RU2813644C1 - Method for preparing methane-hydrogen fuel with increased hydrogen content for boiler units of thermal power plants and gas turbine expander power plants - Google Patents
Method for preparing methane-hydrogen fuel with increased hydrogen content for boiler units of thermal power plants and gas turbine expander power plants Download PDFInfo
- Publication number
- RU2813644C1 RU2813644C1 RU2023127507A RU2023127507A RU2813644C1 RU 2813644 C1 RU2813644 C1 RU 2813644C1 RU 2023127507 A RU2023127507 A RU 2023127507A RU 2023127507 A RU2023127507 A RU 2023127507A RU 2813644 C1 RU2813644 C1 RU 2813644C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- hydrogen
- methane
- steam
- mixture
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 80
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title claims abstract description 48
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 48
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 16
- 239000000446 fuel Substances 0.000 title claims abstract description 9
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 73
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 54
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 51
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 24
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims abstract description 21
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 14
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 11
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims abstract description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 3
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 description 3
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 3
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- UZHDGDDPOPDJGM-UHFFFAOYSA-N Stigmatellin A Natural products COC1=CC(OC)=C2C(=O)C(C)=C(CCC(C)C(OC)C(C)C(C=CC=CC(C)=CC)OC)OC2=C1O UZHDGDDPOPDJGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеField of technology to which the invention relates
Изобретение относится к области энергетики, а точнее, к тепловым электрическим станциям.The invention relates to the field of energy, and more precisely, to thermal power plants.
Уровень техникиState of the art
Известен способ работы комбинированной газо-паротурбинной установки STIG с подачей в камеру сгорания газовой турбины перегретого пара, вырабатываемого за счет утилизации тепла парогазовой смеси, отработавшей в газовой турбине. Впрыск пара увеличивает расход и теплоемкость парогазовой смеси, расширяемой в газовой турбине с увеличением ее мощности и КПД (Стырикович М.А., Фаворский О.Н., Батенин В.М. Парогазовые установки с впрыском пара ПГУ-STIG. Теплоэнергетика, №10, 1995). There is a known method of operation of a combined gas-steam turbine unit STIG with the supply of superheated steam into the combustion chamber of a gas turbine, generated by recycling the heat of the steam-gas mixture exhausted in the gas turbine. Steam injection increases the flow rate and heat capacity of the steam-gas mixture, expanded in the gas turbine with an increase in its power and efficiency (Styrikovich M.A., Favorsky O.N., Batenin V.M. Combined-cycle plants with steam injection PGU-STIG. Thermal power engineering, No. 10 , 1995).
Известна газотурбодетандерная энергетическая установка тепловой электрической станции (ТЭС), содержащая газопровод высокого давления, дожимной газовый компрессор, турбодетандер, регенеративную газотурбинную установку, газопровод газа низкого давления, котельные агрегаты теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Топливный газ с давлением 1 – 1,2 МПа, подаваемый из газораспределительной станции, сжимают в дожимном газовом компрессоре до 2,5 – 3 МПа, расширяют в турбодетандере до давления 0,17 МПа и по газопроводу низкого давления подают в горелки котельных агрегатов ТЭЦ (Патент РФ №2699445).A known gas-turbine expander power plant of a thermal power plant (TPP) contains a high-pressure gas pipeline, a booster gas compressor, a turboexpander, a regenerative gas turbine plant, a low-pressure gas pipeline, and boiler units of a combined heat and power plant (CHP). Fuel gas with a pressure of 1 - 1.2 MPa, supplied from the gas distribution station, is compressed in a booster gas compressor to 2.5 - 3 MPa, expanded in a turboexpander to a pressure of 0.17 MPa and supplied through a low-pressure gas pipeline to the burners of the boiler units of the thermal power plant ( RF Patent No. 2699445).
Известна технология получения метано-водородных смесей (МВС), производимых в процессах адиабатической конверсии метана (АКМ). Сырьём для их производства является природный газ, энергоносителем – дымовые газы продуктов сжигания газа. Повышение содержания водорода в МВС позволяет снизить расход топливного газа в теплоэнергетических установках, существенно уменьшить эмиссию СО2 в продуктах сгорания. «Концепция крупномасштабного развития инновационных систем производства и распределения метано-водородного топлива как эффективного альтернативного энергоносителя». (О.Е. Аксютин, А. Г.Ишаков, В.Г. Хлопцов, В.А. Казарян, А.Я. Столяревский. Международной конференция KualaLumpur, 2012 г.)The technology for producing methane-hydrogen mixtures (MHMs) produced in the processes of adiabatic methane conversion (ACM) is known. The raw material for their production is natural gas, the energy carrier is flue gases from gas combustion products. Increasing the hydrogen content in MHS makes it possible to reduce fuel gas consumption in thermal power plants and significantly reduce CO 2 emissions in combustion products. “The concept of large-scale development of innovative systems for the production and distribution of methane-hydrogen fuel as an effective alternative energy carrier.” (O.E. Aksyutin, A.G. Ishakov, V.G. Khloptsov, V.A. Kazaryan, A.Ya. Stolyarevsky. International conference Kuala Lumpur, 2012)
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению, является способ работы газотурбинной установки на метано-содержащей парогазовой смеси (Патент РФ №2639397). В ее камеру сгорания подают сжатый воздух и метано-содержащую парогазовую смесь, продукты сгорания расширяют в газовой турбине, их теплоту используют для выработки перегретого пара высокого давления. Пар низкого давления, содержащийся в расширенных в газовой турбине продуктах сгорания и охлажденных в котле-утилизаторе, конденсируют, конденсат используют для выработки перегретого пара высокого давления, который затем подают в газовую турбину. Пар высокого давления смешивают с природным газом, полученную смесь подают в первый адиабатический каталитический реактор, с образованием в нем метано-содержащей парогазовой смеси. Затем ее нагревают в котле-утилизаторе теплом продуктов сгорания расширенных в газовой турбине и пропускают через второй адиабатический каталитический реактор. Большую часть выработанного перегретого пара высокого давления подают в камеру сгорания, а его меньшую часть смешивают с природным газом и пропускают через первый адиабатический каталитический реактор, образовавшуюся метано-водородную смесь нагревают до 620 – 680°C теплом газов расширенных в газовой турбине и теплом охлаждения камеры сгорания и подаю во второй каталитический реактор, где долю водорода в метано-водородной смеси повышают выше 20% и подают ее в камеру сгорания газотурбинной установки. Этот способ принят в качестве прототипа предполагаемого изобретения.The closest in technical essence to the claimed invention is a method of operating a gas turbine unit using a methane-containing steam-gas mixture (RF Patent No. 2639397). Compressed air and a methane-containing steam-gas mixture are supplied to its combustion chamber, the combustion products are expanded in a gas turbine, and their heat is used to generate superheated high-pressure steam. The low-pressure steam contained in the combustion products expanded in the gas turbine and cooled in the recovery boiler is condensed; the condensate is used to generate superheated high-pressure steam, which is then supplied to the gas turbine. High-pressure steam is mixed with natural gas, the resulting mixture is fed into the first adiabatic catalytic reactor, forming a methane-containing steam-gas mixture in it. It is then heated in a waste heat boiler with the heat of combustion products expanded in a gas turbine and passed through a second adiabatic catalytic reactor. Most of the generated superheated high-pressure steam is fed into the combustion chamber, and its smaller part is mixed with natural gas and passed through the first adiabatic catalytic reactor, the resulting methane-hydrogen mixture is heated to 620 - 680°C by the heat of the gases expanded in the gas turbine and the heat of chamber cooling combustion and fed into the second catalytic reactor, where the proportion of hydrogen in the methane-hydrogen mixture is increased above 20% and fed into the combustion chamber of the gas turbine unit. This method is adopted as a prototype of the proposed invention.
Преимуществами способа-прототипа, являются повышение термодинамической эффективности, надежности и снижение стоимости газотурбинной установки. The advantages of the prototype method are increased thermodynamic efficiency, reliability and reduced cost of the gas turbine plant.
Недостаток способа связан с невозможностью подачи метано-водородно-паровой смеси в горелочные устройства котельных агрегатов тепловой электрической станции (ТЭС). The disadvantage of this method is associated with the impossibility of supplying a methane-hydrogen-steam mixture to the burner devices of boiler units of a thermal power plant (TPP).
Раскрытие сущности изобретенияDisclosure of the invention
Технический результат получаемый при реализации предлагаемого способа подготовки метано-водородного топлива с повышенным содержанием водорода для котельных агрегатов ТЭС и газотурбодетандерной энергетической установки заключается в повышении термодинамической эффективности и экологичности тепловой электрической станции и газотурбодетандерной энергетической установки.The technical result obtained by implementing the proposed method for preparing methane-hydrogen fuel with a high hydrogen content for boiler units of thermal power plants and a gas-turbine expander power plant is to increase the thermodynamic efficiency and environmental friendliness of a thermal power plant and a gas-turbine expander power plant.
Технический результат в предлагаемом способе достигается тем, что в способе подготовки метано-водородного топлива с повышенным содержанием водорода для котельных агрегатов ТЭС и газотурбодетандерной энергетической установки, согласно которому в ее камеру сгорания подают сжатый воздух и метаносодержащую парогазовую смесь, образующиеся продукты сгорания расширяют в газовой турбине, теплоту продуктов сгорания используют для выработки перегретого водяного пара высокого давления, конденсируют пар низкого давления, содержащийся в охлажденных продуктах сгорания, конденсат пара используют для выработки перегретого пара высокого давления, подают его в газовую турбину, смешивают пар высокого давления с природным газом, полученную смесь природного газа и пара подают в первый адиабатический каталитический реактор с образованием в нем метаносодержащей парогазовой смеси, образовавшуюся метаносодержащую парогазовую смесь последовательно нагревают теплотой газов, расширенных в газовой турбине, а затем теплотой, получаемой при охлаждении камеры сгорания, и с температурой 620 – 680°C эту смесь направляют во второй каталитический реактор, в котором долю водорода в метаносодержащей парогазовой смеси повышают больше 20%, обогащенную водородом парогазовую смесь подают в камеру сгорания, причем способ осуществляют в два последовательных этапа; на первом этапе газотурбодетандерную энергетическую установку пускают внешним двигателем, природный газ с давлением 1 – 1,2 МПа сжимают в дожимном газовом компрессоре до давления 2,5 – 3 МПа, в камеру сгорания подают воздух из компрессора и природный газ из дожимного газового компрессора, продукты сгорания расширяют в газовой турбине, их теплоту используют для выработки насыщенного и перегретого пара высокого давления, который подают в камеру сгорания; на втором этапе способа используют насыщенный пар высокого давления для сжатия в дополнительном пароструйном компрессоре до давления 3,5 – 4 МПа природного газа из дожимного газового компрессора и насыщенного водяного пара, полученную метано-паровую смесь нагревают теплом продуктов сгорания до 450°C и подают в первый адиабатический каталитический реактор с получением метано-водородной смеси содержащей около 5% водорода, которую нагревают до 620 – 680°C теплотой охлаждения камеры сгорания и подают во второй адиабатический каталитический реактор с получением метано-водородной смеси с давлением 3-3,5 МПа содержащей больше 20% водорода, большую часть метано-водородной смеси охлаждают теплоносителем до 50°С и с давлением 0,16 – 0,17 МПа подают в котельные агрегаты тепловой электрической станции, меньшую часть метано-водородной смеси подают в камеру сгорания газотурбодетандерной энергетической установки. The technical result in the proposed method is achieved by the fact that in the method of preparing methane-hydrogen fuel with a high hydrogen content for boiler units of thermal power plants and gas-turbine expander power plants, according to which compressed air and a methane-containing steam-gas mixture are supplied to its combustion chamber, the resulting combustion products are expanded in a gas turbine , the heat of the combustion products is used to generate superheated high-pressure water steam, the low-pressure steam contained in the cooled combustion products is condensed, the steam condensate is used to generate superheated high-pressure steam, it is supplied to a gas turbine, the high-pressure steam is mixed with natural gas, the resulting mixture natural gas and steam are fed into the first adiabatic catalytic reactor with the formation of a methane-containing steam-gas mixture in it, the resulting methane-containing steam-gas mixture is sequentially heated with the heat of the gases expanded in the gas turbine, and then with the heat obtained by cooling the combustion chamber, and with a temperature of 620 - 680 ° C this mixture is sent to the second catalytic reactor, in which the proportion of hydrogen in the methane-containing vapor-gas mixture is increased to more than 20%, the hydrogen-enriched vapor-gas mixture is fed into the combustion chamber, and the method is carried out in two successive stages; at the first stage, the gas turbine expander power plant is started by an external engine, natural gas with a pressure of 1 - 1.2 MPa is compressed in a booster gas compressor to a pressure of 2.5 - 3 MPa, air from the compressor and natural gas from a booster gas compressor are supplied to the combustion chamber, products combustions are expanded in a gas turbine, their heat is used to generate saturated and superheated high-pressure steam, which is supplied to the combustion chamber; at the second stage of the method, saturated high-pressure steam is used to compress natural gas from a booster gas compressor and saturated water steam in an additional steam-jet compressor to a pressure of 3.5 - 4 MPa, the resulting methane-steam mixture is heated with the heat of combustion products to 450°C and fed into the first adiabatic catalytic reactor to produce a methane-hydrogen mixture containing about 5% hydrogen, which is heated to 620 - 680°C by the cooling heat of the combustion chamber and fed into the second adiabatic catalytic reactor to produce a methane-hydrogen mixture with a pressure of 3-3.5 MPa containing more than 20% hydrogen, most of the methane-hydrogen mixture is cooled with a coolant to 50°C and with a pressure of 0.16 - 0.17 MPa is supplied to the boiler units of the thermal power plant, a smaller part of the methane-hydrogen mixture is supplied to the combustion chamber of the gas turbine expander power plant.
Предлагаемый способ может быть реализован в установке содержащей газопровод природного газа, дополнительный дожимающий газовый компрессор, дополнительный пароструйный компрессор, газопаровую энергетическую установку, котел-утилизатор, два адиабатических каталитических реактора, котельные агрегаты тепловой электрической станции; газопаровая энергетическая установка состоит из дополнительного турбодетандера, компрессора, камеры сгорания снабженной обечайкой охлаждения, газопаровой турбины, электрогенератора; котел-утилизатор состоит из экономайзера, испарителя, подогревателя смеси природного газа и насыщенного пара, пароперегревателя, оросительного устройства, сепаратора.The proposed method can be implemented in an installation containing a natural gas pipeline, an additional booster gas compressor, an additional steam jet compressor, a gas-steam power plant, a waste heat boiler, two adiabatic catalytic reactors, boiler units of a thermal power plant; the gas-steam power plant consists of an additional turboexpander, a compressor, a combustion chamber equipped with a cooling shell, a gas-steam turbine, and an electric generator; The recovery boiler consists of an economizer, an evaporator, a heater for a mixture of natural gas and saturated steam, a superheater, an irrigation device, and a separator.
Краткое описание чертежейBrief description of drawings
На чертеже приведена тепловая схема подготовки метано-водородно-парового топливного газа для тепловой электрической станции и газотурбодетандерной энергетической установки, где: 1 – градирня, 2 – бак конденсата, 3 – химводоочистка, 4 – сепаратор, 5 – оросительное устройство; 6 – экономайзер; 7 – испаритель; 8 – пароструйный компрессор, 9 – первый адиабатический каталитический реактор,10 – подогреватель смеси природного газа и насыщенного пара;11 – пароперегреватель, 12 – обечайка охлаждения камеры сгорания,13 – камера сгорания,14 –дожимной газовый компрессор,15 – газопровод природного газа, 16 – задвижка, 17 – турбодетандер, 18 – компрессор, 19 – газопаровая турбина, 20 – электрогенератор, 21 – запорная задвижка, 22 – второй адиабатический каталитический реактор, 23 – теплообменник, 24 – котельные агрегаты ТЭС.The drawing shows a thermal diagram for the preparation of methane-hydrogen-steam fuel gas for a thermal power plant and a gas-turbine expander power plant, where: 1 - cooling tower, 2 - condensate tank, 3 - chemical water treatment, 4 - separator, 5 - irrigation device; 6 – economizer; 7 – evaporator; 8 – steam jet compressor, 9 – first adiabatic catalytic reactor, 10 – heater for a mixture of natural gas and saturated steam; 11 – superheater, 12 – combustion chamber cooling shell, 13 – combustion chamber, 14 – booster gas compressor, 15 – natural gas pipeline, 16 – valve, 17 – turboexpander, 18 – compressor, 19 – gas-steam turbine, 20 – electric generator, 21 – shut-off valve, 22 – second adiabatic catalytic reactor, 23 – heat exchanger, 24 – boiler units of thermal power plants.
Осуществление изобретенияCarrying out the invention
Способ подготовки метано-водородного топлива с повышенным содержанием водорода для котельных агрегатов ТЭС и газотурбодетандерной энергетической установки осуществляют в два этапа. На первом этапе способа природный газ из газопровода 15 с давлением 1 – 1,2 МПа сжимают в дожимном газовом компрессоре 14 до 2,5 – 3 МПа, пускают газотурбодетандерную энергетическую установку внешним двигателем (на схеме не показан) и повышают число оборотов общего вала установки. Закрывают запорную задвижку 21, задвижку 16 открывают. В камеру сгорания 13 подают воздух сжатый в компрессоре 18 и природный газ сжатый в дожимном газовом компрессоре 14. Продукты сгорания расширяют в газопаровой турбине 19, их теплоту используют для выработки в котле-утилизаторе насыщенного и перегретого водяного пара высокого давления. Электроэнергию электрогенератора 20, трансформируют и подают во внешние электрические сети. Перегретый пар высокого давления подают из пароперегревателя 11 в газопаровую турбину 19. Воду, охлажденную в градирне 1, подают в оросительное устройство 5 и конденсируют пар низкого давления, содержащийся в расширенной смеси продуктов сгорания охлажденной в поверхностях нагрева котла-утилизатора. Конденсат, отделенный от продуктов сгорания в сепараторе 4, подают в бак конденсата 2. Продукты сгорания сбрасывают в атмосферу. Меньшую часть конденсата из бака 2 подают в химводоочистку 3, умягчают и подают в экономайзер 6, испаритель 7, где его нагревают теплом продуктов сгорания и используют для производства насыщенного и перегретого пара высокого давления. На втором этапе способа, в пароструйный компрессор 8 подают природный газ из дожимного газового компрессора 14 и насыщенный пар высокого давления. Метано-паровую смесь, сжатую в пароструйном компрессоре 8 до 4 – 4,5 МПа, нагревают в подогревателе смеси природного газа и насыщенного пара 10 теплотой продуктов сгорания расширенных в газопаровой турбине 19, до температуры 450°С и подают в первый адиабатический каталитический реактор 9 с образованием в нем метано-водородной содержащей больше 5% водорода. Метано-водородную смесь нагревают до температуры 620-680°С в обечайке 12 охлаждения камеры сгорания 13 и подают во второй адиабатический каталитический реактор 22. Большую часть полученной метано-водородной смеси с давлением 3 – 3,5 МПа содержащей больше 20% водорода, расширяют в дополнительном турбодетандере, охлаждают в теплообменнике 23 до 50°С и подают в котельные агрегаты ТЭС 24 с давлением 0,16 – 0,17 МПа. Открывают запорную задвижку 21, закрывают задвижку 16 и меньшую часть метано-водородной смеси подают из второго адиабатического каталитического реактора 22 в камеру сгорания 13 газотурбодетандерной энергетической установки. The method for preparing methane-hydrogen fuel with a high hydrogen content for boiler units of thermal power plants and gas turbine expander power plants is carried out in two stages. At the first stage of the method, natural gas from gas pipeline 15 with a pressure of 1 - 1.2 MPa is compressed in a booster gas compressor 14 to 2.5 - 3 MPa, the gas turbine expander power plant is started with an external engine (not shown in the diagram) and the speed of the common shaft of the plant is increased . The shut-off valve 21 is closed, the valve 16 is opened. The combustion chamber 13 is supplied with air compressed in the compressor 18 and natural gas compressed in the booster gas compressor 14. The combustion products are expanded in the gas-steam turbine 19, their heat is used to generate saturated and superheated high-pressure water steam in the recovery boiler. The electricity from the electric generator 20 is transformed and supplied to external electrical networks. Superheated high-pressure steam is supplied from the superheater 11 to the gas-steam turbine 19. Water cooled in the cooling tower 1 is supplied to the irrigation device 5 and the low-pressure steam contained in the expanded mixture of combustion products cooled in the heating surfaces of the waste heat boiler is condensed. The condensate separated from the combustion products in separator 4 is fed into the condensate tank 2. The combustion products are discharged into the atmosphere. A smaller part of the condensate from tank 2 is supplied to chemical water treatment 3, softened and supplied to economizer 6, evaporator 7, where it is heated by the heat of combustion products and used to produce saturated and superheated high-pressure steam. At the second stage of the method, natural gas from the booster gas compressor 14 and saturated high-pressure steam are supplied to the steam jet compressor 8. The methane-steam mixture, compressed in a steam jet compressor 8 to 4 - 4.5 MPa, is heated in a heater for a mixture of natural gas and saturated steam 10 with the heat of combustion products expanded in a gas-steam turbine 19, to a temperature of 450°C and fed into the first adiabatic catalytic reactor 9 with the formation of methane-hydrogen containing more than 5% hydrogen. The methane-hydrogen mixture is heated to a temperature of 620-680°C in the cooling shell 12 of the combustion chamber 13 and fed into the second adiabatic catalytic reactor 22. Most of the resulting methane-hydrogen mixture with a pressure of 3 - 3.5 MPa containing more than 20% hydrogen is expanded in an additional turboexpander, cooled in heat exchanger 23 to 50°C and supplied to the boiler units of TPP 24 with a pressure of 0.16 - 0.17 MPa. The shut-off valve 21 is opened, the valve 16 is closed, and a smaller part of the methane-hydrogen mixture is supplied from the second adiabatic catalytic reactor 22 to the combustion chamber 13 of the gas turbine expander power plant.
Предлагаемый способ позволяет:The proposed method allows:
– использовать большую часть метано-водородной смеси содержащую больше 20% водорода, как топливо в котельных агрегатах ТЭС, а ее меньшую часть подавать в камеру сгорания газотурбодетандерной энергетической установки;– use most of the methane-hydrogen mixture containing more than 20% hydrogen as fuel in boiler units of thermal power plants, and feed a smaller part of it into the combustion chamber of a gas turbine expander power plant;
– за счет высокой теплотворной способности метано-водородной смеси уменьшить ее расходы в котельные агрегаты ТЭС и в камеру сгорания газотурбодетандерной энергетической установки; повысить тепловую экономичность ТЭС и газотурбодетандерной энергетической установки;– due to the high calorific value of the methane-hydrogen mixture, reduce its consumption in the boiler units of thermal power plants and in the combustion chamber of a gas turbine expander power plant; increase the thermal efficiency of thermal power plants and gas turbine expander power plants;
– за счет сокращения выброса в атмосферу агрессивных газов повысить экологичность ТЭС и газотурбодетандерной энергетической установки.– by reducing emissions of corrosive gases into the atmosphere, improve the environmental friendliness of thermal power plants and gas turbine expander power plants.
Claims (1)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2813644C1 true RU2813644C1 (en) | 2024-02-14 |
Family
ID=
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2386825C2 (en) * | 2008-06-16 | 2010-04-20 | Александр Сергеевич Артамонов | Method to operate multi-fuel thermal engine and compressor and device to this effect (versions) |
RU2639397C1 (en) * | 2016-12-29 | 2017-12-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Самара" | Mode of gas turbine plant operation on methane-contained steam-gas mixture and its actualization device |
RU2689483C2 (en) * | 2017-10-30 | 2019-05-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Самарский национальный исследовательский университет имени академика С.П. Королёва" | Energy plant with high-temperature steam-gas condensate turbine |
RU2774007C1 (en) * | 2021-01-11 | 2022-06-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Самара" | Method of contact gas turbine plant operation on methane-hydrogen steam-gas mixture |
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2386825C2 (en) * | 2008-06-16 | 2010-04-20 | Александр Сергеевич Артамонов | Method to operate multi-fuel thermal engine and compressor and device to this effect (versions) |
RU2639397C1 (en) * | 2016-12-29 | 2017-12-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Самара" | Mode of gas turbine plant operation on methane-contained steam-gas mixture and its actualization device |
RU2689483C2 (en) * | 2017-10-30 | 2019-05-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Самарский национальный исследовательский университет имени академика С.П. Королёва" | Energy plant with high-temperature steam-gas condensate turbine |
RU2774007C1 (en) * | 2021-01-11 | 2022-06-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Самара" | Method of contact gas turbine plant operation on methane-hydrogen steam-gas mixture |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2467187C2 (en) | Method of operating gas turbine unit | |
US5669216A (en) | Process and device for generating mechanical energy | |
US8375725B2 (en) | Integrated pressurized steam hydrocarbon reformer and combined cycle process | |
US10060301B2 (en) | Gas turbine unit operating mode and design | |
RU2013113114A (en) | SYSTEM AND METHOD FOR ENERGY GENERATION | |
US9708973B2 (en) | Integrated reformer and waste heat recovery system for power generation | |
CN212685887U (en) | Comprehensive energy supply system for green ships | |
US8516817B2 (en) | Electrogenerating device with a high-temperature steam turbine | |
Liu et al. | A new cleaner power generation system based on self-sustaining supercritical water gasification of coal | |
RU2639397C1 (en) | Mode of gas turbine plant operation on methane-contained steam-gas mixture and its actualization device | |
US8733109B2 (en) | Combined fuel and air staged power generation system | |
RU2813644C1 (en) | Method for preparing methane-hydrogen fuel with increased hydrogen content for boiler units of thermal power plants and gas turbine expander power plants | |
RU2250872C1 (en) | Combined method of electric power and a liquid synthetic fuel production by gas turbine and steam-gas installations | |
RU2650238C1 (en) | Gas distribution station power plant or the gas control unit operation method | |
RU2587736C1 (en) | Plant for utilisation of low-pressure natural and associated oil gases and method for use thereof | |
CN111441866B (en) | System for reducing NOx emission of synthesis gas turbine | |
CN107829825A (en) | The gas turbine engine systems of coproduction water and the method for gas turbine coproduction water | |
RU2774007C1 (en) | Method of contact gas turbine plant operation on methane-hydrogen steam-gas mixture | |
RU2791380C1 (en) | Method for operation of gas turbine gas pumping unit and device for its implementation | |
RU2272914C1 (en) | Gas-steam thermoelectric plant | |
RU2272915C1 (en) | Method of operation of gas-steam plant | |
US20240200472A1 (en) | Generating electrical energy from hydrogen and oxygen | |
RU2814174C1 (en) | Oxygen-fuel power plant for co-production of electricity and hydrogen | |
RU2791066C1 (en) | Method for operation of the power gas turbine expander installation of the heat power plant | |
RU2261337C1 (en) | Power and heating plant with open power and heat supply system |