EP1483490A1 - Power generating system - Google Patents

Power generating system

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Publication number
EP1483490A1
EP1483490A1 EP03714951A EP03714951A EP1483490A1 EP 1483490 A1 EP1483490 A1 EP 1483490A1 EP 03714951 A EP03714951 A EP 03714951A EP 03714951 A EP03714951 A EP 03714951A EP 1483490 A1 EP1483490 A1 EP 1483490A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
pressure
machine
heat
power generation
temperature
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.)
Withdrawn
Application number
EP03714951A
Other languages
German (de)
French (fr)
Inventor
Rolf Dittmann
Hans Ulrich Frutschi
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.)
General Electric Technology GmbH
Original Assignee
Alstom Technology AG
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 Alstom Technology AG filed Critical Alstom Technology AG
Publication of EP1483490A1 publication Critical patent/EP1483490A1/en
Withdrawn legal-status Critical Current

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Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
    • F02C1/04—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly
    • F02C1/10—Closed cycles
    • F02C1/105—Closed cycles construction; details
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T50/00—Aeronautics or air transport
    • Y02T50/60—Efficient propulsion technologies, e.g. for aircraft

Definitions

  • the present invention relates to a power generation system, in particular a power plant, according to the preamble of claim 1. It also relates to a method for operating a power plant according to the invention.
  • Power plant systems in which a secondary machine of a gas turbine group acting as a primary machine is used for waste heat recovery are known per se as combined cycle power plants.
  • a waste heat steam generator is arranged in the exhaust tract of a gas turbine group, in which a quantity of steam is generated which is used to drive a steam turbine. Process or heating steam can also be withdrawn.
  • a power plant is known from EP 924 410, in which a secondary open gas turbine group is connected downstream of the primary gas turbine group. Both types show a comparatively poor scalability of the operation for different waste heat offers.
  • a downstream steam system for example, there must always be sufficient overheating of the live steam in order to avoid excessive wetness in the steam turbine. Avoid amplifiers.
  • the secondary steam circuit is therefore normally not operable below a minimum exhaust gas temperature of the primary engine.
  • large evaporative floods and a large condenser are necessary due to the usually low condenser pressure.
  • the gas turbine group is able to cope better with the decreasing temperature level of the exhaust gas from an operational point of view.
  • the supply of waste heat varies due to a preliminary row adjustment of the primary machine, and the temperature level of the waste heat remains approximately constant, the case will also occur that the secondary machine is no longer able to reach the possible upper process temperature.
  • the turbine inlet temperature of the secondary machine thus becomes lower than would be possible; as a result, the efficiency of the secondary gas turbine process drops. Due to the overall comparatively low temperature level, such effects quickly become significant.
  • the essence of the invention is therefore to arrange as a secondary machine a machine working with a gaseous process fluid with a completely closed fluid circuit. It is well understood that this process fluid, process gas, does not undergo a phase change during the entire cycle of the secondary machine.
  • the gaseous process fluid is first compressed, then passed on the secondary side through the exhaust gas heat exchanger of the primary gas turbine group, where it absorbs heat, relaxes, and is completely returned to compression, preferably before and / or during the compression, heat removal from the process fluid takes place in a heat sink.
  • the materially closed routing of the process fluid offers surprising advantages, particularly for the use of waste heat:
  • the process fluid can be freely selected in order, for example, to obtain thermodynamic properties of the process fluid that are particularly suitable for low-temperature use.
  • the mass flow of the circulating fluid can be changed, so that, for example, a decrease in the amount of waste heat, combined with a decrease in the exhaust gas mass flow at a substantially constant temperature, reacts with a substantially constant pressure ratio and thus still good efficiency of the secondary machine can be.
  • the circuit filling that is to say the entire pressure level of the process, is regulated in such a way that the upper process temperature of the secondary machine in stationary operation is never more than 50 ° C., preferably 30 ° C., below the exhaust gas temperature of the primary machine, and, in particular this temperature difference, which is necessary in order to provide a temperature gradient driving the heat transfer, is regulated in a range from 5 ° C to 20 ° C; the achievable value also depends on the size of the available heat transfer surfaces.
  • the secondary machine is implemented, in particular, by arranging at least one work machine for compressing the process fluid and at least one power machine for relaxing the process fluid.
  • At least one power machine with at least one work machine and / or a power consumer is preferably arranged on a common shaft, optionally also with an intermediate gear; single-shaft or multi-shaft embodiments of the secondary machine then result.
  • the power consumer one can think of a generator, for example, but also one
  • the engine driving the generator can also act on the generator of the primary gas turbine group via an automatically acting clutch; in principle, this results in the construction of a single-shaft combination system known per se.
  • flow machines, turbines and turbocompressors are preferably used as work and power machines. With small unit outputs / fluid volume flows, this can also be done Use of displacement machines have advantages, or a cascading circuit of turbo and displacement machines.
  • the working gas turbine group is familiar with the arrangement of the heat sink in the flow path from the turbine to the compressor.
  • at least one heat sink for example as an intercooler, is arranged in direct fluid communication with the means intended for compressing the process gas.
  • An isothermal or quasi-isothermal compression can thus be achieved.
  • the reduced final compression temperature enables improved waste heat utilization.
  • the heat sinks arranged in the compression path of the compression from the low pressure of the secondary process to the high pressure of the secondary process are regulated in such a way that the compression end temperature of the secondary machine is above the dew point temperature of the exhaust gases of the primary machine by a certain, but small, safety margin lies.
  • the final compression temperature can be set to 70 ° C to 75 ° C for a gas-fired and to 130 ° C to 150 ° C for an oil-fired primary machine.
  • the compression end temperature is less than 20 ° C, preferably 2 ° C to 10 ° C, above the dew point temperature of the exhaust gas of the primary machine.
  • the secondary machine has a heat sink in the low-pressure part, in the flow path from the last engine to the first machine, which is designed as a heat recovery steam generator.
  • the steam generated there is introduced into the gaseous process fluid by means of suitable means at a pressure which is above the low pressure of the secondary machine, and is expanded with this, giving off power, and in a heat sink on the low pressure essentially condensed again.
  • the condensate is then separated from the process fluid, processed, and returned to the heat recovery steam generator by suitable means, for example a feed pump.
  • suitable means for example a feed pump.
  • the cycle of this additional medium is also closed.
  • the process gas flows back into the compression medium with a low residual moisture.
  • Figure 1 shows a first power generation system according to the invention
  • FIG. 2 shows the changes in state in the power generation system from FIG. 1 in the T, s diagram
  • FIG. 1 A power plant system according to the invention is shown in FIG. As
  • a compressor 101 and two turbines 103 and 105 are arranged on a common shaft.
  • the compressor 101 draws in an amount of air 106 from the environment.
  • fuel is mixed in the first combustion chamber 102 and burned there.
  • the flue gas is partially expanded in the first turbine 103, for example with a pressure ratio of 2.
  • the flue gas which still has a high residual oxygen content of typically over 15%, flows into a second combustion chamber 104, where further fuel is burned.
  • This reheated flue gas is expanded in the second turbine 105 to approximately ambient pressure - apart from pressure losses in the exhaust gas tract - and flows out of the gas turbine group as hot exhaust gas 107, at temperatures which are, for example, 550-600 ° C. under high load from.
  • means for using waste heat, heat exchanger 6 are arranged, in which the exhaust gas cools further before it flows into the atmosphere as cooled exhaust gas 108.
  • the heat exchanger 6 arranged as a means for utilizing waste heat transfers heat from the exhaust gas 107 of the open gas turbine group 100 to the circuit of a closed gas turbine group arranged as a secondary machine.
  • a turbine 2 is arranged with partial compressors 1a, 1b, 1c and a generator 3 on a common shaft.
  • the compressor consisting of several partial compressors 1a, 1b, 1c conveys a gas 21, in the present case air, from a low pressure upstream of the first partial compressor 1a to a high pressure downstream of the last partial compressor 1c.
  • Heat sinks, intermediate coolers 41 and 42 are arranged between the partial compressors and a coolant, for example cooling water, flows through them in countercurrent. Intercooling lowers the compressor's power consumption.
  • the compression end temperature is reduced, which in the present case also entails further advantages, which are explained below.
  • intercoolers 41 and 42 are provided with internal condensate separators 5a, 5b, the function of which will be explained below in connection with the compressor 45.
  • the compressed process gas, high-pressure process gas, 22 flows through the heat exchanger 6 in return for the exhaust gas 107; the cooled exhaust gas 108 from the primary gas turbine set flows into the atmosphere.
  • the heated high-pressure process gas 23 flows into the turbine 2 and drives it.
  • the process gas can be discarded via a shunt member 30 directly bypassing the turbine 2 on the low pressure side.
  • the expanded process gas 24 flows through a heat sink, recooler 13, and finally flows back into the compressor as low-pressure process gas 21.
  • the pressure of the low-pressure process gas 21 or the relaxed process gas 24 can be varied to control the output of the closed gas turbine group.
  • a compressor 45 conveys air to the low-pressure side of the closed gas turbine group via a non-return element 46.
  • gas is blown back into the atmosphere via a throttle and shut-off device 47.
  • Another control intervention to be implemented advantageously on the secondary cycle uses two temperature measuring points 49 for determining the temperature of the exhaust gas 107 before entering the heat exchanger 6 and 48 for determining the temperature of the heated high-pressure process gas 23 of the closed gas turbine group when it exits the heat exchanger. Both measured values are sent to a difference generator 50, where a temperature difference ⁇ T is formed. If this temperature difference exceeds a certain value, the throttle and shut-off device 47 is opened and the process pressure is reduced.
  • the mass flow of the process gas of the secondary machine drops, the compressed process gas is brought to a higher temperature and the temperature difference becomes smaller. If, however, the temperature difference falls below a lower limit value, the pressure level, in particular the pressure on the low-pressure side of the closed gas turbine group connected as a secondary machine, is increased via the compressor 45. The mass flow in the secondary machine circuit increases, and with it the temperature difference. Furthermore, the temperature of the heated high-pressure process gas 23 alone can be controlled in order to keep it constant at a desired value. Another control intervention on the lower process pressure would be the pressure ratio via the turbine 2, which is primarily is determined by the inlet volumetric flow, and is therefore dependent on the mass flow and the inlet temperature as well as the absolute pressure, to regulate to a constant value. It would also be conceivable to regulate the turbine outlet temperature of the secondary machine via the circulating mass flow. The connection of the described
  • the secondary machine is ideally operated downstream of the turbine without waste heat recuperation and with intermediate cooling in the compressor with a high design-pressure ratio of preferably 10 or more.
  • the outlet temperature from the turbine 2 and thus also the amount of heat to be dissipated in the recooler 13 is kept small at a predetermined inlet temperature into the turbine 2.
  • the associated changes in state are shown very schematically in the diagram in FIG. 2, temperature T over mass-specific entropy s.
  • the right circuit, labeled I is the circuit of the primary machine.
  • the air 106 is drawn in at a temperature TAMB and compressed by the compressor 101. Approximately isobaric heat is supplied in the combustion chamber 102 up to the maximum temperature TMAX.
  • the flue gas generated in the combustion chamber 102 is partially expanded and in the combustion chamber 104 reheated to the maximum temperature before relaxation to ambient pressure in the turbine 105 takes place.
  • the hot exhaust gas 107 has the temperature TEX.
  • the secondary cycle process II is shown to the left of the cycle process I - because it generally takes place at a superatmospheric pressure level. Its starting point is the process gas upstream of the compressor 21, which is essentially at ambient temperature and at the process low pressure.
  • the Process gas is compressed by a first partial compressor 1a, the temperature rising, then cooled in the intermediate cooler 41 to ambient temperature if possible, further compressed in a further partial compressor 1b, cooled in a second intermediate cooler 42, and in a last partial compressor 1c to a state 22 or 22 'compresses, which is on the process high pressure.
  • the cooling capacity in the last intercooler 42 is regulated in such a way that the compression end temperature of state 22 or 22 'is somewhat above the dew point temperature T D P G for gas firing or TQP O for oil firing. The lower the final compression temperature, the better the heat of the exhaust gas can be used.
  • the compressed process gas 22 absorbs heat from the exhaust gas 107 and is heated to a little below the exhaust gas temperature.
  • Exhaust gas 107 cools down as it flows through heat exchanger 6 to state 108 or 108 ′, which is due to the regulation of the compression end temperature of the secondary process with a small safety margin above the respective dew point temperature.
  • the heated process gas 23 is expanded to the state 24 in the turbine 2. Due to the high pressure ratio, this temperature is comparatively low, so that only little heat has to be removed in the recooler 13. With this design, the entire heat dissipation takes place at the lowest possible temperature, which speaks for a high degree of efficiency.
  • FIG. 1 A gas turbine group 100 of the type described above is again arranged as the primary machine.
  • a closed gas turbine group with waste heat recuperation is arranged as a secondary machine, which is described below. Since the exhaust gas heat is used, the secondary machine shown here is operated at a lower pressure ratio than the closed gas turbine group shown in connection with FIG. 1; a pressure ratio in the range from 4 to 10, in particular 6 to 8, would be regarded as typical.
  • the secondary machine is suitable for being operated with a process gas other than air.
  • the low-pressure process gas 21 of the secondary machine is compressed to a high pressure in a first partial compressor 1a and a second partial compressor 1b, between which an injection cooler 54 is arranged as an intermediate cooler.
  • the injection cooler 54 can also be readily designed so that it over-humidifies the process gas; water drops then penetrate into the following compressor stages and provide internal cooling there.
  • a corresponding injection device can also be arranged upstream of the first partial compressor. Due to the lower pressure ratio, complex additional cooler stages can be dispensed with. Nevertheless, it is advantageously ensured that the temperature of the high-pressure process gas lies above the dew point temperature of the exhaust gases 107, 108 of the primary gas turbine group.
  • the high-pressure process gas flows in countercurrent to the exhaust gases through the heat exchanger 6, which is divided into two partial heat exchangers 6a, 6b, before the heated high-pressure process gas flows through a turbine 2 with the performance of technical work.
  • the turbine 2 is with the
  • Partial compressors 1a and 1 b arranged on a common shaft, and drives them; furthermore, the power of the turbine can be transferred via an automatically acting clutch 109 to a common generator 113 of the primary and secondary machines.
  • Relaxed process gas 24 is returned to the initial state of the low-pressure process gas 21 in a heat sink designed as a heat recovery steam generator 11 and a recooler 13.
  • the heat recovery steam generator is under pressure on the secondary side standing feed water 12 - it can, because all media are conducted in a closed circuit, also act as a liquid other than water, in particular also toxic liquids.
  • the pressurized liquid is heated in the waste heat steam generator, evaporated, and the steam produced is at least slightly overheated.
  • the live steam 26 is introduced into the process gas at a temperature-adapted point of the exhaust gas heat exchanger 6, at which the steam temperature is below the exhaust gas temperature, and together with the latter flows through the second partial heat exchanger 6b.
  • the steam flows through the turbine together with the process gas, giving off power.
  • this steam including a quantity of steam which results from the liquid supply to the injection cooler 54, flows through the heat recovery steam generator 11 on the primary side, is cooled and condensed.
  • the condensation temperature is dependent on the partial pressure, corresponding to the dew point of the steam in the process gas. Further steam is condensed in the recooler 13. Condensate is separated from the process gas in the condensate separators 5a and 5b and collected in a container 17.
  • the condensate is conveyed back to the secondary side of the steam generator 11 via a pump 55 to the injection cooler 54 and in particular from a feed pump 18 as feed water 12.
  • the secondary machine is equipped with a system for varying the circuit filling and thus for varying the process pressure level.
  • a compressor 45 can branch off part of the high-pressure process fluid 22 from the circuit and convey it via a cooler 52, a separator 53 and a non-return element 46 into a high-pressure gas store 51. By shifting process fluid from the circuit into the gas storage 51, the filling of the circuit with circulating process fluid and thus the entire process pressure level is reduced.
  • the amount of fluid stored in the gas reservoir 51 can be returned to the circuit via the shut-off and throttling element 47, as a result of which the circuit filling and the pressure level increase again.
  • this variation of the circuit filling is particularly well suited for permanent power control of the secondary machine.
  • the energy stored in the high-pressure gas storage can be made available particularly quickly as useful power, since the tensioned gas acts almost directly on the turbine when the high-pressure gas storage is discharged. This spontaneous increase in output can be used particularly advantageously to support the frequency of an electricity network.
  • a wide variety of storage systems are known from the prior art, for example also storage with cascading pressure.
  • the circuit filling and thus the pressure level of the secondary machine can be regulated according to the criteria discussed in connection with FIG. 1, furthermore in such a way that a certain overheating of the steam at the turbine inlet is achieved.
  • the invention characterized in the claims can also be implemented if several primary machines act on a common secondary machine via a common heat exchanger; As has already been mentioned several times, the secondary machine of the power plant according to the invention is particularly suitable for reacting to a fluctuating amount of waste heat by operating different numbers of primary machines.
  • FIG. 4 shows an embodiment of the power plant system according to the invention, which is particularly good for small unit outputs, in connection with an industrial gas turbine or a so-called aeroderivate as the primary machine can be realized.
  • the gas turbine group 100 shown is a twin-shaft machine, with a high-pressure compressor 202 and a high-pressure turbine 203 on a common shaft and a low-pressure compressor and a low-pressure turbine on a second common shaft, which also serves as an output shaft for the useful power, and a combustion chamber.
  • Such low-power gas turbine groups usually run at a speed, which is far above the network frequency.
  • the output shaft therefore acts on the generator 113 via a reduction gear 114.
  • the mode of operation of the primary machine 100 is readily apparent in the light of the statements made above.
  • the waste heat from the hot, relaxed flue gas 107 is transferred in a heat exchanger to a secondary machine working with a gaseous process fluid in a closed circuit and is used there. Due to the small mass and volume flow of the secondary machine, a displacement machine is used to compress the process gas from low-pressure process gas 21 to high-pressure process gas 22 instead of a turbocompressor,
  • Screw compressor 1 arranged.
  • the high-pressure process gas 22 flows through a heat exchanger 6a and absorbs heat from the exhaust gas 107.
  • the heated high-pressure process gas 23 flows into a first engine designed as a displacement machine, screw expander 2a, and is expanded there to an intermediate pressure.
  • the screw expander 2 drives the screw compressor 1.
  • the intermediate pressure process gas 25 flows through a second partial heat exchanger 6b together with a fresh steam quantity 26 brought from a waste heat steam generator 11, and is reheated.
  • the now larger volumes require larger flow cross sections, which is why a turbine, in particular a radial turbine, is selected for the expansion of the intermediate pressure process gas and the steam to the low pressure.
  • This also drives the generator 113 via a second reduction gear 115 and an automatically acting clutch 109.
  • the expanded process gas 24 is returned to the
  • Initial state 21 is returned, and the steam is condensed and the condensate in the condensate separator 5 is separated from the process gas and is conveyed again by a feed pump 18 as feed water 12 to the heat recovery steam generator 11.
  • the secondary machine also has means for quick shutdown, in particular a shunt line with a
  • another power consumer in particular a mechanical drive, could also be arranged instead of a generator.
  • a mechanical drive could also be arranged instead of a generator.
  • One example would be a propeller.
  • I compression means displacement machine, screw compressor 1a, 1b, 1c compression means, partial compressor 2 expansion means, turbine

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Abstract

The invention relates to a power generating system, for example, a power plant provided for generating power, in which a secondary engine (1a, 1b, 1c, 2) is connected downstream from an open gas turbine group (100) provided for utilizing waste heat of the waste gases (107). The secondary engine is an engine that operates with a gaseous process fluid in a closed circuit, for example, it is a closed gas turbine group provided with a compressor (1a, 1b, 1c), means for heating the compressed gas (6), which utilize the waste heat of the waste gas (107) produced by the primary gas turbine group (100), a turbine (2), and with at least one heat sink (13). In one embodiment of the invention, intermediate coolers (41, 42) are used during the compression process. A variable circuit filling of the secondary engine enables a superior versatility with regard to the utilization of vastly different available waste heat supplies.

Description

Krafterzeugungsanlage Power generation plant
Technisches GebietTechnical field
Die vorliegende Erfindung betrifft eine Krafterzeugungsanlage, insbesondere eine Kraftwerksanlage, gemäss dem Oberbegriff des Anspruchs 1. Sie betrifft weiterhin ein Verfahren zum Betrieb einer erfindungsgemässen Kraftwerksanlage.The present invention relates to a power generation system, in particular a power plant, according to the preamble of claim 1. It also relates to a method for operating a power plant according to the invention.
Stand der TechnikState of the art
Kraftwerksanlagen, bei denen zur Abwärmenutzung eine Sekundärmaschine einer als Primärmaschine wirkenden Gasturbogruppe nachgeschaltet wird, sind an sich als Kombikraftwerke bestens bekannt. In der geläufigsten Ausführungsform wird im Abgastrakt einer Gasturbogruppe ein Abhitzedampferzeuger angeordnet, in welchem eine Dampfmenge erzeugt wird, die zum Antrieb einer Dampfturbine genutzt wird. Auch die Entnahme von Prozess- oder Heizdampf ist möglich. Aus der EP 924 410 ist eine Kraftwerksanlage bekannt, bei der der primären Gasturbogruppe eine sekundäre offene Gasturbogruppe nachgeschaltet ist. Beide Bauarten weisen eine vergleichsweise schlechte Skalierbarkeit des Betriebes für unterschiedliche Abwärmeangebote auf. Bei einer nachgeschalteten Dampfanlage muss beispielsweise immer eine ausreichende Überhitzung des Frischdampfes gegeben sein, um übergrosse Nässe in den Dampfturbinen- Endstufen zu vermeiden. Unterhalb einer Mindest-Abgastemperatur der Primärmaschine ist der sekundäre Dampfkreislauf daher normalerweise nicht betreibbar. Darüber hinaus sind aufgrund des üblicherweise geringen Kondensatordrucks grosse Abdampffluten und ein grosser Kondensator notwendig. Eine als Sekundärmaschine nachgeschaltete sekundärePower plant systems in which a secondary machine of a gas turbine group acting as a primary machine is used for waste heat recovery are known per se as combined cycle power plants. In the most common embodiment, a waste heat steam generator is arranged in the exhaust tract of a gas turbine group, in which a quantity of steam is generated which is used to drive a steam turbine. Process or heating steam can also be withdrawn. A power plant is known from EP 924 410, in which a secondary open gas turbine group is connected downstream of the primary gas turbine group. Both types show a comparatively poor scalability of the operation for different waste heat offers. In a downstream steam system, for example, there must always be sufficient overheating of the live steam in order to avoid excessive wetness in the steam turbine. Avoid amplifiers. The secondary steam circuit is therefore normally not operable below a minimum exhaust gas temperature of the primary engine. In addition, large evaporative floods and a large condenser are necessary due to the usually low condenser pressure. A secondary connected downstream as a secondary machine
Gasturbogruppe ist zwar in der Lage, mit sinkendem Temperaturniveau des Abgases in betriebstechnischer Hinsicht besser zurechtzukommen. Wenn jedoch beispielsweise aufgrund einer Vorleitreihenverstellung der Primärmaschine das Abwärmeangebot variiert, und das Temperaturniveau der Abwärme näherungsweise Konstant bleibt, wird auch der Fall auftreten, dass die Sekundärmaschine die mögliche obere Prozesstemperatur nicht mehr zu erreichen vermag. Damit wird die Turbineneintrittstemperatur der Sekundärmaschine kleiner als es möglich wäre; in der Folge sinkt der Wirkungsgrad des sekundären Gasturbinenprozesses. Aufgrund des insgesamt vergleichsweise niedrigen Temperaturniveaus werden solche Effekte schnell einmal signifikant.The gas turbine group is able to cope better with the decreasing temperature level of the exhaust gas from an operational point of view. However, if, for example, the supply of waste heat varies due to a preliminary row adjustment of the primary machine, and the temperature level of the waste heat remains approximately constant, the case will also occur that the secondary machine is no longer able to reach the possible upper process temperature. The turbine inlet temperature of the secondary machine thus becomes lower than would be possible; as a result, the efficiency of the secondary gas turbine process drops. Due to the overall comparatively low temperature level, such effects quickly become significant.
Neueste Entwicklungen in den liberalisierten Strommärkten fordern aber hochflexibel betreibbare Kraftwerksanlagen, mit guten Betriebseigenschaften und zufriedenstellenden Wirkungsgraden über einen weiten Lastbereich anstelle optimierter Wirkungsgrade nur in einem schmalen Lastbereich. Dies ist insbesondere in schwachen Netzen wichtig, wo nur wenige Kraftwerksanlagen mit allen Netzschwankungen zurechtkommen müssen, und wo daher ausgesprochene Teillasteigenschaften gefragt sind. Derart gute Teillasteigenschaften sind unter Anderem auch in Anwendungen für Antriebe, insbesondere wäre an Schiffs- und Lokomotivantriebe zu denken, gefragt.However, the latest developments in the liberalized electricity markets require highly flexible power plant systems with good operating properties and satisfactory efficiencies over a wide load range instead of optimized efficiencies only in a narrow load range. This is particularly important in weak networks, where only a few power plants have to cope with all network fluctuations and where pronounced part-load properties are therefore required. Such good part-load properties are also in demand in applications for drives, in particular ship and locomotive drives.
Darstellung der ErfindungPresentation of the invention
Es ist daher Aufgabe der vorliegenden Erfindung, eine Krafterzeugungsanlage der eingangs genannten Art anzugeben, welche die Nachteile des Standes der Technik vermeidet, und bei der insbesondere eine hohe Flexibilität der Abwärmenutzung gegeben ist.It is therefore an object of the present invention to provide a power generation system of the type mentioned, which has the disadvantages of the prior art Avoids technology, and in particular there is a high degree of flexibility in the use of waste heat.
Erfindungsgemäss wird diese Aufgabe unter Verwendung der Gesamtheit der Merkmale des Anspruchs 1 gelöst.According to the invention, this object is achieved using the entirety of the features of claim 1.
Kern der Erfindung ist es also, als Sekundärmaschine eine mit einem gasförmigen Prozessfluid arbeitende Maschine mit stofflich vollkommen geschlossenem Fluidkreislauf anzuordnen. Es ist dabei wohlverstanden, dass dieses Prozessfluid, Prozessgas, während des gesamten Kreisprozesses der Sekundärmaschine keinen Phasenwechsel durchläuft. In der sekundären Maschine wird das gasförmige Prozessfluid zunächst verdichtet, dann sekundärseitig durch den Abgaswärmetauscher der primären Gasturbogruppe geleitet, wo es Wärme aufnimmt, entspannt, und vollständig zur Verdichtung zurückgeführt, wobei, vorzugsweise vor und/oder während der Verdichtung, eine Wärmeabfuhr aus dem Prozessfluid in einer Wärmesenke stattfindet. Die stofflich geschlossene Führung des Prozessfluides bietet gerade zur Abwärmenutzung überraschende Vorteile: Zunächst kann das Prozessfluid frei gewählt werden, um beispielsweise besonderes gut zur Niedertemperaturnutzung geeignete thermodynamische Eigenschaften des Prozessfluides zu erhalten. Weiterhin kann durch eine Anpassung des gesamten Druckniveaus des sekundären Prozesses der Massenstrom des zirkulierenden Fluides geändert werden, wodurch auf ein beispielsweise sinkendes Abwärmeangebot, verbunden mit einem sinkenden Abgasmassenstrom bei im Wesentlichen konstanter Temperatur, mit im Wesentlichen gleichbleibendem Druckverhältnis und damit weiterhin gutem Wirkungsgrad der Sekundärmaschine reagiert werden kann. Mit anderen Worten ist es also möglich, durch einfache Veränderung des gesamten Druckniveaus des sekundären Prozesses, durch Zufuhr oder Abfuhr von zirkulierendem Prozessfluid, dessen Massenstrom so einzustellen, dass die obere Prozesstemperatur der Sekundärmaschine nahe an der Abgastemperatur der Primärmaschine liegt. Daher wird in einer bevorzugten Betriebsweise der erfindungsgemässen Krafterzeugungsanlage die Kreislauffüllung, damit also das gesamte Druckniveau des Prozesses, so geregelt, dass die obere Prozesstemperatur der Sekundärmaschine im stationären Betrieb nie mehr als 50°C, bevorzugt 30°C, unterhalb der Abgastemperatur der Primärmaschine liegt, und, insbesondere wird diese Temperaturdifferenz, welche notwendig ist, um ein den Wärmeübergang treibendes Temperaturgefälle zur Verfügung zu stellen, in einem Bereich von 5°C bis 20°C eingeregelt; dabei ist der erreichbare Wert auch von der Grosse der zur Verfügung stehenden Wärmeübertragungsflächen abhängig. Weiterhin ist, da kein Phasenwechsel des Prozessfluides stattfindet, auch ein Betrieb bei niedriger oberer Prozesstemperatur möglich, ohne, wie einleitend beschrieben, auf eine mindesterforderliche Frischdampftemperatur eines Zweiphasenprozesses zu achten. Ohne weiteres ist nachvollziehbar, dass mit der Er indung eine überlegene Flexibilität der Abwärmenutzung einer Gasturbogruppe ermöglicht wird.The essence of the invention is therefore to arrange as a secondary machine a machine working with a gaseous process fluid with a completely closed fluid circuit. It is well understood that this process fluid, process gas, does not undergo a phase change during the entire cycle of the secondary machine. In the secondary machine, the gaseous process fluid is first compressed, then passed on the secondary side through the exhaust gas heat exchanger of the primary gas turbine group, where it absorbs heat, relaxes, and is completely returned to compression, preferably before and / or during the compression, heat removal from the process fluid takes place in a heat sink. The materially closed routing of the process fluid offers surprising advantages, particularly for the use of waste heat: First of all, the process fluid can be freely selected in order, for example, to obtain thermodynamic properties of the process fluid that are particularly suitable for low-temperature use. Furthermore, by adjusting the overall pressure level of the secondary process, the mass flow of the circulating fluid can be changed, so that, for example, a decrease in the amount of waste heat, combined with a decrease in the exhaust gas mass flow at a substantially constant temperature, reacts with a substantially constant pressure ratio and thus still good efficiency of the secondary machine can be. In other words, it is possible to adjust the mass flow so that the upper process temperature of the secondary machine is close to the exhaust gas temperature of the primary machine by simply changing the overall pressure level of the secondary process, by supplying or removing circulating process fluid. Therefore, in a preferred Operating mode of the power generation system according to the invention, the circuit filling, that is to say the entire pressure level of the process, is regulated in such a way that the upper process temperature of the secondary machine in stationary operation is never more than 50 ° C., preferably 30 ° C., below the exhaust gas temperature of the primary machine, and, in particular this temperature difference, which is necessary in order to provide a temperature gradient driving the heat transfer, is regulated in a range from 5 ° C to 20 ° C; the achievable value also depends on the size of the available heat transfer surfaces. Furthermore, since there is no phase change in the process fluid, operation at a lower upper process temperature is also possible without, as described in the introduction, paying attention to a minimum required fresh steam temperature of a two-phase process. It is easy to understand that the induction enables superior flexibility in the use of waste heat from a gas turbine group.
Die Sekundärmaschine wird insbesondere realisiert, indem zur Verdichtung des Prozessfluides wenigstens eine Arbeitsmaschine und zur Entspannung des Prozessfluides wenigstens eine Kraftmaschine angeordnet ist. Dabei ist bevorzugt wenigstens eine Kraftmaschine mit wenigstens einer Arbeitsmaschine und/oder einem Leistungsverbraucher auf einer gemeinsamen Welle angeordnet, gegebenenfalls auch mit einem zwischengeschalteten Getriebe; es resultieren dann ein- oder mehrwellige Ausführungsformen der Sekundärmaschine. Bei dem Leistungsverbraucher ist beispielsweise an einen Generator zu denken, aber auch an eineThe secondary machine is implemented, in particular, by arranging at least one work machine for compressing the process fluid and at least one power machine for relaxing the process fluid. At least one power machine with at least one work machine and / or a power consumer is preferably arranged on a common shaft, optionally also with an intermediate gear; single-shaft or multi-shaft embodiments of the secondary machine then result. With the power consumer, one can think of a generator, for example, but also one
Schiffschraube, ein Antriebsrad, und dergleichen. Dabei kann auch die den Generator antreibende Kraftmaschine über eine selbsttätig wirkende Kupplung auf den Generator der primären Gasturbogruppe wirken; es resultiert dann prinzipiell der Aufbau einer an sich bekannten einwelligen Kombianlage. Je nach zu realisierender Einheitenleistung finden als Arbeits- und Kraftmaschinen bevorzugt Strömungsmaschinen, Turbinen und Turboverdichter, Anwendung. Bei kleinen Einheitenleistungen/Fluidvolumenströmen kann auch die Anwendung von Verdrängermaschinen Vorteile haben, oder eine kaskadierende Schaltung von Turbo- und Verdrängermaschinen.Propeller, a drive wheel, and the like. In this case, the engine driving the generator can also act on the generator of the primary gas turbine group via an automatically acting clutch; in principle, this results in the construction of a single-shaft combination system known per se. Depending on the unit output to be realized, flow machines, turbines and turbocompressors are preferably used as work and power machines. With small unit outputs / fluid volume flows, this can also be done Use of displacement machines have advantages, or a cascading circuit of turbo and displacement machines.
Es wurde oben erwähnt, dass in der Sekundärmaschine auch eine Wärmesenke anzuordnen sei. Ausgehend von einer im geschlossenenIt was mentioned above that a heat sink should also be arranged in the secondary machine. Starting from one in the closed
Kreislauf arbeitenden Gasturbogruppe ist die Anordnung der Wärmesenke im Strömungsweg von der Turbine zum Verdichter geläufig. In einer Ausführungsform der Erfindung wird wenigstens eine Wärmesenke, zum Beispiel als Zwischenkühler, in unmittelbarer Fluidverbindung mit den zur Verdichtung des Prozessgases bestimmten Mitteln angeordnet. Damit kann eine isotherme oder quasi-isotherme Verdichtung erreicht werden. Durch die abgesenkte Verdichtungsendtemperatur wird eine verbesserte Abwärmenutzung ermöglicht. In einer ganz besonders bevorzugten Ausführungsform der Erfindung werden die im Verdichtungspfad der Verdichtung vom Niederdruck des sekundären Prozesses auf den Hochdruck des sekundären Prozesses angeordneten Wärmesenken derart geregelt, dass die Verdichtungsendtemperatur der Sekundärmaschine um eine gewisse, aber kleine, Sicherheitsmarge oberhalb der Taupunktstemperatur der Abgase der Primärmaschine liegt. Beispielsweise kann die Verdichtungsendtemperatur auf 70°C bis 75°C für eine gasgefeuerte und auf 130°C bis 150°C für eine ölgefeuerte Primärmaschine eingeregelt werden. Für eine beste Abwärmenutzung liegt die Verdichtungsendtemperatur um weniger als 20°C, bevorzugt um 2°C bis 10°C, oberhalb der Taupunktstemperatur des Abgases der Primärmaschine.The working gas turbine group is familiar with the arrangement of the heat sink in the flow path from the turbine to the compressor. In one embodiment of the invention, at least one heat sink, for example as an intercooler, is arranged in direct fluid communication with the means intended for compressing the process gas. An isothermal or quasi-isothermal compression can thus be achieved. The reduced final compression temperature enables improved waste heat utilization. In a very particularly preferred embodiment of the invention, the heat sinks arranged in the compression path of the compression from the low pressure of the secondary process to the high pressure of the secondary process are regulated in such a way that the compression end temperature of the secondary machine is above the dew point temperature of the exhaust gases of the primary machine by a certain, but small, safety margin lies. For example, the final compression temperature can be set to 70 ° C to 75 ° C for a gas-fired and to 130 ° C to 150 ° C for an oil-fired primary machine. For best waste heat utilization, the compression end temperature is less than 20 ° C, preferably 2 ° C to 10 ° C, above the dew point temperature of the exhaust gas of the primary machine.
In einer weiteren Ausführungsform der erfindungsgemässen Krafterzeugungsanlage weist die Sekundärmaschine im Niederdruckteil, im Strömungsweg von der letzten Kraftmaschine zur ersten Arbeitsmaschine, eine Wärmesenke auf, die als Abhitzedampferzeuger ausgeführt ist. Der dort erzeugte Dampf wird auf einem Druck, welcher oberhalb des Niederdruckes der Sekundärmaschine liegt, mittels geeigneter Mittel in das gasförmige Prozessfluid eingebracht, mit diesem unter Leistungsabgabe entspannt, und in einer Wärmesenke auf dem Niederdruck im Wesentlichen wieder kondensiert. Das Kondensat wird dann aus dem Prozessfluid abgeschieden, aufbereitet, und durch geeignete Mittel, beispielsweise eine Speisepumpe, wieder in den Abhitzedampferzeuger zurückgeführt. Auch der Kreislauf dieses Zusatzmediums ist also geschlossen. Das Prozessgas strömt mit einer geringen Restfeuchte wieder in die Verdichtungsmittel ein. Gegenüber einem echten Zweiphasenprozess können wesentlich geringere obere Prozesstemperaturen genutzt werden: Durch die beschriebene Variation der Kreislauffüllung können die Druckverhältnisse so eingestellt werden, dass immer eine hinreichende Überhitzung des Frischdampfes gegeben ist. Diese Ausführungsform mit Rekuperation der Abwärme in der Sekundärmaschine eignet sich ganz besonders bei niedrigen Druckverhältnissen der Sekundärmaschine. Falls diese Ausführungsform mit Zwischenkühlern im Verdichter der Sekundärmaschine kombiniert wird, werden dort bevorzugt Kondensatabscheider vorgesehen.In a further embodiment of the power generation system according to the invention, the secondary machine has a heat sink in the low-pressure part, in the flow path from the last engine to the first machine, which is designed as a heat recovery steam generator. The steam generated there is introduced into the gaseous process fluid by means of suitable means at a pressure which is above the low pressure of the secondary machine, and is expanded with this, giving off power, and in a heat sink on the low pressure essentially condensed again. The condensate is then separated from the process fluid, processed, and returned to the heat recovery steam generator by suitable means, for example a feed pump. The cycle of this additional medium is also closed. The process gas flows back into the compression medium with a low residual moisture. Compared to a real two-phase process, much lower upper process temperatures can be used: The variation in the circuit filling described allows the pressure conditions to be set so that there is always sufficient overheating of the live steam. This embodiment with recuperation of the waste heat in the secondary machine is particularly suitable when the secondary machine has low pressure ratios. If this embodiment is combined with intercoolers in the compressor of the secondary machine, condensate separators are preferably provided there.
Kurze Beschreibung der ZeichnungBrief description of the drawing
Die Erfindung wird nachfolgend anhand von in der Zeichnung illustriertenThe invention is illustrated below with reference to the drawing
Ausführungsbeispielen näher erläutert. Im einzelnen zeigenExemplary embodiments explained in more detail. Show in detail
Figur 1 eine erste erfindungsgemässe Krafterzeugungsanlage;Figure 1 shows a first power generation system according to the invention;
Figur 2 die Zustandsänderungen in der Krafterzeugungsanlage aus Figur 1 im T,s-Diagramm;FIG. 2 shows the changes in state in the power generation system from FIG. 1 in the T, s diagram;
Figuren 3 und 4 weitere Ausführungsformen von erfindungsgemässenFigures 3 and 4 further embodiments of inventive
Krafterzeugungsanlagen.Power generation plants.
Dabei stellen die dargestellten Ausführungsbeispiele nur einen kleinen instruktiven Ausschnitt der in den Ansprüchen gekennzeichneten Erfindung dar. Weg zur Ausführung der ErfindungThe exemplary embodiments shown represent only a small instructive section of the invention characterized in the claims. Way of carrying out the invention
In Figur 1 ist eine erfindungsgemässe Kraftwerksanlage dargestellt. AlsA power plant system according to the invention is shown in FIG. As
Primärmaschine treibt eine Gasturbogruppe 100 einen Generator 113 an. Ohne eine Einschränkung darzustellen, handelt es sich dabei um eine Gasturbogruppe mit sequenzieller Verbrennung, wie sie aus der EP 620 362 und zahlreichen darauf basierenden Veröffentlichungen wohlbekannt ist. Ohne auf Details einzugehen, sei deren grundsätzliche Funktion in Kürze dargelegt. Ein Verdichter 101 und zwei Turbinen 103 und 105 sind auf einer gemeinsamen Welle angeordnet. Der Verdichter 101 saugt eine Luftmenge 106 aus der Umgebung an. In der verdichteten Luft wird in der ersten Brennkammer 102 Brennstoff zugemischt und dort verbrannt. Das Rauchgas wird in der ersten Turbine 103 teilentspannt, zum Beispiel mit einem Druckverhältnis von 2. Das Rauchgas, welches immer noch einen hohen Restsauerstoffgehalt von typischerweise über 15% aufweist, strömt in eine zweite Brennkammer 104 ein, wo weiterer Brennstoff verbrannt wird. Dieses nacherhitzte Rauchgas wird in der zweiten Turbine 105 in etwa auf Umgebungsdruck - abgesehen von Druckverlusten des Abgastraktes - entspannt, und strömt als immer noch heisses Abgas 107, mit Temperaturen, die bei hoher Last beispielsweise um 550 - 600°C liegen, aus der Gasturbogruppe ab. Im Strömungsweg des heissen Abgases sind Mittel zur Abwärmenutzung, Wärmetauscher 6, angeordnet, in denen sich das Abgas weiter abkühlt, bevor es als abgekühltes Abgas 108 in die Atmosphäre abströmt. Der als Mittel zur Abwärmenutzung angeordnete Wärmetauscher 6 überträgt Wärme vom Abgas 107 der offenen Gasturbogruppe 100 auf den Kreislauf einer als Sekundärmaschine angeordneten geschlossenen Gasturbogruppe. Eine Turbine 2 ist mit Teilverdichtern 1a, 1 b, 1c, sowie einem Generator 3 auf einer gemeinsamen Welle angeordnet. Der aus mehreren Teilverdichtern 1a, 1 b, 1c bestehende Verdichter fördert ein Gas 21 , im vorliegenden Fall Luft, von einem Niederdruck stromauf des ersten Teilverdichters 1a auf einen Hochdruck stromab des letzten Teilverdichters 1c. Zwischen den Teilverdichtern sind Wärmesenken, Zwischenkühler 41 und 42, angeordnet, die im Gegenstrom von einem Kühlmittel, beispielsweise Kühlwasser durchströmt werden. Die Zwischenkühlung senkt die Leistungsaufnahme des Verdichters. Ausserdem wird die Verdichtungsendtemperatur gesenkt, was im vorliegenden Fall noch weitere, unter noch dargelegte Vorteile mit sich bringt. Je mehr Zwischenkühler angeordnet sind, desto besser kann der Verdichtungsprozess einer isothermen Verdichtung angenähert werden; in der Realsierung sind diesem aber ganz klare praktische Grenzen gesetzt. Weiterhin ist es auch bekannt, Einspritzkühler zu verwenden, oder Flüssigkeitstropfen in Verdichter einzubringen, welche durch Verdunstung für eine kontinuierliche Innenkühlung sorgen. Vorliegend sind, im Gegensatz dazu, die Zwischenkühler 41 und 42 mit internen Kondensatabscheidern 5a, 5b versehen, deren Funktion unten in Verbindung mit dem Kompressor 45 noch erläutert wird. Das verdichtete Prozessgas, Hochdruck-Prozessgas, 22 durchströmt im Gegenzug zum Abgas 107 den Wärmetauscher 6; das abgekühlte Abgas 108 der primären Gasturbogruppe strömt in die Atmosphäre ab. Das erhitzte Hochdruck- Prozessgas 23 strömt in die Turbine 2 ein und treibt diese an. Im Falle eines Verlustes der Last kann das Prozessgas über ein Nebenschlussorgan 30 unmittelbar unter Umgehung der Turbine 2 auf die Niederdruckseite verworfen werden. Das entspannte Prozessgas 24 durchströmt eine Wärmesenke, Rückkühler 13, und strömt schliesslich als Niederdruck-Prozessgas 21 wieder in den Verdichter ein. Der Druck des Niederdruck-Prozessgases 21 respektive des entspannten Prozessgases 24 können zur Leistungsregelung der geschlossenen Gasturbogruppe variiert werden. Zur Erhöhung des Vordruckes fördert ein Kompressor 45 über ein Rückschlagorgan 46 Luft auf die Niederdruckseite der geschlossenen Gasturbogruppe. Zur Verminderung des Druckes wird Gas über ein Drossel- und Absperrorgan 47 wieder in die Atmosphäre abgeblasen. Bei der Aufladung des Kreislaufes mit Umgebungsluft über den Kompressor 45 wird Luftfeuchtigkeit in den Kreislauf gebracht. Diese kondensiert potenziell in den Zwischenkühlern 41 und 42, weshalb dort integriert Kondensatabscheider 5a, 5b angeordnet sind. Zur besten Abwärmenutzung im Wärmetauscher 6 ist die Temperatur des Hochdruck- Prozessgases 22 möglichst gering, jedoch darf der Taupunkt des Abgases 107, 108 auf der Primärseite des Wärmetauschers nicht unterschritten werden. Es ist daher eine Temperaturmessstelle 44 stromab des letzten Teilkompressors 1 c angeordnet. In Abhängigkeit von der dort gemessenen Temperatur wird auf ein Stellorgan 43 eingegriffen, das den Kühlmittelmassenstrom zum letzten Zwischenkühler 42 so regelt, dass die Temperatur am Verdichteraustritt um eine gewisse Sicherheitsmarge über der Taupunktstemperatur des Abgases der Primärmaschine liegt. Damit wird sichergestellt, dass einerseits die zum Antrieb des Verdichters notwendige Leistung minimiert wird, und, dass die Abwärme des Abgases 107, soweit wie unter Vermeidung von Niederschlagsbildung im Abgas verwertbar, genutzt wird. Ein weiterer vorteilhaft zu implementierender Regeleingriff auf den sekundären Kreisprozess nutzt zwei Temperaturmessstellen 49 zur Bestimmung der Temperatur des Abgases 107 vor dem Eintritt in den Wärmetauscher 6 und 48 zur Bestimmung der Temperatur des erhitzten Hochdruck-Prozessgases 23 der geschlossenen Gasturbogruppe beim Austritt aus dem Wärmetauscher. Beide Messwerte werden zu einem Differenzbildner 50 geleitet, wo eine Temperaturdifferenz ΔT gebildet wird. Wenn diese Temperaturdifferenz einen bestimmten Wert überschreitet, wird das Drossel- und Absperrorgan 47 geöffnet, und der Prozessdruck gesenkt. Da in Folge der Massenstrom des Prozessgases der Sekundärmaschine sinkt, wird das verdichtete Prozessgas auf eine höhere Temperatur gebracht, und die Temperaturdifferenz wird kleiner. Unterschreitet die Temperaturdifferenz hingegen einen unteren Grenzwert, wird über den Kompressor 45 das Druckniveau, insbesondere der Druck auf der Niederdruckseite der als Sekundärmaschine geschalteten geschlossenen Gasturbogruppe, erhöht. Der Massenstrom im Kreislauf der Sekundärmaschine steigt, und damit auch wieder die Temperaturdifferenz. Weiterhin kann auch auf die Temperatur des erhitzten Hochdruck- Prozessgases 23 alleine geregelt werden, um diese konstant auf einem Sollwert zu halten. Ein weiterer Regeleingriff auf den unteren Prozessdruck wäre der, das Druckverhältnis über die Turbine 2, welches ja in erster Linie vom Eintrittsvolumenstrom mitbestimmt wird, und damit vom Massenstrom und der Eintrittstemperatur sowie dem Absolutdruck abhängig ist, auf einen konstanten Wert zu regeln. Es wäre auch denkbar, die Turbinenaustrittstemperatur der Sekundärmaschine über den zirkulierenden Massenstrom zu regeln. Die Verbindung der beschriebenenPrimary machine drives a gas turbine group 100 a generator 113. Without depicting a limitation, this is a gas turbine group with sequential combustion, as is well known from EP 620 362 and numerous publications based thereon. Without going into details, their basic function will be explained shortly. A compressor 101 and two turbines 103 and 105 are arranged on a common shaft. The compressor 101 draws in an amount of air 106 from the environment. In the compressed air, fuel is mixed in the first combustion chamber 102 and burned there. The flue gas is partially expanded in the first turbine 103, for example with a pressure ratio of 2. The flue gas, which still has a high residual oxygen content of typically over 15%, flows into a second combustion chamber 104, where further fuel is burned. This reheated flue gas is expanded in the second turbine 105 to approximately ambient pressure - apart from pressure losses in the exhaust gas tract - and flows out of the gas turbine group as hot exhaust gas 107, at temperatures which are, for example, 550-600 ° C. under high load from. In the flow path of the hot exhaust gas, means for using waste heat, heat exchanger 6, are arranged, in which the exhaust gas cools further before it flows into the atmosphere as cooled exhaust gas 108. The heat exchanger 6 arranged as a means for utilizing waste heat transfers heat from the exhaust gas 107 of the open gas turbine group 100 to the circuit of a closed gas turbine group arranged as a secondary machine. A turbine 2 is arranged with partial compressors 1a, 1b, 1c and a generator 3 on a common shaft. The compressor consisting of several partial compressors 1a, 1b, 1c conveys a gas 21, in the present case air, from a low pressure upstream of the first partial compressor 1a to a high pressure downstream of the last partial compressor 1c. Heat sinks, intermediate coolers 41 and 42, are arranged between the partial compressors and a coolant, for example cooling water, flows through them in countercurrent. Intercooling lowers the compressor's power consumption. In addition, the compression end temperature is reduced, which in the present case also entails further advantages, which are explained below. The more intercoolers are arranged, the better the compression process can be approximated to an isothermal compression; in the implementation, however, there are very clear practical limits. Furthermore, it is also known to use injection coolers or to introduce drops of liquid into compressors, which provide continuous internal cooling by evaporation. In contrast to this, the intercoolers 41 and 42 are provided with internal condensate separators 5a, 5b, the function of which will be explained below in connection with the compressor 45. The compressed process gas, high-pressure process gas, 22 flows through the heat exchanger 6 in return for the exhaust gas 107; the cooled exhaust gas 108 from the primary gas turbine set flows into the atmosphere. The heated high-pressure process gas 23 flows into the turbine 2 and drives it. In the event of a loss of the load, the process gas can be discarded via a shunt member 30 directly bypassing the turbine 2 on the low pressure side. The expanded process gas 24 flows through a heat sink, recooler 13, and finally flows back into the compressor as low-pressure process gas 21. The pressure of the low-pressure process gas 21 or the relaxed process gas 24 can be varied to control the output of the closed gas turbine group. To increase the admission pressure, a compressor 45 conveys air to the low-pressure side of the closed gas turbine group via a non-return element 46. To reduce the pressure, gas is blown back into the atmosphere via a throttle and shut-off device 47. When the circuit is charged with ambient air via the compressor 45, air humidity is brought into the circuit. This potentially condenses in the intercoolers 41 and 42, which is why integrated condensate separators 5a, 5b are arranged there. The best Using waste heat in the heat exchanger 6, the temperature of the high-pressure process gas 22 is as low as possible, but the dew point of the exhaust gas 107, 108 on the primary side of the heat exchanger must not be undercut. A temperature measuring point 44 is therefore arranged downstream of the last partial compressor 1 c. Depending on the temperature measured there, an actuator 43 is engaged which regulates the coolant mass flow to the last intercooler 42 in such a way that the temperature at the compressor outlet is above the dew point temperature of the exhaust gas of the primary machine by a certain safety margin. This ensures that, on the one hand, the power required to drive the compressor is minimized, and that the waste heat of the exhaust gas 107 is used, as far as can be utilized while avoiding the formation of precipitation in the exhaust gas. Another control intervention to be implemented advantageously on the secondary cycle uses two temperature measuring points 49 for determining the temperature of the exhaust gas 107 before entering the heat exchanger 6 and 48 for determining the temperature of the heated high-pressure process gas 23 of the closed gas turbine group when it exits the heat exchanger. Both measured values are sent to a difference generator 50, where a temperature difference ΔT is formed. If this temperature difference exceeds a certain value, the throttle and shut-off device 47 is opened and the process pressure is reduced. As a result, the mass flow of the process gas of the secondary machine drops, the compressed process gas is brought to a higher temperature and the temperature difference becomes smaller. If, however, the temperature difference falls below a lower limit value, the pressure level, in particular the pressure on the low-pressure side of the closed gas turbine group connected as a secondary machine, is increased via the compressor 45. The mass flow in the secondary machine circuit increases, and with it the temperature difference. Furthermore, the temperature of the heated high-pressure process gas 23 alone can be controlled in order to keep it constant at a desired value. Another control intervention on the lower process pressure would be the pressure ratio via the turbine 2, which is primarily is determined by the inlet volumetric flow, and is therefore dependent on the mass flow and the inlet temperature as well as the absolute pressure, to regulate to a constant value. It would also be conceivable to regulate the turbine outlet temperature of the secondary machine via the circulating mass flow. The connection of the described
Regelungsmechanismen resultiert in einer besten Ausnutzung des Abwärmepotenzials. Es zeigt sich, dass die Anpassung der Sekundärmaschine auf sehr unterschiedliche Abwärmeangebote bei Verwendung einer Sekundärmaschine mit geschlossenem Gaskreislauf durch eine Variation des Niederdrucks und des in der Sekundärmaschine zirkulierenden Massenstroms überraschend einfach und effizient möglich ist.Control mechanisms result in the best use of the waste heat potential. It turns out that the adaptation of the secondary machine to very different waste heat offers when using a secondary machine with a closed gas circuit is surprisingly simple and efficient possible by varying the low pressure and the mass flow circulating in the secondary machine.
Bei der dargestellten Kraftwerksanlage wird die Sekundärmaschine ohne Abwärmerekuperation stromab der Turbine und mit Zwischenkühlung im Verdichter idealerweise mit einem hohen Auslegungs-Druckverhältnis von bevorzugt 10 und mehr betrieben. Damit wird bei einer vorgegebenen Eintrittstemperatur in die Turbine 2 die Austrittstemperatur aus der Turbine 2 und damit auch die im Rückkühler 13 abzuführende Wärmemenge klein gehalten. Die zugehörigen Zustandsänderungen sind im Diagramm in Figur 2, Temperatur T über massenspezifischer Entropie s, sehr schematisch dargestellt. Der rechte Kreislauf, der mit I bezeichnet ist, ist der Kreislauf der Primärmaschine. Die Luft 106 wird bei einer Temperatur TAMB angesaugt, und vom Verdichter 101 verdichtet. In der Brennkammer 102 wird näherungsweise isobar Wärme zugeführt bis zur Maximaltemperatur TMAX- In der Turbine 103 wird das in der Brennkammer 102 entstandene Rauchgas teilentspannt, und in der Brennkammer 104 nochmals bis zur Maximaltemperatur zwischenerhitzt, bevor eine Entspannung auf Umgebungsdruck in der Turbine 105 stattfindet. Das heisse Abgas 107 hat die Temperatur TEX. Links vom Kreisprozess I - weil ja im allgemeinen auf einem überatmosphärischen Druckniveau ablaufend - ist der sekundäre Kreisprozess II dargestellt. Dessen Ausgangspunkt ist das Prozessgas vor dem Verdichter, 21 , welches sich im wesentlichen auf Umgebungstemperatur und auf dem Prozess-Niederdruck befindet. Das Prozessgas wird von einem ersten Teilverdichter 1a verdichtet, wobei die Temperatur steigt, anschliessend im Zwischenkühler 41 möglichst bis Umgebungstemperatur abgekühlt, in einem weiteren Teilverdichter 1 b weiter verdichtet, in einem zweiten Zwischenkühler 42 abgekühlt, und in einem letzten Teilverdichter 1c auf einen Zustand 22 oder 22' verdichtet, welcher sich auf dem Prozess-Hochdruck befindet. Erkennbar ist, dass die Verdichtung um so besser an eine isotherme Verdichtung angenähert ist, je mehr Teilverdichter und Zwischenkühler angeordnet werden. Die Kühlleistung im letzten Zwischenkühler 42 wird so geregelt, dass die Verdichtungsendtemperatur des Zustandes 22 respektive 22' etwas oberhalb der Taupunktstemperatur TDPG für Gasfeuerung oder TQPO für Ölfeuerung liegt. Je tiefer die Verdichtungsendtemperatur ist, desto besser kann die Wärme des Abgases genutzt werden. Aufgrund der Zwischenkühlungsstufen kann auch ein hohes Druckverhältnis mit niedrigstmöglichen Verdichtungsendtemperaturen erzielt werden. Im Wärmetauscher 6 nimmt das verdichtete Prozessgas 22 Wärme aus dem Abgas 107 auf, und wird bis wenig unterhalb der Abgastemperatur erwärmt. Dabei kühlt sich das Abgas 107 beim Durchströmen des Wärmetauschers 6 bis auf den Zustand 108 oder 108' ab, der aufgrund der Regelung der Verdichtungsendtemperatur des Sekundärprozesses mit einer kleinen Sicherheitsmarge oberhalb der jeweiligen Taupunktstemperatur liegt. Das erhitzte Prozessgas 23 wird in der Turbine 2 auf den Zustand 24 entspannt. Aufgrund des hohen Druckverhältnisses ist diese Temperatur vergleichsweise niedrig, so, dass im Rückkühler 13 nur wenig Wärme abgeführt werden muss. Bei dieser Auslegung findet die gesamte Wärmeabfuhr bei möglichst niedriger Temperatur statt, was für einen hohen Wirkungsgrad spricht. Die überlegenen Möglichkeiten, die Sekundärmaschine durch Variation des Prozess-Niederdrucks an das Abwärmeangebot anzupassen, wurden oben bereits diskutiert; Die Veränderungen der Kreisprozesse im Teillastbetrieb erschliessen sich dem Fachmann ohne weiteres. Eine weitere bevorzugte Ausführungsform der Erfindung ist in Figur 3 dargestellt. Als Primärmaschine ist wieder eine Gasturbogruppe 100 der oben beschriebenen Bauart angeordnet. Als Sekundärmaschine ist eine geschlossene Gasturbogruppe mit Abwärmerekuperation angeordnet, die nachfolgend beschrieben wird. Die hier dargestellte Sekundärmaschine wird, da die Abgaswärme genutzt wird, mit einem geringeren Druckverhältnis betrieben als die in Zusammenhang mit Figur 1 dargestellte geschlossene Gasturbogruppe; als typisch wäre ein Druckverhältnis im Bereich von 4 bis 10, insbesondere 6 bis 8, zu betrachten. Weiterhin ist die Sekundärmaschine wie dargestellt geeignet, mit einem anderen Prozessgas als Luft betrieben zu werden. Das Niederdruck-Prozessgas 21 der Sekundärmaschine wird in einem ersten Teilverdichter 1a und einem zweiten Teilverdichter 1b, zwischen denen ein Einspritzkühler 54 als Zwischenkühler angeordnet ist, auf einen Hochdruck verdichtet. Der Einspritzkühler 54 kann ohne weiteres auch so ausgelegt sein, dass er das Prozessgas überfeuchtet; es dringen dann Wassertropfen in die folgenden Verdichterstufen ein, und sorgen dort für eine Innenkühlung. Insofern kann eine entsprechende Einspritzvorrichtung auch schon stromauf des ersten Teilverdichters angeordnet sein. Aufgrund des geringeren Druckverhältnisses kann auf aufwändige weitere Kühlerstufen verzichtet werden. Gleichwohl wird mit Vorteil sichergestellt, dass die Temperatur des Hochdruck-Prozessgases oberhalb der Taupunktstemperatur der Abgase 107, 108 der primären Gasturbogruppe liegt. Das Hochdruck-Prozessgas durchströmt im Gegenstrom zu den Abgasen den Wärmetauscher 6, der in zwei Teilwärmetauscher 6a, 6b unterteilt ist, bevor das erhitzte Hochdruck-Prozessgas eine Turbine 2 unter Leistung technischer Arbeit durchströmt. Die Turbine 2 ist mit denIn the power plant system shown, the secondary machine is ideally operated downstream of the turbine without waste heat recuperation and with intermediate cooling in the compressor with a high design-pressure ratio of preferably 10 or more. Thus, the outlet temperature from the turbine 2 and thus also the amount of heat to be dissipated in the recooler 13 is kept small at a predetermined inlet temperature into the turbine 2. The associated changes in state are shown very schematically in the diagram in FIG. 2, temperature T over mass-specific entropy s. The right circuit, labeled I, is the circuit of the primary machine. The air 106 is drawn in at a temperature TAMB and compressed by the compressor 101. Approximately isobaric heat is supplied in the combustion chamber 102 up to the maximum temperature TMAX. In the turbine 103, the flue gas generated in the combustion chamber 102 is partially expanded and in the combustion chamber 104 reheated to the maximum temperature before relaxation to ambient pressure in the turbine 105 takes place. The hot exhaust gas 107 has the temperature TEX. The secondary cycle process II is shown to the left of the cycle process I - because it generally takes place at a superatmospheric pressure level. Its starting point is the process gas upstream of the compressor 21, which is essentially at ambient temperature and at the process low pressure. The Process gas is compressed by a first partial compressor 1a, the temperature rising, then cooled in the intermediate cooler 41 to ambient temperature if possible, further compressed in a further partial compressor 1b, cooled in a second intermediate cooler 42, and in a last partial compressor 1c to a state 22 or 22 'compresses, which is on the process high pressure. It can be seen that the more partial compressors and intercoolers are arranged, the closer the compression is to an isothermal compression. The cooling capacity in the last intercooler 42 is regulated in such a way that the compression end temperature of state 22 or 22 'is somewhat above the dew point temperature T D P G for gas firing or TQP O for oil firing. The lower the final compression temperature, the better the heat of the exhaust gas can be used. Because of the intermediate cooling stages, a high pressure ratio with the lowest possible compression temperatures can also be achieved. In the heat exchanger 6, the compressed process gas 22 absorbs heat from the exhaust gas 107 and is heated to a little below the exhaust gas temperature. Exhaust gas 107 cools down as it flows through heat exchanger 6 to state 108 or 108 ′, which is due to the regulation of the compression end temperature of the secondary process with a small safety margin above the respective dew point temperature. The heated process gas 23 is expanded to the state 24 in the turbine 2. Due to the high pressure ratio, this temperature is comparatively low, so that only little heat has to be removed in the recooler 13. With this design, the entire heat dissipation takes place at the lowest possible temperature, which speaks for a high degree of efficiency. The superior options for adapting the secondary machine to the waste heat supply by varying the process low pressure have already been discussed above; The changes in the cycle processes in part-load operation are readily apparent to the person skilled in the art. Another preferred embodiment of the invention is shown in FIG. A gas turbine group 100 of the type described above is again arranged as the primary machine. A closed gas turbine group with waste heat recuperation is arranged as a secondary machine, which is described below. Since the exhaust gas heat is used, the secondary machine shown here is operated at a lower pressure ratio than the closed gas turbine group shown in connection with FIG. 1; a pressure ratio in the range from 4 to 10, in particular 6 to 8, would be regarded as typical. Furthermore, as shown, the secondary machine is suitable for being operated with a process gas other than air. The low-pressure process gas 21 of the secondary machine is compressed to a high pressure in a first partial compressor 1a and a second partial compressor 1b, between which an injection cooler 54 is arranged as an intermediate cooler. The injection cooler 54 can also be readily designed so that it over-humidifies the process gas; water drops then penetrate into the following compressor stages and provide internal cooling there. In this respect, a corresponding injection device can also be arranged upstream of the first partial compressor. Due to the lower pressure ratio, complex additional cooler stages can be dispensed with. Nevertheless, it is advantageously ensured that the temperature of the high-pressure process gas lies above the dew point temperature of the exhaust gases 107, 108 of the primary gas turbine group. The high-pressure process gas flows in countercurrent to the exhaust gases through the heat exchanger 6, which is divided into two partial heat exchangers 6a, 6b, before the heated high-pressure process gas flows through a turbine 2 with the performance of technical work. The turbine 2 is with the
Teilverdichtern 1a und 1 b auf einer gemeinsamen Welle angeordnet, und treibt diese an; weiterhin ist die Leistung der Turbine über eine selbsttätig wirkende Kupplung 109 auf einen gemeinsamen Generator 113 von Primär- und Sekundärmaschine übertragbar. Entspanntes Prozessgas 24 wird in einer als Abhitzedampferzeuger 11 ausgeführten Wärmesenke und einem Rückkühler 13 wieder auf den Ausgangszustand des Niederdruck-Prozessgases 21 zurückgeführt. Der Abhitzedampferzeuger wird sekundärseitig von unter Druck stehendem Speisewasser 12 - es kann sich, da alle Medien im geschlossenen Kreislauf geführt werden auch um eine andere Flüssigkeit als Wasser, insbesondere auch toxische Flüssigkeiten, handeln - durchströmt. Die unter Druck stehende Flüssigkeit wird im Abhitzedampferzeuger erwärmt, verdampft, und der entstandene Dampf wird wenigstens leicht überhitzt. Der Frischdampf 26 wird an einer temperaturmässig angepassten Stelle des Abgaswärmetauschers 6, an der die Dampftemperatur unter der Abgastemperatur liegt, in das Prozessgas eingebracht, und durchströmt zusammen mit diesem den zweiten Teilwärmetauscher 6b. Der Dampf durchströmt zusammen mit dem Prozessgas die Turbine unter Abgabe von Leistung. Weiterhin durchströmt dieser Dampf, inklusive einer Dampfmenge die aus der Flüssigkeitszufuhr zum Einspritzkühler 54 resultiert, primärseitig den Abhitzedampferzeuger 11 , wird dabei abgekühlt, und kondensiert. Dabei ist die Kondensationstemperatur partialdruckabhängig, entsprechend dem Taupunkt des Dampfes im Prozessgas. Weiterer Dampf wird im Rückkühler 13 kondensiert. Kondensat wird in den Kondensatabscheidern 5a und 5b vom Prozessgas getrennt und in einem Behälter 17 gesammelt. Von dort wird das Kondensat einerseits über eine Pumpe 55 zum Einspritzkühler 54 und insbesondere von einer Speisepumpe 18 als Speisewasser 12 wieder auf die Sekundärseite des Dampferzeugers 11 gefördert. Die Sekundärmaschine ist mit einem System zur Variation der Kreislauffüllung und damit zur Variation des Prozess-Druckniveaus versehen. Ein Kompressor 45 kann einen Teil des Hochdruck-Prozessfluides 22 aus dem Kreislauf abzweigen, und über einen Kühler 52, einen Abscheider 53, sowie ein Rückschlagorgan 46 in einen Hochdruck-Gasspeicher 51 fördern. Durch die Verschiebung von Prozessfluid aus dem Kreislauf in den Gasspeicher 51 wird die Füllung des Kreislaufs mit zirkulierendem Prozessfluid und damit das gesamte Prozess-Druckniveau vermindert. Die im Gasspeicher 51 gespeicherte Fluidmenge kann bei Bedarf wieder über das Absperr- und Drosselorgan 47 in den Kreislauf zurückgeführt werden, wodurch sich die Kreislauffüllung und das Druckniveau wieder erhöhen. Diese Variation der Kreislauffüllung eignet sich wie beschrieben ganz besonders gut zur dauerhaften Leistungsregelung der Sekundärmaschine. Weiterhin kann die im Hochdruck-Gasspeicher gespeicherte Energie besonders schnell als Nutzleistung zur Verfügung gestellt werden, da das gespannte Gas bei Entladung des Hochdruck-Gasspeichers quasi unmittelbar auf die Turbine wirkt. Diese spontane Leistungssteigerung kann besonders vorteilhaft zur Frequenzstützung eines Elektrizitätsnetzes herangezogen werden. Aus dem Stand der Technik sind unterschiedlichste Speichersysteme bekannt, beispielsweise auch Speicher mit kaskadierendem Druck. Die Kreislauffüllung und damit das Druckniveau der Sekundärmaschine können entsprechend den in Verbindung mit Figur 1 diskutierten Kriterien geregelt werden, weiterhin auch derart, dass eine bestimmte Überhitzung des Dampfes am Turbineneintritt erreicht wird.Partial compressors 1a and 1 b arranged on a common shaft, and drives them; furthermore, the power of the turbine can be transferred via an automatically acting clutch 109 to a common generator 113 of the primary and secondary machines. Relaxed process gas 24 is returned to the initial state of the low-pressure process gas 21 in a heat sink designed as a heat recovery steam generator 11 and a recooler 13. The heat recovery steam generator is under pressure on the secondary side standing feed water 12 - it can, because all media are conducted in a closed circuit, also act as a liquid other than water, in particular also toxic liquids. The pressurized liquid is heated in the waste heat steam generator, evaporated, and the steam produced is at least slightly overheated. The live steam 26 is introduced into the process gas at a temperature-adapted point of the exhaust gas heat exchanger 6, at which the steam temperature is below the exhaust gas temperature, and together with the latter flows through the second partial heat exchanger 6b. The steam flows through the turbine together with the process gas, giving off power. Furthermore, this steam, including a quantity of steam which results from the liquid supply to the injection cooler 54, flows through the heat recovery steam generator 11 on the primary side, is cooled and condensed. The condensation temperature is dependent on the partial pressure, corresponding to the dew point of the steam in the process gas. Further steam is condensed in the recooler 13. Condensate is separated from the process gas in the condensate separators 5a and 5b and collected in a container 17. From there, the condensate is conveyed back to the secondary side of the steam generator 11 via a pump 55 to the injection cooler 54 and in particular from a feed pump 18 as feed water 12. The secondary machine is equipped with a system for varying the circuit filling and thus for varying the process pressure level. A compressor 45 can branch off part of the high-pressure process fluid 22 from the circuit and convey it via a cooler 52, a separator 53 and a non-return element 46 into a high-pressure gas store 51. By shifting process fluid from the circuit into the gas storage 51, the filling of the circuit with circulating process fluid and thus the entire process pressure level is reduced. The amount of fluid stored in the gas reservoir 51 can be returned to the circuit via the shut-off and throttling element 47, as a result of which the circuit filling and the pressure level increase again. As described, this variation of the circuit filling is particularly well suited for permanent power control of the secondary machine. Furthermore, the energy stored in the high-pressure gas storage can be made available particularly quickly as useful power, since the tensioned gas acts almost directly on the turbine when the high-pressure gas storage is discharged. This spontaneous increase in output can be used particularly advantageously to support the frequency of an electricity network. A wide variety of storage systems are known from the prior art, for example also storage with cascading pressure. The circuit filling and thus the pressure level of the secondary machine can be regulated according to the criteria discussed in connection with FIG. 1, furthermore in such a way that a certain overheating of the steam at the turbine inlet is achieved.
Selbstverständlich kann die in den Ansprüchen gekennzeichnete Erfindung auch realisiert werden, wenn mehrere Primärmaschinen über einen gemeinsamen Wärmetauscher auf eine gemeinsame Sekundärmaschine wirken; wie bereits mehrfach erwähnt wurde, ist die Sekundärmaschine der erfindungsgemässen Kraftwerksanlage ganz besonders geeignet, um auf ein schwankendes Abwärmeangebot durch den Betrieb unterschiedlich vieler Primärmaschinen zu reagieren.Of course, the invention characterized in the claims can also be implemented if several primary machines act on a common secondary machine via a common heat exchanger; As has already been mentioned several times, the secondary machine of the power plant according to the invention is particularly suitable for reacting to a fluctuating amount of waste heat by operating different numbers of primary machines.
Um zu verdeutlichen, dass die Erfindung keineswegs auf die Verwendung von Turbomaschinen zur Durchführung des Sekundärprozesses beschränkt ist, ist in Figur 4 eine Ausführungsform der erfindungsgemässen Kraftwerksanlage dargestellt, die sich besonders gut für kleine Einheitenleistungen, in Verbindung mit einer Industriegasturbine oder einem sogenannten Aeroderivate als Primärmaschine realisieren lässt. Die dargestellte Gasturbogruppe 100 ist eine zweiwellige Maschine, mit einem Hochdruckverdichter 202 und einer Hochdruckturbine 203 auf einer gemeinsamen Welle und einem Niederdruckverdichter und einer Niederdruckturbine auf einer zweiten gemeinsamen Welle, welche auch als Abtriebswelle für die Nutzleistung dient, sowie einer Brennkammer. Solche Gasturbogruppen kleiner Leistungen laufen üblicherweise auf einer Drehzahl, die weit oberhalb der Netzfrequenz liegt. Die Abtriebswelle wirkt daher über ein Untersetzungsgetriebe 114 auf den Generator 113. Die Funktionsweise der Primärmaschine 100 erschliesst sich im Lichte der oben gemachten Ausführungen ohne weiteres. Die Abwärme des heissen entspannten Rauchgases 107 wird erfindungsgemäss in einem Wärmetauscher auf eine mit einem gasförmigen Prozessfluid im geschlossenen Kreislauf arbeitende Sekundärmaschine übertragen und dort genutzt. Aufgrund des kleinen Massen- und Volumenstroms der Sekundärmaschine ist zur Verdichtung des Prozessgases von Niederdruck-Prozessgas 21 auf Hochdruck-Prozessgas 22anstelle eines Turboverdichters eine Verdrängermaschine,In order to clarify that the invention is in no way limited to the use of turbomachines for carrying out the secondary process, FIG. 4 shows an embodiment of the power plant system according to the invention, which is particularly good for small unit outputs, in connection with an industrial gas turbine or a so-called aeroderivate as the primary machine can be realized. The gas turbine group 100 shown is a twin-shaft machine, with a high-pressure compressor 202 and a high-pressure turbine 203 on a common shaft and a low-pressure compressor and a low-pressure turbine on a second common shaft, which also serves as an output shaft for the useful power, and a combustion chamber. Such low-power gas turbine groups usually run at a speed, which is far above the network frequency. The output shaft therefore acts on the generator 113 via a reduction gear 114. The mode of operation of the primary machine 100 is readily apparent in the light of the statements made above. According to the invention, the waste heat from the hot, relaxed flue gas 107 is transferred in a heat exchanger to a secondary machine working with a gaseous process fluid in a closed circuit and is used there. Due to the small mass and volume flow of the secondary machine, a displacement machine is used to compress the process gas from low-pressure process gas 21 to high-pressure process gas 22 instead of a turbocompressor,
Schraubenkompressor 1 , angeordnet. Das Hochdruck-Prozessgas 22 durchströmt einen Wärmetauscher 6a und nimmt Wärme aus dem Abgas 107 auf. Das erhitzte Hochdruck-Prozessgas 23 strömt in eine erste, als Verdrängermaschine, Schraubenexpander 2a, ausgeführte Kraftmaschine, und wird dort auf einen Zwischendruck entspannt. Der Schraubenexpander 2 treibt den Schraubenkompressor 1 an. Das Zwischendruck-Prozessgas 25 durchströmt zusammen mit einer aus einem Abhitze-Dampferzeuger 11 herangeführten Frischdampfmenge 26 einen zweiten Teilwärmetauscher 6b, und wird zwischenerhitzt. Die nunmehr grösseren Volumina erfordern grössere Strömungsquerschnitte, weshalb für die Entspannung des Zwischendruck- Prozessgases und des Dampfes auf den Niederdruck eine Turbine, insbesondere eine Radialturbine gewählt wird. Diese treibt über ein zweites Untersetzungsgetriebe 115 und eine selbsttätig wirkende Kupplung 109 ebenfalls den Generator 113 an. Im Abhitzedampferzeuger 11 und im Rückkühler 13 wird das entspannte Prozessgas 24 wieder auf denScrew compressor 1, arranged. The high-pressure process gas 22 flows through a heat exchanger 6a and absorbs heat from the exhaust gas 107. The heated high-pressure process gas 23 flows into a first engine designed as a displacement machine, screw expander 2a, and is expanded there to an intermediate pressure. The screw expander 2 drives the screw compressor 1. The intermediate pressure process gas 25 flows through a second partial heat exchanger 6b together with a fresh steam quantity 26 brought from a waste heat steam generator 11, and is reheated. The now larger volumes require larger flow cross sections, which is why a turbine, in particular a radial turbine, is selected for the expansion of the intermediate pressure process gas and the steam to the low pressure. This also drives the generator 113 via a second reduction gear 115 and an automatically acting clutch 109. In the heat recovery steam generator 11 and in the recooler 13, the expanded process gas 24 is returned to the
Anfangszustand 21 zurückgeführt, und der Dampf wird kondensiert und das Kondensat im Kondensatabscheider 5 vom Prozessgas getrennt und von einer Speisepumpe 18 wieder als Speisewasser 12 zum Abhitzedampferzeuger 11 gefördert. Die Sekundärmaschine weist weiterhin Mittel zur Schnellabschaltung, insbesondere eine Nebenschlussleitung mit einemInitial state 21 is returned, and the steam is condensed and the condensate in the condensate separator 5 is separated from the process gas and is conveyed again by a feed pump 18 as feed water 12 to the heat recovery steam generator 11. The secondary machine also has means for quick shutdown, in particular a shunt line with a
Nebenschlussorgan 30, auf. Ebenso ist ein Hochdruck-Prozessgasspeicher 51 , mitsamt den bereits hinreichend beschriebenen Mitteln zur Auf- und Entladung angeordnet. Der vollständig geschlossene Kreislauf der Sekundärmaschine erlaubt selbstverständlich eine prinzipiell freie Wahl geeigneter Prozessfluide sowohl als Prozessgas als auch für die Dampferzeugung.Shunt organ 30, on. There is also a high-pressure process gas storage 51, together with the means for charging and discharging that have already been sufficiently described arranged. The completely closed circuit of the secondary machine naturally allows a basically free choice of suitable process fluids both as process gas and for steam generation.
Bei allen dargestellten Ausführungsformen könnte statt eines Generators auch ein anderer Leistungsverbraucher, insbesondere ein mechanischer Antrieb angeordnet sein. Hier wäre unter anderem an eine Schiffsschraube zu denken.In all the illustrated embodiments, another power consumer, in particular a mechanical drive, could also be arranged instead of a generator. One example would be a propeller.
BezugszeichenlisteLIST OF REFERENCE NUMBERS
I Verdichtungsmittel, Verdrängermaschine, Schraubenkompressor 1a, 1b, 1c Verdichtungsmittel, Teilverdichter 2 Entspannungsmittel, TurbineI compression means, displacement machine, screw compressor 1a, 1b, 1c compression means, partial compressor 2 expansion means, turbine
2a Entspannungsmittel, Verdrängermaschine, Schraubenexpander2a relaxation agent, displacement machine, screw expander
3 Leistungsverbraucher, Generator3 power consumers, generator
5 Kondensatabscheider5 condensate separators
5a, 5b Kondensatabscheider 6 Wärmetauscher5a, 5b condensate separator 6 heat exchanger
6a, 6b Wärmetauscher, Teilwärmetauscher6a, 6b heat exchanger, partial heat exchanger
I I Wärmesenke, AbhitzedampferzeugerI I heat sink, heat recovery steam generator
12 Speisewassermassenstrom12 feed water mass flow
13 Wärmesenke, Kühler 17 Behälter, Kondensatspeicher13 heat sink, cooler 17 tanks, condensate storage
18 Speisepumpe18 feed pump
21 Niederdruck-Prozessgas21 low pressure process gas
22 verdichtetes Prozessgas, Hochdruck-Prozessgas22 compressed process gas, high pressure process gas
23 erhitztes Hochdruck-Prozessgas 24 entspanntes Prozessgas23 heated high-pressure process gas 24 expanded process gas
25 Zwischendruck-Prozessgas25 intermediate pressure process gas
26 Frischdampf Nebenschlussorgan26 live steam Shunt body
Zwischenkühlerintercooler
Zwischenkühlerintercooler
Stellorganactuator
TemperaturmessstelleTemperature measuring point
Kompressorcompressor
Rückschlagorganreturn unit
Drossel- und AbsperrorganThrottle and shut-off device
TemperaturmessstelleTemperature measuring point
TemperaturmessstelleTemperature measuring point
Differenzbildnerdifferentiator
Hochdruck-ProzessgasspeicherHigh pressure process gas storage
Kühlercooler
Kondensatabscheidercondensate
EinspritzkühlerDesuperheaters
Pumpepump
GasturbogruppeGas turbine group
Verdichtercompressor
Brennkammercombustion chamber
Turbineturbine
Brennkammercombustion chamber
Turbineturbine
Luftmengeair flow
Abgas abgekühltes AbgasExhaust gas cooled exhaust gas
Kupplungclutch
Leistungsverbraucher, GeneratorPower consumer, generator
UntersetzungsgetriebeReduction gear
UntersetzungsgetriebeReduction gear
NiederdruckverdichterLow-pressure compressor
HochdruckverdichterHigh-pressure compressors
Hochdruckturbine 204 NiederdruckturbineHigh-pressure turbine 204 low pressure turbine
ΔT TemperaturdifferenzΔT temperature difference
TAMB UmgebungstemperaturTAMB ambient temperature
TEX TurbinenaustrittstemperaturTEX turbine outlet temperature
TDPG Taupunktstemperatur GasbetriebTDPG dew point temperature gas operation
TDPO Taupunktstemperatur ÖlbetriebTDPO dew point temperature oil operation
TMAX Maximaltemperatur TMAX maximum temperature

Claims

Patentansprüche claims
1 . Krafterzeugungsanlage, insbesondere Kraftwerksanlage zur1 . Power generation plant, in particular power plant for
Stromerzeugung, mit einer Primärmaschine (100) und einer dieser zur Abwärmenutzung nachgeschalteten Sekundärmaschine, wobei die Primärmaschine eine offene Gasturbogruppe mit wenigstens einem Verdichter (101 , 201 , 202), wenigstens einer Brennkammer (102, 104), und wenigstens einer Turbine (103, 105, 203, 204) ist, und bei der stromab einer letzten Turbine ein Wärmetauscher (6) zur Wärmeübertragung vom Abgas der Primärmaschine (107) zum Prozessfluid der Sekundärmaschine angeordnet ist, dadurch gekennzeichnet, dass die Sekundärmaschine über wenigstens eine Arbeitsmaschine (1 , 1 a, 1 b, 1 c) zur Verdichtung eines gasförmigen Prozessfluides von einem ersten Niederdruck auf einen zweiten Hochdruck, Mittel zur Zuführung des verdichteten Prozessfluides zu dem Wärmetauscher (6, 6a, 6b) , wenigstens eine Kraftmaschine (2, 2a) zur Entspannung des Prozessfluides vom Hochdruck auf den Niederdruck unter Leistung technischer Arbeit, welche stromab des Wärmetauschers angeordnet ist, wenigstens eine Wärmesenke (1 1 , 13, 41 , 42) zurPower generation, with a primary machine (100) and a secondary machine connected downstream thereof for waste heat utilization, the primary machine being an open gas turbine group with at least one compressor (101, 201, 202), at least one combustion chamber (102, 104), and at least one turbine (103, 105, 203, 204), and in which a heat exchanger (6) for heat transfer from the exhaust gas of the primary machine (107) to the process fluid of the secondary machine is arranged downstream of a last turbine, characterized in that the secondary machine has at least one working machine (1, 1 a, 1 b, 1 c) for compressing a gaseous process fluid from a first low pressure to a second high pressure, means for supplying the compressed process fluid to the heat exchanger (6, 6a, 6b), at least one engine (2, 2a) for relaxing the pressure Process fluids from high pressure to low pressure with the performance of technical work, which is arranged downstream of the heat exchanger, at least one heat sink (1 1, 13, 41, 42) for
Wärmeabfuhr aus dem Prozessfluid, wobei der Fluidkreislauf der Sekundärmaschine stofflich vollkommen in sich geschlossen ist.Dissipation of heat from the process fluid, the fluid circuit of the secondary machine being completely self-contained.
2. Krafterzeugungsanlage nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass wenigstens eine Kraftmaschine (2, 2a) mit wenigstens einer2. Power generation system according to claim 1, characterized in that at least one engine (2, 2a) with at least one
Arbeitsmaschine (1 , 1a, 1 b, 1c) und/oder einem Leistungsverbraucher (3, 113) auf einer gemeinsamen Welle angeordnet ist.Working machine (1, 1a, 1 b, 1c) and / or a power consumer (3, 113) is arranged on a common shaft.
3. Krafterzeugungsanlage nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass wenigstens eine Kraftmaschine eine Turbine (2) ist. 3. Power generation system according to one of the preceding claims, characterized in that at least one engine is a turbine (2).
4. Krafterzeugungsanlage nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass wenigstens eine Arbeitsmaschine ein Turboverdichter ist.4. Power generation system according to one of the preceding claims, characterized in that at least one working machine is a turbocompressor.
5. Krafterzeugungsanlage nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass wenigstens eine Wärmesenke (41 , 42) zur Kühlung des Prozessfluides während der Verdichtung vom Niederdruck (21 ) auf den Hochdruck (22) angeordnet ist.5. Power generation system according to one of the preceding claims, characterized in that at least one heat sink (41, 42) for cooling the process fluid during the compression from the low pressure (21) to the high pressure (22) is arranged.
6. Krafterzeugungsanlage nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass stromab der letzten Kraftmaschine (2) im Niederdruckteil der Sekundärmaschine eine als Abhitzedampferzeuger (1 1 ) ausgeführte Wärmesenke angeordnet ist.6. Power generation system according to one of the preceding claims, characterized in that a heat sink designed as a heat recovery steam generator (1 1) is arranged downstream of the last engine (2) in the low-pressure part of the secondary machine.
7. Krafterzeugungsanlage nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass Mittel angeordnet sind, um in dem Abhitzedampferzeuger (1 1 ) erzeugten Dampf (26) auf einem Druck, der oberhalb des Niederdruckes liegt, in das gasförmige Prozessfluid einzubringen, dergestalt, dass der Dampf wenigstens einen Teil der Kraftmaschinen (2, 2a) oder einen Teil einer Kraftmaschine (2) durchströmt, und im Niederdruckteil der7. Power generation plant according to claim 6, characterized in that means are arranged to introduce steam (26) generated in the waste heat steam generator (1 1) at a pressure which is above the low pressure into the gaseous process fluid, in such a way that the steam at least flows through part of the engines (2, 2a) or part of an engine (2), and in the low-pressure part of the
Sekundärmaschine in wenigstens einer Wärmesenke (1 1 , 13) im Wesentlichen kondensiert, dass Mittel (5, 5a, 5b) zur Abscheidung des Kondensats aus dem Prozessfluid angeordnet sind, und, dass Mittel (18) zur Druckerhöhung des Kondensats und dessen Rückführung zum Abhitzedampferzeuger (11 ) angeordnet sind.Secondary machine in at least one heat sink (1 1, 13) essentially condenses that means (5, 5a, 5b) are arranged for separating the condensate from the process fluid, and that means (18) for increasing the pressure of the condensate and returning it to the heat recovery steam generator (11) are arranged.
8. Krafterzeugungsanlage nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Niederdruckteil der Sekundärmaschine mit einer Vorrichtung (51) zur Variation des Niederdrucks in Wirkverbindung steht.8. Power generation system according to one of the preceding claims, characterized in that the low-pressure part of the secondary machine is operatively connected to a device (51) for varying the low pressure.
9. Verfahren zum Betrieb einer Krafterzeugungsanlage nach einem der9. Method for operating a power generation system according to one of the
Ansprüche 5 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass die Wärmesenken derart geregelt werden, dass die Verdichtungsendtemperatur der Sekundärmaschine oberhalb der Taupunktstemperatur der Abgase der Primärmaschine liegt.Claims 5 to 8, characterized in that the heat sinks such be regulated that the compression end temperature of the secondary machine is above the dew point temperature of the exhaust gases of the primary machine.
10.Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass die10.A method according to claim 9, characterized in that the
Verdichtungsendtemperatur auf weniger als 20°C, bevorzugt 2°C bis 10°C, oberhalb der Taupunktstemperatur der Abgase der Primärmaschine eingeregelt wird.Compression end temperature is adjusted to less than 20 ° C, preferably 2 ° C to 10 ° C, above the dew point temperature of the exhaust gases of the primary machine.
11.Verfahren zum Betrieb einer Krafterzeugungsanlage nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass die Sekundärmaschine durch eine Variation des zirkulierenden Massenstroms an gasförmigem Prozessfluid an unterschiedliche zur Verfügung stehende Abwärmeleistungen angepasst wird.11. The method for operating a power generation system according to claim 8, characterized in that the secondary machine is adapted to different available waste heat outputs by varying the circulating mass flow of gaseous process fluid.
12. Verfahren nach Anspruch 11 , dadurch gekennzeichnet, dass der12. The method according to claim 11, characterized in that the
Massenstrom so eingeregelt wird, dass die Turbineneintrittstemperatur der Sekundärmaschine weniger als 50°C unterhalb der Temperatur der aus der Primärmaschine austretenden Abgase liegt. Mass flow is regulated so that the turbine inlet temperature of the secondary machine is less than 50 ° C below the temperature of the exhaust gases emerging from the primary machine.
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