретения наилучшим образом становятся наглядными при сравнении эксплуатационных показателей, показанных графически на Фиг.6, 15, 33 и 22-28.

Фиг.33 иллюстрирует различия эксплуатации при частичной нагрузке между двумя современными обычными электростанциями с комбинированием циклов и двумя вариантами реализации электростанций в соответствии с настоящим изобретением. График демонстрирует, что эксплуатационные показатели вариантов в соответствии с настоящим изобретением значительно выше, чем те же показатели традиционных электростанций с комбинированием циклов в режиме частичной нагрузки. Как видно из сравнительных данных в таблицах на Фиг.25 и 27, в противоположность типичному профилю эксплуатационных показателей в соответствии с настоящим изобретением используется меньше топлива и требуется на 100 миллионов долларов США меньше средств на сооружение, кроме того, уровень выбросов NOX для этих вариантов составляет менее 1/3 от уровня выбросов электростанции с комбинированием циклов модели Westinghouse. Таким образом, вариант реализации настоящего изобретения, показанный на Фиг.26, приводит к экономии средств и одновременной экономии на загрязнении окружающей среды за счет уменьшенного уровня вредных выбросов NOX. Такие свойства характерны для вариантов реализации в соответствии с настоящим изобретением и по существу представляют лучшие возможности в двух массивах задач - достижение экономической эффективности с одновременным уменьшением уровня загрязнения окружающей среды.

Для использования в соответствии с настоящим изобретением ПГРТ, по сравнению с предшествующим уровнем техники, должен иметь более прочную конструкцию, чтобы выдерживать повышенные давление и температуры. Это достигается несколькими путями. Во-первых, использованием водного экрана (вертикальных трубок, наполненных питающей водой), который может требоваться для ограждения топливного пространства ПГРТ для защиты от высоких температур горения. Как альтернатива, выхлопные газы могут сначала охлаждаться, проходя секцию пароперегревателя (приблизительно до 800°F), затем могут быть повторно нагреты до 1600°F перед дальнейшим прохождением через ПГРТ. В настоящее время 1600°F является верхним пределом температуры, указанным для стандартной конструкции ПГРТ производителями. Другой альтернативой является использование двойных решеток из горелок в ПГРТ. После нагревания выхлопных газов газовой турбины до 1600°F обеспечивается их охлаждение через начальные отсеки ПГРТ, затем посредством горения в нижней точке потока добавляют еще топлива (теплоты). По сравнению с одной горелкой, это приводит к практическому удваиванию количества теплоты без превышения предельных температур ПГРТ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Настоящее изобретение предполагает большое количество вариантов применения, но необходимо заметить, что в свете современных тенденций в энергетической промышленности особенно выигрышным является его использование в области создания электростанций с комбинированием циклов. В предшествующем уровне техники не было использовано дополнительное горение в ПГРТ как средство повышения производительности электростанции в целом, а настоящее изобретение использует эту концепцию.

В контексте общего улучшения эффективности системы настоящее изобретение выдвигает идею использования дополнительного горения не для образования большего количества пара, как это имело место в известных вариантах производства электроэнергии, а для производства пара лучшего качества (высокого массового паросодержания). Отсюда следует, что при расходовании дополнительного топлива на дополнительное горение в ПГРТ, возможно производить более высокоэнергетический и, таким образом, более высокоэффективный пар, если его использовать в соединении с соответствующим двигателем нижнего цикла.

Использование настоящего изобретения для производства электроэнергии потребует производства парогенераторов регенерации тепла (ПГРТ), способных выдерживать более высокие по сравнению с современными нормами температуры, при этом материалы, способные обеспечить достижения этих целей, доступны, и паровые электростанции и ПГРТ предшествующего уровня техники продемонстрировали возможность выдерживать такие увеличенные уровни температуры. Кроме того, приведенные данные указывают, что во многих обстоятельствах такие ПГРТ имеют меньшие по сравнению с существующими моделями размеры, то есть и затраты на их сооружение, и техобслуживание могут быть сравнимы или даже меньше, чем для существующих моделей. Кроме того, возможность данных ПГРТ использовать единый уровень давления, в ряде случаев может приводить к экономии в их разработке и сооружении.

Необходимо подчеркнуть, что с точки зрения плотности энергии в соответствии с настоящим изобретением имеются потенциальные возможности для значительного расширения количества аппаратных средств, необходимых для реализации электростанции. Для достижения удовлетворительного уровня общей производительности, традиционные электростанции используют несколько газовых и паровых турбин, и, когда такие объекты работают с частичной нагрузкой, вся система может эксплуатироваться на приемлемом уровне эффективности. В основном это связано с тем, что эксплуатация газовой турбины при частичной нагрузке обычно является очень неэффективной. Настоящее изобретение решает проблему такого пагубного влияния посредством эксплуатации всех газовых турбин с оптимальной эффективностью (экономической и экологической), позволяя, таким образом, при меньшем количестве работающих газовых турбин, достигать таких же общей эффективности и уровня воздействия на окружающую среду, потребляя между тем меньшее количество вспомогательных ресурсов.

Эти возможности усовершенствования эффективности в соответствии с настоящим изобретением дополняются механизмом, при помощи которого мощность электростанции может временно превышать свой номинальный уровень, хотя и при меньшем уровне эффективности. Такое превышение мощности электростанции для обеспечения работы в режиме повышенных нагрузок может явиться важным фактором с точки зрения экономической стороны вопросов строительства электростанции из-за препятствий, поскольку проблемы охраны окружающей среды и материально-технического снабжения, которые необходимо преодолеть для строительства новых электростанций, становятся в ряд первостепенных вопросов для определении целесообразности строительства новых электростанций. При этом настоящее изобретение допускает полезное использование существующих электростанций, расширяя их собственные возможности, за счет динамической адаптации характеристик электростанции для соответствия временным перегрузкам. Такая способность может привести к значительной экономии средств и более экологически безопасному использованию электростанции в соответствии с настоящим изобретением, благодаря уменьшению дополнительного привлечения финансовых затрат и издержек, связанных с охраной окружающей среды, в свете требований временного увеличения выработки электростанции.

В завершение следует подчеркнуть, что если в прошлом усилия по разработке электростанций были направлены на оптимизацию функционирования на основании только затрат на топливо, электростанции будущего должны инкорпорировать и оптимизировать капитальные затраты, издержки, связанные с воздействием на окружающую среду, стоимость объектов недвижимости, затраты на правовое регулирование, а также вечно растущие затраты на технологии и вспомогательную технику. Задачей настоящего изобретения является рассмотрение всех этих параметров в совокупности и создание проекта электростанции, являющегося экономичным, эффективным с точки зрения производства энергии и экологически безопасным методом производства электроэнергии.

Хотя предпочтительный вариант реализации настоящего изобретения был продемонстрирован при помощи прилагаемых чертежей и подробно описан выше; понятно, что изобретение не ограничивается описанными вариантами, и его конфигурация может быть изменена, подвержена модификации, замене компонентов, не выходя при этом за рамки сущности и объема изобретения, определенного следующей формулой.

Изобретение относится к области энергетики. Предложены электростанция и способ производства энергии по принципу комбинирования циклов, обеспечивающие повышение удельной производительности и гибкость эксплуатационных параметров электростанции, причем без соответствующего увеличения ее тепловой мощности. Процесс улучшения термического КПД комбинированных циклов может обеспечиваться за счет стратегии использования дополнительного топлива и/или подведения тепла. В частности, газовые турбины, выхлопы из которых поступают в парогенератор регенерации тепла, могут обогреваться дополнительно. Предложенная система в целом обеспечивает высокую эффективность электростанции с комбинированием циклов преимущественно за счет цикла Ренкайна (нижнего). Модели реализации изобретения включают нагрузку, ведомую двигателем верхнего цикла, приводимого в действие жидкостью верхнего цикла, сбрасываемой в устройство для регенерации тепла. Устройство для регенерации тепла обогревается при помощи дополнительного топлива и/или от дополнительного источника тепла для образования более энергоемкой жидкости нижнего цикла и/или большего ее количества, служащей источником энергии для двигателя нижнего цикла, приводящего в движение нагрузку (потенциально - та же нагрузка, что и у двигателя верхнего цикла). Энергия жидкости верхнего цикла и жидкости нижнего цикла приводит в действие двигатели, соответственно, верхнего и нижнего циклов, однако эти жидкости и/или выхлопы соответствующих двигателей могут также найти широкое применение при совместном производстве тепловой и электрической энергии. Изобретение позволяет обеспечить существенное увеличение мощности паровых турбин и повышение общей производительности электростанции, причем без ущерба для экономической эффективности. 12 с. и 21 з.п. ф-лы, 51 ил.

1. Электростанция с комбинированием циклов, содержащая

а) по крайней мере, одну газовую турбину;

б) по крайней мере, одну паровую турбину;

в) по крайней мере, один парогенератор регенерации тепла, в котором поддерживается, по существу, непрерывное сжигание топлива;

г) по крайней мере, одну систему управления, приспособленную для поддержания, по существу, оптимальной температуры отработавших газов парогенератора регенерации тепла, имеющую входы обеспечения контроля температуры отработавших газов парогенератора регенерации тепла, и выходы обеспечения оперативного управления интенсивностью потока питающей воды через парогенератор регенерации тепла, в которой

названная электростанция преимущественно функционирует как система выработки энергии по циклу Ренкайна с использованием одного или нескольких парогенераторов регенерации тепла, в которых поддерживается названное сжигание топлива для подачи высокоэнергетического пара через нижний цикл к названной одной или нескольким паровым турбинам, и применяется верхний цикл Брэйтона для производства исходной энергии, потребляемой названной одной или несколькими газовыми турбинами; и

в названной электростанции для производства высокоэнергетического пара для работы названных паровых турбин используется нижний цикл с, по существу, единым уровнем давления.

а) одну или более газовых турбин,

б) одну или более паровых турбин и

в) один или более парогенераторов регенерации тепла с дополнительным сжиганием топлива,

в которой коэффициент эксплуатации номинальной мощности как отношение суммы выработки всех паровых турбин к сумме выработки всех газовых турбин составляет величину, превышающую 0,75; названное дополнительное сжигание топлива названного одного или нескольких парогенераторов, по существу, является постоянным; в названной электростанции для производства высокоэнергетического пара для работы названной одной или нескольких паровых турбин используется нижний цикл с, по существу, единым уровнем давления.

а) по крайней мере, одну газовую турбину;

б) по крайней мере, одну паровую турбину;

в) по крайней мере, один парогенератор регенерации тепла с дополнительным сжиганием топлива,

в которой в названных парогенераторах регенерации тепла используется котел, по существу, с единым уровнем давления; названная общая входная энергия дополнительного сжигания топлива при номинальной мощности электростанции с комбинированием циклов добавляется на уровне 30% или выше, чем входная энергия, во все названные газовые турбины при их стандартной мощности по ISO; отработавшие газы на пути от выхода секции испарителя названных парогенераторов регенерации тепла до секции отработавших газов названных парогенераторов регенерации тепла охлаждаются в первую очередь за счет питающей воды; отработавший пар названных паровых турбин, подпитывающий нагреватели питающей воды, предварительно нагревает избыточную питающую воду, не подвергавшуюся предварительному нагреву в названных парогенераторах регенерации тепла; питающая вода, проходящая через отсеки нагревания питающей воды в названных парогенераторах регенерации тепла, подвергается контролю для оптимальной регенерации тепла; и давление пара внутри названных паровых турбин увеличено соразмерно увеличению объемной производительности названной паровой турбины.

а) по крайней мере, одну газовую турбину;

б) по крайней мере, одну паровую турбину;

в) по крайней мере, один парогенератор регенерации тепла с дополнительным сжиганием топлива;

г) по крайней мере, одно устройство контроля для управления температурой отработавших газов парогенератора регенерации тепла, имеющее входы, на которые поступает информация о температуре отработавших газов парогенератора регенерации тепла, и выходы, из которых, по крайней мере, один предназначен для выполнения одной из группы задач, включающей оперативное управление интенсивностью сжигания топлива в парогенераторе регенерации тепла и оперативное управление потоком питающей воды через парогенератор регенерации тепла,

в которой названное дополнительное сжигание топлива в названных парогенераторах регенерации тепла имеет постоянный характер и названное дополнительное сжигание топлива в названных парогенераторах регенерации тепла увеличивает входные температуры паровых турбин до величин, допустимых при номинальном режиме их работы.

а) по крайней мере, одну текучую среду для переноса энергии верхнего цикла;

б) по крайней мере, один двигатель верхнего цикла, включающий один или несколько входов для текучей среды для переноса энергии верхнего цикла, входы для подачи топлива и/или тепла, один или несколько выходов для текучей среды для переноса энергии верхнего цикла, а также один или несколько выходов ведомой нагрузки;

в) по крайней мере, одно устройство для регенерации тепла, по существу, с постоянным поддержанием сжигания топлива, имеющее один или несколько входов сброса текучей среды для переноса энергии верхнего цикла, один или несколько входов для подачи топлива и/или тепла, один или несколько входов текучей среды для переноса энергии нижнего цикла, один или несколько выходов текучей среды для переноса энергии нижнего цикла при одном из уровней давления, выбранном из группы, включающей низкое, промежуточное и высокое давление, а также один или несколько выходов для сброса текучей среды для переноса энергии верхнего цикла;

г) по крайней мере, одну текучую среду нижнего цикла;

д) по крайней мере, один двигатель нижнего цикла, имеющий один или несколько входов низкого, и/или промежуточного, и/или высокого давления для поступления текучей среды для переноса энергии нижнего цикла, один или несколько выходов текучей среды для переноса энергии нижнего цикла и один или несколько выходов ведомой нагрузки;

е) по крайней мере, один теплообменник, имеющий один или несколько входов, на которые поступает текучая среда для переноса энергии нижнего цикла, и один или несколько выходов для текучей среды для переноса энергии нижнего цикла;

ж) по крайней мере, одно устройство транспортировки текучей среды, имеющее один или несколько входов, на которые поступает текучая среда для переноса энергии нижнего цикла, и один или несколько выходов для текучей среды для переноса энергии нижнего цикла; и

з) по крайней мере, одно устройство контроля, обеспечивающее поддержание, по существу, оптимальной температуры отработавших газов устройства для регенерации тепла, имеющее входы для данных о температуре отработавших газов устройства для регенерации тепла и выходы для обеспечения оперативного управления подачей топлива и/или тепла, в которой названная текучая среда для переноса энергии верхнего цикла питает названные один или несколько входов текучей среды переноса энергии верхнего цикла двигателя верхнего цикла; горючее топливо и/или тепло питает названные один или несколько входов горючего топлива и/или тепла двигателя верхнего цикла; названные один или несколько выходов двигателя верхнего цикла питают названные один или несколько входов отработавших газов устройства для регенерации тепла; один или более источников топлива и/или тепла питают названные один или несколько входов топлива и/или тепла устройства для регенерации тепла; названные один или несколько выходов текучей среды низкого, и/или промежуточного, и/или высокого давления устройства для регенерации тепла питают названные входы текучей среды низкого, и/или промежуточного, и/или высокого давления двигателя нижнего цикла; названные один или несколько выходов сброса текучей среды в окружающую среду устройства для регенерации тепла отводится в атмосферу (прямо или косвенно) или при помощи устройства для транспортировки текучей среды могут быть направлены к названным входам двигателя верхнего цикла; названные один или несколько выходов текучей среды для переноса энергии нижнего цикла двигателя нижнего цикла являются источниками к названным одному или нескольким входам в теплообменник; названные один или несколько выходов теплообменника соединены с названными одним или несколькими входами устройства для транспортировки текучей среды; названные один или несколько выходов устройства для транспортировки текучей среды соединены с названными одним или несколькими входами устройства для регенерации тепла; названная производительность двигателя нижнего цикла повышена путем корректировки интенсивности дополнительного сжигания топлива или добавления названных топлива и/или тепла таким образом, что текучая среда под низким, и/или промежуточным, и/или высоким давлением имеет более высокое энергетическое состояние, чем без добавления таких топлива и/или тепла.

а) по крайней мере одну текучую среду для переноса энергии верхнего цикла;

б) по крайней мере, один двигатель верхнего цикла, содержащий один или несколько входов текучей среды для переноса энергии верхнего цикла, один или несколько входов для подачи топлива и/или тепла, один или несколько выходов для сброса текучей среды для переноса энергии верхнего цикла и один или несколько выходов ведомой нагрузки;

в) по крайней мере, одно устройство для регенерации тепла с постоянным поддержанием сжигания топлива, работающее преимущественно при едином уровне давления и имеющее один или несколько входов сброса текучей среды для переноса энергии верхнего цикла, один или несколько входов для подачи топлива и/или тепла, один или несколько входов текучей среды для переноса энергии нижнего цикла, один или несколько выходов текучей среды для переноса энергии нижнего цикла, а также один или несколько выходов сброса текучей среды для переноса энергии верхнего цикла;

г) по крайней мере, одну текучую среду для переноса энергии нижнего цикла;

д) по крайней мере, один двигатель нижнего цикла, имеющий один или несколько входов для поступления текучей среды для переноса энергии нижнего цикла, один или несколько выходов текучей среды для переноса энергии нижнего цикла и один или несколько выходов ведомой нагрузки;

е) по крайней мере, один теплообменник, имеющий один или несколько входов текучей среды для переноса энергии нижнего цикла и один или несколько выходов текучей среды для переноса энергии нижнего цикла;

ж) по крайней мере, одно устройство транспортировки текучей среды, имеющее один или несколько входов текучей среды для переноса энергии нижнего цикла и один или несколько выходов текучей среды для переноса энергии нижнего цикла;

з) по крайней мере, одно устройство контроля, приспособленное для поддержания, по существу, оптимальной температуры выбросов устройства для регенерации тепла и имеющее входы данных о температуре выбросов устройства для регенерации тепла и выходы для осуществления оперативного управления интенсивностью горения в котле, работающем на горючем топливе,

в которой названная текучая среда для переноса энергии верхнего цикла питает названные один или несколько входов текучей среды для переноса энергии верхнего цикла двигателя верхнего цикла; горючее топливо питает названные один или несколько входов горючего топлива и/или тепла двигателя верхнего цикла; названные один или несколько выходов двигателя верхнего цикла питают отработавшими газами названные один или несколько входов устройства для регенерации тепла; один или более источников топлива и/или тепла питают названные один или несколько входов топлива и/или тепла устройства для регенерации тепла; названные один или несколько выходов текучей среды под давлением устройства для регенерации тепла питают названные входы текучей среды под давлением двигателя нижнего цикла; названные один или несколько выходов сброса текучей среды в окружающую среду устройства для регенерации тепла отводится в атмосферу (прямо или косвенно) или при помощи устройства для транспортировки текучей среды могут быть направлены к названным входам двигателя верхнего цикла; названные один или несколько выходов текучей среды для переноса энергии нижнего цикла двигателя нижнего цикла являются источниками к названным одному или нескольким входам в теплообменник, названные один или несколько выходов теплообменника соединены с названными одним или несколькими входами устройства для транспортировки текучей среды и названные один или несколько выходов устройства для транспортировки текучей среды соединены с названными одним или несколькими входами устройства для регенерации тепла.

а) по крайней мере, один двигатель верхнего цикла;

б) по крайней мере, одно устройство регенерации тепла, по существу, с постоянным поддержанием сжигания топлива, работающее преимущественно при едином давлении, сочлененное с названным двигателем верхнего цикла таким образом, что текучая среда верхнего цикла выбрасывается из названного двигателя верхнего цикла в названное устройство для регенерации тепла;

в) по крайней мере, один двигатель нижнего цикла, сочлененный с названным устройством регенерации тепла таким образом, что текучая среда нижнего цикла поступает из названного устройства регенерации тепла в названный двигатель нижнего цикла и возвращается в названное устройство регенерации тепла;

г) по крайней мере, одно управляющее устройство, адаптированное для поддержания оптимальной температуры выхлопов устройства регенерации тепла, имеющее входы информации о температуре выхлопов устройства регенерации тепла и выходы для оперативного регулирования интенсивности сжигания топлива в названном устройстве регенерации тепла.

а) по крайней мере, один двигатель верхнего цикла;

б) текучую среду верхнего цикла с номинальной теплоотдачей, предусмотренной двигателем верхнего цикла;

в) по крайней мере, одно устройство регенерации тепла, работающее, по существу, с постоянным поддержанием сжигания топлива, преимущественно при едином давлении, причем у названного данного устройства регенерации тепла имеется выхлопной отсек;

г) по крайней мере, один двигатель нижнего цикла;

д) текучую среду нижнего цикла с номинальной теплоотдачей, предусмотренной двигателем нижнего цикла;

е) по крайней мере, одно средство, постоянно добавляющее тепло в названное устройство регенерации тепла таким образом, что коэффициент соотношения по массе потока текучей среды верхнего цикла к потоку текучей среды нижнего цикла через отсек выхлопов устройства регенерации тепла может поддерживаться, по существу, равным коэффициенту соотношения номинальной теплоотдачи текучей среды нижнего цикла к номинальной теплоотдаче текучей среды верхнего цикла благодаря модулированию работы средств для постоянного поддержания сжигания топлива в устройстве регенерации тепла.

а) по крайней мере, один двигатель верхнего цикла;

б) текучую среду верхнего цикла с номинальной теплоотдачей, предусмотренной двигателем верхнего цикла;

в) по крайней мере, одно устройство регенерации тепла, работающее, по существу, с постоянным поддержанием сжигания топлива, преимущественно при едином давлении;

г) по крайней мере, один двигатель нижнего цикла;

д) текучую среду нижнего цикла с номинальной теплоотдачей, предусмотренной двигателем нижнего цикла;

е) по крайней мере, одно средство, постоянно добавляющее тепло в названное устройство регенерации тепла таким образом, что соотношение по массе потока текучей среды верхнего цикла к потоку текучей среды нижнего цикла через отсек выхлопов устройства регенерации тепла при различных уровнях выработки электростанции поддерживается, по существу, равным соотношению номинальной теплоотдачи текучей среды нижнего цикла к номинальной теплоотдаче текучей среды верхнего цикла за счет модулирования работы средств для постоянного поддержания сжигания топлива в устройстве регенерации тепла.

а) по крайней мере, один двигатель верхнего цикла;

б) по крайней мере, одно устройство регенерации тепла, работающее, по существу, с постоянным поддержанием сжигания топлива, преимущественно при едином давлении;

в) по крайней мере один двигатель нижнего цикла,

в котором функциональный коэффициент соотношения номинальной производительности суммы всех двигателей нижнего цикла к сумме всех двигателей верхнего цикла превышает 0,75;

г) по крайней мере, одно устройство управления, адаптированное для поддержания оптимальной температуры выхлопов устройства регенерации тепла, имеющее входы информации о температуре выхлопов устройства регенерации тепла и выходы для оперативного регулирования интенсивности сжигания топлива в названном устройстве регенерации тепла.

а) запуск, по крайней мере, одного двигателя верхнего цикла для производства работы вала с выхлопными газами,

б) по существу, постоянно поддерживаемое сжигание топлива, по крайней мере, в одном устройстве регенерации тепла, работающем преимущественно при нормальном давлении, которое в совокупности с дополнительным теплом выхлопных газов двигателя верхнего цикла приводит в действие, по крайней мере, один двигатель нижнего цикла для создания работы вала;

в) осуществление контроля за сжиганием топлива в устройстве регенерации тепла для обеспечения оптимального уровня теплоотдачи электростанции с комбинированием циклов путем использования температуры при выходе из устройства регенерации тепла как входных данных.

а) запуск, по крайней мере, одного двигателя верхнего цикла для производства работы вала и выхлопа текучей среды верхнего цикла с номинальной теплоотдачей, предусмотренной двигателем верхнего цикла;

б) по существу, постоянно поддерживаемое сжигание топлива, по крайней мере, в одном устройстве регенерации тепла, работающем преимущественно при нормальном давлении, которое в совокупности с дополнительным теплом выхлопных газов двигателя верхнего цикла приводит в действие, по крайней мере, один двигатель нижнего цикла для производства работы вала и выхлопа текучей среды нижнего цикла с номинальной теплоотдачей, предусмотренной двигателем нижнего цикла;

в) осуществление регулирования коэффициента соотношения по массе потока текучей среды верхнего цикла к потоку текучей среды нижнего цикла через отсек выхлопов устройства регенерации тепла для поддерживания, по существу, равным коэффициенту соотношения номинальной теплоотдачи текучей среды нижнего цикла к номинальной теплоотдаче текучей среды верхнего цикла путем регулирования сжигания топлива в устройстве регенерации тепла.