|
|
больше ...
Термины запроса в документе
Реферат
[RU] Настоящее изобретение раскрывает новое устройство и способы для увеличения мощности газотурбинного двигателя, улучшая работу газотурбинного двигателя и уменьшая время срабатывания, необходимое для удовлетворения изменяющихся потребностей электростанции. Улучшения в повышении мощности и в работе двигателя включают в себя дополнительную подачу нагретого сжатого воздуха, подачу пара, конденсацию воды, подмешивание холодного воздуха в выхлопные газы, нагрев топлива и подачу сохраняемого нагретого воздуха. 
Полный текст патента
(57) Реферат / Формула:
Настоящее изобретение раскрывает новое устройство и способы для увеличения мощности газотурбинного двигателя, улучшая работу газотурбинного двигателя и уменьшая время срабатывания, необходимое для удовлетворения изменяющихся потребностей электростанции. Улучшения в повышении мощности и в работе двигателя включают в себя дополнительную подачу нагретого сжатого воздуха, подачу пара, конденсацию воды, подмешивание холодного воздуха в выхлопные газы, нагрев топлива и подачу сохраняемого нагретого воздуха.
Евразийское (21) 201692024 (13) A1
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОЙ ЗАЯВКЕ
(43) Дата публикации заявки (51) Int. Cl. F02C 6/16 (2006.01)
2017.04.28 F02C 7/224 (2006.01)
(22) Дата подачи заявки 2015.03.26
(54) ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ И СКОРОСТИ РЕГУЛИРОВАНИЯ ГАЗОВОЙ ТУРБИНЫ ПОСРЕДСТВОМ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВСПОМОГАТЕЛЬНОЙ ВОЗДУШНОЙ СИСТЕМЫ
(31) 14/350,469; 14/329,340
(32) 2014.04.08; 2014.07.11
(33) US
(вв) PCT/US2015/022756
(87) WO 2015/157012 2015.10.15
(71) Заявитель: ПАУЭРФЭЙЗ ЭлЭлСи (US)
(72) Изобретатель:
Крафт Роберт Дж., Ауэрбах Скотт, Собиески Питер А., Ариас-Кинтеро
Серхио А. (US)
(74) Представитель:
Медведев В.Н. (RU)
(57) Настоящее изобретение раскрывает новое устройство и способы для увеличения мощности газотурбинного двигателя, улучшая работу газотурбинного двигателя и уменьшая время срабатывания, необходимое для удовлетворения изменяющихся потребностей электростанции. Улучшения в повышении мощности и в работе двигателя включают в себя дополнительную подачу нагретого сжатого воздуха, подачу пара, конденсацию воды, подмешивание холодного воздуха в выхлопные газы, нагрев топлива и подачу сохраняемого нагретого воздуха.
2420-538578ЕА/061 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ И СКОРОСТИ РЕГУЛИРОВАНИЯ ГАЗОВОЙ ТУРБИНЫ ПОСРЕДСТВОМ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВСПОМОГАТЕЛЬНОЙ ВОЗДУШНОЙ
СИСТЕМЫ
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
Настоящая заявка притязает на приоритет заявки на патент
США №14/350,469 с частичным продолжением, которая притязает на
приоритет заявки на патент PCT/US2013/034748,
зарегистрированной 31 марта 2013, которая заявляет приоритет предварительной заявки на патент США №61/686,222, зарегистрированной 2 апреля 2012.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Изобретение относится, в общем, к энергетическим системам на основе газотурбинных двигателей, включающим в себя добавление генерирующей мощности таким газотурбинным двигателям, а также к накоплению энергии для использования при подаче дополнительной электрической мощности во время периодов пиковой потребности в электрической мощности. Более конкретно, разработан ряд улучшений вспомогательной генерирующей системы.
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В настоящее время предельная или пиковая энергия производится главным образом газовыми турбинами, работающими в конфигурациях с простым циклом, либо с комбинированным циклом. В зависимости от требуемого профиля нагрузки газотурбинной системы повышают в периоды высокой потребности и понижают или выключают в периоды низкой потребности. Такое изменение нагрузки обычно выполняется оператором электрической сети по программе, называемой "активное управление сетью" или АУП. К сожалению, из-за того, что промышленные газовые турбины, которые по большей части являются основными устройствами для генерирования энергии, были сконструированы для базисного режима работы, серьезные издержки возникают из-за затрат на техническое обслуживание такого рода устройств во время изменения нагрузки. Например, газовая турбина, которая работает на базовой нагрузке, может проходить через обычный цикл технического обслуживания каждые три года или через 24 000 часов
работы, при затратах на техническое обслуживание стоимостью от
двух до трех миллионов долларов (от $2000000 до $3000000).
Такие же затраты могут возникнуть через один год для газовой
турбины, которую необходимо запускать и выключать каждый день
из-за серьезных издержек, связанных с затратами на техническое
обслуживание в результате изменения нагрузки такой конкретной
газовой турбины. Кроме того, даже авиационные двигатели,
которые сконструированы с возможностью быстрого запуска, все
еще могут затрачивать десять (10) минут или более для выработки
требуемой мощности при необходимости. Эта необходимость в
изменении нагрузки газовых турбин является основным вопросом и
становится более проблематичной с увеличивающимся
использованием возобнавляемых импульсных источников энергии.
В настоящее время газотурбинные двигатели, используемые на электростанциях, могут уменьшать нагрузку приблизительно до 50% от своей номинальной мощности. Это осуществляется посредством закрытия входных направляющих лопаток компрессора, что уменьшает воздушный поток к газовой турбине и, в свою очередь, уменьшает поток топлива, так как требуется постоянное соотношение топлива к воздуху в процессе сгорания при всех условиях работы двигателя. Цель сохранения безопасной работы компрессора и безопасных выхлопов газовой турбины обычно ограничивает уровень нижнего предела регулировочного диапазона, который может быть практически достигнут.
Один способ безопасного понижения нижнего уровня рабочего диапазона компрессора в современный газовых турбинах заключается в подаче теплого воздуха на вход газовой турбины, обычно отбираемого из канала для отвода воздуха промежуточной ступени компрессора. Иногда этот теплый воздух также подается на вход для предотвращения обледенения. В любом случае, когда это происходит, работа, производимая для воздуха компрессором, приносится в жертву для более безопасной работы компрессора при уменьшенном воздушном потоке, что приводит к увеличенному нижнему пределу регулировочного диапазона (turn down capability). К сожалению, отводной воздух из компрессора имеет дополнительное негативное воздействие на эффективность всей
газотурбинной систем, так как работа, выполняемая для воздуха, который отводится, теряется. В общем, на каждый 1% воздуха, который отводится из компрессора для такого увеличения нижнего предела регулировочного диапазона, теряется приблизительно 2% общей выходной мощности газовой турбины. Кроме того, система сжигания также представляет собой ограничение для системы.
Система сжигания обычно ограничивает величину, при которой система может работать при пониженной нагрузке, потому что при меньшем количестве добавляемого топлива температура пламени уменьшается, увеличивая количество производимых выбросов моноксида углерода ("СО"). Взаимоотношение между температурой пламени и выбросами СО изменяется по экспоненте с уменьшением температуры, соответственно, когда газотурбинная система достигает нижнего предела регулировочного диапазона, выбросы окиси углерода резко увеличиваются, поэтому важно сохранять правильный резерв от этого предела. Эта характеристика ограничивает все газотурбинные системы приблизительно до 50% мощности при нижнем пределе регулировочного диапазона, или, для газовой турбины мощностью 100 МВт нижний предел мощности, который может быть достигнут в рабочем диапазоне, составляет 50% или 50 МВт. При снижении массового потока газовой турбины эффективность компрессора и турбины также падает, вызывая увеличение удельного расхода тепла машины. Некоторые операторы сталкиваются с такой ситуацией каждый день и, в результате, когда происходит падение требуемой нагрузки, газтурбинные электростанции попадают в свой нижний рабочий предел, и газовые турбины необходимо отключать, что приводит к тому, что электростанции несут огромные затраты на техническое обслуживание.
Другая характеристика типовых газовых турбин заключается в том, что при повышении температуры окружающей среды выходная мощность снижается прямопропорционально из-за линейного влияния уменьшающейся плотности при увеличении температуры воздуха. Выходная мощность может быть уменьшена более чем на 10% от номинальной выходной мощности во время жарких дней, что обычно происходит, когда наиболее часто требуются пиковые газовые
турбины для поставки энергии.
Другой характеристикой типовых газовых турбин является то, что воздух, сжимаемый и нагреваемый в компрессорной секции газовой турбины, направляют по трубопроводам в различные части турбинной секции газовой турбины, где он используется для охлаждения различных компонентов. Такой воздух обычно называют воздухом охлаждения и утечки турбины (далее "ВОУТ"), термин, хорошо знакомый в области техники, относящейся к газовым турбинам. Хотя ВОУТ и нагревается в процессе сжатия, он все еще существенно холоднее, чем температуры турбины и, таким образом, является эффективным для охлаждения компонентов, расположенных ниже по потоку от компрессора. Обычно от 10% до 15% воздуха, который поступает на вход компрессора, направляют в обход камеры сгорания и используют для этого процесса. Таким образом, ВОУТ представляет собой серьезную потерю для работы газотурбинной системы.
Другое увеличение мощности систем, подобное, например, входному охлаждению, обеспечивает более холодные входные условия, приводящие к увеличенному потоку воздуха через компрессор газовой турбины, и к пропоорциональному увеличению выходной мощности газовой турбины. Например, если входное охлаждение понижает входные условия в жаркий день так, что компрессор газовой турбины имеет на 5% больше потока воздуха, выходная мощность газовой турбины также увеличится на 5%. При падении температуры окружающей среды входное охлаждение становится менее эффективным, поскольку воздух уже холодный. Поэтому мощность охлаждения на входе является максимальной в жаркие дни и сводится к нулю при температуре окружающей среды приблизительно в 45°F (7,22°С).
В системах увеличения мощности, таких как система, описанная в патенте США №6,305,158 на имя Nakhamkin ("патент 158"), имеются три основных режима работы: нормальный режим, режим заполнения и режим подачи воздуха, но система ограничена требованием к электрическому генератору таким образом, чтобы он имел возможность обеспечивать поставку энергии, превышающей
"полную номинальную мощность", которую может обеспечивать газотурбинная система. Тот факт, что этот патент был опубликован более десяти (10) лет назад, и не существует других известных заявок во времена быстро растущей стоимости энергии, подтверждает, что он не отвечает требованиям рынка. Прежде всего, очень дорого заменять и усовершенствовать электрический генератор так, чтобы он мог обеспечивать мощность, "превышающую полную номинальную мощность", которую может обеспечивать газотурбинная система в настоящее время. При этом, хотя варианты подачи воздуха, как описано в патенте 158, обеспечивают увеличение мощности, это занимает значительное количество времени на запуск и подключение к линии электрической сети. Это делает применение патента 158 непрактичным на определенных рынках, таких как вращающийся резерв, где увеличение мощности должно происходить за секунды, и из-за необходимости иметь большие вспомогательные компрессоры в системах такого типа, это занимает слишком большое время дла запуска.
Другой недостаток заключается в том, что система не может
быть внедрена на электростанцию комбинированного цикла без
существенного негативного воздействия на потребление топлива и,
следовательно, эффективности. Большинство вариантов
осуществлений, описанных в патенте 158, используют рекуператор для нагревания воздуха в работе простого цикла, что снижает проблему повышения потребления топлива, однако, это существенно увеличивает стоимость и сложность. Предложенное изобретение, описанное ниже, решает вопросы, связанные с недостатками как по затратам, так и по рабочим характеристикам изобретения, описанного в патенте 158.
Также, как описано в соответствующем патенте США No. 5,934,063 на имя Nakhamkin ("патент 063"), имеется клапанная структура, которая "выборочно обеспечивает один из следующих режимов работы: нормальный рабочий режим работы газовой турбины, при котором воздух подается из системы хранения и смешивается с воздухом в газовой турбине, и затем режим заполнения". Патент 0 63 также был выдан более десяти лет назад,
и также не существует его известных применений где-либо в мире.
Причиной этого также является недостатки, свзанные со
стоимостью и рабочими характеристиками, подобно тем, которые
описаны в соответствующем патенте 158. Хотя эта система может
быть использована без снижения эффективности на газовой турбине
простого цикла, газовые турбины простого цикла не используют
очень часто в работе, потому что они обычно не оправдывают
капитальные затраты за определьные периоды времени, которые
делают технологию привлекательной для операторов
электростанций. Таким же образом, если эта система используется для газовых турбин комбинированного цикла, имеются существенные потери в удельном расходе тепла, и снова технология не отвечает требованиям рынка. Предложенное изобретение, описанное ниже, решает вопросы, связанные с недостатками как по затратам, так и по рабочим характеристикам изобретения, описанного в патенте 063 .
Газотурбинные (ГТ) электростанции обеспечивают
существенное количество мощности для сети и используются как для выработки мощности для покрытия базовой нагрузки, так и для регулирования сети. Из-за изменяющихся потребностей в электрической нагрузке и из-за изменений в возобнавляемой подаче электроэнергии, ГТ электростанции требуют частого изменения нагрузки. Как правило, оператор сети, который отслеживает требования к подаче электроэнергии и частоту сети, посылает сигнал каждой газотурбинной электростанции для подачи большей или меньшей мощности для удовлетворения потребностей и удерживания частоты в 50 Гц или 60 Гц. Такой сигнал называется сигналом активного управления сетью (АУС).
На фиг.9А показана типичная нагрузка на электросеть "Midwest Iso Grid". Как видно на фиг.9А, существует минимальная нагрузка около 48000 Мегаватт (МВт), требующаяся между 2:00 и 4:00 часами, и существует увеличение потребности утром, обычно между 4:00 и 10:00 часами, когда люди и бизнес начинают использовать больше энергии. Соответствено, необходимо повышение мощности на 18 000 МВт в течение б часов или скорость изменения мощности 50 МВт в минуту. Как видно на фиг.9А,
скорость изменения мощности в реальном времени может быть гораздо выше в течение коротких периодов времени. К 10:00 мощность сети повышается примерно до 66000 МВт и удерживается на этом уровне примерно до 15:00, затем потребность в мощности уменьшается, например, из-за закрытия бизнесов. Однако существует другая пиковя потребность около 20:00, совпадающая с прибытием людей домой и потреблением большей мощности дома. Фиг.9В представляет собой график зависимости выходной мощности от теплового коэффициента полезного действия (КПД) газотурбинной электростанции комбинированного цикла. Ночью многие электростанции отключают, или выработку мощности уменьшают до минимальной нагрузки из-за падения потребности. Тепловой КПД газовой турбины находится в своей нижней точке при минимальной нагрузке и обычно увеличивается при увеличении нагрузки приблизительно на 3%, что для газовой турбины класса F составляет около 200 британских тепловых единиц (БТЕ)/кВт (50,4 kcal/кВт). Это соответствует 1600 долларов США затраченного топлива, полагая, что стоимость топлива составляет 4 доллара США/миллион БТЕ (4 доллара США/252000 kcal) в течение 8 часового периода для одной газотурбинной электростанции класса "F" с комбинированным циклом 2x1 (газотурбинный двигатель и паровая турбина соединены с генератором). Если все увеличение в 18 000 МВт было бы от установок, описанных выше, (от минимальной нагрузки до полной нагрузки), это потребовалло бы семьдесят две ГТ электростанции комбинированного цикла (КЦ) 2x1 вырабатывать от 250 МВт до 500 МВт и соответствовало бы стоимости затраченного топлива в 115000 долларов США для удовлетворения потребности в увеличении нагрузки. Это количество ГТ электростанций 2x1 соответствует 36000 МВт при полной нагрузке или только немного более половины от суммарной нагрузки, составляющей 66000 МВт, на основе того факта, что около 40% внедренной генерации в США относится к ГТ. Для сети США, описанной выше, 66000 МВт (бб ГВт) соответствуют примерно 16% или одной шестой от 4 00 ГВт от суммарной электрической потребности США для сети, которая работает на газовых турбинах.
Следовательно, приблизительно 700000 долларов США затрат на топливо теряется каждый день на всей территории США, или 250000000 долларов США (250 миллионов долларов) за один год для того, чтобы поддерживать колебания нагрузки по всей сети. Это является растущей проблемой по мере того, как обновляемые источники энергии становятся все большей частью генерации, и доступность к ним также изменяется.
Как понятно специалистам в данной области техники, при повышении скорости изменения генерирующей мощности генерирующих электростанций требуется меньше суммарной генерации. Для поддержания этой возможности поддерживать колебания нагрузки, некоторые сетевые операторы платят больше за ту же самую мощность, если это позволяет быстрее реагировать на изменяющиеся потребности.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретени, которое может упоминаться в настоящем документе как "TurboPHASE(tm)", обеспечивает несколько возможных вариантов, в зависимости от потребностей конкретной электростанции, для улучшения эффективности и выходной мощности электростанции при низких нагрузках, и для понижения нижнего предела выходной мощности газовой турбины и увеличения при этом верхнего предела выходной мощности газовой турбины, увеличивая тем самым мощность и возможность регулирования мощности новой или существующей электростанции.
Один аспект настоящего изобретения относится к способам и системам, которые обеспечивают работу газотурбинных систем для быстрой выдачи дополнительной мощности во время периодов пиковой потребности.
Другой аспект настоящего изобретения относится к системе хранения и извлечения энергии для получения полезной работы от существующего источника газотурбинной электростанции.
Другой аспект настоящего изобретения относится к способам и системам, которые позволяют более эффективно уменьшать мощность во время периодов более низкой потребности.
Один вариант осуществления изобретения относится к
системе, содержащей по меньшей мере одну существующую газовую турбину, которая содержит один первый компрессор, по меньшей мере один электрический генератор, по меньшей мере одну турбину, соединенную с генератором и компрессором, камеру сгорания и газосборник (который является выпускным трубопроводом для компрессора), и дополнительно содержащей вспомогательный компрессор, который не является таким же компрессором, что и первый компрессор.
Преимущество других предпочтительных вариантов
осуществления настоящего изобретения заключается в возможности увеличения нижнего предела рабочего диапазона газотурбинной системы во время периодов низкой потребности в электроэнергии и улучшения эффективности и производительности газотурбинной системы в периоды высокой потребности в электроэнергии.
Другое преимущество вариантов осуществления настоящего изобретения заключается в возможности увеличения нижнего предела рабочего диапазона газотурбинной системы во время периодов низкой потребности в электроэнергии посредством использования вспомогательного компрессора, приводимого в действие топливным двигателем, работа которого независима от электрической сети.
Другое преимущество вариантов осуществления настоящего изобретения заключается в возможности увеличения нижнего предела рабочего диапазона газотурбинной системы во время периодов низкой потребности в электроэнергии посредством использования вспомогательного компрессора, приводимого в действие двигателем, работающим на топливе, который производит тепло, которое добавляется к сжатому воздуху, проходящему к газосборнику либо от вспомогательного компрессора, либо от системы хранения воздуха, либо от обоих, или такое тепло может добавляться в паровой цикл в электростанции комбинированного цикла.
Другое преимущество некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения заключается в возможости увеличения производительности газотурбинной системы в периоды высокой потребности в электроэнергии посредством использования
вспомогательного компрессора, который не приводится в действие энергией, производимой газотурбинной системой.
Другое преимущество некоторых вариантов осуществления
настоящего изобретения заключается в возможности увеличения
производительности газотурбинной системы во время периодов
высокой потребности в электроэнергии посредством использования
вспомогательного компрессора, приводимого в действие
теплоутилизационным парогенератором электростанции
комбинированного цикла.
Другое приемущество настоящего изобретения заключается в возможности внедрения выборочных частей вариантов осуществления на существующие газовые турбины для достижения целей конкретнй электростанции.
Другое преимущество варианта осуществления настоящего изобретения заключается в возможности подачи сжатого воздуха в охлаждающий контур турбины без подогрева воздуха перед такой подачей, и поскольку холодный охлаждающий воздух может достигать таких же температур, что и температуры, требуемые для металла при использовании меньшего количества сжатого воздуха (по сравнению с нагреваемым сжатым воздухом), эффективность улучшается.
Другое преимущество другого варианта осуществления настоящего изобретения заключается в том, что значительное количество сжатого воздуха может быть добавлено с относительно постоянным расходом в широком диапазоне температур окружающей среды, при этом увеличение мощности, достигаемое газовой турбиной, также относительно постоянно в широком диапазоне температур окружающей среды. Кроме того, поскольку вспомогательный сжатый воздух подается без какого-либо дополнительного увеличения мощности от компрессора газовой турбины, (так как сжатый воздух поступает либо из отдельного топливного компрессора или из системы хранения сжатого воздуха), то для каждого 1% впрыскиваемого воздуха (по массовому потоку), мощность увеличивается на 2%. Это является существенным, потому что другие технологии, такие как входные охладители для производства дополнительной энергии, дают около
1% увеличения мощности для каждого 1% увеличения впрыскиваемого воздуха, поэтому достигается в два раза большее форсирование мощности с тем же самым дополнительным потоком воздуха через турбину и камеру сгорания, приводя к физически более маленькой, дешевой вспомогателной системе увеличения мощности.
Один предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения включает в себя контур сжатия с промежуточным охлаждением, использующий вспомогательный компрессор для производства сжатого воздуха, который хранится в одном или более резервуарах для хранения воздуха под давлением, в котором тепло от процесса промежуточного охлаждения, забираемое из сжатого воздуха во время сжатия, передается в паровой цикл электростанции комбинированного цикла.
По выбору, при интегрировании с газотурбинной электростанцией с паровым циклом, пар из парового цикла может быть использован для приведения в действие второй паровой турбины, которая, в свою очередь, приводит в действие вспомогательный компрессор. Использование резервуара высокого давления для хранения сжатого воздуха в сочетании с направлением этого воздуха непосредственно в газовую турбину, дает возможность газовой турбине вырабатывать гораздо больше мощности, чем можно было бы вырабатывать по-другому, потому что максимальный массовый поток воздуха, обеспечиваемый в настоящее время компрессором газотурбинной системы в турбину, дополняется воздухом из резервуаров для хранения воздуха. В существующих газовых турбинах это может увеличить выходную мощность газотурбинной системы до существующего предела генератора в жаркий день, что может составлять дополнительные 2 0% выходной мощности, увеличивая в тоже время нижний допустимый предел регулировочного диапазона на 25-30%, превышая существующий в настоящее время в данной области техники ругулировочный диапазон.
На новых газовых турбинах генератор и турбина могут иметь увеличенные размеры для поставки такой дополнительной мощности в любое время, увеличивая, таким образом, номинальную выходную мощность системы на 2 0% при увеличении стоимости всей системы,
что намного ниже, чем 20% при 25% - 30% увеличениии нижнего допустимого предела регулировочного диапазона, чем в существующем в настоящее время уровне техники.
Другие преимущества, признаки и характеристики настоящего изобретения, а также способы работы и функционирования соответствующих элементов структуры и комбинации элементов будут более понятны при рассмотрении последующего подробного описания и прилагаемой формулы изобретения со ссылкой на сопроводительные чертежи, которые составляют неотъемлимую часть настоящего описания.
Система увеличения мощности турбины (система УМТ) была разработана для увеличения мощности турбины посредством добавления воздуха обратно в цикл газовой турбины при помощи процесса сжатия, которая очень быстро реагирует на изменение нагрузки и более эффективна, чем сама газовая турбина.
Система настоящего изобретения приводится в действие топливным двигателем, таким как поршневой двигатель на природном топливе. В одном варианте осуществления как поршневой двигатель, так и газотурбинный двигатель одновременно работают на природном газе. Подвод топлива для газотурбинного двигателя происходит при относительно высоком давлении, составляющим обычно от 300 psi (21,09 кгс/см2) до 500 psi (35,15 кгс/см2) , и при температуре, составляющей приблизительно 8 0°F (2б,8°С). С другой стороны, подвод природного газа для поршневого двигателя происходит при давлении, составляющем приблизительно 5 psi (0,35 кгс/см2) и температуре, составляющей приблизительно 80°F (2б,8°С) . Одна из задач заключается в сохранении свободного от жидкости газа при падении давления поршневого двигатель на два порядка. Традиционный подход заключается в использовании регулятора давления с подогревом, который обычно приводится в действие электричеством, что забирает мощность из сети, которая в ином случае могда бы быть выходной мощностью электростанции. Улучшенный способ осуществления описан ниже как часть настоящего изобретения. Когда это выполняется, реализуются многочисленные преимущества, включающие в себя исключение
нагрузки от электрического нагревания, а также уменьшение температуры хладагента промежуточного охладителя, что улучшает эффективность процесса сжатия с промежуточным охлаждением. При использовании хладагента промежуточного охладителя достигается повышение эффективности.
В настоящем изобретение воздух забирают из атмосферы, сжимают в отдельном компрессоре и подают в ГТ двигатель. Это является уникальной возможностью для отбора воздуха из газотурбинного двигателя до запуска системы УМТ, для того чтобы подогревать трубопроводы подачи воздуха и систему УМТ. Объединение этого цикла предварительного нагрева с тем фактом, что воздух является более сухим, чем воздух, идущий через газовую турбину из-за процесса промежуточного охлаждения между ступенями, при котором происходит конденсация воды, дает систему, которая может подавать горячий воздух очень быстро. Как правило, двигатели, работающие на топливе, используются в системе УМТ для аварийной мощности, поэтому они конструируются с возможностью запуска за секунды. Сочетание возможности такого быстрого запуска с циклом предварительного нагрева трубопровода, который реверсирует поток в трубопроводе для подачи воздуха до запуска или параллельно с запуском, обеспечивает систему подачи воздуха, которая может добавлять существенное количество мощности в сеть, до 2 0% больше мощности от газотурбинного двигателя за несколько секунд. Такая скорость срабатывания будет обеспечивать намного более эффективную работу сети. Кроме того, для энергетических установок, которые имеют системы подачи пара, таже самая система предварительного нагрева подаваемого воздуха может быть использована для увеличения скорости, с которой подаваемый пар может добавляться или удаляться из газовой турбины.
Другое улучшение эффективности может быть выполнено при решении распространенной проблемы с частичной нагрузкой, которую испытывают некоторые газотурбинные двигатели. На некоторых газотурбинных двигателях, оборудованных системами сжигания топлива без впрыска воды с низким уровнем выбросов оксидов азота, когда газотурбинный двигатель работает при
неполной нагрузке, температура выхлопных газов повышается сверх допустимой температуры. Общим решением этой проблемы является накачивание более холодного воздуха в выхлопной газ газотурбинного двигателя для эффективного понижения температуры до более низкой допустимой температуры. В настоящее время воздух отбирается из канала компрессора для отвода воздуха, что вызывает серьезные потери в эффективности из-за уменьшения количества воздуха, доступного для горения и для выработки мощности турбины. Система УМТ является гораздо более эффективной системой при нагнетании воздуха, чем газовая турбина, поэтому, когда воздух нагнетается в выхлопной газ ГТ, может быть достигнуто существенное улучшение эффективности, потому что воздух больше не отводится из выхода компрессора. Дополнительное улучшение происходит, потому что температура и давление воздуха для охлаждения выхлопного газа может регулироваться отдельно от ГТ.
Другой уникальный аспект настоящего изобретения заключается в том, что оно может генерировать воду в качестве побочного продукта от процесса подачи сжатого воздуха. Из-за процесса сжатия с промежуточным охлаждением, так как воздух сжимается и затем охлаждается в промежуточном охладителе, вода конденсируется и выходит из охладителя через дренаж под действием давления воздуха. Количество производимой воды зависит от относительной влажности, однако, около одного американского галлона (3,785 л) воды в минуту производится номинально в одной системе УМТ. Эта вода может быть заново введена в поток сжатого воздуха, который подается в газотурбинный двигатель в форме пара. Вода может быть нагрета и превращена в пар посредством использования сбросного тепла от системы УМТ. Если требуется, таким же образом может быть использован дополнительный источник тепла. Как правило, когда в ГТ подается пар, пар забирается из парового цикла, относящегося к циклу дополнительной выработки электроэнергии с использованием сбросного тепла, что приводит к серьезному падению эффективности. При использовании сбросного тепла из системы УМТ для преобразования воды в пар, не только повышается
мощность от ГТ, но не будет потерь мощности от цикла дополнительной выработки электроэнергии с использованием сбросного тепла. Если требуется, вода, собираемая от процесса конденсации, может храниться до того времени, когда потребуется пиковая генерация, чтобы при необходимости можно было обеспечить подачу дополнительной мощности. Также, в особенности, на тепловых электростанциях, где основной целью является генерирование пара и мощности для конкретного процесса, иногда пар и мощность находятся в дисбалансе и доступен излишек пара. Так как время запуска на подачу пара составляет от 30 до 60 минут, происходит потеря пара, или он используется неэффективно. С системой УМТ процесс подогрева трубопровода подачи реверсивного воздуха, то есть трубопровод подачи, который обычно используется для подачи воздуха системы УМТ, может поддерживаться предварительно нагретым, для того чтобы пар мог быть добавлен намного быстрее. Кроме того, установка системы подачи пара для охвата коротких периодов неэффективности может не иметь экономического смысла, однако с системой УМТ при уже установленной системой подачи воздуха, паровая система может быть добавлена с очень маленькими затратами.
Другим уникальным аспектом настоящего изобретения является возможность соединять его с системой хранения воздуха. Система хранения воздуха увеличивает мощность газотурбинного двигателя таким же образом, как было описано выше, однако вместо генерирования воздуха в режиме реального времени, воздух сжимают и хранят в резервуаре. Когда требуется пиковая энергия, воздух может быть извлечен из резервуара и нагрет сбросным теплом из описанной ранее системы. Таким образом, там, где ранее описанная система обеспечивает непрерывное увеличение мощности, система хранения воздуха обеспечивает пик мощности в течение короткого времени, обычно 30 минут. Батарейная система, которая может представлять собой обычную батарею или суперконденсатор, может быть добавлена к системе и может выполнять несколько функций. Первое, она может добавлять мощность чрезвычайно быстро в течение короткого времени, что
делает описанноую ране систему более ценной для электрической сети. Второе, батарея может быть использована для запуска ранее описанной системы, поскольку ее обычно запускают посредством батарейной система. Третье, она может быть использована для заполнения резервуара для хранения воздуха, если требуется, который может быть в дальнейшем использован для временной дополнительной нагрузки на сеть для целей регулирования, или может быть использована для корректировки состояния зарядки батареи для оптимизации продолжительности работы или возможности регулирования комбинированной системы.
Премущество предпочтительного варианта осуществления таких повышений эффективности и улучшений в скорости срабатывания заключается в том, что как новые, так и существующие газотурбинные электростанции будут улучшать эффективность и величину мощности, подаваемой в сеть.
Дополнительные преимущества и признаки настоящего изобретения будут частично описаны в последующем описании, и частично будут понятны специалистам в данной области техники при его изучении или при осуществлении настоящего изобретения на практике. Настоящеее изобретения описано с конкретными ссылками на сопроводительные чертежи.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Ниже следует подробное описание настоящего изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых:
Фиг.1 - схематический чертеж варианта осуществления настоящего изобретения, имеющего вспомогательную энергетическую систему с рекуперационным двигателем, приводимым в действие вспомогательным компрессором.
Фиг.2 - схематический чертеж варианта осуществления настоящего изобретения, имеющего вспомогательную энергетичекую систему с рекуперационным двигателем, приводимым в действие вспомогательным компрессором, и с системой аккумулирования электроэнергии.
Фиг.3 - схематический чертеж варианта осуществления настоящего изобретения включающий в себя систему непрервного увеличения мощности.
Фиг.4 - схематический чертеж варианта осуществления настоящего изобретения, в котором вспомогательная паровая турбина приводится в действие вспомогательным компрессором.
Фиг.5 - схематический чертеж варианта осуществления настоящего изобретения, который включает в себя вспомогательную паровую турбину, приводящую в действие вспомогательный компрессор и систему аккумулирования энергии.
Фиг.б - схематический чертеж варианта осуществления настоящего изобретения, внедренного в связи с двумя газовыми турбинами и паровой турбиной.
Фиг.7 - схематический чертеж варианта осуществления настоящего изобретения, внедренного в связи с одной газовой турбиной и паровой турбиной.
Фиг.8 - схематический чертеж варианта осуществления настоящего изобретения, внедренного в связи с одной газовой турбиной.
Фиг.9А - схематический чертеж типовой ежедневной нагрузки на электросеть.
Фиг.9В - график зависимости выходной мощности и КПД от времени типовой электростанции класса F комбинированного цикла 2x1.
Фиг.10 - схематический чертеж варианта осуществления настоящего изобретения, имеющего систему подачи воздуха для увеличения мощности к газотурбинному двигателю, в то время как подача газообразного топлива охлаждает хладагент для системы.
Фиг.11 - схематический чертеж системы охлаждения в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
Фиг.12 - схематический чертеж варианта осуществления настоящего изобретения, обеспечивающего подачу воздуха для увеличения мощности к газотурбинному двигателю и использование воздуха для увеличения мощности для охлаждения выхлопного газа газотурбинного двигателя.
Фиг.13 - схематический чертеж варианта осуществления настоящего изобретения, обеспечивающий подачу воздуха для увеличения мощности к газотурбинному двигателю, в то время как
вода, конденсируемая в процессе сжатия, заново подается для увеличения мощности посредством подачи пара в газотурбинный двигатель.
Фиг.14 - схематический чертеж варианта осуществления настоящего изобретения, имеющего систему подачи воздуха для увеличения мощности газотурбинного двигателя и систему аккумулирования энергии, обеспечивающую подачу промежуточной мощности тому же самому газотурбинному двигателю.
Фиг.15А - схематический чертеж типовой ежедневной нагрузки на электросеть, в которой работает настоящее изобретение. Фиг.15В - график зависимости выходной мощности и КПД от времени газотурбинной электростанции класса с вариантом осуществления настоящего изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Компоненты одного варианта осуществления настоящего изобретения показаны на фиг.1 таким образом, как они используются с существующей газотурбинной системой 1. Существующая газотурбинная система 1, которая сжимает окружающий воздух 2, включает в себя компрессор 10, камеру сгорания 12, газосборник 14, турбину 16 и генератор 18. Двигатель 20, работающий на топливе (fueled engine), используется для приведения в действие многоступенчатого вспомогательного компрессора 22 с промежуточным охлаждением, который сжимает окружающий воздух 2 4 и выпускает сжатый воздух 26. В контексте данного документа термин "двигатель, работающий на топливе" означает поршневой двигатель внутреннего сгорания, газовую турбину (дополнительно к газовой турбине в существующей газотурбинной системе 1), или подобную машину, которая преобразует топливо (например, бензин, дизельное топливо, природный газ, биологическое топливо или тому подобное топливо) в электроэнергию посредством экзотермической реакции. Двигатель, работающий на топливе, всасывает окружающий воздух 42 и, в результате процесса сжигания, производит горячий выхлопной газ 32. Специалистам в данной области техники понятно, что газ во вспомогательном компрессоре 22 проходит от одной ступени компрессора к следующей ступени, при этом газ
охлаждается с использованием теплообменника 2 8 для промежуточного охлаждения, такого как охлаждающая башня, для уменьшения работы, требующейся для сжатия воздуха на следующей ступени компрессора. В контексте данного документа термин "теплообменник для промежуточного охлаждения" означает теплообменник, который принимает сжатый воздух от ступени компрессора, расположенной выше по потоку, и охлаждает этот воздух перед подачей его в другую ступень компрессора, расположенную ниже по потоку. Использование теплообменника 2 8 для промежуточного охлаждения увеличивает эффективность вспомогательного компрессора 22, что делает его более эффективным, чем компрессор 10 существующей газотурбинной системы 1. Специалисты в данной области техники легко поймут, что хотя в данном документе используется термин "промежуточное охлаждение", теплообменник 2 8 для промежуточного охлаждения включает в себя промежуточный охладитель и доохладитель, как более подробно описано ниже.
Этот вариант осуществления также включает в себя рекуператор 30, который представляет собой теплообменник, который получает выхлопной газ 32 от двигателя 20, работающего на топливе, и сжатый воздух 2 6 от вспомогательного компрессора 22. Поток сжатого воздуха от вспомогательного компрессора 22 к рекуператору 3 0 регулируется клапаном 4 4 регулирования потока рекуператора. В рекуператоре 3 0 горячий выхлопной газ 32 нагревает сжатый воздух 2 6, который затем выходит из рекуператора 30 в качестве по существу более холодного выхлопного газа 34. В тоже время в рекуператоре 30 сжатый воздух 2 6 поглощает тепло от выхлопного газа 32 и затем выходит из рекуператора 30 в качестве воздуха 36, более горячего, чем когда он входил в рекуператор 30. Более горячий сжатый воздух 36 выпускается затем из рекуператора 30 в газосборник 14 газотурбинной системы 1, где он становится дополнением к массовому расходу через турбину 16.
Более холодный выхлопной газ 34 выбрасывается затем в атмосферу. Устройство селективной каталитической редукции (СКР) (не показано) известного в данной области техники типа, может
быть вставлено перед рекуператором 30, в середине рекуператора 3 0 или после рекуператора 3 0 для достижения наиболее желаемых условий для функционирования СКР. Альтернативно, после устройства СКР более холодный выхлопной газ 34 может подаваться в выхлопной газ 3 8 турбины 16, как показано на фиг.1, и затем поток смешанного выхлопного газа 38 будет либо выбрасываться в окружающую среду (в случае газовой турбины простого цикла), либо будет направляться в теплоутилизационный парогенератор (ТУПГ) паровой турбины известного в данной области техники типа (не показан) в энергетических установках комбинированного типа. Если поток смешанного выхлопного газа 38 должен направляться в ТУПГ, известные средства должны обеспечивать непрерывность потока выхлопного газа 3 8 от турбины 16 в ТУПГ и устройство СКР. На установках класса F, таких как промышленная газовая турбина "Frame 9FA" фирмы Дженерал Электрик, имеются крупные отводные трубопроводы компрессора, которые для целей запуска перепускают воздух вокруг секции турбины и выводят воздух в газосборник турбины 16. Эти отводные трубопроводы не используются, когда газотурбинная система 1 нагружена, и поэтому являются хорошим местом для выпуска более холодного выхлопного газа 34 после его выхода из рекуператора 30, поскольку эти отводные трубопроводы компрессора уже сконструированы для сведения к минимуму воздействия на устройства ТУПГ и СКР. При подаче выхлопного газа 32 из двигателя 20, работающего на топливе, в выхлопной газ 38 газотурбинной системы 1, устройство СКР газотурбинной системы 1 может быть использовано для очищения выхлопного газа 32, что, таким образом, исключет использование дорогой системы на двигателе 20, работающем на топливе.
Оказывается, что поршневые двигатели, работающие на бензине, дизельном топливе, природном газе или биологическом топливе или подобные поршневые двигатели, не чувствительны к противодавлению, поэтому размещение рекуператора 3 0 на двигателе 20, работающем на топливе, не оказывает существенного воздействия на работу двигателя 20, работающего на топливе. Это является существенным, так как системы утилизации тепла, такие
как теплоутилизационные парогенераторы, используемые в выхлопе типовых газотурбинных энергетических установок, все время вызывают существенные потери мощности, независимо от того, используется ли система увеличения мощности или нет.
Мощность, вырабатываемая двигателем 20, работающим на топливе, используется для приведения в действие компрессора 22 с промежуточным охлаждением. Если установка не включает в себя тепловой парогенератор и паровую турбину, вспомогательное тепло от корпуса двигателя, маслоохладителя и турбонагнетателя на двигателе 20, работающем на топливе, может быть передано в паровой цикл паровой турбины через ТУПГ (обычно конденсатный трубопровод низкого давления и температуры). Таким же образом, тепло, извлекаемое теплообменником 2 8 для промежуточного охлаждения из воздуха при его сжатии в многоступенчатом вспомогательном компрессоре 22, может быть также передано в паровой цикл до охлаждения сжатого воздуха охлаждающей башней, чтобы понижать температуру сжатого воздуха до требуемой температуры перед поступлением в следующую ступень вспомогательного компрессора 22. Если в качестве двигателя 20, работающего на топливе, используется вспомогательная газовая турбина вместо поршневого двигателя, то будут обеспечиваться уменьшенные интенсивности выброса, что обеспечит выбросы, допустимые даже в местах с наиболее жесткими окружающими условиями. К тому же, если в качестве двигателя 20, работающего на топливе, используется вспомогательная газовая турбина, выхлопной газ от вспомогательной газовой турбины может быть подан по трубопроводам непосредственно к отводным трубопроводам существующей газотурбинной системы 1, описанной выше, что исключет затраты на стоимость и на обслуживание дополнительного устройства СКР.
При такой системе, когда имеются пиковые нагрузки, выходная мощность и расход газотурбинной системы 1 наиболее вероятно будут падать (имея в виду, что пиковые нагрузки необходимы летом, когда более высокие температуры окружающего воздуха уменьшают общий массовый расход через газотурбинную систему 1, что в свою очередь уменьшает выходную мощность
газотурбинной системы 1 в целом, и вспомогательный компрессор 22 будет просто приводить массовый расход воздуха через газотурбинную систему 1 обратно к такому расходу, который был бы в более холодный день (то есть день, в который могла быть обеспечена полная мощность газотурбинной системы 1).
На фиг.2 показан вариант осуществления из фиг.1 вместе с
системой хранения сжатого воздуха. Система хранения сжатого
воздуха включает в себя резервуар 50 для хранения воздуха,
резервуар 52 для гидравлической жидкости, и насос 54 для
передачи гидравлической жидкости, такой как вода, между
резервуаром 52 для гидравлической жидкости и резервуаром 50 для
хранения воздуха. В соответствии с предпочтительными вариантами
осуществления во время периодов, когда необходимо поставлять
повышенную мощность, выпускной воздушный клапан 4 6 открывается,
перепускной воздушный клапан 4 8 открывается, входной воздушный
клапан 56 закрывается и вспомогательный компрессор 22
приводится в действие двигателем 20, работающим на топливе. Как
очевидно специалистам в данной области техники, если существует
необходимость в хранении сжатого воздуха для дальнейшего
использования, его, вероятно, необходимо хранить под большим
давлением, поэтому вспомогательный компрессор 22
предпочтительно должен иметь дополнительные ступени сжатия по сравнению со вспомогательным компрессором 22 варианта осуществления, показанного на фиг.1. Эти дополнительные ступни могут приводиться в действие двигателем 20, работающим на топливе, постоянно или могут приводиться в действие периодически посредством установки механизма в виде муфты, который входит в зацепление с дополнительными ступенями, только когда двигатель 20, работающий на топливе, используется для хранения сжатого воздуха в резервуаре 50 для хранения воздуха (в котором требуемое давления для хранения существенно выше для сведения к минимому необходимого объема резервуара 50 для хранения воздуха). Альтернативно, дополнительные ступени могут быть отсоединены от топливного двигателя 20, работающего на топливе, и могут приводиться в действие отдельным двигателем, работающим на топливе, (не показан) или другим средством, таким
как электрический двигатель.
Сжатый воздух 2 6, выходящий из вспомогательного компрессора 22, вынужден течь к смесителю 58 вместо того, чтобы протекать к теплообменнику 2 8 для промежуточного охлаждения, так как входной воздушный клапан 56, который контролирует поток воздуха, выходящего из теплообменника 2 8 для промежуточного охлаждения, закрыт. Сжатый воздух 26, вытекающий из выходного отверстия вспомогательного компрессора 22, смешивается в смесителе 58 со сжатым воздухом, выходящим из резервуара 50 для хранения воздуха, и поступает в рекуператор 30, где он поглощает тепло от выхлопного газа двигателя 20, работающего на топливе, перед вхождением в газосборник 14, с использованием процесса, описанного ниже. Как очевидно для специалистов в данной области техники, для целей теплового КПД рекуператор 30 в идеале может быть теплообменником с противопотоком, поскольку это позволит передавать макимальное количество тепла из выхлопного газа 32 в сжатый воздух, выходящий из резервуара 50 для хранения воздуха. Альтернативно, если рекуператор 30 выполнен из одного или более теплообменников с перекрестным потоком, он может иметь первую ступень, которая является первым теплообменником с перекрестным потоком, за которым следует вторая ступень, которая является вторым теплообменником с перекрестным потоком. При такой конфигурации выхлопной газ 32 сначала поступает в первую ступень рекуператора, частично охлаждается, затем проходит во вторую ступень рекуператора. В тоже время сжатый воздух, выходящий из резервуара 50 для хранения воздуха, сначала поступает во вторую ступень рекуператора 30, в которой дополнительное тепло извлекается из частично охлажденного выхлопного газа 32, тем самым "предварительно нагревая" сжатый воздух. Сжатый воздух затем проходит к первой стени рекуператора 30, где он нагревается выхлопным газом 32, который не был еще частично охлажден до прохождения в смеситель 58 для соединения с воздухом, проходящим из вспомогательного компрессора 22. В этом случае, "двухступенчатый" рекуператор действует больше как теплообменник с противопотоком, достигая более высокого
теплового КПД в процессе нагревания сжатого воздуха.
Как очевидно специалистам в данной области техники, поскольку воздух, сжимаемый во вспомогательном компрессоре 22, обходит теплообменник 2 8 для промежуточного охлаждения из-за того, что перепускной клапан 48 открыт, сжатый воздух, выходящий из вспомогательного компрессора 22, сохраняет некоторое тепло от сжатия и при смешивании со сжатым воздухом, поступающим из резервуара 50 для хранения воздуха, увеличивает температуру смешанного воздуха, так что когда смешанный воздух поступает в рекуператор 30, он становится более горячим, чем он был бы, если бы только сжатый воздух из резервуара 50 для хранения воздух подавался в рекуператор 30. Таким же образом, если воздух, выходящий из резервуара 50 для хранения воздуха, сначала предварительно нагревается во "второй ступени" рекуператора, как было описано выше, до поступления в смеситель 58, то в результате будет образовываться более горячая смесь сжатого воздуха, которая необходима при некоторых условиях.
Если газотурбинная система 1 продолжает работать таким же образом, давление сжатого воздуха в резервуаре 50 для хранения воздуха уменьшается. Если давление сжатого воздуха в резервуаре 50 для хранения воздуха достигает давления воздуха в газосборнике 14, сжатый воздух перестает проходить из резервуара 50 для хранения воздуха в газотурбинную систему 1. Для предотвращения такой ситуации, когда давление сжатого воздуха в резервуаре 50 для хранения воздуха достигает давления воздуха в газосборнике 14, клапан 60 регулирования расхода остается закрытым, и гидравлический насос 54 начинает накачивать жидкость, такую как вода, из резервуара 52 для гидравлической жидкости в резервуар 50 для хранения воздуха при давлении, достаточно высоком для того, чтобы заставлять находящийся в нем сжатый воздух выходить из резервуара 50 для хранения воздуха, обеспечивая тем самым поступление всего сжатого воздуха, хранящегося в резервуаре для хранения воздуха, в газосборник 14.
Как очевидно для специалистов в данной области техники, если дополнительные ступени компрессора или ступени компрессора
высокого давления добавляются отдельно от вспомогательного
компрессора 22, приводимого в действие двигателем 20,
работающим на топливе, тогда, если необходимо, воздух из
газосборника 14 газовой турбины может отводиться и направляться
в направлении, противоположном направлению существенно более
горячего сжатого воздуха 36 в качестве отводного воздуха из
газосборника 14 газовой турбины и занимать место воздуха из
отдельного двигателя 20, работающего на топливе, приводящего в
действие вспомогательный компрессор 22. В этом случае отводной
воздух может охлаждаться в теплообменнике 2 8 для промежуточного
охлаждения или в охлаждающей башне, и затем подаваться к входу
в ступени высокого давления вспомогательного компрессора 22.
Это может быть особенно желательным, если требуется способность
работать при нижнем пределе регулировочного диапазона, так как
отводной воздух приводит к дополнительной потере мощности
газовой турбины, и система приведения в действие ступеней
высокого давления вспомогательного компрессора 22 может
приводиться в действие электрическим двигателем, потребляющим
электроэнергию, производимую газотурбинной системой 1, что
также приводит к дополнительной потере мощности газотурбинной
системы. Как очевидно для специалистов в данной области
техники, это не является рабочим режимом, который требуется в
периоды, когда необхожима дополнительная выработка
электроэнергии газотурбинной системой.
В соответствии с предпочтительными вариантами осуществления, независимо от того, используется ли гидравлическая система или нет, когда воздух перестает проходить из резервуара 50 для хранения воздуха, вспомогательный компрессор 22 может продолжать работать и обеспечивать увеличение мощности газотурбинной системы 1. В соответствии с другими предпочтительными вариантами осуществления, такими как вариант, показанный на фиг.1, вспомогательный компрессор 22 запускается и работает без использования резервуара 50 для хранения воздуха. Предпочтительно, если теплообменник 2 8 для промежуточного охлаждения используется для охлаждения воздуха, поступающего из
ступени низкого давления в ступень высокого давления в многоступенчатом вспомогательном компрессоре 22, который сжимает окружающий воздух 24.
Для получения требуемых рабочих условий газотурбинной системы 1 осуществляют управление входным воздушным клапаном 56, выходным воздушным клапаном 4 6, перепускным клапаном 48, и вспомогательным клапаном 44 регулирования потока. Например, если требуется заполнить резервуар 50 для хранения воздуха сжатым воздухом, выходной воздушный клапан 4 6, перепускной клапан 4 8 и вспомогательный клапан 4 4 регулирования потока закрывают, входной воздушный клапан 56 открывают и двигатель 20, работающий на топливе, используется для приведения в действие вспомогательного компрессора 22. После сжатия воздуха во вспомогательном компрессоре 22, он охлаждается теплообменником 2 8 для промежуточного охлаждения, потому что перепускной клапан 4 8 закрыт, что заставляет сжатый воздух проходить через теплообменник 2 8 для промежуточного охлаждения. Воздух, выходящий из вспомогательного компрессора 22, проходит затем через входной воздушный клапан 56 в резервуар 50 для хранения воздуха. Таким же образом, если требуется выпустить сжатый воздух из резервуара 50 для хранения воздуха в газосборник 14, выходной воздушный клапан 4 6, перепускной клапан 4 8 и вспомогательный клапан 4 4 регулирования потока открывают, а входной воздушный клапан 5 6 может быть закрыт, и двигатель 20, работающий на топливе, может быть использован для приведения в действие вспомогательного компрессора 22.
После сжатия воздуха во вспомогательном компрессоре 22, он нагревается из-за тепла от сжатия, и он не охлаждается в теплообменнике для промежуточного охлаждения, потому что перепускной клапан 48 открыт, в результате чего он обходит теплообменник для промежуточного охлаждения. Сжатый воздух из резервуара 50 для хранения воздуха проходит затем через смеситель 58, где он смешивается с горячим воздухом из вспомогательного компрессора 22 и затем проходит в рекуператор 30, где он поглощает теплоту, переданную рекуператору 30 от выхлопного газа 32 двигателя 20, работающего на топливе, и
затем проходит далее к газосборнику 14. В случае, когда газотурбинной системе 1 не требуется весь воздушный поток из вспомогательного компрессора 22, этот вариант осуществления может работать в гибридном режиме, в котором часть воздуха, проходящнго из вспомогательного компрессора 22, проходит к смесителю 58, и часть воздушного потока, проходящего из вспомогательного компрессора 22, проходит через теплообменник 2 8 для промежуточного охлаждения и затем через входной воздушный клапан 56 в резервуар 50 для хранения воздуха.
Как очевидно специалистам в данной области техники, предварительно нагретая воздушная смесь может быть введена в газовую турбину в других местах, в зависимости от нужной цели. Например, предварительно нагретая воздушная смесь может быть введена в турбину 16 для охлаждения находящихся в ней компонентов, тем самым уменьшая или исключая необходимость извлечения отводного воздуха из компрессора для охлаждения этих компонентов. Конечно, если бы это было требуемым использованием предварительно нагретой воздушной смеси, требуемая температура смеси была бы ниже, и соотношение компонентов в смесителе 58 нужно было бы соответственно изменять с учетом того, сколько тепла, если необходимо, нужно добавить для предварительно нагретой воздушной смеси рекуператором 30 до введения сжатой воздушной смеси в контур (контуры) охлаждения турбины 16. Следует отметить, что для такого предполагаемого использования предварительно нагретая воздушная смесь может быть введена в турбину 16 при той же температуре, при которой охлаждающий воздух из компрессора 10 обычно вводится в систему охлаждения и контроля воздушных утечек турбины 16, или при более холодной температуре для увеличения общего КПД турбины (поскольку будет требоваться меньше охлаждающего воздуха из системы охлаждения и контроля утечек турбины для охлаждения компонентов турбины).
Следует понимать, что когда резервуар 50 для хранения воздуха имеет в себе гидравлическую жидкость до начала цикла заполнения с целью добавления сжатого воздуха в резервуар 50 для хранения воздуха, клапан 60 регулирования расхода открывается, так что когда поток сжатого воздуха поступает в
резервуар 50 для хранения воздуха, он заставляет находящуюся в нем гидравлическую жидкость выходить из резервуара 50 для хранения воздуха через клапан 60 регулирования расхода обратно в резервуар 52 для гидравлической жидкости. Посредством регулирования давления и температуры воздуха, поступающего в газотурбинную систему 1, можно управлять работой турбины 16 газотурбинной системы при повышенной мощности, потому что массовый поток газотурбинной системы 1 эффективно увеличивается, что, помимо прочего, обеспечивает увеличенный поток топлива в камеру сгорания 12 газовой турбины. Это увеличение потока топлива подобно увеличению потока топлива, связанного с работой газотурбинной системы 1 в холодный день, когда возникает увеличенный массовый поток через всю газотурбинную систему 1, потому что плотность окружающего воздуха больше, чем в более теплый (нормальный) день.
Во время периодов повышенной потребности в электроэнергии воздух, проходящий из резервуара 50 для хранения воздуха и вспомогательного компрессора 22 может быть введен в газотурбинную систему 1 таким образом, чтобы убирать необходимость отвода охлаждающего воздуха из компрессора 10, обеспечивая тем самым проход большего количества воздуха, сжимаемого в компрессоре 10, через камеру сгорания 12 и далее к турбине 16, повышая тем самым доступную выходную мощность газотурбинной системы 1. Мощность газовой турбины 16 пропорциональна массовому расходу через газотурбинную систему 1, и описанная выше система, по сравнению с патентами предшествующего уровня техники, производит повышенное увеличение расхода потока, проходящего к газовой турбине 16 с таким же объемом хранения воздуха и с таким же размером вспомогательного компрессора, когда оба используются одновременно для подачи сжатого воздуха, что приводит к гибридной системе, стоимость которой намного меньше, чем стоимость системы предшествующего уровня техники, при обеспечении в тоже время сопоставимых уровней повышения мощности.
Вспомогательный компрессор 22 увеличивает давление
окружающего воздуха 2 4 при прохождении по меньшей мере через одну ступень сжатия, который затем охлаждается в теплообменнике 2 8 для промежуточного охлаждения, затем сжимается в последующей ступени вспомогательного компрессора 22, и затем доохлаждается в теплообменнике 2 8 для промежуточного охлаждения (в котором сжатый воздух, выходящий из последней ступени вспомогательного компрессора 22 затем доохлаждается в том же самом теплообменнике 2 8 для промежуточного охлаждения), и затем охлажденный, сжатый воздух высокого давления подается к резервуару 50 для хранения воздуха через открытый входной воздушный клапан 5 6 и входной трубопровод 62, и хранится в резервуаре 50 для хранения воздуха.
После охлаждения сжатого воздуха, проходящего через теплообменник 2 8 для промежуточного охлаждения, передаваемое от него тепло может быть использовано для нагреванияя воды в тепловом ТУПГ для улучшения эффективности паровой турбины. В альтернативном способе охлаждения сжатого воздуха в теплообменнике 2 8 для промежуточного охлаждения необходимо использовать относительно холодную воду из парового цикла (не показан) в электростанциях комбинированного цикла. В этой конфигурации вода будет течь в теплообменник 2 8 для промежуточного охлаждения и забирать тепло, которое выделяется из сжатого воздуха от вспомогательного компрессора 22, и тогда более теплая вода будет выходить из теплообменника 2 8 для промежуточного охлаждения и поступать обратно в паровой цикл. При такой конфигурации тепло поглощается как во время цикла хранения, описанного в этом параграфе, так и во время цикла увеличения мощности, описываемого далее.
В соответствии с предпочтительными вариантами осуществления резервуар 50 для хранения воздуха располагают над землей, предпочтительно на барже, грузовой платформе, трейлере или на другой передвижной платформе, и адаптируют или конструируют с возможностью простого монтажа и транспортировки. Дополнительные компоненты, за исключением газотурбинной системы 1, должны добавлять меньше, чем 20000 квадратных футов (1858 м2) , предпочтительно, меньше, чем 15000 квадратных футов (1398
м2) , и, наиболее предпочтительно, меньше, чем 10000 квадратных футов (92 9 м2) к общей занимаемой площади электростанции. Система непрерывного увеличения мощности настоящего изобретения занимает до 1% занимаемой площади электростанции комбинированного цикла и дает от трех до пяти раз больше мощности на квадратный фут по сравнению с остальной частью электростанции, являясь, таким образом, очень эфективной с точки зрения занимаемой площади, в то время как непрерывная система увеличения мощности настоящего изобретения с системой хранения воздуха забирает 5% занимаемой площади электростанции комбинированного цикла и обеспечиваетот от одно до двух раз больше мощности на квадаратный фут электростанции.
На фиг.3 показан другой вариант осуществления настоящего изобретения, в котором вспомогательная газовая турбина 64 используется для обеспечения вспомогательного воздушного потока, когда требуется дополнительная выходная мощность от газотурбинной системы 1. Вспомогательная газовая турбина 64 включает в себя секцию 66 вспомогательного компрессора и секцию 68 вспомогательной турбины. В этом варианте осуществления вспомогательная газовая турбина сконструирована таким образом, чтобы по существу вся мощность, вырабатываемая секцией 68 вспомогательной турбины, использовалась для приведения в действие секции 66 вспомогательного компрессора. Так, как он используется в настоящем документе, термин "по существу вся" означает, что более 90% мощности, производимой секцией 68 вспомогательной турбины используется для приведения в действие вспомогательного компрессора 66, потому что основные дополнительные элементы, такие как электрический генератор, используемый с газотурбинной системой 1, не используют мощность от секции 68 вспомогательной газовой турбины. Производители небольших газотурбинных установок, такие как фирма "Solar Turbines Inc.", имеют возможность комбинировать компрессоры и камеры сгорания/турбины, потому что они собирают свои системы, используя многочисленные подшипники для опоры секции 6 6 вспомогательного компрессора и секции 68 вспомогательной турбины. Специализировнные турбины с увеличенным размером
компрессорной секции 66 газовой турбины и с секцией 68, относящейся к турбине/системе сжигания топлива обычного размера используются для обеспечения дополнительного вспомогательного газового потока в газотурбинную систему 1, и избыточный сжатый воздух 70, выходящий из секции 6 6 компрессора увеличенного размера, которого поступает больше, чем необходимо для работы секции 68, относящейся к турбине/системе сжигания топлива, проходит через клапан 74 управления потоком газосборника, когда он находится в открытом положении, и проходит в газосборник 14 камеры сгорания газотурбинной системы 1 для увеличения общего массового потока через турбину 16 газотурбинной системы 1 и, следовательно, увеличивает общую выходную мощность газотурбинной системы 1. Например, секция 68, относящаяся к камере сгорания/турбине, с расходом потока в 50 фунтов/сек
(22,68 кг/с), которая обычно нормирована для 4 МВт, может в действительности производить 8 МВт, но компрессор забирает 4 МВт, так что суммарная выходная мощность генератора составляет 4 МВт. Если бы такая турбина была бы соединена с компрессором с массовой скоростью потока в 100 фунтов/сек (45,36 кг/с), то только 50 фунтов/сек (22,68 кг/с) подавалось бы к секции 68, относящейся к камере сгорания/турбине, другие 50 фунтов/сек
(22,68 кг/с) могли бы подаваться в газосборник газотурбинной системы 1. Выхлопной газ 72 секции 68, относящейся к камере сгорания/турбине с массовой скоростью потока в 50 фунтов/сек
(22,68 кг/с) мог бы подаваться в выхлопной газ 38 смешанного потока основной турбины 16 таким же образом, как было описано в варианте осуществления, показанном на фиг.1, и совместно направлятья в СКР. По выбору, если необходимо, выхлопной газ может использоваться отдельно.
Очевидно, давление от компрессорной секции 6 6 с массовой скоростью потока в 100 фунтов/сек (45,36 кг/с) должно быть достаточным для приведения в действие выходящего из него сжатого воздуха, поступающего в газосборник 14. К счастью, многие небольшие газотурбинные двигатели основаны на производных от самолетных двигателей и имеют большие перепады давлений, чем крупные промышленные газовые турбины,
используемые в большинстве электростанций. Как показано на фиг.З, этот вариант осуществления настоящего изобретения не включает в себя рекуператор 30, компрессор 22 с промежуточным охлаждением или теплообменник 2 8 для промежуточного охлаждения, показанные на фиг.1 и 2. Конечно, вариант осуществления, показанный на фиг.З, не обеспечивает улучшение эффективности, как в вариантах осуществления, показанных на фиг.1 и 2, однако начальная стоимость варианта осуществления, показанного на фиг.З, существенно меньше, что может делать его привлекательным вариантом для операторов электростанций, которые обычно обеспечивают мощность в периоды пиковых потребностей, и поэтому они не работают много и меньше чувствительны к эффективности сжигания топлива. Когда вспомогательная газовая турбина 64 не работает, клапан 64 управления потока газосборника, закрыт.
Вариант осуществления, показанный на фиг.4, показывает другой путь внедрения вспомогательного компрессора 22 в газотурбинную систему 1. В некоторых ситуациях увеличение мощности газовой турбины настоящего изобретения при помощи (i) дополнительного массового потока к ТУПГ, и/или (ii) дополнительного тепла от теплообменника 2 8 для промежуточного охлаждения и двигателя 20, работающего на топливе, (по сравнению с газотурбинной системой 1, которая не включает в себя настоящее изобретение), может быть слишком большим для работы паровой турбины и/или парогенератора турбины, если все дополнительное тепло проходит к генератору паровой турбины (в особенности, если энергетическая установка имеет канальные горелки для восполнения недостаточной энергии выхлопных газов в жаркие дни) . В этом случае дополнительный пар, производимый в результате добавления тепла от сжатия, осуществляемого вспомогательным компрессором 22, может отбираться из парового цикла ТУПГ. При этом, когда сжатый воздух для увеличения мощности добавляется в газотурбинную систему 1, тепловая энергии, отбираемая от теплообменника 2 8 для промежуточного охлаждения, создает примерно такое же количесво энергии, которое требуется для приведения в действие вспомогательного компрессора 22. Другими словами, если бы у вас была паровая
турбина, которая обычно производит 100 Мвт и 108 Мвт, когда вспомогательный компрессор 22 подает сжатый воздух в газотурбинную систему 1, дополнительные 8 МВт приблизительно равны мощности, требуемой для приведения в действие вспомогательного компрессора 22 с промежуточным охлаждением. Следовательно, если некоторое количество пара отбирается из парового цикла электростанции, и работа паровой турбины поддерживается при 100 МВт, небольшая вспомогательная паровая турбина 7 6 может быть использована для приведения в действие вспомогательного компрессора 22 с промежуточным охлаждением, и у электростанции не будет дополнительного источника выбросов.
На фиг.4 вспомогательная паровая турбина 7 6 приводит в действие вспомогательный компрессор 22 с промежуточным охлаждением и пар 78, который используется для приведения в действие парового двигателя 7 6, который поступает от ТУПГ (не показан) электростанции, является экстрапаром, вырабатываемым из добавляемого в ТУПГ тепла, которое извлекается теплообменником 22 для промежуточного охлаждения во время сжатия воздуха во вспомогательном компрессоре 22. Выхлопной газ 80 парового двигателя 76 возвращается в ТУПГ, где он используется для выработки большего количества пара. Этот вариант осуществления настоящего изобретения приводит к существенному повышению эффективности, потому что процесс сжатия вспомогательного компрессора 22 является намного более эффективным, чем компрессора 10 газотурбинной системы 1. В этой ситуации уровень увеличения мощности, конечно, будет уменьшаться, так как паровая турбина не будет выдавать дополнительные МВт, однако не будет другого источника выбросов/сжигания топлива.
На фиг.5 показан вариант осуществления из фиг.4 с хранением сжатого воздуха. Такое хранение сжатого воздуха подобно тому, что было описано относительно фиг.2. Как очевидно специалистам в данной области техники, увеличение уровня мощности варианта осуществления, показанного на фиг.5, меньше, чем в варианте осуществления, показанном на фиг.2, поскольку паровая турбина не будет выдавать дополнительные мегаватты,
однако не будет дополнительного источника выбросов/сжигания топлива.
На фиг.6-8 показаны варианты внедрения варианта
осуществления, показанного на фиг.1, называемого системой
"TurboPHASE". Система "TurboPHASE", которая является
вспомогательной энергетической системой для газотурбинных
систем, представляет собой модульный компактный
"турбонагнетатель", который может быть добавлен к большинству, если не ко всем газовым турбинам, и может добавлять до 2 0% выходной мощности электростанциям простого цикла и комбинированного цикла, улучшая при этом эффективность (то есть "расход тепла") до 7%. Система "TurboPHASE" совместима со всеми типами систем входного охлаждения и систем рассеяния тумана, и при правильном внедрении, будет оставлять неизменным интенсивность выбросов (например, количество промиллей окислов азота, окиси углерода и так далее), в то время как удельная интенсивность выбросов будет улучшаться в результате улучшения в расходе тепла. Поскольку в турбину подается только чистый воздух при соответствующей температуре, система "TurboPHASE" не имеет негативного влияния на требования по техническому обслуживанию газовой турбины. Из-за того, что система "TurboPHASE" образована из собранных и испытанных на заводе модулей, монтаж на существующую электростанцию осуществляется быстро, требуя только нескольких дней отключения газотурбинной системы для полного соединения и для выполнения ввода в эксплуатацию.
На фиг.6 показано внедрение варианта осуществления настоящего изобретения, показанного на фиг.1, вместе с двумя промышленными газовыми турбинами 82, 84, мощностью 135м МВт класса "Frame 9Е", производимыми фирмой Дженерал Электрик, имеющих конфигурацию комбинированного цикла с паровой турбиной (ПТ) 86, мощностью 135 МВт. Результат такого внедрения показан ниже в таблице 1.
Выходная мощность
405 МВт (базовая
4 67 МВт
электростанции 9Е с
нагрузка)
(+62 МВт или +15%)
КЦ°С
Расход топлива при
1397 миллионов
1514 миллионов
базовой нагрузке на
БТЕ/час (342000000
БТЕ/час
ккал/час)
(381500000 ккал/час)
Расход топлива
Нет данных
96 миллионов БТЕ/час
вспомогательного
(740 галлон/час =
двигателя,
15,000 HP) (24190000
обеспечивающего 71 фунтов/сек
ккал/час =
Суммарный
Нет данных
11 миллионов БТЕ/час
дополнительный
(24700000 ккал/час)
расход ГТ
( + 1%)
Увеличение потока
Нет данных
98 миллионов БТЕ/час (28720 кВт/час ) (+7%)
Увеличенный
Нет данных
- 77 миллионов
РТ/увеличенная
БТЕ/час (-19400000
температура на
ккал/час)
выходе
компрессора/температ
ура после смешивания
Суммарны расход
2974 миллиона БТЕ/час
3028 миллиона БТЕ/час
топлива
(740000000 ккал/час)
(763000000 ккал/час)
электростанции
Удельный расход
10350 БТЕ/кВт.час
5582 БТЕ/кВт.час
тепла при ПЦ
(2608 ккал/кВт.час)
(-767 БТЕ/кВт.час или -7%)
(1407 ккал/кВт.час (-193,3 ккал/кВт.час или -7%))
Удельный расход
6900 БТЕ/кВт.час
6483 БТЕ/кВт (-416
тепла при ПЦ
(1739 ккал/кВт.час)
БТЕ/кВт или -6%) (1634 ккал/кВт.час ( -104,8 ккал/кВт.час или -6%))
Как видно из Таблицы 1, внедрение увеличило выходную
мощность от каждой газовой турбины на 2 3 МВт, и увеличило выходную мощность от паровой турбины на б МВт, что все вместе составляет 52 МВт (2x23 МВт+б МВт= 52 МВт) . Система "TurboPH7ASE" увеличивает воздушный поток к газовым турбинам на 7%, выполнена с возможностью работы при любых окружающих температурах и достигает улучшения расхода тепла на 4%. При этом перепад давления ("ПП") на выходе каждой газовой турбины увеличивается на 5,6, в то время как ПП нагрузки компрессора уменьшается на 3,3. Суммарный расход топлива для электростанции комбинированного цикла ("КК") увеличился на 54 миллиона британских тепловых единиц/час (13 610 ООО ккал/час), в то время как расход тепла установки КЦ уменьшился на 416 британских тепловых единиц/кВт (104,8 ккал/кВт.час). С целью информации таблица 1 также показывает, что если внедрение было выполнено на электростанции простого цикла ("ПЦ"), то суммарное увеличение выходной мощности от каждой из газовых турбин будет составлять 4 6 МВт, в то время как расход тепла будет уменьшаться на 767 британских тепловых единиц/кВт (193,3 ккал/кВт.час). Как вариант, теплообменник для промежуточного охлаждения может быть исключен, и тепло от вспомогательного компрессора и тепло от двигателя будет добавляться в цикл паровой турбины, что увеличивает выходную мощность ПЦ от +6 МВт до +16 МВт (суммарно 62 МВт) и улучшает расход тепла на 6%.
На фиг.7 показано внедрение варианта осуществления, показанного на фиг.1 на электростанцию КЦ, содержащую одну промышленную газовую турбину 82 класса "Frame 9FA", производимую фирмой Дженерал Электрик, и одну паровую турбину мощностью 138 МВт. В этом внедрении выходная мощность промышленной газовой турбины 82 класса "Frame 9FA" увеличивается на 42 МВт от 2 60 МВт, и выходная мощность паровой турбины 8 8 увеличивается на 8 МВт, и в сумме выходная мощность увеличивается на 50 МВт вместе с улучшением расхода тепла на 0,25%. Как вариант, теплообменник 28 для промежуточного охлаждения может быть исключен, и тепло от сжатия от вспомогательного компрессора 22 и тепло от выхлопного газа 32
двигателя, работающего на топливе, может быть добавлено к ТУПГ в паровом цикле, что выходную мощность ПЦ от +8 МВт до + 14 МВт (56 МВт в сумме) и улучшает расход тепла на 1,8%.
На фиг.8 показано внедрение варианта осуществления, показанного на фиг.1, на электростанции ПЦ, содержащей одну промышленную газовую турбину 90 класса "Frame 9В (или 9Е)> > , производимую фирмой Дженерал Электрик. В этом внедрении выходная мощность турбины "Frame 9В" увеличивается на 2 3 МВт от 135 МВт одновременно с улучшением расхода на 7%.
Реализация вариантов осуществления настоящего изобретения предпочтительно обеспечивает следующие преимущества: (i) быстрый и простой монтаж, который не требует больших электрических соединений; (ii) никаких изменений в начальной температуре при запуске газовой турбины, так что затраты на обслуживание газовой турбины не изменяются; (iii) использование существующих портов на корпусе камеры сгорания газотурбинной системы для подачи воздуха; (iv) высоко эффективный вспомогательный компрессор с промежуточным охлаждением, с рекуператором, приводимый в действие двигателем внутреннего сгорания улучшает расход тепла как для СЦ, так и для КЦ; (v) совместимость с подачей воды, туманообразованием, входным охлаждением, подачей пара и с канальными горелками; (vi) подача воздуха в корпус камеры сгорания газовой турбины при совместимых температурах и давлениях; (vii) поршневой двигатель внутреннего сгорания может работать на природном газе, биологическом или дизельном топливе с низкой теплотой сгорания (также доступен с небольшой паровой турбиной или с небольщой газовой турбиной); и (viii) также доступен вариант аккумулиирования энергии: приблизительно в 2 раза улучшение стоимости и в 2 раза улучшение эффективности.
Как видно из фиг.10, один вариант осуществления настоящего изобретения относится к повышению эффективности процесса сжигания системы УМТ посредством передачи тепла от хладагента системы УМТ к топливу, поступающему в систему УМТ. Типовая газотурбинная система 1 имеет осевой компрессор 10, камеру сгорания 12, газосборник 14 компрессора, турбину 16 и генератор
18, что позволяет сжимать воздух 20 и подавать топливо 24 для вступления в реакцию и генерирования горячих газов 22, проходящих через турбину 16 и выходящих в качестве выхлопных газов газовой турбины.
Настоящее изобретение содержит двигатель 151, работающий на топливе, приводящий в действие компрессор 116 с промежуточным охлаждением, который забирает окружающмй воздух 115, сжимает воздух 115 и производит относительно холодный сжатый воздух 117, выходящий из компрессора 116 с промежуточным охлаждением. Сжатый воздух 117 далее нагревается в рекуператоре 171, в результате чего создается нагретый сжатый воздух 141, который затем подается в газотурбинную установку 1, когда впускной клапан 142 открыт, при этом тепло, переданное воздуху в рекуператоре 171, поступает из выхлопного газа 152 топливного двигателя 151, который приводит в действие компрессор 116. Теплый выхлопной газ 153 выходит из рекуператора 171 после передачи некоторого количества энергии сжатому воздуху 117.
Промежуточный охладитель 2 05 компрессора имеет хладагент 2 02, поступающий в охладитель, который обычно является водой или водой с добавкой для удерживания ее от замерзания. Температура хладагента является основным компонентом для эффективности компрессора 116 с промежуточным охлаждением. Чем холоднее хладагент 2 02, тем эффективней будет процесс сжатия. Топливный регулятор 125 используется для понижения давления трубопроводного газа 12 6 в несколько раз, чтобы давление газа 12 7 приближалось к давлению окружающей среды, что требуется для поршневых двигателей, работающих на природном газе, таких как двигатель 151, работающий на топливе. Когда давление газа падает, температура существенно понижается, обычно примерно на 10°F (-12,22°С) для каждого уменьшения давления на 100 psi (7,03 кг/см2) . В одном аспекте настоящего изобретения хладагент 162 для процесса сжатия с промежуточным охлаждением используется для нагревания природного газа 127 в топливном нагревателе 181, расположенном ниже по потоку от топливного регулятора 125. Этот процесс также уменьшает температуру хладагента 2 02,
поступающего в промежуточный охладитель 2 05, что приводит к
другому повышению эффективности системы. В системах
предшествующего уровня техники для нагревания топлива
предусматривались электрические нагреватели. Однако
электрические нагреватели снижают общую эффективность, поскольку они потребляют мощность для своей работы.
Другой аспект изобретения относится к прямоточному охлаждению компрессора с промежуточным охлаждением. Типовые поршневые двигатели охлаждаются воздушными охладителями
(радиаторами), однако, поскольку компрессор с промежуточным охлаждением требует водяной хладагент, полная прямоточная охлаждающая система гораздо более эффективна по стоимости и обеспечивает оптимизированный контроль температуры в различных системах охлаждения двигателя и компрессора. Как видно на фиг.11, компрессор 205 с промежуточным охлаждением, редуктор 218, и топливный двигатель 212 показаны вместе с системой 201 прямоточного охлаждения. Хладагент 202 поступает в систему 201 и разделяется для прохождения по четырем проходам, а именно, по трем основным проходам 2 04 через каждый из охладителей 2 05 для промежуточного охлаждения, и по проходу 208 для охладителя 209 редуктора 218. Понятно, что количество основных проходов 204 не ограничивается до трех, а соответствуют качеству имеющихся охладителей 205 для промежуточного охлаждения. Хладагент 206, выходящий из охладителей 2 05 для промежуточного охлаждения, соединяется в трубопроводе 2 07, который в свою очередь соединяется с хладагентом 210, выходящим из редуктора для образования хладагента 211 для охлаждения двигателя 212, работающего на топливе. Охладитель 211 для двигателя подается в трубопровод 213, который имеет три различных прохода: в высокотемпературный (ВТ) охладитель 214, который обычно охлаждает кожух двигателя 212, работающего на топливе, и действует как первая из двух ступеней охлаждения для воздуха поршневого двигателя с турбонагнетателем; низкотемпературный
(НТ) охладитель 216, который является второй ступенью охлаждения воздуха поршневого двигателя с турбонагнетателем, и обходной путь 215. Каждый из этих контуров 214, 215, и 216
обеспечивает критическую функцию по охлаждению, которая должна сторого контролироваться для обеспечения оптимальных характеристик и выбросов двигателя. После того как хладагент проходит через эти три относящиеся к двигателю охладителя 214, 216 и через обходной проход 215, хладагент поступает в трубопровод 217 и выходит из системы на выходе 220. Поскольку система 2 01 является "прямоточной системой", она захватывает максимальное количество тепла, которое система отдает, что является важным по нескольким причинам. Первое, потому что это единственная система, причем система легко устанавливаемая. Второе, если требуется подавать тепло для другого процесса, такого как процесс увеличения эффективности электростанции комбинированного цикла за счет сбрасываемого тепла, тогда будет захватываться максимальное количество тепла, что приведет к лучшей эффективности.
Другой аспект настоящего изобретения относится к увеличению мощности и к системе охлаждения выхлопных газов. На фиг.12 показана комбинированная система увеличения мощности и система подмешивания холодного воздуха в выхлопные газы. Когда требуется максимальная мощность от ГТ системы 1, используется система увеличения мощности, описанная выше. Когда требуется минимальная мощность, вместо охлажденного воздуха 117, выходящего из компрессора 116 с промежуточным охлаждением и направляемого к газотурбинной системе 1, сжатый воздух направляют к трубопроводу 3 04, расположенному в выхлопных газах, и используют для уменьшения температуры ГТ выхлопных газов 22 до самой низкой температуры выхлопных газов 322. Трубопровод 3 04 может быть расположен внутри или снаружи теплоутилизационного парогенератора 305. Когда требуется охлаждение выхлопного газа, клапан 302, расположенный ниже по потоку от первой ступени компрессора 116 для промежуточного охлаждения, закрывается, и клапан 301 присадки холодного воздуха открывается. Это позволяет воздуху, который был сжат первой ступенью компрессора 116, выходить из компрессора 205 с промежуточным охлаждением. Этот воздух генерируется с использованием около 30% топлива, которое использует
присадочный воздух, так что может быть реализована существенная эффективность частичной нагрузки. Холодный воздух проходит затем по трубопроводу 303 к трубопроводу 304. Когда холодный воздух больше не требуется, описанный выше процесс происходит в обратном направлении.
Другой аспект изобретения относится к системе регенерации воды из конденсата, производимого в процессе промежуточного охлаждения. На фиг.13 показана система 4 00 регенерации воды и подачи пара в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения. При охлаждении воздуха из компрессора 116 в теплообменнике 2 05 для промежуточного охлаждения компрессора конденсируется вода, и давление в теплообменнике 2 05 для промежуточного охлаждения заставляет выходить воду 4 01 из дренажа в теплообменнике 2 05 для промежуточного охлаждения. Вода 401 собирается, и ее давление повышается насосом 402. После насоса 402 вода 401 высокого давления проходит через второй рекуператор 404, где теплый выхлопной газ 153 из рекуператора 171 увеличивает температуру воды 4 01 во втором рекуператоре 404 и направляет воду 401 в пар 406. Пар 406 затем подается в сжатый воздух, который идет в основной рекуператор 171 системы УМТ и затем поступает в газосборник 14. Температура выхлопного газа уменьшается, после чего он выходит из второго рекуператора 4 04 на выходе 4 05.
Если требуется дополнительная подача пара, вода из второго источника 407 может таким же образом закачиваться в систему 400 насосом 408 и затем направляться ко второму рекуператору 404 для нагревания. Кроме того, входной воздух 115 к вспомогательному компрессору 116 может намеренно забираться из источника воздуха, который имеет более высокий уровень влажности, чем окружающий воздух, чтобы вырабатывать больше воды для целей регенерации или подачи пара. Например, обычной системой охлаждения для газотурбинной энергетической системы является открытая охлаждающая башня, в которой охлаждающая вода открыта окружающей среде специально, чтобы способствовать испарению, которое создает более холодную воду. Такое испарение приводит к более высокой локальной влажности, чем влажность
окружающей среды, и если воздух вспомогательного компрессора забирали бы из такого источника, производилось бы больше воды в теплообменнике для промежуточного охлаждения по сравнению с воздухом, забираемым из окружающей среды. При осуществлении этого процесса электростанция может восстанавливать воду, потерянную иным образом. Эта вода может быть использована в системе УМТ, как описано выше, или может быть возвращена обратно в систему подготовки воды электростанции.
В альтернативном варианте осуществления настоящего изобретения вода 401, образуемая кондансацией в теплообменнике 2 05 для промежуточного охлаждения, может улавливаться и использоваться для других целей. Вода 401 является результатом конденсации из окружающего воздуха и, следовательно, является питьевой водой. Собранная вода может отводиться по трубам из электростанции, собираться и храниться для последующего использования, или сразу может быть использована в электростанции. Вода также может быть направлена по трубам в расположенное рядом место, такое как обычная тепловая электростанция. Для того чтобы упростить альтернативное использование или сбор выработанной воды, клапан 410 располагают в водяном контуре 411 либо до, либо после насоса 402, так что вода 401 может быть по выбору отведена перед прохождением через второй рекуператор 4 04, используемый для выработки пара. Вода 401 может затем собираться в резервуаре 412 для хранения или направляться по трубам от электростанции (не показано).
Другой аспект настоящего изобретения относится к комбинированной системе 710 подачи воздуха, объединенной с системой 706 хранения воздуха и/или с высокочастотным устройством 7 01 регулирования мощности, таким как батарея или суперконденсатор. На фиг.14 показана система 710 подачи воздуха, которая использует двигатель 151, работающий на топливе, для сжатия окружающего воздуха 115 посредством вспомогательного компрессора 116 для выработки сжатого воздуха 117, который нагревается в рекуператоре 171 перед подачей в ГТ через впускной клапан 142. Уровень увеличения мощности в
газовой турбине прямо пропорционален массовому потоку воздуха, подаваемого в ГТ, обычно составляющего около 1 МВт мощности на каждые 2,5 фунт/с (1,13 кг/с) подаваемого воздуха. Например, система с двигателем мощностью 2 МВт будет производить около 12 фунтов/с (5,44 кг/с) воздуха и будет вызывать увеличение мощности электростанции "7FA" комбинированного цикла примерно на 5 МВт.
Система 706 хранения воздуха для использования в этом варианте осуществления настоящего изобретения описана выше и также показана на фиг.14. Система 706 хранения воздуха сохраняет сжатый воздух и может добавлять сжатый воздух в систему 710 подачи воздуха. Для увеличения форсирования мощности от электростанции в периоды высокой интенсивности повышения мощности или в периоды потребности в прерывистой нагрузке, впускной управляющий клапан 7 07 системы хранения воздуха может открываться для выпуска хранимого сжатого воздуха из системы 710. Воздух из систем 706 хранения воздуха предварительно нагревается во втором рекуператоре (на показан), который является частью системы 706 хранения воздуха, используя теплый выхлопной газ из выхода 153, что приводит к относительно холодному выхлопному газу, приблизительно 250°F (121,1°С), выбрасываемому в атмосферу 711. Нагретый газ из системы 706 хранения воздуха смешивается с воздухом 141 из системы 710 до подачи в ГТ 1 через впускной управляющий клапан 142.
Дополнением к системе 700 является электрическая батарея и трансформатор 7 01, который обеспечивает две функции. Первое, он служит в качестве источника 7 02 энергии для запуска системы 710 подачи воздуха, подавая электроэнергию в стартерный двигатель на двигателе 151, работающем на топливе. Второе, он обеспечивает емкость 704 с очень большой скоростью регулирования для сетевого блока 7 03, который связан с выходом 705 генератора из ГТ 1. Каждая из этих систем имеет харатеристику по времени срабатывания. ГТ 1 срабатывает за минуты, система 710 подачи воздуха срабатыват в течение примерно 30-60 секунд, система 706 хранения воздуха срабатывает
в течение 1-30 секунд и электрическая батарея 701 срабатывает в течение миллисекунд. Объединение этих трех систем в одну систему 7 00 обеспечивает системе многочисленные функции, очень экономичные и значимые результаты.
На фиг.15А и 15В показан пример типовой нагрузки для газотурбинного двигателя, где есть первоначальное повышение 615, затем относительно равномерная нагрузка с дневным пиком 617, и затем со вторым пиком 618 вечером. При работе настоящего изобретения на электростанции номинальная выходная мощность электростанции может быть увеличена на 10-2 0%, при обеспечении такой же мощности для повышения эффективности, как показано на фиг.15В, по сравнению с фиг.9В. Это позволяет установке работать примерно на 1% более эффективно в непиковые периоды времени, как показано ссылочной позицией 601, соответствующей 58% на фиг. 15В по сравнению с 57% на фиг. 9В. При использовании системы 706 хранения воздуха на той же самой электростанции, скорость изменения мощности электростанции, обозначенная ссылочной позицией 605, может быть отрегулирована для соответствия скорости изменения нагрузки, обозначенной ссылочной позицией 615, посредством выпуска воздуха из системы 706 хранения воздуха. Кроме того, воздух из системы 706 хранения воздуха может быть использован для покрывания экстремальных пиков 617, 618 возникающих в середине дня и вечером. Количество воздуха в системе 706 хранения воздуха может отслеживаться, и могут быть сделаны резервы, которые позволят другим пиковым ГТ установкам запускаться при использовании воздуха из системы хранения воздуха. Например, во время дневного пика, обозначенного ссылочной позицией 617 на фиг.15А, пиковая электростанция простого цикла, мощностью 50 МВт, которой требуется 15 минут для запуска, обычно может работать при некоторой минимальной нагрузке для обеспечения необходимого нагруженного резерва, так что имеется электростанция комбинированного цикла, работающая на 25 МВт ниже базовой нагрузки и пиковая электростанция, работающая на 25 МВт частичной нагрузки просто для того чтобы иметь нагруженный резерв в 50 МВт. С системой хранения воздуха,
применемой к ГТ, пиковая электростанция может быть отключена, и
в действительности необходима электростанция комбинированного
типа с базовой нагрузкой и с 15 минутами резервного воздуха в
системе хранения воздуха, чтобы обеспечить достаточно времени
для запуска пиковой электростанции, если потребуется реальное
повышение нагрузки. Это будет приводить к повышению
эффективности сети. Когда батарейная система 701 из фиг.14
добавляется к настоящему изобретению, может быть достигнута
дополнительное повышение эффективности сети. Доказано, что
возможность регулирования высокой частоты, показанная ссылочной
позицией 607, уменьшает фактический объем регулирования,
необходимого сети для регулирования частоты, поэтому при трех
системах, объединенных вместе, меньшее количество
электростанций должны будут работать, чтобы обеспечивать тот же самый уровнеь регулирования частоты. Настоящее изобретение может быть изменено в размерах, чтобы удовлетворять требованиям конкретной сети, и может быть объединено или может работать отдельно, независимо от требований сети.
Хотя изобретение было описано посредством известного в настоящее время предпочтительного варианта осуществления, следует понимать, что изобретение не ограничивается раскрытым вариантом осуществления, а наоборот, охватывает различные модификации и эквивалентные конструкции, которые не выходят за пределы объема прилагаемой формулы изобретения. Настоящее изобретение было описано в связи с конкретными вариантами осуществления, которые во всех отношениях являются иллюстративными, но не ограничительными.
На основании вышеизложенного можно видеть, что настоящее изобретение хорошо приспособлено для решения всех задач и целей, описанных выше, вместе с другими преимуществами, которые очевидны и присущи системе и способу. Следует понимать, определенные признаки и подкомбинации не приведены в описании и могут быть использованы без ссылки на другие признаки и подкомбинации. Это предполагается и входит в объем изобретения.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ работы газотурбинной энергетической системы,
содержащий: работу газотурбинного двигателя, содержащего
компрессор, газосборник компрессора, одну или более камер
сгорания и турбину, соединенные по текучей среде друг с другом;
создание избыточного давления в источнике воздуха посредством
вспомогательного компрессора для образования сжатого воздуха,
причем вспомогательный компрессор охлаждают жидкостью и привяд
в действие двигателем, работающем на газообразном топливе; и
подачу сжатого воздуха в газотурбинный двигатель для достижения
повышенной производительности газотурбинного двигателя; при
этом топливо для двигателя, работающего на газообразном
топливе, нагревают жидким хладагентом для вспомогательного
компрессора.
2. Способ охлаждения двигателя, работающего на газообразном топливе, приводимого в действие компрессором с промежуточным охлаждением воздуха, содержащий: использование компрессора с промежуточным охлаждением воздуха, редуктора и топливного двигателя; прохождение жидкого хладагента от источника жидкого хладагента к компрессору с промежуточным охлаждением и к редуктору; соединение снова жидкого хладагента после компрессора с промежуточным охлаждением и редуктора; направление соединенного снова жидкого хладагента для охлаждения топливного двигателя через многочисленные охлаждающие проходы; и соединение снова жидкого хладагента после прохождения жидкого хладагента через топливный двигатель.
3. Способ работы газотурбинного двигателя, имеющего возможность увеличения мощности и подмешивания холодного воздуха в выхлопные газы, содержащий: работу газотурбинного двигателя, содержащего компрессор, газосборник компрессора, по меньшей мере одну камеру сгорания и турбину, соединенные по текучей среде друг с другом; создание избыточного давления воздуха посредством вспомогательного компрессора, который приводится в действие двигателем, работающим на топливе; и направление части подаваемого воздуха из вспомогательного компрессора к области выхлопа газотурбинного двигателя, когда
2.
требуется уменьшенная мощность газотурбинного двигателя, для того чтобы уменьшить температуру выхлопных газов из газотурбинного двигателя; и направление воздуха из вспомогательного компрессора к газосборнику компрессора для подачи в газотурбинный двигатель выше по потоку от одной или более камер сгорания для увеличения мощности газотурбинного двигателя.
4. Система для увеличения количества пара для
газотурбинного двигателя, содержащая: компрессор с
промежуточным охлаждением, соединенный с топливным двигателем
для сжатия воздуха и создания источника тепла; водяной побочный
продукт, получаемый от конденсации в компрессоре с
промежуточным охлаждением; первый рекуператор в сообщении с
топливным двигателем; второй рекуператор в сообщении с первым
рекуператором, в которой водяной побочный продукт проходит
через второй рекуператор для создания пара, который смешивается
со сжатым воздухом из компрессора с промежуточным охлаждением.
5. Газотурбинная энергетическая система, содержащая: газотурбинный двигатель, содержащий компрессор, газосборник компрессора, одну или более камер сгорания, и турбину, сообщающиеся по текучей среде друг с другом, причем газотурбинный двигатель имеет множество систем увеличения мощности, которые могут работать независимо или в любой комбинации, причем системы увеличения мощности содержат: первую систему увеличения мощности, имеющую подачу горячего воздуха, в которой горячий воздух вырабатывается двигателем, работающем на топливе, соединенным со вспомогательным компрессором для сжатия воздушного источника, нагревающего воздух теплом от топливного двигателя, причем горячий воздух подается выше по потоку от одной или более камер сгорания газотурбинного двигателя; вторую систему увеличения мощности, предусматривающую систему подачи воздуха, в которой воздух хранится в одном или более резервуарах перед подачей в газотурбинный двиагетель; и третью систему увеличения мощности, содержащую электрохимическую систему хранения; причем каждая из первой, второй и третьей систем увеличения мощности реагирует на изменение в потребности
4.
в мощности, но имеет отличающееся работы.
быстродействие и время
По доверенности
ФИГ. 7
45,000-
2am
6am
день ФИГ. 9А
8pm
500
250
UD CL
х "=t
300
60,000
JD i-
CD О
55,000
CD CO
Q- 50,000 CD
615
45,000-
6am:
день ФИГ. 15A
8pm
^ 500
(19)
ФИГ. 2
ФИГ. 5
ФИГ. 5
ФИГ. 5
ФИГ. 9В
ФИГ. 9В
ФИГ. 9В
ФИГ. 9В
ФИГ. 9В
ФИГ. 12
ФИГ. 12
617
618
617
618
617
618
617
618
617
618
617
618
617
618
617
618
|
