RU2085754C1 - Способ непрерывного преобразования энергии в газотурбинной установке и газотурбинная установка для его осуществления - Google Patents

Способ непрерывного преобразования энергии в газотурбинной установке и газотурбинная установка для его осуществления Download PDF

Info

Publication number
RU2085754C1
RU2085754C1 SU915052977A SU5052977A RU2085754C1 RU 2085754 C1 RU2085754 C1 RU 2085754C1 SU 915052977 A SU915052977 A SU 915052977A SU 5052977 A SU5052977 A SU 5052977A RU 2085754 C1 RU2085754 C1 RU 2085754C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
steam
gas
turbine
exhaust gas
fuel
Prior art date
Application number
SU915052977A
Other languages
English (en)
Inventor
Ян Анкерсмит Хендрик
Хендрикс Рудольф
Йозеф Мария Йоханнес Бломен Лео
Original Assignee
Маннесманн Аг
К.Т.И. Грауп Б.В.
Аса Б.В.
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 Маннесманн Аг, К.Т.И. Грауп Б.В., Аса Б.В. filed Critical Маннесманн Аг
Application granted granted Critical
Publication of RU2085754C1 publication Critical patent/RU2085754C1/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • 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
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • 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
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • 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
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/30—Adding water, steam or other fluids for influencing combustion, e.g. to obtain cleaner exhaust gases
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/066—Integration with other chemical processes with fuel cells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C01B2203/0822—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel the fuel containing hydrogen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C01B2203/0827—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel at least part of the fuel being a recycle stream
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1235—Hydrocarbons
    • C01B2203/1241—Natural gas or methane
    • 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
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines

Abstract

Использование: в энергетике. Сущность изобретения: для получения высокого КПД сжигание по меньшей мере частично осуществляют с топливом, полученным из исходного топлива за счет эндотермической реакции, причем обогрев реакционного объема для эндотермической реакции производят либо за счет сжатого воздуха для сжигания, нагретого отработанными газами, либо за счет самого горячего отработанного газа. 2 с. и 14 з.п. ф-лы, 2 ил.

Description

Изобретение относится к способу производства механической энергии, а также к устройству для его осуществления.
В большинстве термических электростанций для производства электрической энергии сначала за счет сжигания ископаемых видов топлива в котельных установках производят перегретый пар, давление которого снижают в паровых турбинах и при этом преобразуют в механическую энергию. Паровые турбины соединены с электрическими генераторами, так что эта механическая энергия преобразуется в электрическую энергию. Последнее происходит с КПД, превышающим 90% Напротив того, КПД преобразования энергии, химически связанной в используемом топливе, в механическую энергию выглядит довольно скромно, так как КПД турбины даже в случае больших турбин составляет самое большее приблизительно 37% и кроме того должны учитываться потери в нагревательном котле. Во многих случаях поэтому до сих пор удавалось использовать эффективным образом для производства электроэнергии приблизительно лишь 35% от освобождающегося при сжигании тепла, тогда как приблизительно 65% пропадали в виде отходящего тепла или могли быть использованы лишь для чистых целей обогрева.
Существенного повышения общего КПД за последнее время смогли добиться за счет того, что для преобразования тепловой энергии в механическую энергию используют комбинацию из газовых турбин и паровых турбин, причем горячие газы от сжигания сначала расширяют в газовых турбинах и для производства пара для паровых турбин используют тепло отработанного газа этих газовых турбин. Дополнительные возможности по усовершенствованию состоят в том, что вытекающий из паровой турбины расширенный пар соответственно направляют обратно в камеру сгорания включенной предварительно газовой турбины и таким образом производят больший объемный поток для привода газовой турбины. Эти мероприятия позволили довести общий КПД преобразования термической энергии в механическую энергию в крупных установках (мощностью более 50 МВт) приблизительно до 48 50%
Такого рода комбинированный процесс паровых /газовых турбин вытекает, например, из патента ФРГ N 3331153. Для производства требуемых горячих газов от сжигания для газовой турбины используют "текучие" виды топлива, то есть жидкие или газообразные углеводороды. Для того, чтобы в значительной степени предупредить возникновение окисей азота, температуру камеры сгорания снижают за счет ввода части пара, произведенного с помощью тепла отработанного газа газовой турбины, в камеру сгорания. При общей мощности 300 МВт для этого процесса указывают в качестве достижимого КПД 48%
В журнале VGB Крафтверкстехник, т. 68, 1988, N 5, май, с. 461 468 описывается комбинированный процесс паровых/газовых турбин в соединении с газификацией угля. Произведенный при газификации угля горячий газ после очистки частью сжигают со сжатым воздухом в первой камере сгорания. Произведенные при этом горячие газы от сжигания сначала используют для перегрева водяного пара для газификации угля и для обогрева самой аллотермической газификации угля, прежде чем они расширяются в первой газовой турбине, приводящей со своей стороны компрессор для требуемого воздуха для сжигания. Другую часть произведенного при газификации угля горючего газа сжигают во второй камере сгорания и непосредственно после этого расширяют во второй газовой турбине, механически соединенной со следующим компрессором для требуемого во второй камере сгорания воздуха для сжигания и с электрическим генератором для производства электрической энергии. Расширенный отработанный газ второй газовой турбины перед отводом в атмосферу вместе с расширенным отработанным газом первой газовой турбины (турбина привода компрессора) еще используют для производства пара. Этот пар расширяют в паровой турбине, также соединенной с генератором, для производства электрической энергии. Часть пара после частичного расширения выводят из паровой турбины и затем после уже упомянутого перегрева за счет газов от сжигания первой камеры сгорания используют для газификации угля.
В этой известной установке в качестве исходного топлива применяют уголь, который делается пригодным для процесса газовой турбины только за счет того, что его предварительно газифицируют. Это преобразование является настоятельно необходимым в техническом отношении из-за возникающей при сжигании зольной составляющей, которая могла бы разрушить газовую турбину. По сравнению с этим виды топлива на основе углеводородных соединений имеются в жидкой форме или в виде газа, не содержат зольной составляющей и поэтому без дополнительных мероприятий непосредственно могут использоваться в комбинированном процессе паровых/газовых турбин. Характеристикой этой известной установки является то, что газы от сжигания направляют в двух сначала полностью независимых частичных потоках и используют для различных частичных процессов прежде, чем в конце способа их совместно используют для производства пара. Нетто КПД этой установки указывается равным приблизительно 42% причем внутреннее потребление энергии для введения процесса составляет приблизительно 7,5%
Следующий комбинированный процесс паровых/газовых турбин для производства электрической энергии, при котором сначала осуществляют газификацию угля, известен из патента США N 4478039. Там произведенный газ сжигают в камере сгорания при повышенном давлении. Возникающие горючие газы от сжигания затем расширяются в газовой турбине, приводящей электрический генератор и компрессор для сжатия воздуха для сжигания. Расширенный отработанный газ из турбины затем дополнительно еще используют для обогрева установки газификации угля и для производства пара для процесса паровой турбины. Паровая турбина также приводит электрический генератор. Об использовании исходных видов топлива на основе углеводородных соединений в этой публикации ничего не говорится.
Из патента ФРГ N 3740865 известен способ и устройство для получения водорода, причем газообразное исходное топливо, следовательно углеводородное соединения, при паровом риформинге преобразуют в богатый водородом газ с повышенной по сравнению с массовым потоком исходного топлива абсолютной теплотворной способностью.
Под "абсолютной теплотворной способностью" здесь не понимается, как обычно, теплотворная способность, отнесенная к единице веса. Напротив, под этим подразумевается общее количество тепла сжигания, содержащееся в определенном количестве исходного топлива, соответственно содержащееся в количестве преобразованного топлива, возникшем за счет эндотермического преобразования этого количества исходного топлива. А именно в случае парового риформинга за счет добавленной при преобразовании составляющей водяного пара общее количество преобразованного топлива принудительно существенно увеличивается по сравнению с первоначальным количеством исходного топлива, так что отнесенная к весу теплотворная способность является даже меньшей, чем до этого, хотя освобождаемое при сжигании топлива количество тепла стало большим.
Произведенный при этом процесс согласно патенту ФРГ N 3740865 исходный газ обрабатывают для получения чистого газообразного водорода в ступени очистки (например, абсорбционная установка с переменой давления), в которой отделяют загрязнения (например, CO, CO2, H2O, непреобразованные углеводороды) и отводят в качестве потока отработанного газа. Этот горючий поток отработанного газа, который принудительно также еще содержит определенные остаточные составляющие газообразного водорода, после сжатия в компрессоре до более высокого давления в качестве горючего газа сжигают, например, в нагревательном объеме устройства парового риформинга с косвенным обогревом со сжатым воздухом. На основе значительного отделения водорода из исходного газа абсолютная теплотворная способность потока отработанного газа ступени очистки существенно уменьшается по сравнению с абсолютной теплотворной способностью исходного газа и лежит еще ниже абсолютной теплотворной способности использованного исходного топлива. Поэтому является многократно необходимым при обогреве устройства парового риформинга непосредственно совместно сжигать частичный поток исходного топлива. Возникающий отработанный газ от сжигания после обогрева устройства парового риформинга направляют в качестве газа-модератора для понижения температуры в камеру сгорания, в которой сжигают частичный поток исходного топлива со сжатым воздухом. Поток отработанных газов от сжигания, отведенный от этой камеры сгорания, затем расширяют в газовой турбине. Газовая турбина представляет в распоряжение необходимую при этом способе энергию привода компрессора и помимо этого за счет присоединенного генератора обеспечивает возможность также производства электрической энергии.
При этом известном способе преобразование исходного топлива само по себе осуществляют только лишь потому, что поставлена цель производства газообразного водорода, необходимого для произвольных видов использования вне этого способа. Из патента ФРГ N 3740865 не следует никаких указаний на то, что такое эндотермическое преобразование топлива могло бы быть предпочтительным также тогда, когда преобразованное топливо вслед за тем сжигают с целью производства механической энергии. А именно примененное в этом известном способе сжигание преобразованного топлива осуществляется только в смысле реализации побочного продукта. При этом в качестве существенного следует отметить, что при сжигании имеется лишь еще часть горючих компонентов, первоначально содержащихся в преобразованном топливе, так как доля водорода, составляющая преимущественную долю абсолютной теплотворной способности, перед этим в значительной степени была отделена. По этой причине также чисто расчетное соотношение произведенной полезной механической, соответственно электрической, энергии и количества содержащейся в использованном исходном топливе химически связанной энергии при этом способе, равное менее 10% является исключительно малым.
Из образующего родовое понятие европейского патента N 0318122 известен способ и установка для производства механической энергии из газообразных видов топлива, в которой, например, используемая для производства электрического тока механическая энергия отбирается только за счет газовой турбины. При этом указанная газовая турбина, предусмотренная, в частности, для диапазона мощности 50 3000 кВт, достигает, если относить к использованной тепловой энергии (нижняя теплотворная способность), КПД, равного приблизительно 42% Для этого предусмотрено, что сначала в компрессоре сжимают воздух для сжигания. Сжатый воздух для сжигания затем нагревают в теплообменнике отработанного газа, частично расширяют через первую газовую турбину, приводящую только компрессор, и вслед за тем подводят к камере сгорания, в которой сжигают топливо с этим воздухом для сжигания. Возникающий при сжигании горячий отработанный газ приводит вторую газовую турбину, поставляющую собственно полезную механическую энергию. Вытекающий из второй газовой турбины еще горячий отработанный газ используют для того, чтобы приводить в действие теплообменник отработанного газа для нагрева сжатого воздуха для сжигания.
Наконец, из патента США N 3167913 известна еще одна установка, в которой предусмотрена единственная камера сгорания, расположенная перед турбиной компрессора, то есть перед частью высокого давления, всей турбинной установки. Такого рода установка была спроектирована для высоких давлений.
Далее, для повышения КПД турбины стремятся к высоким температурам сжигания, так что также возникает большее количество агрессивных веществ. На основе высокого сжатия воздуха для сжигания в сжатом воздухе для сжигания устанавливаются высокие температуры, что в свою очередь должно учитываться при проектировании теплообменника отработанного газа. Тем самым не только увеличиваются расходы на установку, но также ухудшается общий КПД.
Задача изобретения состоит в том, чтобы доработать способ и установку относящегося сюда рода таким образом, чтобы КПД преобразования энергии, содержащейся в топливе на основе соединений C-H (нижняя теплотворная способность), в механическую энергию составлял в малых установках (50 3000 кВт) более 50% и в более крупных установках по меньшей мере 55% Далее под КПД всегда понимается "механический" КПД, то есть соотношение произведенной полезной механической энергии турбины и использованной энергии исходного топлива (на основе нижней теплотворной способности Hu).
Эта задача решена в отношении способа за счет отличительных признаков п. 1 формулы изобретения. Предпочтительные дальнейшие осуществления этого способа охарактеризованы признаками дополнительных пп. 2 13 формулы изобретения. Установка согласно изобретению для осуществления этого способа имеет признаки п. 14 формулы изобретения и является предпочтительным образом выполняемой за счет отличительных признаков дополнительных пп. 15 21 формулы изобретения.
Существенный изобретательский шаг следует усматривать в том, что известная из европейского патента N 0318122, кл. F 02 C 3/36, схема установки дополняется реактором для эндотермической химической реакции, при которой преобразуют использованное топливо (исходное топливо) в топливо более высокого качества, которое затем, наконец, сжигают со сжатым воздухом из компрессора.
При этом тепловую энергию для эксплуатации реактора преимущественно получают от тепла отработанного газа, вытекающего из газовой турбины, в которой производится полезная механическая энергия. Однако для обогрева реактора могут использоваться также другие потоки горячего газа процессора. В случае использования тепла отработанного газа для реактора этот охлажденный далее отработанный газ может еще использоваться, например, в теплообменнике отработанного газа для нагрева сжатого воздуха для сжигания.
За счет преобразования исходного топлива достигается то, что аналогично тому, как это происходит в тепловом насосе, отходящее тепло отработанного газа из газовой турбины или другой тепловой поток как бы поднимается на более высокий "потенциальный температурный уровень", так что это тепло технически лучше использовать, чем тепло с меньшей температурой. При этом указанный "подъем" температурного уровня происходит в форме повышенной абсолютной теплотворной способности образованного при преобразовании в реакторе из первоначального топлива (например, природный газ) нового топлива (например, H2 и CO).
Способ и установка согласно настоящему изобретению обеспечивают возможность систематической регистрации и эффективного использования отходящего тепла, возникающего при процессе. При этом особенно предпочтительным является то, что эндотермическая реакция для производства топлива более высокого качества, которая, в частности, может осуществляться в виде парового риформинга, например природного газа, проводится при сравнительно низких температурах. Обычно этот паровой риформинг осуществляют в крупном промышленном масштабе лишь при температурах в диапазоне 780-900oC. Согласно изобретению ввиду целесообразности верхняя температурная граница не должна превышать 780oC или еще лучше 700 или даже 650oC.
Тот недостаток, что при меньшей температуре приходится считаться с ухудшением скорости реакции обмена первоначального топлива, следовательно с повышением доли непреобразованного топлива, более чем компенсируется за счет преимущества улучшенного использования отходящего тепла газовой турбины или тепла другого потока горячего газа процесса при обогреве реактора и уменьшения температуры необходимого для эндотермической реакции свежего пара. Пониженный температурный уровень влечет за собой также преимущества в отношении расходов на установку согласно изобретению, так как термические требования к использованным материалам являются более низкими, чем при прежнем уровне техники.
Особое значение имеет также тот факт, что на сжигание топлива, например за счет инжектирования воды или водяного пара в камеру, соответственно камеры сгорания установки, можно влиять таким образом, что не возникают окиси азота или они возникают лишь в малых количествах. При этом температуру пламени ограничивают величинами, максимально составляющими 1700oC (адиабатическая температура пламени), и входную температуру в газовую турбину величинами самое большее 1250oC, так что возможна эксплуатация способа согласно изобретению непрерывно благоприятным по отношению к окружающей среде образом без того, чтобы требовалась дорогостоящая установка по удалению азота. Все это становится возможным за счет интеграции согласно изобретению преобразования топлива и производства механической энергии из освобождаемого за счет сжигания топлива тепла. За счет этого является возможным такое эффективное использование потоков отходящего тепла, что могут достигаться рассматривавшиеся ранее как нереализуемые КПД. Типичные величины находятся в диапазоне 50-70% причем меньшим установкам принадлежит нижняя часть и более крупным установкам верхняя часть этого диапазона. Установки согласно изобретению особенным образом являются пригодными для децентрализованного, то есть близкого к потребителю производства электроэнергии и тем самым обеспечивают то дополнительное преимущество, что в значительной степени могут предотвращаться потери вследствие транспортировки энергии на большие расстояния и/или за счет трансформирования тока. Эти потери в случае крупных электростанций составляют согласно опытным данным приблизительно 10% от произведенной электрической энергии.
Для способа согласно изобретению в качестве особенно предпочтительного следует рассматривать два основных варианта. При основном варианте, как уже описывалось выше, сжатый воздух для сжигания перед его вводом в камеру сгорания нагревают в теплообменнике отработанного газа, причем теплообменник отработанного газа запитывают отработанным газом газовой турбины, поставляющей полезную механическую энергию. Теплообменник отработанного газа преимущественно выполнен в виде рекуператора.
Чем большим является обмениваемое в этом рекуператоре количество тепла за единицу времени, тем сильнее увеличивается конструктивный объем этого теплообменного агрегата. В случае более крупных установок вида согласно изобретению (в диапазоне мощности, начиная приблизительно с 50-80 МВт) рекуператор становится по сравнению с другими частями установки исключительно большим и соответственно дорогостоящим. Поэтому для более крупных установок рекомендуется второй основной вариант изобретения, при котором от рекуператора полностью отказываются.
При втором основном варианте отработанный газ газовой турбины (при определенных обстоятельствах после обогрева реактора для преобразования топлива) используют для производства пара. Этот пар перегревают за счет имеющегося в процессе потока горячего газа и затем для производства дополнительной механической энергии расширяют в паровой турбине, как это известно в так называемых электростанциях с "комбинированным циклом" ("Combined Cycle"). КПД процесса в таких крупных установках хотя и является несколько меньшим по сравнению с тем, что было бы возможным в принципе при осуществлении установки согласно первому основному варианту, однако затраты на установку являются существенно меньшими.
На фиг. 1 изображена установка с рекуператором; на фиг. 2 установка с паровой турбиной.
При изображенной на фиг. 1 форме осуществления изобретения через трубопровод 9 компрессором 3а компрессорного узла 3, имеющего еще второй компрессор 3b, всасывается воздух для сжигания. Сжатый воздух для сжигания промежуточно охлаждается холодильником 4 и затем во втором компрессоре 3b снижается до еще большего давления. Оба компрессора 3а и 3b механически соединены через валы 24 и 25 с узлом газовой турбины 2 привода компрессора. Через трубопровод 10 сжатый воздух для сжигания из второго компрессора 3b направляется в выполненный в качестве рекуператора теплообменник отработанного газа 8 и оттуда после произведенного нагрева за счет косвенного теплообмена через трубопровод 11 направляется в первую камеру сгорания 5.
В камеру сгорания 5 через трубопровод подвода топлива 20 поступает часть топлива, получившегося в реакторе 7 за счет эндотермической реакции из исходного топлива, эта часть сжигается в камере сгорания 5. Возникшая горячая газовая смесь, содержащая помимо продуктов сжигания еще излишний воздух для сжигания, через трубопровод подвода горячего газа 12 подводится к узлу газовой турбины 2 привода компрессора и при отдаче требующейся для компрессорного узла 3 приводной энергии частично расширяется и при этом несколько охлаждается.
Эта все еще горячая газовая смесь поступает затем через трубопровод подвода горячего газа 13 во вторую камеру сгорания 6, в которую через ответвление трубопровода подвода топлива 20 также вводится топливо и сжигается вместе с избыточным воздухом, так что отработанный газ вновь в целом доводится до более высокой температуры.
Возникший за счет сжигания горячий отработанный газ направляется через трубопровод горячего газа 14 в газовую турбину 1, производящую полезную механическую энергию, и оттуда после расширения отводится через трубопровод отработанного газа 15. Узел газовой турбины 2 привода компрессора и газовая турбина 1 могут располагаться на общем валу и при определенных обстоятельствах даже выполняться для упрощения всей установки в виде одного турбинного агрегата. Также является возможным при нескольких компрессорных ступенях приводить их частично от газовой турбины 1. Тем самым может осуществляться оптимальное согласование компрессоров и турбины друг с другом.
За счет инжектирования, например, воды или водяного пара в камеры сгорания 5 и 6 адиабатическая температура пламени может ограничиваться температурами ниже 1700oC и входная температура в газовую турбину 1 - величинами, равными приблизительно 1200oC, во многих случаях даже еще более низкими величинами до 800oC, при которых не возникают заметные количества окисей азота. В этой взаимосвязи является большим преимуществом изобретения, что образование окисей азота и без того уже существенно снижено за счет того, что вместо исходного топлива в значительной степени сжигают возникшее в результате эндотермической реакции преобразованное топливо с повышенной абсолютной тепловой способностью. А именно при этом заранее (в зависимости от избытка воздуха) получается адиабатическая температура пламени, лежащая ниже на 300-550oC по сравнению с адиабатической температурой пламени при сжигании исходного топлива.
Также является возможным производить сжигание подведенного топлива в одной камере сгорания 5, так что камера сгорания 6 может отпадать. При использовании двух камер сгорания мероприятия по целенаправленному снижению температуры пламени также могут ограничиваться второй камерой сгорания 6, так как образованные в первой камере сгорания 5 окиси азота в значительной степени вновь распадаются за счет теплового воздействия при последующем втором сжигании. Это означает, что при первом сжигании можно работать с высокими температурами отработанного газа и тем самым благоприятными для газовой турбины привода компрессора условиями в отношении как можно более высокого КПД турбины без того, чтобы это в конце приводило к повышенным содержаниям NOx. Контролируемый температурный режим является, следовательно, в первую очередь имеющим особое значение для последней ступени сжигания.
Произведенная при расширении в турбине 1 механическая энергия находится в распоряжении для использования на выходном валу 26 и может использоваться, например, для привода генератора G для производства электрического тока. Хотя и несколько охлажденный при расширении, однако все еще горячий, отработанный газ поступает через трубопровод отработанного газа 15 в зону нагрева косвенно обогреваемого реактора 7 для эндотермической реакции.
За счет этой эндотермической реакции, которая, например, может происходить как паровой риформинг, из исходного топлива, имеющего определенную абсолютную теплотворную способность, производится новое топливо с более высокой абсолютной теплотворной способностью. Для случая парового риформинга природного газа, подводимого, например, через трубопровод подвода топлива 18, вычерчен трубопровод подвода пара 19 в реакционный объем реактора 7.
Как правило, является целесообразным смешивать пар с топливом заранее. Произведенное новое топливо, состоящее из смеси H2, CO, CO2, непреобразованного CH4 и водяного пара, через подводящий трубопровод 20 направляется от реакционного объема в камеры сгорания 5 и 6 и там, как описано выше, сжигается. Само собой разумеется, также является возможным для оптимизации процессов сжигания (температура, массовый поток) добавлять в камерах сгорания 5 и 6 к топливу более высокого качества долю исходного топлива и только потом сжигать. При этом ввиду целесообразности используют смесь с долей по меньшей мере 50% преимущественно даже более чем 80% преобразованного топлива. Чем меньше содержится преобразованного топлива, тем более направленно ухудшается КПД. Тот принцип, что сгоревшее топливо в целом имеет более высокую теплотворную способность по сравнению с исходным топливом, в любом случае сохраняется. Часть топлива более высокого качества, само собой разумеется, также может выводиться из способа и использоваться в других процессах.
При упомянутом паровом риформинге природного газа (в основном CH4) абсолютная теплотворная способность топлива повышается приблизительно на 30% В случае гидрогенизации исходного топлива (толуол) повышение теплотворной способности составляет около 15% Вместо парового риформинга может предусматриваться эндотермическая реакция, например также как дегидрогенизация. Это влечет за собой в случае этана в качестве исходного топлива повышение теплотворной способности приблизительно на 10 20% а в случае метанола даже приблизительно на 20 30% Следующим примером эндотермической реакции является паровой крекинг произвольных углеводородных соединений (например, биохимический газ, LPG, нафта, керосин и т.д.).
Как раз эта названная последней возможность представляет интерес в связи с тем, что она позволяет попеременное использование большого числа различных видов топлива для производства механической энергии без того, чтобы газовую турбину соответственно при замене топлива нужно было регулировать на новое топливо.
Эндотермическая реакция по возможности проводится при температурах ниже 780oC или еще лучше ниже 700oC. Использованный для обогрева отработанный газ покидает зону нагрева реактора 7 через трубопровод отработанного газа 16 с все еще сравнительно высокой температурой и используется согласно изобретению, например, для обогрева теплообменника отработанного газа 8, с помощью которого нагревается сжатый воздух для сжигания. Через трубопровод отработанного газа 17 охлажденный отработанный газ отводится, наконец, из теплообменника отработанного газа 8.
В случае эндотермической реакции, при которой требуется использовать пар, способ согласно изобретению может эксплуатироваться как замкнутая система в той мере, в какой этот пар может производиться с использованием тепла, имеющегося в процессе в отдельных горячих объемных потоках. Для достижения еще большего КПД способа по меньшей мере часть необходимого свежего пара также может подводиться от произвольных источников пара снаружи реактора 7. На схеме установки факультативно в штриховой форме обозначены в рассматриваемых местах парогенераторы 21 23, которые могут эксплуатироваться альтернативно или же одновременно. Парогенератор 21 встроен на конце установки в трубопровод отработанного газа 17 и поэтому может производить лишь пар с относительно низкой температурой. В этом месте также мог бы располагаться теплообменник для предварительного нагрева исходного топлива (или смеси пара с топливом) или для предварительного нагрева питательной воды для производства пара.
Следующее возможное место для парогенератора 22 обозначено между теплообменником отработанного газа 8 и реактором 7 в трубопроводе отработанного газа 16.
Предпочтительным расположением является расположение парогенератора 23 между узлом газовой турбины 2 привода компрессора и второй камерой сгорания 6, так как это расположение проявляет себя положительно в смысле уменьшения температуры сжигания в камере сгорания 6. Если некоторые из парогенераторов 21 23 предусмотрены одновременно, то они могут включаться друг за другом таким образом, что в одном парогенераторе (например 21) производится пар с относительно низкой температурой и этот пар перегревается в другом парогенераторе (например 22 и/или 23) до более высокой температуры. В принципе также для производства пара может одновременно использоваться отходящее тепло в холодильнике 4, получающееся за счет промежуточного охлаждения при сжатии воздуха для сжигания.
На схеме установки согласно фиг. 1 реактор 7 включен в трубопровод отработанного газа 15, 16 газовой турбины 1. Однако также является возможным производить обогрев реактора получающимся ранее при способе потоком горячего газа. Поэтому реактор 7 в принципе также можно было бы включить в трубопроводы 11, 12, 13 или 14. За счет снижения температуры потока горячего газа хотя и уменьшается КПД турбин 1, соответственно 2, но одновременно также уменьшается образование NOx. Поэтому параметры способа должны быть согласованы друг с другом с учетом возможно более оптимального действия.
Для обеспечения возможности запуска установки из холодного состояния, в котором в распоряжении нет ни потока горячего газа, ни достаточного количества преобразованного топлива, альтернативно или одновременно может предусматриваться, что в камере сгорания 5 и в зоне нагрева реактора 7 по меньшей мере время от времени является вводимым и там сжигаемым первоначальное топливо (например, природный газ).
Также могут кратковременно подключаться соответствующие (не показаны) специальные трубопроводы подвода топлива, если имеющаяся в распоряжении мощность нагрева в этих агрегатах временно является недостаточной. За счет этого общий режим работы установки становится исключительно просто регулируемым. В направлении лучшей регулируемости и оптимизации всей системы дополнительно может еще предусматриваться выдача наружу в качестве полезной механической энергии части энергии, произведенной в газовой турбине 2 для привода компрессора.
На фиг. 2 схематически изображен второй основной вариант способа согласно изобретению. Функционально одинаковые части установки при этом в самой значительной степени снабжены теми же ссылочными позициями, что и на фиг. 1. Поэтому сделанные в отношении фиг. 1 пояснения соответственно являются действительными для них, так что далее требуется остановиться более подробно лишь на имеющихся различиях.
Существенное отличие от фиг. 1 следует установить в том, что отсутствует теплообменник обработанного газа 8, выполненный в качестве рекуператора для предварительного подогрева воздуха для сжигания, и вместо него предусмотрена система для производства перегретого пара, используемого в паровой турбине 31 для производства механической энергии. Эта система производства пара состоит из парового котла 30 и пароперегревателя 29.
Паровой котел 30 обогревается остаточным теплом отработанного газа, выходящего из газовой турбины 2, после того, как этот газ прошел нагревательный объем реактора 7 и при этом отдал дальнейшее количество тепла. Произведенный пар поступает через трубопровод 37 в перегреватель 29 и оттуда через трубопровод 38 в сторону входа пара паровой турбины 31. Расширенный пар отводится от паровой турбины 31 в конденсатор 32. Конденсатный насос 33 подает конденсированную воду в устройство обезгаживания 34.
Оттуда подготовленная вода для котла с помощью котельного питающего насоса 35 поступает через трубопровод в паровой котел 30. Тем самым система вода/пар представляет собой в значительной степени замкнутую циркуляционную систему. Возникающие потери воды компенсируются за счет запитывания водой (не показано).
Эти потери воды возникают, в частности, в том случае, когда, как это изображено в качестве варианта на фиг. 2 в виде нанесенного штриховой линией трубопровода 36, за частью высокого давления паровой турбины 31 отводят пар и направляют в камеры сгорания 5 и 6 для регулирования температуры и увеличения массового потока. Также рассматриваемый в качестве варианта трубопровод 19 может равным образом отводить пар из циркуляционной системы и направлять в реакционный объем реактора 7. Однако этот пар также мог бы производиться, как уже пояснялось более подробно в отношении фиг. 1, в других местах установки или подводиться снаружи. Вода, необходимая для заполнения циркуляционного контура вода/пар, может получатся за счет возврата конденсата из трубопровода отработанного газа 17.
Для полноты следует еще упомянуть, что подводящий трубопровод сжатого воздуха для сжигания в первую камеру сгорания 5 на фиг. 2 обозначен ссылочной позицией 27, а трубопровод горячего газа от пароперегревателя 29 к второй камере сгорания 6 ссылочной позицией 28.
В принципе также для варианта способа согласно фиг. 2 является действительным то, что реактор 7 может быть встроен в трубопроводы горячего газа в другом месте. Предпочтительным решением этого является то, что положения ректора 7 и пароперегревателя 29 меняются друг с другом.
Следующее предпочтительное осуществление изобретения (не показано на фиг. 1 и 2) относится к использованию горячего отработанного газа, расширенного в газовой турбине 1. А именно этот отработанный газ обычно содержит еще существенную долю O2, так как сжигание осуществляется с избытком O2. Поэтому он может использоваться, например, в качестве катодного газа для снабжения O2 системы топливных элементов, в которой производится электрический ток.
В такого рода системах топливных элементов является предпочтительным подводить катодный газ с температурой, соответствующей рабочей температуре топливных элементов. В зависимости от типа системы топливных элементов рабочая температура находится на другом уровне. В соответствии с этим система топливных элементов включается в надлежащем месте с трубопроводом отработанных газов 15 17, то есть охлаждение расширенного отработанного газа при обогреве других необходимых в способе согласно изобретению потоков сред (предварительный нагрев воздуха, производство пара, обогрев устройства риформинга) осуществляется примерно до уровня, соответствующего требуемой соответственно рабочей температуре, и затем поток отработанного газа или часть потока отработанного газа вводится в катодный объем системы топливных элементов. Снабжение системы топливных элементов топливом может осуществляться за счет произвольного источника газообразного H2 (например, газопровод или газохранилище). Также частичный поток произведенного в реакторе 7 богатого H2 газа можно было бы вводить в анодный объем топливного элемента.
Эффективность способа согласно изобретению представляется детально далее с помощью примера осуществления. При этом в основу была положена схема установки, соответствующая фиг. 1. Теплообменник 21 использован для производства водяного пара и для предварительного нагрева природного газа, тогда как теплообменник 22 служит для перегрева смеси природный газ/водяной пар прежде, чем эту смесь подводили к парогенератору 7. Использовавшийся в качестве исходного топлива природный газ имелся в распоряжении с давлением в трубопроводе 20 бар, и использовавшаяся вода имела температуру приблизительно 15oC. Соотношение пар/углерод (моль/моль) составляло 2,0. В остальном параметры способа были выбраны следующими. При этом для ясности названы соответствующие ссылочные позиции из фиг. 1.
Компрессор низкого давления (3а)
входная температура, oC 15
выходная температура, oС 180
выходное давления, бар 4,5
Компрессор высокого давления (3b)
входная температура, oC 25
выходная температура, oC 203
выходное давление, бар 20
Рекуператор (8)
увеличение температуры воздуха для сжигания, oC 357
падение температуры отработанного газа, oC 327
Камера сгорания (5)
увеличение температуры за счет сжигания, oC 690
Турбина привода компрессора (2)
входная температура, oC 1250
соотношение давления в турбине 2,8
выходная температуры, oC 970
камера сгорания (6)
увеличение температуры за счет сжигания, oC 280
Газовая турбина (1)
входная температура, oC 1250
соотношение давления в газовой турбине 6,4
выходная температура, oC 760
Генератор (G) для производства электрического тока
мощность, кВтэ 3200
Устройство парового риформинга (7)
входная температура перегретой смеси пар/топливо, oC 550
выходная температура отработанного газа, oC 647
выходная температура газа-продукта, oC 720
Перегреватель пар/топливо (22)
входная температура смеси пар/топливо, oC 249
выходная температура отработанного газа, oC 610
Предварительный подогреватель топлива/парогенератор (21)
выходная температура отработанного газа, oC 227
При паровом риформинге газа, состоящего в основном из метана, приблизительно 12% составляющей метана не преобразовывались и сгорали в камерах сгорания 5 и 6 в первоначальной форме. За исключением энергии на сжатие природного газа, который уже имелся в распоряжении с достаточным давлением в трубопроводе, все потребление энергии способа было взято из самого процесса, так что, следовательно, не последовало никакого дополнительного подвода энергии снаружи. Достигнутый при этом общий КПД, то есть соотношение произведенной электрической энергии и использованного количества энергии топлива на основе нижней теплотворной способности, составил 65% и тем самым находился в области недостигнутого до сих пор порядка величины. При этом отдаваемый в окружающую атмосферу отработанный газ отличался очень низким содержанием окисей азота без того, чтобы для этого потребовалось дополнительное мероприятие по удалению азота.
Большое преимущество, достигаемое за счет изобретения, следует усматривать в том, что не только обеспечивается резкое повышение КПД при производстве механической энергии из видов топлива на основе соединений углеводородов, но одновременно это также еще может быть соединено с уменьшением содержания агрессивных веществ в произведенном отработанном газе. Сюда добавляется то, что из-за особой пригодности установок согласно изобретению для децентрализованного производства электроэнергии в значительной степени являются устраняемыми связанные с обычной техникой крупных электростанций потери за счет транспортировок тока на большие расстояния и трансформирования тока.

Claims (16)

1. Способ непрерывного преобразования энергии в газотурбинной установке, заключающийся в том, что сжимают воздух в компрессоре, затем подают его в камеру сгорания для сжигания топлива, полученный при сжигании горячий газ подают для частичного расширения в газовую компрессорную турбину, при вращении которой получают часть полезной механической энергии для привода компрессора, частично расширенный газ подают в силовую турбину для получения полезной механической энергии, остаточное топливо отработанного газа, вытекающего из силовой турбины, используют для нагрева используемой в способе потока среды, при этом сжигание в камере сгорания осуществляют с добавкой исходного топлива или без него за счет использования преобразованного топлива с повышенной абсолютной теплотворной способностью, которое получают за счет эндотермической реакции исходного топлива в реакторе, обогрев реакционного объема которого осуществляют либо за счет сжатого воздуха, который предварительно нагревают за счет косвенного теплообмена с горячим отработанным газом, либо за счет потока газа, возникшего при сгорании в камере сгорания, либо за счет отработанного газа в компрессорной турбине, отличающийся тем, что осуществляют дополнительное сжигание во второй камере сгорания, на вход которой подают отработанный газ из компрессорной турбины и преобразованное топливо из реакторов, а на выходе из которой горячий газ направляют в силовую турбину для получения механической энергии.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что горячий отработанный газ на выходе из силовой турбины используют для обогрева реакционного объема реактора для эндотермической реакции.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что горячий отработанный газ на выходе из силовой турбины используют для нагрева сжатого воздуха перед сжиганием.
4. Способ по одному из пп.1 3, отличающийся тем, что состав вводимых в камеры сгорания сред для изменения окиси азота регулируют, чтобы поддерживать температуру пламени ниже 1700o (адиабатическая температура пламени) и входную температуру газа на входе в силовую турбину ниже 1250o.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что регулирование выходной температуры осуществляют с использованием инжектирования воды или пара в камеру сгорания.
6. Способ по одному из пп.1 и 2 или 4 и 5, отличающийся тем, что горячий отработанный газ на выходе из силовой турбины используют для производства пара, который перегревают находящимся перед этим на более высоком температурном уровне горячим потоком отработанного газа и используют для привода паровой турбины, производящей полезную механическую энергию.
7. Способ по п.6, отличающийся тем, что перегрев пара осуществляют отработанным газом перед входом во вторую камеру сгорания, а обогрев реакционного объема для эндотермической реакции горячим потоком отработанного газа, вытекающего из силовой турбины, производят прежде, чем этот поток используют для производства пара.
8. Способ по одному из пп.1 9, отличающийся тем, что эндотермическую реакцию осуществляют в форме парового преобразования соединений С-Н, в частности, в форме преобразования природного газа или биохимического газа (СН4) в синтетический газ (СО и Н2).
9. Способ по одному из пп.1 8, отличающийся тем, что эндотермическую реакцию осуществляют при температуре ниже 780oС, преимущественно ниже 700oС, в частности, ниже 650oС.
10. Способ по одному из пп.6 9, отличающийся тем, что из паровой турбины отбирают часть еще не полностью расширенного пара и направляют в паровой преобразователь.
11. Газотурбинная установка, содержащая компрессорный узел, имеющий по меньшей мере один компрессор, который на выходе последовательно подключен при помощи трубопровода сжатого воздуха к камере сгорания, на выходе которой также подсоединен трубопроводов подачи преобразованного топлива, а на выходе камера сгорания при помощи трубопровода горячего газа подключена к компрессорной турбине, выход которой при помощи трубопровода отработанного газа подключен к входу силовой турбины, реактор эндотермической химической реакции для получения преобразовательного топлива с повышенной абсолютной теплотворной способностью, на вход которого подключен трубопровод подачи топлива, а на выходе трубопровод подачи преобразованного топлива подключен к камере сгорания, при этом реактор по подогреву подсоединен на входе либо к трубопроводу для подогрева сжатого воздуха, в который включен теплообменный агрегат, либо к трубопроводу горячего газа, либо к трубопроводу отработанного газа из компрессорной турбины, либо к трубопроводу отработанного газа из силовой турбины, а на выходе подключен к теплообменному аппарату, установленному на трубопроводе подачи сжатого воздуха для подогрева перед подачей его в камеру сгорания, или к теплообменному агрегату для нагрева другого потока среды газотурбинной установки, отличающаяся тем, что установка снабжена второй камерой сгорания, подсоединенной к трубопроводу отработанного газа между компрессорной и силовой турбинами и подключенной на входе к трубопроводу подачи преобразованного топлива из реактора.
12. Установка по п. 11, отличающаяся тем, что реактор выполнен в виде парового преобразователя.
13. Установка по п.10 или 11, отличающаяся тем, что компрессорный узел, компрессорная турбина и силовая турбина расположены на одном общем валу.
14. Установка по одному из пп.11 13, отличающаяся тем, что теплообменный аппарат выполнен в виде парового котла, подключенного посредством паропровода к пароперегревателю, который по нагревающей стороне подключен к трубопроводу отработанного газа или к выходному трубопроводу силовой турбины, установка снабжена паровой турбиной, на входе подсоединенной к пароперегревателю.
15. Установка по одному из пп.11 14, отличающаяся тем, что она снабжена одним или несколькими парогенераторами, пар на выходе из которых после смешивания с топливом поступает в реакционный объем парового преобразователя.
16. Установка по одному из пп.11 15, отличающаяся тем, что к камерам сгорания подсоединены трубопроводы подачи пара для регулирования температуры сжигания.
SU915052977A 1990-02-01 1991-01-18 Способ непрерывного преобразования энергии в газотурбинной установке и газотурбинная установка для его осуществления RU2085754C1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE4003210A DE4003210A1 (de) 1990-02-01 1990-02-01 Verfahren und anlage zur erzeugung mechanischer energie
DEP4003210.8 1990-02-01
PCT/DE1991/000064 WO1991011597A1 (de) 1990-02-01 1991-01-18 Verfahren und anlage zur erzeugung mechanischer energie

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2085754C1 true RU2085754C1 (ru) 1997-07-27

Family

ID=6399357

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU915052977A RU2085754C1 (ru) 1990-02-01 1991-01-18 Способ непрерывного преобразования энергии в газотурбинной установке и газотурбинная установка для его осуществления

Country Status (16)

Country Link
EP (1) EP0518868B1 (ru)
JP (1) JPH05506290A (ru)
KR (1) KR920701627A (ru)
CN (1) CN1024212C (ru)
AT (1) ATE103037T1 (ru)
CA (1) CA2075290A1 (ru)
CZ (1) CZ280982B6 (ru)
DE (2) DE4003210A1 (ru)
DK (1) DK0518868T3 (ru)
ES (1) ES2051117T3 (ru)
HU (1) HUT67416A (ru)
NO (1) NO179298C (ru)
PL (1) PL165321B1 (ru)
RU (1) RU2085754C1 (ru)
SK (1) SK278798B6 (ru)
WO (1) WO1991011597A1 (ru)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2012060739A1 (ru) * 2010-11-03 2012-05-10 Общество С Ограниченной Ответственностью "Центр Кортэс" Способ работы газотурбинной установки
RU2531290C2 (ru) * 2009-09-30 2014-10-20 Тиссенкрупп Уде Гмбх Способ эксплуатации электростанции igcc с интегрированным устройством для отделения co2
RU2599407C1 (ru) * 2015-06-09 2016-10-10 Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный институт авиационного моторостроения имени П.И. Баранова" Способ работы газотурбинной установки непрерывного действия
RU2641776C2 (ru) * 2011-11-04 2018-01-22 Энер-Кор Пауэр, Инк. Средства управления для турбины с множеством камер сгорания
US9926846B2 (en) 2008-12-08 2018-03-27 Ener-Core Power, Inc. Oxidizing fuel in multiple operating modes

Families Citing this family (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE4032993C1 (ru) * 1990-10-15 1992-05-07 Mannesmann Ag, 4000 Duesseldorf, De
DK171830B1 (da) * 1995-01-20 1997-06-23 Topsoe Haldor As Fremgangsmåde til generering af elektrisk energi
GB2299377A (en) * 1995-03-29 1996-10-02 Cyril Timmins Gas turbine powere generation system
DE19627189A1 (de) * 1996-07-05 1998-01-15 Siemens Ag Kohle-(Öl-)Erdgas-Kombi-/Verbundkraftwerk mit Erdgasreformierung mit verbessertem Wirkungsgrad
DE19719197A1 (de) * 1997-05-09 1998-11-12 Abb Research Ltd Verfahren und Vorrichtung zum Betreiben der Brennkammer einer Gasturbinenanlage mit Flüssigbrennstoff
GB0025150D0 (en) † 2000-10-13 2000-11-29 Air Prod & Chem A process and apparatus for the production of synthesis gas
US6278169B1 (en) * 1998-05-07 2001-08-21 Analog Devices, Inc. Image sensor shielding
DE19952885A1 (de) * 1999-11-03 2001-05-10 Alstom Power Schweiz Ag Baden Verfahren und Betrieb einer Kraftwerksanlage
FR2847620B1 (fr) * 2002-11-21 2006-06-16 Jean Andre Bech Turbo-moteur a gazogene et son generateur de gaz de bois
FR2900934B1 (fr) * 2006-05-09 2012-09-21 Inst Francais Du Petrole Procede de coproduction d'electricite et d'un gaz riche en hydrogene par vaporeformage d'une coupe hydrocarbure avec apport de calories par combustion a l'hydrogene in situ
US9091437B2 (en) * 2007-03-06 2015-07-28 CeramTee GmbH System concept with low energy requirement and improved energy yield
US20090241551A1 (en) * 2008-03-26 2009-10-01 Air Liquide Process And Construction Inc. Cogeneration of Hydrogen and Power
AU2010205940A1 (en) * 2009-01-15 2011-09-01 Martin Hadlauer Coupled gas/steam turbine
JP2013092053A (ja) * 2011-10-24 2013-05-16 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 液化ガス処理システム、この制御方法、これを備えた液化ガス運搬船およびこれを備えた液化ガス貯蔵設備
US9890706B2 (en) * 2012-12-28 2018-02-13 Phoenix Biopower Ab Method and plant for transferring energy from biomass raw material to at least one energy user
JP6483106B2 (ja) * 2013-06-28 2019-03-13 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 軸流膨張機を利用するシステム及び方法
EP3014077B1 (en) 2013-06-28 2018-01-17 Mitsubishi Heavy Industries Compressor Corporation Axial flow expander
DE102013212871A1 (de) * 2013-07-02 2015-01-08 Siemens Aktiengesellschaft Wärmetechnische Verschaltung von Kraftwerk, Dampfreformer und thermischer Wasseraufbereitung
RU2561755C2 (ru) * 2013-11-07 2015-09-10 Открытое акционерное общество "Газпром" Способ работы и устройство газотурбинной установки
DE102015219398A1 (de) * 2015-10-07 2017-04-13 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben eines Gas-und-Dampf-Kombinationskraftwerks sowie Gas-und-Dampf-Kombinationskraftwerk
CN107917433A (zh) * 2017-11-22 2018-04-17 苏州克兰茨环境科技有限公司 一种微型涡轮机有机废气处理装置
CN109268092A (zh) * 2018-08-02 2019-01-25 上海柯来浦能源科技有限公司 一种利用空气能源的氢气混合工质动力系统
WO2022156523A1 (zh) * 2021-01-25 2022-07-28 李华玉 双燃料燃气-蒸汽联合循环动力装置

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE1219732B (de) * 1958-07-12 1966-06-23 Maschf Augsburg Nuernberg Ag Verfahren zum Betrieb einer Brennkraftmaschine mit kontinuierlicher Verbrennung, beispielsweise einer Gasturbine
NL302138A (ru) * 1963-02-19
DE1228856B (de) * 1965-06-09 1966-11-17 M A N Turbo G M B H Brennkraftmaschine mit kontinuierlicher Verbrennung, insbesondere Gasturbinenanlage
CH626976A5 (ru) * 1978-01-03 1981-12-15 Rawyler Ernst Ehrat
US4478039A (en) * 1980-12-29 1984-10-23 United Technologies Corporation Utilization of coal in a combined cycle powerplant
JPS58162730A (ja) * 1982-03-22 1983-09-27 Setsuo Yamamoto ガスタ−ビン装置
DE3331153A1 (de) * 1983-08-30 1985-03-14 Brown, Boveri & Cie Ag, 6800 Mannheim Gasturbinenanlage fuer offenen prozess
JPS62214235A (ja) * 1986-03-17 1987-09-21 Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd メタノ−ルを燃料に用いるガスタ−ビン発電システム
GB8629031D0 (en) * 1986-12-04 1987-01-14 Shell Int Research Producing hydrogen
NL8702834A (nl) * 1987-11-26 1989-06-16 Turbo Consult Bv Installatie voor het opwekken van mechanische energie alsmede werkwijze voor het bedrijven van een dergelijke installatie.
DE68914051T2 (de) * 1988-04-05 1994-07-21 Ici Plc Gasturbine.

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
1. Патент ФРГ N 3331153, кл. F 02 C 3/14, 1989. 2. VGB Крафтверкстехник, т. 68, N 5, май, 1988. 3. Патент ФРГ N 3740865, кл. C 01 D 3/34, 1990. 4. Патент ЕПВ N 0318122, кл. F 02 C 3/36, 1990. Патент США N 3167913, кл. 60-3902, 1965. *

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9926846B2 (en) 2008-12-08 2018-03-27 Ener-Core Power, Inc. Oxidizing fuel in multiple operating modes
RU2531290C2 (ru) * 2009-09-30 2014-10-20 Тиссенкрупп Уде Гмбх Способ эксплуатации электростанции igcc с интегрированным устройством для отделения co2
WO2012060739A1 (ru) * 2010-11-03 2012-05-10 Общество С Ограниченной Ответственностью "Центр Кортэс" Способ работы газотурбинной установки
RU2467187C2 (ru) * 2010-11-03 2012-11-20 ООО "Центр КОРТЭС" Способ работы газотурбинной установки
RU2641776C2 (ru) * 2011-11-04 2018-01-22 Энер-Кор Пауэр, Инк. Средства управления для турбины с множеством камер сгорания
RU2599407C1 (ru) * 2015-06-09 2016-10-10 Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный институт авиационного моторостроения имени П.И. Баранова" Способ работы газотурбинной установки непрерывного действия

Also Published As

Publication number Publication date
ATE103037T1 (de) 1994-04-15
CN1024212C (zh) 1994-04-13
KR920701627A (ko) 1992-08-12
EP0518868A1 (de) 1992-12-23
JPH05506290A (ja) 1993-09-16
NO923011D0 (no) 1992-07-30
SK278798B6 (sk) 1998-03-04
CA2075290A1 (en) 1991-08-02
CS9100243A2 (en) 1991-08-13
PL288895A1 (en) 1991-10-21
HUT67416A (en) 1995-04-28
NO179298C (no) 1996-09-11
DE59101211D1 (de) 1994-04-21
PL165321B1 (pl) 1994-12-30
CN1057315A (zh) 1991-12-25
DE4003210A1 (de) 1991-08-14
WO1991011597A1 (de) 1991-08-08
ES2051117T3 (es) 1994-06-01
EP0518868B1 (de) 1994-03-16
DK0518868T3 (da) 1994-05-09
NO923011L (no) 1992-09-23
CZ280982B6 (cs) 1996-05-15
NO179298B (no) 1996-06-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2085754C1 (ru) Способ непрерывного преобразования энергии в газотурбинной установке и газотурбинная установка для его осуществления
US5669216A (en) Process and device for generating mechanical energy
RU2461516C1 (ru) Низкоэнергетический способ для получения аммиака или метанола
FI76625B (fi) Medelbelastningskraftverk med integrerad kolfoergasningsanlaeggning.
US5417051A (en) Process and installation for the combined generation of electrical and mechanical energy
US7703271B2 (en) Cogeneration method and device using a gas turbine comprising a post-combustion chamber
CN113301988B (zh) 原料流体的处理设备及原料流体的处理方法
US6237337B1 (en) Retrofit equipment for reducing the consumption of fossil fuel by a power plant using solar insolation
EP0814146B1 (en) Method for combined generation of synthesis gas and power
EA000504B1 (ru) Система преобразования газообразного углеводорода и устройство для производства синтетического жидкого углеводорода
CN104284859B (zh) 以天然气为原料的制氨装置的改进方法
US20080035889A1 (en) Supply of Steam and Hydrogen to a Process or Plant Producing Synthesis Gas
US20090229239A1 (en) Integrated Pressurized Steam Hydrocarbon Reformer and Combined Cycle Process
US4998408A (en) Apparatus for generating electrical and/or mechanical energy from at least a low grade fuel
JP2022543961A (ja) エチレンプラント蒸気発生回路の機械を駆動する方法、及び一体化されたエチレン・パワープラントシステム
EP3730473A1 (en) Use of renewable energy in methanol synthesis
EP3844371B1 (en) System for generating energy in a working fluid from hydrogen and oxygen and method of operating this system
JP2004018343A (ja) 炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法とそのプラント及びその排熱回収型改質器
US4239693A (en) Process for production of methanol
CN1671949A (zh) 蒸汽发电站
JPS61192816A (ja) 複合型発電システム
US20230167748A1 (en) Method and apparatus for co-generating electricity in a process plant integrated with a thermal power generator using feedwater
JP2024513438A (ja) 水素と酸素からの電気エネルギーの発生
CN114981206A (zh) 与燃气涡轮发电机集成的重组工艺
JPS59108809A (ja) 複合原動システム