EP0243801A1 - Kombinations-Gas-Dampfturbinenanlage mit Wirbelschichtfeuerung - Google Patents

Kombinations-Gas-Dampfturbinenanlage mit Wirbelschichtfeuerung Download PDF

Info

Publication number
EP0243801A1
EP0243801A1 EP87105588A EP87105588A EP0243801A1 EP 0243801 A1 EP0243801 A1 EP 0243801A1 EP 87105588 A EP87105588 A EP 87105588A EP 87105588 A EP87105588 A EP 87105588A EP 0243801 A1 EP0243801 A1 EP 0243801A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
fluidized bed
combustion chamber
fuel
combustion
gas
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
EP87105588A
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
EP0243801B1 (de
Inventor
Wolfgang Dipl.-Ing. Schemenau
Jürgen Ing. grad. Bennert
Dietrich Dr. Ing. Ceelen
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
ASEA BROWN BOVERI AKTIENGESELLSCHAFT
Original Assignee
Brown Boveri und Cie AG Germany
Asea Brown Boveri AG Germany
BBC Brown Boveri AG Germany
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Brown Boveri und Cie AG Germany, Asea Brown Boveri AG Germany, BBC Brown Boveri AG Germany filed Critical Brown Boveri und Cie AG Germany
Priority to AT87105588T priority Critical patent/ATE48673T1/de
Publication of EP0243801A1 publication Critical patent/EP0243801A1/de
Application granted granted Critical
Publication of EP0243801B1 publication Critical patent/EP0243801B1/de
Expired legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/061—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with combustion in a fluidised bed

Definitions

  • the invention relates to a method for generating electrical energy according to the preamble of patent claim 1.
  • the invention also relates to a combined gas turbine steam power plant for carrying out the method according to the preamble of patent claim 2.
  • a system of this type has become known from the prior art, in which steam is generated with the aid of a vortex-fired burner and is fed to a steam turbine (US Pat. No. 4,387,560).
  • the steam is released and the power output is fed to an electrical generator to generate electricity.
  • the associated gas turbine plant is simultaneously sucked ambient air through a compressor order e-g and compacted in an in Fluidized bed combustion arranged heat exchanger it heats, heated in a downstream combustion chamber and then fed to a gas turbine that drives another electric generator.
  • a fuel gas which is generated from the solid fuel of the fluidized bed.
  • the object of the invention is therefore to provide a method or a plant of the type mentioned, in which the fuel gas can be produced from the fuel of the fluidized bed furnace with little effort and therefore inexpensively.
  • the fuel gas required to operate the combustion chamber is thus generated in the fluidized bed. This simplifies the process and eliminates the need for special measures for gas generation and for transporting the fuel from the location of the gas generation into the combustion chamber of the fluidized bed furnace. Especially It should also be emphasized that no special measures are required in order to supply the heat required for the gasification or degassing.
  • the fluidised bed has a stationary fluidized bed having a defined surface, the fuel gas line of the Rajfeuerun g to the combustion chamber of the fluidized bed to be connected.
  • the connection is preferably made above the fuel supply point in an area that adjoins the fuel supply upwards and has a vertical extension of 1/5 to 1/15 of the vertical thickness of the fluidized bed.
  • the fluidized bed itself has a thickness in the vertical direction which is approximately 30 to 60% of the clear height of the combustion chamber.
  • the fuel gas uniformly g from Gasification or Entgasun withdraw szone, it is recommended that the fuel gas passage in the gasification or degassing by a plurality of openings which are preferably running in a plane and distributed approximately uniformly on the periphery of the combustion chamber, is connected to the combustion chamber.
  • the fuel gas line is connected to a ring line surrounding the combustion chamber, which in turn has connections to the openings have g s.
  • the circulation channel seen in circulating direction, downstream of the fuel feed point a combustion gas collector in the form of a haubenarti g en extension of the circulation channel comprises, connected to the combustion chamber for fuel gas supply is.
  • a particularly preferred development of the invention consists in that a stationary second fluidized bed with a fluidized bed with a defined surface is inserted into the circulation channel, into which part of the fluidized bed combustion fuel can be fed, and which contains a low-oxygen gas, preferably exhaust gas from the fluidized bed combustion, as the fluidizing medium and can be supplied for at least partial degassing of the fuel.
  • a second fluidized bed is inserted as Brennstoffent g aser Betrie will.
  • the heat required for the degassing is introduced into the second fluidized bed by the hot ash and / or slag particles circulating in the circulation channel, while the fluidized bed is generated by the supplied oxygen-poor gas.
  • a very expedient embodiment of the above teachings, that optimizes the fuel gas generation, is that above the second fluidized bed a connected to the combustion chamber Brennaassammelraum prior g ESE hen is that, seen in the circulating direction, entering the second fluidized bed part of the circulation channel in the fluidized bed ends that the part of the circulation channel leading from the second fluidized bed is connected to at least one overflow weir which laterally delimits the fluidized bed and the height of which determines the vertical thickness of the fluidized bed.
  • solid, small-sized fuel preferably hard coal, lignite or oil shale with a grain size of 0.5 to 15 mm
  • a conveyor above a horizontal nozzle bottom 18 arranged in the lower end region at the fuel supply point 20 by means of a line 13.
  • the distance between the nozzle base 18 and the fuel supply point 20 is approximately 1/20 to 1/5 of the vertical thickness of the fluidized bed 14, preferably 1/8 to 1/5.
  • the fuel is suitably mixed with additives such as dolomite or limestone Beth Solo Sharingi g em to sulfur components, which are introduced with the fuel in the combustion chamber, during the Verbrennungsvoraanges bind in the fluidized bed to.
  • the nozzle base 18 arranged in the lower region of the combustion chamber 12 has a multiplicity of openings through which the combustion air or the fluidizing air is fed to the fluidized bed.
  • a deduction for ash portions is not shown in the drawings, which leads downward from the nozzle bottom 18 into the outside space.
  • At the top of the firebox 12 is connected to an exhaust gas duct 19, which leads to a chimney (not shown) through an exhaust gas purification system 21, which contains dedusters, cleaners and, if necessary, a denitrification device for removing nitrogen oxides.
  • a heat exchanger 22 for. B. in the form of coils, in the combustion chamber 12 before g e-see, which is connected on the one hand by the pipe 24 to the pressure side of the outside air compressor 26 of the gas turbine system and on the other hand is connected by a pipe 28 to the inlet of the expansion turbine 30 .
  • the combustion chamber 32 is inserted into the pipeline 28. In the combustion chamber 32, the air is heated directly, ie mixed with the hot flue gases, and then fed to the turbine 30.
  • the fuel gas for the gas burner 36 which is part of the combustion chamber, is removed from the combustion chamber 12 of the fluidized bed furnace through the combustion gas line 44.
  • at least one opening 45 is provided in the combustion chamber wall.
  • the opening 45 is expediently arranged in the region of the horizontal fuel supply plane.
  • the opening 45 is circular and has a diameter that is equal to 1/20 to 1/10 of the diameter of the combustion chamber.
  • the fuel supply level runs through the fuel supply point 20; the opening 45 is arranged in a region which has a vertical extent which is equal to 1/5 to 1/15 of the vertical thickness of the fluidized bed 14.
  • a ring line preferably runs around the vertical combustion chamber wall and stands with several approximately evenly distributed on the firebox wall Openings 45 in connection. The openings are in a horizontal plane.
  • the fuel gas line 44 is then connected to the ring line.
  • the ring line is not shown in Figure 1.
  • a filter device 42 is inserted into the fuel gas line 44. The solids retained in the filter device are fed back to the fluidized bed furnace.
  • the fuel gas cleaned in the filter device 42 is compressed in a compressor 35 and fed into the gas burner 36 and burned in the combustion chamber 34 of the combustion chamber 32.
  • the output of the turbine 30 is defined by the burning of g s-air line 46 with that of the space 25 g Wirbel Anlagenfeue- run connected, which is located below the nozzle plate 18 and a vertical height has, which is equal to 1/4 to 1/5 of the vertical thickness of the fluidized bed 14.
  • the suction side of the compressor 26 is through a Ansau g- line 48 connected to the environment 50th
  • the shaft of the compressor 26 is coupled to the shaft of the turbine 30, and the shaft of a generator 52 is also coupled, which converts the excess energy into electrical current.
  • the steam power plant shown in a very simplified form in FIG. 1 has an evaporator 54 which is arranged in or possibly above the fluidized bed 14 and receives feed water from a feed water pump 58 through a pipeline 56.
  • the steam generated is fed to a high-pressure steam turbine 60, partially expanded there and fed to the reheater 40 through the pipeline 62. This is in the upper end rich of the combustion chamber 12 above the heat exchanger 22 and the fluidized bed 14.
  • the evaporator 54 and the reheater 40 are preferably formed as coils.
  • the reheated steam is fed through the pipe 64 of the low pressure steam turbine 66, laid here and then in a capacitor 68 g liquefier si t.
  • the condensate is fed to the feed water pump 58 so that the circuit is closed.
  • the two turbines 60 and 66 are coupled with their shafts and drive an electric generator 70.
  • ambient air is sucked in, compressed by the compressor 26 through the suction line 48, advantageously through a filter, and supplied to the heat exchanger 22 through the pipe 24.
  • this compressed air is heated by the flue gases of the fluidized bed furnace and fed through the pipeline 28 via the combustion chamber 32 to the turbine 30.
  • the heated air is expanded and then through the burning of s Kunststofftechnisch g 46 as combustion air to the room 25 and thus the fluidized bed 14 is supplied. Since the combustion air still has an overpressure of approximately 0.2 to 1 bar, the combustion air swirls the fuel and thus the formation of the fluidized bed 14 is achieved.
  • the compressed air in the heat exchanger 22 can only be heated to a correspondingly low temperature of approximately 500 to 750 ° C. which, however, is too low for economical operation of the turbine 30. Therefore, this air is after after leaving the heat exchanger 22 in the combustion chamber 32 is heated further, to the extent necessary for optimal operation of the turbine 30 and as permitted for operation of the turbine with regard to its mechanical strength.
  • the air in the combustion chamber is heated to a temperature of approximately 900 to 1000 ° C.
  • the combustion chamber 32 is fired by at least one gas burner 36, the as effet be fuel gas through the fuel 44 g of fluidized bed combustion takes.
  • the fuel gas passage is closed e-44 in a zone of the fluidized bed 14 in the combustion chamber of g, is formed in the locking or by degasification of the solid fuel, such as lump coal, gaseous fuel. This zone is usually located directly above the level in which the solid fuel is supplied at the feed point 20.
  • the fuel gas produced contains, inter alia, CH 4 , CO, H 2 and N 2 and Co 2 .
  • the compressed air flowing in from the heat exchanger 22 is further heated, mixed with the combustion exhaust gases, and supplied to the turbine 30.
  • this mixture containing oxygen becomes combustion air and swirl air through the combustion air line 46 into the space 25 initiated.
  • the air flows up through the openings in the nozzle base 18, swirls the fuel and thus causes the formation of the fluidized bed 14.
  • the fluidized bed 14 accordingly consists of the swirled fuel which burns completely in the fluidized bed.
  • the required solid fuel is introduced into the combustion chamber 12 together with the additives, such as dolomite or lime, through a line at the fuel supply point 20.
  • Burnt-out components of the fuel such as ash, are drawn off through a line (not shown).
  • the exhaust gases flow in the combustion chamber upwardly passed to the individual heat exchangers 54, 22, 40 heat, and will be run by the Abgasmat- g 19 in the form of a pipe on the exhaust gas purification system 21 led to a not shown chimney.
  • the mechanical energy emitted by the turbine 30 serves to drive the compressor 26, the remaining energy is converted into electrical current in the electrical generator 52.
  • the feed water supplied is evaporated and overheated in the evaporator 54 in a known manner and the high pressure steam which is produced is fed to the high pressure turbine 60.
  • the steam in the reheater 40 is again overheated and fed through the pipeline 64 to the low-pressure steam turbine 66, expanded and liquefied in the condenser 68.
  • the energy obtained is released as electrical energy from generator 70 to a power grid.
  • FIG. 2 shows the area of the fluidized bed furnace 10 of FIG. 1 in one embodiment variant and as a detail. Recurring individual parts in FIG. 2 are provided with the corresponding reference numbers in FIG. 1, which are expanded by the amount 100.
  • the fluidized bed furnace according to Figure 2 which is provided in its entirety by the reference numeral 110, has a likewise vertically extending combustion chamber 112 with a preferably circular cross-section, in which the evaporator 154 of the Dampfkraftanla g s, the heat exchanger 122 for heating the compressed air and the reheater 140 of the steam power plant are arranged one above the other.
  • a nozzle plate 118 is arranged here as well, which now ⁇ ff- g s the combustion chamber with the space 125 disposed thereunder connect.
  • the burning of g s-air line 146 which supplies from the expansion turbine, the expanded mixture of combustion exhaust gas and air as the combustion air of the fluidized bed ends.
  • the supply point 120 for supplying the fuel to the combustion chamber 112 can still be seen.
  • a discharge line for burned-out fuel is not shown for the sake of clarity. This would be from Lead the lower area of the combustion chamber 112 outwards.
  • the upper end region of the combustion chamber 112 is connected to the lower end region by a circulation channel 72 running outside the combustion chamber 112.
  • the circulation channel preferably has a circular cross section.
  • the cross-section is approximately 10 to 25% of the cross section of the combustion chamber 112.
  • the circulation passage has a portion 74 which lacks horizontally from the upper end of the combustion chamber 112 and into a Z y klonab- separator 76 opens.
  • the exhaust gas guide 119 is connected to the central and upward leading pipe of the z y clone separator, which leads to the exhaust gas purification system, not shown in FIG. 2.
  • a vertically running section 78 of the circulation channel 72 is connected to the lower, tapering region of the conical cyclone separator 76, which section passes through an arc 80 into a section 82 leading to the combustion chamber 112.
  • This portion 82 extends in this case with a slope from the bow 80 to the combustion chamber 112 towards and opens in the vicinity of the nozzle plate 118, preferably directly above the nozzle floor in the combustion chamber 112.
  • the arc has an angle of about 110 to 130 0th
  • the air flows through the nozzle base 118 into the combustion chamber 112 and swirls the small-sized fuel supplied at the supply point 120, a fluidized bed is formed which fills the entire combustion chamber 112 and which causes the fuel to burn completely.
  • the fluidized bed formed in the combustion chamber 112 and consisting of fuel particles circulates starting from the upper end area of the combustion chamber 112, through the circulation channel 72 down into the area directly above the nozzle base 118, it is therefore a circulating fluidized bed.
  • the exhaust gases are separated from the solid components in the cyclone separator 76 and drawn off through the exhaust gas guide 119.
  • a feed point 84 for fluidized bed fuel prior g ESE hen In the portion 82 of the circulation channel, seen in circulating direction (arrow 86) to the sheet 80, a feed point 84 for fluidized bed fuel prior g ESE hen.
  • the feed point 84 is arranged on the top of the section 82. Downstream of the feed point, an upwardly extending, hood-like extension 87 of the section 82 is arranged in its immediate vicinity, at the highest point of which the fuel gas line 144 leading to the combustion chamber 32 of the gas turbine system is connected to the removal point 145 in the form of an opening.
  • the fuel gas line 144 contains a filter device 142 and a compressor 135.
  • the combustion chamber is not shown.
  • the extension 87 has a height and a maximum width, which is approximately 2 to 3 times the diameter of the circulation channel 72.
  • the expanded rejuvenated Terun g 87 upwardly to a point at which the fuel gas line is connected 144th
  • the fuel supplied at the feed point 84 is not degassed Wirbel Anlagenminuteun g s-fuel, in particular small-sized coal, by the direction of arrow 86 circulating in the circulation channel of the circulating coke and ash particles We entrained and heated.
  • a gasification or devolatilization is carried out of this fuel, the resulting combustion gas thereby accumulate in the hood-like extension 87 and is drawn off through the fuel gas passage 144 and the combustor of the gas turbine supplied nenanla g e.
  • the degassed residues of the supplied fuel are then introduced together with the coke and ash particles into the combustion chamber 112, where they burn together with the fuel supplied at the fuel supply point 120.
  • the circulation of the fluidized bed through the combustion chamber 112 and the circulation channel 72 is brought about by the mixture of combustion chamber exhaust gas and air containing oxygen supplied by means of the combustion air line 146, which mixture enters the combustion chamber 112 from the chamber 125 through the nozzle floor 118. This mixture also causes combustion in the combustion chamber.
  • FIG. 3 shows the area of the sections 78, 82 and the arch 80 of the circulation channel in accordance with Figure 2 as a starting Guide e g s distinction and as a detail in a larger representation lun g.
  • Individual parts of FIG. 2 also contained in FIG. 3 have reference numerals in FIG. 3, which are enlarged by an amount of 100 compared to FIG.
  • a stationary second fluidized bed 102 For the production of fuel gas by degassing Wirbel Anlagenun g s-combustion material in the region of the arc of the circulation channel inserted 180,172 a stationary second fluidized bed 102, which operates similarly as the fluidized bed 14 of FIG 1.
  • the second fluidized bed 102 in a vertical space 90 preferably with a circular cross section, in the lower area of which a horizontally arranged nozzle base 92 is provided with a plurality of openings.
  • a space 94 is provided which opens into the tubing 96, and g do with the interposition of a blower or a compressor to the exhaust system of the system having the reference numeral 19 in Figure 1, is connected.
  • the connection is preferably made after the intended exhaust gas cleaning system. This is not shown in Figure 3.
  • the vertically extending straight section 186 of the circulation channel 172 is introduced, preferably centrally, to such an extent that the mouth of the section 186 lies in the stationary second fluidized bed 102 and is at a distance from the nozzle bottom 92 which is approximately 1/2 to 1 / 4 of the vertical thickness of the fluidized bed 102.
  • This stationary second fluidized bed is located directly above the nozzle base 92 and has a defined surface 100.
  • the section 182 of the circulation duct which leads back to the combustion chamber of the steam generator with a gradient is connected to a vertical side wall of the chamber 90. That vertical region of the side wall which is located between the connection point 106 of the section 182 and the nozzle base 92 forms an overflow weir 104.
  • the height of the overflow weir 104 determines the vertical thickness of the stationary second fluidized bed 102, or the thickness of this fluidized bed can be selected by a corresponding height of the overflow weir.
  • the upper end portion of the space 90 forms a fuel gas collection chamber 108.
  • fuel gas line is connected at least one ⁇ ff- now 244 g at the donor site 245 in shape.
  • a filter device 242 together with compressor 235 is advantageously connected into the fuel gas line 244.
  • Immediately above the nozzle base 92 is the feed point 116 for fuel to the space 90, through which fluidized bed fuel can be supplied to the second fluidized bed 102.
  • the circulation duct 172 is flowed through by circulating ash and coke components of the fluidized bed furnace. These enter the space 90 through the section 186 and, starting from the nozzle bottom 92, fill the space 90 up to the connection point 106, flow over the overflow weir 104 and are then inclined through the section 182 to the combustion chamber of the fluidized bed firing of the steam generator ( see FIG. 1).
  • the height of the vertically extending overflow weir 104 determines the thickness of the layer which forms on the nozzle bottom 92 and which forms the fluidized bed 102. It should be noted here that section 186 of the circulation channel in the fluidized bed 102 is immersed and discharges there.
  • fluidized bed firing fuel intended for fuel gas generation is introduced into the second fluidized bed 102.
  • low-oxygen gas with an oxygen content of at most 5 vol%, preferably exhaust gas, which is taken from the exhaust gas duct 19 of the fluidized bed furnace of the steam generator, is fed through the pipeline 96, so that the fuel introduced cannot burn, but is only degassed . Since the second fluidized bed 102 is switched into the circulation channel 172 of the fluidized bed firing of the steam generator, the heat required for degassing the fuel is introduced into the second fluidized bed 102 by the circulating hot ash and coke particles.
  • the resulting fuel gas flows upward in the combustion gas collection space 108, where it is withdrawn through the fuel gas passage 244 and through the filter means 242 and the compressor the combustion chamber of Gasturbinenanla e g as a fuel gas supplied to the 235th
  • the degassed fuel flows together with the ash and coke particles of the circulation channel 172 through the section 182 of the fluidized-bed firing used to generate steam.
  • fuel is then directly into the fluidized bed of the ferzeu Damp g ers introduced.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Fluidized-Bed Combustion And Resonant Combustion (AREA)

Abstract

Bei einem Verfahren bzw. bei einer Anlage zur Erzeugung elektrischer Energie mit Hilfe einer kombinierten Gasturbinen-Dampfkraftanlage, die eine Wirbelschichtfeuerung (10) aufweist, wird die für den Betrieb der Gasturbinenanlage benötigte, verdichtete Luft in einer mit Brenngas befeuerten Brennkammer (32) erhitzt. Um die Versorgung der Brennkammer (32) mit Brenngas zu verbilligen und zu vereinfachen, wird das Brenngas durch Entgasung bzw. Entgasung von Wirbelschichtfeuerungs-Brennstoff innerhalb des Wirbelschichtfeuerungssystems erzeugt.

Description

  • Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Erzeugen von elektrischer Energie gemäß dem Oberbegriff des Patentanspruches 1. Außerdem betrifft die Erfindung eine kombinierte Gasturbinen-Dampfkraftanlage zur Durchführung des Verfahrens gemäß dem Oberbegriff des Patentanspruches 2.
  • Aus dem Stand der Technik ist eine Anlage dieser Art bekannt geworden, bei der Dampf mit Hilfe einer Wirbelschiehtfeuerung erzeugt und einer Dampfturbine zugeführt wird (US-A-4 387 560). Hier wird der Dampf entspannt und die abgegebene Leistung einem elektrischen Generator zur Stromerzeugung zugeleitet. In der zugehörigen Gasturbinenanlage wird gleichzeitig durch einen Verdichter Umge-bungsluft angesaugt und verdichtet, in einem in der Wirbelschichtfeuerung angeordneten Wärmetauscher er hitzt, in einer nachgesehalteten Brennkammer weiter erhitzt und dann einer Gasturbine zugeführt, die einen weiteren elektrischen Generator antreibt. Für die Erhit- zung der verdichteten Luft in der Brennkammer wird ein Brenngas benutzt, das aus den festen Brennstoffen der Wirbelschichtfeuerung erzeugt wird. Hierzu wird der gesamte für die Wirbelschichtfeuerung vorgesehene Brennstoff in einem separaten Gaserzeuger vergast, das entstandene Brenngas der Brennkammer der Gasturbine zugeführt und der verbleibende Rückstand des Brennstoffes in die Wirbelschichtfeuerung zur Verbrennung eingeleitet. Die Gaserzeugung in einem separaten Gaserzeuger ist sehr aufwendig und teuer, zumal der gesamte Brennstoff, der für die Wirbelschichtfeuerung vorgesehen ist, durch den Gaserzeuger geführt werden muß. Darüber hinaus sind zusätzliche Mittel erforderlich, um dem Gaserzeuger die für die Vergasung erforderliche Wärme zuzuführen.
  • Aufgabe der Erfindung ist es daher, ein Verfahren bzw. eine Anlage der genannten Art anzugeben, bei dem das Brenngas mit geringem Aufwand und daher kostengünstig aus dem Brennstoff der Wirbelschichtfeuerung hergestellt werden kann.
  • Die Lösung dieser Aufgabe ist im Kennzeichen des Patentanspruches 1 angegeben.
  • Es wird also das für den Betrieb der Brennkammer erforderliche Brenngas in der Wirbelschicht erzeugt. Hierdurch wird das Verfahren vereinfacht und es erübrigen sich besondere Maßnahmen für die Gaserzeugung und für den Transport des Brennstoffes vom Ort der Gaserzeugung in die Brennkammer der Wirbelschichtfeuerung. Besonders hervorzuheben ist noch, daß keine besonderen Maßnahmen erforderlich sind, um dem für die Vergasung bzw. Entgasung vorgesehenen Brennstoff die hierzu erforderliche Wärme zuzuführen.
  • Eine vorteilhafte kombinierte Gasturbinen-Dampfkraftanlage zur Durchführung des genannten Verfahrens, die bei einfachem Aufbau den Erfordernissen des Betriebes voll Rechnung trägt, ist im Patentanspruch 2 beschrieben.
  • Besitzt demnach die Wirbelschichtfeuerung eine stationäre Wirbelschicht mit einer definierten Oberfläche, so ist die Brenngasleitung der Zusatzfeuerung an den Feuerraum der Wirbelschichtfeuerung anzuschließen. Der Anschluß erfolgt hierbei vorzugsweise oberhalb der Brennstoffzufuhrstelle in einem Bereich, der sich an die Brennstoffzufuhr nach oben anschließt und eine vertikale Erstreckung von 1/5 bis 1/15 der vertikalen Dicke der Wirbelschicht aufweist. Die Wirbelschicht selbst hat in vertikaler Richtung eine Dicke, die ungefähr 30 bis 60% der lichten Höhe des Feuerraums beträgt.
  • Um hierbei das Brenngas gleichmäßig aus der Vergasung- bzw. Entgasungszone abzuziehen, ist es empfehlenswert, daß die Brenngasleitung im Vergasungs- bzw. Entgasungsbereich durch mehrere Öffnungen, die vorzugsweise in einer Ebene verlaufen und an der Peripherie des Feuerraums ungefähr gleichmäßig verteilt sind, an den Feuerraum angeschlossen ist. Vorzugsweise ist die Brenngasleitung an eine den Feuerraum umgebende Ringleitung angeschlossen, die ihrerseits Verbindungen zu den Öffnun- gen aufweist. Vorteilhaft sind vier bis acht Öffnungen vorhanden.
  • Ist die Wirbelschichtfeuerung mit einer zirkulierenden Wirbelschicht ausgerüstet, so wird gemäß der alternativen Lehre des Patentanspruches 2 ein Teil des Wirbelschichtfeuerungs-Brennstoffes in den zum Feuerraum zurückführenden Teil des Zirkulationskanals eingespeist und die Brennkammer zur Gasversorgung mit dem sich im Bereich der Einspeisestelle ausbildenden Vergasungs-bzw. Entgasungsbereich verbunden. Durch diese Anordnung ist die Brenngaserzeugung zwar außerhalb des eigentlichen Feuerraums, verbleibt jedoch ein Bestandteil der Wirbelschichtfeuerung, wodurch insbesondere die Aufhei- zung des Brennstoffes für die Entgasung- bzw. Vergasung ohne besonderen zusätzlichen Aufwand durchgeführt werden kann. Gleiches gilt für den Transport des entgasten bzw. vergasten Brennstoffes in den Feuerraum.
  • Um das Brenngas auf einfache Weise aus dem Zirkulationskanal abführen zu können, ist es zweckmäßig, daß der Zirkulationskanal, in Zirkulationsrichtung gesehen, stromab der Brennstoff-Einspeisestelle einen Brenngassammler in Form einer haubenartigen Erweiterung des Zirkulationskanals aufweist, an den die Brennkammer zur Brenngasversorgung angeschlossen ist.
  • Eine besonders bevorzugte Weiterbildung der Erfindung besteht darin, daß in den Zirkulationskanal eine stationäre zweite Wirbelschicht mit einem Wirbelbett mit definierter Oberfläche eingefügt ist, in die ein Teil des Wirbelschichtfeuerungs-Brennstoffes einspeisbar ist, und der ein sauerstoffarmes Gas, vorzugsweise Abgas der Wirbelschichtfeuerung, als Wirbelmedium und zur mindestens teilweisen Entgasung des Brennstoffes zugeführt werden kann. In den Zirkulationskanal ist also eine zweite Wirbelschicht eingefügt, die als Brennstoffentgaser betrieben wird. Die für die Entgasung erforderliche Wärme wird durch die im Zirkulationskanal umlaufenden heißen Asche-und/oder Schlacketeilchen in die zweite Wirbelschicht eingebracht, während das Wirbelbett durch das zugeführte sauerstoffarme Gas erzeugt wird.
  • Eine sehr zweckmäßige Ausgestaltung der vorgenannten Lehre, welche die Brenngaserzeugung optimiert, besteht darin, daß oberhalb der zweiten Wirbelschicht ein an die Brennkammer angeschlossener Brennaassammelraum vorgese- hen ist, daß der, in Zirkulationsrichtung gesehen, in die zweite Wirbelschicht eintretende Teil des Zirkulationskanals in der Wirbelschicht endet, daß der aus der zweiten Wirbelschicht führende Teil des Zirkulationskanals an mindestens ein Überlaufwehr angeschlossen ist, das die Wirbelschicht seitlich begrenzt und dessen Höhe die vertikale Dicke der Wirbelschicht bestimmt.
  • Weitere Vorteile und Merkmale der Erfindung gehen aus der der folgenden Beschreibung von Ausführungsbeispielen im Zusammenhang mit den schematischen Zeichnungen hervor.
  • Hierbei zeigt:
    • Figur 1 das Schaltbild einer kombinierten Gasturbinen-Dampfkraftanlage gemäß der Erfindung,
    • Figur 2 den Bereich der Wirbelschichtfeuerung der Fizur 1 als Auführungsvariante und
    • Figur 3 eine Ausführungsvariante des Vergasungs-Entgasungsbereiches der Figur 2 als Einzelheit und als Ausführungsvariante.
    Gemäß der Figur 1 ist die Dampfkraftanlage der kombinierten Gasturbinen-Dampfkraftanlage mit einer Wirbelschichtfeuerung versehen, die in ihrer Gesamtheit mit dem Bezugszeichen 10 versehen ist. Die Wirbelschichtfeuerung weist in einem Gehäuse 11 einen vertikalen Feuerraum 12 auf, in dessen unterem Bereich die Wirbelschicht 14 vorgesehen ist, die eine definierte Oberfläche 16 innerhalb des Feuerraums 12 aufweist, es handelt sich demnach um eine stationäre Wirbelschicht. Der Feuerraum hat vorzugsweise kreisförmigen Querschnitt und ist von einer vertikalen Feuerraumwand umgeben.
  • Zur Bildung der stationären Wirbelschicht 14 wird festes, kleinstückiges Brennmaterial, vorzugsweise Steinkohle, Braunkohle oder Ölschiefer mit einer Korngröße von 0,5 bis 15mm, durch eine Fördereinrichtung oberhalb eines im unteren Endbereich angeordneten horizontalen Düsenbodens 18 an der Brennstoffzufuhrstelle 20 mittels eine Leitung 13 zugeführt. Der Abstand zwischen Düsenboden 18 und Brennstoffzufuhrstelle 20 beträgt ungefähr 1/20 bis 1/5 der vertikalen Dicke der Wirbelschicht 14, vorzugsweise 1/8 bis 1/5. Der Brennstoff ist zweckmäßig mit Zusätzen wie kleinstückigem Dolomit oder Kalkstein vermengt, um Schwefelanteile, die mit dem Brennstoff in den Feuerraum eingebracht werden, während des Verbrennungsvoraanges in der Wirbelschicht zu binden. Der im unteren Bereich des Feuerraums 12 angeordnete Düsenboden 18 weist eine Vielzahl von Öffnungen auf, durch welche die Verbrennungsluft bzw. die Wirbelluft der Wirbelschicht zugeführt wird. Außerdem ist noch ein in den Zeichnungen nicht dargestellter Abzug für Ascheanteile vorgesehen, der vom Düsenboden 18 ausgehend nach unten in den Außenraum führt. Am oberen Ende des Feuerraums 12 ist eine Abgasführung 19 angeschlossen, die durch eine Abgasreinigungsanlage 21, die Entstauber, Reiniger und, falls erforderlich, eine Entstickungseinrichtung zur Entfernung von Stickoxyden enthält, zu einem nicht dargestellten Kamin führt.
  • Oberhalb der Wirbelschicht 14 ist ein Wärmetauscher 22, z. B. in Form von Rohrschlangen, im Feuerraum 12 vorge-sehen, der einerseits durch die Rohrleitung 24 mit der Druckseite des Außenluft-Verdichters 26 der Gasturbinenanlage verbunden ist und andererseits durch eine Rohrleitung 28 an den Einlaß der Entspannungs-Turbine 30 angeschlossen ist.
  • In die Rohrleitung 28 ist die Brennkammer 32 eingefügt. In der Brennkammer 32 wird die Luft direkt erhitzt, d.h. mit den heißen Rauchgasen gemischt, und dann der Turbine 30 zugeführt. Das Brenngas für den Gasbrenner 36, der Bestandteil der Brennkammer ist, wird durch die Brenngasleitung 44 dem Feuerraum 12 der Wirbelschichtfeuerung entnommen.-Hierzu ist mindestens eine Öffnung 45 in der Feuerraumwand vorgesehen. Die Öffnung 45 ist hierbei zweckmäßigerweise im Bereich der horizontalen Brennstoffzufuhrebene angeordnet. Die Öffnung 45 ist kreisförmig und hat einen Durchmesser, der gleich ist einem 1/20 bis 1/10 des Durchmessers des Feuerraums. Die Brennstoffzufuhrebene verläuft durch die Brennstoffzufuhrstelle 20; die Öffnung 45 ist in einem Bereich angeordnet, der eine vertikale Erstreckung aufweist, die gleich ist 1/5 bis 1/15 der vertikalen Dicke der Wirbelschicht 14. Für eine gleichmäßige Abfuhr der Brenngase aus dem Feuerraum verläuft vorzugsweise eine Ringleitung um die vertikale Feuerraumwand und steht mit mehreren an der Feuerraumwand ungefähr gleichmäßig verteilten Öffnungen 45 in Verbindung. Die Öffnungen befinden sich in einer horizontalen Ebene. An die Ringleitung ist dann die Brenngasleitung 44 angeschlossen. Die Ringleitung ist in Figur 1 nicht eingezeichnet. Um vom Brenngas mitgeführte Feststoffpartikel vom Gasbrenner 36 und somit von der Turbine 30 fernzuhalten, ist in die Brenngasleitung 44 eine Filtereinrichtung 42 eingefügt. Die in der Filtereinrichtung zurückgehaltenen Feststoffe werden der Wirbelschichtfeuerung wieder zugeführt. Das in der Filtereinrichtung 42 gereinigte Brenngas wird in einem Verdichter 35 verdichtet und in den Gasbrenner 36 eingegeben und in dem Brennraum 34 der Brennkammer 32 verbrannt.
  • Der Ausgang der Turbine 30 ist durch die Verbrennungs-luftleitung 46 mit jenem Raum 25 der Wirbelschichtfeue- rung verbunden, der sich unterhalb des Düsenbodens 18 befindet und der eine vertikale Höhe hat, die gleich ist 1/4 bis 1/5 der vertikalen Dicke der Wirbelschicht 14. Die Saugseite des Verdichters 26 ist durch eine Ansaug- leitung 48 mit der Umgebung 50 verbunden. Die Welle des Verdichters 26 ist mit der Welle der Turbine 30 gekuppelt, außerdem ist noch die Welle eines Generators 52 angekuppelt, der die Überschußenergie in elektrischen Strom umwandelt.
  • Die in Figur 1 sehr vereinfacht dargestellte Dampfkraftanlage weist einen Verdampfer 54 auf, der in oder gegebenenfalls über der Wirbelschicht 14 angeordnet ist und durch eine Rohrleitung 56 Speisewasser von einer Speisewasserpumpe 58 erhält. Der erzeugte Dampf wird einer Hochdruckdampfturbine 60 zugeführt, dort teilweise entspannt und durch die Rohrleitung 62 dem Zwischenüberhitzer 40 zugeleitet. Dieser befindet sich im oberen Endbereich des Feuerraums 12 oberhalb des Wärmetauschers 22 und der Wirbelschicht 14. Der Verdampfer 54 und der Zwischenüberhitzer 40 sind vorzugsweise als Rohrschlangen ausgebildet. Der zwischenüberhitzte Dampf wird durch die Rohrleitung 64 der Niederdruckdampfturbine 66 zugeführt, hier entspannt und dann in einem Kondensator 68 verflüs- sigt. Das anfallende Kondensat wird der Speisewasserpumpe 58 zugeführt, so daß der Kreislauf geschlossen ist. Die beiden Turbinen 60 und 66 sind mit ihren Wellen gekuppelt und treiben einen elektrischen Generator 70 an.
  • Während des Betriebs der Anlage wird vom Verdichter 26 durch die Ansaugleitung 48, vorteilhaft durch einen Filter, Umgebungsluft angesaugt, verdichtet und durch die Rohrleitung 24 dem Wärmetauscher 22 zugeführt. Hier wird diese verdichtete Luft durch die Rauchgase der Wirbelschichtfeuerung erhitzt und durch die Rohrleitung 28 über die Brennkammer 32 der Turbine 30 zugeführt. In der Turbine wird die erhitzte Luft entspannt und dann durch die Verbrennungsluftleitung 46 als Verbrennungsluft dem Raum 25 und damit der Wirbelschicht 14 zugeführt. Da die Verbrennungsluft noch einen Überdruck von ungefähr 0,2 bis 1 bar aufweist, wird durch die Verbrennungsluft eine Verwirbelung des Brennstoffes und somit die Bildung der Wirbelschicht 14 erreicht.
  • Da zu einer ausreichenden Entschwefelung und zur Unterdrückung der Bildung von Stickoxyden die Wirbelschichtfeuerung höchstens mit einer Temperatur von 850 bis 950 °C betrieben werden darf, kann die verdichtete Luft im Wärmetauscher 22 nur auf eine entsprechende niedrige Temperatur von ungefähr 500 bis 750 °C aufgeheizt werden, die jedoch für einen wirtschaftlichen Betrieb der Turbine 30 zu niedrig ist. Daher wird diese Luft nach dem Verlassen des Wärmetauschers 22 in der Brennkammer 32 weiter erhitzt, und zwar soweit, wie es für einen optimalen Betrieb der Turbine 30 erforderlich ist und wie es für einen Betrieb der Turbine im Hinblick auf ihre mechanische Festigkeit noch zulässig ist. Die Luft wird in der Brennkammer auf eine Temperatur von ungefähr 900 bis 1000 °C erhitzt.
  • Für die Nacherhitzung der Luft wird die Brennkammer 32 durch mindestens einen Gasbrenner 36 befeuert, der sein Brenngas durch die Brenngasleitung 44 der Wirbelschichtfeuerung entnimmt. Hierzu ist die Brenngasleitung 44 in einer Zone der Wirbelschicht 14 an den Feuerraum ange-schlossen, in dem durch Ver- bzw. Entgasung des festen Brennstoffes, wie stückige Kohle, gasförmiger Brennstoff entsteht. Diese Zone befindet sich meist unmittelbar über jener Ebene, in der der feste Brennstoff an der Zufuhrstelle 20 zugeführt wird. Obwohl durch den Düsenboden 18 soviel Luft in den Feuerraum 12 eingebracht wird, daß der in der Wirbelschicht 14 wirbelnde Brennstoff vollständig verbrennt, entstehen in der genannten Zone Brenngase durch Entgasung bzw. Vergasung des zugeführten Brennstoffes. Die hierzu erforderliche Wärme liefert die Wirbelschicht 14. Das entstandene Brenngas enthält unter anderem CH4, CO, H2 sowie N2 und Co2.
  • Durch die Verfeuerung des Brenngases in der Brennkammer 32 wird die vom Wärmetauscher 22 zuströmende verdichtete Luft unter Vermischung mit den Verbrennungsabgasen weiter erhitzt und der Turbine 30 zugeführt. Nach der Entspannung des Gemisches aus Brennkammerabgas und verdichteter Luft in der Tubine 30 wird dieses Sauerstoff enthaltende Gemisch als Verbrennungsluft und Wirbelluft durch die Verbrennungsluftleitung 46 in den Raum 25 eingeleitet. Von hier strömt die Luft durch die Öffnungen des Düsenbodens 18 nach oben, verwirbelt den Brennstoff und bewirkt somit die Bildung der Wirbelschicht 14. Die Wirbelschicht 14 besteht demnach aus dem verwirbelten Brennstoff, der in der Wirbelschicht vollständig verbrennt. Das erforderliche feste Brennmaterial wird zusammen mit den Zuschlägen, wie Dolomit oder Kalk, durch eine Leitung an der Brennstoff-Zufuhrstelle 20 in den Feuerraum 12 eingeführt. Ausgebrannte Bestandteile des Brennstoffes wie Asche werden durch eine nicht dargestellte Leitung abgezogen. Die Abgase strömen im Feuerraum nach oben, geben an die einzelnen Wärmetauscher 54, 22, 40 Wärme ab und werden durch die Abgasfüh- rung 19 in Form einer Rohrleitung über die Abgas-Reinigungsanlage 21 zu einem nicht dargestellten Kamin geführt. Die von der Turbine 30 abgegebene mechanische Energie dient zum Antrieb des Verdichters 26, die noch verbleibende Energie wird im elektrischen Generator 52 in elektrischen Strom umgewandelt.
  • Für den Betrieb der Dampfkraftanlage wird in bekannter Weise im Verdampfer 54 das zugeführte Speisewasser verdampft sowie überhitzt und der entstandene Hochdruckdampf der Hochdruckturbine 60 zugeführt. Nach einer teilweisen Entspannung wird der Dampf im Zwischenüberhitzer 40 nochmals überhitzt und durch die Rohrleitung 64 der Niederdruckdampfturbine 66 zugeführt, entspannt und im Kondensator 68 verflüssigt. Die gewonnene Energie wird als elektrische Energie vom Generator 70 an ein Stromnetz abgegeben.
  • Durch die Nacherhitzung der verdichteten Luft in der Brennkammer 32 wird der Wirkungsgrad der Turbine 30 und somit der Gesamtanlage wesentlich gesteigert. Da die Brennkammer-Abgase vollständig in die Wirbelschicht eingeführt werden, ist eine Umweltbelastung durch diese Abgase auf einfache und kostengünstige Weise vermieden. Durch die Erzeugung des Brenngases innerhalb der Wirbelschicht aus deren Brennstoff, werden die Betriebskosten weiter gesenkt und der Betrieb der Anlage vereinfacht. Ein wesentlicher Vorteil besteht jedoch darin, daß der Aufwand und die Kosten der kombinierten Anlage durch die Erfindung stark verringert werden.
  • Figur 2 zeigt den Bereich der Wirbelschichtfeuerung 10 der Figur 1 in einer Ausführungsvariante und als Einzelheit. Hierbei sind in Figur 2 wiederkehrende Einzelteile mit den entsprechenden Bezugsziffern der Figur 1 versehen, die um den Betrag 100 erweitert sind.
  • Die Wirbelschichtfeuerung gemäß Figur 2, die in ihrer Gesamtheit mit der Bezugsziffer 110 versehen ist, weist einen ebenfalls vertikal verlaufenden Feuerraum 112 mit vorzugsweise kreisförmigem Querschnitt auf, in dem der Verdampfer 154 der Dampfkraftanlage, der Wärmetauscher 122 für die Erhitzung der verdichteten Luft und der Zwischenüberhitzer 140 der Dampfkraftanlage übereinander angeordnet sind. Im unteren Bereich des Feuerraums 112 ist auch hier ein Düsenboden 118 angeordnet, dessen Öff- nungen den Feuerraum mit dem darunter angeordneten Raum 125 verbinden. In den Raum 125 mündet die Verbrennungs-luftleitung 146, die von der Entspannungsturbine das entspannte Gemisch aus Brennkammer-Abgas und Luft als Verbrennungsluft der Wirbelschicht zuführt. Oberhalb des Düsenbodens 118 ist noch die Zufuhrstelle 120 für die Zufuhr des Brennstoffes zum Feuerraum 112 zu erkennen. Eine Abfuhrleitung für ausgebrannten Brennstoff ist der Übersicht wegen nicht eingezeichnet. Diese würde vom unteren Bereich des Feuerraums 112 nach außen führen.
  • Da die Wirbelschichtfeuerung 110 für den Betrieb mit einer zirkulierenden Wirbelschicht vorgesehen ist, ist der obere Endbereich des Feuerraums 112 mit dem unteren Endbereich durch einen außerhalb des Feuerraums 112 verlaufenden Zirkulationskanal 72 verbunden. Der Zirkulationskanal hat vorzugsweise kreisförmigen Querschnitt. Der Querschnitt beträgt ungefähr 10 bis 25 % des Querschnitts des Feuerraumes 112. Der Zirkulationskanal weist ein Teilstück 74 auf, das vom oberen Ende des Feuerraums 112 horizontal abgeht und in einen Zyklonab- scheider 76 mündet. An das zentrische und nach oben führende Ausgangsrohr des Zyklonabscheiders ist die Abgasführung 119 angeschlossen, die zu der in Figur 2 nicht dargestellten Abgasreinigungsanlage führt. An den unteren, spitz zulaufenden Bereich des kegelförmigen Zyklonabscheiders 76 ist ein vertikal verlaufendes Teilstück 78 des Zirkulationskanals 72 angeschlossen, das durch einen Bogen 80 in ein zum Feuerraum 112 führendes Teilstück 82 übergeht. Dieses Teilstück 82 verläuft hierbei mit Gefälle vom Bogen 80 zum Feuerraum 112 hin und mündet in der Nähe des Düsenbodens 118, vorzugsweise direkt über dem Düsenboden, in den Feuerraum 112. Der Bogen hat einen Winkel von ungefähr 110 bis 1300.
  • Während des Betriebes strömt die Luft durch den Düsenboden 118 in den Feuerraum 112 und verwirbelt den an der Zufuhrstelle 120 zugeführten kleinstückigen Brennstoff, es entsteht eine Wirbelschicht die den gesamten Feuerraum 112 ausfüllt und die die vollständige Verbrennung des Brennstoffes bewirkt. Darüber hinaus zirkuliert die im Feuerraum 112 ausgebildete und aus Brennstoffteilchen bestehende Wirbelschicht, ausgehend vom oberen Endbereich des Feuerraums 112, durch den Zirkulationskanal 72 nach unten in den Bereich direkt oberhalb des Düsenbodens 118, es handelt sich demnach um eine zirkulierende Wirbelschicht. Hierbei werden im Zyklonabscheider 76 die Abgase von den festen Bestandteilen getrennt und durch die Abgasführung 119 abgezogen.
  • Im Teilstück 82 des Zirkulationskanals ist, in Zirkulationsrichtung (Pfeil 86) gesehen nach dem Bogen 80, eine Einspeisestelle 84 für Wirbelschicht-Brennstoff vorgese- hen. Die Einspeisestelle 84 ist an der Oberseite des Teilstückes 82 angeordnet. Stromab der Einspeisestelle ist in ihrer unmittelbarer Nähe eine sich nach oben erstreckende, haubenartige Erweiterung 87 des Teilstückes 82 angeordnet, in deren höchsten Punkt die zur Brennkammer 32 der Gasturbinenanlage führende Brenngasleitung 144 an der Entnahmestelle 145 in Form einer Öffnung angeschlossen ist. Die Brenngasleitung 144 enthält eine Filtereinrichtung 142 und einen Verdichter 135. Die Brennkammer ist nicht eingezeichnet. Die Erweiterung 87 hat eine Höhe und eine maximale Breite, die jeweils ungefähr das 2 bis 3-fache des Durchmessers des Zirkulationskanals 72 beträgt. Außerdem verjüngt sich die Erwei- terung 87 nach oben hin zu einer Spitze, an der die Brenngasleitung 144 angeschlossen ist. Der Abstand zwischen der Einspeisestelle 84 und der Erweiterung 87 beträgt ungefähr das 0,5 bis 1,5-fache des Durchmessers des Zirkulationskanals 72.
  • Während des Betriebes wird der an der Einspeisestelle 84 zugeführte nicht entgaste Wirbelschichtfeuerungs-Brennstoff, insbesondere kleinstückige Kohle, durch die in Richtung des Pfeiles 86 im Zirkulationskanal umlaufenden Koks- und Ascheteilchen der zirkulierenden Wirbelschicht mitgerissen und erhitzt. Hierbei erfolgt eine Vergasung bzw. Entgasung dieses Brennstoffes, das hierdurch entstandene Brenngas sammelt sich in der haubenartigen Erweiterung 87 und wird durch die Brenngasleitung 144 abgezogen und der Brennkammer der Gasturbi- nenanlage zugeführt. Die entgasten Reste des zugeführten Brennstoffes werden dann zusammen mit den Koks- und Ascheteilchen in den Feuerraum 112 eingeleitet, wo sie zusammen mit dem an der Brennstoff-Zufuhrstelle 120 zugeführten Brennstoff verbrennen. Die Zirkulation der Wirbelschicht durch den Feuerraum 112 und den Zirkulationskanal 72 wird durch das mittels der Verbrennungsluftleitung 146 zugeführte Sauerstoff enthaltende Gemisch aus Brennkammerabgas und Luft bewirkt, das aus dem Raum 125 durch den Düsenboden 118 in den Feuerraum 112 eintritt. Dies Gemisch bewirkt auch die Verbrennung im Feuerraum.
  • Günstig ist es, an der Einspeisestelle 84 nur soviel Brennstoff zuzuführen, wie für die Erzeugung des Brenngases erforderlich ist. Der restliche nicht entgaste Brennstoff wird in diesem Falle an der Zufuhrstelle 120 dem Feuerraum 112 unmittelbar zugeführt.
  • Der Betrieb der Dampfkraftanlage und der Gasturbinenanlage verläuft wie im Ausführungsbeispiel gemäß Figur 1, so daß sich hier weitere Ausführungen erübrigen.
  • Figur 3 zeigt den Bereich der Teilstücke 78, 82 und des Bogens 80 des Zirkulationskanals gemäß Figur 2 als Aus- führungsvariante und als Einzelheit in größerer Darstel- lung. Auch in Figur 3 enthaltene Einzelteile der Figur 2 haben in Figur 3 Bezugsziffern, die gegenüber Figur 2 um den Betrag von 100 vergrößert sind.
  • Für die Erzeugung des Brenngases durch Entgasung von Wirbelschichtfeuerungs-Brennmaterial ist im Bereich des Bogens 180 des Zirkulationskanals 172 eine stationäre zweite Wirbelschicht 102 eingefügt, die ähnlich arbeitet wie die Wirbelschicht 14 gemäß Figur 1. Die zweite Wirbelschicht 102 ist in einem vertikalen Raum 90 mit vorzugsweise kreisförmigen Ouerschnitt ausgebildet, in dessen unterem Bereich ein mit einer Vielzahl von Öffnungen versehener Düsenboden 92 horizontal angeordnet ist. Unter dem Düsenboden 92 ist ein Raum 94 vorgesehen, in den eine Rohrleitung 96 mündet, und die unter Zwischenschal- tung eines Gebläses oder eines Verdichters an die Abgasführung des Systems, die in Figur 1 die Bezugsziffer 19 aufweist, angeschlossen ist. Der Anschluß erfolgt vorzugsweise nach der vorgesehenen Abgasreinigungsanlage. Dies ist in Figur 3 nicht gezeigt.
  • In den Raum 90 ist, vorzugsweise zentrisch, das vertikal verlaufende gerade Teilstück 186 des Zirkulationskanals 172 soweit eingeführt, daß die Mündung des Teilstückes 186 in der stationären zweiten Wirbelschicht 102 liegt und einen Abstand vom Düsenboden 92 aufweist, der ungefähr 1/2 bis 1/4 der vertikalen Dicke der Wirbelschicht 102 beträgt. Diese stationäre zweite Wirbelschicht befindet sich unmittelbar über dem Düsenboden 92 und hat eine definierte Oberfläche 100. Das zum Feuerraum des Dampferzeugers mit Gefälle zurückführende Teilstück 182 des Zirkulationskanals ist an eine vertikale Seitenwand des Raums 90 angeschlossen. Hierbei bildet jener vertikale Bereich der Seitenwand, der sich zwischen der Anschlußstelle 106 des Teilstückes 182 und dem Düsenboden 92 befindet, ein Überlaufwehr 104. Wie aus Figur 3 ersichtlich, bestimmt die Höhe des Überlaufwehres 104 die vertikale Dicke der stationären zweiten Wirbelschicht 102, bzw. die Dicke dieser Wirbelschicht kann durch eine entsprechende Höhe des Überlaufwehres gewählt werden.
  • Der obere Endbereich des Raums 90 bildet einen Brenngassammelraum 108. Hierzu verjüngt sich der obere Endbereich des Raums 90 kegelförmig zum zentrisch in den Raum 90 eingeführten Teilstück 186 hin und geht in einen das Teilstück 186 ringförmig umgebenen Raum 114 über, der den eigentlichen Brenngassammelraum 108 bildet. An diesen Brennzassammelraum ist schließlich die zur Brennkammer der Gasturbinenanlage führende Brenngasleitung 244 an der Entnahmestelle 245 in Form mindestens einer Öff- nung angeschlossen. In die Brenngasleitung 244 ist vorteilhaft eine Filtereinrichtung 242 samt Verdichter 235 eingeschaltet. Unmittelbar oberhalb des Düsenbodens 92 befindet sich die Einspeisestelle 116 für Brennstoff zum Raum 90, durch welche Wirbelschicht-Brennstoff der zweiten Wirbelschicht 102 zugeführt werden kann.
  • Während des Betriebs der Anlage wird der Zirkulationskanal 172, genau wie im Beispiel nach Figur 2, von zirkulierenden Asche- und Koksbestandteilen der Wirbelschichtfeuerung durchströmt. Diese treten hierbei durch das Teilstück 186 in den Raum 90 ein und füllen, ausgehend vom Düsenboden 92, den Raum 90 bis zur Anschlußstelle 106 an, fließen über das Überlaufwehr 104 und werden dann durch das Teilstück 182 mit Gefälle zum Feuerraum der Wirbelschichtfeuerung des Dampferzeugers (vgl. Figur 1) zurückgeführt. Hierbei bestimmt die Höhe des vertikal verlaufenden Überlaufwehres 104 die Dicke der sich auf dem Düsenboden 92 ausbildenden Schicht, welche die Wirbelschicht 102 bildet. Hierbei ist zu beachten, daß das Teilstück 186 des Zirkulationskanals in die Wirbelschicht 102 eintaucht und dort ausmündet.
  • An der Brennstoffzufuhrstelle 116 wird für die Brenngaserzeugung vorgesehener Wirbelschichtfeuerungs-Brennstoff in die zweite Wirbelschicht 102 eingeführt. Zur Ausbildung der zweiten Wirbelschicht wird durch die Rohrleitung 96 sauerstoffarmes Gas mit einem Sauerstoffgehalt von höchstens 5 Vol%, vorzugsweise Abgas, das der Abgasführung 19 der Wirbelschichtfeuerung des Dampferzeugers entnommen ist, zugeführt, so daß der eingebrachte Brennstoff nicht verbrennen kann, sondern nur entgast wird. Da die zweite Wirbelschicht 102 in den Zirkulationskanal 172 der Wirbelschichtfeuerung des Damßferzeugers eingeschaltet ist, wird die für die Entgasung des Brennstoffes erforderliche Wärme durch die zirkulierenden heißen Asche- und Koksteilchen in die zweite Wirbelschicht 102 eingebracht. Das entstandene Brenngas strömt nach oben in den Brenngassammelraum 108 und wird dort durch die Brenngasleitung 244 abgezogen und über die Filtereinrichtung 242 und den Verdichter 235 der Brennkammer der Gasturbinenanlage als Brenngas zugeführt. Der entgaste Brennstoff fließt zusammen mit den Asche- und Koksteilchen des Zirkulationskanals 172 durch das Teilstück 182 der zur Dampferzeugung dienenden Wirbelschichtfeuerung zu. Vorzugsweise wird man nur soviel Brennstoff zuführen, wie für die Erzeugung des erforderlichen Brenngases der Brennkammer nötig ist. Der restliche für den Betrieb des Systems erforderliche Brennstoff wird dann unmittelbar in die Wirbelschichtfeuerung des Damp- ferzeugers eingeführt. In manchen Fällen kann es jedoch günstiger sein, sämtlichen für den Betrieb der kombinierten Gasturbinen-Dampfkraftanlage erforderlichen Brennstoff an der Brennstoffzufuhrstelle 116 in die zweite Wirbelschicht 102 und somit in den Zirkulationskanal 172 einzuspeisen, dessen Zirkulation den Brennstoff in die Wirbelschichtfeuerung 10 des Dampferzeugers weiterführt (vgl. Figur 1).

Claims (6)

1. Verfahren zum Erzeugen von elektrischer Energie unter Verwendung einer eine Wirbelschichtfeuerung aufweisenden kombinierten Gasturbinen-Dampfkraftanlage, wobei verdichtete Luft in einer mit Brenngas befeuerten Brennkammer (32) erhitzt, in einer Gasturbine (30) entspannt und dann der Wirbelschichtfeuerung als Verbren- nungs- und Wirbelluft zugeführt wird, und wobei das Brenngas durch Entgasung bzw. Vergasung von Brennstoff der Wirbelschichtfeuerung erzeugt wird, dadurch gekennzeichnet, daß das Brenngas innerhalb des Wirbelschichtfeuerungs-Systems der Dampfkraftanlage erzeugt wird.
2. Kombinierte Gasturbinen-Dampfkraftanlage zur Durchführung des Verfahrens nach Anspruch 1, mit einer Wirbelschichtfeuerung (10; 110), und einer Brennkammer (32), die mit Brenngas versorgbar ist, das durch Entga- sung bzw. Vergasung von Wirbelschichtfeuerungs-Brennstoff gewonnen wird, dadurch gekennzeichnet, daß im Falle einer Wirbelschichtfeuerung (10) mit einer im Feuerraum (12) ausgebildeten stationären Wirbelschicht (14) die Brennkammer zur Brenngasversorgung an den sich im Bereich der Brennstoff-Zufuhrstelle (20) im Feuerraum (12) der Dampfkraftanlage ausbildenden Vergasungs- bzw. Entgasungsbereich angeschlossen ist, und daß bei einer Wirbelschichtfeuerung (110) mit einer zirkulierenden Wirbelschicht ein Teil des Wirbelschichtfeuerungs-Brennstoffes in das zum Feuerraum (112) zurückführende Teilstück (82; 182) des Zirkulationskanals (72; 172) einspeisbar ist, und daß die Brennkammer zur Gasversorgung an den sich im Bereich der Einspeisestelle (84; 116) ausbildenden Vergasungs- bzw. Entgasungsbereich angeschlossen ist.
3. Anlage nach Anspruch 2 mit einer Wirbelschichtfeuerung (10), deren Wirbelschicht stationär ist, dadurch gekennzeichnet, daß die Brenngasleitung (44) der Brennkammer (32) im Vergasungs- bzw. Entaasungsbereich durch mehrere Öffnungen (45), die vorzugsweise ungefähr in einer Ebene verlaufend an der Pheripherie des Feuerraums (12) ungefähr gleichmäßig verteilt sind, an den Feuerraum (12) angeschlossen ist (Figur 1).
4. Anlage nach Anspruch 2, mit einer Wirbelschichtfeuerung (110), die eine zirkulierende Wirbelschicht aufweist, dadurch gekennzeichnet, daß der Zirkulationskanal (72), in Zirkulationsrichtung gesehen, stromab der Einspeisestelle (84) einen Brenngassammler in Form einer haubenartigen Erweiterung (87) des Zirkulationskanals (72) aufweist, an den die Brennkammer (32) zur Brenngasversorgung angeschlossen ist (Figur 2).
5. Anlage nach Anspruch 2, mit einer Wirbelschichtfeuerung, die eine zirkulierende Wirbelschicht aufweist, dadurch gekennzeichnet, daß in den Zirkulationskanal (172) ein Raum (90) mit einer stationären zweiten Wirbelschicht (102) eingefügt ist, in die ein Teil des für den Betrieb der Anlage erforderlichen festen Brennstoffes an der Brennstoff-Zufuhrstelle (116) einspeisbar ist, und der ein sauerstoffarmes Gas, vorzugsweise Abgas der Wirbelschichtfeuerung, als Wirbelmedium und zur mindestens teilweisen Entgasung des Brennstoffes durch die Rohrleitung (96) zuführbar ist (Figur 3).
6. Anlage nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß oberhalb der Wirbelschicht (102) ein an die Brennkammer (32) angeschlossener Brennaassammelraum (114) vorgesehen ist, daß das, in Zirkulationsrichtung (127) gesehen, in die zweite Wirbelschicht (102) eintretende Teilstück (186) des Zirkulationskanals innerhalb der zweiten Wirbelschicht ausmündet, daß das aus dem Raum (90) führende Teilstück (182) des Zirkulationskanals an mindestens ein Überlaufwehr (104) angeschlossen ist, das die zweite Wirbelschicht (102) seitlich begrenzt und dessen Höhe die Dicke der zweiten Wirbelschicht (102) in vertikaler Richtung bestimmt (Figur 3).
EP87105588A 1986-04-19 1987-04-15 Kombinations-Gas-Dampfturbinenanlage mit Wirbelschichtfeuerung Expired EP0243801B1 (de)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
AT87105588T ATE48673T1 (de) 1986-04-19 1987-04-15 Kombinations-gas-dampfturbinenanlage mit wirbelschichtfeuerung.

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE19863613300 DE3613300A1 (de) 1986-04-19 1986-04-19 Verfahren zum erzeugen von elektrischer energie mit einer eine wirbelschichtfeuerung aufweisenden kombinierten gasturbinen-dampfkraftanlage sowie anlage zur durchfuehrung des verfahrens
DE3613300 1986-04-19

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP0243801A1 true EP0243801A1 (de) 1987-11-04
EP0243801B1 EP0243801B1 (de) 1989-12-13

Family

ID=6299089

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP87105588A Expired EP0243801B1 (de) 1986-04-19 1987-04-15 Kombinations-Gas-Dampfturbinenanlage mit Wirbelschichtfeuerung

Country Status (5)

Country Link
US (2) US4845942A (de)
EP (1) EP0243801B1 (de)
JP (1) JPS62255535A (de)
AT (1) ATE48673T1 (de)
DE (2) DE3613300A1 (de)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0329155A1 (de) * 1988-02-18 1989-08-23 A. Ahlstrom Corporation System und Methode zur Energieerzeugung mit integrierter Gasturbine

Families Citing this family (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3907217A1 (de) * 1989-03-07 1990-09-13 Steinmueller Gmbh L & C Verfahren zum betreiben eines kombinierten gasturbinen-/dampfturbinen-prozesses
US4911107A (en) * 1989-06-09 1990-03-27 The Babcock & Wilcox Company Standby cooling system for a fluidized bed boiler
US5236354A (en) * 1991-03-18 1993-08-17 Combustion Power Company, Inc. Power plant with efficient emission control for obtaining high turbine inlet temperature
US5190451A (en) * 1991-03-18 1993-03-02 Combustion Power Company, Inc. Emission control fluid bed reactor
US5255507A (en) * 1992-05-04 1993-10-26 Ahlstrom Pyropower Corporation Combined cycle power plant incorporating atmospheric circulating fluidized bed boiler and gasifier
US5239946A (en) * 1992-06-08 1993-08-31 Foster Wheeler Energy Corporation Fluidized bed reactor system and method having a heat exchanger
DE4236512C2 (de) * 1992-10-26 2001-05-10 Ver Energiewerke Ag Verfahren zum Betrieb eines Kombikraftwerkes, wobei Rauchgas eines Kessels mit einer unterstöchiometrisch in vergaserähnlichem Betrieb gefahrenen Wirbelschichtfeuerung gereinigt, mit der Zuführung von Reinluft nachverbrannt und einer Gasturbine zugeführt wird
DE4224958A1 (de) * 1992-07-24 1994-01-27 Ver Energiewerke Ag Verfahren und Anordnung zum Betrieb eines Kombikraftwerkes
DE4227146A1 (de) * 1992-08-18 1994-02-24 Saarbergwerke Ag Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer kombinierten Gas-Dampfkraftanlage
CA2102637A1 (en) * 1992-11-13 1994-05-14 David H. Dietz Circulating fluidized bed reactor combined cycle power generation system
US5285629A (en) * 1992-11-25 1994-02-15 Pyropower Corporation Circulating fluidized bed power plant with turbine fueled with sulfur containing fuel and using CFB to control emissions
DE4307167C2 (de) * 1993-03-06 2002-06-27 Llb Lurgi Lentjes Energietechn Verfahren zur Herstellung eines Brenngases zur Verfeuerung in einer Brennkammer
JP2733188B2 (ja) * 1993-06-18 1998-03-30 川崎重工業株式会社 加圧型ガス化炉による石炭直接燃焼ガスタービン複合発電システム
DE4409057C2 (de) * 1994-03-11 2001-05-17 Ver Energiewerke Ag Verfahren zum Betrieb einer druckaufgeladenen zirkulierenden mit Braunkohle betriebenen Wirbelschichtfeuerung für ein Kombikraftwerk
US5396849A (en) * 1994-03-30 1995-03-14 Electric Power Research Institute, Inc. Combustion method producing low levels of pollutants and apparatus for same
US5469698A (en) * 1994-08-25 1995-11-28 Foster Wheeler Usa Corporation Pressurized circulating fluidized bed reactor combined cycle power generation system
US5666801A (en) * 1995-09-01 1997-09-16 Rohrer; John W. Combined cycle power plant with integrated CFB devolatilizer and CFB boiler
US6560956B1 (en) * 1998-03-19 2003-05-13 Ormat Industries Ltd. Multi-fuel, combined cycle power plant
CN1297732C (zh) * 1999-12-21 2007-01-31 西门子公司 汽轮机装置的运行方法以及按此方法工作的汽轮机装置
US6430914B1 (en) * 2000-06-29 2002-08-13 Foster Wheeler Energy Corporation Combined cycle power generation plant and method of operating such a plant
US6843058B1 (en) * 2002-09-23 2005-01-18 Joseph Frank Pierce, Jr. Method for making gypsum and zinc sulfide
US6886340B1 (en) * 2002-09-23 2005-05-03 Joseph Frank Pierce, Jr. Method for converting waste into electricity
US7267698B1 (en) 2002-09-23 2007-09-11 Pierce Jr Joseph Frank Method for producing hydrogen
JP2010510469A (ja) * 2006-11-17 2010-04-02 サマーヒル バイオマス システムズ インコーポレイテッド 粉末燃料、粉末燃料のディスパージョン、および粉末燃料関連の燃焼装置
US9039407B2 (en) 2006-11-17 2015-05-26 James K. McKnight Powdered fuel conversion systems and methods
US20080148739A1 (en) * 2006-12-22 2008-06-26 Paul Marius A Fluidized bed heavy fuel combustor
US20090223612A1 (en) * 2007-11-16 2009-09-10 Mcknight James K Powdered fuels and powdered fuel dispersions
FR2994249B1 (fr) * 2012-08-06 2018-09-07 Degremont Procede et installation de production d'electricite a partir de dechets fermentescibles, en particuler de boues de station d'epuration
CN108397250B (zh) * 2018-03-14 2019-02-26 浙江城建煤气热电设计院有限公司 一种低温余热发电装置

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1165537A (en) * 1966-01-11 1969-10-01 Coal Industry Patents Ltd Improvements in Gas Turbine Systems
FR1585425A (de) * 1968-07-15 1970-01-23
US3978657A (en) * 1974-02-06 1976-09-07 Combustion Turbine Power, Inc. Turbine system
US3986348A (en) * 1973-04-25 1976-10-19 Switzer Jr George W Coal-fueled combined cycle power generating system
EP0069243A1 (de) * 1981-06-24 1983-01-12 Kraftwerk Union Aktiengesellschaft Heissgassystem
US4387560A (en) * 1980-12-29 1983-06-14 United Technologies Corporation Utilization of coal in a combined cycle powerplant
DE3338107A1 (de) * 1982-11-30 1984-05-30 BBC Aktiengesellschaft Brown, Boveri & Cie., Baden, Aargau Kohlegefeuertes kraftwerk mit wirbelschichtfeuerung
GB2145347A (en) * 1981-11-16 1985-03-27 Foster Wheeler Energy Corp Fluidized return of particulate material to a fluidized bed combustor
EP0161970A1 (de) * 1984-04-20 1985-11-21 Framatome Verfahren und Anlage zur Materialbehandlung in einer zirkulierenden Wirbelschicht

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1200727A (en) * 1966-11-15 1970-07-29 Struthers Scientific Int Corp Gas turbine plant comprising a combustible gas producer
GB2014662A (en) * 1978-02-16 1979-08-30 English Electric Co Ltd Gas Turbine Plant Providing Shaft Power and Heat
CH632560A5 (en) * 1978-10-06 1982-10-15 Bbc Brown Boveri & Cie Gas turbine plant
US4253300A (en) * 1979-08-03 1981-03-03 General Electric Company Supplementary fired combined cycle power plants
DE3002615A1 (de) * 1979-12-05 1981-06-11 BBC AG Brown, Boveri & Cie., Baden, Aargau Verfahren und einrichtung fuer den teillastbetrieb von kombinierten kraftanlagen
GB2076062B (en) * 1980-05-16 1984-04-26 English Electric Co Ltd Turbine power plant
IE51626B1 (en) * 1980-08-18 1987-01-21 Fluidised Combustion Contract A fluidised bed furnace and power generating plant including such a furnace
US4369624A (en) * 1981-01-02 1983-01-25 Westinghouse Electric Corp. High temperature gas turbine systems
ZA821381B (en) * 1981-04-01 1983-03-30 Westinghouse Electric Corp Efficient combined cycle system employing a high temperature combustion turbine and a fluidized coal bed with economic exclusion of sulfur from system waste gases
US4548138A (en) * 1981-12-17 1985-10-22 York-Shipley, Inc. Fast fluidized bed reactor and method of operating the reactor
DE3204672A1 (de) * 1982-02-11 1983-08-18 Deutsche Babcock Anlagen Ag, 4200 Oberhausen Kombinierter gas-/dampfturbinenprozess
US4476674A (en) * 1982-06-10 1984-10-16 Westinghouse Electric Corp. Power generating plant employing a reheat pressurized fluidized bed combustor system
US4453495A (en) * 1983-03-23 1984-06-12 Electrodyne Research Corporation Integrated control for a steam generator circulating fluidized bed firing system
DE3320227A1 (de) * 1983-06-03 1984-12-06 Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim Kraftwerk mit einer integrierten kohlevergasungsanlage
DE3428041A1 (de) * 1984-07-30 1986-01-30 BBC Aktiengesellschaft Brown, Boveri & Cie., Baden, Aargau Luftspeichergasturbinenkraftwerk mit wirbelbettfeuerung

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1165537A (en) * 1966-01-11 1969-10-01 Coal Industry Patents Ltd Improvements in Gas Turbine Systems
FR1585425A (de) * 1968-07-15 1970-01-23
US3986348A (en) * 1973-04-25 1976-10-19 Switzer Jr George W Coal-fueled combined cycle power generating system
US3978657A (en) * 1974-02-06 1976-09-07 Combustion Turbine Power, Inc. Turbine system
US4387560A (en) * 1980-12-29 1983-06-14 United Technologies Corporation Utilization of coal in a combined cycle powerplant
EP0069243A1 (de) * 1981-06-24 1983-01-12 Kraftwerk Union Aktiengesellschaft Heissgassystem
GB2145347A (en) * 1981-11-16 1985-03-27 Foster Wheeler Energy Corp Fluidized return of particulate material to a fluidized bed combustor
DE3338107A1 (de) * 1982-11-30 1984-05-30 BBC Aktiengesellschaft Brown, Boveri & Cie., Baden, Aargau Kohlegefeuertes kraftwerk mit wirbelschichtfeuerung
EP0161970A1 (de) * 1984-04-20 1985-11-21 Framatome Verfahren und Anlage zur Materialbehandlung in einer zirkulierenden Wirbelschicht

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0329155A1 (de) * 1988-02-18 1989-08-23 A. Ahlstrom Corporation System und Methode zur Energieerzeugung mit integrierter Gasturbine

Also Published As

Publication number Publication date
ATE48673T1 (de) 1989-12-15
US4845942A (en) 1989-07-11
US4901521A (en) 1990-02-20
DE3613300A1 (de) 1987-10-22
DE3761156D1 (de) 1990-01-18
EP0243801B1 (de) 1989-12-13
JPS62255535A (ja) 1987-11-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0243801B1 (de) Kombinations-Gas-Dampfturbinenanlage mit Wirbelschichtfeuerung
DE2743830C2 (de) Verfahren zum Betreiben einer kombinierten Gas-Dampfkraftanlage und Gas-Dampfkraftanlage zur Durchführung des Verfahrens
DE2539546B2 (de) Verfahren zur Verbrennung kohlenstoffhaltiger Materialien
DE2819419A1 (de) Betriebsverfahren fuer eine kohlevergasungsanlage
DE69735410T2 (de) Fluidbett-Vergasungs- und Verbrennungsofen und Verfahren
DD270561A5 (de) Gasturbinenkraftanlage entzuendbar durch wasseranlagernden brennstoff und verfahren zur ausnutzung des heizwertes von besagtem brennstoff
EP0276431B1 (de) Aufgeladener, kohlebefeuerter Dampferzeuger
DE69415550T2 (de) Zirkulierender druckwirbelkessel für überkritischen dampf
EP0086261A1 (de) Kombinierter Gas-/Dampfturbinenprozess
DE69521248T2 (de) Kombikraftwerk mit einem Druckreaktor mit zirkulierendem Wirbelbett
DE3642619A1 (de) Kombiniertes gas/dampfturbinenkraftwerk mit wirbelschichtkohlevergasung
DE69509335T2 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Erzeugung elektrischer Energie unter Verwendung eines Kessels und einer Gasturbine gespeist durch Vergasung
DD295696A5 (de) Kombinierter Gas/Dampfturbinen-Prozeß
DE3225140C2 (de)
EP0272410A2 (de) Dampferzeuger mit Wirbelschichtverbrennung
DE3506102A1 (de) Kohlebefeuerte energieanlage
EP0069243B1 (de) Heissgassystem
DE4039463A1 (de) Verfahren zum verbrennen von kohle oder schwerem heizoel und dampferzeugungsanlage
EP0924457B1 (de) Anlage zur Verbrennung von fossilem Brennstoff und Biostoff oder Abfall
EP0278357B1 (de) Vorrichtung zum Erzeugen von Rauchgas zum Antreiben einer Gasturbine
DE69611532T2 (de) Anlage zum behandeln von müll
EP0394281A1 (de) Druckaufgeladen betreibbare wirbelschichtfeuerung.
EP0475029A2 (de) Wirbelschichtfeuerung mit einer stationären Wirbelschicht
DE3734959C2 (de)
DE938868C (de) Verfahren und Einrichtung zur Erzeugung von heizkraeftigem Brenngas

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AT BE DE FR GB IT NL SE

17P Request for examination filed

Effective date: 19871230

17Q First examination report despatched

Effective date: 19881202

RAP1 Party data changed (applicant data changed or rights of an application transferred)

Owner name: ASEA BROWN BOVERI AKTIENGESELLSCHAFT

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): AT BE DE FR GB IT NL SE

REF Corresponds to:

Ref document number: 48673

Country of ref document: AT

Date of ref document: 19891215

Kind code of ref document: T

ITF It: translation for a ep patent filed
ET Fr: translation filed
REF Corresponds to:

Ref document number: 3761156

Country of ref document: DE

Date of ref document: 19900118

GBT Gb: translation of ep patent filed (gb section 77(6)(a)/1977)
PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

26N No opposition filed
ITTA It: last paid annual fee
PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FR

Payment date: 19940210

Year of fee payment: 8

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Payment date: 19940214

Year of fee payment: 8

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SE

Payment date: 19940215

Year of fee payment: 8

Ref country code: AT

Payment date: 19940215

Year of fee payment: 8

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BE

Payment date: 19940302

Year of fee payment: 8

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Payment date: 19940408

Year of fee payment: 8

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Payment date: 19940430

Year of fee payment: 8

EAL Se: european patent in force in sweden

Ref document number: 87105588.5

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Effective date: 19950415

Ref country code: AT

Effective date: 19950415

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SE

Effective date: 19950416

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BE

Effective date: 19950430

BERE Be: lapsed

Owner name: ASEA BROWN BOVERI A.G.

Effective date: 19950430

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Effective date: 19951101

GBPC Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee

Effective date: 19950415

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FR

Effective date: 19951229

NLV4 Nl: lapsed or anulled due to non-payment of the annual fee

Effective date: 19951101

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Effective date: 19960103

EUG Se: european patent has lapsed

Ref document number: 87105588.5

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: ST

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES;WARNING: LAPSES OF ITALIAN PATENTS WITH EFFECTIVE DATE BEFORE 2007 MAY HAVE OCCURRED AT ANY TIME BEFORE 2007. THE CORRECT EFFECTIVE DATE MAY BE DIFFERENT FROM THE ONE RECORDED.

Effective date: 20050415