NO168724B - PROCEDURE AND HEAT RECOVERY EQUIPMENT FROM A GAS TURBINE PROCESS. - Google Patents
PROCEDURE AND HEAT RECOVERY EQUIPMENT FROM A GAS TURBINE PROCESS. Download PDFInfo
- Publication number
- NO168724B NO168724B NO883018A NO883018A NO168724B NO 168724 B NO168724 B NO 168724B NO 883018 A NO883018 A NO 883018A NO 883018 A NO883018 A NO 883018A NO 168724 B NO168724 B NO 168724B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gas
- turbine
- heat
- absorption
- heat recovery
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 24
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims description 14
- RLQJEEJISHYWON-UHFFFAOYSA-N flonicamid Chemical compound FC(F)(F)C1=CC=NC=C1C(=O)NCC#N RLQJEEJISHYWON-UHFFFAOYSA-N 0.000 title 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 25
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 16
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 12
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 6
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 6
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 5
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 32
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- HDYRYUINDGQKMC-UHFFFAOYSA-M acetyloxyaluminum;dihydrate Chemical compound O.O.CC(=O)O[Al] HDYRYUINDGQKMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 229940009827 aluminum acetate Drugs 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte samt et utstyr for varmegjenvinning fra en gassturbinprosess hvor fuktig varm gass tilføres turbinen. The invention relates to a method and equipment for heat recovery from a gas turbine process where moist hot gas is supplied to the turbine.
Dampinnsprøytede gassturbinprosesser har vært satt Steam-injected gas turbine processes have been set
inn ved elektrisitetsproduksjon da det letter reduksjonen av NO avgivelse og turbinens kapasitet kan forbedres. into electricity production as it facilitates the reduction of NO emissions and the turbine's capacity can be improved.
Brennstoffet for en slik prosess er vanligvis naturgass (f.eks. metan). Prosessen er beskrevet nærmere i artikke-len "Steam-Injected Gas Turbines" av Larson, E.D. & Williams, R.H. publisert i "Journal of Engineering for Gas Turbines and Power", referater fra ASME 86-GT-47. En prosess av denne type The fuel for such a process is usually natural gas (e.g. methane). The process is described in more detail in the article "Steam-Injected Gas Turbines" by Larson, E.D. & Williams, R.H. published in "Journal of Engineering for Gas Turbines and Power", Proceedings of ASME 86-GT-47. A process of this type
i hvilken naturgass forbrennes og ved hvilken også damp inn-sprøytes, produserer meget fuktige avgasser. in which natural gas is burned and where steam is also injected, produces very moist exhaust gases.
Vanligvis er temperaturene på avgassene som blåses ut fra turbinen 350 - 700° C. Varmen i avgassen anvendes vanligvis i produksjonen av lavtrykkdamp eller til fjernvarme. Ved anvendelse til fjernvarme er sluttemperaturen meget lav, Usually, the temperatures of the exhaust gases that are blown out from the turbine are 350 - 700° C. The heat in the exhaust gas is usually used in the production of low-pressure steam or for district heating. When used for district heating, the final temperature is very low,
f.eks. 80 - 70°C da det ikke er noe problem med syrekondensa-sjonspunkt for brenningen av naturgass. e.g. 80 - 70°C as there is no problem with the acid condensation point for burning natural gas.
Formålet med den foreliggende oppfinnelse er å til-veiebringe en fremgangsmåte for gjenvinning av varmeenergi mer effektivt enn det som er mulig med konvensjonelle fremgangsmåter. The purpose of the present invention is to provide a method for recovering heat energy more efficiently than is possible with conventional methods.
Ifølge oppfinnelsen oppnås dette ved å redusere det relative fuktighetsinnhold i gassen som blåses ut fra turbinen ved adiabatisk absorpsjon ved hjelp av en absorberende væske hvis eneste fordampningskomponent er vann, hvorved kondensasjonsvarmen fra den fuktige damp kondensert ved absorpsjonen transporteres i en stor utstrekning til gassen fra hvilken varmen gjenvinnes ved kjente fremgangsmåter. According to the invention, this is achieved by reducing the relative moisture content of the gas that is blown out from the turbine by adiabatic absorption by means of an absorbent liquid whose only evaporating component is water, whereby the heat of condensation from the moist steam condensed by the absorption is transported to a large extent to the gas from which the heat is recovered by known methods.
US-patent 4 290 208 viser en fremgangsmåte for fjerning av fuktighet fra gass ved adiabatisk absorpsjon ved hjelp av en absorberende væske såsom natrium og/eller &åliumacetat hvis eneste fordampende komponent er vann. Denne fremgangsmåte anvendes i prosessen i den foreliggende oppfinnelse. Ved å anordne den fuktige gass til å komme i kontakt med fordampende væske, hvis damptrykk er lavere enn gassens trykk, kan gassens vanninnhold reduseres. Den absorberende væske absorberer på den annen side vann fra gassen og fortynnes. Den fortynnede absorberende væske regenereres til prosessen. En energimengde som svarer til kondensasjonsvarmen for den fuktige damp transporteres til gassen som hever sin temperatur. US patent 4,290,208 shows a method for removing moisture from gas by adiabatic absorption using an absorbing liquid such as sodium and/or aluminum acetate whose only evaporating component is water. This method is used in the process of the present invention. By arranging the moist gas to come into contact with evaporating liquid, the vapor pressure of which is lower than the pressure of the gas, the water content of the gas can be reduced. The absorbent liquid, on the other hand, absorbs water from the gas and is diluted. The diluted absorbent liquid is regenerated to the process. An amount of energy corresponding to the heat of condensation for the moist steam is transported to the gas, which raises its temperature.
Oppfinnelsen skal beskrives nærmere i det følgende i forbindelse med et utførelseseksempel og under henvisning til tegningen, der fig. 1 viser skjematisk en gassturbinprosess ifølge oppfinnelsen, og fig. 2 viser skjematisk et absorpsjonsutstyr anvendt i prosessen. The invention shall be described in more detail below in connection with an exemplary embodiment and with reference to the drawing, where fig. 1 schematically shows a gas turbine process according to the invention, and fig. 2 schematically shows an absorption device used in the process.
Henvisningstallet 1 i systemet vist på fig. 1 er en luftkompressor som tilfører trykkluft 2 til et forbrenningskammer 3 inn i hvilket det også tilføres brennstoff 4 såsom naturgass og damp 5. Den resulterende fuktige og varme forbrennings-produktgass med overtrykk innføres via ledningen 6 i turbinen 7 som driver en elektrisk generator 8. Gass som avgis fra turbinen 7 med redusert temperatur og trykk ledes via ledningen 9 The reference number 1 in the system shown in fig. 1 is an air compressor which supplies compressed air 2 to a combustion chamber 3 into which fuel 4 such as natural gas and steam 5 is also supplied. The resulting moist and hot combustion product gas with excess pressure is introduced via line 6 into the turbine 7 which drives an electric generator 8. Gas emitted from the turbine 7 with reduced temperature and pressure is led via line 9
til en første varmegjenvinningsenhet 10 i hvilken gassens temperatur reduseres for eksempel fra 650° til 80° C. Fra den første varmegjenvinningsenhet strømmer gassen til et adiabatisk absorpsjonsutstyr 11 hvor fuktighet fjernes fra denne og sam-tidig stiger dens temperatur etter hvert som kondensasjonsvarmen av den fuktige damp transporteres til denne. Dette er to a first heat recovery unit 10 in which the temperature of the gas is reduced from, for example, 650° to 80° C. From the first heat recovery unit, the gas flows to an adiabatic absorption device 11 where moisture is removed from this and at the same time its temperature rises as the heat of condensation of the moist steam is transported to this. This is
fordi varme fremdeles kan gjenvinnes fra gassen i en andre varmegjenvinningsenhet 12 etter absorpsjonsutstyret. Varmeenergien gjenvunnet i den første gjenvinningsenhet 10 kan for eksempel brukes for regenerering av den absorberende væske, for produk-sjon av innsprøytningsdampen eller lavtrykkdamp, eller for fjernvarme. Dampen generert i konsentrasjonen av den absorberende væske kan resirkuleres til forbrenningskammeret 3. Den gjenvunne varme i den andre gjenvinningsenhet kan meget pas-sende anvendes for fjernvarme. because heat can still be recovered from the gas in a second heat recovery unit 12 after the absorption equipment. The heat energy recovered in the first recovery unit 10 can, for example, be used for regeneration of the absorbent liquid, for production of the injection steam or low-pressure steam, or for district heating. The steam generated in the concentration of the absorbent liquid can be recycled to the combustion chamber 3. The recovered heat in the second recovery unit can very appropriately be used for district heating.
Fig. 2 viser nærmere absorpsjonsutstyret 11 og den andre varmegjenvinningsenhet 12 anvendt i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Fig. 2 shows in more detail the absorption equipment 11 and the second heat recovery unit 12 used in the method according to the invention.
I utførelse^seksemplet vist her omfatter absorpsjonsutstyret tre absorpsj.onstrinn 13, 14 og 15 forsynt med fyller. Den varme konsentrerte absorberende væske pumpes til det siste trinn 15 via røret 16> og den avgis fortynnet fra det første trinn via røret 17. Den fortynnede absorberende væske regenereres ved hjelp av en fremgangsmåte kjent i seg selv ved fordampning for gjenbruk, f.eks. ved å anordne den i indirekte varmevekslingskontakt med de avgitte gasser fra turbinen under varmegjenvinning før absorpsjonstrinnet. Gassen tilføres utstyret via innløpsrøret 18 og avgis fra den andre ende av utstyret via utløpet 19. Når gassen passerer gjennom absorpsjonsutstyret 11, vil den først berøre den fortynnede absorberende væske i absorpsjonstrinnet 13 og til sist den konsentrerte absorpsjonsvæske i trinn 15. En del av den absorberende væske som har passert gjennom absorpsjonstrinnet og har absorbert vann, og følgelig har økt i volum, resirkuleres til det samme absorpsjonstrinn og strømmer delvis til det neste trinn. Det absolutte fuktighetsinnhold i gassen reduseres når den strømmer gjennom utstyret. Etter hvert absorpsjonstrinn gjenvinnes varme ved å la gassen komme i kontakt med varmeoverflater 12a, 12b og 12c tilveiebragt i absorpsjonsutstyret. Gassens temperatur stiger når den strøm-mer gjennom absorpsjonstrinnet, men avtar igjen til det tid-ligere nivå før det neste absorpsjonstrinn på grunn av varme-gjenvinningen . In the embodiment shown here, the absorption equipment comprises three absorption stages 13, 14 and 15 provided with filler. The hot concentrated absorbent liquid is pumped to the last stage 15 via the pipe 16> and it is discharged diluted from the first stage via the pipe 17. The diluted absorbent liquid is regenerated by means of a method known per se by evaporation for reuse, e.g. by arranging it in indirect heat exchange contact with the discharged gases from the turbine during heat recovery before the absorption step. The gas is supplied to the equipment via the inlet pipe 18 and emitted from the other end of the equipment via the outlet 19. When the gas passes through the absorption equipment 11, it will first touch the diluted absorbent liquid in the absorption stage 13 and finally the concentrated absorption liquid in stage 15. Part of the absorbent liquid which has passed through the absorption stage and has absorbed water, and consequently has increased in volume, is recycled to the same absorption stage and partially flows to the next stage. The absolute moisture content of the gas is reduced as it flows through the equipment. After each absorption step, heat is recovered by allowing the gas to come into contact with heating surfaces 12a, 12b and 12c provided in the absorption equipment. The temperature of the gas rises as it flows through the absorption stage, but decreases again to the earlier level before the next absorption stage due to the heat recovery.
Eksempel Example
Eksemplet er basert på beregninger med de følgende utgangsverdier: The example is based on calculations with the following output values:
Gasstubinen suger fuktighet fra luften i en mengde på 470 g/sek av fuktighet fra 3 g/kg (som svarer til Tuten<d>ørs = 5° C; fuktighet på 60 %). The gas tube sucks moisture from the air in an amount of 470 g/sec of moisture from 3 g/kg (corresponding to Tuten<d>ørs = 5° C; humidity of 60%).
Videre genereres fuktighet i forbrenningen ifølge reaksjonen CH^ + 02 >» 2H20: Fuktighetsinnholdet i avgassen er følgelig Furthermore, moisture is generated in the combustion according to the reaction CH^ + 02 >» 2H20: The moisture content in the exhaust gas is consequently
Dersom fuktighetsinnholdet i avgassen etter absorpsjonsutstyret 11 er 20 % (relativ fuktighet) kan volumet av vannet som skal kondenseres og kondensasjonsenergien beregnes ved forskjellige temperaturer. If the moisture content in the exhaust gas after the absorption equipment 11 is 20% (relative humidity), the volume of the water to be condensed and the condensation energy can be calculated at different temperatures.
Den elektriske ytelse i det nominelle punkt for gass-turbinen er i eksemplet omtrent 30 MW. Ved dampinnsprøyting kan ytelsen økes til omtrent 50 MW. Sammenlignet med disse virkningsgrader er den oppnåelige varmevirkningsgradøkning 50 til 100 %. The electrical output at the nominal point for the gas turbine is in the example approximately 30 MW. With steam injection, the output can be increased to approximately 50 MW. Compared to these efficiencies, the achievable heat efficiency increase is 50 to 100%.
Claims (5)
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FI864526A FI75401C (en) | 1986-11-07 | 1986-11-07 | Process for heat recovery in connection with a gas turbine process. |
PCT/FI1987/000146 WO1988003605A1 (en) | 1986-11-07 | 1987-11-02 | Method of recovering heat from a gas turbine process |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO883018L NO883018L (en) | 1988-07-06 |
NO883018D0 NO883018D0 (en) | 1988-07-06 |
NO168724B true NO168724B (en) | 1991-12-16 |
NO168724C NO168724C (en) | 1992-03-25 |
Family
ID=26158036
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO883018A NO168724C (en) | 1986-11-07 | 1988-07-06 | PROCEDURE AND HEAT RECOVERY EQUIPMENT FROM A GAS TURBINE PROCESS. |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
NO (1) | NO168724C (en) |
-
1988
- 1988-07-06 NO NO883018A patent/NO168724C/en unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO883018L (en) | 1988-07-06 |
NO168724C (en) | 1992-03-25 |
NO883018D0 (en) | 1988-07-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5357746A (en) | System for recovering waste heat | |
CN107014218B (en) | Thermal power generation system based on waste heat and complementary energy integrated utilization of coking plant | |
JPH0758043B2 (en) | Method and apparatus for heat recovery from exhaust gas and heat recovery steam generator | |
CN106989611B (en) | Coke oven gas and dry quenching waste heat comprehensive power generation system | |
BRPI0924205B1 (en) | METHOD FOR SEPARATING CARBON DIOXIDE FROM EXHAUST GAS FROM A FOSSIL ENERGY POWER PLANT. | |
SU1521284A3 (en) | Power plant | |
CN102451599A (en) | Carbon dioxide recovery method and carbon-dioxide-recovery-type steam power generation system | |
RU2273741C1 (en) | Gas-steam plant | |
US20130199151A1 (en) | Steam Generator for Combined Cycle Gas Turbine Plant | |
EP2828492A2 (en) | Combined cycle power plant | |
US4827711A (en) | Method and apparatus for recovering heat from a gas turbine | |
RU2169889C2 (en) | Method of treatment of moisture-laden fuel and device for realization of this method | |
JP3905967B2 (en) | Power generation / hot water system | |
NO168724B (en) | PROCEDURE AND HEAT RECOVERY EQUIPMENT FROM A GAS TURBINE PROCESS. | |
WO2014114139A1 (en) | Steam rankine-low boiling point working fluid rankine joint cycle power generation apparatus | |
CN108731022B (en) | White smoke plume treatment and energy recovery system | |
CA2441692A1 (en) | Method and apparatus for producing superheated steam | |
RU2272915C1 (en) | Method of operation of gas-steam plant | |
RU2666271C1 (en) | Gas turbine co-generation plant | |
CN205782843U (en) | System for utilize steelmaking waste heat steam to generate electricity | |
KR101695029B1 (en) | Apparatus of heat recovery from CO2 capture apparatus using dry regenerable sorbents for power plant | |
RU2272914C1 (en) | Gas-steam thermoelectric plant | |
JPS60138213A (en) | Composite cycle waste heat recovery power generating plant | |
AU3862089A (en) | Combined gas-turbine and steam-turbine power plant and method for utilization of the thermal energy of the fuel to improve the overall efficiency of the power-plant process | |
RU2756880C1 (en) | Combined gas and steam unit of a power plant with parallel operation |