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WO2010049277A1 - Gasturbinenanlage mit abgasrückführung sowie verfahren zum betrieb einer solchen anlage - Google Patents

Gasturbinenanlage mit abgasrückführung sowie verfahren zum betrieb einer solchen anlage Download PDF

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WO2010049277A1
WO2010049277A1 PCT/EP2009/063454 EP2009063454W WO2010049277A1 WO 2010049277 A1 WO2010049277 A1 WO 2010049277A1 EP 2009063454 W EP2009063454 W EP 2009063454W WO 2010049277 A1 WO2010049277 A1 WO 2010049277A1
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WO
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gas turbine
main
compressor
recuperator
turbine
Prior art date
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Ceased
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PCT/EP2009/063454
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English (en)
French (fr)
Inventor
Hans Wettstein
Manfred Wirsum
Steffen Schulz
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GE Vernova GmbH
Original Assignee
Alstom Technology AG
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Publication date
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    • Y02T50/60—Efficient propulsion technologies, e.g. for aircraft

Definitions

  • the present invention relates to the field of gas turbines. It relates to a gas turbine system with exhaust gas recirculation according to the preamble of claim 1 and a method for operating such a system. The invention further relates to an application resp. Use of the gas turbine plant resp. the method for operating such a system.
  • the invention aims to remedy this situation. It is therefore an object of the invention to propose a gas turbine plant, which makes the special advantages of a partially closed, charged gas turbine cycle usable for CO 2 capture, and to provide a method for their operation.
  • Essential for the invention is an exhaust gas recirculation on the low pressure side of a recuperator, wherein on the low pressure side thereof a charging group with a compressor and a turbine is arranged, which charging group sucks air through an inlet and the output of its compressor to the output of the low pressure side of the recuperator and is connected to the input of its turbine to a surplus gas removal line on the low pressure side in the recuperator, and optional means for the separation of CO 2 are provided, which deposit from the whole or a partial flow of the recirculated exhaust gases of the main gas turbine CO 2 .
  • the compressor and the turbine are connected via a common shaft with a generator / motor within the charging group.
  • compressor and turbine of the charging group are connected to separate motor / generator units, which can be operated at different controlled speeds.
  • a precooler for the recirculated exhaust gas is arranged, which precooler with a supplied from the outside cooling medium, in particular in the form of water or steam, and having a condensate outlet for draining the water condensed in the precooler.
  • the precooler exchanges heat via a heat transfer device with the means for separating CO 2 or with another device for utilizing the waste heat.
  • a further embodiment of the invention is characterized in that the output of the turbine of the charging group is in communication with the means for the separation of CO 2 , and that in this connection an excess gas cooler is arranged.
  • the means for the separation of CO 2, a CO 2 -Absorptionsklale and a CO 2 - desorption tower which with each other via a first connection line for CO 2 -redu transformedes sorbent and a second connection line for CO 2 - enriched sorbent mutually in Connection stand.
  • a further embodiment of the invention is characterized in that in the connection between the main compressor and the combustion chamber, in particular on the cold side of the recuperator, a quick discharge valve is arranged.
  • the main gas turbine and the recuperator and possibly the precooler can be arranged in a common pressure vessel, wherein a drain valve and / or a pressure relief valve is provided for unexpected operating conditions on the pressure vessel.
  • the main generator can either be arranged inside the pressure vessel and have a hydrogen cooling system, or be arranged outside the pressure vessel and have an air or hydrogen cooling, or otherwise another fluid cooling.
  • a development of this embodiment is characterized in that the pressure vessel for inspection and / or service is designed to be accessible, at least one manhole and means for ventilation and for safe shut-off of the fuel supply before the on-site inspection.
  • a further embodiment of the invention is characterized in that for the cooling fluid supply of the main turbine and other thermally loaded parts of the main gas turbine one or more partial streams are diverted from the recuperator and fed via supply lines to the points to be cooled.
  • Another embodiment of the invention is characterized in that the main compressor of the main gas turbine is divided into two or more parts, and that between these parts operated with cooling water intercooler are arranged.
  • main turbine has a closed cooling system, which is supplied via a pressure booster compressor with cooling fluid removed downstream of the main compressor and returns the heated cooling fluid upstream of the combustion chamber into the main circuit.
  • the means for separating CO 2 may also be arranged between the precooler and the inlet of the main compressor and comprise, for example, a pressurized CO 2 absorption system.
  • a preferred embodiment of the operating method according to the invention is characterized in that the average residual oxygen content at the outlet of the combustion chamber is at least 0.5%.
  • Another embodiment of the invention is characterized in that pure oxygen or an oxygen-containing fluid is added via a control valve in front of the combustion chamber.
  • Main gas turbine / recuperator is regulated.
  • the mass flows of compressor and turbine of the charging group are controlled independently of each other.
  • variable speeds and / or movable guide rows in the compressor and / or the turbine can be used to control these machines.
  • a pressure ratio between a minimum value and a maximum design value between 4 and 10 is preferably used, wherein the maximum values at partial load operation are between the minimum value and the maximum design value.
  • Fig. 1 is a simplified process diagram of a gas turbine plant with
  • FIG. 2 is a simplified arrangement diagram of a gas turbine plant with common pressure vessel for the main gas turbine according to a second embodiment of the invention without CO 2 - deposition,
  • FIG. 3 is a simplified arrangement diagram of a gas turbine plant with common pressure vessel for the main gas turbine and pressurized CO 2 absorption system according to a third embodiment of the invention
  • Fig. 4 is a simplified process diagram of a gas turbine plant with
  • FIG. 5 shows a simplified process diagram with division of the charging group into two separate groups of machines, in which case the charging turbine with an electric emergency braking resistor is shown.
  • FIGS. 1 to 5 show various exemplary embodiments of a gas turbine plant 10, 10 'and 40, 40' with exhaust gas recirculation.
  • Each of the gas turbine plants comprises a main gas turbine with a main compressor 1 1 or 1 1 a, 11 b and a main turbine 12, for example, which drive a main generator 14 via a common shaft.
  • a combustion chamber 16, whose output is connected to the input of the main turbine 12, has a fuel supply 18 and receives on the high pressure side of a recuperator 15 oxygen-containing fluid from the outlet of the main compressor 1 1 and 1 1 1 a, 11 b of the main gas turbine.
  • the output of the main turbine 12 and the input of the main compressor 11 and 1 1 a, 1 1 b are connected to the exhaust gas recirculation via the low pressure side of the recuperator 15 and the radiator (17).
  • a charging group 36 with a compressor 23 and a turbine 24 is further arranged on the low pressure side of the recuperator 15.
  • the charging group 36 sucks in air via an air inlet 20. It is connected to the outlet of its compressor 23 to the outlet of the low pressure side of the recuperator 15 and to the inlet of its turbine 24 to an excess fluid removal line 19 on the low pressure side of the recuperator 15.
  • Such a system in particular also such, which is provided with the additional features described below, can in principle be built much more compact than a conventional gas turbine combined plant of the same power, either with or without additional CO 2 deposition.
  • This is due to the higher power density (specific power) of the intake air mass flow of up to more than 1200 kJ / kg (compared to the 670kJ / kg of the best combined gas turbine engines).
  • the intake system and exhaust system can be approximately halved in the specific size.
  • the main gas turbine or main engine 1 1, 12, 13, 15, 16 can be built smaller in their cross-sectional areas by a factor corresponding to the supercharging pressure ratio.
  • it preferably also has a smaller pressure ratio than a conventional gas turbine.
  • the charge group 36 also has a smaller intake cross section than a conventional gas turbine of the same power by more than a factor of two.
  • the following components of a combination system are not needed:
  • the recuperator 15 is needed (which is smaller because of the higher pressure than the comparable HRSG), as well as a precooler 17, which is arranged between the low-pressure outlet of the recuperator 15 and the input of the main compressor 1 1.
  • the equipment for the CO 2 - deposition is smaller than in a comparable combination plant, since only about half the mass flow is to be processed.
  • it is also possible to separate the CO 2 under pressure see the pressurized CO 2 absorption system 49 in Fig. 3), whereby the CO 2 separation plant based on the electric power can be built even smaller.
  • a CO 2 gas absorption device is a CO 2 -..
  • Absorption column 26 and a CO include 2 -Desorptionsklale 27, which with each other via a first connecting line 30 -redu ownedes for CO 2 sorbent and a second connecting line 31 for CO 2 -enriched sorbent mutually connected.
  • the gas turbine plant of the invention is therefore preferably operated with a mean residual oxygen content after the combustion chamber 16 of at least 0.5%.
  • the power density can be further increased by adding an oxygen-containing gas or an oxygen-containing liquid.
  • This addition is conveniently carried out between the lastdefluida notedeist (supply line 33) in the recuperator 15 and the combustion chamber 16.
  • Such (variable) addition of an oxygen-containing fluid can also be done for temporary (fast) performance increase (from a reservoir). The latter is also called power augmentation.
  • a quick relief valve 35 is preferably arranged in the connection between the main compressor 11 and the combustion chamber 16 (FIGS. 1 and 4). This valve opens automatically, partially or completely when certain speed limits are exceeded, and lowers the pressure in this connection (in parallel with the fuel short-circuit to be triggered at the same time).
  • the quick relief valve 35 is conveniently placed on the cold side of the recuperator 15, as shown in the figures.
  • the pressure vessel 40, 40 ' is the main engine with the two-part main compressor 1 1 a and 11 b with intercooler 38, the combustion chamber 41 with fuel supply 18 and the main turbine 12 on the left Page arranged.
  • the exhaust gas of the main turbine 12 is introduced via a diffuser 42 in the low pressure side of the subsequent recuperator 15, then sent through the immediately subsequent precooler 17 and recycled as recirculation flow 43 in the space between pressure vessel wall and recuperator 15 to the suction side of the low pressure compressor 1 1 a.
  • the pressure vessel is therefore kept at the temperature level of the outflow from the precooler, that is about room temperature, which simplifies its design.
  • the compressed in the main compressor 11 a, 1 1 b fluid is passed in countercurrent to the low pressure side of the recuperator 15 to the combustion chamber 41.
  • the intercooler 38 is operated with cooling water 39, the precooler 17 with a cooling medium 44, which may be water and / or steam.
  • the precooler 17 simultaneously operates as a condenser and accordingly has a condensate outlet 34.
  • the charging group 36 arranged outside the pressure vessel 40, 40 'sucks in air via an air inlet 20, compresses it in the compressor 23 and feeds it between the recuperator 15 and the precooler 17 into the recirculation path.
  • the exhaust partial stream taken via an excess gas removal line 19 is guided through the turbine 24 of the charging group 36 and via an exhaust gas outlet 45 to the atmosphere, a precooler or to a CO 2 separation plant (not shown in FIG. 2 ) according to FIG Like. Posted.
  • the main generator 14 can be arranged inside or outside of the pressure vessel 40, 40 '. When placed inside the pressure vessel 40, 40 ', as shown in FIGS. 2 and 3, the main generator 14 should have a hydrogen cooling system to keep the windage losses small. When arranged outside the pressure vessel 40, 40 'and a generator with air cooling is possible. For unexpected operating conditions, in the configuration with pressure vessel 40 according to FIG. 2, a drain valve 53 and an overpressure relief valve 54 can be provided from this pressure vessel.
  • the pressure vessel 40, 40 'with parked machine and after flushing with clean air for inspection and service accessible For this purpose, according to FIG. 3, at least one manhole 55 and a circuit (not shown) are used, in which the charging group 36 together with the slow driven main engine 1 1, 12, 13, 14 is used for purging with air, wherein the fuel supply 18 must remain shut off by at least two serial valves.
  • a purge cycle is also required prior to each start, particularly for gaseous fuels which could have accumulated through leaks in the machine and heat exchanger cavities and present a risk of explosion.
  • a special feature would be a locking of the fuel supply and the ignition, this until a flushing of the system is detected in the relevant time interval.
  • the use of the built-up of the charging group 36 supercharging pressure for power regulation at (nearly) held main turbine inlet temperature has the advantage of a nearly constant partial load efficiency and a constant CO 2 content in the exhaust gas even at partial load operation (only the amount of exhaust gas is about proportional to the power smaller). Since the combustion is maintained at a very low partial load in the nominal temperature range, and since the residence times in the combustion chamber can be kept constant, no increased NOx, CO and UHC concentrations in the exhaust gas can be expected. This so-called
  • inventive control with a charge group 36 is particularly advantageous if it can regulate both the incoming and the outgoing gas flow independently of one another, preferably using a variable speed and / or movable guide rows for compressor 23 and turbine 24.
  • the motor 25 should The latter can also be used to launch the charge group 36.
  • An advantageous alternative according to FIG. 5 is separate drives of charge compressor with motor 57 or charging turbine with generator 59, whose speeds are controlled separately via frequency converter.
  • a pressure ratio between kapp above 1 and a maximum design value of 4 to 10 is advantageously used, part-load states being driven with a pressure ratio between the two values become. If the charge group 36 is designed for a minimum pressure ratio less than 1, but also lower partial load operating states than about 10 ... 25% can be driven. It would also be possible to operate the charging group with a pressure ratio of about 1, which could be accomplished technically by switchable bypass lines with or without throttling instead of charging compressor and charging turbine. In the last two cases, it could also be used at shifted junctions with the process of the main gas turbine, eg the fresh air inlet (directly or after throttling or after an expander) between pre-cooler and main compressor.
  • a pressure ratio of 6 to 12 is advantageously used.
  • This machine does not need adjustable vanes because of the regulation by the supercharging pressure.
  • the operating concept or the already mentioned power augmentation with oxygen-containing fluid still need a volume flow control. This could then be done either with adjustable compressor guide vanes in the main compressor 1 1 or with an adjustable bypass of the combustion chamber 16.
  • the turbine inlet temperature of the main engine is advantageously set in the range 1000 0 C to about 1300 0 C (so-called ISO mixing temperature).
  • ISO mixing temperature is advantageously set in the range 1000 0 C to about 1300 0 C.
  • the higher temperature ranges are preferably higher
  • Turbine outlet temperature to the design range of the recuperator 15 to limit.
  • the inlet temperature of the turbine exhaust gas in the recuperator 15 is in the range of 600 to 800 0 C.
  • a partial flow at the appropriate temperature level (about 300 ° -500 ° C.) is preferably branched off from the recuperator 15 via a supply line 33.
  • it may also be several streams at different temperature levels and / or also directly from the main compressor 1 1 taken partial streams, which may also have a lower pressure level.
  • the main compressor 1 1 of the main engine is carried out with an intermediate cooling (division into low-pressure compressor 11a and high-pressure compressor 11b with intercooler 38 according to FIGS. 2 and 3), 3 to 6 efficiency percentage points can be obtained. With several such intermediate cooling, the efficiency could be further increased.
  • the exhaust gas partial stream removed by means of the excess fluid removal line 19 at the low-pressure side of the recuperator 15 is forwarded via the turbine 24 of the charging group 36 and an excess fluid cooler 21 to a plant for CO 2 separation, which produces a CO 2 absorption column 26 and a CO 2 -Desorptionsklale 27 which are mutually interconnected by a first connection line 30 for CO 2 -reduced sorbent and a second connection line 31 for CO 2 -enriched sorbent and have a CO 2 outlet 29 or Release CO 2 -reduced exhaust gas 28.
  • heat is transferred from the precooler 17 via a heat transfer device 32 to the CO 2 desorption column 27.
  • the same arrangement for CO 2 separation Hesse also provide at the exhaust outlet 45 of the charging group 36 in Fig. 2.
  • a CO 2 can be deposition inserted under pressure, the 17 and standing as shown in FIG. 3 between the precooler to entry into the main compressor 1 1 in a pressurized CO 2 absorption system 49 takes place.
  • This has the advantage of smaller volume flows, which makes the CO 2 -Abscheidungssystem can be built smaller.
  • Charging group 36 incoming charge air cooled by means of a cooler 47 operated with cooling water 47 separately and mix only after the CO 2 separation in front of the main compressor 1 1 a, 11 b.
  • the pressurized CO 2 absorption system 49 can be attached to the system simultaneously or later, in the latter case the barrier walls are then omitted, as shown in Fig. 2.
  • a closed cooling system 52 are used (Fig. 4).
  • the cooling fluid required for this purpose is taken as shown in FIG. 4 downstream of the main compressor 1 1 or 1 1 a, 1 1 b, further compressed in a pressure booster 50 and then for cooling of combustion chamber 16, combustion chamber liner, transition piece and / or especially the main turbine 12th , preferably in the hottest stages, used.
  • the spent (heated) cooling fluid is returned upstream of the combustion chamber 16 to the main circuit.
  • the mixing losses in the main turbine 12 can be reduced, whereby their polytroper efficiency is increased. Since in this case also the (heated and oxygen-containing) cooling fluid takes part in the combustion, the power density also increases.
  • the arrangement of the pressure-increasing compressor 50 has the advantage that in the closed cooling system there is an overpressure against the surrounding hot gas. As a result, the system behaves safer in the event of leaks, because no hot gas can penetrate into the cooling channels.
  • steam could also be used for such a closed cooling system. The heated (used) cooling steam could then either be introduced into the main circuit upstream of the combustion chamber 16 like the used cooling fluid or be expanded in a bottoming cycle.
  • Such a cooling system may also release some cooling fluid into the main process in the cooled parts, be it through leaks or locally required film cooling. It is essential that at least part of the cooling fluid brought to a higher pressure in the pressure-increasing compressor 50 is returned to the main circuit after flowing through the parts to be cooled upstream of the combustion chamber 16.
  • the pre-cooler 17 and / or the cooler 21 can be designed as heat exchangers or else as spray coolers. In this case, externally recooled water is sprayed into the ascending fluid flow. The condensing water from the fluid increases the amount of sprayed water, so that the excess can be used elsewhere, possibly also for an external wet cooling tower or as process water. Because of the high pressure in the combustion chamber 16, depending on the design, a gaseous fuel from a pipeline may need to be compressed and subsequently heated to its use temperature. In liquefied petroleum gas, vaporization is preferably accomplished only after pumping to the required pressure for control and injection. at
  • Liquid fuel the required pressure is generated by one or more pumps. At partial load, energy can be saved by adjusting the fuel pressure generated by compressors or pumps to the pressure level of the combustion chamber (plus pressure drops in valves, lines, and injectors).
  • the gas turbine plant described can have further advantageous embodiments or features, which in themselves have inventive quality and are to be explained below:
  • radial and / or axial designs of the blading of compressors and turbines, as well as volumetric compression and / or expansion machines may be used, with the axial turbomachinery particularly at higher power and in terms of high blading efficiencies are to be used and the volumetric machines at low power levels.
  • Vane bending stresses are increased in proportion to the supercharging pressure ratio. To compensate for this, the number of blades per ring must be reduced and the blade chords must be increased accordingly.
  • a special feature of the turbomachinery are blade numbers of less than 50 at least for individual blade rings (compared to the usual with large machines number of blades from 50 to more than 200).
  • FIG. 5 further shows, in FIG a summary qualitative representation, preferably common electrical network connection 60 via a common power switch of the generators / motors 14, 57, 59.
  • the loading group 36 (compressor 23 and / or turbine 24) may be equipped in addition to the mentioned variable speed with moving vanes. This increases the control range even more.
  • the fuel can be preheated with heat, which is taken depending on the version and temperature level of one of the precooler 17 or 21 or by a compressor intercooling. It would also be thermodynamically advantageous to use a compressor aftercooler for the fuel preheating.
  • a general feature is a fuel preheat for which the waste heat from one or more coolers integrated in the process is used.
  • the systems can be used in particular as a ship propulsion system:
  • gas turbines are used when either low vibration (cruise ships) or a high peak performance (warships) are desired. In the latter case, gas turbines are often combined with
  • conventional gas turbines have a significantly lower efficiency than diesel engines and are unsuitable for deep part-load operation, both of which are overcome by a system discussed above (with or without CO 2
  • a further advantage of the systems according to the invention is the typically lower NOx emissions compared to marine diesel engines, features being a marine propulsion system with one or more primary energy sources in the present form with power transmission on the propulsion system by gear or electric, whereby electrical power can also be used for the ship's internal power supply (“Hotellast").
  • the charging group 36 could be designed for the power supply of its own use, if no electrical mains connection is available. An auxiliary diesel or other start-up method would be necessary.
  • the higher-tempered part of the waste heat which is not used for CO 2 separation and / or fuel preheating, can be used for power generation or power generation in a "bottoming cycle" (examples: Rankine cycle or Kalina cycle) .
  • bottoming cycle examples: Rankine cycle or Kalina cycle
  • cooling medium steam or water
  • exhaust gas outlet CO 2 separation

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Abstract

Eine Gasturbinenanlage (10) mit Abgasrückführung umfassteine Hauptgasturbine (11, 12, 13, 16) mit einem Hauptverdichter (11) und einer Hauptturbine (12), welche einen Hauptgenerator (14) antreiben, sowie eine Brennkammer (16), deren Ausgang mit dem Eingang der Hauptturbine (12) der Hauptgasturbine verbunden ist, eine Brennstoffzufuhr (18) aufweist und über die Hochdruckseite eines Rekuperators (15) Verbrennungsluft vom Ausgang des Hauptverdichters (11) der Hauptgasturbine erhält, wobei der Ausgang der Hauptturbine (12) und der Eingang des Hauptverdichters (11) der Hauptgasturbine zur Abgasrückführung über die Niederdruckseite des Rekuperators (15) und einen Kühler (17) verbunden sind, und wobei auf der Niederdruckseite des Rekuperators (15) eine Ladegruppe (36) mit einem Verdichter (23) und einer Turbine (24) angeordnet ist, welche Ladegruppe (36) über einen Lufteinlass (20) Luft ansaugt und mit dem Ausgang ihres Verdichters (23) an den Ausgang der Niederdruckseitedes Rekuperators (15) und mit dem Eingang ihrer Turbine (24) an eine Überschussgas-Entnahmeleitung (19) auf der Niederdruckseite des Rekuperators (15) angeschlossen ist. Bei gleichzeitig kompaktem Aufbau der Anlage ist eine effektive CO2-Abscheidung dadurch möglich, dass Mittel (26,..,32) zur Abscheidung von CO2 vorgesehen sind, welche entweder aus den nach aussen abgegebenen Abgasen (19) oder aus dem rezirkulierten Teilstrom (43) CO2 abscheiden.

Description

Gasturbinenanlage mit Abgasrückführung sowie Verfahren zum Betrieb einer solchen Anlage
Technisches Gebiet
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf das Gebiet der Gasturbinen. Sie betrifft eine Gasturbinenanlage mit Abgasrückführung gemäss dem Oberbegriff des Anspruchs 1 sowie ein Verfahren zum Betrieb einer solchen Anlage. Die Erfindung betrifft des Weiteren eine Anwendung resp. Verwendung der Gasturbinenanlage resp. des Verfahrens zum Betrieb einer solchen Anlage.
Stand der Technik
Aus der Druckschrift DE-A1 -103 07 374 ist ein Verfahren zum Betrieb eines teilgeschlossenen, aufgeladenen Gasturbinenkreislaufs sowie ein Gasturbinensystem zur Durchführung des Verfahrens bekannt geworden, bei denen Abgasturbolader sowohl als Hauptmaschinen als auch zur Aufladung eingesetzt werden. Nachteil dieser bekannten Lösung ist aber, dass die Potentiale dieser Lösung zur effizienten CO2 Abscheidung, zur fast unbegrenzten
Leistungssteigerung und zu konkurrenzlos hohem Teillastwirkungsgrad bei einem bemerkenswert hohen Gesamtwirkungsgrad von der Fachwelt nicht erkannt worden sind.
Aus der WO-A1 -2008/065036 ist andererseits ein Verfahren zum Betrieb eines Kraftwerks mit Gasturbine, mit einem halbgeschlossenen, rekuperierten Gasturbinen-Kreisprozess sowie ein Kraftwerk zur Durchführung des Verfahrens bekannt geworden, bei welchem aus dem zirkulierenden Arbeitsfluid bei niedrigem oder hohem Druck auf nicht weiter beschriebene Weise CO2 abgeschieden wird. Eine Aufladung durch eine Ladegruppe ist hierbei nicht vorgesehen.
Darstellung der Erfindung
Hier will die Erfindung Abhilfe schaffen. Es ist daher Aufgabe der Erfindung, eine Gasturbinenanlage vorzuschlagen, welche die besonderen Vorteile eines teilgeschlossenen, aufgeladenen Gasturbinenkreislaufs für die CO2-Abscheidung nutzbar macht, sowie ein Verfahren zu deren Betrieb anzugeben.
Die Aufgabe wird durch die Gesamtheit der Merkmale der Ansprüche 1 und 28 gelöst. Wesentlich für die Erfindung ist eine Abgasrückführung über die Niederdruckseite eines Rekuperators, wobei auf der Niederdruckseite desselben eine Ladegruppe mit einem Verdichter und einer Turbine angeordnet ist, welche Ladegruppe über einen Einlass Luft ansaugt und mit dem Ausgang ihres Verdichters an den Ausgang der Niederdruckseite des Rekuperators und mit dem Eingang ihrer Turbine an eine Überschussgas-Entnahmeleitung auf der Niederdruckseite im Rekuperator angeschlossen ist, und optionale Mittel zur Abscheidung von CO2 vorgesehen sind, welche aus dem ganzen oder einem Teilstrom der zurückgeführten Abgase der Hauptgasturbine CO2 abscheiden.
Gemäss einer Ausgestaltung der Erfindung sind innerhalb der Ladegruppe der Verdichter und die Turbine über eine gemeinsame Welle mit einem Generator/Motor verbunden.
In einer anderen Ausgestaltung sind Verdichter und Turbine der Ladegruppe mit separaten Motor/Generator-Einheiten verbunden, welche mit verschiedenen geregelten Drehzahlen betrieben werden können.
Eine andere Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass zwischen dem Ausgang des Rekuperators und dem Eingang des Hauptverdichters ein Vorkühler für das zurückgeführte Abgas angeordnet ist, welcher Vorkühler mit einem von aussen zugeführten Kühlmedium, insbesondere in Form von Wasser oder Dampf, betrieben wird und einen Kondensat-Auslass zum Ablassen des im Vorkühler kondensierten Wassers aufweist. Vorzugsweise tauscht der Vorkühler dabei über eine Wärmeübertragungsvorrichtung Wärme mit den Mitteln zur Abscheidung von CO2 oder mit einer anderen Einrichtung zur Nutzung der Abwärme aus.
Eine weitere Ausgestaltung der Erfindung ist dadurch gekennzeichnet, dass der Ausgang der Turbine der Ladegruppe mit den Mitteln zur Abscheidung von CO2 in Verbindung steht, und dass in dieser Verbindung ein Überschussgas-Kühler angeordnet ist.
Gemäss einer anderen Ausgestaltung der Erfindung umfassen die Mittel zur Abscheidung von CO2 eine CO2-Absorptionssäule und eine CO2- Desorptionssäule, welche untereinander über eine erste Verbindungsleitung für CO2-reduziertes Sorptionsmittel und eine zweite Verbindungsleitung für CO2- angereichertes Sorptionsmittel wechselseitig in Verbindung stehen.
Eine weitere Ausgestaltung der Erfindung ist dadurch gekennzeichnet, dass in der Verbindung zwischen dem Hauptverdichter und der Brennkammer, insbesondere auf der kalten Seite des Rekuperators, ein Schnellentlastungsventil angeordnet ist.
Mit Vorteil können die Hauptgasturbine und der Rekuperator und ggf. der Vorkühler in einem gemeinsamen Druckbehälter angeordnet sein, wobei für unerwartete Betriebszustände am Druckbehälter ein Ablassventil und/oder ein Überdruckbegrenzungsventil vorgesehen ist. Dabei kann der Hauptgenerator entweder innerhalb des Druckbehälters angeordnet sein und ein Wasserstoffkühlsystem aufweisen, oder ausserhalb des Druckbehälters angeordnet sein und eine Luft- oder Wasserstoffkühlung, oder sonst eine andere Fluidkühlung aufweisen.
Eine Weiterbildung dieser Ausgestaltung ist dadurch gekennzeichnet, dass der Druckbehälter für Inspektion und/oder Service begehbar ausgebildet ist, wenigstens ein Mannloch sowie Mittel zur Ventilation und zur sicheren Absperrung der Brennstoffzufuhr vor der Begehung aufweist. Eine weitere Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass zur Kühlfluidversorgung der Hauptturbine und anderer thermisch belasteter Teile der Hauptgasturbine eine oder mehrere Teilströme aus dem Rekuperator abgezweigt und über Versorgungsleitungen an die zu kühlenden Stellen geführt werden.
Eine andere Ausgestaltung der Erfindung ist dadurch gekennzeichnet, dass der Hauptverdichter der Hauptgasturbine in zwei oder mehrere Teile aufgeteilt ist, und dass zwischen diesen Teilen mit Kühlwasser betriebene Zwischenkühler angeordnet sind.
Eine andere Ausgestaltung der Erfindung ist dadurch gekennzeichnet, dass die Hauptturbine ein geschlossenes Kühlsystem aufweist, welches über einen Druckerhöhungsverdichter mit stromab des Hauptverdichters entnommenem Kühlfluid versorgt wird und das erwärmte Kühlfluid stromauf der Brennkammer in den Hauptkreislauf zurückgibt.
Die Mittel zur Abscheidung von CO2 können insbesondere auch zwischen dem Vorkühler und dem Eingang des Hauptkompressors angeordnet sein und zum Beispiel ein unter Druck arbeitendes CO2-Absorptionssystem umfassen.
Eine bevorzugte Ausgestaltung des erfindungsgemässen Betriebsverfahrens ist dadurch gekennzeichnet, dass der mittlere Restsauerstoffgehalt am Ausgang der Brennkammer mindestens 0,5% beträgt.
Eine andere Ausgestaltung der Erfindung ist dadurch gekennzeichnet, dass vor der Brennkammer reiner Sauerstoff oder ein sauerstoffhaltiges Fluid über ein Regelventil zugegeben wird.
Eine andere Ausgestaltung zeichnet sich dadurch aus, dass die Leistung der Gasturbinenanlage durch Regelung des Gasinventars im Kreislauf von
Hauptgasturbine/Rekuperator geregelt wird. Dabei werden die Massenströme von Verdichter und Turbine der Ladegruppe unabhängig von einander geregelt. Insbesondere kann zur Regelung dieser Maschinen variable Drehzahlen und/oder bewegliche Leitreihen im Verdichter und/oder der Turbine verwendet werden. Für die Ladegruppe wird vorzugsweise ein Druckverhältnis zwischen einen Minimalwert und einem maximalen Auslegungswert zwischen 4 bis 10 verwendet, wobei die Maximalwerte bei Teillastbetrieb zwischen dem Minimalwert und dem maximalen Auslegungswert liegen.
Kurze Erläuterung der Figuren
Die Erfindung soll nachfolgend anhand von Ausführungsbeispielen im Zusammenhang mit der Zeichnung näher erläutert werden. Alle für das unmittelbare Verständnis der Erfindung nicht erforderlichen Elemente sind weggelassen worden. Gleiche Elemente sind in den verschiedenen Figuren mit den gleichen Bezugszeichen versehen. Die Strömungsrichtung der verschiedenen Medien innerhalb der Anlage ist mit Pfeilen angegeben. Es zeigen
Fig. 1 ein vereinfachtes Prozessschema einer Gasturbinenanlage mit
Ladegruppe und CO2-Abscheidung aus dem an die Atmosphäre abgegebenen Überschussfluid gemäss einem ersten Ausführungsbeispiel der Erfindung,
Fig. 2 ein vereinfachtes Anordnungsschema einer Gasturbinenanlage mit gemeinsamem Druckbehälter für die Hauptgasturbine gemäss einem zweiten Ausführungsbeispiel der Erfindung ohne CO2- Abscheidung,
Fig. 3 ein vereinfachtes Anordnungsschema einer Gasturbinenanlage mit gemeinsamem Druckbehälter für die Hauptgasturbine und unter Druck arbeitendem CO2-Absorptionssystem gemäss einem dritten Ausführungsbeispiel der Erfindung,
Fig. 4 ein vereinfachtes Prozessschema einer Gasturbinenanlage mit
Ladegruppe und CO2-Abscheidung sowie mit einem offenen und einem geschlossenen Kühlsystem der Hauptturbine gemäss einem vierten Ausführungsbeispiel der Erfindung und
Fig. 5 ein vereinfachtes Prozessschema mit Aufteilung der Ladegruppe in zwei separate Maschinengruppen, wobei hier die Ladeturbine mit einem elektrischen Notbremswiderstand gezeigt ist.
Wege zur Ausführung der Erfindung
In den Fig. 1 bis 5 sind verschiedene Ausführungsbeispiele einer Gasturbinenanlage 10, 10' und 40, 40' mit Abgasrückführung wiedergegeben. Jede der Gasturbinenanlagen umfasst eine Hauptgasturbine mit einem Hauptverdichter 1 1 bzw. 1 1 a, 11 b und einer Hauptturbine 12, welche zum Beispiel über eine gemeinsame Welle einen Hauptgenerator 14 antreiben. Eine Brennkammer 16, deren Ausgang mit dem Eingang der Hauptturbine 12 verbunden ist, weist eine Brennstoffzufuhr 18 auf und erhält über die Hochdruckseite eines Rekuperators 15 sauerstoffhaltiges Fluid vom Ausgang des Hauptverdichters 1 1 bzw. 1 1 a, 11 b der Hauptgasturbine. Der Ausgang der Hauptturbine 12 und der Eingang des Hauptverdichters 11 bzw. 1 1 a, 1 1 b sind zur Abgasrückführung über die Niederdruckseite des Rekuperators 15 und den Kühler (17) miteinander verbunden. Auf der Niederdruckseite des Rekuperators 15 ist weiterhin eine Ladegruppe 36 mit einem Verdichter 23 und einer Turbine 24 angeordnet. Die Ladegruppe 36 saugt über einen Lufteinlass 20 Luft an. Sie ist mit dem Ausgang ihres Verdichters 23 an den Ausgang der Niederdruckseite des Rekuperators 15 und mit dem Eingang ihrer Turbine 24 an eine Überschussfluid- Entnahmeleitung 19 auf der Niederdruckseite des Rekuperators 15 angeschlossen.
Die inhärente Abgasrezirkulation des Prozesses erzeugt eine erhöhte CO2-
Konzentration im Abgas (typisch 12-13 Massen %). Damit kann der Prozess gut mit einer CO2-Abscheidung aus dem Abgas verbunden werden. Erfindungsgemäss sind daher Mittel zur Abscheidung von CO2 vorsehbar, welche aus dem ganzen oder einem Teilstrom der zurückgeführten Abgase der Hauptgasturbine CO2 abscheiden.
Eine derartige Anlage, insbesondere auch eine solche, welche mit den nachfolgenden beschriebenen zusätzlichen Merkmalen versehen ist, kann grundsätzlich viel kompakter gebaut werden, als eine konventionelle Gasturbinen- Kombianlage gleicher Leistung, sei es mit oder ohne zusätzlicher CO2 Abscheidung. Das liegt einmal an der auf den Ansaugluftmassestrom bezogenen höheren Leistungsdichte (spezifische Leistung) von bis zu über 1200 kJ/kg (im Vergleich zu den 670kJ/kg der besten Gasturbinen-Kombianlagen). Dadurch können Ansaugsystem und Abgassystem in der spezifischen Grosse etwa halbiert werden. Die Hauptgasturbine bzw. Hauptmaschine 1 1 , 12, 13, 15, 16 kann in ihren Querschnittsflächen um einen Faktor, der dem Aufladedruckverhältnis entspricht, kleiner gebaut werden. Zudem hat sie vorzugsweise auch ein kleineres Druckverhältnis als eine konventionelle Gasturbine.
Die Ladegruppe 36 hat infolge ihres kleineren Massestromes ebenfalls einen um mehr als den Faktor 2 kleineren Ansaugquerschnitt als eine konventionelle Gasturbine gleicher Leistung. Die folgenden Komponenten einer Kombianlage werden nicht gebraucht:
- Abhitzekessel (HRSG),
- Dampfturbine,
- Kondensator, - Speisewasseraufbereitung.
Dafür wird der Rekuperator 15 gebraucht (der aber wegen des höheren Druckes kleiner ist als der vergleichbare HRSG), sowie ein Vorkühler 17, der zwischen dem Niederdruckausgang des Rekuperators 15 und dem Eingang des Hauptverdichters 1 1 angeordnet ist. Insbesondere ist die Ausrüstung für die CO2- Abscheidung kleiner als bei einer vergleichbaren Kombianlage, da nur etwa der halbe Massenstrom zu verarbeiten ist. Es ist aber auch möglich, das CO2 unter Druck abzuscheiden (siehe das unter Druck arbeitende CO2-Absorptionssystem 49 in Fig. 3), wodurch die CO2 Abscheideanlage bezogen auf die elektrische Leistung noch kleiner gebaut werden kann.
Als Brennstoff für die Brennkammer 16 kann grundsätzlich alles eingesetzt werden, was heute in Gasturbinen und verwandten Prozessen verwendet wird (brennbare Gase aller Art, flüssige Kohlenwasserstoffe, etc.). Dazu könnte auch mehr oder weniger reiner Wasserstoff gehören, wobei man dann natürlich auf eine CO2-Abscheidung verzichten wird. Alle über die CO2-Abscheidung hinausgehenden anderen Vorteile des erfindungsgemässen Konzeptes, wie z.B. die hohe Leistungsdichte und die konkurrenzlose Betriebsfähigkeit im Teillastbereich, bleiben ohne Wirkungsgradeinbusse und ohne erhöhte Abgasemissionen erhalten, dies gilt auch beim Einsatz eines wasserstoffhaltigen Gases für die Verbrennung Das Wirkungsgradpotential einer erfindungsgemässen Anlage ohne CO2- Abscheidung ist vergleichbar mit einer konventionellen Kombianlage ohne CO2 Abscheidung, besonders wenn wirkungsgradsteigernde Merkmale eingebaut werden, wie Kompression mit Zwischenkühlung, geschlossene Kühlsysteme und Brennstoffvorwärmung.
Wird für die CO2-Abscheidung einer der bekannten Absorptionsprozesse eingesetzt, kann dabei die von dem Vorkühler 17 und/oder einem am Ausgang der Turbine 24 der Ladegruppe 36 angeordneten Überschussgas-Kühler 21 gelieferte Abwärme (im Bereich von 1000C bis 3000C) genutzt werden, ohne dass eine Wirkungsgradeinbusse entsteht, wie das bei einem bekannten Kombiprozess (auch „CC" oder „GUD" genannt) sonst der Fall wäre. Eine CO2-Absorptionsanlage kann gemäss dem vereinfachten Beispiel aus Fig. 1 oder Fig. 4 eine CO2- Absorptionssäule 26 und eine CO2-Desorptionssäule 27 umfassen, welche untereinander über eine erste Verbindungsleitung 30 für CO2-reduziertes Sorptionsmittel und eine zweite Verbindungsleitung 31 für CO2-angereichertes Sorptionsmittel wechselseitig in Verbindung stehen.
Für den thermodynamischen Prozess wäre es an sich günstig, den Sauerstoff der angesaugten Luft vollständig für die Verbrennung aufzubrauchen. Das hätte aber folgende Nachteile zur Folge: Das Risiko unvollständiger Verbrennung, die mögliche Bildung anderer Schadstoffe, die Korrosion an den heissen Bauteilen in Zonen mit reduzierendem Heissgas. Ein minimaler Sauerstoffüberschuss in der Brennkammer sollte daher aufrechterhalten werden. Die Gasturbinenanlage der Erfindung wird daher vorzugsweise mit einem mittleren Restsauerstoffgehalt nach der Brennkammer 16 von mindestens 0,5% betrieben.
Die Leistungsdichte kann weiterhin durch Zugabe eines sauerstoffhaltigen Gases oder einer sauerstoffhaltigen Flüssigkeit noch erhöht werden. Diese Zugabe erfolgt zweckmässigerweise zwischen der letzten Kühlfluidabzweigung (Versorgungsleitung 33) im Rekuperator 15 und der Brennkammer 16. Eine solche (variable) Zugabe eines sauerstoffhaltigen Fluids kann auch zur vorübergehenden (schnellen) Leistungserhöhung (aus einem Vorratsbehälter) erfolgen. Das letztere wird auch Power Augmentation genannt.
Bei einem Verlust der elektrischen Netzverbindung der Hauptmaschine sollte, wie bei Gasturbinen üblich, der Brennstoffzustrom über die Brennstoffzufuhr 18 sofort automatisch stark gedrosselt werden. Wegen des Rekuperators 15 ist dies aber unter Umständen nicht genügend wirksam, um eine unzulässige Überdrehzahl zu vermeiden. Als zusätzliches Merkmal ist daher vorzugsweise ein Schnellentlastungsventil 35 in der Verbindung zwischen Hauptverdichter 11 und Brennkammer 16 angeordnet (Fig. 1 und Fig. 4). Dieses Ventil öffnet bei Überschreiten von gewissen Drehzahlgrenzen automatisch, teilweise oder ganz, und senkt den Druck in dieser Verbindung ab (parallel zum gleichzeitig auszulösenden Brennstoffschnellschluss). Das Schnellentlastungsventil 35 wird zweckmässigerweise auf der kalten Seite des Rekuperators 15 angeordnet, wie dies in den Figuren gezeigt ist.
Die Anordnung der Hauptmaschine mit Rekuperator 15 und Vorkühler 17 in einem gemeinsamen Druckbehälter 40, 40' (Fig. 2 und Fig. 3), mit dem Druckniveau der Ansaugung von Hauptverdichter 1 1 , erlaubt, die kostengünstige Auslegung der Niederdruckseite der Wärmetauscher auf Druckdifferenzen in der Grössenordnung des eigenen Druckabfalls. In dem Druckbehälter 40, 40' ist die Hauptmaschine mit dem zweiteiligen Hauptverdichter 1 1 a und 11 b mit Zwischenkühler 38, der Brennkammer 41 mit Brennstoffzufuhr 18 und der Hauptturbine 12 auf der linken Seite angeordnet. Das Abgas der Hauptturbine 12 wird über einen Diffusor 42 in die Niederdruckseite des nachfolgenden Rekuperators 15 eingeführt, dann durch den unmittelbar anschliessenden Vorkühler 17 geschickt und als Rezirkulationsströmung 43 im Zwischenraum zwischen Druckbehälterwand und Rekuperator 15 zur Ansaugseite des Niederdruckverdichters 1 1 a zurückgeführt. Der Druckbehälter wird daher auf dem Temperaturniveau der Abströmung aus dem Vorkühler gehalten, also etwa auf Raumtemperatur,, was seine Auslegung vereinfacht. Das im Hauptverdichter 11 a, 1 1 b verdichtete Fluid wird im Gegenstrom zur Niederdruckseite des Rekuperators 15 zur Brennkammer 41 geleitet. Der Zwischenkühler 38 wird mit Kühlwasser 39 betrieben, der Vorkühler 17 mit einem Kühlmedium 44, das Wasser und/oder Dampf sein kann. Der Vorkühler 17 arbeitet gleichzeitig als Kondensator und weist entsprechend einen Kondensatauslass 34 auf. Die ausserhalb des Druckbehälters 40, 40' angeordnete Ladegruppe 36 saugt über einen Lufteinlass 20 Luft an, verdichtet sie im Verdichter 23 und speist sie zwischen Rekuperator 15 und Vorkühler 17 in den Rezirkulationsweg ein. Der über eine Überschussgas-Entnahmeleitung 19 entnommene Abgas-Teilstrom wird durch die Turbine 24 der Ladegruppe 36 geführt und über einen Abgasauslass 45 an die Atmosphäre, einen Vorkühler oder an eine (in Figur 2 nicht dargestellte) CO2-Abscheideanlage gemäss Fig. 1 oder dgl. abgegeben.
Der Hauptgenerator 14 kann dabei innerhalb oder ausserhalb des Druckbehälters 40, 40' angeordnet werden. Bei Anordnung innerhalb des Druckbehälters 40, 40', wie sie in Fig. 2 und Fig. 3 dargestellt ist, sollte der Hauptgenerator 14 ein Wasserstoffkühlsystem haben, um die Spaltreibungsverluste klein zu halten. Bei Anordnung ausserhalb des Druckbehälters 40, 40' ist auch ein Generator mit Luftkühlung möglich. Für unerwartete Betriebszustände kann in der Konfiguration mit Druckbehälter 40 gemäss Fig. 2 ein Ablassventil 53 sowie ein Überdruckbegrenzungsventil 54 aus diesem Druckbehälter vorgesehen werden.
Bei grosseren Anlagen ist der Druckbehälter 40, 40' bei abgestellter Maschine und nach Spülung mit sauberer Luft für Inspektion und Service begehbar. Hierzu dient gemäss Fig. 3 wenigstens ein Mannloch 55 sowie eine (nicht dargestellte) Schaltung, bei welcher die Ladegruppe 36 zusammen mit der langsam angetriebenen Hauptmaschine 1 1 , 12, 13, 14 zum Spülen mit Luft eingesetzt wird, wobei die Brennstoffzufuhr 18 durch mindestens zwei serielle Ventile abgesperrt bleiben muss.
Ein Spülzyklus, wie soeben beschrieben, ist auch vor jedem Start nötig, insbesondere bei gasförmigen Brennstoffen, welche sich durch Undichtheiten in den Kavitäten der Maschinen und Wärmetauscher angesammelt haben könnten und ein Explosionsrisiko darstellen. Besonderes Merkmal wäre eine Verriegelung der Brennstoffzufuhr und der Zündung, dies so lange, bis eine Spülung des Systems im relevanten Zeitintervall nachgewiesen ist.
Die Nutzung des von der Ladegruppe 36 aufgebauten Aufladedruckes zur Leistungsregulierung bei (nahezu) konstant gehaltener Hauptturbineneintrittstemperatur hat den Vorteil eines nahezu konstanten Teillastwirkungsgrades und eines konstanten CO2-Gehaltes im Abgas auch bei Teillastbetrieb (lediglich die Abgasmenge wird etwa proportional zur Leistung kleiner). Da die Verbrennung auch bei sehr tiefer Teillast im nominellen Temperaturbereich gehalten wird, und da auch die Verweilzeiten in der Brennkammer konstant gehalten werden können, sind auch keine erhöhten NOx, CO und UHC Konzentrationen im Abgas zu erwarten. Diese sogenannte
„Inventarregelung" mit einer Ladegruppe 36 ist dann besonders vorteilhaft, wenn sie sowohl den eintretenden wie auch den austretenden Gasstrom unabhängig voneinander regulieren kann. Dabei werden vorzugsweise eine variable Drehzahl und/oder bewegliche Leitreihen bei Verdichter 23 und Turbine 24 verwendet. Der Motor 25 soll dabei auch als Generator arbeiten können, und über einen elektronischen Frequenzkonverter mit dem elektrischen Netz verbunden sein. Letzterer kann auch dazu benutzt werden, die Ladegruppe 36 anzuwerfen. Eine vorteilhafte Alternative gemäss Figur 5 sind separate Antriebe von Ladekompressor mit Motor 57 bzw. Ladeturbine mit Generator 59, deren Drehzahlen über Frequenzkonverter separat regelbar sind.
Für die Ladegruppe 36 wird vorteilhaft ein Druckverhältnis zwischen kapp über 1 und einem maximalen Auslegungswert von 4 bis 10 verwendet, wobei Teillastzustände mit einem Druckverhältnis zwischen den beiden Werten gefahren werden. Wenn die Ladegruppe 36 für ein minimales Druckverhältnis kleiner als 1 ausgelegt wird, können aber auch noch tiefere Teillastbetriebszustände als etwa 10...25% gefahren werden. Es wäre auch denkbar, die Ladegruppe mit einem Druckverhältnis von etwa 1 zu betreiben, was technisch durch zuschaltbare Bypassleitungen mit oder ohne Drosselungen anstelle von Ladeverdichter und Ladeturbine bewerkstelligt werden könnte. In den letzten beiden Fällen könnten auch an verschobenen Anschlussstellen mit dem Prozess der Hauptgasturbine verwendet werden, z.B der Frischlufteintritt (direkt oder nach Drosselung oder nach einem Expander) zwischen Vorkühler und Hauptkompressor.
Für die Hauptmaschine 1 1 , 12 wird vorteilhaft ein Druckverhältnis von 6 bis 12 verwendet. Diese Maschine braucht keine verstellbaren Leitschaufeln wegen der Regelung durch den Aufladedruck. Es ist aber denkbar, dass das Betriebskonzept oder die schon erwähnte Power Augmentation mit sauerstoffhaltigem Fluid doch eine Volumenstromregelung benötigen. Das könnte dann entweder mit verstellbaren Verdichterleitschaufeln im Hauptverdichter 1 1 oder mit einem verstellbaren Bypass der Brennkammer 16 erfolgen.
Die Turbineneintrittstemperatur der Hauptmaschine wird vorteilhaft im Bereich 10000C bis über 13000C (sogenannte ISO-Mischtemperatur) festgelegt. Dabei werden die höheren Temperaturbereiche vorzugsweise mit einem höheren
Druckverhältnis der Hauptmaschine kombiniert, um die
Turbinenaustrittstemperatur auf den Auslegungsbereich des Rekuperators 15 zu begrenzen. Die Eintrittstemperatur des Turbinenabgases in den Rekuperator 15 liegt dabei im Bereich von 600 bis 8000C.
Für die Kühlfluidversorgung der Hauptturbine 12, des Rotors und/oder der Heissgasliner wird vorzugsweise über eine Versorgungsleitung 33 ein Teilstrom auf dem passenden Temperaturniveau (etwa 300°-500°C) aus dem Rekuperator 15 abgezweigt. Bei hochgezüchteten Anlagen können es auch mehrere Teilströme auf verschiedenen Temperaturniveaus sein und/oder dazu auch direkt aus dem Hauptverdichter 1 1 entnommene Teilströme, welche auch ein tieferes Druckniveau haben können. Wenn der Hauptverdichter 1 1 der Hauptmaschine mit einer Zwischenkühlung ausgeführt wird (Aufteilung in Niederdruckverdichter 1 1 a und Hochdruckverdichter 1 1 b mit Zwischenkühler 38 gemäss Fig. 2 und Fig. 3), können 3 bis 6 Wirkungsgrad-Prozentpunkte gewonnen werden. Mit mehreren derartigen Zwischenkühlungen könnte der Wirkungsgrad noch weiter erhöht werden.
In Fig. 1 und Fig. 4 wird der mittels der Überschussfluid-Entnahmeleitung 19 an der Niederdruckseite des Rekuperators 15 entnommene Abgassteilstrom über die Turbine 24 der Ladegruppe 36 und einen Überschussfluid-Kühler 21 an eine Anlage zur CO2-Abscheidung weitergeleitet, die eine CO2-Absorptionssäule 26 und eine CO2-Desorptionssäule 27 umfasst, die untereinander durch eine erste Verbindungsleitung 30 für CO2-reduziertes Sorptionsmittel und eine zweite Verbindungsleitung 31 für CO2-angereichertes Sorptionsmittel wechselseitig in Verbindung stehen und einen CO2-Auslass 29 aufweisen bzw. CO2-reduziertes Abgas 28 abgeben. Zusätzlich wird aus dem Vorkühler 17 Wärme über eine Wärmeübertragungseinrichtung 32 an die CO2-Desorptionssäule 27 übertragen. Die gleiche Anordnung zur CO2-Abscheidung Hesse sich auch am Abgasauslass 45 der Ladegruppe 36 in Fig. 2 vorsehen.
Als Alternative zu der in Fig. 1 , 2 und 4 vorgesehenen CO2-Abscheidung kann auch eine CO2 Abscheidung unter Druck eingesetzt werden, die gemäss Fig. 3 zwischen dem Vorkühler 17 und dem Eintritt in den Hauptverdichter 1 1 in einem unter Druck stehenden CO2-Absorptionssystem 49 erfolgt. Das hat den Vorteil kleinerer Volumenströme, wodurch das CO2-Abscheidungssystem kleiner gebaut werden kann. In diesem Fall ist es zweckmässig, die vom Verdichter 23 der
Ladegruppe 36 kommende Ladeluft mittels eines mit Kühlwasser 48 betriebenen Kühlers 47 separat nachzukühlen und erst nach der CO2-Abscheidung vor dem Hauptverdichter 1 1 a, 11 b zuzumischen. Die unter Druck arbeitende CO2- Absorptionsanlage 49 kann gleichzeitig oder später an das System angebaut werden, wobei im letzteren Fall die Sperrwände dann weggelassen werden, wie dies in Fig. 2 dargestellt ist.
Um den Wirkungsgrad und die Leistungsdichte der Gasturbinenanlage noch weiter zu steigern, kann neben einer oder mehreren Zwischenkühlungen des Hauptverdichters 1 1 bzw. 1 1 a, 11 b für die Hauptturbine 12 und Brennkammerteile ein geschlossenes Kühlsystem 52 verwendet werden (Fig. 4). Das dafür notwendige Kühlfluid wird gemäss Fig. 4 stromab des Hauptverdichters 1 1 bzw. 1 1 a, 1 1 b entnommen, in einem Druckerhöhungsverdichter 50 weiter verdichtet und dann zur Kühlung von Brennkammer 16, Brennkammerliner, Übergangsstück oder/und vor allem der Hauptturbine 12, vorzugsweise im Bereich der heissesten Stufen, eingesetzt. Das verbrauchte (erwärmte) Kühlfluid wird stromauf der Brennkammer 16 an den Hauptkreislauf zurückgegeben. Durch ein solches Kühlsystem können die Mischverluste in der Hauptturbine 12 vermindert werden, wodurch deren polytroper Wirkungsgrad gesteigert wird. Da in diesem Fall auch das (erwärmte und sauerstoffhaltige) Kühlfluid an der Verbrennung teilnimmt, erhöht sich auch die Leistungsdichte. Die Anordnung des Druckerhöhungsverdichters 50, wie gezeigt, hat den Vorteil, dass im geschlossenen Kühlsystem ein Überdruck gegen das umgebende Heissgas herrscht. Dadurch verhält sich das System im Falle von Undichtheiten sicherer, weil kein Heissgas in die Kühlkanäle eindringen kann. Als Variante könnte auch Dampf für ein solches geschlossenes Kühlsystem verwendet werden. Der erhitzte (genutzte) Kühldampf könnte dann entweder wie das genutzte Kühlfluid stromauf der Brennkammer 16 in den Hauptkreis eingeleitet werden oder in einem Bottoming-Cycle entspannt werden. Ein derartiges Kühlsystem darf in den gekühlten Teilen auch etwas Kühlfluid in den Hauptprozess abgeben, sei es durch Leckagen oder lokal nötige Filmkühlung. Wesentlich ist, dass mindestens ein Teil des im Druckerhöhungsverdichter 50 auf einen höheren Druck gebrachten Kühlfluids nach Durchströmung der zu kühlenden Teile stromauf der Brennkammer 16 an den Hauptkreislauf zurückgegeben wird.
Der Vorkühler 17 und/oder der Kühler 21 (Fig. 1 und Fig. 4) können als Wärmetauscher oder aber auch als Spray-Kühler ausgebildet werden. Dabei wird in den aufsteigenden Fluidstrom extern zurückgekühltes Wasser eingesprüht. Das aus dem Fluid kondensierende Wasser erhöht die Menge des eingesprühten Wassers, so dass der Überschuss anderweitig verwendet werden kann, gegebenenfalls auch für einen externen Nasskühlturm oder als Brauchwasser. Wegen des je nach Auslegung hohen Druckes in der Brennkammer 16 muss ein gasförmiger Brennstoff aus einer Pipeline gegebenenfalls komprimiert und nachfolgend auf seine Verwendungstemperatur erwärmt werden. Bei Flüssiggas wird die Verdampfung vorzugsweise erst nach dem Pumpen auf den erforderlichen Druck für Regelung und Einspritzung bewerkstelligt. Bei
Flüssigbrennstoff wird der erforderliche Druck durch eine oder mehrere Pumpen erzeugt. Bei Teillastbetrieb kann Energie gespart werden, wenn der durch Kompressoren oder Pumpen erzeugte Brennstoffdruck dem Druckniveau der Brennkammer (zuzüglich Druckabfälle in Ventilen, Leitungen und Einspritzdüsen) angepasst wird.
Um den Sauerstoffgehalt im Abgas der Turbine 24 der Ladegruppe 36 so tief wie möglich zu halten, ist es zweckmässig, das Kühlmedium in der Versorgungsleitung 33 nicht - wie in Fig. 1 gezeichnet - dem Rekuperator 15 zu entnehmen, sondern es aus dem abgekühlten Abgas der Hauptturbine 12 direkt zu entnehmen und als Kühlfluid aufzubereiten. Dieses Fluid enthält weniger Sauerstoff und mehr CO2 als das vom Hauptverdichter 1 1 kommende Fluid. Vorteilhaft ist dabei die Fluidentnahme aus dem Abgas der Hauptturbine 12 vor der Zumischung der Frischluft aus dem Verdichter 23 der Ladegruppe 36 und separate Abkühlung (mit oder ohne Wasserkondensation) in einem zusätzlichen Nachkühler sowie
Kompression in einem separaten Kompressor auf den von der Hauptturbine 12 (und gegebenenfalls der Brennkammer 16) benötigten Druck des Kühlfluids. Diese Massnahme erhöht auch die Leistungsdichte, da mit dem so aufbereiteten Kühlfluid weniger Sauerstoff an der Brennkammer vorbei geleitet wird.
Unabhängig davon, ob eine CO2-Abscheidung durchgeführt wird oder nicht, kann die beschriebene Gasturbinenanlage weitere vorteilhafte Ausgestaltungen bzw. Merkmale aufweisen, die für sich genommen Erfindungsqualität besitzen und nachfolgend erläutert werden sollen:
Insbesondere können radiale und/oder axiale Bauarten der Beschaufelungen von Kompressoren und Turbinen sowie von volumetrisch arbeitenden Kompressions- und/oder Expansionsmaschinen verwendet werden, wobei die axialen Turbomaschinenbauarten besonders bei höherer Leistung und im Hinblick auf hohe Beschaufelungswirkungsgrade zum Einsatz kommen sollen und die volumetrischen Maschinen bei kleinen Leistungen.
Besonders bei axialer Bauweise der Beschaufelung der Hauptmaschine (Hauptverdichter 1 1 und Hauptturbine 12) ist zu beachten, dass die
Schaufelbiegespannungen proportional zum Aufladedruckverhältnis erhöht werden. Um das zu kompensieren, muss die Schaufelzahl pro Kranz verkleinert und die Schaufelsehnen müssen entsprechend vergrössert werden. Ein besonderes Merkmal der Turbomaschinen sind dabei Schaufelzahlen von unter 50 mindestens bei einzelnen Schaufelkränzen (gegenüber den sonst bei grossen Maschinen üblichen Schaufelzahlen von 50 bis über 200).
Beim Start muss die Hauptmaschine 1 1 , 12, 13, 14 zusammen mit der Ladegruppe 36 angeworfen werden, wobei entweder die Generatoren 14 und 25 (bzw. der Motor 57) als Anwurfmotoren eingesetzt werden oder unabhängige Anwurfmaschinen mit elektrischem oder anderem Antrieb verwendet werden. Ein besonderes Merkmal wäre daher das Vorhandensein eines vom normalen Betriebszustand unabhängigen Anwurfsystems.
Bei einer Drehzahl des Hauptrotors (Welle 13) von z. B. 50 Umdrehungen pro Sekunde ist der technisch mögliche maximale Volumenstrom der Prozessluft durch die vorhandenen Werkstofffestigkeitseigenschaften (am Verdichtereintritt und am Turbinenaustritt) begrenzt. Das bewirkt bei einer klassischen (offenen) Gasturbine eine Leistungslimite von heute noch unter 400 MW. Durch die Aufladung des vorliegenden Prozesses mit der Ladegruppe 36 kann diese Limite proportional zum Verhältnis von Ladedruck zu Umgebungsdruck erhöht werden, bis die Ladegruppe 36, welche Luft bei Atmosphärendruck ansaugt, an dieselbe Grenze stösst. Das erlaubt die Erweiterung des Prozesses nach Fig. 1 auf Leistungsgrössen bis über 1000 MW mit einer Ladegruppe 36, und noch wesentlich höher bei Verwendung mehrerer parallel geschalteter Ladegruppen.
In einer noch besser regelbaren Konfiguration (Fig. 5) wird der Verdichter 23 der Ladegruppe 36 von einem separaten Elektromotor (57) getrieben, während die Turbine 24 der Ladegruppe 36 einen extra Generator (59) antreibt, wobei bei beiden Drehzahl/Drehmoment elektrisch regelbar sein kann. Im letzteren Fall muss der Turbinenteil entweder eine elektrische (zuschaltbarer Widerstand 62, 63) oder mechanische Notbremsvorrichtung haben und/oder ein Schnellschlussventil (56) (Siehe Fig. 5) in der Überschussgas-Entnahmeleitung 19. Die Fig. 5 zeigt des Weiteren, in einer summarischen qualitativen Darstellung, die vorzugsweise gemeinsame elektrische Netzverbindung 60 über einen gemeinsamen Netzschalter der Generatoren/Motoren 14, 57, 59. Als besondere Merkmale können hierbei auch die Regelbarkeit der Differenz von Verdichter (23)- und Turbinen (24) -Massestrom mit einem oder mehreren der oben erwähnten Mittel bezeichnet werden, sowie die Verwendung des Ladeverdichterantriebes (57) als Anwurfmotor.
Für den Fall eines besonders tiefen Teillastbetriebes könnte der Ladeverdichter 23 bzw. eine parallel zuschaltbare Maschine als Expander arbeiten, wodurch der Ansaugdruck des Hauptverdichters 1 1 unter dem Umgebungsdruck liegen würde. Umgekehrt müsste dann die Ladeturbine 24 als Verdichter arbeiten. Besonderes Merkmal wäre dabei die Möglichkeit eines Druckverhältnisses unter 1 bei der Ladegruppe 36. Sollte das System mit zwei oder mehr Generatoren und Motoren ausgebildet sein, so ist es zweckmässig, diese Maschinen derart parallel zusammenzuschalten, dass nur eine gemeinsame Netzverbindung (Fig. 5, Pos. 60) besteht. Das erlaubt, bei Verlust der Netzverbindung die Eigenversorgung der Anlage im Leerlaufbetrieb aufrecht zu erhalten.
Die Ladegruppe 36 (Verdichter 23 und/oder Turbine 24) kann in Ergänzung zur erwähnten variablen Drehzahl auch mit beweglichen Leitschaufeln ausgerüstet sein. Dadurch wird der Regelbereich noch grösser.
Zur Verbesserung der Regelfähigkeit können auch mehrere Verdichter 23 und/oder Turbinen 24 verschiedener Grosse in der Ladegruppe 36 parallel verwendet werden. Im Teillastbetrieb bleiben dann die grosseren Lademaschinen abgeschaltet und nur die kleinen bzw. die kleinste arbeiten. Dadurch kann auch der Teillastwirkungsgrad noch verbessert werden. Bei insgesamt kleinen Einheitsgrössen ist auch die Verwendung von volumetrischen Maschinen (wie Kolbenmaschinen, Schraubenpumpen und/oder Schraubenmotoren oder Zahnradpumpen und/oder Zahnradmotoren etc.) als Ladeverdichter 23 bzw. Ladeturbine 24 sinnvoll. Bei diesen Maschinentypen lassen sich die Massenströme besonders gut über die Drehzahl regeln.
Anstelle von Zwischenkühlung kann auch Wasser in den Hauptverdichter 1 1 eingesprüht werden. Das ist technisch einfacher als Zwischenkühlung(en). Es wird heute an konventionellen Gasturbinen unter den Namen „High Fogging", „Over- fogging" oder ähnlich praktiziert. Merkmal ist dabei eine
Wassereinsprühvorrichtung mit feinen Düsen am Verdichtereintritt oder/und zwischen einzelnen Verdichterstufen oder/und nach einer Zwischenkühlungsstufe. „High Fogging" kann sowohl beim Ladeverdichter 23 als auch beim Hauptverdichter 1 1 angewendet werden.
Zur weiteren Wirkungsgradsteigerung, welche mit den oben bereits erwähnten Massnahmen kombinierbar ist, kann der Brennstoff mit Wärme vorgewärmt werden, welche je nach Version und Temperaturniveau von einem der Vorkühler 17 oder 21 oder von einer Verdichter-Zwischenkühlung entnommen wird. Es wäre auch thermodynamisch vorteilhaft, einen Verdichter-Nachkühler für die Brennstoffvorwärmung einzusetzen. Allgemeines Merkmal ist eine Brennstoffvorwärmung, für welche die Abwärme aus einem oder mehreren in den Prozess integrierten Kühlern verwendet wird.
Vorteilhaft ist auch die Verwendung eines Isothermverdichters als Hauptverdichter 1 1 , wie er z.B. in der Druckschrift DE-A1 -100 50 697 beschrieben ist.
Vorteilhaft sind auch spezielle Anwendungen der oben beschriebenen Gasturbinenanlagen:
Die Anlagen können insbesondere als Schiffsantrieb eingesetzt werden: Heute werden Gasturbinen eingesetzt, wenn entweder geringe Vibrationen (Kreuzfahrtschiffe) oder eine hohe Spitzenleistung (Kriegsschiffe) gewünscht werden. Im letztgenannten Fall werden Gasturbinen oft in Kombination mit Dieselmotoren verwendet (sogenannte CODOG-Antriebe bei den Kriegsmarinen „Combined Diesel Or Gas turbines"). Konventionelle Gasturbinen haben aber einen deutlich tieferen Wirkungsgrad als Dieselmotoren und sind ungeeignet für tiefen Teillastbetrieb. Beide Nachteile werden durch ein oben erläutertes System (mit oder ohne CO2-Abscheidung) behoben, welches zudem leichter ist und eine kühlere thermische Signatur ausstösst. Ein weiterer Vorteil der erfindungsgemässen Systeme sind die gasturbinentypisch niedrigeren NOx- Emissionen im Vergleich zu Schiffdieselmotoren. Merkmale sind dabei ein Schiffsantrieb mit einer oder mehreren Primärenergiequellen in der vorliegenden Form mit Kraftübertragung auf das Propulsionssystem durch Getriebe oder elektrisch, wobei elektrische Leistung auch für die schiffsinterne Stromversorgung („Hotellast") verwendet werden kann.
Da in der Brennkammer 16 ein stickstoffhaltiges Gemisch verbrannt wird, müssen wie bei konventionellen Gasturbinen Massnahmen gegen die Entstehung von NOx getroffen werden. Besondere Merkmale dazu sind eine oder mehrere der folgenden Technologien: Verwendung von Vormischbrennern, Wasser- oder Dampfeinspritzung in die Flamme, Sequentielle Verbrennung (wie Gasturbine vom Typ GT26 der Anmelderin, deren Publikationen integrale Bestandteile der vorliegenden Beschreibung sind), Verwendung einer in den Rekuperator 15 im richtigen Temperaturbereich integrierten SCR („Selective Catalytic Reduction")- Anlage oder einer SNCR(„Selective non Catalytic Reduction")-Anlage 61. Das erfindungsgemässe System kann statt zur Stromerzeugung mit einem Generator auch als mechanischer Antrieb (z.B. für Pumpen, Kompressoren oder Propulsion eines Schiffes) benutzt werden. In diesem Fall kann es zweckmässig sein, die Hauptmaschine 1 1 , 12, 14 zweiwellig auszuführen, mit einer separaten Leistungsturbine (power turbine). Damit kann der Drehzahlbereich für den Betrieb erweitert werden. In diesem Fall könnte die Ladegruppe 36 für die Stromversorgung des Eigenbedarfs ausgelegt werden, falls kein elektrischer Netzanschluss zur Verfügung steht. Ein Hilfsdiesel oder eine andere Starthilfemethode wäre dann allerdings nötig.
Schliesslich kann für Anwendungen, bei welchen ein Maximum des Wirkungsgrades gewünscht wird, der höher temperierte Teil der Abwärme, welcher nicht für die CO2-Abscheidung oder/und Brennstoffvorwärmung gebraucht wird, in einem „Bottoming Cycle" (Beispiele: Rankine-Cycle oder Kalina-Cycle) zur Leistungsgewinnung oder Stromerzeugung genutzt werden. Ohne CO2- Abscheidung steht dafür natürlich mehr Abwärme zur Verfügung. Dabei entsteht ein Potential für einen noch höheren thermischen Nettowirkungsgrad.
Bezugszeichenliste
Gasturbinenanlage
1 1 Hauptverdichter
1 1 a Niederdruckverdichter
1 1 b Hochdruckverdichter
12 Hauptturbine
13,22 Welle
14 Hauptgenerator
15 Rekuperator
16 Brennkammer
17 Vorkühler
18 Brennstoffzufuhr
19 Überschussgas-Entnahmeleitung
20 Lufteinlass
21 Überschussgas-Kühler
23 Verdichter (Ladegruppe)
24 Turbine (Ladegruppe)
25 Generator/Motor (Ladegruppe)
26 CO2-Absorptionssäule
27 CO2-Desorptionssäule
28 Abgas (CO2-reduziert)
29 CO2-Auslass
30 Verbindungsleitung (CO2-reduziertes Sorptionsmittel)
31 Verbindungsleitung (CO2-angereichertes Sorptionsmittel)
32 Wärmeübertragungseinrichtung
33 Versorgungsleitung (Kühlmedium)
34 Kondensatauslass
35 Schnellentlastungsventil
36 Ladegruppe
38 Zwischenkühler
39 Kühlwasser
40 Druckbehälter gemäss Fig. 2 40' Druckbehälter gemäss Fig. 3
42 Diffusor
43 Rezirkulationsströmung (gekühltes Abgas)
44 Kühlmedium (Dampf oder Wasser) 45 Abgasauslass (CO2-Abscheidung)
46 Abgasauslass (Kamin oder Kühler)
47 Kühler
48 Kühlwasser
49 CO2-Absorptionssystem unter Druck 50 Druckerhöhungsverdichter für das Kühlfluid
51 Rückgabeleitung für das aufgewärmte Kühlfluid
52 Geschlossenes Kühlsystem
53 Ablassventil
54 Überdruckbegrenzungsventil 55 Mannloch
56 Regel- und Schnellschlussventil in der Entnahmeleitung 19
57 Motor des Ladeverdichters
58 Rückschlagventil in der Ableitung des Ladeverdichters
59 Generator der Ladeturbine 60 Elektrisches Netz
61 SCR- oder SNCR-System
62 gekoppelte Umschaltung auf den Notbremswiderstand
63 Notbremswiderstand

Claims

Patentansprüche
1. Gasturbinenanlage (10, 10'; 40, 40') mit Abgasrückführung, umfassend mindestens eine ein- oder mehrwellige Hauptgasturbine (11 , 12, 13, 16) mit mindestens einem Hauptverdichter (1 1 ; 1 1 a, 1 1 b) und mindestens einer Hauptturbine (12), welche einen Hauptgenerator (14) oder eine andere Maschine antreibt, sowie mindestens eine Brennkammer (16; 41 ), deren Ausgang mit dem Eingang der Hauptturbine (12) der Hauptgasturbine verbunden ist, eine Brennstoffzufuhr (18) aufweist und über die
Hochdruckseite eines Rekuperators (15) Verbrennungsluft vom Ausgang des Hauptverdichters (1 1 ; 1 1 a, 11 b) der Hauptgasturbine erhält, wobei der Ausgang der Hauptturbine (12) und der Eingang des Hauptverdichters (1 1 ; 1 1 a, 1 1 b) der Hauptgasturbine zur Abgasrückführung über die Niederdruckseite des Rekuperators (15) und einen Kühler (17) verbunden sind, und wobei auf der Niederdruckseite des Rekuperators (15) eine Ladegruppe (36) mit einem Verdichter (23) und einer Turbine (24) angeordnet ist, welche Ladegruppe (36) über einen Lufteinlass (20) Luft ansaugt und mit dem Ausgang ihres Verdichters (23) an den Ausgang der Niederdruckseite des Rekuperators (15) und mit dem Eingang ihrer Turbine
(24) an eine Überschussgas-Entnahmeleitung (19) auf der Niederdruckseite des Rekuperators (15) angeschlossen ist, und wobei Mittel (26, ..,32; 49) zur Abscheidung von CO2 einsetzbar sind, welche aus den zurückgeführten Abgasen der Hauptgasturbine (1 1 , 12, 13, 16) und/oder aus dem aus der Ladeturbine (24) kommenden Abgas CO2 abscheiden.
2. Gasturbinenanlage nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die Eintrittstemperatur der Abgase aus der Hauptturbine (12) in den Rekuperator (15) im Bereich von 600°-800°C liegt.
3. Gasturbinenanlage nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass mindestens die Verdichter (1 1 , 1 1 a, 1 1 b) mit Zwischenkühlungen (38) betreibbar sind.
4. Gasturbinenanlage nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass Prozessabwärme aus einem oder mehreren Kühlern an den Brennstoff übertragbar ist.
5. Gasturbinenanlage nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die Hauptturbine 12 Schaufelkränze mit weniger als 50 Schaufeln aufweisen.
6. Gasturbinenanlage nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die Ladegruppe (36) eine elektrische Notbremsvorrichtung (62,63) und/oder ein Regel- bzw. Schnellschlussorgan (56) in der Überschussgas-
Entnahmeleitung (19) aufweist.
7. Gasturbinenanlage nach den Ansprüchen 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die Generatoren (14, 59) und die Motoren (57, 25) parallel geschaltet sind, dergestalt, dass nur eine gemeinsame Netzverbindung (60) besteht.
8. Gasturbinenanlage nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die zur Ladegruppe (36) gehörenden Strömungsmaschinen (23, 24) mit beweglichen Leitschaufeln ausgerüstet sind.
9. Gasturbinenanlage nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die zur Ladegruppe (36) gehörenden Strömungsmaschinen (23, 24) mehrfach vorgesehen sind und verschiedene Grossen aufweisen.
10. Gasturbinenanlage nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die zur Ladegruppe (36) gehörenden Strömungsmaschinen aus volumetrischen Maschinen bestehen.
1 1. Gasturbinenanlage nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass die volumetrischen Maschinen Kolbenmaschinen, Schraubenpumpen oder
Schraubenmotoren, Zahnradpumpen oder Zahnradmotoren sind.
12. Gasturbinenanlage nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass innerhalb der Ladegruppe (36) der Verdichter (23) und die Turbine (24) über eine gemeinsame Welle (22) mit einem Generator/Motor (25) verbunden sind.
13. Gasturbinenanlage nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass der Kühler (17) als Vorkühler mit einem von aussen zugeführten Kühlmedium (44), insbesondere in Form von Wasser oder Dampf, betrieben wird und einen Kondensatauslass (34) zum Ablassen des im Vorkühler (17) kondensierten Wassers aufweist.
14. Gasturbinenanlage nach Anspruch 1 oder 13, dadurch gekennzeichnet, dass der Vorkühler (17) über eine Wärmeübertragungsvorrichtung (32) Wärme mit den Mitteln (26, ..,32) zur Abscheidung von CO2 oder für andere thermische Zwecke austauscht.
15. Gasturbinenanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 14, dadurch gekennzeichnet, dass der Ausgang der Turbine (24) der Ladegruppe (36) mit den Mitteln (26,..,32) zur Abscheidung von CO2 in Verbindung steht, und dass in dieser Verbindung ein Überschussgas-Kühler (21 ) angeordnet ist.
16. Gasturbinenanlage nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die Mittel zur Abscheidung von CO2 zwischen dem Vorkühler (17) und dem Eingang des Hauptverdichter (11 ) angeordnet sind.
17. Gasturbinenanlage nach Anspruch 16, dadurch gekennzeichnet, dass das Mittel zur Abscheidung von CO2 ein unter Druck arbeitendes CO2- Absorptionssystem (49) ist.
18. Gasturbinenanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 17, dadurch gekennzeichnet, dass die Mittel (26, ..,32; 49) zur Abscheidung von CO2 eine CO2-Absorptionssäule (26) und eine CO2-Desorptionssäule (27) umfassen, welche untereinander über eine erste Verbindungsleitung (30) für CO2-reduziertes Sorptionsmittel und eine zweite Verbindungsleitung (31 ) für CO2-angereichertes Sorptionsmittel wechselseitig in Verbindung stehen.
19. Gasturbinenanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 18, dadurch gekennzeichnet, dass in der Verbindung zwischen dem Hauptverdichter
(1 1 ) und der Brennkammer (16), insbesondere auf der kalten Seite des Rekuperators (15), ein Schnellentlastungsventil (35) angeordnet ist.
20. Gasturbinenanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 19, dadurch gekennzeichnet, dass die Hauptgasturbine (11 , 12, 13, 16) und der
Rekuperator (15) und/oder der Vorkühler (17) in einem gemeinsamen Druckbehälter (40, 40') angeordnet sind, und dass für unerwartete Betriebszustände am Druckbehälter (40, 40') ein Ablassventil (53) und/oder ein Überdruckbegrenzungsventil (54) vorgesehen sind.
21. Gasturbinenanlage nach Anspruch 20, dadurch gekennzeichnet, dass der Hauptgenerator (14) innerhalb des Druckbehälters (40, 40') angeordnet ist und ein Wasserstoffkühlsystem aufweist.
22. Gasturbinenanlage nach Anspruch 20, dadurch gekennzeichnet, dass der Hauptgenerator (14) ausserhalb des Druckbehälters ((40, 40') angeordnet ist und eine Luftkühlung und/oder eine Wasserstoffkühlung aufweist.
23. Gasturbinenanlage nach einem der Ansprüche 20 bis 22, dadurch gekennzeichnet, dass der Druckbehälter (40, 40') für Inspektion und/oder
Service begehbar ausgebildet ist und wenigstens ein Mannloch (55) sowie Mittel zur Ventilation mit Luft und eine sichere Absperrung der Brennstoffzufuhr vor Inangriffnahme der Inspektion aufweist.
24. Gasturbinenanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 23, dadurch gekennzeichnet, dass zur Kühlfluidversorgung der Hauptturbine (12) und anderer thermisch belasteter Teile der Hauptgasturbine ein oder mehrere Teilströme aus dem Rekuperator (15) abgezweigt und über mindestens eine Versorgungsleitung (33) an die zu kühlenden Stellen geführt ist.
25. Gasturbinenanlage nach einem der Ansprüche 1 -24, dadurch gekennzeichnet, dass die Hauptturbine (12) ein geschlossenes Kühlsystem (52) aufweist, welches über einen Druckerhöhungsverdichter (50) mit stromab des Hauptverdichters (1 1 ) entnommenem Kühlfluid versorgt ist und das erwärmte Kühlfluid stromauf der Brennkammer (16) im oder nach dem Rekuperator (15) in den Hauptkreislauf einströmbar ist.
26. Gasturbinenanlage nach den Ansprüchen 1 und 13, dadurch gekennzeichnet, dass die Mittel (26, ..,32; 49) zur Abscheidung von CO2 zwischen dem Vorkühler (17) und dem Eingang des Hauptkompressors (1 1 ) angeordnet sind, und dass die Mittel ein unter Druck arbeitendes CO2- Absorptionssystem (49) umfassen.
27. Gasturbinenanlage nach einem der Ansprüche 1 -26, dadurch gekennzeichnet, dass die Leistungsgrösse über 400 MW ist, und dass eine oder mehrere parallel geschaltete Ladegruppen (36) verschiedener Grosse verwendet werden..
28. Verfahren zum Betrieb einer Gasturbinenanlage in einem teilgeschlossenen, aufgeladenen Gasturbinenkreislauf, bei welchem Verfahren Brennstoff in einer Brennkammer (16) unter Zuführung eines Verbrennungsluft enthaltenden gasförmigen komprimierten Arbeitsmediums verbrannt, das heisse Verbrennungsgase enthaltende Arbeitsmedium in der
Hauptturbine (12) der Hauptgasturbine (11 , 12, 13, 16) unter Arbeitsleistung entspannt, dem entspannten Arbeitsmedium in einem nachfolgenden Rekuperator (15) und einem Kühler (17) Wärme entzogen wird, das abgekühlte Arbeitsmedium anschliessend in dem Verdichter (1 1 ) der Hauptgasturbine (11 , 12, 13, 16) komprimiert und dem komprimierten
Arbeitsmedium vor dem erneuten Eintritt in die Brennkammer (16) im Rekuperator (15) Wärme zugeführt wird, und bei welchem Verfahren auf der Niederdruckseite des Rekuperators (15) ein Teilstrom des entspannten Arbeitsmediums an einer auf einem geeigneten ersten Temperaturniveau befindlichen Entnahmestelle (19) entnommen und in der Turbine (24) der Ladegruppe (36) weiter entspannt wird, und durch den Verdichter (23) der Ladegruppe (36) Luft angesaugt und verdichtet und die verdichtete Luft dem Arbeitsmedium auf der Niederdruckseite des Rekuperators (15) zugeführt wird
29. Verfahren nach Anspruch 28, dadurch gekennzeichnet, dass aus den rückgeführten Abgasen der Hauptturbine (1 1 , 12, 13, 16) und/oder aus den Abgasen der Ladeturbine (24) CO2 abgeschieden wird.
30. Verfahren nach einem der Ansprüche 28, 29, dadurch gekennzeichnet, Verdichter (23) und Turbine (24) der Ladegruppe (36) mit separaten Motor/Generator Einheiten (57, 59) verbunden sind, welche mit verschiedenen geregelten Drehzahlen betrieben werden.
31. Verfahren nach einem der Ansprüche 28, 29, dadurch gekennzeichnet, dass zur Kühlung der Hauptturbine (12) oder eines Heissgasliners über eine Versorgungsleitung (33) ein Teilstrom aus dem Rekuperator (15) entnommen wird.
32. Verfahren nach Anspruch 31 , dadurch gekennzeichnet, dass der Teilstrom an Kühlmedium auf einem Temperaturniveau von 300°-500° C entnommen wird.
33. Verfahren nach den Ansprüchen 31 und/oder 32, dadurch gekennzeichnet, dass zur Kühlung der Aggregate mehrere Teilströme auf unterschiedlichen Temperaturniveaus entnommen werden.
34. Verfahren nach einem der Ansprüche 28 bis 33, dadurch gekennzeichnet, dass die Hauptturbine (12) ein geschlossenes Kühlsystem aufweist, welches über einen Druckerhöhungsverdichter (50) mit stromab des Hauptverdichters (11 ) entnommenem Kühlfluid versorgt wird und das erwärmte Kühlfluid stromauf der Brennkammer (16) in den Hauptkreislauf zurückströmt.
35. Verfahren nach einem der Ansprüche 28 bis 34 dadurch gekennzeichnet, dass vor der Brennkammer (16) über mindesten ein Regelorgan eine Zugabe eines reinen Sauerstoffs oder eines sauerstoffhaltigen Fluids in den Kreislauf vorgenommen wird.
36. Verfahren nach Anspruch 35, dadurch gekennzeichnet, dass zu einer vorübergehenden schnellen Leistungssteigerung der Anlage die Zugabe zwischen einer Versorgungsleitung (33) im Rekuperator (15) und der Brennkammer (16) erfolgt.
37. Verfahren nach einem der Ansprüche 28, 29, dadurch gekennzeichnet, dass die Gasturbinenanlage vor jedem Start einem Spülzyklus unterzogen wird.
38. Verfahren nach einem der Ansprüche 28, 29, dadurch gekennzeichnet, dass die Hauptgasturbine (1 1 ) zusammen mit der Ladegruppe (36) angeworfen wird, entweder durch Generatoren (14, 25), welche als Anwurfmotoren geschaltet werden, den Motor (57) oder durch andere unabhängige Anwurfmaschinen.
39. Verfahren nach einem der Ansprüche 28, 29, dadurch gekennzeichnet, dass der Ladekompressor (23) die zu Atmosphärendruck angesaugte Luft genau auf den Druck am Eintritt in den Kühler (17) komprimiert.
40. Verfahren nach einem der Ansprüche 28, 29, dadurch gekennzeichnet, dass der Brennstoff vorgewärmt wird, und dass die Wärme für die Vorwärmung des Brennstoffes aus einem oder mehreren der in den Prozess integrierten Kühler kommt.
41. Verfahren nach einem der Ansprüche 28, 29, dadurch gekennzeichnet, dass die zur CO2-Abscheidung und/oder Brennstoffvorwärmung nicht benötigte Wärme zum Betrieb eines Bottoming-Cycle verwendet wird.
42. Verfahren nach Anspruch 41 , dadurch gekennzeichnet, dass der Bottoming-Cycle ein Rankine-Cycle oder Kalina-Cycle ist.
43. Verfahren nach einem der Ansprüche 28, 29, dadurch gekennzeichnet, dass Fluid aus dem kalten Ende des Niederdruckteils des Rekuperators vor der Zumischung der Frischluft entnommen wird, welches nach separater Abkühlung und Kompression als sauerstoffarme und CO2-reiche alternative Kühlfluidversorgung (33) eingesetzt wird.
44. Verfahren nach einem der Ansprüche 28, 29, dadurch gekennzeichnet, dass der mittlere Restsauerstoffgehalt am Ausgang der Brennkammer (16) mindestens 0,5% beträgt.
45. Verfahren nach einem der Ansprüche 28 bis 30, dadurch gekennzeichnet, dass die Leistung der Gasturbinenanlage durch Regelung des durch den
Verdichter (23) der Ladegruppe (36) aufgebauten Aufladedruckes geregelt wird.
46. Verfahren nach Anspruch 45, dadurch gekennzeichnet, dass der durch den Verdichter (23) der Ladegruppe (36) strömende Gasstrom und der durch die Turbine (24) der Ladegruppe (36) strömende Gasstrom separat geregelt werden, entweder durch variable Drehzahl der gemeinsamen Welle oder variable Drehzahl bei Einzelantrieb mit zwei Motor/Generatoren und/oder bewegliche Leitreihen im Verdichter (23) und/oder Turbine (24).
47. Verfahren nach einem der Ansprüche 45 bis 46, dadurch gekennzeichnet, dass für die Ladegruppe (36) ein Druckverhältnis zwischen einen Minimalwert und einem maximalen Auslegungswert zwischen 4 bis 10 verwendet wird, wobei Teillastbetrieb mit einem Ladedruckverhältnis zwischen dem Minimalwert und dem maximalen Auslegungswert erfolgt
48. Verfahren nach Anspruch 47, dadurch gekennzeichnet, dass die Ladegruppe (36) mit einem Kompressor-Druckverhältnis von etwa 1 oder darunter durch zuschaltbare Bypassleitungen mit oder ohne Drosselung anstelle von Ladeverdichter und Ladeturbine betrieben wird, wobei auch verschobene Anschlussstellen zum Prozess der Hauptgasturbine vorsehbar sind
49. Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 28-48, dadurch gekennzeichnet, dass eine Leistungssteigerung durch Zuführung eines zerstäubten liquiden Fluids in mindestens einen der Verdichter (1 1 , 1 1 a, 1 1 b, 23) bewerkstelligt wird.
50. Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 28-49, dadurch gekennzeichnet, dass das Öffnen des oder der Brennstoffventile und die Zündung verriegelt bleiben, soweit nicht ein Spülzyklus mit Luft innerhalb einer Sperrfrist abgelaufen ist.
51. Anwendung und Verwendung von einer oder mehreren Gasturbinenanlagen und/oder des Verfahren zum Betrieb der Gasturbinenanlage nach einem oder mehreren der Ansprüche 1 -50 als Alternative zu CODOG-Antrieben (Combined Diesel or Gas Turbinen), mit Verwendung der Nutzleistung zur Propulsion und/oder Stromversorgung von Schiffen.
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