RU2608533C2 - Газотурбинная система, способ изменения выходной мощности газотурбинной системы, способ расширения диапазона регулирования газотурбинной системы, способ и система для повышения эффективности газовой турбины - Google Patents

Газотурбинная система, способ изменения выходной мощности газотурбинной системы, способ расширения диапазона регулирования газотурбинной системы, способ и система для повышения эффективности газовой турбины Download PDF

Info

Publication number
RU2608533C2
RU2608533C2 RU2012149579A RU2012149579A RU2608533C2 RU 2608533 C2 RU2608533 C2 RU 2608533C2 RU 2012149579 A RU2012149579 A RU 2012149579A RU 2012149579 A RU2012149579 A RU 2012149579A RU 2608533 C2 RU2608533 C2 RU 2608533C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
compressor
subsystem
air
gas turbine
control
Prior art date
Application number
RU2012149579A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2012149579A (ru
Inventor
Томас Джон ФРИМЭН
Райан Эрик ОБЕНХОФФ
Джозеф КЛОСИНСКИ
Майкл Энтони КОККА
Элстон И СКИПИО
Майк ЯРНОЛЬД
Санджи ИКАНАЯКЕ
Дуглас Корбин УОРВИК
Original Assignee
Дженерал Электрик Компани
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 Дженерал Электрик Компани filed Critical Дженерал Электрик Компани
Publication of RU2012149579A publication Critical patent/RU2012149579A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2608533C2 publication Critical patent/RU2608533C2/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
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F02C9/16—Control of working fluid flow
    • F02C9/18—Control of working fluid flow by bleeding, bypassing or acting on variable working fluid interconnections between turbines or compressors or their stages
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/04—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor
    • F02C3/13—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor having variable working fluid interconnections between turbines or compressors or stages of different rotors
    • 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
    • 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
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/04—Air intakes for gas-turbine plants or jet-propulsion plants
    • F02C7/057—Control or regulation
    • 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
    • F02C9/20—Control of working fluid flow by throttling; by adjusting vanes
    • F02C9/22—Control of working fluid flow by throttling; by adjusting vanes by adjusting turbine vanes
    • 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
    • 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
    • F02C9/48—Control of fuel supply conjointly with another control of the plant
    • 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
    • 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
    • F05D2220/722—Application in combination with a steam turbine as part of an integrated gasification combined cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/60—Fluid transfer
    • F05D2260/601—Fluid transfer using an ejector or a jet pump
    • 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
    • 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
    • F05D2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05D2270/306—Mass flow
    • F05D2270/3061—Mass flow of the working fluid
    • 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
    • F05D2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05D2270/313—Air temperature
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23R—GENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R3/00—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel
    • F23R3/02—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel characterised by the air-flow or gas-flow configuration
    • F23R3/26—Controlling the air flow
    • 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
    • Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • 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]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]

Abstract

Газотурбинная система содержит подсистему защиты компрессора, подсистему спящего режима и подсистему управления, которая управляет подсистемой компрессора и подсистемой спящего режима. При частичных нагрузках на турбинную систему подсистема защиты компрессора поддерживает воздушный поток через компрессор с коэффициентом расхода воздушного потока для частичной нагрузки выше минимального коэффициента расхода, когда в компрессоре возникают аэромеханические напряжения. Поддерживается соотношение компонентов топливовоздушной смеси, при котором компоненты выбросов выхлопных газов из турбины сохраняются ниже заранее заданного уровня выбросов компонента при работе на частичных нагрузках. Технический результат – повышение эффективности в управлении газовой турбиной на низких уровнях нагрузки. 5 н. и 32 з.п. ф-лы, 12 ил.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[0001] Настоящее изобретение относится к газотурбинным системам и в частности к устройствам и способам оптимизации работы турбинной системы при меняющихся нагрузках.
ПРЕДПОСЫЛКИ К СОЗДАНИЮ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0002] В результате продолжающегося роста населения и доходов спрос на электроэнергию продолжает расти во всем мире. Энергетические системы требуют регулирования в соответствии с большими, часто непредсказуемыми колебаниями спроса, а также запланированными и незапланированными изменениями производственной мощности. Кроме того, все большее значение приобретает генерирование энергии альтернативными источниками, такими как энергия ветра и солнечная энергия, влияние которых выражается в том, что они создают энергию для удовлетворения такого спроса.
[0003] Спрос на электроэнергию является хаотичным. Спрос может изменяться в соответствии с суточным, месячным, сезонным и годовым циклами. Например, типичная кривая суточного спроса для жилого сектора в жаркий день может демонстрировать минимум в ранние утренние часы и максимум в ранние вечерние часы. Спрос коммерческого сектора в тот же день может показывать минимум в ранние вечерние часы и максимум в середине дня. На спрос могут также оказывать влияние погода и время года. В некоторых случаях пик спроса может в два раза превышать минимальный спрос.
[0004] Поскольку электроэнергия, вырабатываемая энергетическими компаниями, не может эффективно храниться, электростанции традиционно генерировали электроэнергию с помощью комбинации различных подходов к ее производству. Например, крупные атомные электростанции и электростанции, работающие на угле, могут использоваться для создания минимального количества электроэнергии (базовой нагрузки). Базовые электростанции обычно работают непрерывно при максимальной выходной мощности.
[0005] В моменты пикового спроса (пиковой нагрузки) энергетические компании могут использовать газотурбинные двигатели простого цикла для производства электроэнергии. Газовые турбины целесообразны для создания дополнительной мощности, необходимой в периоды пиковых нагрузок, благодаря их способности быстро осуществлять пуск, выдавая электроэнергию через 10-30 минут. Газовые турбины, используемые для производства электроэнергии в периоды пиковых нагрузок, могут быть отключены в течение дня в такие периоды, когда спрос на электроэнергию низкий. Период эксплуатации газовых турбин может изменяться в зависимости от спроса.
[0006] Некоторые генерирующие предприятия также эксплуатируют электростанции с отслеживанием нагрузки, которые действуют в течение дня для подачи электроэнергии в периоды промежуточного спроса. В качестве электростанций с отслеживанием нагрузки иногда используются газотурбинные системы комбинированного цикла. Газотурбинные системы комбинированного цикла обычно содержат котел-утилизатор (парогенератор для использования вторичного тепла), соединенный с выходом газовой турбины. Газотурбинные системы комбинированного цикла позволяют корректировать их выходную мощность, так как спрос в течение дня колеблется. Газотурбинные системы комбинированного цикла обычно занимают промежуточное положение между базовыми электростанциями и пиковыми электростанциями (например, газовые турбины, используемые для создания пиковой мощности) по КПД, скорости пуска и останова и мощности.
[0007] Для удовлетворения возросших потребностей и решения экологических проблем многие компании используют источники возобновляемой энергии, такие как энергия ветра и солнечная энергия, для покрытия промежуточных и пиковых нагрузок. Эти источники вносят дополнительную изменчивость в спрос на электроэнергию из-за неустойчивого характера их генерирующей мощности. Например, мощность электростанции, работающей на солнечной энергии, меняется в зависимости от облачности, и, подобным же образом, мощность, создаваемая энергией ветра, меняется в зависимости от его скорости.
[0008] Газовые турбины имеют ряд преимуществ как источники питания для пиковых нагрузок. Газовые турбины являются эффективными, они имеют относительно низкую стоимость с учетом затрат на монтаж, обладают относительно быстрыми пуском и остановкой, а также низкими выбросами. Последовательность пуска газовой турбины начинается с включения стартера. Когда число оборотов в минуту (RPM) турбины достигает величины зажигания, системы зажигания включаются и топливо подается в камеру сгорания. После поджига поток топлива возрастает, обеспечивая уровень температур ниже установленных температурных пределов. Затем расход топлива контролируется для обеспечения плавного разгона, пока не будет достигнута скорость холостого хода.
[0009] Газовая турбина может работать при базовой нагрузке, пиковой нагрузке и нагрузках ниже базовой. Базовой нагрузкой газовой турбины является нагрузка, которая оптимизирует выходную мощность и срок службы деталей тракта горячего газа. ANSI B133.6 Ratings and Performance (стандарт Американского национального института стандартов) определяет базовую нагрузку как работу в течение 8000 часов в год с 800 часами на пуск. Стандарт также определяет пиковую нагрузку как работу в течение 1250 часов в год с 5 часами на пуск. Пиковая нагрузка газовой турбины является нагрузкой, которая максимизирует выходную мощность, зачастую в ущерб КПД, сроку службы деталей и интервалам между проверками. Газовые турбины могут работать при частичных или низких нагрузках, чтобы иметь возможность быстро нарастить выходную мощность до более высоких значений, когда возрастает спрос на электроэнергию. Есть свои преимущества и недостатки при работе газовой турбины при частичных нагрузках. Одним из преимуществ является сокращение расходов на техническое обслуживание и ремонт электростанции, возникающих при пусках и остановках. Однако работа при низких нагрузках ведет к снижению эффективности эксплуатации и увеличению эксплуатационных расходов.
[0010] Работа газовой турбины изменяется в зависимости от массового расхода, тепловой энергии сгоревшего топлива и перепада температуры по всей турбине. На эти факторы могут оказывать влияние условия окружающей среды, виды топлива, потери на входе и выходе, подогрев топлива, инжекция разжижителя, вытяжка воздуха, охлаждение на входе и инжекция пара и воды. Например, изменения в условиях окружающей среды (давление, температура и влажность) влияют на плотность и/или массовый расход воздуха на входе в компрессор и, следовательно, производительность газовой турбины. Массовый расход является в свою очередь функцией расхода воздуха и расхода топлива компрессора.
[0011] Соблюдение норм выбросов также является серьезным ограничением в работе газовых турбин. Большинство газовых турбин сжигают топливо с низким содержанием серы и низким содержанием золы. Следовательно, основными загрязняющими веществами, выбрасываемыми газовыми турбинами, являются оксиды азота (NO и NO2, совместно называемые NOx), окись углерода (СО) и летучие органические соединения (volatile organic compounds) (VOC). NOx и СО рассматриваются как главные по важности выбросы при сжигании природного газа в газовых турбинах. Выбросы от газовых турбин существенно изменяются в зависимости от температуры окружающей среды, нагрузки и концентрации загрязняющих веществ. При нагрузке ниже 50% концентрации загрязняющих веществ в выбросах могут увеличиться. Это относится, прежде всего, к оксиду углерода (СО). Следовательно, существует ограничение на уровень нагрузки, при которой могут работать известные газотурбинные системы с соблюдением норм выбросов.
[0012] Нормы выбросов, применяемые в отношении работы газовых турбин, могут варьироваться в зависимости от страны, а в Соединенных Штатах, наряду с федеральными нормами, эти нормы могут отличаться от штата к штату. Регулирующие органы могут устанавливать различные режимы для регулирования выбросов. Например, предельный уровень выбросов NOx может быть установлен в фунтах NOx на единицу выходной мощности или на единицу подводимого тепла (мгновенный предельный уровень). В некоторых случаях нормы могут быть сформулированы в виде нормы выбросов на основе концентрации или на основе выходной мощности. Предельный уровень на основе концентрации может быть представлен в единицах частей на миллион по объему (ppmv). Предельный уровень выбросов на основе выходной мощности может быть представлен в единицах массы выбросов на единицу полезной восстановленной энергии, или фунтов на мегаватт-час. Некоторые предприятия могут иметь ограничения на основе количества тонн NOx, выбрасываемых за год или за другой временной период (предельный уровень за период).
[0013] Некоторые электростанции имеют предельные уровни выбросов и другие ограничения в режиме пуска. Предельные уровни при пуске представляются в следующем виде: (а) фунты в час, (b) фунт/событие/CTG и (с) фунт/событие/энергоблок. Предельно допустимый уровень в фунтах/час может быть установлен регулирующим органом, поскольку он является наиболее простой величиной, которая может использоваться для оценки влияния на качество воздуха.
[0014] В заявке на патент США №2005/0107941 раскрыты способ и устройство, предназначенные для встраивания в контроллер газовой турбины с целью управления ее выходной мощностью. Одной из проблем при работе газовых турбин в широких диапазонах мощности является то, что КПД, потребление топлива и выбросы, в частности NOx и СО, могут быть подвержены негативным воздействиям. Например, когда оператор управляет традиционной газовой турбиной при низких нагрузках, эффективность ее работы существенно падает. Другая проблема заключается в том, что компрессор может испытывать аэромеханические напряжения в задних ступенях, когда газовая турбина работает при более низких нагрузках в условиях низкой температуры окружающей среды. Эти напряжения возникают ниже предела аэродинамической устойчивости вследствие возбуждения аэромеханического режима, которое обусловлено увеличением нагрузочного параметра ступени. Значения коэффициента расхода, при которых эти напряжения очевидны, именуют зоной ограничения диапазона регулирования. Еще одной проблемой газовых турбин, работающих при пониженных температурах окружающей среды, является то, что минимальная нагрузка, необходимая для соблюдения нормы СО, является функцией, среди прочего, температуры окружающей среды. Например, в некоторых газовых турбинах, когда температура падает ниже 35 F (1,7°С), минимальная нагрузка для соблюдения нормы СО резко возрастает. Еще одной проблемой является то, что использование котла-утилизатора в газотурбинных системах комбинированного цикла может наложить дополнительные ограничения на оптимальную работу газовой турбины для режимов работы с базовой нагрузкой, частичной нагрузкой и плавно изменяющейся нагрузкой. Еще одной проблемой является то, что когда газовая турбина работает в режимах чрезвычайно пониженного энергопотребления, с примерно 10% нагрузкой, имеется вероятность срыва пламени при горении обедненного топлива в камере сгорания (т.е. обрыв пламени).
КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0015] В соответствии с одним аспектом изобретения предлагается способ изменения выходной мощности газотурбинной системы. Способ согласно этому аспекту включает определение существующей выходной мощности и требуемой выходной мощности. Способ также включает измерение существующих параметров компрессора и параметров камеры сгорания, вычисление коэффициента расхода в компрессоре для требуемой выходной мощности и вычисление интенсивности выбросов для требуемой выходной мощности. Если коэффициент расхода для требуемой выходной мощности меньше заранее заданного предела диапазона регулирования, то способ включает вычисление новых параметров компрессора, в результате чего коэффициент расхода оказывается выше заранее заданного предела диапазона регулирования. Если вычисленная интенсивность выбросов превышает заранее заданный предельный уровень выбросов, тогда способ включает вычисление новых параметров камеры сгорания, в результате чего интенсивность выбросов оказывается ниже заранее заданного предельного уровня выбросов. Способ также включает изменение выходной мощности на требуемую выходную мощность, изменение параметров компрессора на новые параметры компрессора и изменение параметров камеры сгорания на новые параметры камеры сгорания. Заранее заданный предел диапазона регулирования может представлять собой минимальное значение коэффициента расхода, при котором возникают аэромеханические напряжения в компрессоре. Заранее заданный предельный уровень выбросов может представлять собой предельный уровень мгновенных выбросов. Заранее заданный предельный уровень выбросов может представлять собой предельный уровень выбросов за период времени. Изменение параметров компрессора на новые параметры компрессора может включать отведение выхлопных газов к компрессору.
[0016] В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения предлагается газотурбинная система. Газотурбинная система согласно этому аспекту содержит компрессор, камеру сгорания, турбину, подсистему защиты компрессора, подсистему спящего режима и подсистему управления, которая управляет подсистемой компрессора и подсистемой спящего режима. Газотурбинная система также может содержать регулирующий клапан отбора воздуха, расположенный на линии отбора воздуха из компрессора; и регулирующий клапан рециркуляции, расположенный на линии отвода выхлопных газов. Газотурбинная система также может содержать датчик расхода отобранного воздуха, расположенный на линии отбора воздуха из компрессора, и датчик расхода рециркуляции, расположенный на линии отвода выхлопных газов. Газотурбинная система также может содержать подсистему регулирования температуры, соединенную с камерой сгорания, и подсистему котла-утилизатора, соединенную с подсистемой регулирования температуры. Узел профилированных отражателей может содержать множество отражателей, расположенных ниже по потоку от впрыскивающих форсунок увлажнителей.
[0017] В соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения предлагается способ расширения диапазона регулирования газотурбинной системы. Способ включает установление минимальных параметров воздушного потока, протекающего через компрессор; передачу выхлопных газов из турбины в смешивающий узел с первой величиной расхода; передачу сжатого воздуха из компрессора в смешивающий узел со второй величиной расхода и управление первой величиной расхода и второй величиной расхода для поддержания параметров воздушного потока компрессора выше минимальных параметров воздушного потока. Управление первой величиной расхода может включать измерение первой величины расхода по линии отвода выхлопных газов и управление регулирующим клапаном на линии отвода выхлопных газов. Управление второй величиной расхода может включать измерение второй величины расхода по линии отбора воздуха из компрессора и управление регулирующим клапаном на линии отбора воздуха из компрессора. Набор минимальных относительных параметров воздушного потока может включать набор коэффициентов воздушного потока, углов лопаток и температур окружающей среды, при которых в компрессоре возникают аэромеханические напряжения. Способ также может включать установление набора параметров предельных выбросов; и управление первой величиной расхода для поддержания выбросов выхлопных газов турбины ниже параметров предельных выбросов. Параметры предельных выбросов могут быть основаны на соотношении компонентов топливовоздушной смеси.
[0018] В соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения предлагается способ повышения эффективности газовой турбины комбинированного цикла при частичной нагрузке. Способ включает поддержание воздушного потока через компрессор с коэффициентом расхода для частичной нагрузки выше минимального коэффициента расхода, когда в компрессоре возникают аэромеханические напряжения; поддержание соотношения компонентов топливовоздушной смеси в камере сгорания, когда компоненты выбросов выхлопных газов из турбины сохраняются ниже заранее заданного уровня выбросов компонентов; и поддержание температуры выхлопных газов на входе в котел-утилизатор ниже заранее заданной максимальной температуры на входе. Поддержание воздушного потока через компрессор может включать управление соотношением компонентов в смеси сжатого воздуха из компрессора и выхлопных газов из турбины с использованием первого регулирующего клапана в линии отбора воздуха из компрессора и второго регулирующего клапана в линии отвода выхлопных газов. Способ также может включать одновременное управление воздушным потоком через компрессор, соотношением компонентов топливовоздушной смеси и температурой выхлопных газов на входе в котел-утилизатор.
[0019] В соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения предлагается система для повышения эффективности газовой турбины комбинированного цикла при частичной нагрузке. Система содержит подсистему диапазона регулирования, подсистему спящего режима; подсистему изотермы комбинированного цикла и подсистему управления, которая выдает команды в подсистему диапазона регулирования для поддержания в воздушном потоке через компрессор внутреннего коэффициента расхода для частичной нагрузки выше минимального коэффициента расхода, когда в компрессоре возникают аэромеханические напряжения. Подсистема управления выдает команды в подсистему спящего режима для поддержания соотношения компонентов топливовоздушной смеси в камере сгорания таким, чтобы компоненты выбросов выхлопных газов из турбины поддерживались ниже заранее заданного уровня выбросов компонентов.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0020] Эти и другие особенности, аспекты и преимущества настоящего изобретения будут более понятны после прочтения последующего подробного описания со ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых одинаковые символы представляют одинаковые детали на всех чертежах.
[0021] На фиг. 1 представлена принципиальная схема варианта газотурбинной системы в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0022] На фиг. 2 представлена принципиальная схема подсистемы диапазона регулирования в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0023] На фиг. 3 представлена принципиальная схема, иллюстрирующая подсистему диапазона регулирования в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0024] На фиг. 4 представлена принципиальная схема, иллюстрирующая подсистему спящего режима в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0025] На фиг. 5 представлена принципиальная схема, иллюстрирующая подсистему изотермы комбинированного цикла в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0026] На фиг. 6 показан поперечный разрез компонента увлажнителя подсистемы изотермы комбинированного цикла в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0027] На фиг. 7 показан продольный разрез компонента увлажнителя подсистемы изотермы комбинированного цикла в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0028] На фиг. 8 представлена принципиальная схема, иллюстрирующая подсистему управления в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0029] На фиг. 9 представлена принципиальная схема входов и выходов подсистемы управления в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0030] На фиг. 10 представлена блок-схема способа понижения выходной мощности газотурбинной системы в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0031] На фиг. 11 представлена блок-схема способа повышения выходной мощности газотурбинной системы в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0032] На фиг. 12 представлена блок-схема способа расширения диапазона регулирования газотурбинной системы в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0033] На фиг. 1 изображена высокоуровневая схема варианта осуществления газотурбинной системы 1. Газотурбинная система 1 содержит известную газовую турбину 3, подсистему 4 диапазона регулирования и подсистему 11 управления. Подсистема 4 диапазона изменения параметра может содержать подсистему 5 защиты компрессора, подсистему 7 спящего режима и подсистему 9 изотермы комбинированного цикла.
[0034] Газовая турбина 3 может содержать компрессор 13, камеру сгорания 15, турбину 17, генератор 18, подсистему 19 входного направляющего аппарата (inlet guide vane) (IGV) и подсистему 21 котла-утилизатора (heat recovery steam generator). При работе атмосферный воздух 20 втягивается через подсистему 19 IGV и поступает в компрессор 13. Температура, давление и относительная влажность атмосферного воздуха 20, очевидно, будут меняться. С целью сравнения в турбинной промышленности установлены стандартные условия для атмосферного воздуха. Стандартными условиями являются 59° F/15°С, 14,696 psia (фунтов на квадратный дюйм)/ 1,013 бар и относительная влажность 60%. Подсистема 19 IGV служит для изменения объемного потока, проходящего в компрессор 13. Сжатый воздух из компрессора 13 поступает в камеру 15 сгорания, где он смешивается с топливом с топливного входа 16 и сжигается. Отработанный воздух из камеры 15 сгорания приводит в движение турбину 17, которая в свою очередь приводит во вращение вал, соединенный с генератором 18. В некоторых системах выхлопные газы подают в подсистему 21 котла-утилизатора, который извлекает тепло из выхлопных газов и приводит в движение паровую турбину (не показана) для генерирования дополнительной мощности и/или подачи пара в некоторый процесс, такой как центральное отопление. Газотурбинная система 1 также содержит линию 25 отбора воздуха из компрессора и линию 27 отвода выхлопных газов, связывающие газовую турбину 3 с подсистемой 4 диапазона регулирования. В другом варианте может быть предложена линия 28 отвода выхлопных газов для обхода подсистемы 4 диапазона регулирования, обеспечивающая подачу выхлопных газов прямо в газовую турбину 3. Линия 25 отбора воздуха из компрессора и линия 27 отвода выхлопных газов могут быть также связаны с подсистемой 9 изотермы комбинированного цикла, где газы могут быть смешаны с текучими средами для регулирования температуры на входе 22 комбинированного цикла. Текучей средой для регулирования температуры могут быть атмосферный воздух, вода, пар или любые их комбинации, или же любая иная текучая среда, которая может обеспечить выполнение функции регулирования температуры газов в подсистеме 9 изотермы комбинированного цикла.
[0035] На фиг. 2 изображен вариант подсистемы 5 защиты компрессора (выделено двойной пунктирной линией). Компоненты, которые представляют подсистему 5 защиты компрессора, показаны сплошными линиями. Другие компоненты газотурбинной системы 1 показаны пунктирными линиями. В этом варианте линия 25 отбора воздуха из компрессора соединена с узлом внешнего воздуховода, в который входят регулирующий клапан 29 перепуска воздуха из компрессора выше по потоку, регулирующий клапан 31 перепуска воздуха из компрессора ниже по потоку и датчик 33 расхода воздуха, отбираемого из компрессора. Подсистема 11 управления управляет регулирующим клапаном 31, который в свою очередь контролирует расход сжатого воздуха (Q1). Сжатый воздух транспортируется в смешивающий узел 35, такое как коллектор или эжектор, где он смешивается с выхлопными газами и подается в подсистему 19 IGV. Отработанный воздух подается с помощью узла внешнего воздуховода, соединенного с линией 27 отвода выхлопных газов. Линия 27 отвода выхлопных газов снабжается датчиком 39 расхода отвода выхлопных газов (exhaust gas extraction, EGE), регулирующим клапаном 41 EGE и запорным клапаном 43 EGE. Датчик 39 EGE выдает данные о расходе выхлопных газов (Q2) в подсистему 11 управления. Подсистема 11 управления подает управляющие сигналы на регулирующий клапан 29 перепуска воздуха из компрессора выше по потоку, регулирующий клапан 31 перепуска воздуха из компрессора ниже по потоку, датчик 39 расхода EGE, регулирующий клапан 41 EGE и запорный клапан 43 EGE. Выхлопные газы компрессора могут быть смешаны с атмосферным воздухом во входной системе 37 газовой турбины.
[0036] На фиг. 3 представлен другой вариант подсистемы 5 защиты компрессора, где линия 45 отбора воздуха из промежуточной ступени компрессора соединена с промежуточной ступенью компрессора 13. Сжатый воздух из линии 25 отбора воздуха из компрессора и линии 45 отбора воздуха из промежуточной ступени компрессора смешиваются посредством смешивающего компонента 46, такого как коллектор или эжектор, для создания первой смеси. Смешанный воздух компрессора смешивается с отработанным воздухом из линии 27 отвода выхлопных газов в смешивающем узле 35. Вторая смесь затем может быть смешана с атмосферным воздухом 20 во входной системе 37 газовой турбины, и смешанные газы подаются через IGV 19 в компрессор 13.
[0037] Подсистема 5 защиты компрессора дает оператору газовой турбины 3 возможность управлять работой системы за счет непрерывного контроля параметров компрессора, таких как параметры нагрузки ступени и коэффициент расхода воздуха, проходящего через компрессор. Параметр нагрузки ступени представляет собой безразмерную величину полученной работы, приходящейся на ступень. Желательна высокая нагрузка ступени, так как это означает меньшее количество ступеней для производства требуемой работы на выходе. Нагрузка ступени ограничена тем фактом, что высокая нагрузка ступени влияет на КПД. Параметр нагрузки ступени может быть охарактеризован на основе минимального отношения Cm/U (коэффициент расхода). Коэффициент расхода - это отношение осевой скорости потока к средней скорости вращения ротора. Было установлено, что компрессоры и турбины работают наиболее удовлетворительно, если безразмерная осевая скорость, часто называемая коэффициентом расхода, находится в ограниченном диапазоне. Коэффициент расхода для данной ступени характеризует поведение массового расхода через эту ступень. Для данного коэффициента расхода нагрузка ступени возрастает с увеличением угла лопаток компрессора от осевого направления.
[0038] Управление параметрами компрессора позволяет оператору установки эксплуатировать газовую турбину при пониженных нагрузках в изменяющихся условиях окружающей среды, таких как низкие температуры, исключая аэромеханические нагрузки, которые испытывают известные газовые турбины при пониженных температурах. Это достигается регулированием входной температуры воздуха, поступающего в компрессор, угла поворота лопаток подсистемы 19 IGV. Входная температура компрессора регулируется с помощью отведенных выхлопных газов. Контролируя температуру смешанных газов, поступающих через IGV 19 в компрессор 13, газовая турбина 3 может работать выше зоны ограничения диапазона регулирования при низких температурах окружающей среды (за пределами номинальных уровней Cm/U), тем самым обеспечивая защиту компрессора 13 при работе газовой турбины 3 на низких нагрузках. Кроме того, подсистема 7 спящего режима позволяет оператору газовой турбины 3 работать на пониженных нагрузках за пределами номинальных предельных уровней выбросов СО.
[0039] Преимуществами для потребителей в связи с расширенным диапазоном регулирования являются увеличенное годовое количество часов работы (доступность, коэффициент использования установленной мощности), сокращение циклов пуска - останова (снижение расходов на техническое обслуживание) и существенное повышение рабочего КПД при таком более низком диапазоне регулирования относительно номинального при низких температурах окружающей среды.
[0040] Преимуществом подсистемы 5 защиты компрессора, описанной в настоящем документе, является то, что капитальные и эксплуатационные затраты могут быть сокращены за счет уменьшения общей сложности системы, используемой для нагревания воздуха, подаваемого в компрессор 13. Другим преимуществом подсистемы 5 защиты компрессора, описанной в настоящем документе, является то, что она позволяет оператору газовой турбины 3 повысить рабочий КПД при использовании топливных газов с низким BTU (British Thermal Unit, Британская тепловая единица, БТЕ), таких как используемые в комбинированном цикле производства электроэнергии с внутрицикловой газификацией угля (integrated gasification combined-cycle) (IGCC).
[0041] На фиг. 4 представлен вариант подсистемы 7 спящего режима. Подсистема 7 спящего режима показана внутри двойной пунктирной линией, а компоненты подсистемы 7 спящего режима изображены сплошными линиями. Другие компоненты газотурбинной системы 1 показаны пунктирной линией. В данном варианте сжатый воздух из компрессора 13 разделяется в разделителе 48, и одна его часть отводится в компрессор 13 через регулирующий клапан 29 отбора воздуха из компрессора выше по потоку, регулирующий клапан 31 отбора воздуха из компрессора ниже по потоку и датчик 33 расхода отобранного воздуха из компрессора. Эта часть, отбираемая в компрессор, поступает в подсистему 19 IGV. Другая же часть сжатого воздуха из компрессора 13 после разделения отводится для выброса к выхлопным газам через линию 47 выброса воздуха из компрессора. Расход воздуха, отводимого для выброса к выхлопным газам, контролируется запорным клапаном 49 выброса, регулирующим клапаном 51 выброса и датчиком 53 расхода выброса. Датчик 53 расхода выброса выдает данные о скорости расхода в подсистему 11 управления. Подсистема 11 управления подает сигналы управления на запорный клапан 49 выброса и регулирующий клапан 51 выброса.
[0042] Подсистема 7 спящего режима обеспечивает функционирование в спящем режиме посредством отведения воздуха с выхода компрессора на вход компрессора и на выход из турбины, тем самым поддерживая требуемое соотношение компонентов топливовоздушной смеси (fuel air ratio) (FAR), что обеспечивает выбросы на уровне ниже предельных уровней. Подсистема 7 спящего режима может быть интегрирована с ранее описанной подсистемой 5 защиты компрессора. Настоящее изобретение также сокращает расходы потребителя на эксплуатацию и техническое обслуживание, связанные с работой при очень низком соотношении часов работы/пусков.
[0043] Подсистема 7 спящего режима дает возможность оператору газовой турбины 3 работать при очень низком «спящем» уровне, с нагрузкой, равной примерно 10%, с возможностью очень быстрого подъема нагрузки до уровня базовой нагрузки для получения необходимой рабочей мощности энергосистемы. Подсистема 7 спящего режима может также сократить эксплуатационные расходы, связанные с работой газовой турбины 3 при очень низком соотношении часов работы/пусков. Подсистема 7 спящего режима также позволяет оператору газовой турбины 3 работать при очень низкой нагрузке спящего режима, в то же время соблюдая правила по выбросам. Подсистема 7 спящего режима, изображенная в данном варианте, не требует конструктивных изменений относительно осевой линии газовой турбины 3 и систем камеры сгорания и может быть выполнена с минимальным количеством дополнительных основных компонентов. Подсистема 7 спящего режима обеспечивает избирательный диапазон регулирования газовой турбины 3 за пределами номинальных предельных норм выбросов СО и NOx. Кроме того, подсистема 7 спящего режима устанавливает схему для сокращения соотношения компонентов воздух-топливо и уменьшения срыва пламени при горении обедненного топлива в камере сгорания.
[0044] На фиг. 5 изображена подсистема 9 изотермы комбинированного цикла, которая может быть выполнена как часть подсистемы 4 диапазона регулирования в варианте комбинированного цикла. В варианте комбинированного цикла высокотемпературные выхлопные газы из газовой турбины 3 проходят через котел-утилизатор 21 для производства пара, приводящего во вращение паровую турбину. Часто желательно повысить мощность газовой турбины 3 для увеличения производительности и сокращения удельного расхода тепла, однако проектные ограничения котла-утилизатора 21 могут наложить дополнительные ограничения на оптимальную работу газовой турбины для режимов работы с базовой нагрузкой, частичной нагрузкой и постепенно нарастающей нагрузкой.
[0045] Подсистема 9 комбинированного цикла изотермы показана внутри двойной пунктирной линии, а компоненты подсистемы 9 комбинированного цикла изотермы показаны сплошной линией. Другие компоненты газотурбинной системы показаны пунктирной линией. В данном варианте сжатый воздух из компрессора 13 протекает по линии 25 отбора воздуха из компрессора. Как описывалось ранее, регулирующий клапан 29 перепуска воздуха из компрессора выше по потоку может быть расположен на линии 25 отбора воздуха из компрессора. Кроме того, запорный клапан 49 выброса, регулирующий клапан 51 выброса и датчик 53 расхода выброса могут быть расположены на линии 47 выброса воздуха из компрессора. Кроме того, предохранительный клапан 54 может быть расположен на линии 47 выброса воздуха из компрессора. Сжатый воздух может быть смешан с выхлопными газами из турбины 17 и текучей средой для регулирования температуры на входе 22 комбинированного цикла. Сжатый воздух из компрессора, выхлопные газы и текучая среда для регулирования температуры могут протекать через подсистему 55 регулирования температуры, где температура смешанных газов может регулироваться. Смешанные отрегулированные по температуре газы предназначены для подачи в подсистему 21 котла-утилизатора, где может быть получена дополнительная работа.
[0046] Работа в комбинированном цикле требует, чтобы выхлопные газы, выходящие из газотурбинного двигателя, находились в границах определенного температурного диапазона. То есть температура выхлопных газов не может быть слишком высокой, чтобы избежать разрушения выходного канала газовой турбины и аппаратных средств котла-утилизатора 21. Кроме того, температура не должна падать ниже определенного значения температуры, чтобы избежать состояния, называемого форсированным охлаждением, когда тепловые переходные процессы в роторе паровой турбины и корпусе могут разрушить ротор турбины. Два температурных предела, о которых шла речь выше, называются изотермой верхнего порога и изотермой нижнего порога, соответственно.
[0047] Подсистема 55 регулирования температуры представляет собой устройство, которое обеспечивает последующее охлаждение с помощью водяных увлажнителей для регулирования температуры. Подсистема 55 регулирования температуры предусматривает оптимальную схему расположения увлажнителей в выходном канале газовой турбины 3 с одной или более впрыскивающими форсунками 57 увлажнителей, расположенными в канале. Каждая впрыскивающая форсунка 57 увлажнителя снабжается конденсатом или другой рабочей текучей средой со входа 58 для рабочей среды и экранирована выше по потоку узлом 59 профилированных отражателей.
[0048] На фиг. 6 и 7 показан узел 59 профилированных отражателей. Отражатели 61 со стратегической точки зрения размещены так, чтобы оптимизировать форму 62 распыления с перекрытием для достижения однородности температуры газа. Подсистема 55 регулирования температуры принимает конденсат из любой зоны повышенного давления в подсистеме 21 котла-утилизатора или подаваемую извне деминерализованную воду в качестве рабочей среды. Величина расхода в увлажнителе и источник конденсата могут контролироваться подсистемой 10 управления.
[0049] Подсистема 9 изотермы комбинированного цикла дает возможность управлять и оптимизировать извне температуру выхлопных газов, поступающих в котел-утилизатор 21, посредством доохлаждения с помощью водных увлажнителей для регулирования температуры.
[0050] Подсистема 9 изотермы комбинированного цикла частично преодолевает некоторые из ограничений в отношении КПД и возможности работать при частичной нагрузке, вызванные ограничениями температуры входного газа. Такие ограничения могут ограничить выходную мощность газовой турбины 3 и общий КПД электростанции во всех точках нагрузки. Следовательно, газовая турбина 3 может работать с температурой выхлопных газов выше предельного уровня входной температуры HRSG (heat recovery steam generator, котел-утилизатор) 21 во всех режимах работы, улучшая скорость отслеживания графика нагрузки и теплопередачу выхлопных газов в подсистему 21 котла-утилизатора. Подсистема 9 изотермы комбинированного цикла позволяет реализовать способ внешнего управления и оптимизации температуры выхлопных газов газовой турбины 3, поступающих в подсистему 21 котла-утилизатора, посредством доохлаждения с помощью водных/паровых увлажнителей для регулирования температуры. Кроме того, подсистема 9 изотермы комбинированного цикла предусматривает конфигурирование форсунок увлажнителей и отражателей для обеспечения однородности температуры ниже по потоку и позволяет пользователю газовой турбины управлять газовой турбиной 3 с температурой выхлопных газов выше предельного уровня входной температуры подсистемы 21 котла-утилизатора в любом рабочем режиме. Использование подсистемы 9 изотермы комбинированного цикла также повышает скорость увеличения нагрузки газотурбинной установки комбинированного цикла и предотвращает рассогласование между газовой турбиной 3 и подсистемой 21 котла-утилизатора, когда газовая турбина 3 повышает мощность. Другим преимуществом подсистемы 9 изотермы комбинированного типа является то, что она предусматривает средства для регулирования баланса нагрузки между газовой турбиной 3 и установкой с комбинированным циклом с максимальным производством пара, когда выработка электроэнергии не нужна. В свою очередь это дает оператору электростанции гибкость в некоторых применениях, когда желательно иметь дополнительное количество пара, таких как центральное теплоснабжение и когенерация на месте на предприятиях, таких как нефтеперерабатывающие заводы. К другим преимуществам относятся улучшение теплопередачи выхлопных газов в подсистему 21 котла-утилизатора и удельного расхода тепла газовой турбины комбинированного цикла в условиях частичной нагрузки, когда газовая турбина 3 является изотермически ограниченной. Наконец, подсистема 9 изотермы комбинированного цикла улучшает профиль выбросов при расширенном диапазоне регулирования и дает больше возможностей по увеличению мощности устаревших электростанций. Дополнительными преимуществами являются рост годового количества часов работы (доступность, коэффициент использования установленной мощности), сокращение циклов пуска-останова газовой турбины комбинированного цикла (сокращенные эксплуатационные расходы) в сочетании с гибкостью выравнивания нагрузки и улучшением эффективности работы с частичной нагрузкой при повышенных мощностях газовой турбины комбинированного цикла.
[0051] На фиг. 8 изображена подсистема 100 управления, используемая для управления различными компонентами и процессами турбинной системы 1. Подсистема 100 может содержать модуль 103 управления, обычно цифровую вычислительную машину, которая автоматизирует электромеханические процессы, такие как управление компонентами турбинной системы 10. Такие компоненты могут включать подсистему 19 входного направляющего аппарата, компрессор 13 и камеру 15 сгорания. Например, модулем 103 управления может быть подсистема управления газовой турбиной SPEEDTRONIC Tm компании «Дженерал Электрик», такая как описана в Rowen, W.I., "SPEEDTRONIC™ Mark V Gas Turbine Control subsystem", GE-3658D, опубликовано GE Industrial & Power Systems, Schenectady, N.Y. Например, подсистема управления описана в патенте США №6912856, озаглавленном «Способ и система для управления газовой турбиной посредством регулировки заданной температуры выхлопных газов ("Method and System for Controlling Gas Turbine by Adjusting Target Exhaust Temperature"), Rex Allen Morgan и др., который включен в настоящий документ путем ссылки.
[0052] Модуль 103 управления включает центральный процессор 105. С центральным процессором 105 могут быть связаны компонент 107 памяти, компонент 109 устройства ввода и компонент 111 устройства вывода. Компонент 107 памяти может представлять собой карту флэш-памяти, карту оперативного запоминающего устройства (ОЗУ) (random access memory, RAM), постоянное запоминающее устройство (ПЗУ) (read only memory, ROM), динамическое запоминающее устройство с произвольной выборкой (ДЗУПВ) (dynamic random access memory, DRAM); асинхронное динамическое запоминающее устройство с произвольной выборкой (asynchronous dynamic random access memory, SDRAM) или любой другой подходящий тип устройства памяти и может входить в состав модуля 103 управления или может быть отдельным устройством. Компонент 109 устройства ввода и компонент 111 устройства вывода могут быть объединены в одну плату ввода-вывода, связанную с модулем 13 управления. Хотя компонент 109 устройства ввода и компонент 111 устройства вывода изображены встроенными в модуль 103 управления, они могут быть выполнены в виде внешних модулей ввода-вывода, соединенных с компьютерной сетью, которая подключается к модулю 103 управления.
[0053] Кроме того, модуль 103 управления включает компонент 113 связи и блок 115 питания. Модуль 103 управления обрабатывает множество входных сигналов 117 и выдает множество выходных сигналов 119. Модуль 103 управления может также быть с интерфейсом 121 человек-машина (human machine interface, HMI), таким как цифровой компьютер. Интерфейс HMI, также известный как человеко-машинные интерфейсы (man-machine interface, MMI), и графический пользовательский интерфейс (graphical user interface, GUI) могут включать использование кнопок и индикаторов для взаимодействия с пользователем, текстовые дисплеи и графические сенсорные экраны. Программное обеспечение для программирования и мониторинга может быть установлено на компьютере, соединенном с модулем 103 управления через интерфейс связи. Программы реализации алгоритмов для управления различными процессами, как правило, хранятся в компоненте 107 памяти.
[0054] Базы данных могут храниться в компоненте 107 памяти. Базы данных, хранящиеся в компоненте 107 памяти, могут содержать базу данных по предельным значениям нагрузки компрессора, которая связывает с каждой газовой турбиной 3 пределы нагрузки компрессора для различных температур Ti на входе в компрессор, соотношение компонентов топливовоздушной смеси (FAR) у камеры сгорания и угол 6 направляющего аппарата.
[0055] Базы данных, хранящиеся в компоненте 107 памяти, могут включать базу данных по предельным выбросам, которая связывает предельные значения выбросов для различных Ti, θ и FAR с каждой газовой турбиной 3. Базы данных, хранящиеся в компоненте 107 памяти, могут включать базу данных по расходу, которая связывает с каждой газовой турбиной 3 разные величины расходов (Q1, Q2, Q3 и т.д.) для различных Та, Ti, FAR и θ. Другая информация в базах данных может содержать графики зависимостей расхода воздуха через компрессор и выбросов, модели выбросов компрессора, данные, указывающие на коэффициент расхода, при котором аэромеханические напряжения возникают на последних ступенях компрессора для конкретной газовой турбины 3 при различных температурах окружающей среды и различных углах IGV.
[0056] Как показано на фиг. 9, модуль 103 управления может получать различные входные сигналы из турбинной системы, включая относящиеся к управлению турбиной входные сигналы (турбинные входные сигналы) 123, и относящиеся к управлению остальной частью системы входные сигналы (системные входные сигналы) 125. Кроме того, модуль 103 управления может получать входные сигналы от HMI (интерфейс человек-машина) 121 (HMI входные сигналы 127). Модуль 103 управления будет выполнять программы на основе программной логики 129 и выдавать выходные сигналы для управления турбиной (турбинные выходные сигналы 133) и выходные сигналы для управления остальной частью системы (системные выходные сигналы 135).
[0057] Турбинные входные сигналы 123 могут включать: температуры на входе в турбину; температуру выхлопных газов турбины и графики температуры на входе. Системные входные сигналы 125 могут включать: графики расширенного диапазона регулирования температуры на входе в компрессор в зависимости от единицы измерения; скорости отбора; температуры отбора; графики температуры на входе; положения регулирующих клапанов; положения предохранительного/запорного клапанов и другие. HMI входные сигналы 127 могут включать: выбор «Нормального» режима ("Normal" Mode) - (Выходные сигналы - Регулирующие клапаны закрыты, Предохранительные клапаны закрыты); или режима «Диапазон регулирования» ("Turndown" Mode) - (Выходные сигналы - Открытие регулирующих клапанов разрешено, Открытие запорных клапанов разрешено).
[0058] На высоком уровне программная логика 129 может быть представлена следующим образом:
Figure 00000001
Системные выходные сигналы 135 могут включать команды на открытие и закрытие запорного клапана 43 отвода выхлопных газов, запорного клапана 49 выброса и предохранительного запорного клапана 54. Кроме того, системные выходные сигналы могут включать команды по установке положения регулирующего клапана 29 перепуска воздуха из компрессора выше по потоку, регулирующего клапана 31 перепуска воздуха из компрессора ниже по потоку, регулирующего клапана 41 отвода выхлопных газов (EGE) и регулирующей клапан 51 выброса.
[0059] На фиг. 10 представлена блок-схема, иллюстрирующая способ, который может быть осуществлен подсистемой 5 защиты компрессора для снижения нагрузки на газовую турбину 3 с уровня начальной нагрузки (Lstart) до уровня пониженной нагрузки в диапазоне регулирования (Lend). Оператор определяет существующую нагрузку Lstart (блок 151 способа) и требуемую нагрузку Lend (блок 153 способа). Подсистема 11 управления получает данные от датчиков, включая температуру окружающей среды (Та), температуру на входе в компрессор (Ti), угол лопаток IGV (θ), расход отбираемого из компрессора воздуха Q1 и расход отводимых выхлопных газов Q2 (блок 155 способа). Оператор может определить скорость снижения нагрузки ΔL/t от Lstart до Lend. Шаговое снижение нагрузки ΔL (блок 157 способа) может быть определено, и оптимальные Cm/U, Ti и θ могут быть вычислены или определены на основе ограничений Cm/U и предельных уровней выбросов для конкретной газовой турбины (блок 159 способа). На основе этих значений подсистема управления может определить необходимые величины расходов Q1, Q2, Q5 и Q6 для достижения указанных условий, а также входные параметры для подсистемы 55 регулирования температуры 55 (блок 161 способа). Подсистема 11 управления формирует команды для регулирующего клапана 41 EGE и регулирующего клапана 31 перепуска воздуха из компрессора ниже по потоку для достижения необходимых условий для пониженной нагрузки (блок 163 способа). Нагрузка затем уменьшается на ΔL (блок 165 способа). Если нагрузка Lend не была достигнута, тогда процесс повторяется до тех пор, пока нагрузка не достигнет величины Lend (блок 167 способа).
[0060] На фиг. 11 представлена блок-схема, иллюстрирующая способ, который может быть осуществлен подсистемой 5 защиты компрессора для увеличения нагрузки на газовую турбину 3 (плавное возрастание) от начальной нагрузки (Lstart) до уровня повышенной нагрузки в диапазоне регулирования (Lend). Оператор определяет существующую нагрузку Lstart (блок 251 способа) и необходимую нагрузку Lend (блок 253 способа). Подсистема 11 управления получает данные от датчиков, включая температуру окружающей среды (Та), температуру на входе в компрессор (Ti), угол лопаток IGV (θ), расход отбираемого из компрессора воздуха Q1 и расход отводимых выхлопных газов Q2 (блок 255 способа). Оператор может определить скорость увеличения нагрузки ΔL/t от величины Lstart до величины Lend. Шаговое увеличение нагрузки ΔL (блок 257 способа) может быть определено, и оптимальные Cm/U, Ti и θ могут быть вычислены или определены на основе ограничений Cm/U и предельных уровней выбросов для конкретной газовой турбины (блок 259 способа). На основе этих значений подсистема управления может определить необходимые величины расходов Q1, Q2, Q5 и Q6 для достижения указанных условий, а также входные параметры для подсистемы 55 регулирования температуры (блок 263 способа). Подсистема 11 управления формирует команды для регулирующего клапана 41 EGE, регулирующего клапана 31 перепуска воздуха из компрессора ниже по потоку для достижения необходимых условий для повышенной нагрузки (блок 265 способа). Если величина Lend не была достигнута, то процесс повторяется до тех пор, пока нагрузка не достигнет величины Lend. Использование способов, проиллюстрированных на фиг. 10 и 11, дает оператору гибкость в управлении не только начальной и конечной нагрузкой, но также и величиной расхода, при которой изменяется нагрузка, исключая при этом аэромеханические напряжения в компрессоре 13.
[0061] Фиг. 12 иллюстрирует вариант осуществления способа уменьшения нагрузки газовой турбины 3 до пониженной нагрузки в диапазоне регулирования, также с соблюдением норм выбросов, что может быть выполнено подсистемой 7 спящего режима. Оператор определяет текущую нагрузку (L) (блок 271 способа) и требуемую конечную нагрузку (Lend) (блок 273 способа). Оператор может определить шаг изменения нагрузки ΔL (блок 275 способа). Подсистема 11 управления может определить, окажется ли коэффициент расхода на новом уровне нагрузки (Cm/UL-ΔL) ниже, чем коэффициент расхода для ограниченного диапазона регулирования (Cm/UR) (блок 277 способа). Если коэффициент расхода при новом уровне нагрузки окажется ниже, чем коэффициент расхода в ограниченном диапазоне регулирования, тогда подсистема 11 управления вычислит изменение температуры ΔT на входе в компрессор и любое изменение угла IGV лопаток θ, которые необходимы для поддержания коэффициента расхода на более высоком уровне, чем коэффициент расхода для ограниченного диапазона регулирования (блок 279 способа). Подсистема 11 управления затем определяет, будут ли выбросы NOx при новом уровне нагрузки больше, чем соответствующие максимально допустимые уровни NOx. Кроме того, подсистема 11 управления может также определить, будут ли выбросы СО при новом уровне нагрузки больше, чем соответствующие максимально допустимые уровни выбросов СО (блок 281 способа). Если уровни выбросов, рассчитанные для новой нагрузки, превысят допустимые уровни, тогда подсистема управления вычислит изменение в соотношении компонентов топливовоздушной смеси, необходимое, чтобы камера сгорания работала с уровнями выбросов в пределах допустимых норм (блок 283 способа). Подсистема 11 управления может затем изменить нагрузку до нового уровня (блок 285 способа). Подсистема 11 управления может определить, не окажется ли коэффициент расхода при новом уровне нагрузки меньше, чем коэффициент расхода на уровне ограничения (блок 287 способа). Если коэффициент расхода при новом уровне нагрузки окажется меньше коэффициента расхода на уровне ограничения, тогда подсистема 11 управления выдаст команды в подсистему 7 спящего режима на соответствующую корректировку входной температуры (блок 289 способа). Подсистема 11 управления может определить, не превышает ли уровень выбросов NOx предельный уровень выбросов NOx, установленный для системы. Подсистема 11 управления может также определить, не превышает ли уровень выбросов СО предельный уровень выбросов СО, установленный для системы (блок 291 способа). Если выбросы при новом уровне нагрузки превышают приемлемый уровень выбросов, подсистема 11 управления выдаст команды в подсистему 7 спящего режима на корректировку соотношения компонентов топливовоздушной смеси у камеры сгорания 15 так, чтобы выбросы находились в пределах допустимого уровня (блок 293 способа). В газотурбинной системе комбинированного цикла способ может дополнительно включать определение входной температуры для подсистемы 21 котла-утилизатора для новой нагрузки и, если она превышает допустимый предельный уровень температуры, подсистема 11 управления может выдать команды в подсистему 9 изотермы комбинированного цикла на изменение температуры газа, поступающего в котел-утилизатор 21, таким образом, чтобы температуры попадала в приемлемые границы. Использование способа, проиллюстрированного на фиг. 12, дает оператору гибкость в контролировании не только начальной и конечной нагрузки, но также и величины расхода, при которой нагрузка изменяется, позволяя в то же время избежать нарушения предельных уровней выбросов, установленных нормами выбросов.
[0062] Комбинация подсистемы 5 защиты компрессора, подсистемы 7 спящего режима и, в случае газотурбинной системы комбинированного цикла, подсистемы 9 изотермы комбинированного цикла предоставляет оператору системы гибкость в управлении газовой турбиной на очень низких уровнях нагрузки с более высокой эффективностью по сравнению с известными системами. Кроме того, комбинация подсистем предоставляет оператору множество путей по изменению выходной мощности газотурбинной системы 1. Контролируя комбинацию температуры на входе в компрессор, соотношение компонентов топливовоздушной смеси у камеры сгорания 15 и температуру газов на входе в подсистему 21 котла-утилизатора, оператор имеет возможность повысить эффективность газовой турбины 3 и/или комбинированного цикла при данной частичной нагрузке и данной температуре окружающей среды.
[0063] Различные варианты осуществления газотурбинной системы 1 обеспечивают значительные эксплуатационные преимущества для газовой турбины 3. Например, расчеты для типичной газовой турбины 3 показывают, что пределы диапазона регулирования могут быть снижены с диапазона нагрузки между примерно 45% и 60% до диапазона между примерно 10% и 36%, при соблюдении уровней выбросов NOx и СО. Данные уровни нагрузок могут поддерживаться с измеримым воздействием на величину BTU/KWh, требуемую для работы на конкретном уровне нагрузки.
[0064] В настоящем описании приводятся примеры для раскрытия изобретения, включая наилучший вариант его осуществления, чтобы дать возможность любому специалисту в данной области осуществить изобретение на практике, включая изготовление и использование любых устройств или систем и выполнение любого из включенных способов. Объем изобретения определяется его формулой и может охватывать другие примеры, которые могут предложить специалисты в данной области. Подразумевается, что такие примеры находятся в пределах формулы изобретения, если они имеют структурные элементы, которые не отличаются от дословных формулировок формулы изобретения, или если они включат эквивалентные структурные элементы с несущественными отклонениями от дословных формулировок формулы изобретения.

Claims (82)

1. Способ изменения выходной мощности газотурбинной системы, имеющей компрессор, камеру сгорания и турбину, включающий:
определение существующей выходной мощности;
определение требуемой выходной мощности;
измерение существующих параметров компрессора и параметров камеры сгорания;
вычисление коэффициента расхода компрессора для требуемой выходной мощности;
вычисление интенсивности выбросов для требуемой выходной мощности;
если коэффициент расхода для требуемой выходной мощности меньше заранее заданного предела диапазона регулирования, то вычисление новых параметров компрессора с получением в результате коэффициента расхода, который выше заранее заданного предела диапазона регулирования;
если вычисленная интенсивность выбросов превышает заранее заданный предельный уровень выбросов, то вычисление новых параметров камеры сгорания с получением в результате интенсивности выбросов, которая ниже заранее заданного предельного уровня выбросов;
изменение выходной мощности на требуемую выходную мощность;
изменение параметров компрессора на новые параметры компрессора; и
изменение параметров камеры сгорания на новые параметры камеры сгорания.
2. Способ по п.1, в котором параметры компрессора включают коэффициент расхода.
3. Способ по п.1, в котором параметры компрессора включают температуру воздуха на входе.
4. Способ по п.1, в котором параметры компрессора включают угол лопаток направляющего аппарата.
5. Способ по п.1, в котором параметр камеры сгорания представляет собой соотношение компонентов топливовоздушной смеси.
6. Способ по п.1, в котором заранее заданный предел диапазона регулирования представляет собой минимальное значение коэффициента расхода, при котором возникают аэромеханические напряжения в компрессоре.
7. Способ по п.1, в котором заранее заданный предельный уровень выбросов представляет собой предельный уровень мгновенных выбросов.
8. Способ по п.1, в котором заранее заданный предельный уровень выбросов представляет собой предельный уровень выбросов за период времени.
9. Способ по п.1, в котором изменение параметров компрессора на новые параметры компрессора включает отведение выхлопных газов к компрессору.
10. Способ по п.1, в котором компрессор имеет вход и выход, и изменение параметров камеры сгорания включает изменение соотношения компонентов топливовоздушной смеси путем отбора сжатого воздуха с выхода компрессора на вход компрессора.
11. Способ по п.1, в котором газотурбинная система также содержит котел-утилизатор, и способ также включает регулирование температуры выхлопных газов камеры сгорания.
12. Способ по п.11, в котором регулирование температуры выхлопных газов включает прохождение выхлопных газов через увлажнитель.
13. Газотурбинная система, содержащая:
компрессор;
камеру сгорания;
турбину;
подсистему защиты компрессора;
подсистему спящего режима; и
подсистему управления, которая управляет подсистемой компрессора и подсистемой спящего режима.
14. Газотурбинная система по п.13, в которой подсистема защиты компрессора содержит:
линию отбора воздуха из компрессора;
линию отвода выхлопных газов; и
смешивающий узел, соединенный с линией отбора воздуха из компрессора и линией отвода выхлопных газов.
15. Газотурбинная система по п.14, также содержащая:
регулирующий клапан отбора воздуха, расположенный на линии отбора воздуха из компрессора; и
регулирующий клапан рециркуляции, расположенный на линии отвода выхлопных газов.
16. Газотурбинная система по п.14, также содержащая:
датчик расхода отобранного воздуха, расположенный на линии отбора воздуха из компрессора;
датчик расхода рециркуляции, расположенный на линии отвода выхлопных газов.
17. Газотурбинная система по п.14, в которой смешивающий узел включает эжектор.
18. Газотурбинная система по п.13, также содержащая:
подсистему регулирования температуры, соединенную с камерой сгорания; и
подсистему котла-утилизатора, соединенную с подсистемой регулирования температуры.
19. Газотурбинная система по п.18, в которой подсистема регулирования температуры содержит:
источник рабочей текучей среды;
узел профилированных отражателей; и
множество впрыскивающих форсунок увлажнителей, соединенных с источником рабочей текучей среды и расположенных в узле профилированных отражателей.
20. Газотурбинная система по п.19, в которой узел профилированных отражателей содержит множество отражателей, расположенных ниже по потоку от впрыскивающих форсунок увлажнителей.
21. Способ расширения диапазона регулирования газотурбинной системы, содержащей компрессор и камеру сгорания, включающий:
установление минимальных параметров воздушного потока, протекающего через компрессор;
подачу выхлопных газов турбины из турбины в смешивающий узел с первой величиной расхода;
подачу сжатого воздуха из компрессора в смешивающий узел со второй величиной расхода; и
управление первой величиной расхода и второй величиной расхода для поддержания воздушного потока компрессора выше минимальных параметров воздушного потока компрессора.
22. Способ по п.21, в котором подача выхлопных газов турбины включает протекание выхлопных газов турбины по линии отвода выхлопных газов.
23. Способ по п.21, в котором подача сжатого воздуха включает протекание сжатого воздуха из компрессора по линии отбора воздуха из компрессора.
24. Способ по п.22, в котором управление первой величиной расхода включает:
измерение первой величины расхода по линии отвода выхлопных газов; и
управление регулирующим клапаном на линии отвода выхлопных газов.
25. Способ по п.23, в котором управление второй величиной расхода включает:
измерение второй величины расхода по линии отбора воздуха из компрессора; и
управление регулирующим клапаном на линии отбора воздуха из компрессора.
26. Способ по п.21, в котором набор минимальных относительных параметров воздушного потока включает набор коэффициентов воздушного потока, углов лопаток и температур окружающей среды, при которых в компрессоре возникают аэромеханические напряжения.
27. Способ по п.21, также включающий:
установление набора параметров предельных выбросов; и
управление первой величиной расхода для поддержания выбросов выхлопных газов турбины ниже параметров предельных выбросов.
28. Способ по п.27, в котором параметры предельных выбросов основаны на соотношении компонентов топливовоздушной смеси.
29. Способ повышения эффективности газовой турбины комбинированного цикла при частичной нагрузке, включающий:
поддержание воздушного потока через компрессор с коэффициентом расхода воздушного потока для частичной нагрузки выше минимального коэффициента расхода, когда в компрессоре возникают аэромеханические напряжения;
поддержание соотношения компонентов топливовоздушной смеси в камере сгорания, когда компоненты выбросов выхлопных газов из турбины сохраняются ниже заранее заданного уровня выбросов компонентов; и
поддержание температуры выхлопных газов на входе котла-утилизатора ниже заранее заданной максимальной температуры на входе.
30. Способ по п.29, в котором поддержание воздушного потока через компрессор включает подачу смеси сжатого воздуха из компрессора и выхлопных газов из турбины.
31. Способ по п.29, в котором поддержание соотношения компонентов топливовоздушной смеси включает отведение сжатого воздуха из компрессора к воздухозаборнику компрессора.
32. Способ по п.29, в котором поддержание температуры выхлопных газов включает протекание выхлопных газов через увлажнитель для регулирования температуры выхлопных газов.
33. Способ по п.29, в котором поддержание воздушного потока через компрессор включает управление соотношением компонентов в смеси сжатого воздуха из компрессора и выхлопных газов из турбины с использованием первого регулирующего клапана в линии отбора воздуха из компрессора и второго регулирующего клапана в линии отвода выхлопных газов.
34. Способ по п.29, также включающий одновременное управление воздушным потоком через компрессор, соотношением компонентов топливовоздушной смеси и температурой выхлопных газов на входе в котел-утилизатор.
35. Система для повышения эффективности газовой турбины комбинированного цикла при частичной нагрузке, содержащая:
подсистему диапазона регулирования;
подсистему спящего режима;
подсистему изотермы комбинированного цикла; и
подсистему управления, которая выдает команды в подсистему диапазона регулирования для поддержания в воздушном потоке через компрессор внутреннего коэффициента расхода для частичной нагрузки выше минимального коэффициента расхода, когда в компрессоре возникают аэромеханические напряжения.
36. Система по п.35, в которой подсистема управления выдает команды в подсистему спящего режима для поддержания соотношения компонентов топливовоздушной смеси в камере сгорания таким, чтобы компоненты выбросов выхлопных газов из турбины поддерживались ниже заранее заданного уровня выбросов компонентов.
37. Система по п.35, в которой подсистема управления выдает команды в подсистему изотермы комбинированного цикла для поддержания температуры выхлопных газов на входе в котел-утилизатор ниже заранее заданной максимальной температуры на входе.
RU2012149579A 2011-11-23 2012-11-22 Газотурбинная система, способ изменения выходной мощности газотурбинной системы, способ расширения диапазона регулирования газотурбинной системы, способ и система для повышения эффективности газовой турбины RU2608533C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/303,852 US9297316B2 (en) 2011-11-23 2011-11-23 Method and apparatus for optimizing the operation of a turbine system under flexible loads
US13/303,852 2011-11-23

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012149579A RU2012149579A (ru) 2014-05-27
RU2608533C2 true RU2608533C2 (ru) 2017-01-19

Family

ID=47290670

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012149579A RU2608533C2 (ru) 2011-11-23 2012-11-22 Газотурбинная система, способ изменения выходной мощности газотурбинной системы, способ расширения диапазона регулирования газотурбинной системы, способ и система для повышения эффективности газовой турбины

Country Status (5)

Country Link
US (2) US9297316B2 (ru)
EP (1) EP2597288B1 (ru)
JP (1) JP6205118B2 (ru)
CN (1) CN103133147B (ru)
RU (1) RU2608533C2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2755957C1 (ru) * 2017-10-30 2021-09-23 Сименс Акциенгезелльшафт Способ управления газотурбинным двигателем

Families Citing this family (74)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8844258B2 (en) 2011-11-23 2014-09-30 General Electric Company Systems and methods for de-icing a gas turbine engine inlet screen and dehumidifying inlet air filters
EP2642092B1 (en) * 2012-03-19 2014-10-08 Alstom Technology Ltd Method for operating a combined cycle power plant and plant to carry out such a method
JP6039056B2 (ja) * 2012-04-02 2016-12-07 パワーフェイズ・エルエルシー ガスタービンエンジン用の圧縮空気注入システム方法および装置
US9003762B2 (en) 2012-10-02 2015-04-14 General Electric Company Turbine exhaust plume mitigation system
JP6290909B2 (ja) 2012-10-26 2018-03-07 パワーフェイズ・エルエルシー ガスタービンエネルギー補助システムおよび加熱システム、ならびに、その製造方法および使用方法
US9447732B2 (en) 2012-11-26 2016-09-20 General Electric Company Gas turbine anti-icing system
US20140150438A1 (en) * 2012-11-30 2014-06-05 General Electric Company System and method for operating a gas turbine in a turndown mode
US10208677B2 (en) * 2012-12-31 2019-02-19 General Electric Company Gas turbine load control system
US9523313B2 (en) * 2013-03-12 2016-12-20 General Electric Company System and method for loading a combined cycle power plant
US9611752B2 (en) * 2013-03-15 2017-04-04 General Electric Company Compressor start bleed system for a turbine system and method of controlling a compressor start bleed system
EP2789829A1 (de) * 2013-04-12 2014-10-15 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Reduzierung der CO-Emissionen einer Gasturbine sowie Gasturbine
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
EP2835516A1 (en) 2013-08-08 2015-02-11 Alstom Technology Ltd Gas turbine with improved part load emissions behavior
DE102014111697A1 (de) * 2013-08-27 2015-03-05 General Electric Company Systeme und Verfahren zum Enteisen eines Einlaufsiebs einer Gasturbine und zum Entfeuchten von Lufteinlauffiltern
EP2857656A1 (en) * 2013-10-01 2015-04-08 Alstom Technology Ltd Gas turbine with cooling air cooling system and method for operation of a gas turbine at low part load
US9850823B2 (en) * 2013-12-26 2017-12-26 Siemens Aktiengesellschaft Control system and method for controlling a gas turbine engine during transients
US9957843B2 (en) * 2013-12-31 2018-05-01 General Electric Company Methods and systems for enhancing control of power plant generating units
US20150184549A1 (en) 2013-12-31 2015-07-02 General Electric Company Methods and systems for enhancing control of power plant generating units
US9915200B2 (en) 2014-01-21 2018-03-13 General Electric Company System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation
EP2907990A1 (de) * 2014-02-18 2015-08-19 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben einer Gasturbinenanlage und dieselbe
US9644542B2 (en) 2014-05-12 2017-05-09 General Electric Company Turbine cooling system using an enhanced compressor air flow
US10036321B2 (en) * 2014-05-29 2018-07-31 General Electric Company Systems and methods for utilizing gas turbine compartment ventilation discharge air
US10344677B2 (en) 2014-05-29 2019-07-09 General Electric Company Systems and methods for preheating fuel for gas turbine engines
JP6343504B2 (ja) * 2014-07-03 2018-06-13 三菱日立パワーシステムズ株式会社 ２軸ガスタービン
US20160061060A1 (en) * 2014-08-28 2016-03-03 General Electric Company Combined cycle power plant thermal energy conservation
US10415483B2 (en) * 2014-12-15 2019-09-17 Jetheat Llc Method to control the operating temperature of a gas turbine heater
US10626755B2 (en) * 2015-03-04 2020-04-21 General Electric Company Systems and methods for turbine system operation in low ambient temperatures
US20160273401A1 (en) * 2015-03-19 2016-09-22 General Electric Company Power generation system having compressor creating excess air flow and eductor for process air demand
US20160273409A1 (en) * 2015-03-19 2016-09-22 General Electric Company Power generation system having compressor creating excess air flow and turbo-expander for supplemental generator
US9863284B2 (en) 2015-03-19 2018-01-09 General Electric Company Power generation system having compressor creating excess air flow and cooling fluid injection therefor
US10024197B2 (en) * 2015-03-19 2018-07-17 General Electric Company Power generation system having compressor creating excess air flow and turbo-expander using same
US20160273403A1 (en) * 2015-03-19 2016-09-22 General Electric Company Power generation system having compressor creating excess air flow and turbo-expander using same
US20160273398A1 (en) * 2015-03-19 2016-09-22 General Electric Company Power generation system having compressor creating excess air flow and storage vessel for augmenting excess air flow
US9822670B2 (en) * 2015-03-19 2017-11-21 General Electric Company Power generation system having compressor creating excess air flow and turbo-expander for cooling inlet air
US9828887B2 (en) 2015-03-19 2017-11-28 General Electric Company Power generation system having compressor creating excess air flow and turbo-expander to increase turbine exhaust gas mass flow
US9863285B2 (en) 2015-03-19 2018-01-09 General Electric Company Power generation system having compressor creating excess gas flow for supplemental gas turbine system
US20160273408A1 (en) * 2015-03-19 2016-09-22 General Electric Company Power generation system having compressor creating excess air flow and eductor for augmenting same
US20160273393A1 (en) * 2015-03-19 2016-09-22 General Electric Company Power generation system having compressor creating excess air flow
US20160271560A1 (en) * 2015-03-19 2016-09-22 General Electric Company Power generation system having compressor creating excess air flow for scr unit
US10077694B2 (en) 2015-06-29 2018-09-18 General Electric Company Power generation system exhaust cooling
US10215070B2 (en) 2015-06-29 2019-02-26 General Electric Company Power generation system exhaust cooling
US9938874B2 (en) 2015-06-29 2018-04-10 General Electric Company Power generation system exhaust cooling
US9850794B2 (en) 2015-06-29 2017-12-26 General Electric Company Power generation system exhaust cooling
US10087801B2 (en) 2015-06-29 2018-10-02 General Electric Company Power generation system exhaust cooling
US9856768B2 (en) 2015-06-29 2018-01-02 General Electric Company Power generation system exhaust cooling
US9850818B2 (en) 2015-06-29 2017-12-26 General Electric Company Power generation system exhaust cooling
US10060316B2 (en) 2015-06-29 2018-08-28 General Electric Company Power generation system exhaust cooling
US9840953B2 (en) * 2015-06-29 2017-12-12 General Electric Company Power generation system exhaust cooling
US10030558B2 (en) 2015-06-29 2018-07-24 General Electric Company Power generation system exhaust cooling
US10982599B2 (en) 2015-12-04 2021-04-20 Powerphase International, Llc Gas turbine firing temperature control with air injection system
US10066632B2 (en) 2015-12-10 2018-09-04 General Electric Company Inlet bleed heat control system
US9882454B2 (en) * 2015-12-16 2018-01-30 General Electric Company Application of combined probabilistic control in gas turbine tuning for power output-emissions parameters with scaling factor, related control systems, computer program products and methods
US9797315B2 (en) * 2015-12-16 2017-10-24 General Electric Company Probabilistic control in gas turbine tuning for power output-emissions parameters, related control systems, computer program products and methods
US9879613B2 (en) * 2015-12-16 2018-01-30 General Electric Company Application of combined probabilistic control in gas turbine tuning for power output-emissions parameters with scaling factor, related control systems, computer program products and methods
US9879615B2 (en) * 2015-12-16 2018-01-30 General Electric Company Machine-specific probabilistic control in gas turbine tuning for power output-emissions parameters, related control systems, computer program products and methods
JP6801968B2 (ja) * 2016-02-15 2020-12-16 三菱パワー株式会社 ガスタービンの制御装置および制御方法、並びにガスタービン
US20170342902A1 (en) * 2016-05-27 2017-11-30 General Electric Company System and method of compressor inlet temperature control
US10316759B2 (en) 2016-05-31 2019-06-11 General Electric Company Power generation system exhaust cooling
US10534328B2 (en) * 2016-06-21 2020-01-14 General Electric Company Methods and systems for enhancing control of power plant generating units
US10082091B2 (en) * 2016-08-25 2018-09-25 General Electric Company Systems and methods to improve shut-down purge flow in a gas turbine system
US10082090B2 (en) * 2016-08-25 2018-09-25 General Electric Company Systems and methods to improve shut-down purge flow in a gas turbine system
US10174639B2 (en) 2017-01-31 2019-01-08 General Electric Company Steam turbine preheating system
US10337357B2 (en) 2017-01-31 2019-07-02 General Electric Company Steam turbine preheating system with a steam generator
US20190063332A1 (en) * 2017-08-22 2019-02-28 General Electric Company Systems and methods for nox prediction in a power plant
EP3477080A1 (en) 2017-10-30 2019-05-01 Siemens Aktiengesellschaft Method of controlling a gas turbine engine
KR101985108B1 (ko) * 2017-11-20 2019-05-31 두산중공업 주식회사 부분부하 성능 개선이 가능한 가스터빈 및 이의 제어방법
WO2019164475A1 (en) * 2018-02-20 2019-08-29 Siemens Aktiengesellschaft A method for starting up a gas turbine engine of a combined cycle power plant
EP3683426B1 (en) * 2019-01-15 2023-05-03 Ansaldo Energia Switzerland AG Method for operating a gas turbine power plant and gas turbine power plant
JP7253403B2 (ja) * 2019-02-21 2023-04-06 株式会社Ｉｈｉ原動機 発電システム
KR102011799B1 (ko) * 2019-06-21 2019-08-19 두산중공업 주식회사 부분부하 성능 개선이 가능한 가스터빈 및 이의 제어방법
US11053849B2 (en) 2019-08-23 2021-07-06 Mitsubishi Power Americas, Inc. Anti icing method and apparatus
RU2727539C1 (ru) * 2020-04-08 2020-07-22 Виктор Абрамович Биленко Способ реализации общестанционного уровня управления газотурбинными электростанциями (ГТЭ) с газотурбинными энергоблоками (ГТЭБ)
JP2021193282A (ja) * 2020-06-08 2021-12-23 三菱パワー株式会社 ガスタービンの制御装置および方法並びにガスタービン
FR3117168B1 (fr) * 2020-12-03 2023-08-25 Total Se Procédé de production d’énergie électrique et/ou mécanique à destination d’un système consommateur et système de production associé

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3842597A (en) * 1973-03-16 1974-10-22 Gen Electric Gas turbine engine with means for reducing the formation and emission of nitrogen oxides
US4099375A (en) * 1977-02-03 1978-07-11 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Exhaust plume reduction and cooling system
US4313300A (en) * 1980-01-21 1982-02-02 General Electric Company NOx reduction in a combined gas-steam power plant
US4991391A (en) * 1989-01-27 1991-02-12 Westinghouse Electric Corp. System for cooling in a gas turbine
RU2312229C2 (ru) * 2002-05-22 2007-12-10 Ормат Текнолоджиз Инк. Гибридная энергетическая система для непрерывной надежной подачи питания в удаленных местах
RU2007134749A (ru) * 2006-09-19 2009-03-27 Дженерал Электрик Компани (US) Способ и система для обнаружения электрически изолированного режима работы и для перехода в этот режим

Family Cites Families (61)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4380893A (en) * 1981-02-19 1983-04-26 The Garrett Corporation Compressor bleed air control apparatus and method
JP2894861B2 (ja) * 1991-04-18 1999-05-24 株式会社日立製作所 ガスタービン燃焼器の制御装置
US5307619A (en) * 1992-09-15 1994-05-03 Westinghouse Electric Corp. Automatic NOx control for a gas turbine
JPH06101500A (ja) * 1992-09-18 1994-04-12 Hitachi Ltd タービン・コンプレッサの制御方法
JPH0826780B2 (ja) * 1993-02-26 1996-03-21 石川島播磨重工業株式会社 部分再生式二流体ガスタービン
JPH0712090A (ja) * 1993-06-28 1995-01-17 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 圧縮機のサージング発生防止方法
US5794431A (en) 1993-07-14 1998-08-18 Hitachi, Ltd. Exhaust recirculation type combined plant
DE19622057C2 (de) * 1996-05-31 2001-08-16 Energieversorgung Halle Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur effizienten Nutzung von Abwärmen bei Leistungskraftmaschinen
JP3794168B2 (ja) * 1997-06-27 2006-07-05 株式会社日立製作所 排気再循環型コンバインドプラント
JPH1172029A (ja) * 1997-06-30 1999-03-16 Hitachi Ltd 水噴霧による出力増加機構を備えたガスタービン
US6226974B1 (en) * 1999-06-25 2001-05-08 General Electric Co. Method of operation of industrial gas turbine for optimal performance
US6442941B1 (en) 2000-09-11 2002-09-03 General Electric Company Compressor discharge bleed air circuit in gas turbine plants and related method
CA2369539C (en) * 2001-01-30 2006-07-11 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Combustion vibration estimating apparatus, plant and gas turbine plant
US6851514B2 (en) 2002-04-15 2005-02-08 Air Handling Engineering Ltd. Outlet silencer and heat recovery structures for gas turbine
US6742341B2 (en) * 2002-07-16 2004-06-01 Siemens Westinghouse Power Corporation Automatic combustion control for a gas turbine
US7302334B2 (en) * 2002-08-02 2007-11-27 General Electric Company Automatic mapping logic for a combustor in a gas turbine engine
US6782703B2 (en) * 2002-09-11 2004-08-31 Siemens Westinghouse Power Corporation Apparatus for starting a combined cycle power plant
US6779346B2 (en) 2002-12-09 2004-08-24 General Electric Company Control of gas turbine combustion temperature by compressor bleed air
US6912856B2 (en) 2003-06-23 2005-07-05 General Electric Company Method and system for controlling gas turbine by adjusting target exhaust temperature
US7032388B2 (en) * 2003-11-17 2006-04-25 General Electric Company Method and system for incorporating an emission sensor into a gas turbine controller
NL1027600C2 (nl) 2004-11-26 2006-05-29 Andries Visser Inrichting en werkwijze voor het beluchten van afvalwater.
ES2404093T3 (es) 2004-12-23 2013-05-23 Alstom Technology Ltd Instalación de central eléctrica
DE102005015151A1 (de) * 2005-03-31 2006-10-26 Alstom Technology Ltd. Gasturbinenanlage
US7549292B2 (en) * 2005-10-03 2009-06-23 General Electric Company Method of controlling bypass air split to gas turbine combustor
US7536864B2 (en) 2005-12-07 2009-05-26 General Electric Company Variable motive nozzle ejector for use with turbine engines
US20070137213A1 (en) 2005-12-19 2007-06-21 General Electric Company Turbine wheelspace temperature control
JP4765646B2 (ja) * 2006-02-01 2011-09-07 株式会社日立製作所 ガスタービンの制御方法
US7644573B2 (en) 2006-04-18 2010-01-12 General Electric Company Gas turbine inlet conditioning system and method
US20070271930A1 (en) 2006-05-03 2007-11-29 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Gas turbine having cooling-air transfer system
JP4427532B2 (ja) * 2006-09-21 2010-03-10 三菱重工業株式会社 ガスタービンの運転制御装置
US20090053036A1 (en) * 2007-08-24 2009-02-26 General Electric Company Systems and Methods for Extending Gas Turbine Emissions Compliance
US8209951B2 (en) * 2007-08-31 2012-07-03 General Electric Company Power generation system having an exhaust attemperating device
US7861511B2 (en) * 2007-10-30 2011-01-04 General Electric Company System for recirculating the exhaust of a turbomachine
US8056318B2 (en) 2007-11-08 2011-11-15 General Electric Company System for reducing the sulfur oxides emissions generated by a turbomachine
JP2008064117A (ja) * 2007-11-26 2008-03-21 Hitachi Ltd ２軸式ガスタービンの運転制御方法と２軸式ガスタービン、及び２軸式ガスタービンの運転制御装置
US8046986B2 (en) * 2007-12-10 2011-11-01 General Electric Company Method and system for controlling an exhaust gas recirculation system
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
US20090205310A1 (en) * 2008-02-20 2009-08-20 General Electric Company Power generation system having an exhaust gas attemperating device and system for controlling a temperature of exhaust gases
US20090235634A1 (en) 2008-03-24 2009-09-24 General Electric Company System for extending the turndown range of a turbomachine
US8127557B2 (en) * 2008-04-07 2012-03-06 General Electric Company Control systems and method for controlling a load point of a gas turbine engine
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
US8266910B2 (en) 2008-10-24 2012-09-18 General Electric Company System and method for changing the efficiency of a combustion turbine
US8483929B2 (en) 2008-11-21 2013-07-09 General Electric Company Method of controlling an air preheating system of a gas turbine
US8356466B2 (en) 2008-12-11 2013-01-22 General Electric Company Low grade heat recovery system for turbine air inlet
US8468830B2 (en) 2008-12-11 2013-06-25 General Electric Company Inlet air heating and cooling system
US20100175385A1 (en) * 2009-01-12 2010-07-15 Plant Adam D Method for Increasing Turndown Capability in an Electric Power Generation System
US20100205967A1 (en) 2009-02-16 2010-08-19 General Electric Company Pre-heating gas turbine inlet air using an external fired heater and reducing overboard bleed in low-btu applications
US8677761B2 (en) 2009-02-25 2014-03-25 General Electric Company Systems and methods for engine turn down by controlling extraction air flows
US8267639B2 (en) 2009-03-31 2012-09-18 General Electric Company Systems and methods for providing compressor extraction cooling
IT1396001B1 (it) * 2009-04-28 2012-11-09 Nuovo Pignone Spa Sistema di recupero dell'energia in un impianto per la compressione di gas
US8647057B2 (en) 2009-06-02 2014-02-11 Siemens Energy, Inc. Turbine exhaust diffuser with a gas jet producing a coanda effect flow control
US8516786B2 (en) 2009-08-13 2013-08-27 General Electric Company System and method for injection of cooling air into exhaust gas flow
CH703218A1 (de) * 2010-05-26 2011-11-30 Alstom Technology Ltd Verfahren zum Betreiben eines Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk mit Rauchgasrezirkulation sowie Kraftwerk.
CH703770A1 (de) * 2010-09-02 2012-03-15 Alstom Technology Ltd Verfahren zum spülen der abgasrezirkulationsleitungen einer gasturbine.
US9297311B2 (en) * 2011-03-22 2016-03-29 Alstom Technology Ltd Gas turbine power plant with flue gas recirculation and oxygen-depleted cooling gas
US8671688B2 (en) 2011-04-13 2014-03-18 General Electric Company Combined cycle power plant with thermal load reduction system
US8844258B2 (en) 2011-11-23 2014-09-30 General Electric Company Systems and methods for de-icing a gas turbine engine inlet screen and dehumidifying inlet air filters
EP2679786A1 (en) * 2012-06-28 2014-01-01 Alstom Technology Ltd Stand-by operation of a gas turbine
US8984893B2 (en) * 2013-04-10 2015-03-24 General Electric Company System and method for augmenting gas turbine power output
US10082089B2 (en) * 2016-08-25 2018-09-25 General Electric Company Systems and methods to improve shut-down purge flow in a gas turbine system

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3842597A (en) * 1973-03-16 1974-10-22 Gen Electric Gas turbine engine with means for reducing the formation and emission of nitrogen oxides
US4099375A (en) * 1977-02-03 1978-07-11 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Exhaust plume reduction and cooling system
US4313300A (en) * 1980-01-21 1982-02-02 General Electric Company NOx reduction in a combined gas-steam power plant
US4991391A (en) * 1989-01-27 1991-02-12 Westinghouse Electric Corp. System for cooling in a gas turbine
RU2312229C2 (ru) * 2002-05-22 2007-12-10 Ормат Текнолоджиз Инк. Гибридная энергетическая система для непрерывной надежной подачи питания в удаленных местах
RU2007134749A (ru) * 2006-09-19 2009-03-27 Дженерал Электрик Компани (US) Способ и система для обнаружения электрически изолированного режима работы и для перехода в этот режим

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2755957C1 (ru) * 2017-10-30 2021-09-23 Сименс Акциенгезелльшафт Способ управления газотурбинным двигателем
US11365689B2 (en) 2017-10-30 2022-06-21 Siemens Energy Global GmbH & Co. KG Method of controlling a gas turbine engine

Also Published As

Publication number Publication date
EP2597288A3 (en) 2017-06-14
RU2012149579A (ru) 2014-05-27
EP2597288A2 (en) 2013-05-29
US20130125557A1 (en) 2013-05-23
CN103133147B (zh) 2017-03-01
EP2597288B1 (en) 2020-06-17
US10544739B2 (en) 2020-01-28
CN103133147A (zh) 2013-06-05
JP2013108493A (ja) 2013-06-06
JP6205118B2 (ja) 2017-09-27
US9297316B2 (en) 2016-03-29
US20170191426A1 (en) 2017-07-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2608533C2 (ru) Газотурбинная система, способ изменения выходной мощности газотурбинной системы, способ расширения диапазона регулирования газотурбинной системы, способ и система для повышения эффективности газовой турбины
RU2665773C2 (ru) Способ работы газотурбинной установки со ступенчатым и/или последовательным сгоранием
US20090235634A1 (en) System for extending the turndown range of a turbomachine
US7784288B2 (en) Methods and systems of variable extraction for compressor protection
Kim et al. The effect of firing biogas on the performance and operating characteristics of simple and recuperative cycle gas turbine combined heat and power systems
US20110210555A1 (en) Gas turbine driven electric power system with constant output through a full range of ambient conditions
US20110037276A1 (en) Method for controlling a gas turbine in a power station, and a power station for carrying out the method
EP2738371A2 (en) A system and method for operating a gas turbine in a turndown mode
US10072573B2 (en) Power plant including an ejector and steam generating system via turbine extraction
Oluyede et al. Fundamental impact of firing syngas in gas turbines
US20170167378A1 (en) System for Generating Steam Via Turbine Extraction and Compressor Extraction
US9890710B2 (en) Power plant with steam generation via combustor gas extraction
Abudu et al. Gas turbine minimum environmental load extension with compressed air extraction for storage
Hao et al. Off-design performance of 9F gas turbine based on gPROMs and BP neural network model
EP3708790A2 (en) Systems and methods for operating a turbine engine
US11092085B2 (en) Method and system for controlling a sequential gas turbine engine
EP3376003A1 (en) Method and system for controlling a sequential gas turbine engine
Pan et al. Off-design performance of gas turbine power units with alternative load-control strategies
Zamotorin et al. Control optimization for multiple gas turbine driven compressors
Stathopoulos et al. Operational strategies of wet cycle micro gas turbines and their economic evaluation
Demougeot et al. A Toolbox of Hardware and Digital Solutions for Increased Flexibility
Marin et al. Improving the Energy Performance of a Conversion Aircraft Engine
Purba et al. HEPAF and IGVM Combination Technology to Control the Industrial Gas Turbine Performance, Excess Air and CO2 Production
Bonzani et al. A Higher Turndown Flexibility on AE64. 3A Gas Turbine: Design and Operating Experience
Masada et al. Operating Experience in Refinery Application of the 13MW-Class Heavy Duty MF-111 Gas Turbine Engine

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20201123