WO2012060739A1 - Способ работы газотурбинной установки - Google Patents

Способ работы газотурбинной установки Download PDF

Info

Publication number
WO2012060739A1
WO2012060739A1 PCT/RU2011/000844 RU2011000844W WO2012060739A1 WO 2012060739 A1 WO2012060739 A1 WO 2012060739A1 RU 2011000844 W RU2011000844 W RU 2011000844W WO 2012060739 A1 WO2012060739 A1 WO 2012060739A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
gas
methane
gas turbine
catalytic reactor
combustion
Prior art date
Application number
PCT/RU2011/000844
Other languages
English (en)
French (fr)
Original Assignee
Общество С Ограниченной Ответственностью "Центр Кортэс"
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 "Центр Кортэс" filed Critical Общество С Ограниченной Ответственностью "Центр Кортэс"
Publication of WO2012060739A1 publication Critical patent/WO2012060739A1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/34—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid with recycling of part of the working fluid, i.e. semi-closed cycles with combustion products in the closed part of the cycle
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
    • C01B2203/1041—Composition of the catalyst
    • C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
    • C01B2203/1052—Nickel or cobalt catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/84—Energy production

Definitions

  • the invention relates to a gas turbine technology used to obtain work and generate electricity or as a drive for vehicles or compressor stations of gas pipelines.
  • the method can be used in gas turbine power plants and vehicles.
  • a method for increasing the efficiency, maneuverability and reliability of a combined cycle plant including water injection into the compressor flow path, heat recovery of exhaust gases of a gas turbine in a recovery boiler, condensation of water vapor from a gas turbine working fluid in a contact condenser, characterized in that the fuel is burned in the combustion chamber with excess air 1.05-1.1, the temperature of the working fluid at the entrance to the gas turbine is controlled by the supply of steam from the boiler to the combustion chamber in the area of complete combustion from the recovery boiler and regene proliferative selection turbine installation unit, operating in conjunction with a gas turbine in a combined-cycle plant, the steam or incorporated into the thermal circuit gas and steam turbine installation in its autonomous operation / application for invention RU j4s2005102152, publ date. July 10, 2006 /.
  • the disadvantages of this method include the complexity of the scheme and the high capital costs associated with the joint installation of steam and gas turbines.
  • a method for operating a gas-steam turbine installation with generating water in a cycle is proposed, a significant difference of which is that to exclude losses of cyclic water, the method includes contact condensation-gas cooling carried out at the exhaust pipe of a recovery boiler.
  • the spent gas mixture in the turbine after the passage of the recovery boiler is fed to a contact condenser-gas cooler, where it is cooled to the dew point, and the steam is planted in the form of water and returned to the pump for further use in the cycle.
  • the refusal to use a steam turbine in such installations makes it possible to reduce the cost and simplify the installation as a whole, and the high economic indicators make it competitive with diesel power plants / V nickname SevDTU. Vip. 87: Mekhashka, energy, ecology: zb. sciences. etc. - Sevastopol: View of SevNTU, 2008.58 /.
  • the disadvantage of this method is not high exergy efficiency of fuel use in the installation due to the loss of temperature pressure during heat recovery.
  • the objective of the present invention is to create a method of operating a gas turbine installation of a new type, which eliminates the above disadvantages, and create conditions to reduce energy costs and harmful emissions into the atmosphere, increase the reliability of a gas turbine installation, simplify its design and operating conditions.
  • the problem is solved in that: in the method of operation of a gas turbine installation, comprising supplying compressed air and a methane-containing gas mixture to the combustion chamber, expanding the products of their combustion in a gas turbine, cooling the combustion products by evaporation or overheating of high pressure steam, condensation of low pressure steam contained in the products of combustion, evaporation and overheating of the condensate with the formation of high-pressure water vapor, used to obtain additional gas turbine work
  • natural gas is sequentially mixed with high-pressure water vapor, heated in the first heat exchanger by the combustion products of a methane-containing gas mixture, passed through a catalytic reactor to form a methane-containing gas mixture, which is heated in a second heat exchanger, passed through a second catalytic reactor and fed into the combustion chamber.
  • heating of natural gas with high-pressure steam supplied to the catalytic reactor is carried out to a temperature in the range of 350 ° C to 530 ° C.
  • heating the methane-containing vapor-gas mixture fed to the second catalytic reactor is carried out to a temperature in the range of 620-680 ° C.
  • high-pressure water vapor pressure is selected in the range of approximately from 2.0 to 9.0 MPa.
  • the reaction of a mixture of natural gas with high-pressure water vapor in a catalytic reactor is carried out without supplying thermal energy to a catalyst containing metals from the series nickel, iron, platinum, palladium, iridium or their compounds, with the formation of a methane-containing gas with a hydrogen concentration of from 1 to 5%.
  • the reaction of a methane-containing vapor-gas mixture in the second catalytic reactor is carried out without supplying thermal energy to a catalyst containing metals from the series Nickel, Iron, Platinum, Palladium, Iridium or their compounds, with the formation of a methane-containing gas with a hydrogen concentration of more than 20%.
  • natural gas is purified from sulfur compounds.
  • the products of combustion of a methane-containing vapor-gas mixture are used.
  • thermodynamic efficiency of utilization of waste heat of a gas turbine can be obtained by using chemical products with the help of this heat, upon combustion of which a high-temperature working fluid is formed, which is triggered in a gas-turbine cycle.
  • chemical products with the help of this heat, upon combustion of which a high-temperature working fluid is formed, which is triggered in a gas-turbine cycle.
  • the enrichment of natural gas with hydrogen according to the invention is carried out by the catalytic process of steam methane conversion, the endothermic nature of which requires the supply of thermal energy. Heat is removed from the combustion products discharged from the gas turbine both to produce water vapor, part of which is used in the methane conversion reaction, and the remaining stream is sent together with the methane-hydrogen mixture to the combustion chamber, and to heat the gas-vapor methane-hydrogen mixture supplied to the catalytic reactor . Thus, it is possible to use the energy of the combustion products discharged from the gas turbine with the highest possible efficiency.
  • An example implementation of the invention is the method of operation of a gas turbine installation, described below.
  • the figure shows a schematic solution of the proposed method of energy conversion.
  • the method is as follows.
  • the compressor 1 compresses the air supplied to the combustion chamber 2, from which the products of combustion of the methane-containing gas-vapor mixture 3 are supplied to the gas turbine 4 with a load of 5, and then to the heat exchange unit 6, which heat of the combustion products is taken to heat the methane-containing gas-vapor mixture in the heat exchangers 7 and 8 and a steam generator 9, after which water is discharged from the combustion products in the contact condenser 10, condensing the low-pressure water vapor contained in the combustion products discharged afterwards into the atmosphere 1 1. Condensation is carried out by cooled water 12, which is supplied from the cooler 13.
  • a portion of the condensate after the pump (not shown) is sent to a steam generator 9, from which high pressure steam is mixed with natural gas 14 in a steam / gas ratio of about 4 and the resulting vapor-gas mixture is heated to temperature 450 ° C in the heat exchanger 8, and then sent to a catalytic reactor 15, in which the composition is stabilized gas-vapor mixture to obtain a methane-containing gas-vapor mixture with a hydrogen concentration of 1 to 5%, after which the obtained methane-containing gas mixture is heated to a temperature of 650 ° C in the second heat exchanger 7 and sent to the second catalytic reactor 16, in which the hydrogen concentration is increased over 20% and the resulting an methane-containing vapor-gas mixture 3 is sent to the combustion chamber 2.
  • an additional flow of natural gas 17 can be supplied to the combustion chamber 2. for generators or natural gas compressor to the gas main or propulsion of the vehicle.
  • the reaction in the first and second catalytic reactors is carried out without supplying thermal energy to a catalyst containing metals from the series nickel, iron, platinum, palladium, iridium or their compounds, in order to increase the efficiency of which, sulfur compounds are purified before mixing natural gas with water vapor .
  • the pressure of high pressure water vapor is selected in the range of approximately from 2.0 to 9.0 MPa, bringing it as close as possible to the pressure at the inlet to the gas turbine.
  • this method will allow, due to the utilization of the thermal energy of the combustion products in the heat exchange unit, to obtain a methane-containing vapor-gas mixture with a high hydrogen content, the combustion of which increases the power of the gas turbine and reduces emissions of harmful substances, create conditions for reducing energy costs and harmful emissions into the atmosphere, and increasing the reliability of the gas turbine installation, simplifying its design and operating conditions - the task of the invention.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Catalysts (AREA)

Abstract

Изобретение относится к газотурбинной технологии, используемой для получения работы и генерации электроэнергии или в качестве привода транспортных средств или компрессорных станций магистральных газопроводов. Согласно изобретению в способе работы газотурбинной установки, включающем подачу в камеру сгорания сжатых воздуха и метансодержащей парогазовой смеси, расширение продуктов их сгорания в газовой турбине, охлаждение продуктов сгорания путем испарения или перегрева водяного пара высокого давления, конденсацию водяного пара низкого давления, содержащегося в продуктах сгорания, испарение и перегрев конденсата с образованием водяного пара высокого давления, используемого для получения дополнительной работы газотурбинной установки, природный газ последовательно смешивают с водяным паром высокого давления, нагревают в первом теплообменнике продуктами сгорания метансодержащей парогазовой смеси, пропускают через каталитический реактор с образованием метансодержащей парогазовой смеси, которую нагревают во втором теплообменнике, пропускают через второй каталитический реактор и подают в камеру сгорания.

Description

СПОСОБ РАБОТЫ ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ
Изобретение относится к газотурбинной технологии, используемой для получения работы и генерации электроэнергии или в качестве привода транспортных средств или компрессорных станций магистральных газопроводов. Способ может быть использован в газотурбинных установках энергетического и транспортного назначения.
Использование природного газа в качестве газотурбинного топлива привело к развитию технологий повышения эффективности газотурбинных установок за счет их комбинирования с паровыми турбинами и способов сжигания природного газа в смеси с водяным паром.
В частности, известен способ повышения КПД, маневренности и надежности парогазовой установки, включающей впрыск воды в проточную часть компрессора, утилизацию тепла отработавших газов газовой турбины в котле утилизаторе, конденсации водяного пара из рабочего тела ГТУ в контактном конденсаторе, отличающийся тем, что топливо сжигается в камере сгорания с избытком воздуха 1,05-1,1, температура рабочего тела на входе в газовую турбину регулируется подачей пара из котла в камеру сгорания в зону законченного горения из котла утилизатора и регенеративного отбора паротурбинной установки энергоблока, совместно работающего с газовой турбиной в парогазовой установке, или парогенератора, включенного в тепловую схему парогазотурбинной установки при ее автономной работе /заявка на изобретение RU j4s2005102152, дата публ. 10.07.2006/. К недостаткам данного способа следует отнести сложность схемы и вымокие капитальные затраты, связанные с совместной установкой паровой и газовой турбин.
Известен также способ работы газотурбинной установки с комплексной системой глубокой утилизации теплоты и снижения вредных выбросов в атмосферу, включающий сжатие воздуха в компрессоре и его подачу в камеру сгорания, сжигание топлива в этой камере при низком коэффициенте избытка воздуха, расширение продуктов сгорания в газовой турбине, дожигание несгоревшего топлива за турбиной, впрыск воды в компрессор и в камеру сгорания, отличающийся тем, что сжигают газовое топливо в камере сгорания при снижении коэффициента избытка воздуха в зоне горения до 1,02-=- 1,05, а жидкое топливо при его уменьшении до 1,05^ 1,10, при этом коэффициент избытка воздуха регулируют путем изменения количества подаваемого воздуха и измерения содержания кислорода в продуктах сгорания / заявка на изобретение RU jNe 2000131473, дата публ. 20.01.2003/. Недостатком данного способа является низкий прирост эффективности в связи с работой на низких значениях коэффициента избытка воздуха и снижении расхода рабочего тела в проточной части газовой турбины.
Принципиально другим способом работа комбинированной газопаротурбинной установки с подачей пара непосредственно в камеру сгорания газовой турбины, объединяющая положительные свойства способов (низкие энергозатраты на сжатие и высокая энергоемкость рабочего тела) и высокую температуру рабочего тела на входе в турбину и компактность. В таком способе работы по известному циклу STIG (Steam Injection Gas turbine), весь пар, вырабатываемый в утилизационном теплообменнике, подается в камеру сгорания газотурбинной установки, а затем образовавшаяся парогазовая смесь расширяется в газовой турбине и, пройдя утилизационный теплообменник, выбрасывается в атмосферу.
Впрыск пара в проточную часть турбины позволяет увеличить мощность двигателя на 60...70 % и КПД -примерно на 25 % (отн.) без увеличения температуры газа перед турбиной. Недостатком цикла STIG является полная потеря цикловой воды.
Предложен способ работы газопаротурбинной установки с генерацией воды в цикле, существенным отличием которого является то, что для исключения потерь цикловой воды способ включает контактную конденсацию-газоохлаждение, проводимую на выхлопном патрубке котла-утилизатора. Отработавшую в турбине парогазовую смесь после прохождения котла-утилизатора подают в контактный конденсатор-газоохладитель, где охлаждают до точки росы, а пар высаживают в виде воды и насосом возвращают для дальнейшего использования в цикле. Отказ от применения паровой турбины в таких установках позволяет удешевить и упростить установку в целом, а высокие экономические показатели делают ее конкурентоспособной с дизельными энергетическими установками /В ник СевДТУ. Вип. 87: Мехашка, енергетика, еколопя: зб. наук. пр.— Севастополь: Вид-во СевНТУ, 2008.58/. Недостатком способа является недостаточно высокий эксергетический КПД использования топлива в установке в связи с потерей температурного напора при утилизации тепла.
Задача настоящего изобретения - создать способ работы газотурбинной установки нового типа, в котором устранены указанные выше недостатки, и создать условия снижения затрат энергии и вредных выбросов в атмосферу, увеличения надежности газотурбинной установки, упрощения ее конструкции и условий эксплуатации.
Поставленная задача решается тем, что: в способе работы газотурбинной установки, включающем подачу в камеру сгорания сжатых воздуха и метансодержащей парогазовой смеси, расширение продуктов их сгорания в газовой турбине, охлаждение продуктов сгорания путем испарения или перегрева водяного пара высокого давления, конденсацию водяного пара низкого давления, содержащегося в продуктах сгорания, испарение и перегрев конденсата с образованием водяного пара высокого давления, используемого для получения дополнительной работы газотурбинной установки, природный газ последовательно смешивают с водяным паром высокого давления, нагревают в первом теплообменнике продуктами сгорания метансодержащей парогазовой смеси, пропускают через каталитический реактор с образованием метансодержащей парогазовой смеси, которую нагревают во втором теплообменнике, пропускают через второй каталитический реактор и подают в камеру сгорания.
Кроме того :
> нагрев природного газа с водяным паром высокого давления, подаваемым в каталитический реактор, ведут до температуры в диапазоне 350 °С - 530 °С. нагрев метансодержащей парогазовой смеси, подаваемой во второй каталитический реактор, ведут до температуры в диапазоне 620-680 °С.
> давление водяного пара высокого давления выбирают в диапазоне ориентировочно от 2.0 до 9.0 МПа. реакцию смеси природного газа с водяным паром высокого давления в каталитическом реакторе ведут без подвода тепловой энергии на катализаторе, содержащем металлы из ряда никель, железо, платина, палладий, иридий или их соединения, с образованием метансодержащего газа с концентрацией водорода от 1 до 5%. реакцию метансодержащей парогазовой смеси во втором каталитическом реакторе ведут без подвода тепловой энергии на катализаторе, содержащем металлы из ряда никель, железо, платина, палладий, иридий или их соединения, с образованием метансодержащего газа с концентрацией водорода свыше 20%.
> перед смешением природного газа с водяным паром проводят очистку природного газа от соединений серы.
> в качестве греющей среды первого и второго теплообменника используют продукты сгорания метансодержащей парогазовой смеси.
Сущность настоящего изобретения состоит в следующем.
Наиболее высокой термодинамической эффективности утилизации сбросного тепла газовой турбины можно достить при получении с помощью этого тепла химических продуктов, при сгорании которых образуются высотемпературное рабочее тело, срабатываемое в газотурбинном цикле. К числу таких продуктов относится водород, который не только не образует при сгорании вредных продуктов, но и обеспечивает повышение эффективности турбины и позволяет работать на крайне бедной смеси с очень большим коэффициентом избытка воздуха (до λ = 9.8 в случае водородо-воздушной смеси). Благодаря наличию в камере сгорания большого количества воздуха, не принимающего участия в сгорании топлива, достигается значительное снижение температуры выхлопных газов и невероятно низкий уровень выбросов ΝΟχ - менее 5 мг/нм3 или 2 ppm, что практически приближается к пределу выявления. При этом увеличение массового расхода рабочего тела приводит к росту мощности турбины. Применение метано-водородных смесей с высоким содержанием водорода (до 50%) в качестве топливного газа на газотурбинных установках, в том числе - подлежащих реконструкции позволит не только существенно улучшить как эксплуатационные характеристики и снизить расход топливного газа, но и значительно снизит эмиссионные показатели. Обогащение природного газа водородом согласно изобретению производится путем каталитического процесса паровой конверсии метана, эндотермический характер которой требует подвода тепловой энергии. Отбор тепла от продуктов сгорания, выводимых из газовой турбины, производят как для получения водяного пара, часть которого используют в реакции конверсии метана, а оставшийся поток направляют вместе с метановодородной смесью в камеру сгорания, так и для нагрева парогазовой метановодородной смеси, подаваемой в каталитический реактор. Тем самым удается с максимально возможной эффективностью использовать энергию продуктов сгорания, отводимых из газовой турбины.
Примером реализации изобретения служит способ работы газотурбинной установки, описанный ниже.
На фигуре дано схемное решение предложенного способа преобразования энергии. Способ осуществляется следующим образом.
В компрессоре 1 сжимают воздух, подаваемый в камеру сгорания 2, из которой продукты сгорания метансодержащей парогазовой смеси 3 подают в газовую турбину 4 с нагрузкой 5, а затем в теплообменный блок 6, котором тепло продуктов сгорания отбирают для нагрева метансодержащей парогазовой смеси в теплообменниках 7 и 8 и парогенераторе 9, после чего в контактном конденсаторе 10 из продуктов сгорания выводят воду, конденсируя водяной пар низкого давления, содержащийся в продуктах сгорания, сбрасываемых после этого в атмосферу 1 1. Конденсацию ведут охлаждённой водой 12, которую подают из охладителя 13. Часть конденсата после насоса (на чертеже не показан) направляют в парогенераторе 9, из которого пар высокого давления подают на смешение с природным газом 14 в соотношении пар/газ около 4 и полученную парогазовую смесь нагревают до температуры 450 °С в теплообменнике 8, после чего направляют в каталитический реактор 15, в котором производят стабилизацию состава парогазовой смеси с получением метансодержащей парогазовой смеси с концентрацией водорода от 1 до 5%, после чего полученную метансодержащую парогазовую смесь нагревают до температуры 650 °С во втором теплообменнике 7 и направляют во второй каталитический реактор 16, в котором концентрацию водорода повышают свыше 20% и полученную метансодержащую парогазовую смесь 3 направляют в камеру сгорания 2. Для коррекции состава газов в камеру сгорания 2 могут подавать дополнительный поток природного газа 17. В качестве нагрузки 5 могут выступать электрогенератор или компрессор природного газа на магистральном газопроводе или движитель транспортного средства.
Реакцию в первом и втором каталитическом реакторе ведут без подвода тепловой энергии на катализаторе, содержащем металлы из ряда никель, железо, платина, палладий, иридий или их соединения, для повышения работоспособности которого перед смешением природного газа с водяным паром проводят очистку природного газа от соединений серы.
Давление водяного пара высокого давления выбирают в диапазоне ориентировочно от 2.0 до 9.0 МПа, максимально приближая его к давлению на входе в газовую турбину.
Таким образом указанный способ позволит за счет утилизации тепловой энергии продуктов сгорания в теплообменном блоке получить метансодержащую парогазовую смесь с повышенным содержанием водорода, сжигание которой повышает мощность газовой турбины и снижает выбросы вредных веществ, создать условия снижения затрат энергии и вредных выбросов в атмосферу, увеличения надежности газотурбинной установки, упрощения ее конструкции и условий эксплуатации - задача изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ работы газотурбинной установки, включающий подачу в камеру сгорания сжатых воздуха и метансодержащей парогазовой смеси, расширение продуктов их сгорания в газовой турбине, охлаждение продуктов сгорания путем испарения или перегрева водяного пара высокого давления, конденсацию водяного пара низкого давления, содержащегося в продуктах сгорания, испарение и перегрев конденсата с образованием водяного пара высокого давления, направляемого в газотурбинную установку, отличающийся тем, что природный газ последовательно смешивают с водяным паром высокого давления, нагревают в первом теплообменнике продуктами сгорания метансодержащей парогазовой смеси, пропускают через каталитический реактор с образованием метансодержащей парогазовой смеси, которую нагревают во втором теплообменнике, пропускают через второй каталитический реактор и подают в камеру сгорания.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагрев природного газа с водяным паром высокого давления, подаваемым в каталитический реактор, ведут до температуры в диапазоне 350 °С - 530 °С.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагрев метансодержащей парогазовой смеси, подаваемой во второй каталитический реактор, ведут до температуры в диапазоне 620-680 °С.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что давление водяного пара высокого давления выбирают в диапазоне ориентировочно от 2.0 до 9.0 МПа.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что реакцию смеси природного газа с водяным паром высокого давления в каталитическом реакторе ведут без подвода тепловой энергии на катализаторе, содержащем металлы из ряда никель, железо, платина, палладий, иридий или их соединения, с образованием метансодержащего газа с концентрацией водорода от 1 до 5%.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что реакцию метансодержащей парогазовой смеси во втором каталитическом реакторе ведут без подвода тепловой энергии на катализаторе, содержащем металлы из ряда никель, железо, платина, палладий, иридий или их соединения, с образованием метансодержащего газа с концентрацией водорода свыше 20%.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед смешением природного газа с водяным паром проводят очистку природного газа от соединений серы.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве греющей среды первого и второго теплообменника используют продукты сгорания метансодержащей парогазовой смеси.
PCT/RU2011/000844 2010-11-03 2011-11-01 Способ работы газотурбинной установки WO2012060739A1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2010145022 2010-11-03
RU2010145022/06A RU2467187C2 (ru) 2010-11-03 2010-11-03 Способ работы газотурбинной установки

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2012060739A1 true WO2012060739A1 (ru) 2012-05-10

Family

ID=46024680

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2011/000844 WO2012060739A1 (ru) 2010-11-03 2011-11-01 Способ работы газотурбинной установки

Country Status (2)

Country Link
RU (1) RU2467187C2 (ru)
WO (1) WO2012060739A1 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2016506488A (ja) * 2013-11-07 2016-03-03 オトクリトエ アクツィオネルノエ オブシチェストヴォ “ガスプロム” ガスタービン装置の操作方法及び様式
US9377202B2 (en) 2013-03-15 2016-06-28 General Electric Company System and method for fuel blending and control in gas turbines
US9382850B2 (en) 2013-03-21 2016-07-05 General Electric Company System and method for controlled fuel blending in gas turbines

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2626291C2 (ru) * 2015-11-13 2017-07-25 Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" Способ преобразования энергии
RU2648478C2 (ru) * 2015-11-18 2018-03-26 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" Способ работы маневренной регенеративной парогазовой теплоэлектроцентрали и устройство для его осуществления
RU2639397C1 (ru) * 2016-12-29 2017-12-21 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Самара" Способ работы газотурбинной установки на метаносодержащей парогазовой смеси и устройство для его осуществления
RU2647013C1 (ru) * 2017-02-27 2018-03-13 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А." (СГТУ имени Гагарина Ю.А.) Способ работы воздушно-аккумулирующей газотурбинной электростанции
RU2643878C1 (ru) * 2017-02-27 2018-02-06 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А." (СГТУ имени Гагарина Ю.А.) Способ работы воздушно-аккумулирующей газотурбинной электростанции с абсорбционной бромисто-литиевой холодильной машиной (АБХМ)
RU2665745C1 (ru) * 2017-07-25 2018-09-04 Андрей Владиславович Курочкин Газотурбинная установка
RU2689483C2 (ru) * 2017-10-30 2019-05-28 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Самарский национальный исследовательский университет имени академика С.П. Королёва" Энергетическая установка с высокотемпературной парогазовой конденсационной турбиной
RU2672416C1 (ru) * 2018-03-12 2018-11-14 Андрей Владиславович Курочкин Установка получения водорода (варианты)
RU2679241C1 (ru) * 2018-03-12 2019-02-06 Андрей Владиславович Курочкин Установка производства водорода

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2085754C1 (ru) * 1990-02-01 1997-07-27 Маннесманн Аг Способ непрерывного преобразования энергии в газотурбинной установке и газотурбинная установка для его осуществления
RU2097314C1 (ru) * 1996-02-01 1997-11-27 Химический факультет МГУ им.М.В.Ломоносова Способ каталитической конверсии природного газа
RU2271333C2 (ru) * 2004-03-25 2006-03-10 Институт Катализа Им. Г.К. Борескова Сибирского Отделения Российской Академии Наук Способ получения водородсодержащего газа
RU2296003C2 (ru) * 2001-07-11 2007-03-27 КОМПАКТДЖТЛ ПиЭлСи Каталитический реактор

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3261410D1 (en) * 1981-04-03 1985-01-17 Bbc Brown Boveri & Cie Combined steam and gas turbine power plant
DE3419560A1 (de) * 1984-05-25 1985-11-28 Brown, Boveri & Cie Ag, 6800 Mannheim Verfahren zum betrieb einer gasturbinenanlage sowie anlage zur durchfuehrung des verfahrens
RU2117520C1 (ru) * 1998-03-20 1998-08-20 Майер Виктор Викторович Способ переработки природного газа с получением метанола

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2085754C1 (ru) * 1990-02-01 1997-07-27 Маннесманн Аг Способ непрерывного преобразования энергии в газотурбинной установке и газотурбинная установка для его осуществления
RU2097314C1 (ru) * 1996-02-01 1997-11-27 Химический факультет МГУ им.М.В.Ломоносова Способ каталитической конверсии природного газа
RU2296003C2 (ru) * 2001-07-11 2007-03-27 КОМПАКТДЖТЛ ПиЭлСи Каталитический реактор
RU2271333C2 (ru) * 2004-03-25 2006-03-10 Институт Катализа Им. Г.К. Борескова Сибирского Отделения Российской Академии Наук Способ получения водородсодержащего газа

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9377202B2 (en) 2013-03-15 2016-06-28 General Electric Company System and method for fuel blending and control in gas turbines
US9382850B2 (en) 2013-03-21 2016-07-05 General Electric Company System and method for controlled fuel blending in gas turbines
JP2016506488A (ja) * 2013-11-07 2016-03-03 オトクリトエ アクツィオネルノエ オブシチェストヴォ “ガスプロム” ガスタービン装置の操作方法及び様式

Also Published As

Publication number Publication date
RU2467187C2 (ru) 2012-11-20
RU2010145022A (ru) 2012-05-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2467187C2 (ru) Способ работы газотурбинной установки
RU2561755C2 (ru) Способ работы и устройство газотурбинной установки
US6209307B1 (en) Thermodynamic process for generating work using absorption and regeneration
RU2013113114A (ru) Система и способ генерации энергии
US9708973B2 (en) Integrated reformer and waste heat recovery system for power generation
RU2008113706A (ru) Способ создания водородного энергохимического комплекса и устройство для его реализации
RU2624690C1 (ru) Газотурбинная установка и способ функционирования газотурбинной установки
Su et al. Novel ammonia-driven chemically recuperated gas turbine cycle based on dual fuel mode
RU2639397C1 (ru) Способ работы газотурбинной установки на метаносодержащей парогазовой смеси и устройство для его осуществления
Shen et al. Waste heat recovery optimization in ammonia-based gas turbine applications
CN107829825A (zh) 联产水的燃气轮机系统及燃气轮机联产水的方法
RU2587736C1 (ru) Установка для утилизации низконапорного природного и попутного нефтяного газов и способ её применения
RU2813644C1 (ru) Способ подготовки метано-водородного топлива с повышенным содержанием водорода для котельных агрегатов ТЭС и газотурбодетандерной энергетической установки
RU2774007C1 (ru) Способ работы контактной газотурбинной установки на метановодородной парогазовой смеси
RU2272914C1 (ru) Газопаровая теплоэлектроцентраль
RU2272915C1 (ru) Способ работы газопаровой установки
JPH04334729A (ja) 発電方法
RU2772204C1 (ru) Газохимическая установка производства водорода с кислородным сжиганием топлива и улавливанием диоксида углерода
Hai et al. Techno-economic optimization and Nox emission reduction through steam injection in gas turbine combustion chamber for waste heat recovery and water production
RU2261337C1 (ru) Теплоэлектроцентраль с открытой теплофикационной системой
RU2791380C1 (ru) Способ работы газотурбинного газоперекачивающего агрегата и устройство для его осуществления
RU2050443C1 (ru) Комбинированная парогазовая энергетическая установка
RU83544U1 (ru) Газотурбинная установка
CN107725191A (zh) 动力与水联合供应装置
KR102176087B1 (ko) 2단 보일러를 구비한 가압 기력발전 시스템 및 그에 사용되는 보일러

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 11838309

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 11838309

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

32PN Ep: public notification in the ep bulletin as address of the adressee cannot be established

Free format text: NOTING OF LOSS OF RIGHTS PURSUANT TO RULE 112(1) EPC (EPO FORM 1205A DATED 28/10/2013)

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 11838309

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1