RU2585891C2 - Контроль состава газа в газотурбинной электростанции с рециркуляцией отработавших газов - Google Patents

Контроль состава газа в газотурбинной электростанции с рециркуляцией отработавших газов Download PDF

Info

Publication number
RU2585891C2
RU2585891C2 RU2014129872/02A RU2014129872A RU2585891C2 RU 2585891 C2 RU2585891 C2 RU 2585891C2 RU 2014129872/02 A RU2014129872/02 A RU 2014129872/02A RU 2014129872 A RU2014129872 A RU 2014129872A RU 2585891 C2 RU2585891 C2 RU 2585891C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
concentration
control
exhaust gas
gas turbine
Prior art date
Application number
RU2014129872/02A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2014129872A (ru
Inventor
Михаэль ХЕФЕЛЬ
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 RU2014129872A publication Critical patent/RU2014129872A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2585891C2 publication Critical patent/RU2585891C2/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
    • F02C3/34—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid with recycling of part of the working fluid, i.e. semi-closed cycles with combustion products in the closed part of the cycle
    • 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
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
    • 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
    • F02C9/16—Control of working fluid flow
    • 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
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/70—Application in combination with
    • F05D2220/72—Application in combination with a steam turbine
    • 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу управления рециркуляцией отработавших газов газотурбинной электростанции (38) и к газотурбинной электростанции для осуществления способа. Упомянутая газотурбинная электростанция (38) содержит газовую турбину (6), контроллер (39), парогенератор (9) с рекуперацией тепла и делитель (29) отработавших газов, который разделяет отработавшие газы (8, 19) газотурбинной электростанции на первый частичный поток (21) отработавших газов для рециркуляции во всасываемый поток газовой турбины (6) и на второй частичный поток (20, 24) отработавших газов для выброса в окружающую среду, и элемент (11, 29) управления для управления первым потоком (21) отработавших газов и вторичный охладитель (27) отработавших газов. Заданную концентрацию одного компонента (Сс) определяют из заданного значения концентрации одного компонента (Ccl) газа из контура управления для рабочей переменной, относящейся к горению в газовой турбине (6), значения упреждающего управления заданной концентрацией компонента газа (Cmap) и значения коррекции заданной концентрации (Ccor) компонента газа, получаемого с помощью схемы обратной связи. Контроллер (39) упомянутой газотурбинной электростанции (38) содержит три уровня контроллера для определения заданной концентрации (Сс) одного компонента, где первый уровень контроллера содержит замкнутый контур управления для заданной концентрации (Сс) одного компонента, второй уровень контроллера содержит упреждающее управление для заданной концентрации (Сс) одного компонента, и третий уровень контроллера содержит цепь обратной связи, посредством которой заданные значения упреждающего управления корректируются в соответствии фактическим рабочим поведением газотурбинной электростанции. Обеспечивается надежная защита работы упомянутой газотурбинной электростанции за счет управления содержанием по меньшей мере одного компонента рабочей среды. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Настоящее изобретение относится к способу работы газотурбинной электростанции с рециркуляцией отработавших газов и к газотурбинной электростанции для осуществления способа.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Рециркуляция отработавших газов представляет собой технологию, которую можно, по существу, использовать для очень широкого диапазона применений в газовых турбинах. Таким образом, например, предполагается использовать рециркуляцию отработавших газов для уменьшения выбросов NOx (выбросов оксидов азота) или для уменьшения потока отработавших газов, которые необходимо выбрасывать. При циркуляции отработавших газов газовой турбины значительная часть отработавших газов отводится из общего потока отработавших газов и обычно после охлаждения и очистки подается во входной массовый поток газовой турбины или компрессора, причем рециркулируемый поток отработавших газов смешивается со свежим воздухом, и эта смесь подается в компрессор.
Посредством рециркуляции отработавших газов можно преимущественно увеличить концентрацию диоксида углерода в отработавших газах и, следовательно, уменьшить потери мощности и потери эффективности электростанций, которые имеют удаление диоксида углерода.
Рециркуляция отработавших газов также была предложена с целью уменьшения концентрации кислорода во всасываемых газах газовых турбин для того, чтобы уменьшить тем самым выбросы NOx.
Способ управления рециркулируемым потоком отработавших газов турбомашины, который рециркулирует во впускное отверстие турбомашины через систему рециркуляции отработавших газов, описан, например, в патенте США №7536252 В1. В этом способе концентрацию одного компонента потока отработавших газов регулируют путем изменения коэффициента рециркуляции отработавших газов. В данном случае коэффициент рециркуляции отработавших газов определяется как отношение рециркулируемого потока отработавших газов к входному потоку турбомашины.
Из-за большого объема линий для отработавших газов, котлов-утилизаторов, линий рециркуляции и трубопроводной арматуры в системе отработавших газов простая система управления с обратной связью является медленной и неточной.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Задача настоящего раскрытия состоит в том, чтобы выполнить способ надежной работы газотурбинной электростанции с рециркуляцией отработавших газов, в котором управляют содержанием, по меньшей мере, одного компонента рабочей среды. Кроме того, данное раскрытие относится к газотурбинной электростанции, которая подходит для выполнения этого способа.
Кроме того, газотурбинная электростанция с рециркуляцией отработавших газов содержит газовую турбину, парогенератор с рекуперацией тепла и делитель отработавших газов, который делит отработавшие газы газотурбинной электростанции на первый поток отработавших газов для рециркуляции во всасываемый поток газовой турбины и на второй поток отработавших газов для выброса в окружающую среду, и вторичный охладитель отработавших газов. Непосредственно газовая турбина содержит компрессор, типично с регулируемыми направляющими лопатками компрессора, одну или несколько камер сгорания и одну или несколько турбин. Делитель отработавших газов служит в качестве элемента управления для управления первым потоком отработавших газов, или элемент управления выполнен в линии рециркуляции, через которую рециркулируемые отработавшие газы подают в компрессор газовой турбины. Элемент управления для управления потоком рециркуляции может представлять собой, например, заслонку или клапан. Однако он может также представлять, например, регулируемый нагнетатель.
Согласно одному варианту осуществления способа работы газотурбинной электростанции с рециркуляцией отработавших газов, заданную концентрацию одного компонента входного газа и/или отработавшего газа газовой турбины определяют на первом этапе в соответствии с условиями работы газовой турбины. На втором этапе регулируют положение элемента управления в соответствии с заданным/фактическим отклонением концентрации компонента. В данном случае заданную концентрацию одного компонента определяют из заданного значения замкнутого контура управления для релевантной рабочей переменной процесса сгорания в камере сгорания газовой турбины, значения упреждающего управления заданной концентрацией и значения коррекции заданной концентрации.
"Входной газ" означает газ, который используется в процессе работы газовой турбины перед сгоранием. На практике, например, входной газ компрессора можно использовать в качестве входного газа, и управление можно выполнить посредством вышеуказанного состава газа. Если текучая среда, например вода для промежуточного охлаждения и форсированного наддува, не вводится в компрессор, состав газа в компрессоре не изменяется. Если текучая среда подается в компрессор, изменение в составе газа можно определить посредством баланса массы. В качестве альтернативы входному газу компрессора можно использовать, например, концентрацию одного компонента потока охлаждающего воздуха, выходящего из компрессора, или выходной поток компрессора.
"Выходной газ" означает газ, который используется в процессе работы газовой турбины после сгорания. На практике, например, отработавший газ можно использовать в качестве выходного газа, и управление можно выполнить посредством вышеуказанного состава газа. Если текучая среда, например просачивающийся поток из пароохладителя или охлаждающий воздух, отводимый после процесса сгорания, вводится в турбину, то отсутствует изменение в составе газа в турбине. Если текучая среда подается, то изменение в составе газа можно определить, при необходимости, посредством баланса массы. В качестве альтернативы отработавшему газу можно использовать концентрацию одного компонента горячих газов на выходе камеры сгорания.
Концентрацией одного компонента входного газа и/или выходного газа газовой турбины управляют для того, чтобы сохранить, по меньшей мере, одну рабочую переменную, относящуюся к сгоранию в заданном диапазоне, например, допустимом или оптимальном диапазоне. В одном варианте осуществления заданную концентрацию одного компонента входного газа и/или выходного газа газовой турбины определяют в замкнутом контуре управления в соответствии с управлением нагрузкой газовой турбины, пульсацией давления в камере сгорания, выбросами NOx, несгоревшими углеводородами (UHC), измеренной концентрацией одного компонента входного газа и/или выходного газа газовой турбины или отношением углерода к водороду в топливе. В этом случае одним компонентом является, например, кислород или диоксид углерода.
В дополнение к прямому управлению посредством заслонки, клапана или регулируемого нагнетателя в рециркуляционных линиях или каналах, потоком рециркуляции можно также управлять опосредованно. Например, элемент управления, то есть, например, клапан, заслонка или нагнетатель, посредством которых оказывается давление на делитель отработавших газов, можно выполнить в расположенной ниже по потоку линии отработавших газов делителя отработавших газов. Рециркулируемый поток отработавших газов увеличивается в зависимости от давления на делителе отработавших газов и им можно управлять опосредованно с помощью делителя отработавших газов.
Концентрацией одного компонента входного газа или выходного газа газовой турбины можно управлять посредством замкнутого контура управления. Однако благодаря большим объемам и нерабочим периодам времени всасывающих линий, линий отработавших газов, линий рециркуляции и котла-утилизатора это управление с обратной связью является медленным, относительно неточным и требует большого запаса надежности.
Цель управления концентрацией одного компонента обычно состоит в том, чтобы получить эту концентрацию приблизительно равной или по возможности равной заданному значению, при котором процесс протекает особенно преимущественным образом.
В случае рециркуляции отработавших газов для снижения, например, NOx, концентрацией кислорода во входных газах или остаточной концентрацией кислорода выходных газов следует управлять по возможности точно. С другой стороны, избыточная концентрация кислорода означает, что падает положительный эффект рециркуляции, то есть высокая концентрация кислорода обеспечивает локально интенсивное горение и приводит к пикам температуры и, следовательно, к увеличению выбросов NOx из газовой турбины. С другой стороны, существует риск, в случае чрезвычайно низкой концентрации кислорода, неполного сгорания, что приводит к высоким выбросам СО (монооксида углерода) и выбросам UHC (несгоревших углеводородов).
В случае рециркуляции отработавших газов в процессе удаления CO2 (диоксида углерода) из отработавших газов, существует необходимость, с одной стороны, сохранять концентрацию CO2 в отработавших газах высокой насколько это возможно для того, чтобы обеспечить эффективный процесс удаления. С другой стороны, концентрация кислорода во всасываемых газах падает с увеличением концентрации CO2, и это может привести, в свою очередь, к неполному сгоранию.
Поэтому для хорошего протекания процесса предпочтительно следовать заданной переменной быстро и точно насколько это возможно. С этой целью и в зависимости от рабочих условий газовой турбины и от переходных изменений рабочих условий газовой турбины, контур управления, в котором сформирована заданная переменная, дополняется формированием значения упреждающего управления заданной переменной. Значения упреждающего управления представляют собой результат вычислений, моделирований или испытаний и были определены для конкретных рабочих условий или переходных изменений. Однако на практике поведение системы отклоняется от моделей или идеальных вычислений, и поэтому упреждающее управление обычно не приводит непосредственно к оптимальным результатам. Для того чтобы адаптировать упреждающее управление к фактическим результатам в системе и адаптировать ее поведение, определяют также третье значение - значение коррекции заданной переменной.
Заданная концентрация компонента определяется из трех значений, то есть заданной концентрации контура управления, заданной концентрации упреждающего управления и значения коррекции заданной концентрации.
Как правило, заданная концентрация представляет собой просто сумму заданной концентрации контура управления, заданной концентрации упреждающего управления и значения коррекции заданной концентрации.
Однако заданную концентрацию можно также определить, например, как среднее значение или как средневзвешенные значения.
В другом варианте осуществления способа заданное значение элемента управления определяется из заданного значения замкнутого контура управления для элемента управления, значения упреждающего управления заданным значением элемента управления и значения коррекции заданного значения элемента управления. Заданное значение элемента управления может представлять собой, например, положение заслонки или клапана. При использовании регулируемого нагнетателя можно регулировать скорость вращения или положение направляющей лопатки нагнетателя этого вида.
В другом варианте осуществления способа заданное значение элемента управления определяют в замкнутом контуре управления в соответствии, по меньшей мере, с одной из следующих измеренных переменных: коэффициент рециркуляции отработавших газов, массовый расход всасывания компрессора, массовый расход свежего воздуха, массовый расход отработавших газов, концентрация одного компонента входного газа и/или выходного газа газовой турбины.
В одном варианте осуществления способа значения упреждающего управления и/или значения коррекции сохраняются для дискретных значений в одной или более матрицах, и между этими значениями выполняется интерполяция.
Более того, можно предварительно определить рабочие характеристики для упреждающего управления заданной концентрацией. Для адаптации к фактической системе и ее рабочим условиям эти рабочие характеристики можно адаптировать с помощью значения коррекции заданной концентрации.
Соответственно, можно предварительно определить рабочую характеристику для упреждающего управления заданной концентрацией элемента управления и можно осуществить сдвиг этой рабочей характеристики на значение коррекции заданного значения.
В дополнение к простому сдвигу, другой вариант осуществления точно определяет, что крутизна рабочей характеристики для упреждающего управления заданной концентрацией и/или заданным значением элемента управления адаптирован посредством значения коррекции заданной концентрации и/или значения коррекции заданного значения.
В еще одном варианте осуществления форма рабочей характеристики для упреждающего управления заданной концентрацией и/или заданным значением элемента управления адаптирована посредством значения коррекции заданной концентрации и/или значения коррекции заданного значения.
В одном варианте осуществления способа, который используется, например, для управления сгоранием при низкой концентрации NOx, концентрация кислорода входного газа, выходного газа газовой турбины или концентрация кислорода входного газа и концентрация кислорода выходного газа газовой турбины используются в качестве управляемой переменной.
В одном варианте осуществления способа, который используется, например, при работе с последующим удалением CO2, концентрация CO2 входного газа, выходного газа газовой турбины или концентрация CO2 входного газа и концентрация CO2 выходного газа газовой турбины используются в качестве управляемой переменной.
Поскольку концентрация CO2 приблизительно обратно пропорциональна концентрации кислорода, ее можно использовать практически взаимозаменяемо или в комбинации в целях управления.
Согласно другому варианту осуществления способа поток отработавших газов проходит через котел-утилизатор, в котором из него отбирают тепло, пригодное для использования.
Согласно одному варианту осуществления способа, к тому же, можно подать второй поток отработавших газов для выброса в окружающую среду в систему удаления диоксида углерода. В этой системе удаления диоксида углерода диоксид углерода отделяется от отработавших газов и удаляется для дальнейшего использования. Отработавший газ с низкой концентрацией диоксида углерода выбрасывается в окружающую среду.
В дополнение к способу предмет изобретения включает в себя газотурбинную электростанцию с рециркуляцией отработавших газов, которая содержит газовую турбину, имеющую, по меньшей мере, один датчик для измерения концентрации одного компонента входного газа и/или выходного газа газовой турбины, контроллер, парогенератор с рекуперацией тепла и делитель отработавших газов, который разделяет отработавшие газы газотурбинной электростанции на первый поток отработавших газов для рециркуляции во всасываемом потоке газовой турбины и на второй поток отработавших газов для выброса в окружающую среду, и элемент управления для управления первым потоком отработавших газов и вторичный охладитель отработавших газов. В данном случае газотурбинная электростанция характеризуется тем, что контроллер содержит три уровня контроллера для определения заданной концентрации одного компонента входного газа и/или отработавшего газа газовой турбины.
Согласно одному варианту осуществления, уровни контроллера представляют собой следующее:
1) замкнутый контур для заданной концентрации;
2) упреждающее управление для заданной концентрации; и
3) схема обратной связи, посредством которой заданные значения упреждающего управления корректируются в соответствии с фактическим рабочим поведением газотурбинной электростанции.
В одном варианте осуществления газотурбинной электростанции контроллер газотурбинной электростанции содержит блок для определения заданной концентрации и следующий блок для определения заданного положения элемента управления. В данном случае блок для определения заданного положения элемента управления соединен с выходным сигналом блока для определения заданной концентрации. Кроме того, газотурбинная электростанция содержит, по меньшей мере, одно измерение рабочего параметра газотурбинной электростанции. Более того, газотурбинная электростанция содержит измерение в режиме онлайн состава топлива, и это измерение подается в контроллер.
В другом варианте осуществления газотурбинной электростанции газотурбинная электростанция содержит измерение пульсаций в камере(ах) сгорания, которая соединена с контроллером.
Для осуществления хорошего упреждающего управления предпочтительно сохранять, по возможности, матрицу рабочих состояний в контроллере, охватывая при этом весь рабочий диапазон и возможные переходные изменения. В частности, необходимо предварительно определить целевые значения для различных условий окружающей среды, то есть температуру окружающей среды, давление окружающей среды, относительную атмосферную влажность, различные точки нагрузки, то есть холостой ход, частичную нагрузку или полную нагрузку. Кроме того, упреждающее управление преимущественно зависит от массового расхода на входе компрессора или от регулируемой входной лопатки, от температуры горячего газа, температуры на входе турбины или эквивалентной температуры, от состава выходного газа, состава рециркулируемых газов и состава газообразных продуктов сгорания.
В частности, для управления переходными изменениями необходимо принимать во внимание зависимость от градиентов нагрузки, то есть необходимо предварительно определить значения для обычно медленного градиента стандартной нагрузки, для быстрых градиентов нагрузки, для аварийного сброса с очень высоким градиентом и для частичного и полного отключения нагрузки. Более того, можно предварительно определить значение для работы в случае поддержки частоты.
Поскольку контроллер сравнивает точно определенную цель с фактическим поведением газовой турбины и компенсирует разность посредством значений коррекции, можно достичь быстрого и точного управления с относительно неточными измерениями, особенно трудными для измерения потоков всасываемых и отработавших газов. Кроме того, непрерывное сравнение между точно определенной целью и фактическим поведением газовой турбины позволяет обеспечить компенсацию эффектов старения, например уменьшение всасываемого компрессором потока из-за загрязнения.
Все объясненные преимущества можно использовать не только в соответствующим образом указанных комбинациях, но также в других комбинациях или по отдельности, не выходя за рамки настоящего изобретения. Например, вместо рециркуляции отработавших газов во всасываемый поток компрессора установка может иметь компрессор для свежего воздуха и компрессор для рециркулируемых отработавших газов, и свежие или рециркулируемые газы можно подавать в процесс, совершаемый только после сжатия или частичного сжатия.
Вместо измерения входных газов компрессора можно дополнительно использовать измерение в компрессоре или на выходе компрессора. Состав газа, как правило, остается неизменным в компрессоре до тех пор, пока в компрессор не будут введены вещества, например вода, для промежуточного охлаждения. Если дополнительные текучие среды подаются в компрессор помимо входного газа компрессора, состав на выходе можно аппроксимировать посредством баланса масс.
Различные контроллеры с замкнутым контуром, такие как двухпозиционные контроллеры, пропорциональные контроллеры, интегральные или IP-контроллеры, известны специалистам данной области техники для осуществления контуров управления для концентрации одного компонента и для осуществления элемента управления.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Ниже со ссылкой на чертежи описаны предпочтительные варианты осуществления изобретения, которые служат только для иллюстрации, и их не следует истолковывать как ограничивающие. На чертежах посредством примера показано:
фиг. 1 - схематичное изображение газотурбинной электростанции с рециркуляцией отработавших газов;
фиг. 2 - схематичное изображение газотурбинной электростанции, имеющей газовую турбину с последовательным сгоранием и рециркуляцией отработавших газов;
фиг. 3 - схематичное изображение газотурбинной электростанции, имеющей газовую турбину с рециркуляцией отработавших газов и систему удаления диоксида углерода;
фиг. 4 - иллюстративный контур управления в схематичной форме.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
На фиг. 1 показаны в схематичной форме основные элементы газотурбинной электростанции 38 согласно изобретению. Газовая турбина 6 содержит компрессор 1, и сжатый воздух для горения в ней подается в камеру 4 сгорания и используется там с топливом 5 для горения. Горячие газообразные продукты сгорания затем расширяются в турбине 7. Полезная энергия, вырабатываемая в турбине 7, затем преобразуется в электрическую энергию посредством первого генератора 25, размещенного, например, на одном и том же валу.
Для того чтобы обеспечить оптимальное использование энергии, которая все еще остается в горячих отработавших газах 8, выходящих из турбины 7, упомянутые отработавшие газы используются в парогенераторе 9 с рекуперацией тепла (HRSG) для получения острого пара 30 для паровой турбины 13 и для других систем. Полезная энергия, вырабатываемая в паровой турбине 13, преобразуется в электрическую энергию посредством второго генератора 26, размещенного, например, на одном и том же валу. В этом примере паровой контур изображен в упрощенной и только схематичной форме с конденсатором 14 и линией 16 подачи воды. Различные ступени давления, насосы питательной воды и т.д. не показаны, поскольку они не являются частью предмета изобретения.
Ниже по потоку относительно парогенератора 9 с рекуперацией тепла отработавшие газы из парогенератора 9 с рекуперацией тепла разделяются в делителе 29 отработавших газов на первый частичный поток 21 отработавших газов и второй частичный поток 20 отработавших газов. Первый частичный поток 21 отработавших газов рециркулируется во всасывающую линию газовой турбины 6 и смешивается там с окружающим воздухом 2. Второй частичный поток 20 отработавших газов, который не рециркулируется, выбрасывается в окружающую среду через воздухоотводную трубу 32. Чтобы устранить потери давления в линии отработавших газов, в качестве дополнительного средства управления разделением потоков отработавших газов можно, если требуется, предусмотреть нагнетатель 11 отработавших газов или регулируемый нагнетатель 11 отработавших газов.
При работе с рециркуляцией рециркулируемый поток 21 отработавших газов охлаждается до температуры, незначительно превышающей температуру окружающей среды (обычно выше на 5°С-20°С), во вторичном охладителе 27 отработавших газов, который можно снабдить конденсатором. Поджимающий компрессор или нагнетатель 11 отработавших газов для рециркулируемого потока 21 можно разместить ниже по потоку этого вторичного охладителя 27 отработавших газов. Рециркулируемый поток 21 отработавших газов смешивается с окружающим воздухом 2 перед подачей смеси в газовую турбину 6 в качестве всасываемого потока через вход 3 компрессора.
В показанном примере делитель 29 отработавших газов выполнен в виде элемента управления, который позволяет управлять массовым расходом рециркуляции или коэффициентом рециркуляции. Обмен данными относительно заданного и фактического положения делителя 29 отработавших газов с контроллером 39 происходит через сигнальную линию 28. В ходе измерения 40 можно определить условия на входе всасываемого окружающего воздуха 2, такие как температура, давление, влажность, массовый расход, состав воздуха и, в частности, концентрация кислорода или концентрация диоксида углерода. В ходе измерения 41 можно определить условия на входе входных газов 3 в компрессор 1, такие как температура, давление, влажность, массовый расход, состав воздуха и, в частности, концентрация кислорода или концентрация диоксида углерода.
В ходе измерений 42 и 43 можно определить условия на входе и на выходе камеры 4 сгорания, такие как количество, состав газа и, в частности, концентрация кислорода или концентрация диоксида углерода.
В ходе измерений 4 6-49 можно определить условия отработавших газов газовой турбины 6 и условия в различных потоках отработавших газов газовой турбины, такие как количество, состав газа и, в частности, концентрация кислорода и концентрация диоксида углерода.
Более того, в ходе измерений 50 можно определить пульсации в камере сгорания.
Измеренные значения поступают в контроллер 39 через сигнальную линию 37. Для ясности ни одна из обычных сигнальных линий, датчики и элемент управления не показаны, поскольку они не влияют на сущность изобретения. Однако в зависимости от варианта осуществления способа они необходимы для того, например, чтобы подтвердить или опосредованно определить измеренные значения посредством баланса массы или теплового баланса.
На первом этапе контроллер определяет заданную концентрацию Сс, по меньшей мере, для одного компонента входного газа 3 или потока 8 отработавших газов газовой турбины в соответствии с, по меньшей мере, одним из измеренных значений. На втором этапе контроллер определяет заданное значение для положения делителя 29 отработавших газов в соответствии с заданной концентрацией Сс.
Вместо абсолютного заданного положения контроллер может также определить изменение в заданном значении для положения делителя 29 отработавших газов и осуществить управление посредством относительных изменений. Более того, фактическое положение можно учитывать при определении заданного положения.
В примере на фиг. 1 показана газовая турбина 6 с одной камерой 4 сгорания. Изобретение также можно применять без ограничения к газовым турбинам с последовательным горением вида, известного, например, из патента ЕР 0718470. На фиг. 2 схематично показан пример газотурбинной электростанции 38 с рециркуляцией отработавших газов и последовательным горением. В случае данной газовой турбины первая камера 4 следует за турбиной 33 высокого давления. Во второй камере 34 сгорания большее количество топлива 5 подается в выходные газы турбины 33 высокого давления, которые частично расширяются, тем самым осуществляя работу, и сгорают. Горячие газы сгорания второй камеры 34 сгорания дополнительно расширяются в турбине 35 низкого давления, тем самым производя работу. Использование отработанного тепла и рециркуляция выполняются способом, аналогичным иллюстрированному варианту осуществления, показанному на фиг. 1. Для управления и отключения потока рециркуляции элемент 36 управления выполнен в дополнение к делителю 29 отработавших газов, который может представлять собой нерегулируемую конструкцию. Этот элемент 36 управления аналогичным образом подсоединен к контроллеру 39 с помощью сигнальных линий 28.
Условия на входе и на выходе первой камеры 4 сгорания можно определить в ходе измерений 42 и 43, и условия на входе и на выходе второй камеры 34 сгорания можно определить в ходе измерений 44 и 45. В дополнение к измерению 50 пульсаций для первой камеры сгорания показано измерение 51 пульсаций во второй камере сгорания.
Исходя из фиг. 1, на фиг. 3 дополнительно показана система 18 удаления диоксида углерода. Второй частичный поток 20 отработавших газов, который не рециркулируется, как правило, дополнительно охлаждают во вторичном охладителе 23 отработавших газов и подают в систему 18 удаления диоксида углерода. Отработавшие газы 22 с низким содержанием диоксида углерода выбрасываются из последней в окружающую среду через воздухоотводную трубу 32. Для того чтобы уменьшить потери давления в системе 18 удаления диоксида углерода и газовой линии отработавших газов, можно предусмотреть нагнетатель 10 отработавших газов. Диоксид углерода 31, который удаляется в системе 18 удаления диоксида углерода, обычно сжимают в компрессоре (не показан) и отбирают для хранения или дальнейшей обработки. В систему 18 удаления диоксида углерода подается пар, обычно пар среднего или низкого давления, который отводится из паровой турбины 13 через систему 15 отбора пара. Пар подается обратно в паровой контур после высвобождения энергии в системе 18 удаления диоксида углерода. В показанном примере пар конденсируется и подается в питательную воду через линию 17 рециркуляции конденсата.
Второй частичный поток 20 отработавших газов также можно подать непосредственно в воздухоотводную трубу 32 в качестве байпасного потока 24 отработавших газов через байпас отработавших газов, который содержит перепускную заслонку или клапан 12.
В дополнение к иллюстративному варианту осуществления, показанному на фиг. 1, система рециркуляции отработавших газов из примера, показанного на фиг. 3, дополнительно содержит отдельный элемент 36 управления для управления потоком рециркуляции.
На фиг. 4 показан в схематичной форме иллюстративный контур управления. Измеренные значения 40-51 газотурбинной электростанции 38 передаются в контроллер 39. В первом блоке 39а заданное значение концентрации одного компонента Сс газа определяется, с учетом измеренных значений 40-51, из заданного значения концентрации компонента газа замкнутого контура Ccl управления, значения упреждающего управления заданной концентрацией одного компонента Cmap газа и значения коррекции заданной концентрации одного компонента Ccor газа.
Во втором блоке 39b заданное значение элемента Rc управления определяется, с учетом измеренных значений 40-51 и заданного значения концентрации одного компонента Сс газа, из заданного значения элемента управления замкнутого контура Rcl управления, значения упреждающего управления заданного значения элемента Rmap управления и значения коррекции заданного значения элемента Rcor управления.
ПЕРЕЧЕНЬ ОБОЗНАЧЕНИЙ
1 - компрессор
2 - окружающий воздух
3 - газ на входе компрессора
4 - камера сгорания, первая камера сгорания
5 - топливо
6 - газовая турбина
7 - турбина
8 - горячие отработавшие газы газовой турбины
9 - парогенератор с рекуперацией тепла (HRSG)
10 - нагнетатель отработавших газов для второго частичного потока отработавших газов (в систему удаления диоксида углерода или воздухоотводную трубу)
11 - нагнетатель отработавших газов для первого частичного потока отработавших газов (рециркуляции отработавших газов)
12 - перепускная заслонка или клапан
13 - паровая турбина
14 - конденсатор
15 - система отбора пара для системы удаления диоксида углерода
16 - линия питательной воды
17 - линия рециркуляции конденсата
18 - система удаления диоксида углерода
19 - отработавший газ из парогенератора с рекуперацией тепла
20 - второй частичный поток отработавших газов (линия отработавших газов в системе удаления диоксида углерода)
21 - первый частичный поток отработавших газов (рециркуляция отработавших газов)
22 - отработавший газ с низким содержанием диоксида углерода
23 - вторичный охладитель отработавших газов (для второго частичного потока отработавших газов)
24 - байпасный поток отработавших газов в воздухоотводную трубу
25 - первый генератор
26 - второй генератор
27 - вторичный охладитель отработавших газов (для первого частичного потока отработавших газов)
28 - сигнальная линия с элементом (29, 36) управления
29 - делитель отработавших газов
30 - острый пар
31 - удаленный диоксид углерода
32 - воздухоотводная труба
33 - турбина высокого давления
34 - вторая камера сгорания
35 - турбина низкого давления
36 - элемент управления
37 - сигнальная линия
38 - газотурбинная электростанция
39 - контроллер
40-49 - измерение
50 - измерение пульсаций в первой камере сгорания
51 - измерение пульсаций во второй камере сгорания
Сс - заданное значение концентрации одного компонента газа
Ccl - заданная концентрации одного компонента газа контура управления
Cmap - значение упреждающего управления заданной концентрацией одного компонента газа
Ccor - значение коррекции заданной концентрации одного компонента газа
Rc - заданное значение элемента управления
Rcl - заданное значение элемента управления в замкнутом контуре управления
Rmap - значение упреждающего управления элемента управления
Rcor - значение коррекции элемента управления

Claims (16)

1. Способ управления рециркуляцией отработавших газов газотурбинной электростанции (38) с рециркуляцией отработавших газов, которая содержит газовую турбину (6), контроллер (39), парогенератор (9) с рекуперацией тепла и делитель (29) отработавших газов, который разделяет отработавшие газы (8, 19) газотурбинной электростанции на первый частичный поток (21) отработавших газов для рециркуляции во всасываемый поток газовой турбины (6) и на второй частичный поток (20, 24) отработавших газов для выброса в окружающую среду, и элемент (11, 29) управления для управления первым потоком (21) отработавших газов, и вторичный охладитель (27) отработавших газов, в котором заданную концентрацию одного компонента (Сс) входного газа (3) и/или отработавшего газа газовой турбины (8, 19, 20, 21, 24) определяют на первом этапе в соответствии с рабочими условиями газовой турбины (6), положение элемента (11, 29) управления регулируют на втором этапе в соответствии с заданным/фактическим отклонением по концентрации компонента, отличающийся тем, что заданную концентрацию одного компонента (Сс) определяют из заданного значения концентрации одного компонента (Ccl) газа из контура управления для рабочей переменной, относящейся к горению в газовой турбине (6), значения упреждающего управления заданной концентрацией компонента газа (Cmap) и значения коррекции заданной концентрации (Ccor) компонента газа, получаемого с помощью схемы обратной связи.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что заданную концентрацию (Ccl) одного компонента входного газа (3) и/или отработавшего газа газовой турбины (8, 19, 20, 21, 24) определяют в замкнутом контуре управления в соответствии с одной или несколькими из следующих рабочих переменных, относящихся к горению в газовой турбине (6), а именно пульсаций в камере сгорания, выбросов NOx, несгоревших углеводородов (UHC), измеренной концентрации одного компонента во входном газе (3) и/или в отработавшем газе (8, 19, 20, 21, 24) газовой турбины (6) и/или отношения углерода к водороду в топливе (5).
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что заданное значение элемента (Rc) управления определяют из заданного значения замкнутого контура (Rcl) управления для элемента (11, 29) управления, значения упреждающего управления заданным значением элемента (Rmap) управления для управления рециркулируемым первым потоком отработавшего газа и значения (Rcor) коррекции заданного значения элемента (11, 29) управления.
4. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что заданное значение элемента (Rcl) управления определяют в замкнутом контуре управления в соответствии с одним или более из: коэффициента рециркуляции отработавших газов, входного потока (3) компрессора, потока окружающего воздуха (2) и потока отработавших газов (8, 19, 20, 21, 24).
5. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что по меньшей мере одно из значений упреждающего управления заданной концентрацией (Cmap) и заданным значением элемента (Rmap) управления и/или по меньшей мере одно из значений коррекции заданной концентрации (Ccor) и заданного значения элемента (Rcor) управления сохраняют в виде дискретных значений в матрице и выполняют интерполяцию между этими значениями.
6. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что предварительно определяют рабочую характеристику для упреждающего управления заданной концентрацией (Cmap) и/или заданным значением элемента (Rmap) управления и эту рабочую характеристику сдвигают на значение коррекции заданной концентрации (Ccor) и/или на значение коррекции заданного значения (Rcor).
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что крутизну рабочей характеристики для упреждающего управления заданной концентрацией (Cmap) и/или заданным значением элемента (Rmap) управления адаптируют посредством значения коррекции заданной концентрации (Ccor) и/или значения коррекции заданного значения (Rcor).
8. Способ по п. 6, отличающийся тем, что форму рабочей характеристики для упреждающего управления заданной концентрацией (Cmap) и/или заданным значением элемента управления (Rmap) адаптируют посредством значения коррекции заданной концентрации (Ccor) и/или значения коррекции заданного значения (Rcor).
9. Способ по п. 7, отличающийся тем, что форму рабочей характеристики для упреждающего управления заданной концентрацией (Cmap) и/или заданным значением элемента управления (Rmap) адаптируют посредством значения коррекции заданной концентрации (Ccor) и/или значения коррекции заданного значения (Rcor).
10. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что значение коррекции заданной концентрации (Ccor) и/или значение коррекции заданного значения элемента (Rcor) управления формируют в соответствии с прошедшими отклонениями управления.
11. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что концентрацию CO2 и/или концентрацию кислорода входного газа (3) и/или отработавшего газа газовой турбины (8, 19, 20, 21, 24) используют в качестве управляемой переменной.
12. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что поток (8) отработавших газов пропускают через парогенератор (9) с рекуперацией тепла, в котором из него отбирают тепло, пригодное для использования.
13. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что перед выбросом в окружающую среду второй поток (20) отработавших газов подают в систему (18) удаления диоксида углерода, отработавшие газы (22) с низким содержанием диоксида углерода выбрасывают в окружающую среду с помощью системы (18) удаления диоксида углерода и диоксид (31) углерода забирают для дальнейшего использования.
14. Газотурбинная электростанция (38) с рециркуляцией отработавших газов, которая содержит газовую турбину (6), контроллер (39), парогенератор (9) с рекуперацией тепла и делитель (29) отработавших газов, который разделяет отработавшие газы (19) газотурбинной электростанции (38) на первый поток (21) отработавших газов для рециркуляции во всасываемом потоке газовой турбины (6) и на второй поток (20) отработавших газов для выбросов в окружающую среду, и элемент (11, 29) управления для управления первым потоком (21) отработавших газов и вторичный охладитель (27) отработавших газов, в которой выполнен по меньшей мере один датчик измерения (40, 41, …, 49) концентрации одного компонента входного газа (3) и/или горячего рабочего газа, и/или отработавшего газа газовой турбины (8, 19, 20, 21, 24), отличающаяся тем, что контроллер (39) содержит три уровня контроллера для определения заданной концентрации (Сс) одного компонента, причем первый уровень контроллера содержит замкнутый контур управления для заданной концентрации (Сс) одного компонента, второй уровень контроллера содержит упреждающее управление для заданной концентрации (Сс) одного компонента, и третий уровень контроллера содержит цепь обратной связи, посредством которой заданные значения упреждающего управления корректируются в соответствии с фактическим рабочим режимом газотурбинной электростанции.
15. Газотурбинная электростанция (38) по п. 14, отличающаяся тем, что контроллер (39) содержит блок для определения заданной концентрации (Сс) и блок для определения заданного положения (Rc) элемента (11, 29) управления, причем блок для определения заданного положения (Rc) элемента (11, 29) управления соединен с выходным сигналом блока для определения заданной концентрации (Сс) и содержит по меньшей мере один датчик измерения (41, 42, …, 49) рабочего параметра газотурбинной электростанции (38) и/или измерения в режиме онлайн состава топлива, который соединен с контроллером (39).
16. Газотурбинная электростанция (38) по п. 14 или 15, отличающаяся тем, что она содержит датчик измерения (50, 51) пульсаций в камере (4, 34) сгорания, который соединен с контроллером (39).
RU2014129872/02A 2011-12-19 2012-12-14 Контроль состава газа в газотурбинной электростанции с рециркуляцией отработавших газов RU2585891C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP11194242.1 2011-12-19
EP11194242 2011-12-19
PCT/EP2012/075553 WO2013092411A1 (en) 2011-12-19 2012-12-14 Control of the gas composition in a gas turbine power plant with flue gas recirculation

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2014129872A RU2014129872A (ru) 2016-02-10
RU2585891C2 true RU2585891C2 (ru) 2016-06-10

Family

ID=47504895

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014129872/02A RU2585891C2 (ru) 2011-12-19 2012-12-14 Контроль состава газа в газотурбинной электростанции с рециркуляцией отработавших газов

Country Status (9)

Country Link
US (1) US20140290264A1 (ru)
EP (1) EP2795084B1 (ru)
JP (1) JP5905119B2 (ru)
KR (1) KR101619754B1 (ru)
CN (1) CN104011346B (ru)
CA (1) CA2858631C (ru)
IN (1) IN2014DN05840A (ru)
RU (1) RU2585891C2 (ru)
WO (1) WO2013092411A1 (ru)

Families Citing this family (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
TWI593878B (zh) * 2010-07-02 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 用於控制燃料燃燒之系統及方法
CA2787868C (en) * 2011-09-07 2016-07-12 Alstom Technology Ltd Method for operating a power plant
EP2642097A1 (de) * 2012-03-21 2013-09-25 Alstom Technology Ltd Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine sowie Gasturbine zur Durchführung des Verfahrens
TWI654368B (zh) 2013-06-28 2019-03-21 美商艾克頌美孚上游研究公司 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體
US9903588B2 (en) * 2013-07-30 2018-02-27 General Electric Company System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation
DE102013113913A1 (de) 2013-12-12 2015-06-18 Thyssenkrupp Ag Anlagenverbund zur Stahlerzeugung und Verfahren zum Betreiben des Anlagenverbundes
US10060359B2 (en) * 2014-06-30 2018-08-28 General Electric Company Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
MA40950A (fr) * 2014-11-12 2017-09-19 8 Rivers Capital Llc Systèmes et procédés de commande appropriés pour une utilisation avec des systèmes et des procédés de production d'énergie
US10387775B2 (en) * 2015-09-09 2019-08-20 Emerson Process Management Power & Water Solutions, Inc. Model-based characterization of pressure/load relationship for power plant load control
CN105258112B (zh) * 2015-11-13 2016-08-17 江苏绿叶锅炉有限公司 Cfb锅炉转角烟道及其拼装工艺
US10486103B2 (en) * 2016-10-11 2019-11-26 General Electric Company Using lithium hydroxide to scrub carbon dioxide from gas turbine
PT109894A (pt) * 2017-02-03 2018-08-03 Utis Ultimate Tech To Industrial Savings Lda Método para aumentar a eficiência de sistemas combustão contínua
EP3620620A1 (de) * 2018-09-07 2020-03-11 Siemens Aktiengesellschaft Abgasrezirkulation in gas- und dampfturbinenanlagen
JP7330718B2 (ja) * 2019-02-28 2023-08-22 三菱重工業株式会社 ガスタービンプラント、及びその排出二酸化炭素回収方法
US11156164B2 (en) 2019-05-21 2021-10-26 General Electric Company System and method for high frequency accoustic dampers with caps
US11174792B2 (en) 2019-05-21 2021-11-16 General Electric Company System and method for high frequency acoustic dampers with baffles
US11280496B2 (en) * 2020-03-25 2022-03-22 General Electric Company Gas turbine engine and methods of controlling emissions therefrom
JP7491760B2 (ja) 2020-07-20 2024-05-28 三菱重工業株式会社 ガスタービンプラント
US20230407470A1 (en) * 2022-06-20 2023-12-21 Rasirc, Inc. Gas recovery systems and methods
CN115138208B (zh) * 2022-09-06 2022-11-25 山东超华环保智能装备有限公司 数据处理器及包含该处理器的一种废气智能处理系统
JP2024070646A (ja) * 2022-11-11 2024-05-23 三菱重工業株式会社 熱利用システム及び熱利用方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2315186C2 (ru) * 2002-06-21 2008-01-20 САРГАС АС с/о Флейскер энд Ко. АС Тепловая электростанция с малым выделением загрязняющих веществ
RU2410560C2 (ru) * 2008-01-09 2011-01-27 Игорь Алексеевич Иванов Способ рециркуляции отработавших газов и устройство для его осуществления
US8015822B2 (en) * 2008-11-21 2011-09-13 General Electric Company Method for controlling an exhaust gas recirculation system

Family Cites Families (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4313300A (en) * 1980-01-21 1982-02-02 General Electric Company NOx reduction in a combined gas-steam power plant
US5794431A (en) * 1993-07-14 1998-08-18 Hitachi, Ltd. Exhaust recirculation type combined plant
US5632143A (en) * 1994-06-14 1997-05-27 Ormat Industries Ltd. Gas turbine system and method using temperature control of the exhaust gas entering the heat recovery cycle by mixing with ambient air
DE4446610A1 (de) 1994-12-24 1996-06-27 Abb Management Ag Verfahren zum Betrieb einer Gasturbogruppe
JPH08257370A (ja) * 1995-03-27 1996-10-08 Hitachi Zosen Corp 排煙脱硝装置
JPH08257371A (ja) * 1995-03-27 1996-10-08 Hitachi Zosen Corp 排煙脱硝装置
US6256976B1 (en) * 1997-06-27 2001-07-10 Hitachi, Ltd. Exhaust gas recirculation type combined plant
DE19857234C2 (de) * 1998-12-11 2000-09-28 Daimler Chrysler Ag Vorrichtung zur Abgasrückführung
CN1653253A (zh) * 2002-03-14 2005-08-10 阿尔斯通技术有限公司 动力发生设备
US7032388B2 (en) * 2003-11-17 2006-04-25 General Electric Company Method and system for incorporating an emission sensor into a gas turbine controller
FR2890954B1 (fr) * 2005-09-19 2011-02-18 Air Liquide Procede de production de gaz de synthese a l'aide d'un gaz oxygene produit par au moins une turbine a gaz
US7513100B2 (en) * 2005-10-24 2009-04-07 General Electric Company Systems for low emission gas turbine energy generation
JP4668852B2 (ja) * 2006-06-12 2011-04-13 三浦工業株式会社 燃焼機器の脱硝装置
US7739864B2 (en) * 2006-11-07 2010-06-22 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
US8850789B2 (en) * 2007-06-13 2014-10-07 General Electric Company Systems and methods for power generation with exhaust gas recirculation
EP2158388B1 (de) * 2007-06-19 2019-09-11 Ansaldo Energia IP UK Limited Gasturbinenanlage mit abgasrezirkulation
US7980082B2 (en) * 2007-08-01 2011-07-19 General Electric Company Wobbe control and enhanced operability through in-line fuel reforming
US20090056342A1 (en) * 2007-09-04 2009-03-05 General Electric Company Methods and Systems for Gas Turbine Part-Load Operating Conditions
EP2067941A3 (de) * 2007-12-06 2013-06-26 Alstom Technology Ltd Kombikraftwerk mit Abgasrückführung und CO2-Abscheidung sowie Verfahren zum Betrieb eines solchen Kombikraftwerks
US7536252B1 (en) 2007-12-10 2009-05-19 General Electric Company Method and system for controlling a flowrate of a recirculated exhaust gas
US20090157230A1 (en) * 2007-12-14 2009-06-18 General Electric Company Method for controlling a flowrate of a recirculated exhaust gas
US8051638B2 (en) * 2008-02-19 2011-11-08 General Electric Company Systems and methods for exhaust gas recirculation (EGR) for turbine engines
US8448418B2 (en) * 2008-03-11 2013-05-28 General Electric Company Method for controlling a flowrate of a recirculated exhaust gas
US8397482B2 (en) * 2008-05-15 2013-03-19 General Electric Company Dry 3-way catalytic reduction of gas turbine NOx
US9297306B2 (en) * 2008-09-11 2016-03-29 General Electric Company Exhaust gas recirculation system, turbomachine system having the exhaust gas recirculation system and exhaust gas recirculation control method
DE102011102720B4 (de) * 2010-05-26 2021-10-28 Ansaldo Energia Switzerland AG Kraftwerk mit kombiniertem Zyklus und mit Abgasrückführung
CH703218A1 (de) * 2010-05-26 2011-11-30 Alstom Technology Ltd Verfahren zum Betreiben eines Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk mit Rauchgasrezirkulation sowie Kraftwerk.
MX354587B (es) * 2010-07-02 2018-03-12 Exxonmobil Upstream Res Company Star Combustión estequiométrica de aire enriquecido con recirculación de gas de escape.
EP2588730A4 (en) * 2010-07-02 2017-11-08 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation systems and methods
CA2805089C (en) * 2010-08-06 2018-04-03 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for optimizing stoichiometric combustion
TWI563166B (en) * 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
US20130086917A1 (en) * 2011-10-06 2013-04-11 Ilya Aleksandrovich Slobodyanskiy Apparatus for head end direct air injection with enhanced mixing capabilities

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2315186C2 (ru) * 2002-06-21 2008-01-20 САРГАС АС с/о Флейскер энд Ко. АС Тепловая электростанция с малым выделением загрязняющих веществ
RU2410560C2 (ru) * 2008-01-09 2011-01-27 Игорь Алексеевич Иванов Способ рециркуляции отработавших газов и устройство для его осуществления
US8015822B2 (en) * 2008-11-21 2011-09-13 General Electric Company Method for controlling an exhaust gas recirculation system

Also Published As

Publication number Publication date
KR101619754B1 (ko) 2016-05-11
EP2795084A1 (en) 2014-10-29
WO2013092411A1 (en) 2013-06-27
CN104011346B (zh) 2017-06-06
RU2014129872A (ru) 2016-02-10
CN104011346A (zh) 2014-08-27
IN2014DN05840A (ru) 2015-05-22
EP2795084B1 (en) 2020-02-05
CA2858631C (en) 2017-01-10
JP5905119B2 (ja) 2016-04-20
CA2858631A1 (en) 2013-06-27
JP2015503059A (ja) 2015-01-29
US20140290264A1 (en) 2014-10-02
KR20140101003A (ko) 2014-08-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2585891C2 (ru) Контроль состава газа в газотурбинной электростанции с рециркуляцией отработавших газов
RU2582371C2 (ru) Способ и система регулирования состава газа в газотурбинной электростанции с рециркуляцией отходящих газов
RU2608533C2 (ru) Газотурбинная система, способ изменения выходной мощности газотурбинной системы, способ расширения диапазона регулирования газотурбинной системы, способ и система для повышения эффективности газовой турбины
US7966802B2 (en) Methods and apparatus for operating gas turbine engine systems
RU2013116449A (ru) Способ регулирования работы энергетической установки, включающей рабочую среду
RU2013116452A (ru) Способы, системы и устройства повторного нагрева двигателей внутреннегшо сгорания с рециркуляцией выхлопных газов
US9297315B2 (en) Systems and methods for determining a target exhaust temperature for a gas turbine
CA2890102A1 (en) Gas turbine combustor control system
US10100728B2 (en) Method for operating a gas turbine power plant with flue gas recirculation
US11208959B2 (en) System and method for flexible fuel usage for gas turbines
US20160186658A1 (en) Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation
CN110195715B (zh) 机械设备的可调导叶的控制方法、装置以及机械设备
JPH06193463A (ja) ガスタービン発電所における燃焼器内への冷却剤の注入量の制御装置及び方法
US20240026830A1 (en) Gas Turbine Firing Temperature Control With Air Injection System
JP7461201B2 (ja) ガスタービン制御装置、ガスタービン制御方法、及び、ガスタービン制御プログラム
KR20140135260A (ko) 가스 터빈을 제어하기 위한 적어도 하나의 착화 온도를 결정하기 위한 방법 및 이 방법을 수행하기 위한 가스 터빈
US11255218B2 (en) Method for starting up a gas turbine engine of a combined cycle power plant
JP4648152B2 (ja) ガスタービンシステム及びガスタービンシステムの運転方法
Ning et al. Effects of temperature control on combined cycle unit output response
RU2536458C1 (ru) Способ уменьшения мощности маневренной энергетической газотурбинной установки ниже регулировочного предела
RU2767677C1 (ru) Способ уменьшения мощности газотурбинной установки ниже её допустимого нижнего предела регулировочного диапазона
JPH07301128A (ja) ガスタービン排ガス温度制御装置
CN115539221A (zh) 燃气轮机NOx闭环控制方法、系统
JP2012215127A (ja) ガスタービンの制御装置、ガスタービン、及びガスタービンの制御方法

Legal Events

Date Code Title Description
PC43 Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions

Effective date: 20160705

PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20170426