RU2745182C1 - Liquefied natural gas combined cycle plant - Google Patents

Liquefied natural gas combined cycle plant Download PDF

Info

Publication number
RU2745182C1
RU2745182C1 RU2020128572A RU2020128572A RU2745182C1 RU 2745182 C1 RU2745182 C1 RU 2745182C1 RU 2020128572 A RU2020128572 A RU 2020128572A RU 2020128572 A RU2020128572 A RU 2020128572A RU 2745182 C1 RU2745182 C1 RU 2745182C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
working fluid
liquefied natural
natural gas
heat exchanger
lng
Prior art date
Application number
RU2020128572A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Виктор Борисович Перов
Олег Ошеревич Мильман
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "ТЕРМОКОН"
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 Общество с ограниченной ответственностью "ТЕРМОКОН" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "ТЕРМОКОН"
Priority to RU2020128572A priority Critical patent/RU2745182C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2745182C1 publication Critical patent/RU2745182C1/en

Links

Images

Classifications

    • 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
    • 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

FIELD: gas industry.SUBSTANCE: combined cycle plant running on liquefied natural gas is designed to generate electricity by burning pre-gasified liquefied natural gas (LNG). The installation includes a compressor for compressing atmospheric air; a combustion chamber in which the pre-gasified LNG is burned in compressed air from the compressor; a gas turbine in which the hot gases coming from the combustion chamber expand, generating mechanical power, which is spent on compressing the air in the compressor and driving the gas turbine generator's electric generator, which generates electricity for consumers; a waste heat exchanger for heating the working medium of the organic Rankine cycle due to the heat of the gases leaving the gas turbine; the main exhaust pipe through which the gases cooled in the heat recovery unit are released into the atmosphere; a backup exhaust pipe for exhausting gases from the gas turbine into the atmosphere into the bypass of the heat exchanger; gas valves regulating the direction of gases into the heat exchanger and the back-up exhaust pipe; condensate feed pump of the working medium of the organic Rankine cycle, pumping the liquid working medium from the condenser-gasifier through the heat exchanger-recuperator to the utilizer; a turbine of the working medium of the organic Rankine cycle, which drives the electric generator of the installation of the organic Rankine cycle due to the mechanical power generated during the expansion of the working medium heated in the heat exchanger; a bypass line with an upstream pressure regulator installed on it, through which the working fluid is bypassed into the turbine bypass of the working fluid when the rotational speed of the generator of the Rankine installation is regulated; a heat exchanger-recuperator, in which the liquid working fluid pumped by the condensate feed pump is heated by the steam of the working fluid from the exhaust of the turbine of the working fluid and the steam of the working fluid entering the bypass line; condenser-gasifier, in which the steam of the working fluid after the heat exchanger-recuperator is cooled and condensed, sequentially passing through the tube bundles: non-condensable gas heaters, gasified LNG heaters, the main condenser, LNG evaporators, while the cooling agents of these tube bundles are: non-condensable gases released from steam of the working fluid with deep cooling on beams of LNG evaporators, gasified LNG coming from LNG evaporators, liquid coolant coming from the external environment, boiling LNG; a candle for discharge into the atmosphere of non-condensable gases heated in a non-condensable gas heater; LNG storage tank; a pump for supplying LNG to LNG evaporators installed in the condenser-gasifier; line for supplying gasified LNG to the combustion chamber; an equalizing line with a pressure regulator “after itself”, connecting the line for supplying gasified LNG to the combustion chamber with the LNG storage tank and connected to the upper part of the said tank.EFFECT: reduced size and cost of heat exchange equipment, increased efficiency as well as increased reliability of the combined cycle plant.1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к оборудованию, применяемому в энергетике, в частности в блочно-модульных электростанциях по технологии органического цикла Ренкина, газотурбинных и парогазовых установках. Парогазовая установка на сжиженном природном газе предназначена для выработки электроэнергии, за счет сжигания предварительно газифицированного сжиженного природного газа.The invention relates to equipment used in the power industry, in particular in block-modular power plants using the organic Rankine cycle technology, gas turbine and combined cycle plants. The combined cycle plant on liquefied natural gas is designed to generate electricity by burning preliminarily gasified liquefied natural gas.

Из существующего уровня техники известна судовая газотурбинная установка с утилизацией тепла уходящих газов, содержащая газотурбинный двигатель, состоящий из воздушного компрессора, камеры сгорания и силовой турбины, и паровой контур с паровой турбиной и теплообменником-испарителем с проходящей через него магистралью уходящего газа газотурбинного двигателя, при этом валы силовой турбины и паровой турбины подключены через редуктор к гребному валу, отличающаяся тем, что снабжена криогенной емкостью с сжиженным природным газом, криогенным насосом, испарителем сжиженного природного газа, через который проходит магистраль атмосферного воздуха, идущая в воздушный компрессор, теплообменником-подогревателем природного газа, через который проходит магистраль уходящих газов газотурбинного двигателя, при этом воздушный компрессор, силовая и паровая турбина расположены на одном валу, паровой контур выполнен в виде установки органического цикла Ренкина, содержащего теплообменник-испаритель, паровую турбину, рекуператор, теплообменник-конденсатор и циркуляционный насос, магистраль уходящих газов из силовой турбины газотурбинного двигателя последовательно проходит через теплообменник-испаритель парового контура и теплообменник-подогреватель природного газа, а через теплообменник-конденсатор парового контура проходит магистраль охлаждающей среды, например забортной воды (RU 2613756 С1 опубликовано 21.03.2017 г.).A marine gas turbine plant with exhaust gas heat recovery is known from the existing prior art, comprising a gas turbine engine consisting of an air compressor, a combustion chamber and a power turbine, and a steam circuit with a steam turbine and a heat exchanger-evaporator with a gas turbine engine exhaust gas line passing through it, when In this case, the shafts of the power turbine and the steam turbine are connected through a gearbox to the propeller shaft, characterized in that they are equipped with a cryogenic tank with liquefied natural gas, a cryogenic pump, an evaporator of liquefied natural gas, through which an atmospheric air line goes to the air compressor, a heat exchanger-heater of natural gas, through which the exhaust gas line of a gas turbine engine passes, while the air compressor, power and steam turbine are located on the same shaft, the steam loop is made in the form of an organic Rankine cycle unit containing a heat exchanger-evaporator, a steam a turbine, a recuperator, a heat exchanger-condenser and a circulation pump, the exhaust gas line from the power turbine of a gas turbine engine sequentially passes through the heat exchanger-evaporator of the steam loop and the heat exchanger-heater of natural gas, and through the heat exchanger-condenser of the steam loop a cooling medium line, for example, sea water ( RU 2613756 C1 published on March 21, 2017).

Данное техническое решение имеет следующие недостатки:This technical solution has the following disadvantages:

- Газификация сжиженного природного газа (СПГ) осуществляется за счет нагрева атмосферным воздухом, поступающим на вход компрессора газотурбинной установки (ГТУ), и уходящими газами после теплообменника-испарителя органического цикла Ренкина. Ввиду низкой температуры кипения СПГ (от минус 100°С при давлении 2 МПа до минус 90°С при давлении 3 МПа), а также более интенсивной теплоотдаче со стороны кипящего СПГ по отношению к теплоотдаче со стороны воздуха и уходящих газов, температура поверхности теплообмена может опуститься ниже точки росы, а для испарителя СПГ, обогреваемого атмосферным воздухом, ниже температуры замерзания воды. Указанные процессы приведут к обмерзанию поверхности испарителя СПГ, что увеличит сопротивление на входе в компрессор и снизит мощность ГТУ, а также к увеличению скорости коррозии поверхности теплообменника-подогревателя при выпадении влаги.- Gasification of liquefied natural gas (LNG) is carried out by heating with atmospheric air entering the compressor inlet of a gas turbine unit (GTU) and exhaust gases after the heat exchanger-evaporator of the organic Rankine cycle. Due to the low boiling point of LNG (from minus 100 ° C at a pressure of 2 MPa to minus 90 ° C at a pressure of 3 MPa), as well as more intense heat transfer from the boiling LNG side in relation to heat transfer from the air and exhaust gases, the temperature of the heat exchange surface can drop below the dew point, and for an LNG evaporator heated by atmospheric air, below the freezing point of water. These processes will lead to freezing of the surface of the LNG evaporator, which will increase the resistance at the compressor inlet and reduce the power of the gas turbine unit, as well as an increase in the rate of corrosion of the surface of the heat exchanger-heater when moisture falls out.

- Понижение температуры воздуха, поступающего в компрессор ГТУ, при испарении СПГ увеличит риск обмерзания проточной части компрессора в период пониженных температур, что потребует дополнительных затрат тепла на антиобледенительный обогрев воздуха.- Lowering the temperature of the air entering the gas turbine compressor during the evaporation of LNG will increase the risk of freezing of the compressor flow path during the period of low temperatures, which will require additional heat consumption for anti-icing heating of the air.

- При обмерзании поверхности испарителя СПГ возникает риск отрыва и уноса в проточную часть компрессора частиц льда, что может привести к повреждению фильтрующих элементов и повышенному износу проточной части компрессора.- If the surface of the LNG evaporator freezes, there is a risk of ice particles being torn off and carried into the compressor flow path, which can damage the filter elements and increased wear of the compressor flow path.

- В установке не решена задача по отводу из органического цикла Ренкина неконденсирующихся газов, которые будут накапливаться в замкнутом контуре в связи с разложением рабочего тела на горячих поверхностях, а также при протечках в контур инертных газов из вспомогательных систем.- The installation has not solved the problem of removing non-condensable gases from the organic Rankine cycle, which will accumulate in a closed loop due to the decomposition of the working fluid on hot surfaces, as well as in case of leaks of inert gases from auxiliary systems into the loop.

- В газовоздушном тракте установлены два дополнительных теплообменника: испаритель СПГ и теплообменник-подогреватель. Сопротивление указанных теплообменников снизит полезную мощность ГТУ.- Two additional heat exchangers are installed in the gas-air duct: an LNG evaporator and a preheater heat exchanger. The resistance of these heat exchangers will reduce the useful power of the GTU.

В заявляемом изобретении в отличие от описанного выше аналога для газификации СПГ используется тепло конденсации отработанного пара рабочего тела органического цикла Ренкина. В указанном цикле используются рабочие тела с низкой температурой затвердевания (например для фреона R245fa эта температура составляет минус 100°С). Использование тепла конденсации рабочего тела для газификации СПГ не снижает надежность и эффективность ГТУ и комплекса в целом, не требует установки в газовоздушном тракте ГТУ дополнительных теплообменников, снижающих полезную мощность установки, а также позволяет снизить расход воды или иного теплоносителя, подаваемого для охлаждения конденсатора органического цикла Ренкина. В заявляемом изобретении в отличие от описанного выше аналога решен вопрос эффективного выделения и удаления из рабочего тела неконденсирующихся газов за счет глубокого охлаждения указанных потоков на поверхности испарителей СПГ. В заявляемом изобретении в отличие от аналога для газификации СПГ применены теплообменники типа испаритель-конденсатор отличающиеся от испарителей с газовым подогревом более высокими коэффициентами теплопередачи, что значительно снижает требуемую площадь теплообмена, и, как следствие, стоимость теплообменных аппаратов.In the claimed invention, in contrast to the analogue described above, for LNG gasification, the heat of condensation of the spent steam of the working fluid of the organic Rankine cycle is used. In the specified cycle, working fluids with a low solidification temperature are used (for example, for R245fa freon, this temperature is minus 100 ° C). The use of the condensation heat of the working fluid for LNG gasification does not reduce the reliability and efficiency of the GTU and the complex as a whole, does not require the installation of additional heat exchangers in the gas-air duct of the GTU, which reduce the useful power of the unit, and also allows to reduce the consumption of water or other coolant supplied to cool the organic cycle condenser Rankine. In the claimed invention, in contrast to the analogue described above, the issue of efficient separation and removal of non-condensable gases from the working fluid is solved due to deep cooling of these streams on the surface of the LNG evaporators. In the claimed invention, in contrast to the analogue for the gasification of LNG, heat exchangers of the evaporator-condenser type are used, which differ from the gas-heated evaporators by higher heat transfer coefficients, which significantly reduces the required heat exchange area, and, as a consequence, the cost of heat exchangers.

Задачей, для решения которой предназначено заявляемое изобретение является создание надежной, эффективной и компактной парогазовой установки, позволяющей вырабатывать электроэнергию за счет сжигания предварительно газифицированного СПГ.The problem to be solved by the claimed invention is to create a reliable, efficient and compact combined cycle gas plant that allows you to generate electricity by burning pre-gasified LNG.

Данная задача решается за счет того, что парогазовая установка на сжиженном природном газе включает: компрессор для сжатия атмосферного воздуха; камеру сгорания, в которой осуществляется процесс горения предварительно газифицированного сжиженного природного газа в среде сжатого воздуха, поступающего из компрессора; газовую турбину, в которой горячие газы, поступающие из камеры сгорания, расширяются, вырабатывая механическую мощность, которая расходуется на сжатие воздуха в компрессоре и привод электрогенератора газотурбинной установки, вырабатывающего электроэнергию для потребителей; утилизатор для нагрева рабочего тела органического цикла Ренкина за счет тепла газов, выходящих из газовой турбины; основную выхлопную трубу, через которую газы, охлажденные в утилизаторе, выпускаются в атмосферу; резервную выхлопную трубу, для выпуска в атмосферу газов из газовой турбины в обвод утилизатора; газовые клапаны, регулирующие направление газов в утилизатор и резервную выхлопную трубу; конденсатно-питательный насос рабочего тела органического цикла Ренкина, нагнетающий жидкое рабочее тело из конденсатора-газификатора через теплообменник-рекуператор в утилизатор; турбину рабочего тела органического цикла Ренкина, осуществляющую привод электрогенератора установки органического цикла Ренкина за счет механической мощности, вырабатываемой при расширении нагретого в утилизаторе рабочего тела; байпасную линию с установленным на ней регулятором давления «до себя», по которой рабочее тело перепускается в обвод турбины рабочего тела при регулировании частоты вращения электрогенератора установки органического цикла Ренкина; теплообменник-рекуператор, в котором жидкое рабочее тело, нагнетаемое конденсатно-питательным насосом нагревается паром рабочего тела с выхлопа турбины рабочего тела и паром рабочего тела, поступающим по байпасной линии; конденсатор-газификатор, в котором пар рабочего тела после теплообменника-рекуператора охлаждается и конденсируется, последовательно проходя трубные пучки: нагревателей неконденсирующихся газов, нагревателей газифицированного сжиженного природного газа, основного конденсатора, испарителей сжиженного природного газа, при этом охлаждающими агентами указанных трубных пучков выступают: неконденсирующиеся газы, выделенные из пара рабочего тела при глубоком охлаждении на пучках испарителей сжиженного природного газа, газифицированный сжиженный природный газ, поступающий из испарителей сжиженного природного газа, жидкий теплоноситель, поступающий из внешней среды, кипящий сжиженный природный газ; свечу для сброса в атмосферу неконденсирующихся газов, подогретых в нагревателе неконденсирующихся газов; резервуар хранения сжиженного природного газа; насос подачи сжиженного природного газа в испарители сжиженного природного газа, установленные в конденсаторе-газификаторе; линию подачи газифицированного сжиженного природного газа в камеру сгорания; уравнительную линию с регулятором давления «после себя», соединяющую линию подачи газифицированного сжиженного природного газа в камеру сгорания с резервуаром хранения сжиженного природного газа и подключенную к верхней части указанного резервуара.This problem is solved due to the fact that the combined cycle plant on liquefied natural gas includes: a compressor for compressing atmospheric air; a combustion chamber in which the combustion process of pre-gasified liquefied natural gas is carried out in compressed air from the compressor; a gas turbine, in which the hot gases coming from the combustion chamber expand, generating mechanical power, which is spent on compressing air in the compressor and driving the gas turbine generator's electric generator, which generates electricity for consumers; a waste heat exchanger for heating the working fluid of the organic Rankine cycle due to the heat of the gases leaving the gas turbine; the main exhaust pipe through which the gases cooled in the heat recovery unit are released into the atmosphere; a reserve exhaust pipe for exhausting gases from the gas turbine into the atmosphere into the bypass of the heat exchanger; gas valves regulating the direction of gases into the heat exchanger and the back-up exhaust pipe; condensate-feed pump of the working medium of the organic Rankine cycle, pumping the liquid working medium from the condenser-gasifier through the heat exchanger-recuperator to the utilizer; the turbine of the working fluid of the organic Rankine cycle, which drives the electric generator of the organic Rankine cycle unit due to the mechanical power generated during the expansion of the working fluid heated in the heat exchanger; a bypass line with an upstream pressure regulator installed on it, through which the working fluid is bypassed into the turbine bypass of the working fluid when the rotational speed of the generator of the organic Rankine cycle is controlled; a heat exchanger-recuperator, in which the liquid working fluid pumped by the condensate feed pump is heated by the steam of the working fluid from the exhaust of the turbine of the working fluid and the steam of the working fluid supplied through the bypass line; condenser-gasifier, in which the steam of the working fluid after the heat exchanger-recuperator is cooled and condensed, sequentially passing the tube bundles: non-condensable gas heaters, gasified liquefied natural gas heaters, the main condenser, liquefied natural gas evaporators, while the cooling agents of these tube bundles are: non-condensable gases released from the vapor of the working fluid during deep cooling on bundles of liquefied natural gas evaporators, gasified liquefied natural gas coming from liquefied natural gas evaporators, liquid heat carrier coming from the external environment, boiling liquefied natural gas; a candle for discharging non-condensable gases heated in a non-condensable gases heater into the atmosphere; liquefied natural gas storage tank; a pump for supplying liquefied natural gas to the liquefied natural gas evaporators installed in the condenser-gasifier; line for supplying gasified liquefied natural gas to the combustion chamber; an equalizing line with a pressure regulator "after itself", connecting the line for supplying gasified liquefied natural gas to the combustion chamber with the liquefied natural gas storage tank and connected to the upper part of the said reservoir.

Техническими результатами, обеспечиваемыми приведенной совокупностью признаков являются: снижение габаритов и стоимости теплообменного оборудования, повышение КПД при производстве электроэнергии, а также повышение надежности парогазовой установки.The technical results provided by the above set of features are: reducing the size and cost of heat exchange equipment, increasing the efficiency in the production of electricity, as well as increasing the reliability of the combined cycle plant.

Сущность изобретения поясняется чертежами (Фигура 1, Фигура 2), на которых изображена парогазовая установка на сжиженном природном газе.The essence of the invention is illustrated by drawings (Figure 1, Figure 2), which shows a combined cycle plant on liquefied natural gas.

Парогазовая установка на сжиженном природном газе включает: компрессор для сжатия атмосферного воздуха 1; камеру сгорания 2, в которой осуществляется процесс горения предварительно газифицированного сжиженного природного газа в среде сжатого воздуха, поступающего из компрессора 1; газовую турбину 3, в которой горячие газы, поступающие из камеры сгорания 2, расширяются, вырабатывая механическую мощность, которая расходуется на сжатие воздуха в компрессоре 1 и привод электрогенератора газотурбинной установки 4, вырабатывающего электроэнергию для потребителей; утилизатор для нагрева рабочего тела органического цикла Ренкина 5 за счет тепла газов, выходящих из газовой турбины 3; основную выхлопную трубу 6, через которую газы, охлажденные в утилизаторе 5, выпускаются в атмосферу; резервную выхлопную трубу 7, для выпуска в атмосферу газов из газовой турбины 3 в обвод утилизатора 5; газовые клапаны 8, 9, регулирующие направление газов в утилизатор 5 и резервную выхлопную трубу 7; конденсатно-питательный насос 10 рабочего тела органического цикла Ренкина, нагнетающий жидкое рабочее тело из конденсатора-газификатора 11 через теплообменник-рекуператор 12 в утилизатор 5; турбину рабочего тела органического цикла Ренкина 13, осуществляющую привод электрогенератора установки органического цикла Ренкина 14 за счет механической мощности, вырабатываемой при расширении нагретого в утилизаторе 5 рабочего тела; байпасную линию 15 с установленным на ней регулятором давления «до себя», по которой рабочее тело перепускается в обвод турбины рабочего тела 13 при регулировании частоты вращения электрогенератора установки органического цикла Ренкина 14; теплообменник-рекуператор 12, в котором жидкое рабочее тело, нагнетаемое конденсатно-питательным насосом 10 нагревается паром рабочего тела с выхлопа турбины рабочего тела 13 и паром рабочего тела, поступающим по байпасной линии 15; конденсатор-газификатор 11, в котором пар рабочего тела после теплообменника-рекуператора 12 охлаждается и конденсируется, последовательно проходя трубные пучки: нагревателей неконденсирующихся газов 16, нагревателей газифицированного сжиженного природного газа 17, основного конденсатора 18, испарителей сжиженного природного газа 19, при этом охлаждающими агентами указанных трубных пучков выступают: неконденсирующиеся газы, выделенные из пара рабочего тела при глубоком охлаждении на пучках испарителей сжиженного природного газа 19, газифицированный сжиженный природный газ, поступающий из испарителей сжиженного природного газа 19, жидкий теплоноситель, поступающий из внешней среды, кипящий сжиженный природный газ; свечу для сброса в атмосферу неконденсирующихся газов 20, подогретых в нагревателе неконденсирующихся газов 16; резервуар хранения сжиженного природного газа 21; насос подачи сжиженного природного газа 22 в испарители сжиженного природного газа 19, установленные в конденсаторе-газификаторе 11; линию подачи газифицированного сжиженного природного газа в камеру сгорания 23; уравнительную линию с регулятором давления «после себя» 24, соединяющую линию подачи газифицированного сжиженного природного газа 23 в камеру сгорания 2 с резервуаром хранения сжиженного природного газа 21 и подключенную к верхней части указанного резервуара.The combined cycle plant on liquefied natural gas includes: a compressor for compressing atmospheric air 1; a combustion chamber 2, in which the combustion process of preliminarily gasified liquefied natural gas is carried out in compressed air from the compressor 1; a gas turbine 3, in which the hot gases coming from the combustion chamber 2 are expanded, generating mechanical power, which is spent on compressing the air in the compressor 1 and driving the electric generator of the gas turbine installation 4, which generates electricity for consumers; a utilizer for heating the working fluid of the organic Rankine cycle 5 due to the heat of the gases leaving the gas turbine 3; the main exhaust pipe 6 through which the gases cooled in the heat recovery unit 5 are released into the atmosphere; a backup exhaust pipe 7 for exhausting gases from the gas turbine 3 into the bypass of the heat exchanger 5; gas valves 8, 9, regulating the direction of gases into the heat exchanger 5 and the backup exhaust pipe 7; condensate feed pump 10 of the working medium of the organic Rankine cycle, pumping the liquid working medium from the condenser-gasifier 11 through the heat exchanger-recuperator 12 into the utilizer 5; a turbine of the working medium of the organic Rankine cycle 13, which drives the electric generator of the organic Rankine cycle plant 14 due to the mechanical power generated during the expansion of the working medium heated in the heat exchanger 5; a bypass line 15 with a pressure regulator "upstream" installed on it, through which the working fluid is bypassed into the turbine bypass of the working fluid 13 when the rotational speed of the generator set of the organic Rankine cycle 14 is regulated; a heat exchanger-recuperator 12, in which the liquid working fluid pumped by the condensate feed pump 10 is heated by the steam of the working fluid from the exhaust of the turbine of the working fluid 13 and the steam of the working fluid supplied through the bypass line 15; condenser-gasifier 11, in which the steam of the working fluid after the heat exchanger-recuperator 12 is cooled and condensed, sequentially passing the tube bundles: non-condensable gas heaters 16, gasified liquefied natural gas heaters 17, main condenser 18, liquefied natural gas evaporators 19, while cooling agents these tube bundles are: non-condensable gases released from the vapor of the working fluid during deep cooling on the bundles of liquefied natural gas evaporators 19, gasified liquefied natural gas coming from liquefied natural gas evaporators 19, liquid heat carrier coming from the external environment, boiling liquefied natural gas; a candle for discharging into the atmosphere non-condensable gases 20 heated in the non-condensable gases heater 16; liquefied natural gas storage tank 21; a pump for supplying liquefied natural gas 22 to the liquefied natural gas evaporators 19 installed in the condenser-gasifier 11; line for supplying gasified liquefied natural gas to the combustion chamber 23; an equalizing line with a pressure regulator "after itself" 24, connecting the gasified liquefied natural gas supply line 23 to the combustion chamber 2 with the liquefied natural gas storage tank 21 and connected to the upper part of the said reservoir.

Парогазовая установка на сжиженном природном газе работает следующим образом.Combined cycle plant on liquefied natural gas operates as follows.

Компрессор 1 сжимает атмосферный воздух, который далее поступает в камеру сгорания 2 (КС), в которой осуществляется процесс горения предварительно газифицированного сжиженного природного газа. Горячие газы после КС поступают в газовую турбину 3 (ГТ), в которой расширяются, вырабатывая механическую мощность, которая расходуется на сжатие воздуха в компрессоре 1 и привод электрогенератора газотурбинной установки 4, вырабатывающего электроэнергию для потребителей. После ГТ газы поступают в утилизатор 5, где отдают свое тепло рабочему телу (РТ) органического цикла Ренкина (ОЦР), и далее в основную выхлопную трубу 6, через которую выпускаются в атмосферу. При пуске установки горячие газы частично или полностью могут быть направлены в резервную выхлопную трубу 7, на этом режиме газификация СПГ должна осуществляться в резервном газификаторе (не является предметом патентования). Регулирование направления потоков уходящих газов осуществляется газовыми клапанами 8, 9. РТ ОЦР нагнетается конденсатно-питательным насосом 10 из конденсатора-газификатора 11 через теплообменник-рекуператор 12 в утилизатор 5. Нагретое в утилизаторе 5 РТ поступает в турбину рабочего тела органического цикла Ренкина 13, осуществляющую привод электрогенератора установки органического цикла Ренкина 14. Регулирование частоты вращения турбины 13 и электрогенератора 14 осуществляется перепуском РТ через байпасную линию 15 с установленным на ней регулятором давления «до себя» в обвод турбины рабочего тела 13. После турбины 13 РТ поступает в теплообменник-рекуператор 12, в котором жидкое рабочее тело, нагнетаемое конденсатно-питательным насосом 10 нагревается паром рабочего тела с выхлопа турбины рабочего тела 13 и паром рабочего тела, поступающим по байпасной линии 15. После теплообменника-рекуператора 12 пар РТ поступает в конденсатор-газификатор 11, в котором пар рабочего тела охлаждается и конденсируется, последовательно проходя трубные пучки: нагревателей неконденсирующихся газов 16, нагревателей газифицированного сжиженного природного газа 17, основного конденсатора 18, испарителей сжиженного природного газа 19, при этом охлаждающими агентами указанных трубных пучков выступают: неконденсирующиеся газы, выделенные из пара рабочего тела при глубоком охлаждении на пучках испарителей сжиженного природного газа 19, газифицированный сжиженный природный газ, поступающий из испарителей сжиженного природного газа 19, жидкий теплоноситель, поступающий из внешней среды, кипящий сжиженный природный газ. Выделенные при глубоком охлаждении кипящим СПГ неконденсирующиеся газы, подогреваются паром РТ и выпускаются в атмосферу через свечу 20. СПГ из резервуара хранения 21 нагнетается насосом подачи сжиженного природного газа 22 в испарители сжиженного природного газа 19, установленные в конденсаторе-газификаторе 11. После испарителей 19 газ подогревается паром РТ в нагревателях газифицированного сжиженного природного газа 17 и поступает в линию подачи газифицированного сжиженного природного газа в камеру сгорания 23. Давление в резервуаре 21 поддерживается регулятором давления «после себя», установленным на уравнительной линии 24, соединяющей линию подачи газифицированного сжиженного природного газа 23 в камеру сгорания 2 с газовым пространством резервуара хранения сжиженного природного газа 21.Compressor 1 compresses atmospheric air, which then enters the combustion chamber 2 (CC), in which the combustion process of preliminarily gasified liquefied natural gas is carried out. Hot gases after the combustion chamber enter the gas turbine 3 (GT), in which they expand, generating mechanical power, which is spent on compressing the air in the compressor 1 and driving the electric generator of the gas turbine unit 4, which generates electricity for consumers. After the GT, the gases enter the utilizer 5, where they give their heat to the working fluid (RT) of the organic Rankine cycle (ORC), and then to the main exhaust pipe 6, through which they are released into the atmosphere. When starting up the installation, hot gases can be partially or completely directed into the reserve exhaust pipe 7; in this mode, LNG gasification must be carried out in the reserve gasifier (not subject to patent). Regulation of the direction of flue gas flows is carried out by gas valves 8, 9. RT ORC is injected by the condensate feed pump 10 from the condenser-gasifier 11 through the heat exchanger-recuperator 12 into the heat exchanger 5. The RT heated in the heat exchanger 5 enters the turbine of the working medium of the organic Rankine cycle 13, which carries out drive of the electric generator of the unit of the organic Rankine cycle 14. Regulation of the rotational speed of the turbine 13 and the electric generator 14 is carried out by bypassing the RT through the bypass line 15 with the pressure regulator installed on it "upstream" to the bypass of the working fluid turbine 13. After the turbine 13, the RT enters the heat exchanger-recuperator 12 , in which the liquid working fluid pumped by the condensate feed pump 10 is heated by the steam of the working fluid from the exhaust of the turbine of the working fluid 13 and the steam of the working fluid supplied through the bypass line 15. After the heat exchanger-recuperator 12, the steam RT enters the condenser-gasifier 11, in which the steam of the working fluid is cooled and condenses, sequentially passing through the tube bundles: non-condensable gas heaters 16, gasified liquefied natural gas heaters 17, the main condenser 18, liquefied natural gas evaporators 19, while the cooling agents of these tube bundles are: non-condensable gases released from the vapor of the working fluid during deep cooling on bundles of liquefied natural gas evaporators 19, gasified liquefied natural gas coming from liquefied natural gas evaporators 19, liquid heat carrier coming from the external environment, boiling liquefied natural gas. Non-condensable gases released during deep cooling with boiling LNG are heated by RT steam and released into the atmosphere through a plug 20. LNG is pumped from a storage tank 21 by a liquefied natural gas supply pump 22 to evaporators of liquefied natural gas 19 installed in a condenser-gasifier 11. After the evaporators 19, gas is heated by steam RT in the gasified liquefied natural gas heaters 17 and enters the gasified liquefied natural gas supply line to the combustion chamber 23. The pressure in the reservoir 21 is maintained by a downstream pressure regulator installed on the equalizing line 24 connecting the gasified liquefied natural gas supply line 23 into the combustion chamber 2 with the gas space of the liquefied natural gas storage tank 21.

Claims (1)

Парогазовая установка на сжиженном природном газе, которая характеризуется тем, что она включает: компрессор для сжатия атмосферного воздуха; камеру сгорания, в которой осуществляется процесс горения предварительно газифицированного сжиженного природного газа в среде сжатого воздуха, поступающего из компрессора; газовую турбину, в которой горячие газы, поступающие из камеры сгорания, расширяются, вырабатывая механическую мощность, которая расходуется на сжатие воздуха в компрессоре и привод электрогенератора газотурбинной установки, вырабатывающего электроэнергию для потребителей; утилизатор для нагрева рабочего тела органического цикла Ренкина за счет тепла газов, выходящих из газовой турбины; основную выхлопную трубу, через которую газы, охлажденные в утилизаторе, выпускаются в атмосферу; резервную выхлопную трубу, для выпуска в атмосферу газов из газовой турбины в обвод утилизатора; газовые клапаны, регулирующие направление газов в утилизатор и резервную выхлопную трубу; конденсатно-питательный насос рабочего тела органического цикла Ренкина, нагнетающий жидкое рабочее тело из конденсатора-газификатора через теплообменник-рекуператор в утилизатор; турбину рабочего тела органического цикла Ренкина, осуществляющую привод электрогенератора установки органического цикла Ренкина за счет механической мощности, вырабатываемой при расширении нагретого в утилизаторе рабочего тела; байпасную линию с установленным на ней регулятором давления «до себя», по которой рабочее тело перепускается в обвод турбины рабочего тела при регулировании частоты вращения электрогенератора установки органического цикла Ренкина; теплообменник-рекуператор, в котором жидкое рабочее тело, нагнетаемое конденсатно-питательным насосом, нагревается паром рабочего тела с выхлопа турбины рабочего тела и паром рабочего тела, поступающим по байпасной линии; конденсатор-газификатор, в котором пар рабочего тела после теплообменника-рекуператора охлаждается и конденсируется, последовательно проходя трубные пучки: нагревателей неконденсирующихся газов, нагревателей газифицированного сжиженного природного газа, основного конденсатора, испарителей сжиженного природного газа, при этом охлаждающими агентами указанных трубных пучков выступают: неконденсирующиеся газы, выделенные из пара рабочего тела при глубоком охлаждении на пучках испарителей сжиженного природного газа, газифицированный сжиженный природный газ, поступающий из испарителей сжиженного природного газа, жидкий теплоноситель, поступающий из внешней среды, кипящий сжиженный природный газ; свечу для сброса в атмосферу неконденсирующихся газов, подогретых в нагревателе неконденсирующихся газов; резервуар хранения сжиженного природного газа; насос подачи сжиженного природного газа в испарители сжиженного природного газа, установленные в конденсаторе-газификаторе; линию подачи газифицированного сжиженного природного газа в камеру сгорания; уравнительную линию с регулятором давления «после себя», соединяющую линию подачи газифицированного сжиженного природного газа в камеру сгорания с резервуаром хранения сжиженного природного газа и подключенную к верхней части указанного резервуара. Combined cycle plant on liquefied natural gas, which is characterized by the fact that it includes: a compressor for compressing atmospheric air; a combustion chamber in which the combustion process of pre-gasified liquefied natural gas is carried out in compressed air from the compressor; a gas turbine, in which the hot gases coming from the combustion chamber expand, generating mechanical power, which is spent on compressing air in the compressor and driving the gas turbine generator's electric generator, which generates electricity for consumers; a waste heat exchanger for heating the working fluid of the organic Rankine cycle due to the heat of the gases leaving the gas turbine; the main exhaust pipe through which the gases cooled in the heat recovery unit are released into the atmosphere; a reserve exhaust pipe for exhausting gases from the gas turbine into the atmosphere into the bypass of the heat exchanger; gas valves regulating the direction of gases into the heat exchanger and the back-up exhaust pipe; condensate-feed pump of the working medium of the organic Rankine cycle, pumping the liquid working medium from the condenser-gasifier through the heat exchanger-recuperator to the utilizer; the turbine of the working fluid of the organic Rankine cycle, which drives the electric generator of the organic Rankine cycle unit due to the mechanical power generated during the expansion of the working fluid heated in the heat exchanger; a bypass line with an upstream pressure regulator installed on it, through which the working fluid is bypassed into the turbine bypass of the working fluid when the rotational speed of the generator of the organic Rankine cycle is controlled; a heat exchanger-recuperator, in which the liquid working fluid, pumped by the condensate feed pump, is heated by the steam of the working fluid from the exhaust of the turbine of the working fluid and the steam of the working fluid supplied through the bypass line; condenser-gasifier, in which the steam of the working fluid after the heat exchanger-recuperator is cooled and condensed, sequentially passing the tube bundles: non-condensable gas heaters, gasified liquefied natural gas heaters, the main condenser, liquefied natural gas evaporators, while the cooling agents of these tube bundles are: non-condensable gases released from the vapor of the working fluid during deep cooling on bundles of liquefied natural gas evaporators, gasified liquefied natural gas coming from liquefied natural gas evaporators, liquid heat carrier coming from the external environment, boiling liquefied natural gas; a candle for discharging non-condensable gases heated in a non-condensable gases heater into the atmosphere; liquefied natural gas storage tank; a pump for supplying liquefied natural gas to the liquefied natural gas evaporators installed in the condenser-gasifier; line for supplying gasified liquefied natural gas to the combustion chamber; an equalizing line with a pressure regulator "after itself", connecting the line for supplying gasified liquefied natural gas to the combustion chamber with the liquefied natural gas storage tank and connected to the upper part of the said reservoir.
RU2020128572A 2020-08-27 2020-08-27 Liquefied natural gas combined cycle plant RU2745182C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020128572A RU2745182C1 (en) 2020-08-27 2020-08-27 Liquefied natural gas combined cycle plant

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020128572A RU2745182C1 (en) 2020-08-27 2020-08-27 Liquefied natural gas combined cycle plant

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2745182C1 true RU2745182C1 (en) 2021-03-22

Family

ID=75159125

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020128572A RU2745182C1 (en) 2020-08-27 2020-08-27 Liquefied natural gas combined cycle plant

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2745182C1 (en)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1148511A (en) * 1965-06-23 1969-04-16 Asea Ab Improved propulsion machinery for a submarine
US7178339B2 (en) * 2004-04-07 2007-02-20 Lockheed Martin Corporation Closed-loop cooling system for a hydrogen/oxygen based combustor
RU133204U1 (en) * 2013-05-13 2013-10-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") COMBINED GAS TURBINE INSTALLATION OF GAS DISTRIBUTION SYSTEM
RU2573540C1 (en) * 2014-07-02 2016-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное объединение "Санкт-Петербургская электротехническая компания" Steam power plant for underwater technical facility
RU2613756C1 (en) * 2015-11-13 2017-03-21 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное объединение "Санкт-Петербургская электротехническая компания" Ship gas turbine plant with exhaust gases heat utilization

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1148511A (en) * 1965-06-23 1969-04-16 Asea Ab Improved propulsion machinery for a submarine
US7178339B2 (en) * 2004-04-07 2007-02-20 Lockheed Martin Corporation Closed-loop cooling system for a hydrogen/oxygen based combustor
RU133204U1 (en) * 2013-05-13 2013-10-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") COMBINED GAS TURBINE INSTALLATION OF GAS DISTRIBUTION SYSTEM
RU2573540C1 (en) * 2014-07-02 2016-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное объединение "Санкт-Петербургская электротехническая компания" Steam power plant for underwater technical facility
RU2613756C1 (en) * 2015-11-13 2017-03-21 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное объединение "Санкт-Петербургская электротехническая компания" Ship gas turbine plant with exhaust gases heat utilization

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2215165C2 (en) Method of regeneration of heat of exhaust gases in organic energy converter by means of intermediate liquid cycle (versions) and exhaust gas heat regeneration system
WO2016079485A1 (en) A waste heat recovery system combined with compressed air energy storage
EA015281B1 (en) Gas turbine plant
US11300010B2 (en) Cooling equipment, combined cycle plant comprising same, and cooling method
KR20120026569A (en) Intake air temperature control device and a method for operating an intake air temperature control device
SU1521284A3 (en) Power plant
JP4794229B2 (en) Gas turbine power generator and gas turbine combined power generation system
RU2273741C1 (en) Gas-steam plant
KR102220071B1 (en) Boiler system
KR101135685B1 (en) Control method of Organic Rankine Cycle System Pump
KR102011859B1 (en) Energy saving system for using waste heat of ship
US10830105B2 (en) System and method for improving output and heat rate for a liquid natural gas combined cycle power plant
RU2745182C1 (en) Liquefied natural gas combined cycle plant
JP2011149434A (en) Gas turbine combined power generation system
KR20100057573A (en) The condensing system for steam turbine using refrigerant evaporation heat
US5857338A (en) Seal system for geothermal power plant operating on high pressure geothermal steam
US9540961B2 (en) Heat sources for thermal cycles
JP3696931B2 (en) Power generation facility using liquid air
RU2359135C2 (en) Gas-vapour turbine plant
US20100186409A1 (en) Rankine cycle with multiple configuration of vortex
RU2266414C2 (en) Method of recovery of heat of exhaust gases of gas-turbine engine and heat power-generating plant for implementing the method
RU2745470C1 (en) Cogeneration combined cycle plant
BR112020024555A2 (en) ELECTRIC POWER PLANT WITH REGASIFICATION OF NATURAL GAS
RU2362890C2 (en) Steam-and-gas turbo-installation
KR102434627B1 (en) Combined power plant and operating method of the same