RU2562686C2 - Способ работы энергоустановки в резервном режиме (варианты) и энергоустановка - Google Patents

Способ работы энергоустановки в резервном режиме (варианты) и энергоустановка Download PDF

Info

Publication number
RU2562686C2
RU2562686C2 RU2013129550/06A RU2013129550A RU2562686C2 RU 2562686 C2 RU2562686 C2 RU 2562686C2 RU 2013129550/06 A RU2013129550/06 A RU 2013129550/06A RU 2013129550 A RU2013129550 A RU 2013129550A RU 2562686 C2 RU2562686 C2 RU 2562686C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas turbine
compressor
gas
turbine unit
shaft
Prior art date
Application number
RU2013129550/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2013129550A (ru
Inventor
Клаус Деббелинг
Мартин ЦАЯДАТЦ
Андреас РУЕТЕР
Original Assignee
Альстом Текнолоджи Лтд
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 Альстом Текнолоджи Лтд filed Critical Альстом Текнолоджи Лтд
Publication of RU2013129550A publication Critical patent/RU2013129550A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2562686C2 publication Critical patent/RU2562686C2/ru

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/04—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor
    • 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
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F02C9/26—Control of fuel supply
    • F02C9/28—Regulating systems responsive to plant or ambient parameters, e.g. temperature, pressure, rotor speed
    • 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
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • 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
    • F05D2270/00—Control
    • F05D2270/01—Purpose of the control system
    • F05D2270/02—Purpose of the control system to control rotational speed (n)
    • 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
    • F05D2270/00—Control
    • F05D2270/01—Purpose of the control system
    • F05D2270/06—Purpose of the control system to match engine to driven device
    • F05D2270/061—Purpose of the control system to match engine to driven device in particular the electrical frequency of driven generator
    • 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
    • F05D2270/00—Control
    • F05D2270/01—Purpose of the control system
    • F05D2270/08—Purpose of the control system to produce clean exhaust gases
    • F05D2270/082—Purpose of the control system to produce clean exhaust gases with as little NOx as possible
    • 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]

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)
  • Control Of Turbines (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Abstract

Изобретение относится к энергетике. Способ работы энергоустановки с одновальной газовой турбиной, работающей с постоянной скоростью вращения, которая ниже скорости, с которой газовая турбина вращается, когда первый генератор синхронизирован с электрической сетью. Также представлена энергоустановка, содержащая одновальную газовую турбину, сконструированная и выполненная с возможностью осуществления указанного способа. Изобретение позволяет обеспечить стабильное сгорание с низкими выбросами, высокой температурой на выпуске турбины и минимизированным потреблением топлива. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 2 ил.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Настоящее изобретение относится к способу работы газотурбинной энергоустановки и к газотурбинной установке, выполненной с возможностью осуществления указанного способа.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Современная газотурбинная установка с базовой нагрузкой или с высокой нагрузкой обычно работает с пламенем обедненного предварительного смешивания, чтобы отвечать требованиям по выбросам. Для обеспечения стабильного сгорания для всех рабочих условий были разработаны сложные способы работы, как, например, известно из ЕР 0718470.
Газотурбинные установки и объединенные циклы газотурбинной установки считаются очень гибкими. Они могут нагружаться с высокой скоростью вращения после быстрого запуска. В зависимости от конструкции и способа работы возможно нагружение с базовой нагрузкой менее чем за 10 мин. Указанные характеристики требуются для уравновешивания требований быстрого изменения нагрузки от потребителей, а также изменения питания от других источников энергии, подобных, например, энергии ветра, так что генерирование энергии равняется энергопотреблению все время.
Для работы с низкими выбросами камера сгорания газотурбинной установки должна работать в режиме предварительного смешивания. Единственная камера сгорания газотурбинной установки для производства энергии обычно может работать в рабочем режиме предварительного смешивания с низкими выбросами для точек нагрузки выше примерно 40% относительной нагрузки (выходная мощность относительно выходной мощности при базовой нагрузке газотурбинной установки). Газотурбинные установки с последовательным сгоранием могут работать в рабочем режиме предварительного смешивания с низкими выбросами для точек нагрузки, сниженной до порядка 10% относительно нагрузки газотурбинной установки. Для устойчивой работы ниже вышеуказанных точек относительной нагрузки камера сгорания может работать с диффузионным пламенем. Однако диффузионное пламя может привести к высоким выбросам, и работа в указанных условиях может быть ограничена местными органами администрации.
Работа газотурбинной установки или газотурбинной установки объединенного цикла при самой низкой возможной нагрузке при низкой потребности в электричестве в сочетании с низкой стоимостью электричества имеет преимущество в том, что быстрое нагружение может быть выполнено в любое время с высокими градиентами нагружения (50 МВт/мин или более). В указанных условиях компоненты газотурбинной установки и паровой турбины поддерживаются на уровне температуры материалов, что обеспечивает быстрое нагружение со значительно сниженным временем потребления по сравнению с запуском с зажиганием предварительно незажженной газотурбинной установки и холодной паровой турбины. Это особенно справедливо для работы объединенного цикла, при которой компоненты парового цикла страдают от термомеханических напряжений, если на них воздействуют температуры полной нагрузки с градиентами быстрого нагружения. Кроме того, исключается риск неудачного запуска газотурбинной установки, что является существенным выигрышем.
Однако, работа при низкой нагрузке может привести к значительным затратам на потребляемое топливо. При 40% относительной нагрузке потребление топлива может составлять между примерно 50% и 70% потребления топлива при базовой нагрузке по причине неполной эффективности нагрузки, которая значительно ниже эффективности базовой нагрузки. Указанные затраты на топливо могут быть снижены дополнительным снижением нагрузки. Кроме того, при низкой потребности электрическая сеть может быть не способна принимать энергию, произведенную энергоустановкой.
Одной предпосылкой выполнения работы при низкой нагрузке (работа при относительной нагрузке ниже 40%) является стабильность горения. Однако, обедненное горение предварительного смешивания, которое является предпочтительной технологией снижения выбросов сухих NOx, обычно имеет относительно узкий диапазон воспламеняемости. Пределы воспламеняемости пламени обедненного предварительного смешивания являются, например, намного уже, чем у диффузионного пламени; обычно они являются примерно на один порядок меньше. Пределы воспламеняемости описывают стабильность пламени.
Для управления образованием оксидов азота (NOx) и поддержания пламени в стабильном диапазоне, был предложен обвод части сжатого воздуха из секции компрессора вокруг камер сгорания, особенно, в процессе работы с неполной нагрузкой.
Такой обвод известен, например, из US 5557920. Однако, воздух, поступающий в турбину, имеет низкую температуру по причине смешивания обводного воздуха, и, следовательно, выхлопной газ турбины имеет низкую температуру по сравнению с условиями базовой нагрузки или высокой нагрузки. Поэтому водяной пар, получаемый в последующем бойлере или паровом генераторе извлечения тепла, является более холодным, чем при базовой нагрузке, что может привести к высоким термическим напряжениям в паровой турбине, питаемой бойлером, или к ограничениям, например, сниженным градиентам нагружения или холодным точкам, когда нагружение установки от сети требует выходной мощности.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В одном из аспектов настоящего изобретения предложен способ работы газотурбинной установки при низкой нагрузке или без нагрузки с чистым стабильным сгоранием. Газотурбинная установка содержит одновальную газотурбинную установку с компрессором, который создает давление впускного воздуха, который смешивается с топливом и воспламеняется для производства горючих газов в камере сгорания, турбину, которая извлекает энергию горячих газов, выходящих из камеры сгорания, один вал, соединяющий компрессор и турбину, и первый генератор, который механически соединен с валом газотурбинной установки с фиксированным передаточным отношением. Газотурбинная установка выполнена с возможностью работы со скоростью вращения, при которой газотурбинная установка вращается, когда первый генератор синхронизирован с электрической сетью. Осуществляют работу газотурбинной установки с указанной расчетной скоростью вращения по меньшей мере при высокой неполной нагрузке и базовой нагрузке.
Предложен способ работы указанной энергоустановки с одновальной газотурбинной установкой в резервном режиме. Согласно предложенному способу, осуществляют работу газотурбинной установки с постоянной скоростью вращения, которая ниже скорости вращения, при которой газотурбинная установка вращается, когда первый генератор синхронизирован с электрической сетью.
При работе с пониженной скоростью вращения, т.е. скоростью вращения ниже скорости вращения, при которой газотурбинная установка вращается, когда первый генератор синхронизирован, массовый расход компрессора на впуске может быть снижен относительно массового расхода компрессора на впуске при синхронизации скорости вращения. Благодаря сниженному массовому расходу компрессора на впуске топливовоздушное отношение в компрессоре может быть увеличено, таким образом, обеспечивая стабильное сгорание с низкими выбросами и низким потреблением топлива. Кроме того, давление горения является сниженным благодаря сниженному массовому расходу воздуха на впуске. Работа газотурбинной установки в резервном режиме с очень низким давлением горения ведет к снижению выбросов NOx.
Предложенный способ обеспечивает хорошее стабильное сгорание с низкими выбросами и высокую температуру на выпуске турбины. Благодаря сниженному массовому расходу энергопотребление компрессора снижается. Поэтому турбина не требует получения так много энергии для приведения в действие компрессора, как для приведения в действие компрессора при синхронизации скорости вращения. Поэтому сниженный массовый расход обеспечивает работу с низким потреблением топлива. Высокая температура на выпуске может увеличить эффективность последующего парового цикла и поэтому способствовать дальнейшей минимизации потребления топлива.
Согласно одному примерному варианту способа осуществляют работу газотурбинной установки со скоростью вращения между 20% и 85% от скорости вращения, когда первый генератор синхронизирован с электрической сетью.
Согласно дополнительному примерному варианту способа скоростью вращения газотурбинной установки управляют приложением крутящего момента на вал газотурбинной установки первым генератором, который работает как двигатель посредством статического частотного преобразователя.
В одном варианте способа осуществляют работу первого генератора для подачи энергии в электрическую сеть посредством статического частотного преобразователя. Поскольку генератор вращается со скоростью вращения, которая ниже обычной рабочей скорости вращения, он дает переменный ток с частотой, которая ниже частоты сети. Для того чтобы подать энергию в сеть, частота преобразуется в частоту сети статическим частотным преобразователем.
В одном примерном варианте способа осуществляют работу первого генератора для приложения положительного крутящего момента к валу для привода газотурбинной установки. Поскольку генератор вращается со скоростью вращения, которая ниже обычной рабочей скорости вращения, частота сети выше, чем частота, необходимая для работы генератора в качестве двигателя, когда генератор вращается с частотой, которая ниже частоты сети. Для осуществления работы генератора в качестве двигателя, переменный ток с частотой сети преобразуется в частоту генератора статическим частотным преобразователем. Переменный ток с частотой сети может быть, например, обеспечен сетью или паровой турбиной энергоустановки.
Согласно еще другому варианту способа, который может быть использован для так называемого одновального энергопоезда с газотурбинной установкой и паровой турбиной, расположенными на одном валу, энергию паровой турбины используют для обеспечения положительного крутящего момента для привода газотурбинной установки.
Для данного способа водяной пар, полученный бойлером извлечения тепла, который расположен ниже по потоку от газотурбинной установки для эффективного использования сбросового тепла выхлопного газа газотурбинной установки, превышает водяной пар, требуемый для поддержания работы паровой турбины на холостом ходу с пониженной скоростью вращения. Альтернативно, водяной пар, подаваемый от второй установки или другого внешнего источника, может использоваться или добавляться для привода паровой турбины.
Согласно дополнительным примерным вариантам способа скорость вращения газотурбинной установки регулируют регулированием регулируемых направляющих лопаток, регулированием температуры впускного воздуха компрессора или регулированием положения продувочного клапана. Каждый из указанных способов регулирования может применяться отдельно или в комбинации одного или более друг с другом.
Согласно еще другому примерному варианту способа температуру впускного воздуха компрессора увеличивают относительно температуры окружающего воздуха для управления скоростью вращения газотурбинной установки.
Температура впускного воздуха компрессора может быть увеличена, например, примешиванием отбираемого воздуха компрессора и впускного воздуха компрессора или его нагреванием в предварительном нагревателе воздуха, или осуществлением рециркуляции топочного газа газотурбинной установки во впускной воздух компрессора. Каждый из указанных способов регулирования температуры может применяться отдельно или в комбинации одного или более друг с другом.
Согласно другому примерному варианту способа выбросами газотурбинной установки управляют по меньшей мере одним из: регулирования регулируемых направляющих лопаток, регулирования продувочного клапана, регулирования скорости вращения газотурбинной установки, регулированием температуры впускного воздуха компрессора или модулированием пространственного распределения температуры пламени регулированием ступенчатого соотношения для ступенчатых горелок или подачи топлива к отдельным горелкам. Каждый из указанных способов, используемых отдельно или в комбинации, имеет прямое влияние на пламя. В частности, указанными способами могут регулироваться температура на впуске камеры сгорания и поэтому положение пламени, расположение пламени и максимальная температура пламени.
Для работы энергоустановки объединенного цикла важно управлять температурой газотурбинной установки на выпуске. Температура газотурбинной установки на выпуске прямо влияет на выпускной трубопровод и генератор извлечения тепла водяного пара ниже по потоку от газотурбинной установки. Кроме того, температура водяного пара, произведенного генератором извлечения тепла водяного пара, зависит от температуры на выпуске. Температура водяного пара должна поддерживаться в рабочем диапазоне, чтобы исключить или ограничить термические напряжения в паровой турбине благодаря изменениям температуры водяного пара.
Согласно одному примерному варианту способа температурой на выпуске газотурбинной установки управляют при заданном значении. Температурой на выпуске управляют по меньшей мере одним из: регулирования регулируемых направляющих лопаток, регулирования температуры впускного воздуха компрессора, регулирования продувочного клапана, регулирования скорости вращения газотурбинной установки или регулирования температуры впускного воздуха компрессора.
Кроме способа работы энергоустановки в резервном варианте, предметом изобретения является способ работы, в котором газотурбинную установку ускоряют из резервного режима до синхронизованной скорости вращения, холостого хода, нагружения и работы под нагрузкой, а также снижения нагрузки, холостой работы и замедления до резервного режима.
Согласно примерному варианту способа осуществляют работу камеры сгорания газотурбинной установки в режиме предварительного смешивания для работы газотурбинной установки в резервном режиме со скоростью вращения, которая ниже скорости вращения, с которой газотурбинная установка вращается, когда первый генератор синхронизирован с электрической сетью, и осуществляют работу камеры сгорания с диффузионным пламенем или в режиме предварительного смешивания с диффузионным пламенем для стабилизации в процессе раскрутки до холостого хода с синхронизированной скоростью вращения, при холостом ходе с синхронизированной скоростью вращения и при низкой неполной нагрузке. Согласно данному варианту осуществляют работу камеры сгорания в режиме предварительного смешивания для работы с основной нагрузкой и с высокой неполной нагрузкой. В зависимости от конструкции и рабочих условий часть ускорения до синхронизированной скорости вращения может быть выполнена в режиме предварительного смешивания. Способ работы при холостом ходу с синхронизированной скоростью вращения и нагружении, а также работа под нагрузкой может осуществляться согласно концепции обычной работы газотурбинной установки.
Снижение нагрузки может быть осуществлено в обратном порядке. Осуществляют работу камеры сгорания с диффузионным пламенем или в режиме предварительного смешивания с диффузионным пламенем для стабилизации в процессе остановки от холостого хода с синхронизированной скоростью вращения. В процессе остановки или при достижении работы газотурбинной установки в резервном режиме со скоростью вращения, которая ниже скорости вращения, с которой газотурбинная установка вращается, когда первый генератор синхронизирован с электрической сетью, осуществляют работу камеры сгорания газотурбинной установки в режиме предварительного смешивания для низких выбросов.
Кроме способа работы, предметом изобретения является газотурбинная установка, выполненная с возможностью осуществления указанного способа.
Согласно одному примерному варианту указанная энергоустановка содержит одновальную газотурбинную установку с компрессором, камеру сгорания, турбину, один вал, соединяющий компрессор и турбину и первый генератор, который механически соединен с валом газотурбинной установки с фиксированным передаточным отношением. Такая установка характеризуется тем, что газотурбинная установка выполнена с возможностью непрерывной работы со скоростью вращения, которая по меньшей мере на 10% ниже расчетной скорости вращения газотурбинной установки. Она может быть выполнена с возможностью, например, работы в диапазоне между 20% и 85% скорости вращения. Расчетной скоростью вращения является скорость, с которой газотурбинная установка вращается, когда генератор синхронизирован с электрической сетью.
Согласно другому варианту вал, лопасти и лопатки компрессора и турбины выполнены освобожденными для рабочего диапазона от собственных частот первого порядка, при скорости вращения, которая по меньшей мере на 10% ниже расчетной скорости вращения газа. Рабочий диапазон может быть, например, в диапазоне скорости вращения между 20% и 85% скорости вращения. Частотный диапазон рабочего диапазона может быть намного меньше указанного диапазона. Например, он составляет только ±1% скорости вращения. Указанная конструкция обеспечивает непрерывную работу при сниженной скорости вращения. Предпочтительно, диапазон является большим, например, ±5-10% или более.
Для улучшения оперативной гибкости в процессе работы в резервном режиме вал, также лопасти и лопатки компрессора и турбины выполнены освобожденными по меньшей мере от собственных частот первого и второго порядка для рабочего диапазона по меньшей мере ±2% скорости вращения вблизи рабочей точки со скоростью вращения, которая по меньшей мере на 10% ниже расчетной скорости вращения газотурбинной установки согласно еще другому примерному варианту.
Рассмотренный способ, а также рассмотренная газотурбинная установка обеспечивают работу газотурбинной установки со стабильным пламенем с низкими выбросами в компрессоре при сниженной скорости вращения относительно синхронизированной скорости вращения. Поэтому потребление топлива может быть снижено относительно холостого хода или работы с низкой нагрузкой при синхронизированной скорости вращения при еще сохранении низких выбросов. Как следствие, в данном варианте работа возможна и экономична в течение увеличенного периода времени.
Кроме того, сниженное потребление топлива может быть реализовано, еще с сохранением низких выбросов и достижением температур на выпуске турбины, которые являются подходящими для поддержания объединенного цикла при рабочих температурах, которые обеспечивают быстрое нагружение энергоустановки объединенного цикла, содержащей паровую турбину.
Кроме того, сниженное потребление топлива может быть реализовано, еще с сохранением низких выбросов и достижением температур на выпуске турбины и массового расхода на выпуске, которые являются подходящими для прогона объединенного цикла при минимальной нагрузке, требуемой для обеспечения собственного потребления и любой собственной нагрузки, требуемой для конкретного участка.
Вышеописанная газотурбинная установка может быть газотурбинной установкой одноступенчатого сгорания или газотурбинной установкой последовательного сгорания, что известно, например, из ЕР 0620363 В1 или ЕР 0718470 А2. Рассмотренный способ может быть применим к газотурбинной установке одноступенчатого сгорания или газотурбинной установке последовательного сгорания.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Настоящее изобретение, его природа, а также его преимущества будут описаны более подробно ниже посредством прилагающихся чертежей. Что касается чертежей, то:
на фиг. 1 показан пример газотурбинной установки согласно настоящему изобретению,
на фиг. 2 показан пример воздействия давления на выбросы NOx в газотурбинной установке.
ОПИСАНИЕ НАИБОЛЕЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Одинаковые или функционально идентичные элементы имеют одинаковые обозначения ниже. Указанные значения и размерные показатели являются только примерными значениями и не представляют никакого ограничения изобретения такими размерами.
Пример энергоустановки для осуществления предложенного способа содержит традиционную энергоустановку объединенного цикла (ЭУОЦ, combined cycle power plant - CCPP).
Типичное устройство показано на фиг. 1. К газотурбинной установке 6 подают впускной газ 3 компрессора и топливо 5. Впускной газ 3 компрессора сжимается вращающимися лопастями 39 и лопатками 38 в компрессоре 1. Сжатый газ используется для сжигания топлива 5 в камере сгорания 4, и сжатые горячие газы расширяются в турбине 7. В процессе расширения в турбине 7 сжатый горячий горючий газ направляется турбинными лопатками 40 и вынуждает турбинные лопасти 41 подавать механическую энергию. Компрессор и турбина расположены на одном валу 31. Генератор 25 также механически соединен с валом 31. Между газотурбинной установкой 6 и генератором 25 может быть расположено зубчатое зацепление (не показано).
В данном примере горячий выхлопной газ 8 газотурбинной установки (также называемый топочным газом) проходит через паровой генератор 9 извлечения тепла (ГИТП, heat recovery steam generator - HRSG), который генерирует свежий пар 30 для паровой турбины 13. Паровая турбина 13 либо расположена в одновальной конфигурации с газотурбинной установкой 6 и первым генератором 25, либо, как показано здесь, расположена в многовальной конфигурации для приведения в действие второго генератора 26. Водяной пар, выходящий из паровой турбины 13, направляется в конденсатор 14 и возвращается в ГИТП 9. Паровой цикл упрощен и показан схематически без различных уровней давления пара, насосов питательной воды и т.д., т.к. они не являются предметом изобретения.
Различные возможности увеличения температуры впускного газа компрессора показаны на фиг. 1. Впускной газ 3 компрессора может быть нагрет теплообменом в предварительном нагревателе 36 воздуха перед поступлением в компрессор 1. Он также может быть нагрет смешиванием отбираемого воздуха 16 компрессора с впускным газом компрессора. Впускной газ нагревается в процессе сжатия в компрессоре 1. Путем регулирования потока отбираемого воздуха контрольным клапаном 17 отбираемого воздуха может регулироваться температура впускного газа компрессора. Отбираемый воздух компрессора может отбираться на выпуске компрессора или от промежуточного положения компрессора 1. Температура впускного газа 3 компрессора может регулироваться или контролироваться рециркуляцией топочного газа. Подвергнутый рециркуляции топочный газ 21 топочных газов из ГИТП 19 подвергают рециркуляции на впуск компрессора 1 газотурбинной установки 6, где он смешивается с окружающим воздухом 2. Подвергнутый рециркуляции топочный газ 21 может быть охлажден в устройстве 27 повторного охлаждения подвергнутого рециркуляции топочного газа перед смешиванием с окружающим воздухом 2. Температура впускного газа 3 компрессора может регулироваться регулированием массового расхода подвергнутого рециркуляции топочного газа 21 и регулированием температуры, до которой подвергнутый рециркуляции топочный газ охлаждается в устройстве 27 повторного охлаждения подвергнутого рециркуляции топочного газа.
В случае рециркуляции топочного газа впускной газ 3 компрессора представляет собой смесь окружающего воздуха 2 и топочного газа, который подвергается рециркуляции по линии рециркуляции топочного газа. Остальной топочный газ 15 топочных газов из ГИТП 19 направляется в выпускную трубу 32 разделителем 29 топочного газа и сбрасывается в окружающую среду. Необязательно, установка 10 улавливания CO2 может быть установлена между разделителем 29 топочного газа и выпускной трубой 32. Указанная установка 10 улавливания CO2 может содержать устройство продува топочного газа, дополнительное устройство продува топочного газа и установку 10 улавливания CO2. В установке улавливания CO2 последний удаляется из топочного газа. Оставшийся топочный газ может быть выпущен в атмосферу, а CO2 может быть сжат для транспортирования и хранения. Имеются несколько известных технологий удаления CO2 из топочного газа, такие как абсорбция, адсорбция, мембранная сепарация и криогенная сепарация.
Кроме того, устройство 11 продува топочного газа с изменяемой скоростью вращения для рециркуляции устанавливается ниже по потоку от устройства 27 охлаждения подвергнутого рециркуляции топочного газа перед смешиванием подвергнутого рециркуляции первого частичного потока 21 топочного газа с окружающим воздухом 2.
Регулирование массового расхода в камере 4 сгорания является одним из главных параметров регулирования сгорания. Поскольку массовый расход на впуске компрессора обратно пропорционален температуре на впуске, массовый расход в камере сгорания может непрямо регулироваться регулирование температуры на впуске компрессора средствами, рассмотренными выше. Массовый расход 3 на впуске компрессора может непосредственно регулироваться регулированием регулируемых впускных направляющих лопаток 34 (РВНЛ, variable inlet guide vanes - VIGV) или регулированием скорости вращения вала 31, и поэтому регулируя массовый расход в камере 4 сгорания. Кроме того, массовый расход в камере сгорания может регулироваться регулированием продувки 18 компрессора и/или отбираемого воздуха 16 компрессора.
Регулирование температуры горячего газа в камере 4 сгорания является одним из главных параметров регулирования сгорания. Температура горячего газа может регулироваться регулированием массового расхода 5 топлива в камере 4 сгорания или регулированием топливно-воздушного отношения. Кроме того, она может регулироваться регулированием температуры на впуске камеры сгорания. Локальная температура горячего газа может регулироваться модулированием пространственного распределения температуры пламени, например, изменением соотношения ступеней (для ступенчатых камер сгорания/горелок) или переключением ступеней в группах горелок (не показано).
Давление в камере 4 сгорания является другим главным параметром, который влияет на сгорание и, в частности, на образование NOx. Давление в камере 4 сгорания может регулироваться объединенным регулированием массового расхода камеры сгорания и температуры на впуске турбины.
Первый генератор 25 может быть соединен с электрической сетью 33 посредством статического частотного преобразователя 24 (СЧП, static frequency converter - SFC) и переключателя энергии для СЧП 28 с подачей крутящего момента на вал 31 и поэтому регулированием скорости вращения вала 31. Обычно напряжение электрической сети 33 выше выходного, соответственно, напряжения на впуске генератора 25; поэтому генератор может быть соединен с сетью через повышающий трансформатор 23. СЧП 24 может регулировать привод генератора как двигателя, использующего электроэнергию от электрической сети 33, и работу генератора с выработкой электроэнергии, преобразованием ее в частоту сети и подачей энергии в электрическую сеть 33.
Для работы под нагрузкой, когда генератор 25 синхронизирован с электрической сетью 33, переключатель энергии для СЧП 28 генератора включается, и генератор 25 соединяется с сетью через генератор-прерыватель 42. Питание генератора и вспомогательное оборудование не показано, т.к. они не являются частью изобретения.
В показанном примере паровая турбина 13 соединена с электрической сетью 33 через генератор-прерыватель 44 паровой турбины и повышающий трансформатор 43.
Регулирование выхлопного газа газотурбинной установки является полезным, поскольку температура водяного пара, генерированного в ГИТП 9, зависит от температуры выхлопного газа. Для работы паровой турбины 13 должна поддерживаться минимальная температура пара, и необходимо избегать быстрых градиентов температуры. Температура на выпуске может регулироваться регулированием температуры на впуске турбины или температуры горячего газа, или отношения давления в турбине 7, что само зависит от массового расхода турбины или массового расхода на выпуске камеры сгорания и температуры на впуске турбины.
Если температура на выпуске турбины является слишком низкой для производства водяного пара с достаточно высокой температурой, температура топочного газа, поступающего в ГИТП 9, может быть увеличена дополнительным сжиганием топлива 35 в дополнительной топке 37.
Одной важной характеристикой предложенного способа является работа газотурбинной установки 6 с очень низким давлением горения для снижения выбросов NOx в процессе работы в резервном режиме. Выбросы NOx показаны в зависимости от температуры, т.е. отношение исходной температуры TREF к температуре Т горячего газа, на фиг. 2 для двух различных давлений p1, р2 горения, где р2 ниже p1. На фиг. 2 ясно показано, что выбросы NOx могут быть снижены при высоких температурах Т горения или низком TREF/T при снижении давления горения.
Для специалистов в данной области техники следует отметить, что настоящее изобретение может быть осуществлено в других специальных формах без отступления от сущности или его существенных характеристик. Рассмотренные в настоящее время варианты считаются поэтому во всех отношениях иллюстративными, но не ограничивающими.
СПИСОК ссылочных позиций
1 - Компрессор
2 - Окружающий воздух
3 - Впускной газ компрессора
4 - Камера сгорания
5 - Топливо
6 - Газотурбинная установка (ГТ)
7 - Турбина
8 - Выхлопной газ
9 - ГИТП (генератор извлечения тепла пара)
10 - Система улавливания CO2 (необязательная)
11 - Устройство продувки топочного газа для подвергнутого рециркуляции топочного газа
12 - Питающая вода
13 - Паровая турбина
14 - Конденсатор
15 - Топочный газ (в окружающую среду)
16 - Отбираемый воздух компрессора
17 - Контрольный клапан отбираемого воздуха компрессора
18 - Продувка компрессора
19 - Топочный газ из ГИТП
20 - Контрольный клапан продувки к выпускной трубе газотурбинной установки
21 - Подвергнутый рециркуляции топочный газ
22 - Контрольный клапан продувки к глушителю
23 - Повышающий трансформатор
24 - Статический частотный преобразователь (СЧП)
25 - Первый генератор
26 - Второй генератор
27 - Устройство повторного охлаждения подвергнутого рециркуляции топочного газа
28 - Переключатель мощности для СЧП
29 - Разделитель топочного газа
30 - Свежий пар
31 - Вал
32 - Вытяжная труба
33 - Электрическая сеть
34 - Регулируемые впускные направляющие лопатки
35 - Дополнительное топливо
36 - Предварительный нагреватель воздуха
37 - Дополнительная топка
38 - Лопатка компрессора
39 - Лопасть компрессора
40 - Лопатка турбины
41 - Лопасть турбины
42 - Генератор-прерыватель
43 - Повышающий трансформатор паровой турбины
44 - Генератор-прерыватель паровой турбины
ЭУОЦ (ССРР) - Энергоустановка объединенного цикла
TREF - исходная температура горячего газа
Т - температура горячего газа

Claims (13)

1. Способ работы энергоустановки с одновальной газотурбинной установкой (6), содержащей компрессор (1), который создает давление впускного воздуха (3), который смешивается с топливом (5) и воспламеняется для производства горючих газов в камере (4) сгорания, турбину (7), которая извлекает энергию из горячих газов, выходящих из камеры (4) сгорания, один вал (31), соединяющий компрессор (1) с турбиной (7), и первый генератор (25), который механически соединен с валом (31) газотурбинной установкой (6) с фиксированным передаточным отношением, отличающийся тем, что осуществляют работу газотурбинной установки (6) с постоянной скоростью вращения, которая является по меньшей мере на 10% ниже скорости вращения, с которой газотурбинная установка (6) вращается, когда первый генератор (25) синхронизирован с электрической сетью (33).
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что осуществляют работу газотурбинной установки (6) со скоростью вращения между 20% и 85% скорости вращения, когда первый генератор (25) синхронизирован с электрической сетью (33).
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что управляют скоростью вращения газотурбинной установки по меньшей мере одним из следующего:
прикладывают крутящий момент к валу (31) первым генератором (25), который управляется статическим частотным преобразователем (24),
регулируют регулируемые впускные направляющие лопатки (34),
регулируют температуру впускного воздуха (3) компрессора,
регулируют положение продувочного контрольного клапана (20, 22).
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что осуществляют работу первого генератора (25) для подачи энергии в электрическую сеть (33) посредством статического частотного преобразователя (24).
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что осуществляют работу первого генератора (25) для подачи положительного крутящего момента на вал (31) для приведения в действие газотурбинной установки (6) посредством частотного преобразователя (24).
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что газотурбинная установка (6) вместе с паровой турбиной (13) расположены на одном валу, и энергия паровой турбины используется для приведения в действие газотурбинной установки (6).
7. Способ п. 1, отличающийся тем, что увеличивают температуру впускного газа (3) компрессора относительно температуры окружающего воздуха (2).
8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что температуру впускного газа (3) компрессора увеличивают по меньшей мере одним из следующего:
примешивают отбираемый воздух (16) компрессора к впускному газу (3) компрессора,
нагревают впускной газ (3) посредством теплообмена в предварительном нагревателе (36) воздуха,
примешивают подвергнутый рециркуляции топочный газ (21) к впускным газам (3) компрессора.
9. Способ п. 1, отличающийся тем, что выбросы газотурбинной установки регулируют по меньшей мере одним из следующего:
регулируют регулируемые впускные направляющие лопатки (34),
регулируют положение продувочного клапана (20, 22),
регулируют скорость газотурбинной установки (6),
регулируют температуру впускного газа (3) компрессора,
модулируют пространственное распределение температуры пламени регулированием ступенчатого отношения для ступенчатых горелок или подачей топлива к отдельным горелкам.
10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что температуру на выпуске газотурбинной установки регулируют по меньшей мере одним из следующего:
регулируют регулируемые впускные направляющие лопатки (34),
регулируют температуру впускного газа (3) компрессора,
регулируют продувочный контрольный клапан (20, 22),
регулируют скорость газотурбинной установки (6),
регулируют температуру впускного газа (3) компрессора.
11. Способ работы энергоустановки, содержащей одновальную газотурбинную установку (6) с компрессором (1), который создает давление впускного воздуха (3), который смешивается с топливом (5) и воспламеняется для производства горючих газов в камере сгорания (4), турбину (7), которая извлекает энергию из горячих газов, выходящих из камеры сгорания (4), один вал (31), соединяющий компрессор (1) и турбину (7), и первый генератор (25), который механически соединен с валом (31) газотурбинной установки (6) с фиксированным передаточным отношением, отличающийся тем, что осуществляют работу камеры сгорания (4) в режиме предварительного смешивания в процессе работы с постоянной скоростью вращения, которая ниже скорости вращения, с которой вращается газотурбинная установка (6), когда первый генератор (25) синхронизирован с электрической сетью (33), и осуществляют работу камеры сгорания (4) с диффузионным пламенем или в режиме предварительного смешивания с диффузионным пламенем для стабилизации при прогоне до холостого хода, при холостом ходе и при низкой неполной нагрузке, и осуществляют работу камеры сгорания (4) в режиме предварительного смешивания для работы с базовой нагрузкой и с высокой неполной нагрузкой.
12. Энергоустановка, содержащая одновальную газотурбинную установку (6) с компрессором (1), камеру сгорания (4), турбину (7), один вал (31), соединяющий компрессор (1) и турбину (7), и первый генератор (25), который механически соединен с валом (31) газотурбинной установки (6) с фиксированным передаточным отношением, отличающаяся тем, что газотурбинная установка (6) выполнена с возможностью непрерывной работы с камерой сгорания, воспламеняющейся с постоянной скоростью вращения, которая является по меньшей мере на 10% ниже расчетной скорости вращения газотурбинной установки (6), при этом
вал (31), а также лопасти и лопатки компрессора (1) и газотурбинной установки (7) выполнены для рабочего диапазона, свободного от собственных частот первого порядка, при скорости вращения, которая является по меньшей мере на 10% ниже расчетной скорости вращения газотурбинной установки (6).
13. Энергоустановка по п. 12, отличающаяся тем, что вал (31) и лопасти и лопатки компрессора (1) и турбины (7) выполнены освобожденными по меньшей мере от собственных частот первого и второго порядка для рабочего диапазона по меньшей мере ±2% скорости вращения вблизи рабочей точки со скоростью вращения, которая является по меньшей мере на 10% ниже расчетной скорости вращения газотурбинной установки (6).
RU2013129550/06A 2012-06-28 2013-06-27 Способ работы энергоустановки в резервном режиме (варианты) и энергоустановка RU2562686C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP12004854.1 2012-06-28
EP12004854.1A EP2679786A1 (en) 2012-06-28 2012-06-28 Stand-by operation of a gas turbine

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2013129550A RU2013129550A (ru) 2015-01-10
RU2562686C2 true RU2562686C2 (ru) 2015-09-10

Family

ID=46466071

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013129550/06A RU2562686C2 (ru) 2012-06-28 2013-06-27 Способ работы энергоустановки в резервном режиме (варианты) и энергоустановка

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20140000270A1 (ru)
EP (1) EP2679786A1 (ru)
KR (1) KR101588209B1 (ru)
CN (1) CN103527320B (ru)
RU (1) RU2562686C2 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2628851C1 (ru) * 2016-10-25 2017-08-22 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский университет "МЭИ" (ФГБОУ ВО "НИУ "МЭИ") Газотурбинная установка
RU2637345C1 (ru) * 2017-03-16 2017-12-04 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский университет "МЭИ" (ФГБОУ ВО "НИУ "МЭИ") Устройство управления теплосиловой установкой

Families Citing this family (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9297316B2 (en) * 2011-11-23 2016-03-29 General Electric Company Method and apparatus for optimizing the operation of a turbine system under flexible loads
KR20160009741A (ko) * 2014-07-16 2016-01-27 (주)이미지스테크놀로지 착용형 제어장치 및 이를 위한 인증 및 페어링 방법
US9847640B2 (en) * 2014-07-31 2017-12-19 General Electric Company Synchronous condenser
CN104124687A (zh) * 2014-08-08 2014-10-29 南京南瑞继保电气有限公司 一种双sfc系统拓扑结构
EP3061919B1 (en) * 2015-02-24 2017-11-22 Ansaldo Energia Switzerland AG A gas turbine arrangement and a method for operating the gas turbine arrangement
GB2536878A (en) * 2015-03-23 2016-10-05 Aurelia Turbines Oy Multi-spool gas turbine arrangement
GB2536876A (en) * 2015-03-23 2016-10-05 Aurelia Turbines Oy Two-spool gas turbine arrangement
US20190017443A1 (en) * 2016-08-02 2019-01-17 Rolls-Royce North American Technologies, Inc. Rapidly available electric power from a turbine-generator system having an auxiliary power source
EP3301268A1 (en) * 2016-09-29 2018-04-04 Siemens Aktiengesellschaft Power plant control in coordination with further energy sources, like renewable energy
US10280844B2 (en) * 2016-11-17 2019-05-07 General Electric Company Control systems for controlling power systems based on fuel consumption and related program products
NL2019940B1 (en) * 2017-11-20 2019-05-24 Micro Turbine Tech B V Micro gas turbine designed to limit heat losses therefrom
CN109026801B (zh) * 2018-07-20 2020-01-10 西安陕鼓动力股份有限公司 一种单轴离心压缩机组及低能耗操作方法
JP7206143B2 (ja) * 2019-03-28 2023-01-17 三菱重工業株式会社 １軸式ガスタービンの運転制御装置、運転制御方法及びプログラム
US11713723B2 (en) * 2019-05-15 2023-08-01 Pratt & Whitney Canada Corp. Method and system for operating an engine
CN111255575A (zh) * 2020-03-13 2020-06-09 东方日立(成都)电控设备有限公司 一种用于大容量燃气轮机的调速系统及调速方法
CN115142960A (zh) * 2022-05-25 2022-10-04 华电电力科学研究院有限公司 一种燃气轮机的启动方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU196486A1 (ru) * Решшровшш газотурешйой установки
SU1141211A1 (ru) * 1976-02-04 1985-02-23 Краснодарский политехнический институт Способ регулировани энерготехнологической установки
RU2344304C2 (ru) * 2003-07-02 2009-01-20 Мес Интернешнл, Инк. Система и способ генерирования электроэнергии

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4271664A (en) * 1977-07-21 1981-06-09 Hydragon Corporation Turbine engine with exhaust gas recirculation
US5402631A (en) 1991-05-10 1995-04-04 Praxair Technology, Inc. Integration of combustor-turbine units and integral-gear pressure processors
GB9122965D0 (en) * 1991-10-29 1991-12-18 Rolls Royce Plc Turbine engine control system
DE69421896T2 (de) 1993-12-22 2000-05-31 Siemens Westinghouse Power Umleitungsventil für die Brennkammer einer Gasturbine
FR2718902B1 (fr) * 1994-04-13 1996-05-24 Europ Gas Turbines Sa Ensemble turbine-générateur sans réducteur.
DE4446610A1 (de) 1994-12-24 1996-06-27 Abb Management Ag Verfahren zum Betrieb einer Gasturbogruppe
US6612112B2 (en) * 1998-12-08 2003-09-02 Capstone Turbine Corporation Transient turbine exhaust temperature control for a turbogenerator
KR20040004644A (ko) * 2001-05-25 2004-01-13 페블 베드 모듈러 리엑터(프로프라이어터리) 리미티드 브레이턴 사이클 개시 방법 및 원자력 발전소
US20040160061A1 (en) * 2003-01-31 2004-08-19 Capstone Turbine Corporation Gas-turbine engine with catalytic reactor
US6931856B2 (en) * 2003-09-12 2005-08-23 Mes International, Inc. Multi-spool turbogenerator system and control method
JP2006274868A (ja) * 2005-03-29 2006-10-12 Honda Motor Co Ltd ガスタービン発電機の運転制御装置
CN101657609B (zh) * 2007-02-14 2015-09-09 阿尔斯托姆科技有限公司 用于运行发电厂设备的方法
EP2122129B1 (de) * 2007-02-14 2018-04-11 General Electric Technology GmbH Kraftwerksanlage sowie verfahren zu deren betrieb
US7891192B2 (en) * 2007-08-28 2011-02-22 General Electric Company Gas turbine engine combustor assembly having integrated control valves
EP2071157B1 (de) * 2007-12-10 2014-01-15 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Regelung einer Gasturbine in einem Kraftwerk
WO2009118332A2 (de) * 2008-03-25 2009-10-01 Alstom Technology Ltd Kraftwerksanlage sowie verfahren zu deren betrieb
JP5221443B2 (ja) * 2009-05-08 2013-06-26 株式会社東芝 一軸型複合サイクル発電プラントの起動方法および一軸型複合サイクル発電プラント
CH702906A1 (de) * 2010-03-26 2011-09-30 Alstom Technology Ltd Verfahren zum betrieb eines integrierten solar-kombikraftwerks sowie solar-kombikraftwerk zur durchführung des verfahrens.

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU196486A1 (ru) * Решшровшш газотурешйой установки
SU1141211A1 (ru) * 1976-02-04 1985-02-23 Краснодарский политехнический институт Способ регулировани энерготехнологической установки
RU2344304C2 (ru) * 2003-07-02 2009-01-20 Мес Интернешнл, Инк. Система и способ генерирования электроэнергии

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2628851C1 (ru) * 2016-10-25 2017-08-22 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский университет "МЭИ" (ФГБОУ ВО "НИУ "МЭИ") Газотурбинная установка
RU2637345C1 (ru) * 2017-03-16 2017-12-04 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский университет "МЭИ" (ФГБОУ ВО "НИУ "МЭИ") Устройство управления теплосиловой установкой

Also Published As

Publication number Publication date
CN103527320B (zh) 2017-07-21
KR20140001773A (ko) 2014-01-07
RU2013129550A (ru) 2015-01-10
KR101588209B1 (ko) 2016-01-25
CN103527320A (zh) 2014-01-22
EP2679786A1 (en) 2014-01-01
US20140000270A1 (en) 2014-01-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2562686C2 (ru) Способ работы энергоустановки в резервном режиме (варианты) и энергоустановка
CA2531428C (en) Electrical power generation system and method
US6931856B2 (en) Multi-spool turbogenerator system and control method
JP4923014B2 (ja) ２軸式ガスタービン
US20100319359A1 (en) System and method for heating turbine fuel in a simple cycle plant
US8484975B2 (en) Apparatus and method for start-up of a power plant
US20140331686A1 (en) Gas turbine combined cycle system
JP5143060B2 (ja) ２軸ガスタービン
NO322002B1 (no) Fremgangsmåte og anordning for starting av utslippsfrie gassturbin-kraftstasjoner
US20110041504A1 (en) Method and system for increasing modified wobbe index control range
RU2535442C2 (ru) Способ эксплуатации комбинированной электростанции
US20060272334A1 (en) Practical method for improving the efficiency of cogeneration system
US20060087294A1 (en) Gas turbine apparatus
US9464576B2 (en) System and method for operating a power plant
WO2018106991A1 (en) Air logic control for auxiliary air injection system
EP2423461A2 (en) Systems Involving Hybrid Power Plants
JP5422747B2 (ja) 太陽熱利用コンバインドサイクルプラント
US20210062677A1 (en) A method for starting up a gas turbine engine of a combined cycle power plant
RU2528214C2 (ru) Когенерационная газотурбинная энергетическая установка
RU2767677C1 (ru) Способ уменьшения мощности газотурбинной установки ниже её допустимого нижнего предела регулировочного диапазона
RU83544U1 (ru) Газотурбинная установка
RU2094637C1 (ru) Способ работы газотурбинной установки для теплоэлектроцентрали и устройство для его осуществления
Ol’khovskii et al. Testing of power-generating gas-turbine plants at Russian electric power stations
MXPA06000078A (en) Electrical power generation system and method
GB2512512A (en) Apparatus for generating heat and electricity

Legal Events

Date Code Title Description
PD4A Correction of name of patent owner
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20170426

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20180628