RU2774931C1 - Способ получения пиковой электроэнергии - Google Patents
Способ получения пиковой электроэнергии Download PDFInfo
- Publication number
- RU2774931C1 RU2774931C1 RU2021114469A RU2021114469A RU2774931C1 RU 2774931 C1 RU2774931 C1 RU 2774931C1 RU 2021114469 A RU2021114469 A RU 2021114469A RU 2021114469 A RU2021114469 A RU 2021114469A RU 2774931 C1 RU2774931 C1 RU 2774931C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- air
- natural gas
- steam
- gas turbine
- power
- Prior art date
Links
- 230000005611 electricity Effects 0.000 title abstract description 17
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 58
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000007792 addition Methods 0.000 claims description 3
- 239000000112 cooling gas Substances 0.000 claims 1
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 5
- 238000011068 load Methods 0.000 description 4
- XKMLYUALXHKNFT-UUOKFMHZSA-N Guanosine-5'-triphosphate Chemical compound C1=2NC(N)=NC(=O)C=2N=CN1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OP(O)(=O)OP(O)(O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O XKMLYUALXHKNFT-UUOKFMHZSA-N 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 229920002456 HOTAIR Polymers 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 1
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 125000001145 hydrido group Chemical group *[H] 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N oxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000737 periodic Effects 0.000 description 1
- 229920003288 polysulfone Polymers 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic Effects 0.000 description 1
- 230000001052 transient Effects 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к энергетике и может быть использовано для выработки пиковой электроэнергии при создании и реконструкции паросиловых электростанций или комплексов СПГ. Способ получения пиковой электроэнергии путем расширения газообразного рабочего тела в газовой турбине с получением полезной работы в период максимальных нагрузок с отводом в атмосферу выхлопных газов, образующихся в камере сгорания при высоком давлении из продуктов сгорания топлива в среде окислителя, включающий аккумулирование энергии топлива и окислителя в жидком виде в промежутках между периодами максимальных нагрузок. При этом используемый в качестве окислителя воздух ожижают за счет испарения сжиженного природного газа, подаваемого из криогенного аккумулятора СПГ, ожижение воздуха и природного газа производят непрерывно, включая период максимальных нагрузок, за счет выработки собственной энергии в паросиловом цикле с котлом, паровой турбиной и конденсатором, ожижение природного газа в период максимальных нагрузок ведут по большей мере за счет нагрева флюидов жидкого воздуха. Изобретение позволяет обеспечить экономию энергии в процессе её аккумулирования и отпуска электроэнергии пиковой энергоустановкой. 4 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к энергетике и может быть использовано для регулирования пиков суточных графиков нагрузки в системах производства электроэнергии путем аккумулирования энергии рабочего тела для газотурбинной установки.
ГТУ простого цикла и не большой единичной мощности применяют в качестве пиковой энергоустановки, так как они обладают возможностью быстрого запуска, но в этом случае 80% - 90% времени они простаивают в ожидании пиковой нагрузки, это делает их мало окупаемыми. Известен способ использования газотурбинного цикла для выработки пиковой электроэнергии, включающий аккумулирование энергии сжатого воздуха в подземных резервуарах на большом заглублении [1] - аналог. Для этого в периоды провалов электрической нагрузки в энергосистеме избыточную генерирующую мощность в системе используют для накопления сжатого атмосферного воздуха, а при возникновении пиковой нагрузки используют энергию сжатого воздуха в качестве основного компонента рабочего тела ГТУ. При этом появляется выигрыш в генерируемой мощности ГТУ, так как вся работа расширения рабочего тела в турбине расходуется полезно для энергосистемы, в то время как обычно до 2/3 работы турбины расходуется на сжатие воздуха компрессором, расположенным на одном с ней вале. Недостатками этого способа являются зависимость размещения пиковой энергоустановки от геологических предпосылок создания подземных резервуаров большого объема и давления, а не в наиболее напряженных узлах энергосистем, что увеличивает потери на транспорт пиковой электроэнергии, а так же большие гидравлические потери в скважине, соединяющей резервуар с ГТУ, и связанная с этим необходимость повышать давление воздуха в многоступенчатом осевом (из-за большого расхода) компрессоре сверх необходимого для создания запаса воздуха для ГТУ, при этом остаточный избыток этого буферного давления и массы воздуха затем невозможно использовать для выработки пиковой мощности, кроме того, создание высокопроизводительного и эффективного многоступенчатого осевого компрессора с большой степенью сжатия является отдельной труднодостижимой задачей, сжатие в нем воздуха до высокого давления, существенно превышающего необходимого давление для ГТУ, требует большого дополнительного расхода энергии. Использование ГТУ большой единичной мощности затруднительно, так как для этого потребуются большие расходы воздуха и соответствующие огромные геометрические размеры подземных резервуаров, в то время как диаметры и толщина стенок рабочих колонн скважин ограничены возможностями трубопрокатных заводов.
Известен наиболее близкий по техническому существу и достигаемому результату способ получения пиковой электроэнергии, согласно которому получение полезной работы в период максимальных нагрузок производят путем расширения газообразного рабочего тела в газовой турбине с отводом в атмосферу выхлопных газов, образующихся в камере сгорания при высоком давлении из продуктов сгорания топлива в среде окислителя, включающий аккумулирование энергии топлива и окислителя в жидком виде в промежутках между периодами максимальных нагрузок, [2] - прототип. Этот способ не требует большого расхода энергии на сжатие в компрессоре компонентов рабочего тела, предполагает возможность накопление жидкого воздуха и сжиженного природного газа (СПГ) в резервуарах при криогенных температурах с низким избыточным давлением, что дает возможность создания резервуаров большого объема, однако, ограничивает аккумулирование энергии промежутками времени между периодами максимальных нагрузок и поэтому требует повышенной производительности установок ожижения, передача потребляемой для ожижения электроэнергии от внешних источников ее генерации происходит с потерями. Кроме того, ожижение воздуха (окислителя) и топлива (природного газа) производится раздельно, в не связанных между собой технологически установках и требует больших затрат электроэнергии, а обратный процесс регазификации жидкого воздуха и СПГ требует большого расхода тепловой энергии, для чего используют сжигание газа. После останова ожижителей воздуха и природного газа на период между максимальными нагрузками для их подготовки к выходу на номинальный режим теряются энергия и ресурсы работоспособности оборудования, переходные режимы наиболее опасны с точки зрения техники безопасности производства. Применение ГТУ обычной схемы (с приводимой от турбины компрессором) обеспечивает невысокий КПД отпуска пиковой электроэнергии, не выше 35% для применяемых для этих целей ГТУ простого цикла.
Достигаемым результатом изобретения является экономия энергии в процессе ее аккумулирования и отпуска электроэнергии пиковой энергоустановкой,
Указанный результат обеспечивается тем, что в способе получения пиковой электроэнергии путем расширения газообразного рабочего тела в газовой турбине с получением полезной работы в период максимальных нагрузок с отводом в атмосферу выхлопных газов, образующихся в камере сгорания при высоком давлении из продуктов сгорания топлива в среде окислителя, включающий аккумулирование энергии топлива и окислителя в жидком виде в промежутках между периодами максимальных нагрузок, согласно изобретению используемый в качестве окислителя воздух ожижают за счет испарения сжиженного природного газа, подаваемого из криогенного аккумулятора СПГ, ожижение воздуха и природного газа производят непрерывно, включая период максимальных нагрузок, за счет выработки собственной энергии в паросиловом цикле с котлом, паровой турбиной, и конденсатором, ожижение природного газа в период максимальных нагрузок ведут по большей мере за счет нагрева флюидов жидкого воздуха.
К рабочему телу в камере сгорания, согласно изобретению, могут добавлять генерируемый в котле перегретый водяной пар.
Для поддержания температуры сопловых и рабочих лопаток газовой турбины в промежутках между периодами максимальных нагрузок, согласно изобретению, можно использовать замкнутое охлаждение конденсатом водяного пара, а для наддува и охлаждения пазух дисков и вала газовой турбины, согласно изобретению, можно использовать отборный пар паровой турбины.
Воздух перед подачей в камеру сгорания газовой турбины, согласно изобретению, можно предварительно сжимать в насосе до высокого давления, преимущественно обеспечивающем в камере сгорания давление выше критического давления воздуха, затем можно последовательно нагревать в теплообменнике-конденсаторе природного газа, рекуператоре тепла выхлопных газов газовой турбины и в котле.
За пределами периода максимальных нагрузок в камеру сгорания газовой турбины, согласно изобретению, можно подавать минимальное количество воздуха из котла и природного газа без добавления генерируемого в котле водяного пара, или без природного газа, при этом охлаждение лопаток газовой турбины можно не производить.
Осуществление способа, согласно изобретению, иллюстрируется фиг. 1, на которой изображена схема пиковой энергоустановки с криогенными аккумуляторами энергии.
На схеме приняты следующие обозначения:
1 - газотурбинная установка, 2 - электрогенератор, 3 - камера сгорания, 4 - паротурбинная установка, 5 - конденсатор, 6 - паровой энергетический котел, 7 - установка ожижения природного газа, 8 - криогенный резервуар СПГ, 9 - криогенный резервуар жидкого воздуха, 10 - основной воздушный компрессор, 11-дополнительный воздушный компрессор, 12 - воздушные охладители воздуха или природного газа, 13 - осушитель воздуха, 14 - абсорбционная холодильная машина, 15 - цеолитовые блоки очистки от СО2 и углеводородов, 16 - теплообменник-испаритель СПГ, 17 - насосы жидкого воздуха, СПГ или обессоленной воды, 18 - газораспределительный пункт, 19 - установка очистки и осушки природного газа, 20 - компрессор природного газа, 21 - резервуар обессоленной воды, 22 - ректификационная колонна разделения воздуха.
Пиковая энергоустановка мощностью 508 МВт на клеммах генератора 2 ГТУ 1, реализующая способ согласно изобретению, работает следующим образом. Атмосферный воздух после сжатия в компрессоре 10 до давления 15,5 бар охлаждается от внешней среды в теплообменнике 12, осушается в установке 13, охлаждается в рекуперативном теплообменнике и в испарителе абсорбционной холодильной машины 14 до температуры -40°С, очищается от углекислого газа в установке 15, охлаждается в рекуперативном теплообменнике и конденсируется в испарителе природного газа 16 при температуре -160°С, затем переохлаждается в рекуперативном теплообменнике и дросселируется до давления 1,05 бар в резервуаре-аккумуляторе жидкого воздуха 9 вместимостью не менее 4000 т, паровая фаза из которого отбирается через рекуперативные теплообменники компрессором 11, где сжимается до давления 15,5 бар, охлаждается от внешней среды в теплообменнике 12 и возвращается в прямой поток воздуха из компрессора 10, обеспечивая этим непрерывное накопление жидкого воздуха в резервуаре 9. В период максимальных нагрузок жидкий воздух отбирается из резервуара 9 насосом 17, в котором сжимается до давления 65 бар и подается для нагрева последовательно в конденсатор природного газа, в рекуперативный теплообменник природного газа, теплообменник выхлопных газов ГТУ, теплообменную поверхность энергетического угольного котла 6 и поступает при температуре 800°С в камеру сгорания 3, где происходит реакция горения поступающего туда же природного газа с образованием смеси газов с температурой 2207°С.Природный газ из газораспределительного пункта 18 после очистки и осушки в установке 19 вместе с потоком из компрессора 20, образованным в испарителе 16, поступает после охлаждения от внешней среды в теплообменнике 12 в установку ожижения 7, например типа «Арктический каскад» (реализованную ПАО «НОВАТЭК» на 4-й линии завода Ямал СПГ), и накапливается в резервуаре 8 вместимостью не менее 4700 т. В камеру сгорания 3 топливо поступает из резервуара 8, пройдя последовательно сжатие до давления 65 бар в насосе 17, испарение и нагрев в рекуперативных теплообменниках. Для снижения температуры газов до приемлемой по условиям надежности температуры рабочего тела 1420°С и охлаждения конструкции в камеру сгорания 3 подают водяной пар, сгенерированный и перегретый в котле 6 до температуры 575°С, и образованный из обессоленной воды, подаваемой насосом 17 в котел 6 из резервуара-накопителя 21 вместимостью не менее 1570 т.Паросиловая установка комплекса состоит из энергетического парового котла 6, предпочтительно угольного ввиду более низкой стоимости угля, генерирующего перегретый пар с параметрами 130 бар/545°С, паротурбинной установки 4 типа ПТ с конденсатором 5, деаэратором и установкой подготовки обессоленной воды, ПСУ обеспечивает энергией все компрессоры и насосы, собственные нужды паросиловой установки и прочих потребителей в размере 10%, суммарно 71 МВт. При потребности в кислороде, азоте и аргоне, может быть установлена ректификационная колонна разделения воздуха 22. Выделяемый из воздуха в установке 15 углекислый газ может быть использован в виде сухого льда.
Единичная мощность ГТУ не ограничивается другими причинами, кроме возможностей отечественного машиностроения, которое освоило производство ГТУ с расходом рабочего тела более 400 кг/с. Номинальные технические характеристики оборудования пиковой энергоустановки мощностью ГТУ 508 МВт на клеммах генератора при продолжительности работы на максимальной мощности 4 часа в сутки приведены в таблице:
КПД отпуска комплексом пиковой электроэнергии 45,0% определяется делением суммы отпускаемой пиковой мощности (электрическая мощность ГТУ 508 МВт с учетом потерь в трансмиссии и электрогенераторе) и мощности ПСУ 70,9 МВт на сумму подводимой в камере сгорания и в энергетическом котле тепловой мощности теплоты сгорания топлива (573 МВт и 712 МВт соответственно). В то же время КПД на клеммах электрогенератора ГТУ, определенный формально делением отпускаемой пиковой мощности на сумму подводимой в камере сгорания тепловой мощности потоков горячего воздуха (66,9 МВт) и перегретого пара (372 МВт), а так же теплоты сгорания топлива, составляет 50,2%. Такая высокая эффективность ГТУ определяется тем, что для обеспечения собственных нужд комплекса в электроэнергии (на ожижение воздуха и природного газа в ожижителе и конденсаторе), нагрев перед камерой сгорания воздуха и пара используется не только сжигание топлива в энергетическом котле (712 МВт), но и теплота выхлопных газов ГТУ в количестве 165,3МВт, то есть внешние для ГТУ затраты энергии производятся с эффективностью 58,1%. Собственные нужды комплекса состоят из мощности: воздушных компрессоров (29,6 МВт), ожижителя природного газа (33,2 МВт), компрессора природного газа 4,71 МВт) и насосов СПГ, жидкого воздуха и обессоленной воды (0,3 МВт), собственных нужд ПСУ и прочих (6,45 МВт). За счет отсутствия затрат работы на сжатие воздуха в собственном компрессоре ГТУ вся работа расширения рабочего тела до давления 1,1 бар в турбине с изоэнтропическим КПД расширения 85% при начальной температуре 1420°С и существенно более высоком давлении (55 бар) используется полезно, она в 3,5 раза превышает реально достижимую работу расширения обычно применяемых ГТУ простого цикла с КПД 35% при температуре 1220°С и оптимальном давлении 15 бар.
Когда в период пиковых нагрузок требуемая мощность становится ниже номинальной мощности пиковой ГТУ ее мощность регулируется количественным способом, то есть понижаются расходы воздуха, топлива и пара при сохранении давления и температуры в камере сгорания, что обеспечивает практически постоянным высокий КПД ГТУ. За пределами периода максимальных нагрузок для поддержания готовности к быстрому пуску ГТУ поддерживается высокая температура корпуса и проточной части ГТУ. Для этого в камеру сгорания подается минимальное количество воздуха из котла и природного газа без добавления генерируемого в котле водяного пара, можно подавать только горячий воздух из котла и охлаждение лопаток газовой турбины не производить.
Таким образом, во всех приведенных вариантах реализации способа, согласно изобретению, обеспечивается уменьшенное потребление мощности и энергии в период ее аккумулирования, а в период пиковых нагрузок обеспечиваются максимальная мощность и КПД отпуска электроэнергии пиковой энергоустановкой.
Уменьшение потребления мощности и энергии происходит: путем уменьшения требуемой производительности ожижителей воздуха и природного газа за счет непрерывности процесса в течение суток, синергетического эффекта от взаимного использования процессов ожижения и нагрева этих компонентов, что уменьшает требуемую производительность ожижителя природного газа в 3 раза, замещения охлаждающего воздуха в ГТУ паром в КС и замкнутого охлаждения водой в лопаточном аппарате турбины, а также замещения воздуха для наддува и охлаждения пазух дисков и вала газовой турбины отборным паром паровой турбины.
Увеличение мощности и КПД пиковой ГТУ происходит: путем увеличения давления в камере сгорания сверх применяемого в ГТУ простого цикла с компрессором, увеличения допустимой температуры рабочего тела на входе в рабочие лопатки турбины за счет их замкнутого водяного охлаждения, подогрева воздуха до высокой температуры перед подачей в КС в энергетическом котле, впрыска перегретого в энергетическом котле пара, обладающего в 2 раза более высокой теплоемкостью относительно воздуха, что вместе дает синергетический эффект от совмещения преимуществ энергетических циклов Брайтона и Ренкина и обеспечивает возможность в периодическом режиме вырабатывать электроэнергию с КПД более 45% (выше, чем у паросиловых блоков сверхкритического давления) не только при максимальной мощности, но и при ее снижении с помощью количественного регулирования мощности ГТУ (снижением расхода воздуха и топлива при сохранении параметров рабочего тела).
Кроме того, в периоды между выработкой пиковой мощности и для сокращения времени подготовки к выходу на максимальную мощность и связанных с этим потерь энергии высокая температура в ГТУ поддерживается за счет подачи в камеру сгорания при более низком давлении минимального количества воздуха из котла и природного газа без добавления генерируемого в котле водяного пара, или без природного газа, и без охлаждения лопаток газовой турбины.
Пиковые энергоустановки с криогенными аккумуляторами энергии обеспечены реально достигнутым техническим уровнем отечественной науки и промышленности [3, 4, 5, 6]. Их размещение может быть произведено в наиболее напряженных узлах энергосистем (например, при реконструкции электростанций с блочными ПСУ), сокращая потери на транспорт пиковой электроэнергии, так как не зависит от геологических предпосылок, как у гидро или воздушно-аккумулирующих электростанций. Возможно также размещение в существующем или планируемом комплексе СПГ с большим резервуарным парком и оборотом с использованием возможностей совмещения функций работы оборудования.
Источники информации
1. Ольховский Г.Г., Казарян В.А., Столяревский А.Я. Воздушно-аккумулирующие газотурбинные электростанции (ВАГТЭ) - М.: ИКИ, 2011. - 358 с.
2. Авторское свидетельство SU 1355735 A1, F02C 6/14, 1986.
3. Мещерин И.В. Анализ технологий получения СПГ // Neftegaz.RU. 2018, №10.
4. Рыжков А.Ф, Богатова Т.Ф., Левин Е.И. Парогазовые технологии на твердом топливе: учебное пособие - Екатеринбург: Издво УрФУ, 2018.- 160 с.
5. Шувалов Г.И., Мариев Д.И., Балашов Ю.А. Результаты разработок мощных высокотемпературных ГТУ для энергетики на базе проведенных исследований по одноконторному водяному охлаждению / НИИинформтяжмаш. 1975, №3. Вып. 2. С. 21-26.
6. Балашов Ю.А., Березинец П.А., Агеев А.В., Беляков А.В., Тарадай Д.В. Анализ возможности сокращения потерь мощности в охлаждаемой энергетической ГТУ / Теплоэнергетика. 2019, №9. С. 32-41.
Claims (5)
1. Способ получения пиковой электроэнергии путем расширения газообразного рабочего тела в газовой турбине с получением полезной работы в период максимальных нагрузок с отводом в атмосферу выхлопных газов, образующихся в камере сгорания при высоком давлении из продуктов сгорания топлива в среде окислителя, включающий аккумулирование энергии топлива и окислителя в жидком виде в промежутках между периодами максимальных нагрузок, отличающийся тем, что используемый в качестве окислителя воздух ожижают за счет испарения сжиженного природного газа, подаваемого из криогенного аккумулятора СПГ, ожижение воздуха и природного газа производят непрерывно, включая период максимальных нагрузок, за счет выработки собственной энергии в паросиловом цикле с котлом, паровой турбиной и конденсатором, ожижение природного газа в период максимальных нагрузок ведут по большей мере за счет нагрева флюидов жидкого воздуха.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что к рабочему телу в камере сгорания добавляют генерируемый в котле перегретый водяной пар.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для поддержания температуры сопловых и рабочих лопаток газовой турбины используют замкнутое охлаждение конденсатом водяного пара, а для наддува и охлаждения пазух дисков и вала газовой турбины используют отборный пар паровой турбины.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что воздух перед подачей в камеру сгорания газовой турбины предварительно сжимают в насосе до высокого давления, преимущественно обеспечивающем в камере сгорания давление выше критического давления воздуха, затем последовательно нагревают в теплообменнике-конденсаторе природного газа, рекуператоре тепла выхлопных газов газовой турбины и в котле.
5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что за пределами периода максимальных нагрузок в камеру сгорания газовой турбины подают при более низком давлении минимальное количество воздуха из котла и природного газа без добавления генерируемого в котле водяного пара или без природного газа, при этом охлаждение лопаток газовой турбины не производят.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2774931C1 true RU2774931C1 (ru) | 2022-06-27 |
Family
ID=
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1355735A1 (ru) * | 1986-01-14 | 1987-11-30 | Предприятие П/Я А-3556 | Способ получени пиковой электроэнергии |
RU2624690C1 (ru) * | 2016-04-28 | 2017-07-05 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный институт авиационного моторостроения им. П.И. Баранова" | Газотурбинная установка и способ функционирования газотурбинной установки |
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1355735A1 (ru) * | 1986-01-14 | 1987-11-30 | Предприятие П/Я А-3556 | Способ получени пиковой электроэнергии |
RU2624690C1 (ru) * | 2016-04-28 | 2017-07-05 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный институт авиационного моторостроения им. П.И. Баранова" | Газотурбинная установка и способ функционирования газотурбинной установки |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10100979B2 (en) | Liquid air as energy storage | |
Ding et al. | Liquid air energy storage | |
US7637109B2 (en) | Power generation system including a gas generator combined with a liquified natural gas supply | |
US9217423B2 (en) | Energy storage system using supercritical air | |
US7827794B1 (en) | Ultra low emissions fast starting power plant | |
US8250847B2 (en) | Combined Brayton-Rankine cycle | |
JP6104926B2 (ja) | 発電システムおよび対応する方法 | |
CN112780409B (zh) | 一种采用连续爆轰的燃机与液态压缩空气储能耦合系统及方法 | |
KR102048844B1 (ko) | 이산화탄소 포집 장치를 포함하는 액화공기 재기화 시스템 및 방법 | |
KR102196751B1 (ko) | 액화가스 연료의 냉열을 이용한 액체공기 저장 시스템 | |
AU2012206484B2 (en) | Electricity generation device and method | |
GB2493791A (en) | A compressed air energy storage system | |
JP7169305B2 (ja) | 分段蓄冷式超臨界圧縮空気エネルギー貯蔵システムおよび方法 | |
RU2009106714A (ru) | Метод и устройство для эффективной и низкотоксичной эксплуатации электростанций, а также для аккумулирования и преобразования энергии | |
US20020053196A1 (en) | Gas pipeline compressor stations with kalina cycles | |
MXPA05003332A (es) | Sistema y proceso de gas natural licuado con compresores de refrigerante energizados electricamente y ciclo combinado de generacion de energia. | |
KR101705657B1 (ko) | 전기 발생 장치 및 방법 | |
CN112963207B (zh) | 一种液化空气混合储能与发电一体化系统及方法 | |
EP2638268A2 (en) | Ultra low emissions fast starting power plant | |
RU2698865C1 (ru) | Способ регулирования и установка для выработки механической и тепловой энергии | |
CN111121390A (zh) | 一种耦合燃煤发电机组汽水系统的液化空气储能发电系统 | |
CN114111413A (zh) | 一种采用二氧化碳混合工质的压缩储能系统及其工作方法 | |
CN113739516A (zh) | 一种空分储能耦合富氧燃烧的系统及方法 | |
RU2273742C1 (ru) | Энергоаккумулирующая установка | |
CN116006292A (zh) | 一种耦合lng冷能、orc技术和自然热源的液化空气储能系统及其工作方法 |