Система, способ и компьютерная программа для эксплуатации многокаскадной газовой турбины наземного или морского базирования
Настоящее изобретение является системой, способом и запоминающим элементом, содержащим записанные на нем инструкции, для эксплуатации наземной или судовой многокаскадной газотурбинной системы для генерирования электрической энергии для подачи на нагрузку. При этом система содержит многокаскадный газотурбинный двигатель (100А), и способ содержит управление скоростями вращения указанных по меньшей мере двух генераторов (G1, G2) независимо друг от друга для непосредственного управления скоростями вращения валов (11А, 11В) каскадов. Причем указанные по меньшей мере два генератора (G1, G2) выполнены с возможностью генерирования электрического тока для подачи на нагрузку, и регулирования количества вырабатываемого тепла в первом тепловырабатывающем оборудовании (HGE1). Также раскрыта компьютерная программа для выполнения способа. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 11 ил.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится в целом к выработке электрической и механической энергии посредством использования газотурбинных установок. В частности, настоящее изобретение относится к средствам управления работой наземной или судовой газотурбинной установки с многокаскадной газовой турбиной для генерирования электрической энергии для подачи на нагрузку.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Выработка электрической энергии в настоящее время претерпевает существенные изменения. Загрязнение и выбросы парниковых газов энергетического сектора все больше привлекают к себе пристальное внимание. В то время как выработка электрической энергии переходит к основанной на возобновляемых источниках энергии выработке энергии, электрическая сеть также сталкивается с новыми трудностями. Раньше силовые установки, соединенные с электрической сетью, были очень большими, например, атомные электростанции, большие угольные электростанции и т.д. Такая централизованная выработка электрической энергии, конечно, обуславливает потери в электрической сети, потому что энергия должна передаваться на большие расстояния.
Распределенная выработка энергии находится ближе к потребителю, и поэтому в электрической сети возникают уменьшенные потери вследствие более коротких расстояний, на которые передается энергия, по сравнению со случаем централизованной выработкой энергии. Распределенная выработка энергии может также повысить локальную защиту источника питания. В отличие от электростанций с централизованной выработкой энергии, которые обычно функционируют на своих номинальных энергиях, обслуживая так называемую базовую нагрузку, силовые установки с распределенной выработкой энергии должны быть выполнены с возможностью постоянной регулировки своей работы и выходной энергии на основе требований от нагрузки, и использоваться в большинстве случаев в качестве электростанций в режиме следования за нагрузкой.
Возможность регулировки выходной энергии установок особенно важна, если электрическая сеть прекращает подавать или принимать энергию, например, в случае режимов секционирования, в течение которых генерирование энергии и потребление энергии должны, как правило, быть равными на довольно небольшой территории, в которой электрическая сеть слаба. В этих случаях функционирование полностью полагается на управление и работу одиночного блока генерирования энергии или нескольких блоков генерирования энергии. Поэтому чрезвычайно важно иметь силовые установки, которые могут функционировать с высокой производительностью даже в режимах частичной нагрузки и могут быстро регулировать свою выходную энергию. Возможность регулировки и высокая производительность в режимах частичной нагрузки также очень важны, когда силовая установка функционирует в качестве резерва для непостоянных источников энергии, таких как солнечные или ветровые установки.
Одной главной причиной, почему объем устанавливаемой распределенным образом выработки энергии больше не увеличивается, является более высокая стоимость энергии, вырабатываемой этими системами, по сравнению, например, со стоимостью электричества, вырабатываемого более крупными блоками. Это обычно происходит вследствие сниженного электрического КПД по сравнению с более крупными силовыми установками. Газовый двигатель или газотурбинные установки, которые все больше и больше используются в производстве электроэнергии, являются хорошими примерами силовых установок, которые могут быть использованы в распределенном генерировании электроэнергии.
Газотурбинные установки также разрабатываются для эксплуатации при 100 процентах номинальной нагрузки, то есть при проектном значении нагрузки. В настоящее время эффективность выработки электроэнергии коммерческих газовых турбин при их проектных значениях нагрузки составляет самое большее приблизительно 40 процентов. Электрический КПД, который как таковой не очень высок, быстро уменьшается, если газовая турбина функционирует в режимах частичной нагрузки, то есть при режимах нагрузки менее чем 100 процентов номинальной нагрузки.
Обычная газотурбинная силовая установка содержит компрессор, камеру сгорания, турбину и электрогенератор. Компрессор и турбина устанавливаются на одном валу и образуют единый каскад. Генератор также устанавливается на валу.
В предшествующем уровне техники описаны решения с газовыми турбинами, имеющими два каскада. Двухкаскадная система предлагает потенциально лучшую эффективность в отличие от однокаскадной системы, и больше энергии может быть выработано с одной и той же температурой впуска турбины и с одним и тем же подводом тепла в процесс по сравнению с однокаскадной системой. Значение увеличенного давления, которое компрессор должен быть способен производить, обычно влияет на эффективность компрессора и системы таким образом, что чем выше совокупное увеличенное давление, тем ниже эффективность компрессора.
Также в предшествующем уровне техники относительно распространено использование рекуператора для подогрева воздуха, подаваемого в камеру сгорания, и промежуточного охладителя для удаления некоторого тепла сжатого воздуха, поступающего от компрессора низкого давления, если используется более одного компрессора. Оба этих устройства повышают эффективность газотурбинной установки.
В предшествующем уровне техники также описаны газовые турбины с многокаскадной системой, то есть, например, тремя каскадами. Большинство из них находит применение в авиации, где вес и компактность очень важны при проектировании таких систем. В наземных и судовых устройствах размер и структура менее важны, однако, например, эффективность становится более важной. Кроме того, особенно при распределенной выработке энергии, важно тщательно учитывать управляемость, а также функционирование при частичной нагрузке и эффективность при проектировании газотурбинной установки.
В случае однокаскадных газовых турбин наиболее распространенным типом нагрузки является электрогенератор, функционирующий с постоянной скоростью вращения. Управление выполняется таким образом, чтобы скорость вращения сохранялась постоянной, и выходная энергия изменялась в зависимости от температуры впуска турбины. Если скорость вращения изменяется, то энергия, поглощаемая компрессором, изменяется. В зависимости оттого, присутствует ли избыток или недостаток полезной энергии, двигатель будет либо ускоряться, либо замедляться.
Отличие в функционировании двухкаскадных систем по сравнению с однокаскадной системой состоит в том, что должна выполняться совместимость по потоку между каскадами. Если турбины соединены последовательно, то перепад давления расположенной выше по ходу потока турбины устанавливается пропускной способностью расположенной ниже по ходу потока турбины или сопла в случае реактивных двигателей. Если турбина или сопло низкого давления подвергаются запиранию, то расположенная выше по ходу потока турбина функционирует в фиксированной безразмерной рабочей точке, а когда они отпираются, то расположенная выше по ходу потока турбина функционирует с фиксированным перепадом давления для каждого перепада давления расположенной ниже по ходу потока турбины или сопла. На практике обычно турбина низкого давления в двухкаскадной конфигурации будет заперта по большей части полезного рабочего диапазона.
В газовых турбинах на базе авиационных двигателей с постоянной скоростью, которые обычно содержат более одного каскада, вал низкого давления должен функционировать с синхронной скоростью вращения во всем рабочем диапазоне, в то время как скорости других валов изменяются в зависимости от энергии. В условиях синхронной скорости вращения и режима холостого хода компрессор низкого давления подает по существу больший поток в отличие от того, сколько компрессор высокого давления может впустить. Поэтому значительное количество воздуха должно быть отведено после компрессора низкого давления в течение загрузки блока, что невыгодно с точки зрения эффективности.
В режимах частичной нагрузки двухкаскадными газовыми турбинами обычно нужно управлять на входе их компрессора низкого давления, массовый расход которого по существу определяется на основе скорости вращения компрессора. Это происходит вследствие того, что в режимах частичной нагрузки существует меньше «обратного давления» на компрессор вследствие меньшего количества сжигаемого топлива и меньшего массового расхода, отсюда и функционирование системы около состояний пульсации, что может вызвать поломку одного или обоих компрессоров. Данное явление относительно хорошо известно и описано в литературе.
При некоторых режимах частичной нагрузки и в большинстве переходных ситуаций эти два компрессора, соединенные совместно, могут попасть в такую ситуацию, при которой один или оба компрессора могут пульсировать или остановиться.
Также существует несколько характерных решений, используемых для устранения вышеуказанных проблем, которые могут быть найдены в литературе. Для многокаскадных газовых турбин, обычно двухкаскадных газовых турбин, однако, включающих в себя каскады высокого и низкого давления, подобно реактивным двигателям самолета, следующие способы используются для управления: Входные направляющие лопатки (Inlet Guide Vanes, IGV), Воздухоотвод, Управление реактивным соплом или соплами турбин.
IGV используются на первых ступенях компрессоров так, чтобы воздушный поток, обычно к компрессору низкого давления, мог быть уменьшен при функционировании с частичной нагрузкой. Воздухоотвод является другим способом, при котором воздух отводится после компрессора для того, чтобы увеличить воздушный поток через него и таким образом избежать возможной пульсации.
Управление реактивным соплом является способом, при котором после турбины (в самолете) на протекание отработанного газа можно воздействовать посредством сопла для того, чтобы обеспечить валу низкого давления возможность более быстрого ускорения до номинальной скорости посредством уменьшения обратного давления от него. Существуют также варианты применения генерирования электроэнергии на основе данной конструкции, то есть газовых турбин, которые имеют сопло с изменяемой геометрией для того, чтобы управлять потоком отработанного газа к рабочей турбине после газовой турбины.
Управление соплами турбин (радиальное) и статорные лопатки (осевое) является другим способом, используемым довольно часто в турбокомпрессорах поршневых двигателей. Турбинные сопла/статорные лопатки такой турбины поворачиваются для того, чтобы поток лучше соответствовал непосредственно скорости турбинного колеса, и таким образом может быть достигнут более высокий КПД компонентов.
Все эти вышеуказанные приемы управления турбиной в условиях частичной нагрузки хорошо описаны в многочисленных научных статьях и учебниках. Они содержат компоненты с механизмами с изменяемой геометрии и имеют, поэтому, подшипники и другие выполненные с возможностью перемещения части, которые склонны к изнашиванию и требуют тщательного обслуживания. Желательно, чтобы наземные и судовые газовые турбины функционировали с высокой производительностью с высокой доступностью при этом с возможностью быстрой регулировки их выходной энергии на основе необходимой выходной энергии. Поэтому желательно исключить механизмы с изменяемой геометрии, которые являются дорогостоящими в обслуживании, склонны к изнашиванию и имеют более высокие потери, подвергая надежность угрозам.
РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Задача настоящего изобретения состоит в том, чтобы предложить систему, способ и компьютерную программу для эксплуатации наземной или судовой многокаскадной газовой турбины.
Задачи настоящего изобретения решаются посредством системы, способа и компьютерной программы, определенных в соответственных независимых пунктах формулы изобретения. Варианты осуществления настоящего изобретения представлены в зависимых пунктах формулы изобретения.
Согласно первому аспекту настоящее изобретение является наземной или судовой многокаскадной газотурбинной системой для генерирования электрической энергией для подачи на нагрузку, содержащей по меньшей мере два каскада, каждый из которых содержит вал и турбину, установленную на валу, причем турбина выполнена с возможностью приема газа с повышенной температурой, подлежащего расширению для выработки механической энергии,
компрессор, установленный на валу каскада, турбина которого выполнена с возможностью работы при самом высоком давлении из указанных турбин, т.е. указанная турбина является турбиной самого высокого давления, причем компрессор выполнен с возможностью приема газа и сжатия принятого газа,
первое тепловырабатывающее оборудование, выполненное с возможностью вырабатывания тепла и передачи тепла сжатому газу так, что сжатый газ преобразуется в газ с повышенной температурой, расширяемый в турбине самого высокого давления с выработкой механической энергии для приведения в действие компрессора и генератора,
при этом указанные по меньшей мере два каскада сообщаются по текучей среде друг с другом, каждая из расположенных ниже по ходу потока турбин выполнена с возможностью приема газа с повышенной температурой от турбины, выполненной с возможностью работы при более высоком давлении в отличие от указанной турбины, принимающей газ,
по меньшей мере два генератора, каждый из которых механически соединен с заданным одним из валов для приведения им во вращение, причем каждый из валов таким образом механически соединен с одним генератором, указанные по меньшей мере два генератора выполнены с возможностью генерирования электрического тока для подачи на нагрузку, и указанные по меньшей мере два генератора выполнены с возможностью независимого управления друг от друга; и
управляющее оборудование, выполненное с возможностью управления работой указанной газотурбинной системы и выполненное с возможностью управления скоростями вращения указанных по меньшей мере двух генераторов и регулировки количества вырабатываемого тепла в первом тепловырабатывающем оборудовании.
В одном варианте осуществления система содержит первый теплообменник, выполненный с возможностью приема сжатого газа от компрессора и газа с повышенной температурой от последней расположенной ниже по ходу потока турбины, выполненной с возможностью работы при самом низком давлении из указанных турбин, т.е. турбины самого низкого давления, обуславливая передачу тепла от газа с повышенной температурой сжатому газу для подогрева сжатого газа перед подачей в указанное первое тепловырабатывающее оборудование.
В одном варианте осуществления управляющее оборудование может содержать средство для определения температуры впуска турбины указанной турбины самого высокого давления, температуры расширяющегося газа с повышенной температурой, подаваемого в первый теплообменник, и скорости вращения указанных по меньшей мере двух генераторов, средство для управления скоростями вращения указанных по меньшей мере двух генераторов и средство для регулирования количества вырабатываемого тепла в первом тепловырабатывающем оборудовании.
В одном варианте осуществления каждый из указанных по меньшей мере двух каскадов может содержать один компрессор, установленный на заданном валу и приводимый в действие турбиной, установленной на указанном заданном валу; т.е. указанные по меньшей мере два каскада содержат по меньшей мере два компрессора. Каждый из указанных по меньшей мере двух компрессоров соединен с различными валами.
В другом варианте осуществления первое тепловырабатывающее оборудование может быть камерой сгорания, выполненной с возможностью обеспечения сжигания топлива в смеси газа, в частности, например воздуха, для создания газа с повышенной температурой, подлежащего подаче в турбину самого высокого давления.
В одном варианте осуществления первое тепловырабатывающее оборудование может быть внешним тепловырабатывающим оборудованием, имеющим блок тепловырабатывания, выполненный с возможностью вырабатывания тепла, и связанный теплообменник, выполненный с возможностью передачи вырабатываемого тепла в блоке тепловырабатывания сжатому газу.
В одном варианте осуществления по меньшей мере один второй теплообменник может быть выполнен с возможностью приема газа, подлежащего передачи в компрессор, и охлаждающей среды от внешнего источника для уменьшения температуры газа. Каждый указанный по меньшей мере один второй теплообменник может быть выполнен с возможностью передачи газа в один компрессор.
В одном варианте осуществления блок силовой электроники может быть соединен с указанными по меньшей мере двумя генераторами, причем блок силовой электроники выполнен с возможностью обработки переменных токов от указанных по меньшей мере двух генераторов и преобразования указанных переменных токов в переменные токи, подходящие для подачи на нагрузку.
В одном варианте осуществления блок силовой электроники может содержать по меньшей мере два выпрямителя, каждый из которых выполнен с возможностью преобразования переменного тока от заданного одного из по меньшей мере двух генераторов для выработки постоянного тока с не переменным напряжением, и инвертор, выполненный с возможностью преобразования непеременных постоянных токов от указанных по меньшей мере двух выпрямителей в переменный ток, подходящий для подачи на нагрузку.
В одном варианте осуществления по меньшей мере одно второе тепловырабатывающее оборудование может быть выполнено с возможностью приема газа с повышенной температурой от расположенной выше по ходу потока турбины для подогрева газа с повышенной температурой, причем каждое из указанного по меньшей мере одного второго тепловырабатывающего оборудования выполнено с возможностью передачи подогретого газа в одну расположенную ниже по ходу потока турбину.
Согласно одному варианту осуществления управляющее оборудование может быть выполнено с возможностью определения температуры указанного подогретого газа с повышенной температурой, подаваемого в одну расположенную ниже по ходу потока турбину.
В одном варианте осуществления система может содержать вспомогательную систему, содержащую источник энергии для эксплуатации газовой турбины во время заданных аномальных условий.
В одном варианте осуществления система может содержать по меньшей мере один активный магнитный подшипник, соединенный по меньшей мере с одним или каждым из валов указанных каскадов.
Согласно одному варианту осуществления указанные по меньшей мере два генератора могут иметь по существу равные номинальные энергии, и вращающиеся части указанных по меньшей мере двух генераторов имеют по существу равные номинальные скорости вращения.
В некоторых вариантах осуществления указанные по меньшей мере два каскада могут содержать по меньшей мере три каскада, каждый из которых включает в себя вал и турбину, установленную на валу, причем турбина выполнена с возможностью приема газа с повышенной температурой, подлежащего расширению для выработки механической энергии.
Согласно одному варианту осуществления управляющее оборудование может быть пространственно распределено среди множества местоположений.
В другом варианте осуществления управляющее оборудование может содержать по меньшей мере первый элемент управления и по меньшей мере два вторых элемента управления, при этом первый элемент расположен соединенным с блоком управления и содержит средство для определения температуры впуска турбины указанной турбины самого высокого давления, температуры расширяющегося газа с повышенной температурой, подаваемого в первый теплообменник, и средство для регулировки количества вырабатываемого тепла в первом тепловырабатывающем оборудовании, и при этом по меньшей мере два вторых элемента управления расположены соединенными соответственно с указанными по меньшей мере двумя выпрямителями и содержит средство для управления скоростями вращения указанных по меньшей мере двух генераторов.
Согласно второму варианту выполнения настоящее изобретение является способом эксплуатации многокаскадной газотурбинной системы наземного или морского базирования для генерирования электрической энергии для подачи на нагрузку, при этом система содержит
по меньшей мере два каскада, включающие в себя выполненные с возможностью поворота валы и турбины, установленные на валах, при этом обеспечена возможность расширения газа с повышенной температурой в турбинах для выработки механической энергии,
компрессор, установленный на валу каскада, турбина которого выполнена с возможностью работы при самом высоком давлении их указанных турбин, т.е. указанная турбина является турбиной самого высокого давления, и при этом компрессор выполнен с возможностью приведения в действие турбиной самого высокого давления, и компрессор выполнен с возможностью приема газа и сжатия принятого газа,
первое тепловырабатывающее оборудование, выполненное с возможностью вырабатывания тепла и передачи тепла газу, сжатому компрессором, для преобразования сжатого газа в газ с повышенной температурой, при этом обеспечена возможность расширения указанного газа с повышенной температурой в турбине самого высокого давления для приведения в действие компрессора, установленного на том же валу,
компрессор, первое тепловырабатывающее оборудование и турбины указанных по меньшей мере двух каскадов сообщаются по текучей среде друг с другом,
при этом способ включает этапы, на которых управляют скоростями вращения указанных по меньшей мере двух генераторов независимо друг от друга для непосредственного управления скоростями вращения валов указанных каскадов, при этом указанные по меньшей мере два генератора выполнены с возможностью генерирования электрического тока для подачи на нагрузку, и
регулируют количество вырабатываемого тепла в первом тепловырабатывающем оборудовании.
В некоторых вариантах осуществления система содержит каждый из указанных по меньшей мере двух каскадов, содержащих один компрессор, установленный на заданном валу и приводимый в действие турбиной, установленной на указанном заданном валу, т.е. указанные по меньшей мере два каскада содержат по меньшей мере два компрессора, при этом способ включает этап, на котором используют указанные по меньшей мере два компрессора для сжатия газа.
В одном варианте осуществления способ может содержать этап, на котором используют по меньшей мере один второй теплообменник, выполненный с возможностью приема газа, подлежащего передачи в один из указанных по меньшей мере двух компрессоров, и охлаждающей среды от внешнего источника для уменьшения температуры принятого газа, причем каждый указанный по меньшей мере один второй теплообменник выполнен с возможностью передачи газа в один из указанных по меньшей мере двух компрессоров.
В некоторых вариантах осуществления способ может содержать этапы, на которых управляют скоростями вращения указанных по меньшей мере двух генераторов и регулируют температуру впуска турбины самого высокого давления для поддержания температуры впуска турбины самого высокого давления по существу на заданном максимальном допустимом значении в первом режиме управления.
Согласно одному варианту осуществления способ может содержать этапы, на которых управляют скоростями вращения указанных по меньшей мере двух генераторов на заданных по существу постоянных значениях и регулируют количество вырабатываемого тепла в первом тепловырабатывающем оборудовании во втором режиме управления.
В одном варианте осуществления способ может содержать этап, на котором используют первый теплообменник для подогрева сжатого газа перед подачей в первое тепловырабатывающее оборудование, при этом первый теплообменник выполнен с возможностью передачи тепла от расширяющегося газа с повышенной температурой от турбины, выполненной с возможностью работы при самом низком давлении среди указанных турбин, т.е. турбины самого низкого давления, сжатому газу, принимаемому от компрессору, установленного на валу указанного каскада, турбина которого является турбиной самого высокого давления.
В некоторых вариантах осуществления способ может содержать этап, на котором управляют скоростями вращения указанных по меньшей мере двух генераторов и количеством вырабатываемого тепла так, что поддерживают температуру газа с повышенной температурой, вводимого в первый теплообменник, по существу на заданном максимальном допустимом значении в третьем режиме управления.
В одном варианте осуществления способ может содержать этап, на котором задействуют газотурбинную систему относительно выходной энергии указанной системы по меньшей мере в двух или более из первого, второго или третьего режимов управления.
Согласно одному варианту осуществления способ может содержать этапы, на которых обеспечивают по меньшей мере одно второе тепловырабатывающее оборудование, выполненное с возможностью приема газа с повышенной температурой от расположенной выше по ходу потока турбины для подогрева газа с повышенной температурой,
используют указанное по меньшей мере одно второе тепловырабатывающее оборудование для вырабатывания тепла и передачи тепла газу с повышенной температурой до подачи в соответствующую расположенную ниже по ходу потока турбину, и
регулируют количество вырабатываемого тепла в указанном по меньшей мере одном втором тепловырабатывающем оборудовании для поддержания температуры впуска соответствующей расположенной ниже по ходу потока турбины по существу на заданном максимальном допустимом значении.
В одном варианте осуществления способ может содержать этап, на котором управляют скоростями вращения указанных по меньшей мере двух генераторов посредством использования блока силовой электроники.
В некоторых вариантах осуществления способ может содержать этап, на котором используют указанные по меньшей мере два генератора в качестве двигателей при пуске системы посредством использования заданных параметров плавного пуска.
В одном варианте осуществления способ может содержать этап, на котором управляют скоростями вращения указанных по меньшей мере двух генераторов так, что выключение системы осуществляют с использованием заданных параметров плавного выключения.
В одном варианте осуществления способ может содержать этап, на котором подают электрическую энергию в тормозной резистор или резисторы или в накопитель энергии в случае пропадания электроэнергии в электрической сети.
Согласно одному варианту осуществления способ может содержать этап, на котором управляют рабочими точками компрессоров согласно их схемам эксплуатации, и тем самым избегают пульсаций. Данное управление может осуществляться согласно настоящему изобретению, и рабочие точки компрессоров могут быть установлены посредством управления скоростями вращения по меньшей мере двух генераторов так, что условий пульсаций можно избежать.
Согласно одному варианту осуществления способ может содержать этапы, на которых обеспечивают активные магнитные подшипники, функционально соединенные с валами указанных каскадов, и предпочтительно определяют скорости вращения генераторов посредством использования информации от активных магнитных подшипников.
Согласно одному варианту осуществления способ может содержать этап, на котором управляют скоростями вращения по меньшей мере двух генераторов так, что вращение валов указанных по меньшей мере двух каскадов замедляется/ускоряется посредством заданных или динамически определяемых нежелательных скоростей для каскадов для минимизации времени работы на указанных нежелательных скоростях.
Согласно одному варианту осуществления способ может содержать этап, на котором определяют указанные нежелательные скорости посредством использования данных об измерении от активных магнитных подшипников или акселерометра, или датчика положения, или датчика вихревых токов, соединенных с каскадом.
Согласно третьему варианту выполнения настоящее изобретение является компьютерной программой, выполненной с возможностью, при исполнении на компьютере, выполнять способ согласно второму варианту выполнения настоящего изобретения.
Преимущество системы и способа согласно настоящему изобретению состоит в том, что управление скоростью вращения каскадов не осуществляется косвенно, например, как в случае управления потоком газа и тем самым пытаясь влиять на действительную скорость турбины, а скорее управление осуществляется непосредственно посредством использования электрических преобразователей электрогенераторов и управляющего оборудования, которое выполнено с возможностью определения скоростей вращения каскадов и с возможностью изменения электрического крутящего момента генераторов соответственно для поддержания необходимой скорости и/или нагрузки.
Способ управления согласно настоящему изобретению не нуждается в каких-либо дополнительных лопатках в системе и таким образом не вырабатывает избыточной энергии, которая может быть потеряна. Способ и система согласно настоящему изобретению предоставляют возможность, особенно в течение условий частичной нагрузки, генерирования большей энергии посредством обеспечения потока большего количества воздуха в компрессоры и таким образом избегают состояний пульсации. Способ и система также устраняют или по меньшей мере минимизируют потребность в компонентах с механизмами изменяемой геометрии, склонным к изнашиванию и поломкам. Все вышеуказанное должно приводить к значительно более высокой эффективности по сравнению с решениями предшествующего уровня техники, особенно в условиях частичной нагрузки, в дополнение к более быстрому управлению и меньшему и более легкому обслуживанию.
Варианты примеров осуществления настоящего изобретения, представленного в данном документе, не должны быть интерпретированы в качестве накладывающих ограничения на применимость прилагаемой формулы изобретения. Глагол «содержать» используется в данной патентной заявке в качестве открытого ограничения, которое не исключает существования также не указанных признаков. Признаки, изложенные в зависимых пунктах формулы изобретения, являются взаимно свободно объединяемыми, пока явно не указано иное.
Новые признаки, которые рассматриваются в качестве характеристики настоящего изобретения, изложены в частности в прилагаемой формуле изобретения. Настоящее изобретение как таковое, однако, как относительно своего строения, так и способа его эксплуатации, совместно с дополнительными задачами и их преимуществами, будет лучше всего понято из последующего подробного описания при прочтении совместно с сопроводительными чертежами.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Варианты осуществления настоящего изобретения изображены в качестве примеров, а не ограничений, на фигурах сопроводительных чертежей.
На Фигуре 1 схематично показана система согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения;
На Фигуре 2 дополнительно показана система сигналов измерений и управления согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения;
На Фигуре 3 схематично показан предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения стремя каскадами;
На Фигуре 4 схематично показан вариант осуществления настоящего изобретения с необязательными элементами, отмеченными пунктирными линиями;
На Фигуре 5 схематично показан процесс использования внешнего тепла сообщающийся по текучей среде с газотурбинной системой согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения;
На Фигуре 6 показаны в качестве примера схемы эксплуатации компрессоров низкого и высокого давления согласно способу предшествующего уровня техники, содержащего газовую турбину с двумя каскадами;
На Фигуре 7 показаны в качестве примера схемы эксплуатации компрессоров низкого и высокого давления согласно одному варианту осуществления способа настоящего изобретения в случае газовой турбины с двумя каскадами;
На Фигуре 8 показаны в качестве примера различные значения температуры в газовой турбине в зависимости от выходной энергии согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения с использованием трех режимов управления;
На Фигуре 9 показаны в качестве примера различные значения температуры в газовой турбине в зависимости от выходной энергии согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения с использованием двух режимов управления;
На Фигуре 10 схематично показана блок-схема управления согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения; и
На Фигуре 11 показано в качестве примера функционирование способа избегания нежелательных скоростей согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретения относится к системе для выработки электрической энергии для подачи на нагрузку посредством использования наземной или судовой газовой турбины, способу, и компьютерной программе для управления ею. К наземным газовым турбинам в данном документе относится любое стационарное или перемещающееся устройство, использующее газовые турбины на земле. Это могут быть, например, стационарные силовые установки, поезда, транспортные средства для сложных условий эксплуатации, также известные в качестве тяжеловесных транспортных средств.
Тяжеловесные транспортные средства могут включать в себя, например, машины, используемые в земляных работах.
Система включает в себя по меньшей мере два каскада, каждый из которых содержит по меньшей мере вал и турбину, установленную на валу, и при этом по меньшей мере один из указанных по меньшей мере двух каскадов дополнительно содержит компрессор. Система дополнительно содержит первое тепловырабатывающее оборудование и по меньшей мере два генератора, каждый из которых установлен на заданном одном из валов. Система может также содержать первый теплообменник и/или по меньшей мере один второй теплообменник, и/или по меньшей мере одно второе тепловырабатывающее оборудование.
Компрессоры, используемые в вариантах осуществления согласно настоящему изобретению, могут, предпочтительно, быть центробежного типа, но также могут быть и осевого типа или любого другого типа с возможностью увеличения давления текучей среды, протекающей через компрессор. Материалами, используемыми в компрессорах, и, особенно, в их лопатках, могут быть, например, но не ограничиваться этим, алюминий, сплавы титана или сплавы мартенситной стали. Также могут быть выполнены специальные покрытия для повышения эрозийной устойчивости лопаток и обеспечения возможности использования более высокой температуры.
Турбины, используемые в вариантах осуществления согласно настоящему изобретению, могут, предпочтительно, быть радиального типа, но могут также быть и осевого типа или любого другого типа с возможностью пропускания через себя текучей среды и расширения ее в турбинах и таким образом выработки механической энергии. Материалами, используемыми в турбинах, и, особенно, в их лопатках, могут быть, например, но не ограничены этим, сплавы на основе железа или никеля, производимые с использованием либо традиционной слитковой металлургии, либо порошковой металлургии. Также в турбинах могут использоваться керамические материалы. Также могут применяться специальные покрытия для повышения эрозийной устойчивости лопаток и предоставления возможности использования более высокой температуры.
Теплообменники, используемые в вариантах осуществления согласно настоящему изобретению, могут, предпочтительно, быть противоточного типа, но могут также быть и любого другого вида теплообменника, выполненного с возможностью передачи тепла от источника тепла с более высокой температурой газу, поступающему в теплообменник. Источник тепла с более высокой температурой может быть, например, газом, выходящим из некоторых турбин. Теплообменники могут также использоваться для охлаждения газа в газовой турбине посредством использования охлаждающей среды с более низкой температурой для удаления некоторой части тепла в газе, текущем в газовой турбине. Используемая охлаждающая среда может быть, например, жидкостью, такой как вода, или любой другой текучей средой. Материалы, используемые при изготовлении теплообменников, могут быть любым материалом, выдерживающим повышенные температуры и давления и имеющим, как правило, более высокую теплопроводность. Это могут быть, например, но не ограничиваясь этим, сплавы на основе нержавеющей стали или на основе хрома и никеля.
Тепловырабатывающее оборудование, используемое в вариантах осуществления согласно настоящему изобретению, может быть любым видом камеры сгорания, выполненной с возможностью обеспечения сжигания топлива в смеси газа, такой как, например, воздух, для создания газа с повышенной температурой. Оно может быть простой камерой сгорания трубчатого типа или камерой сгорания с более сложной структурой. Оно может быть трубчатой, кольцевой или удвоенной кольцевой камерой сгорания. Камеры сгорания, предпочтительно, содержат систему впрыска топлива и систему зажигания, выполненную с возможностью сжигания топлива в смеси газа, такой как например воздух. Предпочтительно, количество топлива, вводимого системой впрыска топлива, может управлять система управления газовой турбины. Система впрыска топлива может, например, быть герметизированной системой впрыска топлива, имеющей систему распыления с распыляющими форсунками, через которые топливо нагнетается под давлением. Если топливу, используемому в камере сгорания, требуется использование распыляемого воздуха или других опорных механизмов для достижения управляемого и эффективного сгорания, они также могут быть включены в камеру сгорания. Система впрыска топлива может включать в себя один или несколько последовательных или параллельных клапанов для управления потоком топлива.
Тепловырабатывающее оборудование может также быть камерой сгорания по типу камеры сгорания с изменяемой геометрией. Камера сгорания по типу камеры сгорания с изменяемой геометрией может включать в себя привод, с помощью которого геометрия камеры сгорания может быть изменена. Камера сгорания может быть изготовлена посредством использования разнообразных материалов, обладающих возможностью выдерживать повышенные температуры и давления, возникающие в технологическом процессе газовой турбины. Эти материалы могут быть, например, но не ограничены этим, сплавами на основе никеля или кобальта. Также в камерах сгорания могут использоваться керамические материалы. Могут также применяться различные материалы создающего термический барьер покрытия, служащие в качестве изолирующего слоя для уменьшения температур нижележащего металлического основания.
Тепловырабатывающее оборудование может быть внешним тепловырабатывающим оборудованием, в случае которого вырабатываемое им тепло в блоке тепловырабатывания предается сжатому газу от первого компрессора или от рекуператора, то есть первого теплообменника, с использованием связанного теплообменника, встроенного во внешний тепловырабатывающий блок или установленного в соединении с ним. Соответственно, температура сжатого газа увеличивается на его пути к первой турбине. Например, в случае камер сгорания, когда используемое топливо является неподходящим для непосредственного использования в газовых турбинах, внешнее тепловырабатывающее оборудование, такое как внешняя камера сгорания, может быть предпочтительно с целью предотвращения попадания вредных частиц в технологический процесс газовой турбины.
Блоки тепловырабатывания внешнего тепловырабатывающего оборудования могут также быть топливными элементами или солнечными тепловыми коллекторами, вырабатывающими тепло, которое затем передается от первого тепловырабатывающего оборудования сжатому газу. Вышеуказанные альтернативные блоки тепловырабатывания со связанными теплообменниками могут также использоваться в качестве второго тепловырабатывающего оборудования, таким образом передавая тепло для подогрева расширяющегося газа от расположенной выше по ходу потока турбины.
Вводимое топливо или вырабатываемое тепло может регулироваться на основе необходимой величины энергии, которая будет подаваться в электрическую сеть или любую нагрузку, находящуюся в электрическом соединении с газовой турбиной. Впрыск топлива или тепловырабатывание могут регулироваться на основе других параметров, таких как, например, напряжение, ток, температура, давление или массовый расход.
Электрогенераторы, используемые в газотурбинной системе согласно вариантам осуществления настоящего изобретения, могут быть синхронного или асинхронного типа. Генераторы могут быть генераторами постоянного тока (DC), генераторами с постоянными магнитами, индукционными генераторами, индукционными генераторами двойного питания или генераторами любых других видов, выполненных с возможностью преобразования механической энергии вращающейся оси в электрическую энергию. Количество фаз генераторов может, предпочтительно составлять три, но может также быть и две в случае генераторов постоянного тока (DC), или, например, шесть. Кроме того, генераторы могут иметь соединение по схема звезда или треугольник и выполнены либо с заземлением, либо без заземления.
Блок силовой электроники может включать в себя преобразователи частоты, соединенные с электрогенераторами, или может включать в себя выпрямители для генераторов для преобразования переменного тока (АС), поступающего от генератора, в случае генераторов переменного тока (АС), в постоянный ток (DC), и затем инвертор или инверторы для преобразования постоянного тока (DC) в переменный ток (АС) с желаемой частотой, такой как, например, частота в электрической сети или нагрузке переменного тока (АС).
Функционирование инвертора может быть основано на методиках широтно-импульсной модуляции (PWM) с использованием полупроводниковых переключающих устройств. Переключающие устройства выполняют действие переключения с высокой частотой, обычно несколько сотен или даже тысяч раз в секунду. Посредством переключения с высокой частотой и посредством изменения части периодов переключения, в течение которых переключатели замыкаются (или размыкаются в зависимости от системы), инвертор формирует форму тока, которая является подходящей для введения к электрическую сеть. Также могут использоваться и другие способы для преобразования постоянного тока в переменный ток.
Существуют различные стратегии управления и задачи, которые могут использоваться для осуществления управления инвертором на стороне электрической сети или нагрузки. Обычно они включают в себя: управление напряжением линии постоянного тока (DC), активной и реактивной мощностью, поставляемой в сеть, и синхронизацией с сетью и для обеспечения достаточного качества подаваемой энергии. Обычно система управления включает в себя два каскадных контура. Внутренние контуры управляют токами сети, а наружные контуры управляют напряжением линии постоянного тока (DC) и активной и реактивной мощностью. Контуры токов ответственны за качество энергии, таким образом компенсация гармоник может быть добавлена к действию контроллеров тока для их улучшения. Наружные контуры управляют потоком энергии системы посредством управления активной и реактивной мощностью, подаваемой в сеть.
Система управления, соединенная с блоком силовой электроники и/или тепловырабатывающим оборудованием, предпочтительно, включает в себя электронику, выполненную с возможностью приема данных об измерении и генерирования сигналов управления для того, чтобы управлять крутящим моментом и скоростью вращения всех электрогенераторов, а также количеством вырабатываемого тепла в тепловырабатывающем оборудовании. Система управления может быть выполнена с возможностью приема информации от датчиков, выполненных с возможностью измерения термодинамических параметров системы, таких как температура и давление, и/или электрических параметров, таких как токи и напряжения генераторов, схем силовой электроники, параметров во вспомогательных системах, или напряжений и токов в электрической сети или нагрузке, в которую подается электрическая энергия газовой турбины. Система управления может включать в себя контуры обратной связи, тракты прямой связи и может быть основана на некоторых из многочисленных способов управления, таких как, например, скалярное управление вольтами на герц, векторное управление, также известное в качестве ориентированного на поле управления или прямое управление крутящим моментом.
Система управления может быть выполнена с возможностью управления скоростями вращения и электрическими крутящими моментами электрогенераторов независимо друг от друга, как это известно из предшествующего уровня техники. Скорость вращения может поддерживаться постоянной, в то время как создаваемый крутящий момент изменяется. Также возможно поддерживать крутящий момент постоянным с изменением скорости вращения. Это предоставляет возможность управления выходной энергией генераторов независимо от скоростей вращения.
Система управления может включать в себя, например, центральный процессор (CPU), запоминающий элемент, такой как например, энергонезависимое запоминающее устройство, такое как постоянное запоминающее устройство (ROM), или энергозависимое запоминающее устройство, такое как запоминающее устройство с произвольным доступом (RAM), и блок связи. Программное обеспечение управления, такое как алгоритмы управления, инструкции, заданные параметры и условия, и способ согласно настоящему изобретению в общем случае могут храниться в запоминающем устройстве в подходящем формате, подлежащем выполнению в CPU. Блок связи, который может быть использован для отправки и/или приема данных к внешней системе/от нее, может содержать антенну и/или порт связи для технологии проводной связи, например, Ethernet или другой интерфейс локальной вычислительной сети (LAN). В случае беспроводной связи блок связи может использовать, например, радиочастотные технологии, такие как технологии беспроводной локальной вычислительной сети (WLAN), Глобальной системы для мобильной связи (GSM), сети мобильной связи Третьего поколения (3G), Долгосрочного Развития (LTE), Четвертого поколения (4G), Пятого поколения (5G) и т.д.
Система управления может быть выполнена, например, на одном компьютере или может также быть пространственно распределена по нескольким различным местоположениям. Средства управления технологическим процессом газовой турбины могут храниться, например, в блоке управления, тогда как система управления генераторов соединена с инверторами. Эти блоки могут затем осуществлять связь друг с другом через беспроводные или проводные средства связи.
Газотурбинная система с двумя каскадами согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения изображена схематично на Фиг. 1, с ссылочной позицией 100А. Элементы газовой турбины на Фиг. 1 и их первичные назначения могут, в общих чертах, быть описаны следующим образом. Второй компрессор С2 и первый компрессор С1 увеличивают давление газа, протекающего через них. Второй теплообменник 15 удаляет часть тепла от газа в охлаждающую среду. Во втором теплообменнике 15 охлаждающая среда, удаляющая часть тепла от газа, подается от внешнего источника (не изображен на Фиг. 1).
Первый теплообменник 14 используется для подогрева газа посредством использования расширяющегося газа с повышенной температурой, поступающего от второй турбины Т2. В первом тепловырабатывающем оборудовании HGE1, в случае обычной камеры сгорания, сжатый газ смешивается с топливом, и тепло высвобождается в процессе сгорания, таким образом образуя газ с повышенной температурой. В случае внешнего тепловырабатывающего оборудования, например, внешней камеры сгорания или топливного элемента, вырабатываемое тепло передается сжатому газу посредством использования связанного теплообменника. Кроме того, в первой турбине Т1 и во второй турбине Т2 газ при повышенной температуре расширяется и вырабатывает механическую энергию для вращения электрогенераторов, т.е. первый генератор G1 и второй генератор G2, и первый компрессор С1 и второй компрессор С2. Первый каскад включает в себя первый вал 11А, первый компрессор С1 и первую турбину Т1. Второй каскад включает в себя второй вал 11 В, второй компрессор С2 и вторую турбину Т2. Первый и второй генераторы G1, G2 соединены соответственно с первым и вторым валами 11А, 11В. Следует отметить, однако, что настоящее изобретение не ограничено газовыми турбинами с двумя каскадами, но турбинами по меньшей мере с двумя каскадами, т.е., например, с тремя или четырьмя или более каскадами.
Кроме того на Фиг. 1, генераторы G1 и G2 электрически соединены соответственно с выпрямителями 13А и 13В. Выпрямители преобразовывают переменный ток, поступающий от генераторов, в постоянный ток. Постоянный ток затем подается в инвертор 16, обычно через промежуточную схему, включающую в себя накопитель 17 энергии, такой как конденсатор или катушка индуктивности, магнитное поле которой может быть использовано в качестве временного накопителя энергии. Промежуточная схема может также включать в себя батарею или суперконденсатор(ы), или другие источники энергии для того, чтобы поддерживать функционирование газотурбинной установки в условиях, при которых электрическая сеть не доступна. Инвертор затем преобразовывает постоянный ток в переменный ток, подходящий для ввода в электрическую сеть или электрическую нагрузку, обычно, с частотой в 50 или 60 герц, в зависимости от электрической сети. Управляющее оборудование CTRL может использоваться для управления работой выпрямителей и инвертора посредством сигналов 104 и 106, и 105 управления, соответственно.
На фигуре 1, под ссылочной позицией 100 В изображен вариант осуществления настоящего изобретения, в котором первое тепловырабатывающее оборудование является внешним тепловырабатывающим оборудованием, имеющим тепловырабатывающий блок HGU и связанный теплообменник 120. На Фиг. 1 под ссылочной позицией 100В изображена только часть системы 100А в целях ясности. Остальная часть системы в данном отдельно взятом варианте осуществления подобна той, что изображена на фигуре под ссылочной позицией 100А. Внешнее тепловырабатывающее оборудование может быть, например, внешней камерой сгорания, системой топливных элементов (предпочтительно топливных элементов высокой температуры, таких как, например, твердооксидные топливные элементы, топливные элементы с расплавленным карбонатом, топливные элементы прямого горения углерода и т.д.) или солнечной тепловой системой (такой как концентрированная солнечная энергосистема, использующая солнечную башню, параболоцилиндрические концентраторы, параболические тарелки, линзы, отражатели Френеля и т.д.), имеющей связанный теплообменник 120, передающий вырабатываемое тепло сжатому газу, поступающему от первого теплообменника 14. Вертикальные пунктирные стрелки в HGU указывают на потоки текучей среды в случае, если они существуют. В дальнейшем первое и второе тепловырабатывающее оборудование может быть или может не быть внешним тепловырабатывающим оборудованием.
В то время как вырабатываемое тепло в камерах сгорания и топливных элементах может регулироваться посредством регулировки количества вводимого топлива, регулирование тепловырабатывания в солнечных тепловых системах требует других мер. Характерные методики должны как таковые поворачивать солнечные тепловые коллекторы и/или зеркала, или линзы относительного прямого прохождения солнечного излучения, таким образом увеличивая или уменьшая количество поглощаемого излучения, например, посредством одно- или двухкоординатного управления.
Часть сигналов измерений и управления согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения приведены на Фиг. 1, под ссылочной позицией 100А. Термодинамические параметры, такие как температура ТЕ1 впуска турбины первой турбины Т1, температура ТЕ2 выпуска турбины второй турбины Т2, которая также является температурой газа с повышенной температурой первого теплообменника 14, могут быть измерены и поданы в управляющее оборудование CTRL. Управляющее оборудование может быть выполнено с возможностью передачи сигналов 105 управления в инвертор 16, 104, 106, в выпрямители 13А, 13В и 107, в первое тепловырабатывающее оборудование HGE1. Также обычно определяются скорости 102, 103 вращения электрогенераторов G1, G2 посредством использования различных известных способов и датчиков. Остальные сигналы измерений и управления не изображены на фигуре для ясности.
Могут также присутствовать некоторые сигналы измерений, которые не были изображены на Фиг. 1, но изображены на Фиг. 2. Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что могут также существовать дополнительные или альтернативные сигналы измерений и управления, не изображенные ни на Фиг. 1, ни на Фиг. 2. Как видно на Фиг. 2, токи 201 и напряжения 202 из электрической сети могут быть измерены для того, чтобы определять энергию, подаваемую на электрическую сеть или поглощаемую из нее, а также чтобы определить фазовый угол и частоту для синхронизации работы газотурбинной установки с сетью. Зачастую не нужно измерять все фазные токи и фазные напряжения, а достаточно измерить, например, две фазы в случае трехфазной системы. Синхронизация с сетью может быть осуществлена посредством использования любого способа фазовой автоподстройки частоты (phase-locked loop, PLL), такого как, например, фазовая автоподстройка частоты с помощью обобщенного интегратора второго порядка (second order general integrator phase-locked loop, SOGIPLL). Кроме того, напряжение промежуточной схемы 203 может быть измерено для того, чтобы, например, обеспечивать достаточный уровень напряжения так, чтобы ток, вводимый в сеть, не искажался. Также могут производиться измерения выходного тока электрогенераторов 204, 205 для того, чтобы управлять токами генераторов, тем самым обеспечивая управление скоростями вращения и крутящими моментами генераторов. Также могут производиться различные другие измерения в системе, в частности, для измерения потоков газа, энергий, скоростей расхода топлива, давлений и температур и т.д.
На Фигуре 3 представлен предпочтительный вариант осуществления согласно настоящему изобретению с тремя каскадами. Каждый каскад включает в себя вал 11А, 11В, 11С, компрессор C1, С2, С3, и турбину T1, Т2, Т3, установленную на валу. Первый, второй и третий генераторы G1, G2, и G3 соединены с соответственно первым, вторым и третьим валами 11А, 11В, 11С. Первый теплообменник 14 используется для подогрева сжатого газа перед попаданием в первое тепловырабатывающее оборудование HGE1. В данном варианте осуществления выполнено два вторых теплообменника 15, при этом один соединен между первым компрессором С1 и вторым компрессором С2, а другой соединен между вторым компрессором С2 и третьим компрессором С3. Оба вторых теплообменников 15 сообщаются по текучей среде с компрессорами по обе стороны от вторых теплообменников. Некоторые из измерений ТЕ1, ТЕ2, 301, 302 и сигналов 303-307 управления, которые могут использоваться, также изображены на Фиг. 3. Другие, которые могут быть использованы, являются теми же самыми, что и на Фиг. 2 в одном варианте осуществления с двумя каскадами, т.е. электрическими измерениями, такими как токи и напряжения на стороне 201, 202 сети или нагрузки, напряжение в промежуточной схеме 203 и токи электрогенераторов 204, 205. Электрическая энергия, производимая электрогенераторами, может быть подана на нагрузку 200.
На Фигуре 4 представлены различные варианты осуществления настоящего изобретения. Элементы, которые изображены пунктирными линиями, могут считаться необязательными элементами, которые могут быть опущены. В одном простом варианте осуществления второй компрессор С2 был опущен, так же как и вторые теплообменники 15 и второе тепловырабатывающее оборудование HGE2. В данном варианте осуществления газ, поступающий в систему, сжимается только первым компрессором С1. Затем сжатый газ подается в первый теплообменник 14, в котором сжатый газ подогревается посредством использования газа с повышенной температурой, поступающего от турбины самого низкого давления (Т2 в двухкаскадной системе, изображенной на Фиг. 4). Затем подогретый сжатый газ подается в первое тепловырабатывающее оборудование HGE1, в котором сжатый газ смешивается с топливом для того, чтобы выделять тепло посредством сжигания смеси газа, такой как, например, воздух, и топлива в случае обычной камеры сгорания.
В случае внешнего тепловырабатывающего оборудования тепло передается сжатому газу связанным теплообменником 120 из первого тепловырабатывающего оборудования HGE1 (изображено на Фиг. 1 под ссылочной позицией 100 В), в частности, в случае внешней камеры сгорания, топливных элементов или солнечной тепловой системы. После первого тепловырабатывающего оборудования HGE1 газ с повышенной температурой подается в первую турбину Т1, в которой газ с повышенной температурой расширяется, и вырабатывается механическая энергия, и таким образом первый компрессор С1 и первый генератор G1 вращаются для выработки полезной электрической энергии. Затем газ с повышенной температурой дополнительно подается во вторую турбину Т2, в которой газ дополнительно расширяется для выработки механической энергии и вращения второго генератора G2 для выработки полезной электрической энергии. После второй турбины Т2 газ выпускается из газовой турбины или подается в первый теплообменник 14, при его наличии. Также в данном случае следует заметить, что настоящее изобретение не ограничено газовыми турбинами с двумя каскадами, а турбинной системой по меньшей мере с двумя каскадами с теми же самыми необязательными элементами, какие показаны на Фиг. 4.
Согласно различным вариантам осуществления настоящего изобретения электрогенераторы G1, G2, G3 могут быть непосредственно соединены с валами 11А-11С каскадов без использования, например, коробки передач, таким образом вращаясь с той же самой скоростью, что и валы 11А-11С.
Согласно различным вариантам осуществления настоящего изобретения большая часть полной выходной энергии, подаваемой на нагрузку 200 в виде электрической энергии и механической энергии, вырабатывается электрогенераторами G1, G2, G3 в виде электрической энергии. Полная выходная энергия относится в данном документе к сумме электрической энергии и механической энергии, подаваемой на нагрузку 200 установкой, при этом нагрузка 200 является внешней по отношению к установке. Полная выходная мощность, заданная в данном документе, не включает в себя тепловую выходную энергию, такую как энергия, выпускаемая из установки через выпускную трубу, или тепловые потери установки. Согласно одному варианту осуществления по меньшей мере 60 процентов или, преимущественно, по меньшей мере 80 процентов полной выходной мощности, подаваемой на нагрузку 200 в виде электрической энергии и механической энергии, выдается электрогенераторами G1, G2, G3 в виде электроэнергии.
Нагрузка 200 в данном документе относится к нагрузке 200, которая является внешней к установке, такой как электрическая сеть или автономная электрическая нагрузка, такая как система электропитания, например, больницы или промышленного предприятия, или бытовая нагрузка. В судовых газотурбинных установках нагрузка 200 может быть системой электропитания судна и/или электрического двигателя, который является частью судовой двигательной установки.
Электрогенераторы G1, G2, G3 могут, поэтому, быть выполнены с возможностью выработки первичной выходной мощности установки, подаваемой постоянно или периодически на нагрузку 200, которая является внешней к установке, установкой в виде электроэнергии, а не действия только в качестве вспомогательного источника энергии или только управления работой установки. Постоянно или периодически подаваемая мощность на указанную нагрузку 200, внешнюю по отношению к установке, относится в данном документе к обычным рабочим условиям, таким как номинальные рабочие условия или условия частичной нагрузки, исключая энергию, вырабатываемую на мгновение или в течение коротких промежутков времени, например, для короткого усиления мощности. Тем не менее электрогенераторы G1, G2, G3 могут использоваться также в управлении работой газотурбинной установки совместно с управлением количеством вырабатываемого тепла в первой камере сгорания Comb1, а также и во вторых камерах сгорания Comb2, при их наличии.
Согласно одному варианту осуществления часть электрической выходной мощности электрогенераторов G1, G2, G3 может использоваться для работы газотурбинной установки, т.е. для собственного потребления установкой. Собственное потребление может быть, например, электроэнергией, необходимой для системы управления или активных магнитных подшипников. Тем не менее, большая часть полной выходной мощности по-прежнему подается на нагрузку 200, являющуюся внешней по отношению к установке, установкой. Согласно различным вариантам осуществления по меньшей мере 60 процентов или, предпочтительно, по меньшей мере 80 процентов выходной мощности, подаваемой на нагрузку 200, вырабатывается электрогенераторами G1, G2, G3 в виде электроэнергии. Менее 40 процентов или, предпочтительно, менее 20 процентов, соответственно, полной выходной мощности, подаваемой на нагрузку 200 в виде электрической энергии и механической энергии, то есть, например, энергия вращения вала 11А-11С, может поступать от других источниками или потребляться ими, в частности, от дополнительной турбины или вращающегося устройства, такого как вентилятор или насос, находящихся в текучей связи с установкой.
Согласно различным вариантам осуществления настоящего изобретения номинальная энергия и/или номинальные скорости вращения генераторов могут отличаться на 10 или 15 процентов друг от друга по большей мере относительно номинальной энергии и/или номинальных скоростей вращения генератора с наивысшей номинальной энергией и/или номинальными скоростями вращения, однако будут по-прежнему подпадать под концепцию по существу равных номиналов, раскрываемую в данном документе. В некоторых отдельных случаях процесс газовой турбины может быть разработан таким образом, чтобы было полезным иметь немного более высокую разницу в номинальных мощностях генераторов для того, чтобы оптимизировать функционирование системы, и поэтому предел для разности в номиналах может, в зависимости от случая, таким образом также составлять 20 процентов.
Согласно одному варианту осуществления номинальная мощность электрогенератора G1, G2, G3 может составлять 30-1500 киловатт. Согласно одному варианту осуществления номинальная скорость вращения электрогенератора G1, G2, G3 может составлять 10000-120000 оборотов в минуту. Согласно различным вариантам осуществления максимальное значение температуры впуска турбины у турбины Т1 самого высокого давления может составлять 600-1500 градусов по Цельсию, предпочтительно 750-1250 градусов по Цельсию.
Согласно различным вариантам осуществления скорости вращения вращающихся деталей электрогенераторов G1, G2, G3, то есть их роторов, могут не отличаться более чем на 30 процентов относительно скорости вращения генератора, соединенного с каскадом, вращающимся быстрее всех.
Согласно одному варианту осуществления электрическая энергия, выдаваемая электрогенераторами G1, G2, G3, может, предпочтительно, быть такой, чтобы разность между электрической энергией генераторов G1, G2, G3 относительно номинальной мощности одного из электрогенераторов, могла не превышать 60 процентов. Если номинальные мощности отличаются в пределах этого диапазона в соответствии с настоящим изобретением, то электрические мощности, выдаваемые электрогенераторами G1, G2, G3, могут не отличаться более чем на 60 процентов относительно номинальной мощности электрогенератора с самой высокой номинальной мощностью.
На Фиг. 5 показана газотурбинная система, сообщающаяся по текучей среде с внешним процессом 50. Внешний процесс может быть любым процессом использования тепла в общем случае, в частности, например, паровым котлом, системой отопления помещений, горелкой в наружном контуре или любой другой горелкой, использующей подогреваемые газы. Внешний процесс может использовать охлаждающую среду, поступающую от промежуточного охладителя. В случае, например, горелки в наружном контуре также имеется топливо 52, поступающее от внешнего источника. На выходе такого процесса, может быть, например, пар 54. Также могут присутствовать дополнительные или альтернативные элементы в системе, не изображенные на фигуре, в зависимости от типа внешнего процесса, элементов, в частности, например, для использования потока отработанных газов или побочных продуктов.
Варианты примеров осуществления настоящего изобретения, представленного выше на Фиг. 4, являются всего лишь несколькими возможными вариантами осуществления. Как отмечалось ранее, настоящее изобретение относится к газовым турбинам по меньшей мере с двумя каскадами. Три каскада на Фиг. 3 также представляют собой всего лишь пример и не должны рассматриваться в качестве ограничения. Любое сочетание элементов, отмеченных пунктирными линиями, с элементами, отмеченными сплошными линиями, может быть отнесено к одному варианту осуществления настоящего изобретения независимо от того, составляет ли количество каскадов два или более.
Основной принцип управления газотурбинной системой согласно настоящему изобретению состоит в управлении электрической энергией, подаваемой в электрическую сеть или нагрузку, для соответствия необходимой выходной электрической энергии, заданной оператором или эксплуатационной системой, которая может быть любой внешней системой газотурбинной установки, и для функционирования системы в устойчивых рабочих точках, например, чтобы избегать пульсации компрессора. Такое функционирование имеет два основных режима работы: режим соединения с сетью и режим секционирования. В режиме соединения с сетью процесс газовой турбины соединен с электрической сетью и подает электроэнергию в электрическую сеть или поглощает (например, в случае запуска) электроэнергию из электрической сети. В режиме секционирования соединение с электрической сетью теряется или не используется совсем, как в автономных системах, и газотурбинная установка подает питание только на нагрузки, если таковые вообще имеются, соединенные с газотурбинной установкой. В режиме секционирования могут использоваться батареи для подачи или поглощения электроэнергии в течение быстрых изменений нагрузки. Они также могут использоваться в течение условий нулевой нагрузки. В режиме секционирования соединение с сетью может быть или его может не быть.
Способ управления согласно настоящему изобретению состоит в управлении скоростями вращения генераторов, прежде всего, для управления потоком газа в газотурбинной системе. Скорости вращения могут изменяться, в то время как количество тепла, вырабатываемое в первом тепловырабатывающем оборудовании, поддерживается постоянным или изменяется. Скорости вращения могут также поддерживаться постоянными, в то время как количество тепла в первом тепловырабатывающем оборудовании изменяется или поддерживается постоянным. Управление скоростями и регулирование количества тепла могут осуществляться на основе предварительно определенных значений или на основе контуров обратной связи и т.д.
Способ управления согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения будет объяснен ниже. Рассмотрим, в качестве примера, двухкаскадную систему, представленную на Фиг. 1. Если скоростями вращения каскадов не управлять, то рабочие процессы компрессоров установятся в точках, определяемых различными термодинамическими параметрами, такими как перепад давления и впускное давление компрессора, температуры и поток текучей среды в процессе. Это изображено на Фиг. 6 с использованием схем эксплуатации компрессора. Различные пунктирные кривые представляют собой кривые при постоянных скоростях вращения.
Кривая, соединяющая крайние левые точки кривых постоянных скоростей вращения, является линией 60А, 60В пульсации. Чтобы поддерживать устойчивое функционирование газовой турбины, рабочие точки компрессора должны поддерживаться на правой стороне от линии 60А, 60В пульсации. На фигурах, P1, Р2, Р3 и Р4 относятся к четырем различным рабочим точкам с мощностями так, что: (мощность в P1)>(мощность в Р2)>(мощность в Р3)>(мощность в Р4). Как видно, с уменьшением мощности рабочие точки обоих компрессоров смещаются к линии 60А, 60В пульсации. Как должно быть понятно специалисту в данной области техники, эффективность компрессора имеет наивысшие значения в области, расположенной примерно в центре схемы эксплуатации компрессора, что означает, что эффективность быстро уменьшается с уменьшением мощности. Если турбина часто функционирует в условиях частичной нагрузки, то средняя эффективность будет меньше, чем в случае функционирование всегда осуществляется вблизи центра схемы эксплуатации.
Идея способа управления согласно настоящему изобретению состоит в управлении скоростями вращения каскадов непосредственно с использованием генераторов, соединенных с валами каскадов. Это показано на Фиг. 7, при этом схемы эксплуатации компрессора изображены в случае использования способа согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. Кривая, соединяющая крайние левые точки кривых постоянных скоростей вращения, является линией 70А, 70В пульсации. В данном приведенном в качестве примера случае управления основано на использовании трех различных режимов управления: первом, втором и третьем режимах управления. Результат от различных режимов управления может быть виден на Фиг. 7 для трех различных наклонов на кривых. Различные режимы управления будут позже описаны более подробно. В данном случае также показано четыре рабочих точек (по существу те же самые рабочие точки что и на Фиг. 6) на схемах эксплуатации, для которых (мощность в P1)>(мощность в Р2)>(мощность в Р3)>(мощность в Р4). Снова с уменьшением рабочие точки смещаются к линии 70А, 70В пульсации. В данном случае, однако, рабочие точки остаются ближе к области в центре схем эксплуатации. Использование способа согласно настоящему изобретению таким образом обеспечивает более высокую эффективность, которая может быть достигнута особенно в условиях частичной нагрузки. Кроме того, может быть обеспечено то, что рабочие точки компрессоров будут оставаться достаточно далеко от линии 70А, 70В пульсации. Это также будет вносить вклад в обеспечение долгих сроков эксплуатации для систем.
Теперь будут описаны различные приведенные в качестве примера режимы управления согласно вариантам осуществления настоящего изобретения. Первый режим управления основан на управлении выходной мощностью таким образом, чтобы температура впуска турбины самого высокого давления поддерживалась на максимальной допустимой температуре. Это осуществляется посредством управления скоростями вращения генераторов соответственно и регулировки количества вырабатываемого тепла в первом тепловырабатывающем оборудовании для того, чтобы вырабатывать необходимую выходную энергию с поддержанием температуры впуска турбины самого высокого давления на максимальной допустимой температуре. Во втором режиме управления скорости вращения генераторов поддерживаются на заданных по существу постоянных значениях, и необходимая выходная мощность вырабатывается посредством регулировки количества вырабатываемого тепла. «По существу постоянная» в данном случае относится к поддержанию скоростей вращения в пределах десяти процентов от заданных значений в различных рабочих условиях при использовании второго режима управления.
Значения «по существу постоянные» скорости вращения различных генераторов могут быть по существу одними и теми же или различным, в частности, например, оба или все генераторы вращаются с 25000 оборотами в минуту (об/мин), либо генератор каскада низкого давления вращается с 27000 об/мин, а генератор каскада высокого давления вращается с 31000 об/мин или наоборот. Скорости вращения согласно настоящему изобретению не ограничены каким-либо значением, но могут быть любого порядка в зависимости от применения.
В третьем режиме управления управление температурой расширяющегося газа при повышенной температуре, поступающего от расположенной ниже по ходу потока турбины вниз по потоку, т.е. от турбины самого низкого давления (Т3 на Фиг. 3 и Т2 на Фиг. 1 и 4) и подаваемого в первый теплообменник 14, осуществляется так, чтобы поддерживать температуру на максимальном допустимом значении посредством надлежащего управления скоростями вращения генераторов и количеством вырабатываемого тепла в тепловырабатывающем оборудовании.
На Фигуре 8 показаны различные температуры в качестве примера согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения в случае использования трех режимов управления, описанных ранее. Температуры на фигуре представляют собой следующее: THP,TIT,MAX является максимальным допустимым значением для температуры впуска турбины высокого давления, THP,TIT является температурой впуска турбины высокого давления, TLP,TIT является температурой впуска турбины низкого давления, TLP,TET,MAX является максимальным допустимым значением для температуры выпуска турбины низкого давления, TLP,TET является температурой выпуска турбины низкого давления, THGE1,IN является температурой впуска первого тепловырабатывающего оборудования. THGE1,IN,MIN является минимальным допустимым значением для температуры впуска первого тепловырабатывающего оборудования. Данное минимальное допустимое значение может стать особенно важным в случае, например, камер сгорания с каталитическим сгоранием.
Начиная справа, т.е. от относительной выходной мощности в 100%, и двигаясь к нижним условиям частичной нагрузки в первом режиме управления, THP,TIT поддерживается на максимальном допустимом значении. На данной фигуре, это изображено немного ниже для ясности. Затем, в данном случае в части кривой около 22-38 процентов температура выпуска турбины низкого давления поддерживается на максимальном допустимом значении в третьем режиме управления. Наконец, в условиях частичной нагрузки приблизительно от 0 до 22 процентов во втором режиме управления температура изменяется, соответствуя условиям по существу с постоянной скоростью вращения каскадов и уменьшением количества тепла, вырабатываемого в первой камере сгорания.
На Фиг. 9 изображены те же самые температуры в качестве примера согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения с использованием только первого и второго режимов управления.
Вторые теплообменники могут использоваться или могут не использоваться в газовой турбине согласно настоящему изобретению. Их использование или неиспользование не влияет на способ согласно настоящему изобретению. Вышеуказанное, касаемо использования вторых теплообменников, также применимо к вариантам осуществления по меньшей мере с одним вторым тепловырабатывающим оборудованием HGE2. Вырабатываемое тепло по меньшей мере одним вторым тепловырабатывающим оборудованием HGE2 регулируется так, чтобы температура впуска расположенной ниже по ходу потока турбины, всегда была максимизирована в первом режиме управления. Функционирование переходит во второй или третий, или любой другой режим управления, как только температура впуска первого теплообменника достигает максимального допустимого значения в первом режиме управления. В данном варианте осуществления, для максимизации температуры впуска каждой из последующих турбин, температур выпуска каждого из по меньшей мере одного второго тепловырабатывающего оборудования HGE2 определяются, например, посредством измерения, как это также изображено на Фиг. 1 и 3 (второе тепловырабатывающее оборудование не изображено на фигурах). Если это осуществляется непосредственным измерением, то измерительные датчики в вариантах осуществления, включающих в себя второе тепловырабатывающее оборудование, должны быть помещены вниз по потоку (расположенными ниже по ходу потока) от указанного второго тепловырабатывающего оборудования, в промежутке между вторым тепловырабатывающим оборудованием и соответствующей расположенной ниже по ходу потока турбиной.
Управление газотурбинной системы согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения описано выше в качестве примера так, что во время использования всегда имеется только один режим управления. Следует отметить, однако, что функционирование газовой турбины согласно первому, второму или третьему режиму управления представляет собой некоторые частные условия или вариант функционирования, и не ограничивает функционирование газовой турбины согласно настоящему изобретению этими режимами управления.
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения управление газотурбинной системы может осуществляться так, чтобы количеством тепла, вырабатываемым в первом тепловырабатывающем оборудовании HGE1 и в другом тепловырабатывающем оборудовании, если таковые вообще имеются, электрической энергией, генерируемой электрогенераторами G1, G2, G3, и/или скоростями вращения электрогенераторов G1, G2, G3 можно было управлять или регулировать любым образом, при условии что различные параметры системы не будут нарушать ограничения, такие как превышение максимального допустимого значения температуры впуска турбины Т1 самого высокого давления или максимального допустимого значения температуры выпуска турбины самого низкого давления TLP,TET, или будут не допущены конкретные скорости вращения или диапазоны скоростей, в частности, относящиеся к критическим скоростям каскадов, определенных по отношению к первому, второму и третьему режимам управления. Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения управление газотурбинной системы может осуществляться так, что ни одна из указанных температур или скоростей вращения электрогенераторов G1, G2, G3 не будет поддерживаться постоянной.
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения, по меньшей мере два или более из указанных режимов управления могут быть использованы относительно или в зависимости от выходной мощности газотурбинной системы, как можно видеть на Фиг. 8 и 9.
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения функционирование или управление газотурбинной системой может осуществляться относительно или в зависимости от выходной мощности газотурбинной системы согласно по меньшей мере первому режиму управления (приблизительно от 38% до приблизительно 100% на Фиг. 8 и 9) и во втором режиме управления (от 0 до приблизительно 22% на Фиг. 8 и от 0 до приблизительно 38% на Фиг. 9).
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения функционирование или управление газотурбинной системой может осуществляться относительно или в зависимости от выходной мощности газотурбинной системы согласно по меньшей мере первому режиму управления (приблизительно от 38% до приблизительно 100% на Фиг. 8 и 9) и третьему режиму управления (приблизительно от 22% до приблизительно 38% на Фиг. 8).
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения функционирование или управление газотурбинной системой может осуществляться относительно или в зависимости от выходной мощности газотурбинной системы согласно по меньшей мере второму режиму управления (от 0 до приблизительно 22% на Фиг. 8 и от 0 до приблизительно 38% на Фиг. 9) и третьему режиму управления (приблизительно от 22% до приблизительно 38% на Фиг. 8).
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения функционирование или управление газотурбинной системой может осуществляться относительно или в зависимости от выходной мощности газотурбинной системы согласно по меньшей мере первому режиму управления (приблизительно от 38% до приблизительно 100% на Фиг. 8 и 9) и второму режиму управления (от 0 до приблизительно 22% на Фиг. 8 и от 0 до приблизительно 38% на Фиг. 9), и третьему режиму управления (приблизительно от 22% до приблизительно 38% на Фиг. 8).
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения изменение режима управления от одного к другому, в случае использования по меньшей мере двух режимов управления относительно или в зависимости от выходной мощности газотурбинной системы, может осуществляться на основе измеренного значения температуры, такого как значение температуры выпуска самой низкой реактивной турбины TLP,TET. Альтернативно или в дополнение, изменение режима управления от одного к другому может осуществляться на основе значения перепада давления компрессора или массового расхода компрессора. Предел параметра, указывающего на необходимость в изменении режима управления от одного к другому, может быть определен так, чтобы избегать пульсации или состояния запирания.
Как видно на Фиг. 8 и 9, в рабочих точках выше приблизительно 38 процентов (пиковое значение TLP,TET) газовая турбина функционирует в первом режиме управления. Ниже этой точки газовая турбина функционирует соответственно в третьем или втором режиме управления на Фиг. 8 или 9. Предел в 38 процентов может также быть некоторым другим в зависимости, например, от того, насколько высокую температуру горячего расширяющегося газа первый теплообменник может выдерживать.
На Фигуре 10 схематично показана блок-схема управления согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. Как видно, управление выходной мощностью системы осуществляется на основе необходимой выходной мощности PGT,SET. На основе PGT,SET определяется установленное значение (или опорное значение) для скорости вращения каскада низкого давления и установленное значение для первого тепловырабатывающего оборудования. Установленное значение ωLP,SET может использоваться, в общем случае, в качестве входного параметра подходящей функции управления скоростью каскада высокого давления или непосредственно в качестве установленного значения для скорости каскада высокого давления. Управление каскадом высокого давления может также осуществляться на основе управления с обратной связью (не изображено на Фиг. 10).
Специалисту в данной области техники, однако, должно быть понятно, что блок-схема управления в соответствии с одним вариантом осуществления может также отличаться от Фиг. 10. Она может содержать контур обратной связи для каскада высокого давления, а также контуры управления температурой с обратной связью, в частности, например, для температуры впуска турбины самого высокого давления. Система, конечно, может иметь большее количество контуров управления в случае более двух каскадов, потому что скоростью вращения каждого каскада можно управлять по отдельности. Она может иметь тракты управления для указанного второго тепловырабатывающего оборудования.
Функция управления (f(ωLP,SET) на Фиг. 10) может быть основана на предварительно определенных значениях, хранящихся в запоминающем устройстве, или может быть основана на эмпирическом уравнении или может учитывать дополнительные параметры, такие как обратная связь или прямая связь. Дополнительные параметры могут быть токами, напряжениями, потоками газа, давлениями, температурами или параметрами, выведенными из вышеуказанных параметров.
В одном варианте осуществления управление может осуществляться на основе управления скоростью турбины высокого давления, установленное значение которой затем используется в управлении турбиной низкого давления.
В одном варианте осуществления с тремя, четырьмя или более каскадами, управление может осуществляться согласно Фиг. 10, но естественно могут присутствовать контуры управления для управления скоростями вращения каждого из каскадов. В данном случае могут использоваться те же самые принципы, как и для двух каскадов, описанных выше.
В газотурбинных системах скорости вращения каскадов зачастую превышают одну или более критических скоростей, то есть предварительно заданных нежелательных скоростей. Длительное функционирование на этих скоростях очень нежелательно вследствие изнашивания и поломок, возникающих в компонентах газовой турбины. Как уже указанно, может существовать одна или несколько критических скоростей, и они могут быть одними и теми же или различными скоростями для различных каскадов.
Если используется способ управления согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения, то управление скоростями вращения каскадов может осуществляться так, чтобы минимизировать время работы на критических скоростях или близко к ним. Это может быть осуществлено так, чтобы скорость вращения каскада увеличивалась или уменьшалась быстро при работе с критической скоростью. Это показано, в качестве примера, на Фиг. 11, на которой эксплуатационная линия 110 изображена на схеме эксплуатации компрессора так, чтобы иметь подобные характеристики с эксплуатационными линиями, изображенными на Фиг. 7. Критические скорости каскадов не относятся к компрессорам непосредственно, но присущи всему каскаду. Схема эксплуатации используется в данном документе только вследствие своего удобства в описании способа согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. Могут существовать нежелательные критические скорости, время действия при которых должно быть минимизировано, даже в случае, если никакой компрессор не соединен с каскадом.
На Фиг. 11, если скорость вращения каскада, и в данном случае компрессора, должны быть увеличена от начальной рабочей точки ОР1, но это приведет к функционированию на критической скорости 112 или около нее, то скорость компрессора может быть быстро увеличена посредством управления скоростью вращения каскада с помощью генератора. Посредством использования способа согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения скорость увеличивается быстро и управляемым образом в течение критической скорости 112. Это показано с помощью дополнительной части эксплуатационной линии 114, изображенной пунктирной линией, которая вначале является по существу вертикальной. Вышеуказанное, естественно, является только одним примерным случаем, и специалисту в данной области техники должно быть понятно, что способ согласно настоящему изобретению может быть использован в различных условиях относительно функционирования на критической скорости или около нее.
Также могут существовать критические скорости, влияющие на каждый из каскадов. Это может быть на одних и тех же или различных скоростях вращения. Это означает, что эксплуатационная линия каждого из каскадов похожа по форме на эксплуатационную линию 114 на Фиг. 11. Также может существовать более одной критической скорости на каскад. В данном случае эксплуатационная линия будет иметь более одной дополнительных частей эксплуатационной линии 114. В случае двух каскадов ситуация может быть, в качестве примера, такова, что критическая скорость влияет на каскад высокого давления, если скорость каскадов увеличивается. В данном случае скорость увеличивается при работе с критической скоростью, таким образом увеличивая мощность, вырабатываемую каскадом высокого давления. Затем скорость и мощность, вырабатываемая каскадом низкого давления, могут быть уменьшены на соответствующую величину для того, чтобы вырабатывать необходимую выходную мощность. Скорость каскада низкого давления в данном случае может, однако, быть также поддерживаться по существу постоянной.
Критические скорости могут быть заданы для каждого каскада и затем использованы в способе управления для не допущения работы на этих скоростях или около них. Либо, в качестве альтернативы, активные магнитные подшипники могут использоваться для измерения количества вибраций в каскаде. Если количество вибраций превышает заданную пороговую величину, то скорость вращения каскада увеличивается или уменьшается на достаточную величину для того, чтобы минимизировать время работы на критической скорости или около нее. Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что также могут быть и другие решения для слежения за количеством вибраций каскадов для того, чтобы определять функционирование на критической скорости или около нее, в частности, с использованием акселерометра(ов), датчика(ов) вихревых токов или датчика(ов) положения.
Газовая турбина может иметь несколько различных рабочих режимов. В дополнение к основному функционированию, то есть изменению энергии от неактивной до проектной точки, могут также быть другие рабочие режимы, в частности, запуск, обычное выключение, горячее выключение, отключение от сети и т.д. При пуске каскады сначала ускоряются посредством использования генераторов в качестве двигателей для того, чтобы достигнуть скоростей вращения, подходящих для зажигания топлива, в случае тепловырабатывающего оборудования, являющегося камерой(ами) сгорания для топлива, после которого запускается горелка камеры сгорания. В следующей стадии приводится в действие обычное управление мощностью, и газотурбинная установка готова выработать необходимую электрическую выходную мощность на основе, например, вышеописанных режимов управления согласно настоящему изобретению.
При обычном выключении выходная электрическая мощность постепенно уменьшается до нуля таким образом, чтобы температуры в технологическом процессе не изменялись слишком быстро. Горелка останавливается, и каскады уменьшают скорость до нуля или, в качестве необязательной возможности, до скоростей валоповорота посредством использования подходящих наклонных установок, избегающих пульсации и запирания компрессоров, удостоверяясь, что очистка технологического процесса газовой турбины достаточна, что температура изменяется не слишком быстро, и система не функционирует слишком долгое время на нежелательных скоростях. Каскады вращаются на скоростях валоповорота посредством использования генераторов в качестве двигателей. После прохождения валопроворачивания генераторы выключаются, и магнитные подшипники, если таковые вообще имеются, деактивируются после остановки вращения. Процесс затем сопровождается охлаждением вентиляторами в течение достаточного количества времени.
Последовательность горячего выключения во всем остальном подобна обычной последовательности выключения за исключением того, что горелка сразу останавливается от нагрузки без постепенного уменьшения выходной электрической энергии.
Отключение от сети относится только к условиям потери сети, и таким образом последовательность экстренной остановки автоматически приводится в действие для предотвращения выхода из под контроля валов газовой турбины. В течение условий потери сети источник питания от сети становится недоступным, и система управления поддерживается действующей посредством подачи вспомогательной мощности от батарей. В случае условий потери сети автоматически приводится в действие тормозной прерыватель, используемый в промежуточной схеме напряжения постоянного тока (шине постоянного тока (DC)) преобразователя частоты, когда напряжение шины постоянного тока (DC) превышает заданный предел. Таким образом, выход из под контроля валов газовой турбины предотвращается посредством направления энергии в тормозной(ые) резистор(ы), который(ые) преобразовывает(ют) электроэнергию в тепло или, альтернативно, она может накапливаться в накопителе энергии, таком как батарея, суперконденсатор или маховик.
В случае отключении от сети горелка сразу останавливается посредством закрывания топливных клапанов. Распыляющийся воздух по-прежнему продолжает подаваться в горелку в течение достаточного времени для того, чтобы очистить горелку и топливопроводы, связанные с ней (чистка воздухом). Клапан аварийного слива, используемый в обходной линии рекуператора и турбин, автоматически открывается. Энергия к активным магнитным подшипникам (АМВ) и охлаждающим вентиляторам подается от батарей. После остановки вращения валов обоих каскадов газовой турбины, АМВ каскадов HP (высокого давления) и LP (низкого давления) газовой турбины прекращают действие. Охлаждающие вентиляторы продолжают функционировать в течение достаточного времени, необходимого для охлаждения генераторов. В условиях отключения от сети важно, чтобы топливные клапаны автоматически закрылись, а клапан аварийного слива автоматически открылся в результате потерь мощности. Избыточная энергия направляется в тормозной(ые) резистор(ы), пока не будет какого-либо риска превышения скорости валов газовой турбины.
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения система включает в себя вспомогательную систему, содержащую источник энергии, который может быть использован в заданных (предварительно обдуманных) ненормальных условиях эксплуатации, в частности, например, в случае, когда возникает внезапное неожиданное прерывание в электрической сети, в частности, в случае потери сети или в случае отключения вследствие технического обслуживания, для того, чтобы безопасно и управляемым образом постепенно запустить или остановить систему или управлять энергией, подаваемой в нагрузку. В этих случаях функционирование системы управления газотурбинной установки можно осуществлять посредством использования энергии от источника энергии вспомогательной системы. Данный источник энергии может быть, например, но не ограничен этим, батареей или блоком батарей, суперконденсатором, маховиком или системой с топливным элементом. Посредством использования вспомогательной системы управление газовой турбиной остается действующим и способно, например, выключить систему безопасно или может руководить системой в условиях секционирования.
Согласно различным вариантам осуществления настоящего изобретения номинальная энергия и/или номинальные скорости вращения генераторов номинально по существу равны. Согласно различным вариантам осуществления эти номинальные значения могут отличаться на десять процентов друг от друга по большей мере и все еще подпадать под формулировку «по существу равное» номинальное значение, раскрываемое в данном документе. В некоторых вариантах осуществления процесс газовой турбины может быть разработан таким образом, чтобы было полезно иметь немного более высокую разность в номинальных мощностях и/или номинальных скоростях вращения генераторов для того, чтобы оптимизировать функционирование системы. Предел для разности в номинальных значениях (в десять процентов выше) может, в зависимости от случая, поэтому также быть и 15 процентами.
Признаки, описанные в предыдущем описании, могут быть использованы в сочетаниях, отличающихся от сочетаний описанных явно. Несмотря на то, что функции были описаны со ссылкой на некоторые признаки, такие функции могут быть выполнены другими признаками, описанными или нет. Несмотря на то, что признаки были описаны со ссылкой на некоторые варианты осуществления, такие признаки могут также присутствовать в других вариантах осуществления, описанных или нет.
1. Способ эксплуатации многокаскадной газотурбинной системы наземного или морского базирования для генерирования электрической энергии для подачи на нагрузку, при этом система содержит
по меньшей мере два каскада, каждый из которых содержит вал (11А, 11В, 11С) и турбину (T1, Т2, Т3), установленную на валу, причем турбина выполнена с возможностью приема газа с повышенной температурой, расширяемого для выработки механической энергии, при этом одна из турбин выполнена с возможностью работы при самом высоком давлении из указанных турбин (T1, Т2, Т3), т.е. указанная турбина (Т1) является турбиной самого высокого давления;
по меньшей мере два компрессора (C1, С2, С3), причем каждый из указанных по меньшей мере двух каскадов содержит один из указанных по меньшей мере двух компрессоров (C1, С2, С3), выполненных с возможностью приема газа и сжатия принятого газа;
первое тепловырабатывающее оборудование (HGE1), выполненное с возможностью выработки тепла и передачи тепла сжатому газу так, что сжатый газ преобразуется в газ с повышенной температурой, расширяемый в турбине (Т1) самого высокого давления с выработкой механической энергии для приведения в действие компрессора (С1) и генератора (G1), установленных на том же валу (11А), что и указанная турбина (Т1);
при этом указанные по меньшей мере два каскада сообщаются по текучей среде друг с другом, и
каждая из расположенных ниже по ходу потока турбин (Т2, Т3) выполнена с возможностью приема газа от турбины, выполненной с возможностью работы при более высоком давлении в отличие от указанной турбины, принимающей газ;
по меньшей мере два генератора (G1, G2, G3), каждый из которых механически соединен с одним из валов (11А, 11В, 11С) для приведения им во вращение, при этом каждый из валов (11А, 11В, 11С) таким образом механически соединен с одним генератором, указанные по меньшей мере два генератора (G1, G2, G3) выполнены с возможностью генерирования электрического тока для подачи на нагрузку, и указанные по меньшей мере два генератора (G1, G2, G3) выполнены с возможностью независимого друг от друга управления; и
управляющее оборудование (CTRL), выполненное с возможностью управления работой указанной газотурбинной системы; отличающийся тем, что включает этапы, на которых управляют скоростями вращения указанных по меньшей мере двух генераторов (G1, G2, G3) независимо друг от друга для непосредственного управления скоростями вращения валов (11А, 11В, 11С) каскадов;
регулируют температуру впуска турбины (ТЕ1) самого высокого давления для поддержания температуры впуска турбины (Т1) самого высокого давления по существу на заданном максимально допустимом значении в первом режиме управления;
управляют скоростями вращения указанных по меньшей мере двух генераторов (G1, G2, G3) на заданных по существу постоянных значениях и регулируют количество вырабатываемого тепла в первом тепловырабатывающем оборудовании (HGE1) во втором режиме управления, при этом способ также включает этап, на котором
используют первый или второй режим управления на основании выходной мощности системы.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что включает этап, на котором
используют первый теплообменник (14) для подогрева сжатого газа перед подачей в первое тепловырабатывающее оборудование (HGE1), при этом первый теплообменник (14) выполнен с возможностью передачи тепла от расширяющегося газа с повышенной температурой из турбины, выполненной с возможностью работы при самом низком давлении среди указанных турбин, т.е. турбины (Т2; Т3) самого низкого давления, сжатому газу, принимаемому от компрессора (С1), установленного на валу указанного каскада, турбина которого является турбиной (Т1) самого высокого давления.
3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что включает этап, на котором
управляют скоростями вращения указанных по меньшей мере двух генераторов (G1, G2, G3) и количеством вырабатываемого тепла так, что поддерживают температуру газа с повышенной температурой, вводимого в первый теплообменник (14), по существу на заданном максимальном допустимом значении в третьем режиме управления.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что включает этап, на котором
задействуют газотурбинную систему относительно выходной мощности указанной системы по меньшей мере в двух или более из первого, второго или третьего режимов управления.
5. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что включает этапы, на которых
обеспечивают по меньшей мере одно второе тепловырабатывающее оборудование (HGE2), выполненное с возможностью приема газа с повышенной температурой от расположенной выше по ходу потока турбины для подогрева газа с повышенной температурой;
используют указанное по меньшей мере одно второе тепловырабатывающее оборудование (HGE2) для выработки тепла и передачи тепла газу с повышенной температурой до подачи в соответствующую расположенную ниже по ходу потока турбину и
регулируют количество вырабатываемого тепла в указанном по меньшей мере одном втором тепловырабатывающем оборудовании (HGE2) для поддержания температуры впуска соответствующей расположенной ниже по ходу потока турбины по существу на заданном максимальном допустимом значении.
6. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что включает этап, на котором
управляют скоростями вращения указанных по меньшей мере двух генераторов (G1, G2, G3) так, что вращение валов указанных по меньшей мере двух каскадов замедляется/ускоряется посредством заданных или динамически определяемых нежелательных скоростей для каскадов для минимизации времени работы на указанных нежелательных скоростях.
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что включает этап, на котором
определяют указанные нежелательные скорости посредством использования данных об измерении от активных магнитных подшипников или акселерометра или датчика положения или датчика вихревых токов, соединенных с каскадом.
8. Многокаскадная газотурбинная система наземного или морского базирования для генерирования электрической энергии для подачи на нагрузку, содержащая:
по меньшей мере два каскада, каждый из которых содержит вал (11А, 11В, 11С) и турбину (T1, Т2, Т3), установленную на валу, причем турбина выполнена с возможностью приема газа с повышенной температурой, расширяемого для выработки механической энергии;
по меньшей мере два компрессора (C1, С2, С3), причем каждый из указанных по меньшей мере двух каскадов содержит один из указанных по меньшей мере двух компрессоров (C1, С2, С3), одна из указанных турбин выполнена с возможностью работы при самом высоком давлении среди указанных турбин (T1, Т2, Т3), т.е. указанная турбина (Т1) является турбиной самого высокого давления, указанные по меньшей мере два компрессора (C1, С2, С3) выполнены с возможностью приема газа и сжатия принятого газа;
первое тепловырабатывающее оборудование (HGE1), выполненное с возможностью выработки тепла и передачи тепла сжатому газу так, что сжатый газ преобразуется в газ с повышенной температурой, расширяемый в турбине (Т1) самого высокого давления для выработки механической энергии для приведения в действие компрессора (С1) и генератора (G1), установленных на том же валу (11А), что и указанная турбина (Т1);
при этом указанные по меньшей мере два каскада сообщаются по текучей среде друг с другом, и
каждая из расположенных ниже по ходу потока турбин (Т2, Т3) выполнена с возможностью приема газа от турбины, выполненной с возможностью работы при более высоком давлении в отличие от указанной турбины, принимающей газ;
по меньшей мере два генератора (G1, G2, G3), каждый из которых механически соединен с одним из валов (11А, 11В, 11С) для приведения им во вращение, при этом каждый из валов (11А, 11В, 11С) таким образом механически соединен с одним генератором, указанные по меньшей мере два генератора (G1, G2, G3) выполнены с возможностью генерирования электрического тока для подачи на нагрузку, и указанные по меньшей мере два генератора (G1, G2, G3) выполнены с возможностью независимого друг от друга управления; и
управляющее оборудование (CTRL), выполненное с возможностью управления работой указанной газотурбинной системы,
причем управляющее оборудование (CTRL) выполнено с возможностью управления скоростями вращения указанных по меньшей мере двух генераторов (G1, G2, G3), регулировки температуры впуска турбины (ТЕ1) самого высокого давления для поддержания температуры впуска турбины (Т1) самого высокого давления по существу на заданном максимальном допустимом значении в первом режиме управления;
управления скоростями вращения указанных по меньшей мере двух генераторов (G1, G2, G3) на заданных по существу постоянных значениях и регулировки количества вырабатываемого тепла в первом тепловырабатывающем оборудовании (HGE1) во втором режиме управления, при этом обеспечена возможность использования первого или второго режимов управления на основе выходной мощности системы.
9. Система по п. 8, отличающаяся тем, что содержит
первый теплообменник (14), выполненный с возможностью приема сжатого газа от компрессора (С1) и газа с повышенной температурой от последней расположенной ниже по ходу потока турбины, выполненной с возможностью работы при самом низком давлении среди турбин, т.е. турбины (Т2; Т3) самого низкого давления, обуславливая передачу тепла от газа с повышенной температурой сжатому газу для подогрева сжатого газа перед подачей в указанное первое тепловырабатывающее оборудование (HGE1).
10. Система по п. 9, отличающаяся тем, что
управляющее оборудование (CTRL) выполнено с возможностью управления скоростями вращения указанных по меньшей мере двух генераторов (G1, G2, G3) и количеством вырабатываемого тепла для поддержания температуры газа с повышенной температурой, подаваемого в первый теплообменник (14), по существу на заданном максимальном допустимом значении в третьем режиме управления.
11. Система по любому из пп. 8-10, отличающаяся тем, что содержит
первое тепловырабатывающее оборудование (HGE1), являющееся внешним тепловырабатывающим оборудованием, имеющим блок (HGU) тепловырабатывания, выполненный с возможностью выработки тепла, и связанный теплообменник (120), выполненный с возможностью передачи вырабатываемого тепла в блоке (HGU) тепловырабатывания сжатому газу.
12. Система по любому из пп. 8-11, отличающаяся тем, что содержит
блок силовой электроники, соединенный с указанными по меньшей мере двумя генераторами (G1, G2, G3),
при этом блок силовой электроники выполнен с возможностью обработки переменных токов от указанных по меньшей мере двух генераторов (G1, G2, G3) и преобразования указанных переменных токов в переменные токи, подходящие для подачи на нагрузку.
13. Система по п. 12, отличающаяся тем, что блок силовой электроники содержит
по меньшей мере два выпрямителя (13А, 13В, 13С), каждый из которых выполнен с возможностью преобразования переменного тока от заданного одного из указанных по меньшей мере двух генераторов (G1, G2, G3) для выработки постоянного тока с непеременным напряжением, и инвертор (16), выполненный с возможностью преобразования непеременных постоянных токов от указанных по меньшей мере двух выпрямителей (13А, 13В, 13С) в переменный ток, подходящий для подачи на нагрузку.
14. Система по любому из пп. 8-13, отличающаяся тем, что содержит
по меньшей мере одно второе тепловырабатывающее оборудование (HGE2), выполненное с возможностью приема газа с повышенной температурой от расположенной выше по ходу потока турбины для подогрева газа с повышенной температурой,
причем каждое из указанного по меньшей мере одного второго тепловырабатывающего оборудования (HGE2) выполнено с возможностью передачи подогретого газа в одну расположенную ниже по ходу потока турбину.
15. Система по любому из пп. 8-14, отличающаяся тем, что также содержит
указанные по меньшей мере два генератора (G1, G2, G3), имеющие по существу равные номинальные мощности, и вращающиеся части указанных по меньшей мере двух генераторов (G1, G2, G3) имеют по существу равные номинальные скорости вращения.
16. Запоминающий элемент, содержащий записанные на нем инструкции, выполненный с возможностью, при исполнении на компьютере, выполнять способ по любому из пп. 1-7.
