[go: up one dir, main page]

WO2003067055A1 - Verfahren zum betrieb einer gasturbine mit mehreren brennern - Google Patents

Verfahren zum betrieb einer gasturbine mit mehreren brennern Download PDF

Info

Publication number
WO2003067055A1
WO2003067055A1 PCT/CH2003/000067 CH0300067W WO03067055A1 WO 2003067055 A1 WO2003067055 A1 WO 2003067055A1 CH 0300067 W CH0300067 W CH 0300067W WO 03067055 A1 WO03067055 A1 WO 03067055A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
gas turbine
combustion chamber
burners
operating
temperature
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/CH2003/000067
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Peter Keller-Sornig
Ilja Tuschy
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
General Electric Switzerland GmbH
GE Vernova GmbH
Original Assignee
Alstom Technology AG
Alstom Schweiz AG
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Alstom Technology AG, Alstom Schweiz AG filed Critical Alstom Technology AG
Publication of WO2003067055A1 publication Critical patent/WO2003067055A1/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F02C9/26—Control of fuel supply
    • F02C9/28—Regulating systems responsive to plant or ambient parameters, e.g. temperature, pressure, rotor speed
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/14—Gas-turbine plants having means for storing energy, e.g. for meeting peak loads
    • F02C6/16—Gas-turbine plants having means for storing energy, e.g. for meeting peak loads for storing compressed air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/22—Fuel supply systems
    • F02C7/228—Dividing fuel between various burners
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F02C9/26—Control of fuel supply
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F02C9/26—Control of fuel supply
    • F02C9/32—Control of fuel supply characterised by throttling of fuel
    • F02C9/34—Joint control of separate flows to main and auxiliary burners
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/16—Mechanical energy storage, e.g. flywheels or pressurised fluids

Definitions

  • the present invention relates to a method for operating gas turbines, such as in conventional gas turbine power plants or a compressed air energy storage system (CAES system), and in particular to a method for operating gas turbines with multiple burners.
  • CAES system compressed air energy storage system
  • FIG. 1 the layout of an example of a compressed air energy storage system (CAES system) is shown schematically. It contains a cavern 1 for storing compressed air, which is used to generate electricity particularly in times of high demand.
  • the control of a valve arrangement 9 supplies the compressed air to a waste heat processor 2, where it is heated by heat transfer from the gas turbine exhaust gas.
  • Another valve arrangement 8 regulates the compressed air supply to an air turbine 3.
  • a combustion chamber 4 and a gas turbine 5 are arranged behind the air turbine 3.
  • An auxiliary burner 6 is arranged behind the gas turbine 5 and in front of the waste heat processor 2.
  • the gas turbine combustion chamber 4 has several burners.
  • the gas turbine 5 is operated with different combustion chamber heat loads, the number of active burners changes.
  • Automatic activation or deactivation of individual burners or burner groups by means of gas turbine control requires one or more criteria for determining the switching point for the burners.
  • This criterion can be the gas turbine load, for example.
  • the combustion process can be characterized by the equivalence ratio ⁇ , which is given by the ratio of the fuel mass flow to the oxidizing agent - mass flow, the oxidizing agent generally being air. This is expressed by Equation 1:
  • Lant Lant ⁇ fuel m oxide.
  • the factor Lant (abbreviation for air fraction, since the oxidant is usually air) is the ratio of oxidant mass flow to fuel mass flow for stoichiometric combustion, i.e. H. for a complete chemical reaction in which there are no oxidant or fuel residues in the exhaust gas.
  • the equivalence ratio ⁇ can have any value between zero and infinity.
  • the area is limited by the
  • the combustion emissions, especially NOx, are strongly related to the flame temperature.
  • the value ⁇ B ⁇ together with the combustion chamber air inlet temperature and the fuel temperature determine the ignition temperature of the combustion chamber.
  • the gas turbine air mass flow, the combustion chamber air mass flow and the air supply to a single burner are determined in part by the design geometry of the gas turbine.
  • the gas turbine fuel mass flow is equal to the combustor fuel flow.
  • the ratio of the fuel flow of a single burner to the combustion chamber fuel mass flow is of the number n and
  • Burner technology is preferably one
  • the burners of the combustion chamber are individually switched on and off or are arranged in separately switchable burner groups. To achieve a stable combustion process and low emissions, the number of single burners or burner groups in operation is varied over the operating range.
  • the combustion chamber heat load increases (given by the product of the combustion chamber air mass flow and the temperature difference between the combustion chamber air inlet temperature and the combustion chamber exhaust gas outlet temperature).
  • the total fuel mass flow into the combustion chamber increases with the heat load.
  • combustion chamber equivalence ratio ⁇ B ⁇ increases with the temperature difference between the combustion chamber air inlet temperature and the combustion chamber exhaust gas outlet temperature. In combustion chamber operation can be increased
  • Heat load can basically be responded to in three ways. More fuel is supplied during the
  • Number of active burners is either reduced, remains the same, or is increased.
  • Combustion chamber equivalence ratio ⁇ BK leads to a constant or even reduced number of burners leading to a higher burner equivalence ratio ⁇ EB . Therefore, if there is no increase in the number of burners to compensate for the increased ⁇ B ⁇ , there is an increase in emissions and the individual burner heat load. However, even if the ⁇ BK remains unchanged, the higher heat load can lead to burner operation being closer to the lean fire extinguishing limit. Thus, when the gas turbine load increases, the connection of further individual burners can be advantageous in order to reduce the emissions and the thermal load of the individual burners. A reduced individual burner heat load in turn causes a reduction in the thermal load on the individual burners.
  • FIG. 2 shows various gas turbine temperatures which are of interest for the operation of a gas turbine and its combustion chamber.
  • This contains the temperature of the premixed flame at position 1.
  • the combustion gases are cooled by air that flows past the main reaction zone and re-enters the combustion chamber at position 2.
  • the so-called "ignition temperature” is defined as the temperature immediately before the first row of guide vanes of the turbine at position 3.
  • This temperature and the temperature before the first row of rotor blades at position 4 are limited with regard to the guide and rotor blade material.
  • both the vanes also be cooled as the rotor blades usually with air 'or steam.
  • the temperature that changes when mixed of all cooling media with the combustion chamber exhaust gases is defined as the gas turbine inlet mixture temperature T G ⁇ TET . This temperature cannot be measured, but can be determined by calculation.
  • the equivalence ratio is a suitable criterion for determining the burner switching processes.
  • the equivalence ratio according to equation 1 is a normalized ratio of fuel and oxidant mass flow. To be able to use this ratio as a switching criterion, however, the fuel and oxidant mass flows of the burners must be known.
  • the mass flow and the temperature at the compressor outlet vary depending on the ambient conditions, whereby the ambient temperature and the ambient pressure are the most important factors; the mass flow and the temperature at the compressor outlet can change over time due to aging and contamination of the compressor.
  • the invention has for its object to provide a method for operating a gas turbine, in which the burner switching points are determined by a criterion that avoids the disadvantages described in connection with the prior art.
  • the invention relates to a method for operating a gas turbine which is arranged in a power generation system and has a compressed air source, a gasification burner with a combustion chamber and a plurality of burners.
  • a gas turbine control controls the activation and deactivation of the burners according to a switching point criterion that is proportional to the difference between the compressed air temperature upstream of the combustion chamber and the exhaust gas temperature downstream of the combustion chamber.
  • the compressed air temperature in front of the combustion chamber is preferably immediately before entering the Combustion chamber detected. If the power generation system is a compressed air energy storage system, this temperature can also be the temperature at a point in front of the air turbine or even before the waste heat processor.
  • the exhaust gas temperature behind the combustion chamber is the exhaust gas temperature at some point past the point where the chemical reaction has ended.
  • the temperature behind the combustion chamber is the gas turbine inlet mixture temperature, which is a virtual temperature calculated from a mixture of exhaust gases and cooling media. These cooling media are supplied to one or more of the following: burner, combustion chamber and gas turbine.
  • the temperature difference for the switching criterion can then be designated K s and means the difference between the gas turbine inlet mixture temperature and the combustion chamber inlet temperature of the compressed air, expressed by the following equation 7:
  • This temperature difference K s is physically related to various equivalence ratios of the combustion process. For example, it is proportional to the equivalence ratio ⁇ BK in the combustion chamber, that is to say to the ratio of the fuel mass flow to the air mass flow through the combustion chamber according to equation 8:
  • Air mass flow can be measured with high accuracy, the switching criterion according to the invention is advantageous.
  • the criterion is therefore fully applicable to CAES power plants, as shown in FIG. 1, to which air is fed from cavern 1 and where an exact measurement of the air mass flow to the combustion chamber is possible.
  • CAES power plant as outlined in Figure 1, changes in temperature at the compressor outlet is equivalent to changes in the air turbine exit temperature. These can possibly occur if the air turbine inlet temperature has changed due to fluctuations in the shaft burner output.
  • the switching criterion according to the invention can be applied to the activation and deactivation of individual burners and groups of individual burners.
  • the burners are activated and deactivated in order to modify and regulate the heat load of the burners. This enables, for example, a limitation of the thermal load in relation to the lean fire extinguishing limit or the permissible emission values.
  • Figure 1 shows a typical CAES power plant design
  • FIG. 3 shows a graph of a single burner equivalence ratio for a CAES gas turbine, in which the number of activated burners is determined according to the relative load criterion;
  • FIG. 4 shows a graph similar to that in FIG. 3, but in which the number of activated burners is determined according to the switching criterion according to the invention
  • Figure 5 is a graph of a single burner equivalence ratio for a CAES gas turbine, in which the number of activated burners is determined according to the relative load criterion, and for the special case that the combustion chamber air inlet temperature fluctuates over a range of + 50 ° C;
  • FIG. 6 shows a graph similar to that in FIG. 5, but in which the burners are activated using the switching criterion according to the invention.
  • FIGS. 3 and 4 The improved method for operating a CAES gas turbine is illustrated in FIGS. 3 and 4, in which the fluctuations in the single burner equivalence ratio ⁇ EB or Phi are shown, the number of activated burners being determined by a switching criterion corresponding to the relative load or by switching criterion according to the invention is determined.
  • FIGS. 3 and 4 show that by using the switching criterion according to the invention, the spread of the burner equivalence ratio ⁇ EB or Phi is significantly smaller over the entire load range. Reducing the ratio spread has the following advantages:
  • FIG. 6 shows the fluctuations in the single burner equivalence ratio for the same large fluctuations in the combustion chamber air inlet temperature by ⁇ 50 ° C., but for a CAES gas turbine which is operated with the switching criterion according to the invention. Since the switching criterion according to the invention takes full account of temperature fluctuations, even large fluctuations, these temperature deviations only cause relatively small changes in the individual burner equivalence ratio Phi. As a result, the combustion chamber imposes fewer restrictions on power plant operation, so that overall there is greater operational flexibility for the power plant. drawing Legend

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)

Abstract

Die Erfindung schafft ein Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine, die in einem Stromerzeugungssystem angeordnet ist, bestehend aus einer Druckluftquelle, einem Vergasungsbrenner mit Brennkammer und mehreren Brennern. Eine Gasturbinenregelung regelt die Aktivierung und Deaktivierung der Einzelbrenner und/oder Brennergruppen nach einem Schaltkriterium, das proportional zur Differenz zwischen einer Brennkammer-Lufteintrittstemperatur und einer Temperatur hinter der Brennkammer ist. Das erfindungsgemässe Schaltkriterium berücksichtigt voll und ganz grosse Temperaturschwankungen der Brennkammereintrittsluft, die dann nur relativ kleine Veränderungen des Brenner-Äquivalenzverhältnisses bewirken. Die Erfindung eignet sich besonders zur Anwendung in Druckluft-Energiespeicherkraftwerken.

Description

Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine mit mehreren
Brennern
Technisches Gebiet Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betrieb von Gasturbinen, wie zum Beispiel in herkömmlichen Gasturbinenkraftwerken oder einem Druckluft-Energiespeichersystem (CAES-Syste - compressed air energy storage System) , und insbesondere ein Verfahren zum Betrieb von Gasturbinen mit mehreren Brennern .
Stand der Technik Die Auslegung eines herkömmlichen Gasturbinenkraftwerks mit Verdichter ist allgemein bekannt. In Figur 1 ist die Auslegung eines Beispiels für ein Druckluft-Energiespeichersystem (CAES-System) schematisch dargestellt. Es beinhaltet eine Kaverne 1 zur Speicherung von Druckluft, die besonders in Zeiten hohen Bedarfs zur Stromerzeugung genutzt wird. Die Druckluft wird durch die Regelung einer Ventilanordnung 9 einem Abhitzeverwerter 2 zugeführt, wo sie durch Wärmeübertragung vom Gasturbinenabgas erwärmt wird. Eine weitere Ventilanordnung 8 regelt die Druckluftzufuhr zu einer Luftturbine 3. Hinter der Luftturbine 3 sind eine Brennkammer 4 und eine Gasturbine 5 angeordnet. Hinter der Gasturbine 5 und vor dem Abhitzeverwerter 2 ist ein Hilfsbrenner 6 angeordnet. Bei dieser CAES-Anordnung weist die Gasturbinenbrennkammer 4 mehrere Brenner auf . Wenn die Gasturbine 5 mit unterschiedlichen Brennkammerwärme- lasten betrieben wird, ändert sich die Zahl der aktiven Brenner. Eine automatische Aktivierung oder Deaktivierung einzelner Brenner oder Brennergruppen durch eine Gasturbinenregelung erfordert ein Kriterium oder mehrere Kriterien zur Bestimmung des Schaltpunktes für die Brenner. Dieses Kriterium kann zum Beispiel die Gasturbinenlast sein. Für die Verbrennung in einer Gasturbinenbrennkammer mit Vormischung kann der Brennvorgang durch das Äquivalenzverhältnis Φ charakterisiert werden, das durch das Verhältnis des Brennstoff-Massenstroms zum Oxidationsmittel - Massenstrom gegeben ist, wobei .das Oxidationsmittel in der Regel Luft ist . Dies wird durch Gleichung 1 ausgedrückt :
Φ = Lant- ^Brennstoff m Oxid. Der Faktor Lant (Abkürzung für Luftanteil, da das Oxidationsmittel in der Regel Luft ist) ist das Verhältnis von Oxidationsmittel-Massenstrom zu Brennstoff-Massenstrom für stöchiometrische Verbrennung, d. h. für eine vollständige chemische Reaktion, bei der im Abgas weder Oxidationsmittel- noch Brennstoffrückstände vorhanden sind.
Von der Definition her kann das Äquivalenzverhältnis Φ jeden Wert zwischen null und unendlich annehmen. Für die technische Verbrennung ist der Bereich jedoch durch die Grenzen der
Flammenstabilität gegeben. Diese Grenzen werden erreicht, wenn die Reaktion nicht . genug Wärme freisetzen kann, um die chemische Reaktion aufrechtzuerhalten, und die Flamme daraufhin erlischt. Dies kann geschehen, wenn entweder zuviel Oxidationsmittel oder zu viel Brennstoff vorhanden ist . Im ersteren Fall ist die Stabilitätsgrenze als die "Magerlöschgrenze" definiert.
Die Verbrennungsemissionen, besonders NOx, hängen stark mit der Flammentemperatur zusammen. Eine
Regelung der Flammentemperatur und somit der Emissionen ist durch Veränderung der Brennstoff- und Oxidationsmittelmengen und deren Verteilung in der Brennkammer möglich. Für eine Gasturbine mit mehreren Brennern ist das Einzelbrenner-Äquivalenzverhältnis ΦEB durch Gleichung 2 gegeben: ^ Brennstoff ,EB
Φ 'ERB = Lant „ mLufi,EB
Es ist ein wichtiger Indikator für Flammentemperatur, Brennstabilität und Emissionen. Des Weiteren ist das Brennkammer-Äquivalenzverhältnis durch Gleichung 3 definiert :
Λ ι „ * mBrennstoff,BK
ΦBK = Lant — : mLuft,BK
Der Wert ΦBκ bestimmt zusammen mit der Brennkammer-Lufteintrittstemperatur und der Brennstofftemperatur die Zündtemperatur der Brennkammer.
Ein ähnlicher Zusammenhang besteht zwischen dem Gasturbinen-Äquivalenzverhältnis ΦGT und der Gasturbinen-Eintrittsgemischtemperatur TGT TET/ die ein wichtiger Parameter des- gesamten Gasturbinenbetriebs ist. Dieses Äquivalenzverhältnis ist durch Gleichung 4 gegeben:
ΦhGT = l La „„n♦t — rπBr :enπstoff,GT mLuft,GT
Der Gasturbinen-Luftmassenstrom, der Brennkammer-Luftmassenstrom und die Luftzufuhr zu einem Einzelbrenner sind zum Teil durch die Auslegungsgeometrie der Gasturbine bestimmt. Der Gasturbinen-Brennstoffmassenstrom ist gleich dem Brennkammer-Brennstoffström. Das Verhältnis des BrennstoffStroms eines Einzelbrenners zum Brennkammer- Brennstoffmassenstrom ist jedoch von der Zahl n und der
Konfiguration der aktiven Brenner abhängig. Somit besteht zwischen den verschiedenen Äquivalenzverhältnissen ein enger Zusammenhang durch Gleichung 5 ΦBK = /(ΦGτ) und Gleichung 6 ΦEB = /(ΦBK, n) .
Bei Gasturbinenbrennkammern mit mehreren
Brennern ist die Brennertechnik vorzugsweise auf eine
Magerverbrennungstechnologie zur Reduzierung der
Emissionen abgestimmt, jedoch nicht auf diese beschränkt. Die Brenner der Brennkammer werden einzeln zu- und abgeschaltet oder sind in getrennt schaltbaren Brennergruppen angeordnet . Zur Erzielung eines stabilen Brennprozesses und niedriger Emissionen wird die Zahl der in Betrieb befindlichen Einzelbrenner oder Brennergruppen über den Betriebsbereich variiert .
Durch die Zu- oder Abschaltung von Brennern bei konstantem ΦGT wird eine bestimmte Menge Brennstoff auf die Brenner verteilt, was zu einer Verschiebung des Brenner-Äquivalenzverhältnisses ΦEB führt. Wird die Zahl der aktiven Brenner verringert, so nimmt das Brenner- Äquivalenzverhältnis ΦEB zu, und infolgedessen treten höhere Flammentemperaturen und höhere Emissionen auf. Durch Zuschaltung weiterer Brenner nimmt das Äquivalenzverhältnis ΦEB hingegen ab. Falis der Brennprozess vor dem Zu- oder Abschalten zu nah an der Löschgrenze stattfindet, kommt es zum Erlöschen einiger oder sogar aller Brenner.
Bei herkömmlichen Gasturbinen werden Laständerungen bei Inbetriebnahme, Abschaltung oder Lastfolgebetrieb durch Änderung des Luft- ' und/oder Brennstoffmassenstroms bewirkt. Im Falle einer Lastzunähme können in der Brennkammer wesentliche Veränderungen eintreten, wie z. B.:
- Die Gasturbinen-Eintrittsgemischtemperatur TGT TET und/oder der Luftmassenstrom nimmt zu.
- Die Brennkammer-Wärmelast nimmt zu (gegeben durch das Produkt aus dem Brennkammer-Luftmassenstrom und der Temperaturdifferenz zwischen Brennkammer- Lufteintrittstemperatur und Brennkammer- Abgasaustrittstemperatur) .
Der Gesamtbrennstoffmassenstrom in die Brennkammer nimmt mit der Wärmelast zu.
- Das Brennkammer-Äquivalenzverhältnis ΦBκ nimmt mit der Temperaturdifferenz zwischen Brennkammer- Lu teintrittstemperatur und Brennkammer-Abgasaustrittstemperatur zu. Im Brennkammerbetrieb kann auf eine erhöhte
Wärmelast im Grunde auf dreierlei Weise reagiert werden. Es wird mehr Brennstoff zugeführt, während die
Zahl der aktiven Brenner entweder verringert wird, gleich bleibt oder erhöht wird.
Bei einer Zunahme des . Brennkammer-Äquivalenzverhältnisses ΦBK führt eine gleich bleibende oder sogar verringerte Brennerzahl zu einem höheren Brenner- Äquivalenzverhältnis ΦEB. Daher kommt es, wenn keine Erhöhung der Brennerzahl zum Ausgleich des erhöhten ΦBκ erfolgt, zu einem Anstieg der Emissionen und der Einzelbrennerwärmelast. Doch auch bei unverändertem ΦBK kann die höhere Wärmelast dazu führen, dass der Brennerbetrieb näher an der Magerlöschgrenze abläuft. Somit kann bei einer Zunahme der Gasturbinenlast die Zuschaltung weiterer Einzelbrenner vorteilhaft sein, um die Emissionen und die Wärmelast der Einzelbrenner zu reduzieren. Eine verringerte Einzelbrennerwärmelast bewirkt wiederum eine Reduzierung der thermischen Beanspruchung der Einzelbrenner.
Figur 2 zeigt verschiedene Gasturbinentemperaturen, die für den Betrieb einer Gasturbine und ihrer Brennkammer von Interesse sind. Darin befindet sich die Temperatur der vorgemischten Flamme bei Position 1. Die Verbrennungsgase werden durch Luft abgekühlt, die an der Hauptreaktionszone vorbeiströmt und bei Position 2 wieder in die Brennkammer eintritt. Die so genannte "Zündtemperatur" ist definiert als die Temperatur unmittelbar vor der ersten Leitschaufelreihe der Turbine bei Position 3. Diese Temperatur und die Temperatur vor der ersten Laufschaufelreihe bei Position 4 sind im Hinblick auf den Leit- und LaufSchaufelwerkstoff begrenzt. Zum Schutz gegen mechanische Beschädigung werden bei modernen Gasturbinen sowohl die Leitschaufeln als auch die Laufschaufeln in der Regel mit Luft ' oder Dampf gekühlt. Die Temperatur, die sich bei einer Vermischung aller Kühlmedien mit den Brennkammerabgasen ergeben würde, ist als die Gasturbinen- Eintrittsgemischtemperatur TGτ TET definiert. Diese Temperatur lässt sich nicht messen, kann aber rechnerisch bestimmt werden.
Zur Festlegung der Schaltpunkte für die Brenner oder Brennergruppen in einem Gasturbinenregelungsprogramm werden Kriterien benötigt. Das Schalten der Brenner muss so erfolgen, dass die Forderung nach niedrigen Emissionen erfüllt wird, ohne die Brennstabilität zu gefährden oder einen plötzlichen Flammenverlust durch Erlöschen zu riskieren. Theoretisch ist das Äquivalenzverhältnis ein geeignetes Kriterium zur Bestimmung der Brennerschaltvorgänge. Das Äquivalenzverhältnis nach Gleichung 1 ist ein normiertes Verhältnis von Brennstoff- und Oxidationsmittel-Massenstrom. Um dieses Verhältnis als Schaltkriterium nutzen zu können, müssen jedoch die Brennstoff- und Oxidationsmittel-Massenströme der Brenner bekannt sein.
In einem offenen Gasturbinenkreislauf lässt sich der vom Verdichter gelieferte Oxidationsmittel- Massenstrom nicht messen. Eine theoretische Voraussage ist zwar möglich, aber aus folgenden Gründen für den Oxidationsmittel-Massenstrom durch die Brenner nicht zuverlässig :
Der Massenstrom und die Temperatur am Verdichterausgang sind je nach den Umgebungsbedingungen veränderlich, wobei die Umgebungstemperatur und der Umgebungsdruck die wichtigsten Faktoren sind; der Massenstrom und die Temperatur am Verdichterausgang können sich im Laufe der Zeit durch Alterung und Verschmutzung des Verdichters und ändern.
Daher ist in der Praxis eine zuverlässige Voraussage des Oxidationsmittelstroms durch den Brenner begrenzt, und somit ist das Äquivalenzverhältnis kein geeignetes Kriterium zur Bestimmung der Brennerschalt- punkte. Andere Kriterien zur Beschreibung des Brennvorgangs am Brenner oder in der Brennkammer, wie z. B. der Temperaturanstieg von Einzelbrennern oder die Gasturbinen-Eintrittstemperatur, basieren ebenfalls auf dem Verdichtermassenstrom und sind daher auch nicht geeignet .
Alle Kriterien im Zusammenhang mit der chemischen Reaktion erfordern die Kenntnis des Oxidationsmittel-Massenstroms durch den Brenner. Das Kriterium zur Bestimmung der Brennerschaltvorgänge muss jedoch messbar oder mit hoher Genauigkeit berechenbar sein.
Ein solches Kriterium ist die Gasturbinenlast, die sich leicht an der Generatorklemme messen, lässt . Allerdings müssen bei der Anwendung dieses Kriteriums auch Schwankungen der Temperaturen und/oder des Massenstroms am Verdichterausgang bei der Regelung des Verbrennungsprozesses berücksichtigt werden.
Erfindung
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine zu schaffen, bei dem die Brennerschaltpunkte durch ein Kriterium bestimmt werden, das die im Zusammenhang mit dem Stand der Technik beschriebenen Nachteile umgeht.
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine, die in einem Stromerzeugungssystem angeordnet ist und eine Druckluftquelle, einen Vergasungsbrenner mit Brennkammer und mehreren Brennern aufweist. Bei diesem Verfahren steuert eine Gasturbinenregelung die Aktivierung und Deaktivierung der Brenner nach einem Schaltpunktkriterium, das proportional zur Differenz zwischen der Drucklufttemperatur vor der Brennkammer und der Abgastemperatur hinter der Brennkammer ist. Die Drucklufttemperatur vor der Brennkammer wird vorzugsweise unmittelbar vor dem Eintritt in die Brennkammer erfasst. Wenn es sich beim Stromerzeugungssystem um ein Druckluft-Energiespeichersystem handelt, kann diese Temperatur auch die Temperatur an einer Stelle vor der Luftturbine oder sogar vor dem Abhitzeverwerter sein. Die Abgastemperatur hinter der Brennkammer ist die Abgastemperatur an irgendeiner Stelle hinter dem Punkt, an dem die chemische Reaktion zu Ende ist .
Bei einem speziellen erfindungsgemäßen Verfahren • ist die Temperatur hinter der Brennkammer die Gasturbinen-Eintrittsgemischtemperatur, die eine aus einem Gemisch aus Abgasen und Kühlmedien berechnete virtuelle Temperatur ist. Diese Kühlmedien werden einem oder mehreren der Folgenden zugeführt: Brenner, Brennkammer und Gasturbine. Die Temperaturdifferenz für das Schaltkriterium kann dann mit Ks bezeichnet werden und bedeutet die Differenz zwischen der Gasturbinen- Eintrittsgemischtemperatur und der Brennkammereintrittstemperatur der Druckluft, ausgedrückt durch die folgende Gleichung 7:
^- S = V* GTTET ~ -* BK Eintritt )
Diese Temperaturdifferenz Ks steht in einem physikalischen Zusammenhang mit verschiedenen Äquivalenzverhältnissen des Verbrennungsprozesses. Sie ist zum Beispiel proportional zum Äquivalenzverhältnis ΦBK in der Brennkammer, das heißt, zu dem Verhältnis des Brennstoffmassenstroms zum Luftmassenstrom durch die Brennkammer nach Gleichung 8 :
^ Brennstoff f _ T" ^
^ BK ∞ "■ CC V GTTET • BK Eintritt mLuf, sowie zum Äquivalenzverhältnis der Gasturbine nach Gleichung 9 :
771
ΦGT ∞ ^ BK ∞ Bm'→ ∞ ( GTTET - TBK Einlritt )
Weiterhin besteht auch ein Zusammenhang zwischen dem Kriterium und dem Einzelbrenner- Äquivalenzverhältnis ΦEB über die Zahl n der aktiven Brenner, ausgedrückt durch Gleichung 6.
Um das vorgeschlagene' Prinzip anwenden zu können, muss die Gasturbinen-Eintrittsgemischtemperatur TGT TET/ zum Beispiel nach ISO 2314, bekannt sein. Diese Temperatur ist nicht messbar, .sondern muss berechnet werden, zum Beispiel aus einer Brennkammer- Energiebilanz. Für eine genaue Berechnung muss der Luftmassenstrom durch die Brennkammer bekannt sein. Wenn sich der in die Gasturbine eingeleitete
Luftmassenstrom mit hoher Genauigkeit messen lässt, ist das erfindungsgemäße Schaltkriterium vorteilhaft. Daher ist das Kriterium voll und ganz auf CAES-Kraftwerke anwendbar, wie in Figur 1 dargestellt, denen Luft aus der Kaverne 1 zugeführt wird und wo eine genaue Messung des Luftmassenstroms zur Brennkammer möglich ist. Bei 'einem CAES-Kraftwerk, wie in Figur 1 skizziert, sind Temperaturänderungen am Verdichterausgang äquivalent zu Veränderungen der Luftturbinenaustrittstemperatur . Diese können eventuell auftreten, wenn sich aufgrund von Schwankungen der Schachtbrennerleistung die Luftturbineneintrittstemperatur geändert hat.
Eine Anwendung des Schaltkriteriums in herkömmlichen Gasturbinen ist durch die Tatsache begrenzt, dass der Luftmassenstrom vom Verdichter zur Gasturbine nicht zuverlässig voraussagbar ist.
Das erfindungsgemäße Schaltkriterium ist auf die Aktivierung und Deaktivierung von Einzelbrennern sowie Gruppen von Einzelbrennern anwendbar. Bei einer speziellen Variante des Verfahrens werden die Brenner aktiviert und deaktiviert, um die Wärmelast der Brenner abzuwandeln und zu regeln. Dies ermöglicht beispielsweise eine Begrenzung der Wärmelast in Bezug auf die Magerlöschgrenze oder die zulässigen Emissionswerte.
Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine werden Temperaturänderungen ' am Verdichterausgang oder in der Druckluft aus einer Speicherkaverne, die durch einen Abhitzeverwerter und eine Luftturbine geleitet wurde, direkt bei der Regelung der Einzelbrenner oder Brennergruppen berücksichtigt. Durch dieses Verfahren werden die typischen Nachteile vermieden, .die man in Kraftwerken antrifft, wo die Brenner durch ein auf der Last basierendes Schaltkriterium geregelt werden. Konkret verhält es sich so, dass für einen gegebenen Temperaturänderungsbereich der in die Brennkammer eingeleiteten Druckluft infolge der Aktivierung und Deaktivierung der Brenner entsprechend dem hier offen gelegten Schaltkriterium die Äquivalenzverhältnisse des Verbrennungsprozesses innerhalb eines kleineren Bereichs variieren. Der kleinere Wertebereich der Äquivalenzverhältnisse gestattet eine größere Flexibilität bei der Auslegung der Brennkammer und einen größeren Bereich für die Betriebsparameter. Des Weiteren besteht eine geringere Wahrscheinlichkeit, dass kritische Betriebsbereiche hinsichtlich der Emissionen und der Magerlöschgrenze erreicht werden. Kurze Beschreibung der Zeichnungen In den Zeichnungen zeigen: Figur 1 eine typische CAES-Kraftwerksauslegung; Figur 2 betriebsrelevante
Verbrennungstemperaturen in einer Gasturbine;
Figur 3 ein Kurvenbild eines Einzelbrenner- Äquivalenzverhältnisses für eine CAES-Gasturbine, bei der die Zahl der aktivierten Brenner nach dem Relativlastkriterium bestimmt wird;
Figur 4 ein ähnliches Kurvenbild wie in Figur 3, bei dem jedoch die Zahl der aktivierten Brenner nach dem erfindungsgemäßen Schaltkriterium bestimmt wird;
Figur 5 ein Kurvenbild eines Einzelbrenner- Äquivalenzverhältnisses für eine CAES-Gasturbine, bei der die Zahl der aktivierten Brenner nach dem Relativlastkriterium bestimmt wird, und für den besonderen Fall, dass die Brennkammer- Lufteintrittstemperatur über einen Bereich von + 50 °C schwankt ;
Figur 6 ein ähnliches Kurvenbild wie in Figur 5, bei dem jedoch die Brenner mit Hilfe des erfindungsgemäßen Schaltkriteriums aktiviert werden.
Das neue Kriterium umgeht völlig die Nachteile, die mit einem Schaltkriterium nach dem Stand der Technik einhergehen. Das verbesserte Verfahren zum Betrieb einer CAES-Gasturbine ist in den Figuren 3 und 4 veranschaulicht, in denen die Schwankungen des Einzelbrenner-Äquivalenzverhältnisses ΦEB oder Phi dargestellt sind, wobei die Zahl der aktivierten Brenner durch ein Schaltkriterium entsprechend der relativen Last bzw. durch ein erfindungsgemäßes Schaltkriterium bestimmt wird. Ein Vergleich der Figuren 3 und 4 zeigt, dass durch die Anwendung des erfindungsgemäßen Schaltkriteriums die Streuung des Brenner-Äquivalenzverhältnisses ΦEB oder Phi über den gesamten Lastbereich bedeutend geringer ist. Eine Verringerung der Verhältnisstreuung hat folgende Vorteile :
- Niedrigere Emissionen bei verringerter Brennkammereintrittstemperatur . - Höhere Brennstabilität durch Vermeidung niedriger Einzelbrenner-Äquivalenzverhältnisse .
- Das Brennkammerbetriebskonzept lässt sich leichter optimieren. Insbesondere ist es nicht mehr notwendig, den Betrieb weit entfernt von der Magerlöschgrenze zu wählen.
- Bei diesem Konzept wird ein Nachlassen des Luftturbinen- oder Gasturbinenwirkungsgrades voll und ganz berücksichtigt . Verringerte Wirkungsgrade haben keine Auswirkungen auf das Lastschaltpunktkriterium und beeinflussen daher nicht die Zahl der aktiven Brenner, es sei denn, die Betriebsbedingungen in der Brennkammer haben sich verändert. Besonders bedeutsam ist der Vorteil des erfindungsgemäßen Schaltkriteriums für Gasturbinenanwendungen mit großen Schwankungen der Brennkammer- Lufteintrittstemperatur. Bei herkömmlichen Gasturbinen ergeben sich Schwankungen durch die über das Jahr veränderlichen Witterungsverhältnisse. Bei einem CAES- Kreislauf mit einem Abhitzeverwerter, wie in Figur 1 dargestellt, sind die Schwankungen der Brennkammer- Lufteintrittstemperatur viel größer. Figur 5 zeigt die Auswirkungen von Schwankungen der Brennkammer-Lufteintrittstemperatur um + 50 °C auf die Veränderung des Einzelbrenner- Äquivalenzverhältnisses für eine CAES-Gasturbine, die mit einem Schaltkriterium entsprechend der relativen Last betrieben wird. In diesem Fall schwankt das Einzelbrenner-Äquivalenzverhältnis in unannehmbar hohem Maße. Folglich müssen die Betriebsgrenzen für das Kraftwerk enger sein, wodurch die Betriebsflexibilität eingeschränkt wird. Im Vergleich dazu zeigt Figur 6 die Schwankungen des Einzelbrenner-Äquivalenzverhältnisses bei den gleichen großen Schwankungen der Brennkammer- Lufteintrittstemperatur um ± 50 °C, jedoch für eine CAES-Gasturbine, die mit dem erfindungsgemäßen Schaltkriterium betrieben wird. Da das erfindungsgemäße Schaltkriterium TemperaturSchwankungen voll berücksichtigt, auch große Schwankungen, bewirken diese Temperaturabweichungen nur relativ kleine Veränderungen des Einzelbrenner-Äquivalenzverhältnisses Phi. Folglich erlegt die Brennkammer dem Kraftwerksbetrieb weniger Einschränkungen auf, so dass sich insgesamt eine größere Betriebsflexibilität für das Kraftwerk ergibt. Zeichnungslegende
1 Druckluftspeicherkaverne
2 Abhitzeverwerter 3 Luftturbine
4 Brennkammer
5 Gasturbine
6 Hilfsbrenner
7 Schornstein 8 Lufteintrittsventilanordnung
9 Ventilanordnung

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine, die in einem Stromerzeugungssystem angeordnet ist, bestehend aus einer Druckluftquelle, einem Vergasungsbrenner mit Brennkammer und mehreren Brennern sowie einer Gasturbinenregelung, welche die Brenner nach einem Schaltkriterium aktiviert und deaktiviert, wobei das Schaltkriterium proportional zu einer Differenz zwischen einer Drucklufttemperatur vor der Brennkammer und der Brennkammer-Abgastemperatur hinter der Brennkammer ist.
2. Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine nach Anspruch 1, bei dem die Brenner einzeln und/oder gruppenweise aktiviert und deaktiviert werden.
3. Verf hren zum Betrieb einer Gasturbine nach Anspruch 1 oder 2, bei dem die Brenner aktiviert und deaktiviert werden, um die Wärmelast der Brenner zu variieren und zu begrenzen.
4. Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine nach einem der Ansprüche 1 bis 3 , bei dem den Brennern, der Brennkammer und/oder der Gasturbine Kühlmedien zugeleitet werden.
5. Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine nach einem der Ansprüche 1 bis 4, bei dem sich das Schaltkriterium aus der Temperaturdifferenz zwischen der Brennkammer-Lufteintrittstemperatur unmittelbar vor dem Eintritt in die Brennkammer und der Brennkammerabgastemperatur an irgendeiner Stelle hinter dem Punkt in der Brennkammer ergibt , wo die chemische Verbrennungsreaktion zu Ende ist.
6. Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine nach einem der Ansprüche 1 bis 5, bei dem die Temperatur hinter der Brennkammer die Gasturbineneintrittstemperatur ist.
7. Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine nach einem der Ansprüche 1 bis 5, bei dem die Temperatur hinter der Brennkammer eine virtuelle Temperatur TGT TET ist, die für ein Gemisch aus Brennkammerabgasen und den zu den Brennern, zur Brennkammer und/oder zur Gasturbine geleiteten Kühlmedien berechnet wird.
8. Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine nach Anspruch 7 , bei dem das Schaltkriterium proportional zu einem Äquivalenzverhältnis ΦBK der Brennkammer ist, das definiert ist durch das Verhältnis des Brennstoff- Massenstroms zum Luftmassenstrom durch die Brennkammer und das stöchiometrische Oxidationsmittel-Brennstoff- Verhältnis des Brennstoffs.
9. Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine nach Anspruch 7, bei dem das Schaltkriterium proportional zum Äquivalenzverhältnis ΦGT der Gasturbine ist, das definiert ist durch das Verhältnis von der Gasturbine zugeführtem Brennstoff-Massenstrom und Gesamtluftmassenstrom und das stöchiometrische Oxidationsmittel-Brennstoff-Verhältnis des Brennstoffs.
10. Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine nach Anspruch 7 , bei dem das Schaltkriterium proportional zum Äquivalenzverhältnis ΦEB eines Einzelbrenners ist, das definiert ist durch das Verhältnis von dem Einzelbrenner zugeführten Brennstof -Massenstrom und Gesamtluftmassenstrom und das stöchiometrische Oxidationsmittel-Brennstoff-Verhältnis des Brennstoffs.
11. Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine nach einem der Ansprüche 1 bis 10, bei dem die Gasturbine in einem Stromerzeugungssystem mit Druckluft-Energiespeicherung angeordnet ist.
PCT/CH2003/000067 2002-02-04 2003-01-28 Verfahren zum betrieb einer gasturbine mit mehreren brennern Ceased WO2003067055A1 (de)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US35319602P 2002-02-04 2002-02-04
US60/353,196 2002-02-04
CH15932002 2002-09-20
CH1593/02 2002-09-20

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2003067055A1 true WO2003067055A1 (de) 2003-08-14

Family

ID=27735495

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/CH2003/000067 Ceased WO2003067055A1 (de) 2002-02-04 2003-01-28 Verfahren zum betrieb einer gasturbine mit mehreren brennern

Country Status (1)

Country Link
WO (1) WO2003067055A1 (de)

Citations (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE888335C (de) * 1941-05-16 1953-08-31 Aeg Einrichtung zur Leistungsregelung von Gleichdruckgasturbinenanlagen
DE2136184A1 (de) * 1971-07-20 1973-01-25 Kraftwerk Union Ag Gasturbinenanlage
GB1388404A (en) * 1971-06-18 1975-03-26 Rolls Royce Fuel control system for a gas turbine engine
US4058975A (en) * 1975-12-08 1977-11-22 General Electric Company Gas turbine temperature sensor validation apparatus and method
US4455820A (en) * 1976-09-09 1984-06-26 General Electric Company Control system and method for controlling a gas turbine in accordance with the temperature conditions thereof
US4735052A (en) * 1985-09-30 1988-04-05 Kabushiki Kaisha Toshiba Gas turbine apparatus
US5319931A (en) * 1992-12-30 1994-06-14 General Electric Company Fuel trim method for a multiple chamber gas turbine combustion system
US5533329A (en) * 1993-05-17 1996-07-09 Hitachi, Ltd. Control apparatus for and control method of gas turbine
GB2323428A (en) * 1997-03-18 1998-09-23 Vosper Thornycroft Controls Li Valve arrangement to control flow to burners
DE19825335A1 (de) * 1998-06-05 1999-12-09 Abb Patent Gmbh Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine
EP1077349A1 (de) * 1999-08-19 2001-02-21 General Electric Company Vorrichtung mit gestufter Brennstoffeinspritzung und Verfahren für Gasturbineneinspritzdüsen
US6247300B1 (en) * 1999-02-26 2001-06-19 Honda Giken Kogyo Kabushiki Kaisha Gas turbine engine
US20010047650A1 (en) * 1998-07-27 2001-12-06 Gerhard Muller Method of operating a gas-turbine chamber with gaseous fuel
US6338240B1 (en) * 1999-01-08 2002-01-15 Hitachi, Ltd. Control method for gas turbine load

Patent Citations (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE888335C (de) * 1941-05-16 1953-08-31 Aeg Einrichtung zur Leistungsregelung von Gleichdruckgasturbinenanlagen
GB1388404A (en) * 1971-06-18 1975-03-26 Rolls Royce Fuel control system for a gas turbine engine
DE2136184A1 (de) * 1971-07-20 1973-01-25 Kraftwerk Union Ag Gasturbinenanlage
US4058975A (en) * 1975-12-08 1977-11-22 General Electric Company Gas turbine temperature sensor validation apparatus and method
US4455820A (en) * 1976-09-09 1984-06-26 General Electric Company Control system and method for controlling a gas turbine in accordance with the temperature conditions thereof
US4735052A (en) * 1985-09-30 1988-04-05 Kabushiki Kaisha Toshiba Gas turbine apparatus
US5319931A (en) * 1992-12-30 1994-06-14 General Electric Company Fuel trim method for a multiple chamber gas turbine combustion system
US5533329A (en) * 1993-05-17 1996-07-09 Hitachi, Ltd. Control apparatus for and control method of gas turbine
GB2323428A (en) * 1997-03-18 1998-09-23 Vosper Thornycroft Controls Li Valve arrangement to control flow to burners
DE19825335A1 (de) * 1998-06-05 1999-12-09 Abb Patent Gmbh Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine
US20010047650A1 (en) * 1998-07-27 2001-12-06 Gerhard Muller Method of operating a gas-turbine chamber with gaseous fuel
US6338240B1 (en) * 1999-01-08 2002-01-15 Hitachi, Ltd. Control method for gas turbine load
US6247300B1 (en) * 1999-02-26 2001-06-19 Honda Giken Kogyo Kabushiki Kaisha Gas turbine engine
EP1077349A1 (de) * 1999-08-19 2001-02-21 General Electric Company Vorrichtung mit gestufter Brennstoffeinspritzung und Verfahren für Gasturbineneinspritzdüsen

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE69225912T2 (de) Steuervorrichtung für ein gasturbinentriebwerk
DE3781276T2 (de) Einen weiten bereich gasfoermiger brennstoffe ueberdeckendes verbrennungssystem fuer gasturbinen.
DE102008002941A1 (de) Wobbe Steuerung und verbesserte Bedienbarkeit durch In-Linie Treibstoffumwandlung
DE69614059T2 (de) Kraftstoffregelsystem für eine Gasturbine
DE102009043864B4 (de) Kanalbrenner für heizwertarmen Brennstoff für Heizsysteme und Wärmerückgewinnungssysteme
DE112015001394B4 (de) Gasturbinenverbrennungssteuervorrichtung, Verbrennungssteuerverfahren und Programm dafür
DE102020212348A1 (de) Gasturbinenverbrennungsvorrichtung und ihr betriebsverfahren
DE112013005578B4 (de) Energieerzeugungssystem, Antriebsverfahren für Energieerzeugungssystem
EP1474595B1 (de) Verfahren zum betrieb einer gasturbogruppe
DE10142514B4 (de) Verfahren zum Feststellen eines Flammenrückschlags in einem Gasturbinensystem, sowie Gasturbinensystem
DE112013005205B4 (de) Stromerzeugungssystem
WO2003062618A1 (de) Verfahren zum betrieb einer gasturbogruppe
CH707829A2 (de) Brennstoffdüsensystem und Verfahren zum Start und Betrieb von Gasturbinen mit niederenergetischen Kraftstoffen.
DE102010016994A1 (de) Gasturbinenbrennkammersystem mit In-Line Brennstoffreformierung und -verfahren
DE102004036911A1 (de) Betriebsverfahren für eine Feuerungsanlage
DE112012002336T5 (de) Wärmerückgewinnungdampferzeuger und Kraftwerk
EP0921292A1 (de) Verfahren zur Regelung einer Gasturbogruppe
CH708386A2 (de) System und Verfahren zur Steuerung von Gasturbinenemissionen.
DE112013003321T5 (de) Gasturbinenmotor (Turbomotor)
JP3499026B2 (ja) ガスタービン燃料供給装置
CH697861B1 (de) Gasturbine und Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine.
DE19604416C2 (de) Verfahren zur Entspannung eines Rauchgasstroms in einer Turbine sowie entsprechende Turbine
EP1533569B1 (de) Verfahren zum Betrieb einer Feuerungseinrichtung
WO2003067055A1 (de) Verfahren zum betrieb einer gasturbine mit mehreren brennern
WO2020011426A1 (de) Verfahren zum betreiben einer gasturbinenanlage mit gasförmigem brennstoff

Legal Events

Date Code Title Description
AK Designated states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): DE JP

DFPE Request for preliminary examination filed prior to expiration of 19th month from priority date (pct application filed before 20040101)
REG Reference to national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: 8642

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: JP

WWW Wipo information: withdrawn in national office

Country of ref document: JP