GuD-Kraftwerk -Combined cycle power plant

Gateway Generating Station , ein 530-Megawatt-Kombikraftwerk mit Erdgasbefeuerung in Kalifornien.

Ein Kombikraftwerk ist eine Anordnung von Wärmekraftmaschinen , die im Tandem von derselben Wärmequelle arbeiten und sie in mechanische Energie umwandeln . An Land wird der gebräuchlichste Typ , wenn er zur Stromerzeugung verwendet wird, als GuD-Anlage ( GuD ) bezeichnet. Das gleiche Prinzip wird auch für Schiffsantriebe verwendet, wo es als kombinierte Gas- und Dampfanlage (COGAS) bezeichnet wird. Das Kombinieren von zwei oder mehr thermodynamischen Zyklen verbessert den Gesamtwirkungsgrad, was die Kraftstoffkosten senkt.

Das Prinzip besteht darin, dass das Arbeitsmedium (das Abgas) nach Abschluss seines Zyklus im ersten Motor noch so heiß ist, dass eine zweite nachfolgende Wärmekraftmaschine Energie aus der Wärme im Abgas gewinnen kann. Normalerweise wird die Wärme durch einen Wärmetauscher geleitet, damit die beiden Motoren unterschiedliche Arbeitsflüssigkeiten verwenden können.

Durch die Stromerzeugung aus mehreren Arbeitsströmen kann die Gesamteffizienz des Systems um 50–60 % gesteigert werden. Das heißt, von einem Gesamtwirkungsgrad von beispielsweise 34 % (für einen einfachen Zyklus) bis zu 64 % (für einen kombinierten Zyklus). Das sind mehr als 84 % des theoretischen Wirkungsgrades eines Carnot-Kreises . Wärmekraftmaschinen können nur einen Teil der Energie aus ihrem Brennstoff nutzen, so dass in einer Wärmekraftmaschine ohne kombinierten Zyklus die verbleibende Wärme (dh heißes Abgas) aus der Verbrennung verschwendet wird.

Historische Zyklen

Historisch erfolgreiche kombinierte Kreisläufe haben Quecksilberdampfturbinen , magnetohydrodynamische Generatoren und Schmelzkarbonatbrennstoffzellen mit Dampfanlagen für den Niedertemperatur-"Boden"-Zyklus verwendet. Bodenbildungszyklen bei sehr niedrigen Temperaturen waren aufgrund der sehr großen Ausrüstungsabmessungen, die benötigt werden, um die großen Massenströme und kleinen Temperaturunterschiede zu handhaben, zu kostspielig. In kalten Klimazonen ist es jedoch üblich, heißes Kraftwerkswasser für Warmwasser und Raumheizung zu verkaufen. Durch vakuumisolierte Rohrleitungen kann dieses Versorgungsunternehmen bis zu 90 km weit reichen. Der Ansatz heißt „ Kraft-Wärme-Kopplung “ (KWK).

In stationären und Meereskraftwerken hat ein weit verbreitetes Kombikraftwerk eine große Gasturbine (die nach dem Brayton-Zyklus arbeitet ). Das heiße Abgas der Turbine treibt ein Dampfkraftwerk an (das nach dem Rankine-Zyklus arbeitet ). Dabei handelt es sich um eine GuD-Anlage (GuD -Gasturbinenanlage ). Diese erreichen einen erstklassigen realen (siehe unten) thermischen Wirkungsgrad von rund 64 % im Grundlastbetrieb. Dagegen ist ein Einkreis-Dampfkraftwerk auf Wirkungsgrade von 35 bis 42 % begrenzt. Viele neue Kraftwerke nutzen CCGTs. Stationäre GuD-Anlagen verbrennen Erdgas oder Synthesegas aus Kohle . Schiffe verbrennen Heizöl .

Es können auch mehrstufige Turbinen- oder Dampfkreisläufe verwendet werden, aber CCGT-Anlagen haben Vorteile sowohl für die Stromerzeugung als auch für die Meeresenergie. Der Gasturbinenzyklus kann oft sehr schnell starten, was sofortige Leistung liefert. Dies vermeidet die Notwendigkeit separater teurer Peaker-Anlagen oder lässt ein Schiff manövrieren. Im Laufe der Zeit wird sich der sekundäre Dampfkreislauf erwärmen, wodurch die Brennstoffeffizienz verbessert und weitere Leistung bereitgestellt wird.

Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE hat im November 2013 die Stromgestehungskosten für Kraftwerksneubauten im deutschen Stromsektor ermittelt . Sie gaben für erdgasbetriebene GuD-Anlagen Kosten zwischen 78 und 100 €/MWh an. Darüber hinaus sind die Kapitalkosten für Kombikraftwerke mit etwa 1000 $/kW relativ niedrig, was es zu einer der billigsten zu installierenden Erzeugungsarten macht.

Kombinierter Basiszyklus

Topping- und Bottoming-Zyklen

Der thermodynamische Kreisprozess des Basiskombikraftwerks besteht aus zwei Kraftwerkskreisläufen. Einer ist der Joule- oder Brayton-Zyklus , der ein Gasturbinenzyklus ist, und der andere ist der Rankine-Zyklus , der ein Dampfturbinenzyklus ist. Der Zyklus 1-2-3-4-1, der der Gasturbinenkraftwerkszyklus ist , ist der Topping-Zyklus. Es zeigt den Wärme- und Arbeitsübertragungsprozess, der im Hochtemperaturbereich stattfindet.

Der Zyklus abcdefa, der der Rankine-Dampfzyklus ist, findet bei einer niedrigen Temperatur statt und ist als Bodenzyklus bekannt. Die Übertragung der Wärmeenergie vom Hochtemperaturabgas auf Wasser und Dampf erfolgt durch einen Abhitzerückgewinnungskessel im Bodenkreislauf . Während des Konstantdruckprozesses 4-1 geben die Abgase in der Gasturbine Wärme ab. Das Speisewasser, der Nass- und der überhitzte Dampf nehmen einen Teil dieser Wärme in den Prozessen ab, bc und cd auf.

Dampfgeneratoren

Wärmeübertragung von heißen Gasen auf Wasser und Dampf

Das Dampfkraftwerk erhält seine Eingangswärme aus den Hochtemperaturabgasen des Gasturbinenkraftwerks . Der so erzeugte Dampf kann zum Antrieb einer Dampfturbine verwendet werden . Der Waste Heat Recovery Boiler (WHRB) besteht aus 3 Abschnitten: Economiser, Verdampfer und Überhitzer.

Cheng-Zyklus

Der Cheng-Zyklus ist eine vereinfachte Form des kombinierten Zyklus, bei dem die Dampfturbine eliminiert wird, indem Dampf direkt in die Verbrennungsturbine eingespritzt wird. Dies wird seit Mitte der 1970er Jahre verwendet und ermöglicht die Rückgewinnung von Abwärme mit weniger Gesamtkomplexität, jedoch unter Verlust der zusätzlichen Leistung und Redundanz eines echten Kombisystems. Es hat keine zusätzliche Dampfturbine oder Generator und kann es daher nicht als Reserve- oder Zusatzenergie nutzen. Es ist nach dem amerikanischen Professor DY Cheng benannt, der das Design 1976 patentieren ließ.

Design-Prinzipien

Erläuterung des Aufbaus und Prinzips eines Kombikraftwerks.
Funktionsprinzip eines GuD-Kraftwerks (Legende: 1-Elektrogeneratoren, 2-Dampfturbine, 3-Kondensator, 4-Pumpe, 5-Kessel/Wärmetauscher, 6-Gasturbine)

Der Wirkungsgrad einer Wärmekraftmaschine, der Anteil der zugeführten Wärmeenergie, der in nutzbare Arbeit umgewandelt werden kann, wird durch die Temperaturdifferenz zwischen der in den Motor eintretenden Wärme und der den Motor verlassenden Abgaswärme begrenzt.

In einem Blockheizkraftwerk ist Wasser das Arbeitsmedium. Hochdruckdampf erfordert starke, sperrige Komponenten. Hohe Temperaturen erfordern anstelle von billigem Stahl teure Legierungen aus Nickel oder Kobalt . Diese Legierungen begrenzen praktische Dampftemperaturen auf 655 °C, während die niedrigere Temperatur einer Dampfanlage durch die Temperatur des Kühlwassers festgelegt wird. Mit diesen Grenzwerten hat eine Dampfanlage einen festen oberen Wirkungsgrad von 35–42 %.

Ein Gasturbinenkreislauf mit offenem Kreislauf hat einen Kompressor , eine Brennkammer und eine Turbine . Bei Gasturbinen ist die Metallmenge, die den hohen Temperaturen und Drücken standhalten muss, gering, und es können geringere Mengen an teuren Materialien verwendet werden. Bei dieser Art von Kreislauf ist die Eintrittstemperatur in die Turbine (die Feuerungstemperatur) relativ hoch (900 bis 1.400 °C). Auch die Austrittstemperatur des Rauchgases ist hoch (450 bis 650 °C). Dies ist daher hoch genug, um Wärme für einen zweiten Zyklus bereitzustellen, der Dampf als Arbeitsmedium verwendet (ein Rankine-Zyklus ).

In einem GuD-Kraftwerk wird die Wärme des Gasturbinenabgases zur Dampferzeugung genutzt, indem es durch einen Abhitzedampferzeuger (HRSG) mit einer Frischdampftemperatur zwischen 420 und 580 °C geleitet wird. Der Kondensator des Rankine-Kreislaufs wird normalerweise durch Wasser aus einem See, Fluss, Meer oder Kühltürmen gekühlt . Diese Temperatur kann bis zu 15 °C betragen.

Typische Größe

Die Anlagengröße ist wichtig für die Kosten der Anlage. Die größeren Anlagen profitieren von Skaleneffekten (geringere Anschaffungskosten pro Kilowatt) und verbesserter Effizienz.

Für die Stromerzeugung im großen Maßstab wäre ein typischer Satz eine 270-MW-Primärgasturbine, die mit einer 130-MW-Sekundärdampfturbine gekoppelt ist, was eine Gesamtleistung von 400 MW ergibt. Ein typisches Kraftwerk kann aus 1 bis 6 solcher Sätze bestehen.

Gasturbinen für die Stromerzeugung im großen Maßstab werden von mindestens vier separaten Konzernen hergestellt – General Electric, Siemens, Mitsubishi-Hitachi und Ansaldo Energia. Diese Gruppen entwickeln, testen und/oder vermarkten auch Gasturbinengrößen über 300 MW (für 60-Hz-Anwendungen) und 400 MW (für 50-Hz-Anwendungen). Einheiten mit kombiniertem Zyklus bestehen aus einer oder mehreren solcher Gasturbinen, jede mit einem Abhitzedampferzeuger, der so angeordnet ist, dass er einer einzelnen oder mehreren Dampfturbinen Dampf zuführt, wodurch ein Block oder eine Einheit mit kombiniertem Zyklus gebildet wird. Kombikraftwerksblöcke, die von drei großen Herstellern (Alstom, General Electric und Siemens) angeboten werden, können zwischen 50 MW und weit über 1300 MW liegen, wobei sich die Kosten auf 670 $/kW belaufen.

Unbefeuerter Kessel

Der Abhitzekessel ist Position 5 in der oben gezeigten COGAS-Abbildung. Heißes Gasturbinenabgas tritt in den Überhitzer ein, strömt dann durch den Verdampfer und schließlich durch den Vorwärmerabschnitt , wenn es aus dem Kessel ausströmt . Speisewasser tritt durch den Economizer ein und tritt nach Erreichen der Sättigungstemperatur im Wasser- oder Dampfkreislauf wieder aus. Schließlich durchströmt es den Verdampfer und Überhitzer. Wenn die Temperatur der in den Abhitzekessel eintretenden Gase höher ist, dann ist auch die Temperatur der austretenden Gase hoch.

Zweidruckkessel

Dampfturbinenanlage mit Zweidruck-Abhitzekessel
Wärmeaustausch im Zweidruck-Wärmerückgewinnungskessel

Um den Gasen, die den Hochtemperaturkreislauf verlassen, die maximale Wärmemenge zu entziehen, wird häufig ein Zweidruckkessel verwendet. Es hat zwei Wasser- / Dampftrommeln . Die Niederdrucktrommel ist mit dem Niederdruckvorwärmer oder -verdampfer verbunden. Der Niederdruckdampf wird in der Niedertemperaturzone der Turbinenabgase erzeugt. Der Niederdruckdampf wird der Niedertemperaturturbine zugeführt. Im Niederdruckkreis kann ein Überhitzer vorgesehen werden.

Ein Teil des Speisewassers aus der Niederdruckzone wird über eine Druckerhöhungspumpe in den Hochdruck-Economiser überführt . Dieser Economizer heizt das Wasser auf seine Sättigungstemperatur auf . Dieses gesättigte Wasser durchläuft die Hochtemperaturzone des Kessels und wird der Hochdruckturbine zugeführt .

Ergänzungsbrand

Der HRSG kann so ausgelegt sein, dass er zusätzlichen Brennstoff nach der Gasturbine verbrennt. Zusatzbrenner werden auch Kanalbrenner genannt . Kanalbrand ist möglich, weil das Turbinenabgas (Rauchgas) noch etwas Sauerstoff enthält . Temperaturgrenzen am Gasturbineneinlass zwingen die Turbine dazu, überschüssige Luft oberhalb des optimalen stöchiometrischen Verhältnisses zu verwenden, um den Brennstoff zu verbrennen. Bei Gasturbinenkonstruktionen wird häufig ein Teil des Druckluftstroms am Brenner vorbeigeführt, um die Turbinenschaufeln zu kühlen. Das Turbinenabgas ist bereits heiß, sodass kein regenerativer Luftvorwärmer wie bei einer konventionellen Dampfanlage erforderlich ist. Ein Frischluftgebläse, das direkt in den Kanal bläst, ermöglicht jedoch den Betrieb einer kanalverbrennenden Dampfanlage, selbst wenn die Gasturbine dies nicht kann.

Ohne Zusatzfeuerung ist der thermische Wirkungsgrad eines GuD-Kraftwerks höher. Aber ein flexiblerer Anlagenbetrieb macht ein Schiffs-CCGT sicherer, indem es einem Schiff ermöglicht wird, mit Ausrüstungsausfällen zu arbeiten. Eine flexible stationäre Anlage kann mehr Geld verdienen. Die Kanalverbrennung erhöht die Rauchgastemperatur, wodurch sich die Menge oder Temperatur des Dampfes erhöht (z. B. auf 84 bar, 525 Grad Celsius). Dies verbessert die Effizienz des Dampfkreislaufs. Durch die Zusatzfeuerung kann die Anlage auf Schwankungen der elektrischen Last reagieren, da Kanalbrenner bei Teillast einen sehr guten Wirkungsgrad haben können. Es kann eine höhere Dampfproduktion ermöglichen, um den Ausfall einer anderen Einheit zu kompensieren. Außerdem kann im Dampferzeuger Kohle als wirtschaftlicher Zusatzbrennstoff verbrannt werden.

Durch die Zusatzfeuerung können die Abgastemperaturen von 600 °C (GT-Auspuff) auf 800 oder sogar 1000 °C angehoben werden. Eine zusätzliche Befeuerung erhöht die Effizienz der meisten kombinierten Zyklen nicht. Bei Einzelkesseln kann es den Wirkungsgrad erhöhen, wenn es auf 700–750 ° C befeuert wird; Bei mehreren Kesseln sollte jedoch die Flexibilität der Anlage im Vordergrund stehen.

"Maximale Zusatzfeuerung" ist der Zustand, wenn der maximale Brennstoff mit dem im Abgas der Gasturbine verfügbaren Sauerstoff gefeuert wird.

Brennstoff für GuD-Kraftwerke

Kombikraftwerke werden normalerweise mit Erdgas betrieben , obwohl auch Heizöl , Synthesegas oder andere Brennstoffe verwendet werden können. Der Zusatzbrennstoff kann Erdgas, Heizöl oder Kohle sein. Auch Biokraftstoffe können verwendet werden. Integrierte Solar -Kombikraftwerke kombinieren die aus der Sonnenstrahlung gewonnene Energie mit einem anderen Brennstoff, um die Brennstoffkosten und die Umweltbelastung zu senken (siehe: ISCC-Abschnitt ). Viele Kernkraftwerke der nächsten Generation können den höheren Temperaturbereich eines Brayton-Top-Zyklus sowie die Erhöhung der thermischen Effizienz nutzen, die ein Rankine-Bodenzyklus bietet.

Wenn die Verlängerung einer Gaspipeline nicht praktikabel oder wirtschaftlich nicht vertretbar ist, kann der Strombedarf in abgelegenen Gebieten mit kleinen GuD-Anlagen mit erneuerbaren Brennstoffen gedeckt werden. Diese vergasen und verbrennen anstelle von Erdgas land- und forstwirtschaftliche Abfälle, die im ländlichen Raum oft leicht verfügbar sind.

Umgang mit minderwertigen Brennstoffen in Turbinen

Gasturbinen verbrennen hauptsächlich Erdgas und Leichtöl. Rohöl, Reststoffe und einige Destillate enthalten korrosive Komponenten und erfordern als solche eine Ausrüstung zur Kraftstoffbehandlung. Außerdem führen Ascheablagerungen aus diesen Brennstoffen zu Gasturbinen-Deratings von bis zu 15 %. Sie können jedoch immer noch wirtschaftlich attraktive Brennstoffe sein, insbesondere in GuD-Anlagen.

Natrium und Kalium werden aus Rest-, Roh- und Schwerdestillaten durch ein Waschverfahren mit Wasser entfernt. Ein einfacheres und kostengünstigeres Reinigungssystem erfüllt die gleiche Aufgabe für leichtes Rohöl und leichte Destillate. Ein Magnesiumadditivsystem kann auch erforderlich sein, um die korrosiven Wirkungen zu verringern, wenn Vanadium vorhanden ist. Brennstoffe, die eine solche Behandlung erfordern, müssen eine separate Brennstoffbehandlungsanlage und ein System zur genauen Brennstoffüberwachung haben, um einen zuverlässigen, wartungsarmen Betrieb von Gasturbinen sicherzustellen.

Aufbau

Kombisysteme können Einwellen- oder Mehrwellenkonfigurationen haben. Außerdem gibt es mehrere Konfigurationen von Dampfsystemen.

Die kraftstoffeffizientesten Stromerzeugungszyklen verwenden einen unbefeuerten Abhitzedampferzeuger (HRSG) mit modularen vorgefertigten Komponenten. Diese unbefeuerten Dampfkreisläufe sind auch die niedrigsten Anschaffungskosten und sie sind oft Teil eines Einzelwellensystems, das als Einheit installiert wird.

Zusatzbefeuerte und Mehrwellen-Kombisysteme werden normalerweise für bestimmte Brennstoffe, Anwendungen oder Situationen ausgewählt. Beispielsweise benötigen Kombikraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung manchmal mehr Wärme oder höhere Temperaturen, und Strom hat eine geringere Priorität. Mehrschachtsysteme mit Zusatzfeuerung können einen größeren Bereich von Temperaturen oder Wärme zu elektrischem Strom bereitstellen. Systeme, die minderwertige Brennstoffe wie Braunkohle oder Torf verbrennen, könnten relativ teure Heliumturbinen mit geschlossenem Kreislauf als Topping-Zyklus verwenden, um eine noch teurere Brennstoffverarbeitung und -vergasung zu vermeiden, die von einer herkömmlichen Gasturbine benötigt würden.

Ein typisches Einwellensystem hat eine Gasturbine, eine Dampfturbine, einen Generator und einen Abhitzedampferzeuger (HRSG). Die Gasturbine und die Dampfturbine sind beide im Tandem mit einem einzigen elektrischen Generator auf einer einzigen Welle gekoppelt. Diese Anordnung ist einfacher zu betreiben, kleiner und hat geringere Anlaufkosten.

Einzelwellenanordnungen können weniger flexibel und zuverlässig sein als Mehrwellensysteme. Mit einigem Aufwand gibt es Möglichkeiten, die Betriebsflexibilität zu erhöhen: Meistens möchte der Betreiber die Gasturbine als Spitzenkraftwerk betreiben. Bei diesen Anlagen kann die Welle der Dampfturbine zum Anfahren oder für den einfachen Taktbetrieb der Gasturbine mit einer Synchro-Self-Shifting (SSS) Kupplung abgekoppelt werden. Ein weiterer, weniger verbreiteter Satz von Optionen ermöglicht mehr Wärme oder einen eigenständigen Betrieb der Dampfturbine, um die Zuverlässigkeit zu erhöhen: Kanalverbrennung, möglicherweise mit einem Frischluftgebläse im Kanal und einer Kupplung auf der Gasturbinenseite der Welle.

Ein Mehrwellensystem hat in der Regel nur ein Dampfsystem für bis zu drei Gasturbinen. Nur eine große Dampfturbine und einen Kühlkörper zu haben, hat Skaleneffekte und kann zu niedrigeren Betriebs- und Wartungskosten führen. Eine größere Dampfturbine kann für einen effizienteren Dampfzyklus auch höhere Drücke verwenden. Ein Mehrwellensystem ist jedoch in den Anschaffungskosten etwa 5 % höher.

Auch die Gesamtanlagengröße und die damit verbundene Anzahl der benötigten Gasturbinen können darüber entscheiden, welcher Anlagentyp wirtschaftlicher ist. Eine Ansammlung von Einwellen-Kombikraftwerken kann kostspieliger zu betreiben und zu warten sein, weil es mehr Ausrüstungsteile gibt. Es kann jedoch Zinskosten sparen, indem es einem Unternehmen ermöglicht wird, die Anlagenkapazität nach Bedarf hinzuzufügen.

Mehrdruck-Zwischenüberhitzungsdampfkreisläufe werden bei GuD-Systemen mit Gasturbinen mit Abgastemperaturen nahe 600 °C angewendet. Ein- und Mehrdruck-Dampfkreisläufe ohne Zwischenüberhitzung werden bei Kombikraftwerken mit Gasturbinen angewendet, die Abgastemperaturen von 540 °C oder weniger haben. Die Auswahl des Dampfkreislaufs für eine bestimmte Anwendung wird durch eine wirtschaftliche Bewertung bestimmt, die die Installationskosten einer Anlage, die Brennstoffkosten und -qualität, den Arbeitszyklus und die Zinskosten, Geschäftsrisiken sowie Betrieb und Wartung berücksichtigt.

Effizienz

Durch die Kombination von Gas- und Dampfkreisläufen können hohe Eingangstemperaturen und niedrige Ausgangstemperaturen erreicht werden. Die Effizienz der Zyklen erhöht sich, da sie von derselben Kraftstoffquelle angetrieben werden. Ein Kombikraftwerk hat also einen thermodynamischen Kreislauf, der zwischen der hohen Feuerungstemperatur der Gasturbine und der Abwärmetemperatur der Kondensatoren des Dampfkreislaufs arbeitet. Dieser große Bereich bedeutet, dass der Carnot-Wirkungsgrad des Kreisprozesses hoch ist. Der tatsächliche Wirkungsgrad ist zwar niedriger als der Carnot-Wirkungsgrad, aber immer noch höher als der jeder Anlage für sich.

Der elektrische Wirkungsgrad eines GuD-Kraftwerks, berechnet als erzeugte elektrische Energie in Prozent des unteren Heizwerts des verbrauchten Brennstoffs, kann im Neubetrieb, dh ungealtert, und bei Dauerleistung über 60 % betragen, was ideale Bedingungen sind. Wie Einzelzyklus-Wärmeeinheiten können Kombikraftwerke auch Niedertemperatur-Wärmeenergie für industrielle Prozesse, Fernwärme und andere Zwecke liefern. Dies wird als Kraft-Wärme- Kopplung bezeichnet und solche Kraftwerke werden oft als Blockheizkraftwerk (KWK) bezeichnet.

Im Allgemeinen liegen die kombinierten Zykluswirkungsgrade im Betrieb über 50 % auf Basis des niedrigeren Heizwerts und der Bruttoleistung. Die meisten Einheiten mit kombiniertem Zyklus, insbesondere die größeren Einheiten, haben Spitzenwirkungsgrade im stationären Zustand auf Lang-Lkw-Basis von 55 bis 59 %.

Brennstoff Heizwert

Die Effizienz der Wärmekraftmaschine kann auf dem höheren Heizwert (HHV) des Brennstoffs basieren, einschließlich der latenten Verdampfungswärme , die in Brennwertkesseln zurückgewonnen würde , oder auf dem niedrigeren Heizwert (LHV), ausschließlich davon. Der HHV von Methan beträgt 55,50 MJ/kg (129.100 BTU/lb), verglichen mit einem Lang-HV mit 50,00 MJ/kg (116.300 BTU/lb): eine Steigerung von 11 %.

Effizienz steigern

Der Wirkungsgrad der Turbine wird erhöht, wenn die Verbrennung heißer laufen kann und sich das Arbeitsmedium stärker ausdehnt. Daher ist die Effizienz dadurch begrenzt, ob die erste Stufe der Turbinenschaufeln höhere Temperaturen überstehen kann. Die Kühlungs- und Materialforschung wird fortgesetzt. Eine übliche Technik, die von Flugzeugen übernommen wurde, besteht darin, Turbinenschaufeln in der heißen Stufe mit Kühlmittel unter Druck zu setzen. Dies wird auch auf proprietäre Weise abgelassen, um die aerodynamische Effizienz der Turbinenschaufeln zu verbessern. Verschiedene Anbieter haben mit verschiedenen Kühlmitteln experimentiert. Luft ist üblich, aber Dampf wird zunehmend verwendet. Einige Anbieter verwenden möglicherweise jetzt Einkristall-Turbinenschaufeln im heißen Abschnitt, eine Technik, die bereits in militärischen Flugzeugtriebwerken üblich ist.

Der Wirkungsgrad von CCGT und GT kann auch durch Vorkühlung der Verbrennungsluft gesteigert werden. Dies erhöht seine Dichte und erhöht auch das Expansionsverhältnis der Turbine. Dies wird in heißen Klimazonen praktiziert und hat auch den Effekt, die Leistungsabgabe zu erhöhen. Dies wird durch Verdunstungskühlung von Wasser unter Verwendung einer feuchten Matrix erreicht, die im Einlass der Turbine platziert wird, oder durch Verwendung einer Eisspeicher-Klimaanlage . Letzteres hat den Vorteil größerer Verbesserungen aufgrund der niedrigeren verfügbaren Temperaturen. Darüber hinaus kann die Eisspeicherung als Mittel zur Laststeuerung oder Lastverschiebung verwendet werden, da Eis in Zeiten geringer Stromnachfrage und möglicherweise in der Zukunft der erwarteten hohen Verfügbarkeit anderer Ressourcen wie erneuerbarer Energien in bestimmten Zeiträumen hergestellt werden kann.

Die Verbrennungstechnologie ist ein proprietäres, aber sehr aktives Forschungsgebiet, da Kraftstoffe, Vergasung und Vergasung alle die Kraftstoffeffizienz beeinflussen. Ein typischer Fokus liegt auf der Kombination aerodynamischer und chemischer Computersimulationen, um Brennkammerdesigns zu finden, die eine vollständige Verbrennung des Brennstoffs gewährleisten und dennoch sowohl die Verschmutzung als auch die Verdünnung der heißen Abgase minimieren. Einige Brennkammern injizieren andere Materialien, wie Luft oder Dampf, um die Umweltverschmutzung zu verringern, indem sie die Bildung von Nitraten und Ozon verringern.

Ein weiteres aktives Forschungsgebiet ist der Dampferzeuger für den Rankine-Kreisprozess. Typische Anlagen verwenden bereits eine zweistufige Dampfturbine, die den Dampf zwischen den beiden Stufen wieder aufheizt. Wenn die Wärmeleitfähigkeit der Wärmetauscher verbessert werden kann, verbessert sich die Effizienz. Wie in Kernreaktoren könnten Rohre dünner gemacht werden (z. B. aus festerem oder korrosionsbeständigerem Stahl). Ein anderer Ansatz könnte Siliziumkarbid-Sandwiches verwenden, die nicht korrodieren.

Es gibt auch eine gewisse Entwicklung von modifizierten Rankine-Zyklen. Zwei vielversprechende Bereiche sind Ammoniak/Wasser-Mischungen und Turbinen, die überkritisches Kohlendioxid verwenden.

Moderne GuD-Anlagen benötigen zudem eine Software, die exakt auf Brennstoff, Ausstattung, Temperatur, Feuchtigkeit und Druck abgestimmt ist. Wenn eine Anlage verbessert wird, wird die Software zum beweglichen Ziel. Das Testen von CCGT-Software ist außerdem teuer, da die tatsächliche Zeit für die Multimillionen-Dollar-Prototypen neuer GuD-Anlagen begrenzt ist. Beim Testen werden normalerweise ungewöhnliche Kraftstoffe und Bedingungen simuliert, die Simulationen werden jedoch mit ausgewählten Datenpunkten validiert, die an tatsächlichen Geräten gemessen wurden.

Wettbewerb

Es gibt einen aktiven Wettbewerb, um höhere Wirkungsgrade zu erreichen. Forschungen, die auf eine Turbineneintrittstemperatur von 1.370 °C (2.500 °F) abzielen, haben zu noch effizienteren Kombizyklen geführt.

Nahezu 60 % LHV-Wirkungsgrad (54 % HHV-Wirkungsgrad) wurde im Kraftwerk Baglan Bay unter Verwendung einer GE H-Technologie-Gasturbine mit einem NEM 3-Druck-Zwischenüberhitzungskessel erreicht, wobei Dampf aus dem Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator (HRSG) zur Kühlung verwendet wurde Turbinenschaufeln.

Im Mai 2011 gab die Siemens AG bekannt, dass sie mit einer 578-Megawatt-Gasturbine vom Typ SGT5-8000H im Kraftwerk Irsching einen Wirkungsgrad von 60,75 % erreicht hat .

Das 405-MW-7HA-Kraftwerk von Chubu Electric in Nishi-ku, Nagoya , wird voraussichtlich einen Brutto-Kombiwirkungsgrad von 62 % haben.

Am 28. April 2016 wurde die von Électricité de France betriebene Anlage in Bouchain von Guinness World Records mit 62,22 % als weltweit effizientestes GuD-Kraftwerk zertifiziert. Es verwendet einen General Electric 9HA, der einen Wirkungsgrad von 41,5 % im einfachen Zyklus und 61,4 % im kombinierten Zyklus beansprucht, mit einer Gasturbinenleistung von 397 MW bis 470 MW und einer kombinierten Leistung von 592 MW bis 701 MW. Seine Brenntemperatur liegt zwischen 2.600 und 2.900 °F (1.430 und 1.590 °C), sein Gesamtdruckverhältnis beträgt 21,8 zu 1.

Im Dezember 2016 behauptete Mitsubishi für einige Mitglieder seiner Turbinen der J-Serie einen LZV-Wirkungsgrad von mehr als 63 %.

Im Dezember 2017 beanspruchte GE 64 % für seine neueste 826-MW-HA-Anlage, gegenüber 63,7 %. Sie sagten, dies sei auf Fortschritte in der additiven Fertigung und Verbrennung zurückzuführen. In ihrer Pressemitteilung heißt es, dass sie planen, bis Anfang der 2020er Jahre 65 % zu erreichen.

Integrierter Strom- und Synthesegas (Wasserstoff)-Erzeugungszyklus für Erdgas

Ein   integrierter Strom- und Synthesegas ( Wasserstoff )-Erzeugungskreislauf aus Erdgas verwendet halbgeschlossene (manchmal geschlossene)   Gasturbinenzyklen, in denen Brennstoff mit reinem Sauerstoff in Gegenwart des Arbeitsmediums des Kreislaufs verbrannt wird, das eine Mischung aus Verbrennungsprodukten CO 2 ist und H 2 O (Dampf).

Der integrierte Kreislauf impliziert, dass Methan (primäre Erdgaskomponente) vor der Verbrennung mit Arbeitsfluid gemischt und in einem katalytischen adiabatischen (ohne indirekte Wärmezufuhr) Reaktor unter Verwendung von fühlbarer Wärme in Syngas (Gemisch aus H 2 und CO) umgewandelt wird das heiße Arbeitsfluid verlässt im einfachsten Fall den Gasturbinenaustritt . Der größte Teil des produzierten Syngases (etwa 75 %) wird in die Brennkammer des Gasturbinenkreislaufs geleitet , um Strom zu erzeugen, aber ein anderer Teil des Syngases (etwa 25 %) wird dem Stromerzeugungskreislauf als Wasserstoff , Kohlenmonoxid , oder ihre Mischung zur Herstellung von Chemikalien, Düngemitteln , synthetischen Kraftstoffen usw. Der thermodynamische Vorteil aufgrund dieser Modifikation wird durch Exergieanalyse belegt. Es gibt zahlreiche technologische Optionen, um Syngas von Arbeitsfluid zu trennen und es aus dem Kreislauf zu entfernen (z. B. Kondensieren von Dämpfen und Entfernen von Flüssigkeiten, Entnehmen von Gasen und Dämpfen durch Membran- und Druckwechseladsorptionstrennung , Amingasbehandlung und Glykoldehydratisierung ).

Alle Umweltvorteile von halbgeschlossenen Gasturbinenkreisläufen wie die Abwesenheit von NO x und die Freisetzung von unverdünntem (in N 2 ) CO 2 im Rauchgas bleiben gleich. Ein Effekt der Integration wird mit der folgenden Klarstellung deutlich. Der Effizienz der Synthesegasproduktion im integrierten Kreislauf wird ein Wert zugewiesen, der einer regulären Synthesegasproduktionseffizienz durch Dampf-Methan-Reformierung (ein Teil des Methans wird verbrannt, um die endotherme Reformierung voranzutreiben), der Netto-Stromerzeugungseffizienz (unter Berücksichtigung des verbrauchten Stroms) entspricht Luftabscheidung erforderlich ) können bei einer maximalen Temperatur im Kreislauf (am Gasturbineneintritt) von etwa 1300 °C Werte von über 60 % erreichen.

Der integrierte Erdgaskreislauf mit adiabatischem katalytischen Reaktor wurde erstmals 1993 am Chemischen Institut der Moskauer Staatlichen Lomonossow-Universität (Russland) in der Gruppe von Prof. M. Safonov (später) von M. Safonov, M. Granovskii und S. Pozharskii vorgeschlagen.

Kombinierter Zyklus mit integrierter Vergasung (IGCC)

Ein Kombikraftwerk mit integrierter Vergasung oder IGCC ist ein Kraftwerk, das Synthesegas ( Syngas ) verwendet. Synthesegas kann aus einer Reihe von Quellen hergestellt werden, einschließlich Kohle und Biomasse. Das System verwendet Gas- und Dampfturbinen, wobei die Dampfturbine mit der von der Gasturbine übrig gebliebenen Wärme betrieben wird. Dieser Prozess kann die Effizienz der Stromerzeugung auf etwa 50 % steigern.

Integriertes solares Kombikraftwerk (ISCC)

Ein Integrated Solar Combined Cycle ( ISCC ) ist eine Hybridtechnologie, bei der ein solarthermisches Feld in ein GuD-Kraftwerk integriert wird. In ISCC-Anlagen wird Solarenergie als zusätzliche Wärmeversorgung verwendet, die den Dampfkreislauf unterstützt, was zu einer erhöhten Erzeugungskapazität oder einer Reduzierung des Verbrauchs fossiler Brennstoffe führt.

Thermodynamische Vorteile bestehen darin, dass die täglichen Anlaufverluste der Dampfturbine eliminiert werden.

Hauptfaktoren, die die Lastleistung eines Kombikraftwerks begrenzen, sind die zulässigen Druck- und Temperaturtransienten der Dampfturbine und die Wartezeiten des Abhitzedampferzeugers, um die erforderlichen Dampfchemiebedingungen und Aufwärmzeiten für das Gleichgewicht der Anlage und die Hauptleitung herzustellen Rohrsystem. Diese Beschränkungen beeinflussen auch die Schnellstartfähigkeit der Gasturbine, indem sie Wartezeiten erfordern. Und wartende Gasturbinen verbrauchen Gas. Die Solarkomponente, wenn die Anlage nach Sonnenschein gestartet wird, oder vorher, wenn Wärmespeicher vorhanden ist, ermöglicht die Vorwärmung des Dampfes auf die erforderlichen Bedingungen. Das heißt, die Anlage wird schneller und mit weniger Gasverbrauch gestartet, bevor Betriebsbedingungen erreicht werden. Wirtschaftliche Vorteile sind, dass die Kosten für Solarkomponenten 25 % bis 75 % der Kosten einer Solar Energy Generating Systems- Anlage gleicher Kollektorfläche betragen.

Das erste derartige System, das 2010 ans Netz ging, war das GuD-Kraftwerk Archimede in Italien , gefolgt vom Martin Next Generation Solar Energy Center in Florida und 2011 vom ISCC-Kraftwerk Kuraymat in Ägypten , dem Kraftwerk Yazd im Iran , Hassi R 'mel in Algerien , Ain Beni Mathar in Marokko . In Australien begannen Kogan Creek von CS Energy und Liddell Power Station von Macquarie Generation mit dem Bau eines Solar-Fresnel - Boost-Abschnitts (44 MW und 9 MW), aber die Projekte wurden nie aktiv.

Grundzyklen

In den meisten erfolgreichen kombinierten Kreisläufen ist der Grundkreis für die Leistung ein herkömmlicher Dampf -Rankine-Kreis .

In kalten Klimazonen (z. B. Finnland ) ist es bereits üblich , Fernwärmesysteme mit der Kondensatorwärme eines Dampfkraftwerks anzutreiben. Solche KWK -Systeme können theoretische Wirkungsgrade von über 95 % erzielen.

Sumpfzyklen, die Strom aus der Abwärme des Dampfkondensators erzeugen, sind theoretisch möglich, aber herkömmliche Turbinen sind unwirtschaftlich groß. Die geringen Temperaturunterschiede zwischen kondensierendem Dampf und Außenluft oder Wasser erfordern sehr große Massenbewegungen zum Antrieb der Turbinen.

Obwohl nicht auf die Praxis reduziert, kann ein Luftwirbel die Massenströme für einen Bodenbildungszyklus konzentrieren. Theoretische Studien des Vortex-Motors zeigen, dass es, wenn es im Maßstab gebaut wird, ein wirtschaftlicher Grundkreislauf für ein großes Dampf-Rankine-Kreislauf-Kraftwerk ist.

Siehe auch

Verweise

Weiterlesen

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  • Angewandte Thermodynamik ISBN  9788185444031 , R Yadav., Sanjay., Rajay, Central Publishing House, Allahabad.
  • Sanjay; Singh, Onkar; Prasad, BN (2003). "Thermodynamische Bewertung des fortgeschrittenen kombinierten Zyklus unter Verwendung der neuesten Gasturbine". Band 3: Turbo Expo 2003 . S. 95–101. doi : 10.1115/GT2003-38096 . ISBN 0-7918-3686-X.
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Externe Links