RU2517995C2 - Газотурбинная установка с впрыском жидкости в контур гту - Google Patents
Газотурбинная установка с впрыском жидкости в контур гту Download PDFInfo
- Publication number
- RU2517995C2 RU2517995C2 RU2011151759/06A RU2011151759A RU2517995C2 RU 2517995 C2 RU2517995 C2 RU 2517995C2 RU 2011151759/06 A RU2011151759/06 A RU 2011151759/06A RU 2011151759 A RU2011151759 A RU 2011151759A RU 2517995 C2 RU2517995 C2 RU 2517995C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- combustion
- gas turbine
- fuel
- air
- compressor
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 20
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title abstract description 7
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 91
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 50
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 22
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 21
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 8
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract 1
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 17
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 4
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 4
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 2
- RLQJEEJISHYWON-UHFFFAOYSA-N flonicamid Chemical compound FC(F)(F)C1=CC=NC=C1C(=O)NCC#N RLQJEEJISHYWON-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 2
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- QZIQJVCYUQZDIR-UHFFFAOYSA-N mechlorethamine hydrochloride Chemical compound Cl.ClCCN(C)CCCl QZIQJVCYUQZDIR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003440 toxic substance Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Изобретение относится к энергетике. Газотурбинная установка (ГТУ) с впрыском жидкости в контур ГТУ оснащена системой подачи и смешения активатора горения с жидкостью, подаваемой в контур ГТУ. Активатор горения представляет собой вещество, которое при повышенных температурах легко диссоциирует с образованием гидроксильных радикалов, что ускоряет сгорание топлива и продуктов его высокотемпературных превращений. Также представлена Газотурбинная установка с впрыском жидкости в контур ГТУ, содержащая двухступенчатый компрессор, перегреватель смеси жидкости и активатора горения, а также котел-утилизатор теплоты продуктов сгорания. Изобретение позволяет увеличить подачу в камеру сгорания мелкодисперсной влаги, благодаря чему удается повысить КПД и удельную мощность, уменьшить удельный расход топлива, увеличить ресурс за счет снижения температурных градиентов в контуре ГТУ и одновременно понизить в выбросах содержание СО и оксидов азота. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к газотурбинным установкам (ГТУ) с впрыском воды и/или водяного пара (газопаровые энергоустановки) и может быть использовано для увеличения удельной мощности, повышения КПД, снижения удельного расхода топлива и увеличения (продления) ресурса, а также для снижения эмиссии токсичных веществ в продуктах сгорания.
Известен ряд схем, предназначенных для реализации классического повышения КПД ГТУ за счет охлаждения компримируемого в компрессоре воздуха. С этой целью, в том числе, осуществляют впрыск тонкодиспергированной воды перед компрессором ГТУ (цикл TopHat, LM6000 Spring design enhanced to increase power and efficiency. Victor de Biasi. GAS TURBINE WORLD, July-August 2000, p.16-20) или ее впрыск на лопатки первой ступени компрессора ГТУ (Романов В.И:, Дикий Н.А., Жирицкий О.Г. и др. Изотермирование процесса сжатия воздуха в компрессоре и его влияние на характеристики газотурбинного двигателя. (НПП «Машпроект», НТУ Украины «Киевский политехнический институт»)//Промышленная теплотехника. 1988. Т.20, №6, С.45-50), либо промежуточных ступеней компрессора ГТУ (цикл CHAT, Irwin Stanibler, CHAT technology at 54,7% efficiency, 350/kw ready for commercial demo. GAS TURBINE WORLD, May-June 1996, p.36-44.) для осуществления т.н. «влажного» сжатия воздуха. Многие технические решения в этой области запатентованы, см., например, патенты США №№5930990, 5867977, 6216443, 7040083, 7146794, 7353655, 7353656, 7444819, 7481060, 7520137, 7784286, 7950240. Для нужного полного испарения микрокапель в компрессоре или на входе в камеру сгорания разработаны специальные, весьма трудоемкие и энергозатратные методы распыления, позволяющие повысить долю воды (до ≈1,5%) в компримируемом воздухе. Проскок неиспарившихся капель воды в камеру сгорания тормозит горение топлива и ведет к неполному сгоранию и к недопустимому росту в выбросах концентрации угарного газа. Из-за этого нельзя увеличить выше некоторого предела долю воды, подаваемой в контур ГТУ с влажным сжатием, и, соответственно, нельзя дополнительно увеличить КПД ГТУ, а также снизить выбросы вредных оксидов азота (NOx) и угарного газа (СО), попадающих вместе с продуктами, сгорания в атмосферу.
Для впрыска в контур ГТУ используют воду после специальной обработки для удаления из нее механических примесей, а также растворенных солей. Кроме того, в распыляемую воду могут быть добавлены присадки, например, уменьшающие негативное воздействие влаги на лопатки компрессора, либо поверхностно-активные вещества, которые способствуют распылению подаваемой мелкодисперсной влаги. Поэтому под термином жидкость здесь подразумевается вода, содержащая нужные добавки.
Наиболее близким решением к предлагаемому устройству является газотурбинная установка с впрыском воды в контур ГТУ, описанная в патенте США №7040083 (прототип). Такая газотурбинная установка содержит компрессор для сжатия воздуха, систему впрыска мелкодисперсной влаги в компримируемый воздух, предназначенную для охлаждения воздуха в процессе сжатия и уменьшения затрат энергии на сжатие воздуха, топливный насос для подачи топлива, камеру сгорания, куда поступает сжатый компрессором воздух и топливо и где происходит их смешение и последующее воспламенение и сгорание горючей смеси топлива с воздухом, газовую(ые) турбину(ы), которую(ые) приводит во вращение поток образующихся продуктов сгорания топлива, электрогенератор для выработки электроэнергии и механические средства для передачи механической энергии турбины(н) на работу компрессора и на вращение электрогенератора.
В указанном устройстве по патенту США №7040083 так же, как и в других известных устройствах с впрыском жидкости, потенциальный проскок неиспарившихся капель влаги в камеру сгорания тормозит горение топлива и ведет к неполному его "Сгоранию и к недопустимому росту в выбросах концентрации угарного газа, из-за чего нельзя увеличить выше некоторого предела долю влаги, подаваемой в контур ГТУ с влажным сжатием, и, соответственно, нельзя дополнительно увеличить КПД ГТУ, а также снизить выбросы вредных оксидов азота (NOx) и угарного газа (СО), попадающих вместе с продуктами сгорания в атмосферу.
Целью предлагаемого технического решения является ускорение горения и обеспечение большей полноты сгорания топлива при увеличении доли влаги, подаваемой в контур ГТУ с влажным сжатием для повышения КПД ГТУ.
Другой целью предлагаемого технического решения является снижение выбросов вредных оксидов азота (NОх) и угарного газа (СО), попадающих вместе с продуктами сгорания в атмосферу.
Последующей целью предлагаемого технического решения является увеличения удельной мощности ГТУ.
Последующей целью предлагаемого технического решения является снижения удельного расхода топлива в ГТУ.
Последующей целью предлагаемого технического решения является увеличение (продление) ресурса работы ГТУ.
Указанные цели достигаются тем, что известное устройство газотурбинной установки с впрыском жидкости в контур ГТУ оснащено системой подачи и смешения активатора горения с жидкостью, подаваемой в контур ГТУ.
Активатор представляет собой вещество, которое при повышенных температурах легко диссоциирует с образованием гидроксильных радикалов (ОН), что ускоряет сгорание топлива и продуктов его высокотемпературных превращений, включая СО. Одним из примеров активатора горения является пероксид водорода (H2O2), который при повышенных температурах легко диссоциирует с образованием гидроксильных радикалов (ОН), что способствует ускорению и углублению процесса сгорания топлива. Увеличение полноты сгорания СО позволяет увеличить подачу в камеру сгорания мелкодисперсной влаги и/или пара, благодаря чему удается повысить КПД и одновременно понизить в выбросах содержание СО и оксидов азота.
Изобретение поясняется чертежом, на котором на фиг.1 представлен один пример устройства, а на фиг.2 показан другой пример устройства по настоящему изобретению.
ГТУ с впрыском жидкости на фиг.1 содержит: компрессор 1 для сжатия воздуха, систему впрыска мелкодисперсной влаги 2 в компримируемый воздух, предназначенную для охлаждения воздуха в процессе сжатия и уменьшения затрат энергии на сжатие воздуха, топливный насос 3 для подачи топлива, камеру сгорания 4, куда поступает сжатый компрессором воздух и топливо и где происходит их смешение и последующее воспламенение и сгорание горючей смеси топлива с воздухом, газовую турбину 5, которую приводит во вращение поток продуктов сгорания топлива, электрогенератор 6 для выработки электроэнергии, механические средства 7 и 8 для передачи механической энергии турбины на работу компрессора 1 и на вращение электрогенератора 6, соответственно, систему подачи активатора горения 9 и систему смешения 10 активатора горения с жидкостью.
ГТУ с впрыском жидкости и пара на фиг.2 содержит: компрессор низкого давления 11 и компрессор высокого давления 12 для сжатия воздуха, систему впрыска мелкодисперсной влаги 2 в компримируемый воздух, предназначенную для охлаждения воздуха в процессе сжатия и уменьшения затрат энергии на сжатие воздуха, топливный насос 3 для подачи топлива, камеру сгорания 4, куда поступает сжатый компрессором воздух и топливо и где происходит их смешение и последующее воспламенение и сгорание горючей смеси топлива с воздухом, газовую турбину высокого давления 51, газовую турбину среднего давления 52 и газовую турбину низкого давления 53, которые приводят во вращение потоки образующихся продуктов сгорания топлива и добавляемого пара, электрогенератор 6 для выработки электроэнергии, механические средства 71 для передачи механической энергии от турбины высокого давления 51 на работу компрессора высокого давления 12, механические средства 72 для передачи механической энергии от турбины среднего давления 52 на работу компрессора низкого давления 11, механические средства 8 для передачи механической энергии от турбины низкого давления 53 на вращение электрогенератора 6, систему подачи активатора горения 9 и систему смешения 10 активатора горения с жидкостью, дозатор 13, регулирующий впрыск жидкости в компрессор низкого давления 11 и в компрессор высокого давления 12, перегреватель 14 для получения перегретой жидкости, подаваемой в компрессор низкого давления 11, теплообменник или котел утилизатор 15, предназначенный для нагрева подаваемой воды за счет теплоты продуктов сгорания и получения пара высокого и низкого давлений, которые используют в качестве рабочего тела для работы турбин высокого и среднего давлений.
Устройство на фиг.1 работает следующим образом. После запуска с помощью стартера ГТУ включают систему впрыска мелкодисперсной влаги 2 в компримируемый воздух, предназначенную для охлаждения воздуха в процессе сжатия и уменьшения затрат энергии на сжатие воздуха. Затем включают систему подачи активатора горения 9 и систему смешения 10 активатора горения с жидкостью. В результате в компрессор 1 "поступает мелкодисперсная влага, содержащая необходимую концентрацию активатора горения. При нагревании воздуха в процессе сжатия капли влаги испаряются, и за счет теплоты испарения охлаждают компримируемый воздух, обеспечивая энергетически выгодное квазиизотермическое сжатие. При увеличении подачи мелкодисперсной влаги в компримируемый воздух происходит «проскок» неуспевших испариться микрокапель жидкости в камеру сгорания 4. Температура кипения активатора горения составляет 150°С при нормальном давлении, что заметно выше температуры кипения воды. Вследствие этого в условиях повышенных температур в компрессоре с поверхности микрокапель будет испаряться преимущественно вода, и концентрация активатора горения при этом в микрокаплях будет нарастать, а с ростом концентрации активатора горения в микрокаплях соответственно возрастают его свойства как активатора горения. При проскоке неиспарившихся капель с высокой концентрацией активатора горения в камеру сгорания горение топлива вблизи таких капель значительно ускоряется по сравнению с горением вблизи капель воды без добавки активатора горения. Это происходит благодаря процессу разложения (диссоциации) перекиси водорода на гидроксильные радикалы в объеме капли и их выходу в газовую фазу, т.е. в зону горения. Кроме того, из-за нестабильности концентрированной перекиси водорода при высоких температурах часть перекиси водорода в условиях испарения капель успевает превратиться в воду и газообразный кислород и подобно пропелленту дополнительно распыляет капли. Благодаря этому капли быстро разрушаются с выделением кислорода и гидроксильных радикалов, способных быстро окислять промежуточные вещества и продукты неполного сгорания, такие, как СО. Поэтому добавка активатора горения в распыляемую жидкость способствует эффективному сгоранию топлива и при более высоких недостижимых ранее в отсутствие активатора соотношениях воды к воздуху, необходимых для квазиизотермического и высокоэффективного сжатия воздуха в компрессоре.
Таким образом, благодаря включению системы подачи активатора горения 9 и системы смешения 10 активатора горения с жидкостью может быть достигнуто: а) повышение КПД - более 3%, б) повышение мощности (удельной мощности) в форсированном режиме - более 3% от номинальной, в) снижение (экономия) расхода топлива в номинальном режиме установленной мощности - более 2%, г) увеличение ресурса работы ГТУ в номинальном режиме установленной мощности - более чем в 1,1-1,2 раза за счет снижения температурных градиентов в контуре ГТУ. Одновременно с этим достигается снижение вредных выбросов оксидов азота более чем на 10-50% за счет снижения температуры факела первичного горения в камере сгорания ГТУ, а также снижение выбросов угарного газа - более чем на 10-30% за счет активации горения.
Устройство на фиг.2 содержит в качестве основы ГТУ с газопаровым циклом типа STIG фирмы «General Electric» (USA). В цикле STIG (Steam Injected in Gas) пар, получаемый в котле-утилизаторе 15, подают в камеру сгорания 4 в качестве дополнительного рабочего тела, что позволяет существенно увеличить КПД, повысить удельную мощность и снизить выбросы вредных оксидов азота (NOx). Увеличивать подачу пара в цикле STIG для дальнейшего прироста КПД и увеличения удельной мощности нельзя из-за снижения эффективности горения и резкого роста эмиссии СО: критическим оказывается соотношение весовых расходов пара и сжигаемого метана ≈2:1 (Полежаев Ю.В., Иванов А.А., Ермаков А.Н., Григорьянц P.P. Экологически чистые газопаровые энергоустановки, Энергетика Татарстана, 2009. №3. С.11-20. С помощью показанной на фиг.2 системы подачи 9 и смешения 10 активатора горения с жидкостью, подаваемой системой впрыска мелкодисперсной влаги 2 в компримируемый воздух, можно обеспечить диспергирование активатора горения в камере сгорания 4 и за счет ускорения горения увеличить подачу пара в камеру сгорания 4 выше указанного критического соотношения и получить, таким образом, дополнительный прирост КПД и увеличение удельной мощности без снижения эффективности горения и роста эмиссии СО. Кроме того, эффективное горение в таком случае происходит в.присутствии большего количества парового «балласта», а следовательно при пониженной температуре, что позволяет снизить эмиссию токсичных оксидов азота (NOx). В устройстве на фиг.2 применен двухступенчатый компрессор, состоящий из компрессора низкого давления 11, имеющего механический привод 72 от турбины среднего давления 52, и компрессора высокого давления 12, имеющего механический привод 71 от турбины высокого давления 51. Турбина низкого давления 53 кинематически не связана с компрессорами и вращает электрогенератор 6 или другую механическую нагрузку. В устройстве на фиг.2 смесь впрыскиваемой жидкости и активатора горения из системы смешения 10 поступает в дозатор 13, регулирующий впрыск смеси жидкости и активатора горения в компрессор низкого давления 11 и в компрессор высокого давления 12 для охлаждения воздуха в процессе сжатия в этих компрессорах. Благодаря квазиизотермическому сжатию в компрессорах 11 и 12 получают дополнительный прирост КПД. Устройство на фиг.2 содержит перегреватель 14 для получения перегретой жидкости (150-200°С), подаваемой под давлением (около 10-20 МПа) в компрессор низкого давления 11 подобно тому, как это сделано в технологии SwirlFlash (Alpha Power Systems. Amhem, The Netherlands, a KEMA/TNO venture. TOPHAT® and SwirlFlash® Technologies for advanced gas turbines and retrofit of gas turbines, gas engines and diesels, WEB: http://www.alphapowersystems.nl). Перегреватель 14 необходим для работы установки при низких температурах наружного воздуха, чтобы избежать появления наледи на лопатках компрессора низкого давления 11.
При работе устройства на фиг.2 в компрессоры 11 и 12 поступает мелкодисперсная влага, содержащая необходимую концентрацию активатора горения. Перегретая смесь из перегревателя 14 позволяет нагреть лопатки компрессора низкого давления выше точки обледенения и охладить компримируемый воздух, чтобы уменьшить работу на его сжатие. Соответственно, холодная смесь жидкости и активатора горения из дозатора 13 поступает в компрессор высокого давления и охлаждает компримируемый воздух, снижая затраты работы на его сжатие. При большой подаче мелкодисперсной влаги в компримируемый воздух происходит «проскок» неиспарившихся микрокапель жидкости в камеру сгорания 4. Температура кипения активатора горения составляет 150°С при нормальном давлении, что заметно выше температуры кипения воды. Вследствие этого в условиях повышенных температур в компрессорах с поверхности микрокапель будет испаряться преимущественно вода, и концентрация активатора горения при этом в микрокаплях будет нарастать, а с ростом концентрации активатора горения в микрокаплях соответственно возрастают его свойства как активатора горения. При проскоке неиспарившихся капель с высокой концентрацией активатора горения в камеру сгорания горение топлива вблизи таких капель значительно ускоряется по сравнению с горением вблизи капель воды без добавки активатора горения. Это происходит благодаря процессу разложения (диссоциации) перекиси водорода на гидроксильные радикалы в объеме капли и их выходу в газовую фазу, т.е. в зону горения. Кроме того, из-за нестабильности концентрированной перекиси водорода при высоких температурах, часть перекиси водорода в условиях испарения капель успевает превратиться в воду и газообразный кислород и подобно пропелленту дополнительно распыляет капли. Благодаря этому капли быстро разрушаются с выделением кислорода и гидроксильных радикалов, способных быстро окислять промежуточные вещества и продукты неполного сгорания, такие, как СО. Более того, как при полном испарении, так и при частичном испарении капель распыляемой влаги, активатор горения попадает в факел горения в камере сгорания и активизирует сгорание топлива. Поэтому добавка активатора горения в распыляемую жидкость способствует эффективному сгоранию топлива и при более высоких недостижимых ранее соотношениях воды и/или пара к воздуху в ГТУ с впрыском воды и/или водяного пара.
Таким образом, благодаря включению системы подачи активатора горения 9 и системы смешения 10 активатора горения с жидкостью может быть достигнуто: а) повышение КПД - более 3%, б) повышение мощности (удельной мощности) в форсированном режиме - более 3% от номинальной; в) снижение (экономия) расхода топлива в номинальном режиме установленной мощности - более 2%, г) увеличения ресурса работы ГТУ в номинальном режиме установленной мощности - более чем в 1,1-1,2 раза за счет снижения температурных градиентов в контуре ГТУ. Одновременно с этим достигается снижение вредных выбросов оксидов азота более чем на 10-50% за счет снижения температуры факела первичного горения в камере сгорания ГТУ и снижение выбросов угарного газа - более чем на 10-30% за счет активации горения.
Claims (2)
1. Газотурбинная установка с впрыском жидкости в контур ГТУ, содержащая компрессор для сжатия воздуха, систему впрыска мелкодисперсной влаги в компримируемый воздух, предназначенную для охлаждения воздуха в процессе сжатия и уменьшения затрат энергии на сжатие воздуха, топливный насос для подачи топлива, камеру сгорания, куда поступает сжатый компрессором воздух и топливо и где происходит их смешение и последующее воспламенение и сгорание горючей смеси топлива с воздухом, газовую(ые) турбину(ы), которую(ые) приводит во вращение поток образующихся продуктов сгорания топлива, электрогенератор для выработки электроэнергии и механические средства для передачи механической энергии турбины(н) на работу компрессора и на вращение электрогенератора, отличающаяся тем, что установка оснащена системой подачи и смешения перекиси водорода с водой (жидкостью), распыляемой в контур ГТУ.
2. Газотурбинная установка с впрыском жидкости в контур ГТУ, содержащая двухступенчатый компрессор (высокого и низкого давления) для сжатия воздуха, топливный насос для подачи топлива, камеру сгорания, куда поступает сжатый компрессором воздух и топливо и где происходит их смешение и последующее воспламенение и сгорание горючей смеси топлива с воздухом, газовые турбины, регенеративный теплообменник (котел-утилизатор), электрогенератор и механические средства, отличающаяся тем, что установка оснащена системой впрыска мелкодисперсной влаги в компримируемый воздух, системой подачи и смешения перекиси водорода с водой (жидкостью), распыляемой в контур ГТУ, дозатором, регулирующим впрыск смеси жидкости и активатора горения в компрессор (высокого и низкого давления), и перегревателем смеси жидкости и активатора горения для предотвращения обледенения лопаток компрессора низкого давления.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011151759/06A RU2517995C2 (ru) | 2011-12-19 | 2011-12-19 | Газотурбинная установка с впрыском жидкости в контур гту |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011151759/06A RU2517995C2 (ru) | 2011-12-19 | 2011-12-19 | Газотурбинная установка с впрыском жидкости в контур гту |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011151759A RU2011151759A (ru) | 2013-06-27 |
| RU2517995C2 true RU2517995C2 (ru) | 2014-06-10 |
Family
ID=48701026
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011151759/06A RU2517995C2 (ru) | 2011-12-19 | 2011-12-19 | Газотурбинная установка с впрыском жидкости в контур гту |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2517995C2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU170357U1 (ru) * | 2016-07-28 | 2017-04-24 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Газотурбинная установка |
| RU2666271C1 (ru) * | 2017-09-11 | 2018-09-06 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) | Газотурбинная когенерационная установка |
| RU194098U1 (ru) * | 2019-03-26 | 2019-11-28 | Вячеслав Робертович Эдигаров | Устройство кратковременного увеличения мощности газотурбинного двигателя танка подачей жидкости и(или) пара |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5331806A (en) * | 1993-02-05 | 1994-07-26 | Warkentin Daniel A | Hydrogen fuelled gas turbine |
| RU2057960C1 (ru) * | 1992-12-23 | 1996-04-10 | Лев Кузьмич Хохлов | Способ преобразования тепловой энергии в работу в газотурбинной установке и газотурбинная установка |
| US5644911A (en) * | 1995-08-10 | 1997-07-08 | Westinghouse Electric Corporation | Hydrogen-fueled semi-closed steam turbine power plant |
| EP0848149A2 (de) * | 1996-12-13 | 1998-06-17 | Asea Brown Boveri AG | Verfahren zur spontanen Leistungserhöhung beim Betrieb einer Kraftwerksanlage |
| RU23921U1 (ru) * | 2001-12-17 | 2002-07-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный институт авиационного моторостроения им. П.И.Баранова" | Энергетическая газотурбинная комбинированная установка |
| RU2278286C2 (ru) * | 2004-03-18 | 2006-06-20 | Институт теплофизики экстремальных состояний Объединенного института высоких температур Российской Академии Наук (ИТЭС ОВИТ РАН) РФ | Газотурбинная установка |
| EP2295764A1 (de) * | 2009-08-18 | 2011-03-16 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage sowie Kraftwerksanlage |
-
2011
- 2011-12-19 RU RU2011151759/06A patent/RU2517995C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2057960C1 (ru) * | 1992-12-23 | 1996-04-10 | Лев Кузьмич Хохлов | Способ преобразования тепловой энергии в работу в газотурбинной установке и газотурбинная установка |
| US5331806A (en) * | 1993-02-05 | 1994-07-26 | Warkentin Daniel A | Hydrogen fuelled gas turbine |
| US5644911A (en) * | 1995-08-10 | 1997-07-08 | Westinghouse Electric Corporation | Hydrogen-fueled semi-closed steam turbine power plant |
| EP0848149A2 (de) * | 1996-12-13 | 1998-06-17 | Asea Brown Boveri AG | Verfahren zur spontanen Leistungserhöhung beim Betrieb einer Kraftwerksanlage |
| RU23921U1 (ru) * | 2001-12-17 | 2002-07-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный институт авиационного моторостроения им. П.И.Баранова" | Энергетическая газотурбинная комбинированная установка |
| RU2278286C2 (ru) * | 2004-03-18 | 2006-06-20 | Институт теплофизики экстремальных состояний Объединенного института высоких температур Российской Академии Наук (ИТЭС ОВИТ РАН) РФ | Газотурбинная установка |
| EP2295764A1 (de) * | 2009-08-18 | 2011-03-16 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage sowie Kraftwerksanlage |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| С.В. ЦАНЕВ, ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ, МОСКВА, ИЗДАТЕЛЬСКИЙ ДОМ МЭИ, 2009, СТР.210. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU170357U1 (ru) * | 2016-07-28 | 2017-04-24 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Газотурбинная установка |
| RU2666271C1 (ru) * | 2017-09-11 | 2018-09-06 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) | Газотурбинная когенерационная установка |
| RU194098U1 (ru) * | 2019-03-26 | 2019-11-28 | Вячеслав Робертович Эдигаров | Устройство кратковременного увеличения мощности газотурбинного двигателя танка подачей жидкости и(или) пара |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011151759A (ru) | 2013-06-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2471082C2 (ru) | Система управления работой газотурбинного двигателя и тепловая электростанция, содержащая такую систему | |
| CA2148087C (en) | Vapor-air steam engine | |
| WO2012060739A1 (ru) | Способ работы газотурбинной установки | |
| RU2517995C2 (ru) | Газотурбинная установка с впрыском жидкости в контур гту | |
| KR20230122308A (ko) | 복합 발전 시스템 및 복합 발전 시스템의 구동 방법 | |
| CN101275489B (zh) | 涡轮机组的运行方法 | |
| JP2018031067A (ja) | 「加圧された水蒸気とｈｈｏガスを含む混合気体」の発生装置とその利用方法 | |
| JP4939179B2 (ja) | ガスタービン燃焼器並びにその運転方法 | |
| JP4963406B2 (ja) | ガスタービン燃焼器並びにその運転方法 | |
| RU2661231C1 (ru) | Способ водородного перегрева пара на аэс | |
| CN109578098A (zh) | 零碳排放的天然气热电联供发电工艺 | |
| RU2527007C2 (ru) | Газотурбинная установка с подачей паро-топливной смеси | |
| RU2527010C2 (ru) | Газотурбинная установка с впрыском водяного пара | |
| KR20090119780A (ko) | 낮은 요구 에너지 및 개선된 에너지 수율의 시스템 | |
| CN109630269A (zh) | 零碳排放的天然气-蒸汽联合循环洁净发电工艺 | |
| RU83544U1 (ru) | Газотурбинная установка | |
| JP5180805B2 (ja) | ガスタービンシステム | |
| JP2008274862A (ja) | ガスタービンシステム及び発電システム | |
| JP6574183B2 (ja) | 固体、液体、または気体炭化水素（ｈｃ）原材料の熱機関での燃焼のプロセス、炭化水素（ｈｃ）材料からエネルギーを作り出す熱機関およびシステム | |
| KR102767234B1 (ko) | 복합 발전 시스템 및 복합 발전 시스템의 구동 방법 | |
| Serbin et al. | The Efficiency of Gas Turbine Units With a Plasma-Chemical Stabilizer Operating on Ammonia | |
| RU194098U1 (ru) | Устройство кратковременного увеличения мощности газотурбинного двигателя танка подачей жидкости и(или) пара | |
| JP2009079803A (ja) | 高温高圧ガス生成装置 | |
| US20180080375A1 (en) | Steam Micro Turbine Engine | |
| JP2007285122A (ja) | ガスタービンエンジン |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191220 |