RU2666271C1 - Gas turbine co-generation plant - Google Patents
Gas turbine co-generation plant Download PDFInfo
- Publication number
- RU2666271C1 RU2666271C1 RU2017131721A RU2017131721A RU2666271C1 RU 2666271 C1 RU2666271 C1 RU 2666271C1 RU 2017131721 A RU2017131721 A RU 2017131721A RU 2017131721 A RU2017131721 A RU 2017131721A RU 2666271 C1 RU2666271 C1 RU 2666271C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas turbine
- water
- combustion chamber
- heat exchanger
- steam
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
Abstract
Description
Изобретение относится к области теплоэнергетики, более конкретно - к газотурбинным когенерационным установкам небольшой или умеренной мощности, действующим на природном или синтетическом газообразном топливе, может найти применение при создании сравнительно простых мобильных когенерационных установок для размещения в центрах электрических и тепловых нагрузок, в том числе в пределах промышленных или городских застроек.The invention relates to the field of power engineering, more specifically to gas turbine cogeneration plants of small or moderate power, operating on natural or synthetic gaseous fuels, can be used to create relatively simple mobile cogeneration plants for placement in centers of electrical and thermal loads, including within industrial or urban buildings.
Известна газотурбинная установка (ГТУ), работающая на газотурбинном топливе и содержащая воздушный компрессор, камеру сгорания, газовую турбину, парогенератор, утилизирующий тепло уходящих газов ГТУ, системы подачи окислителя, пара и газового топлива в камеру сгорания [«Парогазовая установка нового поколения с впрыском пара» Батенин В.М., Зейгарник Ю.А., Копелев С.З., Мешков С.А., Полежаев Ю.В., Поляков А.Ф., Фаворский О.Н., Шехтер Ю.Л. Сборник «Теплообмен в современной технике» ИВТ РАН, М., 1998 г., с. 9-32]. Достоинством данной ГТУ являются сравнительно высокие энергетические показатели коэффициента полезного действия производства электроэнергии ηе до 40% для ГТУ малой и умеренной мощности (10-20 МВт). В качестве рабочего тела используется смесь утилизированных паров воды и продуктов сгорания. Это повышает маневренные характеристики энергоблока, т.к. обеспечивает способность быстрого набора и снятие нагрузок на частичных и форсированных режимах работы турбины.Known gas turbine installation (GTU), operating on gas turbine fuel and containing an air compressor, a combustion chamber, a gas turbine, a steam generator that utilizes the heat of GTU flue gases, an oxidizer, steam and gas fuel supply system to the combustion chamber ["A new generation combined cycle gas turbine unit with steam injection "Batenin V.M., Zeigarnik Yu.A., Kopelev S.Z., Meshkov S.A., Polezhaev Yu.V., Polyakov A.F., Favorsky O.N., Shekhter Yu.L. The collection "Heat transfer in modern technology" Institute of Computer Science, Russian Academy of Sciences, M., 1998, p. 9-32]. The advantage of this gas turbine is the relatively high energy performance of the energy production efficiency η e up to 40% for gas turbines of small and moderate power (10-20 MW). As a working fluid, a mixture of utilized water vapor and combustion products is used. This improves the maneuverability of the power unit, as provides the ability to quickly set and relieve stress on partial and forced turbine operating modes.
К недостаткам известной ГТУ можно отнести отсутствие когенерации и низкие значения коэффициента использования тепла уходящих газов ГТУ за парогенератором из-за необходимости генерации значительного расхода пара высокого давления, впрыскиваемого в камеру сгорания, что приводит к существенному возрастанию потерь тепла и химически очищенной воды с уходящими газами турбины, включающими в себя значительную долю паров воды.The disadvantages of the well-known gas turbine are the lack of cogeneration and low values of the coefficient of heat utilization of the GTU flue gases behind the steam generator due to the need to generate a significant consumption of high pressure steam injected into the combustion chamber, which leads to a significant increase in heat loss and chemically treated water with turbine exhaust gases including a significant proportion of water vapor.
Известна газотурбинная установка (ГТУ), работающая на жидком или газообразном топливе, содержащая камеру сгорания, газовую турбину с воздушным компрессором, рекуперативные теплообменники, электрогенератор, контактные конденсаторы воды из потока, а также системы подачи топлива и воды и отвода отработанных газов. Многоступенчатый воздушный компрессор дополнительно снабжен, по крайней мере, одной смесительной камерой, установленной между корпусами различных ступеней компрессора. Смесительные камеры снабжены средствами для впрыска воды, организации вихревого течения паровоздушного потока и дренирования неиспарившейся воды. Предложенные в этой схеме ГТУ технические решения направлены на повышение термического коэффициента полезного действия ГТУ путем ступенчатого впрыска воды в компрессор, работающий по схеме сжатия окислителя в раздельных ступенях компрессора и его охлаждения в специальных смесительных камерах, что обеспечивает сохранение и надежную работу лопаток. (Патент РФ "Газотурбинная установка" №254561, 2015 г. МПК 3/30.)Known gas turbine installation (GTU), operating on liquid or gaseous fuel, containing a combustion chamber, a gas turbine with an air compressor, recuperative heat exchangers, an electric generator, contact condensers of water from the stream, as well as fuel and water supply systems and exhaust gases. The multi-stage air compressor is additionally equipped with at least one mixing chamber mounted between the housings of the various stages of the compressor. The mixing chambers are equipped with means for injecting water, organizing the vortex flow of a vapor-air stream and draining non-evaporated water. Technical solutions proposed in this scheme of gas turbines are aimed at increasing the thermal efficiency of gas turbines by the stepwise injection of water into a compressor operating according to the oxidizer compression scheme in separate compressor stages and its cooling in special mixing chambers, which ensures the maintenance and reliable operation of the blades. (RF patent "Gas turbine installation" No. 254561, 2015. IPC 3/30.)
Указанный выше ГТУ предназначен для получения генераторной электроэнергии и не включает в себя теплофикационного контура, т.е. имеет место отсутствие когенерации, хотя и может быть использован для этих целей при определенной доработке с учетом существующих давлений в городской магистрали, которые заметно ниже требуемого давления на входе в камеру сгорания, и, как следствие, недостаточно высокие коэффициенты использования тепла топлива и установленной мощности (КИТТ и КИУМ).The aforementioned gas turbine is intended for generating electricity and does not include a heating circuit, i.e. there is a lack of cogeneration, although it can be used for these purposes with some refinement, taking into account the existing pressures in the city highway, which are noticeably lower than the required pressure at the inlet to the combustion chamber, and, as a consequence, insufficiently high utilization rates of fuel heat and installed power ( KITT and KIUM).
Ожидаемый результат от реализации изобретения полезной модели - дальнейшее повышение энергетических характеристик ГТУ, ее тепловой экономичности, маневренности в рамках суточного, недельного и сезонного графика нагрузок и экологической безопасности, а также снижение мощности воздушного и газового компрессоров, повышение степени регенерации тепла от уходящих газов ГТУ, снижения индекса эмиссии (NO, СО) в камере сгорания. Все это в целом приводит к повышению энергетических характеристик и степени маневренности энергоблоков при организации процесса когенерации.The expected result from the implementation of the invention of the utility model is a further increase in the energy characteristics of the gas turbine, its thermal efficiency, maneuverability within the daily, weekly and seasonal load schedule and environmental safety, as well as a decrease in the power of air and gas compressors, an increase in the degree of heat recovery from the flue gas of the gas turbine, reduction of the emission index (NO, СО) in the combustion chamber. All this as a whole leads to an increase in energy characteristics and the degree of maneuverability of power units during the organization of the cogeneration process.
Решение этих задач возможно на пути создания ГТУ, содержащей газотурбинный двигатель с воздушным компрессором, оснащенным устройством впрыска воды в тракт компрессора для снижения мощности воздушного компрессора и температуры паровоздушной компримированной смеси, направляемой в камеру сгорания с целью организации горения топливной смеси, охлаждения жаровой трубы и элементов газовой турбины. При этом необходимо учитывать, что расход воды на впрыск в компрессор и его ступени ограничен величиной 1-2,5% от расхода воздуха через компрессор и определяется необходимым поддержанием коэффициента полезного действия компрессора на достаточно высоком уровне при повышенных температурах окружающей среды и пониженных нагрузках энергопотребителя.The solution of these problems is possible on the way to creating a gas turbine engine containing a gas turbine engine with an air compressor equipped with a device for injecting water into the compressor path to reduce the power of the air compressor and the temperature of the vapor-air compressed mixture directed to the combustion chamber in order to organize the combustion of the fuel mixture, cooling the flame tube and elements gas turbine. It should be borne in mind that the flow rate of water for injection into the compressor and its stages is limited to 1-2.5% of the air flow through the compressor and is determined by the necessary maintenance of the compressor efficiency at a sufficiently high level at elevated ambient temperatures and reduced power consumer loads.
Указанный технический результат достигается тем, что газотурбинная когенерационная установка содержит воздушный компрессор, камеру сгорания, газовую турбину, электрогенератор, три рекуперативных теплообменника, контактный конденсатор, средства транспортировки топлива и воздуха, канал отвода продуктов сгорания, запорно-регулирующую арматуру, а также сетевой контур теплофикации. Выход газовой турбины по продуктам сгорания через первый и второй рекуперативные теплообменники и контактный конденсатор соединен с входом дымовой трубы. Первый рекуператор, имеющий в своем составе барабанный парогенератор и экономайзерную секцию, соединен с выходом насоса подачи сетевой воды из контура теплофикации. При этом выход барабанного парогенератора по воде соединен через фильтр и регулирующий вентиль с устройством впрыска перегретой воды в тракт воздушного компрессора. Также выход барабанного парогенератора по перегретому пару соединен через регулирующий вентиль напрямую к дополнительному входу камеры сгорания через эжектор подачи газообразного топлива к основному входу камеры сгорания и на вход контура теплофикации - через трансзвуковой струйный аппарат, второй вход которого соединен через трубную секцию второго рекуперативного теплообменника с выходом сетевой воды из контура теплофикации, к которому подсоединен через регулирующий вентиль третий рекуперативный теплообменник для подачи охлаждающей воды в контактный конденсатор. Ввод в камеру сгорания компримированного подогретого воздуха и топлива с парами воды обеспечивает подавление эмиссии NO за счет снижения теоретической температуры горения, однако для энергоустановок, работающих в пределах городской застройки, уровень эмиссии достаточно высок, хотя и может находиться в пределах норм ПДК. Дальнейшее снижение уровня эмиссии в предложенной установке достигается созданием гомогенной паротопливной смеси на входе в камеру сгорания в соотношении от 1,1 до 1,5-2,0, где первая цифра означает весовое содержание топливного газа в парогазовой смеси. Известно, что термодинамически равновесные концентрации оксидов азота, примерно 600 ppm в условиях сжигания стехиометрических смесей метана с воздухом (Т 1800°C), устанавливаются за время 0,5 сек, при этом скорость наработки оксидов азота достигает 103 ppm/с. При сжигании гомогенезированных смесей пара с метаном максимальная температура в высокотемпературной зоне горения камеры падает (при соотношениях пар-метан в указанной выше смеси от 1,0 до 3,0) приблизительно на 100-200°C, что приводит не только к снижению термодинамически равновесной концентрации NO (примерно в 2 раза и более), но и к резкому снижению скорости наработки оксидов (более чем в 5 раз), а также СО. В этих условиях заметно замедляется процесс установления термодинамически равновесной концентрации оксидов азота, которая на выходе сгорания оценивается в единицы ppm.The specified technical result is achieved in that the gas turbine cogeneration unit contains an air compressor, a combustion chamber, a gas turbine, an electric generator, three recuperative heat exchangers, a contact condenser, means of transporting fuel and air, a channel for the removal of combustion products, shut-off and control valves, and also a heating circuit . The output of the gas turbine by the products of combustion through the first and second recuperative heat exchangers and a contact condenser is connected to the inlet of the chimney. The first recuperator, incorporating a drum steam generator and an economizer section, is connected to the outlet of the network water supply pump from the heating circuit. In this case, the output of the drum steam generator through water is connected through a filter and a control valve to the device for injecting superheated water into the air compressor path. Also, the output of the drum steam generator via a superheated steam is connected through a control valve directly to the additional input of the combustion chamber through the gaseous fuel supply ejector to the main input of the combustion chamber and to the input of the heating circuit through a transonic jet apparatus, the second input of which is connected through the pipe section of the second recuperative heat exchanger to the output network water from the heating circuit, to which a third recuperative heat exchanger is connected through a control valve to supply cooling water to the contact capacitor. The introduction of compressed heated air and fuel with water vapor into the combustion chamber suppresses NO emission by reducing the theoretical combustion temperature, however, for power plants operating within urban areas, the emission level is quite high, although it may be within the MPC norms. A further reduction in the level of emission in the proposed installation is achieved by creating a homogeneous steam-fuel mixture at the inlet to the combustion chamber in a ratio of 1.1 to 1.5-2.0, where the first digit indicates the weight content of fuel gas in the gas-vapor mixture. It is known that the thermodynamically equilibrium concentrations of nitrogen oxides, approximately 600 ppm under the conditions of burning stoichiometric mixtures of methane with air (T 1800 ° C), are established in 0.5 sec, while the rate of production of nitrogen oxides reaches 10 3 ppm / s. When homogenized mixtures of steam with methane are burned, the maximum temperature in the high-temperature combustion zone of the chamber decreases (at par-methane ratios from the above mixture from 1.0 to 3.0) by approximately 100-200 ° C, which leads not only to a decrease in thermodynamically equilibrium concentration of NO (about 2 times or more), but also to a sharp decrease in the rate of production of oxides (more than 5 times), as well as CO. Under these conditions, the process of establishing a thermodynamically equilibrium concentration of nitrogen oxides, which at the output of combustion is estimated at ppm units, is noticeably slowed down.
На фиг. 1 представлена схема газотурбинной когенерационной установки.In FIG. 1 shows a diagram of a gas turbine cogeneration unit.
Газотурбинная когенерационная установка представляет собой комплекс оборудования, включающий газовую турбину 1, камеру сгорания 2, топливоподаю-щую аппаратуру подачи газообразного топлива 3 и воздуха 4, воздушный компрессор 5, электрогенератор 6, рекуперативные теплообменники 7, 8, контактный конденсатор 9, канал отвода продуктов сгорания 10 и запорно-регулирующую арматуру 11, а также сетевой контур теплофикации 12, при этом выход газовой турбины 1 по продуктам сгорания соединен с входом дымовой трубы посредством двух последовательно соединенных рекуперативных теплообменников 7, 8 и через контактный конденсатор 9, первый из рекуперативных теплообменников, состоящий из барабанного парогенератора 13 и экономайзерной секции 14, имеет с одной стороны соединение от барабанного парогенератора 13 через фильтр 15 и регулирующий вентиль 16 с устройством впрыска перегретой воды 17 в тракт воздушного компрессора 5, а с другой стороны выход от барабанного парогенератора 13 по перегретому пару и двойное соединение напрямую через регулирующие вентили с дополнительным входом камеры сгорания 2 и через эжектор 18 с контуром подачи газообразного топлива к основному входу камеры сгорания 2, кроме того, первый теплообменник соединен через второй рекуперативный теплообменник 8 с трансзвуковым струйным аппаратом 19 контура теплофикации 12, при этом второй вход аппарата 19 соединен через трубную секцию второго рекуперативного теплообменника 8 с выходом сетевой воды из контура теплофикации, к которому подсоединен через регулирующий вентиль 20 третий рекуперативный теплообменник 21 для подачи охлаждающей воды в контактный конденсатор 9. Контур теплофикации 12 включает в себя струйный аппарат типа Фисоник 19, соединенный со вторым рекуперативным теплообменником 8 и системой обратной сетевой воды, включающей в себя третий рекуперативный теплообменник 21, насос подачи сетевой воды 22, накопительный бак конденсата 23 и систему трубопроводов, обратных и регулирующих клапанов и вентилей 24.A gas turbine cogeneration unit is a complex of equipment, including a
Предложенная газогенераторная установка, действующая по схеме STIG, обеспечивает достижение технического результата за счет дополнительной утилизации тепла уходящих из турбины влажных продуктов сгорания и генерации пара и перегретой воды, причем эта часть тепла уходящих газов возвращается в камеру сгорания в виде энтальпии пара парогазовых смесей по нескольким каналам. Первый канал - при впрыске перегретой воды в компрессор - паровоздушная смесь, второй - через эжектор-смеситель с топливным газом (гомогенизированная паротопливная смесь), третий - в зону горения и в тракт турбины через перфорированную паровую рубашку и венцы турбоагрегата - так называемый энергетический впрыск пара для форсирования мощности газотурбинной установки с одновременным увеличением тепловой энергии уходящих газов. Применен водопаровой котел (барабанного парогенератора), в котором генерируется перегретая вода, часть которой впрыскивается в тракт компрессора, а перегретый пар высокого давления подается в камеру сгорания; часть перегретого пара подается через парогазовый эжектор-смеситель, в котором кроме достижения однородности парогазового потока на входе в камеру сгорания, еще и обеспечивается некоторое повышение давления и температуры природного газа на входе в камеру сгорания, что весьма важно в периоды зимних пиков нагрузки. Другая часть пара подается в камеру сгорания для разбавления продуктов сгорания и охлаждения жаровой трубы. При этом впрыск воды в компрессор обеспечивает максимально возможную степень готовности форсированной мощности двигателя в форсмажорных ситуациях, в т.ч. при авариях в сети.The proposed gas generator unit operating according to the STIG scheme ensures the achievement of a technical result due to additional heat recovery of the moist combustion products leaving the turbine and the generation of steam and superheated water, and this part of the exhaust gas heat is returned to the combustion chamber in the form of vapor enthalpy of vapor-gas mixtures through several channels . The first channel - when superheated water is injected into the compressor - the steam-air mixture, the second - through the ejector-mixer with fuel gas (homogenized steam-fuel mixture), the third - into the combustion zone and into the turbine path through the perforated steam jacket and the crowns of the turbine - the so-called energy steam injection for boosting the power of a gas turbine installation with a simultaneous increase in the thermal energy of the exhaust gases. A water-steam boiler (drum steam generator) is used, in which superheated water is generated, part of which is injected into the compressor path, and superheated high-pressure steam is supplied to the combustion chamber; part of the superheated steam is supplied through a steam-gas ejector-mixer, in which, in addition to achieving uniformity of the gas-vapor stream at the inlet to the combustion chamber, a certain increase in pressure and temperature of natural gas at the inlet to the combustion chamber is also provided, which is very important during periods of winter peak loads. Another part of the steam is fed into the combustion chamber to dilute the combustion products and cool the flame tube. In this case, the injection of water into the compressor provides the maximum possible degree of readiness of the forced engine power in force majeure situations, including in case of network accidents.
С учетом того, что в условиях России теплоснабжение носит сезонный характер с отключением отопления в летние месяцы при круглосуточном круглогодичном режиме работы горячего водоснабжения. При этом соотношение между минимальной и максимальной нагрузкой в течение года определяется как Qr1/Q=0,2-0,25. Для решения задачи регулирования тепловой нагрузки в предлагаемом устройстве предусмотрено наличие за водопаровым котлом газоводяного теплообменника для подогрева обратной сетевой воды (70°C) в теплое время года до 95-115°C, контактного конденсатора и накопительного бака конденсата. Дальнейший подогрев сетевой воды в отопительный сезон до 115°C и выше может быть осуществлен при соответствующей настройке запорно-регулирующей арматуры с помощью регулируемого трансзвукового аппарата ТСА «Фасоник». Суточное регулирование тепловой нагрузки с учетом высокой инерционности контура теплофикации осуществляется с помощью накопительного бака с теплоизоляцией (вода на выходе имеет температуру 60-70°C) и регулирующей арматурой. Накопительный бак используется для подпитки паровых и водяных контуров газотурбинной установки, а также контура сетевой воды. Следует отметить, что накопление воды в контуре осуществляется не только за счет конденсации инжектируемых пара и воды, но и за счет конденсации паров из продуктов сгорания. Таким образом, максимальный КПД производства электроэнергии обеспечивается при впрыске воды в компрессор и пара в камеру сгорания, причем впрыск перегретой воды в компрессор может быть организован в течение года при температуре окружающего воздуха от минус 10-15°C и выше, а дальнейшее форсирование мощности установки обеспечивается инжекцией пара в камеру сгорания. В то же время работа газотурбинной установки в режимах обеспечения тепловой нагрузки решается перепуском расхода пара или его части через ТСА. Параметры эжектирующего пара (расход, давление, температура) в парометановом эжекторе, также как и пара, идущего в камеру сгорания и на ТСА, регулируются в зависимости от режимов электрической нагрузки и с учетом теплового графика работы газотурбинной установки. Функционирование предложенной газотурбинной установки состоит в следующем: очищенный от пыли воздух из атмосферы поступает на вход воздушного компрессора, куда также впрыскивается вода (G=1÷2÷2,5% от расхода воздуха через компрессор), что обеспечивает снижение мощности на привод компрессора и температуру закомпрессорного воздуха на 60-70°C. Паровоздушная смесь после компрессора поступает в камеру сгорания, куда также направляется паротопливная смесь и перегретый пар. В устройстве предусмотрена запорно-регулирующая арматура для регулирования расхода перегретой воды и пара, подаваемых в компрессор, камеру сгорания и ТСА. Смесительное устройство выполнено в виде парогазового эжектора, где перегретый пар с давлением, большим давления топливного газа является эжектирующим газом. Параметры перегретого пара, подаваемого в эжектор-смеситель (расход, давление, температура), должны обеспечивать отсутствие конденсации пара в смеси с топливным газом.Given the fact that under the conditions of Russia, heat supply is seasonal with the heating turned off in the summer months with round-the-clock hot water supply operating around the clock. Moreover, the ratio between the minimum and maximum load during the year is defined as Q r1 / Q = 0.2-0.25. To solve the problem of regulating the heat load, the proposed device provides for the presence of a gas-water heat exchanger behind a water-steam boiler for heating return network water (70 ° C) in the warm season to 95-115 ° C, a contact condenser and a condensate storage tank. Further heating of the mains water during the heating season to 115 ° C and higher can be carried out with the appropriate setting of shut-off and control valves using the TSA “Fasonic” adjustable transonic apparatus. The daily regulation of the heat load, taking into account the high inertia of the heating circuit, is carried out using a storage tank with thermal insulation (the outlet water has a temperature of 60-70 ° C) and control valves. The storage tank is used to feed the steam and water circuits of the gas turbine unit, as well as the network water circuit. It should be noted that the accumulation of water in the circuit is carried out not only due to the condensation of the injected steam and water, but also due to the condensation of the vapors from the combustion products. Thus, the maximum efficiency of electricity production is ensured by the injection of water into the compressor and steam into the combustion chamber, and the injection of superheated water into the compressor can be arranged during the year at an ambient temperature of minus 10-15 ° C and above, and further boosting the plant’s power provided by steam injection into the combustion chamber. At the same time, the operation of a gas turbine installation in the modes of providing heat load is solved by bypassing the flow of steam or part of it through the TCA. The parameters of the ejecting steam (flow rate, pressure, temperature) in the steam methane ejector, as well as the steam going into the combustion chamber and on the TCA, are regulated depending on the electric load conditions and taking into account the thermal schedule of the gas turbine unit. The operation of the proposed gas turbine installation is as follows: the dust-free air from the atmosphere enters the air compressor inlet, where water is also injected (G = 1 ÷ 2 ÷ 2.5% of the air flow through the compressor), which reduces the power to the compressor drive and compressor air temperature 60-70 ° C. The steam-air mixture after the compressor enters the combustion chamber, where the steam-fuel mixture and superheated steam are also sent. The device provides shut-off and control valves to control the flow of superheated water and steam supplied to the compressor, combustion chamber and TCA. The mixing device is made in the form of a vapor-gas ejector, where superheated steam with a pressure greater than the pressure of the fuel gas is an ejection gas. Parameters of superheated steam supplied to the ejector-mixer (flow rate, pressure, temperature) should ensure the absence of vapor condensation in the mixture with fuel gas.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017131721A RU2666271C1 (en) | 2017-09-11 | 2017-09-11 | Gas turbine co-generation plant |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017131721A RU2666271C1 (en) | 2017-09-11 | 2017-09-11 | Gas turbine co-generation plant |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2666271C1 true RU2666271C1 (en) | 2018-09-06 |
Family
ID=63459910
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017131721A RU2666271C1 (en) | 2017-09-11 | 2017-09-11 | Gas turbine co-generation plant |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2666271C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2747704C1 (en) * | 2020-10-02 | 2021-05-13 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский университет "МЭИ" (ФГБОУ ВО "НИУ "МЭИ") | Cogeneration gas turbine power plant |
| RU2775732C1 (en) * | 2021-11-22 | 2022-07-07 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский университет "МЭИ" (ФГБОУ ВО "НИУ "МЭИ") | Oxygen-fuel power plant |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040255596A1 (en) * | 1997-06-30 | 2004-12-23 | Hitachi, Ltd. | Gas turbine |
| RU83544U1 (en) * | 2008-12-29 | 2009-06-10 | Объединенный Институт Высоких Температур Российской Академии Наук | GAS TURBINE INSTALLATION |
| RU2491435C1 (en) * | 2011-12-27 | 2013-08-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) | Method of decreasing harmful emissions from gas turbine with heat recovery |
| RU2517995C2 (en) * | 2011-12-19 | 2014-06-10 | Учреждение Российской академии наук Институт энергетичсеких проблем химической физики РАН | Gas turbine plant (gtp) with fluid injection to gtp circuit |
| RU144048U1 (en) * | 2014-02-11 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Сатурн" | WATER INJECTION SYSTEM FOR ALL YOUR AIR COMPRESSOR OF A GAS TURBINE ENGINE |
| RU157771U1 (en) * | 2015-04-09 | 2015-12-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) | GAS TURBINE INSTALLATION |
-
2017
- 2017-09-11 RU RU2017131721A patent/RU2666271C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040255596A1 (en) * | 1997-06-30 | 2004-12-23 | Hitachi, Ltd. | Gas turbine |
| RU83544U1 (en) * | 2008-12-29 | 2009-06-10 | Объединенный Институт Высоких Температур Российской Академии Наук | GAS TURBINE INSTALLATION |
| RU2517995C2 (en) * | 2011-12-19 | 2014-06-10 | Учреждение Российской академии наук Институт энергетичсеких проблем химической физики РАН | Gas turbine plant (gtp) with fluid injection to gtp circuit |
| RU2491435C1 (en) * | 2011-12-27 | 2013-08-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) | Method of decreasing harmful emissions from gas turbine with heat recovery |
| RU144048U1 (en) * | 2014-02-11 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Сатурн" | WATER INJECTION SYSTEM FOR ALL YOUR AIR COMPRESSOR OF A GAS TURBINE ENGINE |
| RU157771U1 (en) * | 2015-04-09 | 2015-12-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) | GAS TURBINE INSTALLATION |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2747704C1 (en) * | 2020-10-02 | 2021-05-13 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский университет "МЭИ" (ФГБОУ ВО "НИУ "МЭИ") | Cogeneration gas turbine power plant |
| RU2775732C1 (en) * | 2021-11-22 | 2022-07-07 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский университет "МЭИ" (ФГБОУ ВО "НИУ "МЭИ") | Oxygen-fuel power plant |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104675521A (en) | Novel gas-steam combined cycle cooling, heating and power generation system | |
| US20140250905A1 (en) | Method and apparatus for achieving a high efficiency in an open gas-turbine (combi) process | |
| CN104533623A (en) | Positive and negative partial oxidation and steam injection combined circulation of gas turbine | |
| RU2273741C1 (en) | Gas-steam plant | |
| US20100139275A1 (en) | Electrogenerating device with a high-temperature steam turbine | |
| RU2666271C1 (en) | Gas turbine co-generation plant | |
| CN102305109A (en) | Oxygen enrichment-coal gasification flue gas reheating combined cycle power system | |
| WO2022111273A1 (en) | Liquid air-based power generation system | |
| RU2639397C1 (en) | Mode of gas turbine plant operation on methane-contained steam-gas mixture and its actualization device | |
| CN105756732B (en) | A kind of LNG/ liquid oxygen direct combustion Mixed working fluid cycle TRT | |
| CN102278205A (en) | Combined cycle method capable of being used for distributed air and fuel humidified gas turbine | |
| CN201723313U (en) | Gas turbine combined cycling device for distributed air and fuel humidification | |
| CN101787930A (en) | Thermal circulation process of gas turbine based on pure oxygen or oxygen-enriched combustion | |
| RU2643878C1 (en) | Method of operation of the compressed-air power station with an absorption lithium bromide refrigerating system (lbrs) | |
| CN111720215B (en) | Combined heat and power system based on gas turbine | |
| CN209671079U (en) | The gaseous fuel heating system of Combined cycle gas-steam turbine | |
| CN209081829U (en) | A kind of coal generating system of band CO2 trapping | |
| US8869502B2 (en) | Fuel reformer system for a turbomachine system | |
| RU2647013C1 (en) | Method of operation of the compressed-air power station | |
| RU83544U1 (en) | GAS TURBINE INSTALLATION | |
| RU2272914C1 (en) | Gas-steam thermoelectric plant | |
| RU164323U1 (en) | INSTALLATION OF ELECTRIC-HEAT-WATER-COLD SUPPLIES | |
| CN106050421B (en) | Carry the carbon dioxide building energy supplying system of fuel | |
| CN110905662A (en) | Low NOX gas-steam combined cycle system and method adopting wet flue gas recirculation | |
| US20100300099A1 (en) | Air-medium power system |