RU2665794C1 - Method and plant for mechanical and thermal energy generation - Google Patents
Method and plant for mechanical and thermal energy generation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2665794C1 RU2665794C1 RU2017131723A RU2017131723A RU2665794C1 RU 2665794 C1 RU2665794 C1 RU 2665794C1 RU 2017131723 A RU2017131723 A RU 2017131723A RU 2017131723 A RU2017131723 A RU 2017131723A RU 2665794 C1 RU2665794 C1 RU 2665794C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cooler
- water
- carbon dioxide
- heat
- pump
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 192
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 154
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 105
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 96
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 96
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 73
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 72
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 71
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 71
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 52
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 46
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 46
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000000470 constituent Substances 0.000 claims abstract description 3
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 claims description 66
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 56
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 21
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 14
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 14
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000008400 supply water Substances 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims description 6
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 4
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 claims description 3
- 239000001307 helium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 2
- 238000005507 spraying Methods 0.000 claims description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 claims 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 abstract 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 210000001331 nose Anatomy 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области теплоэнергетики, а именно к способам и установкам для экологически чистой выработки механической и тепловой энергии.The invention relates to the field of power engineering, and in particular to methods and installations for the environmentally friendly generation of mechanical and thermal energy.
Наиболее близким к заявленному изобретению является способ выработки энергии в энергетической установке посредством сжигания углеродсодержащего топлива в, по существу, чистом кислороде, энергетическая установка для выработки энергии посредством сжигания углеродсодержащего топлива в, по существу, чистом кислороде, раскрытые в патенте на изобретение РФ №2433339, опубликованном 10.11.2011. Способ выработки энергии в энергетической установке посредством сжигания углеродсодержащего топлива в по существу чистом кислороде, при этом способ включает в себя следующие этапы, на которых: (а) подают углеродсодержащее топливо в топку; (b) подают по существу чистый кислород из источника кислорода в топку для сжигания топлива в кислороде для получения отходящего газа, содержащего главным образом диоксид углерода и воду; (с) выпускают отходящий газ из топки посредством канала для отходящего газа; (d) извлекают все количество низкопотенциального тепла из отходящего газа посредством использования множества охладителей для отходящего газа, расположенных в находящейся дальше по потоку части канала для отходящего газа, при этом первая часть извлеченного низкопотенциального тепла используется для предварительного нагрева питательной воды; (е) превращают предварительно нагретую питательную воду в пар посредством извлечения высокопотенциального тепла на теплопередающих поверхностях, расположенных в топке и в находящейся ближе по потоку части канала для отходящего газа; (f) повышают давление первой части отходящего газа во множестве компрессоров для отходящего газа для получения жидкого диоксида углерода; (g) рециркулируют вторую часть отходящего газа в топку посредством канала для рециркуляции отходящего газа; (h) расширяют пар в паротурбинной системе для приведения в действие генератора мощности; (i) отбирают все количество пара из паротурбинной системы и используют первую часть отобранного пара для предварительного нагрева питательной воды, при этом первая часть извлеченного низкопотенциального тепла составляет более 50% от всего количества извлеченного низкопотенциального тепла, что обеспечивает возможность минимизации первой части отобранного пара, и способ включает в себя дополнительную операцию: (j) расширяют вторую часть отобранного пара в по меньшей мере одной вспомогательной паровой турбине для приведения в действие по меньшей мере одного компрессора или по меньшей мере одного насоса энергетической установки. К недостаткам указанного выше технического решения можно отнести большие эксергетические потери при передаче высокопотенциального тепла в топке на процесс превращения воды в пар. Вследствие этих потерь средняя температура подвода тепла в термодинамический цикл очень низкая и коэффициент полезного действия такого цикла тоже низкий. Также к недостаткам могут быть отнесены большие затраты энергии на перераспределение сред, используемых в установке, и потери тепловой энергии при передаче тепла от одной среды к другой, что ведет к уменьшению КПД установки в целом. Кроме того, усложняется регулирование количества CO2, циркулирующего в установке.Closest to the claimed invention is a method of generating energy in a power plant by burning carbon-containing fuel in substantially pure oxygen, a power plant for generating energy by burning carbon-containing fuel in substantially pure oxygen, disclosed in RF patent patent No. 2433339, published on November 10, 2011. A method of generating energy in a power plant by burning carbon-containing fuel in substantially pure oxygen, the method comprising the following steps of: (a) supplying carbon-containing fuel to the furnace; (b) supplying substantially pure oxygen from an oxygen source to a furnace for burning fuel in oxygen to produce an exhaust gas comprising mainly carbon dioxide and water; (c) discharging exhaust gas from the furnace by means of an exhaust gas channel; (d) recovering the entire amount of low-grade heat from the off-gas through the use of a plurality of off-gas coolers located in the downstream part of the off-gas channel, wherein the first part of the extracted low-potential heat is used to preheat the feed water; (f) converting pre-heated feed water into steam by extracting high potential heat on heat transfer surfaces located in the furnace and in the upstream part of the off-gas channel; (f) increasing the pressure of the first portion of the off-gas in a plurality of off-gas compressors to produce liquid carbon dioxide; (g) recycle the second part of the exhaust gas to the furnace through the channel for recirculation of the exhaust gas; (h) expanding the steam in the steam turbine system to drive the power generator; (i) taking the entire amount of steam from the steam turbine system and using the first part of the selected steam to preheat the feed water, the first part of the extracted low potential heat is more than 50% of the total amount of extracted low potential heat, which makes it possible to minimize the first part of the selected steam, and the method includes an additional operation: (j) expanding the second part of the selected steam in at least one auxiliary steam turbine to drive at least one compressor or at least one pump of a power plant. The disadvantages of the above technical solution include large exergetic losses during the transfer of high potential heat in the furnace to the process of converting water into steam. Due to these losses, the average temperature of heat input to the thermodynamic cycle is very low and the efficiency of such a cycle is also low. The disadvantages can be attributed to the large energy costs for the redistribution of the media used in the installation, and the loss of thermal energy during the transfer of heat from one medium to another, which leads to a decrease in the efficiency of the installation as a whole. In addition, the regulation of the amount of CO 2 circulating in the installation is complicated.
Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является устранение указанных недостатков наиболее близкого аналога.The task to be solved by the claimed invention is directed is the elimination of these disadvantages of the closest analogue.
Технический результат заключается в увеличении КПД установки, за счет повышения средней температуры подвода тепла в термодинамический цикл, повышения регенерации тепла в том числе и за счет объединения рабочих тел и получения большей работы расширения, за счет использования высокого давления в установке, а также в увеличении сбора и увеличении контроля циркуляции сконденсированного CO2 в энергетической установке. Кроме того, уменьшение массогабаритных показателей установки за счет исключения стенок теплопередачи.The technical result consists in increasing the efficiency of the installation, by increasing the average temperature of heat input to the thermodynamic cycle, increasing heat recovery, including by combining working fluids and obtaining more expansion work, by using high pressure in the installation, and also by increasing the collection and increasing control of the circulation of condensed CO 2 in the power plant. In addition, the reduction of the overall dimensions of the installation due to the exclusion of heat transfer walls.
Технический результат достигается способом выработки механической и тепловой энергии, который включает себя этапы, на которых:The technical result is achieved by a method of generating mechanical and thermal energy, which includes the stages in which:
(a) горячие газы из камеры сгорания (1) направляют на вход в парогазовую турбину (2), при этом давление в камере сгорания (1) составляет по меньшей мере 7,5 МПа;(a) hot gases from the combustion chamber (1) are directed to the entrance to the combined-cycle turbine (2), while the pressure in the combustion chamber (1) is at least 7.5 MPa;
(b) отработанные в парогазовой турбине (2) газы при давлении 0,2-0,9 МПа поступают в первый охладитель (3) отработанных газов;(b) the gases exhausted in the combined-cycle turbine (2) at a pressure of 0.2-0.9 MPa enter the first exhaust gas cooler (3);
(c) отработанные газы из первого охладителя (3) подают в первый контактный охладитель (4), где они охлаждаются до температуры, необходимой для отделения воды из отработанных газов путем ее конденсации, далее сконденсированная вода выводится из первого контактного охладителя (4);(c) the exhaust gases from the first cooler (3) are supplied to the first contact cooler (4), where they are cooled to the temperature necessary to separate the water from the exhaust gases by condensing it, then the condensed water is removed from the first contact cooler (4);
(d) отработанные газы из первого контактного охладителя (4), содержащие в качестве основного составляющего диоксид углерода, направляются на вход в компрессор (5), который сжимает газы до давления по меньшей мере 3,5 МПа;(d) the exhaust gases from the first contact cooler (4) containing carbon dioxide as the main constituent are sent to the inlet to the compressor (5), which compresses the gases to a pressure of at least 3.5 MPa;
(e) сжатые компрессором (5) отработанные газы подают во второй контактный охладитель (6), где они охлаждаются;(e) the exhaust gases compressed by the compressor (5) are supplied to a second contact cooler (6), where they are cooled;
(f) из второго контактного охладителя (6) охлажденные отработанные газы поступают во второй охладитель (7), где отработанные газы охлаждаются до температуры, необходимой для конденсации диоксида углерода, далее сконденсированный диоксид углерода выводится из второго охладителя (7);(f) from the second contact cooler (6), the cooled exhaust gas enters the second cooler (7), where the exhaust gas is cooled to the temperature necessary for condensation of carbon dioxide, then the condensed carbon dioxide is removed from the second cooler (7);
(g) некоторая часть выведенной из первого контактного охладителя (4) воды поступает на вход водяного насоса-регулятора (17), который закачивает ее в камеру сгорания (1);(g) some of the water discharged from the first contact cooler (4) enters the inlet of the water regulator pump (17), which pumps it into the combustion chamber (1);
(h) некоторая часть диоксида углерода, сконденсированного во втором охладителе (7), поступает на вход углекислотного насоса-регулятора (25), который закачивает его в камеру сгорания (1);(h) some of the carbon dioxide condensed in the second cooler (7) enters the inlet of the carbon dioxide control pump (25), which pumps it into the combustion chamber (1);
(i) в камеру сгорания (1) топливным насосом-регулятором (35) и кислородным насосом-регулятором (32) подаются углеродсодержащее топливо и кислород соответственно, под давлением, необходимым для осуществления подачи в камеру сгорания (1).(i) carbon-containing fuel and oxygen are supplied to the combustion chamber (1) by the fuel control pump (35) and the oxygen control pump (32), respectively, under the pressure necessary to supply the combustion chamber (1).
Этап (b) дополнительно включает в себя последовательные подэтапы охлаждения отработанных газов в первом охладителе (3):Step (b) further includes successive sub-steps for exhaust gas cooling in the first cooler (3):
(j) охлаждение отработанных газов за счет теплообмена с водой, поступающей в камеру сгорания (1);(j) cooling the exhaust gases by heat exchange with water entering the combustion chamber (1);
(k) охлаждение отработанных газов за счет теплообмена с диоксидом углерода, поступающим в камеру сгорания (1);(k) cooling the exhaust gases through heat exchange with carbon dioxide entering the combustion chamber (1);
Этап (с) дополнительно включает в себя последовательные подэтапы:Step (c) further includes successive sub-steps:
(c1) выведенную из первого контактного охладителя (4) часть воды направляют с помощью теплофикационного насоса (18) к потребителю тепла;(c1) a portion of the water withdrawn from the first contact cooler (4) is sent by means of a heat pump (18) to a heat consumer;
(с2) охлаждение отработанных газов в первом контактном охладителе (4) достигают за счет теплообмена с распыленной инжекторами обратной воды от потребителя тепла;(c2) cooling of the exhaust gases in the first contact cooler (4) is achieved by heat exchange with the atomized return water from the heat consumer;
(с3) охлаждение отработанных газов в первом контактном охладителе (4) также достигают за счет теплообмена с распыленной инжекторами воды, поступающей из первого контактного охладителя (4) и охлажденной в теплообменнике (16) регенеративного нагревателя (26) диоксида углерода.(c3) cooling of the exhaust gases in the first contact cooler (4) is also achieved by heat exchange with water sprayed by the injectors coming from the first contact cooler (4) and cooled in the heat exchanger (16) of the regenerative carbon dioxide heater (26).
Этап (е) дополнительно включает в себя подэтап (е’), на котором:Step (e) further includes a sub-step (e ’), in which:
во втором контактном охладителе (6) конденсируют остатки воды из отработанных газов, при этом охлаждение отработанных газов во втором контактном охладителе (6) достигают за счет распыления инжекторами (19) воды, поступающей из второго контактного охладителя (6) через блок (21) охлаждения воды.residual water from the exhaust gases is condensed in the second contact cooler (6), while the cooling of the exhaust gases in the second contact cooler (6) is achieved by spraying the injectors (19) with water coming from the second contact cooler (6) through the cooling unit (21) water.
В частном случае реализации способа, этап (f) включает в себя последовательные подэтапы охлаждения отработанных газов во втором охладителе (7):In the particular case of implementing the method, step (f) includes successive sub-steps for cooling the exhaust gases in the second cooler (7):
(f1) охлаждение за счет передачи тепла испарителю (12) теплового насоса;(f1) cooling due to heat transfer to the heat pump evaporator (12);
(f2) охлаждение за счет передачи тепла теплообменнику (11) регенеративного нагревателя кислорода;(f2) cooling by transferring heat to a heat exchanger (11) of a regenerative oxygen heater;
(f3) охлаждение за счет передачи тепла теплообменнику (10) регенеративного нагревателя углеродсодержащего топлива.(f3) cooling by transferring heat to a heat exchanger (10) of a regenerative carbon fuel heater.
В частном случае реализации способа, тепло, отведенное испарителем (12) теплового насоса, с помощью циркуляционного насоса (28) поступает в конденсатор (29) теплового насоса, где рабочее тело теплового насоса конденсируется, и далее тепло от конденсатора (29) теплового насоса отводится в окружающую среду.In the particular case of the method, the heat removed by the heat pump evaporator (12) is supplied to the heat pump condenser (29) by means of the circulation pump (28), where the working body of the heat pump condenses, and then heat is removed from the heat pump condenser (29) into the environment.
В частном случае реализации способа, тепло от конденсатора (29) теплового насоса отводится в окружающую среду через градирню (30).In the particular case of the method, the heat from the condenser (29) of the heat pump is removed to the environment through a cooling tower (30).
Способ дополнительно включает в себя этап (1) ожижения газообразного углеродсодержащего топлива перед топливным насосом-регулятором (35).The method further includes a step (1) of liquefying a gaseous carbon-containing fuel in front of a fuel control pump (35).
В частном случае реализации способа, источником (31) кислорода является блок получения кислорода из воздуха, при этом дополнительно содержит этап (m) направления жидкого кислорода после насоса-регулятора (32) кислорода в теплообменник (33) нагрева кислорода, в котором происходит нагрев жидкого кислорода за счет теплообмена с газообразным углеродсодержащим топливом.In the particular case of the method, the source of oxygen (31) is the unit for producing oxygen from air, and further comprises the step (m) of directing liquid oxygen after the oxygen control pump (32) to the oxygen heating heat exchanger (33) in which the liquid is heated oxygen due to heat exchange with gaseous carbon-containing fuel.
Способ дополнительно включает в себя этап (n), на котором оставшаяся часть сконденсированного диоксида углерода выводится из второго охладителя (7) для транспортировки к местам хранения или дальнейшего использования.The method further includes step (n), in which the remaining part of the condensed carbon dioxide is removed from the second cooler (7) for transportation to storage sites or for further use.
В частном случае реализации способа, температуру охлаждения отработанного газа в первом контактном охладителе (4) и втором охладителе (7) поддерживают не ниже 273 К.In the particular case of the method, the cooling temperature of the exhaust gas in the first contact cooler (4) and the second cooler (7) is maintained at least 273 K.
Способ дополнительно включает в себя этап (р), на котором при постоянной температуре газа перед парогазовой турбиной (2) изменение баланса вырабатываемых тепловой и электрических энергий достигается путем изменения производительности водяного и углекислотного нососов-регуляторов (17 и 25), при этом для получения большего количества тепловой энергии повышают производительность водяного насоса-регулятора (17), а для получения большего количества электрической энергии повышают производительность углекислотного насоса-регулятора (25).The method further includes a step (p), in which, at a constant gas temperature in front of a combined-cycle turbine (2), a change in the balance of the generated thermal and electric energies is achieved by changing the performance of the water and carbon dioxide control noses (17 and 25), while obtaining a larger quantities of thermal energy increase the performance of the water pump-regulator (17), and to obtain more electric energy increase the productivity of a carbon dioxide pump-regulator (25).
Технический результат также достигается за счет установки для выработки механической и тепловой энергии, которая содержит камеру сгорания (1), парогазовую турбину (2), выход которой соединен с газоотводящей системой. Газоотводящая система состоит из последовательно соединенных первого охладителя (3) отработанных газов, первого контактного охладителя (4) отработанных газов, компрессора (5), второго контактного охладителя (6) отработанных газов и второго охладителя (7) отработанных газов.The technical result is also achieved due to the installation for the generation of mechanical and thermal energy, which contains a combustion chamber (1), a combined-cycle turbine (2), the output of which is connected to a gas exhaust system. The exhaust system consists of a series-connected first exhaust gas cooler (3), a first exhaust gas contact cooler (4), a compressor (5), a second exhaust gas contact cooler (6) and a second exhaust gas cooler (7).
Первый охладитель (3) содержит теплообменник (8) регенеративного нагревателя диоксида углерода и теплообменник (9) регенеративного нагревателя воды, а второй охладитель (7) содержит теплообменник (10) регенеративного нагревателя кислорода, теплообменник (11) регенеративного нагревателя углеродсодержащего топлива и испаритель (12) теплового насоса, соединенный с конденсатором (29) теплового насоса.The first cooler (3) contains a heat exchanger (8) of a regenerative carbon dioxide heater and a heat exchanger (9) of a regenerative water heater, and the second cooler (7) contains a heat exchanger (10) of a regenerative oxygen heater, a heat exchanger (11) of a carbon-containing fuel regenerative heater and an evaporator (12) ) a heat pump connected to a capacitor (29) of the heat pump.
Первый контактный охладитель (4) выполнен с возможностью конденсации по меньше мере части воды, содержащейся в отработанных газах, и содержит по меньшей мере один ярус инжекторов, выполненных с возможностью подачи воды из первого контактного охладителя (4) через циркуляционный насос (15) и теплообменник (16) регенеративного нагревателя (26) диоксида углерода. Водяной контур первого охладителя (4) отработанных газов выполнен с возможностью подачи воды в камеру сгорания (1) через теплообменник (9) регенеративного нагревателя воды с помощью водяного насоса-регулятора (17) и в теплосеть с помощью теплофикационного насоса (18).The first contact cooler (4) is configured to condense at least a portion of the water contained in the exhaust gas, and contains at least one tier of injectors configured to supply water from the first contact cooler (4) through a circulation pump (15) and a heat exchanger (16) a regenerative heater (26) carbon dioxide. The water circuit of the first exhaust gas cooler (4) is configured to supply water to the combustion chamber (1) through the heat exchanger (9) of the regenerative water heater using a water pump-controller (17) and to the heating system using a heat pump (18).
Второй контактный охладитель (6) содержит инжекторы (19) подачи воды, выполненные с возможностью подачи воды из контактного охладителя (6) через циркуляционный насос (20) и блок (21) охлаждения воды.The second contact cooler (6) contains water injectors (19) configured to supply water from the contact cooler (6) through a circulation pump (20) and a water cooling unit (21).
Вход парогазовой турбины (2) соединен с выходом камеры сгорания (1), которая соединена:The input of the combined cycle turbine (2) is connected to the output of the combustion chamber (1), which is connected:
- с источником кислорода (31) через насос-регулятор (32) кислорода, теплообменник (10) регенеративного нагревателя кислорода, смеситель (24), соединенный с накопителем (27) жидкого диоксида углерода, и теплообменник (23) регенеративного нагревателя смеси диоксида углерода и кислорода в блоке (21) охлаждения воды второго контактного охладителя (6) отработанных газов;- with an oxygen source (31) through an oxygen control pump (32), a heat exchanger (10) of the regenerative oxygen heater, a mixer (24) connected to the liquid carbon dioxide storage (27), and a heat exchanger (23) of the regenerative heater of the carbon dioxide mixture and oxygen in the water cooling unit (21) of the second exhaust contact cooler (6);
- с источником углеродсодержащего топлива через топливный насос-регулятор (35), теплообменник (11) регенеративного нагревателя углеродсодержащего топлива во втором охладителе (7) отработанных газов и теплообменник (22) регенеративного нагревателя углеродсодержащего топлива в блоке (21) охлаждения воды второго контактного охладителя (6) отработанных газов;- with a source of carbon-containing fuel through a fuel pump-regulator (35), a heat exchanger (11) of a regenerative carbon-containing heater in a second exhaust gas cooler (7) and a heat exchanger (22) of a regenerative carbon-containing fuel heater in a water cooling unit (21) of the second contact cooler ( 6) exhaust gases;
- с расположенным на выходе из второго охладителя (7) отработанных газов накопителем (27) жидкого диоксида углерода через углекислотный насос-регулятор (25), регенеративный нагреватель (26) диоксида углерода и теплообменник (8) регенеративного нагревателя диоксида углерода в первом охладителе (3) отработанных газов.- with a liquid carbon dioxide storage device (27) located at the outlet of the second exhaust gas cooler (7) through a carbon dioxide control pump (25), a carbon dioxide regenerative heater (26) and a carbon dioxide regenerative heater heat exchanger (8) in the first cooler (3) ) exhaust gases.
Камера сгорания (1) выполнена с возможностью работы при давлении, составляющем по меньшей мере 7,5 МПа, парогазовая турбина (2) выполнена с возможностью выпуска отработанных газов с давлением 0,2-0,9 МПа, углекислотный компрессор (5) выполнен с возможностью подачи отработанного газа под давлением по меньшей мере 3,5 МПа, а водяной и углекислотный насосы-регуляторы (17 и 25) выполнены с возможностью обеспечения закачивания воды и диоксида углерода с давлением по меньшей мере 7,5 МПа.The combustion chamber (1) is configured to operate at a pressure of at least 7.5 MPa, the combined cycle gas turbine (2) is configured to exhaust exhaust gases with a pressure of 0.2-0.9 MPa, the carbon dioxide compressor (5) is made with the possibility of supplying exhaust gas under a pressure of at least 3.5 MPa, and water and carbon dioxide control pumps (17 and 25) are configured to provide injection of water and carbon dioxide with a pressure of at least 7.5 MPa.
Вход топливного насоса-регулятора (35) может быть соединен с источником углеродсодержащего топлива через блок ожижения топлива, у которого охлаждающий топливо теплообменник (34) имеет замкнутый контур с теплообменником (33) нагрева кислорода, причем вход кислородного контура теплообменника (33) нагрева кислорода соединен с выходом насоса-регулятора кислорода (32), а его выход с входом в теплообменник (10) регенеративного нагревателя кислорода.The inlet of the fuel control pump (35) can be connected to the carbon-containing fuel source through a fuel liquefaction unit, in which the cooling fuel heat exchanger (34) has a closed circuit with an oxygen heating heat exchanger (33), and the oxygen circuit inlet of the heat exchanger (33) with the output of the oxygen control pump (32), and its output with the entrance to the heat exchanger (10) of the regenerative oxygen heater.
Теплообменники (33 и 34) в блоке ожижения топлива могут быть выполнены с использованием промежуточного теплоносителя.The heat exchangers (33 and 34) in the fuel liquefaction unit can be made using an intermediate heat transfer medium.
В качестве промежуточного теплоносителя может быть использован инертный газ с давлением, превышающим давление, участвующих в теплообмене углеродсодержащего топлива и кислорода.An inert gas with a pressure exceeding the pressure involved in the heat exchange of carbon-containing fuel and oxygen can be used as an intermediate heat carrier.
В качестве инертного газа может выступать гелий.Helium can act as an inert gas.
В качестве углеродсодержащего топлива может применяться природный газ, причем давление газа на выходе из источника составляет 0,6-2,5 МПа.Natural gas can be used as a carbon-containing fuel, and the gas pressure at the outlet of the source is 0.6-2.5 MPa.
Конденсатор (29) теплового насоса может быть соединен с градирней (30).The heat pump condenser (29) can be connected to the cooling tower (30).
Накопитель (27) жидкого диоксида углерода может быть выполнен с возможностью подачи диоксида углерода для транспортировки к местам хранения или дальнейшего использования.The liquid carbon dioxide storage device (27) may be configured to supply carbon dioxide for transportation to storage sites or for further use.
Первый контактный охладитель (4) может содержать по меньшей мере два яруса инжекторов, причем по меньшей мере один инжектор нижнего яруса (14) может быть выполнен с возможностью подачи обратной воды из теплосети.The first contact cooler (4) may contain at least two tiers of injectors, and at least one lower tier injector (14) may be configured to supply return water from the heating network.
На фигуре представлена схема установки для выработки механической и тепловой энергии, включающая следующие элементы:The figure shows a diagram of an installation for generating mechanical and thermal energy, including the following elements:
1. камера сгорания;1. combustion chamber;
2. парогазовая турбина;2. combined-cycle turbine;
3. первый охладитель отработанных газов;3. The first exhaust gas cooler;
4. первый контактный охладитель отработанных газов;4. The first exhaust gas contact cooler;
5. компрессор;5. compressor;
6. второй контактный охладитель отработанных газов;6. second contact exhaust gas cooler;
7. второй охладитель отработанных газов;7. second exhaust gas cooler;
8. теплообменник регенеративного нагревателя диоксида углерода (первого охладителя отработанных газов);8. heat exchanger of a regenerative carbon dioxide heater (first exhaust gas cooler);
9. теплообменник регенеративного нагревателя воды;9. heat exchanger regenerative water heater;
10. теплообменник регенеративного нагревателя кислорода;10. heat exchanger regenerative oxygen heater;
11. теплообменник регенеративного нагревателя углеродсодержащего топлива;11. heat exchanger regenerative heater carbon-containing fuel;
12. испаритель теплового насоса;12. heat pump evaporator;
13. верхний ярус инжекторов (подачи воды);13. the upper tier of the injectors (water supply);
14. нижний ярус инжекторов (подачи обратной воды из теплосети);14. lower tier of injectors (supply of return water from the heating system);
15. циркуляционный насос (водяного контура первого контактного охладителя);15. circulation pump (water circuit of the first contact cooler);
16. теплообменник регенеративного нагревателя диоксида углерода (на линии подачи диоксида углерода в первый охладитель отработанных газов);16. heat exchanger of a regenerative carbon dioxide heater (on the carbon dioxide supply line to the first exhaust gas cooler);
17. водяной насос-регулятор;17. water pump regulator;
18. теплофикационный насос;18. heat pump;
19. инжекторы (подачи воды);19. injectors (water supply);
20. циркуляционный насос;20. circulation pump;
21. блок охлаждения воды (второго контактного охладителя отработанных газов);21. water cooling unit (second exhaust gas contact cooler);
22. теплообменник регенеративного нагревателя углеродсодержащего топлива;22. a heat exchanger of a regenerative carbon-containing fuel heater;
23. теплообменник регенеративного нагревателя смеси диоксида углерода и кислорода;23. a heat exchanger of a regenerative heater of a mixture of carbon dioxide and oxygen;
24. смеситель;24. a mixer;
25. углекислотный насос-регулятор;25. carbon dioxide pump regulator;
26. регенеративный нагреватель диоксида углерода;26. regenerative carbon dioxide heater;
27. накопитель жидкого диоксида углерода;27. liquid carbon dioxide storage;
28. циркуляционный насос (теплового насоса);28. circulation pump (heat pump);
29. конденсатор теплового насоса;29. heat pump capacitor;
30. градирня;30. cooling tower;
31. источник кислорода;31. source of oxygen;
32. насос-регулятор кислорода;32. oxygen control pump;
33. теплообменник нагрева кислорода;33. oxygen heat exchanger;
34. теплообменник охлаждения топлива;34. fuel cooling heat exchanger;
35. топливный насос-регулятор.35. fuel regulator pump.
Заявленная установка для выработки механической и тепловой энергии содержит камеру сгорания (1), парогазовую турбину (2) и газоотводящую систему, с которой соединен выход турбины (2). Камера сгорания (1) выполнена с возможностью работы при давлении, составляющем по меньшей мере 7,5 МПа, а парогазовая турбина (2) выполнена с возможностью выпуска отработанных газов с давлением 0,2-0,9 МПа.The claimed installation for generating mechanical and thermal energy comprises a combustion chamber (1), a combined-cycle turbine (2) and a gas exhaust system to which the turbine outlet (2) is connected. The combustion chamber (1) is configured to operate at a pressure of at least 7.5 MPa, and the combined cycle gas turbine (2) is configured to discharge exhaust gases with a pressure of 0.2-0.9 MPa.
В свою очередь, газоотводящая система состоит из последовательно соединенных первого охладителя (3) отработанных газов, первого контактного охладителя (4) отработанных газов, компрессора (5), второго контактного охладителя (6) отработанных газов и второго охладителя (7) отработанных газов, причем компрессор (5) выполнен с возможностью сжатия газа до по меньшей мере 3,5 МПа.In turn, the gas exhaust system consists of a series-connected first cooler (3) of exhaust gases, a first contact cooler (4) of exhaust gases, a compressor (5), a second contact cooler (6) of exhaust gases and a second cooler (7) of exhaust gases, the compressor (5) is configured to compress gas to at least 3.5 MPa.
Первый охладитель (3) содержит теплообменник (8) регенеративного нагревателя диоксида углерода и теплообменник (9) регенеративного нагревателя воды.The first cooler (3) comprises a heat exchanger (8) of a regenerative carbon dioxide heater and a heat exchanger (9) of a regenerative water heater.
Второй охладитель (7) содержит теплообменник (10) регенеративного нагревателя кислорода, теплообменник (11) регенеративного нагревателя углеродсодержащего топлива и испаритель (12) теплового насоса. Испаритель (12) теплового насоса соединенного с конденсатором (29) теплового насоса, который соединен с градирней (30).The second cooler (7) comprises a heat exchanger (10) of a regenerative oxygen heater, a heat exchanger (11) of a regenerative carbon-containing fuel heater, and a heat pump evaporator (12). The evaporator (12) of the heat pump connected to the condenser (29) of the heat pump, which is connected to the tower (30).
Первый контактный охладитель (4) выполнен с возможностью конденсации по меньше мере большей части воды, которая содержится в составе отработанных газов и содержит по меньшей мере один ярус инжекторов. Причем инжекторы выполнены с возможностью подачи сконденсированной и нагретой воды из первого контактного охладителя (4) через циркуляционный насос (15) и охлажденной в теплообменнике (16) регенеративного нагревателя (26) диоксида углерода.The first contact cooler (4) is configured to condense at least at most of the water that is contained in the exhaust gas and contains at least one tier of injectors. Moreover, the injectors are configured to supply condensed and heated water from the first contact cooler (4) through a circulation pump (15) and a carbon dioxide regenerated heater (26) cooled in the heat exchanger (16).
Первый контактный охладитель (4) может быть выполнен с двумя ярусами инжекторов (13 и 14). При этом по меньшей мере один инжектор нижнего яруса (14) выполнен с возможностью подачи обратной воды из теплосети, а по меньшей мере один инжектор из верхнего яруса (13) выполнен с возможностью подачи охлажденной воды.The first contact cooler (4) can be made with two tiers of injectors (13 and 14). At least one injector from the lower tier (14) is configured to supply return water from the heating network, and at least one injector from the upper tier (13) is configured to supply chilled water.
Водяной контур первого контактного охладителя (4) отработанных газов также выполнен с возможностью подачи воды в камеру сгорания (1) через теплообменник (9) регенеративного нагревателя воды с помощью водяного насоса-регулятора (17) и в теплосеть с помощью теплофикационного насоса (18).The water circuit of the first contact cooler (4) of the exhaust gases is also configured to supply water to the combustion chamber (1) through the heat exchanger (9) of the regenerative water heater using a water pump-controller (17) and to the heating system using a heat pump (18).
Второй контактный охладитель (6) содержит инжекторы (19) подачи воды, которые выполнены с возможностью подачи воды из контактного охладителя (6) через циркуляционный насос (20) и блок (21) охлаждения воды.The second contact cooler (6) contains water injectors (19), which are configured to supply water from the contact cooler (6) through a circulation pump (20) and a water cooling unit (21).
Вход парогазовой турбины (2) соединен с выходом камеры сгорания (1), а камера сгорания (1) соединена с источником кислорода (31) через насос-регулятор (32) кислорода, теплообменник (10) регенеративного нагревателя кислорода, смеситель (24) и теплообменник (23) регенеративного нагревателя смеси диоксида углерода и кислорода в блоке (21) охлаждения воды второго контактного охладителя (6) отработанных газов.The input of the combined cycle gas turbine (2) is connected to the output of the combustion chamber (1), and the combustion chamber (1) is connected to an oxygen source (31) through an oxygen control pump (32), a heat exchanger (10) of the regenerative oxygen heater, a mixer (24) and the heat exchanger (23) of the regenerative heater of the mixture of carbon dioxide and oxygen in the block (21) for cooling the water of the second exhaust contact cooler (6).
Смеситель (24) соединен с накопителем (27) жидкого диоксида углерода, который расположен на выходе из второго охладителя (7) отработанных газов. Причем накопитель (27) также соединен с камерой сгорания (1) через углекислотный насос-регулятор (25), регенеративный нагреватель (26) диоксида углерода и теплообменник (8) регенеративного нагревателя диоксида углерода в первом охладителе (3) отработанных газов. Кроме того, накопитель (27) может быть выполнен с возможностью подачи диоксида углерода на захоронение или дальнейшее использование, например, вне установки.The mixer (24) is connected to a liquid carbon dioxide storage (27), which is located at the outlet of the second exhaust gas cooler (7). Moreover, the drive (27) is also connected to the combustion chamber (1) through a carbon dioxide pump-controller (25), a regenerative carbon dioxide heater (26) and a heat exchanger (8) of the carbon dioxide regenerative heater in the first exhaust gas cooler (3). In addition, the drive (27) can be configured to supply carbon dioxide for disposal or further use, for example, outside the installation.
Камера сгорания (1) также соединена с источником углеродсодержащего топлива через топливный насос-регулятор (35), теплообменник (11) регенеративного нагревателя углеродсодержащего топлива во втором охладителе (7) отработанных газов и теплообменник (22) регенеративного нагревателя углеродсодержащего топлива в блоке (21) охлаждения воды второго контактного охладителя (6) отработанных газов.The combustion chamber (1) is also connected to the source of carbon-containing fuel through a fuel pump-regulator (35), a heat exchanger (11) of the regenerative heater of carbon-containing fuel in the second cooler (7) of exhaust gases and a heat exchanger (22) of the regenerative heater of carbon-containing fuel in block (21) cooling the water of the second contact cooler (6) of the exhaust gas.
Водяной и углекислотный насосы-регуляторы (17 и 25) выполнены с возможностью обеспечения закачивания воды и диоксида углерода с давлением по меньшей мере 7,5 МПа.Water and carbon dioxide control pumps (17 and 25) are configured to pump water and carbon dioxide with a pressure of at least 7.5 MPa.
Заявленная установка также содержит блок ожижения топлива, через который топливо поступает в топливный насос-регулятор (35). Блок ожижения топлива содержит теплообменник (34) охлаждения топлива, который имеет замкнутый контур с теплообменником (33) нагрева кислорода. Вход кислородного контура теплообменника (33) нагрева кислорода соединен с выходом насоса-регулятора (32) кислорода, а его выход с входом в теплообменник (10) регенеративного нагревателя кислорода. Теплообменники (33 и 34) в блоке ожижения топлива выполнены с использованием промежуточного теплоносителя, в качестве которого может быть использован инертный газ (например, гелий). Предпочтительно, чтобы давление инертного газа превышало давление участвующих в теплообмене углеродсодержащего топлива и кислорода.The inventive installation also contains a fuel liquefaction unit, through which fuel enters the fuel pump-regulator (35). The fuel liquefaction unit comprises a fuel cooling heat exchanger (34), which has a closed circuit with an oxygen heating heat exchanger (33). The input of the oxygen circuit of the heat exchanger (33) of oxygen heating is connected to the output of the oxygen control pump (32), and its output is connected to the input of the heat exchanger (10) of the regenerative oxygen heater. The heat exchangers (33 and 34) in the fuel liquefaction unit are made using an intermediate heat carrier, which can be used as an inert gas (for example, helium). It is preferable that the inert gas pressure exceed the pressure of the carbon-containing fuel and oxygen involved in the heat exchange.
В качестве углеродсодержащего топлива может применяться природный газ. Предпочтительно, чтобы давление углеродсодержащего топлива на выходе из источника находилось в интервале 0,6-2,5 МПа.Natural gas may be used as a carbon-containing fuel. Preferably, the pressure of the carbonaceous fuel at the outlet of the source is in the range of 0.6-2.5 MPa.
Заявленное изобретение работает следующим образом.The claimed invention works as follows.
В камеру сгорания (1) подают углеродсодержащее топливо, например, природный газ метан, который сжигается в смеси кислорода, водяного пара и диоксида углерода. При этом кислород может подаваться из любого известного источника кислорода, например, производиться на любой известной установке разделения воздуха, включенной в состав энергетической установки и получающей от нее необходимую электроэнергию.Carbon-containing fuel, for example, natural gas methane, which is burned in a mixture of oxygen, water vapor and carbon dioxide, is fed into the combustion chamber (1). In this case, oxygen can be supplied from any known source of oxygen, for example, produced at any known air separation unit included in the power plant and receiving the necessary electric energy from it.
Сжатие всех рабочих газов, включая углеродсодержащее топливо, производится в сжиженном состоянии с помощью насосов, что уменьшает затраты энергии на перекачивание и достижение необходимого давления, по меньшей мере, 7,5 МПа.Compression of all working gases, including carbon-containing fuel, is carried out in a liquefied state using pumps, which reduces the energy cost of pumping and achieving the required pressure of at least 7.5 MPa.
Продукты сгорания расширяются в парогазовой турбине (2) с противодавлением значительно выше атмосферного, которое составляет от 0,2 до 0,9 МПа, и последовательно проходят первый охладитель (3) отработанных газов, в котором происходит охлаждение отработанных газов до температуры начала конденсации воды за счет охлаждения отработанных газов до температуры не ниже 420 К при давлении от 0,2 до 0,9 МПа. Из первого охладителя (3) отработанных газов охлажденные отработанные газы поступают в первый контактный охладитель (4) отработанных газов, в котором происходит охлаждение отработанных газов до температуры не ниже 273 К и конденсация воды, содержащейся в отработанных газах. Компрессором (5) отработанные газы из первого контактного охладителя (4) подаются во второй контактный охладитель (6) под давлением по меньшей мере 3,5 МПа, где охлаждаются до температуры близкой к температуре начала конденсации диоксида углерода. При этом, во втором контактном охладителе (6) также продолжается конденсация воды, оставшейся в отработанных газах. Во втором охладителе (7) отработанных газов происходит конденсация СО2 за счет охлаждения до температуры не ниже 273 К при давлении газа по меньшей мере 3,5 МПа. Температура и давление во втором охладителе (7) обусловлено необходимостью достижения максимально высокой степени улавливания диоксида углерода из продуктов сгорания при сохранении тепловой экономичности энергетической установки и, соответственно, обеспечению высокого КПД установки, при отсутствии твердой фазы диоксида углерода.The combustion products expand in the combined cycle gas turbine (2) with a backpressure significantly higher than atmospheric, which is from 0.2 to 0.9 MPa, and the first exhaust gas cooler (3) passes in succession, in which the exhaust gases are cooled to the temperature of the beginning of water condensation after due to cooling of the exhaust gases to a temperature of at least 420 K at a pressure of 0.2 to 0.9 MPa. From the first exhaust gas cooler (3), the cooled exhaust gas enters the first exhaust gas contact cooler (4), in which the exhaust gas is cooled to a temperature not lower than 273 K and the water contained in the exhaust gas is condensed. By compressor (5), the exhaust gases from the first contact cooler (4) are supplied to the second contact cooler (6) at a pressure of at least 3.5 MPa, where they are cooled to a temperature close to the temperature at which carbon dioxide condensation begins. In this case, in the second contact cooler (6), the condensation of the water remaining in the exhaust gases also continues. In the second exhaust gas cooler (7), CO 2 is condensed by cooling to a temperature of at least 273 K at a gas pressure of at least 3.5 MPa. The temperature and pressure in the second cooler (7) is due to the need to achieve the highest possible degree of carbon dioxide capture from the combustion products while maintaining the thermal efficiency of the power plant and, accordingly, ensuring a high efficiency of the plant in the absence of a solid phase of carbon dioxide.
Сконденсированная вода сливается из первого контактного охладителя (4). Некоторая часть сконденсированной воды с помощью водяного насоса-регулятора (17) направляется в камеру сгорания (1) через теплообменник (9) регенеративного нагревателя воды, расположенного в первом охладителе (3) отработанных газов. Другая часть воды направляется с помощью циркуляционного насоса (15) в контур первого контактного охладителя (4) через теплообменник (16) регенеративного нагревателя (26) диоксида углерода, который расположен на линии подачи диоксида углерода в первый охладитель (3) отработанных газов. При этом вода, проходя через теплообменник (16), охлаждается до температуры не ниже 273 К и далее через верхний ярус инжекторов (13) подается в первый контактный охладитель (4). Остальная часть воды направляется с помощью теплофикационного насоса (18) к потребителю тепла, например в сети централизованного теплоснабжения при стандартных для региона параметрах.Condensed water is drained from the first contact cooler (4). Some of the condensed water is sent to the combustion chamber (1) through the heat pump (9) of the regenerative water heater, located in the first cooler (3) of the exhaust gases, using the water pump-controller (17). Another part of the water is directed by a circulation pump (15) to the circuit of the first contact cooler (4) through the heat exchanger (16) of the regenerative carbon dioxide heater (26), which is located on the carbon dioxide supply line to the first exhaust gas cooler (3). In this case, the water passing through the heat exchanger (16) is cooled to a temperature not lower than 273 K and then fed through the upper tier of the injectors (13) to the first contact cooler (4). The rest of the water is sent via a heat pump (18) to a heat consumer, for example, in a district heating network with standard parameters for the region.
Сконденсированный диоксид углерода сливается из второго охладителя (7) отработанных газов в накопитель (27) жидкого диоксида углерода, при этом некоторая необходимая часть жидкого СО2 с помощью углекислотного насоса-регулятора (27) направляется в камеру сгорания (1) через смеситель (24) и теплообменник (23) регенеративного нагревателя диоксида углерода и кислорода, расположенного в блоке (21) охлаждения воды второго контактного охладителя (6) отработанных газов. Другая часть диоксида углерода насосом-регулятором (27) направляется в камеру сгорания (1) через регенеративный нагреватель (26) диоксида углерода и теплообменник (8) регенеративного нагревателя диоксида углерода первого охладителя (3) отработанных газов. Оставшаяся часть диоксида углерода выводится из накопителя (27) жидкого диоксида углерода для дальнейшего использование вне установки или для хранения.Condensed carbon dioxide is discharged from the second cooler (7) of the exhaust gases into the liquid carbon dioxide storage (27), while some necessary part of the liquid CO 2 is sent to the combustion chamber (1) through the mixer (24) using a carbon dioxide control pump (27) and a heat exchanger (23) of a regenerative heater of carbon dioxide and oxygen located in the water cooling unit (21) of the second exhaust gas contact cooler (6). The other part of the carbon dioxide is pumped to the combustion chamber (1) through the regenerative heater (26) of carbon dioxide and the heat exchanger (8) of the regenerative carbon dioxide heater of the first exhaust gas cooler (3) with the pump-regulator (27). The remainder of the carbon dioxide is removed from the liquid carbon dioxide storage (27) for further use outside the installation or for storage.
Жидкий кислород от любого известного источника (31) кислорода насосом-регулятором (32) кислорода, обеспечивающим подачу кислорода под давлением более 7,5 МПа, направляется в теплообменник (33) нагрева кислорода, в котором происходит нагрев жидкого кислорода за счет теплообмена с газообразным углеродсодержащим топливом, например, метаном. Далее кислород поступает в теплообменник (10) регенеративного нагревателя кислорода, расположенный во втором охладителе (7) отработанных газов, после чего поступает в смеситель (24), где кислород смешивается с диоксидом углерода, поступающим из накопителя (27) жидкого диоксида углерода и направляется в камеру сгорания (1) через теплообменник (23) регенеративного нагревателя смеси диоксида углерода и кислорода.Liquid oxygen from any known oxygen source (31) by an oxygen control pump (32) providing oxygen supply under a pressure of more than 7.5 MPa is sent to an oxygen heating heat exchanger (33), in which liquid oxygen is heated by heat exchange with gaseous carbon-containing fuel, for example, methane. Then, oxygen enters the heat exchanger (10) of the regenerative oxygen heater located in the second cooler (7) of exhaust gases, and then enters the mixer (24), where oxygen is mixed with carbon dioxide coming from the liquid carbon dioxide storage unit (27) and sent to a combustion chamber (1) through a heat exchanger (23) of a regenerative heater of a mixture of carbon dioxide and oxygen.
Углеродсодержащее газообразное топливо за счет теплообмена с жидким кислородом сжижается в блоке ожижения газообразного углеродсодержащего топлива за счет использования промежуточного теплоносителя, циркулирующего через теплообменник (33) нагрева кислорода и теплообменник (34) охлаждения топлива, и насосом-регулятором (35), обеспечивающим подачу топлива под давлением более 7,5 МПа, подается в теплообменник (11) регенеративного нагревателя углеродсодержащего топлива, расположенного во втором охладителе (7) отработанных газов. Далее углеродсодержащее топливо поступает в теплообменник (22) регенеративного нагревателя углеродсодержащего топлива, где нагревается за счет тепла, отведенного из второго контактного охладителя (6), и направляется в камеру сгорания (1).Due to heat exchange with liquid oxygen, carbon-containing gaseous fuel is liquefied in the liquefaction unit of gaseous carbon-containing fuel due to the use of an intermediate heat carrier circulating through the heat exchanger (33) for oxygen heating and the heat exchanger (34) for cooling the fuel, and a pump-regulator (35) providing fuel supply under pressure of more than 7.5 MPa, is supplied to the heat exchanger (11) of the regenerative carbon-containing fuel heater located in the second exhaust gas cooler (7). Next, the carbon-containing fuel enters the heat exchanger (22) of the regenerative carbon-containing fuel heater, where it is heated by the heat removed from the second contact cooler (6) and sent to the combustion chamber (1).
Таким образом, конденсация воды в первом контактном охладителе (4) достигается за счет предварительного охлаждения отработанных газов в первом охладителе (3) отработанных газов до температуры начала конденсации воды благодаря теплообменникам (8, 9) регенеративного нагрева диоксида углерода и регенеративного нагрева воды и охлаждению отработанных газов в самом первом контактном охладителе (4) за счет охлаждения отработанных газов благодаря распыленной инжекторами, объединенными в по меньшей мере один ярус, воды. Предпочтительным является наличие по меньшей мере двух ярусов (13, 14) инжекторов. По меньшей мере один из по меньшей мере двух ярусов инжекторов (13, 14) выполнен с возможностью подачи воды, например, находящейся в состоянии бинарного льда. А по меньшей мере один другой ярус из по меньшей мере двух ярусов инжекторов (13, 14) выполнен с возможностью подачи обратной воды из тепловой сети. Также конденсация остатков воды из отработанных газов достигается во втором контактном охладителе (6) за счет охлаждения отработанных газов благодаря распыленной инжекторами (19) воды, поступающей из блока (21) охлаждения воды.Thus, water condensation in the first contact cooler (4) is achieved by pre-cooling the exhaust gases in the first exhaust gas cooler (3) to the temperature of the onset of water condensation due to heat exchangers (8, 9) of regenerative heating of carbon dioxide and regenerative heating of water and cooling of waste gases in the very first contact cooler (4) due to cooling of the exhaust gases due to the water sprayed by injectors combined in at least one tier. It is preferable to have at least two tiers (13, 14) of injectors. At least one of the at least two tiers of the injectors (13, 14) is configured to supply water, for example, in a state of binary ice. And at least one other tier of at least two tiers of injectors (13, 14) is configured to supply return water from the heating network. Also, condensation of water residues from the exhaust gases is achieved in the second contact cooler (6) due to the cooling of the exhaust gases due to the water sprayed by the injectors (19) coming from the water cooling unit (21).
Конденсация диоксида углерода во втором охладителе (7) отработанных газов достигается за счет предварительного охлаждения отработанных газов во втором контактом охладителе (6) до температуры близкой к температуре начала конденсации диоксида углерода и охлаждению отработанных газов в самом втором охладителе (7) за счет передачи тепла благодаря испарителю (12) теплового насоса, теплообменнику (11) регенеративного нагревателя кислорода и теплообменнику (10) регенеративного нагревателя углеродсодержащего топлива. При этом тепло, отведенное испарителем (12) теплового насоса, с помощью циркуляционного насоса (28) поступает в конденсатор (29) теплового насоса, где рабочее тело теплового насоса конденсируется, и далее тепло от конденсатора (29) теплового насоса отводится в окружающую среду, например, через градирню (30).Condensation of carbon dioxide in the second cooler (7) of exhaust gases is achieved by pre-cooling the exhaust gases in the second contact of the cooler (6) to a temperature close to the temperature at which condensation of carbon dioxide starts and cooling of the exhaust gases in the second cooler (7) due to heat transfer due to the evaporator (12) of the heat pump, the heat exchanger (11) of the regenerative oxygen heater and the heat exchanger (10) of the regenerative heater of carbon-containing fuel. In this case, the heat removed by the evaporator (12) of the heat pump, through a circulation pump (28) enters the condenser (29) of the heat pump, where the working body of the heat pump condenses, and then the heat from the condenser (29) of the heat pump is removed to the environment, for example, through a cooling tower (30).
Изменение баланса выработки механической и тепловой энергий при постоянной температуре газа перед парогазовой турбиной (2) достигается путем изменения производительности водяного и углекислотного насосов-регуляторов (17 и 25). При этом для получения большего количества тепловой энергии повышается производительность водяного насоса-регулятора (17), что обуславливается большим отводом тепла из камеры сгорания за счет температуры, выделяющейся при конденсации водяного пара в контактном охладителе (4), а для получения большего количества электрической энергии по отношению к тепловой повышается производительность углекислотного насоса-регулятора (25) при одновременном уменьшении подачи воды в камеру сгорания (1). Таким образом, в камере сгорания (1) соблюдается баланс инертных составляющих, которые необходимы для поддержания температуры в камере сгорания (1) в заданных пределах.Changing the balance of the production of mechanical and thermal energies at a constant gas temperature in front of a combined-cycle turbine (2) is achieved by changing the productivity of water and carbon dioxide control pumps (17 and 25). At the same time, in order to obtain more thermal energy, the performance of the water pump-controller (17) is increased, which is caused by a large heat removal from the combustion chamber due to the temperature released during condensation of water vapor in the contact cooler (4), and to obtain a larger amount of electric energy, relative to heat, the performance of the carbon dioxide pump-controller (25) increases while reducing the water supply to the combustion chamber (1). Thus, in the combustion chamber (1), the balance of inert components is observed, which are necessary to maintain the temperature in the combustion chamber (1) within specified limits.
Применительно к предлагаемому изобретению реализация процесса сжижения СО2 в значительной мере упрощается наличием большого охлаждающего потенциала у жидкого кислорода, поступающего в установку. При этом основная доля СО2 сжижается за счет жидкого кислорода, а оставшаяся небольшая часть - с помощью теплового насоса.In relation to the invention, the implementation of the process of liquefaction of CO 2 is greatly simplified by the presence of a large cooling potential of liquid oxygen entering the installation. In this case, the main fraction of CO 2 is liquefied by liquid oxygen, and the remaining small part - by means of a heat pump.
Выбор значений указанных интервалов давлений, а именно в камере сгорания (1) по меньшей мере 7,5 МПа, отработанных газов, поступающих в охладители (3 и 4) от 0,2 до 0,9 МПа, отработанных газов, поступающих в охладители (6 и 7) по меньшей мере 3,5 МПа обуславливается получением большей работы за счет расширения газов находящихся под большим давлением в парогазовой турбине (2), что, в свою очередь, повышает выработку энергии энергетической установкой и увеличение КПД установки в целом. Кроме того, давления в охладителях (3, 4, 6, 7) выбраны таким образом, чтобы минимизировать потери энергии установкой для перекачивания отработанных газов из одного блока в другой, а также для обеспечения максимальной степени конденсации и сбора диоксидов углерода, при отсутствии вероятности появления твердой фазы. Давление углеродсодержащего топлива и смеси кислорода с диоксидом углерода составляет более 7,5 МПа, что необходимо для осуществления подачи их в камеру сгорания (1) энергетической установки.The choice of values of the indicated pressure ranges, namely in the combustion chamber (1) of at least 7.5 MPa, exhaust gases entering the coolers (3 and 4) from 0.2 to 0.9 MPa, exhaust gases entering the coolers ( 6 and 7) at least 3.5 MPa is caused by getting more work due to the expansion of gases under high pressure in a combined cycle gas turbine (2), which, in turn, increases the energy production of a power plant and increases the efficiency of the plant as a whole. In addition, the pressures in the coolers (3, 4, 6, 7) are selected in such a way as to minimize energy losses by the installation for pumping exhaust gases from one unit to another, as well as to ensure the maximum degree of condensation and collection of carbon dioxide, in the absence of the likelihood of occurrence solid phase. The pressure of carbon-containing fuel and a mixture of oxygen with carbon dioxide is more than 7.5 MPa, which is necessary to feed them into the combustion chamber (1) of the power plant.
Также ограничение охлаждения отработанных газов до температуры не ниже 273 К в первом контактном охладителе (4) связано с условием максимально возможной конденсации воды из отработанных газов, избегая возможной ее кристаллизации. А ограничение охлаждения до температуры не ниже 273 К во втором охладителе (7) связано с условием оптимальной конденсации диоксида углерода из отработанных газов при заданном давлении.Also, the limitation of the cooling of exhaust gases to a temperature not lower than 273 K in the first contact cooler (4) is associated with the condition of the maximum possible condensation of water from the exhaust gases, avoiding its possible crystallization. And the restriction of cooling to a temperature not lower than 273 K in the second cooler (7) is associated with the condition of optimal condensation of carbon dioxide from the exhaust gases at a given pressure.
Claims (39)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017131723A RU2665794C1 (en) | 2017-09-11 | 2017-09-11 | Method and plant for mechanical and thermal energy generation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017131723A RU2665794C1 (en) | 2017-09-11 | 2017-09-11 | Method and plant for mechanical and thermal energy generation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2665794C1 true RU2665794C1 (en) | 2018-09-04 |
Family
ID=63459871
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017131723A RU2665794C1 (en) | 2017-09-11 | 2017-09-11 | Method and plant for mechanical and thermal energy generation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2665794C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2691284C1 (en) * | 2018-10-01 | 2019-06-11 | Александр Васильевич Ноздричев | Cryogenic gas-steam piston power plant, gas-steam unit, internal combustion piston cylinder on natural gas and oxygen, gas-vapor piston cylinder and linear synchronous electric machine |
| RU2725308C1 (en) * | 2019-09-20 | 2020-06-30 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) | Condensation unit of carbon dioxide |
| RU2759793C1 (en) * | 2021-02-26 | 2021-11-17 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) | Installation for producing thermal and mechanical energy and method for its operation |
| RU2807560C1 (en) * | 2023-05-02 | 2023-11-16 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт энергетических исследований Российской академии наук (ИНЭИ РАН) | Installation for production of thermal and mechanical energy and method of its operation |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2245446C2 (en) * | 2000-06-29 | 2005-01-27 | Фостер Уилер Энерджи Корпорейшн | Combined cycle power plant and its operating process |
| US6883327B2 (en) * | 2003-04-30 | 2005-04-26 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Method and system for recovering carbon dioxide |
| RU2250872C1 (en) * | 2003-10-15 | 2005-04-27 | Институт высоких температур РАН (ИВТ РАН) | Combined method of electric power and a liquid synthetic fuel production by gas turbine and steam-gas installations |
| WO2005045316A2 (en) * | 2003-11-06 | 2005-05-19 | Sargas As | Purification works for thermal power plant |
| RU2364737C1 (en) * | 2007-11-13 | 2009-08-20 | Объединенный институт высоких температур Российской Академии Наук (ОИВТ РАН) | Method of multipurpose solid fuel use at combined cycle power plants with cogeneration of power and secondary end products in form of liquid and solid fuels with improved consumer properties |
| RU2433339C2 (en) * | 2007-06-08 | 2011-11-10 | Фостер Уилер Энерджи Корпорейшн | Method to generate power in power plant by burning carbon-containing fuel in substantially pure oxygen, power plant to generate power by burning carbon-containing fuel in substantially pure oxygen, method to modify process of power generation by burning carbon-containing fuel from fuel burning in air to fuel burning in substantially pure oxygen |
-
2017
- 2017-09-11 RU RU2017131723A patent/RU2665794C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2245446C2 (en) * | 2000-06-29 | 2005-01-27 | Фостер Уилер Энерджи Корпорейшн | Combined cycle power plant and its operating process |
| US6883327B2 (en) * | 2003-04-30 | 2005-04-26 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Method and system for recovering carbon dioxide |
| RU2250872C1 (en) * | 2003-10-15 | 2005-04-27 | Институт высоких температур РАН (ИВТ РАН) | Combined method of electric power and a liquid synthetic fuel production by gas turbine and steam-gas installations |
| WO2005045316A2 (en) * | 2003-11-06 | 2005-05-19 | Sargas As | Purification works for thermal power plant |
| RU2433339C2 (en) * | 2007-06-08 | 2011-11-10 | Фостер Уилер Энерджи Корпорейшн | Method to generate power in power plant by burning carbon-containing fuel in substantially pure oxygen, power plant to generate power by burning carbon-containing fuel in substantially pure oxygen, method to modify process of power generation by burning carbon-containing fuel from fuel burning in air to fuel burning in substantially pure oxygen |
| RU2364737C1 (en) * | 2007-11-13 | 2009-08-20 | Объединенный институт высоких температур Российской Академии Наук (ОИВТ РАН) | Method of multipurpose solid fuel use at combined cycle power plants with cogeneration of power and secondary end products in form of liquid and solid fuels with improved consumer properties |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2691284C1 (en) * | 2018-10-01 | 2019-06-11 | Александр Васильевич Ноздричев | Cryogenic gas-steam piston power plant, gas-steam unit, internal combustion piston cylinder on natural gas and oxygen, gas-vapor piston cylinder and linear synchronous electric machine |
| RU2725308C1 (en) * | 2019-09-20 | 2020-06-30 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) | Condensation unit of carbon dioxide |
| RU2759793C1 (en) * | 2021-02-26 | 2021-11-17 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) | Installation for producing thermal and mechanical energy and method for its operation |
| RU2807560C1 (en) * | 2023-05-02 | 2023-11-16 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт энергетических исследований Российской академии наук (ИНЭИ РАН) | Installation for production of thermal and mechanical energy and method of its operation |
| RU2810854C1 (en) * | 2023-07-06 | 2023-12-28 | Федеральное Государственное Бюджетное Образовательное Учреждение Высшего Образования "Новосибирский Государственный Технический Университет" | Method for generating electricity based on supercritical co2 cycle |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110374838B (en) | Transcritical carbon dioxide energy storage system and method based on LNG (liquefied Natural gas) cold energy utilization | |
| CN108368750B (en) | Using an Embedded CO2System and method for cyclic power generation | |
| RU2698865C1 (en) | Control method and apparatus for generating mechanical and thermal energy | |
| CN100462531C (en) | System and method for improving efficiency of combined cycle electric power plant | |
| TW201923216A (en) | Method and system for power production with improved efficiency | |
| RU2007138221A (en) | SYSTEMS, METHODS AND COMPOSITIONS FOR PRODUCING SYNTHETIC HYDROCARBON COMPOUNDS | |
| RU2665794C1 (en) | Method and plant for mechanical and thermal energy generation | |
| CN108798808B (en) | CO for recovering waste heat of high-temperature flue gas２Cyclic cogeneration system | |
| CN103089356A (en) | Flash evaporation-double work medium combined power generation device | |
| JPS60184932A (en) | Power generation method | |
| WO2002040916A2 (en) | Gas pipeline compressor stations with kalina cycles® | |
| US8418472B2 (en) | Method and system for use with an integrated gasification combined cycle plant | |
| JP2021179306A (en) | Turbine system and method | |
| CN114777419B (en) | System and method for coupling smoke compression energy storage with carbon capture | |
| CN115750009A (en) | Energy storage power peak regulation system for carbon capture and liquefied natural gas cold energy utilization and operation method | |
| RU2651918C1 (en) | Method and plant for mechanical and thermal energy generation | |
| CN114810252A (en) | Supercritical CO 2 Variable-load working medium charging and discharging system and method for generator set | |
| CN108331627B (en) | Single-cycle two-stage LNG cold energy power generation and ice making method and system | |
| RU2723264C1 (en) | Installation for generation of heat and mechanical energy and method of its regulation | |
| CN209875220U (en) | Peak-shaving power generation system integrating carbon dioxide circulation and liquefied air energy storage | |
| CN114382562B (en) | Shunt recompression pure oxygen combustion circulation system | |
| RU2412359C1 (en) | Operating method of combined cycle plant | |
| JP2024500660A (en) | Method for recovering waste heat generated in the production of green ammonia | |
| JPS61201831A (en) | Power generation method | |
| RU2561770C2 (en) | Operating method of combined-cycle plant |