WO2008065156A1 - Verfahren zum betrieb einer gasturbine - Google Patents

Verfahren zum betrieb einer gasturbine Download PDF

Info

Publication number
WO2008065156A1
WO2008065156A1 PCT/EP2007/062986 EP2007062986W WO2008065156A1 WO 2008065156 A1 WO2008065156 A1 WO 2008065156A1 EP 2007062986 W EP2007062986 W EP 2007062986W WO 2008065156 A1 WO2008065156 A1 WO 2008065156A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
turbine
combustion chamber
gas
combustion
gas turbine
Prior art date
Application number
PCT/EP2007/062986
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Eribert Benz
Peter Flohr
Adnan Eroglu
Felix GÜTHE
Jaan Hellat
Original Assignee
Alstom Technology Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Alstom Technology Ltd filed Critical Alstom Technology Ltd
Priority to JP2009538710A priority Critical patent/JP5415276B2/ja
Priority to DE112007002785T priority patent/DE112007002785A5/de
Publication of WO2008065156A1 publication Critical patent/WO2008065156A1/de
Priority to US12/471,665 priority patent/US8375723B2/en

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas- turbine plants for special use
    • F02C6/003—Gas-turbine plants with heaters between turbine stages
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous 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
    • 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
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04527—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general
    • F25J3/04539—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the H2/CO synthesis by partial oxidation or oxygen consuming reforming processes of fuels
    • F25J3/04545—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the H2/CO synthesis by partial oxidation or oxygen consuming reforming processes of fuels for the gasification of solid or heavy liquid fuels, e.g. integrated gasification combined cycle [IGCC]
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04563—Integration with a nitrogen consuming unit, e.g. for purging, inerting, cooling or heating
    • F25J3/04575—Integration with a nitrogen consuming unit, e.g. for purging, inerting, cooling or heating for a gas expansion plant, e.g. dilution of the combustion gas in a gas turbine
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0913—Carbonaceous raw material
    • C10J2300/093—Coal
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0953—Gasifying agents
    • C10J2300/0959—Oxygen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1603—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with gas treatment
    • C10J2300/1606—Combustion processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/164—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with conversion of synthesis gas
    • C10J2300/1643—Conversion of synthesis gas to energy
    • C10J2300/165—Conversion of synthesis gas to energy integrated with a gas turbine or gas motor
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1671—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with the production of electricity
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1671—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with the production of electricity
    • C10J2300/1675—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with the production of electricity making use of a steam turbine
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1678—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with air separation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/18—Details of the gasification process, e.g. loops, autothermal operation
    • C10J2300/1861—Heat exchange between at least two process streams
    • C10J2300/1892—Heat exchange between at least two process streams with one stream being water/steam
    • 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]

Definitions

  • the present invention relates to the field of power plant technology. It relates to a method for operating a (stationary) gas turbine according to the preamble of claim 1, as well as a gas turbine for carrying out the method.
  • a reheat gas turbine gas turbine is known (see eg US-A-5,577,378 or "State-of-the-art gas turbines - a letter update", ABB Review 02/1997, Fig. 15, turbine type GT26 ), which combines flexible operation with very low exhaust emissions.
  • the machine architecture of the gas turbine type GT26 is unique and is ideally suited to the realization of a concept, which is the subject of the present invention, because:
  • the principle of the known gas turbine with reheat is shown in Fig. 1.
  • the gas turbine 11, which is part of a combined cycle power plant 10, comprises two compressors connected in series on a common shaft 15, namely a low-pressure compressor 13 and a high-pressure compressor 14, and two combustion chambers, namely a high-pressure combustion chamber 18 and a reheat combustion chamber 19, and associated turbines, namely one High pressure turbine 16 and a low pressure turbine 17.
  • the shaft 15 drives a generator 12 at.
  • Air is sucked in via an air inlet 20 from the low-pressure compressor 13 and first compressed to an intermediate pressure level (about 20 bar).
  • the high pressure compressor 14 then further compresses the air to a high pressure level (about 32 bar).
  • OTC Once Through Cooler
  • the remaining air from the high-pressure compressor 14 is guided to the high-pressure combustion chamber 18 and heated there by combustion of a fuel supplied via the fuel supply 21.
  • the resulting exhaust gas is then in the following High-pressure turbine 16 relaxed under work performance to a medium pressure level.
  • the exhaust gas in the reheat combustor 19 is reheated by combustion of a fuel supplied via the fuel supply 22 before it is expanded in the subsequent low-pressure turbine 17 under further work.
  • the cooling air flowing through the cooling lines 25, 26 is injected at suitable points of the combustion chambers 18, 19 and turbines 16, 17 in order to limit the material temperatures to an acceptable level. That from the
  • Low-pressure turbine 17 incoming exhaust gas is passed through a heat recovery steam generator
  • HRSG JHeat Recovery Steam Generator
  • the OTC coolers 23, 24 are part of the water-steam cycle; superheated steam is generated at their outputs.
  • the combustion chamber temperatures can be adjusted so that the maximum efficiency is achieved within the existing limits.
  • the low emissions of the sequential combustion system are due to the inherently low levels of emissions that can be achieved during reheat (under certain conditions, the second combustion even results in NOx consumption).
  • the present invention is based on the recognition that the advantages of this type of gas turbine for the plant can be utilized in a special way by using gas turbines with reheating according to FIG. 1 in an IGCC plant.
  • the highest flexibility and efficiency in operating an IGCC plant can be achieved if the air separation plant is not integrated and undiluted fuels can be incinerated. This can be accomplished by means of a reheat gas turbine according to Figure 1, while at the same time keeping emissions low due to an alternative NOx control concept. This type of approach benefits from the benefits of reheat.
  • the combined cycle power plant 30 of FIG. 2 includes a gas turbine 11 having a low pressure compressor 13, a high pressure downstream compressor 14 High-pressure combustion chamber 18 with a subsequent high-pressure turbine 16 and a reheat combustion chamber 19 with a subsequent low-pressure turbine 17.
  • the compressor 13, 14 and the turbines 16, 17 sit on a common shaft 15 from which a generator 12 is driven.
  • the combustion chambers 18 and 19 are supplied via a Syngaszutechnisch 31 with syngas as fuel, which is produced by gasification of coal (coal feed 33) in a coal gasification plant 34.
  • the coal gasification plant 34 is followed by a cooling device 35 for the syngas, a purification plant 36 and a CO2 separator 37 with a CO 2 outlet 38 for discharging the separated CO 2 .
  • oxygen (O 2) is used, which is obtained in an air separation plant 32 and supplied via an oxygen line 32 a.
  • the air separation plant 32 receives compressed air from the outlet of the low-pressure compressor 13.
  • the nitrogen (N 2 ) which is likewise formed during the decomposition is supplied to the low-pressure combustion chamber 19 (and / or the high-pressure combustion chamber 18) via a nitrogen line 32b for dilution of the syngas.
  • condensed cooling air is tapped at the outputs of the two compressors 13 and 14, cooled in a downstream OTC cooler 23 and 24, and then via corresponding cooling lines 25 and 26 fed to the bodies to be cooled.
  • a heat recovery steam generator 27 is arranged, which is part of a water-steam cycle together with a connected steam turbine 29.
  • the exiting from the heat recovery steam generator 27 exhaust gas is discharged via an exhaust pipe 28 to the outside.
  • N 2 Nitrogen
  • CO-rich and H 2 -rich fuels are added to dilute the syngas fuels (CO-rich and H 2 -rich fuels) to control the production of NO x.
  • N 2 dilution is to reduce the flame temperature or, in the case of an afterburner or reheat, reduce the inlet temperature in the second stage of combustion.
  • This alternative which is possible for a reheat gas turbine, provides the opportunity to control the production of NOx without significantly sacrificing performance.
  • Coal gasification plant cooperating gas turbine which is characterized by a reduction in NOx emission without significant loss of performance and flexibility of operation.
  • a gas turbine is used with reheat, comprising two combustion chambers and two turbines, burned in the first combustion chamber syngas using the compressed air and the resulting hot gases are expanded in the first turbine, and wherein in second combustion chamber syngas are burned using the gases coming from the first turbine and the resulting hot gases are expanded in the second turbine, that the two combustion chambers are operated with undiluted syngas, and that the flame temperature in the first combustion chamber of the gas turbine compared to the operation with natural gas is lowered while the second combustion chamber is driven in the natural gas designed for normal operation.
  • An embodiment of the method according to the invention is characterized in that CO-rich syngas is used as the fuel and that the flame temperature in the first combustion chamber of the gas turbine is lowered by 50-100 K compared with the operation with natural gas.
  • Another embodiment of the method according to the invention is characterized in that H 2 -rich syngas is used as the fuel, and that the flame temperature in the first combustion chamber of the gas turbine is lowered by 100-150 K compared with the operation with natural gas.
  • Fig. 1 shows the simplified diagram of a combined cycle power plant with a
  • FIG. 2 shows the simplified diagram of an IGCC plant with a gas turbine with reheat or sequential combustion, wherein the nitrogen obtained in the air separation is used for dilution of the syngas;
  • FIG. 3 shows the simplified diagram of an IGCC system with a gas turbine with reheat or sequential combustion, wherein according to the invention undiluted syngas is used as fuel and the flame temperature in the first combustion chamber is reduced to reduce the NOx emission.
  • FIG. 3 shows, in a greatly simplified scheme, an IGCC system with a gas turbine with reheat or sequential combustion, which is operated according to the invention.
  • the same reference numerals are used for the same system parts, as in FIG. 2.
  • the nitrogen (N 2 ) obtained in the air separation unit 32 is no longer used here for diluting the syngas used as fuel, but the syngas is fed into the combustion chambers 18 undiluted, 19 injected.
  • the flame temperature T F with respect to the normal
  • Natural gas operating prevailing temperature T NG lowered, while in the second combustion chamber 19 provided for natural gas operation nominal flame temperature T NG is maintained.
  • T NG nominal flame temperature
  • the generation of NOx can be controlled without a significant loss of power occurring.
  • a gas turbine without reheat or sequential combustion by lowering the flame temperature in the (single combustion chamber) by 100 0 C results in a reduction of power by 10% and a reduction in efficiency by 1%, while lowering the flame temperature in the first combustion chamber of a gas turbine with sequential combustion causes a reduction in power by only about 1% and a reduction in efficiency by only 0.1%.
  • the size of the lowering of the flame temperature T F in the first combustion chamber 18 depends on the type of syngas used:
  • Natural gas operation is. Therefore, there is no loss of power and efficiency for the combined cycle process of the IGCC plant.
  • This is a special feature of the reheat gas turbine where the flame is controlled with the inlet conditions instead of the outlet conditions.
  • the system can therefore be operated with the following advantages: o
  • the lack of syngas dilution leads to a lower difference in calorific value between natural gas and undiluted syngas compared to dilute syngas.
  • the operating concept for the gas turbine is simple and flexible.
  • the operation of the entire plant is flexible because of the lack of integration of the air separation plant 32.
  • the gas turbine's unchanged outlet temperature results in high performance and high efficiency for the IGCC plant.
  • the turbine outlet temperature of the gas turbine is the same as in natural gas operation.
  • the superheated gas turbine is an advantage in terms of NOx emission inherent in syngas applications through the optimal choice of combustion temperatures in the two combustion chambers. 2. The combustion stability and operational flexibility of the
  • Gas turbines with reheat are larger than in a comparable single-stage combustion engine. Operating limits are typically given by flame extinction and flashback and / or emission levels at a given flame temperature, which is one allowed
  • Burning system is injected, which typically operates at a pressure of> 30 bar or in the range of 15-20 bar. LIST OF REFERENCE NUMBERS

Abstract

Es wird ein Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine (11) vorgestellt, welche insbesondere in einem Kombikraftwerk (30) eingesetzt ist, bei welchem Verfahren durch die Gasturbine (11) Luft angesaugt und verdichtet wird, die verdichtete Luft zur Verbrennung eines aus Kohle gewonnenen Syngases einer Brennkammer (18, 19) zugeführt wird, und die bei der Verbrennung entstehenden heissen Gase in einer nachfolgenden Turbine (16, 17) unter Verrichtung von Arbeit entspannt werden, wobei ein Teil der verdichteten Luft in Sauerstoff und Stickstoff zerlegt wird, und der Sauerstoff in einer Kohlevergasungsanlage (34) zur Erzeugung des Syngases eingesetzt wird. Bei einem solchen Verfahren wird eine Verringerung der NOx-Emission ohne merklichen Verlust an Leistung und Flexibilität des Betriebes dadurch erreicht, dass eine Gasturbine (11) mit Zwischenüberhitzung verwendet wird, welche zwei Brennkammern (18, 19) und zwei Turbinen (16, 17) umfasst, wobei in der ersten Brennkammer (18) Syngas unter Einsatz der verdichteten Luft verbrannt und die entstehenden heissen Gase in der ersten Turbine (16) entspannt werden, und wobei in der zweiten Brennkammer Syngas unter Einsatz der aus der ersten Turbine (16) kommenden Gase verbrannt und die entstehenden heissen Gase in der zweiten Turbine (17) entspannt werden, die beiden Brennkammern (18, 19) mit unverdünntem Syngas betrieben werden, und die Flammentemperatur (T<SUB>F</SUB>) in der ersten Brennkammer (18) der Gasturbine (11) gegenüber dem Betrieb mit Erdgas (T<SUB>NG</SUB>) abgesenkt wird, während die zweite Brennkammer (19) weitgehend im für Erdgas ausgelegten Normalbetrieb (T<SUB>NG</SUB>) gefahren wird.

Description

BESCHREIBUNG
VERFAHREN ZUM BETRIEB EINER GASTURBINE
TECHNISCHES GEBIET
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf das Gebiet der Kraftwerkstechnik. Sie betrifft ein Verfahren zum Betrieb einer (stationären) Gasturbine gemäss dem Oberbegriff des Anspruchs 1 , sowie eine Gasturbine zur Durchführung des Verfahrens.
STAND DER TECHNIK
Es ist eine Gasturbine mit Zwischenüberhitzung (reheat gas turbine) bekannt (siehe z.B. die US-A-5,577,378 oder „State-of-the-art gas turbines - a brief update", ABB Review 02/1997, Fig. 15, Turbinentyp GT26), die einen flexiblen Betrieb mit sehr niedrigen Abgasemissionswerten kombiniert. Die Maschinenarchitektur der Gasturbine vom Typ GT26 ist einzigartig und eignet sich ausgezeichnet für die Realisierung eines Konzeptes, welches Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist, weil:
- es beim Verdichter bereits eine bedeutsame Abzweigung von Verdichterluft bei mittleren Verdichterdrücken gibt,
- das Konzept der sequentiellen Verbrennung eine erhöhte Stabilität der Verbrennung bei verringerten Werten des Sauerstoffüberschusses ermöglicht, und
- ein Sekundärluftsystem vorhanden ist, welches es ermöglicht, Luft aus dem Verdichter abzuzweigen, herunterzukühlen, und die heruntergekühlte Luft zur Kühlung der Brennkammer und der Turbine zu verwenden.
Das Prinzip der bekannten Gasturbine mit Zwischenüberhitzung ist in Fig. 1 wiedergegeben. Die Gasturbine 11 , die Teil eines Kombikraftwerkes 10 ist, umfasst auf einer gemeinsamen Welle 15 angeordnet zwei hintereinander geschaltete Verdichter, nämlich einen Niederdruckverdichter 13 und einen Hochdruckverdichter 14, sowie zwei Brennkammern, nämlich eine Hochdruckbrennkammer 18 und eine Zwischenüberhitzungsbrennkammer19, und zugehörige Turbinen, nämlich eine Hochdruckturbine 16 und eine Niederdruckturbine 17. Die Welle 15 treibt einen Generator 12 an.
Die Arbeitsweise der Anlage ist die folgende: Luft wird über einen Lufteinlass 20 vom Niederdruckverdichter 13 angesaugt und zunächst auf ein Zwischendruckniveau (ca. 20 bar) verdichtet. Der Hochdruckverdichter 14 verdichtet die Luft dann weiter auf ein Hochdruckniveau (ca. 32 bar). Kühlluft wird sowohl auf dem Zwischendruckniveau als auch auf dem Hochdruckniveau abgezweigt und in zugehörigen OTC-Kühlern (OTC = Once Through Cooler) 23 und 24 abgekühlt und über Kühlleitungen 25 und 26 zur Kühlung an die Brennkammern 18, 19 und Turbinen 16, 17 weitergeleitet. Die verbleibende Luft aus dem Hochdruckverdichter 14 wird zur Hochdruckbrennkammer 18 geführt und dort durch Verbrennung eines über die Brennstoffzufuhr 21 zugeführten Brennstoffs aufgeheizt. Das entstehende Abgas wird dann in der nachfolgenden Hochdruckturbine 16 unter Arbeitsleistung auf ein mittleres Druckniveau entspannt. Nach der Entspannung wird das Abgas in der Zwischenüberhitzungsbrennkammer 19 durch Verbrennung eines über die Brennstoffzufuhr 22 zugeführten Brennstoffs wieder erhitzt, bevor es in der nachfolgenden Niederdruckturbine 17 unter weiterer Arbeitsleistung entspannt wird.
Die durch die Kühlleitungen 25, 26 strömende Kühlluft wird an geeigneten Stellen der Brennkammern 18, 19 und Turbinen 16, 17 eingedüst, um die Materialtemperaturen auf ein vertretbares Mass zu begrenzen. Das aus der
Niederdruckturbine 17 kommende Abgas wird durch einen Abhitzedampferzeuger
27 (HRSG = JHeat Recovery Steam Generator) geschickt, um Dampf zu erzeugen, der innerhalb eines Wasser-Dampf-Kreislaufs durch eine Dampfturbine 29 strömt und dort weitere Arbeit leistet. Nach dem Durchströmen des Abhitzedampferzeugers 27 wird das Abgas schliesslich durch eine Abgasleitung
28 nach aussen abgegeben. Die OTC-Kühler 23, 24 sind Teil des Wasser-Dampf- Kreislaufs; an ihren Ausgängen wird überhitzter Dampf erzeugt.
Durch die beiden voneinander unabhängigen, aufeinanderfolgenden Verbrennungen in den Brennkammern 18 und 19 wird eine grosse Flexibilität im Betrieb erreicht; die Brennkammertemperaturen können so eingestellt werden, dass innerhalb der bestehenden Grenzen der maximale Wirkungsrad erreicht wird. Die niedrigen Abgaswerte des sequentiellen Verbrennungssystems sind durch die inhärent niedrigen Emissionswerte gegeben, die bei der Zwischenüberhitzung erreichbar sind (unter bestimmten Bedingungen führt die zweite Verbrennung sogar zu einem Verbrauch an NOx).
Es sind andererseits Kombikraftwerke mit einstufiger Verbrennung in den Gasturbinen bekannt (siehe z.B. die US-A-4,785,622 oder US-B2-6,513,317), in denen eine von einer Luftzerlegungsanlage (Air Separation Unit ASU) mit Sauerstoff versorgte Kohlevergasungsanlage integriert ist, um den für die Gasturbine benötigten Brennstoff in Form von aus Kohle gewonnenem Syngas bereitzustellen. Solche Kombikraftwerke werden als IGCC-Anlagen (IGCC = htegrated Gasification Combined Cycle) bezeichnet.
Die vorliegende Erfindung geht nun von der Erkenntnis aus, dass durch den Einsatz von Gasturbinen mit Zwischenüberhitzung gemäss Fig. 1 in einer IGCC- Anlage die Vorteile dieses Gasturbinentyps für die Anlage in besonderer Weise nutzbar gemacht werden können.
Die höchste Flexibilität und Effizienz beim Betrieb einer IGCC-Anlage kann erreicht werden, wenn die Luftzerlegungsanlage nicht integriert wird und unverdünnte Brennstoffe verbrannt werden können. Mittels einer Gasturbine mit Zwischenüberhitzung gemäss Fig. 1 kann dies verwirklicht werden, während gleichzeitig die Emissionen aufgrund eines alternativen Konzepts der NOx- Kontrolle niedrig gehalten werden. Diese Art des Vorgehens profitiert von den Vorteilen der Zwischenüberhitzung.
Die Integration einer Gasturbine in eine IGCC-Anlage beeinflusst typischerweise sowohl den Verdichter als auch die Brennkammer, wie dies in Fig. 2 deutlich wird: Das Kombikraftwerk 30 der Fig. 2 umfasst eine Gasturbine 11 mit einem Niederdruckverdichter 13, einem nachfolgenden Hochdruckverdichter 14, einer Hochdruckbrennkammer 18 mit einer nachfolgenden Hochdruckturbine 16 und einer Zwischenüberhitzungsbrennkammer 19 mit einer nachfolgenden Niederdruckturbine 17. Die Verdichter 13, 14 und die Turbinen 16, 17 sitzen auf einer gemeinsamen Welle 15, von der ein Generator 12 angetrieben wird. Die Brennkammern 18 und 19 werden über eine Syngaszuleitung 31 mit Syngas als Brennstoff versorgt, welches durch Vergasung von Kohle (Kohlezufuhr 33) in einer Kohlevergasungsanlage 34 erzeugt wird. Der Kohlevergasungsanlage 34 ist eine Kühlvorrichtung 35 für das Syngas, eine Reinigungsanlage 36 und ein CO2- Abscheider 37 mit einem CO2-Ausgang 38 zur Abgabe des abgeschiedenen CO2 nachgeschaltet. Zur Kohlevergasung in der Kohlevergasungsanlage 34 wird Sauerstoff (O2) verwendet, welcher in einer Luftzerlegungsanlage 32 gewonnen und über eine Sauerstoffleitung 32a zugeführt wird. Die Luftzerlegungsanlage 32 erhält verdichtete Luft vom Ausgang des Niederdruckverdichters 13. Der bei der Zerlegung ebenfalls entstehenden Stickstoff (N2) wird beispielsweise über eine Stickstoffleitung 32b zur Verdünnung des Syngases der Niederdruckbrennkammer 19 (und/oder der Hochdruckbrennkammer 18) zugeführt.
Zur Kühlung der vom Heissgas belasteten Komponenten der Brennkammern 18, 19 und Turbinen 16, 17 wird verdichtete Kühlluft an den Ausgängen der beiden Verdichter 13 und 14 abgezapft, in einem nachgeschalteten OTC-Kühler 23 bzw. 24 abgekühlt, und dann über entsprechende Kühlleitungen 25 und 26 den zu kühlenden Stellen zugeführt.
Am Ausgang der Niederdruckturbine 17 ist ein Abhitzedampferzeuger 27 angeordnet, der zusammen mit einer angeschlossenen Dampfturbine 29 Teil eines Wasser-Dampf-Kreislaufs ist. Das aus dem Abhitzedampferzeuger 27 austretende Abgas wird über eine Abgasleitung 28 nach aussen abgegeben.
Eine derartige Integration der Gasturbine führt dazu, dass
Luft aus dem Verdichter für die Luftzerlegungsanlage abgezweigt wird, um den über die Brennkammer zugefügten Brennstoffmassenstrom zu kompensieren; und
- Stickstoff (N2) zur Verdünnung der Syngas-Brennstoffe (CO-reiche und H2- reiche Brennstoffe) zugefügt wird, um die Erzeugung von NOx zu kontrollieren.
Grundsätzlich gibt es beim Einsatz von Syngas-Brennstoffen zwei Möglichkeiten, das NOx zu kontrollieren: - Es ist allgemeine Praxis, das NOx-Niveau bei CO-reichen und späteren H2- reichen Syngas-Brennstoffen zu kontrollieren, indem der Brennstoff nach der Vergasung mit N2 aus der Luftzerlegungsanlage verdünnt wird (siehe Fig. 2).
Eine Alternative zur N2-Verdünnung ist die Verringerung der Flammentemperatur, oder - im Fall eines Nachbrenners oder einer Zwischenüberhitzung - die Verringerung der Einlasstemperatur in der zweiten Stufe der Verbrennung.
Diese für eine Gasturbine mit Zwischenüberhitzung mögliche Alternative bietet die Gelegenheit, die Erzeugung von NOx zu kontrollieren, ohne merklich an Leistung einzubüssen.
DARSTELLUNG DER ERFINDUNG
Es ist Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren zum Betrieb einer mit einer
Kohlevergasungsanlage zusammenarbeitenden Gasturbine anzugeben, welches sich durch eine Verringerung der NOx-Emission ohne merklichen Verlust an Leistung und Flexibilität des Betriebes auszeichnet.
Die Aufgabe wird durch die Gesamtheit der Merkmale des Anspruchs 1 gelöst. Wesentlich für die Erfindung ist, dass eine Gasturbine mit Zwischenüberhitzung verwendet wird, welche zwei Brennkammern und zwei Turbinen umfasst, wobei in der ersten Brennkammer Syngas unter Einsatz der verdichteten Luft verbrannt und die entstehenden heissen Gase in der ersten Turbine entspannt werden, und wobei in der zweiten Brennkammer Syngas unter Einsatz der aus der ersten Turbine kommenden Gase verbrannt und die entstehenden heissen Gase in der zweiten Turbine entspannt werden, dass die beiden Brennkammern mit unverdünntem Syngas betrieben werden, und dass die Flammentemperatur in der ersten Brennkammer der Gasturbine gegenüber dem Betrieb mit Erdgas abgesenkt wird, während die zweite Brennkammer im für Erdgas ausgelegten Normalbetrieb gefahren wird. Eine Ausgestaltung des erfindungsgemässen Verfahrens zeichnet sich dadurch aus, dass als Brennstoff CO-reiches Syngas verwendet wird, und dass die Flammentemperatur in der ersten Brennkammer der Gasturbine gegenüber dem Betrieb mit Erdgas um 50-100 K abgesenkt wird.
Eine andere Ausgestaltung des erfindungsgemässen Verfahrens zeichnet sich dadurch aus, dass als Brennstoff H2-reiches Syngas verwendet wird, und dass die Flammentemperatur in der ersten Brennkammer der Gasturbine gegenüber dem Betrieb mit Erdgas um 100-150 K abgesenkt wird.
KURZE ERLÄUTERUNG DER FIGUREN
Die Erfindung soll nachfolgend anhand von Ausführungsbeispielen im Zusammenhang mit der Zeichnung näher erläutert werden. Es zeigen
Fig. 1 das vereinfachte Schema eines Kombikraftwerks mit einer
Gasturbine mit Zwischenüberhitzung bzw. sequentieller Verbrennung nach dem Stand der Technik;
Fig. 2 das vereinfachte Schema einer IGCC-Anlage mit einer Gasturbine mit Zwischenüberhitzung bzw. sequentieller Verbrennung, wobei der bei der Luftzerlegung gewonnene Stickstoff zur Verdünnung des Syngases eingesetzt wird; und
Fig. 3 das vereinfachte Schema einer IGCC-Anlage mit einer Gasturbine mit Zwischenüberhitzung bzw. sequentieller Verbrennung, wobei erfindungsgemäss unverdünntes Syngas als Brennstoff eingesetzt und die Flammentemperatur in der ersten Brennkammer zur Verringerung der NOx-Emission reduziert wird. WEGE ZUR AUSFÜHRUNG DER ERFINDUNG
In der Fig. 3 ist in einem stark vereinfachten Schema eine IGCC-Anlage mit einer Gasturbine mit Zwischenüberhitzung bzw. sequentieller Verbrennung gezeigt, die gemäss der Erfindung betrieben wird. Für gleiche Anlagenteile sind dabei die gleichen Bezugszeichen verwendet, wie in Fig. 2. Der in der Luftzerlegungsanlage 32 anfallende Stickstoff (N2) wird hier nicht länger zur Verdünnung des als Brennstoff eingesetzten Syngases verwendet, sondern das Syngas wird unverdünnt in die Brennkammern 18, 19 eingedüst. Dafür wird in der ersten Brennkammer 18 die Flammentemperatur TF gegenüber der bei normalem
Erdgasbetrieb herrschenden Temperatur TNG abgesenkt, während in der zweiten Brennkammer 19 die für Erdgasbetrieb vorgesehene nominale Flammentemperatur TNG beibehalten wird. Durch die Absenkung der Flammentemperatur in der ersten Brennkammer 18 kann die Erzeugung von NOx kontrolliert werden, ohne dass ein ins Gewicht fallender Leistungsverlust auftritt. So ergibt sich bei einer Gasturbine ohne Zwischenüberhitzung bzw. sequentielle Verbrennung durch eine Absenkung der Flammentemperatur in der (einzigen Brennkammer) um 100 0C eine Verringerung der Leistung um 10% und eine Verringerung des Wirkungsgrads um 1 %, während eine Absenkung der Flammentemperatur in der ersten Brennkammer einer Gasturbine mit sequentieller Verbrennung eine Verringerung der Leistung um nur etwa 1 % und eine Verringerung des Wirkungsgrads um nur 0,1 % bewirkt.
Die Grosse der Absenkung der Flammentemperatur TF in der ersten Brennkammer 18 richtet sich dabei nach der Art des eingesetzten Syngases:
Bei einer IGCC-Anlage mit CO-reichem Syngas ergibt sich die folgende Situation: Die Flammentemperatur TF in der ersten Brennkammer 18 wird gegenüber dem Erdgasbetrieb um 50-100 K abgesenkt. - Die zweite Brennkammer 19 wird mit der nominalen Flammentemperatur betrieben, jedoch mit einer niedrigeren Einlasstemperatur, die sich aufgrund der reduzierten Flammentemperatur in der ersten Brennkammer ergibt. Dadurch ist eine Betrieb beider Brennkammern 18, 19 ohne Verdünnung des Syngases mittels Stickstoff möglich; der untere Heizwert (Low Heating Value LHV) des unverdünnten Syngases liegt in der Grössenordnung von 12-14 (MJ/kg); verdünnte Syngas-Brennstoffe haben untere Heizwerte in der Grössenordnung von 5-7 (MJ/kg). Aufgrund der Tatsache, dass nur die erste Brennkammer 18 mit reduzierter Flammentemperatur bzw. Turbineneinlasstemperatur betrieben wird, läuft die zweite Brennkammer unverändert mit der für Erdgasbetrieb vorgesehenen Flammentemperatur, so dass die Turbinenauslasstemperatur (der zweiten Turbine 17) dieselbe wie bei
Erdgasbetrieb ist. Daher ergibt sich kein Verlust an Leistung und Wirkungsgrad für den Kombi-Kreisprozess der IGCC-Anlage. Dies ist eine spezielle Eigenschaft der Gasturbine mit Zwischenüberhitzung, bei der die Flamme mit den Einlassbedingungen anstelle der Auslassbedingungen kontrolliert wird.
In einer Gasturbine ohne Zwischenüberhitzung ergibt dagegen eine reduzierte Flammentemperatur bzw. Turbineneinlasstemperatur eine erhebliche Verringerung der Turbinenauslasstemperatur. Diese verursacht einen deutlichen Verlust an Leistung und Wirkungsgrad für den Kombi- Kreisprozess der IGCC-Anlage im Vergleich zum Erdgasbetrieb.
Die Anlage kann daher mit den folgenden Vorteilen betrieben werden: o Es ergeben sich die grösstmögliche Flexibilität und der grösstmögliche Wirkungsgrad beim Betrieb der IGCC-Anlage; die Luftzerlegungsanlage 32 muss nicht integriert und der Brennstoff nicht mit Stickstoff verdünnt werden. o Es reicht eine geringe Reduktion der Flammentemperatur bei der Verbrennung des unverdünnten CO-reichen Brennstoffs, um die Erzeugung von NOx zu kontrollieren. o Es ist keine Veränderung in der maschinellen Auslegung von Verdichter und Turbine der für Erdgas konzipierten Gasturbine notwendig. Die fehlende Syngas-Verdünnung führt zu einem geringeren Unterschied im Heizwert zwischen Erdgas und unverdünntem Syngas im Vergleich zu verdünntem Syngas. o Das Betriebskonzept für die Gasturbine ist einfach und flexibel. o Der Betrieb der gesamten Anlage ist wegen der fehlenden Integration der Luftzerlegungsanlage 32 flexibel. o Die unveränderte Auslasstemperatur der Gasturbine führt zu hoher Leistung und hohem Wirkungsgrad für die IGCC-Anlage.
Bei einer IGCC-Anlage mit H2-reichem Syngas mit einer CO2- Verschiebungsreaktion für die CO2-Abtrennung ergibt sich die folgende Situation: Die Flammentemperatur TF bei Betrieb mit H2 in der ersten Brennkammer 18 wird gegenüber dem Erdgasbetrieb um 100-150 K abgesenkt. Die zweite Brennkammer 19 wird mit der nominalen Flammentemperatur für Erdgasbetrieb betrieben. - Dadurch ist eine Betrieb beider Brennkammern 18, 19 ohne Verdünnung des Syngases mittels Stickstoff möglich; der untere Heizwert von H2 liegt in der Grössenordnung von 30-35 (MJ/kg); der untere Heizwert des Stützbrennstoffs und von unverdünntem H2 ist in derselben Grössenordnung, was zu einer weniger gravierenden Fehlanpassung von Turbine und Verdichter führt.
- Verdünnte H2-Brennstoffe haben einen unteren Heizwert in der Grössenordnung von 6-9 (MJ/kg).
- Aufgrund der Tatsache, dass nur die erste Brennkammer 18 mit reduzierter Flammentemperatur bzw. Turbineneinlasstemperatur betrieben wird, ist die Turbinenauslasstemperatur der Gasturbine dieselbe wie bei Erdgasbetrieb.
Daher ergibt sich kein Verlust an Leistung und Wirkungsgrad für den Kombi-Kreisprozess der IGCC-Anlage.
In einer Gasturbine ohne Zwischenüberhitzung ergibt dagegen eine reduzierte Flammentemperatur bzw. Turbineneinlasstemperatur eine erhebliche Verringerung der Turbinenauslasstemperatur. Diese verursacht einen deutlichen Verlust an Leistung und Wirkungsgrad für den Kombi- Kreisprozess der IGCC-Anlage im Vergleich zum Erdgasbetrieb. Die Anlage kann daher mit den folgenden Vorteilen betrieben werden: o Es ergeben sich die grösstmögliche Flexibilität und der grösstmögliche Wirkungsgrad beim Betrieb der IGCC-Anlage; die Luftzerlegungsanlage 32 muss nicht integriert und der Brennstoff nicht mit Stickstoff verdünnt werden. o Die Kosten für Erstellung sowie für Betrieb und Wartung der Anlage verringern sich. Es ist keine Ausrüstung zur Verdichtung von N2 nötig. o Es reicht eine geringe Reduktion der Flammentemperatur bei der Verbrennung des unverdünnten H2-Brennstoffs, um die Erzeugung von NOx zu kontrollieren. o Es ist keine Veränderung in der maschinellen Auslegung von Verdichter und Turbine der für Erdgas konzipierten Gasturbine notwendig. Die fehlende Syngas-Verdünnung führt zu einem geringeren Unterschied im Heizwert zwischen Erdgas und unverdünntem Syngas im Vergleich zu verdünntem Syngas. o Das Betriebskonzept für die Gasturbine ist einfach und flexibel. o Der Betrieb der gesamten Anlage ist wegen der fehlenden
Integration der Luftzerlegungsanlage 32 flexibel. o Die unveränderte Auslasstemperatur der Gasturbine führt zu hoher
Leistung und hohem Wirkungsgrad für die IGCC-Anlage. o Wegen der fehlenden Integration der Luftzerlegungsanlage ist der Betrieb der Anlage flexibel und lässt sich schneller Anfahren.
Voraussetzung für das oben beschriebene Konzept der nicht voll integrierten Luftzerlegungsanlage ist, dass in den beiden Brennkammern der Gasturbine unverdünntes Kohlegas eingesetzt werden kann.
Die hauptsächlichen technischen Herausforderungen für die Verbrennung solchen unverdünnten Kohlegases in den Brennkammern der Gasturbine sind: - die Erzielung niedriger Emissionswerte, - ausreichende Abstände zu den Grenzen für Rückzündungen und Pulsationen,
- die Aufrechterhaltung der Betriebs-Flexibilität bei Schwankungen in der Qualität des Kohlegases, und die Möglichkeit des Einsatzes von Stützbrennstoff (Erdgas oder Öl),
- das Abzapfen und Rückführen von Kühlluft in die Heissgasbereiche von Brennkammer und Turbine.
Die Gasturbine mit Zwischenüberhitzung ist bei Syngasanwendungen diesen Herausforderungen aus folgenden Gründen besonders gut gewachsen:
1. Der Gasturbine mit Zwischenüberhitzung ist ein Vorteil bei der NOx- Emission eigen, der sich über die optimale Wahl der Verbrennungstemperaturen in den beiden Brennkammern auf Syngasanwendungen übertragen lässt. 2. Die Verbrennungsstabilität und die betriebliche Flexibilität der
Gasturbine mit Zwischenüberhitzung sind grösser als bei einer vergleichbaren Maschine mit einstufiger Verbrennung. Betriebsgrenzen sind bei einer gegebenen Flammentemperatur typischerweise durch Flammenauslöschung und Rückzündung und/oder Emissionsniveaus gegeben, was zu einem erlaubten
Bereich von Brennstoffqualitäten und Brennstoffreaktivitäten führt. Bei einer Gasturbine mit Zwischenüberhitzung sind diese Betriebsgrenzen deutlich erweitert, weil die zwei Verbrennungssysteme den Betrieb mit zwei unterschiedlichen bzw. unabhängigen Flammentemperaturen ermöglichen, d.h. einer niedrigeren Temperatur in der ersten Stufe und einer höheren Temperatur in der zweiten Stufe, mit nur geringen Nachteilen bzgl. der NOx-Emission. 3. Die Anforderungen an des Gasdruck können minimiert werden, wenn kein verdünnendes N2 in das erste und zweite
Verbrennungssystem injiziert wird, das typischerweise bei einem Druck von > 30 bar bzw. im Bereich von 15-20 bar arbeitet. BEZUGSZEICHENLISTE
10,30 Kombikraftwerk
11 Gasturbine
12 Generator
13 Niederdruckverdichter
14 Hochdruckverdichter
15 Welle (Gasturbine)
16 Hochdruckturbine
17 Niederdruckturbine
18 Brennkammer (Hochdruckbrennkammer)
19 Brennkammer (Zwischenüberhitzungsbrennkammer)
20 Lufteinlass
21 ,22 Brennstoffzufuhr
23,24 OTC-Kühler
25,26 Kühlleitung
27 Abhitzedampferzeuger
28 Abgasleitung
29 Dampfturbine (Dampfkreislauf)
31 Syngaszuleitung
32 Luftzerlegungsanlage
32a Sauerstoffleitung
32b Stickstoffleitung
33 Kohlezufuhr
34 Kohlevergasungsanlage
35 Kühlvorrichtung
36 Reinigungsanlage
37 CO2-Abscheider
38 CO2-Ausgang

Claims

PATENTANSPRÜCHE
1. Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine (11 ), welche insbesondere in einem Kombikraftwerk (30) eingesetzt ist, bei welchem Verfahren durch die
Gasturbine (11 ) Luft angesaugt und verdichtet wird, die verdichtete Luft zur Verbrennung eines aus Kohle gewonnenen Syngases einer Brennkammer (18, 19) zugeführt wird, und die bei der Verbrennung entstehenden heissen Gase in einer nachfolgenden Turbine (16, 17) unter Verrichtung von Arbeit entspannt werden, wobei ein Teil der verdichteten Luft in Sauerstoff und Stickstoff zerlegt wird, und der Sauerstoff in einer Kohlevergasungsanlage (34) zur Erzeugung des Syngases eingesetzt wird, dadurch gekennzeichnet, dass
- eine Gasturbine (11 ) mit Zwischenüberhitzung verwendet wird, welche zwei Brennkammern (18, 19) und zwei Turbinen (16, 17) umfasst, wobei in der ersten Brennkammer (18) Syngas unter Einsatz der verdichteten Luft verbrannt und die entstehenden heissen Gase in der ersten Turbine (16) entspannt werden, und wobei in der zweiten Brennkammer Syngas unter Einsatz der aus der ersten Turbine (16) kommenden Gase verbrannt und die entstehenden heissen Gase in der zweiten Turbine (17) entspannt werden,
- die beiden Brennkammern (18, 19) mit unverdünntem Syngas betrieben werden, und
- die Flammentemperatur (TF) in der ersten Brennkammer (18) der Gasturbine (11 ) gegenüber dem Betrieb mit Erdgas (TNG) abgesenkt wird, während die zweite Brennkammer (19) weitgehend im für Erdgas ausgelegten Normalbetrieb (TNG) gefahren wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass als Brennstoff CO-reiches Syngas verwendet wird, und dass die Flammentemperatur (TF) in der ersten Brennkammer (18) der Gasturbine (11 ) gegenüber dem Betrieb mit Erdgas um 50-100 K abgesenkt wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass als Brennstoff H2-reiches Syngas verwendet wird, und dass die Flammentemperatur (TF) in der ersten Brennkammer (18) der Gasturbine (11 ) gegenüber dem Betrieb mit Erdgas um 100-150 K abgesenkt wird.
PCT/EP2007/062986 2006-12-01 2007-11-29 Verfahren zum betrieb einer gasturbine WO2008065156A1 (de)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2009538710A JP5415276B2 (ja) 2006-12-01 2007-11-29 ガスタービンを運転する方法
DE112007002785T DE112007002785A5 (de) 2006-12-01 2007-11-29 Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine
US12/471,665 US8375723B2 (en) 2006-12-01 2009-05-26 Method for operating a gas turbine

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CH19562006 2006-12-01
CH01956/06 2006-12-01

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
US12/471,665 Continuation US8375723B2 (en) 2006-12-01 2009-05-26 Method for operating a gas turbine

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2008065156A1 true WO2008065156A1 (de) 2008-06-05

Family

ID=37877051

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2007/062986 WO2008065156A1 (de) 2006-12-01 2007-11-29 Verfahren zum betrieb einer gasturbine

Country Status (4)

Country Link
US (1) US8375723B2 (de)
JP (1) JP5415276B2 (de)
DE (1) DE112007002785A5 (de)
WO (1) WO2008065156A1 (de)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8375723B2 (en) 2006-12-01 2013-02-19 Alstom Technology Ltd. Method for operating a gas turbine

Families Citing this family (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2008127745A2 (en) * 2007-01-10 2008-10-23 Praxair Technology, Inc. Asu nitrogen sweep gas in hydrogen separation membrane for production of hrsg duct burner fuel
GB0920094D0 (en) * 2009-11-17 2009-12-30 Alstom Technology Ltd Reheat combustor for a gas turbine engine
US20110162380A1 (en) * 2010-01-04 2011-07-07 General Electric Company Method to increase net plant output of a derated igcc plant
US20120055168A1 (en) * 2010-09-08 2012-03-08 General Electric Company System and method for producing hydrogen rich fuel
JP5355657B2 (ja) * 2011-10-21 2013-11-27 中国電力株式会社 発電システム
RU2627759C2 (ru) * 2012-10-24 2017-08-11 Ансалдо Энерджиа Свитзерлэнд Аг Последовательное сгорание со смесителем разбавляющего газа
JP6291245B2 (ja) * 2012-12-20 2018-03-14 ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ Ｈｒｓｇおよびファンへの空気流バイパスを備えた過給結合サイクルシステム
US9599017B2 (en) 2013-06-28 2017-03-21 General Electric Company Gas turbine engine and method of operating thereof
US9534541B2 (en) * 2013-10-11 2017-01-03 General Electric Company System and method for improving efficiency of a gas turbine engine
US20160146462A1 (en) 2014-11-21 2016-05-26 Alstom Technology Ltd PLANT, COMBUSTION APPARATUS, AND METHOD FOR REDUCTION OF NOx EMISSIONS
US11208959B2 (en) * 2016-11-09 2021-12-28 General Electric Company System and method for flexible fuel usage for gas turbines
CN110121586B (zh) 2016-11-09 2022-01-25 八河流资产有限责任公司 用于电力生产和集成的氢气生产的系统和方法
EP3706883A2 (de) 2017-11-09 2020-09-16 8 Rivers Capital, LLC Systeme und verfahren zur herstellung und trennung von wasserstoff und kohlendioxid
WO2020250194A1 (en) 2019-06-13 2020-12-17 8 Rivers Capital, Llc Power production with cogeneration of further products
US11859539B2 (en) * 2021-02-01 2024-01-02 General Electric Company Aircraft propulsion system with inter-turbine burner
US11691874B2 (en) 2021-11-18 2023-07-04 8 Rivers Capital, Llc Apparatuses and methods for hydrogen production

Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE947843C (de) * 1954-09-11 1956-08-23 Henschel & Sohn G M B H Verfahren zur Verwendung des bei Druckvergasern anfallenden Schleusengases im Gasturbinenbetrieb
DE2503193A1 (de) * 1975-01-27 1976-07-29 Linde Ag Verfahren zur herstellung eines heizgases durch druckvergasung kohlenstoffhaltiger brennstoffe
DE3618745A1 (de) * 1985-06-04 1986-12-04 Westinghouse Electric Corp., Pittsburgh, Pa. System zur energieumwandlung
US4785622A (en) * 1984-12-03 1988-11-22 General Electric Company Integrated coal gasification plant and combined cycle system with air bleed and steam injection
EP0622535A1 (de) * 1993-04-27 1994-11-02 Air Products And Chemicals, Inc. Gebrauch von Stickstoff von einer Luftzerlegungsanlage um die Zufuhrluft zum Kompressor einer Gasturbine zu kühlen und dadurch der Wirkungsgrad zu erhöhen
USRE35061E (en) * 1989-03-24 1995-10-17 General Electric Company Dry low NOx hydrocarbon combustion apparatus
WO1997021789A1 (en) * 1995-12-11 1997-06-19 Abb Carbon Ab A gasifier and a power plant
GB2335953A (en) * 1998-03-30 1999-10-06 Magnox Electric Plc Air extraction from a power generation turbine
WO2000075499A1 (en) * 1999-06-03 2000-12-14 General Electric Company Modified fuel gas turbo-expander for oxygen blown gasifiers and related method
WO2001075277A1 (en) * 2000-03-31 2001-10-11 Northern Research And Engineering Corporation Solid-fueled power generation system with carbon dioxide sequestration and method therefor

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3176219D1 (en) * 1980-12-27 1987-07-02 Hitachi Ltd Method and apparatus for controlling combustion of gasified fuel
JPH1082329A (ja) * 1996-09-09 1998-03-31 Toshiba Corp ガスタービン装置
JPH1162622A (ja) * 1997-08-22 1999-03-05 Toshiba Corp 石炭ガス化複合発電設備およびその運転方法
JP3709669B2 (ja) * 1997-09-11 2005-10-26 株式会社日立製作所 ガス化統合複合発電プラント
JP3952236B2 (ja) * 1998-07-03 2007-08-01 株式会社日立製作所 化石燃料ガス化発電プラントおよびその機器の予熱方法
GB2373299B (en) * 2001-03-12 2004-10-27 Alstom Power Nv Re-fired gas turbine engine
JP3951652B2 (ja) * 2001-09-13 2007-08-01 株式会社日立製作所 ガスタービン発電設備
JP3950320B2 (ja) * 2001-11-07 2007-08-01 三菱重工業株式会社 粉体供給システム制御方法、プログラム、それに供する制御装置、ガス化複合発電設備
JP2003269188A (ja) * 2002-03-19 2003-09-25 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 蒸気噴射再熱ガスタービン発電装置
JP2003292976A (ja) * 2002-04-05 2003-10-15 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 燃料ガス化設備及び燃料ガス化複合発電設備
WO2008065156A1 (de) 2006-12-01 2008-06-05 Alstom Technology Ltd Verfahren zum betrieb einer gasturbine

Patent Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE947843C (de) * 1954-09-11 1956-08-23 Henschel & Sohn G M B H Verfahren zur Verwendung des bei Druckvergasern anfallenden Schleusengases im Gasturbinenbetrieb
DE2503193A1 (de) * 1975-01-27 1976-07-29 Linde Ag Verfahren zur herstellung eines heizgases durch druckvergasung kohlenstoffhaltiger brennstoffe
US4785622A (en) * 1984-12-03 1988-11-22 General Electric Company Integrated coal gasification plant and combined cycle system with air bleed and steam injection
DE3618745A1 (de) * 1985-06-04 1986-12-04 Westinghouse Electric Corp., Pittsburgh, Pa. System zur energieumwandlung
USRE35061E (en) * 1989-03-24 1995-10-17 General Electric Company Dry low NOx hydrocarbon combustion apparatus
EP0622535A1 (de) * 1993-04-27 1994-11-02 Air Products And Chemicals, Inc. Gebrauch von Stickstoff von einer Luftzerlegungsanlage um die Zufuhrluft zum Kompressor einer Gasturbine zu kühlen und dadurch der Wirkungsgrad zu erhöhen
WO1997021789A1 (en) * 1995-12-11 1997-06-19 Abb Carbon Ab A gasifier and a power plant
GB2335953A (en) * 1998-03-30 1999-10-06 Magnox Electric Plc Air extraction from a power generation turbine
WO2000075499A1 (en) * 1999-06-03 2000-12-14 General Electric Company Modified fuel gas turbo-expander for oxygen blown gasifiers and related method
WO2001075277A1 (en) * 2000-03-31 2001-10-11 Northern Research And Engineering Corporation Solid-fueled power generation system with carbon dioxide sequestration and method therefor

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8375723B2 (en) 2006-12-01 2013-02-19 Alstom Technology Ltd. Method for operating a gas turbine

Also Published As

Publication number Publication date
DE112007002785A5 (de) 2009-11-05
US20090260368A1 (en) 2009-10-22
US8375723B2 (en) 2013-02-19
JP2010511123A (ja) 2010-04-08
JP5415276B2 (ja) 2014-02-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2008065156A1 (de) Verfahren zum betrieb einer gasturbine
EP2024620B1 (de) Verfahren zum betrieb einer gasturbine und kombikraftwerk zur durchführung des verfahrens
EP1407120B2 (de) Verfahren zum betrieb eines brenners einer gasturbine sowie kraftwerksanlage
DE102009043864B4 (de) Kanalbrenner für heizwertarmen Brennstoff für Heizsysteme und Wärmerückgewinnungssysteme
EP2382029B1 (de) Gasturbine mit strömungsteilung und rezirkulation
DE69918492T2 (de) Turbine à gaz à chauffage indirect integree à une unite de separation des gaz de l&#39;air
DE102004039164A1 (de) Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassenden Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens
DE102009003406A1 (de) Verfahren und System zur Unterstützung einer Modifikation eines Kombikreislauf-Arbeitsfluids und dessen Verbrennung
DE112013005578B4 (de) Energieerzeugungssystem, Antriebsverfahren für Energieerzeugungssystem
US7584598B2 (en) Method for operating a gas turbine and a gas turbine for implementing the method
EP0643207B1 (de) Gasturbine mit Druckwellenbrenner, Zwischen-Überhitzung und Gasrückführung
DE102009003702A1 (de) Wiedererwärmungsbrennkammer für eine Gasturbine
US20070033943A1 (en) Method for operating a gas turbine as well as a gas turbine for implementing the method
DE112010003300T5 (de) Gasturbine und Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine
CH698638B1 (de) Verfahren zum Betrieb einer Gasturbinenanordnung umfassend die Einspritzung eines Verdünnungsmittels in die Gasturbinenanordnung.
EP0758045B1 (de) Anfahrverfahren einer als Einwellenanlage ausgeführten Kombianlage
DE112006002028B4 (de) Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine sowie Gasturbine zur Durchführung des Verfahrens
DE60034529T2 (de) Brenngasentspannungsturbine für einen sauerstoffaufblas-vergaser und zugehöriges verfahren
DE112006001991B4 (de) Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine
DE102007060550A1 (de) System und Verfahren für emissionsarme Verbrennung
DE112006001974B4 (de) Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine sowie Gasturbine zur Durchführung des Verfahrens
DE3331152A1 (de) Verfahren zum betrieb einer mit einer brennstoffvergasungsanlage kombinierten gasturbinenanlage
DE112006001975B4 (de) Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine sowie Gasturbine zur Durchführung des Verfahrens
DE10147000B4 (de) Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage
EP2626532A1 (de) Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 07847503

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 1120070027851

Country of ref document: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2009538710

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

REF Corresponds to

Ref document number: 112007002785

Country of ref document: DE

Date of ref document: 20091105

Kind code of ref document: P

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 07847503

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1