Газотурбинная система, способ изменения выходной мощности газотурбинной системы, способ расширения диапазона регулирования газотурбинной системы, способ и система для повышения эффективности газовой турбины - RU2608533C2
Код документа: RU2608533C2
Чертежи
Описание
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[0001] Настоящее изобретение относится к газотурбинным системам и в частности к устройствам и способам оптимизации работы турбинной системы при меняющихся нагрузках.
ПРЕДПОСЫЛКИ К СОЗДАНИЮ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0002] В результате продолжающегося роста населения и доходов спрос на электроэнергию продолжает расти во всем мире. Энергетические системы требуют регулирования в соответствии с большими, часто непредсказуемыми колебаниями спроса, а также запланированными и незапланированными изменениями производственной мощности. Кроме того, все большее значение приобретает генерирование энергии альтернативными источниками, такими как энергия ветра и солнечная энергия, влияние которых выражается в том, что они создают энергию для удовлетворения такого спроса.
[0003] Спрос на электроэнергию является хаотичным. Спрос может изменяться в соответствии с суточным, месячным, сезонным и годовым циклами. Например, типичная кривая суточного спроса для жилого сектора в жаркий день может демонстрировать минимум в ранние утренние часы и максимум в ранние вечерние часы. Спрос коммерческого сектора в тот же день может показывать минимум в ранние вечерние часы и максимум в середине дня. На спрос могут также оказывать влияние погода и время года. В некоторых случаях пик спроса может в два раза превышать минимальный спрос.
[0004] Поскольку электроэнергия, вырабатываемая энергетическими компаниями, не может эффективно храниться, электростанции традиционно генерировали электроэнергию с помощью комбинации различных подходов к ее производству. Например, крупные атомные электростанции и электростанции, работающие на угле, могут использоваться для создания минимального количества электроэнергии (базовой нагрузки). Базовые электростанции обычно работают непрерывно при максимальной выходной мощности.
[0005] В моменты пикового спроса (пиковой нагрузки) энергетические компании могут использовать газотурбинные двигатели простого цикла для производства электроэнергии. Газовые турбины целесообразны для создания дополнительной мощности, необходимой в периоды пиковых нагрузок, благодаря их способности быстро осуществлять пуск, выдавая электроэнергию через 10-30 минут. Газовые турбины, используемые для производства электроэнергии в периоды пиковых нагрузок, могут быть отключены в течение дня в такие периоды, когда спрос на электроэнергию низкий. Период эксплуатации газовых турбин может изменяться в зависимости от спроса.
[0006] Некоторые генерирующие предприятия также эксплуатируют электростанции с отслеживанием нагрузки, которые действуют в течение дня для подачи электроэнергии в периоды промежуточного спроса. В качестве электростанций с отслеживанием нагрузки иногда используются газотурбинные системы комбинированного цикла. Газотурбинные системы комбинированного цикла обычно содержат котел-утилизатор (парогенератор для использования вторичного тепла), соединенный с выходом газовой турбины. Газотурбинные системы комбинированного цикла позволяют корректировать их выходную мощность, так как спрос в течение дня колеблется. Газотурбинные системы комбинированного цикла обычно занимают промежуточное положение между базовыми электростанциями и пиковыми электростанциями (например, газовые турбины, используемые для создания пиковой мощности) по КПД, скорости пуска и останова и мощности.
[0007] Для удовлетворения возросших потребностей и решения экологических проблем многие компании используют источники возобновляемой энергии, такие как энергия ветра и солнечная энергия, для покрытия промежуточных и пиковых нагрузок. Эти источники вносят дополнительную изменчивость в спрос на электроэнергию из-за неустойчивого характера их генерирующей мощности. Например, мощность электростанции, работающей на солнечной энергии, меняется в зависимости от облачности, и, подобным же образом, мощность, создаваемая энергией ветра, меняется в зависимости от его скорости.
[0008] Газовые турбины имеют ряд преимуществ как источники питания для пиковых нагрузок. Газовые турбины являются эффективными, они имеют относительно низкую стоимость с учетом затрат на монтаж, обладают относительно быстрыми пуском и остановкой, а также низкими выбросами. Последовательность пуска газовой турбины начинается с включения стартера. Когда число оборотов в минуту (RPM) турбины достигает величины зажигания, системы зажигания включаются и топливо подается в камеру сгорания. После поджига поток топлива возрастает, обеспечивая уровень температур ниже установленных температурных пределов. Затем расход топлива контролируется для обеспечения плавного разгона, пока не будет достигнута скорость холостого хода.
[0009] Газовая турбина может работать при базовой нагрузке, пиковой нагрузке и нагрузках ниже базовой. Базовой нагрузкой газовой турбины является нагрузка, которая оптимизирует выходную мощность и срок службы деталей тракта горячего газа. ANSI B133.6 Ratings and Performance (стандарт Американского национального института стандартов) определяет базовую нагрузку как работу в течение 8000 часов в год с 800 часами на пуск. Стандарт также определяет пиковую нагрузку как работу в течение 1250 часов в год с 5 часами на пуск. Пиковая нагрузка газовой турбины является нагрузкой, которая максимизирует выходную мощность, зачастую в ущерб КПД, сроку службы деталей и интервалам между проверками. Газовые турбины могут работать при частичных или низких нагрузках, чтобы иметь возможность быстро нарастить выходную мощность до более высоких значений, когда возрастает спрос на электроэнергию. Есть свои преимущества и недостатки при работе газовой турбины при частичных нагрузках. Одним из преимуществ является сокращение расходов на техническое обслуживание и ремонт электростанции, возникающих при пусках и остановках. Однако работа при низких нагрузках ведет к снижению эффективности эксплуатации и увеличению эксплуатационных расходов.
[0010] Работа газовой турбины изменяется в зависимости от массового расхода, тепловой энергии сгоревшего топлива и перепада температуры по всей турбине. На эти факторы могут оказывать влияние условия окружающей среды, виды топлива, потери на входе и выходе, подогрев топлива, инжекция разжижителя, вытяжка воздуха, охлаждение на входе и инжекция пара и воды. Например, изменения в условиях окружающей среды (давление, температура и влажность) влияют на плотность и/или массовый расход воздуха на входе в компрессор и, следовательно, производительность газовой турбины. Массовый расход является в свою очередь функцией расхода воздуха и расхода топлива компрессора.
[0011] Соблюдение норм выбросов также является серьезным ограничением в работе газовых турбин. Большинство газовых турбин сжигают топливо с низким содержанием серы и низким содержанием золы. Следовательно, основными загрязняющими веществами, выбрасываемыми газовыми турбинами, являются оксиды азота (NO и NO2, совместно называемые NOx), окись углерода (СО) и летучие органические соединения (volatile organic compounds) (VOC). NOx и СО рассматриваются как главные по важности выбросы при сжигании природного газа в газовых турбинах. Выбросы от газовых турбин существенно изменяются в зависимости от температуры окружающей среды, нагрузки и концентрации загрязняющих веществ. При нагрузке ниже 50% концентрации загрязняющих веществ в выбросах могут увеличиться. Это относится, прежде всего, к оксиду углерода (СО). Следовательно, существует ограничение на уровень нагрузки, при которой могут работать известные газотурбинные системы с соблюдением норм выбросов.
[0012] Нормы выбросов, применяемые в отношении работы газовых турбин, могут варьироваться в зависимости от страны, а в Соединенных Штатах, наряду с федеральными нормами, эти нормы могут отличаться от штата к штату. Регулирующие органы могут устанавливать различные режимы для регулирования выбросов. Например, предельный уровень выбросов NOx может быть установлен в фунтах NOx на единицу выходной мощности или на единицу подводимого тепла (мгновенный предельный уровень). В некоторых случаях нормы могут быть сформулированы в виде нормы выбросов на основе концентрации или на основе выходной мощности. Предельный уровень на основе концентрации может быть представлен в единицах частей на миллион по объему (ppmv). Предельный уровень выбросов на основе выходной мощности может быть представлен в единицах массы выбросов на единицу полезной восстановленной энергии, или фунтов на мегаватт-час. Некоторые предприятия могут иметь ограничения на основе количества тонн NOx, выбрасываемых за год или за другой временной период (предельный уровень за период).
[0013] Некоторые электростанции имеют предельные уровни выбросов и другие ограничения в режиме пуска. Предельные уровни при пуске представляются в следующем виде: (а) фунты в час, (b) фунт/событие/CTG и (с) фунт/событие/энергоблок. Предельно допустимый уровень в фунтах/час может быть установлен регулирующим органом, поскольку он является наиболее простой величиной, которая может использоваться для оценки влияния на качество воздуха.
[0014] В заявке на патент США №2005/0107941 раскрыты способ и устройство, предназначенные для встраивания в контроллер газовой турбины с целью управления ее выходной мощностью. Одной из проблем при работе газовых турбин в широких диапазонах мощности является то, что КПД, потребление топлива и выбросы, в частности NOx и СО, могут быть подвержены негативным воздействиям. Например, когда оператор управляет традиционной газовой турбиной при низких нагрузках, эффективность ее работы существенно падает. Другая проблема заключается в том, что компрессор может испытывать аэромеханические напряжения в задних ступенях, когда газовая турбина работает при более низких нагрузках в условиях низкой температуры окружающей среды. Эти напряжения возникают ниже предела аэродинамической устойчивости вследствие возбуждения аэромеханического режима, которое обусловлено увеличением нагрузочного параметра ступени. Значения коэффициента расхода, при которых эти напряжения очевидны, именуют зоной ограничения диапазона регулирования. Еще одной проблемой газовых турбин, работающих при пониженных температурах окружающей среды, является то, что минимальная нагрузка, необходимая для соблюдения нормы СО, является функцией, среди прочего, температуры окружающей среды. Например, в некоторых газовых турбинах, когда температура падает ниже 35 F (1,7°С), минимальная нагрузка для соблюдения нормы СО резко возрастает. Еще одной проблемой является то, что использование котла-утилизатора в газотурбинных системах комбинированного цикла может наложить дополнительные ограничения на оптимальную работу газовой турбины для режимов работы с базовой нагрузкой, частичной нагрузкой и плавно изменяющейся нагрузкой. Еще одной проблемой является то, что когда газовая турбина работает в режимах чрезвычайно пониженного энергопотребления, с примерно 10% нагрузкой, имеется вероятность срыва пламени при горении обедненного топлива в камере сгорания (т.е. обрыв пламени).
КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0015] В соответствии с одним аспектом изобретения предлагается способ изменения выходной мощности газотурбинной системы. Способ согласно этому аспекту включает определение существующей выходной мощности и требуемой выходной мощности. Способ также включает измерение существующих параметров компрессора и параметров камеры сгорания, вычисление коэффициента расхода в компрессоре для требуемой выходной мощности и вычисление интенсивности выбросов для требуемой выходной мощности. Если коэффициент расхода для требуемой выходной мощности меньше заранее заданного предела диапазона регулирования, то способ включает вычисление новых параметров компрессора, в результате чего коэффициент расхода оказывается выше заранее заданного предела диапазона регулирования. Если вычисленная интенсивность выбросов превышает заранее заданный предельный уровень выбросов, тогда способ включает вычисление новых параметров камеры сгорания, в результате чего интенсивность выбросов оказывается ниже заранее заданного предельного уровня выбросов. Способ также включает изменение выходной мощности на требуемую выходную мощность, изменение параметров компрессора на новые параметры компрессора и изменение параметров камеры сгорания на новые параметры камеры сгорания. Заранее заданный предел диапазона регулирования может представлять собой минимальное значение коэффициента расхода, при котором возникают аэромеханические напряжения в компрессоре. Заранее заданный предельный уровень выбросов может представлять собой предельный уровень мгновенных выбросов. Заранее заданный предельный уровень выбросов может представлять собой предельный уровень выбросов за период времени. Изменение параметров компрессора на новые параметры компрессора может включать отведение выхлопных газов к компрессору.
[0016] В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения предлагается газотурбинная система. Газотурбинная система согласно этому аспекту содержит компрессор, камеру сгорания, турбину, подсистему защиты компрессора, подсистему спящего режима и подсистему управления, которая управляет подсистемой компрессора и подсистемой спящего режима. Газотурбинная система также может содержать регулирующий клапан отбора воздуха, расположенный на линии отбора воздуха из компрессора; и регулирующий клапан рециркуляции, расположенный на линии отвода выхлопных газов. Газотурбинная система также может содержать датчик расхода отобранного воздуха, расположенный на линии отбора воздуха из компрессора, и датчик расхода рециркуляции, расположенный на линии отвода выхлопных газов. Газотурбинная система также может содержать подсистему регулирования температуры, соединенную с камерой сгорания, и подсистему котла-утилизатора, соединенную с подсистемой регулирования температуры. Узел профилированных отражателей может содержать множество отражателей, расположенных ниже по потоку от впрыскивающих форсунок увлажнителей.
[0017] В соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения предлагается способ расширения диапазона регулирования газотурбинной системы. Способ включает установление минимальных параметров воздушного потока, протекающего через компрессор; передачу выхлопных газов из турбины в смешивающий узел с первой величиной расхода; передачу сжатого воздуха из компрессора в смешивающий узел со второй величиной расхода и управление первой величиной расхода и второй величиной расхода для поддержания параметров воздушного потока компрессора выше минимальных параметров воздушного потока. Управление первой величиной расхода может включать измерение первой величины расхода по линии отвода выхлопных газов и управление регулирующим клапаном на линии отвода выхлопных газов. Управление второй величиной расхода может включать измерение второй величины расхода по линии отбора воздуха из компрессора и управление регулирующим клапаном на линии отбора воздуха из компрессора. Набор минимальных относительных параметров воздушного потока может включать набор коэффициентов воздушного потока, углов лопаток и температур окружающей среды, при которых в компрессоре возникают аэромеханические напряжения. Способ также может включать установление набора параметров предельных выбросов; и управление первой величиной расхода для поддержания выбросов выхлопных газов турбины ниже параметров предельных выбросов. Параметры предельных выбросов могут быть основаны на соотношении компонентов топливовоздушной смеси.
[0018] В соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения предлагается способ повышения эффективности газовой турбины комбинированного цикла при частичной нагрузке. Способ включает поддержание воздушного потока через компрессор с коэффициентом расхода для частичной нагрузки выше минимального коэффициента расхода, когда в компрессоре возникают аэромеханические напряжения; поддержание соотношения компонентов топливовоздушной смеси в камере сгорания, когда компоненты выбросов выхлопных газов из турбины сохраняются ниже заранее заданного уровня выбросов компонентов; и поддержание температуры выхлопных газов на входе в котел-утилизатор ниже заранее заданной максимальной температуры на входе. Поддержание воздушного потока через компрессор может включать управление соотношением компонентов в смеси сжатого воздуха из компрессора и выхлопных газов из турбины с использованием первого регулирующего клапана в линии отбора воздуха из компрессора и второго регулирующего клапана в линии отвода выхлопных газов. Способ также может включать одновременное управление воздушным потоком через компрессор, соотношением компонентов топливовоздушной смеси и температурой выхлопных газов на входе в котел-утилизатор.
[0019] В соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения предлагается система для повышения эффективности газовой турбины комбинированного цикла при частичной нагрузке. Система содержит подсистему диапазона регулирования, подсистему спящего режима; подсистему изотермы комбинированного цикла и подсистему управления, которая выдает команды в подсистему диапазона регулирования для поддержания в воздушном потоке через компрессор внутреннего коэффициента расхода для частичной нагрузки выше минимального коэффициента расхода, когда в компрессоре возникают аэромеханические напряжения. Подсистема управления выдает команды в подсистему спящего режима для поддержания соотношения компонентов топливовоздушной смеси в камере сгорания таким, чтобы компоненты выбросов выхлопных газов из турбины поддерживались ниже заранее заданного уровня выбросов компонентов.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0020] Эти и другие особенности, аспекты и преимущества настоящего изобретения будут более понятны после прочтения последующего подробного описания со ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых одинаковые символы представляют одинаковые детали на всех чертежах.
[0021] На фиг. 1 представлена принципиальная схема варианта газотурбинной системы в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0022] На фиг. 2 представлена принципиальная схема подсистемы диапазона регулирования в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0023] На фиг. 3 представлена принципиальная схема, иллюстрирующая подсистему диапазона регулирования в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0024] На фиг. 4 представлена принципиальная схема, иллюстрирующая подсистему спящего режима в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0025] На фиг. 5 представлена принципиальная схема, иллюстрирующая подсистему изотермы комбинированного цикла в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0026] На фиг. 6 показан поперечный разрез компонента увлажнителя подсистемы изотермы комбинированного цикла в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0027] На фиг. 7 показан продольный разрез компонента увлажнителя подсистемы изотермы комбинированного цикла в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0028] На фиг. 8 представлена принципиальная схема, иллюстрирующая подсистему управления в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0029] На фиг. 9 представлена принципиальная схема входов и выходов подсистемы управления в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0030] На фиг. 10 представлена блок-схема способа понижения выходной мощности газотурбинной системы в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0031] На фиг. 11 представлена блок-схема способа повышения выходной мощности газотурбинной системы в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0032] На фиг. 12 представлена блок-схема способа расширения диапазона регулирования газотурбинной системы в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0033] На фиг. 1 изображена высокоуровневая схема варианта осуществления газотурбинной системы 1. Газотурбинная система 1 содержит известную газовую турбину 3, подсистему 4 диапазона регулирования и подсистему 11 управления. Подсистема 4 диапазона изменения параметра может содержать подсистему 5 защиты компрессора, подсистему 7 спящего режима и подсистему 9 изотермы комбинированного цикла.
[0034] Газовая турбина 3 может содержать компрессор 13, камеру сгорания 15, турбину 17, генератор 18, подсистему 19 входного направляющего аппарата (inlet guide vane) (IGV) и подсистему 21 котла-утилизатора (heat recovery steam generator). При работе атмосферный воздух 20 втягивается через подсистему 19 IGV и поступает в компрессор 13. Температура, давление и относительная влажность атмосферного воздуха 20, очевидно, будут меняться. С целью сравнения в турбинной промышленности установлены стандартные условия для атмосферного воздуха. Стандартными условиями являются 59° F/15°С, 14,696 psia (фунтов на квадратный дюйм)/ 1,013 бар и относительная влажность 60%. Подсистема 19 IGV служит для изменения объемного потока, проходящего в компрессор 13. Сжатый воздух из компрессора 13 поступает в камеру 15 сгорания, где он смешивается с топливом с топливного входа 16 и сжигается. Отработанный воздух из камеры 15 сгорания приводит в движение турбину 17, которая в свою очередь приводит во вращение вал, соединенный с генератором 18. В некоторых системах выхлопные газы подают в подсистему 21 котла-утилизатора, который извлекает тепло из выхлопных газов и приводит в движение паровую турбину (не показана) для генерирования дополнительной мощности и/или подачи пара в некоторый процесс, такой как центральное отопление. Газотурбинная система 1 также содержит линию 25 отбора воздуха из компрессора и линию 27 отвода выхлопных газов, связывающие газовую турбину 3 с подсистемой 4 диапазона регулирования. В другом варианте может быть предложена линия 28 отвода выхлопных газов для обхода подсистемы 4 диапазона регулирования, обеспечивающая подачу выхлопных газов прямо в газовую турбину 3. Линия 25 отбора воздуха из компрессора и линия 27 отвода выхлопных газов могут быть также связаны с подсистемой 9 изотермы комбинированного цикла, где газы могут быть смешаны с текучими средами для регулирования температуры на входе 22 комбинированного цикла. Текучей средой для регулирования температуры могут быть атмосферный воздух, вода, пар или любые их комбинации, или же любая иная текучая среда, которая может обеспечить выполнение функции регулирования температуры газов в подсистеме 9 изотермы комбинированного цикла.
[0035] На фиг. 2 изображен вариант подсистемы 5 защиты компрессора (выделено двойной пунктирной линией). Компоненты, которые представляют подсистему 5 защиты компрессора, показаны сплошными линиями. Другие компоненты газотурбинной системы 1 показаны пунктирными линиями. В этом варианте линия 25 отбора воздуха из компрессора соединена с узлом внешнего воздуховода, в который входят регулирующий клапан 29 перепуска воздуха из компрессора выше по потоку, регулирующий клапан 31 перепуска воздуха из компрессора ниже по потоку и датчик 33 расхода воздуха, отбираемого из компрессора. Подсистема 11 управления управляет регулирующим клапаном 31, который в свою очередь контролирует расход сжатого воздуха (Q1). Сжатый воздух транспортируется в смешивающий узел 35, такое как коллектор или эжектор, где он смешивается с выхлопными газами и подается в подсистему 19 IGV. Отработанный воздух подается с помощью узла внешнего воздуховода, соединенного с линией 27 отвода выхлопных газов. Линия 27 отвода выхлопных газов снабжается датчиком 39 расхода отвода выхлопных газов (exhaust gas extraction, EGE), регулирующим клапаном 41 EGE и запорным клапаном 43 EGE. Датчик 39 EGE выдает данные о расходе выхлопных газов (Q2) в подсистему 11 управления. Подсистема 11 управления подает управляющие сигналы на регулирующий клапан 29 перепуска воздуха из компрессора выше по потоку, регулирующий клапан 31 перепуска воздуха из компрессора ниже по потоку, датчик 39 расхода EGE, регулирующий клапан 41 EGE и запорный клапан 43 EGE. Выхлопные газы компрессора могут быть смешаны с атмосферным воздухом во входной системе 37 газовой турбины.
[0036] На фиг. 3 представлен другой вариант подсистемы 5 защиты компрессора, где линия 45 отбора воздуха из промежуточной ступени компрессора соединена с промежуточной ступенью компрессора 13. Сжатый воздух из линии 25 отбора воздуха из компрессора и линии 45 отбора воздуха из промежуточной ступени компрессора смешиваются посредством смешивающего компонента 46, такого как коллектор или эжектор, для создания первой смеси. Смешанный воздух компрессора смешивается с отработанным воздухом из линии 27 отвода выхлопных газов в смешивающем узле 35. Вторая смесь затем может быть смешана с атмосферным воздухом 20 во входной системе 37 газовой турбины, и смешанные газы подаются через IGV 19 в компрессор 13.
[0037] Подсистема 5 защиты компрессора дает оператору газовой турбины 3 возможность управлять работой системы за счет непрерывного контроля параметров компрессора, таких как параметры нагрузки ступени и коэффициент расхода воздуха, проходящего через компрессор. Параметр нагрузки ступени представляет собой безразмерную величину полученной работы, приходящейся на ступень. Желательна высокая нагрузка ступени, так как это означает меньшее количество ступеней для производства требуемой работы на выходе. Нагрузка ступени ограничена тем фактом, что высокая нагрузка ступени влияет на КПД. Параметр нагрузки ступени может быть охарактеризован на основе минимального отношения Cm/U (коэффициент расхода). Коэффициент расхода - это отношение осевой скорости потока к средней скорости вращения ротора. Было установлено, что компрессоры и турбины работают наиболее удовлетворительно, если безразмерная осевая скорость, часто называемая коэффициентом расхода, находится в ограниченном диапазоне. Коэффициент расхода для данной ступени характеризует поведение массового расхода через эту ступень. Для данного коэффициента расхода нагрузка ступени возрастает с увеличением угла лопаток компрессора от осевого направления.
[0038] Управление параметрами компрессора позволяет оператору установки эксплуатировать газовую турбину при пониженных нагрузках в изменяющихся условиях окружающей среды, таких как низкие температуры, исключая аэромеханические нагрузки, которые испытывают известные газовые турбины при пониженных температурах. Это достигается регулированием входной температуры воздуха, поступающего в компрессор, угла поворота лопаток подсистемы 19 IGV. Входная температура компрессора регулируется с помощью отведенных выхлопных газов. Контролируя температуру смешанных газов, поступающих через IGV 19 в компрессор 13, газовая турбина 3 может работать выше зоны ограничения диапазона регулирования при низких температурах окружающей среды (за пределами номинальных уровней Cm/U), тем самым обеспечивая защиту компрессора 13 при работе газовой турбины 3 на низких нагрузках. Кроме того, подсистема 7 спящего режима позволяет оператору газовой турбины 3 работать на пониженных нагрузках за пределами номинальных предельных уровней выбросов СО.
[0039] Преимуществами для потребителей в связи с расширенным диапазоном регулирования являются увеличенное годовое количество часов работы (доступность, коэффициент использования установленной мощности), сокращение циклов пуска - останова (снижение расходов на техническое обслуживание) и существенное повышение рабочего КПД при таком более низком диапазоне регулирования относительно номинального при низких температурах окружающей среды.
[0040] Преимуществом подсистемы 5 защиты компрессора, описанной в настоящем документе, является то, что капитальные и эксплуатационные затраты могут быть сокращены за счет уменьшения общей сложности системы, используемой для нагревания воздуха, подаваемого в компрессор 13. Другим преимуществом подсистемы 5 защиты компрессора, описанной в настоящем документе, является то, что она позволяет оператору газовой турбины 3 повысить рабочий КПД при использовании топливных газов с низким BTU (British Thermal Unit, Британская тепловая единица, БТЕ), таких как используемые в комбинированном цикле производства электроэнергии с внутрицикловой газификацией угля (integrated gasification combined-cycle) (IGCC).
[0041] На фиг. 4 представлен вариант подсистемы 7 спящего режима. Подсистема 7 спящего режима показана внутри двойной пунктирной линией, а компоненты подсистемы 7 спящего режима изображены сплошными линиями. Другие компоненты газотурбинной системы 1 показаны пунктирной линией. В данном варианте сжатый воздух из компрессора 13 разделяется в разделителе 48, и одна его часть отводится в компрессор 13 через регулирующий клапан 29 отбора воздуха из компрессора выше по потоку, регулирующий клапан 31 отбора воздуха из компрессора ниже по потоку и датчик 33 расхода отобранного воздуха из компрессора. Эта часть, отбираемая в компрессор, поступает в подсистему 19 IGV. Другая же часть сжатого воздуха из компрессора 13 после разделения отводится для выброса к выхлопным газам через линию 47 выброса воздуха из компрессора. Расход воздуха, отводимого для выброса к выхлопным газам, контролируется запорным клапаном 49 выброса, регулирующим клапаном 51 выброса и датчиком 53 расхода выброса. Датчик 53 расхода выброса выдает данные о скорости расхода в подсистему 11 управления. Подсистема 11 управления подает сигналы управления на запорный клапан 49 выброса и регулирующий клапан 51 выброса.
[0042] Подсистема 7 спящего режима обеспечивает функционирование в спящем режиме посредством отведения воздуха с выхода компрессора на вход компрессора и на выход из турбины, тем самым поддерживая требуемое соотношение компонентов топливовоздушной смеси (fuel air ratio) (FAR), что обеспечивает выбросы на уровне ниже предельных уровней. Подсистема 7 спящего режима может быть интегрирована с ранее описанной подсистемой 5 защиты компрессора. Настоящее изобретение также сокращает расходы потребителя на эксплуатацию и техническое обслуживание, связанные с работой при очень низком соотношении часов работы/пусков.
[0043] Подсистема 7 спящего режима дает возможность оператору газовой турбины 3 работать при очень низком «спящем» уровне, с нагрузкой, равной примерно 10%, с возможностью очень быстрого подъема нагрузки до уровня базовой нагрузки для получения необходимой рабочей мощности энергосистемы. Подсистема 7 спящего режима может также сократить эксплуатационные расходы, связанные с работой газовой турбины 3 при очень низком соотношении часов работы/пусков. Подсистема 7 спящего режима также позволяет оператору газовой турбины 3 работать при очень низкой нагрузке спящего режима, в то же время соблюдая правила по выбросам. Подсистема 7 спящего режима, изображенная в данном варианте, не требует конструктивных изменений относительно осевой линии газовой турбины 3 и систем камеры сгорания и может быть выполнена с минимальным количеством дополнительных основных компонентов. Подсистема 7 спящего режима обеспечивает избирательный диапазон регулирования газовой турбины 3 за пределами номинальных предельных норм выбросов СО и NOx. Кроме того, подсистема 7 спящего режима устанавливает схему для сокращения соотношения компонентов воздух-топливо и уменьшения срыва пламени при горении обедненного топлива в камере сгорания.
[0044] На фиг. 5 изображена подсистема 9 изотермы комбинированного цикла, которая может быть выполнена как часть подсистемы 4 диапазона регулирования в варианте комбинированного цикла. В варианте комбинированного цикла высокотемпературные выхлопные газы из газовой турбины 3 проходят через котел-утилизатор 21 для производства пара, приводящего во вращение паровую турбину. Часто желательно повысить мощность газовой турбины 3 для увеличения производительности и сокращения удельного расхода тепла, однако проектные ограничения котла-утилизатора 21 могут наложить дополнительные ограничения на оптимальную работу газовой турбины для режимов работы с базовой нагрузкой, частичной нагрузкой и постепенно нарастающей нагрузкой.
[0045] Подсистема 9 комбинированного цикла изотермы показана внутри двойной пунктирной линии, а компоненты подсистемы 9 комбинированного цикла изотермы показаны сплошной линией. Другие компоненты газотурбинной системы показаны пунктирной линией. В данном варианте сжатый воздух из компрессора 13 протекает по линии 25 отбора воздуха из компрессора. Как описывалось ранее, регулирующий клапан 29 перепуска воздуха из компрессора выше по потоку может быть расположен на линии 25 отбора воздуха из компрессора. Кроме того, запорный клапан 49 выброса, регулирующий клапан 51 выброса и датчик 53 расхода выброса могут быть расположены на линии 47 выброса воздуха из компрессора. Кроме того, предохранительный клапан 54 может быть расположен на линии 47 выброса воздуха из компрессора. Сжатый воздух может быть смешан с выхлопными газами из турбины 17 и текучей средой для регулирования температуры на входе 22 комбинированного цикла. Сжатый воздух из компрессора, выхлопные газы и текучая среда для регулирования температуры могут протекать через подсистему 55 регулирования температуры, где температура смешанных газов может регулироваться. Смешанные отрегулированные по температуре газы предназначены для подачи в подсистему 21 котла-утилизатора, где может быть получена дополнительная работа.
[0046] Работа в комбинированном цикле требует, чтобы выхлопные газы, выходящие из газотурбинного двигателя, находились в границах определенного температурного диапазона. То есть температура выхлопных газов не может быть слишком высокой, чтобы избежать разрушения выходного канала газовой турбины и аппаратных средств котла-утилизатора 21. Кроме того, температура не должна падать ниже определенного значения температуры, чтобы избежать состояния, называемого форсированным охлаждением, когда тепловые переходные процессы в роторе паровой турбины и корпусе могут разрушить ротор турбины. Два температурных предела, о которых шла речь выше, называются изотермой верхнего порога и изотермой нижнего порога, соответственно.
[0047] Подсистема 55 регулирования температуры представляет собой устройство, которое обеспечивает последующее охлаждение с помощью водяных увлажнителей для регулирования температуры. Подсистема 55 регулирования температуры предусматривает оптимальную схему расположения увлажнителей в выходном канале газовой турбины 3 с одной или более впрыскивающими форсунками 57 увлажнителей, расположенными в канале. Каждая впрыскивающая форсунка 57 увлажнителя снабжается конденсатом или другой рабочей текучей средой со входа 58 для рабочей среды и экранирована выше по потоку узлом 59 профилированных отражателей.
[0048] На фиг. 6 и 7 показан узел 59 профилированных отражателей. Отражатели 61 со стратегической точки зрения размещены так, чтобы оптимизировать форму 62 распыления с перекрытием для достижения однородности температуры газа. Подсистема 55 регулирования температуры принимает конденсат из любой зоны повышенного давления в подсистеме 21 котла-утилизатора или подаваемую извне деминерализованную воду в качестве рабочей среды. Величина расхода в увлажнителе и источник конденсата могут контролироваться подсистемой 10 управления.
[0049] Подсистема 9 изотермы комбинированного цикла дает возможность управлять и оптимизировать извне температуру выхлопных газов, поступающих в котел-утилизатор 21, посредством доохлаждения с помощью водных увлажнителей для регулирования температуры.
[0050] Подсистема 9 изотермы комбинированного цикла частично преодолевает некоторые из ограничений в отношении КПД и возможности работать при частичной нагрузке, вызванные ограничениями температуры входного газа. Такие ограничения могут ограничить выходную мощность газовой турбины 3 и общий КПД электростанции во всех точках нагрузки. Следовательно, газовая турбина 3 может работать с температурой выхлопных газов выше предельного уровня входной температуры HRSG (heat recovery steam generator, котел-утилизатор) 21 во всех режимах работы, улучшая скорость отслеживания графика нагрузки и теплопередачу выхлопных газов в подсистему 21 котла-утилизатора. Подсистема 9 изотермы комбинированного цикла позволяет реализовать способ внешнего управления и оптимизации температуры выхлопных газов газовой турбины 3, поступающих в подсистему 21 котла-утилизатора, посредством доохлаждения с помощью водных/паровых увлажнителей для регулирования температуры. Кроме того, подсистема 9 изотермы комбинированного цикла предусматривает конфигурирование форсунок увлажнителей и отражателей для обеспечения однородности температуры ниже по потоку и позволяет пользователю газовой турбины управлять газовой турбиной 3 с температурой выхлопных газов выше предельного уровня входной температуры подсистемы 21 котла-утилизатора в любом рабочем режиме. Использование подсистемы 9 изотермы комбинированного цикла также повышает скорость увеличения нагрузки газотурбинной установки комбинированного цикла и предотвращает рассогласование между газовой турбиной 3 и подсистемой 21 котла-утилизатора, когда газовая турбина 3 повышает мощность. Другим преимуществом подсистемы 9 изотермы комбинированного типа является то, что она предусматривает средства для регулирования баланса нагрузки между газовой турбиной 3 и установкой с комбинированным циклом с максимальным производством пара, когда выработка электроэнергии не нужна. В свою очередь это дает оператору электростанции гибкость в некоторых применениях, когда желательно иметь дополнительное количество пара, таких как центральное теплоснабжение и когенерация на месте на предприятиях, таких как нефтеперерабатывающие заводы. К другим преимуществам относятся улучшение теплопередачи выхлопных газов в подсистему 21 котла-утилизатора и удельного расхода тепла газовой турбины комбинированного цикла в условиях частичной нагрузки, когда газовая турбина 3 является изотермически ограниченной. Наконец, подсистема 9 изотермы комбинированного цикла улучшает профиль выбросов при расширенном диапазоне регулирования и дает больше возможностей по увеличению мощности устаревших электростанций. Дополнительными преимуществами являются рост годового количества часов работы (доступность, коэффициент использования установленной мощности), сокращение циклов пуска-останова газовой турбины комбинированного цикла (сокращенные эксплуатационные расходы) в сочетании с гибкостью выравнивания нагрузки и улучшением эффективности работы с частичной нагрузкой при повышенных мощностях газовой турбины комбинированного цикла.
[0051] На фиг. 8 изображена подсистема 100 управления, используемая для управления различными компонентами и процессами турбинной системы 1. Подсистема 100 может содержать модуль 103 управления, обычно цифровую вычислительную машину, которая автоматизирует электромеханические процессы, такие как управление компонентами турбинной системы 10. Такие компоненты могут включать подсистему 19 входного направляющего аппарата, компрессор 13 и камеру 15 сгорания. Например, модулем 103 управления может быть подсистема управления газовой турбиной SPEEDTRONIC Tm компании «Дженерал Электрик», такая как описана в Rowen, W.I., "SPEEDTRONIC™ Mark V Gas Turbine Control subsystem", GE-3658D, опубликовано GE Industrial & Power Systems, Schenectady, N.Y. Например, подсистема управления описана в патенте США №6912856, озаглавленном «Способ и система для управления газовой турбиной посредством регулировки заданной температуры выхлопных газов ("Method and System for Controlling Gas Turbine by Adjusting Target Exhaust Temperature"), Rex Allen Morgan и др., который включен в настоящий документ путем ссылки.
[0052] Модуль 103 управления включает центральный процессор 105. С центральным процессором 105 могут быть связаны компонент 107 памяти, компонент 109 устройства ввода и компонент 111 устройства вывода. Компонент 107 памяти может представлять собой карту флэш-памяти, карту оперативного запоминающего устройства (ОЗУ) (random access memory, RAM), постоянное запоминающее устройство (ПЗУ) (read only memory, ROM), динамическое запоминающее устройство с произвольной выборкой (ДЗУПВ) (dynamic random access memory, DRAM); асинхронное динамическое запоминающее устройство с произвольной выборкой (asynchronous dynamic random access memory, SDRAM) или любой другой подходящий тип устройства памяти и может входить в состав модуля 103 управления или может быть отдельным устройством. Компонент 109 устройства ввода и компонент 111 устройства вывода могут быть объединены в одну плату ввода-вывода, связанную с модулем 13 управления. Хотя компонент 109 устройства ввода и компонент 111 устройства вывода изображены встроенными в модуль 103 управления, они могут быть выполнены в виде внешних модулей ввода-вывода, соединенных с компьютерной сетью, которая подключается к модулю 103 управления.
[0053] Кроме того, модуль 103 управления включает компонент 113 связи и блок 115 питания. Модуль 103 управления обрабатывает множество входных сигналов 117 и выдает множество выходных сигналов 119. Модуль 103 управления может также быть с интерфейсом 121 человек-машина (human machine interface, HMI), таким как цифровой компьютер. Интерфейс HMI, также известный как человеко-машинные интерфейсы (man-machine interface, MMI), и графический пользовательский интерфейс (graphical user interface, GUI) могут включать использование кнопок и индикаторов для взаимодействия с пользователем, текстовые дисплеи и графические сенсорные экраны. Программное обеспечение для программирования и мониторинга может быть установлено на компьютере, соединенном с модулем 103 управления через интерфейс связи. Программы реализации алгоритмов для управления различными процессами, как правило, хранятся в компоненте 107 памяти.
[0054] Базы данных могут храниться в компоненте 107 памяти. Базы данных, хранящиеся в компоненте 107 памяти, могут содержать базу данных по предельным значениям нагрузки компрессора, которая связывает с каждой газовой турбиной 3 пределы нагрузки компрессора для различных температур Ti на входе в компрессор, соотношение компонентов топливовоздушной смеси (FAR) у камеры сгорания и угол 6 направляющего аппарата.
[0055] Базы данных, хранящиеся в компоненте 107 памяти, могут включать базу данных по предельным выбросам, которая связывает предельные значения выбросов для различных Ti, θ и FAR с каждой газовой турбиной 3. Базы данных, хранящиеся в компоненте 107 памяти, могут включать базу данных по расходу, которая связывает с каждой газовой турбиной 3 разные величины расходов (Q1, Q2, Q3 и т.д.) для различных Та, Ti, FAR и θ. Другая информация в базах данных может содержать графики зависимостей расхода воздуха через компрессор и выбросов, модели выбросов компрессора, данные, указывающие на коэффициент расхода, при котором аэромеханические напряжения возникают на последних ступенях компрессора для конкретной газовой турбины 3 при различных температурах окружающей среды и различных углах IGV.
[0056] Как показано на фиг. 9, модуль 103 управления может получать различные входные сигналы из турбинной системы, включая относящиеся к управлению турбиной входные сигналы (турбинные входные сигналы) 123, и относящиеся к управлению остальной частью системы входные сигналы (системные входные сигналы) 125. Кроме того, модуль 103 управления может получать входные сигналы от HMI (интерфейс человек-машина) 121 (HMI входные сигналы 127). Модуль 103 управления будет выполнять программы на основе программной логики 129 и выдавать выходные сигналы для управления турбиной (турбинные выходные сигналы 133) и выходные сигналы для управления остальной частью системы (системные выходные сигналы 135).
[0057] Турбинные входные сигналы 123 могут включать: температуры на входе в турбину; температуру выхлопных газов турбины и графики температуры на входе. Системные входные сигналы 125 могут включать: графики расширенного диапазона регулирования температуры на входе в компрессор в зависимости от единицы измерения; скорости отбора; температуры отбора; графики температуры на входе; положения регулирующих клапанов; положения предохранительного/запорного клапанов и другие. HMI входные сигналы 127 могут включать: выбор «Нормального» режима ("Normal" Mode) - (Выходные сигналы - Регулирующие клапаны закрыты, Предохранительные клапаны закрыты); или режима «Диапазон регулирования» ("Turndown" Mode) - (Выходные сигналы - Открытие регулирующих клапанов разрешено, Открытие запорных клапанов разрешено).
[0058] На высоком уровне программная логика 129 может быть представлена следующим образом:
Системные выходные сигналы 135 могут включать команды на открытие и закрытие запорного клапана 43 отвода выхлопных газов, запорного клапана 49 выброса и предохранительного запорного клапана 54. Кроме того, системные выходные сигналы могут включать команды по установке положения регулирующего клапана 29 перепуска воздуха из компрессора выше по потоку, регулирующего клапана 31 перепуска воздуха из компрессора ниже по потоку, регулирующего клапана 41 отвода выхлопных газов (EGE) и регулирующей клапан 51 выброса.
[0059] На фиг. 10 представлена блок-схема, иллюстрирующая способ, который может быть осуществлен подсистемой 5 защиты компрессора для снижения нагрузки на газовую турбину 3 с уровня начальной нагрузки (Lstart) до уровня пониженной нагрузки в диапазоне регулирования (Lend). Оператор определяет существующую нагрузку Lstart (блок 151 способа) и требуемую нагрузку Lend (блок 153 способа). Подсистема 11 управления получает данные от датчиков, включая температуру окружающей среды (Та), температуру на входе в компрессор (Ti), угол лопаток IGV (θ), расход отбираемого из компрессора воздуха Q1 и расход отводимых выхлопных газов Q2 (блок 155 способа). Оператор может определить скорость снижения нагрузки ΔL/t от Lstart до Lend. Шаговое снижение нагрузки ΔL (блок 157 способа) может быть определено, и оптимальные Cm/U, Ti и θ могут быть вычислены или определены на основе ограничений Cm/U и предельных уровней выбросов для конкретной газовой турбины (блок 159 способа). На основе этих значений подсистема управления может определить необходимые величины расходов Q1, Q2, Q5 и Q6 для достижения указанных условий, а также входные параметры для подсистемы 55 регулирования температуры 55 (блок 161 способа). Подсистема 11 управления формирует команды для регулирующего клапана 41 EGE и регулирующего клапана 31 перепуска воздуха из компрессора ниже по потоку для достижения необходимых условий для пониженной нагрузки (блок 163 способа). Нагрузка затем уменьшается на ΔL (блок 165 способа). Если нагрузка Lend не была достигнута, тогда процесс повторяется до тех пор, пока нагрузка не достигнет величины Lend (блок 167 способа).
[0060] На фиг. 11 представлена блок-схема, иллюстрирующая способ, который может быть осуществлен подсистемой 5 защиты компрессора для увеличения нагрузки на газовую турбину 3 (плавное возрастание) от начальной нагрузки (Lstart) до уровня повышенной нагрузки в диапазоне регулирования (Lend). Оператор определяет существующую нагрузку Lstart (блок 251 способа) и необходимую нагрузку Lend (блок 253 способа). Подсистема 11 управления получает данные от датчиков, включая температуру окружающей среды (Та), температуру на входе в компрессор (Ti), угол лопаток IGV (θ), расход отбираемого из компрессора воздуха Q1 и расход отводимых выхлопных газов Q2 (блок 255 способа). Оператор может определить скорость увеличения нагрузки ΔL/t от величины Lstart до величины Lend. Шаговое увеличение нагрузки ΔL (блок 257 способа) может быть определено, и оптимальные Cm/U, Ti и θ могут быть вычислены или определены на основе ограничений Cm/U и предельных уровней выбросов для конкретной газовой турбины (блок 259 способа). На основе этих значений подсистема управления может определить необходимые величины расходов Q1, Q2, Q5 и Q6 для достижения указанных условий, а также входные параметры для подсистемы 55 регулирования температуры (блок 263 способа). Подсистема 11 управления формирует команды для регулирующего клапана 41 EGE, регулирующего клапана 31 перепуска воздуха из компрессора ниже по потоку для достижения необходимых условий для повышенной нагрузки (блок 265 способа). Если величина Lend не была достигнута, то процесс повторяется до тех пор, пока нагрузка не достигнет величины Lend. Использование способов, проиллюстрированных на фиг. 10 и 11, дает оператору гибкость в управлении не только начальной и конечной нагрузкой, но также и величиной расхода, при которой изменяется нагрузка, исключая при этом аэромеханические напряжения в компрессоре 13.
[0061] Фиг. 12 иллюстрирует вариант осуществления способа уменьшения нагрузки газовой турбины 3 до пониженной нагрузки в диапазоне регулирования, также с соблюдением норм выбросов, что может быть выполнено подсистемой 7 спящего режима. Оператор определяет текущую нагрузку (L) (блок 271 способа) и требуемую конечную нагрузку (Lend) (блок 273 способа). Оператор может определить шаг изменения нагрузки ΔL (блок 275 способа). Подсистема 11 управления может определить, окажется ли коэффициент расхода на новом уровне нагрузки (Cm/UL-ΔL) ниже, чем коэффициент расхода для ограниченного диапазона регулирования (Cm/UR) (блок 277 способа). Если коэффициент расхода при новом уровне нагрузки окажется ниже, чем коэффициент расхода в ограниченном диапазоне регулирования, тогда подсистема 11 управления вычислит изменение температуры ΔT на входе в компрессор и любое изменение угла IGV лопаток θ, которые необходимы для поддержания коэффициента расхода на более высоком уровне, чем коэффициент расхода для ограниченного диапазона регулирования (блок 279 способа). Подсистема 11 управления затем определяет, будут ли выбросы NOx при новом уровне нагрузки больше, чем соответствующие максимально допустимые уровни NOx. Кроме того, подсистема 11 управления может также определить, будут ли выбросы СО при новом уровне нагрузки больше, чем соответствующие максимально допустимые уровни выбросов СО (блок 281 способа). Если уровни выбросов, рассчитанные для новой нагрузки, превысят допустимые уровни, тогда подсистема управления вычислит изменение в соотношении компонентов топливовоздушной смеси, необходимое, чтобы камера сгорания работала с уровнями выбросов в пределах допустимых норм (блок 283 способа). Подсистема 11 управления может затем изменить нагрузку до нового уровня (блок 285 способа). Подсистема 11 управления может определить, не окажется ли коэффициент расхода при новом уровне нагрузки меньше, чем коэффициент расхода на уровне ограничения (блок 287 способа). Если коэффициент расхода при новом уровне нагрузки окажется меньше коэффициента расхода на уровне ограничения, тогда подсистема 11 управления выдаст команды в подсистему 7 спящего режима на соответствующую корректировку входной температуры (блок 289 способа). Подсистема 11 управления может определить, не превышает ли уровень выбросов NOx предельный уровень выбросов NOx, установленный для системы. Подсистема 11 управления может также определить, не превышает ли уровень выбросов СО предельный уровень выбросов СО, установленный для системы (блок 291 способа). Если выбросы при новом уровне нагрузки превышают приемлемый уровень выбросов, подсистема 11 управления выдаст команды в подсистему 7 спящего режима на корректировку соотношения компонентов топливовоздушной смеси у камеры сгорания 15 так, чтобы выбросы находились в пределах допустимого уровня (блок 293 способа). В газотурбинной системе комбинированного цикла способ может дополнительно включать определение входной температуры для подсистемы 21 котла-утилизатора для новой нагрузки и, если она превышает допустимый предельный уровень температуры, подсистема 11 управления может выдать команды в подсистему 9 изотермы комбинированного цикла на изменение температуры газа, поступающего в котел-утилизатор 21, таким образом, чтобы температуры попадала в приемлемые границы. Использование способа, проиллюстрированного на фиг. 12, дает оператору гибкость в контролировании не только начальной и конечной нагрузки, но также и величины расхода, при которой нагрузка изменяется, позволяя в то же время избежать нарушения предельных уровней выбросов, установленных нормами выбросов.
[0062] Комбинация подсистемы 5 защиты компрессора, подсистемы 7 спящего режима и, в случае газотурбинной системы комбинированного цикла, подсистемы 9 изотермы комбинированного цикла предоставляет оператору системы гибкость в управлении газовой турбиной на очень низких уровнях нагрузки с более высокой эффективностью по сравнению с известными системами. Кроме того, комбинация подсистем предоставляет оператору множество путей по изменению выходной мощности газотурбинной системы 1. Контролируя комбинацию температуры на входе в компрессор, соотношение компонентов топливовоздушной смеси у камеры сгорания 15 и температуру газов на входе в подсистему 21 котла-утилизатора, оператор имеет возможность повысить эффективность газовой турбины 3 и/или комбинированного цикла при данной частичной нагрузке и данной температуре окружающей среды.
[0063] Различные варианты осуществления газотурбинной системы 1 обеспечивают значительные эксплуатационные преимущества для газовой турбины 3. Например, расчеты для типичной газовой турбины 3 показывают, что пределы диапазона регулирования могут быть снижены с диапазона нагрузки между примерно 45% и 60% до диапазона между примерно 10% и 36%, при соблюдении уровней выбросов NOx и СО. Данные уровни нагрузок могут поддерживаться с измеримым воздействием на величину BTU/KWh, требуемую для работы на конкретном уровне нагрузки.
[0064] В настоящем описании приводятся примеры для раскрытия изобретения, включая наилучший вариант его осуществления, чтобы дать возможность любому специалисту в данной области осуществить изобретение на практике, включая изготовление и использование любых устройств или систем и выполнение любого из включенных способов. Объем изобретения определяется его формулой и может охватывать другие примеры, которые могут предложить специалисты в данной области. Подразумевается, что такие примеры находятся в пределах формулы изобретения, если они имеют структурные элементы, которые не отличаются от дословных формулировок формулы изобретения, или если они включат эквивалентные структурные элементы с несущественными отклонениями от дословных формулировок формулы изобретения.
Реферат
Газотурбинная система содержит подсистему защиты компрессора, подсистему спящего режима и подсистему управления, которая управляет подсистемой компрессора и подсистемой спящего режима. При частичных нагрузках на турбинную систему подсистема защиты компрессора поддерживает воздушный поток через компрессор с коэффициентом расхода воздушного потока для частичной нагрузки выше минимального коэффициента расхода, когда в компрессоре возникают аэромеханические напряжения. Поддерживается соотношение компонентов топливовоздушной смеси, при котором компоненты выбросов выхлопных газов из турбины сохраняются ниже заранее заданного уровня выбросов компонента при работе на частичных нагрузках. Технический результат – повышение эффективности в управлении газовой турбиной на низких уровнях нагрузки. 5 н. и 32 з.п. ф-лы, 12 ил.
