Способ регулирования температуры природного газа в линии подачи топлива газотурбинного двигателя
Изобретение относится к энергетике. В способе регулирования температуры природного газа для линии подачи топлива газотурбинного двигателя, содержащем этапы, на которых измеряют с помощью инфракрасного анализа процентное содержание природного газа, состоящего из метана (CH4), этана (C2H6), пропана (C3H8), бутана (C4H10), двуокиси углерода (CO2), рассчитывают процентное содержание азота (N2) как дополнение до 100% измеренного процентного содержания метана (CH4), этана (C2H6), пропана (C3H8), бутана (C4H10), двуокиси углерода (CO2), рассчитывают индекс, обозначающий энергетическое содержание природного газа, и регулируют температуру природного газа на основе этого индекса. Изобретение позволяет повысить эффективность и надежность электростанции. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 2 ил.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу для регулирования температуры природного газа в линии подачи топлива газотурбинного двигателя и к газотурбинному двигателю.
Известный уровень техники
Электростанция с комбинированным циклом имеет газотурбинный двигатель и паровой турбинный двигатель. В газотурбинный двигатель может поступать природный газ, который был предварительно нагрет (то есть его температуру регулируют перед подачей в камеру сгорания газотурбинного двигателя) для оптимизации эффективности; обычно предварительный нагрев достигается путем нагрева природного газа до максимальной допустимой температуры, используя пар или питающую воду из парового цикла.
Гибкость в отношении состава природного газа является важным свойством для таких электростанций с комбинированным циклом, в которые подают природный газ из разных газопроводов, из порта СПГ (сжиженного природного газа) или из трубопровода, в котором дополнительно была установлена установка очистки природного газа.
Обычно, когда источник природного газа меняется, состав природного газа также меняется. Изменение состава природного газа может привести к изменению поведения процесса горения. Например, природный газ с высоким содержанием инертных газов и, следовательно, более низкой теплотворной способностью требует повышенного давления подачи; что может привести к изменениям реактивности газа и качества при смешивании.
По этой причине измеряют состав природного газа, подаваемого в электростанцию с комбинированным циклом (в частности, в газовую турбину такой электростанции).
Для измерения состава природного газа известны разные устройства, а именно:
Инфракрасные анализаторы - эти устройства позволяют выполнять измерения углеводородов; кроме того, они имеют преимущество, состоящее в том, что их отклик получают достаточно быстро; это является полезным, поскольку подача природного газа (и, таким образом, состав природного газа) может меняться еженедельно ежедневно или каждый час или даже намного быстрее, если, например, в установке СПГ происходит смещение высоких углеводородов, в соответствии с состоянием подаваемого топлива. Инфракрасные анализаторы имеют недостаток, состоящий в том, что они не позволяют измерять в составе природного газа содержание азота (N2, количество N2 в природном газе может быть довольно большим), поскольку это соединение не реагирует на инфракрасное излучение.
Хроматографические анализаторы - эти устройства позволяют измерять содержание углеводородов, а также содержание азота (N2) в природном газе. Недостаток хроматографических анализаторов состоит в том, что их отклик является очень медленным, поскольку может потребоваться несколько минут для анализа с их помощью состава природного газа. Такой медленный отклик может привести к нестабильности сгорания в газотурбинном двигателе.
Изменения состава природного газа могут происходить медленно, если планируется переключение линии подачи газа (обычно в пределах 5-30 минут), или они могут происходить быстро, если незапланированное событие инициирует изменение природного газа (обычно приблизительно 30 секунд).
Сущность изобретения
Аспект раскрытия включает в себя предоставление способа для регулирования температуры природного газа (температуры предварительного нагрева) для оптимизации надежности и эффективности.
Предпочтительно для непрерывной надежной работы электростанции с комбинированным циклом, с флуктуацией состава газа, при оптимальной комбинированной эффективности цикла, измеряют фактический состав газа и определяют максимальную допустимую температуру топливного газа и ею управляют в линии подачи топлива или в других линиях подачи топлива.
Предпочтительно способ позволяет обеспечить быстрый отклик работы газотурбинного двигателя на изменение состава природного газа.
Эти и другие аспекты достигаются путем предоставления способа и газовой турбины в соответствии с приложенной формулой изобретения.
Подробное описание чертежей
Дополнительные характеристики и преимущества будут более понятны из описания предпочтительных, но не исключающих вариантов осуществления способа и газотурбинного двигателя, представленных в качестве неограничительного примера на приложенных чертежах, на которых:
На фиг.1 и 2 показаны схематичные виды разных газотурбинных двигателей.
Подробное описание изобретения
Способ регулирования температуры природного газа в линии подачи топлива газотурбинного двигателя содержит следующие этапы:
- измеряют, используя инфракрасный анализ, процентное содержание природного газа (предпочтительно молярный или объемный процент, но также и весовой процент) метана (CH4), этана (C2H6), пропана (C3H8), бутана (C4H10), двуокиси углерода (CO2),
- рассчитывают процентное содержание азота (N2) как дополнение к 100 процентам измеренного процентного содержания метана (CH4), этана (C2H6), пропана (C3H8), бутана (C4H10), двуокиси углерода (CO2); другими словами:
[% N2]=100%-[% CH4]-[% C2H6]-[% C3H8]-[% C4H10]-[CO2%]
Самая большая часть содержания природного газа определена метаном, этаном, пропаном, бутаном, двуокисью углерода и азотом, таким образом, даже если дополнительные компоненты, такие как аргон, содержатся в природном газе, они не оказывают отрицательного влияния на измерение азота с требуемой точностью. Кроме того, поскольку содержание углеводородов измеряют, используя инфракрасной анализ, и рассчитывают содержание азота, состав природного газа можно отслеживать с быстрым откликом. Дополнительные этапы способа включают в себя этапы, на которых:
- рассчитывают индекс, обозначающий содержание энергии природного газа, и
- корректируют температуру природного газа на основе этого индекса.
Например, регулирование температуры природного газа включает в себя определение множества диапазонов для индекса, ассоциирующих одну максимальную температуру с каждым диапазоном, и поддержание температуры природного газа ниже или на уровне максимальной температуры, соответствующей диапазону, в который попадает рассчитанный индекс. Это может быть предпочтительно выполнено с использованием справочных таблиц. Справочные таблицы могут быть подготовлены во время проверочных тестов газотурбинного двигателя.
Для учета состава природного газа индекс может быть рассчитан следующим образом:
- рассчитывают нижнее значение теплотворной способности смеси, включающей в себя измеренное количество метана (CH4), этана (C2H6), пропана (C3H8), бутана (C4H10), двуокиси углерода (CO2) и рассчитанное количество азота (N2), рассчитывают молекулярный вес смеси, включающей в себя измеренное количество метана (CH4), этана (C2H6), пропана (C3H8), бутана (C4H10), двуокиси углерода (CO2) и рассчитанное количество азота (N2). Это может быть выполнено путем суммирования молекулярного веса каждого учитываемого компонента в соответствии с его процентным содержанием в смеси.
Рассчитывают индекс NGI (взаимной замены природного газа)
NGI=(LHVng/LHVch4)*(Mng/Mch4)½ ,
в котором LHVng представляет собой расчетное нижнее значение теплотворной способности смеси;
LHVch4 представляет собой нижнее значение теплотворной способности метана;
Mng представляет собой молекулярный вес смеси;
Mch4 представляет собой молекулярный вес метана.
В этом случае ссылка на индекс представляет топливо, представляющее собой метан.
В качестве альтернативы индекс может быть рассчитан со ссылкой на расчетные условия для газотурбинного двигателя.
В этом случае индекс IGN рассчитывают следующим образом:
NGI=(LHVng/LHVdes)*(Mng/Mdes)1/2,
где LHVng представляет собой расчетное нижнее значение теплотворной способности смеси;
LHVdes представляет собой конструктивное нижнее значение теплотворной способности;
Mng представляет собой молекулярный вес смеси;
Mdes представляет собой расчетный молекулярный вес.
Если газотурбинный двигатель имеет множество линий подачи топлива для разных камер сгорания и/или разных каскадов камеры сгорания, температуру природного газа по меньшей мере в одной из линий подачи топлива можно регулировать независимо от температуры природного газа в другой линии подачи топлива.
Способ, описанный выше, может быть воплощен в газотурбинном двигателе 1, содержащем компрессор 2, камеру 3 сгорания и турбину 4.
Камера 3 сгорания имеет линию 6 подачи топлива с теплообменником 7 для регулирования температуры природного газа (то есть для предварительного нагрева природного газа, который подают через линию 6 в камеру 3 сгорания газовой турбины 1).
Теплообменники могут быть разных типов, и в них можно подавать разные теплые текучие среды, такие как, например, пар, теплый воздух из кондиционера, охлаждающего воздух, или теплую воду.
Кроме того, газотурбинный двигатель 1 имеет датчик 9 для измерения путем инфракрасного анализа процентного содержания природного газа, состоящего из метана (CH4), этана (C2H6), пропана (C3H8), бутана (C4H10), двуокиси углерода (CO2); поскольку используется инфракрасной анализ, это измерение выполняется очень быстро (за секунды).
Датчик 9 соединен с контроллером 10 для расчета процентного содержания азота (N2) как дополнения до 100% измеренного процентного содержания метана (CH4), этана (C2H6), пропана (C3H8), бутана (C4H10), двуокиси углерода (CO2).
Кроме того, контроллер 10 также рассчитывает индекс, обозначающий содержание энергии природного газа, и на основе этого индекса контроллер 10 управляет активаторами для теплообменника для регулирования температуры природного газа.
Активаторы обычно выполнены как клапаны, которые регулируют поток пара или поток теплого воздуха, или поток тепловой воды. Другие виды активаторов также возможны.
Когда способ воплощен в газотурбинном двигателе, таком, как описано выше, можно использовать справочные таблицы.
Таким образом, если рассчитанное значение NGI составляет, например, 0,75, максимальная температура природного газа, который требуется подавать в камеру 3 сгорания газотурбинного двигателя по фиг.1, представляет собой заданную температуру в соответствии со справочной таблицей. Природный газ будет предварительно нагрет до этой заданной температуре или до температуры, ниже, чем эта заданная температура.
Способ также может использоваться в газотурбинном двигателе с последовательным сгоранием.
На фиг.2 показан газотурбинный двигатель с последовательным сгоранием; на фиг.2 такие же номера ссылочных позиций, как и на фиг.1, обозначают те же или аналогичные компоненты, то есть газотурбинный двигатель 1 имеет компрессор 2, камеру 3 сгорания, турбину 4, теплообменник 7, датчик 9 и контроллер 10.
Кроме того, газотурбинный двигатель 1 включает в себя последовательную камеру 15 сгорания, в которую подают топочные газы из турбины 4, и вторую турбину 16 для расширения горячих газов, генерируемых в последовательной камере 15 сгорания.
В этом примере линия подачи топлива в камеру 3 сгорания обозначена номером 6a ссылочной позиции и линия подачи топлива последовательной камеры сгорания обозначена номером 6b ссылочной позиции.
Линия 6b подачи топлива имеет теплообменник 17 для регулирования температуры природного газа.
Контроллер 10 выполняет привод активаторов теплообменника 7 линии 6a подачи топлива камеры 3 сгорания независимо от активаторов теплообменника 17 линии 6b подачи топлива камеры 15 последовательного сгорания.
Когда способ воплощен в газотурбинном двигателе, таком, как описано выше, можно использовать справочные таблицы.
Таким образом, если рассчитанное значение NGI составляет, например, 0,75, максимальная температура природного газа, предназначенного для подачи в камеру 3 сгорания, представляет собой заданную температуру, и максимальная температура природного газа, предназначенного для подачи в камеру 15 сгорания, представляет собой эту заданную температуру.
Работа газотурбинного двигателя очевидна из описанного и представленного выше и по существу представляет собой следующее (со ссылкой на фиг.2).
Воздух сжимают в компрессоре 2 и подают в камеру 3 сгорания, в которую также подают природный газ. Природный газ сгорает, генерируя горячий газ, который расширяется в турбине 4. Выхлопной газ из турбины 4 подают в последовательную камеру 15 сгорания, куда подают дополнительный природный газ и генерируют сгоревший горячий газ. Этот горячий газ расширяется во второй турбине 16 и затем его выпускают.
По общей линии подают топливо к линиям 6a и 6b подачи топлива. Датчик 9 измеряет содержание (процент) метана, этана, пропана, бутана, двуокиси углерода; это измерение выполняется очень быстро (за секунды). Информацию о процентном содержании метана, этана, пропана, бутана, двуокиси углерода предоставляют в контроллер 10, который рассчитывает содержание (процент) азота и молекулярный вес смеси, имеющей измеренный процент метана, этана, пропана, бутана, двуокиси углерода и расчетное процентное отношение азота. Общее количество необязательно должно равняться точно 100%, но это не влияет на регулировку.
Затем рассчитывают индекс NGI и, например, на основе справочных таблиц определяют максимальную температуру для природного газа, подаваемого к камеру 3 сгорания и последовательную камеру 15 сгорания (эти значения температуры обычно являются разными, но также могут быть одинаковыми).
Температура природного газа не может быть выше, чем максимальная определенная температура, то есть температура природного газа может быть ниже, чем максимальная температура, но по причинам эффективности предпочтительно температуру природного газа (предварительный нагрев) регулируют до максимальной температуры или до значения, близкого к ней.
Естественно, что свойства, описанные выше, могут быть предоставлены независимо друг от друга.
На практике используемые материалы и размеры могут быть выбраны в соответствии с требованиями и в соответствии с состоянием уровня техники.
Список ссылочных позиций
1 - газотурбинный двигатель
2 - компрессор
3 - камера сгорания
4 - турбина
6 - линия подачи топлива
6a, 6b - линия подачи топлива
7 - теплообменник
9 - датчик
10 - контроллер
15 - последовательная камера сгорания
16 - вторая турбина
17 - теплообменник
1. Способ регулирования температуры природного газа в линии (6) подачи топлива газотурбинного двигателя (1), содержащий этапы, на которых:
- измеряют, используя инфракрасный анализ, процентное содержание природного газа, состоящего из метана (CH4), этана (C2H6), пропана (C3H8), бутана (C4H10), двуокиси углерода (CO2),
- рассчитывают процентное содержание азота (N2) как дополнение до 100 процентов измеренного процентного содержания метана (CH4), этана (C2H6), пропана (C3H8), бутана (C4H10), двуокиси углерода (CO2);
рассчитывают индекс, обозначающий энергетическое содержание природного газа,
регулируют температуру природного газа на основе этого индекса.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что регулирование температуры природного газа включает в себя: определение множества диапазонов для индекса, ассоциирующих одну максимальную температуру с каждым диапазоном, и поддерживающие температуры природного газа ниже или на уровне максимальной температуры, соответствующей диапазону, в который попадает рассчитанный индекс.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что индекс рассчитывают следующим образом:
- рассчитывают нижнее значение теплотворной способности смеси, включающей в себя измеренное количество метана (CH4), этана (C2H6), пропана (C3H8), бутана (C4H10), двуокиси углерода (CO2) и рассчитанное количество азота (N2),
- рассчитывают молекулярный вес смеси, включающей в себя измеренное количество метана (CH4), этана (C2H6), пропана (C3H8), бутана (C4H10), двуокиси углерода (CO2) и рассчитанное количество азота (N2),
- рассчитывают индекс либо по NGI = (LHVng/LHVch4) * (Mng/Mch4)1/2,
или
NGI = (LHVng/LHVdes) * (Mng/Mdes)1/2,
в котором LHVng представляет собой расчетное нижнее значение теплотворной способности смеси;
LHVch4 представляет собой нижнее значение теплотворной способности метана;
Mng представляет собой молекулярный вес смеси;
Mch4 представляет собой молекулярный вес метана;
Mdes представляет собой расчетный молекулярный вес.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что газотурбинный двигатель (1) имеет множество линий (6a, 6b) подачи топлива для разных камер (3, 15) сгорания и/или разных каскадов камеры сгорания, и
температуру природного газа по меньшей мере в одной из линий (6a) подачи топлива регулируют независимо от температуры природного газа в другой линии (6b) подачи топлива.
5. Газотурбинный двигатель (1), содержащий компрессор (2), камеру (3) сгорания и турбину (4), при этом камера сгорания (3) имеет линию (6) подачи топлива с теплообменником (7) для регулирования температуры природного газа, причем газотурбинный двигатель (1) дополнительно включает в себя:
по меньшей мере, датчик (9) для измерения, используя инфракрасной анализ, процентного содержания природного газа, состоящего из метана (CH4), этана (C2H6), пропана (C3H8), бутана (C4H10), двуокиси углерода (CO2), и
контроллер (10), предназначенный для расчета процентного содержания азота (N2) как дополнения до 100% измеренного процентного содержания метана (CH4), этана (C2H6), пропана (C3H8), бутана (C4H10), двуокиси углерода (CO2),
контроллер (10), предназначенный для дополнительного расчета индекса, обозначающего энергетическое содержание природного газа, и на его основе привода активаторов для теплообменника (7) для регулирования температуры природного газа на основе этого индекса.
6. Газотурбинный двигатель по п.5, отличающийся тем, что он включает в себя:
последовательную камеру (15) сгорания, в которую подают топливные газы из турбины (4), и вторую турбину (16) для расширения горячих газов, генерируемых в последовательной камере (15) сгорания, при этом последовательная камера (15) сгорания имеет линию (6b) подачи топлива с теплообменником (17) для регулирования температуры природного газа, и контроллер (10) управляет активаторами теплообменника (7) линии (6a) подачи топлива в камеру (3) сгорания независимо от активаторов теплообменника (17) линии (6b) подачи топлива в последовательную камеру (15) сгорания.
