Парогазовая установка с глубокой утилизацией тепла и водопарогазовым контуром

Предлагается комплекс ПГУ бинарного типа: газотурбинная установка (ГТУ), паровой котёл-утилизатор (КУ) и паротурбинная установка (ПТУ) на паре котлов-утилизаторов — наиболее перспективная на сегодняшний день технология производства электрои тепловой энергии. Электрический КПД брутто достигает 52–53 % и более — это наивысший показатель для когенерационного оборудования (у ПТУ КПД в пределах 33–46 %, ГТУ — 28–42 %). Тренд в развитии энергетики — газотурбинные ТЭЦ (ГТУ-ТЭЦ, ТЭС, РТС, мини-ТЭЦ и пр.) [1].

Схема парогазовой установки приведена на рис. 1.

Схема с байпасом (фиг. 2, 3) позволяет регулировать тепловую нагрузку конденсационного теплообменника-утилизатора (КТУ) и температуру продуктов сгорания (ПС) за КТУ, поддерживать её (особенно зимой) на уровне 60–80 °C для исключения конденсации водяных паров из ПС в газовом тракте и в дымовой трубе.

Суть предложения в том, что конденсат пара паровой турбины (ПТ) 19 из конденсатора 21 подаётся в теплообменник 14 узла глубокой утилизации (ГУ), установленный сразу за КУ 9.

В порядке справки: аналогичным образом конденсат пара ПТ используется как охладитель в системе ГУ тепла котлов электростанций [5, 6]. Температура конденсата в ПТУ составляет от 20 до 40 °C, в отдельных случаях (аномально жаркой погоды) — до 50 °C.

Температура t_p точки росы ПС природного газа 50–55 °C. В случае же впрыска воды или пара, то есть образования парогазовой смеси (ПГС) высокой влажности, значение tp повышается и в данных условиях достигает величины порядка 60–65 °C. Это интенсифицирует теплообмен, в КТУ обеспечивается надёжная конденсация содержащихся в ПС паров воды, а именно: внесённых с впрыском воды или пара в газовый тракт; образующихся при сжигании природного газа. По мере конденсации, с уменьшением влажности ПГС, значение t_p снижается, весь конденсат высадить (то есть осушить ПГС) невозможно, на выходе из КТУ имеем насыщенную парогазовую смесь, её влагосодержание определяется термодинамическим равновесием при фактической температуре (порядка 40 °C) и давлении (немного ниже атмосферного под тягой дымовой трубы или выше — в случае котла с наддувом либо при работе с дымососом на нагнетательной стороне).

Таким образом, вода впрыска полностью возвращается в цикл, а избыток воды расходуется на собственные нужды, в основном на подпитку котла через регулируемый отвод 32.

Стекающий по трубкам теплообменника 14 конденсат ПС сливается в поддон 25, самотёком — в бак 26, оттуда насосом 27 подаётся на модуль ХВП 29. Дешёвая, надёжная технология очистки конденсата ПС природного газа, ПГ (многолетняя эксплуатация котлов конденсационного типа за рубежом и у нас) включает дегазацию (деаэрацию), а также декарбонизацию. Для нейтрализации небольших объёмов используют сменные доломитовые наполнители (блоки с гранулятом), а больших — контейнеры с дозирующими устройствами для каустической соды (устройства жидкой нейтрализации). Вода впрыска требует, кроме того, деминерализации — обессоливания и фильтрации. Это также штатные технологии ХВО котельных и электростанций [8]. Предусмотрены теплофикационный отбор 13 пара НД и отвод 32 очищенной воды на собственные нужды (подпитку котлов).

Предложенное устройство байпаса (фиг. 2, 3) с общей стенкой камеры с КТУ и обводного канала делает конструкцию компактной, дешёвой и минимизирует тепловые потери.

Повышение аэродинамического сопротивления (теплообменник на пути ПС, байпасирование и др.) практически компенсируется его снижением за счёт уменьшения объёмов ПС благодаря снижению расхода топлива и, главным образом, конденсации и удалению водяных паров.

По данным [9], в реальном диапазоне параметров наружного воздуха [влагосодержание d = 0,01–0,02 кг/(кг с.в.)] и условий работы (Q_нр = 7973–8523 ккал/м³, α = 1,25–1,3, температура уходящих газов за КТУ t_ух2 = 40–45 °C) при сжигании 1 м³ природного газа выделяется один-два килограмма конденсата водяных паров.

Небольшой брызгоунос за КТУ неизбежен (до 5 %). Применяются каплеуловители 16 различного типа (стационарные, инерционные и простейшие фильтры (в том числе самоочищающиеся): сетки, жалюзи, решётки и др.

Материал рабочих поверхностей теплообменника, газового тракта и дымовой трубы, как правило, — это коррозионностойкие легированные нержавеющие стали (такова общепринятая практика).

Для выхлопных дымовых газов ГТУ характерно высокое содержание кислорода (13–15 %). В некоторых случаях для стабилизации параметров перегретого пара и/или увеличения паропроизводительности КУ оснащают горелками с подводом дополнительного топлива (режим с дожиганием). Горелки размещают в газоходе, их сопротивление — не более 100 Па.

В станционных ПГУ конденсат конденсатными насосами второй ступени после блочной обессоливающей установки (БОУ) направляют в газовые подогреватели конденсата (ГПК) — последние хвостовые поверхности нагрева по ходу ПС, а оттуда — в деаэратор [8]. Чтобы исключить конденсацию, в ГПК ПС охлаждают до температуры не ниже 60 °C. Для дополнительного снижения температуры продуктов сгорания оборудуется замкнутый промежуточный контур КУ — водо-водяной теплообменник (ВВТО) с принудительной циркуляцией питательной воды.

В предлагаемой схеме КТУ выполняет функцию ГПК (утилизации тепла), но на более низком температурном уровне — с глубокой утилизацией тепла ПС.

При эксплуатации ПГУ приходится решать задачу охлаждения компрессорного воздуха при повышенных температурах наружного воздуха (свыше 15–20 °C). Применяются системы испарительного охлаждения (СИО) путём распыления деминерализованной воды:

1. Во входном конфузоре КНД — для турбин мощностью около 50 МВт расход воды составляет около 4,5 м³/ч.

2. Впрыск воды в отсек между КНД и КВД — такое решение реализовано в системе Sprint ГТУ LM-6000РF (GE), расход воды — до 2,1 м³/ч, система Inlet Spray Intercooling (ISI) [7].

Форсуночные узлы распыления воды в СИО размещают обычно в КВОУ, за фильтрами по ходу воздуха. В другом варианте СИО цикловой воздух проходит через специальный пористый материал, орошаемый водой. Предложен и впрыск воды в проточную часть турбины [1]. Эффект охлаждения достигается за счёт испарения воды в потоке воздуха; снижается работа компрессора (приближение к изотермическому сжатию), повышаются его КПД, мощность, экономичность.

СИО с одновременным промежуточным охлаждением (в специальных конструкциях компрессоров) позволяет увеличить мощность установки на 5–10 % и поддерживать её постоянной независимо от температуры воздуха во всем диапазоне выше +14 °C. Традиционные СИО требуют высокого давления воды (порядка 100 атм и выше, плунжерные насосы), дороги в эксплуатации и пр.

Основной фактор эффективности СИО — качество распыления. В основе работы форсунки новой конструкции [совместная разработка ЗАО «Бюро техники кондиционирования» («БТК») и кафедры физической механики МФТИ] — обнаруженное гидродинамическое явление аномально высокой амплитуды автоколебательного процесса при истечении воды из отверстия, перекрытого арочным элементом с диспергированием до размера капли dср = 17 мкм при давлении порядка 10 атм. Установлено, что при dср 70 мкм капельно-ударная и кавитационная эрозия отсутствует (см. сайт «БТК» — RU-эффект). По подсчётам разработчиков, затраты на СИО с диспергированной водой в 42–55 раз ниже, чем на системы с АБХМ, инвестиционная доходность — 250–700 % годовых. Выбор СИО очевиден.

На схеме (фиг. 1) парогазовая установка оборудована СИО воздуха на входе в компрессор с распылением воды с помощью форсунок [узел смонтирован в КВОУ (3, 4)] и узлом промежуточного охлаждения [впрыск между ступенями компрессора низкого (КНД) и высокого (КВД) давления (4, 6)]. В сжатом воздухе после КНД (например, для турбины АЛ-31 с температурой порядка 130 °C, при давлении около 3 атм [2]) происходит быстрое и полное испарение капель воды [1, 2].

С таким же успехом применим и достаточно известный процесс STIG (Steam Injection Gas) — с инжекцией пара в газовый тракт ГТУ [3, 4].

Принципиальный недостаток технологий c впрыском воды или пара — безвозвратные потери воды. В цикле STIG, например, потери составляют порядка одной тонны на 1 МВт·ч. Содержание водяных паров в выхлопных ПС строго ограничено санитарными нормами.

Системам испарительного охлаждения присущ ещё один недостаток: невозможность охлаждения воздуха ниже температуры мокрого термометра (до достижения 100 %-й относительной влажности).

Альтернативный вариант охлаждения воздуха на входе в компрессор ГТУ — система с водовоздушным теплообменником (чиллером), включённым в замкнутый контур испарителя абсорбционной холодильной машины (АБХМ). Хладагент циркулирует по трубкам, охлаждение воздуха происходит без контакта сред.

Такой проект комплексной модернизации КВОУ ПГУ-110 ООО «Лукойл-Астраханьэнерго» реализован на Астраханской ТЭЦ-2. При этом эксплуатируется и СИО Sprint (поставленная опционно) на ГТУ LM-6000РF [7]. Технология имеет ряд плюсов, но требует крупных эксплуатационных затрат, в том числе на энергию для АБХМ (пар 0,4–0,6 МПа, горячая вода не ниже 110 °C, огневой обогрев), и особенно капитальных затрат, больших производственных площадей, расходов циркуляционной воды и пр. [7]. То же относится и к циклу STIG с системой охлаждения на базе АБХМ [3].

Расчётный анализ объекта выполнен для условий ПГУ-80 в составе:

1. Газовая турбина типа НК-37-1 мощностью N_ГТУ = 30 МВт (2 шт.);

2. ПТ Т-30, N_ПТ = 20 МВт (1 шт.);

3. КУ БЭМЗ, двухбарабанный (2 шт.), со следующими исходными данными: расход пара ВД и НД на ПТ — 72 и 20 т/ч, температура уходящих из котла продуктов сгорания до конденсационного теплообменника-утилизатора t_ух1 = 125 °C [8], а после КТУ t_ух2 = 40 °C [10].

Принято: температура конденсата пара 30 °C; Q_нр = 8000 ккал/м; коэффициент расхода воздуха в топке котла α = 1,3 [9]; впрыск воды в СИО, КВОУ 4,5 м³/ч [7]; влагосодержание дутьевого воздуха d_в = 0,01 кг/(кг с.в.); количество водяных паров при сжигании 1 м³ ПГ — 1,03 кг конденсата на 1 м³ ПГ [9]; тепло конденсации — 600 ккал/кг; удельный объём ПС (расчётный) — 13,1 м³ ПС на 1 м³ ПГ или 15,81 кг ПС на 1 м³ ПГ; коэффициент теплопередачи в КТУ — 60 Вт/(м²·К) [10].

Как показал тепловой баланс, степень байпасирования, достаточная для сохранения в цикле воды впрыска 4,5 м³/ч, составляет Ψ = 0,6.

С учётом брызгоуноса и прочих потерь воды приняли Ψ = 0,55 и доля ПС, проходящих через узел ГУ (КТУ), равна (1 – Ψ) = 0,45, тепловая нагрузка (мощность) КТУ составит 2,72 Гкал/ч, или примерно 340 м³/ч топлива (ПГ). Это количество утилизированного в КТУ, то есть сэкономленного тепла Qут. Оно возвращается в котёл с теплом конденсата либо в технологическую схему объекта, а в случае работы котла с дожиганием составляет чистую экономию газа дожигания. Величина Qут прямо пропорциональна разности (1 – Ψ) и при Ψ = 0 (без байпасирования) максимальна и составляет 2,72 × (1/0,45) = 6,04 Гкал/ч.

Такой теплосъём потребует соответствующего увеличения размеров КТУ.

В результате получили: нагрев конденсата 30 °C, температурный напор в теплообменнике 37,5 °C, температура смеси ПС за КТУ 87 °C (исключается конденсация в тракте), площадь поверхности теплообмена F = 1406 м².

Как видно, полученные параметры вполне реализуемы, вписываются в рамки обычных режимов работы. Задача снижения величины F решается в современных компактных теплообменных аппаратах с высокой интенсивностью теплообмена (значения К, развитые поверхности, турбулизаторы и пр.). Заметных технических трудностей в реализации предлагаемой ПГУ (расчёт, устройство, работа, стандартное оборудование, проектирование и пр.), на наш взгляд, нет.

В данной схеме реализуется практически безотходный процесс — материально и энергетически, то есть имеем замкнутый водопарогазовый цикл.

Области применения данного решения: при проектировании и создании новых и совершенствовании (реконструкции, модернизации) существующих ПГУ бинарного типа в любом составе и схеме: ПГУ-ТЭЦ (ТЭС, РТС, мини-ТЭЦ и пр.), газотурбинные приводы компрессоров газоперекачивающих (ГПС) и дожимных компрессорных (ДКС) станций магистральных газои нефтепроводов.

Сочетание новых решений (ноу-хау) предлагаемой ПГУ и высокотехнологичной СИО представляется весьма эффективным и обеспечивает:

1. Исключение потери воды с впрыском воды или пара. Получение при этом избыточной воды актуально для засушливых и безводных районов с жарким и сухим климатом, то есть там, где как раз наиболее востребовано охлаждение компримируемого воздуха ГТУ.

2. Максимальную энергоэффективность. За счёт глубокой утилизации ожидаемая удельная экономия тепла составит пределы (2,72–6,04)/60 от 0,045 до 0,1 Гкал/ч на 1 МВт электрической мощности ГТУ.

3. Экологический эффект, вплоть до экологически безопасного процесса. Обеспечивается благодаря снижению расхода топлива, но главным образом — посредством орошения продуктов сгорания капельной влагой, конденсатом, при прохождении продуктов сгорания через конденсационный теплообменник-утилизатора (промывка отходящих газов).

Конденсация локализуется в одном месте — в камере КТУ, устраняется или сводится к минимуму конденсация в газовом тракте и дымовой трубе, улучшаются условия и увеличивается срок их службы, отпадает необходимость в рециркуляции дымовых газов для предотвращения конденсации, установке водоводяных теплообменников.