KR101369102B1 - 가스 터빈 장치 - Google Patents
가스 터빈 장치 Download PDFInfo
- Publication number
- KR101369102B1 KR101369102B1 KR1020137014303A KR20137014303A KR101369102B1 KR 101369102 B1 KR101369102 B1 KR 101369102B1 KR 1020137014303 A KR1020137014303 A KR 1020137014303A KR 20137014303 A KR20137014303 A KR 20137014303A KR 101369102 B1 KR101369102 B1 KR 101369102B1
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- gas
- mixed
- hydrogen
- mixed gas
- fuel
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 493
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims abstract description 69
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 29
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 claims abstract description 22
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 126
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 126
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 126
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 125
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 125
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 124
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 18
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 12
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 abstract description 24
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 44
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 44
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 26
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 17
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 8
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 8
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 8
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 6
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 5
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 5
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 5
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 4
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 230000003245 working effect Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 description 2
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
- F02C9/26—Control of fuel supply
- F02C9/40—Control of fuel supply specially adapted to the use of a special fuel or a plurality of fuels
-
- 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
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
-
- 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
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
- F02C3/22—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being gaseous at standard temperature and pressure
-
- 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
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
- F02C3/26—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension
- F02C3/28—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension using a separate gas producer for gasifying the fuel before combustion
-
- 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
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
- F02C3/30—Adding water, steam or other fluids for influencing combustion, e.g. to obtain cleaner exhaust gases
-
- 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
-
- 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
- F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
- F02C7/22—Fuel supply systems
-
- 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
- F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
- F02C7/22—Fuel supply systems
- F02C7/236—Fuel delivery systems comprising two or more pumps
-
- 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]
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)
Abstract
본 발명은 3 종 이상의 가스가 균일하게 혼합되는 혼합 가스를 생성할 수 있는 가스 터빈에 관한 것이다. 가스 터빈 장치는 연료 가스 공급기 (8) 로부터 공급된 연료 가스를 연소기 (2) 에 의해 공기 압축기 (3) 로부터 공급된 압축 공기 (b) 와 함께 연소시키고 생성된 연소 가스 (c) 에 의해 가스 터빈 (1) 을 회전 구동시키도록 구성된다. 연료 가스 공급 장치 (8) 는 두 개의 혼합기 (15, 16) 를 포함하고 혼합기 (15, 16) 에 의해 제 1 가스 (Ⅰ), 제 2 가스 (Ⅱ), 및 제 3 가스 (Ⅲ) 의 3 종류의 가스를 비중이 가벼운 순으로 또는 비중이 무거운 순으로 혼합함으써 혼합 가스 (a) 를 생성하여 혼합 가스 (a) 를 연료 가스로서 연소기 (2) 에 공급한다.
Description
본 발명은 연소기용 연료 가스로서 3 종 이상의 가스를 함께 혼합함으로써 얻어지는 혼합 가스를 사용하는 가스 터빈 장치에 관한 것이다.
동시에 상이한 칼로리를 갖는 여러 유형의 저칼로리 가스를 사용할 수 있는 저칼로리 가스 연소를 위한 가스 터빈 장치가 일반적으로 연소실용 연료 가스로서 3 종 이상의 가스를 함께 혼합함으로써 얻어지는 혼합 가스를 사용하는 가스 터빈 장치의 예로서 알려져 있다. 저칼로리 가스 연소를 위한 가스 터빈 장치는, 예를 들어, 제철소에서 사용된다. 제철소에서는, 고로 가스 (blast furnace gas; B 가스), 코크스 오븐 가스 (C 가스), 및 전로 가스 (L 가스) 등의 다양한 부생 가스 (excessive gas) 가 강 제품의 제조 공정에서 발생된다. 이들 부생 가스는 연소가능한 성분을 함유한다. 이를 위해서, 제철소 등의 경우에 가스 터빈 장치를 위한 연료 가스로서 부생 가스가 이용되고, 이에 따라 부생 가스가 효과적으로 사용된다.
생성된 부산물 가스의 양이 크게 변화한다. 이를 위해서, 가스 터빈 장치를 위한 연료로서 이용될 때, 임의의 부생 가스 단독으로는 이용되지 않지만, 여러 종류의 가스를 혼합하여 얻어진 혼합 가스는 이용된다. 또한, 혼합 가스에 천연 가스 (LNG) 등을 더 혼합함으로써 칼로리 조정이 실행될 수도 있다.
예를 들어, 이하에 기재되는 특허 문헌 1 에 기재된 가스 터빈 장치는 연소기용 연료 가스로서 여러 종류의 부생 가스의 천연 가스의 혼합 가스를 이용하는 가스 터빈 장치의 특정 예로서 주어진다. 특허 문헌 1 에 기재된 가스 터빈 장치에는, 도 4 에 도시된 바와 같이, 고로 가스, 코크스 오븐 가스, 및 천연 가스가 혼합기 (51) 에 의해 혼합되고, 이 혼합 가스는 연료 가스로서 가스 터빈 (52) 의 연소기에 공급된다.
특허 문헌 1 에 더하여, 특허 문헌 2 가 본 발명과 관련된 종래 기술 문헌으로서 주어진다. 특허 문헌 2 는 연소 가스의 일부를 공기 압축기에 공급함으로써 가스 터빈으로부터 배기된 연소 가스의 일부를 재사용하는 가스 터빈 장치의 예를 기재한다.
특허 문헌 1: 일본 특허 출원 공보 제 2004-27975 호
특허 문헌 2: 일본 특허 제 2954456
여러 종류의 가스가 혼합되어 가스 터빈 장치용 연료 가스로서 이용될 때, 이들 여러 종류의 가스가 균일하게 혼합되지 않는다면, 혼합 가스의 칼로리가 불균일할 수도 있고 불균일한 연소가 발생할 수도 있다. 따라서, 여러 종류의 가스가 혼합되어 가스 터빈 장치용 연료 가스로서 사용될 때, 여러 종류의 가스가 가능한 한 균일하게 혼합되어야 한다. 그러나, 특허 문헌 1 에 기재된 종래의 가스 터빈 장치에서의 균일한 혼합과 관련된 특별한 방법은 없다.
또한, 여러 종류의 가스가 균일하게 혼합된 혼합 가스가 생성되더라도, 그 후에 혼합 가스 중의 수소 및 산소가 방출돼서 수소 덩어리 및 산소 덩어리가 발생될 가능성이 있다. 수소 덩어리 및 산소 덩어리가 발생될 때, 폭발 위험이 증가하게 된다. 특히, 가스 압축기로 혼합 가스를 압축한 이후에 연소기에 혼합 가스를 공급하는 가스 터빈 장치에서는, 수소 덩어리 및 산소 덩어리 또한 압축되어서, 폭발의 가능성이 더 증가하게 된다.
상기 상황의 관점에서, 본 발명의 목적은, 3 종 이상의 가스 (예를 들어, 부탄 가스 및 프로판 가스 등의 단일 가스와 고로 가스 및 전로 가스 등의 여러 종류의 가스가 혼합된 가스 중의 3 종 이상의 가스) 가 균일하게 혼합된 혼합 가스를 생성할 수 있고 또한 혼합 가스 중의 수소 농도 및 산소 농도를 관찰함으로써 폭발을 방지할 수 있는 가스 터빈 장치를 제공하는 것이다.
상기의 문제점을 해결하기 위한 제 1 발명의 가스 터빈 장치는, 연료 가스 공급기로부터 공급된 연료 가스를 공기 압축기로부터 공급된 압축 공기와 함께 연소실에서 연소하고, 그리고 연소시에 발생된 연소 가스에 의해 가스 터빈을 회전 구동하도록 구성된 가스 터빈 장치를 제공하고,
상기 연료 가스 공급기는 복수의 혼합기를 포함하고, 이들 혼합기에서 3 종 이상의 가스를 비중이 가벼운 순으로 또는 비중이 무거운 순으로 혼합함으로써 혼합 가스를 생성하고, 그리고 혼합 가스를 상기 연료 가스로서 연소기에 공급하도록 구성되는 것을 특징으로 한다.
제 2 발명의 가스 터빈 장치는 제 1 발명의 가스 터빈 장치를 제공하고, 상기 연료 가스 공급기는,
- 혼합 가스 중의 수소 농도와 산소 농도를 검출하는 수소/산소 센서,
- 수소 농도와 산소 농도를 희석하기 위한 희석 가스를 혼합 가스 안으로 혼합하는 희석 가스 혼합기, 및
- 수소/산소 센서에 의해 검출된 수소 농도 및 산소 농도가 설정치 이상이 될 때 희석 가스 혼합기를 작동시켜 희석 가스를 혼합 가스 안으로 혼합하는 제어기를 포함하도록 구성되는 것을 특징으로 한다.
제 3 발명의 가스 터빈 장치는 제 2 발명의 가스 터빈 장치를 제공하고, 상기 희석 가스 혼합기는 가스 터빈으로부터 배출된 연소 가스의 일부를 상기 희석 가스로서 혼합 가스 안으로 혼합하도록 구성되는 것을 특징으로 한다.
제 4 발명의 가스 터빈 장치는 제 1 발명의 가스 터빈 장치를 제공하고, 상기 연료 가스 공급기는 상기 혼합 가스를 교반함으로써 재혼합을 실행하는 재혼합기를 포함하도록 구성되는 것을 특징으로 한다.
제 5 발명의 가스 터빈 장치는 제 4 발명의 가스 터빈 장치를 제공하고, 상기 연료 가스 공급기는,
- 혼합 가스 중의 수소 농도 및 산소 농도를 검출하는 수소/산소 센서, 및
- 수소/산소 센서에 의해 검출된 수소 농도 및 산소 농도가 설정치 이상이 될 때 상기 재혼합기를 작동시켜 혼합 가스를 재혼합하는 제어기를 포함하도록 구성되는 것을 특징으로 한다.
제 6 발명의 가스 터빈 장치는 제 1 발명의 가스 터빈 장치를 제공하고, 상기 연료 가스 공급기는,
- 혼합 가스 중의 수소 농도 및 산소 농도를 검출하는 수소/산소 센서,
- 비상 배출 밸브, 및
- 수소/산소 센서에 의해 검출된 수소 농도 및 산소 농도가 설정치 이상이 될 때 상기 비상 배출 밸브를 작동시켜 혼합 가스를 배출하는 제어기를 포함하도록 구성되는 것을 특징으로 한다.
제 7 발명의 가스 터빈 장치는 제 2 발명, 제 5 발명 및 제 6 발명 중 하나의 가스 터빈 장치를 제공하고, 상기 연료 가스 공급기는 수소/산소 센서의 하류 위치에서 희석 가스 혼합기에 의한 희석 가스의 혼합, 재혼합기에 의한 혼합 가스의 재혼합, 및 비상 배출 밸브에 의한 혼합 가스의 배출 중 하나를 실행하도록 구성되는 것을 특징으로 한다.
제 8 발명의 가스 터빈 장치는 제 2 발명 내지 제 7 발명 중 임의의 하나의 가스 터빈 장치를 제공하고, 상기 혼합 가스를 압축하고 이렇게 압축된 혼합 가스를 연소기에 공급하는 가스 압축기를 더 포함하고, 상기 연료 가스 공급기는 상기 가스 압축기의 상류 위치에서 희석 가스 혼합기에 의한 희석 가스의 혼합, 재혼합기에 의한 혼합 가스의 재혼합, 및 비상 배출 밸브에 의한 혼합 가스의 배출 중 하나를 실행하도록 구성되는 것을 특징으로 한다.
제 1 발명의 가스 터빈 장치는 연료 가스 공급기로부터 공급된 연료 가스를 공기 압축기로부터 공급된 압축 공기와 함께 연소실에서 연소하고, 그리고 연소시에 발생된 연소 가스에 의해 가스 터빈을 회전 구동하도록 구성된 가스 터빈 장치를 제공하고, 상기 연료 가스 공급기는 복수의 혼합기를 포함하고, 이들 혼합기에서 3 종 이상의 가스를 비중이 가벼운 순으로 또는 비중이 무거운 순으로 혼합함으로써 혼합 가스를 생성하고, 그리고 혼합 가스를 상기 연료 가스로서 연소기에 공급하도록 구성되는 것을 특징으로 한다. 따라서, 유사한 비중을 갖는 가스들이 비중이 가벼운 순의 혼합 및 비중이 무거운 순의 혼합의 경우 모두에 순차적으로 혼합된다. 이는 3 종 이상의 가스가 균일하게 혼합되는 혼합 가스의 생성을 가능하게 해준다. 이 균일하게 혼합된 가스가 연소기용 연료 가스로서 사용될 때, 불균일한 연소의 발생이 방지되고 안정적인 연소가 가능해진다.
제 2 발명의 가스 터빈 장치는 제 1 발명의 가스 터빈 장치를 제공하고, 상기 연료 가스 공급기는,
- 혼합 가스 중의 수소 농도와 산소 농도를 검출하는 수소/산소 센서,
- 수소 농도와 산소 농도를 희석하기 위한 희석 가스를 혼합 가스 안으로 혼합하는 희석 가스 혼합기, 및
- 수소/산소 센서에 의해 검출된 수소 농도 및 산소 농도가 설정치 이상이 될 때 희석 가스 혼합기를 작동시켜 희석 가스를 혼합 가스 안으로 혼합하는 제어기를 포함하도록 구성되는 것을 특징으로 한다. 따라서, 혼합 가스 중의 수소 및 산소가 방출되고 수소 덩어리 및 산소 덩어리가 발생되더라도, 혼합 가스 중의 수소 농도와 산소 농도가 설정치 이상이 되는 것을 검출하고, 수소 농도와 산소 농도가 높은 혼합 가스가 연소기로 공급되기 전에 희석 가스로 혼합 가스의 수소 농도와 산소 농도를 희석하여 감소시키는 것이 가능하다. 이렇게, 혼합 가스 중의 수소 농도와 산소 농도가 폭발 한계 이하의 농도로 억제되고, 가스 터빈 장치가 안정하게 작동될 수 있다.
제 3 발명의 가스 터빈 장치는 제 2 발명의 가스 터빈 장치를 제공하고, 상기 희석 가스 혼합기는 가스 터빈으로부터 배출된 연소 가스의 일부를 희석 가스로서 혼합 가스 안으로 혼합하도록 구성되는 것을 특징으로 한다. 따라서, 희석 가스로서 연소 가스가 유효하게 이용되고, 질소 가스 등을 필요로 하지 않게 된다. 따라서, 효율적이고 비용이 많이 들지 않는 가스 터빈 장치가 달성될 수 있다.
제 4 발명의 가스 터빈 장치는 제 1 발명의 가스 터빈 장치를 제공하고, 상기 연료 가스 공급기는 상기 혼합 가스를 교반함으로써 재혼합을 실행하는 재혼합기를 포함하도록 구성되는 것을 특징으로 한다. 따라서, 혼합 가스 중의 수소 및 산소가 방출되고 수소 덩어리 및 산소 덩어리가 발생되더라도 (비중 분리가 발생되더라도), 혼합 가스가 연소기로 공급되기 전에 재혼합기로 혼합 가스를 교반함으로써 재혼합을 실행하여 균일하게 혼합된 상태를 다시 달성할 수 있다. 이렇게, 폭발 위험이 감소되고, 가스 터빈 장치가 안전하게 작동될 수 있다.
제 5 발명의 가스 터빈 장치는 제 4 발명의 가스 터빈 장치를 제공하고, 상기 연료 가스 공급기는,
- 혼합 가스 중의 수소 농도 및 산소 농도를 검출하는 수소/산소 센서, 및
- 수소/산소 센서에 의해 검출된 수소 농도 및 산소 농도가 설정치 이상이 될 때 상기 재혼합기를 작동시켜 혼합 가스를 재혼합하는 제어기를 포함하도록 구성되는 것을 특징으로 한다. 따라서, 따라서, 혼합 가스 중의 수소 및 산소가 방출되고 수소 덩어리 및 산소 덩어리가 발생되더라도 (비중 분리가 발생되더라도), 수소 농도와 산소 농도가 높은 혼합 가스가 연소기로 공급되기 전에 혼합 가스 중의 수소 농도와 산소 농도가 설정치 이상이 되는 것을 검출하고, 혼합 가스가 연소기로 공급되기 전에 재혼합기로 혼합 가스를 교반함으로써 재혼합을 실행하여 균일하게 혼합된 상태를 다시 달성할 수 있다. 이렇게, 폭발 위험이 감소되고, 가스 터빈 장치가 안전하게 작동될 수 있다.
제 6 발명의 가스 터빈 장치는 제 1 발명의 가스 터빈 장치를 제공하고, 상기 연료 가스 공급기는,
- 혼합 가스 중의 수소 농도 및 산소 농도를 검출하는 수소/산소 센서,
- 비상 배출 밸브, 및
- 수소/산소 센서에 의해 검출된 수소 농도 및 산소 농도가 설정치 이상이 될 때 상기 비상 배출 밸브를 작동시켜 혼합 가스를 배출하는 제어기를 포함하도록 구성되는 것을 특징으로 한다. 따라서, 혼합 가스 중의 수소 및 산소가 방출되고 수소 덩어리 및 산소 덩어리가 발생되어서 혼합 가스 중의 수소 농도와 산소 농도를 증가시키더라도, 혼합 가스 중의 수소 농도와 산소 농도가 설정치 이상이 되는 것을 검출하고, 혼합 가스가 연소기로 공급되기 전에 혼합 가스를 배출시킬 수 있다. 이렇게, 폭발 위험이 감소되고, 가스 터빈 장치가 안전하게 작동될 수 있다.
제 7 발명의 가스 터빈 장치는 제 2 발명, 제 5 발명 및 제 6 발명 중 하나의 가스 터빈 장치를 제공하고, 상기 연료 가스 공급기는 수소/산소 센서의 하류 위치에서 희석 가스 혼합기에 의한 희석 가스의 혼합, 재혼합기에 의한 혼합 가스의 재혼합, 및 비상 배출 밸브에 의한 혼합 가스의 배출 중 하나를 실행하도록 구성되는 것을 특징으로 한다. 따라서, 상류측에서 수소/산소 센서에 의해 검출되는 수소 농도와 산소 농도가 높은 혼합 가스가 하류측에서 희석 가스 혼합기에 의해 희석 가스와 확실하게 혼합되고, 재혼합기에 의해 재혼합되거나, 또는 비상 배출 밸브에 의해 배출될 수 있다.
제 8 발명의 가스 터빈 장치는 제 2 발명 내지 제 7 발명 중 하나의 가스 터빈 장치를 제공하고, 상기 혼합 가스를 압축하고 이렇게 압축된 혼합 가스를 연소기에 공급하는 가스 압축기를 더 포함하고, 상기 연료 가스 공급기는 상기 가스 압축기의 상류 위치에서 희석 가스 혼합기에 의한 희석 가스의 혼합, 재혼합기에 의한 혼합 가스의 재혼합, 및 비상 배출 밸브에 의한 혼합 가스의 배출 중 하나를 실행하도록 구성되는 것을 특징으로 한다. 따라서, 수소 농도와 산소 농도가 높은 혼합 가스가 가스 압축기 안으로 유동하기 전에 희석 가스 혼합기에 의해 희석 가스와 혼합되고, 재혼합기에 의해 재혼합되거나, 또는 비상 배출 밸브에 의해 배출될 수 있다. 이렇게, 폭발 위험이 감소되고, 가스 터빈 장치가 안전하게 작동될 수 있다.
도 1 은 본 발명의 실시형태 1 에 따른 가스 터빈 장치의 구성 다이아그램이다.
도 2 는 본 발명의 실시형태 2 에 따른 가스 터빈 장치의 구성 다이아그램이다.
도 3 은 본 발명의 실시형태 3 에 따른 가스 터빈 장치의 구성 다이아그램이다.
도 4 는 종래의 가스 터빈 장치의 구성 다이아그램이다.
도 2 는 본 발명의 실시형태 2 에 따른 가스 터빈 장치의 구성 다이아그램이다.
도 3 은 본 발명의 실시형태 3 에 따른 가스 터빈 장치의 구성 다이아그램이다.
도 4 는 종래의 가스 터빈 장치의 구성 다이아그램이다.
본 발명의 실시형태가 도면에 기초하여 이하에서 상세하게 설명될 것이다.
실시형태 1
도 1 은 본 발명의 실시형태 1 에 따른 가스 터빈 장치의 구성 다이아그램이다. 도 1 에 도시된 바와 같이, 실시형태 1 의 가스 터빈 장치는, 가스 터빈 및 스팀 터빈이 작동하도록 함으로써 발전을 행하는 복합 사이클 발전 장치이다. 가스 터빈 장치는 가스 터빈 (1), 스팀 터빈 (5), 연소기 (2), 공기 압축기 (3), 발전기 (4), 가스 압축기 (6), 방열 회수 보일러 (7), 및 연료 가스 공급기 (8) 를 포함한다.
연료 가스 공급기 (8) 에서 생성된 혼합 가스는 연료 공급 라인 (9) 을 통해 가스 압축기 (6) 안으로 유동하고, 압축된다. 이에 따라, 압축 혼합 가스는 연료 가스로서 연료 공급 라인 (10) 을 통해 연소기 (2) 로 공급된다. 연소기 (2) 에서, 연료 가스 공급기 (8) 로부터 공급된 연료 가스 (혼합 가스 (a)) 는 공기 압축기 (3) 로부터 공급된 압축 공기 (b) 와 함께 연소된다. 연소시에 생성된 연소 가스 (c) 는 가스 터빈 (1) 으로 공급되어서 가스 터빈 (1) 을 회전 구동한다.
가스 터빈 (1) 으로부터 배출된 연소 가스 (배기 가스) (c) 는 배기 라인 (연통) (12) 을 통해 유동한다. 그 다음, 열은, 배기 라인 (12) 에 제공되는 방열 회수 보일러 (7) 에서 공급수 (d) 와 함께 열 교환을 통해 연소 가스 (c) 로부터 회수된다. 이후에, 연소 가스 (c) 는 스택 (13) 으로부터 방산된다. 한편, 공급수 (d) 는 연소 가스 (배기 가스) (c) 와의 열교환으로 인해 가열되고, 방열 회수 보일러 (7) 에서 스팀 (e) 으로 변한다. 이 스팀 (e) 은 스팀 라인 (14) 을 통해 스팀 터빈 (5) 으로 공급되어서, 스팀 터빈 (5) 이 회전 구동된다. 스팀 터빈 (5) 으로부터 배출된 스팀 (e) 은 도시되지 않은 응축기에서 응축되고 공급수 (d) 로서 재사용된다.
가스 터빈 (1), 스팀 터빈 (5), 공기 압축기 (3), 발전기 (4), 및 가스 압축기 (6) 는 동일한 회전축 (11) 상에 배치된다. 공기 압축기 (3), 발전기 (4), 및 가스 압축기 (6) 는 가스 터빈 (1) 및 스팀 터빈 (5) 에 의해 회전 구동된다. 따라서, 공기 압축기 (3) 는 외부 공기 (공기) (g) 를 흡입하여 압축하고, 이 압축 공기 (b) 를 상기에 설명된 바와 같이 연소기 (2) 에 공급한다. 발전기 (4) 는 발전을 행하고, 이 발생된 전력을 제철소 외부 및 제철소 내부의 도시되지 않은 전력 시스템으로 보낸다. 가스 압축기 (6) 는 혼합 가스 (a) 를 흡입하여 압축하고 이 압축 혼합 가스 (a) 를 상기에 설명된 바와 같이 연소기 (2) 에 공급한다.
실시형태 1 의 특징인 연료 가스 공급기 (8) 는 두 개의 혼합기 (15, 16) 를 포함한다. 이들 혼합기 (15, 16) 를 사용함으로써, 제 1 가스 (Ⅰ), 제 2 가스 (Ⅱ), 및 제 3 가스 (Ⅲ) 의 3 종류의 가스가 비중이 가벼운 순으로 또는 비중이 무거운 순으로 혼합되어서 혼합 가스가 생성된다. 그 다음, 연료 가스 공급기 (8) 는 상기에 설명된 바와 같이 가스 압축기 (6) 를 통해 이 혼합 가스를 연소기 (2) 에 공급한다.
상세하게, 제 1 혼합기 (15) 의 입구측은 유동 조절 밸브 (17) 가 제공된 연료 공급 라인 (18) 의 하류 단부에 그리고 또한 유동 조절 밸브 (19) 가 제공된 연료 공급 라인 (20) 의 하류 단부에 연결되어 있다. 한편, 제 1 혼합기 (15) 의 출구측은 연료 공급 라인 (21) 의 상류 단부에 연결되어 있다. 한편, 제 2 혼합기 (16) 의 입구측은 연료 공급 라인 (21) 의 하류 단부에 그리고 또한 유동 조절 밸브 (22) 가 제공된 연료 공급 라인 (23) 의 하류 단부에 연결되어 있다. 한편, 제 2 혼합기 (16) 의 출구측은 연료 공급 라인 (9) 의 상류 단부에 연결되어 있다.
따라서, 연료 가스 공급기 (8) 에서, 제 1 가스 (Ⅰ) 및 제 2 가스 (Ⅱ) 는 우선 제 1 혼합기 (15) 에서 혼합되어, 혼합 가스 (f) 가 생성되며, 제 1 가스 (Ⅰ) 는 유동 조절 밸브 (17) 에 의해 유동 조절되면서 연료 공급 라인 (18) 을 통해 공급되고, 제 2 가스 (Ⅱ) 는 유동 조절 밸브 (19) 에 의해 유동 조절되면서 연료 공급 라인 (20) 을 통해 공급된다. 다음으로, 제 3 가스 (Ⅲ) 및 혼합 가스 (f) 가 제 2 혼합기 (16) 에서 혼합되어, 혼합 가스 (a) 가 생성되며, 제 3 가스 (Ⅲ) 는 유동 조절 밸브 (22) 에 의해 유동 조절되면서 연료 공급 라인 (23) 을 통해 공급되고 혼합 가스 (f) 는 연료 공급 라인 (21) 을 통해 공급된다.
또한, 제 1 가스 (Ⅰ), 제 2 가스 (Ⅱ), 및 제 3 가스 (Ⅲ) 는, 비중의 관점에서 이들의 관계가 제 1 가스 (Ⅰ) < 제 2 가스 (Ⅱ) < 제 3 가스 (Ⅲ), 또는 제 1 가스 (Ⅰ) > 제 2 가스 (Ⅱ) > 제 3 가스 (Ⅲ) 를 만족하는 방식으로 선택된다. 따라서, 제 1 가스 (Ⅰ), 제 2 가스 (Ⅱ), 및 제 3 가스 (Ⅲ) 는 비중이 가벼운 순으로, 또는 비중이 무거운 순으로 혼합된다. 표 1 이 다양한 가스의 비중을 보여준다. 이들 가스 중에서, 예컨대, 제철소에서 발생되는 부생 가스인 고로 가스, 코크스 오븐 가스, 및 천연 가스 (LNG) 가 사용된다고 가정한다. 비중이 무거운 순으로 혼합하는 경우에, 제 1 가스 (Ⅰ) 는 고로 가스, 제 2 가스 (Ⅱ) 는 천연 가스이고, 제 3 가스 (Ⅲ) 는 코크스 오븐 가스이다. 비중이 가벼운 순으로 혼합하는 경우에는, 제 1 가스 (Ⅰ) 는 코크스 오븐 가스이고, 제 2 가스 (Ⅱ) 는 천연 가스이며, 제 3 가스 (Ⅲ) 는 고로 가스이다.
실시형태 1 의 가스 터빈 장치에 따르면, 연료 가스 공급기 (8) 로부터 공급되는 연료 가스와 공기 압축기 (3) 로부터 공급되는 압축 공기 (b) 를 함께 연소기 (2) 에서 연소시키도록, 그리고 연소시에 발생된 연소 가스 (c) 에 의해 가스 터빈 (1) 을 회전 구동시키도록 구성된 가스 터빈 장치에서, 연료 가스 공급기 (8) 는 두 개의 혼합기 (15, 16) 를 포함하고 상기 혼합기 (15, 16) 에서 비중이 가벼운 순으로 또는 비중이 무거운 순으로 제 1 가스 (Ⅰ), 제 2 가스 (Ⅱ), 및 제 3 가스 (Ⅲ) 의 세 종류의 가스를 혼합함으로써 혼합 가스를 생성하고, 그리고 상기 혼합 가스를 연료 가스로서 연소기 (2) 로 공급하도록 구성된다. 따라서, 유사한 비중을 갖는 가스들이 비중이 가벼운 순으로 혼합되는 경우와 비중이 무거운 순으로 혼합되는 경우 모두에 순차적으로 혼합된다. 이는, 제 1 가스 (Ⅰ), 제 2 가스 (Ⅱ), 및 제 3 가스 (Ⅲ) 의 세 종류의 가스가 균일하게 혼합되어 있는 혼합 가스의 생성을 가능하게 한다. 이 균일하게 혼합된 가스 (a) 가 연소기 (2) 용 연료 가스로서 사용될 때, 불균일한 연소의 발생이 방지되고 안정적인 연소가 가능해진다.
본 발명은 3 종류의 가스 (예를 들어, 부탄 가스 및 프로판 가스 등의 단일 가스 및 고로 가스 및 전로 가스 등의 여러 종류의 가스가 혼합된 가스 중의 3 종류의 가스) 를 혼합하는 경우로 한정되는 것이 아니고, 3 종류 이상의 유형의 가스 (예를 들어, 예를 들어, 부탄 가스 및 프로판 가스 등의 단일 가스 및 고로 가스 및 전로 가스 등의 여러 종류의 가스가 혼합된 가스 중의 3 종류 이상의 가스) 를 혼합하는 경우에도 적용될 수 있다는 것을 알아야 한다.
실시형태 2
도 2 는 본 발명의 실시형태 2 에 따른 가스 터빈 장치의 구성 다이아그램이다. 도 2 에서, 도 1 의 것과 동일한 구성부품은 도 1 에서와 동일한 도면 부호로 표시되고, 겹치는 상세한 설명은 생략될 것이라는 것을 알아야 한다.
도 2 에 도시된 바와 같이, 실시형태 2 의 연료 가스 공급기 (8) 는 실시형태 1 (도 1) 의 연료 가스 공급기 (8) 의 것과 동일한 구성 이외에 수소/산소 센서 (31, 39), 비상 배출 밸브 (32), 제어기 (33), 및 희석 가스 혼합기 (34) 를 포함한다.
수소/산소 센서 (31) 는 제 1 혼합기 (16) 의 하류 위치에서 연료 공급 라인 (9) 에 공급되고, 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도 및 산소 농도를 검출한다. 비상 배출 밸브 (32) 는 수소/산소 센서 (31) 의 하류 위치에서 연료 공급 라인 (9) 에 공급되는 3 방 밸브이다. 비상 배출 밸브 (32) 는 보통 혼합 가스가 가스 압축기 (6) 를 향해 유동하여서 혼합 가스 (a) 가 연소기 (2) 로 공급되도록 해준다. 한편, 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도 및 산소 농도가 높아지는 비상시에, 비상 배출 밸브 (32) 는 유동 방향을 바꾸어서 연료 공급 라인 (9) 으로부터 혼합 가스 (a) 를 배출한다.
희석 가스 혼합기 (34) 는 팬 (36), 가스 냉각기 (37), 및 유동 조절 밸브 (38) 가 상류로부터 이 순서대로 희석 가스 공급 라인 (35) 에 배치되는 구성을 갖는다. 희석 가스 공급 라인 (35) 의 상류측은 방열 회수 보일러 (7) 의 하류 위치에서 배기 라인 (12) 에 연결되고, 희석 가스 공급 라인 (35) 의 하류측은 비상 배출 밸브 (32) 의 하류 위치에서 연료 공급 라인 (9) 에 연결된다. 따라서, 팬 (36) 이 작동할 때, 배기 라인 (12) 을 통해 유동하는 연소 가스 (배기 가스) (c) 의 일부가 희석 가스 공급 라인 (35) 안으로 도입되고, 가스 냉각기 (37) 에 의해 냉각되고, 유동 조절 밸브 (38) 에 의해 유동 조절되어서, 희석 가스로서 혼합 가스 (a) 와 혼합된다. 이때, 혼합 가스 중의 수소 농도 및 산소 농도는 연료 가스 (a, 희석 가스) 의 일부에 의해 희석되어 감소되게 된다. 도시된 예에서는 연료 공급 라인 (9) 과 희석 가스 공급 라인 (35) 의 연결부가 혼합부이지만, 연결부에 혼합기가 제공되어서 혼합 가스 (a) 와 연소 가스 (배기 가스, c) 를 혼합할 수도 있다는 것을 알아야 한다. 수소/산소 센서 (39) 는, 비상 배출 밸브 (32) 의 하류에 위치되고 혼합 가스 (a) 와 연소 가스 (배기 가스, c) 가 혼합되는 연결부 (혼합부) 바로 다음의 위치와 가스 압축기 (6) 의 도입부 사이의 임의의 위치에서 연료 공급 라인 (9) 에 제공된다. 수소/산소 센서 (39) 는 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도 및 산소 농도 또는 혼합 가스 (a) 와 연소 가스 (배기 가스, c) 의 혼합 가스 중의 수소 농도 및 산소 농도를 검출한다.
제어기 (33) 는, 수소/산소 센서 (31) 에 의해 검출된 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도와 산소 농도가 제 1 설정치 (폭발 한계 미만의 설정치) 이상이 될 때 희석 가스 혼합기 (34) 가 작동하도록 한다. 즉, 제어기 (33) 는 팬 (36) 을 작동시키고 유동 조절 밸브 (38) 를 개방하여 유동 제어를 시작한다. 그 결과, 상기에 설명된 바와 같이 연소 가스 (배기 가스, c) 의 일부가 희석 가스로서 혼합 가스 (a) 와 혼합된다. 또한, 제어기 (33) 는, 수소/산소 센서 (31) 에 의해 검출된 혼합 가스 중의 수소 농도와 산소 농도가 제 1 설정치보다 큰 제 2 설정치 (폭발 한계 미만의 설정치) 이상이 될 때 혼합 가스 (a) 를 배출하기 위해서 비상 배출 밸브 (32) 가 작동하도록 한다 (비상 배출 밸브 (32) 의 유동 방향을 전환한다). 대안적으로, 제어기 (33) 는, 수소/산소 센서 (39) 에 의해 검출된 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도와 산소 농도가 제 1 설정치 이상이 될 때 희석 가스 혼합기 (34) 를 작동 (팬 (36) 을 작동시키고 유동 조절 밸브 (38) 를 개방하여 유동 제어를 개시) 시킬 수도 있고, 수소/산소 센서 (39) 에 의해 검출된 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도와 산소 농도가 제 2 설정치 이상이 될 때 비상 배출 밸브 (32) 를 작동시켜 (비상 배출 밸브 (32) 의 유동 방향을 전환하여) 혼합 가스 (a) 를 배출시킬 수도 있다.
제 2 실시형태의 가스 터빈 장치의 다른 구성은 실시형태 1 (도 1) 의 가스 터빈 장치의 구성과 동일하다.
실시형태 2 의 가스 터빈 장치에 따르면, 상기에 설명된 실시형태 1 과 유사한 작업 효과가 얻어질 수 있다. 추가적으로, 다음의 효과가 얻어진다. 연료 가스 공급기 (8) 는, 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도와 산소 농도를 검출하는 수소/산소 센서 (31 또는 39), 수소 농도와 산소 농도를 희석하기 위해서 혼합 가스 (a) 안으로 희석 가스를 혼합하는 희석 가스 혼합기 (34), 및 수소/산소 센서 (31 또는 39) 에 의해 검출된 수소 농도와 산소 농도가 제 1 설정치 이상이 될 때 희석 가스 혼합기 (34) 가 혼합 가스 (a) 안으로 희석 가스를 혼합하도록 하는 제어기 (34) 를 포함한다. 따라서, 혼합 가스 (a) 중의 수소 및 산소가 방출되고 혼합 가스 (a) 에서 수소 덩어리 및 산소 덩어리가 발생하더라도, 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도와 산소 농도가 제 1 설정치 이상이 되는 것을 검출할 수 있고, 수소 농도와 산소 농도가 높은 혼합 가스 (a) 가 연소기 (2) 로 공급되기 전에 희석 가스로 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도와 산소 농도를 희석하고 감소시킬 수 있다. 이렇게, 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도 및 산소 농도는 농도가 폭발 한계 이하가 되도록 억제되고, 가스 터빈 장치는 안전하게 작동될 수 있다.
또한, 실시형태 2 의 가스 터빈 장치에 따르면, 희석 가스 혼합기 (8) 가 희석 가스로서 가스 터빈 (1) 으로부터 배출된 연소 가스 (배기 가스, c) 의 일부를 혼합 가스 (a) 안으로 혼합하도록 구성된다. 따라서, 연소 가스는 희석 가스로서 효과적으로 사용되고, 질소 가스 등이 필요없게 된다. 이렇게, 효과적이고 비용이 많이 들지 않는 가스 터빈 장치가 달성될 수 있다.
또한, 실시형태 2 의 가스 터빈 장치에 따르면, 연료 가스 공급기 (8) 는 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도와 산소 농도를 검출하는 수소/산소 센서 (31 또는 39), 수소/산소 센서 (31 또는 39) 에 의해 검출된 수소 농도와 산소 농도가 제 2 설정치 이상이 될 때 혼합 가스 (a) 를 배출하기 위해 비상 배출 밸브 (32) 가 작동하도록 하는 제어기 (33) 를 포함하도록 구성된다. 따라서, 혼합 가스 (a) 중의 수소 및 산소가 방출되고 수소 덩어리 및 산소 덩어리가 발생하여서 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도 및 산소 농도의 증가를 야기하더라도, 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도와 산소 농도가 제 2 설정치 이상이 되는 것을 검출하고, 혼합 가스 (a) 가 연소기 (2) 로 공급되기 전에 혼합 가스 (a) 를 배출할 수 있다. 이렇게, 폭발의 위험이 감소되고, 가스 터빈 장치가 안전하게 작동될 수 있다.
또한, 실시형태 2 의 가스 터빈 장치에 따르면, 연료 가스 공급기 (8) 는 수소/산소 센서 (31) 의 하류 위치에서 비상 배출 밸브 (32) 에 의한 혼합 가스 (a) 의 배출 및 희석 가스 혼합기 (34) 에 의한 희석 가스의 혼합을 실행하도록 구성된다. 따라서, 상류측에서 수소/산소 센서 (31) 에 의해 검출된 수소 농도와 산소 농도가 높은 혼합 가스 (a) 는 하류측에서 희석 가스 혼합기 (34) 에 의해 희석 가스와 확실하게 혼합되고 비상 배출 밸브 (32) 에 의해 배출될 수 있다.
또한, 실시형태 2 에 따른 가스 터빈 장치는, 혼합 가스 (a) 를 압축하고 이렇게 압축된 혼합 가스 (a) 를 연소실 (2) 로 공급하는 가스 압축기 (6) 를 포함하고, 연료 가스 공급기 (8) 는 가스 압축기 (6) 의 상류 위치에서 희석 가스 혼합기 (34) 에 의한 희석 가스의 혼합 및 비상 배출 밸브 (32) 에 의한 혼합 가스의 배출을 실행하도록 구성된다. 따라서, 수소 농도와 산소 농도가 높은 혼합 가스 (a) 는 가스 압축기 (6) 안으로 유동하기 전에 혼합 가스 혼합기 (34) 에 의해 희석 가스와 혼합되고 비상 배출 밸브 (32) 에 의해 배출된다. 이렇게, 가스 압축기 (6) 를 구비한 가스 터빈 장치에서는 폭발의 위험도 확실하게 감소될 수 있다.
실시형태 3
도 3 은 본 발명의 실시형태 3 에 따른 가스 터빈 장치의 구성 다이아그램이다. 도 3 에서는, 도 1 (실시형태 1) 및 도 2 (실시형태 2) 의 것과 동일한 구성부품은 도 1 및 도 2 에서와 동일한 도면부호로 표시되고, 겹치는 상세한 설명은 생략될 것이라는 것을 알아야 한다.
도 3 에 도시된 바와 같이, 실시형태 3 의 연료 가스 공급기 (8) 는 실시형태 1 (도 1) 의 연료 가스 공급기 (8) 에서와 같은 동일한 구성 이외에 수소/산소 센서 (31, 39), 비상 배출 밸브 (32), 재혼합기 (41), 및 제어기 (42) 를 포함한다.
재혼합기 (41) 는 수소/산소 센서 (31) 및 비상 배출 밸브 (32) 의 하류 위치에서 연료 공급 라인 (9) 상에 배치된다. 재혼합기 (41) 는 제 2 혼합기 (16) 에서 생성된 혼합 가스 (a) 를 교반함으로써 재혼합을 실행한다. 수소/산소 센서 (39) 는 재혼합기 (41) 바로 다음의 위치와 가스 압축기 (6) 의 입구 사이의 임의의 위치에서 연료 공급 라인 (9) 에 제공되고, 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도와 산소 농도를 검출한다. 제어기 (42) 는, 수소/산소 센서 (31) 에 의해 검출된 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도와 산소 농도가 제 1 설정치 (폭발 한계보다 낮은 설정치) 이상이 될 때 재혼합기 (41) 를 작동시켜 혼합 가스 (a) 를 재혼합한다. 또한, 제어기 (42) 는, 수소/산소 센서 (31) 에 의해 검출된 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도와 산소 농도가 제 1 설정치보다 큰 제 2 설정치 (폭발 한계보다 낮은 설정치) 이상이 될 때 비상 배출 밸브 (32) 를 작동시켜 (비상 배출 밸브 (32) 의 유동 방향을 바꾸어) 혼합 가스 (a) 를 배출시킨다. 대안적으로, 제어기 (42) 는, 수소/산소 센서 (39) 에 의해 검출된 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도와 산소 농도가 제 1 설정치 이상이 될 때 재혼합기 (41) 를 작동시켜 혼합 가스 (a) 를 재혼합할 수도 있고, 수소/산소 센서 (39) 에 의해 검출된 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도와 산소 농도가 제 2 설정치 이상이 될 때 비상 배출 밸브 (32) 를 작동시켜 (비상 배출 밸브 (32) 의 유동 방향을 바꾸어) 혼합 가스 (a) 를 배출할 수도 있다.
실시형태 3 의 가스 터빈 장치의 다른 구성은 실시형태 1, 2 (도 1, 도 2) 의 가스 터빈 장치의 구성과 동일하다.
실시형태 3 의 가스 터빈 장치에 따르면, 상기에 설명된 실시형태 1 과 유사한 작업 효과가 얻어질 수 있고, 상기에 설명된 실시형태 2 의 효과와 유사한 비상 배출 밸브 (32) 의 작업 효과가 얻어질 수 있다. 이에 더하여, 다음의 효과가 얻어진다. 연료 가스 공급기 (8) 는 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도와 산소 농도를 검출하는 산소/수소 센서 (31 또는 39), 및 수소/산소 센서 (31 또는 39) 에 의해 검출된 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도와 산소 농도가 제 1 설정치 이상이 될 때 혼합 가스 (a) 를 재혼합하기 위해서 재혼합기 (41) 를 작동시키는 제어기 (42) 를 포함하는 구성을 갖는다. 따라서, 혼합 가스 (a) 중의 수소 및 산소가 방출되고 수소 덩어리 및 산소 덩어리가 발생되더라도 (비중 분리가 발생하더라도), 수소 농도와 산소 농도가 높은 혼합 가스 (a) 가 연소기 (2) 로 공급되기 전에 혼합 가스 (a) 중의 수소 농도 및 산소 농도가 제 1 설정치 이상이 되는 것을 검출할 수 있고, 혼합 가스 (a) 가 연소기 (2) 로 공급되기 전에 재혼합기 (2) 로 혼합 가스 (a) 를 교반함으로써 재혼합을 실행하여 균일한 혼합 상태를 다시 달성할 수 있다. 이렇게, 폭발 위험이 감소되고, 가스 터빈 장치가 안전하게 작동될 수 있다.
재혼합기 (41) 는, 제어기 (42) 가 재혼합기 (41) 를 상기에 설명된 바와 같이 수소/산소 센서 (31 또는 39) 의 검출 신호에 기초하여 작동시키는 경우로 한정되는 것이 아니라는 것을 알아야 한다. 대신에, 재혼합기 (41) 는 언제나 연속적으로 또는 간헐적으로 작동되도록 될 수도 있다.
또한, 실시형태 3 에 따른 가스 터빈 장치에 따르면, 연료 가스 공급기 (8) 는 수소/산소 센서 (31) 의 하류 위치에서 재혼합기 (41) 에 의한 혼합 가스 (a) 의 재혼합을 실행하도록 구성된다. 따라서, 상류측에서 수소/산소 센서 (31) 에 의해 검출된 수소 농도와 산소 농도가 높은 혼합 가스 (a) 는 하류측에서 재혼합기 (41) 에 의해 확실하게 재혼합될 수 있다.
또한, 실시형태 3 의 가스 터빈 장치는 혼합 가스 (a) 를 압축하고 이렇게 압축된 혼합 가스 (a) 를 연소기 (2) 로 공급하는 가스 압축기 (6) 를 포함하고, 연료 가스 공급기 (8) 는 가스 압축기 (6) 의 상류 위치에서 재혼합기 (41) 에 의한 혼합 가스 (a) 의 재혼합을 실행하도록 구성된다. 따라서, 수소 농도와 산소 농도가 높은 혼합 가스 (a) 는 가스 압축기 (6) 안으로 유동하기 전에 재혼합기 (41) 에 의해 재혼합된다. 따라서, 가스 압축기 (6) 를 구비한 가스 터빈 장치에서도 폭발 위험이 확실하게 감소될 수 있다.
실시형태 3 의 구성은 실시형태 2 의 구성과 결합될 수도 있다는 것을 알아야 한다.
또한, 본 발명은 저칼로리 가스 연소를 위한 가스 터빈 장치뿐만 아니라 연소기용의 연료 가스로서 3 종 이상의 가스를 함께 혼합함으로써 얻어지는 혼합 가스를 사용하는 가스 터빈 장치에도 적용될 수 있다.
산업상 이용가능성
본 발명은 연소기용의 연료 가스로서 3 종 이상의 가스 (부탄 가스 및 프로판 가스 등의 단일 가스 및 고로 가스 및 전로 가스 등의 여러 종류의 가스가 혼합된 가스 중의 3 종 이상의 가스) 를 함께 혼합함으로써 얻어지는 혼합 가스를 이용하는 가스 터빈 장치에 관한 것이고, 예를 들어, 제철소에서 생성되는 다양한 부생 가스와 함게 혼합함으로써 얻어지는 혼합 가스가 연소기용 연료 가스로서 사용되는 경우에 적용될 때 효과적이다.
1: 가스 터빈 22: 유동 조절 밸브
2: 연소기 23: 연료 공급 라인
3: 공기 압축기 31: 수소/산소 센서
4: 발전기 32: 비상 배출 밸브
5: 스팀 터빈 33: 제어기
6: 가스 압축기 34: 희석 가스 혼합기
7: 방열 회수 보일러 35: 희석 가스 공급 라인
8: 연료 가스 공급기 36: 팬
9, 10: 연료 공급 라인 37: 가스 냉각기
11: 회전축 38: 유동 조절 밸브
12: 배기 라인 39: 수소/산소 센서
13: 스택 41: 재혼합기
14: 스팀 라인 42: 제어기
15: 제 1 혼합기 I: 제 1 가스
16: 제 2 혼합기 Ⅱ: 제 2 가스
17: 유동 조절 밸브 Ⅲ: 제 3 가스
18: 연료 공급 라인 a: 혼합 가스 (연료 가스)
19: 유동 조절 밸브 b: 압축 공기
20, 21: 연료 공급 라인 c: 연료 가스, 배기 가스
d: 공급수 e: 스팀
f: 혼합 가스 g: 외부 공기 (공기)
2: 연소기 23: 연료 공급 라인
3: 공기 압축기 31: 수소/산소 센서
4: 발전기 32: 비상 배출 밸브
5: 스팀 터빈 33: 제어기
6: 가스 압축기 34: 희석 가스 혼합기
7: 방열 회수 보일러 35: 희석 가스 공급 라인
8: 연료 가스 공급기 36: 팬
9, 10: 연료 공급 라인 37: 가스 냉각기
11: 회전축 38: 유동 조절 밸브
12: 배기 라인 39: 수소/산소 센서
13: 스택 41: 재혼합기
14: 스팀 라인 42: 제어기
15: 제 1 혼합기 I: 제 1 가스
16: 제 2 혼합기 Ⅱ: 제 2 가스
17: 유동 조절 밸브 Ⅲ: 제 3 가스
18: 연료 공급 라인 a: 혼합 가스 (연료 가스)
19: 유동 조절 밸브 b: 압축 공기
20, 21: 연료 공급 라인 c: 연료 가스, 배기 가스
d: 공급수 e: 스팀
f: 혼합 가스 g: 외부 공기 (공기)
Claims (4)
- 연료 가스 공급기로부터 공급된 연료 가스를 공기 압축기로부터 공급된 압축 공기와 함께 연소실에서 연소하고, 그리고 연소시에 발생된 연소 가스에 의해 가스 터빈을 회전 구동하도록 구성된 가스 터빈 장치에 있어서,
상기 연료 가스 공급기는 복수의 혼합기를 포함하고, 이들 혼합기에서 3 종 이상의 가스를 비중이 가벼운 순으로 또는 비중이 무거운 순으로 혼합함으로써 혼합 가스를 생성하고, 그리고 혼합 가스를 상기 연료 가스로서 연소기에 공급하도록 구성되고,
상기 연료 가스 공급기는 상기 혼합 가스를 교반함으로써 재혼합을 실행하는 재혼합기를 포함하도록 구성되는 것을 특징으로 하는 가스 터빈 장치. - 1 항에 있어서, 상기 연료 가스 공급기는,
- 혼합 가스 중의 수소 농도 및 산소 농도를 검출하는 수소/산소 센서, 및
- 수소/산소 센서에 의해 검출된 수소 농도 및 산소 농도가 설정치 이상이 될 때 상기 재혼합기를 작동시켜 혼합 가스를 재혼합하는 제어기를 포함하도록 구성되는 것을 특징으로 하는 가스 터빈 장치. - 제 2 항에 있어서, 상기 연료 가스 공급기는 수소/산소 센서의 하류 위치에서, 재혼합기에 의한 혼합 가스의 재혼합을 실행하도록 구성되는 것을 특징으로 하는 가스 터빈 장치.
- 제 1 항 내지 제 3 항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 혼합 가스를 압축하고 이렇게 압축된 혼합 가스를 연소기에 공급하는 가스 압축기를 더 포함하고, 상기 연료 가스 공급기는 상기 가스 압축기의 상류 위치에서, 재혼합기에 의한 혼합 가스의 재혼합을 실행하도록 구성되는 것을 특징으로 하는 가스 터빈 장치.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/JP2008/067825 WO2010038290A1 (ja) | 2008-10-01 | 2008-10-01 | ガスタービン装置 |
Related Parent Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020107028985A Division KR101324900B1 (ko) | 2008-10-01 | 2008-10-01 | 가스 터빈 장치 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
KR20130065739A KR20130065739A (ko) | 2013-06-19 |
KR101369102B1 true KR101369102B1 (ko) | 2014-02-28 |
Family
ID=42073083
Family Applications (3)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020107028985A KR101324900B1 (ko) | 2008-10-01 | 2008-10-01 | 가스 터빈 장치 |
KR1020137014304A KR101369116B1 (ko) | 2008-10-01 | 2008-10-01 | 가스 터빈 장치 |
KR1020137014303A KR101369102B1 (ko) | 2008-10-01 | 2008-10-01 | 가스 터빈 장치 |
Family Applications Before (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020107028985A KR101324900B1 (ko) | 2008-10-01 | 2008-10-01 | 가스 터빈 장치 |
KR1020137014304A KR101369116B1 (ko) | 2008-10-01 | 2008-10-01 | 가스 터빈 장치 |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9097188B2 (ko) |
EP (1) | EP2330281B1 (ko) |
KR (3) | KR101324900B1 (ko) |
CN (1) | CN102076941B (ko) |
WO (1) | WO2010038290A1 (ko) |
Families Citing this family (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE102009031436A1 (de) * | 2009-07-01 | 2011-01-05 | Uhde Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zur Warmhaltung von Koksofenkammern während des Stillstandes eines Abhitzekessels |
US20130104562A1 (en) * | 2010-07-02 | 2013-05-02 | Russell H. Oelfke | Low Emission Tripe-Cycle Power Generation Systems and Methods |
CN103857891B (zh) * | 2011-10-17 | 2016-03-02 | 川崎重工业株式会社 | 贫燃料吸入燃气轮机 |
US9778776B2 (en) | 2012-07-30 | 2017-10-03 | Beijing Lenovo Software Ltd. | Method and system for processing data |
JP6099408B2 (ja) * | 2013-01-18 | 2017-03-22 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | 発電システム、及び発電システムの運転方法 |
JP6134587B2 (ja) * | 2013-06-11 | 2017-05-24 | ヤンマー株式会社 | ガスエンジン |
US20150082800A1 (en) * | 2013-09-25 | 2015-03-26 | Korea Electric Power Corporation | Method for suppressing generation of yellow plum of complex thermal power plant using high thermal capacity gas |
PL3269948T3 (pl) * | 2016-07-15 | 2022-07-18 | Carbon-Clean Technologies Gmbh | Sposób dostosowania mocy elektrowni z turbiną parową i elektrownia z turbiną parową |
NL2021484B1 (nl) * | 2018-08-20 | 2020-04-23 | Micro Turbine Tech B V | Fuel/air supply device |
EP3862549A1 (en) * | 2020-02-05 | 2021-08-11 | General Electric Company | Method for operating a power plant, and power plant |
Family Cites Families (25)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4761948A (en) * | 1987-04-09 | 1988-08-09 | Solar Turbines Incorporated | Wide range gaseous fuel combustion system for gas turbine engines |
JPH0439392Y2 (ko) * | 1987-12-18 | 1992-09-16 | ||
JPH01286260A (ja) | 1988-05-13 | 1989-11-17 | Fuji Electric Co Ltd | 燃料電池の保護装置 |
JPH083770Y2 (ja) | 1989-08-04 | 1996-01-31 | 株式会社鶴見製作所 | メカニカルシールにおける固定密封環の固定部構造 |
JPH05125958A (ja) | 1991-11-01 | 1993-05-21 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 液体燃料の供給装置 |
JPH05138308A (ja) | 1991-11-15 | 1993-06-01 | Kawasaki Steel Corp | 金属鋳造薄帯の表面性状改善方法および装置 |
JP2954456B2 (ja) | 1993-07-14 | 1999-09-27 | 株式会社日立製作所 | 排気再循環型コンバインドプラント |
JP2001107743A (ja) * | 1999-10-05 | 2001-04-17 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | ガスタービンシステムおよびそれを備えたコンバインドプラント |
US6397575B2 (en) * | 2000-03-23 | 2002-06-04 | General Electric Company | Apparatus and methods of reheating gas turbine cooling steam and high pressure steam turbine exhaust in a combined cycle power generating system |
JP2003254090A (ja) * | 2002-02-26 | 2003-09-10 | Jfe Steel Kk | 高炉ガスと添加ガスとの混合装置および混合方法 |
JP4003553B2 (ja) * | 2002-06-26 | 2007-11-07 | Jfeスチール株式会社 | 副生ガスを用いた発電方法および発電設備 |
NZ539362A (en) * | 2002-10-10 | 2007-05-31 | Lpp Comb Llc | System for vaporization of liquid fuels for combustion and method of use |
JP2004332057A (ja) * | 2003-05-08 | 2004-11-25 | Sumitomo Metal Ind Ltd | 転炉又は真空脱炭炉におけるガス測定装置の異常検出方法 |
US7007487B2 (en) * | 2003-07-31 | 2006-03-07 | Mes International, Inc. | Recuperated gas turbine engine system and method employing catalytic combustion |
JP4011572B2 (ja) | 2004-09-10 | 2007-11-21 | カワサキプラントシステムズ株式会社 | ガス改質設備 |
BRPI0515692A (pt) * | 2004-09-29 | 2008-07-29 | Kawasaki Heavy Ind Ltd | sistema de suprimento de gás de baixa caloria, sistema de turbina a gás e método para suprimir aumento em caloria de gás de baixa caloria |
EP1645804A1 (de) * | 2004-10-11 | 2006-04-12 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zum Betrieb eines Brenners, insbesondere eines Brenners einer Gasturbine, sowie Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens |
JP4594376B2 (ja) * | 2005-02-18 | 2010-12-08 | 川崎重工業株式会社 | ガス発熱量制御方法とガス発熱量制御装置 |
JP2006233920A (ja) * | 2005-02-28 | 2006-09-07 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 燃料ガスカロリー制御装置及びガスタービンシステム |
JP4563242B2 (ja) * | 2005-04-19 | 2010-10-13 | 三菱重工業株式会社 | 燃料ガスカロリ制御方法及び装置 |
JP4728176B2 (ja) * | 2005-06-24 | 2011-07-20 | 株式会社日立製作所 | バーナ、ガスタービン燃焼器及びバーナの冷却方法 |
JP4642630B2 (ja) * | 2005-10-20 | 2011-03-02 | カワサキプラントシステムズ株式会社 | ガスタービンの制御システムおよび制御方法 |
JP2007113541A (ja) | 2005-10-24 | 2007-05-10 | Kawasaki Plant Systems Ltd | ガスタービン用燃料ガスの減熱設備および減熱方法 |
JP4744349B2 (ja) * | 2006-04-24 | 2011-08-10 | 中国電力株式会社 | ガス置換方法、ガス置換装置及び燃料ガス置換用ガス |
US7950216B2 (en) * | 2007-01-30 | 2011-05-31 | Pratt & Whitney Canada Corp. | Gas turbine engine fuel control system |
-
2008
- 2008-10-01 KR KR1020107028985A patent/KR101324900B1/ko active IP Right Grant
- 2008-10-01 WO PCT/JP2008/067825 patent/WO2010038290A1/ja active Application Filing
- 2008-10-01 KR KR1020137014304A patent/KR101369116B1/ko active IP Right Grant
- 2008-10-01 US US12/999,374 patent/US9097188B2/en active Active
- 2008-10-01 EP EP08877149.8A patent/EP2330281B1/en active Active
- 2008-10-01 CN CN2008801300542A patent/CN102076941B/zh active Active
- 2008-10-01 KR KR1020137014303A patent/KR101369102B1/ko active IP Right Grant
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US9097188B2 (en) | 2015-08-04 |
KR20130065739A (ko) | 2013-06-19 |
EP2330281A4 (en) | 2014-11-05 |
US20110167783A1 (en) | 2011-07-14 |
CN102076941A (zh) | 2011-05-25 |
WO2010038290A1 (ja) | 2010-04-08 |
KR20110028462A (ko) | 2011-03-18 |
CN102076941B (zh) | 2013-11-06 |
EP2330281A1 (en) | 2011-06-08 |
KR20130065740A (ko) | 2013-06-19 |
KR101324900B1 (ko) | 2013-11-04 |
KR101369116B1 (ko) | 2014-03-04 |
EP2330281B1 (en) | 2015-12-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR101369102B1 (ko) | 가스 터빈 장치 | |
TWI320071B (ko) | ||
EP2141335B1 (en) | An inlet air heating system for a gas turbine engine | |
JP4939511B2 (ja) | 石炭ガス化複合発電設備 | |
US8584604B2 (en) | Method and apparatus for controlling combustion in oxygen fired boiler | |
US9500127B2 (en) | Power plant and method for its operation | |
JP2012145111A5 (ko) | ||
US20080289339A1 (en) | Method and apparatus for controlling the combustion in a gas turbine | |
WO2008068883A1 (ja) | 石炭焚きボイラ装置 | |
CN104329170A (zh) | 燃气涡轮设备 | |
JP2007231949A (ja) | ガスタービン制御のための可変抽気方法 | |
US11300047B2 (en) | Combustion device and gas turbine | |
JP4898594B2 (ja) | ガスタービン装置 | |
CN103958857B (zh) | 贫燃料吸入燃气轮机 | |
JP4503612B2 (ja) | ガスタービン設備、低カロリガス供給設備および当該ガスのカロリ上昇抑制方法 | |
JP5200150B2 (ja) | ガスタービン装置 | |
JP5124041B2 (ja) | ガスタービン装置 | |
WO2006035522A1 (ja) | ガスタービン設備、低カロリガス供給設備および当該ガスのカロリ上昇抑制方法 | |
JP2009133538A (ja) | 再熱蒸気制御方法及び再熱蒸気温度管理システム | |
JP6636002B2 (ja) | ガスタービン設備 | |
JPH0671138A (ja) | 脱硝制御装置 | |
JP6057670B2 (ja) | 発電システム及び発電システムにおける燃料電池の運転方法 | |
JP2000220470A (ja) | ガスタービン熱電併給装置 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A107 | Divisional application of patent | ||
A201 | Request for examination | ||
E701 | Decision to grant or registration of patent right | ||
GRNT | Written decision to grant | ||
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20170202 Year of fee payment: 4 |
|
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20180219 Year of fee payment: 5 |
|
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20190218 Year of fee payment: 6 |
|
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20200218 Year of fee payment: 7 |