WO2015062966A1 - Verfahren zum betreiben einer gasturbine - Google Patents

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WO2015062966A1
WO2015062966A1 PCT/EP2014/072749 EP2014072749W WO2015062966A1 WO 2015062966 A1 WO2015062966 A1 WO 2015062966A1 EP 2014072749 W EP2014072749 W EP 2014072749W WO 2015062966 A1 WO2015062966 A1 WO 2015062966A1
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hydrogen
gas
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Christian Brunhuber
Berthold Köstlin
Rainer Saliger
Gerhard Zimmermann
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Siemens Aktiengesellschaft
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    • Y02T50/678—Aviation using fuels of non-fossil origin

Definitions

  • the invention relates to a method for operating a gas turbine. It also relates to a gas turbine and a force ⁇ factory plant.
  • renewable energies typically depend on their current power depending on z. If, for example, solar radiation and wind strength fluctuate, but the grid frequency must be kept constant by equalizing consumption and power supply, it is necessary to compensate for these fluctuations.
  • the hydrogen content of the fuel supplied to the gas turbine is ermit ⁇ telt and a number of manipulated variables of the gas turbine can be varied based on the determined hydrogen content in the manner of a Re ⁇ gelung.
  • the invention is based on the consideration that by the supply of hydrogen into the natural gas network, the hydrogen is a very wide use. In particular ⁇ the low phases in renewable generation gas turbines with the gas-hydrogen mixture gas operated. To ensure this type of energy storage, gas turbines should be able to operate with fluctuating hydrogen content in natural gas.
  • the hydrogen content of the Gasturbi ⁇ ne fuel supplied is continuously measured and adjusted all the relevant parameters of the gas turbine control by means of a predefined correlation.
  • the hydrogen content directly by means of a gas chromatograph gemes ⁇ sen. Due to the direct physical measurement, the alternative z. B. can also be done by means of thermal conductivity measurement, a particularly accurate determination of the hydrogen content is achieved.
  • the hydrogen content is determined indirectly based on characteristics of the combustion ⁇ substance. As properties here come, for example, the calorific value or the combustion properties of the fuel in question. If such an indirect measuring ⁇ solution enables sufficient accuracy, so can be spent on expensive components, such. B. dispensed with a separate gas chromatograph.
  • the relevant adjustment or system variables of the gas turbine adapted on the basis of the hydrogen content should be selected depending on the load range:
  • the exhaust gas temperature is reduced in full-load operation with an increase in the hydrogen content.
  • the combustion temperature is also reduced, so that an increase in the NOx emissions is avoided and the risk of flashback is avoided.
  • a water and / or steam injection is alternatively or additionally advantageously carried out in full load operation with an increase of the hydrogen content ⁇ . This injection takes place in the combustion chamber and also reduces the combustion temperature and thus the NOx emissions and the risk of flashback.
  • the fuel quantity is advantageously varied in a pilot burner of the gas turbine.
  • the pilot burner is used in the combustion chamber of the gas turbine to generate a stable pilot flame.
  • the main burners are arranged around the pilot burner. Since the hydrogen content in Fuel affects the flame stability and acoustic stability, an adjustment of the pilot gas quantity to increase ⁇ this stability is particularly advantageous.
  • the gas turbine should be shut down as quickly as possible.
  • a first limit value for the hydrogen content is proposed in some way legally determined, which may be of the type and design of the gas turbine depen ⁇ gig, and when it exceeds the first predetermined limit value for the hydrogen content of the gas turbine is shut down.
  • the extracted hydrogen is advantageously stored in a hydrogen storage and admixed with falling below a third predetermined limit for the hydrogen content of hydrogen from the hydrogen storage of the gas turbine fuel supplied.
  • the third predetermined limit characterizes a phase with a lower hydrogen content in the fuel, in which an additional contribution mixture of hydrogen can be compensated by the control measures described above.
  • a natural gas or fuel storage can be used to lower the hydrogen content.
  • a part of the fuel is advantageously at Unterschrei ⁇ tion of a fourth predetermined limit for the hydrogen content, ie in a phase with low hydrogen ⁇ content in the fuel the gas turbine fuel supplied stored in a fuel storage.
  • Exceeding a fifth predetermined limit value for the hydrogen content, ie in a phase with a high water ⁇ material content is then advantageously mixed fuel from the fuel storage of the gas turbine fuel supplied. This reduces the relative hydrogen content.
  • a gas turbine advantageously has corresponding means for operation by means of the described method.
  • These include appropriate measuring equipment such.
  • a gas chromatograph or other sensors for the combustion properties of the fuel a corresponding control ⁇ electronics and / or software and the absorption and admixing devices described and fuel and / or the hydrogen storage.
  • a power plant advantageously comprises a derar ⁇ term gas turbine.
  • the power plant is particularly suitable for use in natural gas networks with power to gas feed.
  • FIG. 2 shows a schematic representation of a method for
  • the 1 shows a gas turbine 100 in a partial longitudinal section ⁇ .
  • a gas turbine 100 is a turbomachine which converts the internal energy (enthalpy) of a flowing fluid (liquid or gas) into rotational energy and ultimately into mechanical drive energy.
  • the gas turbine 100 has inside a rotatably mounted around a rotation axis 102 (axial direction) rotor 103, which is also referred to as a turbine runner.
  • a rotation axis 102 axial direction
  • rotor 103 which is also referred to as a turbine runner.
  • the rotor 103 are not an intake housing 104, a compressor 105, a toroidal combustion chamber 106, here an annular combustion ⁇ chamber, with a plurality of coaxially arranged burners 107, a turbine 108 and the exhaust manifold 109.
  • the burners 107 umfas ⁇ sen in each case a Pilot burner shown closer, which serves to increase the flame stability, especially in the partial ⁇ last Schl.
  • the annular combustion chamber 106 communicates with an annular hot-gas passage 111, where, for example, four hinterei ⁇ Nander turbine stages 112 form the turbine 108.
  • Each Turbine stage 112 is formed of two blade rings. Seen in the flow direction of a working medium 113, in the hot-gas passage 111 a row of guide vanes 115 formed from rotor blades 120 ⁇ row 125.
  • the blades 120, 130 are profiled slightly curved, similar to an aircraft wing ⁇ surface.
  • the guide vanes 130 are secured to the stator 143, where ⁇ however, the blades 120 are mounted a row 125 by means of a turbine disk 133.
  • Rotor 103rd The run ⁇ blades 120 thus form components of the rotor or Läu ⁇ fers 103.
  • Coupled to the rotor 103 is a generator or a working machine (not shown).
  • air 135 is sucked by the compressor 105 through the intake housing and ver ⁇ seals.
  • the 105 ⁇ be compressed air provided at the turbine end of the compressor is ge ⁇ leads to the burners 107, where it is mixed with a fuel. The mixture is then burned to form the working medium 113 in the combustion chamber 106.
  • the working medium 113 flows along the hot gas channel 111 past the guide vanes 130 and the rotor blades 120.
  • the fluid flow is removed by the turbulence-free as possible laminar flow around the turbine blades 120, 130, a portion of its internal energy, the blades 120 of the turbine 108th passes.
  • the rotor 103 is then rotated via these, whereby the compressor 105 is first driven.
  • the useful power is delivered to the non Darge ⁇ presented machine.
  • the components exposed to the hot working medium 113 are subject to thermal loads during operation of the gas turbine 100.
  • the vanes 130 and runner blades 120 in particular seen in the flow direction of the working medium 113, the first turbine stage 112 ne ⁇ ben be the the annular combustion chamber 106 heat shield bricks which the highest thermal stresses.
  • the high loads make highly resilient materials necessary.
  • the Turbi ⁇ nenschaufeln 120, 130 are therefore made of titanium alloys, Ni ckel superalloy or tungsten-molybdenum alloys.
  • M Fe, Co, Ni, rare earths
  • thermal barrier coating The coating for heat shielding is called Thermal Barrier Coating (TBC)
  • TBC Thermal Barrier Coating
  • Each vane 130 has, besides the actual blade ⁇ sheet to a designated as a platform 144, the inner housing 138 of the turbine 108 facing vane root and vane root ei ⁇ NEN the opposite guide vane.
  • the Leitschaufelkopf faces the rotor 103 and fixed to an inner ring 140 of the stator 143.
  • Each inner ⁇ ring 140 encloses the shaft of the rotor 103.
  • each blade to such a blade root but ends in a blade tip.
  • FIG. 2 shows a schematic illustration of a method for operating the gas turbine 100, taking into account the hydrogen content in the supplied fuel 146.
  • FIG. 2 shows only schematically compressors 105, combustion chamber 106 and turbine 108 of the gas turbine 100.
  • the generator 148 already described is on the axis 102 arranged.
  • the gas turbine 100 is supplied with fuel 146 from a natural gas ⁇ network, which is fed to store the energy from erneuerba ⁇ Ren energy production methods such as wind or solar power with hydrogen produced by electrolysis.
  • the fuel 146 therefore includes a portion of natural gas 150 and a portion of hydrogen 152.
  • the operation of the gas turbine 100 is controlled by a control unit 154. Based on a plurality of measured variables 156 from the gas turbine 100 such. B. vibration amplitudes and nitrogen oxide content in the exhaust gas and predetermined target values such. B. performance, the manipulated variables 158 of the gas turbine 100 are regulated. These include z. As the turbine inlet and outlet temperatures, steam and / or WasserInstitutischungsmenge and pressure, pilot gas quantity for the pilot burner, etc.
  • a gas chromatograph 160 is connected in the fuel supply line of the gas turbine 100. This permanently measures the hydrogen content in the supplied fuel 146, and outputs the determined hydrogen content to the control unit 154. So far ⁇ the hydrogen content can be determined indirectly, for example. B. based on the combustion characteristics, and this determination has a sufficient accuracy, the gas chromatograph 160 may also be omitted in an alternative embodiment. It is crucial that the control unit 154, the hydrogen content in the fuel 146 is available as an input variable.
  • the manipulated variables 158 of the gas turbine 100 are set.
  • the exhaust temperature is full load operation at full load or local particular graces redu ⁇ or made a water / steam or carbon dioxide or alternatively Stickscherindüsung.
  • the partial load range in particular the amount of fuel for the pilot burner is adaptable during order to be granted slightest ⁇ th adequate flame stability.
  • various upper and lower limit values for the hydrogen content in the fuel 146 are specified, with which additional measures are triggered if they are exceeded or fallen below. For example, with impermissibly high hydrogen contents, the gas turbine 100 can be shut down.
  • hydrogen 152 can be removed from the fuel 146 via a hydrogen separation 162 which can be based on a hydrogen-permeable membrane. This is temporarily stored in a hydrogen storage 164. If the hydrogen content in the fuel 146 drops again, the hydrogen can be fed back via a valve 166. Furthermore, a fuel storage 168 is provided, in which in a phase of low hydrogen content in the fuel 146 146 fuel is stored.

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Abstract

Ein Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine (100) soll den sicheren und wirtschaftlichen Betrieb einer Gasturbine in Erdgasnetzen mit Power-to-Gas-Einspeisung ermöglichen. Dazu wird der Wasserstoffgehalt des der Gasturbine (100) zugeführten Brennstoffs (146) ermittelt und eine Anzahl von Stellgrößen (158) der Gasturbine (100) anhand des ermittelten Wasserstoffgehalts in der Art einer Regelung variiert.

Description

Beschreibung
Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine. Sie betrifft weiter eine Gasturbine und eine Kraft¬ werksanlage .
Aufgrund der fortschreitenden Energiewende nimmt der Anteil an erneuerbaren Energien in den Stromverbundnetzen zu. Hierdurch werden fossile Energieträger und somit Kohlendioxid¬ emissionen eingespart. Da erneuerbare Energien typischerweise hinsichtlich ihrer momentanen Leistung abhängig von z. B., Sonneneinstrahlung und Windstärke fluktuieren, die Verbund- netzfrequenz durch Angleich von Verbrauch und Stromeinspeisung jedoch konstant gehalten werden muss, ist ein Ausgleich dieser Fluktuationen notwendig.
Ein Lösungsansatz besteht darin, die Energie durch Zwischen- speicherung zeitversetzt nutzbar zu machen. Bisher wurde
Energie dabei hauptsächlich in Pumpspeicherkraftwerken gespeichert. Im Rahmen von Forschungs- und Demonstrationspro¬ jekten gibt es jedoch Bestrebungen, überschüssige Energie zur Wasserelektrolyse zu nutzen und den entstehenden Wasserstoff in das Erdgasnetz einzuspeisen. Dieses Verfahren ist unter dem Namen Power-to-Gas bekannt und soll in Zukunft großkom¬ merziell eingesetzt werden.
Es ergibt sich hierbei das Problem, dass Kraftwerke, die elektrische Energie mithilfe von Brennstoff aus dem Erdgas¬ netz erzeugen, d. h. typischerweise Gasturbinenkraftwerke oder kombinierte Gas- und Dampfturbinenkraftwerke, nicht auf die durch die Wasserstoffeinspeisung veränderte Brennstoff¬ zusammensetzung im Erdgasnetz angepasst sind. Unter Umständen können hierbei Wirtschaftlichkeit und sogar die betriebliche Sicherheit solcher Kraftwerke leiden. Aus der US 2010/0162678 AI und der CH 703598 A2 ist es zwar bekannt, Gasturbinen abhängig von bestimmten BrennstoffParametern zu regeln. Allerdings werden hierbei lediglich sekundäre Parameter wie der Heizwert verwendet. Weiterhin wird in diesen Druckschriften davon ausgegangen, dass die Zusammensetzung des Brennstoffs aktiv beeinflussbar ist, nämlich durch entsprechende Einstellung der Mischungsverhältnisse.
Es ist daher Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren der ein- gangs genannten Art anzugeben, welches den sicheren und wirtschaftlichen Betrieb einer Gasturbine in Erdgasnetzen mit Power-to-Gas-Einspeisung ermöglicht .
Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß gelöst, indem der Wasser- stoffgehalt des der Gasturbine zugeführten Brennstoffs ermit¬ telt wird und eine Anzahl von Stellgrößen der Gasturbine anhand des ermittelten Wasserstoffgehalts in der Art einer Re¬ gelung variiert werden. Die Erfindung geht dabei von der Überlegung aus, dass durch die Einspeisung von Wasserstoff ins Erdgasnetz dem Wasserstoff eine sehr breite Nutzung offensteht. Insbesondere wer¬ den in Phasen geringer erneuerbarer Erzeugung Gasturbinen mit dem Erdgas-Wasserstoff-Mischgas betrieben. Um diese Art der Energiespeicherung sicherzustellen, sollten Gasturbinen mit einem schwankenden Wasserstoffgehalt im Erdgas betrieben werden können. Dazu wird der Wasserstoffgehalt des der Gasturbi¬ ne zugeführten Brennstoffes durchgehend gemessen und mittels einer vordefinierten Korrelation alle relevanten Parameter der Gasturbinenregelung eingestellt.
In vorteilhafter Ausgestaltung des Verfahrens wird der Wasserstoffgehalt direkt mittels eines Gaschromatographen gemes¬ sen. Durch die direkte physikalische Messung, die alternativ z. B. auch mittels Wärmeleitfähigkeitsmessung erfolgen kann, wird eine besonders exakte Ermittlung des Wasserstoffgehalts erreicht . In weiterer vorteilhafter Ausgestaltung des Verfahrens wird der Wasserstoffgehalt anhand von Eigenschaften des Brenn¬ stoffs indirekt ermittelt. Als Eigenschaften kommen hier bei- spielsweise der Heizwert oder die Verbrennungseigenschaften des Brennstoffes in Frage. Wenn eine derartige indirekte Mes¬ sung eine ausreichende Genauigkeit ermöglicht, kann so auf aufwändige Bauteile, z. B. einen separaten Gaschromatographen verzichtet werden.
Die anhand des Wasserstoffgehaltes angepassten relevanten Stell- bzw. Systemgrößen der Gasturbine sollten abhängig vom Lastbereich ausgewählt werden: Vorteilhafterweise wird im Volllastbetrieb bei einer Erhöhung des Wasserstoffgehalts die Abgastemperatur verringert. Hierdurch wird auch die Verbrennungstemperatur verringert, so dass ein Anstieg der NOx-Emis- sionen vermieden wird und die Gefahr eines Flammenrückschlags vermieden wird. Zum gleichen Zweck wird alternativ oder zusätzlich vorteilhafterweise im Volllastbetrieb bei einer Erhöhung des Wasser¬ stoffgehalts eine Wasser- und/oder Dampfeindüsung vorgenommen. Diese Eindüsung erfolgt in die Brennkammer und verringert ebenfalls die Verbrennungstemperatur und damit die NOx- Emissionen und die Gefahr eines Flammenrückschlags.
Alternativ oder zusätzlich zur Eindüsung von Wasser oder Dampf kann vorteilhafterweise im Volllastbetrieb bei einer Erhöhung des Wasserstoffgehalts auch eine Kohlendioxid- und/oder Stickstoffeindüsung vorgenommen werden. Diese erreicht den gleichen Zweck.
Im Teillastbereich wird vorteilhafterweise die Brennstoffmenge in einem Pilotbrenner der Gasturbine variiert. Der Pilot- brenner dient in der Brennkammer der Gasturbine zur Erzeugung einer stabilen Pilotflamme. Um den Pilotbrenner herum sind die Hauptbrenner angeordnet. Da der Wasserstoffanteil im Brennstoff die Flammenstabilität bzw. akustische Stabilität beeinflusst, ist eine Anpassung der Pilotgasmenge zur Erhö¬ hung dieser Stabilität besonders vorteilhaft. Für den Fall, dass die Wasserstoffgehalte so hohe Werte an¬ nehmen, dass die bisher beschriebenen regelungstechnischen Maßnahmen nicht mehr ausreichen, um einen sicheren, regelkonformen Betrieb zu gewährleisten, sollte die Gasturbine schnellstmöglich heruntergefahren werden. Hierfür wird vor- teilhafterweise ein erster Grenzwert für den Wasserstoffgeh- alt bestimmt, der von Art und Auslegung der Gasturbine abhän¬ gig sein kann, und bei Überschreitung des ersten vorgegebenen Grenzwertes für den Wasserstoffgehalt wird die Gasturbine heruntergefahren .
Ist ein Herunterfahren der Gasturbine nicht erwünscht, da z. B. nur ein kurzfristiger Anstieg des Wasserstoffgehalts zu erwarten ist, oder aber nicht möglich, da z. B. die Versorgungssicherheit dies nicht zulässt, können auch alternative Maßnahmen ergriffen werden, die der Reduktion des Wasserstoffgehalts dienen. Dazu wird vorteilhafterweise bei Über¬ schreitung eines zweiten vorgegebenen Grenzwertes für den Wasserstoffgehalt Wasserstoff aus dem der Gasturbine zuge¬ führten Brennstoff extrahiert. Eine derartige Wasserstoff-Ab- reicherung kann beispielsweise über eine Wasserstoff-permeab¬ le Membran oder über Druckwechselabsorption erfolgen. Der zweite Grenzwert für den Start der Absorption kann dabei niedriger liegen als der Grenzwert für die Abschaltung der Gasturbine .
Der extrahierte Wasserstoff wird vorteilhafterweise in einem WasserstoffSpeicher gespeichert und bei Unterschreitung eines dritten vorgegebenen Grenzwertes für den Wasserstoffgehalt Wasserstoff aus dem WasserstoffSpeicher dem der Gasturbine zugeführten Brennstoff beigemischt. Der dritte vorgegebene Grenzwert charakterisiert dabei eine Phase mit niedrigerem Wasserstoffgehalt im Brennstoff, in dem eine zusätzliche Bei- mischung von Wasserstoff durch die oben beschriebenen regelungstechnischen Maßnahmen kompensierbar ist.
Alternativ oder zusätzlich kann auch ein Erdgas- bzw. Brenn- stoffSpeicher zur Absenkung des Wasserstoffgehalts zur Anwendung kommen: Hierzu wird vorteilhafterweise bei Unterschrei¬ tung eines vierten vorgegebenen Grenzwertes für den Wasserstoffgehalt, d. h. in einer Phase mit niedrigem Wasserstoff¬ gehalt im Brennstoff ein Teil des der Gasturbine zugeführten Brennstoffs in einem BrennstoffSpeicher gespeichert. Bei
Überschreitung eines fünften vorgegebenen Grenzwertes für den Wasserstoffgehalt, d. h. in einer Phase mit hohem Wasser¬ stoffanteil wird dann vorteilhafterweise Brennstoff aus dem BrennstoffSpeicher dem der Gasturbine zugeführten Brennstoff beigemischt. Hierdurch wird der relative Wasserstoffanteil reduziert .
Eine Gasturbine weist vorteilhafterweise entsprechende Mittel zum Betrieb mittels des beschriebenen Verfahrens auf. Diese beinhalten entsprechende Messeinrichtung wie z. B. einen Gaschromatographen oder andere Sensoren für die Verbrennungseigenschaften des Brennstoffs, eine entsprechende Regelungs¬ elektronik und/oder -Software sowie die beschriebenen Absorp- tions- und Beimischungseinrichtungen sowie Brennstoff- und/o- der WasserstoffSpeicher .
Eine Kraftwerksanlage umfasst vorteilhafterweise eine derar¬ tige Gasturbine. Hierdurch eignet sich die Kraftwerksanlage in besonderem Maße für den Einsatz in Erdgasnetzen mit Power- to-Gas-Einspeisung .
Die mit der Erfindung erzielten Vorteile bestehen insbesondere darin, dass durch die Modifikation der Gasturbinenregelung in der Weise, dass der während des Betriebs bestimmte Wasser- stoffanteil im Erdgas direkt Regelgrößen beeinflusst, ein re¬ gelkonformer, sicherer und wirtschaftlicher Betrieb der Gasturbine gewährleistet ist. Des Weiteren wird eine Steuerung implementiert, die regelungstechnische Maßnahmen und weitere Prozesse zur Wasserstoff erminderung (Abtrennung und Speicherung) aufeinander abstimmt. Die Erfindung wird anhand einer Zeichnung näher erläutert. Darin zeigen:
FIG 1 einen teilweisen Längsschnitt durch eine Gasturbi¬ ne, und
FIG 2 eine schematische Darstellung eines Verfahrens zum
Betreiben der Gasturbine unter Berücksichtigung des Wasserstoffanteils im zugeführten Brennstoff. Gleiche Teile sind in allen Figuren mit denselben Bezugszei¬ chen versehen.
Die FIG 1 zeigt eine Gasturbine 100 in einem Längsteil¬ schnitt. Eine Gasturbine 100 ist eine Strömungsmaschine, wel- che die innere Energie (Enthalpie) eines strömenden Fluids (Flüssigkeit oder Gas) in Rotationsenergie und letztlich in mechanische Antriebsenergie umwandelt.
Die Gasturbine 100 weist im Inneren einen um eine Rotations- achse 102 (Axialrichtung) drehgelagerten Rotor 103 auf, der auch als Turbinenläufer bezeichnet wird. Entlang des Rotors 103 folgen aufeinander ein Ansauggehäuse 104, ein Verdichter 105, eine torusartige Brennkammer 106, hier eine Ringbrenn¬ kammer, mit mehreren koaxial angeordneten Brennern 107, eine Turbine 108 und das Abgasgehäuse 109. Die Brenner 107 umfas¬ sen dabei jeweils einen nicht näher gezeigten Pilotbrenner, der zur Erhöhung der Flammenstabilität insbesondere im Teil¬ lastbereich dient. Die Ringbrennkammer 106 kommuniziert mit einem ringförmigen Heißgaskanal 111. Dort bilden beispielsweise vier hinterei¬ nander geschaltete Turbinenstufen 112 die Turbine 108. Jede Turbinenstufe 112 ist aus zwei Schaufelringen gebildet. In Strömungsrichtung eines Arbeitsmediums 113 gesehen folgt im Heißgaskanal 111 einer Leitschaufelreihe 115 eine aus Lauf¬ schaufeln 120 gebildete Reihe 125. Die Schaufeln 120, 130 sind leicht gekrümmt profiliert, ähnlich einer Flugzeugtrag¬ fläche .
Die Leitschaufeln 130 sind dabei am Stator 143 befestigt, wo¬ hingegen die Laufschaufeln 120 einer Reihe 125 mittels einer Turbinenscheibe 133 am Rotor 103 angebracht sind. Die Lauf¬ schaufeln 120 bilden somit Bestandteile des Rotors oder Läu¬ fers 103. An dem Rotor 103 angekoppelt ist ein Generator oder eine Arbeitsmaschine (nicht dargestellt) . Während des Betriebes der Gasturbine 100 wird vom Verdichter 105 durch das Ansauggehäuse 104 Luft 135 angesaugt und ver¬ dichtet. Die am turbinenseitigen Ende des Verdichters 105 be¬ reitgestellte verdichtete Luft wird zu den Brennern 107 ge¬ führt und dort mit einem Brennmittel vermischt. Das Gemisch wird dann unter Bildung des Arbeitsmediums 113 in der Brennkammer 106 verbrannt. Von dort aus strömt das Arbeitsmedium 113 entlang des Heißgaskanals 111 vorbei an den Leitschaufeln 130 und den Laufschaufeln 120. Dem Fluidstrom wird durch die möglichst wirbelfreie laminare Umströmung der Turbinenschaufeln 120, 130 ein Teil seiner inneren Energie entzogen, der auf die Laufschaufeln 120 der Turbine 108 übergeht. Über diese wird dann der Rotor 103 in Drehung versetzt, wodurch zunächst der Verdichter 105 ange- trieben wird. Die nutzbare Leistung wird an die nicht darge¬ stellte Arbeitsmaschine abgegeben.
Die dem heißen Arbeitsmedium 113 ausgesetzten Bauteile unterliegen während des Betriebes der Gasturbine 100 thermischen Belastungen. In der Gasturbine 100 herrschen Temperaturen von bis zu 1500 Grad Celsius, da höhere Temperaturen einen besse¬ ren Wirkungsgrad bedeuten. Die Leitschaufeln 130 und Lauf- schaufeln 120 insbesondere der in Strömungsrichtung des Arbeitsmediums 113 gesehen ersten Turbinenstufe 112 werden ne¬ ben den die Ringbrennkammer 106 auskleidenden Hitzeschildsteinen am meisten thermisch belastet. Die hohen Belastungen machen höchstbelastbare Werkstoffe erforderlich. Die Turbi¬ nenschaufeln 120, 130 werden daher aus Titan-Legierungen, Ni- ckel-Superlegierung oder Wolfram-Molybdän-Legierungen gefertigt . Die Schaufeln 120, 130 werden für höhere Resistenz gegen Temperaturen sowie Erosion wie zum Beispiel Lochfraß, auch be¬ kannt unter „pitting corrosion", durch Beschichtungen gegen Korrosion (MCrAlX; M = Fe, Co, Ni, Seltene Erden) und Wärme (Wärmedämmschicht, beispielsweise Zr02, Y204-Zr02) geschützt. Die Beschichtung zur Hitzeabschirmung wird Thermal Barrier Coating bzw. kurz TBC genannt. Weitere Maßnahmen, um die Schaufeln hitzeresistenter zu machen, bestehen in ausgeklügelten Kühlkanalsystemen. Diese Technik wird sowohl in den Leit- als auch in den Laufschaufeln 120, 130 angewendet.
Jede Leitschaufel 130 weist neben dem eigentlichen Schaufel¬ blatt einen auch als Plattform 144 bezeichneten, dem Innengehäuse 138 der Turbine 108 zugewandten Leitschaufelfuß und ei¬ nen dem Leitschaufelfuß gegenüberliegenden Leitschaufelkopf auf. Der Leitschaufelkopf ist dem Rotor 103 zugewandt und an einem Innenring 140 des Stators 143 festgelegt. Jeder Innen¬ ring 140 umschließt dabei die Welle des Rotors 103. Ebenso weist jede Laufschaufel einen derartigen Laufschaufelfuß auf, endet jedoch in einer Laufschaufelspitze .
FIG 2 zeigt eine schematische Darstellung eines Verfahrens zum Betreiben der Gasturbine 100 unter Berücksichtigung des Wasserstoffanteils im zugeführten Brennstoff 146. FIG 2 zeigt von der Gasturbine 100 lediglich schematisch Verdichter 105, Brennkammer 106 und Turbine 108. Auf der Achse 102 ist der bereits beschriebene Generator 148 angeordnet. Die Gasturbine 100 wird mit Brennstoff 146 aus einem Erdgas¬ netz versorgt, das zur Speicherung der Energie aus erneuerba¬ ren Energieerzeugungsverfahren wie Wind- oder Solarkraft mit mittels Elektrolyse gewonnenem Wasserstoff gespeist wird. Der Brennstoff 146 umfasst daher einen Anteil von Erdgas 150 und einen Anteil Wasserstoff 152.
Der Betrieb der Gasturbine 100 wir von einer Steuereinheit 154 geregelt. Auf Basis einer Vielzahl von Messgrößen 156 aus der Gasturbine 100 wie z. B. Vibrationsamplituden und Stickoxidgehalt im Abgas und vorgegebenen Sollgrößen wie z. B. Leistung werden die Stellgrößen 158 der Gasturbine 100 geregelt. Diese umfassen z. B. die Turbinenein- und -austritts- temperaturen, Dampf- und/oder Wasserbeimischungsmenge und -druck, Pilotgasmenge für die Pilotbrenner etc.
In die Brennstoffzufuhrleitung der Gasturbine 100 ist ein Gaschromatograph 160 geschaltet. Dieser misst permanent den Wasserstoffgehalt im zugeführten Brennstoff 146 und gibt den ermittelten Wasserstoffgehalt an die Steuereinheit 154. So¬ fern der Wasserstoffgehalt auch indirekt bestimmt werden kann, z. B. anhand der Verbrennungseigenschaften, und diese Bestimmung eine ausreichende Genauigkeit aufweist, kann der Gaschromatograph 160 in einer alternativen Ausführungsform auch entfallen. Entscheidend ist, dass der Steuereinheit 154 der Wasserstoffgehalt im Brennstoff 146 als Eingangsgröße zur Verfügung steht.
Basierend auf dem Wasserstoffgehalt werden die Stellgrößen 158 der Gasturbine 100 eingestellt. Im Volllast- oder Nah- volllastbetrieb wird insbesondere die Abgastemperatur redu¬ ziert oder eine Wasser-/Dampf- oder alternativ Kohlendioxidoder Stickstoffeindüsung vorgenommen. Im Teillastbereich wird insbesondere die Brennstoffmenge für den Pilotbrenner ange- passt, um eine ausreichende Flammenstabilität zu gewährleis¬ ten . Des Weiteren sind verschiedene obere und untere Grenzwerte für den Wasserstoffgehalt im Brennstoff 146 vorgegeben, bei deren Über- bzw. Unterschreiten zusätzliche Maßnahmen ausgelöst werden: Beispielsweise kann bei unzulässig hohen Wasser- stoffgehalten die Gasturbine 100 heruntergefahren werden.
Alternativ oder zusätzlich kann über eine Wasserstoffabtren- nung 162, die auf einer Wasserstoffpermeablen Membran basieren kann, Wasserstoff 152 aus dem Brennstoff 146 entnommen werden. Dieser wird in einem WasserstoffSpeicher 164 zwischengespeichert. Sinkt der Wasserstoffgehalt im Brennstoff 146 wieder, kann der Wasserstoff über ein Ventil 166 wieder zugeführt werden. Weiterhin ist ein BrennstoffSpeicher 168 vorgesehen, in den in einer Phase geringen Wasserstoffgehalts im Brennstoff 146 Brennstoff 146 eingespeichert wird. Steigt der Wasserstoff¬ gehalt über einen Grenzwert, wird Brennstoff 146 aus dem BrennstoffSpeicher 168 über ein Ventil 170 beigemischt. Es versteht sich hierbei, dass die Entnahme und Beimischung von Wasserstoff 152 bzw. Erdgas 150 nicht allein anhand der vor¬ gegebenen Grenzwerte erfolgt, sondern die Steuereinheit 154 hierbei auch den jeweiligen Füllgrad des WasserstoffSpeichers 164 bzw. BrennstoffSpeichers 168 berücksichtigt.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine (100), bei dem der Wasserstoffgehalt des der Gasturbine (100) zugeführten Brennstoffs (146) ermittelt wird und eine Anzahl von Stell¬ größen (158) der Gasturbine (100) anhand des ermittelten Was¬ serstoffgehalts in der Art einer Regelung variiert werden.
2. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Wasserstoffgehalt mittels eines Gaschromatographen (160) gemessen wird.
3. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der Wasserstoffgehalt anhand von Eigenschaften des Brennstoffs (146) indirekt ermittelt wird.
4. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem im Volllastbetrieb bei einer Erhöhung des Wasserstoff¬ gehalts die Abgastemperatur verringert wird.
5. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem im Volllastbetrieb bei einer Erhöhung des Wasserstoff¬ gehalts eine Wasser- und/oder Dampfeindüsung vorgenommen wird .
6. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem im Volllastbetrieb bei einer Erhöhung des Wasserstoff¬ gehalts eine Kohlendioxid- und/oder Stickstoffeindüsung vorgenommen wird.
7. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem im Teillastbereich die Brennstoffmenge in einem Pilotbrenner der Gasturbine (100) variiert wird.
8. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem bei Überschreitung eines ersten vorgegebenen Grenzwertes für den Wasserstoffgehalt die Gasturbine (100) heruntergefah¬ ren wird.
9. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem bei Überschreitung eines zweiten vorgegebenen Grenzwertes für den Wasserstoffgehalt Wasserstoff aus dem der Gasturbine (100) zugeführten Brennstoff (146) extrahiert wird.
10. Verfahren nach Anspruch 9, bei dem der extrahierte Wasserstoff (152) in einem WasserstoffSpeicher (164) gespeichert wird und bei Unterschreitung eines dritten vorgegebenen
Grenzwertes für den Wasserstoffgehalt Wasserstoff (152) aus dem WasserstoffSpeicher (164) dem der Gasturbine (100) zugeführten Brennstoff (146) beigemischt wird.
11. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem bei Unterschreitung eines vierten vorgegebenen Grenzwertes für den Wasserstoffgehalt ein Teil des der Gasturbine (100) zugeführten Brennstoffs (146) in einem BrennstoffSpei¬ cher (168) gespeichert wird und bei Überschreitung eines fünften vorgegebenen Grenzwertes für den Wasserstoffgehalt Brennstoff (146) aus dem BrennstoffSpeicher (168) dem der Gasturbine (100) zugeführten Brennstoff (146) beigemischt wird .
12. Gasturbine (100) mit Mitteln zum Betrieb mittels des Ver- fahrens nach einem der vorhergehenden Ansprüche.
13. Kraftwerksanlage mit einer Gasturbine (100) nach Anspruch 12.
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