EP0249255B1 - Kombinierter Gas-/Dampfturbinen-Prozess - Google Patents

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EP0249255B1
EP0249255B1 EP87200488A EP87200488A EP0249255B1 EP 0249255 B1 EP0249255 B1 EP 0249255B1 EP 87200488 A EP87200488 A EP 87200488A EP 87200488 A EP87200488 A EP 87200488A EP 0249255 B1 EP0249255 B1 EP 0249255B1
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EP
European Patent Office
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gas
gas turbine
combustion
gasification
steam
Prior art date
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Expired
Application number
EP87200488A
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English (en)
French (fr)
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EP0249255A1 (de
Inventor
Lothar Dr. Reh
Rolf Dr. Graf
Martin Hirsch
Ludolf Dr. Plass
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.)
GEA Group AG
Original Assignee
Metallgesellschaft AG
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Publication date
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Application filed by Metallgesellschaft AG filed Critical Metallgesellschaft AG
Priority to AT87200488T priority Critical patent/ATE40182T1/de
Publication of EP0249255A1 publication Critical patent/EP0249255A1/de
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    • 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
    • F01K23/062—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 the combustion bed being pressurised

Definitions

  • the invention relates to a method for operating a combined gas / steam turbine process, in which the gas turbine process is operated by means of a fuel gas obtained from solid carbon-containing material and then desulfurized, and the steam turbine process is operated by means of the steam obtained during the combustion of the carbon-containing gasification residue and in which the combustion of the carbon-containing gasification residue with oxygen-containing exhaust gases from the gas turbine process takes place.
  • the above-mentioned improvement in efficiency can be achieved on the basis of thermodynamic considerations, in particular in the case of combined gas / steam turbine processes.
  • the gas turbines can in principle be gas or oil-fired, but the decisive advantage is only achieved when the gas turbine is operated with gas obtained from partial gasification of solid fuel.
  • coal is supplied to a gasification plant for partial gasification, the gas is freed of pollutants with the aid of a scrubber and then burned in the gas turbine.
  • the coke remaining in the partial gasification is burned in the furnace of a steam generator with the oxygen-containing exhaust gases from the gas turbine and the steam is fed to a steam turbine (K. Weinzierl, "Coal gasification to improve efficiency in the power plant", VGB-Krafttechnikstechnik 62 [1982], No. 5, pages) 365 ff., And Issue 10, pages 852 ff.).
  • the aforementioned configuration of the gasification stage is associated with a shift of energy from the gas turbine branch into the steam turbine branch, as a result of which - as can be determined thermodynamically - at least a substantial part of the improvement in efficiency is consumed.
  • the object of the invention is to provide a combined gas / steam turbine process which does not have the disadvantages of the known, in particular the aforementioned, process (s) and which combusts solid carbon-containing fuels in an environmentally friendly manner with a high degree of fuel efficiency and electricity generation with a high degree of efficiency enables.
  • the object is achieved by designing the method of the type mentioned at the outset in accordance with the invention in such a way that the fuel gas is circulated in a fluidized bed by gasification of 70 to 95% by weight of the carbon content in the carbon-containing material at a temperature of 900 to 1100 ° C generated, freed from pollutants in the suspension state at 850 to 950 ° C with calcium hydroxide, calcium oxide and / or calcium carbonate-containing solid and predominantly burned to a gas containing at least 5% by volume of oxygen of at least 1000 ° C for the operation of the gas turbine, the combustion of the carbon-containing gasification residue with the production of process steam in a further circulating fluidized bed at a temperature of 800 to 950 ° C. is carried out in a near-stoichiometric manner with at least 2 partial streams of oxygen-containing gases supplied at different levels, the majority of which are formed from the gas turbine exhaust gas.
  • this concept pursues the goal of using different forms of energy, e.g. as steam for heating purposes, in the form of other high-temperature heat and in the form of clean fuel gases, the combustion of which does not adversely affect product quality.
  • the degree of conversion of the primary energy (e.g. coal) into the secondary energies fuel gas and process heat should be variable within a wide range in line with the respective existing need for one or the other secondary energy.
  • solid carbon-containing material means solid fuel at ambient temperature.
  • Such materials are, for example, all types of coal including washing piles, coke, petroleum coke, wood waste, peat, oil shale, asphaltenes and refinery residues.
  • the principle of the circulating fluidized bed used in the gasification and combustion stage is characterized by the fact that - in contrast to the «classic» fluidized bed, in which a dense phase is separated from the gas space above by a clear density jump - distribution states exist without a defined boundary layer . A leap in density between the dense phase and the dust space above it does not exist; however, the solids concentration within the reactor decreases continuously from bottom to top.
  • the desulfurization of the gas produced can take place in any suspension state, e.g. in a pneumatic conveyor or in a Venturi fluidized bed with solids discharge in a downstream separator.
  • a circulating fluidized bed can also advantageously be used for desulfurization.
  • the gasification process can be carried out below 1000 ° C, e.g. Because fuel gases with a comparatively low calorific value are permissible for the operation of the gas turbine, the desulfurization can also take place in the gasification reactor itself, that is to say in situ.
  • the gasification stage can be carried out under any pressure deemed appropriate. It will usually result from the operating data of the gas turbine and will be in the range of 15-30 bar. In this case, the highest possible pressures are preferable from thermodynamic conditions.
  • the oxygen-containing gas required for the gasification and the water vapor which is generally required should be fed to the fluidized bed reactor of the gasification stage at different heights. It is expedient to supply water vapor predominantly in the form of fluidizing gas and oxygen-containing gas predominantly in the form of secondary gas. Of course, the entry of minor amounts of water vapor can also take place together with the oxygen-containing secondary gas and the entry of minor amounts of oxygen-containing gases together with water vapor as the fluidizing gas.
  • the residence time of the gases in the gasification stage - calculated above the entry point of the carbon-containing material - should be set to 3 to 20 seconds, preferably 10 to 15 seconds. This condition is usually realized by entering the carbonaceous material at a higher level in the gasification stage. On the one hand, this produces a gas that is richer in hydrocarbon and has a correspondingly higher calorific value, and on the other hand ensures that the gas has practically no hydrocarbons condensing in the exhaust system.
  • the desulfurization of the fuel gas is expediently carried out using a desulfurization agent tein whose particle size dp50 is 5 to 200 ⁇ m.
  • An average suspension density of 0.1 to 10 kgfm 3 , preferably 1 to 5 kg / m 3 , and an hourly solids circulation rate which is at least 5 times the solids weight in the reactor shaft should be set in the fluidized bed reactor.
  • the dosage of the desulfurizing agent should be at least 1.2 to 2.0 times the stoichiometric requirement be. It should be noted that when using dolomite or burned dolomite, practically only the calcium component reacts with the sulfur compounds. In the case of in-situ desulfurization in the gasification reactor, the effective desulfurization agents introduced with the inorganic constituents of the carbon-containing material must also be taken into account.
  • the gas speed during desulfurization is set to approx. 1 to 5 m / sec depending on the gas pressure (calculated as empty pipe speed).
  • the entire desulfurization agent which is also required for the combustion stage, can be added to the gas desulfurization stage. In this way, the thermal energy required for heating and possibly for deacidification is extracted from the gas and thus the gasification and combustion stages are maintained.
  • the combustible constituents that are not converted in the gasification stage are considered to be difficult fuels, particularly with regard to environmentally friendly combustion.
  • the by-products from gas cleaning are also considered to be very difficult to process. They are advantageously processed in a further circulating fluidized bed.
  • the by-products from gas cleaning are removed in an environmentally friendly manner.
  • the loaded desulphurization agents coming from the gas cleaning stage in particular insofar as they are in sulfidic form, such as calcium sulfide, are sulfated and thereby converted into landfill-compatible compounds, such as calcium sulfate.
  • the heat of oxidation released during the sulfation process is also obtained as steam.
  • the other by-products, such as dust from gas dedusting are also converted into environmentally compatible products.
  • the combustion takes place in two stages with different amounts of oxygen-containing gases. Their advantage lies in "soft" combustion, which prevents local overheating. The staged combustion also largely suppresses NO x formation.
  • the fuel is fed into the zone between the supply points for oxygen-containing fluidizing gas and secondary gas.
  • an average suspension density of 15 to 100 kg / m 3 is expediently created above the upper gas supply by adjusting the amounts of fluidization and secondary gas, and at least a substantial part of the heat of combustion is removed by means of cooling surfaces located in the reactor space above the upper gas supply.
  • the gas velocities prevailing in the fluidized bed reactor above the secondary gas supply are usually above 5 m / s at normal pressure and can be up to 15 m / s, and the ratio of the diameter to the height of the fluidized bed reactor should be chosen such that gas residence times of 0.5 to 8 , 0 s, preferably 1 to 4s, can be obtained.
  • any gas which does not impair the nature of the exhaust gas can be used as the fluidizing gas.
  • Inert gases such as recirculated flue gas (exhaust gas), nitrogen and water vapor are also suitable.
  • exhaust gas recirculated flue gas
  • nitrogen and water vapor are also suitable.
  • oxygen-containing gas it is particularly advantageous to use oxygen-containing gas as the fluidizing gas.
  • a plurality of supply openings for secondary gas are advantageous within each entry level.
  • Another expedient embodiment of the combustion process consists in creating an average suspension density of 10 to 40 kg / m 3 above the upper gas supply by adjusting the amounts of fluidization and secondary gas, removing hot solids from the circulating fluidized bed and, in the fluidized state, by direct and indirect heat exchange cool and return at least a partial flow of cooled solid into the circulating fluidized bed.
  • the constant temperature can be achieved practically without changing the operating conditions prevailing in the fluidized bed reactor, that is to say, for example, without changing the suspension density, among other things, solely by controlled recycling of the cooled solid.
  • the recirculation rate is more or less high.
  • the combustion temperatures can be of very low temperatures, which are close above the Ignition limit are arbitrarily set up to very high temperatures, which are limited, for example, by softening the combustion residues. They can be between 650 and 950 ° C.
  • the output in steam generation can be increased without interfering with the gasification stage if the combustion stage is additionally fed with carbon-containing material.
  • the possibility of adding solid carbon-containing material separately to the combustion stage, particularly in the start-up phase, allows steam turbine operation to be started, regardless of the gasification residue of the gasification stage.
  • air as an oxygen-containing gas
  • air enriched with oxygen or technically pure oxygen can also be used.
  • air enriched with oxygen or technically pure oxygen can also be used.
  • Within the combustion stage it is possible to work at normal pressure, but also under pressure, up to about 10 bar.
  • Preferred refinements of the invention consist in generating the fuel gas by gasifying at least 80% by weight of the carbon content of the solid carbon-containing material or in cooling the desulfurized fuel gases to a temperature in the range from 350 to 600 ° C. and freeing them from halides.
  • the increase in the degree of gasification to at least 80% by weight is generally associated with the advantage that an additionally increased degree of efficiency is achieved.
  • the halides are removed dry using calcium oxide or hydroxide, in principle under the same process conditions that are mentioned with regard to the separate desulfurization of the fuel gases.
  • the predominant part of the fuel gas produced in the above described manner and purified is burned in a combustion chamber of stoichiometry to produce NO x -deficient flue gases, so that a flue gas containing at least 5 vol .-% oxygen is produced. Since the temperature of the flue gas has to be based on the operating conditions of the gas turbine and is usually set to the maximum permissible value under full load operation, the amount of oxygen-containing gases required for combustion will be selected such that this permissible maximum temperature is established. However, the minimum oxygen content of 5% by volume must not be undercut. If necessary, care must be taken to ensure that the fuel gas has a high calorific value.
  • the operating temperature of the gas turbine is currently a maximum of 1200 ° C.
  • a further advantageous embodiment of the invention provides to burn the optionally remaining portion of the fuel gas nahstöchiometrisch -deficient to form NO x flue gases to be cooled and a second Gasturbinezu election.
  • the permissible gas turbine inlet temperature should not be exceeded, but if possible not below.
  • This embodiment of the invention has a particularly advantageous effect in that a high degree of efficiency can be achieved even in the case of part-load operation.
  • the degree of conversion of the primary energy, such as coal, into fuel gas and steam and thus ultimately the overall efficiency of the combined gas / steam turbine process is essentially determined by the permissible inlet temperature of the flue gas for the gas turbine.
  • the ratio of the outputs from the gas turbine to the steam turbine increases with increasing permissible inlet temperature of the flue gases in favor of the gas turbine. This means that as the permissible inlet temperature of the flue gas rises, the extent of gasification increases, and thus that of residue combustion should be reduced.
  • gas inlet temperatures of 1200 ° C efficiencies of 45% can be achieved.
  • the figure shows a flow diagram of the method according to the invention in a simplified form.
  • the fuel gas is generated in the circulating fluidized bed illustrated by (1), which is supplied with oxygen-containing fluidizing gas or with steam or coal via the lines (2 or 3 or 4). It is fed via line (5) to a first heat exchanger (6) and from there to the device (7) for desulfurization. After passing through a further heat exchanger (8), the removal of hydrogen halide, in particular hydrogen chloride, takes place in the device (9) and the dedusting in device (10). The sorbents obtained in the devices (7 and 9), loaded with pollutants of the fuel gas, and the dusts obtained in the device (10) are discharged via the lines (11, 12, 13).
  • the fuel gas then passes through line (14) into the combustion chamber (15), which is additionally supplied with oxygen-containing gas via line (16).
  • the flue gas intended for driving the gas turbine (17) is generated in the combustion chamber (15) by superstoichiometric combustion.
  • the dosage of the oxygen-containing gas is selected in such a way that the optimum temperature is created for the operation of the gas turbine (17).
  • Part of the exhaust gas from the gas turbine (17) is fed to the circulating fluidized bed (20) for the combustion of the gasification residue via line (18 and 19) as fluidizing gas or as secondary gas. If necessary, fresh oxygen-containing fluidizing gas can be introduced by means of the blower (21).
  • the gasification residue is entered via line (22) together with the loaded sorbents and the dusts separated from the fuel gases. At the same time, further desulfurizing agent and, if necessary, additional coal can be fed to the circulating fluidized bed (20) (line 23).
  • the steam generated in the steam registers (24) of the circulating fluidized bed (20) is fed via line (25) to the steam turbines (26, 27 and 28) operated under high pressure, medium pressure and low pressure.
  • the exhaust gas from the circulating fluidized bed (20) passes through a further heat exchanger (29) into a dedusting system (30) and then into the chimney (31).
  • Oxygen-containing flue gas emerging from the gas turbine (17) and not required in the circulating fluidized bed (20) can be fed to a heat exchanger system (33) via line (32) and cooled there in a conventional manner. It then also gets into the chimney (31).
  • a second gas turbine (34) the commissioning of which is advantageous particularly in the case of partial load operation. It is preceded by a combustion chamber (35) with a waste heat boiler (36), which can also be designed as a wall-cooled combustion chamber.
  • a flue gas obtained by near-stoichiometric combustion.
  • the flue gas is generated from fuel gas supplied via line (37) and oxygen-containing gas supplied via line (38).
  • the exhaust gas from the gas turbine (34) passes through line (39) into line (32) and, as described above, is utilized.
  • the gas is then fed to the combustion chamber (15) via line (14) and burned there with 3.6 times the stoichiometric requirement for air which is introduced via line (16).
  • the resulting flue gas of 1100 ° C is then expanded in the gas turbine (17).
  • the exhaust gas from the gas turbine has a temperature of 550 ° C, a pressure of 1.35 bar, an oxygen content of 13 vol.% And an NO x content of 200 mg / standard m 3 .
  • the terminal power of the generator assigned to the gas turbine (17) is 97 MW.
  • the gasification residue of 26.7 t / h and the discharges from the devices (7, 9 and 10) in a total amount of 5.0 t / h are mixed with a mixing temperature of 955 ° C via line (22) of the circulating fluidized bed (20 ) forwarded. There, the combustion is performed with 25% excess of oxygen at 850 ° C.
  • the distribution of the volumes of fluidizing gas to secondary gas takes place in the ratio of 30:70, wherein the fluidizing gas to% air (fan 21) and 2/3 via line (18 ) supplied gas turbine exhaust gas and has a temperature of 300 ° C.
  • the secondary gas for the fluidized bed reactor (20) consists exclusively of gas turbine exhaust gas of 550 ° C (line 19).
  • a total of 10% by volume of the gas turbine exhaust gas thus reaches the circulating fluidized bed (20).
  • Steam of 100 bar and 535 ° C. is generated in the circulating fluidized bed (20) and is fed to the steam turbine set (26, 27 and 28) via line (25).
  • the generator assigned to these steam turbines delivers a net output of 116 MW.
  • the gas turbine exhaust gas (90% by volume) not used in the combustion process is fed via line (32) to the heat exchanger system (33), cooled there to 100 ° C. with preheating of condensate and generation of steam, and finally fed to the chimney (31).
  • the overall efficiency achieved in the present example is 42%, with the power shares of steam and gas turbines behaving as about 1: 0.83.
  • 40% of the fuel gas generated in the gasification stage (1) is burned with an air excess of 5% in the pressurized combustion chamber (35) to a flue gas of 1100 ° C and expanded in the gas turbine (34).
  • the exhaust gas from the gas turbine (34) has a temperature of 550 ° C, a pressure of approx. 1 bar and an oxygen content of approx. 1% by volume. It is cooled in the heat exchanger system (33) and placed in the chimney (31) at approx. 100 ° C.
  • the terminal power of the generator assigned to the gas turbine (34) is 26 MW.
  • the majority of the fuel gas, namely the remaining 60%, are fed via line (14) to the combustion chamber (15) and burned with the addition of 3.6 times stoichiometric air.
  • the resulting flue gas of 1100 ° C is then expanded in the gas turbine (17) and cooled to 550 ° C.
  • the gas turbine exhaust gas has an oxygen content of 13% by volume and a pressure of 1.35 bar.
  • the generator of the gas turbine (17) delivers a terminal power of 58 MW.
  • the gasification residue of 26.7 t / h and the discharges from the devices (7, 9 and 10) in a total amount of 5 t / h are fed through line (22) to the circulating fluidized bed (20) and at 850 ° C. there burnt an excess of oxygen of 25%.
  • the distribution of the volumes of fluidizing gas to secondary gas is 30:70, the fluidizing gas being composed of% of air (blower 21) and% of gas turbine exhaust gas supplied via line (18). Its temperature is 300 ° C.
  • the secondary gas for the fluidized bed reactor (20) consists exclusively of gas turbine exhaust gas of 550 ° C. (line 19). This means that a total of 17% by volume of the gas turbine exhaust gas reaches the circulating fluidized bed.
  • Steam of 100 bar and 535 ° C. is generated in the circulating fluidized bed (20) and is fed to the steam turbine set (26, 27 and 28) via line (25).
  • the generator of this steam turbine set delivers a net output of 129 MW.
  • Example 1 The exhaust gas from the circulating fluidized bed (20) and the gas turbine exhaust gas not used in the combustion process are carried out as in Example 1.
  • the overall efficiency is 42%.

Description

  • Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betreiben eines kombinierten Gas-/Dampfturbinen-Prozesses, bei dem der Gasturbinen-Prozess mittels eines aus festem kohlenstoffhaltigem Material gewonnenen und danach entschwefelten Brenngases und der Dampfturbinen-Prozess mittels des bei der Verbrennung des kohlenstoffhaltigen Vergasungsrückstandes gewonnenen Dampfes betrieben wird und bei dem die Verbrennung des kohlenstoffhaltigen Vergasungsrückstandes mit sauerstoffhaltigen Abgasen des Gasturbinen-Prozesses erfolgt.
  • Bedingt durch die sogenannte Energiekrise zeichnet sich in den letzten Jahren zunehmend der Trend ab, bei der Erzeugung elektrischer Energie Öl und Gas durch feste Brennstoffe, insbesondere Kohle, zu ersetzen. Parallel hierzu wird verstärkt nach Möglichkeiten zur Erhöhung von Wirkungs-und Nutzungsgrad bei der Erzeugung von elektrischem Strom aus festen Brennstoffen gesucht, wobei nicht nur die bessere Ausnutzung des Primärenergieträgers, sondern auch die verschärften Umweltschutzforderungen im Blickfeld stehen. Bekanntlich wird bei einer Erhöhung des Wirkungsgrades bei einer vorgegebenen Abgasreinigung pro erzeugte Energieeinheit weniger Schadstoff als bei einem geringeren Wirkungsgrad emittiert.
  • Bei der Erzeugung von Strom ist die vorstehend genannte Verbesserung des Wirkungsgrades aufgrund thermodynamischer Erwägungen, insbesondere bei kombinierten Gas-/Dampfturbinen-Prozessen erzielbar. Hierbei können die Gasturbinen zwar grundsätzlich gas- oder ölgefeuert sein, der entscheidende Vorteil wird aber erst dann erzielt, wenn die Gasturbine mit durch Teilvergasung von festem Brennstoff gewonnenem Gas betrieben wird.
  • So ist beispielsweise bei dem VEW-Kohleumwandlungs-Verfahren vorgesehen, Kohle zur Teilvergasung einer Vergasungsanlage zuzuführen, das Gas mit Hilfe einer Wäsche von Schadstoffen zu befreien und anschliessend in der Gasturbine zu verfeuern. Der bei der Teilvergasung zurückbleibende Koks wird in der Feuerung eines Dampferzeugers mit den sauerstoffhaltigen Abgasen der Gasturbine verbrannt und der Dampf einer Dampfturbine zugeleitet (K. Weinzierl, «Kohlevergasung zur Wirkungsgradverbesserung im Kraftwerk», VGB-Kraftwerkstechnik 62 [1982], Heft 5, Seiten 365 ff., und Heft 10, Seiten 852 ff.).
  • Obgleich das vorstehend behandelte Konzept des kombinierten Gas-/Dampfturbinen-Prozesses mit Kohleteilvergasung zunächst nur attraktiv erscheint, liegt das Problem in der technischen Realisierung der einzelnen Verfahrensschritte und in deren Verknüpfung. Denn es ist zu beachten, dass bereits in Details der Verfahrensführung auftretende Mängel oder Unzulänglichkeiten die mit dem Prozessan sich erreichbare Verbesserung des Wirkungsgrades zunichte machen können. Beispielsweise ist die Durchführung der Vergasung bei einer vergleichsweise hohen Temperatur mit dem Nachteil behaftet, dass zunächst wertvolles, im Prozess erzeugtes Gas zur Luftvorwärmung verbraucht wird. Denn nur so ist die hohe Vergasungstemperatur zu erreichen. Infolge der hohen Vergasungs- und damit Gastemperatur muss darüber hinaus dann dem erzeugten Gas eine merkliche Menge fühlbarer Wärme entzogen werden. Dies geschieht üblicherweise durch Erzeugung von überhitztem Dampf, der der Dampfturbine zugeführt wird. Im Ergebnis ist die vorgenannte Ausgestaltung der Vergasungsstufe mit einer Verlagerung von Energie vom Gasturbinen-Zweig in den Dampfturbinen-Zweig verbunden, wodurch - wie sich thermodynamisch ermitteln lässt - mindestens ein wesentlicher Teil der Verbesserung des Wirkungsgrades aufgezehrt wird.
  • In ähnlicher Weise problematisch ist die Durchführung der Verbrennung, z.B. wenn es nicht gelingt, den im Vergasungsrückstand enthaltenen Kohlenstoff möglichst vollständig zu verbrennen. Schliesslich wirft auch die Entschwefelung der bei der Vergasung erzeugten Brenngase bzw. der daraus gewonnenen Rauchgase sowie der Rauchgase der Rückstandsverfeuerung grosse, den Wirkungsgrad gegebenenfalls wieder beeinträchtigende Probleme auf.
  • Aufgabe der Erfindung ist es, einen kombinierten Gas-/Dampfturbinen-Prozess bereitzustellen, der die Nachteile der bekannten, insbesondere des vorgenannten, Verfahren(s) nicht aufweist und die Verbrennung fester kohlenstoffhaltiger Brennstoffe umweltfreundlich mit einem hohen Brennstoffnutzungsgrad und eine Stromerzeugung mit einem hohen Wirkungsgrad ermöglicht.
  • Die Aufgabe wird gelöst, indem das Verfahren der eingangs genannten Art entsprechend der Erfindung derart ausgestaltet wird, dass man das Brenngas in einer zirkulierenden Wirbelschicht durch Vergasung von 70 bis 95 Gew.-% des Kohlenstoffgehalts im kohlenstoffhaltigen Material bei einer Temperatur von 900 bis 1100° C erzeugt, im Suspensionszustand bei 850 bis 950° C mit Kalziumhydroxid, Kalziumoxid und/oder kalziumkarbonathaltigem Feststoff von Schadstoffen befreit und zum überwiegenden Teil für den Betrieb der Gasturbine zu einem mindestens 5 Vol.-% Sauerstoff enthaltenden Gas von mindestens 1000° C verbrennt, die Verbrennung des kohlenstoffhaltigen Vergasungsrückstandes unter Erzeugung von Prozessdampf in einer weiteren zirkulierenden Wirbelschicht bei einer Temperatur von 800 bis 950° C nahstöchiometrisch mit mindestens 2 Teilströmen in unterschiedlicher Höhe zugeführten sauerstoffhaltigen Gasen, die zum überwiegenden Teil aus dem Gasturbinenabgas gebildet werden, durchführt.
  • Zwar ist es aus der EP-A1-62363 bekannt, aus kohlenstoffhaltigem Material als erste Stufe eine Vergasung bei einem Druck von maximal 5 bar und einer Temperatur von 800 bis 1100° C mittels sauerstoffhaltiger Gase in Gegenwart von Wasserdampf in einer zirkulierenden Wirbelschicht durchzuführen und hierbei 40 bis 80 Gew.-% des im Ausgangsmaterial enthaltenen Kohlenstoffes umzusetzen, das hierbei gebildete Gas bei einer Temperatur im Bereich von 800 bis 1000° C im Suspensionszustand von Schwefelverbindungen zu befreien, danach zu kühlen und zu entstauben und als zweite Stufe den Rückstand aus der Vergasung zusammen mit den bei der Gasreinigung anfallenden Nebenprodukten, wie beladenes Entschwefelungsmittel, Staub und Gaswasser, einer weiteren zirkulierenden Wirbelschicht zuzuführen und dort die verbliebenen brennbaren Bestandteile bei einer Luftverhältniszahl von λ = 1,05 bis 1,40 zu verbrennen.
  • Dieses Konzept verfolgt jedoch das Ziel, die Industrie bei der Erzeugung bestimmter Produkte mit Energie in unterschiedlicher Form, z.B. als Dampf für Beheizungszwecke, in Form anderer Hochtemperaturwärme und in Form sauberer Brenngase, bei deren Verbrennung die Produktqualität nicht negativ beeinflusst wird, auszustatten. Dabei soll der Grad der Umwandlung der Primärenergie (z.B. der Kohle) in die Sekundärenergien Brenngas und Prozesswärme in Anpassung an den jeweils bestehenden Bedarf für die eine oder andere Sekundärenergie in weiten Grenzen variabel sein. Das heisst, mit dem vorstehend zitierten Verfahren wird ein Problem gelöst, das in dieser Form bei kombinierten Gas-/Dampfturbinen-Prozessen nicht auftritt, wie beispielsweise auch schon der unterschiedliche Vergasungsgrad zeigt.
  • Innerhalb des erfindungsgemässen Verfahrens bedeutet «festes kohlenstoffhaltiges Material» bei Umgebungstemperatur fester Brennstoff. Derartige Materialien sind beispielsweise Kohlen aller Art inklusive Waschberge, Koks, Petrolkoks, Holzabfälle, Torf, Ölschiefer, Asphaltene und Raffinerierückstände.
  • Das in der Vergasungs- und in der Verbrennungsstufe angewendete Prinzip der zirkulierenden Wirbelschichtzeichnet sich dadurch aus, dass - im Unterschied zur «klassischen» Wirbelschicht, bei der eine dichte Phase durch einen deutlichen Dichtesprung von dem darüber befindlichen Gasraum getrennt ist-Verteilungszustände ohne definierte Grenzschicht vorliegen. Ein Dichtesprung zwischen dichter Phase und darüber befindlichem Staubraum ist nicht existent; jedoch nimmt innerhalb des Reaktors die Feststoffkonzentration von unten nach oben ständig ab.
  • Bei der Definition der Betriebsbedingungen über die Kennzahlen von Froude und Archimedes ergeben sich die Bereiche:
    Figure imgb0001
    bzw.
    Figure imgb0002
    wobei
    Figure imgb0003
    und
    Figure imgb0004
    sind. Es bedeuten :
    • u die relative Gasgeschwindigkeit in m/s Ar die Archimedes-Zahl
    • Fr die Froude-Zahl
    • Pg die Dichte des Gases in kg/m3
    • pk die Dichte des Feststoffteilchens in kg/m3
    • dk den Durchmesser des kugelförmigen Teilchens in m
    • v die kinematische Zähigkeit in m2/s
    • g die Gravitationskonstante in m/s2
  • Über die Arbeitsweise von zirkulierenden Wirbelschichten informiert ergänzend L. Reh et al. «Wirbeischichtprozesse für die Chemie- und Hüttenindustrie, die Energieumwandlung und den Umweltschutz», Chem. Ing. Techn. 55 (1983), Nr. 2, Seiten 87 bis 93.
  • Demgegenüber kann die Entschwefelung des erzeugten Gases bei einem beliebigen Suspensionszustand, z.B. in einer pneumatischen Förderung oder in einer Venturi-Wirbelschicht mit Feststoffaustrag in einen nachgeschalteten Abscheider, erfolgen. Mit Vorteil kann jedoch auch für die Entschwefelung eine zirkulierende Wirbelschicht eingesetzt werden.
  • Wenn der Vergasungsprozess unter 1000°C durchgeführt werden kann, z.B. weil für den Betrieb der Gasturbine Brenngase mit vergleichsweise niedrigem Heizwert zulässig sind, kann die Entschwefelung auch im Vergasungsreaktor selbst, also in situ, erfolgen.
  • Die Stufe der Vergasung kann unter jedem jeweils für zweckmässig erachteten Druck durchgeführt werden. Er wird sich in der Regel aus den Betriebsdaten der Gasturbine ergeben und etwa im Bereich von 15-30 bar liegen. Dabei sind aus thermodynamischen Gegebenheiten möglichst hohe Drücke vorzuziehen.
  • Das für die Vergasung erforderliche sauerstoffhaltige Gas und der in der Regel erforderliche Wasserdampf sollten dem Wirbelschichtreaktor der Vergasungsstufe in unterschiedlicher Höhe zugeführt werden. Zweckmässig ist es, Wasserdampf überwiegend in Form von Fluidisierungsgas und sauerstoffhaltiges Gas überwiegend in Form von Sekundärgas zuzuführen. Selbstverständlich kann der Eintrag untergeordneter Wasserdampfmengen auch zusammen mit dem sauerstoffhaltigen Sekundärgas und der Eintrag von untergeordneten Mengen sauerstoffhaltiger Gase zusammen mit Wasserdampf als Fluidisierungsgas erfolgen.
  • Die Verweilzeit der Gase in der Vergasungsstufe - oberhalb der Eintrittsstelle des kohlenstoffhaltigen Materials gerechnet - sollte auf 3 bis 20 sec, vorzugsweise 10 bis 15 sec eingestellt werden. Diese Bedingung wird üblicherweise realisiert, indem man das kohlenstoffhaltige Material auf höherem Niveau in die Vergasungsstufe einträgt. Hierdurch entsteht einerseits ein an Kohlenwasserstoff reicheres Gas mit entsprechend höherem Heizwert, andererseits ist gewährleistet, dass das Gas praktisch keine im Abgassystem kondensierenden Kohlenwasserstoffe aufweist.
  • Die Entschwefelung des Brenngases erfolgt zweckmässigerweise mit Entschwefelungsmittein, deren Teilchengrösse dp50 5 bis 200 um beträgt. Dabei sollte im Wirbelschichtreaktor eine mittlere Suspensionsdichte von 0,1 bis 10 kgfm3, vorzugsweise 1 bis 5 kg/m3, und eine stündliche Feststoffumlaufrate, die mindestens das 5fache des im Reaktorschacht befindlichen Feststoffgewichtes ausmacht, eingestellt werden.
  • Die Dosierung des Entschwefelungsmittels sollte mindestens das 1,2- bis 2,0fache des stöchiometrischen Bedarfs gemäss
    Figure imgb0005
    betragen. Dabei ist zu berücksichtigen, dass bei Verwendung von Dolomit oder gebranntem Dolomit praktisch nur die Kalziumkomponente mit den Schwefelverbindungen reagiert. Bei der in situ-Entschwefelung im Vergasungsreaktor sind zudem die mit den anorganischen Bestandteilen des kohlenstoffhaltigen Materials eingebrachten wirksamen Entschwefelungsmittel zu berücksichtigen.
  • Die Gasgeschwindigkeit bei der Entschwefelung wird in Abhängigkeit vom Gasdruck auf ca. 1 bis 5 m/sec (gerechnet als Leerrohrgeschwindigkeit) eingestellt.
  • Bei separater Brenngasentschwefelung und insbesondere wenn die Abgase der Vergasungsstufe mit hohen Temperaturen austreten, kann das gesamte, auch für die Verbrennungsstufe erforderliche Entschwefelungsmittel der Stufe der Gasentschwefelung zugegeben werden. Auf diese Weise wird die zur Aufheizung und gegebenenfalls zur Entsäuerung erforderliche Wärmeenergie dem Gasentzogen und damit der Vergasungs- und der Verbrennungsstufe erhalten.
  • Die in der Vergasungsstufe nicht umgesetzten brennbaren Bestandteile gelten - besonders unter dem Aspekt umweltfreundlicher Verbrennung - als schwieriger Brennstoff. Auch die bei der Gasreinigung anfallenden Nebenprodukte werden als sehr schwierig aufarbeitbar betrachtet. Ihre Aufarbeitung erfolgt mit Vorteil in einer weiteren zirkulierenden Wirbelschicht. Dabei werden gleichzeitig die bei der Gasreinigung angefallenen Nebenprodukte umweltfreundlich beseitigt. Die aus der Gasreinigungsstufe kommenden beladenen Entschwefelungsmittel, insbesondere soweit sie in sulfidischer Form vorliegen, wie Kalziumsulfid, werden sulfatisiert und dabei in deponiefähige Verbindungen, wie Kalziumsulfat, überführt. Ausserdem wird die beim Sulfatisierungsprozess freiwerdende Oxidationswärme zusätzlich als Dampf gewonnen. Auch die weiteren Nebenprodukte, wie Staub aus der Gasentstaubung, werden in umweltverträgliche Produkte überführt.
  • Die Verbrennung erfolgt zweistufig mit in unterschiedlicher Höhe zugeführten sauerstoffhaltigen Gasen. Ihr Vorzug liegt in einer «weichen» Verbrennung, bei der lokale Überhitzungserscheinungen vermieden werden. Durch die gestufte Verbrennung wird zudem die NOx-Bildung weitgehend zurückgedrängt. Die Brennstoffzufuhr erfolgt in die Zone zwischen den Zufuhrstellen für sauerstoffhaltiges Fluidisierungs- und Sekundärgas. Dabei wird zweckmässigerweise oberhalb der oberen Gaszuführung eine mittlere Suspensionsdichte von 15 bis 100 kg/m3 durch Einstellung der Fluidisierungs- und Sekundärgasmengen geschaffen und mindestens ein wesentlicher Teil der Verbrennungswärme mittels oberhalb der oberen Gaszuführung im Reaktorraum befindlicher Kühlflächen abgeführt.
  • Eine derartige Arbeitsweise ist in der DE-AS 2539546 bzw. in der entsprechenden US-PS 4165717 näher beschrieben.
  • Die im Wirbelschichtreaktor oberhalb der Sekundärgaszuführung herrschenden Gasgeschwindigkeiten liegen bei Normaldruck im Regelfall über 5 m/s und können bis zu 15 m/s betragen, und das Verhältnis von Durchmesser zu Höhe des Wirbelschichtreaktors sollte derart gewählt werden, dass Gasverweilzeiten von 0,5 bis 8,0 s, vorzugsweise 1 bis4s, erhalten werden.
  • Als Fluidisierungsgas kann praktisch jedes beliebige, die Beschaffenheit des Abgases nicht beeinträchtigende Gas eingesetzt werden. Es sind zwar auch Inertgase, wie rückgeführtes Rauchgas (Abgas), Stickstoff und Wasserdampf, geeignet. Besonders vorteilhaft im Hinblick auf die Intensivierung des Verbrennungsprozesses ist es jedoch, bereits als Fluidisierungsgas sauerstoffhaltiges Gas zu verwenden.
  • Es ergeben sich mithin folgende Möglichkeiten:
    • 1. Als Fluidisierungsgas bereits sauerstoffhaltiges Gas zu verwenden. Dann genügt der Eintrag von Sekundärgas in einer Ebene. Selbstverständlich kann auch bei dieser Ausführungsform noch eine Aufteilung des Sekundärgaseintrags in mehrere Ebenen erfolgen. Diese Arbeitsweise ist in der Regel vorzuziehen.
    • 2. Als Fluidisierungsgas Inertgas zu verwenden. Dann ist es unerlässlich, das sauerstoffhaltige Verbrennungsgas als Sekundärgas in mindestens zwei übereinanderliegenden Ebenen einzutragen.
  • Innerhalb jeder Eintragsebene sind mehrere Zuführungsöffnungen für Sekundärgas vorteilhaft.
  • Eine weitere zweckmässige Ausgestaltung des Verbrennungsprozesses besteht darin, oberhalb der oberen Gaszuführung eine mittlere Suspensionsdichte von 10 bis 40 kg/m3 durch Einstellung der Fluidisierungs- und Sekundärgasmengen zu schaffen, heissen Feststoff der zirkulierenden Wirbelschicht zu entnehmen und im Wirbelzustand durch direkten und indirekten Wärmeaustausch zu kühlen und mindestens einen Teilstrom gekühlten Feststoffes in die zirkulierende Wirbelschicht zurückzuführen.
  • Diese Ausführungsform ist in der DE-OS 2624302 bzw. in der entsprechenden US-PS 4111 158 näher erläutert.
  • Hierbei lässt sich die Temperaturkonstanz praktisch ohne Änderung der im Wirbelschichtreaktor herrschenden Betriebszustände, also etwa ohne Veränderung der Suspensionsdichte u.a., allein durch geregelte Rückführung des gekühlten Feststoffes erreichen. Je nach Verbrennungsleistung und eingestellter Verbrennungstemperatur ist die Rezirkulationsrate mehr oder minder hoch. Die Verbrennungstemperaturen lassen sich von sehr niedrigen Temperaturen, die nahe oberhalb der Zündgrenze liegen, bis zu sehr hohen Temperaturen, die etwa durch Erweichung der Verbrennungsrückstände begrenzt sind, beliebig einstellen. Sie können etwa zwischen 650 und 950° C liegen.
  • Auch bei dieser Ausgestaltung der Erfindung sind die Gasverweilzeiten, Gasgeschwindigkeiten oberhalb der Sekundärgasleitung bei Normaldruck und Art der Fluidisierungs- bzw. Sekunkärgaszuführung in Übereinstimmung mit den gleichen Parametern der zuvor behandelten Ausführungsform.
  • Die Leistung bei der Dampferzeugung kann - ohne dass in die Stufe der Vergasung eingegriffen wird - erhöht werden, wenn der Verbrennungsstufe zusätzlich kohlenstoffhaltiges Material aufgegeben wird. Die Möglichkeit der separaten Zugabe von festem kohlenstoffhaltigem Material in die Verbrennungsstufe gestattet, insbesondere in der Anfahrphase, die Aufnahme des Dampfturbinenbetriebes, unabhängig vom Vergasungsrückstand der Vergasungsstufe.
  • Neben der Verwendung von Luft als sauerstoffhaltiges Gas können auch mit Sauerstoff angereicherte Luft oder technisch reiner Sauerstoff eingesetzt werden. Innerhalb der Verbrennungsstufe kann bei Normaldruck, aber auch unter Druck, etwa bis 10 bar, gearbeitet werden.
  • Bevorzugte Ausgestaltungen der Erfindung bestehen darin, das Brenngas durch Vergasung von mindestens 80 Gew.-% des Kohlenstoffgehaltes des festen kohlenstoffhaitigen Materials zu erzeugen bzw. die entschwefelten Brenngase auf eine Temperatur im Bereich von 350 bis 600° C zu kühlen und von Halogeniden zu befreien.
  • Die Erhöhung des Vergasungsgrades auf mindestens 80 Gew.-% ist in der Regel mit dem Vorteil verbunden, dass ein zusätzlich erhöhter Wirkungsgrad erzielt wird.
  • Die Entfernung der Halogenide erfolgt trocken mit Kalziumoxid bzw. -hydroxid unter prinzipiell den gleichen Verfahrensbedingungen, die mit Bezug auf die separate Entschwefelung der Brenngase genannt sind.
  • Der überwiegende Teil des auf die vorstehend beschriebene Weise erzeugten und gereinigten Brenngases wird in einer Brennkammer überstöchiometrisch unter Erzeugung NOx-armer Rauchgase verbrannt, so dass ein Rauchgas mit mindestens 5 Vol.-% Sauerstoff entsteht. Da sich die Temperatur des Rauchgases nach den Betriebsbedingungen der Gasturbine zu richten hat und bei Vollastbetrieb üblicherweise auf den maximal zulässigen Wert eingestellt wird, wird man die zur Verbrennung erforderliche Menge sauerstoffhaltiger Gase derart wählen, dass sich diese zulässige Höchsttemperatur einstellt. Dabei darf der Mindestsauerstoffgehalt von 5 Vol.-% jedoch nicht unterschritten werden. Gegebenenfalls ist für einen entsprechend hohen Heizwert des Brenngases Sorge zu tragen. Gegenwärtig betragen die Betriebstemperaturen der Gasturbine maximal 1200° C.
  • Eine weitere vorteilhafte Ausführungsform der Erfindung sieht vor, den gegebenenfalls verbleibenden Teil des Brenngases nahstöchiometrisch unter Bildung NOx-armer Rauchgase zu verbrennen,zu kühlen und einer zweiten Gasturbinezuzuführen. Bei der Kühlung ist aus den bereits vorstehend genannten Gründen nicht über aber möglichst auch nicht unter die zulässige Gasturbinen-Eintrittstemperatur zu gehen.
  • Diese Ausgestaltung der Erfindung wirkt sich insbesondere vorteilhaft dahingehend aus, dass auch bei Teillastbetrieb ein hoher Wirkungsgrad erzielbar ist.
  • Sofern für die Vergasung und/oder Verbrennung mit Sauerstoff angereicherte Luft bzw. technisch reiner Sauerstoff eingesetzt wird und zur Erzeugung des Sauerstoffes eine Luftzerlegungsanlage zur Verfügung steht, empfiehlt es sich, mindestens einen Teil des gleichzeitig anfallenden Stickstoffes der oder den Brennkammer(n) zur Erzeugung der Rauchgase für die Gasturbine(n) zuzusetzen. Dadurch ist es möglich, dem Gasturbinen-Prozess zusätzliches, durch Aufnahme von Verbrennungswärme der Brenngase gewonnenes Gasvolumen zur Verfügung zu stellen (und damit den Wirkungsgrad zu verbessern). Bei der Kühlung der Brenngase mit Stickstoff ist jedoch darauf zu achten, dass die zulässige Eintrittstemperatur der Gasturbine möglichst nicht unterschritten wird.
  • Der Grad der Umwandlung der Primärenergie, wie Kohle, in Brenngas und Dampf und damit letztlich der Gesamtwirkungsgrad des kombinierten Gas-/Dampfturbinen-Prozesses ist im wesentlichen von der zulässigen Eintrittstemperatur des Rauchgases für die Gasturbine bestimmt. Beispielsweise steigt das Verhältnis der Leistungen von Gasturbine zu Dampfturbine mit steigender zulässiger Eintrittstemperatur der Rauchgase zugunsten der Gasturbine. Das bedeutet, dass mit steigender zulässiger Eintrittstemperatur des Rauchgases das Ausmass der Vergasung erhöht und damit das der Rückstandsverbrennung verringert werden sollte. Bei Gaseintrittstemperaturen von 1200° C sind Wirkungsgrade um 45% erreichbar.
  • Die Erfindung wird anhand der Figur und der Beispiele beispielsweise und näher erläutert.
  • Die Figur stellt ein Fliessschema des erfindungsgemässen Verfahrens in vereinfachter Form dar.
  • Das Brenngas wird in der mit (1) veranschaulichten zirkulierenden Wirbelschicht, die über die Leitungen (2 bzw. 3 bzw. 4) mit sauerstoffhaltigem Fluidisierungsgas bzw. mit Dampf bzw. mit Kohle versorgt wird, erzeugt. Es wird über Leitung (5) einem ersten Wärmetauscher (6) und von dort der Vorrichtung (7) zur Entschwefelung zugeleitet. Nach Durchgang durch einen weiteren Wärmetauscher (8) erfolgt in der Vorrichtung (9) die Entfernung von Halogenwasserstoff, insbesondere Chlorwasserstoff, und in Vorrichtung (10) die Entstaubung. Die in den Vorrichtungen (7 und 9) erhaltenen, mit Schadstoffen des Brenngases beladenen Sorptionsmittel sowie die in der Vorrichtung (10) erhaltenen Stäube werden über die Leitungen (11, 12, 13) abgeführt.
  • Das Brenngas gelangt dann über Leitung (14) in die Brennkammer (15), die zusätzlich mit über Leitung (16) herangeführtem sauerstoffhaltigen Gas versorgt wird. In der Brennkammer (15) wird das zum Antrieb der Gasturbine (17) bestimmte Rauchgas durch überstöchiometrische Verbrennung erzeugt. Dabei wird die Dosierung des sauerstoffhaltigen Gases derart gewählt, dass die für den Betrieb der Gasturbine (17) optimale Temperatur entsteht.
  • Ein Teil des Abgases der Gasturbine (17) wird der zirkulierenden Wirbelschicht (20) zur Verbrennung des Vergasungsrückstandes über Leitung (18 und 19) als Fluidisierungsgas bzw. als Sekundärgas zugeleitet. Mittels des Gebläses (21 ) kann nötigenfalls frisches sauerstoffhaltiges Fluidisierungsgas eingebracht werden. Der Vergasungsrückstand wird zusammen mit den beladenen Sorptionsmitteln und den aus den Brenngasen abgeschiedenen Stäuben über Leitung (22) eingetragen. Gleichzeitig kann der zirkulierenden Wirbelschicht (20) weiteres Entschwefelungsmittel und gegebenenfalls zusätzliche Kohle zugeführt werden (Leitung 23). Der in den Dampfregistern (24) der zirkulierenden Wirbelschicht (20) erzeugte Dampf wird über Leitung (25) den unter Hochdruck, Mitteldruck und Niederdruck betriebenen Dampfturbinen (26, 27 und 28) zugeführt. Das Abgas der zirkulierenden Wirbelschicht (20) gelangt über einen weiteren Wärmetauscher (29) in eine Entstaubungsanlage (30) und dann in den Kamin (31).
  • AusderGasturbine (17) austretendes, in derzirkulierenden Wirbelschicht (20) nicht benötigtes sauerstoffhaltiges Rauchgas kann über Leitung (32) einem Wärmeaustauschersystem (33) zugeführt und dort in üblicher Weise gekühlt werden. Es gelangt dann ebenfalls in den Kamin (31). In dem mit unterbrochenen Linien umgrenzten Feld befindet sich eine zweite Gasturbine (34), deren Inbetriebnahme insbesondere bei Teillastbetrieb vorteilhaft ist. Ihr ist eine Brennkammer (35) mit Abhitzekessel (36) vorgeschaltet, die auch als wandgekühlte Brennkammer ausgebildet sein kann. Im Unterschied zur Betriebsweise der Gasturbine (17) wird diese mit einem durch nahstöchiometrische Verbrennung gewonnenen Rauchgas betrieben. Das Rauchgas wird aus über Leitung (37) herangeführtem Brenngas und über Leitung (38) herangeführtem sauerstoffhaltigem Gas erzeugt. Das Abgas der Gasturbine (34) gelangt über Leitung (39) in Leitung (32) und wird, wie vorstehend beschrieben, verwertet.
  • Der besseren Übersicht halber sind in der Figur die den Turbinen zugeordneten Generatoren nicht dargestellt.
    • Beispiel 1:
  • In der zirkulierenden Wirbelschicht (1) werden stündlich 223000 Norm m3 Gas erzeugt. Hierzu werden über Leitung (2) 155000 Norm m3 Luft von 350° C und 20 bar, über Leitung (3) 3,9 t Dampf von 400° C und über Leitung (4) 70 t Gasflammkohle einer mittleren Korngrösse kleiner 6 mm zugeführt. Die Gasflammkohle (35 Gew.-% flüchtige Bestandteile, wasser-/aschefrei angegeben) enthält
    • 21,5 Gew.-% Asche
    • 1,5 Gew.-% Wasser
    • 70,5 Gew.-% C + H
    • 2,0 Gew.-% N + S
    • 4,5 Gew.-% 0

    und besitzt einen Heizwert Hu von 26 MJ/kg. Die Temperatur in der Vergasungsstufe beträgt 1050° C, der Kohlenstoffumsatz ca. 85 Gew.-%.
  • Das erzeugte Gas wird über Leitung (5) abgezogen, im Wärmeaustauscher (6) auf 900° C gekühlt und in der Vorrichtung (7) durch Zugabe von 5 t/h CaC03 entschwefelt. Die Daten des Gases sind 24,4 Vol.-% CO
    • 4,0 Vol.-% CO2
    • 11,3 Vol.-% H2
    • 3,0 Vol.-% H20
    • 2,4 Vol.-% CH4 + CmHn
    • 54,9 Vol.-% N2
    • Sein Heizwert beträgt 5,3 kJ Norm m3.
  • Nach weiterer Gaskühlung auf 400° C im Wärmetauscher (8) und Beseitigung von restlichen Schadgasen, insbesondere HCI, mittels Ca(OH)2 auf Werte kleiner 10 mg/Norm m3 in der Vorrichtung (9) wird das Gas in der Vorrichtung (10) auf Werte kleiner 10 mg/Norm m3 entstaubt.
  • Das Gas wird dann der Brennkammer (15) über Leitung (14) zugeführt und dort mit dem 3,6fachen des stöchiometrischen Bedarfs an Luft, die über Leitung (16) eingetragen wird, verbrannt. Das dabei entstehende Rauchgas von 1100°C wird anschliessend in der Gasturbine (17) entspannt. Das Abgas der Gasturbine besitzt eine Temperatur von 550° C, einen Druck von 1,35 bar, einen Sauerstoffgehalt von 13 Vol.-% und einen NOx-Gehaltvon 200 mg/Norm m3. Die Klemmenleistung des der Gasturbine (17) zugeordneten Generators beträgt 97 MW.
  • Der Vergasungsrückstand von 26,7 t/h sowie die Austräge aus den Vorrichtungen (7, 9 und 10) in eine Gesamtmenge von 5,0 t/h werden mit einer Mischtemperatur von 955° C über Leitung (22) der zirkulierenden Wirbelschicht (20) zugeleitet. Dort erfolgt die Verbrennung mit 25%igem Sauerstoffüberschuss bei 850° C. Die Aufteilung der Volumina Fluidisierungsgas zu Sekundärgas erfolgt im Verhältnis 30:70, wobei sich das Fluidisierungsgas zu % aus Luft (Gebläse 21 ) und zu 2/3 aus über Leitung (18) zugeführtem Gasturbinenabgas zusammensetzt und eine Temperatur von 300° C aufweist. Das Sekundärgas für den Wirbelschichtreaktor (20) besteht ausschliesslich aus Gasturbinenabgas von 550° C (Leitung 19). Insgesamt gelangen damit 10 Vol.-% des Gasturbinenabgases in die zirkulierende Wirbelschicht (20). In der zirkulierenden Wirbelschicht (20) wird Dampf von 100 bar und 535° C erzeugt, der dem Dampfturbinensatz (26, 27 und 28) über Leitung (25) aufgegeben wird. Der diesen Dampfturbinen zugeordnete Generator liefert eine Netto-Leistung von 116 MW.
  • Das Abgas der zirkulierenden Wirbelschicht (20) wird im Wärmeaustauscher (29) gekühlt, in der Anlage (30) entstaubt und dem Kamin (31) zugeleitet. Aufgrund der günstigen Verbrennungsbedingungen liegen die NOx-Werte unter 175 mg/Norm m3 und die SOX-Werte unter 200 mg/Norm m3.
  • Das nicht in den Verbrennungsprozess eingesetzte Gasturbinenabgas (90 Vol.-%) wird über Leitung (32) dem Wärmetauschersystem (33) zugeführt, dort unter Kondensatvorwärmung und Dampferzeugung auf 100° C gekühlt und schliesslich dem Kamin (31) zugeleitet.
  • Der im vorliegenden Beispiel erreichte Gesamtwirkungsgrad beträgt 42%, wobei sich die Leistungsanteile von Dampf- und Gasturbine wie etwa 1 : 0,83 verhalten.
    • Beispiel 2:
  • Die Vergasung, Gaskühlung und Gasreinigung erfolgte unter den gleichen Bedingungen und mit den Mengenströmen wie im Beispiel 1.
  • 40% des in der Vergasungsstufe (1) erzeugten Brenngases werden mit einem Luftüberschuss von 5% in der unter Druck stehenden Brennkammer (35) zu einem Rauchgas von 1100° C verbrannt und in der Gasturbine (34) entspannt. Das Abgas der Gasturbine (34) besitzt eine Temperatur von 550° C, einen Druck von ca. 1 bar und einen Sauerstoffgehaltvon ca. 1 Vol.-%. Es wird im Wärmetauschersystem (33) gekühlt und mit ca. 100° C in den Kamin (31) gegeben.
  • Die Klemmenleistung des der Gasturbine (34) zugeordneten Generators beträgt 26 MW.
  • Der überwiegende Teil des Brenngases, nämlich die verbleibenden 60%, werden über Leitung (14) der Brennkammer (15) zugeleitet und unter Zugabe von Luft des 3,6fachen stöchiometrischen Bedarfs verbrannt. Das dabei gebildete Rauchgas von 1100° C wird anschliessend in der Gasturbine (17) entspannt und dabei auf 550° C abgekühlt. Das Gasturbinenabgas hat einen Sauerstoffgehalt von 13 Vol.-% und einen Druck von 1,35 bar.
  • Der Generator der Gasturbine (17) liefert eine Klemmenleistung von 58 MW.
  • Der Vergasungsrückstand von 26,7 t/h sowie die Austräge aus den Vorrichtungen (7, 9 und 10) in einer Gesamtmenge von 5 t/h werden durch Leitung (22) der zirkulierenden Wirbelschicht (20) aufgegeben und dort bei 850° C mit einem Sauerstoffüberschuss von 25% verbrannt. Wie im Falle des Beispiels 1 beträgt die Aufteilung der Volumina Fluidisierungsgas zu Sekundärgas 30: 70, wobei sich das Fluidisierungsgas zu % aus Luft (Gebläse 21 ) und zu % aus über Leitung (18) zugeführtem Gasturbinenabgas zusammensetzt. Dessen Temperatur liegt bei 300° C. Das Sekundärgas für den Wirbelschichtreaktor (20) besteht ausschliesslich aus Gasturbinenabgas von 550° C (Leitung 19). Damit gelangen insgesamt 17 Vol.- % des Gasturbinenabgases in die zirkulierende Wirbelschicht.
  • In der zirkulierenden Wirbelschicht (20) wird Dampf von 100 bar und 535° C erzeugt, der dem Dampfturbinensatz (26, 27 und 28) über Leitung (25) aufgegeben wird. Der Generator dieses Dampfturbinensatzes liefert eine Netto-Leistung von 129 MW.
  • Die Führung des Abgases der zirkulierenden Wirbelschicht (20) sowie des nicht in den Verbrennungsprozess eingesetzten Gasturbinenabgases geschieht wie in Beispiel 1.
  • Auch in dem vorliegenden Beispiel beträgt der Gesamtwirkungsgrad 42%.

Claims (4)

1. Verfahren zum Betreiben eines kombinierten Gasturbinen-/Dampfturbinen-Prozesses, bei dem der Gasturbinen-Prozess mittels eines aus festem kohlenstoffhaltigem Material gewonnenen und danach entschwefelten Brenngases und der Dampfturbinen-Prozess mittels des bei der Verbrennung des kohlenstoffhaltigen Vergasungsrückstandes gewonnenen Dampfes betrieben wird und bei dem die Verbrennung des kohlenstoffhaltigen Vergasungsrückstandes mit sauerstoffhaltigen Abgasen des Gasturbinen-Prozesses erfolgt, dadurch gekennzeichnet, dass man das Brenngas in einer zirkulierenden Wirbelschicht durch Vergasung von 70 bis 95 Gew.-% des Kohlenstoffgehalts im kohlenstoffhaltigen Material bei einer Temperatur von 900 bis 1100° C erzeugt, im Suspensionszustand bei 850 bis 950° C mit Kalziumhydroxid, Kalziumoxid und/oder kalziumkarbonathaltigem Feststoff von Schadstoffen befreit und zum überwiegenden Teil für den Betrieb der Gasturbine zu einem mindestens 5 Vol.-% Sauerstoff enthaltenden Gas von mindestens 1000° C verbrennt, die Verbrennung des kohlenstoffhaltigen Vergasungsrückstandes unter Erzeugung von Prozessdampf in einer weiteren zirkulierenden Wirbelschicht bei einer Temperatur von 800 bis 950° C nahstöchiometrisch mit mindestens 2 Teilströmen in unterschiedlicher Höhe zugeführten sauerstoffhaltigen Gasen, die zum überwiegenden Teil aus dem Gasturbinenabgas gebildet werden, durchführt.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass man das Brenngas durch Vergasung von mindestens 80 Gew.-% des Kohlenstoffgehaltes des kohlenstoffhaltigen Materials erzeugt.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass man die entschwefelten Brenngase auf eine Temperatur im Bereich von 350 bis 600° C kühlt und von Halogeniden befreit.
4. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass man den gegebenenfalls verbleibenden Teil des Brenngases nahstöchiometrisch verbrennt, kühlt und einer zweiten Gasturbine zuführt.
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