RU2841184C2 - Gas turbine system with diffusion-flame combustion and fuel mixing to reduce undesirable emissions - Google Patents
Gas turbine system with diffusion-flame combustion and fuel mixing to reduce undesirable emissions Download PDFInfo
- Publication number
- RU2841184C2 RU2841184C2 RU2024123180A RU2024123180A RU2841184C2 RU 2841184 C2 RU2841184 C2 RU 2841184C2 RU 2024123180 A RU2024123180 A RU 2024123180A RU 2024123180 A RU2024123180 A RU 2024123180A RU 2841184 C2 RU2841184 C2 RU 2841184C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- outlet
- fuel
- combustion chamber
- turbine system
- Prior art date
Links
Abstract
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИAREA OF TECHNOLOGY
[0001] Объект изобретения, описанный в данном документе, относится к газотурбинной системе с диффузионно-пламенным сгоранием и смешиванием топлива для частичного или полного снижения нежелательных выбросов, в частности выбросов NOx и, возможно, выбросов CO и/или CO2, путем регулирования смешивания топлива; регулирование смешивания топлива предпочтительно осуществляется на основе содержания NOx, и/или CO, и/или CO2 в дымовом газе газотурбинной системы. [0001] The subject matter of the invention described in this document relates to a gas turbine system with diffusion flame combustion and fuel mixing for partially or completely reducing undesirable emissions, in particular NOx emissions and possibly CO and/or CO2 emissions, by controlling the fuel mixing; the fuel mixing control is preferably carried out on the basis of the NOx and/or CO and/or CO2 content in the flue gas of the gas turbine system.
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯPREREQUISITES FOR THE CREATION OF THE INVENTION
[0002] В целом газотурбинные двигатели работают путем сжатия окислителя, как правило, воздуха, до высокого давления, сжигания топлива с окислителем для создания потока дымовых газов при высоком давлении и температуре, а затем расширения потока высокотемпературных дымовых газов под высоким давлением через детандер для производства работы и, возможно, для выработки электрической энергии. Как правило, газотурбинные двигатели используют в качестве топлива природный газ, который часто представляет собой преимущественно метан с гораздо меньшими количествами немного более тяжелых углеводородов, таких как этан, пропан и бутан, или сжиженный нефтяной газ, который представляет собой пропан и/или бутан со следами более тяжелых углеводородов. [0002] In general, gas turbine engines operate by compressing an oxidizer, typically air, to high pressure, burning fuel with the oxidizer to produce a high-pressure, high-temperature flue gas stream, and then expanding the high-pressure, high-temperature flue gas stream through an expander to produce work and possibly electrical power. Typically, gas turbine engines use natural gas as a fuel, which is often predominantly methane with much smaller amounts of slightly heavier hydrocarbons such as ethane, propane, and butane, or liquefied petroleum gas, which is propane and/or butane with traces of heavier hydrocarbons.
[0003] Системы сгорания газовых турбин могут быть двух типов: с диффузионным пламенем или с пламенем предварительной смеси. В системах диффузионного сгорания топливо и окислитель (например, воздух) впрыскиваются отдельно в реакционную зону камеры сгорания и осуществляют сгорание, которое является полностью или почти стехиометрическим. Однако, поскольку в системах диффузионного сжигания сгорание полностью или почти стехиометрично, трудно (если вообще возможно) контролировать выбросы NOx, в частности контролировать образование «термических NOx», которые образуются в результате окисления свободного азота в окислителе (например, воздух) или топливе. Термические NOx сильно зависят от стехиометрической адиабатической температуры пламени топлива, которая представляет собой температуру, достигаемую при сжигании стехиометрической смеси топлива и окислителя (например, воздуха) в изолированном сосуде, и в меньшей степени от концентрации кислорода и азота. [0003] Gas turbine combustion systems can be of two types: diffusion flame or premix flame. In diffusion combustion systems, the fuel and oxidizer (e.g., air) are injected separately into the reaction zone of the combustor and produce combustion that is completely or nearly stoichiometric. However, since combustion in diffusion combustion systems is completely or nearly stoichiometric, it is difficult (if not impossible) to control NOx emissions, in particular to control the formation of "thermal NOx" which is formed as a result of oxidation of free nitrogen in the oxidizer (e.g., air) or fuel. Thermal NOx is strongly dependent on the stoichiometric adiabatic flame temperature of the fuel, which is the temperature achieved when a stoichiometric mixture of fuel and oxidizer (e.g., air) is burned in an isolated vessel, and to a lesser extent on the concentration of oxygen and nitrogen.
[0004] В последние десятилетия нормы выбросов стали более строгими, чтобы ограничить вред окружающей среде. Были предприняты попытки ограничить выбросы NOx из систем сжигания с диффузионным пламенем путем добавления воды или пара непосредственно в зону реакции камеры сгорания для снижения температуры пламени. Были предприняты и другие попытки удаления NOx (возможно, также CO и/или CO2) непосредственно из потока дымовых газов; например, выбросы NOx можно снизить путем добавления системы избирательного каталитического восстановления после расширителя газотурбинной системы. [0004] In recent decades, emission standards have become more stringent in an effort to limit environmental damage. Attempts have been made to limit NOx emissions from diffusion flame combustion systems by adding water or steam directly to the reaction zone of the combustion chamber to reduce the flame temperature. Other attempts have been made to remove NOx (and possibly also CO and/or CO2) directly from the flue gas stream; for example, NOx emissions can be reduced by adding a selective catalytic reduction system downstream of the expander of a gas turbine system.
[0005] Однако недавнее ужесточение требований к выбросам привело к внедрению и распространению систем сжигания с предварительным смешиванием, таких как камеры сгорания с сухим низким выбросом NOx (Dry Low NOx, DLN) или сухим с низким уровнем выбросов (Dry Low Emission, DLE). В камерах сгорания с предварительным смешиванием топливо и окислитель (например, воздух) смешиваются перед реакционной зоной камеры сгорания и поэтому как правило оптимизированы для работы с низким уровнем выбросов NOx. Например, из ЕР 2204561А2 известны система и способ смешивания вторичного газа, например, альтернативного газового топлива, такого как водород, этан, бутан, пропан, СПГ и т. д., или инертного газа, такого как азот и диоксид углерода, с основным газовым топливом, в частности природным газом, в камере сгорания газовой турбины DLN. В камерах сгорания этих типов количество смешиваемого водорода ограничено из-за риска нестабильности пламени, поэтому всегда присутствует значительное количество природного газа и, следовательно, выбросы CO и/или CO2 значительны. Следовательно, предварительное сжигание не позволяет достичь полной декарбонизации системы. [0005] However, recent tightening of emission requirements has led to the introduction and distribution of premixed combustion systems, such as Dry Low NOx (DLN) or Dry Low Emission (DLE) combustors. In premixed combustors, fuel and oxidizer (e.g. air) are mixed before the reaction zone of the combustor and are therefore generally optimized for low NOx operation. For example, EP 2204561A2 discloses a system and method for mixing a secondary gas, such as an alternative gas fuel such as hydrogen, ethane, butane, propane, LNG, etc., or an inert gas such as nitrogen and carbon dioxide, with a primary gas fuel, in particular natural gas, in a DLN gas turbine combustor. In these types of combustion chambers, the amount of hydrogen mixed is limited due to the risk of flame instability, so a significant amount of natural gas is always present and therefore CO and/or CO2 emissions are significant. Pre-combustion therefore does not allow for complete decarbonisation of the system.
[0006] Тем не менее, традиционные системы диффузионного сжигания по-прежнему обеспечивают более высокую гибкость использования топлива, более высокую стабильность пламени и более низкие (или даже нулевые) выбросы CO и CO2, чем системы сгорания с предварительно смешанным топливом, даже если они могут иметь проблемы с выбросами NOx, по меньшей мере, ввиду постоянно растущих требований к низким уровням выбросов. [0006] However, traditional diffusion combustion systems still offer greater fuel flexibility, higher flame stability and lower (or even zero) CO and CO2 emissions than premixed combustion systems, even though they may have NOx emission issues, at least in view of the ever-increasing demands for low emissions.
ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
[0007] Было бы желательно иметь газотурбинную систему с диффузионно-пламенным сгоранием, имеющую частично или полностью сниженные нежелательные выбросы, в частности выбросы NOx и, возможно, выбросы CO и/или CO2. [0007] It would be desirable to have a flame diffusion combustion gas turbine system that has partially or completely reduced undesirable emissions, in particular NOx emissions and possibly CO and/or CO2 emissions.
[0008] В частности, требуется предложить решение, которое могло бы обеспечить более высокую гибкость использования топлива, более высокую стабильность пламени и более низкие выбросы CO и/или CO2, чем камеры сгорания с предварительно смешанным топливом, например решение, позволяющее сжигать топливо, содержащее до 100 об.% водорода (и, например, до 0 об.% природного газа или другого вторичного топлива); содержание водорода может составлять, например, 50%, 60%, 70%, 80% или 90% и даже может меняться со временем по разным причинам. [0008] In particular, it is required to provide a solution that could provide greater flexibility in the use of fuel, greater flame stability and lower CO and/or CO2 emissions than pre-mixed fuel combustors, such as a solution that allows the combustion of fuel containing up to 100 vol.% hydrogen (and, for example, up to 0 vol.% natural gas or other secondary fuel); the hydrogen content may be, for example, 50%, 60%, 70%, 80% or 90% and may even change over time for various reasons.
[0009] В частности, требуется предложить решение, которое можно было бы легко применить даже к уже установленным и работающим газотурбинным системам, чтобы эти системы могли соответствовать более строгим требованиям по выбросам. [0009] In particular, there is a need to provide a solution that can be easily applied even to already installed and operating gas turbine systems so that these systems can comply with more stringent emission requirements.
[0010] Согласно одному аспекту объект, описанный в настоящем документе, относится к газотурбинной системе с компрессорной секцией, выполненной с возможностью сжатия потока окислителя и обеспечения потока сжатого окислителя в секции камеры сгорания, в которых газовая смесь топливного газа и инертного газа дополнительно подается отдельно от окислителя. Секция камеры сгорания выполнена с возможностью диффузионно-пламенного сжигания топлива и окислителя в камере сгорания и обеспечения подачи дымовых газов в турбинную секцию, выполненную с возможностью расширения потока дымовых газов и выпуска расширенного потока дымовых газов на выходе из турбины. Газотурбинная система также имеет блок смешивания, выполненный с возможностью смешивания, по меньшей мере, топливного газа и инертного газа и подачи газовой смеси в секцию камеры сгорания с соотношением смешивания, зависящим от содержания дымового газа, например, в зависимости от содержания NOx и/или CO и/или CO2 в дымовом газе. Блок смешивания выполнен с возможностью смешивания топливного газа и инертного газа под управлением блока управления, который выполнен с возможностью управления работой газотурбинной системы. [0010] According to one aspect, the subject matter described herein relates to a gas turbine system with a compressor section configured to compress an oxidizer stream and provide the compressed oxidizer stream to sections of a combustion chamber, in which a gas mixture of a fuel gas and an inert gas is further supplied separately from the oxidizer. The combustion chamber section is configured to flame-diffusion combust the fuel and the oxidizer in the combustion chamber and to supply flue gases to a turbine section configured to expand the flue gas stream and release the expanded flue gas stream at the turbine outlet. The gas turbine system also has a mixing unit configured to mix at least the fuel gas and the inert gas and supply the gas mixture to the combustion chamber section with a mixing ratio dependent on the flue gas content, for example, dependent on the NOx and/or CO and/or CO2 content in the flue gas. The mixing unit is designed with the possibility of mixing fuel gas and inert gas under the control of a control unit, which is designed with the possibility of controlling the operation of the gas turbine system.
[0011] С учетом возможной модернизации такая инновационная газотурбинная система особенно подходит для сжигания воздуха с водородом или газовой смеси, содержащей водород; предпочтительно, чтобы инертный газ представлял собой азот или содержал преимущественно азот, поскольку он легко доступен и недорог. [0011] Taking into account possible modernization, such an innovative gas turbine system is particularly suitable for the combustion of air with hydrogen or a gas mixture containing hydrogen; preferably, the inert gas is nitrogen or contains predominantly nitrogen, since it is readily available and inexpensive.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВBRIEF DESCRIPTION OF GRAPHIC MATERIALS
[0012] Описанные варианты осуществления изобретения и многие сопутствующие ему преимущества можно более полно оценить и понять в ходе изучения следующего подробного описания, рассматриваемого в связи с прилагаемыми графическими материалами, причем: [0012] The embodiments of the invention described and many of the attendant advantages thereof may be more fully appreciated and understood by reading the following detailed description taken in conjunction with the accompanying drawings, wherein:
На Фиг. 1 показана упрощенная схема варианта осуществления газотурбинной системы со смешиванием топлива и системой непрерывного мониторинга выбросов (Continuous Emissions Monitoring System, CEMS),Fig. 1 shows a simplified diagram of an embodiment of a gas turbine system with fuel mixing and a continuous emissions monitoring system (CEMS),
на Фиг. 2 показана упрощенная схема другого варианта осуществления газотурбинной системы со смешиванием топлива и системой мониторинга прогнозируемых выбросов (Predictive Emissions Monitoring System, PEMS), иFig. 2 shows a simplified diagram of another embodiment of a gas turbine system with fuel mixing and a Predictive Emissions Monitoring System (PEMS), and
на Фиг. 3 показана упрощенная схема другого варианта осуществления газотурбинной системы с системой смешивания топлива и системой мониторинга прогнозируемых выбросов (PEMS) на этапе обучения в сочетании с системой непрерывного мониторинга выбросов (CEMS).Fig. 3 shows a simplified diagram of another embodiment of a gas turbine system with a fuel mixing system and a predictive emissions monitoring system (PEMS) in the learning phase in combination with a continuous emissions monitoring system (CEMS).
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF IMPLEMENTATION OPTIONS
[0013] Согласно одному аспекту описанный в настоящем документе предмет относится к газотурбинной системе с диффузионно-пламенным сгоранием, которая позволяет снизить нежелательные выбросы, в частности выбросы NOx и, возможно, выбросы CO и/или CO2, путем смешивания топливного газа, например водорода с инертным газом, например, азотом, и, возможно, с дополнительным топливным газом, например, природным газом. Количество топливного газа, инертного газа и дополнительного топливного газа в газовой смеси контролируется блоком управления, который регулирует открытие и закрытие впускных клапанов, подающих газы в узел смешения. Смесительный блок генерирует газовую смесь, подлежащую сжиганию, вместе с окислителем, например воздухом, в диффузионно-пламенной камере сгорания газовой турбины с образованием дымовых газов, которые расширяются в детандере газовой турбины, как правило для приведение в действие оборудования, механически соединенного с газовой турбиной, например компрессора или электрогенератора; затем дымовой газ может быть выпущен в атмосферу. Чтобы поддерживать низкий уровень нежелательных выбросов (например, вредных выбросов), система снабжена системой непрерывного мониторинга выбросов, как правило состоящей из набора датчиков, или системой мониторинга прогнозируемых выбросов, как правило состоящей из аппаратного и/или программного анализатора, которые соответственно измеряют или прогнозируют количество NOx и/или CO и/или CO2 в расширенном дымовом газе и передают это значение(-я) в блок управления, который контролирует содержание газовой смеси на основе измеренного(-ых) или прогнозируемого(-ых) значения(-ий). [0013] According to one aspect, the subject matter described herein relates to a flame diffusion combustion gas turbine system that reduces undesirable emissions, in particular NOx emissions and possibly CO and/or CO2 emissions, by mixing a fuel gas, such as hydrogen, with an inert gas, such as nitrogen, and possibly an additional fuel gas, such as natural gas. The amount of fuel gas, inert gas, and additional fuel gas in the gas mixture is controlled by a control unit that regulates the opening and closing of inlet valves that feed gases to a mixing unit. The mixing unit generates a gas mixture to be combusted together with an oxidizer, such as air, in a flame diffusion combustor of a gas turbine to form flue gases that are expanded in an expander of the gas turbine, typically to drive equipment mechanically connected to the gas turbine, such as a compressor or an electric generator; the flue gas can then be released into the atmosphere. In order to maintain a low level of unwanted emissions (e.g. harmful emissions), the system is provided with a continuous emission monitoring system, typically consisting of a set of sensors, or a predictive emission monitoring system, typically consisting of a hardware and/or software analyzer, which respectively measure or predict the amount of NOx and/or CO and/or CO2 in the expanded flue gas and transmit this value(s) to the control unit, which controls the content of the gas mixture based on the measured or predicted value(s).
[0014] Ниже будут даны подробные ссылки на варианты осуществления описания, примеры которых показаны на чертежах. Примеры и чертежи представлены для пояснения описания и не должны быть истолкованы как его ограничение. В сущности, специалистам в данной области должно быть очевидно, что в рамках настоящего описания можно создавать различные модификации и вариации без отступления от объема или сущности описания. В последующем описании аналогичные ссылочные позиции используются для иллюстрации фигур вариантов осуществления для обозначения элементов, выполняющих одинаковые или подобные функции. Более того, для ясности иллюстрации некоторые ссылки могут не повторяться на всех фигурах. [0014] Reference will now be made in detail to embodiments of the description, examples of which are shown in the drawings. The examples and drawings are provided to explain the description and are not to be construed as limiting it. In fact, it will be obvious to those skilled in the art that various modifications and variations can be made within the scope of the present description without departing from the scope or spirit of the description. In the following description, the same reference numerals are used to illustrate the figures of the embodiments to indicate elements that perform the same or similar functions. Moreover, for clarity of illustration, some references may not be repeated in all figures.
[0015] На фигуре 1 показана упрощенная схема варианта осуществления газотурбинной системы с диффузионно-пламенным сжиганием и смешением топлива, как правило обозначенного ссылочной позицией 1000. Газотурбинная система 1000 содержит компрессорную секцию 10 компрессора, камеру 20 сгорания и секцию 30 турбины. Как правило секция 10 компрессора и секция 30 турбины механически соединены валом 34; предпочтительно, вал 34 дополнительно механически соединен с приводным оборудованием 35, например компрессором или электрогенератором. [0015] Figure 1 shows a simplified diagram of an embodiment of a gas turbine system with diffusion flame combustion and fuel mixing, typically designated by the reference numeral 1000. The gas turbine system 1000 includes a compressor section 10 of a compressor, a combustion chamber 20 and a turbine section 30. Typically, the compressor section 10 and the turbine section 30 are mechanically connected by a shaft 34; preferably, the shaft 34 is further mechanically connected to a drive equipment 35, such as a compressor or an electric generator.
[0016] Секция 10 компрессора имеет вход 11 компрессора и выход 12 компрессора и выполнена с возможностью приема потока несжатого окислителя на входе компрессора, предпочтительно воздуха, более предпочтительно окружающего воздуха при атмосферном давлении для сжатия окислителя, например, через одну или более ступеней компрессора и обеспечения потока сжатого окислителя на выходе 12 компрессора. Как будет очевидно из нижеследующего, поток сжатого окислителя затем подается в секцию 20 камеры сгорания газотурбинной системы 1000. [0016] The compressor section 10 has a compressor inlet 11 and a compressor outlet 12 and is configured to receive a stream of uncompressed oxidizer at the compressor inlet, preferably air, more preferably ambient air at atmospheric pressure, to compress the oxidizer, for example, through one or more compressor stages and provide a stream of compressed oxidizer at the compressor outlet 12. As will be apparent from the following, the stream of compressed oxidizer is then fed to the combustion chamber section 20 of the gas turbine system 1000.
[0017] Секция 20 сгорания имеет вход 21 камеры сгорания и выход 22 камеры сгорания и выполнена с возможностью приема потока сжатого окислителя из секции 10 компрессора, в частности, из выхода 12 компрессора; другими словами, вход 21 камеры сгорания соединен по текучей среде с выходом 12 компрессора. Секция 20 камеры сгорания выполнена с возможностью диффузионно-пламенного сжигания топлива и окислителя в камере сгорания: камера сгорания соединена по текучей среде с входом 21 камеры сгорания, принимающим сжатый окислитель, и с трубопроводом 23 подачи топлива, принимающим топливо; как будет более подробно объяснено ниже, топливо, поступающее в камеру сгорания, представляет собой газовую смесь топливного газа и инертного газа. Сгорание, осуществляемое в секции 20 камеры сгорания, генерирует поток дымовых газов, который подается на выходе 22 камеры сгорания. [0017] The combustion section 20 has a combustion chamber inlet 21 and a combustion chamber outlet 22 and is configured to receive a stream of compressed oxidizer from the compressor section 10, in particular from the compressor outlet 12; in other words, the combustion chamber inlet 21 is in fluid communication with the compressor outlet 12. The combustion chamber section 20 is configured to perform flame diffusion combustion of fuel and oxidizer in the combustion chamber: the combustion chamber is in fluid communication with the combustion chamber inlet 21 receiving the compressed oxidizer and with the fuel supply line 23 receiving the fuel; as will be explained in more detail below, the fuel entering the combustion chamber is a gas mixture of fuel gas and inert gas. The combustion performed in the combustion chamber section 20 generates a stream of flue gases, which is supplied to the combustion chamber outlet 22.
[0018] Выход 22 камеры сгорания соединен по текучей среде с турбинной секцией 30. Секция 30 турбины имеет вход 31 турбины и выход 32 турбины и предназначена для расширения потока дымовых газов, например, через одну или более ступеней расширения, и для выпуска расширенного потока дымовых газов на выходе 32 турбины, что как правило попадает в атмосферу. [0018] The outlet 22 of the combustion chamber is in fluid communication with the turbine section 30. The turbine section 30 has a turbine inlet 31 and a turbine outlet 32 and is designed to expand the flue gas stream, such as through one or more expansion stages, and to release the expanded flue gas stream at the turbine outlet 32, which typically escapes into the atmosphere.
[0019] Как уже объяснялось выше, секция 20 камеры сгорания выполнена с возможностью приема газовой смеси, состоящей по меньшей мере из топливного газа и инертного газа: газотурбинная система 1000 дополнительно содержит смесительный блок 50, выполненный с возможностью смешивания топливного газа и инертного газа и подачи газовой смеси в секцию 20 камеры сгорания. Смесительный блок 50 имеет по меньшей мере вход 51 для топливного газа, вход 52 для инертного газа и выход 54 для газовой смеси, при этом выход 54 для газовой смеси соединен по текучей среде с трубопроводом 23 подачи топлива секции 20 камеры сгорания для подачи газовой смесь в секцию 20 сгорания. В частности, смесительный блок 50 расположен перед секцией 20 камеры сгорания. [0019] As already explained above, the combustion chamber section 20 is configured to receive a gas mixture consisting of at least a fuel gas and an inert gas: the gas turbine system 1000 further comprises a mixing unit 50 configured to mix the fuel gas and the inert gas and to supply the gas mixture to the combustion chamber section 20. The mixing unit 50 has at least an inlet 51 for the fuel gas, an inlet 52 for the inert gas and an outlet 54 for the gas mixture, wherein the outlet 54 for the gas mixture is fluidly connected to the fuel supply line 23 of the combustion chamber section 20 for supplying the gas mixture to the combustion section 20. In particular, the mixing unit 50 is located in front of the combustion chamber section 20.
[0020] Согласно предпочтительному варианту осуществления топливный газ может представлять собой, например, водород или газовую смесь, содержащую преимущественно водород, например, содержащую по меньшей мере 90% водорода (в зависимости, например, от чистоты водорода, подаваемого в смесительный блок 50). Согласно предпочтительному варианту осуществления инертный газ может содержать азот, и/или диоксид углерода, и/или аргон, и/или гелий, и/или их смесь; не следует исключать, что H2O может использоваться в качестве «инертного газа» (либо отдельно, либо в сочетании с одним или более другими инертными газами), несмотря на меньшую «инертность», предпочтительно в форме пара, небулизированной воды или распыленной воды; предпочтительно инертный газ представляет собой азот или содержит преимущественно азот, например содержит по меньшей мере 90% азота (в зависимости, например, от чистоты азота, подаваемого в смесительный блок 50). Например, инертным газом может быть азот, поступающий из воздухоразделительной установки (ВРУ). При использовании водорода или газовой смеси, содержащей преимущественно водород, в качестве топливного газа выбросы CO и CO2 чрезвычайно низки (если не равны нулю); это не так, если в качестве топлива альтернативно используется природный газ, или аммиак, или сжиженный нефтяной газ, или биотопливо, или электротопливо, или синтез-газ. [0020] According to a preferred embodiment, the fuel gas may be, for example, hydrogen or a gas mixture containing predominantly hydrogen, for example containing at least 90% hydrogen (depending, for example, on the purity of the hydrogen supplied to the mixing unit 50). According to a preferred embodiment, the inert gas may comprise nitrogen and/or carbon dioxide and/or argon and/or helium and/or a mixture thereof; it should not be excluded that H 2 O may be used as an "inert gas" (either alone or in combination with one or more other inert gases), despite being less "inert", preferably in the form of steam, nebulized water or atomized water; preferably, the inert gas is nitrogen or contains predominantly nitrogen, for example containing at least 90% nitrogen (depending, for example, on the purity of the nitrogen supplied to the mixing unit 50). For example, the inert gas may be nitrogen from an air separation unit (ASU). When hydrogen or a gas mixture containing predominantly hydrogen is used as a fuel gas, the CO and CO2 emissions are extremely low (if not zero); this is not the case if natural gas, or ammonia, or liquefied petroleum gas, or biofuels, or electrofuels, or syngas are used as an alternative fuel.
[0021] Существует очень много возможностей состава топливно-газовой смеси. Согласно первой возможности, газовая смесь, подаваемая в секцию 20 сгорания в определенное время, может содержать, например, по существу приблизительно 60 об.% водорода и, например, приблизительно 40 об.% азота; предпочтительно, такой состав газовой смеси не позволяет образовываться в дымовых газах ни CO, ни CO2, поскольку основным продуктом этого сгорания является H2О. Также следует отметить, что, как правило, если содержание инертных веществ в газовой смеси увеличивается, может наблюдаться положительный эффект на выходную мощность газотурбинной системы 1000, поскольку массовый расход при расширении в секции 30 турбины увеличивается (инертный газ нагревается в секции камеры 20 сгорания и может расширяться в секции 30 турбины), в то время как массовый расход при сжатии не изменяется (количество окислителя, сжимаемого секцией 10 сжатия, не меняется, поскольку инертный газ не влияет на реакцию горения). В соответствии с конкретными условиями эксплуатации, если водорода недостаточно, содержание водорода в газовой смеси может быть менее чем, например, 60% (например, когда водород получают из возобновляемых источников, в частности из периодически возобновляемых источников), и к газовой смеси может быть добавлен дополнительный топливный газ, как это будет более подробно объяснено ниже. В соответствии с другими конкретными условиями эксплуатации, например при запуске турбины, к газовой смеси может быть добавлен дополнительный топливный газ (или даже полностью заменен водород), как это будет более подробно объяснено ниже. Следует отметить, что, как правило, состав смеси топливного газа может не всегда быть одинаковым по разным причинам (включая то, что состав контролируется блоком управления) и может варьироваться от одного варианта осуществления к другому. [0021] There are very many possibilities for the composition of the fuel-gas mixture. According to a first possibility, the gas mixture supplied to the combustion section 20 at a certain time can contain, for example, substantially approximately 60 vol.% hydrogen and, for example, approximately 40 vol.% nitrogen; preferably, such a composition of the gas mixture does not allow either CO or CO2 to be formed in the flue gases, since the main product of this combustion is H 2 O. It should also be noted that, as a rule, if the content of inert substances in the gas mixture is increased, a positive effect on the output power of the gas turbine system 1000 can be observed, since the mass flow during expansion in the turbine section 30 increases (the inert gas is heated in the section of the combustion chamber 20 and can expand in the turbine section 30), while the mass flow during compression does not change (the amount of oxidizer compressed by the compression section 10 does not change, since the inert gas does not affect the combustion reaction). According to specific operating conditions, if there is insufficient hydrogen, the hydrogen content of the gas mixture may be less than, for example, 60% (for example, when hydrogen is obtained from renewable sources, in particular from intermittently renewable sources), and additional fuel gas may be added to the gas mixture, as will be explained in more detail below. According to other specific operating conditions, such as when starting the turbine, additional fuel gas may be added to the gas mixture (or even completely replaced by hydrogen), as will be explained in more detail below. It should be noted that, as a rule, the composition of the fuel gas mixture may not always be the same for various reasons (including the fact that the composition is controlled by the control unit) and may vary from one embodiment to another.
[0022] Как показано на фиг. 1–3, смесительный блок 50, 150, 250 может дополнительно содержать дополнительный вход 53, 153, 253 для топливного газа; например, дополнительный топливный газ может содержать природный газ, и/или аммиак, и/или СНГ (сжиженный нефтяной газ), и/или биотопливо (т. е. топливо, произведенное из биомассы), и/или электротопливо (т. е. топливо, произведенное с использованием электроэнергии, произведенной без ископаемого топлива, или электроэнергии, полученной из возобновляемых источников), и/или синтез-газ (т. е. газовая смесь, состоящая в основном из водорода и оксида углерода), и/или CO. Дополнительный топливный газ может быть смешан с топливным газом и инертным газом в смесительном блоке 50, 150, 250, и полученная газовая смесь может подаваться на выход 54, 154, 254 газовой смеси смесительного блока 50, 150, 250. Использование дополнительного топливного газа может быть выгодным, особенно во время запуска газотурбинной системы 1000, 2000, 3000. Например, CO может реагировать с O2 по следующей реакции: [0022] As shown in Fig. 1-3, the mixing unit 50, 150, 250 may further comprise an additional inlet 53, 153, 253 for fuel gas; for example, the additional fuel gas may comprise natural gas and/or ammonia and/or LPG (liquefied petroleum gas) and/or biofuel (i.e., fuel produced from biomass) and/or electrofuel (i.e., fuel produced using electricity generated without fossil fuels or electricity obtained from renewable sources) and/or synthesis gas (i.e., a gas mixture consisting primarily of hydrogen and carbon monoxide) and/or CO. The additional fuel gas may be mixed with the fuel gas and the inert gas in the mixing unit 50, 150, 250, and the resulting gas mixture may be fed to the gas mixture outlet 54, 154, 254 of the mixing unit 50, 150, 250. The use of the additional fuel gas may be advantageous, especially during the start-up of the gas turbine system 1000, 2000, 3000. For example, CO may react with O2 according to the following reaction:
2СО + О2 → 2СО2.2CO + O2 → 2CO2.
[0023] С неограничивающей ссылкой на фиг. 1-3, газотурбинная система 1000, 2000 и 3000 дополнительно содержит блок 40, 140, 240 управления, выполненный с возможностью управления работой газотурбинной системы, в частности, для управления открытием и закрытием клапана регулирования топливного газа, клапана регулирования инертного газа и дополнительного клапана регулирования топливного газа (если предусмотрен дополнительный топливный газ) смесительного узла 50, 150, 250. Блок 50, 150, 250 смешения генерирует газовую смесь под управлением блока 40, 140, 240 управления. Как будет очевидно из нижеследующего, содержание дымового газа, например содержание NOx, и/или содержание CO, и/или содержание CO2, на выходе 32, 132, 232 турбины измеряется и/или прогнозируется и подается в блок 40, 140, 240 управления. Предпочтительно, блок 40 управления регулирует открытие и закрытие регулирующих клапанов в зависимости от измеренного/прогнозируемого содержания дымового газа. Другими словами, газовая смесь имеет соотношение смешивания, зависящее от измеренного/расчетного содержания дымового газа. [0023] With non-limiting reference to Fig. 1-3, the gas turbine system 1000, 2000 and 3000 further comprises a control unit 40, 140, 240 configured to control the operation of the gas turbine system, in particular to control the opening and closing of the fuel gas control valve, the inert gas control valve and the additional fuel gas control valve (if additional fuel gas is provided) of the mixing unit 50, 150, 250. The mixing unit 50, 150, 250 generates a gas mixture under the control of the control unit 40, 140, 240. As will be apparent from the following, the flue gas content, such as the NOx content and/or the CO content and/or the CO2 content, at the turbine outlet 32, 132, 232 is measured and/or predicted and fed to the control unit 40, 140, 240. Preferably, the control unit 40 regulates the opening and closing of the control valves depending on the measured/predicted flue gas content. In other words, the gas mixture has a mixing ratio depending on the measured/calculated flue gas content.
[0024] На фиг. 1 показан вариант осуществления газотурбинной системы 1000, дополнительно содержащий систему непрерывного мониторинга выбросов (CEMS) 70, которая соединена по текучей среде с выходом 32 турбины и выполнена с возможностью определения по меньшей мере параметра потока расширенного дымового газа на выходе 32 турбины. Как правило, как уже упоминалось, система 70 непрерывного мониторинга выбросов состоит из набора датчиков, которые могут измерять один или более параметров, подлежащих контролю. Преимущественно система 70 непрерывного мониторинга выбросов может измерять количество NOx в расширенном потоке дымовых газов и/или количество CO в расширенном потоке дымовых газов и/или количество CO2 в расширенном потоке дымовых газов. Система 70 непрерывного мониторинга выбросов может передавать параметр(-ы) в блок 40 управления, который управляет работой газотурбинной системы 1000 на основе измеренного(-ых) параметра(-ов), предпочтительно, исходя по меньшей мере из количества NOx в расширенном потоке дымовых газов и/или количества CO в расширенном потоке дымовых газов и/или количества CO2 в расширенном потоке дымовых газов; в частности, как уже упоминалось, блок 40 управления может управлять открытием и закрытием регулирующих клапанов на основе параметра(-ов), обнаруженного(-ых) системой 70 непрерывного мониторинга выбросов. [0024] Fig. 1 shows an embodiment of a gas turbine system 1000, further comprising a continuous emissions monitoring system (CEMS) 70, which is fluidly coupled to the turbine outlet 32 and is configured to determine at least a parameter of the expanded flue gas flow at the turbine outlet 32. Typically, as already mentioned, the continuous emissions monitoring system 70 consists of a set of sensors that can measure one or more parameters to be monitored. Advantageously, the continuous emissions monitoring system 70 can measure an amount of NOx in the expanded flue gas flow and/or an amount of CO in the expanded flue gas flow and/or an amount of CO2 in the expanded flue gas flow. The continuous emission monitoring system 70 can transmit parameter(s) to the control unit 40, which controls the operation of the gas turbine system 1000 based on the measured parameter(s), preferably based on at least the amount of NOx in the expanded flue gas stream and/or the amount of CO in the expanded flue gas stream and/or the amount of CO2 in the expanded flue gas stream; in particular, as already mentioned, the control unit 40 can control the opening and closing of the control valves based on the parameter(s) detected by the continuous emission monitoring system 70.
[0025] Предпочтительно, газотурбинная система 1000 может дополнительно содержать приборы, в частности датчики, которые измеряют другие параметры (эти приборы также могут быть полностью или частично интегрированы в смесительный узел и/или компрессорную секцию, и/или секцию камеры сгорания, и/или турбинную секцию), такие как: [0025] Preferably, the gas turbine system 1000 may further comprise devices, in particular sensors, that measure other parameters (these devices may also be fully or partially integrated into the mixing unit and/or the compressor section and/or the combustion chamber section and/or the turbine section), such as:
- давление и температура окружающей среды; и/или- ambient pressure and temperature; and/or
- температура расширившихся дымовых газов; и/или- temperature of the expanded flue gases; and/or
- относительная влажность окружающей среды; и/или- relative humidity of the environment; and/or
- перепад давления между входом 11 компрессора и давлением окружающей среды и/или- pressure difference between compressor inlet 11 and ambient pressure and/or
- перепад давления между выходом 32 турбины и давлением окружающей среды и/или- the pressure difference between the turbine outlet 32 and the ambient pressure and/or
- давление и температура окислителя (например, воздуха) на выходе 12 компрессора; и/или- pressure and temperature of the oxidizer (e.g. air) at the compressor outlet 12; and/or
- температура пламени; и/или- flame temperature; and/or
- стабильность и динамика пламени; и/или- flame stability and dynamics; and/or
- состав и свойства топлива (давление, температура, низшая теплотворная способность (Lower Heating Value, LHV), модифицированное число Воббе (Modified Wobbe Index, MWI), степень воспламеняемости…).- fuel composition and properties (pressure, temperature, lower heating value (LHV), modified Wobbe Index (MWI), flammability index, etc.).
[0026] Предпочтительно, один или более из этих других параметров могут быть переданы в блок 40 управления, который может учитывать их для управления работой газотурбинной системы 1000, в частности, выполняя компромисс между количеством нежелательных выбросов (например, NOx и/или CO и/или CO2) и производительностью газовой турбины. Преимущественно, блок 40 управления может также управлять работой газотурбинной системы 1000, принимая во внимание явление старения газотурбинной системы и/или механическое разрушение/износ компонентов горячего газа (т. е. компонентов газовой турбины, которые подвергаются воздействию высокотемпературных потоков), например, на основе прогнозов и карт производительности газовой турбины. Следует отметить, что блок 40 управления может быть дополнительно подключен к анализатору 60 топливного газа, соединенному по текучей среде с выходом 54 газовой смеси, который может передавать информацию о газовой смеси на выходе 54 газовой смеси; например, анализатор 60 топливного газа может измерять состав и свойства, указанные выше. Предпочтительно, блок 40 управления дополнительно контролирует содержание газовой смеси на основе информации, предоставляемой анализатором 60 топливного газа. [0026] Preferably, one or more of these other parameters can be transmitted to the control unit 40, which can take them into account to control the operation of the gas turbine system 1000, in particular, performing a trade-off between the amount of undesirable emissions (e.g., NOx and/or CO and/or CO2) and the performance of the gas turbine. Advantageously, the control unit 40 can also control the operation of the gas turbine system 1000, taking into account the aging phenomenon of the gas turbine system and/or the mechanical destruction/wear of hot gas components (i.e., gas turbine components that are exposed to high-temperature flows), for example, based on forecasts and maps of the performance of the gas turbine. It should be noted that the control unit 40 can be further connected to a fuel gas analyzer 60, fluidly connected to the gas mixture outlet 54, which can transmit information about the gas mixture at the gas mixture outlet 54; for example, the fuel gas analyzer 60 can measure the composition and properties indicated above. Preferably, the control unit 40 additionally monitors the content of the gas mixture based on the information provided by the fuel gas analyzer 60.
[0027] На фиг. 2 показан другой вариант осуществления газотурбинной системы 2000, который аналогичен варианту осуществления, показанному на фиг. 1, и отличается по меньшей мере тем, что параметр(-ы) расширенного потока дымовых газов на выходе 132 турбины прогнозируется(-ются), а не измеряется(-ются). Газотурбинная система дополнительно содержит систему 180 мониторинга прогнозируемых выбросов, которая получает информацию о газовой смеси на выходе 154 газовой смеси смесительного узла 150. В частности, система 180 мониторинга прогнозируемых выбросов может быть выполнена с возможностью получения, по меньшей мере, коэффициента смешивания (например, топлива и инертного газа) или содержания газовой смеси (например, топлива, инертного газа и дополнительного топлива) на выходе 154 газовой смеси узла смешивания 150. Предпочтительно, информация о газовой смеси (в частности, о ее составе) передается в систему 180 мониторинга прогнозируемых выбросов блоком 140 управления, который соединен с анализатором 160 топливного газа, соединенным по текучей среде с выходом 154 газовой смеси; другими словами, анализатор 160 топливного газа выполнен с возможностью передавать информацию о газовой смеси (в частности, о ее фактическом содержании) в блок 140 управления на выходе 154. Предпочтительно, система 180 мониторинга прогнозируемых выбросов также может быть выполнена с возможностью приема информации о температуре и/или давлении газовой смеси на выходе 154 газовой смеси, при этом температура и/или давление измеряются анализатором топливного газа 160 и подаются в блок 140 управления. [0027] Fig. 2 shows another embodiment of a gas turbine system 2000 that is similar to the embodiment shown in Fig. 1 and differs at least in that the expanded flue gas flow parameter(s) at the turbine outlet 132 is(are) predicted rather than measured. The gas turbine system further comprises a predictive emissions monitoring system 180 that receives information about the gas mixture at the gas mixture outlet 154 of the mixing unit 150. In particular, the predictive emissions monitoring system 180 can be configured to receive at least a mixing ratio (for example, fuel and inert gas) or a content of the gas mixture (for example, fuel, inert gas and additional fuel) at the gas mixture outlet 154 of the mixing unit 150. Preferably, the information about the gas mixture (in particular, about its composition) is transmitted to the predictive emissions monitoring system 180 by the control unit 140, which is connected to the fuel gas analyzer 160, fluidly connected to the gas mixture outlet 154; in other words, the fuel gas analyzer 160 is configured to transmit information about the gas mixture (in particular, about its actual content) to the control unit 140 at the output 154. Preferably, the predicted emissions monitoring system 180 can also be configured to receive information about the temperature and/or pressure of the gas mixture at the gas mixture output 154, wherein the temperature and/or pressure are measured by the fuel gas analyzer 160 and fed to the control unit 140.
[0028] Система 180 мониторинга прогнозируемых выбросов выполнена с возможностью прогнозирования, по меньшей мере, параметра потока расширенного дымового газа на выходе 32 турбины, в частности, на основе полученной информации о газовой смеси. Преимущественно система 180 мониторинга прогнозируемых выбросов может прогнозировать количество NOx в расширенном потоке дымовых газов и/или количество CO в расширенном потоке дымовых газов и/или количество CO2 в расширенном потоке дымовых газов. [0028] The predicted emissions monitoring system 180 is configured to predict at least a parameter of the expanded flue gas flow at the turbine outlet 32, in particular, based on the received information about the gas mixture. Advantageously, the predicted emissions monitoring system 180 can predict the amount of NOx in the expanded flue gas flow and/or the amount of CO in the expanded flue gas flow and/or the amount of CO2 in the expanded flue gas flow.
Система 180 мониторинга прогнозируемых выбросов может передавать параметр(-ы) в блок 140 управления, который управляет работой газотурбинной системы 2000 на основе прогнозируемого(-ых) параметра(-ов), предпочтительно, исходя по меньшей мере из количества NOx в расширенном потоке дымовых газов и/или количества CO в расширенном потоке дымовых газов и/или количества CO2 в расширенном потоке дымовых газов; в частности, как уже упоминалось, блок 140 управления может управлять открытием и закрытием регулирующих клапанов на основе параметра(-ов), прогнозируемого(-ых) системой 180 мониторинга прогнозируемых выбросов.The predicted emissions monitoring system 180 may transmit the parameter(s) to the control unit 140, which controls the operation of the gas turbine system 2000 based on the predicted parameter(s), preferably based on at least the amount of NOx in the expanded flue gas stream and/or the amount of CO in the expanded flue gas stream and/or the amount of CO2 in the expanded flue gas stream; in particular, as already mentioned, the control unit 140 may control the opening and closing of the control valves based on the parameter(s) predicted by the predicted emissions monitoring system 180.
[0029] Предпочтительно, газотурбинная система 2000 может дополнительно содержать приборы, в частности датчики, которые измеряют другие параметры (эти приборы также могут быть полностью или частично интегрированы в смесительный узел и/или компрессорную секцию, и/или секцию камеры сгорания, и/или турбинную секцию), такие как: [0029] Preferably, the gas turbine system 2000 may further comprise devices, in particular sensors, that measure other parameters (these devices may also be fully or partially integrated into the mixing unit and/or the compressor section and/or the combustion chamber section and/or the turbine section), such as:
- давление и температура окружающей среды; и/или- ambient pressure and temperature; and/or
- температура расширившихся дымовых газов; и/или- temperature of the expanded flue gases; and/or
- относительная влажность окружающей среды; и/или- relative humidity of the environment; and/or
- перепад давления между входом 11 компрессора и давлением окружающей среды и/или- pressure difference between compressor inlet 11 and ambient pressure and/or
- перепад давления между выходом 32 турбины и давлением окружающей среды и/или- the pressure difference between the turbine outlet 32 and the ambient pressure and/or
- давление и температура окислителя (например, воздуха) на выходе 12 компрессора; и/или- pressure and temperature of the oxidizer (e.g. air) at the compressor outlet 12; and/or
- температура пламени; и/или- flame temperature; and/or
- стабильность и динамика пламени; и/или- flame stability and dynamics; and/or
- состав и свойства топлива (давление, температура, низшая теплотворная способность (Lower Heating Value, LHV), модифицированное число Воббе (Modified Wobbe Index, MWI), степень воспламеняемости…).- fuel composition and properties (pressure, temperature, lower heating value (LHV), modified Wobbe Index (MWI), flammability index, etc.).
[0030] Предпочтительно, один или более из этих других параметров могут быть переданы в блок 140 управления, который может учитывать их для управления работой газотурбинной системы 2000, в частности, осуществляя компромисс между количеством нежелательных выбросов (например, NOx и/или CO и/или CO2) и производительностью газовой турбины. Преимущественно, блок 140 управления может также управлять работой газотурбинной системы 2000, принимая во внимание явление старения газотурбинной системы и/или механическое разрушение/износ компонентов горячего газа (т. е. компонентов газовой турбины, которые подвергаются воздействию высокотемпературных потоков), например, на основе прогнозов и карт производительности газовой турбины. [0030] Preferably, one or more of these other parameters can be transmitted to the control unit 140, which can take them into account to control the operation of the gas turbine system 2000, in particular, making a trade-off between the amount of undesirable emissions (e.g., NOx and/or CO and/or CO2) and the performance of the gas turbine. Advantageously, the control unit 140 can also control the operation of the gas turbine system 2000, taking into account the aging phenomenon of the gas turbine system and/or the mechanical destruction/wear of hot gas components (i.e., components of the gas turbine that are exposed to high-temperature flows), for example, based on forecasts and maps of the performance of the gas turbine.
[0031] Следует отметить, что согласно некоторым вариантам осуществления можно измерить один или более выбросов, как показано на фиг. 1, и можно спрогнозировать один или более выбросов, как показано на фиг. 2. [0031] It should be noted that, in some embodiments, one or more emissions may be measured, as shown in Fig. 1, and one or more emissions may be predicted, as shown in Fig. 2.
[0032] Вариант осуществления газотурбинной системы 3000, показанный на фиг. 3, аналогичен варианту осуществления, показанному на фиг. 1, и отличается по меньшей мере тем, что система мониторинга прогнозируемых выбросов сконфигурирована для выполнения прогнозов на основе искусственного интеллекта (ИИ), в частности, она содержит искусственную нейронную сеть, выполненную с возможностью прогнозирования. [0032] The embodiment of the gas turbine system 3000 shown in Fig. 3 is similar to the embodiment shown in Fig. 1 and differs at least in that the predicted emissions monitoring system is configured to perform predictions based on artificial intelligence (AI), in particular, it comprises an artificial neural network configured to make predictions.
[0033] Вариант 280 системы мониторинга прогнозируемых выбросов имеет входы, выполненные с возможностью электрического соединения с системой 270 непрерывного мониторинга выбросов, соединенной по текучей среде с выходом 232 турбины и выполненной с возможностью измерения выбросов турбины, в частности выбросов NOx и/или выбросов CO2 и/или выбросов CO; как правило, система 270 непрерывного мониторинга выбросов состоит из набора датчиков, в частности измерителя NOx, и/или измерителя CO2, и/или измерителя CO. Система 270 и линии соединения нарисованы пунктирными линиями, поскольку система непрерывного мониторинга выбросов не может быть постоянным компонентом газотурбинной системы и может присутствовать только на этапе установки (например, для первых, например, 2–20 часов работы) и/или на этапе начальной эксплуатации (например, для первых, например, 200–2000 часов работы) и/или во время проверки работы системы. Система 280 мониторинга прогнозируемых выбросов на основе искусственного интеллекта может быть выполнена с возможностью настройки (например, калибровки) на заводе и/или при установке, а также может быть выполнена с возможностью обучения при установке и/или во время начальной эксплуатации, при этом обучение основано на выбросах, фактически измеренных на выходе из газотурбинной системы. [0033] The embodiment 280 of the predicted emissions monitoring system has inputs configured to electrically connect to a continuous emissions monitoring system 270, which is fluidly connected to the turbine output 232 and configured to measure the emissions of the turbine, in particular NOx emissions and/or CO2 emissions and/or CO emissions; as a rule, the continuous emissions monitoring system 270 consists of a set of sensors, in particular a NOx meter and/or a CO2 meter and/or a CO meter. The system 270 and the connection lines are drawn with dotted lines, since the continuous emissions monitoring system cannot be a permanent component of the gas turbine system and can be present only during the installation phase (e.g., for the first, for example, 2-20 hours of operation) and/or during the initial operation phase (e.g., for the first, for example, 200-2000 hours of operation) and/or during the verification of the operation of the system. The artificial intelligence-based predictive emissions monitoring system 280 may be configured to be configured (e.g., calibrated) at the factory and/or during installation, and may also be configured to be trained during installation and/or during initial operation, wherein the training is based on emissions actually measured at the outlet of the gas turbine system.
[0034] Согласно некоторым вариантам осуществления по фиг. 3, система 270 непрерывного мониторинга выбросов может присутствовать на постоянной основе и может использоваться, например, не только для обучения основанной на искусственном интеллекте системы 280 мониторинга прогнозируемых выбросов, но также и для других целей. [0034] According to some embodiments of Fig. 3, the continuous emissions monitoring system 270 may be present on a permanent basis and may be used, for example, not only to train the artificial intelligence-based predictive emissions monitoring system 280, but also for other purposes.
[0035] Газотурбинная система 1000, 2000, 3000, показанная на фиг. 1–3, может реализовывать способ снижения нежелательных выбросов, например вредных выбросов, в частности, содержания NOx, и/или CO, и/или CO2 в дымовых газах, выпускаемых из выхода 32, 132, 232 турбины, путем регулирования соотношения смешения газовой смеси топливного газа и инертного газа, подаваемой в секцию сгорания 20, 120, 220 (и, в конечном итоге, снижения содержания газовой смеси топливного газа, инертного газа и дополнительного топливного газа). Как уже упоминалось, содержание NOx и/или CO и/или CO2 в дымовом газе может быть измерено системой 70, 270 непрерывного мониторинга выбросов и/или спрогнозировано системой 180, 280 мониторинга прогнозируемых выбросов, при этом измеренное и/или спрогнозированное содержание передается в блок 40, 140, 240 управления, так что соотношение смешивания или содержание газовой смеси регулируется (по существу в реальном времени) блоком 40, 140, 240 управления. Однако блок 40, 140, 240 управления может управлять работой газотурбинной системы путем оптимизации и других параметров, предпочтительно путем достижения компромисса между содержанием NOx и/или CO и/или CO2 в дымовых газах (максимальные значения которых регулируются и различаются в зависимости от страны) и характеристик производительности газотурбинной системы, таких как выходная мощность и/или эффективность. [0035] The gas turbine system 1000, 2000, 3000 shown in Figs. 1-3 may implement a method for reducing undesirable emissions, such as harmful emissions, in particular, the content of NOx, and/or CO, and/or CO2 in the flue gases discharged from the outlet 32, 132, 232 of the turbine, by adjusting the mixing ratio of the gas mixture of fuel gas and inert gas supplied to the combustion section 20, 120, 220 (and, ultimately, reducing the content of the gas mixture of fuel gas, inert gas and additional fuel gas). As already mentioned, the content of NOx and/or CO and/or CO2 in the flue gas can be measured by the continuous emission monitoring system 70, 270 and/or predicted by the predicted emission monitoring system 180, 280, wherein the measured and/or predicted content is transmitted to the control unit 40, 140, 240, so that the mixing ratio or the content of the gas mixture is adjusted (substantially in real time) by the control unit 40, 140, 240. However, the control unit 40, 140, 240 can control the operation of the gas turbine system by optimizing other parameters as well, preferably by achieving a compromise between the content of NOx and/or CO and/or CO2 in the flue gases (the maximum values of which are regulated and vary depending on the country) and the performance characteristics of the gas turbine system, such as the output power and/or the efficiency.
[0036] Согласно первой возможности, если условиями работы газотурбинной системы являются высокая температура и высокая относительная влажность окружающего воздуха (например, Т=40 °С, относительная влажность=0,85), содержание NOx и/или CO и/или CO2 в дымовых газах меньше, чем содержание NOx и/или CO и/или CO2 в дымовых газах в условиях ISO (Т=15 °С, ОВ=0,6); следовательно, содержание азота в газовой смеси может быть уменьшено, что выгодно снижает выходную мощность газотурбинной системы. Согласно другой возможности, если содержание CO и/или CO2 в дымовом газе увеличивается, выходную мощность можно по существу поддерживать на постоянном уровне за счет увеличения содержания водорода и азота в газовой смеси. По другой возможности объемное содержание инертного газа может быть увеличено до расчетного предела диффузионно-пламенного горения, осуществляемого в камере сгорания системы. [0036] According to a first option, if the operating conditions of the gas turbine system are high temperature and high relative humidity of the ambient air (for example, T = 40 °C, relative humidity = 0.85), the content of NOx and/or CO and/or CO2 in the flue gases is less than the content of NOx and/or CO and/or CO2 in the flue gases under ISO conditions (T = 15 °C, RH = 0.6); therefore, the nitrogen content in the gas mixture can be reduced, which advantageously reduces the output power of the gas turbine system. According to another option, if the content of CO and/or CO2 in the flue gas increases, the output power can be substantially maintained at a constant level by increasing the content of hydrogen and nitrogen in the gas mixture. According to another option, the volumetric content of the inert gas can be increased to the calculated limit of the diffusion-flame combustion carried out in the combustion chamber of the system.
[0037] Следует отметить, что газотурбинная система 1000, 2000 и 3000, описанная в настоящем документе, также может быть снабжена другими решениями и/или устройствами для снижения или удаления загрязняющих веществ в выхлопных газах, например, впрыском пара в камеру сгорания. [0037] It should be noted that the gas turbine system 1000, 2000 and 3000 described herein may also be provided with other solutions and/or devices for reducing or removing pollutants in the exhaust gases, such as steam injection into the combustion chamber.
Claims (27)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IT102022000001079 | 2022-01-24 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2024123180A RU2024123180A (en) | 2024-09-10 |
| RU2841184C2 true RU2841184C2 (en) | 2025-06-03 |
Family
ID=
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2180978C2 (en) * | 1996-12-31 | 2002-03-27 | Зтек Копэрейшн | Power system with electrochemical converter, system with electrochemical converter, and inlet/outlet device for using with high-pressure tank |
| RU2488013C2 (en) * | 2010-06-17 | 2013-07-20 | Производственный кооператив "Научно-производственная фирма "ЭКИП" | Method of operating internal combustion engine |
| RU2655896C2 (en) * | 2012-11-02 | 2018-05-29 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | System and method for compression of oxidizer in gas turbine system based on stoichiometric recycling of exhaust gas |
| RU2674020C2 (en) * | 2013-02-18 | 2018-12-04 | Джонсон Мэтти Паблик Лимитед Компани | Nox trap composition |
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2180978C2 (en) * | 1996-12-31 | 2002-03-27 | Зтек Копэрейшн | Power system with electrochemical converter, system with electrochemical converter, and inlet/outlet device for using with high-pressure tank |
| RU2488013C2 (en) * | 2010-06-17 | 2013-07-20 | Производственный кооператив "Научно-производственная фирма "ЭКИП" | Method of operating internal combustion engine |
| RU2655896C2 (en) * | 2012-11-02 | 2018-05-29 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | System and method for compression of oxidizer in gas turbine system based on stoichiometric recycling of exhaust gas |
| RU2674020C2 (en) * | 2013-02-18 | 2018-12-04 | Джонсон Мэтти Паблик Лимитед Компани | Nox trap composition |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7980082B2 (en) | Wobbe control and enhanced operability through in-line fuel reforming | |
| JP5676073B2 (en) | Gas turbine engine combustor assembly with integrated control valve | |
| CA2737133C (en) | Methods and systems for controlling the products of combustion | |
| US8627668B2 (en) | System for fuel and diluent control | |
| US8117823B2 (en) | Method and system for increasing modified wobbe index control range | |
| EP2581561B1 (en) | Operating method for hydrogen /natural gas blends within a reheat gas turbine and gas turbine | |
| ElKady et al. | Exhaust gas recirculation in DLN F-class gas turbines for post-combustion CO2 capture | |
| US20130145771A1 (en) | System and method using low emissions gas turbine cycle with partial air separation | |
| US20100300110A1 (en) | Gas Turbine Combustion System With In-Line Fuel Reforming And Methods Of Use Thereof | |
| JP2011252494A (en) | Gas turbine combustion system with rich premixed fuel reforming and method of use thereof | |
| RU2841184C2 (en) | Gas turbine system with diffusion-flame combustion and fuel mixing to reduce undesirable emissions | |
| Reiss et al. | The ALSTOM GT13E2 medium BTU gas turbine | |
| JP7714810B2 (en) | Gas turbine system with diffusion flame combustion and fuel mixing to reduce undesirable emissions | |
| Liang et al. | Emission and operational characteristics analysis of axially staged combustors based on overall parameters | |
| Bouten et al. | Experimental investigation of fuel composition effects on syngas combustion | |
| Omatick et al. | Usage | |
| Neilson et al. | LM2500 gas turbine fuel nozzle design and combustion test evaluation and emission results with simulated gasified wood product fuels | |
| Marin et al. | Study of the Properties of Fuel Gas in Gas Turbine Plants Depending on Its | |
| Thielens et al. | Experimental impact of exhaust gas recirculation and hydrogen injection on the emissions of a micro gas turbine | |
| Forte et al. | A Gas Turbine Innovative System for Managing Fuel With Different and Variable-Over-Time Wobbe Indexes | |
| Shilling et al. | The impact of fuel flexible gas turbine control systems on integrated gasification combined cycle performance | |
| Liang et al. | Prediction of Low Nox Operation Ranges of Axially Staged Combustors Based on Overall Parameters | |
| Malkogianni et al. | Single and Two Shaft Gas Turbine Configurations Performance Analysis, Using Different Types of Fuels | |
| Adouane et al. | An Experimental Investigation of a Newly Designed Combustor for LCV Gas With Low NOx Emissions From Fuel Bound Nitrogen |