EP1608858A2 - Procede et dispositif de cogeneration par turbine a gaz avec chambre de postcombustion - Google Patents

Procede et dispositif de cogeneration par turbine a gaz avec chambre de postcombustion

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EP1608858A2
EP1608858A2 EP04719501A EP04719501A EP1608858A2 EP 1608858 A2 EP1608858 A2 EP 1608858A2 EP 04719501 A EP04719501 A EP 04719501A EP 04719501 A EP04719501 A EP 04719501A EP 1608858 A2 EP1608858 A2 EP 1608858A2
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EP
European Patent Office
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exchange
hot gases
combustion
cogeneration
turbine
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP04719501A
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German (de)
English (en)
Inventor
Ari Minkkinen
Etienne Lebas
Alexandre Rojey
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IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
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Filing date
Publication date
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Withdrawn legal-status Critical Current

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    • 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
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    • 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
    • F02C6/003—Gas-turbine plants with heaters between turbine stages
    • 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
    • F02C6/006—Open cycle gas-turbine in which the working fluid is expanded to a pressure below the atmospheric pressure and then compressed to atmospheric pressure
    • 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
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]

Definitions

  • the present invention relates to a method and a device for co-generation of work and heat.
  • It relates more particularly to a cogeneration process carried out by means of a turbine, in particular a gas turbine.
  • the method consists in using the hot combustion gases generated by the gas turbine to exchange heat with an industrial installation in order to carry out, for example, an endothermic reaction.
  • Previous cogeneration methods consist in using the hot combustion gases leaving the turbine, which are generally at a pressure close to atmospheric pressure, to generate, for example, pressurized steam by means of a heat exchange carried out in an exchanger crossed by these hot gases and traversed by a fluid, such as water.
  • These systems can supply a steam distribution system capable of supplying various industrial installations, such as the heating of reboilers of the distillation columns.
  • the disadvantage of such a process lies in the fact that the temperature of the hot gases is not sufficient to heat industrial installations operating at relatively high temperatures, for example above 500 ° C. Furthermore, the direct use of hot gases leaving the gas turbine is difficult, since the pressure drop at the outlet of the gas turbine must remain very low, since these gases exit at a pressure close to atmospheric pressure and that any pressure drop, even relatively small, strongly disrupts the performance of the gas turbine.
  • the present invention therefore proposes to remedy the above-mentioned drawbacks by means of a method and a device making it possible to keep the power generated by the gas turbine substantially constant and to obtain a temperature of the hot combustion gases at the inlet of the expansion turbine substantially close to the initial introduction temperature in the absence of heat exchange.
  • the present invention relates to a process of cogeneration by turbine, in particular of gas turbine, comprising a compression section, at least one expansion section and a combustion chamber, process in which the following steps are carried out: (a) an oxidizer comprising oxygen is compressed in the compression section; (b) a combustion step is carried out in the combustion chamber under pressure of a mixture of the compressed oxidizer with a fuel;
  • step (d) at least one post-combustion stage is carried out of a mixture of the hot gases, resulting from the exchange, with a fuel, so as to obtain hot gases which are sent to the expansion section, under temperature conditions and pressure close to the conditions achieved in the absence of step (c).
  • the post-combustion stage can be carried out by introducing a quantity of fuel, which is adjusted so as to obtain a temperature of the hot gases at the inlet of the expansion section substantially close to the initial temperature of introduction in the absence of 'exchange.
  • a steam production operation or a charge reforming operation can be carried out by exchange with the external installation.
  • the invention also relates to a turbine cogeneration device, in particular a gas turbine, comprising a compression section, at least one expansion section, a combustion chamber and a means exchange between the hot gases from the combustion and a fluid to be heated, characterized in that the device comprises at least one afterburner chamber supplied by the hot gases from the exchange means.
  • a turbine cogeneration device in particular a gas turbine, comprising a compression section, at least one expansion section, a combustion chamber and a means exchange between the hot gases from the combustion and a fluid to be heated, characterized in that the device comprises at least one afterburner chamber supplied by the hot gases from the exchange means.
  • the device may include an afterburner chamber supplying the exchange means with hot gases.
  • the device can also include a short-circuit pipe making it possible to adjust the temperature of the hot gases at the outlet of the combustion chamber and / or of the afterburner chamber.
  • It can also include a hot gas pipe directly connecting the combustion chamber by means of exchange.
  • the exchange means can include a heat exchanger and / or a reactor.
  • the device may include a first expansion section and a second expansion section and a hot gas pipe connecting the first section to the second.
  • Figure 2 is a first variant of the device as illustrated in Figure
  • Figure 3 is a variant of the device of Figure 2;
  • FIG. 4 is a diagram showing the installation of the device according to the invention in a load reforming installation
  • FIG. 5 is another variant configuration of the device according to FIG. 1; and - Figure 6 is another alternative configuration of the device according to the invention.
  • FIG. 1 shows a device with a particular type of gas turbine, called a twin-shaft turbine.
  • the gas turbine comprises an expansion-compression cell 10 in which a first expansion step makes it possible to compress the combustion air and a expansion cell 12 with a second expansion step making it possible to generate mechanical power and / or electric.
  • the expansion-compression cell 10 comprises a compressor 14 linked by a shaft 16 to a first expansion section with an expansion turbine 18 and a combustion chamber 20.
  • a fluid containing oxygen generally outside air, is admitted by a line 22 into the compressor 14 from which it emerges in the compressed state by a line 24.
  • the combustion chamber 20 is supplied with fuel, such as natural gas, by a line 26 and by an oxidizer which is, in the present case, all or part of the compressed air conveyed by the pipe 24.
  • the hot gases originating from the combustion of the mixture of the fuel with the compressed air in the combustion chamber 20 are directed by a pipe 28 into the expansion turbine 18 where they are expanded and then evacuated by a pipe 30.
  • part of the compressed air leaving the compressor is sent to the combustion chamber 20 by the pipe 24, the part re stante being directed directly to the hot gas pipe 28 by a short-circuit pipe 32 the operation of which will appear in the following description.
  • the device also comprises an exchange means, in particular a heat exchanger means 34, such as a tube and calender heat exchanger, traversed by a fluid to be heated which enters via the intake pipe 36 and leaves this exchanger by a outlet pipe 38.
  • This exchanger has an inlet 40 for hot combustion gases conveyed through line 30. These hot gases pass through the exchanger 34 to transmit their calories to the fluid to be heated.
  • the hot gases exit the exchanger by an outlet 42 connected by a pipe 44 to an afterburner chamber 46 which is supplied with fuel by a pipe 48, this fuel possibly being the same as that which feeds the combustion chamber 20.
  • the afterburner chamber 46 will be referred to in the following description of the downstream afterburner chamber, because it is located downstream of the exchange means 34 and this considering the direction of circulation of the hot gases coming from the combustion chamber 20.
  • the hot gases resulting from the post-combustion of the mixture of fuel and hot combustion gases from line 44 are directed by a line 50 in a second expansion section with an expansion turbine 52 which comprises the expansion cell 12, from where they come out, after expansion, through a pipe 54.
  • This turbine is connected by a shaft 56 to any means producing mechanical and / or electrical power, such as for example an alternator 58. As shown in FIG.
  • the operation of the installation described above is as follows:
  • the air admitted via line 22 is compressed in compressor 14, from which it emerges in the compressed state through line 24.
  • Part of this air from compression is sent to the combustion chamber 20, in which it is mixed with the fuel arriving via the line 26.
  • the combustion in this chamber produces hot combustion gases which are mixed, at the outlet of this combustion chamber 20, with the compressed air from the compressor, which has not been sent to the combustion chamber and which arrives via the short-circuit line 32.
  • This makes it possible to adjust the temperature of the hot gases resulting from the combustion to a compatible level with temperature required at the inlet of the first expansion turbine 18, for example between 1000 and 1300 ° C.
  • the hot gases leaving the turbine 18 via the pipe 30, at a temperature close to 650 ° C., are then sent to the exchanger 34, in which they are cooled by heating the external fluid, such as water, which enters the exchanger via line 36 and leaves it via line 38 in a desired state, for example in the form of water vapor.
  • These hot gases are under pressure, for example at a pressure close to 4 bars.
  • the hot gases are at a temperature substantially lower than that of their inlet, the temperature difference with respect to the inlet 40 being for example greater than 100 ° C. These hot gases are then sent to the downstream afterburner chamber 46. Since the amount of air entering the compressor 14 through line 22 is much greater than the amount of stoichiometric air required for combustion of the fuel arriving through the line 48, post-combustion can be carried out in the chamber of 46 by using, as the oxidant, a fraction of the hot gases leaving the exchanger 34, the remaining fraction passing through the short-circuit line 60 so as to adjust the temperature of the mixture of hot gases resulting from afterburning to a level compatible with the temperature required at the inlet of the second expansion turbine 52.
  • the quantity of fuel used to carry out this afterburning and arriving via line 48 is also adjusted, in combination with the quantity hot gas flowing in the short-circuit line 60, so as to obtain the inlet of the second expansion turbine 52, a temperature close to that which is required in the absence of the exchange operated in the exchanger 34, for example between 1000 and 1300 ° C.
  • the hot post-combustion gases thus obtained are expanded in the expansion turbine 52, producing a mechanical power close to that which is obtained in the absence of the exchange carried out in the exchanger 34. This mechanical power is used, in the 'example described, to drive the alternator 58.
  • the hot gases are evacuated to a pressure close to atmospheric pressure via line 54.
  • FIG 2 shows an alternative embodiment of Figure 1 and includes the same references for this.
  • This preliminary step is carried out in an afterburner chamber 62 which makes it possible to heat the hot gases leaving the first expansion turbine 18 and before they enter the exchanger 34.
  • This afterburner chamber is called the upstream afterburner chamber because it is located upstream of the exchange means 34 and this always considering the direction of circulation of the hot gases coming from the combustion chamber 20.
  • this upstream afterburning chamber is supplied with fuel, such as gas natural, by a pipe 64 and in hot gases by the pipe 30 connecting the expansion turbine 18 to this chamber.
  • the hot gases leaving the afterburner chamber 62 are directed through a pipe 66 to the inlet 40 of the heat exchanger 34.
  • a short circuit pipe is provided.
  • a first post-combustion stage is carried out in the combustion chamber 62 with the combustion of the fuel arriving via the line 64 and a fraction of the hot gases leaving the expansion turbine 18 via the line 30, the remaining fraction of the hot gases passing through the short-circuit pipe 68 to adjust the temperature of the hot gases leaving this chamber before they enter the exchanger 34.
  • a second post-combustion stage is carried out in the post-combustion chamber 46, with the hot gases leaving the exchanger 34 and the fuel arriving via the line 48, the quantity of which is adjusted so as to obtain the temperature required at the inlet of the expansion turbine 52.
  • the example of arrangement shown in FIG. 2 is particularly well suited for carrying out the heating of an endothermic reaction occurring at relatively high temperature, such as for example a steam reforming reaction to produce hydrogen from '' a gas-based filler, in particular natural gas.
  • Such an endothermic reaction can also be used in combination with other fillers, such as petroleum fractions, alcohols, such as methanol, or possibly other fillers.
  • other fillers such as petroleum fractions, alcohols, such as methanol, or possibly other fillers.
  • FIG. 3 Such an application case is illustrated by the diagram of the installation in FIG. 3 for a steam reforming reaction to produce hydrogen from a gas-based charge.
  • This installation comprises a device which essentially has the same elements as those in FIG. 2 and, for this, will bear the same references.
  • the exchange means is a reactor 70 of the reactor-exchanger type which includes a gas inlet pipe 72, preferably natural gas, and an inlet pipe for a fluid 74, such as water vapor. These two fluids mix at the junction of the two pipes and are sent via a pipe 76 to the inlet of the reactor.
  • the synthesis gas obtained leaves through a pipe 78 by which it is sent to any known treatment device.
  • This reactor also includes an inlet for hot gases 80 brought from the upstream afterburner chamber 62 through line 66 and an outlet for hot gases 82 to downstream afterburner chamber 46 through line 44.
  • natural gas arrives through line 72. It has been preheated by means of heat exchangers, not shown.
  • the water vapor arrives through line 74 and is mixed with natural gas at the junction point between the two lines.
  • the molar ratio of the amount of water introduced through line 74 to the amount of natural gas through line 72 is between 2 and 4.
  • the resulting mixture is introduced through line 76 into the reactor 70.
  • the endothermic reforming reaction which is operated in reactor 70, makes it possible to produce a mixture of carbon monoxide CO and hydrogen H 2 .
  • the gas mixture operates in tubes, in the presence of a catalyst, which can for example be based on either nickel deposited on calcium or magnesium silico-aluminate doped with potassium hydroxide, or nickel on an alumina support.
  • the temperature reached at the outlet from the reaction zone is between 850 and 940 ° C.
  • the reaction is carried out at a pressure between 20 and 40 bars.
  • the heating of the reactor is ensured by the hot gases arriving via line 66, at a pressure for example close to 4 bars and circulating in the shell, generally against the current. It is also possible to carry out co-current heating, so as to limit the wall temperature of the tubes.
  • the mixture of carbon monoxide and hydrogen obtained is discharged through line 78.
  • the carbon dioxide can be separated by the various methods known to those skilled in the art, for example by washing with a solvent.
  • the hydrogen produced can then be purified by adsorption or by membranes, separating unconverted hydrocarbons, which can be recycled to the inlet of natural gas.
  • the hydrogen thus produced can be used at least in part to supply the gas turbine as fuel, so as to generate electricity by the alternator, greatly reducing carbon dioxide emissions.
  • the method as described above comprises the following steps:
  • a pressurized combustion step is carried out with a mixture of a fuel and of the compressed oxidizer
  • step (d) at least one post-combustion stage is carried out of a mixture of the hot gases from the exchange with a fuel, so as to obtain hot gases which are sent to the turbine 52, under close temperature and pressure conditions conditions achieved in the absence of step (c).
  • the method makes it possible to use hot pressurized gases generated during the mechanical energy production process while preserving the performance of the gas turbine.
  • This process can be used with a reforming installation, as illustrated, by way of example, in the diagram in FIG. 4.
  • the turbine used is a GE Frame 7 type gas turbine, using the terminology of the manufacturer, General Electric. Such a machine is capable of producing mechanical power of up to 80 MW under iso conditions.
  • the axial compressor 14 draws, via line 22, approximately 958 t / h of compressed ambient air up to a pressure of approximately 18 bars.
  • the air thus compressed circulating in line 24 is mixed, in combustion chamber 20, with approximately 7 t / h of a hydrogen-rich fuel arriving through line 26 and the mixture obtained is burned in combustion chamber 20 At the outlet of the combustion chamber 20, a mixture of hot gases is obtained at a temperature of approximately 1200 ° C.
  • the hot gases are then sent, via line 28, to the first expansion turbine 18, from which they exit, via line 30, at a pressure of approximately 4 bars and a temperature of approximately 750 ° C. They are then mixed, in the upstream afterburning chamber 62, with an additional quantity of approximately 4 t / h of hydrogen-rich fuel arriving via line 64. A mixture is thus obtained, at the outlet of the afterburning chamber 62 hot gases at a temperature of about 1150 ° C., which are used, via line 66, to heat the reactor 70, of the reactor-exchanger type.
  • the hot gases leaving the reactor-exchanger 70 via line 44 are mixed, in the downstream afterburner chamber 46, with a third fuel fraction representing approximately 1 t / h of hydrogen-rich fuel arriving through line 48.
  • the hot gases circulating in the pipe 50 are again at a temperature of around 750 ° C. They are then expanded in the second expansion turbine 52 from which they exit through line 54 at a pressure of approximately 1.3 bars and a temperature of approximately 565 ° C.
  • the power generated in the expansion turbine is 55 MW.
  • the hydrogen-rich fuel is produced by reforming approximately 50 t / h of natural gas arriving via line 72 in the presence of approximately 170 t / h of water vapor arriving via line 74. This water vapor is generated in a recovery boiler 84 by heat recovery from the hot gases leaving the second expansion turbine 52 via the pipe 54.
  • the water vapor is generated from demineralized water arriving via a pipe 86 and recirculating in the loop exchange 88.
  • the synthesis gas obtained and circulating in line 78 goes through a second conversion step, called "shift-conversion" by specialists in the field, during which it reacts in the presence of steam of water to produce an additional quantity of hydrogen, while converting part of the CO produced into carbon dioxide.
  • shift-conversion a second conversion step, called "shift-conversion" by specialists in the field, during which it reacts in the presence of steam of water to produce an additional quantity of hydrogen, while converting part of the CO produced into carbon dioxide.
  • a flow of 56 t / h of water is supplied via a pipe 90, which is consumed by the “shift-conversion” reaction in a reactor 92.
  • This “shift-conversion” reaction must be carried out at a temperature lower than that which is required to carry out the main reforming reaction. The temperature is maintained at around 400 ° C, generating 46 t / h of steam.
  • the steam generated in the recovery loop 88 represents 164 t / h, of which 124 t / h are used for the production of synthesis gas.
  • the flow rate of 40 t / h not used to generate the synthesis gas, can be either exported or used in a condensation cycle.
  • the synthesis gas leaving the reactor 92, via line 94, is then sent to a section for washing and purifying the hydrogen (not shown).
  • FIG. 5 is a variant of FIG. 3 and in which the hot gases resulting from combustion in the combustion chamber 20 are evacuated via a pipe 96 directly to the inlet 80 of the reactor 70, at a pressure which can for example be between 10 and 40 bars. In this case, it may be advantageous to operate the reaction which is carried out in the reactor 70 at a pressure at least slightly higher, so as to avoid any risk of passage of a gas containing oxygen towards the reactants.
  • the hot gases leaving the reactor 70 via line 44 are then sent to the downstream afterburner chamber 46.
  • the quantity of fuel supplied by line 48 is adjusted so as to obtain gases at the inlet of the first expansion turbine 18 hot, conveyed by a pipe 98 connecting the downstream afterburner chamber and the first expansion turbine 18, at the temperature required to obtain a mechanical power close to the maximum power that can be delivered by the turbine.
  • the hot gases leaving this expansion turbine 18 are then sent, via a line 100 to the second expansion turbine 52 driving the alternator 58.
  • a single turbine 102 is connected by the same shaft 16, on the one hand, to the compressor 14 and, on the other hand, to the alternator 58.
  • the hot gases leaving the downstream combustion chamber 46 are sent via line 98 to the expansion turbine 102, which not only drives the compressor 14, but also the alternator 58.
  • the reactor-exchanger can be produced using tubes of ceramic material, selectively permeable to oxygen.
  • the reactor-exchanger can be produced using tubes of ceramic material, selectively permeable to oxygen.
  • the reactor-exchanger can be produced using tubes which are selectively permeable to hydrogen, for example tubes comprising a selective layer of palladium.
  • the hydrogen can thus be directly separated and mixed with the oxidizer, in order to carry out the post-combustion step.

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Abstract

La présente invention concerne un procédé et un dispositif de cogénération par turbine, notamment de turbine à gaz, comprenant une section de compression (14), au moins une section de détente (18, 52, 96) et une chambre de combustion (20). Selon le procédé de l'invention, on comprime un comburant comprenant de l'oxygène dans la section de compression' (14); on réalise, dans la chambre de combustion (20), une étape de combustion sous pression d'un mélange du comburant comprimé avec un combustible; on utilise au moins une partie des gaz chauds obtenus par la combustion sous pression pour réaliser un échange avec une installation externe (34, 70) et on réalise au moins une étape de postcombustion d'un mélange des gaz chauds, issus de l'échange, avec un combustible, de façon à obtenir des gaz chauds qui sont envoyés à la section de détente (18, 52, 96), dans des conditions de température et de pression proches des conditions réalisées en l'absence d'échange.

Description

PROCEDE ET DISPOSITIF DE COGENERATION PAR TURBINE A GAZ AVEC CHAMBRE DE POSTCOMBUSTIOW
La présente invention se rapporte à un procédé et à un dispositif de cogeneration de travail et de chaleur.
Elle concerne plus particulièrement un procédé de cogeneration réalisé au moyen d'une turbine, en particulier d'une turbine à gaz.
Plus précisément, le procédé consiste à utiliser les gaz de combustion chauds générés par la turbine à gaz pour échanger de la chaleur avec une installation industrielle afin d'effectuer, par exemple, une réaction endothermique.
Les procédés antérieurs de cogeneration consistent à utiliser les gaz de combustion chauds sortant de la turbine, qui sont généralement à une pression proche de la pression atmosphérique, pour générer, par exemple, de la vapeur sous pression grâce à un échange thermique réalisé dans un échangeur traversé par ces gaz chauds et parcouru par un fluide, comme de l'eau. Ces systèmes peuvent alimenter un système de distribution de vapeur pouvant alimenter différentes installations industrielles, tel que le chauffage de rebouilleurs des colonnes de distillation.
L'inconvénient d'un tel procédé réside dans le fait que la température des gaz chauds n'est pas suffisante pour chauffer des installations industrielles opérant à des températures relativement élevées, par exemple supérieures à 500°C. Par ailleurs, l'utilisation directe des gaz chauds sortant de la turbine à gaz est difficile, du fait que la perte de charge à la sortie de la turbine à gaz doit rester très faible, étant donné que ces gaz sortent à une pression proche de la pression atmosphérique et que toute perte de charge, même relativement faible, perturbe fortement les performances de la turbine à gaz.
Il a été également proposé d'utiliser de tels gaz de combustion chauds, comme cela est mieux décrit par exemple dans la demande de brevet français N° 2 825 995 ou dans la demande de brevet français N° 2 675 498 du demandeur, pour assurer le réformage d'une charge gazeuse, mais un inconvénient réside dans le fait que lorsque les gaz chauds sont envoyés à la turbine après échange thermique, ils ont cédé de la chaleur et sont sensiblement refroidis. Dans ces conditions, la puissance mécanique produite par la turbine est sensiblement plus faible. En outre, les dimensionnements initiaux de la turbine ainsi que des ailettes situées sur une turbine de détente, ne sont pas adaptés aux nouvelles conditions d'admission des gaz chauds sous pression qui y sont envoyés.
La présente invention se propose donc de remédier aux inconvénients ci- dessus mentionnés grâce à un procédé et un dispositif permettant de maintenir sensiblement constante la puissance générée par la turbine à gaz et d'obtenir une température des gaz de combustion chauds à l'entrée de la turbine de détente sensiblement voisine de la température initiale d'introduction en l'absence d'échange thermique.
Pour cela, la présente invention concerne un procédé de cogeneration par turbine, notamment de turbine à gaz, comprenant une section de compression, au moins une section de détente et une chambre de combustion, procédé dans lequel on effectue les étapes suivantes : (a) on comprime un comburant comprenant de l'oxygène dans la section de compression ; (b) on réalise, dans la chambre de combustion, une étape de combustion sous pression d'un mélange du comburant comprimé avec un combustible;
(c) on utilise au moins une partie des gaz chauds obtenus par la combustion sous pression, pour réaliser un échange avec une installation externe, caractérisé en ce que
(d) on réalise au moins une étape de postcombustion d'un mélange des gaz chauds, issus de l'échange, avec un combustible, de façon à obtenir des gaz chauds qui sont envoyés à la section de détente, dans des conditions de température et de pression proches des conditions réalisées en l'absence de l'étape (c).
On peut également réaliser une étape de postcombustion d'un mélange des gaz chauds issus de la combustion avec un combustible, au préalable de la réalisation de l'échange.
L'étape de postcombustion peut être réalisée en introduisant une quantité de combustible, qui est ajustée de manière à obtenir une température des gaz chauds à l'entrée de la section de détente sensiblement voisine de la température initiale d'introduction en l'absence d'échange.
On peut aussi réaliser l'étape de postcombustion en introduisant une quantité de gaz chauds, qui est ajustée de manière à obtenir une température des gaz chauds à l'entrée de la section de détente sensiblement voisine de la température initiale d'introduction en l'absence d'échange.
Une opération de production de vapeur ou une opération de reformage d'une charge peut être réalisée par échange avec l'installation externe.
L'invention concerne également un dispositif de cogeneration par turbine, notamment par turbine à gaz, comprenant une section de compression, au moins une section de détente, une chambre de combustion et un moyen d'échange entre les gaz chauds issus de la combustion et un fluide à chauffer, caractérisé en ce que le dispositif comprend au moins une chambre de postcombustion alimentée par les gaz chauds issus du moyen d'échange.
Le dispositif peut comprendre chambre de postcombustion alimentant en gaz chauds le moyen d'échange.
Le dispositif peut aussi comprendre une conduite de court-circuit permettant d'ajuster la température des gaz chauds à la sortie de la chambre de combustion et/ou de la chambre de postcombustion.
Il peut également comprendre une conduite de gaz chauds raccordant directement la chambre de combustion au moyen d'échange.
Le moyen d'échange peut comprendre un échangeur de chaleur et/ou un réacteur.
Le dispositif peut comprendre une première section de détente et une deuxième section de détente et une conduite de gaz chauds raccordant la première section à la deuxième.
Les autres avantages et caractéristiques de l'invention vont apparaître à la lecture de la description qui va suivre, donnée uniquement à titre illustratif et non limitatif, à laquelle sont annexées des figures parmi lesquelles : - la figure 1 est un exemple de configuration du dispositif selon l'invention;
- la figure 2 est une première variante du dispositif tel qu'illustré à la figure
1 ;
- la figure 3 est une variante du dispositif de la figure 2;
- la figure 4 est un schéma montrant l'implantation du dispositif selon l'invention dans une installation de réformage d'une charge;
-la figure 5 est une autre variante de configuration du dispositif selon la figure 1 ; et - la figure 6 est une autre variante de configuration du dispositif selon l'invention.
L'exemple de la figure 1 montre un dispositif avec un type particulier de turbine à gaz, dit turbine à double arbre.
Dans cette configuration, la turbine à gaz comprend une cellule de détente-compression 10 dans laquelle une première étape de détente permet de comprimer l'air de combustion et une cellule de détente 12 avec une seconde étape de détente permettant de générer une puissance mécanique et/ou électrique.
La cellule de détente-compression 10 comprend un compresseur 14 lié par un arbre 16 à une première section de détente avec une turbine de détente 18 et une chambre de combustion 20. Un fluide contenant de l'oxygène, généralement de l'air extérieur, est admis par une conduite 22 dans le compresseur 14 d'où il ressort à l'état comprimé par une conduite 24. La chambre de combustion 20 est alimentée en combustible, tel que du gaz naturel, par une conduite 26 et par un comburant qui est, dans le cas présent, tout ou partie de l'air comprimé véhiculé par la conduite 24. Les gaz chauds provenant de la combustion du mélange du combustible avec l'air comprimé dans la chambre de combustion 20 sont dirigés par une conduite 28 dans la turbine de détente 18 où ils sont détendus puis évacués par une conduite 30. Dans l'exemple de la figure 1 , une partie de l'air comprimé sortant du compresseur est envoyée dans la chambre de combustion 20 par la conduite 24, la partie restante étant dirigée directement vers la conduite des gaz chauds 28 par une conduite de court-circuit 32 dont le fonctionnement apparaîtra dans la suite de la description.
Le dispositif comprend également un moyen d'échange, notamment un moyen échangeur de chaleur 34, comme un échangeur de chaleur à tubes et calandre, parcouru par un fluide à chauffer qui entre par la conduite d'admission 36 et ressort de cet échangeur par une conduite de sortie 38. Cet échangeur comporte une admission 40 de gaz de combustion chauds véhiculés par la conduite 30. Ces gaz chauds traversent l'échangeur 34 pour transmettre leurs calories au fluide à chauffer. Une fois l'échange thermique réalisé, les gaz chauds ressortent de l'échangeur par une évacuation 42 raccordée par une conduite 44 à une chambre de postcombustion 46 qui est alimentée en combustible par une conduite 48, ce combustible pouvant être le même que celui qui alimente la chambre de combustion 20 . La chambre de postcombustion 46 sera dénommée dans la suite de la description chambre de postcombustion aval, car elle se situe en aval du moyen d'échange 34 et cela en considérant le sens de circulation des gaz chauds provenant de la chambre de combustion 20. Les gaz chauds résultant de la postcombustion du mélange du combustible et des gaz de combustion chauds de la conduite 44 sont dirigés par une conduite 50 dans une deuxième section de détente avec une turbine de détente 52 que comporte la celllule de détente 12, d'où ils ressortent, après détente, par une conduite 54. Cette turbine est liée par un arbre 56 à tout moyen produisant une puissance mécanique et/ou électrique, telle que par exemple un alternateur 58. Comme cela est montré sur la figure 1 , les gaz chauds sortant de l'échangeur 34 sont envoyés en partie par la conduite 44 dans la chambre de postcombustion 46, la partie restante de ces gaz étant dirigée directement vers la conduite d'évacuation de gaz de postcombustion chauds 50 par une conduite de court-circuit 60 dont le fonctionnement va apparaître dans la description qui va suivre.
Le fonctionnement de l'installation décrite ci-dessus est le suivant : L'air admis par la conduite 22 est comprimé dans le compresseur 14, d'où il ressort à l'état comprimé par la conduite 24. Une partie de cet air de compression est envoyé à la chambre de combustion 20, dans laquelle il est mélangé avec le combustible arrivant par la conduite 26. La combustion dans cette chambre produit des gaz de combustion chauds qui sont mélangés, à la sortie de cette chambre de combustion 20, avec l'air comprimé issu du compresseur, qui n'a pas été envoyé à la chambre de combustion et qui arrive par la conduite de court-circuit 32. Ceci permet d'ajuster la température des gaz chauds résultant de la combustion à un niveau compatible avec la température requise à l'entrée de la première turbine de détente 18, par exemple entre 1000 et 1300°C.
Les gaz chauds sortant de la turbine 18 par la conduite 30, à une température voisine de 650°C, sont alors envoyés à l'échangeur 34, dans lequel ils sont refroidis en chauffant le fluide extérieur, tel que de l'eau, qui entre dans l'échangeur par la conduite 36 et en ressort par la conduite 38 en un état souhaité, par exemple sous forme de vapeur d'eau. Ces gaz chauds sont sous pression, par exemple à une pression voisine de 4 bars.
Dans ces conditions, il est généralement possible de réaliser l'échange thermique dans une enceinte de volume fortement réduit par rapport à celle qui doit être réalisée lorsque les gaz chauds utilisés proviennent de la détente finale jusqu'à une pression proche de la pression atmosphérique. En effet, pour une même vitesse de passage, la section qui doit être occupée par les gaz chauds est approximativement inversement proportionnelle à la pression. La perte de charge acceptable étant sensiblement plus importante, la vitesse de passage peut être augmentée, ce qui permet de réduire encore la section de passage et d'augmenter le coefficient de transfert thermique.
A la sortie de l'échangeur 34, les gaz chauds sont à une température sensiblement inférieure à celle de leur entrée, l'écart de température par rapport à l'entrée 40 étant par exemple supérieur à 100°C. Ces gaz chauds sont ensuite envoyés dans la chambre de postcombustion aval 46. Etant donné que la quantité d'air entrant dans le compresseur 14 par la conduite 22 est très supérieure à la quantité d'air stcechiométrique nécessaire à la combustion du combustible arrivant par la conduite 48, on peut réaliser une postcombustion dans la chambre de 46 en utilisant comme comburant une fraction des gaz chauds sortant de l'échangeur 34, la fraction restante passant par la conduite de court-circuit 60 de manière à ajuster la température du mélange de gaz chauds résultant de la postcombustion à un niveau compatible avec la température requise à l'entrée de la deuxième turbine de détente 52. La quantité de combustible utilisée pour réaliser cette postcombustion et arrivant par la conduite 48 est également ajustée, en combinaison avec la quantité de gaz chauds circulant dans la conduite de court-circuit 60, de façon à obtenir à l'entrée de la deuxième turbine de détente 52, une température voisine de celle qui est requise en l'absence de l'échange opéré dans l'échangeur 34, comprise par exemple entre 1000 et 1300°C. Les gaz de postcombustion chauds ainsi obtenus sont détendus dans la turbine de détente 52, en produisant une puissance mécanique proche de celle qui est obtenue en l'absence de l'échange réalisé dans l'échangeur 34. Cette puissance mécanique est utilisée, dans l'exemple décrit, pour entraîner l'alternateur 58.
Après détente, les gaz chauds sont évacués à une pression proche de la pression atmosphérique par la conduite 54.
La figure 2 montre une variante de réalisation de la figure 1 et comporte pour cela les mêmes références.
Dans le cas de cette variante, lorsqu'il est nécessaire de fournir de la chaleur dans l'échangeur 34 à une température relativement élevée, il est également possible de réaliser deux étapes de postcombustion.
Plus particulièrement, il est prévu de réaliser une étape de postcombustion au préalable de celle réalisée dans la chambre de postcombustion 46 comme précédemment décrit.
Cette étape préalable est réalisée dans une chambre de postcombustion 62 qui permet de chauffer les gaz chauds sortant de la première turbine de détente 18 et avant qu'ils ne pénètrent dans l'échangeur 34. Cette chambre de postcombustion est dénommée chambre de postcombustion amont car elle se situe en amont du moyen d'échange 34 et cela toujours en considérant le sens de circulation des gaz chauds provenant de la chambre de combustion 20. Pour réaliser cette postcombustion, cette chambre de postcombustion amont est alimentée en combustible, tel que du gaz naturel, par une conduite 64 et en gaz chauds par la conduite 30 raccordant la turbine de détente 18 à cette chambre. Les gaz chauds sortant de la chambre de postcombustion 62 sont dirigés par une conduite 66 à l'entrée 40 de l'échangeur de chaleur 34. Comme déjà décrit en relation avec les chambres 20 et 46, il est prévu une conduite de court-circuit 68 dont le rôle est identique à celui des conduites de court-circuit 32 et 60. Ainsi, il est réalisé une première étape de postcombustion dans la chambre de combustion 62 avec la combustion du combustible arrivant par la conduite 64 et une fraction des gaz chauds sortant de la turbine de détente 18 par la conduite 30, la fraction restante des gaz chauds passant par la conduite de court-circuit 68 pour réaliser l'ajustement de température des gaz chauds sortant de cette chambre avant qu'ils ne pénètrent dans l'échangeur 34. Une deuxième étape de postcombustion est réalisée dans la chambre de postcombustion 46, avec les gaz chauds sortant de l'échangeur 34 et du combustible arrivant par la conduite 48 dont la quantité est ajustée de façon à obtenir la température requise à l'entrée de la turbine de détente 52.
L'exemple de disposition représenté sur la figure 2 est particulièrement bien adapté pour effectuer le chauffage d'une réaction endothermique se produisant à relativement haute température, telle que par exemple une réaction de réformage à la vapeur pour produire de l'hydrogène à partir d'une charge à base de gaz, notamment de gaz naturel.
Ceci permet de générer une puissance mécanique ou électrique, tout en fournissant de la chaleur pour effectuer cette réaction endothermique. Si le dioxyde de carbone qui est produit en mélange avec l'hydrogène est séparé et séquestré, il est ensuite possible d'utiliser au moins en partie l'hydrogène ainsi produit pour effectuer la combustion et/ou la postcombustion et cela sans émettre de dioxyde de carbone.
Une telle réaction endothermique peut être aussi utilisée en association avec d'autres charges, telles que des coupes pétrolières, des alcools, comme le méthanol, ou éventuellement encore d'autres charges.
Un tel cas d'application est illustré par le schéma de l'installation de la figure 3 pour une réaction de réformage à la vapeur pour produire de l'hydrogène à partir d'une charge à base de gaz. Cette installation comporte un dispositif qui possède, pour l'essentiel, les mêmes éléments que ceux de la figure 2 et, pour cela, portera les mêmes références.
Dans cette installation, le moyen d'échange est un réacteur 70 de type réacteur-échangeur qui comporte une conduite d'arrivée de gaz 72, préférentiellement de gaz naturel, et une conduite d'arrivée d'un fluide 74, comme de la vapeur d'eau. Ces deux fluides se mélangent à la jonction des deux conduites et sont envoyés par une conduite 76 à l'entrée du réacteur. Le gaz de synthèse obtenu ressort par une conduite 78 par laquelle il est envoyé vers tout dispositif de traitement connu. Ce réacteur comprend également une admission de gaz chauds 80 amenés de la chambre de postcombustion amont 62 par la conduite 66 et une évacuation de gaz chauds 82 vers la chambre de postcombustion aval 46 par la conduite 44.
Durant le fonctionnement de cette installation, le gaz naturel arrive par la conduite 72. Il a été préchauffé au moyen d'échangeurs de chaleur non représentés. La vapeur d'eau arrive par la conduite 74 et est mélangée avec le gaz naturel au point de jonction entre les deux conduites. Le rapport molaire de la quantité d'eau introduite par la conduite 74 sur la quantité de gaz naturel par la conduite 72 est compris entre 2 et 4. Le mélange résultant est introduit par la conduite 76 dans le réacteur 70. La réaction endothermique de réformage, qui est opérée dans le réacteur 70, permet de produire un mélange d'oxyde de carbone CO et d'hydrogène H2 . Le mélange gazeux opère dans des tubes, en présence d'un catalyseur, qui peut être par exemple à base soit de nickel déposé sur silico-aluminate de calcium ou de magnésium dopé à la potasse, soit de nickel sur support alumine. La température atteinte en sortie de zone de réaction est comprise entre 850 et 940°C. La réaction est opérée à une pression comprise entre 20 et 40 bars. Le chauffage du réacteur est assuré par les gaz chauds arrivant par la conduite 66, à une pression par exemple voisine de 4 bars et circulant dans la calandre, globalement à contre-courant. Il est possible également de réaliser un chauffage à co-courant, de façon à limiter la température de paroi des tubes. Le mélange d'oxyde de carbone et d'hydrogène obtenu est évacué par la conduite 78.
Pour augmenter la production d'hydrogène, il est alors possible d'opérer une deuxième étape de conversion en présence de' vapeur d'eau. A l'issue de cette deuxième étape de conversion, le dioxyde de carbone peut être séparé par les différentes méthodes connues de l'homme de l'art, par exemple par lavage à l'aide d'un solvant. L'hydrogène produit peut être ensuite purifié par adsorption ou par membranes, en séparant les hydrocarbures non convertis, qui peuvent être recyclés vers l'entrée du gaz naturel.
L'hydrogène ainsi produit peut être utilisé au moins en partie pour alimenter la turbine à gaz en tant que combustible, de façon à générer de l'électricité par l'alternateur, en réduisant fortement les émissions de dioxyde de carbone.
Au lieu d'utiliser de l'air comme comburant dans la conduite 22, on peut aussi utiliser un mélange d'oxygène et de dioxyde de carbone recyclé. Si le combustible est un hydrocarbure, par exemple du gaz naturel, ceci permet d'obtenir des gaz d'échappement concentrés en dioxyde de carbone, et ainsi de pouvoir séparer facilement le dioxyde de carbone.
Le procédé comme décrit ci-dessus comprend les étapes suivantes :
(a) on comprime un comburant comprenant de l'oxygène dans la section de compression 14 d'une turbine;
(b) on réalise une étape de combustion sous pression avec un mélange d'un combustible et du comburant comprimé;
(c) on utilise au moins une partie des gaz chauds obtenus par la combustion sous pression, pour réaliser un échange avec une installation externe 34 ou 70;
(d) on réalise au moins une étape de postcombustion d'un mélange des gaz chauds issus l'échange avec un combustible, de façon à obtenir des gaz chauds qui sont envoyés à la turbine 52, dans des conditions de température et de pression proches des conditions réalisées en l'absence de l'étape (c).
Ainsi, le procédé permet d'utiliser des gaz chauds sous pression générés au cours du processus de production d'énergie mécanique tout en préservant les performances de la turbine à gaz. En outre, il est possible de maintenir sensiblement constante la puissance générée par la turbine à gaz. De plus pour minimiser la perte de charge entre l'entrée et la sortie du moyen d'échange, il peut être prévu de disposer, à la sortie de ce moyen d'échange, un moyen d'augmentation de pression, tel qu'un surpresseur. Ce procédé peut être utilisé avec une installation de réformage, comme illustré, à titre d'exemple, sur le schéma de la figure 4.
Dans cet exemple, la turbine utilisée est une turbine à gaz de type GE Frame 7, en utilisant la terminologie du fabricant, General Electric. Une telle machine est susceptible de produire une puissance mécanique allant jusqu'à 80 MW en conditions iso. Le compresseur axial 14 aspire, par la conduite 22, environ 958 t/h d'air ambiant comprimé jusqu'à une pression d'environ 18 bars. L'air ainsi comprimé circulant dans la conduite 24 est mélangé, dans la chambre de combustion 20, avec environ 7 t/h d'un combustible riche en hydrogène arrivant par la conduite 26 et le mélange obtenu est brûlé dans la chambre de combustion 20. A la sortie de la chambre de combustion 20, on obtient un mélange de gaz chauds à une température d'environ 1200°C. Les gaz chauds sont alors envoyés, par la conduite 28, dans la première turbine de détente 18, d'où ils ressortent, par la conduite 30, à une pression d'environ 4 bars et une température d'environ 750°C. Ils sont ensuite mélangés, dans la chambre de postcombustion amont 62, avec une quantité additionnelle de 4 t/h environ de combustible riche en hydrogène arrivant par la conduite 64. On obtient ainsi, à la sortie de la chambre de postcombustion 62, un mélange de gaz chauds à une température d'environ 1150°C, qui sont utilisés, par la conduite 66, pour chauffer le réacteur 70, de type réacteur-échangeur. Après échange, les gaz chauds sortant du réacteur-échangeur 70 par la conduite 44 sont mélangés, dans la chambre de postcombustion aval 46, avec une troisième fraction de combustible représentant environ 1 t/h de combustible riche en hydrogène arrivant par la conduite 48. A la sortie de la chambre de postcombustion aval 46, les gaz chauds circulant dans la conduite 50 sont à nouveau à une température d'environ 750°C. Ils sont alors détendus dans la deuxième turbine de détente 52 d'où ils ressortent par la conduite 54 à une pression d'environ 1 ,3 bars et une température d'environ 565° C. La puissance générée dans la turbine de détente est de 55 MW. Le combustible riche en hydrogène est produit par réformage d'environ 50 t/h de gaz naturel arrivant par la conduite 72 en présence d'environ 170 t/h de vapeur d'eau arrivant par la conduite 74. Cette vapeur d'eau est générée dans une chaudière de récupération 84 par récupération de chaleur sur les gaz chauds sortant de deuxième turbine de détente 52 par la conduite 54. La vapeur d'eau est générée à partir d'eau déminéralisée arrivant par une conduite 86 et recirculant dans la boucle d'échange 88.
A la sortie du réacteur-échangeur 70, le gaz de synthèse obtenu et circulant dans la conduite 78 passe par une deuxième étape de conversion, dénommée "shift-conversion " par les spécialistes du domaine, au cours de laquelle il réagit en présence de vapeur d'eau de façon à produire une quantité additionnelle d'hydrogène, tout en convertissant une partie du CO produit en dioxyde de carbone. Pour ce faire, on fait arriver, par une conduite 90, un débit de 56 t/h d'eau, qui est consommée par la réaction de "shift-conversion" dans un réacteur 92. Cette réaction de "shift-conversion" doit être réalisée à une température inférieure à celle qui est requise pour réaliser la réaction de réformage principale. La température est maintenue à environ 400°C, en générant 46 t/h de vapeur d'eau.
La vapeur générée dans la boucle de récupération 88 représente 164 t/h, dont 124t/h sont utilisés pour la production de gaz de synthèse. Le débit de 40 t/h non utilisé pour générer le gaz de synthèse, peut être soit exporté, soit utilisé dans un cycle à condensation.
Le gaz de synthèse sortant du réacteur 92, par la conduite 94, est ensuite envoyé dans une section de lavage et de purification de l'hydrogène (non représentée).
On produit ainsi 25 t/ h d'hydrogène pur dont une partie peut être utilisée directement pour alimenter la turbine à gaz ainsi que les étapes de postcombustion. Une autre fraction peut subir une purification supplémentaire dans une unité, qui est par exemple une unité de purification par adsorption de type PSA. On se réfère maintenant à la figure 5 qui est une variante de la figure 3 et dans laquelle les gaz chauds résultant de la combustion dans la chambre de combustion 20 sont évacués par une conduite 96 directement vers l'entrée 80 du réacteur 70, à une pression qui peut être par exemple comprise entre 10 et 40 bars. Il peut être dans ce cas avantageux d'opérer la réaction qui est réalisée dans le réacteur 70 à une pression au moins légèrement supérieure, de façon à éviter tout risque de passage d'un gaz contenant de l'oxygène vers les réactifs. Les gaz chauds sortant du réacteur 70 par la conduite 44 sont alors envoyés vers la chambre de postcombustion aval 46. La quantité de combustible amenée par la conduite 48 est ajustée de façon à obtenir à l'entrée de la première turbine de détente 18 des gaz chauds, véhiculés par une conduite 98 reliant la chambre de postcombustion aval et la première turbine de détente 18, à la température requise pour obtenir une puissance mécanique proche de la puissance maximale pouvant être délivrée par la turbine. Les gaz chauds sortant de cette turbine de détente 18 sont alors envoyés, par une conduite 100 à la deuxième turbine de détente 52 entraînant l'alternateur 58.
L'exemple de configuration représenté sur les figures précédentes s'applique également au cas d'une turbine à un axe, comme cela est illustré schématiquement à la figure 6.
Dans ce cas, une seule turbine 102 est reliée par le même arbre 16, d'une part, au compresseur 14 et, d'autre part, à l'alternateur 58.
Dans cette variante reprenant, à titre d'exemple, la configuration de la figure 5, les gaz chauds sortant de la chambre de combustion aval 46 sont envoyés par la conduite 98 à la turbine de détente 102, qui entraîne non seulement le compresseur 14, mais aussi l'alternateur 58.
Il est également possible d'appliquer le principe du procédé selon l'invention au cas où on effectue non seulement un échange de chaleur dans le moyen d'échange, mais aussi un échange de matière entre les deux courants gazeux circulant dans le moyen d'échange, comme un réacteur-échangeur. Un premier cas possible d'application concerne le transfert d'oxygène. Dans un tel cas, le réacteur-échangeur peut être réalisé en utilisant des tubes en matériau céramique, sélectivement perméables à l'oxygène. On peut, pour cela, utiliser notamment des céramiques de type pérovskyte, dans lesquelles peuvent transférer des ions oxygène. Une telle disposition peut être avantageuse, pour produire du gaz de synthèse à partir de charges hydrocarbures relativement lourdes, ou pour obtenir un mélange de CO et d'hydrogène, contenant la proportion adéquate de CO, par exemple pour alimenter une réaction de synthèse Fischer-Tropsch. Un deuxième cas possible concerne le transfert d'hydrogène. Dans ce cas, le réacteur-échangeur peut être réalisé en utilisant des tubes sélectivement perméables à l'hydrogène, par exemple des tubes comportant une couche sélective en palladium.
Ceci permet de favoriser l'avancement de la réaction et d'augmenter le taux de conversion en hydrogène.
L'hydrogène peut être ainsi directement séparé et mélangé au comburant, en vue de réaliser l'étape de postcombustion.

Claims

REVENDICATIONS
1) Procédé de cogeneration par turbine, notamment de turbine à gaz, comprenant une section de compression (14), au moins une section de détente (18, 52, 102) et une chambre de combustion (20), procédé dans lequel on effectue les étapes suivantes :
(a) on comprime un comburant comprenant de l'oxygène dans la section de compression (14);
(b) on réalise, dans la chambre de combustion (20), une étape de combustion sous pression d'un mélange du comburant comprimé avec un combustible;
(c) on utilise au moins une partie des gaz chauds obtenus par la combustion sous pression, pour réaliser un échange avec une installation externe (34, 70), caractérisé en ce que
(d) on réalise au moins une étape de postcombustion d'un mélange des gaz chauds, issus de l'échange, avec un combustible, de façon à obtenir des gaz chauds qui sont envoyés à la section de détente (18, 52, 102), dans des conditions de température et de pression proches des conditions réalisées en l'absence de l'étape (c).
2) Procédé de cogeneration selon la revendication 1 , caractérisé en ce qu'on réalise une étape de postcombustion d'un mélange des gaz chauds issus de la combustion avec un combustible, au préalable de la réalisation de l'échange.
3) Procédé de cogeneration selon l'une des revendications 1 ou 2, caractérisé en ce qu'on réalise l'étape de postcombustion en introduisant une quantité de combustible, qui est ajustée de manière à obtenir une température des gaz chauds à l'entrée de la section de détente (18, 52, 102) sensiblement voisine de la température initiale d'introduction en l'absence d'échange. 4) Procédé de cogeneration selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'on réalise l'étape de postcombustion en introduisant une quantité de gaz chauds, qui est ajustée de manière à obtenir une température des gaz chauds à l'entrée de la section de détente (18, 52, 102) sensiblement voisine de la température initiale d'introduction en l'absence d'échange.
5) Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce qu'on réalise une opération de production de vapeur par échange avec l'installation externe (34).
6) Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce qu'on réalise une opération de reformage d'une charge par échange avec l'installation externe (70).
7) Dispositif de cogeneration par turbine, notamment par turbine à gaz, comprenant une section de compression (14), au moins une section de détente (18, 52, 102), une chambre de combustion (20) et un moyen d'échange (34, 70) entre les gaz chauds issus de la combustion et un fluide à chauffer, caractérisé en ce que le dispositif comprend au moins une chambre de postcombustion (46) alimentée par les gaz chauds issus du moyen d'échange.
8) Dispositif de cogeneration selon la revendication 7, caractérisé en ce qu'il comprend une chambre de postcombustion (62) alimentant en gaz chauds le moyen d'échange (34, 70).
9) Dispositif de cogeneration selon la revendication 7 ou 8, caractérisé en ce qu'il comprend une conduite de court-circuit (32, 60) permettant d'ajuster la température des gaz chauds à la sortie de la chambre de combustion (20) et/ou de la chambre de postcombustion (46, 62). 10) Dispositif de cogeneration selon la revendication 7, caractérisé en ce qu'il comprend une conduite de gaz chauds (98) raccordant directement la chambre de combustion (20) au moyen d'échange (34, 70).
11) Dispositif de cogeneration selon l'une des revendications 7 à 10, caractérisé en ce que le moyen d'échange comprend un échangeur de chaleur (34).
12) Dispositif de cogeneration selon l'une des revendications 7 à 11 , caractérisé en ce que le moyen d'échange comprend un réacteur (70).
13) Dispositif de cogeneration selon l'une des revendications 7 à 11 comprenant une première section de détente (18) et une deuxième section de détente (52), caractérisé en ce qu'elle comprend une conduite de gaz chauds (100) raccordant la première section (18) à la deuxième (52).
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