CN1143052C - 驱动发电站设备的方法 - Google Patents

驱动发电站设备的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN1143052C
CN1143052C CNB961060662A CN96106066A CN1143052C CN 1143052 C CN1143052 C CN 1143052C CN B961060662 A CNB961060662 A CN B961060662A CN 96106066 A CN96106066 A CN 96106066A CN 1143052 C CN1143052 C CN 1143052C
Authority
CN
China
Prior art keywords
steam
firing chamber
gas turbine
waste heat
heat generator
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
CNB961060662A
Other languages
English (en)
Other versions
CN1138137A (zh
Inventor
H・－U・弗卢希
H·－U·弗卢希
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Alstom SA
Original Assignee
Alstom SA
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Alstom SA filed Critical Alstom SA
Publication of CN1138137A publication Critical patent/CN1138137A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN1143052C publication Critical patent/CN1143052C/zh
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K21/00—Steam engine plants not otherwise provided for
    • F01K21/04—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas
    • F01K21/042—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas pure steam being expanded in a motor somewhere in the plant
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K21/00—Steam engine plants not otherwise provided for
    • F01K21/04—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas
    • F01K21/047—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas having at least one combustion gas turbine
    • 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
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/003—Gas-turbine plants with heaters between turbine stages
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/20—Heat transfer, e.g. cooling
    • F05D2260/232—Heat transfer, e.g. cooling characterized by the cooling medium
    • F05D2260/2322—Heat transfer, e.g. cooling characterized by the cooling medium steam
    • 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
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T50/00—Aeronautics or air transport
    • Y02T50/60—Efficient propulsion technologies, e.g. for aircraft

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

一种驱动发电站设备的方法，该电站主要由燃气涡轮机和串接在其后的余热发生器(14)构成，由所述燃气涡轮机组排出废气到上述发生器，该机组主要包括压缩机(1)，第一燃烧室(4)，第一涡轮机(7)，第二燃烧室(9)，第二涡轮机(12)和发生机(19)。发生器处理后的高热蒸汽(15)喷注到燃气涡轮机组内的某合适位置。而发生器中的饱和蒸汽(16)送入热交换器(17)中与一部分压缩空气(18)相作用。饱和蒸汽(16)转变成过热蒸汽(25)，继而喷入燃气涡轮机组内。这些措施提高了整个设备的效率和使设备的功率倍增。

Description

驱动发电站设备的方法
本发明涉及一种驱动发电站设备的方法。
EP-0462458A1是一种已公开的发电站设备，它基本上由一个燃气蜗轮机组、一个尾部附接的余热发生炉和一个注入系统构成。这种燃气涡轮机组属于独立的成套设备，其组成部分为发电机，压缩机，燃烧室和涡轮机。涡轮机输出的废气送入余热发生炉中，以便能源回收。从废气中释放的热能在余热发生炉的高压区内产生高压蒸汽，继而送入所述注入系统，提供给那里的喷嘴。在这个注入系统的收集喷嘴内导入来自压缩机的压缩空气，这些气体将由吹风喷嘴进行处理得到进一步压缩。这个余热发生炉采用双压锅炉，所以低压区的蒸汽供给燃烧室。这一措施有利于使有害物质发射，尤其是NOx发射最小化。同时，该设备的功率得以提高，而效率收益却相对保持不变，于是，对于一个整体的联合设备而言，会遇到效率和功率只能选择提高其中之一的矛盾。
本发明致力于解决这个矛盾，其任务是提供一种方法，通过有效地全面回收燃气涡轮机中的蒸汽量，同时提高所述效率和功率。
这种燃气涡轮机的基本电路是基于一种串行燃烧原理。这个燃气涡轮机组以前所未有的特殊方式将在串接的余热发生器中产生的蒸汽注入该回路内。如此循环布置所获得的功率高于无蒸汽注入的同类机组功率的2-3个功率因子。并且这种用注入蒸汽带动的燃气涡轮机组的效率非常接近这类联合设备能实现的最佳值。
本发明的主要优点在于，相对于联合设备而言，这种具有蒸汽喷入的燃气涡轮机组所花费的投入要低得多，因此提供了一种非常经济有益的方案。
本发明的又一优点是这个机组的耗水量只是现代流行的湿冷凝蒸汽回路耗水量的三分之二；与具有相同功率的同类联合设备的耗水量相同。此外重要的是，部分回收的水所需费用是微不足道的，它实际上对于发电成本并无多大影响。
本发明的方法特别适用于降低单位设备造价，提高效率和快速启动和带负载性能，这里包括平均负载和满载运行。其基本应用范围要求在基荷下长期工作。
本发明的优越性和其余方案体现在权利要求的内容中。
下面将参照附图所示的本发明的实施例进一步加以说明。所有从本发明的直接教导能理解的非必要部件这里不再赘述。所述的物质的流动方向均用箭头示出。在各图中用相同的标号代表同样的元件。
附图为：
图1是一个燃气涡轮机组的电路图，包括串行的燃烧室，一个余热发生器和一个向该机组内适当位置喷吹的蒸汽喷吹装置，
图2是另一图1的改进电路，带有不同的蒸汽喷吹装置，
图3是与图1有关的又一电路，带有一接在电路中的汽轮机，以及
图4是与图3有关的又一电路，其中由汽轮机输出的反压蒸汽被二次加热。
图1表示一个燃气涡轮机组，包括一个共同作用的余热发生器14，这个余热发生器14中储存的蒸汽喷吹到该燃气涡轮机组内的适当位置上。接着我们将谈到要使用的燃料：与燃气涡轮机组共同作用的煤气化过程需要消耗燃料。当然，也可以采用由一个一次网得到的燃料。将已成为气态的燃料通过管线供给机组，驱动该燃气涡轮机组，因此从一次网和供应网之间的压力差和/或温差所得到的潜能可实现余热利用，这对该燃气涡轮机组或整个设备而言是具有重要意义的。这个燃气涡轮机组是一个独立的设备，包括一个压缩机1，一个与压缩机1尾部附接的第一燃烧室4，一个位于第一燃烧室4之后的第一汽轮机7，在第一汽轮机7之后的是第二燃烧室9，接在第二燃烧室9之后的是第二汽轮机12。这些涡轮机1，7，12具有一个共同的转轴24，它通过一个图中未示出的联轴器与发电机19的轴相连接。这个转轴24最好由两个轴承支承，它们安置在压缩机1的上游处和第二汽轮机12的下游处。压缩机级可根据设计参数分为两个子压缩机，以提高其功率。被吸入的空气2经压缩机压缩后进入一个图中未示出的腔室内，它将压缩机出口与第一汽轮机7相连通。第一燃烧室4也处于这个腔室内部。该燃烧室最好采用环式燃烧室，其内流入被压缩的气体3。不过，送入燃烧室4的压缩气体也可来自一个未画出的蓄气罐。在环式燃烧室4的顶侧上，围绕其圆周分布有多个图中未示出的喷嘴，以维持燃烧状态。本实施例中可采用扩散喷射的喷嘴。如果考虑减小有害材料的发射，特别是产生NOx发射时，为提高机组的效率，最好采用由EP-0321809B1所推荐的一种预混燃烧器装置，这个文献的专利主题是说明书中各组件的组合，包括说明书中所描述的燃料供应和燃烧气体的合成方式，例如对返回的废气的积聚，在图1中用箭头5表示。燃气的这种供应和合成方式也适用于第二燃烧室9。这个预混燃烧装置沿环形燃烧室4的圆周方向布置，因此在需要常规尺寸和外形的同类喷嘴的安装位置处会产生偏差和不匹配，这完全可以通过采用不同大小的预混喷嘴来代替。简单的作法是，在每两个大的预混喷嘴之间插入一个具有相同轮廓的较小的预混喷嘴。大的预混喷嘴起到主燃烧器的作用，而小的预混喷嘴在环形燃烧室4内起到导向作用，它引导通过的燃烧气体，也引导来自压缩机1的压缩空气了，它们的比例视具体情况而确定。在环形燃烧室4的整个负载区域内工作的导向喷嘴就象一个独立的预混燃烧器，它保持气量基本恒定。而主燃烧喷嘴的开与关是与所用的确定的设备特性有关的。如果导向燃烧器在满负载区域上能实现理想的混合，可使NOx发射现象很弱，即使在局部负载区域上也同样。在这样的喷嘴布置情况下，在环形燃烧室4的前部范围上的环绕的流线产生非常靠近该导向喷嘴的涡动中心，使得只有通过这些导向喷嘴才能实现点火。若要加速，则应尽可能加大通过该导向喷嘴供应的燃料量5，直到调节导向喷嘴达到全部燃料量得到利用的程度。这种结构设计应使这个点与燃气涡轮机组的各退载条件相符合。进一步提高功率则由主喷嘴实现，当该燃气涡轮机组达到尖峰负载时，主燃烧喷嘴也已调到最大位置。由于触发较小结构的导向喷嘴起燃的涡动中心在由较大的主喷嘴冷却的涡动中心之间很不稳定，在局部负载区域内工作的主喷嘴具有低配合比，可实现良好的燃尽性能，同时使NOx发射、CO-和UHC发射极小，也就是说，导向喷嘴的涡流立刻压入主喷嘴的小涡流内。此外，环形燃烧室4也可由若干单独的管形燃烧室组成，它们呈斜面环形和间或螺纹形地围绕转轴安装。这些环形燃烧室4在几何上的布置原则与其设计参数无关，但应对转轴长度方向不产生影响。这种布置方案的优越性将在后面进一步说明。从这个环形燃烧室4输出的热气6向紧接其后的第一汽轮机供气，它使热气6的热膨胀效应有意地保持到最小，即，这个汽轮机7是由不超过一至两个的工作轮叶片系列构成。这种汽轮机7必须在其端面上具有压力平衡，以满足轴向推力稳定的要求。经汽轮机7部分卸压的热废气8直接进入第二燃烧室9内，它具有相当高的温度，最好将该燃烧室的设计参数设计为能可靠承受1000℃的高温。第二燃烧室9的基本构形在轴向上为环形，在径向上为圆筒形；这个燃烧室9也可由若干个轴向上、径向上或螺纹形布置的自身封闭的燃烧室构成。环形构形是抬由一单个燃烧腔构成的燃烧室9，因此在这个环形圆筒的圆周上布置有多个燃料喷管，在图1中用箭头10表示，这些喷管可用一根导环相互连接在一起。这个燃烧室9本身不装设喷嘴：在从汽轮机7馈入的热废气8中喷射的燃料10的燃烧在这里是通过自点火实现的，因此这种工作方式允许处于任意的温度水平。由此，燃烧室9由气态燃料所驱动，也可采用天然煤气燃料，为实现上述自点火过程，由汽轮机7供给的热废气8的温度大约为1000℃。这也就是说，为保证在燃烧室9内的煤气能自点火，从汽轮机7输出的热废气8的出口温度必须高于上述的1000℃，在部分负载工作方式时也要求如此，这一点在设计汽轮机7的基本参数时必须予以考虑。对于以自点火方式工作的燃烧室而言，其焰峰在各点应保持稳定，这对于提高运行可靠性和提高效率提供了重要的保证。为此，在这个燃烧室9内的内壁和外壁的圆周方向上最好安装一排图中未示出的涡流发生器，它们沿轴向布置在燃料喷管10的上游。这些涡流发生器的任务是产生涡流，这些涡流导致一个回流区，道理同环形燃烧室4的预混喷嘴。这个燃烧室9属于一种高速燃烧室，其速度与轴向布置和组件长度有关，它的平均速度约为60m/秒，因此所有产生涡流的元件，包括涡流发生器的构形采用射流正形。其进汽侧最好采用带有进汽倾斜面的四面体形式。产生涡流的器件可以装在燃烧室的外表面上或内表面上，或者装在上述两面上。处于外部的和内部的产生涡流的器件之间的倾斜面最好以对映形态布置，使得在吹入燃料10之处下游的燃烧室9的通流有铲断面获得更大的涡流产生效应。此外，产生涡流的器件也可以轴向相互移动。这些产生涡流的器件的下游侧表面基本上为径向辐射状，以便自那里形成一个回流区。涡流发生器的特殊结构可参考EP-0619133A1说明书，它是该文献中描述的一个组件。燃烧室9内的自点火过程必须在燃气涡轮机的瞬态负载区及局部负载区可靠地维持，也就是说，它必须能辅助流通，当热废气8的温度在喷射燃料10的区域内得到变动调节时，燃烧室9内的自点火过程应可靠维持。为了确保喷射气态燃料10时燃烧室9内能可靠地自点火，将在该燃料内加入少量具有低点火温度的其他燃料。本例中推荐采用石油类燃料作为辅助燃料。液体辅助燃料也被射入，它起到点火索的作用，并且当由第一汽轮机7供给的热废气8的温度低于应达到的最佳温度水平时，释放燃烧室9的自点火。这种采用液体燃料辅助自点火可靠进行的办法尤其适用于该燃气涡轮机组以下降的负载运行的情况。这种辅助设置的贡献还在于，使这个燃烧室9的轴向转动能达到最小。燃烧室9的构件长度较短、保持火焰稳定的涡流发生器的作用和上述的保证自点火无疑都是重要的，使燃烧能非常快速地实现，并用使燃料在热焰峰的区域内的停留时间尽可能短。有关的NOx发射通过直接测量燃烧特性可测知，这种发射可最小化，以致达到可以忽略的程度。这个输出位置能够较远，离开清楚限定燃烧点的区域，实现燃烧室9结构的最佳冷凝化。在燃烧室9内扩散的热气11又送入接在其后的第二汽轮机12。这个燃气涡轮机组的势力学特性值可以这样获得，由汽轮机12输出的废气13具有相当多的卡路里热能，这些热能应足以驱动接在其后的余热发生器14。正如在环形燃烧室4的有关说明所述，其几何尺寸应使其在轴长度方向上不产生影响。另一个确定的因素是第一汽轮机7的排气级和第二汽轮机12的进汽级之间的第二燃烧室9的长度应尽可能短。此外，热气体从第一汽轮机7中排出，通过少量工作叶片系列减压，由于燃气涡轮机组的转轴24具有最短的长度，因此它只依靠两个图中未示出的轴承支承即可。靠压缩机侧的转轴24带有一个联轴器，它用于功率输出。如果在第二燃烧室9之前加装一个小型扩压器，可以提高该燃气涡轮机的效率。这样可以避免在整个系统中产生失压。根据常规的扩压器设计图可知，在最短的扩压器长度的情况下，可获得较高的动压增益率。如上所述，压缩机级可设计成带有中间冷却。为此不必改变图1中所示的燃气涡轮机组的基本设计结构和布置关系，这个图中看不见的中间冷却器建议安装在定子腔内，并且沿着压缩机级的气流方向布置。这个中间冷却器中可实现间接冷却或直接冷却。在直接式冷却方式中，这一过程是用一成套设备完成的，它负责将喷射的水雾化。于是其结构为：用常规的连接管路接到一个位于定子腔外面的中间冷却器上，然后从该中间冷却器返回经过定子腔接到下一个压缩机级。第二汽轮机12排出的废气13穿过余热发生器14，它带有至少一个锅胴20和一个存水泵21。在余热发生器14内回收热能的废气13变成烟气22排出。在低临界点工作的余热发生器14提供两种形式的蒸汽：一部分高热的蒸汽15直接喷入第二燃烧室9的较窄或稍宽区域，或如图2所示送入第一燃烧室4。另一部分是取自锅胴20的已蒸发的饱和蒸汽16，它光送入一热交换器17中。根据逆流原理，由压缩机1排出的一部分压缩气体18会经过这个热交换器17流到另一侧。饱和蒸汽16在热交换器17中通过压缩加热变成高热气体，从而获得100％的能量回收。另一方面，可以说利用热交换器17中的温差可实现完全的能量回收。在这个电路图中，考虑到只有一部分到达热交换器17的饱和蒸汽能被加热，也就是说，从余热发生器14输出的约70％的蒸汽用作高热蒸汽15，还有约30％用作饱和蒸汽16。在热交换器17内加热的蒸汽15流入第二燃烧室9，用于提高该设备的动力和效率。而在热交换器17内冷却的压缩气体可继续用作设备的高热负载组件的高质冷却气体26。图1中可看出这个冷却气体26送入第一汽轮机7中。在图中还示出了又一压缩气体输出23，它用作第二汽轮机12的冷却气体，根据上述热交换原则，在这个压缩气体23中也会发生一种热交换，其作用同上述热交换器17类似。这个机组的功率根据其回路布置方案一般高于没有吹入蒸汽的燃气涡轮机组的功率2-2.5个因子(Faktor)。因此它能实现由最好的组合设备构成的系统的最佳值。由于与常规组合设备系统的造价相比，这种具有蒸汽吹入的燃气涡轮机组的造价相当低，因此具有显著的经济效益。这种优越性归功于机组串行燃烧过程的紧凑连系，特别是与传统的机组相反，蒸汽首先可由于具有一很大的蒸汽落差产生膨胀，接着迫使吹入的蒸汽二次加热，最后利用第二汽轮机12输出的废气13的高温产生高温和高热值的蒸汽量。
图2与图1的电路的区别在于，在余热发生器14中产生的高热蒸汽27直接喷射入第一燃烧室4的窄的或宽的区域内。其他的区别细节图中未给出。
图3是图1的又一改型，其中蒸汽压力最好具有高临界值。从第二汽轮机12输出的废气13送入余热发生器28内，这个余热发生器没有锅胴装置，再加热的蒸汽29首先供给一个蒸汽机30，它通过一个传动装置33与转轴24相连接。由蒸汽机30输出的逆压蒸汽31的一部分直接送入第一燃烧室4的窄或宽的区域内，而逆压蒸汽的另一部分32按图1或图2的同样原理得到二次加热，然后从热交换器17的排气侧喷入第一燃烧室4内。这个装置比图2的装置能显著提高功率，使该燃气涡轮机组的功率因子最大达到了，而效率保持在同样水平。
图4表示又一实施例，它可在降低额外附加工作的同时，显著提高效率。来自蒸汽机的逆压蒸汽32的一部分34返回一个具有相应构造的余热发生器36中，然后在其内经过二次加热，再变成蒸汽35喷射到燃气涡轮机组内的一适当位置上。其余的逆压蒸汽32将以常规方式被加热(比较图1-3)，然后喷射到该燃气涡轮机组的适当位置上。

Claims (10)

1.驱动发电站设备的方法，该设备包括一燃气涡轮机组和一接在其后的余热发生器，燃气涡轮机组排出的废气穿过该余热发生器，该燃气涡轮机组主要包括一压缩机，一在压缩机下游工作的第一燃烧室，一在第一燃烧室下游工作的第一涡轮机，一在第一涡轮机之后的第二燃烧室和一个接在第二燃烧室之后的第二涡轮机，这些燃烧室由气态和/或液态燃料激发工作，在余热发生器(14，28，36)中产生的一部分高热蒸汽(15，27，35)喷射入该燃气涡轮机组内的一适当位置上，其特征在于，在余热发生器(14，28，36)中积聚的另一部分饱和蒸汽(16)和/或逆压蒸汽(32)引导至至少一个流过压缩气体(18)的热交换器(17)中，经过热交换器(17)处理的高热蒸汽(25)也喷射到该燃气涡轮机内的合适位置上。
2.根据权利要求1的方法，其特征在于，由余热发生器再加热的至少一部分高热蒸汽(15，27，35)与至少一个燃烧室(7，12)中的燃料(5，10)相混合。
3.根据权利要求1的方法，其特征在于，在余热发生器中再加热的至少一部分高热蒸汽(15，27，35)被引入至少一个燃烧室(7，12)内。
4.根据权利要求1的方法，其特征在于，在余热发生器中再加热的至少一部分高热蒸汽(15，27，35)或饱和蒸汽(16)或逆压蒸汽(32)用作燃气涡轮机的过热机构的冷却介质。
5.根据权利要求1的方法，其特征在于，高热蒸汽(15，27，35)或饱和蒸汽(16)或逆压蒸汽(32)中的至少一部分用作向有关燃烧(7，12)内喷注燃料(5，10)的推动介质。
6.根据权利要求1的方法，其特征在于，逆压蒸汽(32)从处于余热发生器(28，36)下游的蒸汽机(30)流出，该蒸汽机是由余热发生器(26，36)中积聚的至少一部分高热蒸汽(29)所驱动的。
7.根据权利要求1-6中之一的方法，其特征在于，由蒸汽机(30)流出的一部分逆压蒸汽(31)注入该燃气涡轮机的一适当位置上。
8.根据权利要求1-6中之一的方法，其特征在于，蒸汽机(30)作为燃气涡轮机组的一个组成部分，位于串行蒸汽回路之后，这个蒸汽回路的蒸汽来源于该余热发生器，该发生器是由燃气涡轮机组的排出废气所驱动的。
9.根据权利要求1的方法，其特征在于，由第一热交换器(17)提供的高热蒸汽(25)导入第一燃烧室(7)中，并且由第二热交换器提供的高热蒸汽导入第二燃烧室(12)中。
10.根据权利要求1的方法，其特征在于，第二燃烧室(9)是通过自点火激发的。
CNB961060662A 1995-03-07 1996-03-07 驱动发电站设备的方法 Expired - Fee Related CN1143052C (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE19508018.1 1995-03-07
DE19508018A DE19508018A1 (de) 1995-03-07 1995-03-07 Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1138137A CN1138137A (zh) 1996-12-18
CN1143052C true CN1143052C (zh) 2004-03-24

Family

ID=7755907

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CNB961060662A Expired - Fee Related CN1143052C (zh) 1995-03-07 1996-03-07 驱动发电站设备的方法

Country Status (5)

Country Link
US (1) US5689948A (zh)
EP (1) EP0731255B1 (zh)
JP (1) JPH08246897A (zh)
CN (1) CN1143052C (zh)
DE (2) DE19508018A1 (zh)

Families Citing this family (43)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE19651882A1 (de) * 1996-12-13 1998-06-18 Asea Brown Boveri Verfahren zur Frequenzstützung beim Betrieb einer Kraftwerksanlage
DE19654472A1 (de) * 1996-12-27 1998-07-02 Asea Brown Boveri Verfahren zur Kühlung von thermisch hochbelasteten Aggregaten einer Gasturbogruppe
EP0899438B1 (de) * 1997-08-25 2002-05-29 Alstom Gasturbine mit Wärmerückgewinnungserzeuger von überhitztem Dampf zum Einspritzen in die Brennkammer und von Sattdampf zum Kühlen und dann Einspritzen in die Brennkammer
US6318066B1 (en) 1998-12-11 2001-11-20 Mark J. Skowronski Heat exchanger
EP1013879A1 (de) 1998-12-24 2000-06-28 Asea Brown Boveri AG Flüssigkeitsgekühlte Turbomaschinenwelle
DE19900026B4 (de) * 1999-01-02 2016-01-21 Alstom Technology Ltd. Gasturbine mit Dampfeindüsung
DE10041413B4 (de) 1999-08-25 2011-05-05 Alstom (Switzerland) Ltd. Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage
DE19961383A1 (de) * 1999-12-20 2001-06-21 Alstom Power Schweiz Ag Baden Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage
DE19961385A1 (de) * 1999-12-20 2001-06-21 Alstom Power Schweiz Ag Baden Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage
US6298656B1 (en) 2000-09-29 2001-10-09 Siemens Westinghouse Power Corporation Compressed air steam generator for cooling combustion turbine transition section
US6357218B1 (en) * 2001-06-20 2002-03-19 General Electric Company Steam generation system and method for gas turbine power augmentation
EP1397588B1 (de) * 2001-06-21 2006-01-04 ALSTOM Technology Ltd Verfahren zum betrieb einer kraftmaschine
WO2003029618A1 (de) 2001-10-01 2003-04-10 Alstom Technology Ltd. Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken
JP2005516141A (ja) * 2001-10-26 2005-06-02 アルストム テクノロジー リミテッド 高排気ガス再循環率で動作するように構成したガスタービンとその動作方法
GB2382847A (en) 2001-12-06 2003-06-11 Alstom Gas turbine wet compression
GB2382848A (en) * 2001-12-06 2003-06-11 Alstom Gas turbine wet compression
WO2003058047A1 (de) * 2002-01-07 2003-07-17 Alstom Technology Ltd Verfahren zum betrieb einer gasturbogruppe
DE10256193A1 (de) 2002-12-02 2004-06-09 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Steuerung der Flüssigkeitseinspritzung in einen Zuströmkanal einer Kraft- oder Arbeitsmaschine
WO2007017406A1 (de) 2005-08-10 2007-02-15 Alstom Technology Ltd Verfahren zum betrieb einer gasturbine sowie gasturbine zur durchführung des verfahrens
US7770376B1 (en) 2006-01-21 2010-08-10 Florida Turbine Technologies, Inc. Dual heat exchanger power cycle
EP1991770A4 (en) * 2006-02-21 2013-08-21 Clean Energy Systems Inc HYBRID OXY-FUEL COMBUSTION POWER GENERATION PROCESS
WO2007141101A1 (de) * 2006-06-07 2007-12-13 Alstom Technology Ltd Verfahren zum betrieb einer gasturbine, anwendung des verfahrens in einem kombikraftwerk und kombikraftwerk zur durchführung des verfahrens
EP1914407B1 (de) * 2006-10-16 2012-01-04 Alstom Technology Ltd Verfahren zum Betrieb einer Gasturbinenanlage
DE102007015309B4 (de) * 2007-03-27 2023-01-05 Ansaldo Energia Switzerland AG Betriebsverfahren für eine Turbogruppe
EP1990578A1 (de) 2007-05-08 2008-11-12 ALSTOM Technology Ltd Gasturbine mit Wassereinspritzung
US8424281B2 (en) * 2007-08-29 2013-04-23 General Electric Company Method and apparatus for facilitating cooling of a steam turbine component
EP2067940B2 (de) 2007-09-07 2023-02-15 General Electric Technology GmbH Verfahren zum Betrieb eines Kombikraftwerks sowie Kombikraftwerk zur Durchführung des Verfahrens
US8015821B2 (en) * 2008-01-11 2011-09-13 Spytek Aerospace Corporation Apparatus and method for a gas turbine entrainment system
EP2107227B1 (en) * 2008-04-03 2013-07-24 Alstom Technology Ltd Control method for a gas turbine plant
US8210801B2 (en) * 2009-01-29 2012-07-03 General Electric Company Systems and methods of reducing heat loss from a gas turbine during shutdown
EP2299178B1 (en) 2009-09-17 2015-11-04 Alstom Technology Ltd A method and gas turbine combustion system for safely mixing H2-rich fuels with air
GB0920094D0 (en) * 2009-11-17 2009-12-30 Alstom Technology Ltd Reheat combustor for a gas turbine engine
EP2348256A1 (en) * 2010-01-26 2011-07-27 Alstom Technology Ltd Method for operating a gas turbine and gas turbine
CA2801492C (en) * 2010-07-02 2017-09-26 Exxonmobil Upstream Research Company Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler
JP5906555B2 (ja) * 2010-07-02 2016-04-20 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 排ガス再循環方式によるリッチエアの化学量論的燃焼
RU2563445C2 (ru) * 2012-07-13 2015-09-20 Альстом Текнолоджи Лтд Способ и устройство для регулирования помпажа газотурбинного двигателя
RU2618135C2 (ru) * 2015-09-23 2017-05-02 Вадим Александрович Иванов Двухкамерная газотурбинная установка
CN105736144A (zh) * 2016-03-25 2016-07-06 黄友锋 一种压缩空气储能调峰发电系统
US10947993B2 (en) * 2017-11-27 2021-03-16 General Electric Company Thermal gradient attenuation structure to mitigate rotor bow in turbine engine
CN112901343A (zh) * 2021-02-01 2021-06-04 中国航发沈阳发动机研究所 一种低污染物排放的地面燃气轮机
US11879411B2 (en) 2022-04-07 2024-01-23 General Electric Company System and method for mitigating bowed rotor in a gas turbine engine
US12098645B2 (en) * 2022-05-19 2024-09-24 Rtx Corporation Superheated steam injection turbine engine
US12078084B1 (en) * 2023-02-10 2024-09-03 Rtx Corporation Increased water heat absorption capacity for steam injected turbine engine

Family Cites Families (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR963508A (zh) * 1950-07-17
CH88624A (de) * 1919-10-03 1921-03-16 Kohler Conrad Verfahren zum Betriebe von Verbrennungsturbinen mit mehreren Druckstufen.
FR1010954A (fr) * 1947-12-19 1952-06-17 Rateau Soc Perfectionnements aux turbomoteurs
IT454098A (zh) * 1948-02-27
DE1239888B (de) * 1961-12-15 1967-05-03 Prvni Brnenska Strojirna Gasdampfturbinenanlage
US4438625A (en) * 1978-10-26 1984-03-27 Rice Ivan G Reheat gas turbine combined with steam turbine
AU8798782A (en) * 1981-09-16 1983-03-24 Bbc Brown Boveri A.G Reducing nox in gas turbine exhaust
US4660376A (en) * 1984-04-27 1987-04-28 General Electric Company Method for operating a fluid injection gas turbine engine
US4765142A (en) * 1987-05-12 1988-08-23 Gibbs & Hill, Inc. Compressed air energy storage turbomachinery cycle with compression heat recovery, storage, steam generation and utilization during power generation
EP0318706B1 (en) * 1987-11-30 1992-07-29 General Electric Company Water spray ejector system for steam injected engine
US4893468A (en) * 1987-11-30 1990-01-16 General Electric Company Emissions control for gas turbine engine
CH674561A5 (zh) * 1987-12-21 1990-06-15 Bbc Brown Boveri & Cie
JPH03217626A (ja) * 1990-01-23 1991-09-25 Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd 再生式ガスタービン発電装置
CH683018A5 (de) * 1990-06-19 1993-12-31 Asea Brown Boveri Verfahren zur Erhöhung des verdichterbedingten Druckgefälles einer Gasturbine einer Kraftwerksanlage.
DE4118062A1 (de) * 1991-06-01 1992-12-03 Asea Brown Boveri Kombinierte gas/dampf-kraftwerksanlage
DE59205642D1 (de) * 1991-06-21 1996-04-18 Siemens Ag Verfahren und Anlage zum Betreiben einer Gasturbine
DE4137946A1 (de) * 1991-11-18 1993-05-19 Siemens Ag Gas- und dampfkraftwerk mit verbesserter dampfnutzung
DE59401018D1 (de) * 1993-04-08 1996-12-19 Abb Management Ag Mischkammer
CH687269A5 (de) * 1993-04-08 1996-10-31 Abb Management Ag Gasturbogruppe.
US5329758A (en) * 1993-05-21 1994-07-19 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Steam-augmented gas turbine
DE4333439C1 (de) * 1993-09-30 1995-02-02 Siemens Ag Vorrichtung zur Kühlmittelkühlung einer gekühlten Gasturbine einer Gas- und Dampfturbinenanlage
US5495709A (en) * 1994-08-05 1996-03-05 Abb Management Ag Air reservoir turbine

Also Published As

Publication number Publication date
US5689948A (en) 1997-11-25
CN1138137A (zh) 1996-12-18
EP0731255B1 (de) 1999-05-26
DE59601965D1 (de) 1999-07-01
JPH08246897A (ja) 1996-09-24
EP0731255A1 (de) 1996-09-11
DE19508018A1 (de) 1996-09-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1143052C (zh) 驱动发电站设备的方法
CN1084831C (zh) 组合设备的运行方法
US5906095A (en) Method of operating a power station plant with steam cooling
US6223523B1 (en) Method of operating a power station plant
US5285628A (en) Method of combustion and combustion apparatus to minimize Nox and CO emissions from a gas turbine
US5647200A (en) Heat generator
CN102575853B (zh) 一种操作多燃料燃烧系统的方法
US5737912A (en) Method for starting gas turbine in combined cycle power station
US3353360A (en) Power plant with steam injection
CN101793197B (zh) 用于控制低能量燃料的热值的方法和设备
KR20000052674A (ko) 수소 연료 동력 플랜트
KR20090045392A (ko) 가스 터빈
US5697209A (en) Power plant with steam injection
KR20000036203A (ko) 폐루프 스팀냉각식 스팀터빈
EP1285151B1 (en) Method and apparatus for power augmentation for gas turbine power cycles
US5839269A (en) Method of operating a combined gas and power steam plant
JP4036914B2 (ja) パワープラントの運転法
US6293088B1 (en) Gas turbine with steam cooling and fuel atomization
RU2140557C1 (ru) Способ организации работы энергоустановки с комбинированным циклом
CA1178452A (en) Gas turbine engines
US4813227A (en) Preheat gas turbine combined with steam turbine
CA1061700A (en) Universal burner
CN1116508C (zh) 燃气涡轮机组工作方法
WO2010098710A1 (en) Method of operating a gas turbine power plant and gas turbine power plant
GB2357551A (en) Method of operating a power station

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C53 Correction of patent for invention or patent application
CB02 Change of applicant information

Address after: Swiss Baden

Applicant after: Asea Brown Boveri Ltd.

Address before: Swiss Baden

Applicant before: ABB Management AG

COR Change of bibliographic data

Free format text: CORRECT: APPLICANT; FROM: ABB MANAGENMENT CO., LTD. TO: YA RUIYA BOLANGBOWLIC CO., LTD.

C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
ASS Succession or assignment of patent right

Owner name: ALSTOM COMPANY

Free format text: FORMER OWNER: ABB(SWITZERLAND)CO., LTD.

Effective date: 20020906

C41 Transfer of patent application or patent right or utility model
TA01 Transfer of patent application right

Effective date of registration: 20020906

Address after: France

Applicant after: Alstom

Address before: Baden, Switzerland

Applicant before: ABB (Switzerland) Ltd.

C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
C19 Lapse of patent right due to non-payment of the annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee