ГАЗОТУРБИННАЯ СИСТЕМА С ДИФФУЗИОННО-ПЛАМЕННЫМ СГОРАНИЕМ И СМЕШЕНИЕМ ТОПЛИВА ДЛЯ СНИЖЕНИЯ НЕЖЕЛАТЕЛЬНЫХ ВЫБРОСОВ Российский патент 2025 года по МПК F02C3/30 F02C3/22 F02C7/22 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[0001] Объект изобретения, описанный в данном документе, относится к газотурбинной системе с диффузионно-пламенным сгоранием и смешиванием топлива для частичного или полного снижения нежелательных выбросов, в частности выбросов NOx и, возможно, выбросов CO и/или CO2, путем регулирования смешивания топлива; регулирование смешивания топлива предпочтительно осуществляется на основе содержания NOx, и/или CO, и/или CO2 в дымовом газе газотурбинной системы.

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0002] В целом газотурбинные двигатели работают путем сжатия окислителя, как правило, воздуха, до высокого давления, сжигания топлива с окислителем для создания потока дымовых газов при высоком давлении и температуре, а затем расширения потока высокотемпературных дымовых газов под высоким давлением через детандер для производства работы и, возможно, для выработки электрической энергии. Как правило, газотурбинные двигатели используют в качестве топлива природный газ, который часто представляет собой преимущественно метан с гораздо меньшими количествами немного более тяжелых углеводородов, таких как этан, пропан и бутан, или сжиженный нефтяной газ, который представляет собой пропан и/или бутан со следами более тяжелых углеводородов.

[0003] Системы сгорания газовых турбин могут быть двух типов: с диффузионным пламенем или с пламенем предварительной смеси. В системах диффузионного сгорания топливо и окислитель (например, воздух) впрыскиваются отдельно в реакционную зону камеры сгорания и осуществляют сгорание, которое является полностью или почти стехиометрическим. Однако, поскольку в системах диффузионного сжигания сгорание полностью или почти стехиометрично, трудно (если вообще возможно) контролировать выбросы NOx, в частности контролировать образование «термических NOx», которые образуются в результате окисления свободного азота в окислителе (например, воздух) или топливе. Термические NOx сильно зависят от стехиометрической адиабатической температуры пламени топлива, которая представляет собой температуру, достигаемую при сжигании стехиометрической смеси топлива и окислителя (например, воздуха) в изолированном сосуде, и в меньшей степени от концентрации кислорода и азота.

[0004] В последние десятилетия нормы выбросов стали более строгими, чтобы ограничить вред окружающей среде. Были предприняты попытки ограничить выбросы NOx из систем сжигания с диффузионным пламенем путем добавления воды или пара непосредственно в зону реакции камеры сгорания для снижения температуры пламени. Были предприняты и другие попытки удаления NOx (возможно, также CO и/или CO2) непосредственно из потока дымовых газов; например, выбросы NOx можно снизить путем добавления системы избирательного каталитического восстановления после расширителя газотурбинной системы.

[0005] Однако недавнее ужесточение требований к выбросам привело к внедрению и распространению систем сжигания с предварительным смешиванием, таких как камеры сгорания с сухим низким выбросом NOx (Dry Low NOx, DLN) или сухим с низким уровнем выбросов (Dry Low Emission, DLE). В камерах сгорания с предварительным смешиванием топливо и окислитель (например, воздух) смешиваются перед реакционной зоной камеры сгорания и поэтому как правило оптимизированы для работы с низким уровнем выбросов NOx. Например, из ЕР 2204561А2 известны система и способ смешивания вторичного газа, например, альтернативного газового топлива, такого как водород, этан, бутан, пропан, СПГ и т. д., или инертного газа, такого как азот и диоксид углерода, с основным газовым топливом, в частности природным газом, в камере сгорания газовой турбины DLN. В камерах сгорания этих типов количество смешиваемого водорода ограничено из-за риска нестабильности пламени, поэтому всегда присутствует значительное количество природного газа и, следовательно, выбросы CO и/или CO2 значительны. Следовательно, предварительное сжигание не позволяет достичь полной декарбонизации системы.

[0006] Тем не менее, традиционные системы диффузионного сжигания по-прежнему обеспечивают более высокую гибкость использования топлива, более высокую стабильность пламени и более низкие (или даже нулевые) выбросы CO и CO2, чем системы сгорания с предварительно смешанным топливом, даже если они могут иметь проблемы с выбросами NOx, по меньшей мере, ввиду постоянно растущих требований к низким уровням выбросов.

ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0007] Было бы желательно иметь газотурбинную систему с диффузионно-пламенным сгоранием, имеющую частично или полностью сниженные нежелательные выбросы, в частности выбросы NOx и, возможно, выбросы CO и/или CO2.

[0008] В частности, требуется предложить решение, которое могло бы обеспечить более высокую гибкость использования топлива, более высокую стабильность пламени и более низкие выбросы CO и/или CO2, чем камеры сгорания с предварительно смешанным топливом, например решение, позволяющее сжигать топливо, содержащее до 100 об.% водорода (и, например, до 0 об.% природного газа или другого вторичного топлива); содержание водорода может составлять, например, 50%, 60%, 70%, 80% или 90% и даже может меняться со временем по разным причинам.

[0009] В частности, требуется предложить решение, которое можно было бы легко применить даже к уже установленным и работающим газотурбинным системам, чтобы эти системы могли соответствовать более строгим требованиям по выбросам.

[0010] Согласно одному аспекту объект, описанный в настоящем документе, относится к газотурбинной системе с компрессорной секцией, выполненной с возможностью сжатия потока окислителя и обеспечения потока сжатого окислителя в секции камеры сгорания, в которых газовая смесь топливного газа и инертного газа дополнительно подается отдельно от окислителя. Секция камеры сгорания выполнена с возможностью диффузионно-пламенного сжигания топлива и окислителя в камере сгорания и обеспечения подачи дымовых газов в турбинную секцию, выполненную с возможностью расширения потока дымовых газов и выпуска расширенного потока дымовых газов на выходе из турбины. Газотурбинная система также имеет блок смешивания, выполненный с возможностью смешивания, по меньшей мере, топливного газа и инертного газа и подачи газовой смеси в секцию камеры сгорания с соотношением смешивания, зависящим от содержания дымового газа, например, в зависимости от содержания NOx и/или CO и/или CO2 в дымовом газе. Блок смешивания выполнен с возможностью смешивания топливного газа и инертного газа под управлением блока управления, который выполнен с возможностью управления работой газотурбинной системы.

[0011] С учетом возможной модернизации такая инновационная газотурбинная система особенно подходит для сжигания воздуха с водородом или газовой смеси, содержащей водород; предпочтительно, чтобы инертный газ представлял собой азот или содержал преимущественно азот, поскольку он легко доступен и недорог.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

[0012] Описанные варианты осуществления изобретения и многие сопутствующие ему преимущества можно более полно оценить и понять в ходе изучения следующего подробного описания, рассматриваемого в связи с прилагаемыми графическими материалами, причем:

На Фиг. 1 показана упрощенная схема варианта осуществления газотурбинной системы со смешиванием топлива и системой непрерывного мониторинга выбросов (Continuous Emissions Monitoring System, CEMS),

на Фиг. 2 показана упрощенная схема другого варианта осуществления газотурбинной системы со смешиванием топлива и системой мониторинга прогнозируемых выбросов (Predictive Emissions Monitoring System, PEMS), и

на Фиг. 3 показана упрощенная схема другого варианта осуществления газотурбинной системы с системой смешивания топлива и системой мониторинга прогнозируемых выбросов (PEMS) на этапе обучения в сочетании с системой непрерывного мониторинга выбросов (CEMS).

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

[0013] Согласно одному аспекту описанный в настоящем документе предмет относится к газотурбинной системе с диффузионно-пламенным сгоранием, которая позволяет снизить нежелательные выбросы, в частности выбросы NOx и, возможно, выбросы CO и/или CO2, путем смешивания топливного газа, например водорода с инертным газом, например, азотом, и, возможно, с дополнительным топливным газом, например, природным газом. Количество топливного газа, инертного газа и дополнительного топливного газа в газовой смеси контролируется блоком управления, который регулирует открытие и закрытие впускных клапанов, подающих газы в узел смешения. Смесительный блок генерирует газовую смесь, подлежащую сжиганию, вместе с окислителем, например воздухом, в диффузионно-пламенной камере сгорания газовой турбины с образованием дымовых газов, которые расширяются в детандере газовой турбины, как правило для приведение в действие оборудования, механически соединенного с газовой турбиной, например компрессора или электрогенератора; затем дымовой газ может быть выпущен в атмосферу. Чтобы поддерживать низкий уровень нежелательных выбросов (например, вредных выбросов), система снабжена системой непрерывного мониторинга выбросов, как правило состоящей из набора датчиков, или системой мониторинга прогнозируемых выбросов, как правило состоящей из аппаратного и/или программного анализатора, которые соответственно измеряют или прогнозируют количество NOx и/или CO и/или CO2 в расширенном дымовом газе и передают это значение(-я) в блок управления, который контролирует содержание газовой смеси на основе измеренного(-ых) или прогнозируемого(-ых) значения(-ий).

[0014] Ниже будут даны подробные ссылки на варианты осуществления описания, примеры которых показаны на чертежах. Примеры и чертежи представлены для пояснения описания и не должны быть истолкованы как его ограничение. В сущности, специалистам в данной области должно быть очевидно, что в рамках настоящего описания можно создавать различные модификации и вариации без отступления от объема или сущности описания. В последующем описании аналогичные ссылочные позиции используются для иллюстрации фигур вариантов осуществления для обозначения элементов, выполняющих одинаковые или подобные функции. Более того, для ясности иллюстрации некоторые ссылки могут не повторяться на всех фигурах.

[0015] На фигуре 1 показана упрощенная схема варианта осуществления газотурбинной системы с диффузионно-пламенным сжиганием и смешением топлива, как правило обозначенного ссылочной позицией 1000. Газотурбинная система 1000 содержит компрессорную секцию 10 компрессора, камеру 20 сгорания и секцию 30 турбины. Как правило секция 10 компрессора и секция 30 турбины механически соединены валом 34; предпочтительно, вал 34 дополнительно механически соединен с приводным оборудованием 35, например компрессором или электрогенератором.

[0016] Секция 10 компрессора имеет вход 11 компрессора и выход 12 компрессора и выполнена с возможностью приема потока несжатого окислителя на входе компрессора, предпочтительно воздуха, более предпочтительно окружающего воздуха при атмосферном давлении для сжатия окислителя, например, через одну или более ступеней компрессора и обеспечения потока сжатого окислителя на выходе 12 компрессора. Как будет очевидно из нижеследующего, поток сжатого окислителя затем подается в секцию 20 камеры сгорания газотурбинной системы 1000.

[0017] Секция 20 сгорания имеет вход 21 камеры сгорания и выход 22 камеры сгорания и выполнена с возможностью приема потока сжатого окислителя из секции 10 компрессора, в частности, из выхода 12 компрессора; другими словами, вход 21 камеры сгорания соединен по текучей среде с выходом 12 компрессора. Секция 20 камеры сгорания выполнена с возможностью диффузионно-пламенного сжигания топлива и окислителя в камере сгорания: камера сгорания соединена по текучей среде с входом 21 камеры сгорания, принимающим сжатый окислитель, и с трубопроводом 23 подачи топлива, принимающим топливо; как будет более подробно объяснено ниже, топливо, поступающее в камеру сгорания, представляет собой газовую смесь топливного газа и инертного газа. Сгорание, осуществляемое в секции 20 камеры сгорания, генерирует поток дымовых газов, который подается на выходе 22 камеры сгорания.

[0018] Выход 22 камеры сгорания соединен по текучей среде с турбинной секцией 30. Секция 30 турбины имеет вход 31 турбины и выход 32 турбины и предназначена для расширения потока дымовых газов, например, через одну или более ступеней расширения, и для выпуска расширенного потока дымовых газов на выходе 32 турбины, что как правило попадает в атмосферу.

[0019] Как уже объяснялось выше, секция 20 камеры сгорания выполнена с возможностью приема газовой смеси, состоящей по меньшей мере из топливного газа и инертного газа: газотурбинная система 1000 дополнительно содержит смесительный блок 50, выполненный с возможностью смешивания топливного газа и инертного газа и подачи газовой смеси в секцию 20 камеры сгорания. Смесительный блок 50 имеет по меньшей мере вход 51 для топливного газа, вход 52 для инертного газа и выход 54 для газовой смеси, при этом выход 54 для газовой смеси соединен по текучей среде с трубопроводом 23 подачи топлива секции 20 камеры сгорания для подачи газовой смесь в секцию 20 сгорания. В частности, смесительный блок 50 расположен перед секцией 20 камеры сгорания.

[0020] Согласно предпочтительному варианту осуществления топливный газ может представлять собой, например, водород или газовую смесь, содержащую преимущественно водород, например, содержащую по меньшей мере 90% водорода (в зависимости, например, от чистоты водорода, подаваемого в смесительный блок 50). Согласно предпочтительному варианту осуществления инертный газ может содержать азот, и/или диоксид углерода, и/или аргон, и/или гелий, и/или их смесь; не следует исключать, что H₂O может использоваться в качестве «инертного газа» (либо отдельно, либо в сочетании с одним или более другими инертными газами), несмотря на меньшую «инертность», предпочтительно в форме пара, небулизированной воды или распыленной воды; предпочтительно инертный газ представляет собой азот или содержит преимущественно азот, например содержит по меньшей мере 90% азота (в зависимости, например, от чистоты азота, подаваемого в смесительный блок 50). Например, инертным газом может быть азот, поступающий из воздухоразделительной установки (ВРУ). При использовании водорода или газовой смеси, содержащей преимущественно водород, в качестве топливного газа выбросы CO и CO2 чрезвычайно низки (если не равны нулю); это не так, если в качестве топлива альтернативно используется природный газ, или аммиак, или сжиженный нефтяной газ, или биотопливо, или электротопливо, или синтез-газ.

[0021] Существует очень много возможностей состава топливно-газовой смеси. Согласно первой возможности, газовая смесь, подаваемая в секцию 20 сгорания в определенное время, может содержать, например, по существу приблизительно 60 об.% водорода и, например, приблизительно 40 об.% азота; предпочтительно, такой состав газовой смеси не позволяет образовываться в дымовых газах ни CO, ни CO2, поскольку основным продуктом этого сгорания является H₂О. Также следует отметить, что, как правило, если содержание инертных веществ в газовой смеси увеличивается, может наблюдаться положительный эффект на выходную мощность газотурбинной системы 1000, поскольку массовый расход при расширении в секции 30 турбины увеличивается (инертный газ нагревается в секции камеры 20 сгорания и может расширяться в секции 30 турбины), в то время как массовый расход при сжатии не изменяется (количество окислителя, сжимаемого секцией 10 сжатия, не меняется, поскольку инертный газ не влияет на реакцию горения). В соответствии с конкретными условиями эксплуатации, если водорода недостаточно, содержание водорода в газовой смеси может быть менее чем, например, 60% (например, когда водород получают из возобновляемых источников, в частности из периодически возобновляемых источников), и к газовой смеси может быть добавлен дополнительный топливный газ, как это будет более подробно объяснено ниже. В соответствии с другими конкретными условиями эксплуатации, например при запуске турбины, к газовой смеси может быть добавлен дополнительный топливный газ (или даже полностью заменен водород), как это будет более подробно объяснено ниже. Следует отметить, что, как правило, состав смеси топливного газа может не всегда быть одинаковым по разным причинам (включая то, что состав контролируется блоком управления) и может варьироваться от одного варианта осуществления к другому.

[0022] Как показано на фиг. 1–3, смесительный блок 50, 150, 250 может дополнительно содержать дополнительный вход 53, 153, 253 для топливного газа; например, дополнительный топливный газ может содержать природный газ, и/или аммиак, и/или СНГ (сжиженный нефтяной газ), и/или биотопливо (т. е. топливо, произведенное из биомассы), и/или электротопливо (т. е. топливо, произведенное с использованием электроэнергии, произведенной без ископаемого топлива, или электроэнергии, полученной из возобновляемых источников), и/или синтез-газ (т. е. газовая смесь, состоящая в основном из водорода и оксида углерода), и/или CO. Дополнительный топливный газ может быть смешан с топливным газом и инертным газом в смесительном блоке 50, 150, 250, и полученная газовая смесь может подаваться на выход 54, 154, 254 газовой смеси смесительного блока 50, 150, 250. Использование дополнительного топливного газа может быть выгодным, особенно во время запуска газотурбинной системы 1000, 2000, 3000. Например, CO может реагировать с O2 по следующей реакции:

2СО + О2 → 2СО2.

[0023] С неограничивающей ссылкой на фиг. 1-3, газотурбинная система 1000, 2000 и 3000 дополнительно содержит блок 40, 140, 240 управления, выполненный с возможностью управления работой газотурбинной системы, в частности, для управления открытием и закрытием клапана регулирования топливного газа, клапана регулирования инертного газа и дополнительного клапана регулирования топливного газа (если предусмотрен дополнительный топливный газ) смесительного узла 50, 150, 250. Блок 50, 150, 250 смешения генерирует газовую смесь под управлением блока 40, 140, 240 управления. Как будет очевидно из нижеследующего, содержание дымового газа, например содержание NOx, и/или содержание CO, и/или содержание CO2, на выходе 32, 132, 232 турбины измеряется и/или прогнозируется и подается в блок 40, 140, 240 управления. Предпочтительно, блок 40 управления регулирует открытие и закрытие регулирующих клапанов в зависимости от измеренного/прогнозируемого содержания дымового газа. Другими словами, газовая смесь имеет соотношение смешивания, зависящее от измеренного/расчетного содержания дымового газа.

[0024] На фиг. 1 показан вариант осуществления газотурбинной системы 1000, дополнительно содержащий систему непрерывного мониторинга выбросов (CEMS) 70, которая соединена по текучей среде с выходом 32 турбины и выполнена с возможностью определения по меньшей мере параметра потока расширенного дымового газа на выходе 32 турбины. Как правило, как уже упоминалось, система 70 непрерывного мониторинга выбросов состоит из набора датчиков, которые могут измерять один или более параметров, подлежащих контролю. Преимущественно система 70 непрерывного мониторинга выбросов может измерять количество NOx в расширенном потоке дымовых газов и/или количество CO в расширенном потоке дымовых газов и/или количество CO2 в расширенном потоке дымовых газов. Система 70 непрерывного мониторинга выбросов может передавать параметр(-ы) в блок 40 управления, который управляет работой газотурбинной системы 1000 на основе измеренного(-ых) параметра(-ов), предпочтительно, исходя по меньшей мере из количества NOx в расширенном потоке дымовых газов и/или количества CO в расширенном потоке дымовых газов и/или количества CO2 в расширенном потоке дымовых газов; в частности, как уже упоминалось, блок 40 управления может управлять открытием и закрытием регулирующих клапанов на основе параметра(-ов), обнаруженного(-ых) системой 70 непрерывного мониторинга выбросов.

[0025] Предпочтительно, газотурбинная система 1000 может дополнительно содержать приборы, в частности датчики, которые измеряют другие параметры (эти приборы также могут быть полностью или частично интегрированы в смесительный узел и/или компрессорную секцию, и/или секцию камеры сгорания, и/или турбинную секцию), такие как:

- давление и температура окружающей среды; и/или

- температура расширившихся дымовых газов; и/или

- относительная влажность окружающей среды; и/или

- перепад давления между входом 11 компрессора и давлением окружающей среды и/или

- перепад давления между выходом 32 турбины и давлением окружающей среды и/или

- давление и температура окислителя (например, воздуха) на выходе 12 компрессора; и/или

- температура пламени; и/или

- стабильность и динамика пламени; и/или

- состав и свойства топлива (давление, температура, низшая теплотворная способность (Lower Heating Value, LHV), модифицированное число Воббе (Modified Wobbe Index, MWI), степень воспламеняемости…).

[0026] Предпочтительно, один или более из этих других параметров могут быть переданы в блок 40 управления, который может учитывать их для управления работой газотурбинной системы 1000, в частности, выполняя компромисс между количеством нежелательных выбросов (например, NOx и/или CO и/или CO2) и производительностью газовой турбины. Преимущественно, блок 40 управления может также управлять работой газотурбинной системы 1000, принимая во внимание явление старения газотурбинной системы и/или механическое разрушение/износ компонентов горячего газа (т. е. компонентов газовой турбины, которые подвергаются воздействию высокотемпературных потоков), например, на основе прогнозов и карт производительности газовой турбины. Следует отметить, что блок 40 управления может быть дополнительно подключен к анализатору 60 топливного газа, соединенному по текучей среде с выходом 54 газовой смеси, который может передавать информацию о газовой смеси на выходе 54 газовой смеси; например, анализатор 60 топливного газа может измерять состав и свойства, указанные выше. Предпочтительно, блок 40 управления дополнительно контролирует содержание газовой смеси на основе информации, предоставляемой анализатором 60 топливного газа.

[0027] На фиг. 2 показан другой вариант осуществления газотурбинной системы 2000, который аналогичен варианту осуществления, показанному на фиг. 1, и отличается по меньшей мере тем, что параметр(-ы) расширенного потока дымовых газов на выходе 132 турбины прогнозируется(-ются), а не измеряется(-ются). Газотурбинная система дополнительно содержит систему 180 мониторинга прогнозируемых выбросов, которая получает информацию о газовой смеси на выходе 154 газовой смеси смесительного узла 150. В частности, система 180 мониторинга прогнозируемых выбросов может быть выполнена с возможностью получения, по меньшей мере, коэффициента смешивания (например, топлива и инертного газа) или содержания газовой смеси (например, топлива, инертного газа и дополнительного топлива) на выходе 154 газовой смеси узла смешивания 150. Предпочтительно, информация о газовой смеси (в частности, о ее составе) передается в систему 180 мониторинга прогнозируемых выбросов блоком 140 управления, который соединен с анализатором 160 топливного газа, соединенным по текучей среде с выходом 154 газовой смеси; другими словами, анализатор 160 топливного газа выполнен с возможностью передавать информацию о газовой смеси (в частности, о ее фактическом содержании) в блок 140 управления на выходе 154. Предпочтительно, система 180 мониторинга прогнозируемых выбросов также может быть выполнена с возможностью приема информации о температуре и/или давлении газовой смеси на выходе 154 газовой смеси, при этом температура и/или давление измеряются анализатором топливного газа 160 и подаются в блок 140 управления.

[0028] Система 180 мониторинга прогнозируемых выбросов выполнена с возможностью прогнозирования, по меньшей мере, параметра потока расширенного дымового газа на выходе 32 турбины, в частности, на основе полученной информации о газовой смеси. Преимущественно система 180 мониторинга прогнозируемых выбросов может прогнозировать количество NOx в расширенном потоке дымовых газов и/или количество CO в расширенном потоке дымовых газов и/или количество CO2 в расширенном потоке дымовых газов.

Система 180 мониторинга прогнозируемых выбросов может передавать параметр(-ы) в блок 140 управления, который управляет работой газотурбинной системы 2000 на основе прогнозируемого(-ых) параметра(-ов), предпочтительно, исходя по меньшей мере из количества NOx в расширенном потоке дымовых газов и/или количества CO в расширенном потоке дымовых газов и/или количества CO2 в расширенном потоке дымовых газов; в частности, как уже упоминалось, блок 140 управления может управлять открытием и закрытием регулирующих клапанов на основе параметра(-ов), прогнозируемого(-ых) системой 180 мониторинга прогнозируемых выбросов.

[0029] Предпочтительно, газотурбинная система 2000 может дополнительно содержать приборы, в частности датчики, которые измеряют другие параметры (эти приборы также могут быть полностью или частично интегрированы в смесительный узел и/или компрессорную секцию, и/или секцию камеры сгорания, и/или турбинную секцию), такие как:

- давление и температура окружающей среды; и/или

- температура расширившихся дымовых газов; и/или

- относительная влажность окружающей среды; и/или

- перепад давления между входом 11 компрессора и давлением окружающей среды и/или

- перепад давления между выходом 32 турбины и давлением окружающей среды и/или

- давление и температура окислителя (например, воздуха) на выходе 12 компрессора; и/или

- температура пламени; и/или

- стабильность и динамика пламени; и/или

- состав и свойства топлива (давление, температура, низшая теплотворная способность (Lower Heating Value, LHV), модифицированное число Воббе (Modified Wobbe Index, MWI), степень воспламеняемости…).

[0030] Предпочтительно, один или более из этих других параметров могут быть переданы в блок 140 управления, который может учитывать их для управления работой газотурбинной системы 2000, в частности, осуществляя компромисс между количеством нежелательных выбросов (например, NOx и/или CO и/или CO2) и производительностью газовой турбины. Преимущественно, блок 140 управления может также управлять работой газотурбинной системы 2000, принимая во внимание явление старения газотурбинной системы и/или механическое разрушение/износ компонентов горячего газа (т. е. компонентов газовой турбины, которые подвергаются воздействию высокотемпературных потоков), например, на основе прогнозов и карт производительности газовой турбины.

[0031] Следует отметить, что согласно некоторым вариантам осуществления можно измерить один или более выбросов, как показано на фиг. 1, и можно спрогнозировать один или более выбросов, как показано на фиг. 2.

[0032] Вариант осуществления газотурбинной системы 3000, показанный на фиг. 3, аналогичен варианту осуществления, показанному на фиг. 1, и отличается по меньшей мере тем, что система мониторинга прогнозируемых выбросов сконфигурирована для выполнения прогнозов на основе искусственного интеллекта (ИИ), в частности, она содержит искусственную нейронную сеть, выполненную с возможностью прогнозирования.

[0033] Вариант 280 системы мониторинга прогнозируемых выбросов имеет входы, выполненные с возможностью электрического соединения с системой 270 непрерывного мониторинга выбросов, соединенной по текучей среде с выходом 232 турбины и выполненной с возможностью измерения выбросов турбины, в частности выбросов NOx и/или выбросов CO2 и/или выбросов CO; как правило, система 270 непрерывного мониторинга выбросов состоит из набора датчиков, в частности измерителя NOx, и/или измерителя CO2, и/или измерителя CO. Система 270 и линии соединения нарисованы пунктирными линиями, поскольку система непрерывного мониторинга выбросов не может быть постоянным компонентом газотурбинной системы и может присутствовать только на этапе установки (например, для первых, например, 2–20 часов работы) и/или на этапе начальной эксплуатации (например, для первых, например, 200–2000 часов работы) и/или во время проверки работы системы. Система 280 мониторинга прогнозируемых выбросов на основе искусственного интеллекта может быть выполнена с возможностью настройки (например, калибровки) на заводе и/или при установке, а также может быть выполнена с возможностью обучения при установке и/или во время начальной эксплуатации, при этом обучение основано на выбросах, фактически измеренных на выходе из газотурбинной системы.

[0034] Согласно некоторым вариантам осуществления по фиг. 3, система 270 непрерывного мониторинга выбросов может присутствовать на постоянной основе и может использоваться, например, не только для обучения основанной на искусственном интеллекте системы 280 мониторинга прогнозируемых выбросов, но также и для других целей.

[0035] Газотурбинная система 1000, 2000, 3000, показанная на фиг. 1–3, может реализовывать способ снижения нежелательных выбросов, например вредных выбросов, в частности, содержания NOx, и/или CO, и/или CO2 в дымовых газах, выпускаемых из выхода 32, 132, 232 турбины, путем регулирования соотношения смешения газовой смеси топливного газа и инертного газа, подаваемой в секцию сгорания 20, 120, 220 (и, в конечном итоге, снижения содержания газовой смеси топливного газа, инертного газа и дополнительного топливного газа). Как уже упоминалось, содержание NOx и/или CO и/или CO2 в дымовом газе может быть измерено системой 70, 270 непрерывного мониторинга выбросов и/или спрогнозировано системой 180, 280 мониторинга прогнозируемых выбросов, при этом измеренное и/или спрогнозированное содержание передается в блок 40, 140, 240 управления, так что соотношение смешивания или содержание газовой смеси регулируется (по существу в реальном времени) блоком 40, 140, 240 управления. Однако блок 40, 140, 240 управления может управлять работой газотурбинной системы путем оптимизации и других параметров, предпочтительно путем достижения компромисса между содержанием NOx и/или CO и/или CO2 в дымовых газах (максимальные значения которых регулируются и различаются в зависимости от страны) и характеристик производительности газотурбинной системы, таких как выходная мощность и/или эффективность.

[0036] Согласно первой возможности, если условиями работы газотурбинной системы являются высокая температура и высокая относительная влажность окружающего воздуха (например, Т=40 °С, относительная влажность=0,85), содержание NOx и/или CO и/или CO2 в дымовых газах меньше, чем содержание NOx и/или CO и/или CO2 в дымовых газах в условиях ISO (Т=15 °С, ОВ=0,6); следовательно, содержание азота в газовой смеси может быть уменьшено, что выгодно снижает выходную мощность газотурбинной системы. Согласно другой возможности, если содержание CO и/или CO2 в дымовом газе увеличивается, выходную мощность можно по существу поддерживать на постоянном уровне за счет увеличения содержания водорода и азота в газовой смеси. По другой возможности объемное содержание инертного газа может быть увеличено до расчетного предела диффузионно-пламенного горения, осуществляемого в камере сгорания системы.

[0037] Следует отметить, что газотурбинная система 1000, 2000 и 3000, описанная в настоящем документе, также может быть снабжена другими решениями и/или устройствами для снижения или удаления загрязняющих веществ в выхлопных газах, например, впрыском пара в камеру сгорания.

Газотурбинная система (1000, 2000, 3000) с компрессорной секцией (10), выполненной с возможностью сжатия потока окислителя и обеспечения потока сжатого окислителя в секции (20) камеры сгорания. Секция (20) камеры сгорания выполнена с возможностью приема окислителя и топливной газовой смеси по отдельности, причем смесь содержит по меньшей мере топливный газ и инертный газ для осуществления диффузионно-пламенного сжигания топлива и окислителя в камере сгорания и для подачи потока дымовых газов в секцию (30) турбины, выполненную с возможностью расширения потока дымовых газов и для выпуска расширенного потока дымовых газов на выходе турбины. Газотурбинная система также имеет блок (50) смешивания, выполненный с возможностью смешивания, по меньшей мере, топливного газа и инертного газа и подачи смеси топливного газа в секцию (20) камеры сгорания с соотношением смешивания, зависящим от содержания дымового газа, например, в зависимости от измеренного или прогнозируемого содержания NO_x, и/или CO, и/или CO₂ в дымовом газе. Смесительный блок (50) выполнен с возможностью смешивания по меньшей мере топливного газа и инертного газа под управлением блока (40) управления, который выполнен с возможностью управления работой газотурбинной системы. 14 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Газотурбинная система (1000, 2000, 3000), содержащая:

- компрессорную секцию (10), имеющую вход (11) компрессора и выход (12) компрессора, при этом секция (10) компрессора выполнена с возможностью принимать поток несжатого окислителя на входе (11) компрессора, сжимать окислитель и обеспечивать поток сжатого окислителя на выходе (12) компрессора;

- секцию (20) камеры сгорания, имеющую вход (21) камеры сгорания и выход (22) камеры сгорания, а также трубопровод (23) подачи топлива, причем вход (21) камеры сгорания соединен по текучей среде с выходом (12) компрессора, при этом секция (20) камеры сгорания содержит камеру сгорания, соединенную по текучей среде с входом (21) камеры сгорания и выходом (22) камеры сгорания, а также трубопроводом (23) подачи топлива, и выполнена с возможностью осуществления диффузионно-пламенного сжигания топлива и окислителя в камере сгорания и обеспечения потока дымовых газов на выходе из камеры (22) сгорания;

- турбинную секцию (30), имеющую вход (31) турбины и выход (32) турбины, причем вход (31) турбины соединен по текучей среде с выходом (22) камеры сгорания, при этом турбинная секция (30) выполнена с возможностью расширения потока дымовых газов и выпуска расширенного потока дымовых газов на выходе (32) турбины;

- блок (40) управления, выполненный с возможностью управления работой газотурбинной системы (1000);

- смесительный блок (50), имеющий вход (51) для топливного газа, вход (52) для инертного газа и выход (54) для газовой смеси, при этом выход (54) газовой смеси соединен по текучей среде с трубопроводом (23) подачи топлива секции (20) камеры сгорания;

- анализатор (60) топливного газа, выполненный с возможностью определения содержания газовой смеси на выходе (54) газовой смеси и подачи этого содержания в блок (40) управления;

- систему (70, 270) непрерывного мониторинга выбросов, соединенную по текучей среде с выходом (32, 232) турбины и выполненную с возможностью измерения по меньшей мере одного параметра расширенного потока дымовых газов и передачи в блок управления (40, 240) по меньшей мере одного параметра, и/или систему (180, 280) мониторинга прогнозируемых выбросов, выполненную с возможностью получения, по меньшей мере, коэффициента смешивания или содержания газовой смеси на выходе газовой смеси (154, 254) из блока управления (140, 240) и прогнозирования по меньшей мере одного параметра потока расширенного дымового газа и передачи по меньшей мере одного параметра в блок управления (140, 240), причем по меньшей мере один параметр представляет собой количество NO_x и/или CO, и/или CO₂ в расширенном потоке дымовых газов,

при этом смесительный блок (50) выполнен с возможностью смешивания топливного газа и инертного газа и подачи газовой смеси на выход (54) газовой смеси под управлением блока (40) управления, при этом газовая смесь имеет соотношение смешивания, зависящее от содержания дымового газа.

2. Газотурбинная система (1000, 2000, 3000) по п. 1, в которой топливный газ представляет собой водород или газовую смесь, содержащую преимущественно водород.

3. Газотурбинная система (1000, 2000, 3000) по п. 1, в которой инертный газ содержит азот, и/или диоксид углерода, и/или аргон, и/или гелий, и/или H₂O, и/или их смесь, предпочтительно инертный газ представляет собой азот или газовую смесь, содержащую преимущественно азот.

4. Газотурбинная система (1000, 2000, 3000) по п. 1, в которой смесительный блок (50, 150, 250) дополнительно содержит дополнительный вход (53, 153, 253) топливного газа, при этом смесительный блок (50, 150, 250) выполнен с возможностью смешивания топливного газа, дополнительного топливного газа и инертного газа и подачи газовой смеси на выход (54, 154, 254) газовой смеси.

5. Газотурбинная система (1000, 2000, 3000) по п. 4, в которой дополнительный топливный газ содержит природный газ, и/или аммиак, и/или сжиженный нефтяной газ, и/или биотопливо, и/или электротопливо, и/или синтез-газ, и/или CO.

6. Газотурбинная система (1000, 3000) по п. 1, содержащая систему (70, 270) непрерывного мониторинга выбросов, причем по меньшей мере один параметр представляет собой количество NO_x в расширенном потоке дымовых газов.

7. Газотурбинная система (1000, 3000) по п. 6, в которой система (70, 270) непрерывного мониторинга выбросов дополнительно выполнена с возможностью измерения по меньшей мере другого параметра расширенного потока дымовых газов и предоставления по меньшей мере другого параметра в блок (40, 240) управления, при этом по меньшей мере другим параметром является количество CO и/или CO₂ в расширенном потоке дымового газа.

8. Газотурбинная система (2000, 3000) по п. 1, содержащая систему (180, 280) мониторинга прогнозируемых выбросов, при этом по меньшей мере один параметр представляет собой количество NO_x в расширенном потоке дымовых газов.

9. Газотурбинная система (2000, 3000) по п. 8, в которой система (180, 280) мониторинга прогнозируемых выбросов дополнительно выполнена с возможностью прогнозирования по меньшей мере другого параметра расширенного потока дымовых газов и предоставления по меньшей мере другого параметра в блок (140, 240) управления, при этом по меньшей мере другим параметром является количество CO и/или CO₂ в расширенном потоке дымового газа.

10. Газотурбинная система (1000, 2000, 3000) по п. 6, или 7, или 8, или 9, в которой блок (40, 140, 240) управления управляет работой газотурбинной системы (1000, 2000, 3000) на основе по меньшей мере одного измеренного или прогнозируемого параметра.

11. Газотурбинная система (1000, 2000, 3000) по п. 7 или 9, в которой блок (40, 140, 240) управления управляет работой газотурбинной системы (1000, 2000, 3000) на основе по меньшей мере другого измеренного или прогнозируемого параметра.

12. Газотурбинная система (1000, 2000, 3000) по п. 1, в которой смесительный узел (50, 150, 250) содержит клапан регулирования топливного газа и клапан регулирования инертного газа, при этом блок управления (40, 150, 250) выполнен с возможностью регулирования открытия и закрытия клапана регулирования топливного газа и клапана регулирования инертного газа.

13. Газотурбинная система (2000, 3000) по п. 4, в которой смесительный узел (150, 250) дополнительно содержит регулирующий клапан дополнительного топливного газа, при этом блок управления (140, 240) выполнен с возможностью регулирования открытия и закрытия регулирующего клапана дополнительного топливного газа.

14. Газотурбинная система (3000) по п. 8 или 9, в которой система мониторинга прогнозируемых выбросов (280) выполнена с возможностью делать прогнозы на основе искусственного интеллекта, в частности она содержит искусственную нейронную сеть, выполненную с возможностью прогнозирования.

15. Газотурбинная система (3000) по п. 14, содержащая:

- систему (270) непрерывного мониторинга выбросов, соединенную по текучей среде с выходом (232) турбины, электрически соединенную с системой (280) мониторинга прогнозируемых выбросов и выполненную с возможностью измерения выбросов турбины,

или

- входы, выполненные с возможностью электрического соединения с системой (270) непрерывного мониторинга выбросов, причем система (270) непрерывного мониторинга выбросов соединена по текучей среде с выходом (232) турбины и выполнена с возможностью измерения выбросов турбины;

при этом система (280) мониторинга прогнозируемых выбросов выполнена с возможностью настройки на заводе и/или при установке и выполнена с возможностью обучения при установке и/или во время начальной эксплуатации, при этом обучение основано на измеренных выбросах.