СИСТЕМА И СПОСОБ ДЛЯ ГАЗОТУРБИННОЙ СИСТЕМЫ С РЕЦИРКУЛЯЦИЕЙ ОТРАБОТАВШЕГО ГАЗА И СТЕХИОМЕТРИЧЕСКИМ СЖИГАНИЕМ
SYSTEM AND METHOD FOR STOICHIOMETRIC EXHAUST GAS RECIRCULATION GAS TURBINE SYSTEM

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
[001] По этой заявке испрашивается преимущество приоритета обычной заявки №14/585950 на патент США под названием “System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system”, поданной 20 декабря 2014 года, и предварительной заявки №61/932178 на патент США под названием “System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system”, поданной 27 января 2014 года, которые путем ссылки полностью включены в эту заявку.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[002] Предмет изобретения, раскрываемый в этой заявке, относится к газотурбинным системам, а более конкретно, к энергетическим установкам, приводимым в действие газовой турбиной.
[003] Газотурбинные двигатели используют в самых разных областях применения, таких как выработка электрической энергии, летательные аппараты и различное механическое оборудование. В газотурбинном двигателе топливо вместе с окислителем (например, воздухом) обычно сжигается в секции камер сгорания для образования горячих продуктов сгорания, которыми далее приводится в действие одна или несколько турбинных ступеней турбинной секции. В свою очередь, турбинной секцией приводится в действие одна или несколько компрессорных ступеней компрессорной секции, благодаря чему сжимается окислитель, предназначенный для ввода в секцию камер сгорания в добавление к топливу. И в этом случае топливо и окислитель смешиваются в секции камер сгорания и затем сжигаются с образованием горячих продуктов сгорания. В зависимости от условия горения эти продукты сгорания могут включать в себя несгоревшее топливо, остаточный окислитель и различные выбросы (например, оксиды азота). Кроме того, газотурбинные двигатели обычно потребляют в очень большом количестве воздух в качестве окислителя и выпускают в атмосферу значительное количество отработавшего газа. Иначе говоря, отработавший газ обычно теряется впустую как побочный продукт работы газовой турбины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ
[004] Некоторые варианты осуществления, сопоставимые с объемом первоначально заявленного изобретения, кратко изложены ниже. Эти варианты осуществления не предназначены для ограничения объема заявленного изобретения, а скорее эти варианты осуществления предназначены только для представления краткого изложения возможных форм изобретения. В действительности, изобретение может охватывать различные формы, которые могут быть подобны вариантам осуществления, изложенным ниже, или могут отличаться от них.
[005] В одном варианте осуществления способ включает в себя сжигание топлива и окислителя в камере сгорания газотурбинной системы с рециркуляцией отработавшего газа (РОГ), которая вырабатывает электрическую энергию и поставляет часть электрической энергии в электрическую сеть. Способ включает в себя регулирование одного или нескольких параметров газотурбинной системы с рециркуляцией отработавшего газа, чтобы увеличивать часть электрической энергии, поставляемой в электрическую сеть, в ответ на переходное событие, связанное с электрической сетью. Кроме того, регулирование включает в себя одно или несколько из (А) повышения расхода топлива в камере сгорания в ответ на переходное событие, когда газотурбинная система с рециркуляцией отработавшего газа работает в режиме сжигания обедненного топлива; (В) повышения концентрации и/или расхода окислителя в камере сгорания в ответ на переходное событие и повышения расхода топлива в камере сгорания в ответ на повышенную концентрацию и/или расход окислителя для поддержания по существу стехиометрического соотношения компонентов в камере сгорания; или (С) уменьшения локального потребления электрической энергии в ответ на переходное событие, чтобы увеличить часть электрической энергии, поставляемой в электрическую сеть.
[006] В другом варианте осуществления система включает в себя газотурбинную систему с рециркуляцией отработавшего газа, имеющую камеру сгорания, выполненную с возможностью приема и сжигания топлива вместе с окислителем, и турбину, приводимую в действие продуктами сгорания из камеры сгорания. Система включает в себя генератор, приводимый в действие турбиной, при этом генератор выполнен с возможностью выработки электрической энергии и отведения части электрической энергии в электрическую сеть. Система включает в себя систему управления, имеющую контроллер с замкнутым контуром, выполненный с возможностью регулирования одного или нескольких параметров газотурбинной системы с рециркуляцией отработавшего газа, и контроллер с разомкнутым контуром, выполненный с возможностью временного регулирования одного или нескольких параметров газотурбинной системы с рециркуляцией отработавшего газа, чтобы увеличивать часть электрической энергии, отводимой в электрическую сеть, в ответ на переходное событие. Кроме того, контроллер с разомкнутым контуром выполнен с возможностью формирования сигналов управления для повышения расхода топлива в камере сгорания в ответ на переходное событие, когда газотурбинная система с рециркуляцией отработавшего газа работает в режиме, соответствующем отсутствию выбросов; и формирования сигналов управления для повышения концентрации окислителя в камере сгорания, или уменьшения локального потребления электрической энергии, или для того и другого, в ответ на переходное событие, когда газотурбинная система с рециркуляцией отработавшего газа работает в режиме, соответствующем наличию выбросов.
[007] В еще одном варианте осуществления на энергонезависимом машиночитаемом носителе информации сохраняются команды, исполняемые процессором электронного устройства. Команды включают в себя команды на определение, что переходное событие происходит в электрической сети, соединенной с газотурбинной системой с рециркуляцией отработавшего газа, при этом переходное событие является событием, связанным со снижением частоты или снижением напряжения. Кроме того, команды включают в себя команды на повышение расхода топлива в камере сгорания газотурбинной системы с рециркуляцией отработавшего газа в ответ на переходное событие, когда газотурбинная система с рециркуляцией отработавшего газа работает в режиме нестехиометрического сжигания. Команды также включают в себя команды на повышение расхода окислителя в камере сгорания до повышения расхода топлива в камере сгорания, или на уменьшение локального потребления электрической энергии, чтобы увеличить часть электрической энергии, которая отводится в присоединенную электрическую сеть, или на то и другое, в ответ на переходное событие, когда газотурбинная система с рециркуляцией отработавшего газа работает в режиме стехиометрического сжигания.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[008] Эти и другие признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более понятными при чтении нижеследующего подробного описания с обращением к сопровождающим чертежам, на которых одинаковыми позициями представлены подобные элементы, при этом на чертежах:
[009] фиг. 1 - схема системы, имеющей эксплуатационную систему на основе турбины, связанную с системой добычи углеводородов, согласно варианту осуществления;
[010] фиг. 2 - схема системы из фиг. 1 согласно варианту осуществления с дополнительным показом системы управления и объединенной циклической системы;
[011] фиг. 3 - схема системы согласно варианту осуществления из фиг. 1 и 2 с дополнительным показом узлов газотурбинного двигателя, системы подачи отработавшего газа и системы обработки отработавшего газа;
[012] фиг. 4 - блок-схема последовательности действий способа работы системы из фиг. 1-3 согласно варианту осуществления;
[013] фиг. 5 - схема, иллюстрирующая узлы газотурбинной системы согласно варианту осуществления, такой как энергетическая установка на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов (ТСНУВ), согласно вариантам осуществления предложенного способа;
[014] фиг. 6 - схема газотурбинной системы из фиг. 5 с показом бустерной компрессорной системы окислителя (БКСО), согласно варианту осуществления;
[015] фиг. 7 - схема газотурбинной системы из фиг. 5 с показом системы подачи отработавшего газа (ОГ), согласно варианту осуществления; и
[016] фиг. 8 - график, иллюстрирующий соотношение компонентов в зависимости от нагрузки при различных профилях нагрузки газотурбинной системы во время пуска, согласно варианту осуществления предложенного способа.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
[017] Один или несколько конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения будут описаны ниже. Все признаки фактической реализации не могут быть рассмотрены подробно в объеме краткого описания этих вариантов осуществления. Следует учесть, что при разработке любой такой фактической реализации, как и инженерного или технологического проекта, многочисленные специфические для реализации решения принимаются для получения конкретных показателей, таких как соответствие связанным с системой и/или связанным с деловой активностью ограничениям, которые могут изменяться от одной реализации к другой. Кроме того, следует учесть, что такая работа может быть сложной и требующей много времени, но тем не менее должна быть обычным делом для специалистов в данной области техники, имеющих выгоду от этого раскрытия, при проектировании, разработке технологии и изготовлении.
[018] В этой заявке раскрываются примеры хорошо разработанных вариантов осуществления. Однако конкретные структурные и функциональные узлы, раскрываемые в этой заявке, представлены только для пояснения примеров вариантов осуществления. Однако варианты осуществления настоящего изобретения могут быть реализованы во многих альтернативных формах, которые не должны толковаться как ограниченные только вариантами осуществления, изложенными в этой заявке.
[019] Соответственно, наряду с тем, что допускаются различные модификации и альтернативные формы примеров вариантов осуществления, варианты осуществления показываются для примера на чертежах и будут подробно описываться в этой заявке. Однако следует понимать, что отсутствует намерение ограничить примеры вариантов осуществления конкретными раскрытыми формами, а наоборот, примеры вариантов осуществления охватывают все модификации, эквиваленты и альтернативы, попадающие в объем настоящего изобретения.
[020] Терминология, используемая в этой заявке, предназначена только для описания конкретных вариантов осуществления и не предполагается ограничивающей примеры вариантов осуществления. Используемые в этой заявке сингулярные формы неопределенного артикля и определенные артикли также предполагаются охватывающими формы множественного числа, если из контекста ясно не следует иное. Термины «содержит», «содержащий», «включает в себя» и/или «включающий», используемые в этой заявке, обозначают наличие определенных признаков, целых чисел, этапов, операций, элементов и/или компонентов, но не исключают наличия или добавления одного или нескольких других признаков, целых чисел, этапов, операций, элементов, компонентов и/или групп из них.
[021] Хотя термины «первый», «второй», «первичный», «вторичный» и т.д. могут использоваться в этой заявке для описания различных элементов, эти элементы не должны ограничиваться этими терминами. Эти термины используются только для проведения различия между одним элементом и другим. Например, но без ограничения этим, первый элемент может быть назван вторым элементом и точно так же второй элемент может быть назван первым элементом без отступления от объема примеров вариантов осуществления. Используемый в этой заявке термин «и/или» охватывает любое сочетание и все сочетания из одного или нескольких соответствующих перечисленных элементов.
[022] Определенная терминология может использоваться в этой заявке только для удобства читателя и не должна рассматриваться как ограничение объема изобретения. Например, такими словами, как «верхний», «нижний», «левый», «правый», «передний», «задний», «верх», «низ», «горизонтальный», «вертикальный», «выше по потоку», «ниже по потоку», «передняя часть», «задняя часть» и т.п., только описывается конфигурация, показываемая на чертежах. В действительности, элемент или элементы из варианта осуществления настоящего изобретения могут быть ориентированы в любом направлении и следовательно, терминологию следует понимать как охватывающую такие изменения, если не указано иное.
2
2
2
2
2
2
[023] Как рассматривается подробно ниже, раскрываемые варианты осуществления в общем относятся к газотурбинным системам с рециркуляцией отработавшего газа (РОГ), а в частности, к работе газотурбинных систем с использованием рециркуляции отработавшего газа в режиме стехиометрического сжигания. Например, газотурбинные системы могут быть выполнены с возможностью возврата отработавшего газа на путь рециркуляции отработавшего газа, стехиометрического сжигания топлива и окислителя вместе с по меньшей мере частью рециркуляционного отработавшего газа и захвата отработавшего газа для использования в различных целевых системах. Наряду со стехиометрическим сжиганием рециркуляция отработавшего газа может способствовать повышению уровня концентрации диоксида углерода (CO) в отработавшем газе, который в таком случае можно дополнительно очищать, чтобы отделять и очищать CO и азот (N) для использования в различных целевых системах. Кроме того, в газотурбинных системах можно использовать различные способы обработки отработавшего газа (например, регенерацию теплоты, каталитические реакции и т.д.) на пути рециркуляции отработавшего газа, благодаря которым повышается уровень концентрации CO, снижаются уровни концентрации других выбросов (например, монооксида углерода, оксидов азота и несгоревших углеводородов) и повышается регенерация энергии (например, при использовании теплоутилизационных установок). Кроме того, газотурбинные двигатели могут быть выполнены с возможностью сжигания топлива и окислителя при использовании одного или нескольких диффузионных факелов (например, при использовании диффузионных топливных форсунок), факелов предварительно перемешанной смеси (например, при использовании форсунок предварительно перемешанного топлива) или любого сочетания из них. В некоторых вариантах осуществления диффузионные факелы могут способствовать поддержанию в определенных пределах устойчивости и работы при стехиометрическом сжигании, которое в свою очередь способствует повышению образования CO. Например, в газотурбинной системе, работающей с использованием диффузионных факелов, можно получать больший показатель рециркуляции отработавшего газа по сравнению с газотурбинной системой, работающей с факелами предварительно перемешанной смеси. В свою очередь, повышенный показатель рециркуляции отработавшего газа способствует повышению образования CO. Возможные целевые системы включают в себя трубопроводы, резервуары для хранения, системы секвестрации углерода и системы добычи углеводородов, такие как системы повышения нефтеотдачи пласта (ПНП).
[024] В частности, предложенные варианты осуществления относятся к газотурбинным системам, а именно, к системам рециркуляции отработавшего газа (РОГ) при стехиометрическом сжигании, включая энергетические установки на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов (ТСНУВ). Эти системы обычно включают в себя по меньшей мере один газотурбинный двигатель, который соединен с электрической сетью и вырабатывает электрическую энергию. Например, предложенные варианты осуществления включают в себя энергетическую установку на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов, имеющую один или несколько электрических генераторов, которые преобразуют часть механической энергии, создаваемой одним или несколькими газотурбинными двигателями с рециркуляцией отработавшего газа, в электрическую энергию для подачи в электрическую сеть. Можно понять, что такая энергетическая установка на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов может стремиться реагировать на переходные события (например, на периоды быстрого изменения напряжения и/или частоты) в электрической сети. Например, энергетическая установка на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов может реагировать на переходное событие увеличением механической выходной мощности одной или нескольких газовых турбин для повышения электрической выходной мощности одного или нескольких генераторов и решения проблемы, связанной с переходным событием. В качестве конкретного примера переходное событие в электрической сети может включать в себя падение частоты (например, падение на 1% частоты в электрической сети), и при этом энергетическая установка на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов может повышать электрическую выходную мощность (например, поднимать на 10% номинальную нагрузочную способность энергетической установки) в пределах определенного временного окна (например, в течение приблизительно 10 с от начала переходного события) для решения проблемы, связанной с переходным событием. Например, реакция на переходное событие может включать в себя быстрое повышение потока как окислителя, так и топлива в камеры сгорания газотурбинной системы с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием, благодаря которому поддерживается по существу стехиометрическое сжигание при повышении выходной мощности. К сожалению, без раскрываемых вариантов осуществления повышения мощности в соответствии с технологией со сверхнизким уровнем выборов при использовании газотурбинной системы с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием может не иметься никакого избытка окислителя (например, воздуха или кислорода) для осуществления быстрого реагирования на переходное событие, поскольку система с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием работает при или почти стехиометрическом соотношении топлива и окислителя.
[025] В соответствии с этим, как изложено более подробно ниже, предложенные варианты осуществления относятся к способам управления компонентами вырабатывающей энергию газотурбинной системы с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (например, энергетической установки на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов) для быстрого повышения механической и/или электрической выходной мощности системы, для решения проблемы, связанной с переходными событиями (например, падениями частоты и/или напряжения) в присоединенной электрической сети. В частности, в соответствии с некоторыми предложенными вариантами осуществления может иметься энергетическая установка на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов для быстрого повышения количества окислителя, используемого в камере сгорания, чтобы быстро повышать имеющиеся механическую и электрическую мощности системы. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления может иметься энергетическая установка на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов для повышения количества активного окислителя, используемого в камере сгорания во время нагружения установки (например, во время ввода в действие), для решения проблемы, связанной с переходными событиями в электрической сети, которые происходят, когда энергетическая установка работает в режиме, соответствующем отсутствию выбросов. В других, раскрываемых в настоящее время вариантах осуществления может иметься энергетическая установка на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов, в которой определенные компоненты энергетической установки на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов могут выключаться из работы (например, компрессор продуктивного газа), чтобы уменьшать или ограничивать потребление электрической энергии в энергетической установке, и этим можно временно увеличивать количество электрической энергии, отводимой от установки, для поддержания электрической сети в течение переходного события. В дополнение к этому в предложенных вариантах осуществления имеются системы управления, в которых используется сочетание стратегий управления с обратной связью и без обратной связи, и кроме того, может предусматриваться временная работа энергетической установки на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов вне определенных программируемых эксплуатационных ограничений или пределов (например, предела крутящего момента газотурбинного двигателя) для решения проблемы, связанной с переходным событием в электрической сети.
[026] С учетом изложенного выше на фиг. 1 представлена схема системы 10 согласно варианту осуществления, имеющей систему 12 добычи углеводородов, связанную с эксплуатационной системой 14 на основе турбины. Как дополнительно подробно рассматривается ниже, эксплуатационная система 14 на основе турбины согласно различным вариантам осуществления выполнена с возможностью направления средств технического обслуживания, таких как электрическая энергия, механическая энергия и текучие среды (например, отработавший газ), в систему 12 добычи углеводородов для облегчения добычи или извлечения нефти и/или газа. В показанном варианте осуществления система 12 добычи углеводородов 12 включает в себя систему 16 извлечения нефти/газа и систему 18 повышения нефтеотдачи пласта (ПНП), которая связана с подземным коллектором 20 (например, коллектором нефти, газа или углеводородов). Система 16 извлечения нефти/газа включает в себя различное наземное оборудование 22, такое как елка или фонтанная арматура 24, связанное с газонефтяной скважиной 26. Кроме того, скважина 26 может включать в себя одну или несколько труб 28, продолжающихся через пробуренный ствол 30 скважины в геологическую среду 32 до подземного коллектора 20. Фонтанная арматура 24 включает в себя один или несколько клапанов, штуцеров, изолирующих втулок, противовыбросовых превенторов и различных устройств регулирования расхода, которые регулируют давление и регулируют потоки в подземный коллектор 20 и из него. Хотя фонтанную арматуру 24 обычно используют для регулирования потока добываемого флюида (например, нефти или газа) из подземного коллектора 20, система 18 повышения нефтеотдачи пласта может повышать добычу нефти или газа путем нагнетания одной или нескольких текучих сред в подземный коллектор 20.
[027] В соответствии с этим система 18 повышения нефтеотдачи пласта может включать в себя систему 34 нагнетания текучей среды, которая имеет одну или несколько труб 36, продолжающихся через ствол 38 скважины в геологическую среду 32 к подземному коллектору 20. Например, система 18 повышения нефтеотдачи пласта может направлять одну или несколько текучих сред 40, таких как газ, пар, вода, реактивы или любое сочетание из них, в систему 34 нагнетания текучей среды. Например, как рассматривается более подробно ниже, система 18 повышения нефтеотдачи пласта может быть связана с эксплуатационной системой 14 на основе турбины, так что система 14 направляет отработавший газ 42 (например, по существу или полностью свободный от кислорода) в систему 18 повышения нефтеотдачи пласта для использования в качестве нагнетаемой текучей среды 40. Как показано стрелками 44, система 34 нагнетания текучей среды направляет текучую среду 40 (например, отработавший газ 42) по одной или нескольким трубам 36 в подземный пласт 20. Нагнетаемая текучая среда 40 входит в подземный пласт 20 по трубе 36 на расстоянии 46 от трубы 28 нефтегазовой скважины 26. Как показано стрелками 50, в соответствии с этим нагнетаемая текучая среда 40 вытесняет нефть/газ 48, находящийся в подземном пласте 20, и продвигает нефть/газ 48 вверх по одной или нескольким трубам 28 системы 12 добычи углеводородов. Как рассматривается более подробно ниже, нагнетаемая текучая среда 40 может включать в себя отработавший газ 42, исходящий из эксплуатационной системы 14 на основе турбины, которая может производить отработавший газ 42 на месте потребления в количестве, необходимом для системы 12 добычи углеводородов. Иначе говоря, система 14 на основе турбины может одновременно создавать одно или несколько средств обеспечения (например, электрическую энергию, механическую энергию, пар, воду (например, обессоленную воду) и отработавший газ (например, по существу свободный от кислорода) для использования в системе 12 добычи углеводородов, в результате чего уменьшается или исключается зависимость от внешних источников таких средств обеспечения.
x
x
x
x
x
x
2
2
2
[028] В показанном варианте осуществления эксплуатационная система 14 на основе турбины включает в себя газотурбинную систему 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (РОГСС) и систему 54 обработки отработавшего газа (ОГ). Газотурбинная система 52 может быть выполнена с возможностью работы в режиме стехиометрического сжигания (например, в режиме управления стехиометрическим сжиганием) и режиме нестехиометрического сжигания (например, в режиме управления нестехиометрическим сжиганием), таком как режим управления при сжигании обедненного топлива или режим управления при сжигании обогащенного топлива. В режиме управления стехиометрическим сжиганием горение обычно происходит при по существу стехиометрическом соотношении топлива и окислителя, следствием чего является по существу стехиометрическое сжигание. В частности, стехиометрическое сжигание обычно включает в себя потребление по существу всего топлива и окислителя при реакции горения, так что продукты сгорания по существу или полностью свободны от несгоревшего топлива и окислителя. Одним показателем стехиометрического сжигания является соотношение компонентов, или фи (φ), которое является отношением фактического соотношения топливо/окислитель к стехиометрическому соотношению топливо/окислитель. Результатом сжигания топлива с окислителем при соотношении компонентов больше чем 1,0 является сжигание обогащенного топлива, тогда как результатом сжигания топлива с окислителем при соотношении компонентов меньше чем 1,0 является сжигание обедненного топлива. В противоположность этому соотношение компонентов 1,0 приводит к сжиганию, при котором нет ни обогащенного топлива, ни обедненного топлива, вследствие чего при реакции горения потребляются по существу все топливо и окислитель. В связи с раскрытыми вариантами осуществления термин «стехиометрический» или «по существу стехиометрический» может означать соотношение компонентов от приблизительно 0,95 до приблизительно 1,05. Однако раскрытые варианты осуществления могут также включать соотношение компонентов 1,0 плюс или минус 0,01; 0,02; 0,03, 0,04; 0,05 или больше. И в этом случае стехиометрическое сжигание топлива и окислителя в эксплуатационной системе 14 на основе турбины может приводить к продуктам сгорания или отработавшему газу (например, 42) по существу без несгоревшего топлива или остатка окислителя. Например, отработавший газ 42 может иметь меньше чем 1, 2, 3, 4 или 5% по объему окислителя (например, кислорода), несгоревшего топлива или углеводородов (например, HC), оксидов азота (например, NO), монооксида углерода (СО), оксидов серы (например, SO), водорода и других продуктов неполного сгорания. В соответствии с дальнейшим примером отработавший газ 42 может иметь меньше чем приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 200, 300, 400, 500, 1000, 2000, 3000, 4000 или 5000 частей на миллион по объему окислителя (например, кислорода), несгоревшего топлива или углеводородов (например, НС), оксидов азота (например, NO), монооксида углерода (СО), оксидов серы (например, SO), водорода и других продуктов неполного сгорания. Однако согласно раскрытым вариантам осуществления в отработавшем газе 42 также могут иметься остаточное топливо, окислитель в других пределах и другие уровни выбросов. Используемые в этой заявке термины «выбросы», «уровни выбросов» и целевые показатели по выбросам могут относится к уровням концентрации некоторых продуктов сгорания (например, NO, CO, SO, O, N, H, HC и т.д.), которые могут присутствовать в потоках рециркуляционного газа, выходящих газовых потоках (например, выпускаемых в атмосферу) и газовых потоках, используемых в различных целевых системах (например, в системе 12 добычи углеводородов).
[029] Хотя в различных вариантах осуществления газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием и система 54 обработки отработавшего газа могут включать в себя различные компоненты, показанная система 54 обработки отработавшего газа включает в себя теплоутилизационный парогенератор (ТУПГ) 56 и систему 58 рециркуляции отработавшего газа (РОГ), которая принимает и обрабатывает отработавший газ (ОГ) 60, исходящий из газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. Теплоутилизационный парогенератор 56 может включать в себя один или несколько теплообменников, конденсаторов и различное теплоиспользующее оборудование, которое совместно функционирует для передачи теплоты из отработавшего газа 60 в поток воды, в результате чего образуется пар 62. Пар 62 может использоваться в одной или нескольких паровых турбинах, системе 18 повышения нефтеотдачи пласта или другом узле системы 12 добычи углеводородов. Например, теплоутилизационный парогенератор 56 может производить пар 62 низкого давления, среднего давления и/или высокого давления, который может избирательно подаваться на турбинные ступени низкого, среднего и высокого давления пара, или в систему 18 повышения нефтеотдачи пласта для различных применений. В дополнение к пару 62 очищенная вода 64, такая как обессоленная вода, может вырабатываться теплоутилизационным парогенератором 56, системой 58 рециркуляции отработавшего газа и/или другим узлом системы 54 обработки отработавшего газа или газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. Очищенная вода 64 (например, обессоленная вода) может быть особенно полезной в районах с дефицитом воды, таких как внутренние или пустынные районы. Очищенная вода 64 может вырабатываться, по меньшей мере частично, вследствие сжигания топлива с подачей в большом объеме воздуха, способствующего горению, в газотурбинную систему 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. Хотя выработка пара 62 и воды 64 на месте потребления может быть выгодной при многих применениях (включая систему 12 добычи углеводородов), вследствие низкого содержания кислорода, высокого давления и теплоты, выводимой из газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием, образование отработавшего газа 42, 60 на месте потребления может быть особенно выгодным для системы 18 повышения нефтеотдачи пласта. В соответствии с этим теплоутилизационный парогенератор 56, система 58 рециркуляции отработавшего газа и/или другой узел системы 54 обработки отработавшего газа могут выводить или возвращать отработавший газ 66 в газотурбинную систему 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием, и в то же время также направлять отработавший газ 42 в систему 18 повышения нефтеотдачи пласта для использования в системе 12 добычи углеводородов. Кроме того, отработавший газ 42 может быть извлечен непосредственно из газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (то есть, без прохождения через систему 54 обработки отработавшего газа) для использования в системе 18 повышения нефтеотдачи пласта и системе 12 добычи углеводородов.
[030] Рециркуляцией отработавшего газа управляет система 58 рециркуляции отработавшего газа из системы 54 обработки отработавшего газа. Например, система 58 рециркуляции отработавшего газа включает в себя одну или несколько труб, клапанов, нагнетателей, систем очистки отработавшего газа (например, фильтров, установок удаления частиц, установок разделения газов, установок очистки газов, теплообменников, теплоутилизационных установок, установок удаления влаги, катализаторных блоков, установок нагнетания химических продуктов или любого сочетания из них) и управляет рециркуляцией отработавшего газа на пути циркуляции отработавшего газа от выхода (например, выпускаемого отработавшего газа 60) до входа (например, всасываемого отработавшего газа 66) газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. Согласно показанному варианту осуществления в газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием отработавший газ 66 всасывается в компрессорную секцию, имеющую один или несколько компрессоров, при этом отработавший газ 66 сжимается для использования в секции камер сгорания в добавление к впуску окислителя 68 и одного или нескольких топлив 70. Окислитель 68 может включать в себя окружающий воздух, чистый кислород, обогащенный кислородом воздух, обедненный кислородом воздух, кислородно-азотные смеси или любой подходящий окислитель, который способствует горению топлива 70. Топливо 70 может включать в себя одно или несколько газообразных топлив, жидких топлив или любое сочетание из них. Например, топливо 70 может включать в себя природный газ, сжиженный природный газ (СПГ), синтетический газ, метан, этан, пропан, бутан, нафту, керосин, дизельное топливо, этанол, метанол, биологическое топливо или любое сочетание из них.
x
2
[031] В газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием смешиваются отработавший газ 66, окислитель 68 и топливо 70, которые сжигаются в секции камер сгорания, в результате чего образуются горячие газообразные продукты сгорания или отработавший газ 60 для приведения в действие одной или нескольких турбинных ступеней в турбинной секции. В некоторых вариантах осуществления каждая камера сгорания в секции камер сгорания включает в себя одну или несколько топливных форсунок с предварительным смешением, одну или несколько диффузионных топливных форсунок или любое сочетание из них. Например, каждая форсунка предварительно перемешанного топлива может быть выполнена с возможностью смешивания окислителя 68 и топлива 70 внутри топливной форсунки и/или частично выше по потоку от топливной форсунки, в результате чего смесь окислителя и топлива будет нагнетаться из топливной форсунки в зону сгорания для сжигания предварительно перемешанной смеси (например, получения пламени предварительно перемешанной смеси). В соответствии с дальнейшим примером каждая диффузионная топливная форсунка может быть выполнена с возможностью изоляции потоков окислителя 68 и топлива 70 внутри топливной форсунки, в результате чего будет осуществляться раздельное нагнетание окислителя 68 и топлива 70 из топливной форсунки в зону сгорания для диффузионного горения (например, получения диффузионного пламени). В частности, при диффузионном горении, обеспечиваемом диффузионными топливными форсунками, смешение окислителя 68 и топлива 70 задерживается до места первоначального сгорания, то есть, области пламени. В вариантах осуществления с использованием диффузионных топливных форсунок диффузионное пламя может быть пламенем с повышенной устойчивостью, поскольку диффузионное пламя обычно образуется на месте стехиометрии между отдельными потоками окислителя 68 и топлива 70 (то есть, на котором окислитель 68 и топливо 70 смешиваются). В некоторых вариантах осуществления один или несколько разбавителей (например, отработавший газ 60, пар, азот или другой инертный газ) могут предварительно смешиваться с окислителем 68, топливом 70 или обоими в диффузионной топливной форсунке или топливной форсунке предварительного перемешанного топлива. Кроме того, один или несколько разбавителей (например, отработавший газ 60, пар, азот или другой инертный газ) могут нагнетаться в камеру сгорания на месте горения или ниже по потоку от места горения в каждой камере сгорания. Использование этих разбавителей может способствовать улучшению свойств пламени (например, пламени предварительно перемешанной смеси или диффузионного пламени), что способствует снижению выбросов NO, таких как монооксид азота (NO) и диоксид азота (NO). Независимо от вида пламени при горении образуются горячие газообразные продукты сгорания или отработавший газ 60 для приведения в действие одной или нескольких турбинных ступеней. Когда каждая турбинная ступень приводится в действие отработавшим газом 60, газотурбинной системой 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием вырабатывается механическая энергия (МЭ) 72 и/или электрическая энергия (ЭЭ) 74 (например, электрическим генератором). Кроме того, из системы 52 выводится отработавший газ 60 и может также выводиться вода 64. И в этом случае вода 64 может быть очищенной водой, такой как обессоленная вода, которую можно использовать при различных применениях на месте работ или за пределами площадки.
2
2
[032] Кроме того, извлечение отработавшего газа из газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием выполняется на одном или нескольких местах 76 извлечения. Например, показанный вариант осуществления включает в себя систему 78 подачи отработавшего газа (ОГ), имеющую систему 80 извлечения отработавшего газа (ОГ) и систему 82 очистки отработавшего газа (ОГ), которая принимает отработавший газ 42 с мест 76 извлечения, очищает отработавший газ 42 и затем подает или распределяет отработавший газ 42 по различным целевым системам. Целевые системы могут включать в себя систему 18 рециркуляции отработавшего газа и/или другие системы, такие как трубопровод 86, резервуар 88 для хранения или систему 90 секвестрации углерода. Система 80 извлечения отработавшего газа может включать в себя одну или несколько труб, клапанов, средств управления и разделения потоков, которые способствуют изоляции отработавшего газа 42 от окислителя 68, топлива 70 и других загрязняющих примесей, и кроме того, она осуществляет регулирование температуры, давления и расхода извлекаемого отработавшего газа 42. Система 82 очистки отработавшего газа может включать в себя один или несколько теплообменников (например, теплоутилизационных установок, таких как теплоутилизационные парогенераторы, конденсаторы, охладители или нагреватели), катализаторные системы (например, окислительные катализаторные системы), системы удаления частиц и/или воды (например, установки осушки газа, инерционные сепараторы, коалесцирующие фильтры, водонепроницаемые фильтры и другие фильтры), системы нагнетания химических продуктов, системы очистки на основе растворителей (например, поглотители, расширительные баки и т.д.), системы захвата углерода, системы разделения газов, системы очистки газов и/или системы очистки на основе растворителей, компрессоры отработавшего газа, любое сочетание из них. Эти подсистемы системы 82 очистки отработавшего газа обеспечивают регулирование температуры, давления, расхода, содержания влаги (например, количества удаляемой воды), содержания частиц (например, количества удаляемых частиц) и состава газа (например, процентного содержания CO, N и т.д.).
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
[033] В зависимости от целевой системы извлекаемый отработавший газ 42 очищается в одной или нескольких подсистемах системы 82 очистки отработавшего газа. Например, система 82 очистки отработавшего газа может направлять весь отработавший газ 42 или часть его через систему захвата углерода, систему разделения газов, систему очистки газов и/или систему очистки на основе растворителя, управление которыми направлено на отделение и очистку углеродсодержащего газа (например, диоксида углерода) 92 и/или азота (N) 94 для использования в различных целевых системах. Например, система 82 очистки отработавшего газа согласно вариантам осуществления может выполнять отделение и очистку газа, чтобы создавать множество различных потоков 95 отработавшего газа 42, таких как первый поток 96, второй поток 97 и третий поток 98. Первый поток 96 может иметь первый состав, который имеет высокое содержание диоксида углерода и/или низкое содержание азота (например, поток, обогащенный CO, обедненный N). Второй поток 97 может иметь второй состав, который имеет промежуточные уровни концентрации диоксида углерода и/или азота (например, поток с промежуточной концентрацией CO, N). Третий поток 98 может иметь третий состав, который имеет низкое содержание диоксида углерода и/или высокое содержание азота (например, поток, обедненный CO, обогащенный N). В каждый поток 95 (например, 96, 97 и 98) могут быть введены установка осушки газа, фильтр, газовый компрессор или любое сочетание из них для содействия подаче потока 95 в целевую систему. В некоторых вариантах осуществления поток 96 с высоким содержанием CO и низким содержанием N может иметь чистоту или уровень концентрации СО больше чем приблизительно 70, 75, 80, 85, 90, 95, 96, 97, 98 или 99% по объему и чистоту или уровень концентрации N меньше чем приблизительно 1, 2, 3, 4, 5, 10, 15, 20, 25 или 30% по объему. В противоположность этому поток 98 с низким содержанием CO и высоким содержанием N может иметь чистоту или уровень концентрации CO меньше чем приблизительно 1, 2, 3, 4, 5, 10, 15, 25 или 30% по объему и чистоту или уровень концентрации N больше чем приблизительно 70, 75, 80, 85, 90, 95, 96, 97, 98 или 99% по объему. Поток 97 с промежуточной концентрацией CO, N может иметь чистоту или уровень концентрации CO и/или чистоту или уровень концентрации N приблизительно от 30 до 70, от 35 до 65, от 40 до 60 или от 45 до 55% по объему. Хотя приведенные выше пределы являются только не ограничивающими примерами, поток 96 с высоким содержанием CO, низким содержанием N и поток 98 низким содержанием CO, высоким содержанием N могут особенно хорошо подходить для использования в системе 18 повышения нефтеотдачи пласта и других системах 84. Однако любой из этих потоков 95 с высокой, низкой или промежуточной концентрацией CO можно использовать сам по себе или в различных сочетаниях в системе 18 повышения нефтеотдачи пласта и других системах 84. Например, каждая из системы 18 повышения нефтеотдачи пласта и других систем 84 (например, трубопровода 86, резервуара 88 для хранения и системы 90 секвестрации углерода) может принимать один или несколько потоков 96 с высоким содержанием CO, низким содержанием N, один или несколько потоков 98 с низким содержанием CO, высоким содержанием N, один или несколько потоков 97 с промежуточной концентрацией CO, N и один или несколько потоков неочищенного отработавшего газа 42 (то есть, проходящих мимо системы 82 очистки отработавшего газа).
[034] Система 80 извлечения отработавшего газа извлекает отработавший газ 42 в одном или нескольких местах 76 извлечения вдоль компрессорной секции, секции камер сгорания и/или турбинной секции, так что отработавший газ 42 может использоваться в системе 18 повышения нефтеотдачи пласта и других системах 84 при подходящих температурах и давлениях. Кроме того, система 80 извлечения отработавшего газа и/или система 82 очистки отработавшего газа могут обеспечивать циркуляцию потоков текучей среды (например, отработавшего газа 42) в систему 54 обработки отработавшего газа и из нее. Например, часть отработавшего газа 42, проходящего через систему 54 обработки отработавшего газа, может извлекаться системой 80 извлечения отработавшего газа для использования в системе 18 повышения нефтеотдачи пласта и других системах 84. В некоторых вариантах осуществления система 78 подачи отработавшего газа и система 54 обработки отработавшего газа могут быть независимыми или объединенными друг с другом и поэтому в них можно использовать независимые или общие подсистемы. Например, система 82 очистки отработавшего газа может использоваться как системой 78 подачи отработавшего газа, так и системой 54 обработки отработавшего газа. Отработавший газ 42, извлекаемый из системы 54 обработки отработавшего газа, можно подвергать обработке на многочисленных этапах, например, на одном или нескольких этапах обработки газа в системе 54 обработки отработавшего газа с последующим выполнением одного или нескольких дополнительных этапов очистки газа в системе 82 очистки отработавшего газа.
x
x
x
x
[035] На каждом месте 76 извлечения извлекаемый отработавший газ 42 может быть по существу свободен от окислителя 68 и топлива 70 (например, несгоревшего топлива или углеводородов) вследствие по существу стехиометрического сжигания и/или обработки газа в системе 54 обработки отработавшего газа. Кроме того, в зависимости от целевой системы извлекаемый отработавший газ 42 может подвергаться дополнительной очистке в системе 82 очистки отработавшего газа, входящей в систему 78 подачи отработавшего газа, в результате чего дополнительно снижается содержание любого остаточного окислителя 68, топлива 70 или других нежелательных продуктов сгорания. Например, как до, так и после очистки в системе 82 очистки отработавшего газа извлекаемый отработавший газ 42 может иметь меньше чем 1, 2, 3, 4 или 5% по объему окислителя (например, кислорода), несгоревшего топлива или углеводородов (например, НС), оксидов азота (например, NO), монооксида углерода (СО), оксидов серы (например, SO), водорода и других продуктов неполного сгорания. В соответствии с дальнейшим примером как до, так или после очистки в системе 82 очистки отработавшего газа извлекаемый отработавший газ 42 может иметь меньше чем приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 200, 300, 400, 500, 1000, 2000, 3000, 4000 или 5000 частей на миллион по объему окислителя (например, кислорода), несгоревшего топлива или углеводородов (например, НС), оксидов азота (например, NO), монооксида углерода (СО), оксидов серы (например, SO), водорода и других продуктов неполного сгорания. Поэтому отработавший газ 42 особенно хорошо пригоден для использования в системе 18 повышения нефтеотдачи пласта.
[036] В частности, операцией рециркуляции отработавших газов из турбинной системы 52 обеспечивается извлечение отработавшего газа на большом количестве мест 76. Например, компрессорная секция системы 52 может использоваться для сжатия отработавшего газа 66 без всякого окислителя 68 (например, сжатия только отработавшего газа 66), так что по существу свободный от кислорода отработавший газ 42 может извлекаться из компрессорной секции и/или секции камер сгорания до входа окислителя 68 и топлива 70. Места 76 извлечения могут быть расположены на промежуточных каналах между соседними компрессорными ступенями, на каналах вдоль выпускного патрубка компрессора, на каналах вдоль каждой камеры сгорания в секции камер сгорания или на любом сочетании каналов. В некоторых вариантах осуществления отработавший газ 66 может не смешиваться с окислителем 68 и топливом 70 до достижения участка загрузочного конца и/или топливных форсунок каждой камеры сгорания в секции камер сгорания. Кроме того, один или несколько разделителей потока (например, стенок, разделительных перегородок, направляющих перегородок и т.п.) могут использоваться для изоляции окислителя 68 и топлива 70 от мест 76 извлечения. При использовании этих разделителей потока места 76 извлечения могут быть расположены непосредственно вдоль стенки каждой камеры сгорания в секции камер сгорания.
[037] После протекания отработавшего газа 66, окислителя 68 и топлива 70 через участок загрузочного конца (например, через топливные форсунки) на участок сжигания (например, в топочную камеру) каждой камеры сгорания, осуществляется управление газотурбинной системой 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием для обеспечения по существу стехиометрического сжигания отработавшего газа 66, окислителя 68 и топлива 70. Например, в системе 52 может поддерживаться соотношение компонентов приблизительно от 0,95 до приблизительно 1,05. В результате в каждой камере сгорания продукты сгорания смеси отработавшего газа 66, окислителя 68 и топлива 70 по существу свободны от кислорода и несгоревшего топлива. Поэтому продукты сгорания (или отработавший газ) могут быть извлечены из турбинной секции газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием для использования в качестве отработавшего газа 42, направляемого в систему 18 повышения нефтеотдачи пласта. На всем протяжении турбинной секции места 76 извлечения могут быть расположены на любой турбинной ступени, например, на промежуточных каналах между соседними турбинными ступенями. Таким образом, при использовании любого из указанных выше мест 76 извлечения эксплуатационная система 14 на основе турбины может создавать, извлекать и подавать отработавший газ 42 в систему 12 добычи углеводородов (например, систему 18 повышения нефтеотдачи пласта) для использования при добыче нефти/газа 48 из подземного коллектора 20.
[038] На фиг. 2 представлена схема системы 10 из фиг. 1 согласно варианту осуществления, иллюстрирующая систему 100 управления, связанную с эксплуатационной системой 14 на основе турбины и системой 12 добычи углеводородов. В показанном варианте осуществления эксплуатационная система 14 на основе турбины включает в себя объединенную цикловую систему 102, которая включает в себя газотурбинную систему 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (РОГСС) в качестве надстроечного цикла, паровую турбину 104 в качестве утилизационного цикла и теплоутилизационный парогенератор (ТУПГ) 56 для возвращения теплоты из отработавшего газа (ОГ) 60, чтобы производить пар 62 для приведения в действие паровой турбины 104. И в этом случае газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием принимает, смешивает и осуществляет стехиометрическое сжигание отработавшего газа (ОГ) 66, окислителя 68 и топлива 70 (например, создание пламени предварительной перемешанной смеси и/или диффузионного пламени), в результате чего производятся отработавший газ (ОГ) 60, механическая энергия (М) 72, электрическая энергия (Э) 74 и/или вода (В) 64. Например, газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием может приводить в действие одну или несколько нагрузок или механическое оборудование (МО) 106, такое как электрический генератор, компрессор окислителя (например, основной воздушный компрессор), редуктор, насос, оборудование системы 12 добычи углеводородов или любое сочетание из них. В некоторых вариантах осуществления механическое оборудование 106 может включать в себя другие приводы, такие как электрические двигатели или паровые турбины (например, паровую турбину 104), работающие совместно с газотурбинной системой 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. В соответствии с этим выходная энергия механического оборудования 106, приводимого в действие газотурбинной системой 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (или любыми дополнительными приводами), может включать в себя механическую энергию 72 и электрическую энергию 74. Механическую энергию 72 и/или электрическую энергию 74 можно использовать на месте работ для снабжения энергией системы 12 добычи углеводородов, электрическую энергию 74 можно распределять в силовую электрическую сеть или использовать в любом сочетании. Кроме того, выходные продукты механического оборудования 106 могут включать в себя сжатую текучую среду, такую как сжатый окислитель 68 (например, воздух или кислород), для впуска в секцию сгорания газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. Каждый из этих выходных продуктов (например, отработавший газ 60, механическая энергия 72, электрическая энергия 74 и/или вода 64) может считаться средством обеспечения эксплуатационной системы 14 на основе турбины.
[039] Газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием производит отработавший газ 42, 60, который может быть по существу свободен от кислорода, и направляет этот отработавший газ 42, 60 в систему 54 обработки отработавшего газа (ОГ) и/или систему 78 подачи отработавшего газа (ОГ). В системе 78 подачи отработавшего газа может осуществляться очистка отработавшего газа 42, который подается из нее (например, в потоках 95) в систему 12 добычи углеводородов и/или другие системы 84. Как рассматривалось выше, система 54 обработки отработавшего газа может включать в себя теплоутилизационный парогенератор 56 и систему 58 рециркуляции отработавшего газа. Теплоутилизационный парогенератор 56 может включать в себя один или несколько теплообменников, конденсаторов и различное теплоиспользующее оборудование, которое можно использовать для извлечения или передачи теплоты из отработавшего газа 60 в воду 108, чтобы производить пар 62 для приведения в действие паровой турбины 104. Аналогично газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием паровая турбина 104 может приводить в действие одну или несколько нагрузок или механическое оборудование 106, при этом будут вырабатываться механическая энергия 72 и электрическая энергия 74. В показанном варианте осуществления газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием и паровая турбина 104 расположены последовательно для приведения в действие одного и того же механического оборудования 106. Однако в других вариантах осуществления газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием и паровая турбина 104 могут отдельно приводить в действие различное механическое оборудование 106 для независимой выработки механической энергии 72 и/или электрической энергии 74. Когда паровая турбина 104 приводится в действие паром 62 от теплоутилизационного парогенератора 56, температура и давление пара 62 постепенно возрастают. В соответствии с этим использованный пар 62 и/или вода из паровой турбины 104 направляются обратно в теплоутилизационный парогенератор 56 для производства дополнительного пара при извлечении теплоты из отработавшего газа 60. В дополнение к производству пара теплоутилизационный парогенератор 56, система 58 рециркуляции отработавшего газа, и/или другой узел системы 54 обработки отработавшего газа может производить воду 64, отработавший газ 42 для использования в системе 12 добычи углеводородов и отработавший газ 66 для использования в качестве подводимого в газотурбинную систему 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. Например, вода 64 может быть очищенной водой 64, такой как обессоленная вода, предназначенной для использования при других применениях. Обессоленная вода может быть особенно полезной в регионах с низкой доступностью воды. Что касается отработавшего газа 60, то система 54 обработки отработавшего газа согласно вариантам осуществления может быть выполнена с возможностью возврата отработавшего газа 60 через систему 58 рециркуляции отработавшего газа с прохождением или без прохождения отработавшего газа 60 через теплоутилизационный парогенератор 56.
[040] В показанном варианте осуществления для газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием имеется путь 110 рециркуляции отработавшего газа, который продолжается от выпускного отверстия отработавшего газа до впускного отверстия отработавшего газа системы 52. В показанном варианте осуществления на пути 110 отработавший газ 60 проходит через систему 54 обработки отработавшего газа, которая включает в себя теплоутилизационный парогенератор 56 и систему 58 рециркуляции отработавшего газа. Система 58 рециркуляции отработавшего газа может включать в себя одну или несколько труб, клапанов, нагнетателей, систем очистки газа (например, фильтров, установок удаления частиц, установок разделения газов, установок очистки газа, теплообменников, теплоутилизационных установок, таких как теплоутилизационные парогенераторы, установок удаления влаги, катализаторных блоков, установок нагнетания химических продуктов или любого сочетания из них) в последовательных и/или параллельных компоновках на пути 110. Иначе говоря, система 58 рециркуляции отработавшего газа может включать в себя любые компоненты регулирования потока, компоненты регулирования давления, компоненты регулирования температуры, компоненты регулирования влажности и компоненты регулирования газового состава на пути 110 рециркуляции отработавшего газа между выпускным отверстием отработавшего газа и впускным отверстием отработавшего газа системы 52. В соответствии с этим в вариантах осуществления с использованием теплоутилизационного парогенератора 56 на пути 110 теплоутилизационный парогенератор 56 можно считать компонентом системы 58 рециркуляции отработавшего газа. Однако в некоторых вариантах осуществления теплоутилизационный парогенератор 56 может быть расположен на пути отработавшего газа независимо от пути 110 рециркуляции отработавшего газа. Независимо от того, находится ли теплоутилизационный парогенератор 56 на отдельном пути или общем пути с системой 58 рециркуляции отработавшего газа, теплоутилизационный парогенератор 56 и система 58 рециркуляции отработавшего газа впускают отработавший газ 60 и выпускают рециркуляционный отработавший газ 66, отработавший газ 42 для использования в системе 78 подачи отработавшего газа (например, для системы 12 добычи углеводородов и/или других систем 84) или выпускают другой отработавший газ. И в этом случае газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием впускает, смешивает и стехиометрически сжигает отработавший газ 66, окислитель 68 и топливо 70 (например, в пламени предварительно перемешанной смеси и/или диффузионном пламени) с образованием по существу свободного от кислорода и свободного от топлива отработавшего газа 60 для распределения в систему 54 обработки отработавшего газа, систему 12 добычи углеводородов и другие системы 84.
[041] Как отмечалось выше при обращении к фиг. 1, система 12 добычи углеводородов может включать в себя различное оборудование для содействия извлечению или добыче нефти/газа 48 из подземного коллектора 20 через нефтегазовую скважину 26. Например, система 12 добычи углеводородов может включать в себя систему 18 повышения нефтеотдачи пласта, имеющую систему 34 нагнетания текучей среды. В показанном варианте осуществления система 34 нагнетания текучей среды включает в себя систему 112 нагнетания отработавшего газа для повышения нефтеотдачи пласта и систему 114 нагнетания пара для повышения нефтеотдачи пласта. Хотя система 34 нагнетания текучей среды может принимать текучие среды из различных источников, в показанном варианте осуществления система может принимать отработавший газ 42 и пар 62 из эксплуатационной системы 14 на основе турбины. Отработавший газ 42 и/или пар 62, производимые в эксплуатационной системе 14 на основе турбины, могут также направляться в систему 12 добычи углеводородов для использования в других нефтегазовых системах 116.
[042] Количество, качество и расход отработавшего газа 42 и/или пара 62 могут регулироваться системой 100 управления. Система 100 управления может быть полностью ориентированной на управление эксплуатационной системой 14 на основе турбины или при желании система 100 управления может также обеспечивать управление (или по меньшей мере предоставлять некоторые данные для содействия управлению) системой 12 добычи углеводородов и/или другими системами 84. В показанном варианте осуществления система 100 управления включает в себя контроллер 118, имеющий процессор 120, запоминающее устройство (ЗУ) 122, средство 124 управления паровой турбиной, средство 126 управления газотурбинной системой (ГТС) с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (РОГСС) и средство 128 управления механическим оборудованием. Процессор 120 может включать в себя один процессор или два или большее количество избыточных процессоров, таких как процессоры с тройной избыточностью для управления эксплуатационной системой 14 на основе турбины. Запоминающее устройство 122 может включать в себя энергозависимое и/или энергонезависимое запоминающее устройство. Например, запоминающее устройство 122 может включать в себя один или несколько жестких дисков, флэш-память, постоянное запоминающее устройство, оперативное запоминающее устройство или любое сочетание из них. Средства 124, 126 и 128 управления могут включать в себя средства программного и/или аппаратного управления. Например, средства 124, 126 и 128 управления могут включать в себя различные инструкции или код, сохраняемый в запоминающем устройстве 122 и выполняемый процессором 120. Средство 124 управления выполнено с возможностью управления работой паровой турбины 104, средство 126 выполнено с возможностью управления газотурбинной системой 52 с рециркуляцией отработавших газов и стехиометрическим сжиганием и средство 128 управления выполнено с возможностью управления механическим оборудованием 106. Таким образом, контроллер 118 (например, средства 124, 126 и 128 управления) может быть выполнен с возможностью координации различных подсистем эксплуатационной системы 14 на основе турбины для подачи соответствующего потока отработавшего газа 42 в систему 12 добычи углеводородов.
[043] В некоторых вариантах осуществления системы 100 управления каждый элемент (например, система, подсистема и компонент), показанный на чертежах или описанный в этой заявке, включает в себя (например, непосредственно в пределах такого элемента, выше по потоку или ниже по потоку от такого элемента) один или несколько промышленных контрольных элементов, таких как датчики и управляющие устройства, которые связаны как друг с другом, так и с контроллером 118 по промышленной управляющей сети. Например, управляющие устройства, связанные с каждым элементом, могут включать в себя специализированный контроллер устройства (например, включающий в себя процессор, запоминающее устройство и управляющие команды), один или несколько исполнительных механизмов, клапанов, переключателей и промышленное управляющее оборудование, которое делает возможным управление на основе сигналов 130 обратной связи с датчиков, управляющих сигналов с контроллера 118, управляющих сигналов от пользователя или любого сочетания из них. Таким образом, любые функциональные возможности по управлению, описанные в этой заявке, могут быть реализованы при использовании управляющих команд, сохраняемых и/или исполняемых контроллером 118, специализированными контроллерами устройств, связанными с каждым элементом, или сочетанием из них.
x
2
x
2
2
[044] Для обеспечения таких функциональных возможностей по управлению система 100 управления включает в себя один или несколько датчиков, распределенных по системе 10, чтобы получать сигналы 130 обратной связи (ОС) с датчиков для использования в различных средствах управления, например средствах 124, 126 и 128 управления. Например, сигналы 130 обратной связи можно получать с датчиков, распределенных по газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием, механическому оборудованию 106, системе 54 обработки отработавшего газа, паровой турбине 104, системе 12 добычи углеводородов или любым другим компонентам на всем протяжении эксплуатационной системы 14 на основе турбины или системы 12 добычи углеводородов. Например, сигналы 130 обратной связи с датчиков могут включать в себя сигнал обратной связи с датчика температуры, сигнал обратной связи с датчика давления, сигнал обратной связи с датчика расхода, сигнал обратной связи с датчика температуры пламени, сигнал обратной связи с датчика динамики горения, сигнал обратной связи с датчика состава всасываемого окислителя, сигнал обратной связи с датчика состава всасываемого топлива, сигнал обратной связи с датчика состава отработавшего газа, сигнал выходного уровня механической энергии 72, сигнал выходного уровня электрической энергии 74, сигнал количества выходящего отработавшего газа 42, 60, сигнал количества или качества выходящей воды 64 или любое сочетание из них. Например, сигналы 130 обратной связи с датчиков могут включать в себя сигнал состава отработавшего газа 42, 60 для содействия стехиометрическому сжиганию в газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. Например, сигналы 130 обратной связи с датчиков могут включать в себя сигнал обратной связи с одного или нескольких датчиков всасываемого воздуха на пути подачи окислителя 68, одного или нескольких датчиков всасываемого топлива на пути подачи топлива 70 и одного или нескольких датчиков выбросов отработавшего газа, расположенных на пути 110 рециркуляции отработавшего газа и/или в газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. Датчики всасываемого окислителя, датчики всасываемого топлива и датчики выбросов отработавшего газа могут включать в себя датчики температуры, датчики давления, датчики расхода и датчики состава. Датчики выбросов могут включать в себя датчики оксидов азота (например, датчики NO), оксидов углерода (например, датчики СО и датчики CO), оксидов серы (например, датчики SO), водорода (например, датчики Н), кислорода (например, датчики О), несгоревших углеводородов (например, датчики НС) или других продуктов неполного сгорания или любое сочетание из них.
2
[045] При использовании этих сигналов 130 обратной связи система 100 управления может регулировать (например, повышать, снижать или поддерживать) поток отработавшего газа 66, окислителя 68 и/или топлива 70 (наряду с другими рабочими параметрами), поступающий в газотурбинную систему 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием, для поддержания соотношения компонентов в надлежащих пределах, например, от приблизительно от 0,95 до приблизительно 1,05, от приблизительно 0,95 до приблизительно 1,0, от приблизительно 1,0 до приблизительно 1,05 или по существу при 1,0. Например, система 100 управления может анализировать сигналы 130 обратной связи для мониторинга выбросов отработавших газов (например, уровней концентрации оксидов азота, оксидов углерода, таких как СО и СО, оксидов серы, водорода, кислорода, несгоревших углеводородов и других продуктов неполного сгорания) и/или определения соотношения компонентов и затем управлять одним или несколькими компонентами, чтобы регулировать выбросы отработавшего газа (например, уровни концентрации отработавшего газа 42) и/или соотношение компонентов. Управляемые компоненты могут включать в себя любые из компонентов, показанных и описанных с обращением к чертежам, включая, но без ограничения ими, клапаны на путях подачи окислителя 68, топлива 70 и отработавшего газа 66; компрессор окислителя, топливный насос или любые компоненты в системе 54 обработки отработавшего газа; любые компоненты газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием или любое сочетание из них. Управляемые компоненты могут регулировать (например, повышать, понижать или поддерживать) расходы, температуры, давления или процентные содержания (например, соотношение компонентов) окислителя 68, топлива 70 и отработавшего газа 66, которые сгорают в газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. Кроме того, управляемые компоненты могут включать в себя одну или несколько систем очистки газов, таких как катализаторные блоки (например, окислительные катализаторные блоки), систем подачи в катализаторные блоки (например, окисленного топлива, теплоты, электроэнергии и т.д.), установок очистки и/или разделения газов (например, сепараторов на основе растворителя, поглотителей, расширительных баков и т.д.) и фильтровальных установок. Системы очистки газов могут способствовать снижению различных выбросов отработавшего газа на пути 110 рециркуляции отработавшего газа, пути отведения (например, при выбросе в атмосферу) или пути извлечения в систему 78 подачи отработавшего газа.
x
x
[046] В некоторых вариантах осуществления система 100 управления может анализировать сигналы 130 обратной связи и управлять одним или несколькими компонентами для поддержания или снижения уровней выбросов (например, уровней концентрации отработавшего газа 42, 60, 95) до заданного диапазона на таком уровне, как меньше чем приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 100, 200, 300, 400, 500, 1000, 2000, 3000, 4000, 5000 или 10000 частей на миллион по объему. Эти заданные диапазоны могут быть одинаковыми или отличающимися для каждого из выбросов отработавших газов, например, для уровней концентрации оксидов азота, монооксида углерода, оксидов серы, водорода, кислорода, несгоревших углеводородов и других продуктов неполного сгорания. Например, в зависимости от соотношения компонентов система 100 управления может избирательно регулировать в отработавшем газе выбросы (например, уровни концентрации) окислителя (например, кислорода) в заданном диапазоне на уровне меньше чем приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 250, 500, 750 или 1000 частей на миллион по объему; монооксида углерода (СО) в заданном диапазоне на уровне меньше чем приблизительно 20, 50, 100, 200, 500, 1000, 2500 или 5000 частей на миллион по объему; и оксидов азота (NO) в заданном диапазоне на уровне меньше чем приблизительно 50, 100, 200, 300, 400 или 500 частей на миллион по объему. В некоторых вариантах осуществления при работе с по существу стехиометрическом соотношении компонентов система 100 управления может избирательно регулировать в отработавшем газе выбросы (например, уровни концентрации) окислителя (например, кислорода) в заданном диапазоне на уровне меньше чем приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90 или 100 частей на миллион по объему; и монооксида углерода (СО) в заданном диапазоне на уровне меньше чем приблизительно 500, 1000, 2000, 3000, 4000 или 5000 частей на миллион по объему. В некоторых вариантах осуществления при работе с соотношением компонентов, соответствующим низкому содержанию топлива (например, от приблизительно 0,95 до 1,0), система 100 управления может избирательно регулировать в отработавшем газе выбросы (например, уровни концентрации) окислителя (например, кислорода) в заданном диапазоне на уровне меньше чем приблизительно 500, 600, 700, 800, 900, 1000, 1100, 1200, 1300, 1400 или 1500 частей на миллион по объему; монооксида углерода (СО) в заданном диапазоне на уровне меньше чем приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 150 или 200 частей на миллион по объему; и оксидов азота (например, NO) в заданном диапазоне на уровне меньше чем приблизительно 50, 100, 150, 200, 250, 300, 350 или 400 частей на миллион по объему. Приведенные выше заданные диапазоны являются только примерами и не предполагаются ограничивающими объем раскрываемых вариантов осуществления.
[047] Система 100 управления также может быть связана с локальным интерфейсом 132 и удаленным интерфейсом 134. Например, локальный интерфейс 132 может включать в себя компьютерную рабочую станцию на месте нахождения эксплуатационной системы 14 на основе турбины и/или системы 12 добычи углеводородов. В противоположность этому удаленный интерфейс 134 может включать в себя компьютерную рабочую станцию, расположенную вне места нахождения эксплуатационной системы 14 на основе турбины и системы 12 добычи углеводородов, такую, как подключаемую к сети Интернет. Эти интерфейсы 132 и 134 содействуют выполнению мониторинга эксплуатационной системы 14 на основе турбины и осуществлению управления ею, например, с помощью одного или нескольких графических дисплеев для сигналов 130 обратной связи с датчиков, рабочих параметров и т.п.
[048] И в этом случае, как отмечалось выше, контроллер 118 включает в себя ряд средств 124, 126 и 128 управления для содействия управлению эксплуатационной системой 14 на основе турбины. Средство 124 управления паровой турбиной может принимать сигналы 130 обратной связи с датчиков и выводить управляющие команды для содействия работе паровой турбины 104. Например, средство 124 управления паровой турбиной может принимать сигналы 130 обратной связи с датчиков на теплоутилизационном парогенераторе 56, механическом оборудовании 106, с датчиков температуры и давления на пути пара 62, датчиков температуры и воды на пути воды 108 и различных датчиков, измеряющих механическую энергию 72 и электрическую энергию 74. Точно так же, средство 16 управления газотурбинной системой с рециркуляцией отработавших газов и стехиометрическим сжиганием может принимать сигналы 130 обратной связи с одного или нескольких датчиков, расположенных на всем протяжении газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавших газов и стехиометрическим сжиганием, механического оборудования 106, системы 54 обработки отработавшего газа или любом сочетании из них. Например, сигналы 130 обратной связи можно получать с датчиков температуры, датчиков давления, датчиков зазора, датчиков вибрации, датчиков пламени, датчиков состава топлива, датчиков состава отработавшего газа или любого сочетания из них, расположенных в газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавших газов и стехиометрическим сжиганием или вне ее. Наконец, средство 128 управления механическим оборудованием может принимать сигналы 130 обратной связи с различных датчиков, имеющих отношение к механической энергии 72 и электрической энергии 74, а также датчиков, расположенных в механическом оборудовании 106. В каждом из этих средств 124, 126 и 128 управления сигналы 130 обратной связи с датчиков используются для повышения эффективности работы эксплуатационной системы 14 на основе турбины.
2
2
2
2
2
2
[049] В показанном варианте осуществления средство 126 управления газотурбинной системой с рециркуляцией отработавших газов и стехиометрическим сжиганием может выполнять инструкции по регулированию количества и качества отработавшего газа 42, 60, 95 в системе 54 обработки отработавшего газа, системе 78 подачи отработавшего газа, системе 12 добычи углеводородов и/или других системах 84. Например, средство 126 управления газотурбинной системой с рециркуляцией отработавших газов и стехиометрическим сжиганием может поддерживать уровень окислителя (например, кислорода) и/или несгоревшего топлива в отработавшем газе 60 ниже порогового уровня, соответствующего использованию в системе 112 нагнетания отработавшего газа для повышения нефтеотдачи пласта. В некоторых вариантах осуществления пороговые уровни могут быть ниже чем 1, 2, 3, 4 или 5% окислителя (например, кислорода) и/или несгоревшего топлива по объему в отработавшем газе 42, 60; или пороговые уровни окислителя (например, кислорода) и/или несгоревшего топлива (и других выбросов в отработавшем газе) могут быть меньше чем приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 200, 300, 400, 500, 1000, 2000, 3000, 4000 или 5000 частей на миллион по объему в отработавшем газе 42, 60. Чтобы достигать этих низких уровней окислителя (например, кислорода) и/или несгоревшего топлива, в соответствии с дальнейшим примером средство 126 управления газотурбинной системой с рециркуляцией отработавших газов и стехиометрическим сжиганием может поддерживать соотношение компонентов при сжигании в газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавших газов и стехиометрическим сжиганием от приблизительно 0,95 до приблизительно 1,05. Кроме того, средство 126 управления газотурбинной системой с рециркуляцией отработавших газов и стехиометрическим сжиганием может управлять системой 80 извлечения отработавшего газа и системой 82 очистки отработавшего газа для поддержания температуры, давления, расхода и газового состава отработавшего газа 42, 60, 95 в надлежащих диапазонах в системе 112 нагнетания отработавшего газа, предназначенной для повышения нефтеотдачи пласта, трубопроводе 86, резервуаре 86 для хранения и системе 90 секвестрации углерода. Как рассматривалось выше, системой 82 очистки отработавшего газа можно управлять для очистки и/или разделения отработавших газов 42 с направлением в один или несколько газовых потоков 95, таких как поток 96 с высокой концентрацией СО, низкой концентрацией N, поток 97 с промежуточной концентрацией CO, N и поток 98 с низкой концентрацией СО, высокой концентрацией N. В дополнение к регулированию отработавшего газа 42, 60 и 95 средства 124, 126 и 128 управления могут выполнять одну или несколько инструкций по поддержанию механической энергии 72 в надлежащем диапазоне мощности или поддержанию электрической энергии 74 в надлежащих диапазонах частоты и мощности.
[050] На фиг. 3 представлена схема системы 10 согласно варианту осуществления, дополнительно иллюстрирующая детализацию газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавших газов и стехиометрическим сжиганием, предназначенной для использования совместно с системой 12 добычи углеводородов и/или другими системами 84. В показанном варианте осуществления газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавших газов и стехиометрическим сжиганием включает в себя газотурбинный двигатель 150, связанный с системой 54 обработки отработавшего газа. Показанный газотурбинный двигатель 150 включает в себя компрессорную секцию 152, секцию 154 камер сгорания и секцию расширителя или турбинную секцию 156. Компрессорная секция 152 включает в себя один или несколько компрессоров отработавшего газа или компрессорных ступеней 158, таких как ступени с 1 по 20 вращающихся лопаток компрессора, расположенные последовательно. Точно так же, секция 154 камер сгорания включает в себя одну или несколько камер 160 сгорания, таких как камеры 160 сгорания с 1 по 20, распределенные по окружности вокруг оси 162 вращения газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавших газов и стехиометрическим сжиганием. Кроме того, каждая камера 160 сгорания может включать в себя одну или несколько топливных форсунок 164, выполненных с возможностью нагнетания отработавшего газа 66, окислителя 68 и/или топлива 70. Например, на участке 166 загрузочного конца каждой камеры 160 сгорания могут размещаться 1, 2, 3, 4, 5, 6 или больше топливных форсунок 164, которые могут нагнетать потоки или смеси отработавшего газа 66, окислителя 68 и/или топлива 70 на участок 168 сжигания (например, в топочную камеру) камеры 160 сгорания.
x
2
[051] Топливные форсунки 164 могут включать в себя в любом сочетании форсунки 164 предварительно перемешанного топлива (например, выполненные с возможностью предварительного смешивания окислителя 68 и топлива 70 для образования пламени предварительно смешанных окислителя и топлива) и/или диффузионные топливные форсунки 164 (например, выполненные с возможностью нагнетания отдельных потоков окислителя 68 и топлива 70 для образования диффузионного пламени окислителя/топлива). Форсунки 164 предварительно перемешанного топлива согласно вариантам осуществления могут включать в себя закручивающие лопатки, смесительные камеры или другие элементы для перемешивания окислителя 68 и топлива 70 в форсунках 164 до нагнетания и сжигания в топочной камере 168. Кроме того, форсунки 164 предварительно перемешанного топлива могут принимать по меньшей мере частично смешанные окислитель 68 и топливо 70. В некоторых вариантах осуществления каждая диффузионная топливная форсунка 164 может изолировать потоки окислителя 68 и топлива 70 до места нагнетания и в то же время также до места нагнетания может изолировать потоки одного или нескольких разбавителей (например, отработавшего газа 66, пара, азота или другого инертного газа). В других вариантах осуществления каждая диффузионная топливная форсунка 164 может изолировать потоки окислителя 68 и топлива 70 до места нагнетания и в то же время может один или несколько разбавителей (например, отработавший газ 66, пар, азот или другой инертный газ) частично смешивать с окислителем 68 и/или топливом 70 до места нагнетания. Кроме того, один или несколько разбавителей (например, отработавший газ 66, пар, азот или другой инертный газ) могут нагнетаться в камеру сгорания (например, в горячие продукты сгорания) около или ниже по потоку от зоны горения, что будет способствовать снижению температуры горячих продуктов сгорания и снижению выбросов NO (например, NO и NO). Независимо от вида топливной форсунки 164 газотурбинной системой 52 с рециркуляцией отработавших газов и стехиометрическим сжиганием можно управлять для получения по существу стехиометрического сжигания окислителя 68 и топлива 70.
x
x
[052] В вариантах осуществления, относящихся к диффузионному горению с использованием диффузионных топливных форсунок 164, топливо 70 и окислитель 68 обычно не смешиваются выше по потоку от диффузионного пламени, а точнее, топливо 70 и окислитель 68 смешиваются и реагируют непосредственно на поверхности пламени и/или поверхность пламени существует на месте смешивания топлива 70 и окислителя 68. В частности, топливо 70 и окислитель 68 раздельно достигают поверхности пламени (или поверхности раздела с границей диффузии) и затем диффундируют на всем протяжении поверхности пламени (или поверхности раздела с границей диффузии) с образованием диффузионного пламени. Примечательно, что топливо 70 и окислитель 68 могут находиться в по существу стехиометрическом соотношении на всем протяжении поверхности пламени (или поверхности раздела с границей диффузии), следствием чего может быть более высокая температура пламени (например, максимальная температура пламени) на всем протяжении этой поверхности пламени. Стехиометрическое соотношение топливо/окислитель обычно приводит к более высокой температуре пламени (например, максимальной температуре пламени) по сравнению с температурой при составе обедненное топливо/окислитель или составе обогащенное топливо/окислитель. В результате диффузионное пламя может быть значительно более устойчивым, чем пламя предварительно смешанной смеси, поскольку рассеивание топлива 70 и окислителя 68 способствует поддержанию стехиометрического соотношения (и более высокой температуры) на всем протяжении поверхности пламени. Хотя более высокие температуры пламени могут также приводить к большим выбросам в отработавшем газе, таким как выбросы NO, в раскрываемых вариантах осуществления используются один или несколько разбавителей для содействия регулированию температуры и выбросов при все же исключении всякого предварительного смешивания топлива 70 и окислителя 68. Например, согласно раскрываемым вариантам осуществления один или несколько разбавителей могут вводиться отдельно от топлива 70 и окислителя 68 (например, позади места горения и/или ниже по потоку от диффузионного пламени), что способствует снижению температуры и уменьшению выбросов (например, выбросов NO), образующихся в диффузионном пламени.
[053] Как показано, при работе компрессорная секция 152 принимает отработавший газ 66 из системы 54 обработки отработавшего газа, сжимает его и выводит сжатый отработавший газ 170 в каждую камеру 160 сгорания в секции 154 камер сгорания. При сжигании топлива 70, окислителя 68 и отработавшего газа 170 в каждой камере 160 сгорания дополнительный отработавший газ или продукты 172 сгорания (то есть, газообразные продукты сгорания) направляются в турбинную секцию 156. Аналогично компрессорной секции 152 турбинная секция 156 включает в себя одну или несколько турбин или турбинных ступеней 174, которые могут включать в себя ряд вращающихся турбинных лопаток. В таком случае эти турбинные лопатки приводятся в действие продуктами 172 сгорания, образующимися в секции 154 камер сгорания, в результате чего приводится во вращение вал 176, соединенный с механическим оборудованием 106. И в этом случае механическое оборудование 106 может включать в себя различное оборудование, связанное с тем или другим концом газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавших газов и стехиометрическим сжиганием, так что механическое оборудование 106, 178 связано с турбинной секцией 156 и/или механическое оборудование 106, 180 связано с компрессорной секцией 152. В некоторых вариантах осуществления механическое оборудование 106, 178, 180 может включать в себя один или несколько электрических генераторов, компрессоров для окислителя 68, топливных насосов для топлива 70, редукторов или дополнительных приводов (например, паровую турбину 104, электродвигатель и т.д.), связанных с газотурбинной системой 52 с рециркуляцией отработавших газов и стехиометрическим сжиганием. Не ограничивающие примеры рассматриваются более подробно ниже с обращением к таблице 1. Как показано, из турбинной 156 секции отработавший газ 60 выводится для рециркуляции по пути рециркуляции 110 из выпускного отверстия 182 отработавшего газа турбинной секции 156 во впускное отверстие 184 отработавшего газа в компрессорной секции 152. Как рассматривалось подробно выше, отработавший газ 60 на пути 110 рециркуляции отработавшего газа проходит через систему 54 обработки отработавшего газа (например, теплоутилизационный парогенератор 56 и/или систему 58 рециркуляции отработавшего газа).
[054] И в этом случае каждая камера сгорания 160 в секции 154 камер сгорания принимает, смешивает и осуществляет стехиометрическое сжигание сжатого отработавшего газа 170, окислителя 68 и топлива с образованием дополнительного отработавшего газа или продуктов 172 сгорания для приведения в действие турбинной секции 156. В некоторых вариантах осуществления окислитель 68 сжимается в системе 186 сжатия окислителя, такой как основная система сжатия окислителя (ОССО) (например, основная система сжатия воздуха(ОССВ)), имеющей один или несколько основных компрессоров сжатия окислителя. Система 186 сжатия окислителя включает в себя компрессор 188 окислителя, связанный с приводом 190. Например, привод 190 может включать в себя электродвигатель, двигатель внутреннего сгорания или любое сочетание из них. В некоторых вариантах осуществления привод 190 может быть турбинным двигателем, таким как газотурбинный двигатель 150. В соответствии с этим система 186 сжатия окислителя может составлять одно целое с механическим оборудованием 106. Иначе говоря, компрессор 188 может непосредственно или опосредованно приводиться в действие механической энергией 72, подводимой валом 176 газотурбинного двигателя 150. В таком варианте осуществления привод 190 может быть исключен, поскольку компрессор 188 рассчитан на поступление энергии с турбинного двигателя 150. Однако в некоторых вариантах осуществления используются не менее двух компрессоров окислителя, при этом первый компрессор окислителя (например, компрессор низкого давления (НД) для окислителя) может приводиться в действие приводом 190, тогда как вал 176 приводит в действие второй компрессор окислителя (например, компрессор высокого давления (ВД) для окислителя), или наоборот. Например, в другом варианте осуществления основная система сжатия окислителя до высокого давления приводится в действие приводом 190 и компрессор низкого давления для окислителя приводится в действие валом 176. В показанном варианте осуществления система 186 сжатия окислителя отделена от механического оборудования 106. В каждом из этих вариантов осуществления система 186 сжатия сжимает и подает окислитель 68 в топливные форсунки 164 и камеры 160 сгорания. В соответствии с этим часть механического оборудования 106, 178, 180 или все механическое оборудование может быть выполнено с учетом повышения эксплуатационной эффективности системы 186 сжатия (например, компрессора 188 и/или дополнительных компрессоров).
[055] Различные компоненты механического оборудования 106, показанные позициями 106А, 106В, 106С, 106D, 106E и 106F, могут быть расположены вдоль линии вала 176 и/или параллельно линии вала 176 в одной или нескольких последовательных компоновках, параллельных компоновках или любом сочетании последовательных и параллельных компоновок. Например, механическое оборудование 106, 178, 180 (например, с 106А по 106F) может включать в себя любую последовательную и/или параллельную компоновку в любом порядке из одного или нескольких редукторов (например, параллельного вала, эпициклических редукторов), одного или нескольких компрессоров (например, компрессоров окислителя, бустерных компрессоров, таких как бустерные компрессоры отработавшего газа), одной или нескольких установок выработки электроэнергии (например, электрических генераторов), одного или нескольких приводов (например, паротурбинных двигателей, электродвигателей), теплообменных установок (например, теплообменников прямого или косвенного действия), муфт или любого сочетания из них. Компрессоры могут включать в себя осевые компрессоры, радиальные или центробежные компрессоры или любое сочетание из них, при этом каждый может иметь одну или несколько ступеней сжатия. Что касается теплообменников, то теплообменники прямого действия могут включать в себя впрыскивающие охладители (например, впрыскивающие промежуточные охладители), которые нагнетают брызги жидкости в газовый поток (например, поток окислителя) для непосредственного охлаждения газового потока. Теплообменники косвенного действия могут включать в себя по меньшей мере одну стенку (например, оболочку и трубчатый теплообменник), разделяющую первый и второй потоки, так что поток текучей среды (например, поток окислителя) отделен от потока охладителя (например, воды, воздуха, холодильного агента или любой другой жидкости, или газового охладителя), при этом поток охладителя передает теплоту из потока текучей среды без всякого непосредственного контакта. Примеры теплообменников косвенного действия включают в себя теплообменники с промежуточным охладителем и теплоутилизационные установки, такие как теплоутилизационные парогенераторы. Кроме того, теплообменники могут включать в себя подогреватели. Как рассматривается более подробно ниже, каждый из этих компонентов механического оборудования может использоваться в различных сочетаниях, показанных при помощи не ограничивающих примеров, приведенных в таблице 1.
[056] Обычно выполнение механического оборудования 106, 178, 180 может быть ориентировано на повышение эффективности системы 186 сжатия, например, регулированием рабочих скоростей одного или нескольких компрессоров окислителя в системе 186, увеличением сжатия окислителя 68 путем охлаждения и/или извлечения избыточной энергии. Раскрытые варианты осуществления предполагаются включающими любые и все перестановки упомянутых выше компонентов в механическом оборудовании 106, 178, 180 в последовательных и параллельных компоновках, в котором один, несколько, все компоненты получают энергию от вала 176 или ни один компонент не получает энергию от вала 176. В таблице 1, показанной ниже, отображены некоторые не ограничивающие примеры компоновок механического оборудования 106, 178, 180, расположенных вблизи компрессорной и турбинной секций 152, 156 или связанных с ними.
<b>ТАБЛИЦА 1</b>
106А
106В
106С
106D
106E
ОКУО
Г
ОКУО
Р
Г
ОКУО НД
ОКУО ВД
Г
ОКУО ВД
Р
ОКУО НД
Г
ОКУООКУО
Р
Г
ОКУО ВД
Р
Г
ОКУО НД
ОКУООКУО
РР
ГП
П
Р
ОКУО НД
ОКУО ВД
Р
Г
П
Р
ОКУО ВД
ОКУО НД
Г
ОКУО ВД
РОУ
ОКУО НД
Г
ОКУО ВД
РОУ
ОКУО НД
Р
Г
ОКУО ВД
РНУПГУ
ОКУО НД
Г
ОКУО
Г
П
ОКУО
П
Г
П
ОКУО
Г
П
М
ОКУО
Г
П
М
ОКУО
Р
Г
[057] Как показано выше в таблице 1, охлаждающая установка обозначена ОУ, муфта обозначена М, привод обозначен П, редуктор обозначен Р, генератор обозначен Г, нагревательная установка обозначена НУ, основная компрессорная установка окислителя обозначена ОКУО, при этом варианты, относящиеся к низкому и высокому давлению, обозначены ОКУО НД и ОКУО ВД, соответственно, и парогенераторная установка обозначена ПГУ. Хотя в таблице 1 механическое оборудование показано одно за другим по направлению к компрессорной секции 152 или турбинной секции 156, также предполагается, что таблицей 1 охватывается обратная последовательность механического оборудования 106, 178, 180. В таблице 1 любая ячейка, включающая в себя два или большее количество компонентов, предполагается охватывающей параллельную компоновку компонентов. Таблица 1 не предполагается исключающей любые непоказанные перестановки механического оборудования 106, 178, 180. Эти компоненты механического оборудования 106, 178, 180 могут обеспечивать регулирование с обратной связью температуры, давления и расхода окислителя 68, передаваемого к газотурбинному двигателю 150. Как рассматривается более подробно ниже, окислитель 68 и топливо 70 могут подаваться в газотурбинный двигатель 150 на местах, специально выбираемых для облегчения изоляции и извлечения сжатого отработавшего газа 170 без всякого окислителя 68 или топлива 70, ухудшающего качество отработавшего газа 170.
[058] Как показано на фиг. 3, система 78 подачи отработавшего газа расположена между газотурбинным двигателем 150 и целевыми системами (например, системой 12 добычи углеводородов и другими системами 84). В частности, система 78 подачи отработавшего газа (например, система 80 извлечения отработавшего газа (СИОГ) может быть связана с газотурбинным двигателем 150 на одном или нескольких местах 76 извлечения вдоль компрессорной секции 152, секции 154 камер сгорания и/или турбинной секции 156. Например, места 76 извлечения могут быть расположены между соседними компрессорными ступенями, такие как межступенчатые места 76 извлечения 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 или 10 между компрессорными ступенями. На каждом из этих межступенчатых мест 76 извлечения имеются отличающиеся температура и давление извлекаемого отработавшего газа 42. Аналогично этому, места 76 извлечения могут быть расположены между соседними турбинными ступенями, такие как межступенчатые места 76 извлечения 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 или 10 между турбинными ступенями. На каждом из этих межступенчатых мест 76 извлечения имеются отличающиеся температура и давление извлекаемого отработавшего газа 42. В соответствии с дальнейшим примером места 76 извлечения могут быть расположены на большом количестве мест на протяжении секции 154 камер сгорания, и на этих местах могут иметься отличающиеся температуры, давления, расходы и газовые составы. Каждое из этих мест 76 извлечения может включать в себя трубу для извлечения отработавшего газа, один или несколько клапанов, датчиков и средств управления, которые могут использоваться для избирательного регулирования потока извлекаемого отработавшего газа 42 в систему 78 подачи отработавшего газа.
2
2
2
2
2
2
[059] Извлекаемый отработавший газ 42, который распределяется системой 78 подачи отработавшего газа, имеет регулируемый состав, подходящий для целевых систем (например, для системы 12 добычи углеводородов и других систем 84). Например, на каждом из этих мест 76 извлечения отработавший газ 170 может быть по существу изолирован от мест нагнетания (или втекания) окислителя 68 и топлива 70. Иначе говоря, система 78 подачи отработавшего газа может быть специально рассчитана на извлечение отработавшего газа 170 из газотурбинного двигателя 150 без всякого дополнительного окислителя 68 или топлива 70. Кроме того, с учетом стехиометрического сжигания в каждой из камер 160 сгорания извлекаемый отработавший газ 42 может быть по существу свободен от кислорода и топлива. Система 78 подачи отработавшего газа может направлять извлекаемый отработавший газ 42 непосредственно или опосредовано в систему 12 добычи углеводородов и/или другие системы 84 для использования в различных процессах, таких как повышение нефтеотдачи пласта, секвестрация углерода, хранение или транспортировка на место вне площадки. Однако в некоторых вариантах осуществления система 78 подачи отработавшего газа включает в себя систему 82 очистки отработавшего газа (СООГ), предназначенную для дополнительной очистки отработавшего газа 42 до использования в целевых системах. Например, в системе 82 очистки отработавшего газа может осуществляться очистка и/или разделение отработавшего газа 42 на один или несколько потоков 95, таких как поток 96 с высоким содержанием СО, низким содержанием N, поток 97 с промежуточной концентрацией СО, N и поток 98 с низким содержанием СО, высоким содержанием N. Эти очищенные потоки 95 отработавшего газа могут использоваться индивидуально или в любом сочетании в системе 12 добычи углеводородов и других системах 84 (например, трубопроводе 86, резервуаре 88 для хранения и системе 90 секвестрации углерода).
[060] Аналогично системе 78 подачи отработавшего газа, в которой выполняется очистка отработавшего газа, система 54 обработки отработавшего газа может включать в себя множество компонентов 192 очистки отработавшего газа (ОГ), таких как обозначенные позициями 194, 196, 198, 200, 202, 204, 206, 208 и 210. Эти компоненты 192 очистки отработавшего газа (например, с 194 по 210) могут быть расположены на пути 110 рециркуляции отработавшего газа в одной или нескольких последовательных компоновках, параллельных компоновках или любом сочетании последовательных и параллельных компоновок. Например, компоненты 192 очистки отработавшего газа (например, с 194 по 210) могут включать в себя любые последовательные и/или параллельные компоновки в любом порядке из одного или нескольких теплообменников (например, теплоутилизационных установок, таких как теплоутилизационные парогенераторы, конденсаторы, охладители или подогреватели), катализаторных систем (например, окислительных катализаторных систем), систем удаления частиц и/или воды (например, инерционных сепараторов, коалесцирующих фильтров, водонепроницаемых фильтров и других фильтров), систем нагнетания химических продуктов, систем очистки на основе растворителя (например, поглотителей, расширительных баков и т.д.), систем захвата углерода, систем разделения газов, систем очистки газов и/или систем очистки на основе растворителя или любого сочетания из них. В некоторых вариантах осуществления катализаторные системы могут включать в себя катализатор окисления, катализатор восстановления монооксида углерода, катализатор восстановления оксидов азота, оксида алюминия, оксида циркония, оксида кремния, оксида титана, оксида платины, оксида палладия, оксида кобальта или смешанного оксида металлов или сочетания из них. Раскрытые варианты осуществления предполагаются включающими в себя любые и все перестановки упомянутых выше компонентов 192 в последовательной и параллельной компоновках. В таблице 2, показанной ниже, отображены некоторые не ограничивающие примеры компоновок компонентов 192 на пути 110 рециркуляции отработавшего газа.
<b>ТАБЛИЦА 2</b>
194
196
198
200
202
204
206
208
210
КБ
ТУУ
ВВ
УУВ
УУЧ
КБ
ТУУ
ТУУ
ВВ
УУВ
УУЧ
СПР
КБ
ТУПГ
ТУПГ
ВВ
УУВ
УУЧ
СКБ
ТУУ
ОКБ
ТУУ
ОКБ
ВВ
УУВ
УУЧ
ТУКБ
ТУУКБ
ВВ
УУВ
УУЧ
ТУПГОКБ
ТУПГОКБ
ВВ
УУВ
УУЧ
СПР
ОКБ
ТУПГОКБ
ОКБ
ТУПГОКБ
ОКБ
ВВ
УУВ
УУЧ
СПР
ОКБ
ТУПГПТ
ТУПГПТ
ВВ
К
ИС
ВНФ
КФ
СПР
ОКБТУПГПТ
ОКБТУПГПТ
ВВ
К
ИС
Ф
СПР
ОКБ
ТУПГПТ
ТУПГПТ
ОКБ
ВВ
УУВТЩК
УУВВНФ
УУЧИС
УУЧФКФ
ОКБ
ТУУК
ТУУК
ТУУК
ВВ
УУВТОКВНФ
УУЧИС
УУЧФКФ
СПР
[061] В таблице 2, показанной выше, катализаторный блок обозначен КБ, окислительный катализаторный блок обозначен ОКБ, вспомогательная воздуходувка обозначена ВВ, теплообменник обозначен ТО, теплоутилизационная установка обозначена ТУУ, теплоутилизационный парогенератор обозначен ТУПГ, конденсатор обозначен К, паровая турбина обозначена ПТ, установка удаления частиц обозначена УУЧ, установка удаления влаги обозначена УУВ, фильтр обозначен Ф, коалесцирующий фильтр обозначен КФ, водонепроницаемый фильтр обозначен ВНФ, инерционный сепаратор обозначен ИС и система подачи разбавителя (например, пара, азота или другого инертного газа) обозначена СПР. Хотя в таблице 2 показаны компоненты 192 последовательно от выпускного отверстия 182 отработавшего газа турбинной секции 156 к впускному отверстию 184 отработавшего газа компрессорной секции 152, таблица 2 также предполагается охватывающей обратную последовательность показанных компонентов 192. В таблице 2 любая ячейка, включающая два или большее количество компонентов, предполагается охватывающей единый блок с компонентами, параллельную компоновку компонентов или любое сочетание из них. Кроме того, в контексте таблицы 2 теплоутилизационная установка (ТУУ), теплоутилизационный парогенератор (ТУПГ) и конденсатор (К) являются примерами теплообменника (ТО); теплоутилизационный парогенератор (ТУПГ) является примером теплоутилизационной установки (ТУУ); конденсатор (К), водонепроницаемый фильтр (ВНФ) и коалесцирующий фильтр (КФ) являются примерами установки удаления влаги (УУВ); инерционный сепаратор (ИС), фильтр (Ф), водонепроницаемый фильтр (ВНФ) и коалесцирующий фильтр (КФ) являются примерами установки удаления частиц (УУЧ); и водонепроницаемый фильтр (ВНФ) и коалесцирующий фильтр (КФ) являются примерами фильтра (Ф). И в этом случае таблица 2 не предполагается исключающей любые непоказанные перестановки компонентов 192. В некоторых вариантах осуществления показанные компоненты 192 (например, с 194 по 210) могут быть частично или полностью встроены в теплоутилизационный парогенератор 56, систему 58 рециркуляции отработавшего газа и любое сочетание из них. Эти компоненты 192 очистки отработавшего газа могут обеспечивать регулирование с обратной связью температуры, давления, расхода, газового состава и в то же время обеспечивать удаление влаги и частиц из отработавшего газа 60. Кроме того, очищенный отработавший газ 60 может извлекаться на одном или нескольких местах 76 извлечения для использования в системе 78 подачи отработавшего газа и/или повторно подаваться во впускное отверстие 184 отработавшего газа компрессорной секции 152.
[062] Когда очищенный рециркуляционный отработавший газ 66 проходит через компрессорную секцию 152, газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием может отбирать часть сжатого отработавшего газа по одной или нескольким линиям 212 (например, по отборным трубам или перепускным трубам). По каждой линии 212 отработавший газ может направляться в один или несколько теплообменников 214 (например, охлаждающих установок), вследствие чего осуществляется охлаждение отработавшего газа при рециркуляции обратно в газотурбинную систему 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. Например, после прохождения через теплообменник 214 часть охлажденного отработавшего газа может быть направлена в турбинную секцию 156 по линии 212 для охлаждения и/или изоляции корпуса турбины, бандажей лопаток турбины, подшипников и других компонентов. В таких вариантах осуществления из газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием не направляется никакой окислитель 68 (или другие потенциальные загрязнители) через турбинную секцию 156 для охлаждения и/или изоляции и поэтому при любой утечке охлажденного отработавшего газа не будут загрязняться горячие продукты сгорания (например, рабочий отработавший газ), протекающие через турбинные ступени турбинной секции 156 и приводящие их в действие. В соответствии с дальнейшим примером после прохождения через теплообменник 214 часть охлажденного отработавшего газа может быть направлена по линии 216 (например, по возвратной трубе) в расположенную выше по потоку компрессорную ступень компрессорной секции 152, тем самым будет повышаться эффективность сжатия в компрессорной секции 152. В таком варианте осуществления теплообменник 214 может быть выполнен как межступенчатая охлаждающая установка для компрессорной секции 152. Таким образом, охлажденный отработавший газ способствует повышению эксплуатационной эффективности газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием и в то же время попутно способствует поддержанию чистоты отработавшего газа (например, поддержанию по существу свободным от окислителя и топлива).
[063] На фиг. 4 представлена блок-схема последовательности действий согласно варианту осуществления способа 220 работы системы 10, показанной на фиг. 1-3. Согласно некоторым вариантам осуществления способ 220 может реализуемым компьютером способом, который имеет доступ к одной или нескольким командам, сохраняемым в запоминающем устройстве 122, и команды исполняются процессором 120 контроллера 118, показанного на фиг. 2. Например, каждый этап способа 220 может включать в себя команды, исполняемые контроллером 118 системы 100 управления, описанной с обращением к фиг. 2.
[064] Способ 220 может начинаться с показанного в блоке 222 инициирования режима пуска газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (РОГСС) из фиг. 1-3. Например, режим пуска может включать в себя постепенный вывод на рабочий режим газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием при поддержании температурных градиентов, вибрации и зазора (например, между вращающимися и неподвижными частями) в пределах допустимых пороговых значений. Например, в течение режима 222 пуска в способе 220 может начинаться подача сжатого окислителя 68 в камеры 160 сгорания и топливные форсунки 164 секции 154 камер сгорания, что показано в блоке 224. В некоторых вариантах осуществления сжатый окислитель может включать в себя сжатый воздух, кислород, обогащенный кислородом воздух, обедненный кислородом воздух, смеси кислорода и азота или любое сочетание из них. Например, окислитель 68 может сжиматься системой 186 сжатия окислителя, показанной на фиг. 3. Кроме того, как показано в блоке 226, способ 220 может начинаться с подачи топлива в камеры сгорания 160 и топливные форсунки 164 в течение режима пуска 122. Как показано в блоке 228, в течение режима 222 пуска способ 220 также может начинаться с подачи отработавшего газа (при наличии) в камеры 160 сгорания и топливные форсунки 164. Например, топливные форсунки 164 могут создавать один или несколько диффузионных факелов, факелов предварительно перемешанной смеси или сочетание диффузионных факелов и факелов предварительно перемешанной смеси. В течение режима 222 пуска отработавший газ 60, производимый в газотурбинном двигателе 156, может быть в недостаточном количестве или нестабильным по количеству и/или качеству. В соответствии с этим в течение режима пуска в способе 220 отработавший газ 66 может подаваться из одного или нескольких блоков для хранения (например, резервуаров 88 для хранения), трубопровода 86, других газотурбинных систем 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием или других источников отработавшего газа.
[065] Затем, как показано в блоке 230, в способе 220 смесь сжатого окислителя, топлива и отработавшего газа может сжигаться в камерах 160 сгорания для образования газообразных продуктов 172 сгорания. В частности, способом 220 может управлять система управления 100 из фиг. 2, чтобы содействовать стехиометрическому сжиганию (например, стехиометрическому диффузионному сжиганию, сжиганию предварительно перемешанной смеси или обоим) смеси в камерах 160 сгорания секции 154 камер сгорания. Однако в течение режима 222 пуска может быть особенно трудно поддерживать стехиометрическое сжигание смеси (и поэтому окислитель и несгоревшее топливо в небольших количествах могут присутствовать в горячих газообразных продуктах 172 сгорания). Как рассматривается более подробно ниже, в результате этого в режиме 222 пуска в горячих газообразных продуктах 172 сгорания остаточный окислитель 68 и/или топливо 70 могут находиться в больших количествах, чем в течение установившегося режима. По этой причине в способе 220 может исполняться одна или несколько управляющих команд на снижение остаточного окислителя 68 и/или топлива 70 в горячих газообразных продуктах 172 сгорания или исключение их из продуктов в течение режима пуска.
[066] После этого, как показано в блоке 232, в способе 220 горячими газообразными продуктами 172 сгорания приводят в действие турбинную секцию 156. Например, горячие газообразные продукты 172 сгорания могут приводить в действие одну или несколько турбинных ступеней 174, расположенных в турбинной секции 156. Как показано в блоке 234, в способе 220 отработавший газ 60 из последнего турбинного каскада 174 может очищаться ниже по потоку от турбинной секции 156. Например, очистка 234 отработавшего газа может включать в себя фильтрацию, каталитическую реакцию любого остаточного окислителя 68 и/или топлива 70, химическую очистку, рекуперацию теплоты при использовании теплоутилизационного парогенератора 56 и т.д. Как показано в блоке 236, в способе 220 также можно осуществлять рециркуляцию по меньшей мере части отработавшего газа (ОГ) 60 обратно в компрессорную секцию 152 газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. Например, как показано на фиг. 1-3, рециркуляция 236 отработавшего газа может включать в себя прохождение по пути 110 рециркуляции отработавшего газа, на котором имеется система 54 обработки отработавшего газа.
[067] В свою очередь, как показано в блоке 238, рециркуляционный отработавший газ 66 может сжиматься в компрессорной секции 152. Например, в газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием рециркуляционный отработавший газ 66 может последовательно сжиматься в одной или нескольких компрессорных ступенях 158 компрессорной секции 152. Затем, как показано в блоке 228, сжатый отработавший газ 170 может подаваться в камеры 160 сгорания и топливные форсунки 164. После этого этапы 230, 232, 234, 236 и 238 можно повторять до перехода в конечном счете процесса 220 в установившийся режим, показанный блоком 240. После перехода 240 способ 220 можно продолжить, чтобы выполнить этапы с 224 по 238, но можно также начать извлечение отработавшего газа 42, показанное в блоке 242, посредством системы 78 подачи отработавшего газа. Например, как показано на фиг. 3, отработавший газ 42 можно извлекать с одного или нескольких мест 76 извлечения вдоль компрессорной секции 152, секции 154 камер сгорания и турбинной секции 156. В свою очередь, как показано в блоке 244, в способе 220 можно подавать извлекаемый отработавший газ 42 из системы 78 подачи отработавшего газа в систему 12 добычи углеводородов. Затем, как показано в блоке 246, отработавший газ 42 можно нагнетать из системы 12 добычи углеводородов в геологическую среду 32 для повышения нефтеотдачи пласта. Например, для повышения нефтеотдачи пласта извлекаемый отработавший газ 42 можно использовать в системе 112 нагнетания отработавшего газа, входящей в систему 18 повышения нефтеотдачи пласта, показанную на фиг. 1-3.
[068] Как было изложено выше, в представленных вариантах осуществления обеспечивается управление газотурбинной системой 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (например, энергетической установкой на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов) для поддержания электрической сети во время переходных событий в электрической сети. Иначе говоря, в представленных вариантах осуществления обеспечивается быстрое повышение нагрузки энергетической установки на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов для поддержания электрической сети, в которой возникает событие, связанное с напряжением или частотой. В качестве конкретного примера энергетическая установка на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов в соответствии с предложенным способом может создавать первичный отклик или первичный отклик на изменение частоты (ПОИЧ) в ответ на связанные с частотой переходные события в электрической сети. Например, в случае снижения частоты в сетевой системе первичный отклик на изменение частоты может, как правило, включать в себя быстрое повышение соответствующей части базовой нагрузочной выходной мощности энергетической установки для противодействия снижению частоты в электрической сети.
[069] В случае газотурбинных систем с нестехиометрическим сжиганием, работающих в режиме сжигания обедненного топлива, избыточный окислитель может присутствовать в камерах сгорания в продолжение работы. В таком случае расход топлива в камерах сгорания газотурбинной системы можно быстро регулировать, чтобы повышать механическую и электрическую выходные мощности системы при обнаружении переходного события (например, события, связанного со снижением напряжения или снижением частоты). В противоположность этому, в случае раскрытой газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием содержание окислителя и топлива можно уравновешивать с поддержанием стехиометрического соотношения в продолжение значительной части работы. Таким образом, в случае газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием количество как окислителя, так и топлива можно увеличивать, чтобы повышать электрическую и механическую выходные мощности для поддержания электрической сети во время переходного события. В некоторых вариантах осуществления газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием в общем случае настройки потока воздуха обычно можно изменять с меньшей скоростью, чем настройки потока топлива. В случае таких вариантов осуществления этот эффект может быть обусловлен более медленной ответной реакцией некоторых исполнительных элементов, реагирующих на воздушный поток (например, входных направляющих лопаток и/или статорных лопаток), по сравнению с ответной реакцией некоторых исполнительных элементов, реагирующих на поток топлива (например, регулирующих клапанов). Можно понять, что при повышении расхода топлива в газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием без повышения содержания окислителя соотношение (Φ) компонентов может сдвигаться к значению, соответствующему режиму сжигания обогащенного топлива, при этом может снижаться температура пламени, что фактически может приводить к снижению механической мощности, создаваемой турбинной секцией 156. Соответственно, в некоторых вариантах осуществления, рассматриваемых ниже, расход топлива обычно можно изменять при отслеживании или прослеживании изменений расхода окислителя для решения проблемы, связанной с переходным событием.
[070] С учетом изложенного выше ниже приведены пять различных примеров вариантов осуществления (примеры 1, 2, 3, 4 и 5) с описанием способов управления работой газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (например, энергетической установки на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов), обеспечивающих реагирование системы на переходные события в электрической сети (например, путем создания первичного отклика на изменение частоты в электрической сети). Можно понять, что один или несколько вариантов осуществления, описываемых ниже, можно использовать отдельно или в различных сочетаниях друг с другом, чтобы исключать проблему, связанную с переходным событием. Вообще говоря, некоторые варианты осуществления, рассматриваемые ниже, направлены на быстрое повышение концентрации окислителя, а также концентрации топлива в камерах сгорания газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием для повышения механической и электрической выходных мощностей, чтобы решить проблему, связанную с переходным событием. Другие варианты осуществления, рассматриваемые ниже, направлены на временное снижение потребления электрической энергии в энергетической установке на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов для эффективного повышения полезной электрической выходной мощности, чтобы решить проблему, связанную с переходным событием. В дальнейших вариантах осуществления, рассматриваемых ниже, газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием предоставлена возможность решения проблемы, связанной с переходными событиями, при работе в нестехиометрическом режиме (например, в режиме, соответствующем отсутствию выбросов) во время нагружения.
[071] На фиг. 5 в общем виде показан вариант осуществления стратегий управления, которые подробно излагаются ниже применительно к примерам 1-5. На фиг. 5 представлена структурная схема газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (например, энергетической установки на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов) согласно вариантам осуществления предложенного технического оборудования. Газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием из фиг. 5 включает в себя основную компрессорную систему 186 окислителя (ОКСО), которая принимает поток окислителя 68 (например, воздуха, кислорода, обогащенного воздуха или воздуха со сниженным содержанием кислорода) и поток 42 рециркуляции отработавшего газа (РОГ) и выводит поток 300 сжатого окислителя. Как рассматривается ниже, в некоторых вариантах осуществления поток 300 сжатого окислителя может направляться через бустерную компрессорную систему 302 окислителя (БКСО), предназначенную для дополнительного сжатия до достижения камеры 160 сгорания. В других вариантах осуществления бустерная компрессорная система 302 окислителя может отсутствовать. Показанная камера 160 сгорания принимает поток 300 сжатого окислителя, а также поток топлива 70, проходящий через модулирующий регулирующий клапан 303 (например, регулирующий клапан 303 с гидравлическим приводом), и поток сжатого отработавшего газа 42 из компрессорной секции 152, и выдает смесь окислителя и топлива, которая сжигается с образованием отработавшего газа 172 высокого давления (то есть, газообразных продуктов сгорания или продуктов сгорания), которые далее направляются в турбинную секцию 156. В некоторых вариантах осуществления часть потока сжатого отработавшего газа 42, принимаемого камерой 160 сгорания из компрессорной секции 152, может проходить по частям камеры 160 сгорания (например, через один или несколько коллекторов или кожухов камеры 160 сгорания для охлаждения внешних поверхностей оборудования для сжигания. Как показано на фиг. 5, после прохождения и охлаждения коллекторов или кожухов камеры 160 сгорания этот поток сжатого отработавшего газа 42 может далее направляться в систему 78 подачи отработавшего газа (ОГ) для последующего использования в других системах (например, в системе 12 добычи углеводородов, рассмотренной выше).
[072] Турбинная секция 156, показанная на фиг. 5, вырабатывает механическую энергию путем расширения отработавшего газа 172 высокого давления, и эта механическая энергия может использоваться для приведения в действие различных узлов газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием, в том числе, например, основной компрессорной системы 186 окислителя, компрессорной секции 152 и электрического генератора 106. После выхода из турбинной секции 156 отработавший газ 42 может подаваться в показанную систему 54 обработки отработавшего газа (ОГ). Как изложено выше, наряду с другими компонентами система 54 обработки отработавшего газа может включать в себя теплоутилизационный парогенератор (ТУПГ) 56 и циркуляционную газодувку 304 (также называемую вспомогательной газодувкой или газодувкой циркуляционного отработавшего газа). После обработки в системе 54 отработавшего газа часть отработавшего газа 42 может быть направлена во впускное отверстие или входное отверстие компрессорной секции 152, тогда как другая часть отработавшего газа 42 может быть направлена через модулирующий регулирующий клапан 308 и во впускное отверстие или входное отверстие 309 основной компрессорной системы 186 окислителя. Путь, по которому отработавший газ 42 выводится из турбинной секции 156 в компрессорную секцию 152, в том числе через систему 54 обработки отработавшего газа, в целом можно назвать контуром 305 возврата отработавшего газа (ВОГ). Кроме того, электрическая энергия, вырабатываемая генератором 106, может подаваться в электрическую сеть 306.
[073] Кроме того, показанная газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием включает в себя систему 100 управления, которая соединена с поддержанием связи с различными компонентами газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием и управляет ими. В общем случае система 100 управления может принимать рабочие данные с этих компонентов и/или формировать сигналы управления этими компонентами в соответствии со стратегиями управления, описываемыми ниже. Система 100 управления включает в себя контроллер 118А с замкнутым контуром, способный реализовывать стратегию управления с обратной связью, в которой сигналы управления формируются на основании рабочих параметров одного или нескольких компонентов газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием для обеспечения основанного на обратной связи управления различными компонентами газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. Кроме того, система 100 управления включает в себя контроллер 118В с разомкнутым контуром, реализуемый параллельно с контроллером 118А с замкнутым контуром и способный реализовывать стратегию управления без обратной связи, в которой сигналы управления формируются не на основании рабочих параметров одного или нескольких компонентов, а на основании других факторов (например, на основании определения возникновения переходного события или прохождения определенного интервала времени). В некоторых вариантах осуществления стратегии управления с обратной связью и без обратной связи могут быть реализованы одним контроллером, который может координировать операции (например, соответствующим образом принимать на себя и передавать управление узлами газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием) в соответствии со способами, излагаемыми ниже. Кроме того, система 100 управления может быть соединена с поддержанием связи с одним или несколькими датчиками 310, которые выполняют измерения в электрической сети 306 и способствуют обнаружению переходных событий (например, событий, связанных со снижением напряжения или снижением частоты) в электрической сети 306. В других вариантах осуществления в системе 100 управления может определяться возникновение переходного события по командам с контроллера или системы управления электрической сетью 306.
[074] В некоторых примерах вариантов осуществления, представленных ниже, система 100 управления может временно делать менее строгими (например, повышать) один или несколько программируемых рабочих пределов газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием и в то же время реагировать на переходное событие в электрической сети 306. Например, в некоторых вариантах осуществления в дополнение к примерам, изложенным ниже, или вместо них система 100 управления может временно повышать программируемое предельное ограничение крутящего момента компонента (например, турбинной секции 156 или вала 311, связанного с ней) газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием, что будет позволять временно повышать механическую выходную мощность турбинной секции 156, позволять временно повышать электрическую выходную мощность генератора 106 для поддержания электрической сети 306 во время переходного события. В других вариантах осуществления, ослабленное ограничение может включать в себя предел крутящего момента, предел скорости, предел давления, предел расхода, предел напряжения, предел тока, предел мощности или другое подходящее ограничение для газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием.
[075] Пример 1. Ограничение потока рециркуляции отработавшего газа в основную компрессорную систему 186 окислителя для повышения количества окислителя в камерах 160 сгорания.
[076] В некоторых вариантах осуществления газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием, показанная на фиг. 5 (например, энергетическая установка на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов), может работать при или почти при стехиометрическом соотношении (то есть, Φ от приблизительно 0,95 до 1,05). В этом примере варианта осуществления газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием включает в себя упомянутый выше модулирующий регулирующий клапан 308, который регулирует поток отработавшего газа 42 из циркуляционной воздуходувки 304 во впускное отверстие основной компрессорной системы 186 окислителя. Контроллеры 118А и 118В могут реализовывать, (например, параллельно) стратегии управления с обратной связью и без обратной связи, соответственно, для регулирования расхода отработавшего газа 42 через регулирующий клапан 308, при этом контроллер 118А или 118В, который предписывает меньшее значение (то есть, меньший расход через регулирующий клапан 308), превалирует и формирует соответствующий сигнал управления.
[077] В случае этого примера стратегией управления с обратной связью, осуществляемой контроллером 118А, может предписываться, чтобы расход отработавшего газа 42 через регулирующий клапан 308 имел фиксированное процентное содержание (например, 99%, 95%, 90%, 85%, 70%, 70% или другое подходящее фиксированное процентное содержание) в общем расходе отработавшего газа 42 и окислителя 68, подаваемых во впускное отверстие 309 основной компрессорной системы 186 окислителя. Между тем, параллельной стратегией управления без обратной связи, осуществляемой контроллером 118В, может предписываться полностью открытое положение регулирующего клапана 308 во время нормальной работы газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием, но может предписываться полностью закрытое положение (например, сразу же или после программируемой временной задержки) регулирующего клапана 308 после определения, что переходное событие происходит в электрической сети 306. Когда регулирующий клапан 308 находится в полностью закрытом положении, отработавший газ 42 в количестве от небольшого до нулевого подается во впускное отверстие 309 основной компрессорной системы 186 окислителя. Это приводит к приему основной компрессорной системой 186 окислителя большего количества окислителя 68 (например, более интенсивного потока свежего воздуха или более интенсивного потока кислорода), и это повышает избыток окислителя 68 в камере 160 сгорания. Когда же система 100 управления обнаруживает это возрастание количества окислителя, контроллер 118А с замкнутым контуром может соответственно увеличить поток топлива 70 через регулирующий клапан 303, чтобы поддержать соотношение компонентов около приблизительно 1 (например, Φ приблизительно от 0,95 до 1,05) в течение отклика на переходное событие. В соответствии с этим повышенное количество окислителя 68 и топлива 70, подаваемых в камеру 160 сгорания и потребляемых в ней, приводит к повышению механической выходной мощности газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием, а также к повышению электрической выходной мощности генератора 106, отдаваемой в электрическую сеть 306, для приспособления к переходному событию и в то же время для поддержания соотношения компонентов около приблизительно 1 (например, Φ приблизительно от 0,95 до 1,05).
[078] Соответственно, в продолжение работы газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием контроллер 118А может определять требуемое положение регулирующего клапана 308, который обеспечивает заданный расход отработавшего газа 42 на впускном отверстии 309 основной компрессорной системы 186 окислителя, предписываемый стратегией управления с обратной связью. В частности, контроллер 118А может определить, что стратегией управления с обратной связью предписывается конкретное положение регулирующего клапана 308, при котором обеспечивается расход отработавшего газа 42 через регулирующий клапан 308, имеющий фиксированное процентное содержание (например, 70%, 80%, 90%, 95%, 98% или другое подходящее значение) в общем расходе окислителя 68 и отработавшего газа 42, подаваемых во впускное отверстие основной компрессорной системы 186 окислителя. Соответственно, во время нормальной работы газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (то есть, без возникновения переходных событий в электрической сети) контроллер 118В может определить, что регулирующий клапан 308 следует полностью или почти полностью открыть для обеспечения максимального расхода отработавшего газа 42 на впускном отверстии 309 основной компрессорной системы 186 окислителя, предписываемого стратегией управления без обратной связи. Поскольку стратегией управления с обратной связью, используемой контроллером 118А, обычно предписывается более закрытое положение (то есть, меньший расход) регулирующего клапана 308, то во время нормальной работы газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием по существу превалирует контроллер 118А, требующий от системы 100 управления посылки соответствующих сигналов управления на регулирующий клапан 308, основанных на положении, предписываемом контроллером 118А.
[079] Однако, когда определяется возникновение переходного события в электрической сети (например, датчиками 310), контроллер 118В может определить, что регулирующий клапан 308 следует полностью или почти полностью закрыть для создания небольшого потока или отсутствия потока отработавшего газа 42 во впускное отверстие 309 основной компрессорной системы 186 окислителя, предписываемого стратегией управления без обратной связи. Поскольку стратегией управления без обратной связи, используемой контроллером 118В, обычно предписывается более закрытое положение (то есть, меньший расход) регулирующего клапана 308, чем стратегией управления с обратной связью, используемой контроллером 118А, то в данном случае превалирует контроллер 118В, требующий от системы 100 управления посылки соответствующих сигналов управления на регулирующий клапан 308, основанных на положении, предписываемом контроллером 118В. В некоторых вариантах осуществления система 100 управления может посылать сигналы управления на регулирующий клапан 308 сразу же или после программируемой или заданной временной задержки. В таком случае регулирующий клапан 308 может оставаться в полностью закрытом положении в течение программируемой или заданной временной задержки (например, основанной на типичной продолжительности переходного события в электрической сети 306), после чего стратегией управления без обратной связи может предписываться, что регулирующий клапан 308 следует постепенно возвращать в полностью открытое положение в течение периода времени (например, с программируемой или заданной скоростью линейного изменения). В соответствии с этим в некоторый момент в течение этого линейного изменения стратегией управления с обратной связью будет предписываться более закрытое положение (то есть, меньший расход) регулирующего клапана 308, чем стратегией без обратной связи, используемой контроллером 118В, что приводит к тому, что система 100 управления вновь подает сигналы управления на регулирующий клапан 308, основанные на положении, задаваемом контроллером 118А.
.
[080] Пример 2Регулирование рабочих параметров основной компрессорной системы 186 окислителя для повышения количества окислителя в камерах 160 сгорания.
[081] В некоторых вариантах осуществления газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием, показанная на фиг. 5 (например, энергетическая установка на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов) может работать при или почти при стехиометрическом соотношении (то есть, Φ приблизительно от 0,95 до 1,05). Как упоминалось выше, основная компрессорная система 186 окислителя из газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием может включать в себя множество входных направляющих лопаток 312, которые регулируют поток отработавшего газа 42 и окислителя 68 во впускное отверстие 309 основной компрессорной системы 186 окислителя. Контроллеры 118А и 118В могут реализовывать (например, параллельно) стратегию управления с обратной связью и без обратной связи, соответственно, для регулирования положения входных направляющих лопаток 312 основной компрессорной системы окислителя, при этом превалирует контроллер 118А или 118В, который предписывает больший угол входных направляющих лопаток (то есть, более открытое положение входных направляющих лопаток основной компрессорной системы окислителя).
[082] В случае этого примера стратегия управления с обратной связью, используемая контроллером 118А, может предписывать угол или положение входных направляющих лопаток основной компрессорной системы окислителя, которое основано на текущих рабочих параметрах газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. Например, этой стратегией управления с обратной связью обычно может устанавливаться предел количества окислителя, подаваемого в камеру 160 сгорания для поддержания по существу стехиометрического сжигания в системе 52. Во время нормальной работы газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием стратегией управления без обратной связи, используемой контроллером 118В, может предписываться положение входных направляющих лопаток основной компрессорной системы окислителя, которое по существу такое же, как в случае стратегии управления с обратной связью, используемой контроллером 118А. Однако при обнаружении переходного события в электрической сети 306 контроллер 118В может предписывать положение входных направляющих лопаток основной компрессорной системы окислителя (например, сразу же или после программируемой временной задержки), которое на программируемый фиксированный процент больше (более открытое положение) (например, на 1%, 2%, 3%, 4%, 5%, 6%, 7%, 8%, 9% или 10% больше), чем положение входных направляющих лопаток, предписываемое стратегией управления с обратной связью, используемой контроллером 118А. В результате полный поток окислителя 68, входящего во впускное отверстие 309 основной компрессорной системы 186 окислителя, будет возрастать, приводя к повышению избытка окислителя 68 в камере 160 сгорания. Когда система 100 управления обнаруживает это возрастание количества окислителя, контроллер 118А с замкнутым контуром может побудить систему 100 управления к соответствующему повышению потока топлива 70 через регулирующий клапан 303 для поддержания соотношения компонентов около приблизительно 1 (например, Φ приблизительно от 0,95 до 1,05) в продолжение отклика на переходное событие. Соответственно, повышенное количество окислителя 68 и топлива 70, подаваемых в камеру 160 сгорания (и потребляемых в ней), приводит к повышению механической выходной мощности газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием, а также к повышению электрической выходной мощности, отдаваемой генератором 106 в электрическую сеть 306, для приспособления к переходному событию и в то же время для поддержания соотношения компонентов около приблизительно 1 (например, Φ приблизительно от 0,95 до 1,05).
[083] Соответственно, в продолжение работы газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием контроллер 118А может определять требуемое положение входных направляющих лопаток основной компрессорной системы окислителя в соответствии со стратегией управления с обратной связью на основании рабочих требований к газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. Кроме того, во время нормальной работы газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (то есть, в отсутствие переходных событий в электрической сети) стратегией управления без обратной связи, используемой контроллером 118В, может предписываться такое же требуемое положение входных направляющих лопаток основной компрессорной системы окислителя, как предписываемое стратегией управления с обратной связью, используемой контроллером 118А. Однако в случае, когда в электрической сети определяется возникновение переходного события (например, с помощью датчиков 310), контроллер 118В может определить, что положение входных направляющих лопаток основной компрессорной системы окислителя должно быть на программируемую или заданную величину (например, 5%, 10% или 15%) более открытым, чем положение входных направляющих лопаток основной компрессорной системы окислителя, предписываемое стратегией управления с обратной связью, используемой контроллером 118А. Поскольку стратегией управления без обратной связи, используемой контроллером 118В, обычно предписывается более открытое положение (например, больший угол) входных направляющих лопаток, чем стратегией управления с обратной связью, используемой контроллером 118А, то в данном случае контроллер 118В превалирует, при этом требует от системы 100 управления посылать соответствующие сигналы управления на входные направляющие лопатки 312 основной компрессорной системы окислителя, основанные на положении, предписываемом контроллером 118В. В некоторых вариантах осуществления система 100 управления может посылать сигналы управления на входные направляющие лопатки 312 сразу же или после программируемой или заданной временной задержки. После этого входные направляющие лопатки 312 основной компрессорной системы окислителя могут оставаться в более открытом положении, предписываемом контроллером 118В, в течение программируемой или заданной временной задержки (например, основанной на типичной продолжительности переходного события в электрической сети 306), после чего стратегией управления без обратной связи для входных направляющих лопаток 312 основной компрессорной системы окислителя может быть предписано постепенное возвращение в положение, предписываемое стратегией управления с обратной связью, используемой контроллером 118А, в течение периода времени (например, с программируемой или заданной скоростью линейного изменения). В соответствии с этим в некоторый момент времени в течение этого линейного изменения стратегией управления без обратной связи, используемой контроллером 118В, будет предписываться такое же положение входных направляющих лопаток основной компрессорной системы окислителя, как стратегией управления с обратной связью, используемой контроллером 118А, при этом управление входными направляющими лопатками основной компрессорной системы окислителя фактически переходит обратно к контроллеру 118А.
.
[084] Пример 3 Регулирование рабочих параметров бустерной компрессорной системы 302 окислителя для повышения количества окислителя в камерах 160 сгорания.
[085] В некоторых вариантах осуществления газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием, показанная на фиг. 5 (например, энергетическая установка на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов) может работать при или почти при стехиометрическом соотношении (то есть, Φ приблизительно от 0,95 до 1,05). Как упоминалось выше, в некоторых вариантах осуществления газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием может включать в себя бустерную компрессорную систему 302 окислителя (БКСО), которая может работать последовательно с основной компрессорной установкой 186 окислителя, чтобы создавать поток 300 сжатого окислителя для подачи в камеру 160 сгорания. На фиг. 6 показаны компоненты бустерной компрессорной системы 302 окислителя согласно варианту осуществления предложенного способа. Бустерная компрессорная система 302 окислителя, показанная на фиг. 6, включает в себя межступенчатую систему 320 (также называемую в этой заявке межступенчатой охлаждающей системой 320), а также бустерный компрессор 322 окислителя, который имеет некоторое количество входных направляющих лопаток (ВНЛ) 324 бустерной компрессорной системы окислителя и приводится в действие приводной системой 326. В некоторых вариантах осуществления межступенчатая охлаждающая система 320 может быть расположена между ступенями сжатия основной компрессорной системы 186 окислителя и бустерной компрессорной системой 302 окислителя и может включать в себя теплообменное устройство, которое рассеивает теплоту (например, действует как промежуточный охладитель), между ступенями сжатия основной компрессорной системы 186 окислителя и бустерной компрессорной системы 302 окислителя. Межступенчатая охлаждающая система 320 может управляться путем изменения тепловой нагрузки встроенного теплообменного устройства (например, путем повышения или снижения охлаждающего потока, принимаемого межступенчатой охлаждающей системой 320), на которую может влиять плотность потока 300 сжатого окислителя, поступающего на входные направляющие лопатки 324 бустерного компрессора 322 окислителя. В других вариантах осуществления межступенчатая охлаждающая система 320 может быть отделена от бустерной компрессорной системы 302 охладителя (например, не связана с компонентами бустерной компрессорной системы 302 охладителя) или может отсутствовать вовсе без отрицательного влияния на предложенный способ.
[086] Кроме того, как показано на фиг. 6, газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием включает в себя систему 100 управления, которая включает в себя контроллер 118А с замкнутым контуром и контроллер 118В с разомкнутым контуром, представленные выше. Во время работы газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием система 100 управления соединена с поддержанием связи с компонентами бустерной компрессорной системы 302 окислителя для приема информации с компонентов и/или подачи сигналов управления на компоненты. Например, система 100 управления может формировать сигналы управления, чтобы воздействовать на рабочие параметры бустерной компрессорной системы 302 окислителя, такие как положение или угол входных направляющих лопаток 324 бустерной компрессорной системы окислителя, скорость приводной системы 326 и/или компрессора 322, и/или положение (или расход, обеспечиваемый клапанами) различных модулирующих регулирующих клапанов (например, впускного дроссельного клапана 328, выпускного дроссельного клапана 330, одного или нескольких рециркуляционных клапанов (непоказанных) или любых других подходящих регулирующих клапанов), которые могут иметься в бустерной компрессорной системе 302 окислителя. В дополнение к этому в некоторых вариантах осуществления система 100 управления может формировать сигналы управления, чтобы воздействовать на рабочие параметры межступенчатой охлаждающей системы 320, например, путем повышения или снижения потока охладителя в межступенчатую охлаждающую систему 320, что может увеличивать или уменьшать плотность потока 300 сжатого окислителя, выходящего из межступенчатой охлаждающей системы 320. Например, когда в таких вариантах осуществления в межступенчатой охлаждающей системе 320 плотность потока 300 сжатого окислителя увеличивается на основании сигналов с системы 100 управления, полный поток (например, объем в единицу времени) 300 сжатого окислителя также повышается, равно как и количество окислителя в единицу времени, подаваемого в камеру 160 сгорания (например, повышается поток окислителя). Можно понять, что упомянутые выше рабочие параметры бустерной компрессорной системы 302 окислителя приведены только для примера и любой установочный параметр или показатель, который влияет на характеристику или выходные данные бустерной компрессорной системы 302 окислителя, может быть модулирован в соответствии с предложенным способом. Контроллеры 118А и 118В могут реализовывать (например, параллельно) стратегии управления с обратной связью и без обратной связи, соответственно, для регулирования рабочих параметров компонентов бустерной компрессорной системы 302 окислителя, при этом превалирует контроллер 118А или 118В, который предписывает более высокую уставку рабочего параметра бустерной компрессорной системы окислителя (например, уставку, которая приводит к более высокой скорости потока 300 окислителя через бустерную компрессорную систему 302 окислителя).
[087] В случае этого примера стратегией управления с обратной связью, используемой контроллером 118А, могут предписываться значения рабочих параметров (например, положение входных направляющих лопаток бустерной компрессорной системы окислителя, скорость компрессора 322 и/или приводной системы 326, расход окислителя, обеспечиваемый положениями регулирующих клапанов 328 и 330, расход охладителя для теплообменного устройства межступенчатой охлаждающей системы 320 и т.д.) компонентов бустерной компрессорной системы 302 окислителя, основанные на текущей работе газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. Во время нормальной работы газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (то есть, без переходных событий, обнаруживаемых в электрической сети 306) стратегией управления без обратной связи, используемой контроллером 118В, могут предписываться значения для рабочих параметров бустерной компрессорной системы 302 окислителя, которые являются такими же, как значения, предписываемые стратегией управления с обратной связью, используемой контроллером 118А. Однако при обнаружении переходного события в электрической сети 306 контроллер 118В может предписывать значения для рабочих параметров бустерной компрессорной системы 302 окислителя (например, сразу же или после программируемой или заданной временной задержки), которые представляют собой повышение программируемой или заданной величины или процента (например, на 1%, 2%, 3%, 4%, 5%, 6%, 7%, 8%, 9% или 10% больший поток 300 окислителя) по сравнению со значениями, предписываемыми стратегией управления с обратной связью, используемой контроллером 118А. В результате этого большего потока окислителя, предписываемого контроллером 118В без обратной связи, излишек окислителя 68 в камере 160 сгорания также возрастает. Как показано на фиг. 5, когда система 100 управления обнаруживает это повышение количества окислителя, контроллер 118А с обратной связью может побудить систему 100 управления к соответствующему повышению потока топлива 70 через регулирующий клапан 303 для поддержания соотношения компонентов около приблизительно 1 (например, Φ приблизительно от 0,95 до 1,05) в течение отклика на переходное событие. В соответствии с этим повышенные количества окислителя 68 и топлива 70, подаваемых в камеру 160 сгорания и сжигаемых в ней, приводят к увеличению механической выходной мощности газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием, а также увеличению электрической выходной мощности генератора 106, выводимой в электрическую сеть 306, для приспособления к переходному событию в то же время поддержания соотношения компонентов около приблизительно 1 (например, Φ приблизительно от 0,95 до 1,05).
[088] Соответственно, в продолжение работы газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием контроллер 118А может определять значения для рабочих параметров бустерной компрессорной системы 302 окислителя (например, для положения входных направляющих лопаток 324 бустерной компрессорной системы окислителя, скорости компрессора 322 и/или приводной системы 326, расхода окислителя, обеспечиваемого положениями регулирующих клапанов 328 и 330, и т.д.), предписываемые стратегией управления с обратной связью, основанные на рабочих требованиях к газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. В дополнение к этому во время нормальной работы газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (то есть, без переходных событий в электрической сети) стратегией управления без обратной связи, используемой контроллером 118В, могут предписываться требуемые значения для рабочих параметров бустерной компрессорной системы 302 окислителя, которые являются такими же, как значения, предписываемые стратегией управления с обратной связью, используемые контроллером 118А. Однако, когда определяется возникновение переходного события в электрической сети (например, с помощью датчиков 310), контроллер 118В может определить, что значения рабочих параметров бустерной компрессорной системы 302 должны быть более высокими (например, на 5%, 10%, 15%, или 20%) программируемыми или заданными величинами (например, соответствующими более открытому положению входных направляющих лопаток 342 бустерной компрессорной системы окислителя, большей скорости компрессора 322 и/или приводной системы 326, более высокому расходу окислителя через регулирующие клапаны 328 и 330, более высокой плотности потока 300 сжатого окислителя через межступенчатую охлаждающую систему 320 и т.д.), чем значения, предписываемые стратегией управления с обратной связью, используемой контроллером 118А.
[089] Например, когда во время переходного события стратегией управления без обратной связи, используемой контроллером 118В, обычно предписывается более открытое положение (например, больший угол) входных направляющих лопаток 324 бустерной компрессорной системы окислителя, чем положение, предписываемое стратегией управления с обратной связью, используемой контроллером 118А, превалирует контроллер 118В, требующий от системы 100 управления посылки соответствующих сигналов управления к входным направляющим лопаткам 324 бустерной компрессорной системы окислителя, основанных на положении, предписываемом контроллером 118В. В некоторых вариантах осуществления система 100 управления может посылать сигналы управления на бустерную компрессорную систему 302 окислителя сразу же (например, во время переходного события) или после программируемой или заданной временной задержки. В дальнейшем бустерная компрессорная система 302 окислителя может оставаться в состоянии высоких параметров, предписываемых контроллером 118В, в течение программируемой или заданной временной задержки (например, на основании типичной продолжительности переходного события в электрической сети 306), после чего стратегией управления без обратной связи может предписываться постепенный возврат значений для рабочих параметров бустерной компрессорной системы 302 окислителя к значениям, предписываемым стратегией с обратной связью, используемой контроллером 118А, на протяжении периода времени (например, с программируемой или заданной скоростью линейного изменения). Соответственно, в некоторый момент во время этого линейного изменения стратегией управления без обратной связи, используемой контроллером 118В, должны предписываться такие же значения рабочих параметров, как стратегией управления с обратной связью, используемой контроллером 118А, при этом управление бустерной компрессорной системой 302 окислителя фактически переходит обратно к контроллеру 118А.
[090] Пример 4. Снижение потребления электрической энергии в газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием для повышения электрической выходной мощности.
[091] В некоторых вариантах осуществления газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием, показанная на фиг. 5 (например, энергетическая установка на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов), может работать при или почти при стехиометрическом соотношении (то есть, Φ приблизительно от 0,95 до 1,05) или может работать при нестехиометрическом соотношении (например, в режиме, соответствующем отсутствию выбросов, рассматриваемому ниже). В дополнение к этому газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием может включать в себя систему 78 подачи отработавшего газа, которая может принимать и обрабатывать часть потока 42 отработавшего газа (например, потока 42 отработавшего газа, находящегося под относительно высоким давлением) для использования в других узлах системы (например, в системе 12 добычи углеводородов). На фиг. 7 показана часть варианта осуществления газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием, а более конкретно, показаны компоненты системы 78 подачи отработавшего газа (ОГ). По существу, на фиг.7 показаны рассмотренные выше камера 160 сгорания и система 54 обработки отработавшего газа (ОГ). В дополнение к этому система 78 подачи отработавшего газа, показанная на фиг. 7, соединена с частью камеры 160 сгорания для приема потока 42 отработавшего газа (например, потока 42 охлаждающего отработавшего газа, рассмотренного выше) после его прохождения по меньшей мере через часть (например, коллектор или кожух) камеры 160 сгорания.
[092] Кроме того, как показано на фиг. 7, система 100 управления может быть соединена с поддержанием связи с различными узлами системы 78 подачи отработавшего газа для приема рабочей информации с этих компонентов и/или подачи сигналов управления на эти компоненты, основанных на стратегиях управления с обратной связью и без обратной связи, соответственно реализуемых при параллельном использовании контроллера 118А с замкнутым контуром и контроллера 118В с разомкнутым контуром. В частности, в показанном варианте осуществления система 100 управления соединена с поддержанием связи с одним или несколькими компонентами, имеющими отношение к работе компрессора 340 продуктивного газа. Например, как показано на фиг. 7, система 100 управления может формировать сигналы управления для регулирования положения входных направляющих лопаток (ВНЛ) 342 компрессора 340 продуктивного газа, для регулирования скорости приводной системы 344, которая приводит в действие компрессор 340 продуктивного газа, и/или для регулирования положения (расхода отработавшего газа 42) впускного дроссельного клапана 346 и выпускного дроссельного клапана 348, а также любых других подходящих регулирующих клапанов (например, рециркуляционных клапанов, непоказанных), которые могут иметь отношение к работе компрессора 340 продуктивного газа. Можно понять, что приведенный выше перечень рабочих параметров компрессора 340 продуктивного газа представлен только для примера, и любой показатель или параметр, который влияет на характеристику или выходные данные компрессора 340 продуктивного газа и/или системы 78 подачи отработавшего газа, можно регулировать в соответствии с предложенным способом.
[093] Кроме того, система 100 управления может формировать сигналы управления для модуляции положения и/или расхода отработавшего газа 42 через выпускной клапан 350 продуктивного газа и рециркуляционный клапан 352 продуктивного газа. Как показано на фиг. 7, выпускной клапан 350 продуктивного газа обычно может регулировать поток отработавшего газа 42, выпускаемый из системы отработавшего газа газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (например, в атмосферу), и в то же время рециркуляционный клапан 352 продуктивного газа обычно может регулировать поток отработавшего газа 42, который может возвращаться в систему 54 обработки отработавшего газа или любую часть контура 305 рециркуляции отработавшего газа. Когда выпускной клапан 350 продуктивного газа и рециркуляционный клапан 352 продуктивного газа находятся в полностью закрытых положениях, полный поток отработавшего газа 42, выходящего из компрессора 340 продуктивного газа, может быть направлен в систему 82 очистки отработавшего газа для дальнейшей очистки, хранения и/или использования.
[094] С учетом изложенного выше во время нормальной работы газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (например, без переходного события в электрической сети 306) контроллер 118А с замкнутым контуром системы 100 управления может формировать сигналы управления для различных компонентов системы 78 подачи отработавшего газа, чтобы в основном поддерживать заданное давление в контуре 305 рециркуляции отработавшего газа на основе режима работы газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. Например, в некоторых вариантах осуществления контроллер 118А с замкнутым контуром может формировать сигналы управления для модуляции рабочих параметров (например, положения входных направляющих лопаток 342, положений регулирующих клапанов 346 и 348, скорости приводной системы 344 и т.д.) компрессора 340 продуктивного газа, чтобы повышать или снижать давление отработавшего газа 42, поступающего в систему 54 обработки отработавшего газа газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. В некоторых вариантах осуществления в дополнение или в качестве альтернативы к рабочим параметрам компрессора 340 продуктивного газа контроллер 118А с замкнутым контуром может формировать сигналы управления для открывания выпускного клапана 350 продуктивного газа, чтобы снижать количество отработавшего газа 42, подаваемого в систему 54 обработки отработавшего газа (например, снижением давления в контуре 305 отработавшего газа), и/или формировать сигналы управления для открывания рециркуляционного клапана 352 продуктивного газа, чтобы повышать количество отработавшего газа 42, подаваемого в систему 54 обработки отработавшего газа (например, повышением давления в контуре 305 отработавшего газа). В некоторых вариантах осуществления положение регулирующих клапанов 350 и 352 может модулироваться более быстро, чем рабочие параметры компрессора 340 продуктивного газа, и поэтому может обеспечиваться более эффективное управление газотурбинной системой 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. Кроме того, контроллер 118А с замкнутым контуром обычно может стремиться к поддержанию выпускного клапана 350 продуктивного газа и рециркуляционного клапана 352 продуктивного газа в по существу закрытых положениях, чтобы гарантировать эффективную работу (например, исключить излишние работу и потребление энергии) компрессора 340 продуктивного газа.
[095] Как упоминалось, система 100 управления включает в себя контроллер 118В с разомкнутым контуром, используемый параллельно с контроллером 118А с замкнутым контуром, и при этом превалирует контроллер, который предписывает меньшие значения рабочим параметрам для компрессора 340 продуктивного газа. Во время нормальной работы газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (например, без переходного события в электрической сети 306) стратегией управления без обратной связи, используемой контроллером 118В с разомкнутым контуром, обычно могут предписываться значения для рабочих параметров (например, для положения входных направляющих лопаток 342, положений регулирующих клапанов 346 и 348, скорости приводной системы 344 или другого подходящего рабочего параметра) компрессора 340 продуктивного газа, которые являются по существу такими же, как значения, предписываемые стратегией управления с обратной связью, используемой контроллером 118А с замкнутым контуром.
[096] Однако при обнаружении переходного события в электрической сети 306 контроллер 118В с разомкнутым контуром может предписать (например, сразу же или после программируемой или заданной временной задержки) использование значений рабочих параметров для компрессора 340 продуктивного газа, которые являются меньшими программируемыми или заданными величинами (например, фиксированными процентами), чем значения рабочих параметров, предписываемые на данный момент контроллером 118А с замкнутым контуром (например, использование более закрытого положения входных направляющих лопаток 342, меньшей скорости приводной системы 344 и т.д.). Например, при обнаружении переходного события контроллер 118В с разомкнутым контуром может предписать, что скорости приводной системы 344 (которая определяет скорость компрессора 340 продуктивного газа) следует придать значение, которое на фиксированный процент (например, на 2%, 5%, 10%, 15%, 20% или другой подходящий процент) меньше, чем скорость приводной системы 344, предписываемая контроллером 118А с замкнутым контуром. Соответственно, поскольку контроллер 118В с разомкнутым контуром предписывает меньшее значение для рабочего параметра компрессора 340 продуктивного газа, чем контроллер 118А с замкнутым контуром, контроллер 118В с разомкнутым контуром превалирует, и система 100 управления формирует соответствующие сигналы управления для модуляции значения рабочего параметра компрессора 340 продуктивного газа на основании предписаний контроллера 118В.
[097] Можно понять, что временное снижение значений рабочих параметров компрессора 340 продуктивного газа (например, использование более закрытого положения входных направляющих лопаток 342, использование меньшей скорости приводной системы 344, использование меньшего расхода через регулирующие клапаны 346 и 348 и т.д.) может приводить к меньшему потреблению электрической энергии компрессором 340 продуктивного газа, а также всей газотурбинной системой 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. В некоторых вариантах осуществления газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием может потреблять по меньшей мере часть электрической энергии, вырабатываемой (например, генератором 106, показанным на фиг. 5) внутри или локально, и может поставлять остающуюся электрическую энергии в электрическую сеть 306. Соответственно, в некоторых вариантах осуществления временное снижение потребления электрической энергии в газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием без значительного влияния на вырабатываемую электрическую энергию позволяет газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием временно поставлять дополнительную электрическую энергию в электрическую сеть 306 во время переходного события. Хотя в качестве примера представлено регулирование рабочих параметров компрессора 340 продуктивного газа, в других вариантах осуществления рабочие параметры других компонентов или систем (например, насосов, компрессоров, вентиляторов, нагнетателей и т.д.), которые расположены ниже по потоку от системы 54 обработки отработавшего газа и/или контура 305 рециркуляции отработавшего газа, в соответствии с вариантом осуществления предложенного способа могут дополнительно или альтернативно модулироваться для временного уменьшения внутреннего потребления энергии в газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием.
[098] По существу, когда контроллер 118В с разомкнутым контуром снижает значения рабочих параметров компрессора 340 продуктивного газа на программируемую или заданную величину (например, фиксированный процент) при определении, что переходное событие происходит, или после программируемой временной задержки, в газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием может иметься дополнительная электрическая энергия, пригодная для поддержания электрической сети 306 во время переходного события. В некоторых вариантах осуществления в то время, когда контроллер 118В с разомкнутым контуром регулирует рабочие параметры компрессора 340 продуктивного газа, контроллер 118А с замкнутым контуром может продолжать регулирование с обратной связью давления отработавшего газа 42 в контуре 305 рециркуляции отработавших газов путем модуляции положений выпускного регулирующего клапана 350 продуктивного газа и рециркуляционного регулирующего клапана 350 продуктивного газа, чтобы регулировать поток отработавшего газа 42, подаваемого в систему 54 обработки отработавшего газа. После программируемой временной задержки (например, по прошествии типичного переходного события в электрической сети 306) контроллер 118В с разомкнутым контуром может с программируемой или заданной скоростью линейного изменения постепенно восстанавливать значения рабочих параметров компрессора 342 продуктивного газа до значений, в данный момент предписываемых контроллером 118А с замкнутым контуром, по существу передавая управление обратно контроллеру 118А с замкнутым контуром.
[099] Пример 5. Управление переходными событиями в электрической сети при линейном увеличении нагрузки газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием.
[100] В примерах 1-4, газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием, показанная на фиг. 5 (например, энергетическая установка на основе технологии со сверхнизким уровнем выборов), может исходно работать при или почти при стехиометрическом соотношении (то есть, Φ приблизительно от 0,95 до 1,05), когда в электрической сети 306 обнаруживается переходное событие. Однако можно понять, что газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием может также сталкиваться с переходными событиями в электрической сети 306, когда газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием нагружается (например, во время пуска газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием). Соответственно, в примере 5 представлен еще один вариант осуществления предложенного способа, в котором газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием, показанная на фиг. 5 (например, энергетическая установка на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов), имеет возможность реагировать на переходное событие в электрической сети 306 и в то же время работать в режиме, соответствующем отсутствию выбросов (например, во время сжигания обедненного топлива), в продолжение нагружения системы.
[101] Как рассматривается ниже, можно представить, что газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (например, энергетическая установка на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов) может работать в двух различных режимах: в режиме, соответствующем наличию выбросов, в котором поток сжатого окислителя и поток топлива согласуются для получения по существу стехиометрического соотношения в камерах 160 сгорания, и режиме, соответствующем отсутствию выбросов, в котором потоки сжатого окислителя и топлива согласуются для достижения сжигания обедненного топлива (например, при отношении топлива к окислителю меньшем, чем при стехиометрическом сжигании) в камерах 160 сгорания. Как излагается ниже, вариантами осуществления предложенного способа обеспечивается дополнительное повышение избытка окислителя во время нагружения, что позволяет временно повышать механическую и электрическую выходные мощности газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием для реагирования на переходное событие в электрической сети 306 во время нагружения.
[102] С учетом изложенного выше на фиг. 8 представлен график 400 соотношения (Φ) компонентов в зависимости от нагружения газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. В частности, на графике 400 показаны две кривые нагружения: кривая 402 нормального нагружения и кривая 404 модифицированного нагружения, в соответствии с которой газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием лучше справляется с переходными событиями в электрической сети 306 во время нагружения. Кроме того, график 400 включает в себя несколько областей, которые отражают различные режимы работы газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием. Эти области включают в себя область 406, соответствующую отсутствию выбросов (без первичного отклика на изменение частоты (ПОИЧ)), область 408, соответствующую отсутствию выбросов (с первичным откликом на изменение частоты), переходную область 410, соответствующую отсутствию выбросов (без первичного отклика на изменение частоты), и область 412, соответствующую наличию выбросов (с первичным откликом на изменение частоты). В общем случае система 100 управления может управлять газотурбинной системой 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием для обеспечения в конечном счете работы при или почти при стехиометрическом соотношении (то есть, при Φ приблизительно равным 1), как это показано кривыми 402 и 404 нагружения в области 412. Однако, как рассматривается ниже, кривые 402 и 404 нагружения различаются в областях 406, 408, 410 до работы при или почти при стехиометрическом соотношении газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием.
[103] В случае кривой 402 нормального нагружения газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием соотношение компонентов может непрерывно повышаться на протяжении областей 406, 408 и 410, так что газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием может работать при или почти при стехиометрическом соотношении в области 412, соответствующей наличию выбросов (с первичным откликом на изменение частоты). Во всей области 408, соответствующей отсутствию выбросов (с первичным откликом на изменение частоты), газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием все же может решать проблему, связанную с переходными событиями (например, событиями, связанными с понижением частоты) в электрической сети 306. Как рассматривалось выше, подача дополнительного окислителя (а также дополнительного топлива) в камеры 160 сгорания газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием во время переходного события в электрической сети 306 позволяет газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием быстро повышать электрическую выходную мощность для решения проблемы, связанной с переходным событием. Однако в случае кривой 402 нагружения, показанной на фиг. 8, задача может заключаться в возможно быстром переходе газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием к стехиометрическому соотношению.
[104] В противоположность этому, кривая 404 нагружения, показанная на фиг. 8, представляет компромисс между задачами получения стехиометрического соотношения в газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием и повышения способности газотурбинной системы 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием к управлению переходными событиями в электрической сети 306 на протяжении области 408, соответствующей отсутствию выбросов (с первичным откликом на изменение частоты). По существу, в областях 406 и 408 на протяжении кривой 404 нагружения поддерживается более низкое соотношение (Φ) компонентов, чем (например, относительно сниженное соотношение компонентов) на протяжении кривой 402 нормального нагружения. Например, в некоторых вариантах осуществления на протяжении кривой 404 нагружения в областях 406 и 408 может поддерживаться соотношение (Φ) компонентов от приблизительно 0,3 до приблизительно 0,7, от приблизительно 0,4 до приблизительно 0,6, от приблизительно 0,45 до приблизительно 0,55 или приблизительно 0,5. То есть, вместо достижения максимально возможного соотношения компонентов при данной нагрузке во время процесса нагружения в областях 406 и 408 на протяжении кривой 404 нагружения поддерживается по существу низкое соотношение компонентов (например, значение Φ поддерживается минимальным), и это означает, что в газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием в большинстве случаев можно поддерживать более высокий избыток окислителя на протяжении этих областей с тем, чтобы энергетическая установка на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов обладала максимально возможной способностью к реагированию на переходные события в электрической сети 306. Соответственно, как изложено выше, более высокий избыток окислителя в газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (например, в камерах 160 сгорания и в контуре 305 рециркуляции отработавшего газа) обычно позволяет газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием более быстро увеличивать механическую и электрическую выходную мощность (например, путем повышения расхода топлива), чтобы поддерживать электрическую сеть 306 во время переходных событий на протяжении области 408, соответствующей отсутствию выбросов (с первичным откликом на изменение частоты). Далее, на протяжении переходной зоны 410, в которой может отсутствовать первичный отклик на изменение частоты или может иметься меньшая чувствительность к изменениям частоты в электрической сети 306, соотношение компонентов в газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием можно быстро повышать, чтобы газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием работала при или почти стехиометрическом соотношении в области 412, соответствующей наличию выбросов (с первичным откликом на изменение частоты), что показано кривой 404 нагружения. После достижения в газотурбинной системе 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием по существу стехиометрического сжигания и получения соответствующих выбросов в области 412 газотурбинная система 52 с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием может снова реагировать на изменения частоты в электрической сети в соответствии с вариантами осуществления, изложенными выше.
[105] Технические эффекты предложенного способа включают в себя возможность отведения энергии из газотурбинных систем с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием, таких как энергетические установки на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов, для быстрого увеличения механической и/или электрической выходной мощности, чтобы решать проблему, связанную с переходными событиями (например, с падениями частоты и/или напряжения) в присоединенной электрической сети. В частности, в некоторых представленных вариантах осуществления энергетическая установка на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов может реагировать на переходные события в электрической сети, обеспечивая быстрое увеличение количества окислителя в камере сгорания, согласованное с быстрым повышением подачи топлива в камеру сгорания, чтобы быстро увеличивать механическую и электрическую мощности установки и в то же время все же поддерживать соотношение компонентов на уровне 1 или приблизительно 1. В дополнение к этому в некоторых вариантах осуществления энергетическая установка на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов может реагировать на переходные события в электрической сети, обеспечивая повышенное количество окислителя (например, соотношение компонентов меньше чем 0,5) в камере сгорания на протяжении этапов нагружения установки (например, во время пуска, когда работа происходит в режиме, соответствующем отсутствию выбросов), чтобы при быстром добавлении топлива в камеру сгорания быстро возрастала механическая и электрическая выходные мощности установки. В других, в настоящее раскрытых вариантах осуществления энергетическая установка на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов может поддерживать электрическую сеть во время переходных событий путем сокращения или ограничения работы некоторых компонентов (например, компрессора продуктивного газа) энергетической установки на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов, чтобы уменьшать или ограничивать потребление электрической энергии в энергетической установке, и этим можно временно увеличивать количество электрической энергии, отводимой из установки.
ДОПОЛНИТЕЛЬНОЕ ОПИСАНИЕ
[106] Согласно представленным вариантам осуществления предложены система и способ, которые позволяют газотурбинной системе с рециркуляцией отработавшего газа и стехиометрическим сжиганием (например, энергетической установке на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов) реагировать на переходные события (например, события, связанные со снижением частоты или снижением напряжения) в присоединенной силовой электрической сети. В нижеследующих параграфах дается дополнительное описание представленного раскрытия.
[107] Первый вариант осуществления. Способ реагирования на возмущение в электрической сети, содержащий этапы введения окислителя и первой части потока рециркуляционного газа с низким содержанием кислорода в по меньшей мере один компрессор окислителя для образования потока сжатого окислителя; введения потока сжатого окислителя и потока топлива при по существу стехиометрическом соотношении в по меньшей мере одну камеру сгорания газотурбинного двигателя и по существу смешивания потока сжатого окислителя и потока топлива на месте, которое является по меньшей мере одним до места сжигания, или на месте сжигания; сжигания смеси из потока сжатого окислителя и потока топлива для образования высокотемпературного потока высокого давления с низким содержанием кислорода; введения высокотемпературного потока высокого давления с низким содержанием кислорода в расширительную секцию газотурбинного двигателя и расширения высокотемпературного потока высокого давления с низким содержанием кислорода для получения механической энергии и потока рециркуляционного газа с низким содержанием кислорода; использования первой части механической энергии для приведения в действие компрессорной секции газотурбинного двигателя; использования второй части механической энергии для приведения в действие по меньшей мере одного из генератора, по меньшей мере одного компрессора окислителя или по меньшей мере одного другого механического устройства; отведения по меньшей мере части энергии генератора в по меньшей мере одну локальную электрическую сеть или удаленную электрическую сеть; обнаружения переходного события в электрической сети; и снижения расхода первой части потока рециркуляционного газа с низким содержанием кислорода, в результате чего повышается содержание кислорода в потоке сжатого окислителя, повышается расход топлива для поддержания по существу стехиометрического соотношения и повышается выходная мощность газотурбинного двигателя.
[108] Второй вариант осуществления. Способ реагирования на возмущение в электрической сети, содержащий этапы введения окислителя в по меньшей мере один компрессор окислителя для образования потока сжатого окислителя; регулирования расхода потока сжатого окислителя путем модуляции по меньшей мере одного из входных направляющих лопаток компрессора окислителя, поворотных статорных лопаток компрессора окислителя или скорости вращения компрессора окислителя с помощью системы управления с обратной связью; введения потока сжатого окислителя и потока топлива при по существу стехиометрическом соотношении в по меньшей мере одну камеру сгорания газотурбинного двигателя и по существу смешивания потока сжатого окислителя и потока топлива на месте, которое является по меньшей мере одним до места сжигания, или на месте сжигания; сжигания смеси потока сжатого окислителя и потока топлива для образования высокотемпературного потока высокого давления с низким содержанием кислорода; введения высокотемпературного потока высокого давления с низким содержанием кислорода в расширительную секцию газотурбинного двигателя и расширения высокотемпературного потока высокого давления с низким содержанием кислорода для получения механической энергии и потока рециркуляционного газа с низким содержанием кислорода; использования первой части механической энергии для приведения в действие компрессорной секции газотурбинного двигателя; использования второй части механической энергии для приведения в действие по меньшей мере одного из генератора, по меньшей мере одного компрессора окислителя или по меньшей мере одного другого механического устройства; отведения по меньшей мере части энергии генератора в по меньшей мере одну из локальной электрической сети или удаленной электрической сети; обнаружения переходного события в электрической сети; перевода контроллера с замкнутым контуром в режим регулирования без обратной связи и повышения расхода сжатого окислителя путем регулирования по меньшей мере одного из входных направляющих лопаток, поворотных статорных лопаток или скорости компрессора окислителя; и повышения расхода топлива для поддержания по существу стехиометрического соотношения и повышения выходной мощности газотурбинного двигателя.
[109] Третий вариант осуществления. Способ реагирования на возмущение в электрической сети, содержащий этапы введения окислителя в компрессор окислителя и по меньшей мере один бустерный компрессор окислителя для образования потока сжатого окислителя; регулирования расхода потока сжатого окислителя путем модуляции по меньшей мере одного из входных направляющих лопаток бустерного компрессора окислителя, поворотных статорных лопаток бустерного компрессора окислителя или скорости вращения бустерного компрессора окислителя с помощью системы управления с обратной связью; введения потока сжатого окислителя и потока топлива при по существу стехиометрическом соотношении в по меньшей мере один компрессор газотурбинного двигателя и по существу смешивания потока сжатого окислителя и потока топлива на месте, которое является по меньшей мере одним до места сжигания, или на месте сжигания; сжигания смеси из потока сжатого окислителя и потока топлива для образования высокотемпературного потока высокого давления с низким содержанием кислорода; введения высокотемпературного потока высокого давления с низким содержанием кислорода в расширительную секцию газотурбинного двигателя и расширения высокотемпературного потока высокого давления с низким содержанием кислорода для получения механической энергии и потока рециркуляционного газа с низким содержанием кислорода; использования первой части механической энергии для приведения в действие компрессорной секции газотурбинного двигателя; использования второй части механической энергии для приведения в действие по меньшей мере одного из генератора, одного компрессора окислителя, по меньшей мере одного бустерного компрессора окислителя или по меньшей мере одного другого механического устройства; отведения по меньшей мере части энергии генератора в по меньшей мере одну из локальной электрической сети или удаленной электрической сети; обнаружения переходного события в электрической сети, перехода контроллера с замкнутым контуром в режим регулирования без обратной связи и повышения расхода сжатого окислителя путем регулирования по меньшей мере одного из входных направляющих лопаток, поворотных статорных лопаток или скорости бустерного компрессора окислителя; и повышения расхода топлива для поддержания по существу стехиометрического соотношения и повышения выходной мощности газотурбинного двигателя.
[110] Четвертый вариант осуществления. Способ реагирования на возмущение в электрической сети, содержащий этапы введения окислителя в по меньшей мере один компрессор окислителя для образования потока сжатого окислителя; введения потока сжатого окислителя и потока топлива в по существу стехиометрическом соотношении в по меньшей мере одну камеру сгорания газотурбинного двигателя и по существу смешивания потока сжатого окислителя и потока топлива на месте, которое находится по меньшей мере до места сжигания, или на месте сжигания; сжигания смеси из потока сжатого окислителя и потока топлива для образования высокотемпературного потока высокого давления с низким содержанием кислорода; введения высокотемпературного потока высокого давления с низким содержанием кислорода в расширительную секцию газотурбинного двигателя и расширения высокотемпературного потока высокого давления с низким содержанием кислорода для создания механической энергии и потока рециркуляционного газа с низким содержанием кислорода; использования первой части механической энергии для приведения в действие компрессорной секции газотурбинного двигателя; использования второй части механической энергии для приведения в действие по меньшей мере одного генератора, по меньшей мере одного компрессора окислителя или по меньшей мере одного другого механического устройства; отведения по меньшей мере части электрической энергии генератора в по меньшей мере одну из локальной электрической сети или удаленной электрической сети; извлечения второй части потока рециркуляционного газа с низким содержанием кислорода и введения второй части в компрессор продуктивного газа для образования потока сжатого продуктивного газа; регулирования расхода потока сжатого продуктивного газа путем модуляции по меньшей мере одного из входных направляющих лопаток компрессора продуктивного газа, поворотных статорных лопаток компрессора продуктивного газа или скорости вращения компрессора продуктивного газа с помощью системы управления с обратной связью и подачи первой части потока сжатого продуктивного газа в по меньшей мере одно из места подачи или хранилища; выпускания третьей части потока рециркуляционного газа с низким содержанием кислорода и регулирования расхода третьей части потока рециркуляционного газа с низким содержанием кислорода с помощью системы управления с обратной связью; возвращения второй части потока сжатого продуктивного газа в поток рециркуляционного газа с низким содержанием кислорода и регулирования расхода второй части потока сжатого продуктивного газа с помощью системы управления с обратной связью; регулирования расходов потока сжатого продуктивного газа, третьей части потока рециркуляционного газа с низким содержанием кислорода и второй части потока сжатого продуктивного газа с помощью встроенной системы управления для регулирования по меньшей мере давления потока рециркуляционного газа с низким содержанием кислорода; обнаружения переходного события в электрической сети; и перевода контроллера с обратной связью, регулирующего поток сжатого продуктивного газа, в режим регулирования без обратной связи и снижения расхода сжатого продуктивного газа путем регулирования по меньшей мере одного из входных направляющих лопаток компрессора продуктивного газа, поворотных статорных лопаток компрессора продуктивного газа или скорости компрессора продуктивного газа и увеличения электрической энергии, пригодной для отведения.
[111] Пятый вариант осуществления. Способ согласно любому предшествующему варианту осуществления, также содержащий разделение рабочей области установки на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов на зону, соответствующую наличию выбросов, и зону, соответствующую отсутствию выбросов.
[112] Шестой вариант осуществления. Способ согласно любому предшествующему варианту осуществления, в котором соотношение компонентов при сжигании в газовой турбине регулируют около минимального уровня в зоне, соответствующей отсутствию выбросов, чтобы доводить до максимального значения содержание кислорода, имеющегося в контуре рециркуляции отработавшего газа, для поддержания традиционных способов первичного отклика на изменение частоты (ПОИЧ).
[113] Седьмой вариант осуществления. Способ согласно любому предшествующему варианту осуществления, в котором переход из рабочей зоны, соответствующей отсутствию выбросов, в рабочую зону, соответствующую наличию выбросов, осуществляется при быстром переходе от сжигания бедной смеси (с низким соотношением компонентов) к по существу стехиометрическому сжиганию (при соотношении компонентов приблизительно равным 1).
[114] Восьмой вариант осуществления. Способ согласно любому предшествующему варианту осуществления, в котором переход от сжигания бедной смеси к стехиометрическому сжиганию осуществляется в узкой зоне по сравнению с нагрузкой энергетической установки, при этом система управления энергетической установкой на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов может быть временно сделана нечувствительной к изменениям частоты в электрической сети.
[115] Девятый вариант осуществления. Способ, содержащий сжигание топлива и окислителя в камере сгорания газотурбинной системы с рециркуляцией отработавшего газа (РОГ), которая вырабатывает электрическую энергию и поставляет часть электрической энергии в электрическую сеть; и регулирование одного или нескольких параметров газотурбинной системы с рециркуляцией отработавшего газа для повышения части электрической энергии, поставляемой в электрическую сеть, в ответ на переходное событие, связанное с электрической сетью, при этом регулирование содержит одно или несколько из (А) повышения расхода топлива в камере сгорания в ответ на переходное событие, когда газотурбинная система с рециркуляцией отработавшего газа работает в режиме сжигания обедненного топлива; (В) повышения концентрации и/или расхода окислителя в камере сгорания в ответ на переходное событие и повышения расхода топлива в камере сгорания в ответ на повышенную концентрацию окислителя для поддержания по существу стехиометрического соотношения компонентов в камере сгорания; или (С) снижения локального потребления электрической энергии в ответ на переходное событие для увеличения части электрической энергии, поставляемой в электрическую сеть.
[116] Десятый вариант осуществления. Способ согласно любому предшествующему варианту осуществления, в котором при работе газотурбинной системы с рециркуляцией отработавшего газа в режиме сжигания обедненного топлива камера сгорания газотурбинной системы с рециркуляцией отработавшего газа работает при наличии избытка окислителя и в котором повышение расхода топлива в камере сгорания содержит временное повышение расхода топлива в камере сгорания в ответ на переходное событие.
[117] Одиннадцатый вариант осуществления. Способ согласно любому предшествующему варианту осуществления, содержащий введение входного потока, содержащего окислитель и рециркуляционный отработавший газ, в компрессор окислителя, расположенный выше по потоку от камеры сгорания в газотурбинной системе с рециркуляцией отработавшего газа, и при этом повышение концентрации окислителя в камере сгорания содержит повышение отношения окислителя к рециркуляционному отработавшему газу во входном потоке в ответ на переходное событие.
[118] Двенадцатый вариант осуществления. Способ согласно любому предшествующему варианту осуществления, в котором расход рециркуляционного отработавшего газа снижают в соответствии с программируемой величиной от более высокого расхода к более низкому расходу сразу же или после первой программируемой временной задержки вслед за переходным событием; и при этом способ также содержит постепенное повышение расхода рециркуляционного отработавшего газа до более высокого расхода после второй программируемой временной задержки вслед за снижением расхода рециркуляционного отработавшего газа.
[119] Тринадцатый вариант осуществления. Способ согласно любому предшествующему варианту осуществления, содержащий регулирование одного или нескольких рабочих параметров по меньшей мере одного компрессора окислителя, расположенного выше по потоку от камеры сгорания в газотурбинной системе с рециркуляцией отработавшего газа, и при этом повышение концентрации окислителя в камере сгорания содержит повышение одного или нескольких рабочих параметров по меньшей мере одного компрессора окислителя в ответ на переходное событие, и при этом по меньшей мере один компрессор окислителя содержит основной компрессор окислителя, бустерный компрессор окислителя или сочетание из них.
[120] Четырнадцатый вариант осуществления. Способ согласно любому предшествующему варианту осуществления, в котором один или несколько рабочих параметров по меньшей мере одного компрессора окислителя содержат положение входных направляющих лопаток, положение поворотных статорных лопаток, скорость, положение впускного дроссельного клапана, положение выпускного дроссельного клапана или положение рециркуляционного клапана.
[121] Пятнадцатый вариант осуществления. Способ согласно любому предшествующему варианту осуществления, в котором повышение одного или нескольких рабочих параметров по меньшей мере одного компрессора окислителя содержит повышение одного или нескольких рабочих параметров по меньшей мере одного компрессора окислителя в соответствии с программируемой величиной от уставки более низких рабочих параметров до уставки более высоких рабочих параметров сразу же или после первой программируемой временной задержки вслед за переходным событием; и кроме того, способ содержит постепенное снижение одного или нескольких рабочих параметров по меньшей мере одного компрессора окислителя до уставки более низких рабочих параметров после второй программируемой временной задержки вслед за повышением одного или нескольких рабочих параметров по меньшей мере одного компрессора окислителя.
[122] Шестнадцатый вариант осуществления. Способ согласно любому предшествующему варианту осуществления, в котором уменьшение локального потребления электрической энергии содержит снижение одного или нескольких рабочих параметров компрессора продуктивного газа в соответствии с программируемой величиной от уставки более высоких рабочих параметров до уставки более низких рабочих параметров сразу же или после первой программируемой временной задержки вслед за переходным событием; и при этом способ также содержит постепенное повышение одного или нескольких рабочих параметров компрессора продуктивного газа до уставки более высоких рабочих параметров после второй программируемой временной задержки вслед за снижением одного или нескольких рабочих параметров компрессора продуктивного газа.
[123] Семнадцатый вариант осуществления. Способ согласно любому предшествующему варианту осуществления, в котором один или несколько рабочих параметров компрессора продуктивного газа содержат положение входных направляющих лопаток, положение поворотных статорных лопаток, скорость, положение впускного дроссельного клапана, положение выпускного дроссельного клапана или положение рециркуляционного клапана.
[124] Восемнадцатый вариант осуществления. Способ согласно любому предшествующему варианту осуществления, содержащий временное усиление одного или нескольких программируемых ограничений, налагаемых на газотурбинную систему с рециркуляцией отработавшего газа сразу же или после первой программируемой временной задержки вслед за переходным событием, и при этом одно или несколько программируемых ограничений, налагаемых на газотурбинную систему с рециркуляцией отработавшего газа, содержат предел крутящего момента, предел скорости, предел давления, предел расхода или предел мощности газотурбинной системы с рециркуляцией отработавшего газа.
[125] Девятнадцатый вариант осуществления. Способ согласно любому предшествующему варианту осуществления, в котором газотурбинная система с рециркуляцией отработавшего газа является частью энергетической установки на основе технологии со сверхнизким уровнем выбросов (ТСНУВ).
[126] Двадцатый вариант осуществления. Система, содержащая газотурбинную систему с рециркуляцией отработавшего газа (РОГ), содержащую камеру сгорания, выполненную с возможностью приема и сжигания топлива вместе с окислителем; и при этом турбина приводится в действие продуктами сгорания из камеры сгорания; генератор, приводимый в действие турбиной, при этом генератор выполнен с возможностью выработки электрической энергии и отведения части электрической энергии в электрическую сеть; и систему управления, содержащую контроллер с замкнутым контуром, выполненный с возможностью регулирования одного или нескольких параметров газотурбинной системы с рециркуляцией отработавшего газа; и контроллер с разомкнутым контуром, выполненный с возможностью временного регулирования одного или нескольких параметров газотурбинной системы с рециркуляцией отработавшего газа, для увеличения части электрической энергии, отводимой в электрическую сеть в ответ на переходное событие, при этом контроллер с разомкнутым контуром выполнен с возможностью формирования сигналов управления, чтобы увеличивать расход топлива в камере сгорания в ответ на переходное событие, когда газотурбинная система с рециркуляцией отработавшего газа работает в режиме, соответствующем отсутствию выбросов; и формирования сигналов управления для повышения концентрации окислителя в камере сгорания или снижения локального потребления электрической энергии, или для того и другого, в ответ на переходное событие, когда газотурбинная система с рециркуляцией отработавшего газа работает в режиме, соответствующем наличию выбросов.
[127] Двадцать первый вариант осуществления. Система согласно любому предшествующему варианту осуществления, в которой контроллер с замкнутым контуром выполнен с возможностью формирования сигналов управления, чтобы увеличивать расход топлива в камере сгорания в ответ на повышенную концентрацию окислителя для поддержания по существу стехиометрического соотношения компонентов в камере сгорания.
[128] Двадцать второй вариант осуществления. Система согласно любому предшествующему варианту осуществления, содержащая по меньшей мере один компрессор окислителя, расположенный выше по потоку от камеры сгорания и выполненный с возможностью приема входного потока, содержащего поток окислителя и поток рециркуляционного отработавшего газа, в которой контроллер с разомкнутым контуром выполнен с возможностью формирования сигналов управления регулирующим клапаном, чтобы повышать отношение потока окислителя к потоку рециркуляционного отработавшего газа в соответствии со снижением потока рециркуляционного отработавшего газа в ответ на переходное событие.
[129] Двадцать третий вариант осуществления. Система согласно любому предшествующему пункту, содержащая по меньшей мере один компрессор окислителя, расположенный выше по потоку от камеры сгорания, и в которой контроллер с разомкнутым контуром выполнен с возможностью формирования сигналов управления по меньшей мере одним компрессором, чтобы модулировать один или несколько рабочих параметров по меньшей мере одного компрессора окислителя в ответ на переходное событие, и в которой один или несколько рабочих параметров по меньшей мере одного компрессора окислителя содержат положение входных направляющих лопаток, положение поворотных статорных лопаток, скорость, положение впускного дроссельного клапана, положение выпускного дроссельного клапана или положение рециркуляционного клапана.
[130] Двадцать четвертый вариант осуществления. Система согласно любому предшествующему варианту осуществления, содержащая компрессор продуктивного газа, выполненный с возможностью приема и сжатия потока отработавшего газа из контура рециркуляции отработавшего газа (РОГ) газотурбинной системы с рециркуляцией отработавшего газа, в которой контроллер с разомкнутым контуром выполнен с возможностью формирования сигналов управления компрессором продуктивного газа, чтобы модулировать по меньшей мере одно из положения входных направляющих лопаток, положения поворотных статорных лопаток, скорости, положения впускного дроссельного клапана, положения выпускного дроссельного клапана или положения рециркуляционного клапана компрессора продуктивного газа для снижения локального потребления электрической энергии компрессором продуктивного газа.
[131] Двадцать пятый вариант осуществления. Система согласно любому предшествующему варианту осуществления, в которой система управления выполнена с возможностью формирования сигналов управления для поддержания соотношения компонентов от приблизительно 0,3 до 0,7 в камере сгорания газотурбинной системы с рециркуляцией отработавшего газа, когда газотурбинная система с рециркуляцией отработавшего газа работает в режиме, соответствующем отсутствию выбросов.
[132] Двадцать шестой вариант осуществления. Энергонезависимый машиночитаемый носитель информации, сохраняющий команды, исполняемые процессором электронного устройства, при этом команды включают в себя команды на определение, что переходное событие происходит в электрической сети, соединенной с газотурбинной системой с рециркуляцией отработавшего газа, при этом переходное событие является событием, связанным со снижением частоты или снижением напряжения; команды на повышение расхода топлива в камере сгорания газотурбинной системы с рециркуляцией отработавшего газа в ответ на переходное событие, когда газотурбинная система с рециркуляцией отработавшего газа работает в режиме нестехиометрического сжигания; и команды на повышение расхода окислителя в камере сгорания до повышения расхода топлива в камере сгорания или на уменьшение локального потребления электрической энергии для увеличения части электрической энергии, которая отводится в присоединенную электрическую сеть, или на то и другое, в ответ на переходное событие, когда газотурбинная система с рециркуляцией отработавшего газа работает в режиме стехиометрического сжигания.
[133] Двадцать седьмой вариант осуществления. Носитель информации согласно любому предшествующему варианту осуществления, на котором команды на повышение расхода окислителя в камере сгорания содержат команды на формирование сигнала управления для регулирующего клапана, расположенного выше по потоку от компрессора окислителя в контуре рециркуляции отработавшего газа газотурбинной системы с рециркуляцией отработавшего газа, чтобы снижать поток рециркуляционного отработавшего газа во впускное отверстие компрессора окислителя в ответ на переходное событие.
[134] Двадцать восьмой вариант осуществления. Носитель информации согласно любому предшествующему варианту осуществления, на котором команды на повышение расхода окислителя в компрессоре содержат команду на модуляцию одного или нескольких из положения входных направляющих лопаток, положения поворотных статорных лопаток, скорости, положения впускного дроссельного клапана, положения выпускного дроссельного клапана или положения рециркуляционного клапана по меньшей мере одного компрессора окислителя, расположенного выше по потоку от камеры сгорания, в ответ на переходное событие, чтобы повышать рабочие параметры по меньшей мере одного компрессора окислителя.
[135] Двадцать девятый вариант осуществления. Носитель информации согласно любому предшествующему варианту осуществления, на котором команды на уменьшение локального потребления электрической энергии содержат команды на модуляцию одного или нескольких из положения входных направляющих лопаток, положения поворотных статорных лопаток, скорости, положения впускного дроссельного клапана, положения выпускного дроссельного клапана или положения рециркуляционного клапана компрессора продуктивного газа, чтобы уменьшать потребление энергии компрессором продуктивного газа.
[136] В этом изложенном описании использованы примеры для раскрытия изобретения, в том числе лучшего варианта осуществления, а также для того, чтобы предоставить любому специалисту в данной области техники возможность применения на практике изобретения, включая изготовление и использование любых устройств или систем и выполнение любых содержащихся способов. Объем патентования изобретения определяется формулой изобретения и может включать в себя другие примеры, которые придут в голову специалистам в данной области техники. Такие другие примеры предполагаются находящимися в объеме формулы изобретения, если они имеют структурные элементы, которые не отличаются от литерального языка формулы изобретения, или если они включают в себя эквивалентные структурные элементы с несущественными отличиями от литерального языка формулы изобретения.