ES2276796T3 - Central electrica de ciclo combinado y procedimiento de funcionamiento de dicha central. - Google Patents
Central electrica de ciclo combinado y procedimiento de funcionamiento de dicha central. Download PDFInfo
- Publication number
- ES2276796T3 ES2276796T3 ES01938503T ES01938503T ES2276796T3 ES 2276796 T3 ES2276796 T3 ES 2276796T3 ES 01938503 T ES01938503 T ES 01938503T ES 01938503 T ES01938503 T ES 01938503T ES 2276796 T3 ES2276796 T3 ES 2276796T3
- Authority
- ES
- Spain
- Prior art keywords
- gas
- fuel
- boiler
- operating conditions
- combustion
- 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.)
- Expired - Lifetime
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 100
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 215
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 74
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 46
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims abstract description 31
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000011017 operating method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000003570 air Substances 0.000 claims description 36
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 21
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 21
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims description 6
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 claims description 5
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 5
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 4
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000010849 combustible waste Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- -1 respectively Substances 0.000 description 1
- 239000004449 solid propellant Substances 0.000 description 1
- 239000002910 solid waste Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/067—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle the combustion heat coming from a gasification or pyrolysis process, e.g. coal gasification
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/061—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with combustion in a fluidised bed
-
- 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
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
-
- 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
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
- Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
-
- 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
- Y02E20/32—Direct CO2 mitigation
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Fluidized-Bed Combustion And Resonant Combustion (AREA)
- Cultivation Of Plants (AREA)
- Regulation And Control Of Combustion (AREA)
Abstract
Procedimiento de operación de una central eléctrica de ciclo combinado (10) que comprende: suministrar un primer combustible a un horno (14) de una caldera (12) y quemar dicho combustible para producir gas de combustión y vapor; conducir el gas de combustión a través de un conducto de gas de combustión (30) al medio ambiente; suministrar gas de proceso al horno (14) a través de una entrada de gas de proceso (18); impulsar una turbina de vapor (38) por el vapor para generar energía; suministrar un segundo combustible a una cámara de combustión (52) y quemar dicho combustible en la cámara de combustión para producir gases de escape; expandir los gases de escape producidos en una turbina de gas (46) para generar energía; hacer pasar los gases de escape desde la turbina de gas a la entrada de gas de proceso; recircular una parte del gas de combustión desde el conducto del gas de combustión a la entrada del gas de proceso; controlar el caudal de recirculación del gas de combustión por un primercontrolador (88); suministrar aire puro a la entrada de gas de proceso (18); controlar el caudal de la alimentación de aire puro por medio de un segundo controlador (82); habiendo sido diseñada la caldera para proporcionar, en las primeras condiciones operativas de la cámara de combustión, una producción efectiva de vapor y bajas emisiones, cuando los controladores primero y segundo hagan mínimo el caudal de recirculación de gases de combustión y el suministro de aire puro, respectivamente, y los gases de escape se utilizan solos o como una parte principal del gas de proceso, caracterizado porque dicho procedimiento comprende, además: medir las condiciones operativas de la cámara de combustión; controlar, en condiciones distintas a las primeras condiciones operativas de la cámara de combustión, que los controladores primero y segundo obtengan una producción de vapor al menos casi tan efectiva y tan bajas emisiones como en las primeras condiciones operativas y basar el control de los controladores primero y segundo en las condiciones operativas medidas en dicha etapa de control, en condiciones distintas a las primeras condiciones operativas.
Description
Central eléctrica de ciclo combinado y
procedimiento de funcionamiento de dicha central.
La presente invención se refiere a una central
eléctrica de ciclo combinado, y a un procedimiento de funcionamiento
de dicha central, comprendiendo la central eléctrica una caldera con
un horno para quemar de un primer combustible para producir vapor,
un generador de vapor accionado por el vapor para generar energía y
una cámara de combustión ("combustor") para la combustión de un
segundo combustible para producir gases de escape, que se expande en
una turbina de gas para generar energía y pasa como un gas de
proceso al horno. La caldera está especialmente diseñada teniendo en
cuenta las características de los gases de escape, procedentes de la
turbina de gas, como un gas de proceso, con el fin de hacer posible
una producción de vapor efectiva con bajas emisiones. La presente
invención aborda el problema de mantener un alto rendimiento de la
caldera bajo condiciones operativas variables de la cámara de
combustión de la turbina de gas, comprendiendo una modo de
funcionamiento en el que la cámara de combustión de la turbina de
gas no está en uso.
La central eléctrica de ciclo combinado puede
comprender también un gasificador para producir gas combustible y
residuos carbonosos combustibles. Los residuos carbonosos se puede
utilizar como el primer combustible en el horno de la caldera y el
gas combustible como segundo combustible en la cámara de combustión
de la turbina. Así, la central puede comprender una pluralidad de,
tal como dos o tres, sistemas independientes, por ejemplo, una
caldera con un horno, una turbina de gas con una cámara de
combustión y, posiblemente, un gasificador, todos los cuales se
suelen utilizan de forma conjunta como un sistema integrado. La
caldera es, preferentemente, una caldera de lecho fluidizado, pero
también puede ser una caldera de suspensión o algún otro tipo de
caldera. El gasificador es, preferentemente, un gasificador de
lecho fluidizado, pero también puede ser de algún otro tipo. Tanto
el gasificador como la cámara de combustión se utilizan,
preferentemente, como sistemas de lecho fluidizado circulante
(CFB).
La patente alemana nº 28.49.691 da a conocer una
central eléctrica de ciclo combinado en la que una parte de los
gases de escape de una turbina de gas o como opción, aire puro y
gases de combustión circulados se usa como un gas de proceso de una
caldera de lecho fluidizado.
Las patentes de Estados Unidos números 3.986.348
y 4.470.255 y la patente británica número 2.095.762 dan a conocer
una central eléctrica de ciclo combinado, en la que un gasificador
presurizado, una turbina de gas y una caldera de lecho fluidizado
están integrados de tal modo que el gas combustible producido en el
gasificador es quemado en una cámara de combustión de la turbina de
gas y los gases de escape, procedentes de la turbina de gas, se
llevan a la caldera de lecho fluidizado para funcionar como un gas
de proceso, y los residuos carbonosos producidos en el gasificador
se queman en el horno de la caldera de lecho fluidizado. En estas
clases de centrales, las partículas en el gas producido desde el
gasificador han de extraerse antes de que el gas pase a la turbina
de gas, pero la mayor parte de las emisiones gaseosas se pueden
eliminar en el horno o corriente abajo del horno de la caldera de
lecho fluidizado circulante (CFB), lo que hace posible un ahorro
efectivo en los costes de fabricación y explotación del sistema.
Con el fin de mantener bajo el nivel de
emisiones, la cantidad de oxígeno en el gas de proceso ha de
ajustarse estrechamente al caudal de alimentación del combustible.
Cuando se compara con utilizar aire como gas de combustión, el gas
de escape de la turbina de gas es pobre, comprendiendo típicamente
en torno a un 10% hasta un 15% en volumen de oxígeno, y caliente,
presentando típicamente una temperatura aproximada de 500 a 600ºC.
Así, al utilizar el gas de escape de la turbina de gas como gas de
combustión, el caudal del gas de combustión es grande, lo que ha de
tenerse en cuenta al diseñar la caldera. En general, el área de la
sección transversal del horno ha de ser grande, el medio para
suministrar el gas de proceso, por ejemplo, la rejilla de una
caldera de lecho fluidizado, ha de permitir un gran caudal de gas y
más superficies de transferencia de calor que las normales han de
situarse en el paso posterior de la caldera.
En estas clases de sistemas, la cantidad y la
calidad del gas de escape pueden depender, en gran medida, de las
condiciones operativas de la cámara de combustión de la turbina de
gas. Así, sin precauciones especiales, el rendimiento de la caldera
puede variar bajo diferentes condiciones operativas de la cámara de
combustión de la turbina de gas y el rendimiento del sistema y las
emisiones liberadas al medio ambiente pueden, en algunas
condiciones, estar lejos de ser óptimas.
Se puede presentar la necesidad de hacer
funcionar el sistema en diferentes modos de funcionamiento, por
ejemplo, cuando el gasificador está parado debido a un mantenimiento
periódico. La energía debe ser generada, entonces, por ejemplo, por
medio del sistema de caldera por sí solo sin disponer de gases de
escape desde la turbina de gas si, bajo determinadas condiciones
operativas, se utiliza aire puro como gas de proceso en la caldera,
puede ser imposible conseguir un rendimiento óptimo o tan siquiera
aceptable. Utilizando un flujo de gas de proceso óptimo, se puede
alcanzar una buena temperatura del lecho pero, por otra parte, se
produce una cantidad excesiva de aire, lo que da como resultado un
bajo rendimiento de la caldera y altas emisiones de NOx. Otra
alternativa podría ser el uso de poco aire excedente, lo que, a su
vez, conduciría a una temperatura del lecho demasiado elevada y a
muy grandes emisiones de SO_{2}.
Constituye un objeto de la presente invención
dar a conocer una central eléctrica de ciclo combinado, que
comprende una cámara de combustión de turbina a gas y una caldera,
que puede proporcionar alto rendimiento tal como eficiencia elevada
y bajas emisiones bajo (i) condiciones operativas variables de la
cámara de combustión o (ii) una condición operativa en la que la
cámara de combustión no está en uso. Asimismo, es un objeto de la
presente invención dar a conocer un procedimiento para utilizar
dicha central eléctrica.
Con el fin de alcanzar estos y otros objetos de
la presente invención, se dan a conocer una central eléctrica de
ciclo combinado y un procedimiento para utilizar dicha central,
según se describe en las reivindicaciones adjuntas.
En un aspecto, la presente invención da a
conocer un procedimiento de funcionamiento de una central eléctrica
de ciclo combinado que comprende una caldera que está provista de un
horno para quemar un primer combustible a una primera temperatura
para producir gas de combustión y para generar vapor, presentando la
caldera un rendimiento óptimo en términos de producción de vapor y
de emisiones al medio ambiente, en el que la primera temperatura
proporciona una temperatura óptima, conducir el gas de combustión a
través de un conducto de gas de combustión al medio ambiente,
suministrar gas de proceso al horno a un primer caudal másico
proporcionando el primer caudal másico un caudal másico óptimo,
accionar una turbina de vapor por el vapor para generar energía,
quemar, en una cámara de combustión, un segundo combustible para
producir gases de escape, expandir los gases de escape producidos en
una turbina de gas para generar energía, hacer pasar los gases de
escape desde la turbina de gas a la alimentación de gas de proceso,
recircular una parte del gas de combustión desde el conducto de gas
de combustión a la alimentación de gas de proceso, controlar el
caudal de recirculación del gas de combustión por medio de un primer
controlador, suministrar aire puro a la alimentación de gas de
proceso, controlar el caudal de suministro de aire puro por medio
de un segundo controlador, suministrar una cantidad seleccionada del
primer combustible al horno, suministrar una cantidad seleccionada
del segundo combustible a la cámara de combustión y presentando la
caldera, en las primeras condiciones operativas de la cámara de
combustión, el rendimiento óptimo cuando los controladores primero
y segundo reducen al mínimo el caudal de recirculación de gas de
combustión y el suministro de aire puro, respectivamente, y el gas
de escape se utiliza solo o como una parte importante del gas de
proceso, y controlar, en condiciones distintas a las primeras
condiciones operativas de la cámara de combustión, los controladores
primero y segundo para obtener al menos casi el rendimiento óptimo
de la caldera.
En otro aspecto, la presente invención da a
conocer una central eléctrica de ciclo combinado, que comprende una
caldera para producir vapor, comprendiendo la caldera un horno para
quemar un primer combustible para producir gas de combustión, un
paso posterior para recibir el gas de combustión producido y un
conducto de gas de combustión para pasar el gas de combustión desde
el paso posterior al medio ambiente, un suministro de gas de proceso
para suministrar el gas de proceso al horno, una turbina de vapor
para recibir, y ser impulsada, por el vapor para generar energía,
una cámara de combustión para quemar un segundo combustible para
producir gases de escape, una turbina de gas para expandir los
gases de escape, procedentes de la cámara de combustión, para genera
energía y para pasar los gases de escape a la alimentación de gas de
proceso, una línea de retorno para recircular una parte del gas de
combustión desde el conducto del gas de circulación a la
alimentación de gas de proceso, un primer controlador para controlar
el caudal con el que el gas de combustión es objeto de recirculación
en la línea de retorno, una fuente de alimentación para suministrar
aire puro a la alimentación de gas de proceso, un segundo
controlador para regular el caudal al que el aire puro se suministra
por la fuente de alimentación y un controlador para regular el
primero y el segundo controladores con el fin de mantener al menos
un rendimiento casi óptimo de la caldera, bajo condiciones
operativas diferentes de la cámara de combustión. La caldera
presenta una geometría y unas superficies de transferencia de calor
ubicadas de modo que optimicen el rendimiento en términos de
producción de vapor y emisiones al medio ambiente, cuando se utiliza
gas de escape solo o como una parte importante del gas de proceso
que se suministra a la caldera.
Se ha supuesto anteriormente que las primeras
condiciones operativas corresponden a las condiciones operativas
normales del sistema, que se utilizan como base para diseñar el
sistema. En estas condiciones, el gas de escape no mezclado de la
turbina de gas, o el gas de escape mezclado con una pequeña cantidad
de aire y gas de combustión recirculado, típicamente en su mayoría
en torno al 10% en volumen, se utiliza como gas de proceso en el
horno de la caldera. El caudal típico y el contenido en oxígeno del
gas de escape se tienen en cuenta al diseñar la geometría de la
caldera y la ubicación de las superficies de transferencia térmica
dentro de la caldera. Debido a que las características del gas de
escape pueden variar bajo diferentes condiciones operativas de la
cámara de combustión de la turbina de gas, un objetivo primario de
la presente invención es dar a conocer un procedimiento y un sistema
que compensen los cambios de las características del gas de proceso
suministrado a la caldera bajo condiciones operativas variables de
la cámara de combustión de la turbina de gas. Según una forma de
realización preferida de la presente invención, esta meta se alcanza
controlando la alimentación de aire puro a la parte inferior de la
caldera y la recirculación del gas de combustión desde el conducto
de gas de combustión a la parte inferior de la caldera, de modo que
se obtenga, bajo condiciones operativas variables de la cámara de
combustión, un rendimiento óptimo de la caldera en términos de
producción de vapor y de emisiones al medio ambiente.
Habitualmente, el aire se utiliza como gas
fluidizante y gas de proceso de una cámara de combustión de lecho
fluidizado. La cantidad de aire introducido en la cámara de
combustión se determina sobre la base de la cantidad de oxígeno que
se necesita para la combustión. Las patentes de los Estados Unidos
números 4.355.601 y 4.441.435, sin embargo, dan a conocer la mezcla
del gas fluidizante con una cantidad de gas de combustión
recirculado con el fin de controlar, por ejemplo, la temperatura del
lecho o el O_{2} residual en el gas de combustión, cuando se
cambia la carga de la caldera o las características del fuel
introducido en la caldera. La forma de realización de la presente
invención antes descrita difiere de las formas de realización antes
conocidas de recirculación del gas de combustión porque, en el
presente caso, la necesidad de controlar el gas de proceso no se
debe a algo que afecta directamente a la caldera, sino a algo que
afecta principalmente a la cámara de combustión de la turbina de gas
de la central eléctrica e influya en la caldera solamente a través
del gas de escape de la turbina de gas. Más concretamente, la
presente caldera está diseñada para ser utilizada con gas de escape
pobre como el gas de proceso y el suministro de aire puro y la
recirculación de gas de combustión se realiza con el fin de mantener
las características del gas de proceso óptimas bajo condiciones
diferentes.
Un ejemplo de utilización de la presente
invención es para regular el caudal másico del gas de proceso en
temperaturas variables del aire ambiente. Es típico de los sistemas
de turbina de gas que el caudal en volumen del aire de entrada sea
casi constante bajo diferentes condiciones. Esto significa que el
caudal másico, y también la cantidad de oxígeno, en el gas de escape
de dichos sistemas, puede ser, a una temperatura ambiente elevada,
claramente más pequeño que a temperaturas más bajas. Según la
presente invención, es posible compensar la disminución del caudal
del gas de escape proporcionando una cantidad adecuada de aire puro
y gas de combustión recirculado.
Según una forma de realización preferida de la
presente invención, la central eléctrica puede comprender también un
gasificador de alta presión para gasificar un tercer combustible
para producir gas combustible, que se puede emplear como el segundo
combustible. El gasificador es, preferentemente, un gasificador de
lecho fluidizado, que está fluidizado con aire. Se proporciona un
ciclo de generación de energía eficiente cuando se usan residuos
carbonosos, que es un residuo combustible del proceso de
gasificación, para aprovisionar de combustible una caldera de lecho
fluidizado.
Los cambios de las condiciones operativas de la
cámara de combustión de turbina de gas pueden ser cambios graduales
del entorno operativo o cambios más bruscos de las condiciones
operativas. Las condiciones que afectan a la operación de la cámara
de combustión, por ejemplo, la temperatura, presión y/o humedad del
aire ambiente, se pueden medir y la regulación de los controladores
primero y segundo se puede basar en las condiciones medidas.
Un cambio repentino en las condiciones
operativas tiene lugar, por ejemplo, cuando el combustible utilizado
en la cámara de combustión de la turbina de gas se cambia por otro o
toda la central es conmutada a otro modo de explotación. El mayor
cambio posible se efectúa desde un modo en el que la cámara de
combustión de la turbina de gas está en funcionamiento a otro modo
en el que no se utiliza la cámara de combustión de la turbina de
gas. Después de dicho cambio, todo el gas de proceso se debe obtener
a partir de aire puro y de gas de combustión recirculado. A
continuación, según la presente invención, el suministro de aire
puro y la recirculación de gas de combustión se controlan para
simular las características del gas de proceso original. Sin
embargo, cuando se utiliza una mezcla de gas de combustión
recirculado y aire puro en lugar de gas de escape de turbina de gas
como el gas de proceso, la temperatura del gas de proceso es varios
centenares de grados Celsius inferior a la que era originalmente.
Si se requiere que una cantidad de producción de vapor tenga que
permanecer sin cambiar, el caudal de alimentación de combustible al
horno ha de incrementarse y la cantidad de oxígeno requerida se
modifica en consecuencia.
Si la central eléctrica de ciclo combinado
comprende un gasificador, es posible cambiar el modo de
funcionamiento desde un modo que incluya el uso del gasificador para
producir el combustible para la cámara de combustión de la turbina
de gas a otro modo en el que no se utilice el gasificador, sino que
en su lugar se usa gas natural, por ejemplo, para aprovisionar de
combustible la cámara de combustión de la turbina de gas. En este
caso, el cambio del gas de proceso no es, necesariamente, muy
grande. No obstante, según la presente invención, se puede reducir
el cambio de las características del gas de proceso.
Según una forma de realización preferida de la
presente invención, se miden las características del gas de proceso
y/o el rendimiento de la caldera y los caudales de los componentes
del gas de proceso se controlan sobre la base de al menos una de
estas mediciones. A modo de ejemplo, el contenido en oxígeno del gas
de combustión y el caudal del gas de proceso se pueden medir y
utilizar como la base del control.
Un objetivo real para controlar la caldera es
conseguir el rendimiento óptimo de la caldera en términos de
producción de vapor y emisiones al medio ambiente. Un factor
importante que afecta al rendimiento de la caldera es la temperatura
de combustión. Así, es posible medir una temperatura en la caldera,
por ejemplo, la temperatura en la parte más baja del horno, y
utilizar la temperatura medida como la base para regular los
controladores primero y segundo. En consecuencia, se pueden utilizar
las mediciones de las emisiones liberadas al medio ambiente como
una base para el ajuste inicial del control de gas de proceso.
Asimismo, la presión, el flujo y/o la temperatura del vapor
producido pueden utilizarse para controlar los caudales del aire
puro y del gas de combustión recirculado.
El dibujo ilustra, de forma esquemática, una
central eléctrica de ciclo combinado construida según la presente
invención.
Haciendo referencia al dibujo, una central
eléctrica de ciclo combinado, designada en general con el número de
referencia 10, comprende una forma de realización preferida de la
presente invención. La central eléctrica 10 comprende una caldera de
lecho fluidizado circulante ("CFB") 12 que tiene un horno 14 en
el que se alimenta material combustible, material no combustible y
gas de proceso. Una flecha 16 en el dibujo indica una ubicación
preferida en la que los materiales combustibles, que son
preferentemente carbón o un combustible sólido similar, se
introducen en el horno 14, el lecho se mantiene en un estado
fluidizado teniendo las cantidades correctas de material del lecho y
el caudal del gas de proceso. El horno 14 está provisto de una
entrada 18 para suministrar el gas de proceso en la parte inferior
del horno 14.
La caldera de lecho fluidizado 12 quema el
material combustible, normalmente a una temperatura aproximada
entre 850ºC y 900ºC y produce una salida de gas escape caliente. El
gas de combustión caliente se lleva desde el horno 14 a un
separador ciclónico caliente 20. En el separador 20, las partículas
sólidas se separan del gas de combustión para volver, a través de
un conducto de retorno 22, a la parte inferior del horno 14. Las
partículas sólidas pueden hacerse pasar a través de enfriadores de
lecho fluidizado o similares, antes de retornar al horno.
Los gases de combustión, procedentes del
separador ciclónico 20, pasan a lo largo de un conducto 24 al paso
posterior 26. Un intercambiador de calor 28 está simbólicamente
ilustrado en el paso posterior 26 para producir vapor. Realmente,
la caldera 12 comprende un sistema de generación de vapor, que
incluye al menos un economizador, superficies de evaporación y
superficies de sobrecalentamiento, que pueden estar situadas, con
varias formas generalmente conocidas, en diferentes partes de la
caldera 12. Desde el paso posterior 26, los gases de combustión se
hacen pasar a lo largo de un conducto de gas de combustión 30 a un
separador de polvo 32 y a través de una chimenea 34 al medio
ambiente, normalmente a una temperatura de aproximadamente 150ºC.
El conducto de gas de combustión 30 puede comprender también medios
para reducir los contaminantes gaseosos desde el gas de combustión,
pero estos no se ilustran en el dibujo.
El vapor generado en la caldera 12 se dirige, a
través de una línea de alimentación 36, a una turbina de vapor 38,
que está conectada a un generador eléctrico 40. Una línea de
retorno 42 conduce agua desde la turbina de vapor 38 de nuevo a la
caldera 12. La línea de retorno 42 comprende, como es conocido en
general, pero no se representa en el dibujo, al menos un
condensador, bombas de agua de alimentación y calentadores de agua
de alimentación.
Un segundo generador eléctrico 44 está conectado
a una turbina de gas 46 proporcionando así el segundo ciclo de la
central eléctrica de ciclo combinado 10. La turbina de gas 48 es
impulsada por aire comprimido proporcionado por un compresor de aire
48, que está operativamente conectado a, y accionado por, la turbina
de gas 48. El compresor de aire 48 recibe el aire ambiente desde una
línea de admisión de aire 50.
El aire comprimido se conduce a una cámara de
combustión de turbina de gas 52, en donde, normalmente, se quema un
gas combustible. El gas combustible se puede proporcionar desde una
fuente de gas natural 54 a lo largo de una línea de admisión de gas
natural 56. En algunos casos, la cámara de combustión de turbina de
gas 52 se puede diseñar para utilizar otros combustibles, tales como
aceite ligero o pesado.
El gas combustible también puede proporcionarse
desde un gasificador 58. El gasificador 58 se utiliza para
gasificar combustible, tal como carbón o residuos de aceites
pesados, introducido en el gasificador con una línea de admisión de
combustible 60. El gasificador 58 produce una salida de gas
producido, es decir "syngas" (gas de síntesis), que se
proporciona a la cámara de combustión 52 de la turbina de gas a lo
largo de una línea de admisión de gas de síntesis 62. La línea de
admisión de gas de síntesis 62, preferentemente, comprende un
separador de polvo 64, típicamente un filtro de gas caliente, para
extraer del gas de síntesis todas las partículas que podrían dañar
a la turbina de gas 46.
El gasificador 58 es, preferentemente, de un
tipo de lecho fluidizado circulante, que comprende medios para
fluidizar un lecho de combustible y material de lecho inerte y un
separador 66 para separar el material de lecho arrastrado respecto
al gas de síntesis producido. El gasificador está situado,
preferentemente, en un recipiente a presión 68, con el fin de
hacerse funcionar a una presión elevada. El gasificador se puede
presurizar por el compresor 48, o un compresor separado, no
representado en el dibujo.
La central eléctrica de ciclo combinado 10
funciona también de modo eficiente con un gasificador 58, que
produce una considerable cantidad de residuos sólidos combustibles,
por ejemplo, residuos carbonosos. Los residuos carbonosos
procedentes del gasificador 58 y el polvo procedente del separador
de polvo 64 se pueden conducir a la caldera de lecho fluidizado 12 a
través de líneas de admisión 70 y 72, respectivamente. Habida cuenta
que los residuos carbonosos procedente del gasificador 58 y el polvo
procedente del separador de polvo 64 están sometidos a una presión
elevada, siendo recogidos primero en un medio de liberación de
presión 74, tal como una tolva de esclusa y desde allí al horno 14
a través de la línea de admisión 76.
La salida procedente de la turbina de gas 46 se
proporciona, a través de una línea de escape 78 a la línea de
admisión 18 para proporcionar gas de proceso al horno 14. Así, la
cámara de combustión 52 de la turbina de gas se utiliza como la
fuente de gas de proceso para la caldera CFB 12, lo que reduce la
necesidad de recursos para la reducción de las emisiones en el ciclo
de la turbina de gas. Puesto que el gas de escape de la turbina de
gas se hace pasar a través de la caldera CFB 12, la reducción de las
emisiones se puede realizar en la CFB.
La línea de admisión 80 para proporcionar aire
ambiente a un caudal regulado por un controlador 82, típicamente un
ventilador con medios de control 84, también está conectado a la
línea de admisión 18 para proporcionar gas de proceso al horno 14.
Una línea de retorno 86 para proporcionar gas de combustión
recirculado desde el conducto de gas de combustión 30 a un caudal
regulado por un controlador 86, típicamente un ventilador con medios
de control 90, también está conectado a la entrada de gas de proceso
18.
En condiciones operativas normales, la central
eléctrica de ciclo combinado 10 se opera de modo que el gas de
escape, procedente de la turbina de gas 46 a través de la línea de
gas de escape 78, se utiliza sin mezclar, o mezclado con una pequeña
cantidad, típicamente como máximo un 10% en volumen, de aire
ambiente a través de la línea de admisión 80 y se recircula el gas
de combustión a través de la línea de retorno 86, como el gas de
proceso para el horno 14. Puesto que este gas es pobre y caliente,
conteniendo habitualmente en torno a un 12% en volumen de oxígeno a
una temperatura aproximada de 600ºC, la caldera 12 está diseñada
para funcionar con alto rendimiento cuando se utiliza esta clase de
gas de proceso. Debido al gran caudal de gas de proceso requerido,
la sección transversal media del horno es, típicamente, al menos un
15% mayor, preferentemente en torno a un 25% mayor, que en las
calderas convencionales similares que utilizan aire como el gas de
proceso y teniendo la misma capacidad de producción de vapor. Para
enfriar el gas de proceso flujo abajo del horno 14, la zona de
transferencia de calor en el paso posterior 20, es,
correspondientemente, al menos un 15% mayor, preferentemente un 25%
mayor, que en las calderas convencionales similares.
Cuando cambian las condiciones operativas de la
cámara de combustión 52 de la turbina de gas, pueden variar la
cantidad y la calidad del gas en la línea del gas de escape 78.
Entonces, según la presente invención, el controlador 84 y/o 90 se
puede utilizar para restablecer lasa características del caudal
másico y del contenido en oxígeno del gas de proceso. Como en todas
las calderas, el caudal másico requerido real del gas de proceso y
del oxígeno dependen de la carga en la caldera 12. Sin embargo, la
presente invención proporciona la capacidad para mantener un alto
rendimiento de la caldera 12 bajo todas las condiciones de carga,
incluyo bajo condiciones operativas variables de la cámara de
combustión 52 de la turbina de gas.
La regulación de los controladores 82 y 88 del
caudal se puede basar en la temperatura del horno 14 o en el
contenido en oxígeno del gas de combustión, según se mide por los
sensores 92 y 94, respectivamente. También es posible medir el
caudal, el contenido de oxigeno y la temperatura de los gases de
escape en la línea 78 por un dispositivo de medición 96 o calcular
algunas de estas magnitudes sobre la base de las condiciones
operativas del sistema de turbina de gas y utilizar las
características obtenidas del gas de escape para regular los
controladores del caudal 82 y 88. Otra posibilidad es utilizar, con
el mismo propósito, las características de temperatura, caudal y/o
presión, del vapor producido según se mide por el sensor 98.
Además, se pueden medir, por ejemplo, los niveles de SO_{2} y de
NOx del gas de escape por el sensor 100 y utilizarlos para el ajuste
inicial de la entrada de gas a la línea de admisión 18 de gas de
proceso.
Los conceptos de control, antes descritos, se
refieren a las necesidades de ajuste continuo debido al cambio
gradual de las condiciones operativas de la cámara de combustión 52
de la turbina de gas. Sin embargo, en la central eléctrica de ciclo
combinado 10 puede surgir también cambios repentinos, que se pueden
compensar según la presente invención. A título de ejemplo, el
combustible introducido en el gasificador 58 se puede cambiar por
otro, lo que cambia las características del gas de escape. En este
tipo de cambio, las características del gas de proceso pueden ser,
al menos en gran medida, restablecidas mediante el cambio de los
caudales de aire puro a través de la línea de admisión 80 y del gas
de combustión a través de la línea de retorno 86.
Otra posibilidad es que, por alguna razón, el
gasificador 58 se encuentre fuera de servicio y la cámara de
combustión 52 se conmuta para funcionar con gas natural o algún otro
combustible. Esto cambiará, en alguna medida, las características
del gas de proceso y podrá dar lugar a un rendimiento de la caldera
por debajo del óptimo. Sin embargo, la presente invención dar a
conocer la posibilidad de hacer funcionar la caldera con alto
rendimiento y bajas emisiones aun cuando el sistema se utilice sin
gasificador.
El mayor cambio en el modo de funcionamiento se
produce cuando la turbina de gas 46 está, por algún motivo, fuera de
servicio. Entonces, no se dispone de gases de escape de turbina de
gas y, con el fin de mantener una operación de alto rendimiento de
la caldera 12, los controladores del caudal 82 y 88 se pueden
utilizar para simular los gases de escape de la turbina de gas. Sin
embargo, si, en el modo de funcionamiento autónomo de la caldera 12,
se aumenta el caudal de alimentación de combustible para compensar
la más baja temperatura del gas de proceso, el contenido en oxígeno
del gas de proceso puede ajustarse en consecuencia.
Un nuevo sistema de generación de energía de
ciclo combinado, y un procedimiento de explotación de dicho sistema,
se han descrito antes. Aun cuando la invención ha sido ilustrada con
respecto a formas de realización concretas, ha de quedar entendido
que se podrían efectuar numerosos cambios y modificaciones. Así, la
invención está destinada a cubrir varias modificaciones y
disposiciones equivalentes, incluidas dentro del ámbito de las
reivindicaciones
adjuntas.
adjuntas.
Claims (24)
1. Procedimiento de operación de una
central eléctrica de ciclo combinado (10) que comprende:
suministrar un primer combustible a un horno
(14) de una caldera (12) y quemar dicho combustible para producir
gas de combustión y vapor;
conducir el gas de combustión a través de un
conducto de gas de combustión (30) al medio ambiente;
suministrar gas de proceso al horno (14) a
través de una entrada de gas de proceso (18);
impulsar una turbina de vapor (38) por el vapor
para generar energía;
suministrar un segundo combustible a una cámara
de combustión (52) y quemar dicho combustible en la cámara de
combustión para producir gases de escape;
expandir los gases de escape producidos en una
turbina de gas (46) para generar energía;
hacer pasar los gases de escape desde la turbina
de gas a la entrada de gas de proceso;
recircular una parte del gas de combustión
desde el conducto del gas de combustión a la entrada del gas de
proceso;
controlar el caudal de recirculación del gas de
combustión por un primer controlador (88);
suministrar aire puro a la entrada de gas de
proceso (18);
controlar el caudal de la alimentación de aire
puro por medio de un segundo controlador (82);
habiendo sido diseñada la caldera para
proporcionar, en las primeras condiciones operativas de la cámara de
combustión, una producción efectiva de vapor y bajas emisiones,
cuando los controladores primero y segundo hagan mínimo el caudal de
recirculación de gases de combustión y el suministro de aire puro,
respectivamente, y los gases de escape se utilizan solos o como una
parte principal del gas de proceso, caracterizado porque
dicho procedimiento comprende, además:
medir las condiciones operativas de la cámara de
combustión;
controlar, en condiciones distintas a las
primeras condiciones operativas de la cámara de combustión, que los
controladores primero y segundo obtengan una producción de vapor al
menos casi tan efectiva y tan bajas emisiones como en las primeras
condiciones operativas y
basar el control de los controladores primero y
segundo en las condiciones operativas medidas en dicha etapa de
control, en condiciones distintas a las primeras condiciones
operativas.
2. Procedimiento según la reivindicación
1, caracterizado porque comprende gasificar, en un
gasificador de alta presión (58), un tercer combustible para
producir gas combustible y utilizar el gas combustible como el
segundo combustible.
3. Procedimiento según la reivindicación
2, caracterizado porque la caldera (12) es una caldera de
lecho fluidizado.
4. Procedimiento según la reivindicación
3, caracterizado porque comprende producir residuos
carbonosos en el gasificador (58) y utilizar los residuos carbonosos
como el primer combustible.
5. Procedimiento según la reivindicación
2, caracterizado porque el gasificador (58) es un
gasificador de lecho fluidizado.
6. Procedimiento según la reivindicación
5, caracterizado porque la caldera (12) es una caldera de
lecho fluidizado y el gasificador (58) es un gasificador de lecho
fluidizado.
7. Procedimiento según la reivindicación
1, caracterizado porque, en las primeras condiciones
operativas, la cámara de combustión (52) está en funcionamiento y,
en las condiciones operativas distintas a las primeras condiciones
operativas, la cámara de combustión no está en funcionamiento.
8. Procedimiento según la reivindicación
2, caracterizado porque, en las primeras condiciones
operativas, el gasificador (58) y la cámara de combustión (52) están
en funcionamiento y en condiciones distintas a las primeras
condiciones operativas, el gasificador (58) y la cámara de
combustión (52) no están en funcionamiento.
9. Procedimiento según la reivindicación
2, caracterizado porque, en las primeras condiciones
operativas, el gasificador (58) está en funcionamiento y el gas
combustible se utiliza como el segundo combustible y en las
condiciones distintas a las primeras condiciones operativas, el
gasificador (58) no está en funcionamiento y se emplea otro
combustible como el segundo combustible.
10. Procedimiento según la reivindicación
9, caracterizado porque se utiliza gas natural como el
segundo combustible en condiciones distintas a las primeras
condiciones operativas.
11. Procedimiento según la reivindicación
1, caracterizado porque dicha etapa de medición comprende
medir, al menos una, de la temperatura, presión y humedad del aire
ambiente y basar el control de los primeros y segundos controladores
(82, 88) en la medición, en dicha etapa de control, en condiciones
distintas a las primeras condiciones operativas.
12. Procedimiento según la reivindicación
1, caracterizado porque, en las primeras condiciones
operativas, el gas de proceso presenta un primer caudal másico y
dicha etapa de controlar, en condiciones distintas a las primeras
condiciones operativas, incluyendo controlar el primer controlador
de modo que disminuya el cambio del caudal másico desde el primer
caudal másico.
13. Procedimiento según la reivindicación
1, caracterizado porque comprende medir el contenido en
oxígeno del gas de proceso y controlar el segundo controlador sobre
la base del contenido en oxígeno medido en dicha fase de control, en
condiciones distintas a las primeras condiciones operativas.
14. Procedimiento según la reivindicación
1, caracterizado porque comprende medir el oxígeno residual
en el gas de combustión y regular el segundo controlador para
obtener una cantidad preseleccionada de oxígeno residual en dicha
etapa de control en condiciones distintas a las primeras condiciones
operativas.
15. Central eléctrica de ciclo combinado (10)
que comprende:
una caldera (12) para producir vapor,
comprendiendo dicha caldera un horno (14) para quemar un primer
combustible para producir gas de combustión, un paso de posterior
(26) para recibir el gas de combustión producido y un conducto de
gas de combustión (30) para pasar el gas de combustión desde dicho
paso posterior al medio ambiente;
una entrada de gas de proceso (18) para
suministrar gas de proceso a dicho horno;
una turbina de vapor (38) para recibir, y ser
accionada por, el vapor para generar energía;
una cámara de combustión (52) para quemar un
segundo combustible para producir gases de esca-
pe;
pe;
una turbina de gas (46) para expandir los gases
de escape desde dicha cámara de combustión para generar energía y
para hacer pasar los gases de escape a dicha entrada de gas de
proceso;
una línea de retorno (86) para recircular una
parte del gas de combustión desde dicho conducto de gas de
combustión (30) a dicha entrada de gas de proceso (18);
un primer controlador (88) para controlar el
caudal al que el gas de combustión es objeto de recirculación por
dicha línea de retorno;
una fuente de alimentación (80) para suministrar
aire puro a dicha entrada de gas de proceso y
un segundo controlador (80) para controlar el
caudal con el que el aire puro se suministra por dicha fuente (80),
estando dicha caldera (12) diseñada para presentar una geometría y
superficies de transferencia de calor situadas de modo que
proporcionen una producción de vapor efectiva y bajas emisiones al
medio ambiente en las primeras condiciones operativas de dicha
cámara de combustión, cuando se utiliza gases de escape solos o como
una parte principal del gas de proceso que se suministra a dicha
caldera,
caracterizada porque dicha central
eléctrica de ciclo combinado comprende, además:
medios para medir las condiciones operativas
(92, 94, 96, 98, 100) de dicha cámara de combustión y medios para
controlar (90, 84) dichos controladores primero y segundo (88, 82)
sobre la base de las condiciones operativas medidas, de modo que
mantenga una producción de vapor al menos tan efectiva y tan bajas
emisiones al medio ambiente, en condiciones distintas a las primeras
condiciones operativas de dicha cámara de combustión (52).
16. Central eléctrica de ciclo combinado
según la reivindicación 15, caracterizada porque comprende un
gasificador de alta presión (58) para gasificar un tercer
combustible para producir gas combustible y medios (62) para
utilizar dicho gas combustible como el segundo combustible.
17. Central eléctrica de ciclo combinado
según la reivindicación 16, caracterizada porque dicha
caldera (12) es una caldera de lecho fluidizado.
18. Central eléctrica de ciclo combinado
según la reivindicación 16, caracterizada porque dicha
caldera (12) es una caldera de lecho fluidizado y dicho gasificador
(58) produce también residuos carbonosos y dicha central comprende
medios (70, 72, 74, 76) para utilizar dichos residuos carbonosos
como el primer combustible.
19. Central eléctrica de ciclo combinado
según la reivindicación 16, caracterizada porque dicho
gasificador (58) es un gasificador de lecho fluidizado.
20. Central eléctrica de ciclo combinado
según la reivindicación 19, caracterizada porque dicha
caldera (12) es una caldera de lecho fluidizado circulante y dicho
gasificador de lecho fluidizado (58) es un gasificador de lecho
fluidizado circulante.
21. Central eléctrica de ciclo combinado
según la reivindicación 15, caracterizada porque dichos
medios para medir las condiciones operativas de dicha cámara de
combustión comprenden medios para medir al menos unos de los
parámetros de la temperatura, la presión y la humedad del aire
ambiente.
22. Central eléctrica de ciclo combinado
según la reivindicación 15, caracterizada porque
comprende:
medios para medir el flujo másico (96) del gas
de proceso y
medios paran controlar (90) dicho primer
controlador sobre la base del caudal másico medido del gas de
proceso.
23. Central eléctrica de ciclo combinado
según la reivindicación 15, caracterizada porque
comprende:
medios para medir el contenido en oxígeno del
gas de proceso (96) y
medios para regular dicho segundo controlador
(84) sobre la base del contenido en oxígeno medido del gas de
proceso.
24. Central eléctrica de ciclo combinado
según la reivindicación 15, caracterizada porque
comprende:
medios para medir (94) el contenido en oxígeno
residual del gas de combustión y
medios para regular dicho segundo controlador
(84) sobre la base del contenido en oxígeno residual medido del gas
de combustión.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US09/606,024 US6430914B1 (en) | 2000-06-29 | 2000-06-29 | Combined cycle power generation plant and method of operating such a plant |
| US606024 | 2000-06-29 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| ES2276796T3 true ES2276796T3 (es) | 2007-07-01 |
Family
ID=24426182
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| ES01938503T Expired - Lifetime ES2276796T3 (es) | 2000-06-29 | 2001-06-21 | Central electrica de ciclo combinado y procedimiento de funcionamiento de dicha central. |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6430914B1 (es) |
| EP (1) | EP1295015B1 (es) |
| JP (1) | JP2004502065A (es) |
| CN (1) | CN1304734C (es) |
| AT (1) | ATE343711T1 (es) |
| AU (1) | AU2001264177A1 (es) |
| DE (1) | DE60124101T2 (es) |
| ES (1) | ES2276796T3 (es) |
| PL (1) | PL198726B1 (es) |
| RU (1) | RU2245446C2 (es) |
| WO (1) | WO2002001047A1 (es) |
Families Citing this family (31)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6530209B2 (en) * | 2000-07-10 | 2003-03-11 | Hitachi, Ltd. | Thermal energy reusing system |
| JP4225679B2 (ja) * | 2000-11-17 | 2009-02-18 | 株式会社東芝 | コンバインドサイクル発電プラント |
| US9254729B2 (en) * | 2003-01-22 | 2016-02-09 | Vast Power Portfolio, Llc | Partial load combustion cycles |
| RS54160B1 (sr) | 2003-03-19 | 2015-12-31 | Biogen Idec Ma Inc. | Protein koji se vezuje za nogo receptor |
| CA2572193A1 (en) | 2004-06-24 | 2006-01-05 | Biogen Idec Ma Inc. | Treatment of conditions involving oligodendrocytes with sp35 based agents |
| US20060272334A1 (en) * | 2005-06-01 | 2006-12-07 | Pavol Pranda | Practical method for improving the efficiency of cogeneration system |
| EP2238986A3 (en) | 2005-07-08 | 2010-11-03 | Biogen Idec MA Inc. | Sp35 antibodies and uses thereof |
| US20070227118A1 (en) * | 2006-03-30 | 2007-10-04 | Tailai Hu | Hydrogen blended combustion system with flue gas recirculation |
| US8375872B2 (en) * | 2007-02-23 | 2013-02-19 | Intertek APTECH | Process for reduction of sulfur compounds and nitrogen compounds in the exhaust gases of combustion devices |
| US20080302106A1 (en) * | 2007-06-07 | 2008-12-11 | Econo-Power International Corporation | Integration of coal fired steam plants with integrated gasification combined cycle power plants |
| EP2067938A3 (en) | 2007-11-30 | 2010-10-27 | Babcock & Wilcox Vølund A/S | Gasification plant with combined engine and steam turbine |
| AU2009269099B2 (en) | 2008-07-09 | 2016-03-10 | Biogen Ma Inc. | Compositions comprising antibodies to LINGO or fragments thereof |
| FI123853B (fi) * | 2009-03-06 | 2013-11-15 | Metso Power Oy | Menetelmä typenoksidipäästöjen vähentämiseksi happipoltossa |
| US8596034B2 (en) * | 2010-03-31 | 2013-12-03 | Eif Nte Hybrid Intellectual Property Holding Company, Llc | Hybrid power generation cycle systems and methods |
| US8161724B2 (en) * | 2010-03-31 | 2012-04-24 | Eif Nte Hybrid Intellectual Property Holding Company, Llc | Hybrid biomass process with reheat cycle |
| DE102010019718A1 (de) * | 2010-05-07 | 2011-11-10 | Orcan Energy Gmbh | Regelung eines thermischen Kreisprozesses |
| DE102011102720B4 (de) * | 2010-05-26 | 2021-10-28 | Ansaldo Energia Switzerland AG | Kraftwerk mit kombiniertem Zyklus und mit Abgasrückführung |
| RU2457343C2 (ru) * | 2010-08-16 | 2012-07-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Южно-Уральский государственный университет" | Способ работы газотурбоэлектрогенератора |
| ITFI20110262A1 (it) * | 2011-12-06 | 2013-06-07 | Nuovo Pignone Spa | "heat recovery in carbon dioxide compression and compression and liquefaction systems" |
| US8495878B1 (en) | 2012-04-09 | 2013-07-30 | Eif Nte Hybrid Intellectual Property Holding Company, Llc | Feedwater heating hybrid power generation |
| JP2015518829A (ja) | 2012-05-14 | 2015-07-06 | バイオジェン・エムエイ・インコーポレイテッドＢｉｏｇｅｎ ＭＡ Ｉｎｃ． | 運動ニューロンに関する状態の処置のためのｌｉｎｇｏ−２アンタゴニスト |
| US9377202B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-06-28 | General Electric Company | System and method for fuel blending and control in gas turbines |
| US9382850B2 (en) | 2013-03-21 | 2016-07-05 | General Electric Company | System and method for controlled fuel blending in gas turbines |
| EA025090B1 (ru) * | 2013-04-23 | 2016-11-30 | ТОО "НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНЖИНИРИНГОВЫЙ ЦЕНТР ИАрДжи" | Способ переработки угля |
| CA2973266A1 (en) | 2015-01-08 | 2016-07-14 | Biogen Ma Inc. | Lingo-1 antagonists and uses for treatment of demyelinating disorders |
| KR102355478B1 (ko) * | 2015-03-05 | 2022-01-24 | 후지 덴키 가부시키가이샤 | 바이너리 발전 시스템, 제어 장치 및 프로그램 |
| RU2651918C1 (ru) * | 2017-06-16 | 2018-04-24 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) | Способ и установка для выработки механической и тепловой энергии |
| RU2665794C1 (ru) * | 2017-09-11 | 2018-09-04 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) | Способ и установка для выработки механической и тепловой энергии |
| CZ308666B6 (cs) * | 2018-10-22 | 2021-02-03 | Kovosta - fluid a.s. | Sestava fluidního kotle a způsob spalování alespoň dvou druhů paliv ve fluidním kotli |
| RU2698865C1 (ru) * | 2018-10-29 | 2019-08-30 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) | Способ регулирования и установка для выработки механической и тепловой энергии |
| US11702964B2 (en) * | 2020-10-30 | 2023-07-18 | Doosan Enerbility Co., Ltd. | Hybrid power generation equipment and control method thereof |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3986348A (en) | 1973-04-25 | 1976-10-19 | Switzer Jr George W | Coal-fueled combined cycle power generating system |
| CH569862A5 (es) * | 1973-10-02 | 1975-11-28 | Sulzer Ag | |
| DE2849691A1 (de) | 1978-11-16 | 1980-05-29 | Babcock Ag | Verfahren und vorrichtung zur erzeugung von energie in einer kombinierten gasturbinen-dampfkraftanlage |
| IE51626B1 (en) | 1980-08-18 | 1987-01-21 | Fluidised Combustion Contract | A fluidised bed furnace and power generating plant including such a furnace |
| ZA821381B (en) | 1981-04-01 | 1983-03-30 | Westinghouse Electric Corp | Efficient combined cycle system employing a high temperature combustion turbine and a fluidized coal bed with economic exclusion of sulfur from system waste gases |
| US4355601A (en) | 1981-09-25 | 1982-10-26 | Conoco Inc. | Recirculating flue gas fluidized bed heater |
| US4441435A (en) | 1981-10-21 | 1984-04-10 | Hitachi, Ltd. | Fluidizing gas control system in fluidized-bed incinerator |
| DE3612888A1 (de) | 1986-04-17 | 1987-10-29 | Metallgesellschaft Ag | Kombinierter gas-/dampfturbinen-prozess |
| DE3613300A1 (de) * | 1986-04-19 | 1987-10-22 | Bbc Brown Boveri & Cie | Verfahren zum erzeugen von elektrischer energie mit einer eine wirbelschichtfeuerung aufweisenden kombinierten gasturbinen-dampfkraftanlage sowie anlage zur durchfuehrung des verfahrens |
| US5255507A (en) * | 1992-05-04 | 1993-10-26 | Ahlstrom Pyropower Corporation | Combined cycle power plant incorporating atmospheric circulating fluidized bed boiler and gasifier |
| CA2102637A1 (en) * | 1992-11-13 | 1994-05-14 | David H. Dietz | Circulating fluidized bed reactor combined cycle power generation system |
| US5632143A (en) * | 1994-06-14 | 1997-05-27 | Ormat Industries Ltd. | Gas turbine system and method using temperature control of the exhaust gas entering the heat recovery cycle by mixing with ambient air |
| US5469698A (en) * | 1994-08-25 | 1995-11-28 | Foster Wheeler Usa Corporation | Pressurized circulating fluidized bed reactor combined cycle power generation system |
| US5713195A (en) * | 1994-09-19 | 1998-02-03 | Ormat Industries Ltd. | Multi-fuel, combined cycle power plant method and apparatus |
| US5666801A (en) | 1995-09-01 | 1997-09-16 | Rohrer; John W. | Combined cycle power plant with integrated CFB devolatilizer and CFB boiler |
-
2000
- 2000-06-29 US US09/606,024 patent/US6430914B1/en not_active Expired - Fee Related
-
2001
- 2001-06-21 WO PCT/IB2001/001093 patent/WO2002001047A1/en active IP Right Grant
- 2001-06-21 AU AU2001264177A patent/AU2001264177A1/en not_active Abandoned
- 2001-06-21 ES ES01938503T patent/ES2276796T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2001-06-21 RU RU2003102440/06A patent/RU2245446C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2001-06-21 AT AT01938503T patent/ATE343711T1/de not_active IP Right Cessation
- 2001-06-21 PL PL359465A patent/PL198726B1/pl not_active IP Right Cessation
- 2001-06-21 DE DE60124101T patent/DE60124101T2/de not_active Expired - Fee Related
- 2001-06-21 CN CNB018147070A patent/CN1304734C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2001-06-21 JP JP2002506347A patent/JP2004502065A/ja active Pending
- 2001-06-21 EP EP01938503A patent/EP1295015B1/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2245446C2 (ru) | 2005-01-27 |
| AU2001264177A1 (en) | 2002-01-08 |
| CN1449471A (zh) | 2003-10-15 |
| WO2002001047A1 (en) | 2002-01-03 |
| US6430914B1 (en) | 2002-08-13 |
| EP1295015B1 (en) | 2006-10-25 |
| DE60124101T2 (de) | 2007-05-10 |
| ATE343711T1 (de) | 2006-11-15 |
| CN1304734C (zh) | 2007-03-14 |
| PL359465A1 (en) | 2004-08-23 |
| DE60124101D1 (de) | 2006-12-07 |
| JP2004502065A (ja) | 2004-01-22 |
| EP1295015A1 (en) | 2003-03-26 |
| PL198726B1 (pl) | 2008-07-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| ES2276796T3 (es) | Central electrica de ciclo combinado y procedimiento de funcionamiento de dicha central. | |
| CN200975663Y (zh) | 燃烧生物质的循环流化床锅炉 | |
| RU2123637C1 (ru) | Котел с находящимся под давлением внутренним циркулирующим псевдоожиженным слоем, электрическая генерирующая система и печь с псевдоожиженным слоем | |
| JP3213321B2 (ja) | 大気循環流動床ボイラーおよびガス化器と結合した複合サイクル火力発電所 | |
| CN102016418B (zh) | 氧燃烧锅炉的氧供给控制方法及装置 | |
| US5313913A (en) | Pressurized internal circulating fluidized-bed boiler | |
| EP2251598B1 (en) | Method and apparatus of controlling flow rate of primary recirculating exhaust gas in oxyfuel combustion boiler | |
| CN101952659A (zh) | 通过富氧燃烧控制动力发生过程的方法 | |
| RU100184U1 (ru) | Вихревая топка | |
| RU2107866C1 (ru) | Котел с циркулирующим псевдоожиженным слоем под давлением, работающий при сверхкритическом давлении пара | |
| US5375409A (en) | Pressurized fluidized bed combined gas turbine and steam turbine power plant with steam injection | |
| JP2731631B2 (ja) | Ｐｆｂｃ発電所における煙道ガスの公称動作温度を維持するための方法 | |
| EA016482B1 (ru) | Способ сжигания твердого топлива в высокотемпературном циркулирующем кипящем слое и устройство для его осуществления | |
| Bullinger et al. | Coal drying improves performance and reduces emissions | |
| KR950013959B1 (ko) | 유동층장치 | |
| JPH05346203A (ja) | 定置の流動層を備えた流動層式燃焼装置及びそれを用いて高温水または蒸気を発生する方法。 | |
| RU2463520C1 (ru) | Вихревая топка | |
| FI122154B (fi) | Menetelmä erilaisten polttoaineiden polttamiseksi happipolttokattilassa | |
| RU18755U1 (ru) | Комбинированная энергетическая установка | |
| JP2022152684A (ja) | ボイラシステム | |
| WO2001038784A1 (en) | Combustion system and process for rice hulls and other combustible material | |
| JP2667399B2 (ja) | 流動層燃焼式ボイラ | |
| Messerle et al. | Plasma-supported coal combustion modelling and full-scale trials | |
| JP3679534B2 (ja) | 廃棄物の乾留熱分解溶融燃焼装置 | |
| JP2002243109A (ja) | 流動層ボイラ装置とその運転方法 |