JP2002536587A - 改良型熱化学的回収熱交換サイクルを使用する発電方法 - Google Patents

改良型熱化学的回収熱交換サイクルを使用する発電方法

Info

Publication number
JP2002536587A
JP2002536587A JP2000598753A JP2000598753A JP2002536587A JP 2002536587 A JP2002536587 A JP 2002536587A JP 2000598753 A JP2000598753 A JP 2000598753A JP 2000598753 A JP2000598753 A JP 2000598753A JP 2002536587 A JP2002536587 A JP 2002536587A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
steam
exhaust gas
fuel
gas
turbine
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.)
Withdrawn
Application number
JP2000598753A
Other languages
English (en)
Inventor
バス，アルナブハ
ラジャゴパル，シャンカー
Original Assignee
ビーピー・コーポレーション・ノース・アメリカ・インコーポレーテッド
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 ビーピー・コーポレーション・ノース・アメリカ・インコーポレーテッド filed Critical ビーピー・コーポレーション・ノース・アメリカ・インコーポレーテッド
Publication of JP2002536587A publication Critical patent/JP2002536587A/ja
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Valve Device For Special Equipments (AREA)
  • Mechanical Treatment Of Semiconductor (AREA)
  • Compositions Of Oxide Ceramics (AREA)
  • Crystals, And After-Treatments Of Crystals (AREA)
  • General Induction Heating (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Electrolytic Production Of Non-Metals, Compounds, Apparatuses Therefor (AREA)
  • Dc-Dc Converters (AREA)
  • Plasma Technology (AREA)
  • Paper (AREA)
  • Saccharide Compounds (AREA)

Abstract

(57)【要約】 ガスタービンの燃焼器中、空気の存在下で改質燃料を燃焼して熱排気ガスを生成する段階を含む発電法を開示する。次いで熱排気ガスをガスタービンのタービン区分を通過させて電力を発生させ、その後その熱排気ガスを熱回収系に通過させてそこで、熱排気ガスは一連の熱交換器を通過する際に順に冷える。熱回収系を含む熱交換器は、(単数または複数種類の)燃焼用空気予熱器；熱排気ガスが原料/蒸気混合物を改質して、最終的には燃焼器中で燃焼される燃焼可能な改質燃料とするのに必要な反応吸熱を提供する熱化学的回収熱交換器(または改質装置)；及びさらに電力を発生させるためにボトミングランキンサイクルの低圧、凝縮蒸気タービンに蒸気を提供する一基以上の水/蒸気加熱器を包含する。冷却排気ガスは熱回収系を出て、場合により大気中に排気される前に、スクラバー及び／またはさらなる処理(例えば、危険な毒物の除去)用の他の装置での操作へ送ることができる。

Description

【発明の詳細な説明】
【０００１】 発明の背景 発明の分野 本発明は、一般に改良型熱化学的回収熱交換(recuperation)サイクルを使用す
る発電方法、特に蒸気タービンによって発生させた電力よりもガスタービンによ
って発生させた電力の割合を増加させる方法、及び慣用の複合サイクルと比較し
て実発電効率を改良することに関する。
【０００２】 関連技術の簡単な説明 気体燃料の燃焼は、近代の発電プロセスの重要な特徴である。それぞれのプロ
セスの全体性能は、該プロセスで燃焼される所定量の燃料からエネルギーを集め
られる効率によって評価されることが多い。燃焼用排気ガス中に存在する顕熱を
使用して加圧蒸気を発生させ、発電機に結合した一基以上の回転タービンを駆動
させて発電させる。水を湯沸器で加圧蒸気に転換させ、回転ブレードをもったタ
ービン内にその加圧蒸気を通し、そこで蒸気が膨張しその後凝縮して湯沸器に汲
み戻す熱力学的サイクルは、ランキン(Rankine)サイクルとして公知である。こ
のサイクルは比較的簡便易で信頼性があるので、一つ以上のランキンサイクルを
使用する発電プラントは発電業界で普及してきた。ランキンサイクルの効率を最
適化するために、総合的に高圧蒸気が段階的な方法で膨張するにつれてより有効
に発電できるようにする、例えば、高圧、中圧及び低圧タービンの使用などの多
くの変形が試みられてきている。Collins,S, "Power Generation", Encyclopedi
a of Chemical Technology(1996年編集)、第20巻、1〜40頁、TP9.E685を参照さ
れたい。
【０００３】 慣用の単純サイクル発電プラントでは、圧縮空気及び燃料をガス−点火燃焼器
に供給し、そこで酸素−含有ガス(通常、空気)の存在下で燃料を燃焼させて熱排
気ガスを生成させる。次いで熱排気ガスを発電機に結合した一基以上のガスター
ビンに供給し、そこでガスが膨張して(そして、冷却し)、それによってタービン
ブレードを回転させて機械的エネルギーを生成し、それを発電機で電気に転換す
る。タービンを通過した膨張排気ガスは、場合により種々の装置による操作を受
け、そこで毒素や他の汚染物質を除去することができる。冷却排気ガスは最終的
に大気中に排出される。近年の単純サイクル発電プラントは、[以後"LHVベース"
と称される、燃焼器に供給される燃料の低位発熱量(lower heating value：LHV)
に対する生成した電気に等価のエネルギーとして計算]約35%〜約38%の総エネル
ギー効率を得ることができる。
【０００４】 複合サイクル発電プラントは、単純サイクル発電プラントの熱排気ガス中に残
存する顕熱を使用して別の電力サイクル、通常、ランキンサイクルを駆動するこ
とによって単純サイクル発電プラントを改良する−よって、「複合サイクル発電
プラント」の名がある。近代の複合サイクル発電プラントは、通常、約45%〜約5
5%(LHVベース)の全エネルギー効率であることができる。かくして、単純サイク
ルプラントと組み合わせてランキンサイクルを使用すると、単純サイクルプラン
ト単独での効率を約10%〜約17ポイント上昇させることができる。実際、ボトミ
ング蒸気サイクル(bottoming steam cycle)は、複合サイクル発電プラントの全
電力の出力の約30%〜約40%を占めることができる。
【０００５】 しかしながら、多くの理由により全電力の大部分を発電するボトミング蒸気サ
イクルを備えるのは望ましくない。その理由の一つは、蒸気サイクルは正確に制
御することが非常に難しいからである。蒸気サイクルにより発電された電力は、
燃焼器中で燃焼される気体燃料の量及び熱タービン排気ガス中に残存する熱量に
よって結局制御される。[例えば、最大負荷期間(peak load period)の間]発電を
増加させるかまたは[例えば、部分負荷期間(partial load period)の間]発電を
減少させて電力消費需要に合わせるのが望ましいとき、出力を変動させる最も現
実的な方法は、燃焼器に供給される気体燃料流を増加させるか減少させることで
ある。このようにすると、ガスタービン及び蒸気タービンの両方によって発生し
た電力量が影響を受ける。ガスタービンと蒸気タービンのそれぞれがプラントに
よって発生した全電力の大部分を割り当てられているので、気体燃料の流速は注
意深く選択しなければならない。これは複合プロセス制御コンピュータが出現し
ても達成するのは困難であることが解る。ボトミング蒸気サイクル中に複式圧力
(multi pressure)蒸気タービンを使用すると、この問題は悪化する。よって、慣
用の複合サイクル発電プラントの部分的負荷操作と最大負荷操作との間の切替え
は、従来技術により事実上取り組まれてこなかった多くの問題を引き起こす。
【０００６】 さらに、蒸気タービンは通常ガスタービンよりも効率が低く、対応する熱交換
装置であるため設計や操作にさらにコストがかかる。従って、上流ガスタービン
を使用して全電力の高い割合と、蒸気タービンで全電力の低い割合とを発電させ
るのが望ましい。機械類(例えば、タービン、圧縮機、燃焼器など)が進歩しても
、慣用の複合サイクル発電プラントの発電効率には限界がある。
【０００７】 ガスタービンの発電効率を高めるための従来技術では、熱化学的回収熱交換(
以後、"TCR"と称する)サイクルの使用が含まれる。一つの特定の種類のTCRサイ
クルは、ガスタービンの熱排気ガス中の顕熱を使用して炭化水素(例えば、天然
ガスまたはその誘導体)の吸熱接触転換に必要な熱を所望の燃焼可能な燃料に供
給し、次いで圧縮空気と混合してガスタービンの上流の燃焼器で燃焼させること
ができる。より具体的にはこのTCRサイクルでは、化学反応器(回収熱交換器)中
で熱はガスタービンの排気ガスから反応用天然ガス/蒸気混合物に移され、該混
合物は高温で蒸気−改質触媒(例えば、ニッケル−ベースの触媒)上を通され、水
素と一酸化炭素との所望の燃焼可能な混合物に転換される。このような回収熱交
換器では、熱は燃焼可能な混合物によって吸収され、続いて燃焼器中の混合物の
燃焼時に放出される。TCRサイクルのこの種の例は欧州特許第761,942号(以後、
欧州特許第'942号と称する)に開示されており、該特許では全エネルギー効率は
約48%(LHVベース)であり、欧州特許第'942号によれば「これは慣用の単純サイク
ルプラントで得られた効率よりも約20%高い」という(欧州特許第'942号第３欄、
48〜51行参照)。
【０００８】 概念的に異なるTCRサイクル、例えば、Harvey, S.P.ら、Reduction of Combus
tion Irreversibility in a Gas Turbine Power Plant Through Off-Gas Recycl
ing, Journal of Engineering for Gas Turbines and Power,第117巻、第１号(1
995年１月)、24〜30頁(以後、"Harveyらの刊行物"と称する)では、ガスタービン
の排気ガスを使用して、燃焼器に供給される改質燃料への原燃料、水、及び再利
用排気ガスの一部(冷却及び水凝縮後)の混合物を直接及び間接的に加熱する。特
に、タービン排気ガスから回収した熱を使用して、原燃料を加熱し、再利用排気
ガス中に存在する酸素−含有構成成分(即ち、二酸化炭素及び水)を使用して熱化
学的回収熱交換器中で部分的に酸化させる吸熱改質反応を進行させる。次いで改
質燃料と殆どの再利用排気ガス(窒素、二酸化炭素及び他の不活性気体を含む)と
を、そのそれぞれがガスタービンに結合している三基の燃焼器中、空気の存在下
で段階的に燃焼させる。排気ガスは燃焼器を出てタービンを通過し、続いて添加
された気体と一緒に部分的に燃焼して65.4%以下(LHVベース)の発電効率が得られ
るといわれている。
【０００９】 上記段落及びその中に引用された刊行物中で記載されている特定のTCRサイク
ルには幾つかの問題点がある。第一に、困ったことにかなりの量の環境的に危険
な窒素酸化物(通常、"NOx"と称される)が改質燃料の燃焼時に形成し、再利用排
気ガス/水中に蓄積してしまうことがある。NOxが蓄積することによって、再利用
ガス圧縮機及び関連するプロセス装置で深刻な腐蝕問題が発生してしまう。
【００１０】 第二に、再利用蒸気及び二酸化炭素と一緒に(殆どメタンガスを含有する)天然
ガスをかなり改質するには、約1382゜F(約750℃)〜約1700゜F(約927℃)の温度が
必要である。吸熱改質反応用の熱源としてタービン排気ガスを使用してTCRに適
用するには、非常に高いタービン排気ガス温度が必要である。Harveyらの刊行物
の図１によれば、燃焼用排気ガスは燃焼器を出て2300゜F(約1260℃)の温度で三
段階ガスタービンに入り、その後1821゜F(約994℃)の温度で三段階ガスタービン
を通って出るため、そのような高温が確保されている。慣用のガスタービンは約
1050゜F(約565℃)〜約1150゜F(約620℃)の範囲の温度内で効率的に操作するよう
に設計されていることは公知である。より低い排気ガス温度であれば、慣用のタ
ービンをもっと動作させるように、即ち、タービン１基当たりより多くの電力を
発電させるようにすることができる。Harveyらの刊行物に開示された設計に従う
排気ガスの温度は非常に高いが、同じ様な仕事量をするには段階式のガスタービ
ンを使用するようにと教示している。Harveyらの刊行物の26頁では、冷却用空気
を循環させて使用する、例えば高温金属タービンなどの最先端技術のタービンと
、高温ガスタービン操作用の他の代替物とが開示されている。しかしながら、こ
れらの代替タービンは非常に高価である。さらに段階式膨張を使用すると、高価
な直列の複数のタービンを使用しなければならない。
【００１１】 通常、TCRサイクルは単純サイクル発電プラントの発電効率を高めるために使
用することができる。TCRサイクルと組み合わせてボトミングランキンサイクル
を使用することについては従来技術では全く教示されていない。しかしながら、
複合サイクル発電プラントでランキンサイクルをうまく使用することができて、
当業者がかかるボトミングランキンサイクルはTCRサイクルと組み合わせて使用
できると推断しても、ランキンサイクルでの蒸気タービンの使用に付随する問題
点と、ランキンサイクルが発電プラントによって発生した全電力の大部分を占め
るという事実は、従来公知のシステムによって解決されていない問題点である。
その上当業者は、ボトミングランキンサイクルと組み合わせたかかるTCRサイク
ルは、慣用の複合サイクル発電プラントの発電効率に匹敵するか、改善するとは
推断しないだろう。
【００１２】 発電プラントの全体効率は、(単数または複数種類の)ガスタービンの効率の関
数である。ガスタービン効率とは、二〜三例を挙げると、順に、燃焼器空気と燃
料入口温度、タービン入口温度、及び上流圧縮機効率の関数である。これら因子
の特定のものは、使用する(単数または複数種類の)サイクルの種類及び／または
プロセス装置によって決定され、他の因子は容易には制御できない。しかしなが
ら、全体の効率は発電プラントデザインの一つの特徴である。最大負荷電力需要
と部分的負荷電力需要を安全且つ容易に調節するための能力は、このデザインの
もう一つの特徴である。従来は、これらの特徴、特に最大負荷操作と部分的負荷
操作の特徴のいずれをも改良し、これによって部分的負荷需要と最大負荷需要の
期間に発電プラント操作を安全且つ容易に調節するための能力を提供する好適な
デザインはなかった。
【００１３】 発明の概要 従って、本発明は、燃焼器中、圧縮空気の存在下で改質燃料を燃焼させて熱排
気ガスを発生させる段階を含む、発電方法を提供する。熱排気ガスは、次いでガ
スタービンを通って電力を発生し、その後、排気ガスは順番に一連の熱交換器で
冷却される。そのような一つの熱交換器は接触反応器(熱化学的回収熱交換器ま
たは改質器)であり、そこで排気ガスは、約300゜F(約149℃)〜約932゜F(約500℃
)の温度で改質することができる原料の天然ガス−誘導酸素添加燃料と蒸気との
混合物を改質するのに必要な反応の吸熱を提供し、結局燃焼器で燃焼される燃焼
可能な改質燃料を製造する。反応器は、熱排気ガスと原燃料/蒸気混合物とを間
接的に熱交換接触(関係)に至らせる。接触反応器を出る熱排気ガス中に残存する
顕熱を使用して水と蒸気を加熱し、ボトミング蒸気またはランキンサイクルの低
圧凝縮蒸気タービン中で続いて膨張させてさらに電力を発電させることができる
。本発明で使用する原料の天然ガス−誘導酸素添加燃料は、メタノール、エタノ
ール、ジメチルエーテル、ジメチルカーボネート及びその混合物からなる群から
選択されるのが好ましい。
【００１４】 本発明の好都合な点は、図面、実施例及び付記請求の範囲と合わせて、以下の
詳細な記載を参照することにより当業者には明らかになろう。 本発明は種々変形した態様が可能であるが、これらは図面に例示されており、
本発明の特定の態様で以後記載されるものである。これらの開示は単なる例示で
あって、本明細書中に記載され例示された特定の態様に本発明を限定するもので
はない。
【００１５】 発明の詳細な説明 本発明により、ガスタービンの燃焼器中、圧縮空気の存在下で、改質燃料を燃
焼して、周囲温度よりも高い温度で排気ガスを発生させる段階を含む方法によっ
て電力を発生させる。改質燃料は好ましくは、水素、一酸化炭素と、少量の二酸
化炭素との混合物である。次いで排気ガスはガスタービン区分を通過して電力を
発生し、その後排気ガスはガスタービン出口から熱回収システム中の一連の熱交
換器を通過して、そこでそれぞれの熱交換器内を通過するに連れて排気ガスは順
に冷却される。そのような一つの熱交換器は、ガスタービンの燃焼器内に導入さ
れる前に圧縮空気を予備加熱するために使用する空気予備加熱器である。別のそ
のような熱交換器は熱化学的回収熱交換器(または燃料改質器)であり、そこで排
気ガスは結果的に燃焼器中で燃焼される燃焼可能な改質燃料に原燃料を改質する
のに必要な反応の吸熱を提供する。燃料改質器の下流の排気ガス中に残存する顕
熱は、循環水から蒸気を発生させるために使用することができる。発生した蒸気
は凝縮蒸気タービン、好ましくは、ボトミング蒸気またはランキンサイクルの低
圧凝縮蒸気タービンに通されてさらに電力を発生する。冷却器排気ガスは熱回収
システムを出て、場合によりスクラバー及び／またはNOxなどの危険な毒物除去
などの追加処理用の他の装置による操作へ送られてから、大気中に排気すること
ができる。
【００１６】 本発明による改良型熱化学的回収熱交換複合サイクル発電プラントは、通常、
燃焼システム、熱回収システム及びボトミングランキンサイクルを含む。より具
体的には、本発明の燃焼システムはガスタービンを含み、前記熱回収システムは
燃焼用空気を予備加熱するための一基以上の空気加熱器、改質燃料供給流を予備
加熱する一基以上の燃料加熱器、原燃料と蒸気を燃焼用改質燃料に転換するため
の燃料改質器、燃料改質器に入る前に原燃料を気化させるための一基以上の高圧
湯沸器並びに、ボトミングランキンサイクルで再循環流体として使用するため及
び原燃料と組み合わせるための加圧蒸気を製造するための一基以上の蒸気ボイラ
ーを含む。ボトミングランキンサイクルは、追加の機械力を発生させるために、
凝縮蒸気タービン、好ましくは低圧凝縮蒸気タービンを供給する再循環加圧蒸気
ループを含む。
【００１７】 種々の図面において参照番号は同一部材または特徴を表す図面を参照して、図
１は、本発明による、通常100として表される改良型熱化学的回収熱交換複合サ
イクル発電プラントのプロセス系統線図を示す。空気源102からの空気は空気供
給ライン108を通ってガスタービン106の空気圧縮機104に供給される。圧縮空気
は圧縮空気ライン110により圧縮機104を出て、通常112で表される熱回収システ
ム(HRS)、より具体的には、熱回収システム112の空気予備加熱器114で加熱され
る。熱排気ガスを伝熱流体として使用して空気−予備加熱器中の圧縮空気を間接
的に加熱する。加熱圧縮空気は導管116により空気予備−加熱器114を出て、ガス
タービン106の燃焼器118に通され、そこで改質燃料が燃焼されて熱排気ガスを生
成する。「熱」なる用語は、燃焼により生成した排気ガスが室温よりも高温、よ
り具体的には約700゜F(約370℃)〜約3000゜F(約1650℃)、より好ましくは約1800
゜F(約982℃)〜約3000゜F(約1650℃)の範囲の温度であることを意味するものと
する。
【００１８】 燃料源120からの原液体燃料はポンプ(示されていない)により加圧され、燃料
ライン122を通して改良型熱化学的回収熱交換複合サイクル発電プラント100に導
入される。原燃料は伝熱流体として加圧水を使用する熱交換器124で加熱及び／
または気化され、続いて混合ポイント126で加圧蒸気と混合される。本発明で使
用するための原液体燃料は、約300゜F(約149℃)〜約932゜F(約500℃)、好ましく
は約300゜F(約149℃)〜約670゜F(約354℃)の範囲の低温で改質し得る天然ガス−
誘導酸素添加燃料を含有する。かかる燃料としては、メタノール、エタノール、
ジメチルエーテル、ジメチルカーボネート、メチルホーメート及びその混合物が
挙げられる。本発明で使用するのに好適な燃料としては、蒸気と改質用触媒との
存在下で改質するときに、ジメチルエーテルと同様の改質特徴をもつ燃料なども
挙げられる。かかる特徴としては、転換、改質温度及び圧力要件、並びに蒸気：
燃料モル比要件が挙げられるが、これらに限定されない。本発明で使用する好ま
しい燃料は、ジメチルエーテルである。原料のジメチルエーテル燃料を加熱し気
化するのに使用する加圧水並びに、例えば、気化ジメチルエーテル燃料を改質す
るのに使用する蒸気は、約20絶対bar〜約40絶対bar、好ましくは約22絶対bar〜
約24絶対barの圧力をもつ。
【００１９】 原燃料及び加圧蒸気混合物(以後、「燃料/蒸気混合物」という)を燃料/蒸気混
合物ライン130を通して熱回収システム112の燃料改質器128に通し、そこで燃料/
蒸気混合物をガスタービン106の下流燃焼器118で燃焼させるのに好適な改質燃料
に接触転化させる。場合により、熱回収システム112中(燃料/蒸気混合物の流れ
方向に対して)改質器128の下流に配置された燃料加熱器132で改質燃料を加熱す
ることができる。燃料改質器128を出る改質燃料ガスが燃焼器118の入口で必要な
圧力であるように、液体燃料の圧力レベルを調節する。空気予備−加熱器114を
出る熱排気ガスは、原燃料を接触改質するのに必要な熱を提供する。原燃料/蒸
気混合物は蒸気改質用触媒上を通されて、熱排気ガスから移動した熱と共に、他
の変数の中でも、特定の燃料、改質器操作条件、及び蒸気対原燃料のモル比に依
存して、水素、一酸化炭素及び二酸化炭素の種々の混合物を含む好適な燃焼可能
な燃料混合物に転換される。本発明で使用するのに好適な蒸気−改質用触媒とし
ては、天然ガスから水素を製造するのに使用する慣用のニッケル−ベースの触媒
が挙げられる。
【００２０】 改質燃料は、燃料供給ライン134により熱回収システム112の燃料改質器128(及
び、場合により燃料加熱器132)を出て、燃焼器118に注入され、そこで圧縮空気
の存在下で燃焼されて熱排気ガスを生成する。熱排気ガスは直ちに燃焼器118を
出て排出ライン136によりガスタービン106のタービン区分138を通って、そこで
排気ガスは一部冷却し膨張して、それによって機械力を生み出す。膨張し、一部
冷却した排気ガスは熱排気ガスライン140によりガスタービン138を出る。ガスタ
ービン138を出る排気ガス中に残存する顕熱は、熱回収システム112の種々の熱交
換器で使用する。上記の如く、そのような熱交換器は、圧縮燃焼用空気を予備−
加熱するのに使用する空気予備−加熱器114を含む。他の既に記載した熱交換器
は、燃料/蒸気混合物を改質するのに使用する原燃料改質器128と改質燃料を加熱
するのに使用し得る任意の燃料加熱器132を含む。
【００２１】 燃料改質器128を出る排気ガス中に残存する顕熱は、熱回収システム112の一連
の低圧湯沸器及び中圧湯沸器(気化器)142及び144でそれぞれ使用する。これらの
熱交換器142及び144は２つの慣用の熱回収蒸気発生器ループと一体部分であり、
これはそれぞれ蒸気ドラム、デアレータ(dearator)、ボイラー供給水供給ポンプ
及びエコノマイザー、水処理装置並びに過熱器を含む。これらは全て図面には示
されていない。排気ガスは排気ガスライン146により燃料改質器128を出て、中圧
湯沸器142への伝熱流体として通過して、約20絶対bar〜約40絶対bar、好ましく
は約22絶対bar〜約24barの圧力を有する中圧蒸気と熱水を生成する。中圧蒸気は
中圧蒸気ライン148により蒸気加熱器142及び熱回収システム112を出る。蒸気ラ
イン148に存在する中圧蒸気の一部を蒸気ライン148aに吸い上げ、燃料改質器128
へ供給される気化原燃料と混合する。ライン148に存在する熱水を原燃料加熱交
換器124に通し、そこで熱水は原液体燃料を気化するのに必要な熱を供給するた
めの伝熱流体として機能する。
【００２２】 原燃料加熱交換器124の(中圧蒸気の流れ方向に関して)下流では、今冷却した
水を低圧蒸気タービン152を出、再循環蒸気ライン154に存在する凝縮蒸気と混合
ポイント150で混合する。得られた混合物をライン156に通し、続いて熱回収シス
テム112の低圧湯沸器(エコノマイザー)144で加熱する。中圧蒸気加熱42を出る排
気ガスは、低圧湯沸器(エコノマイザー)144中伝熱流体として使用する。加熱低
圧蒸気は低圧蒸気ライン158により蒸気加熱器144を出る。蒸気ライン158に存在
する低圧蒸気の一部は蒸気ライン159に汲み上げられ、中圧蒸気加熱器142で加熱
され、中圧蒸気ライン148を通される。低圧蒸気の残りは低圧蒸気ライン158を経
て低圧蒸気タービン152を通り、そこで低圧蒸気は膨張し冷却し、これによって
機械力を発生させる。蒸気はライン160によりタービン152を出て、場合によりさ
らに水冷装置162中(低圧で)冷却、凝縮され、新しい水ライン168によって水源16
6から改良型熱化学的回収熱交換サイクル100に導入された新しいボイラー品質の
プロセス水とポイント164で混合される。低圧蒸気加熱器144で伝熱流体として使
用した排気ガスは、導管170によって熱回収システム112を出る。
【００２３】 図２は、本発明に従う一般的に200により表される、改良型熱化学的回収熱交
換複合サイクル発電プラントの別の例のプロセス系統線図である。燃焼用空気を
空気源102から発電プラント200に導入する。空気源102からの空気の第一の部分
をガスタービン106の単一段階圧縮機104で断熱的に圧縮し、空気の第二の部分を
３つの中間冷却した圧縮段階で圧縮する。第一及び第二の空気部分を最終的には
混合し及び／またはガスタービン106の燃焼器118に導入する。好ましくは第二の
空気部分は、ガスタービンを出る排気ガスよりも約10゜F〜約400゜F低い温度を
有する。
【００２４】 第一の空気部分は空気供給ライン108により空気源102からガスタービン106の
空気圧縮機104に運ばれる。圧縮空気は圧縮空気ライン202により圧縮機104を出
て、改質燃料と共に燃焼器118に(第二の空気部分と一緒に)導入される。
【００２５】 第二の空気部分は空気源102から第一段階の圧縮機204へ運ばれ、そこで空気は
圧縮される。圧縮空気は第一段階の圧縮機204を出て、水冷熱交換器206へ通され
、第二段階の圧縮機208に入る。圧縮空気は第二の圧縮機208を出て、熱交換器21
0に通り、そこで圧縮空気は原液体燃料によって冷却されて、第三段階の圧縮機2
12に入る。第三段階の圧縮機を出る圧縮空気は熱回収システム214へ、より具体
的には熱回収システム214内に配置された空気予備加熱器216及び218に通される
。排気ガスは空気予備加熱器216及び218内で圧縮空気を間接的に加熱するための
伝熱流体として使用する。加熱圧縮空気は導管220により空気予備加熱器216及び
218を出て、ガスタービン106の燃焼器118を通り、そこで改質燃料は燃焼されて
熱排気ガスを生成する。ガスタービンを出る熱排気ガスは導管140により熱回収
システム214に通される。
【００２６】 燃料源120からの原液体燃料は、最初に燃焼器118の入口に改質燃料を供給する
のに好適な圧力に汲み上げられ、次いで原液体燃料は第二段階の空気圧縮機208
を出る圧縮空気により熱交換器210で気化される。気化燃料は混合ポイント222で
加圧蒸気と混合されて燃料/蒸気混合物を形成し、加圧蒸気は好ましくは約16絶
対bar〜約40絶対bar、より好ましくは約22絶対bar〜約24絶対barの圧力を有する
。燃料/蒸気混合物は燃料/蒸気混合物ライン130により熱回収システム214の燃料
改質器128に通される。改質器128では、燃料/蒸気混合物をガスタービン106の下
流の燃焼器118での燃焼に好適な改質燃料に接触転換する。
【００２７】 場合により、改質燃料を熱回収システム214の(燃料/蒸気混合物の流れ方向に
対して)改質器128の下流に配置された燃料加熱器132で加熱することができる。
ガスタービン106のガスタービン138を出る排気ガスは、任意の燃料加熱器132で
の改質燃料を加熱するのに必要な熱と、改質器128での燃料/蒸気混合物を接触改
質するのに必要な吸熱とを提供する。燃料/蒸気混合物は蒸気改質用触媒上を通
され、排気ガスから移動した熱と共に、殆どが水素、一酸化炭素と痕跡量の二酸
化炭素を含有する好適な燃焼可能な燃料混合物に転換される。既に記載したよう
に、本発明で使用するのに好適な改質用触媒としては、天然ガスを水素に転換す
るのに一般的に使用される慣用のニッケル−ベースの触媒がある。
【００２８】 ライン140内のタービン排気ガスはライン224及び226により二つのガス流に分
割される。ライン224内の排気ガスは、空気予備加熱器218を出る圧縮空気の第二
の部分を予備加熱するのに使用する。ライン226内の排気ガスは、熱交換器132で
改質燃料を予備加熱し、改質器128で燃料/蒸気混合物を改質するのに使用する。
ライン224及び226内の二つの排気ガス流を混合ポイント228で混合し、ライン230
により湯沸器/気化器232へ通す。湯沸器/気化器232を使用して、改質器128に通
す燃料/蒸気混合物を含む蒸気を発生させる。排気ガスはライン234により湯沸器
/気化器232を出て、ライン236及び238を通る二つのガス流に再分割される。ライ
ン236内の排気ガスを使用して空気予備加熱器216を出る圧縮空気の第二の部分を
加熱する。ライン238内の排気ガスを使用して熱交換器240で水源166からの水を
加熱する。熱交換器240を出る熱水を湯沸器/気化器232で蒸気に転換し、最終的
に混合ポイント222で原燃料と混合する。
【００２９】 予備加熱器216及び熱交換器240を出る排気ガス流は続いて混合ポイント242で
混合され、低圧湯沸器246へのライン244を通ってボトミングランキンサイクル用
の低圧流を生成する。低圧蒸気は低圧蒸気ライン158により湯沸器246を出て、低
圧蒸気タービン152を通り、そこで低圧蒸気は膨張し冷却して、それによって機
械力を発生する。凝縮蒸気は凝縮蒸気ライン160により蒸気タービン152を出て、
場合によりさらに湯沸器162で(低圧で)冷却され凝縮されて、新しい水のライン1
68によって水源166から改良型熱化学的回収熱交換複合サイクル発電プラント200
に導入される新しいボイラー品質のプロセス水とポイント164で混合される。水
は水ライン248により混合ポイント164を出て、続いて低圧湯沸器144で気化され
る。低圧湯沸器144で伝熱流体として使用される排気ガスは導管170によって熱回
収システム214を出る。
【００３０】 改質燃料は燃料供給ライン134により熱回収システム214の燃料改質器128(及び
、場合により燃料加熱器132)を出て、燃焼器118に注入され、そこで(上記第一及
び第二の部分の両方の)圧縮空気の存在下で燃焼されて排気ガスを生成する。排
気ガスは排出ライン136により燃焼器118を出て、ガスタービン106のタービン区
分138に通され、そこで排気ガスは冷えて膨張して、機械力を生成する。膨張し
、部分的に冷却した排気ガスは排気ガスライン140によってタービン区分138を出
る。タービン区分138を出る排気ガス中に残存する顕熱は熱回収システム214の種
々の熱交換器で使用される。上述の如く、かかる熱交換器は、圧縮燃焼用空気を
予備加熱する為に使用する空気予備加熱器216及び218、原燃料供給流を改質する
ために使用する原燃料改質器128、改質燃料を加熱するために使用し得る任意の
燃料加熱器132と、種々の水/蒸気加熱器232、240及び246を含む。
【００３１】 一般に、原料のジメチルエーテル燃料/蒸気混合物を改質して空気の存在下で
燃焼される改質燃料を形成してガスタービンのタービン区分を通る熱排気ガスを
生成させるとき、タービン区分を出る排気ガスは約1000゜F(約540℃)〜約1200゜
F(約650℃)、好ましくは約1050゜F(約565℃)〜約1150゜F(約621℃)、より好まし
くは約1090゜F(約588℃)〜約1120゜F(約604℃)の温度を有する。かくして、ガス
タービンのタービン区分に出入りする排気ガスの温度に基づいた、高価で複雑な
高温タービンは必要がなく；慣用のタービンを使用することができるので、本発
明では好ましい。
【００３２】 ジメチルエーテル燃料のガス中の熱回収システムを出る排気ガスは、約190゜F
(約88℃)〜約250゜F(約121℃)、より好ましくは約195゜F(約90℃)〜約215゜F(約
102℃)の温度を有するのが好ましい。熱回収システムを出る排気ガス温度に基づ
いて、本発明のプロセスは燃焼用排気ガス中に存在する顕熱を効率的に使用する
ことが解る。さらに、特定の条件下で操作しているボトミングランキンサイクル
は、排気ガス中の顕熱を使用して低圧蒸気タービンで追加の電力を発生すること
ができることが解る。しかしながら、全発電プラントの全発電量をベースとして
ボトミングランキンサイクル中で発生する発電量は40%未満であり、約30%未満が
好ましく、約10%未満であるのがより好ましい。従って、発電プラントにより発
電された全電力の60%を超え、より好ましくは90%を超える電力がガスタービンに
より発電される。
【００３３】 燃料改質器内では、吸熱反応が起きて燃料/蒸気混合物を水素、一酸化炭素と
痕跡量の二酸化炭素を含む改質燃料混合物に転換するように、燃料/蒸気混合物
を触媒の存在下で反応させる。本発明を実施するのに必要な吸熱は、ガスタービ
ンを出る排気ガスによって提供される。原燃料及び蒸気の改質度は、蒸気対燃料
のモル比と改質器操作温度及び圧力との関数である。好ましくは蒸気対原燃料の
モル比は約１：10〜約１：１、より好ましくは約0.7：４〜約0.9：2.5(即ち、約
0.175：１〜約0.36：１)である。
【００３４】 蒸気対燃料のモル比が約1.0である原料のジメチルエーテル燃料の場合(以下の
実施例１を参照)には、蒸気/燃料混合物は、約300゜F(約149℃)〜約580゜F(約30
4℃)、好ましくは約350゜F(約177℃)〜約550゜F(約288℃)、より好ましくは約38
0゜F(約193℃)〜約450゜F(約232℃)の温度で改質器に供給することができる。従
って、これらの所与の改質器入口条件では、伝熱流体として燃料改質器に入る排
気ガスは約770゜F(約410℃)〜約900゜F(約482℃)、より好ましくは約780゜F(約4
15℃)〜約850゜F(約454℃)、最も好ましくは約790゜F(約421℃)〜約825゜F(約44
1℃)の温度を有すると決定されてきた。さらに、排気ガスは約600゜F(約315℃)
〜約750゜F(約400℃)、好ましくは約610゜F(約321℃)〜約700゜F(約370℃)、よ
り好ましくは約615゜F(約323℃)〜約650゜F(約343℃)の温度の状態で改質器を出
ると決定されてきた。燃料改質器の最も好ましい操作条件では、原燃料/蒸気混
合物の改質燃料への転換率は約100%である。
【００３５】 蒸気対燃料のモル比が約2.28である原料のジメチルエーテル燃料(以下の実施
例３を参照)の場合には、蒸気/燃料混合物は、約600゜F(約315℃)〜約670゜F(約
354℃)、好ましくは約650゜F(約343℃)〜約670゜F(約354℃)の温度で改質器に供
給することができる。従って、これらの所与の改質器入口条件では、伝熱流体と
して燃料改質器に入る排気ガスは約700゜F(約370℃)〜約1090゜F(約588℃)、よ
り好ましくは約800゜F(約427℃)〜約1090゜F(約588℃)、最も好ましくは約1060
゜F(約571℃)〜約1085゜F(約585℃)の温度を有すると決定されてきた。さらに、
排気ガスは約620゜F(約327℃)〜約740゜F(約393℃)、好ましくは約685゜F(約363
℃)〜約740゜F(約393℃)、より好ましくは約690゜F(約366℃)〜約715゜F(約380
℃)の温度の状態で改質器を出ると決定されてきた。燃料改質器の最も好ましい
操作条件では、原燃料/蒸気混合物の改質燃料への転換率は約100%である。
【００３６】 本発明は、多くの種類の複合サイクル発電プラントで有用な熱化学的回収熱交
換と排気ガス冷却とのより効率の良い組合せを提供する。かかる組合せによって
、慣用の複合サイクル発電プラントで得られるよりもより効率的なガスタービン
で発電限度を増加させることによって慣用のデザインの効率よりも実質的に高い
実発電効率のプラントデザインとなる。
【００３７】 実施例 以下の実施例は、本発明をさらに説明するものであるが、本発明の範囲を限定
するものではない。
【００３８】 実施例１は、主燃料として原料の液体ジメチルエーテルを使用する図１に示さ
れ上述された本発明の発電プロセス及び装置の態様に関する。実施例２は、主燃
料として同一の原料液体ジメチルエーテル、及びガスタービンの圧縮機に対して
同様の燃焼用空気流速度を含む同一ガスタービン操作条件を使用する慣用の複合
サイクル発電プロセスを示す比較例である。
【００３９】 実施例３は、主燃料として原料の液体ジメチルエーテルを使用する図２に示さ
れ上述された本発明の発電プロセス及び装置の別の態様に関する。実施例４は、
主燃料として同一の原料液体燃料を使用し、及びガスタービン操作条件を少し変
形した慣用の複合サイクル発電プラントを示す比較例である。
【００４０】 実施例１〜４で使用したそれぞれのプロセスは、必要によりASPEN PLUS(登録
商標)プロセスシミュレーションソフトウエアを使用してシミュレーションし、
必要により装置操作効率(例えば、圧縮器効率、タービン-空気冷却度など)を想
定した。実施例１と２及び実施例３と４を比較する目的に関してはかかる効率は
異なっていたが、実施例１と３(本発明の発電プロセスに関する態様を示す)と、
実施例２と４(慣用の複合サイクル発電プラントを示す)に関して想定した効率の
相対的な違いは、本発明のプロセスにより達成された基本的な性能増大を歪曲さ
せない。
【００４１】 実施例１ 図１に示され上述された改良型熱化学的回収熱交換複合サイクル発電プラント
を、約6,540ショートトン/日(ST/D)の原料の液体ジメチルエーテル流速を使用し
て発電するように設計した。燃料改質器に供給された蒸気対原燃料のモル比は約
１であり、原燃料の約100%転換率が達成されるように改質器操作条件を選択した
。この実施例の関連するプロセスデータを以下の表１に示す。この実施例に関し
表Iに示されている量は、平行の４基のガスタービン列(図１の106で示されてい
る)、４つの熱回収システム(図１の112で示されている)と１つの蒸気タービン列
を使用する図１に示されているデザインをベースとする。
【００４２】 大気を濾過しライン108を経てガスタービン106の圧縮機104に導入し、原料の
液体ジメチルエーテル燃料を燃料源120から60゜F(約15.6℃)、77ポンド/絶対平
方インチ(psia)(約5.3絶対bar)でプラント200に汲み上げ、その後、熱交換器124
で390゜F(約199℃)の温度に気化/予熱した。次いで気化ジメチルエーテルを混合
ポイント126で等量の中圧蒸気(約58,099lbs/時間/列)と混合した。この蒸気は熱
回収システム112で発生したものだった。ライン130のジメチルエーテル改質器12
8に通された蒸気/燃料混合物の得られた温度は402゜F(約205℃)であり、これは
改質触媒の予想反応開始温度(約400゜F；約204℃)よりも高かった。
【００４３】 改質燃料は662゜F(約350℃)で改質器128を出て燃料ガス加熱器132に入り、そ
こで燃料はタービン排気ガスと間接的に熱交換することによって771゜F(約411℃
)の温度に加熱された。その後、加熱改質燃料は燃料ライン134を介して４つのガ
スタービン列106のそれぞれの燃焼基118に導入され、それぞれが実電力(net pow
er)約240メガワット(MW)を生成した。熱排気ガスは1101゜F(約594℃)の温度でそ
れぞれのガスタービン列106を出て、熱回収システム112に通された。上述の如く
、図１を参照して、熱回収システム112を通る排気ガス流の順はそれぞれ以下の
通り：空気予備加熱器114、燃料ガス加熱器132、燃料改質器128；中圧蒸気(335p
sia(約23絶対bar))及び低圧蒸気(約50psia(約3.4絶対bar))加熱器142及び144で
あった。ボトミング蒸気サイクルで発生した電力は、全プラントベース(１つの
蒸気タービン列に対応)で約87MWであった。
【００４４】 この実施例は、凝縮中圧蒸気タービンによって発生した比較的低い電力とガス
タービンで発生した高い電力を示す。この結果は、蒸気タービンに対してガスタ
ービンが高い発電効率であり、さらにガスタービン列と低圧蒸気タービン列の両
方において発電を比較的制御し易いため、特に望ましい。
【００４５】 特定の燃料流速(原燃料6,568ST/D)で発電プラントにより発電した全電力のう
ち、全電力の約8.5%未満が凝縮性低圧蒸気タービンによって発電された。蒸気タ
ービンでこのように発電が少ないのは、以下の実施例２(比較例)で記載した慣用
の複合サイクル発電プラントプロセスとは全く対照的である。実施例２では、蒸
気タービンは全発電力量の約36%を占める。同様に、本発明の実発電効率は、慣
用の複合サイクル発電プラントよりも高い(56.36%対55.90%、LHVベース)。以下
の表Iを参照されたい。
【００４６】 実施例２(比較例) この実施例は比較の目的のために提供するものであり、約6,480ST/Dの原料の
液体ジメチルエーテル燃料流速で操作する慣用の複合サイクル発電プラントに関
する。シミュレーションした発電プラントは、３つの平行ガスタービン列を含ん
でいた単純サイクル、並びに(以後、「HRSG」と参照される)３基の熱回収蒸気発
生器からの加圧蒸気がそれぞれに供給される高圧、中圧、及び低圧蒸気タービン
を含む蒸気タービンを含むボトミングランキンサイクルを使用した。この実施例
に関する関連プロセスデータを以下の表Iに示す。
【００４７】 大気を濾過し、ガスタービンの圧縮機に導入し、その間に原料の液体ジメチル
エーテル燃料を60゜F(約15.6℃)、77psia(約5.3絶対bar)でプラントに汲み上げ
、ついでボトミングランキンサイクルの中圧蒸気ループからの熱ボイラー供給水
を使用して330゜F(約165.6℃)の温度に気化/予熱した。気化ジメチルエーテルを
３つのガスタービン列のそれぞれの乾燥低NOx予備混合燃焼機の入口に導入した
。３つのガスタービン列のそれぞれが236.2MWの電力を発生した。排気ガスは110
2゜F(約594℃)の温度でそれぞれのガスタービン列を出て、ボトミングランキン
サイクルに必要な三重圧力蒸気(triple pressure steam)を製造するために使用
した。
【００４８】 それぞれのガスタービン列を出る排気ガスを混合し、HRSGに供給した。排気ガ
ス流の方向にHRSGを含む種々の熱交換機の配列は、(a)平行の蒸気過熱器及び再
加熱器；(b)高圧エバポレーター；(c)中圧過熱器；(d)高温ボイラー供給水エコ
ノマイザー(HTBFWE)；(e)中圧エバポレーター；(f)低圧過熱器；(g)平行の低温
ボイラー供給水エコノマイザー(LTBFWE)；(h)低圧エバポレーター/一体型デアレ
ータ；及び(9)凝縮加熱器であった。
【００４９】 デアレータ(h)からの高圧ボイラー供給水(555,436lbs/時間/列)をLTBFWE(g)中
で320゜F(約160℃)〜438゜F(約225℃)に加熱し、さらに高圧エバポレーター(b)
に入る前にHTBFWE(d)中で626゜F(約330℃)に加熱し、2069psia(142.6絶対bar)の
圧力を持つ高圧蒸気(552,659lbs/時間/列)を生成させた。高圧蒸気は過熱器(a)
中で1007゜F(約542℃)の温度に過熱される。
【００５０】 高圧蒸気を蒸気タービンの高圧区分に供給した。蒸気タービンの高圧区分は、
３つのHRSGのそれぞれから1865psia(約128.6絶対bar)及び1000゜F(約538℃)の温
度で過熱高圧蒸気を受け取り、425psia(約29.3絶対bar)及び635゜F(約335℃)で(
中圧蒸気として参照される)低圧蒸気を排気した。中圧蒸気は再加熱器(a)を通さ
れ、これにより中圧蒸気の温度は1005゜F(約541℃)に上昇した。
【００５１】 デアレータ(d)からの中圧ボイラー供給水(約341.891lbs/時間/列)をLTBFWE(g)
中約320゜F(約160℃)〜約438゜F(約225℃)に加熱し、この水の一部分を燃料加熱
器/気化器に通し、この間この水の残りの部分を中圧エバポレーター(e)に供給し
、そこで436psia(約30.0絶対bar)の圧力をもつ中圧蒸気(約144,800lbs/時間/列)
を生成し、過熱器(a)で500゜F(約260℃)に過熱した。３つのHRSGのそれぞれから
の中圧の過熱蒸気を(先の段落で記載した)蒸気タービンの高圧区分から排気され
た再加熱中圧蒸気の流れと一緒に混合した。蒸気タービンの中圧区分は３つのHR
SGのそれぞれから1000゜F(約538℃)で380psia(約26.2絶対bar)の再加熱蒸気を受
け取り、低い圧力の蒸気(低圧蒸気と称される)を排気した。
【００５２】 低圧エバポレーター(h)(約40,358lbs/時間/列)中90psia(約6.2絶対bar)で生成
した低圧蒸気を過熱器(a)中で345゜F(約174℃)に過熱し、蒸気タービンの中圧区
分から排気された低圧蒸気と混合した。この低圧蒸気混合物を蒸気タービンの低
圧気分に68psia(約4.7絶対bar)で導入した。蒸気タービンの低圧区分からの排気
を、蒸気が凝縮される1.5インチ絶対水銀(inch mercury absolute)(約0.05絶対b
ar)で操作する水冷表面コンデンサに通した。この凝縮物を約90゜F(約32℃)の温
度を有するメーキャップ水(全発電プラントに関して約2,222,415lbs/時間)と混
合し、混合した水流を分割し、３つのそれぞれのHRSGに供給した。それぞれのHR
SG内では、混合した水流を300゜F(約149℃)に加熱し、蒸気サイクルを繰り返す
デアレータ(g)に供給した。
【００５３】 HRSG装置の極度に複雑なデザインは燃料供給流及び燃焼用空気の流速、並びに
ガスタービンを出る排気ガスの予想温度に特有のものであった。上記記載及び以
下の表のデータをベースとして、比較例は、複合サイクル発電プラントによって
発電された全電力(1068MW)をベースとして蒸気タービンの３つの区分によって発
電された電力(384MW)が高い割合(36%)であることを示した。さらに、最大負荷と
部分的負荷との間で電力需要をシフトさせなければならない場合、プロセス条件
の複雑な再配置が必要であることを示している。例えば、燃料供給流(または燃
焼用空気)の流速を電力消費需要でのシフトに合わせて変動させた場合、タービ
ン排気ガスの温度が異なるから上記ボトミングランキンサイクルの操作条件(た
とえば、流速、温度、圧力及び温度)のすべての再配置が必要となるだろう。
【００５４】
【表１】
【００５５】 実施例３ 図２に示された改良型熱化学回収熱交換複合サイクル発電プラントを、約35.9
84lbs/秒の原料の液体ジメチルエーテル流速を使用して発電するように設計した
。蒸気対燃料改質器に供給される原燃料の重量比は約0.89であり、これは約2.28
のモル比に対応する。改質器操作条件は、原燃料の約100%の改質が達成されるよ
うに選択した。この実施例に関する関連プロセスデータを以下の表IIに示す。
【００５６】 大気(約442.4lbs/秒)を濾過し、圧縮空気ライン108を介してガスタービン106
の圧縮機104に導入した。別の空気流(約764.1lbs/秒)を濾過し、図２に示した通
り三段階圧縮機中で圧縮し、空気予熱器216及び218を通してから、ガスタービン
106の燃焼機118に供給した。排気ガスは1274.5lb/秒の流速でガスタービン106を
出て最終的に約212゜F(約100℃)の温度で大気中に排気された。
【００５７】 表IIに詳細が記載されているように、ガスタービンは改良型熱化学的回収熱交
換複合サイクル発電プラントのこの態様で約454.0MWの電力を発電した。ガスタ
ービンに結合した空気圧縮機は約66.5MWを抜き出し、ガスタービンによる実発電
量387.5MWとなった。外部段階圧縮機に必要な電力は約102.5MW(それぞれの段階
の圧縮機に関して90%効率)であった。低圧蒸気タービンはこの発電プラントによ
り発電された全電力の約1.7%を発電し、これは慣用の複合サイクル発電プラント
のボトミングランキンサイクルによって発電された全電力の33.4%とは著しい対
照である(実施例４(比較例)を参照されたい)。
【００５８】 改良型熱化学的回収熱交換複合サイクル発電プラントのこの態様の全発電効率
(LHVベース)は約61.97%であった。 実施例４(比較例) この実施例は比較例であり、約44.799の原料の液体ジメチルエーテル燃料流速
で操作する慣用の複合サイクル発電プラントに関する。シミュレーションした発
電プラントは、１つのガスタービン列を含んでいた単純サイクル、及び熱回収蒸
気発生器からの加圧蒸気がそれぞれに供給される高圧、中圧、及び低圧蒸気ター
ビン区分を含んでいた蒸気タービンを含むボトミングランキンサイクルを使用し
た。この実施例に関する関連プロセスデータを以下の表IIに示す。
【００５９】
【表２】
【００６０】 上記記載は明確に理解するために提供するものであり、本発明の範囲内の変形
として不必要に限定すべきでないことは当業者には明らかである。
【図面の簡単な説明】
【図１】 図１は、本発明の改良型熱化学的回収熱交換複合サイクル発電プラ
ントの一態様を示すプロセス系統線図である。
【図２】 図２は、本発明の改良型熱化学的回収熱交換複合サイクル発電プラ
ントの別の態様を示すプロセス系統線図であって、燃焼用空気の選択部分が中間
冷却を使用して段階的に別個に(ガスタービンの外部で)圧縮され、続いてガスタ
ービンの燃焼器に導入される前に加熱される、該線図である。
【手続補正書】
【提出日】平成１３年４月９日（２００１．４．９）
【手続補正１】
【補正対象書類名】図面
【補正対象項目名】図２
【補正方法】変更
【補正の内容】
【図２】

Claims (10)

    【特許請求の範囲】
  1. 【請求項１】 (a)燃焼器中で圧縮ガスの存在下、改質燃料を燃焼して周囲温
    より高温の排気ガスを生成し； (b)段階(a)で生成した排気ガスの一部をガスタービンに通して電力を発生させ
    ； (c)蒸気と、約300゜F(約149℃)〜約932゜F(約500℃)、好ましくは約300゜F(約
    149℃)〜約670゜F(約354℃)の温度で改質され得る原料の天然ガス誘導酸素添加
    燃料との混合物を、段階(b)のガスタービン出口からの排気ガスに関して間接熱
    交換関係にある接触反応器内に通して、該混合物を改質するのに十分な熱量を前
    記排気ガスから提供することによって該混合物を改質して段階(a)で燃焼される
    改質燃料を製造し；次いで (d)ランキンサイクルの熱交換器に接触反応器からの排気ガスの少なくとも一
    部を通過させてランキンサイクルで電力を発生させる； 各段階を含む、発電方法。
  2. 【請求項２】 前記ランキンサイクルが低圧ランキンサイクルであるか及び／
    または前記反応器が蒸気−改質触媒を含有する熱化学的回収熱交換器である、請
    求項１に記載の方法。
  3. 【請求項３】 前記改質燃料が蒸気と原燃料との間の接触反応生成物である、
    請求項１に記載の方法。
  4. 【請求項４】 前記原料の天然ガス誘導酸素添加燃料が、メタノール、エタノ
    ール、ジメチルエーテル、ジメチルカーボネート、メチルホーメート、及びそれ
    らの混合物からなる群から選択される、請求項３に記載の方法。
  5. 【請求項５】 前記混合物が約１：10〜約１：１、好ましくは約0.175：１〜
    約0.36：１の蒸気対原燃料のモル比である、請求項３に記載の方法。
  6. 【請求項６】 前記混合物が、約300゜F(約149℃)〜約670゜F(約354℃)、好ま
    しくは約350゜F(約177℃)〜約550゜F(約288℃)または約650゜F(約343℃)〜約670
    ゜F(約354℃)の温度で反応器に入る、請求項５に記載の方法。
  7. 【請求項７】 前記排気ガスが、約700゜F(約371℃)〜約1090゜F(約588℃)、
    好ましくは約790゜F(約421℃)〜約825゜F(約441℃)の温度で反応器に入る、請求
    項５に記載の方法。
  8. 【請求項８】 前記排気ガスが、約1060゜F(約571℃)〜約1085゜F(約585℃)、
    好ましくは約1000゜F(約538℃)〜約1200゜F(約649℃)、さらに好ましくは約1090
    ゜F(約588℃)〜約1120゜F(約604℃)の温度で反応器に入る、請求項７に記載の方
    法。
  9. 【請求項９】 段階(a)の前記圧縮空気が第一の圧縮空気流と第二の圧縮空気
    流との混合流であり、第二の圧縮空気流がガスタービンを出る排気ガスの温度よ
    りも約10゜F〜約400゜F低い温度である、請求項１に記載の方法。
  10. 【請求項１０】 段階(c)の前に、ガスタービン出口からの排気ガスを熱交換
    器に通して第二の圧縮空気流の温度を上昇させる段階をさらに含み、好ましくは
    、段階(c)で、ガスタービン出口からの排気ガスの一部を熱交換器に通して第二
    の圧縮空気流の温度を上昇させる段階を含む、請求項９に記載の方法。
JP2000598753A 1999-02-11 2000-01-06 改良型熱化学的回収熱交換サイクルを使用する発電方法 Withdrawn JP2002536587A (ja)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/248,437 1999-02-11
US09/248,437 US6223519B1 (en) 1999-02-11 1999-02-11 Method of generating power using an advanced thermal recuperation cycle
PCT/US2000/000253 WO2000047874A1 (en) 1999-02-11 2000-01-06 Method of generating power using an advanced thermochemical recuperation cycle

Publications (1)

Publication Number Publication Date
JP2002536587A true JP2002536587A (ja) 2002-10-29

Family

ID=22939128

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2000598753A Withdrawn JP2002536587A (ja) 1999-02-11 2000-01-06 改良型熱化学的回収熱交換サイクルを使用する発電方法

Country Status (12)

Country Link
US (1) US6223519B1 (ja)
EP (1) EP1071867B1 (ja)
JP (1) JP2002536587A (ja)
KR (1) KR100656693B1 (ja)
CN (1) CN1293735A (ja)
AT (1) ATE356921T1 (ja)
AU (1) AU754398B2 (ja)
DE (1) DE60033889T2 (ja)
ID (1) ID26952A (ja)
NO (1) NO318511B1 (ja)
WO (1) WO2000047874A1 (ja)
ZA (1) ZA200005201B (ja)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2010276027A (ja) * 2003-02-24 2010-12-09 L'air Liquide-Sa Pour L'etude & L'exploitation Des Procedes Georges Claude 統合された熱回収システムおよび酸素燃焼式機燃焼炉の効率を高める方法
JP2012066956A (ja) * 2010-09-22 2012-04-05 Japan Steel Works Ltd:The 排熱エネルギー回収システム
JP2014125923A (ja) * 2012-12-26 2014-07-07 Hitachi Ltd エンジンコンバインドシステム
WO2014174789A1 (ja) * 2013-04-22 2014-10-30 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 熱電併給システム

Families Citing this family (38)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB0025552D0 (en) * 2000-10-18 2000-11-29 Air Prod & Chem Process and apparatus for the generation of power
FR2819580B1 (fr) * 2001-01-16 2003-04-04 Ind Du Ponant L Generateur de vapeur destine a humidifier l'air d'une enceinte ou l'air traite dans un systeme de conditionnement d'air
US20020108306A1 (en) * 2001-02-12 2002-08-15 Grieve Malcolm James Reformer controls
US6467273B1 (en) * 2001-03-01 2002-10-22 Henry A. Lott Method for producing electrical power
US6968700B2 (en) 2001-03-01 2005-11-29 Lott Henry A Power systems
JP4585142B2 (ja) * 2001-05-14 2010-11-24 株式会社東芝 ガスタービンシステム
FR2825995B1 (fr) * 2001-06-15 2004-07-09 Inst Francais Du Petrole Installation et procede de production de gaz de synthese comprenant un reacteur de vaporeformage et un reacteur de conversion du co2 chauffe par un gaz chaud
US6841683B2 (en) * 2001-08-30 2005-01-11 Teva Pharmaceutical Industries Ltd. Sulfonation method for zonisamide intermediate in zonisamide synthesis and their novel crystal forms
US7210467B2 (en) * 2004-06-22 2007-05-01 Gas Technology Institute Advanced high efficiency, ultra-low emission, thermochemically recuperated reciprocating internal combustion engine
EP1793665A1 (en) * 2004-09-17 2007-06-13 John Burton Biocidal treatment device
CN1869165B (zh) * 2005-05-23 2010-04-28 中国科学院工程热物理研究所 双燃料重整多功能能源系统及方法
US7293533B2 (en) * 2005-08-08 2007-11-13 Utilization Technology Development, Nfp Recuperative reforming reactor
CN100386565C (zh) * 2006-03-24 2008-05-07 清华大学 一种加氢贫燃预混燃烧装置
US20080016768A1 (en) 2006-07-18 2008-01-24 Togna Keith A Chemically-modified mixed fuels, methods of production and used thereof
US7870717B2 (en) * 2006-09-14 2011-01-18 Honeywell International Inc. Advanced hydrogen auxiliary power unit
US20080155984A1 (en) * 2007-01-03 2008-07-03 Ke Liu Reforming system for combined cycle plant with partial CO2 capture
CA2679811C (en) * 2007-03-22 2013-02-12 Nooter/Eriksen, Inc. High efficiency feedwater heater
US20090011290A1 (en) * 2007-07-05 2009-01-08 Gas Technology Institute Method and apparatus for thermochemical recuperation with partial heat recovery of the sensible heat present in products of combustion
US7861511B2 (en) * 2007-10-30 2011-01-04 General Electric Company System for recirculating the exhaust of a turbomachine
US8056318B2 (en) * 2007-11-08 2011-11-15 General Electric Company System for reducing the sulfur oxides emissions generated by a turbomachine
US7874141B2 (en) * 2007-11-16 2011-01-25 General Electric Company Auxiliary fluid source for an EGR purge system
US8534073B2 (en) 2008-10-27 2013-09-17 General Electric Company System and method for heating a fuel using an exhaust gas recirculation system
US7926256B2 (en) * 2008-10-27 2011-04-19 General Electric Company Inlet system for an EGR system
US20110146282A1 (en) * 2009-12-18 2011-06-23 General Electric Company System and method for reducing sulfur compounds within fuel stream for turbomachine
US8755916B2 (en) * 2010-12-07 2014-06-17 Alstom Technology Ltd. Optimized integrated controls for oxy-fuel combustion power plant
CA2843645C (en) 2011-08-04 2019-07-30 Stephen L. Cunningham Plasma arc furnace and applications
CN102562314B (zh) * 2012-01-11 2013-12-18 哈尔滨工程大学 基于等离子催化的化学回热循环燃气轮机装置
US20140260203A1 (en) * 2013-03-14 2014-09-18 Cummins Ip, Inc. Gaseous Fuel Spark-Ignited Internal Combustion Engine System
RU2524317C1 (ru) * 2013-03-27 2014-07-27 Геннадий Павлович Барчан Способ преобразования энергии с регенерацией энергоносителей в циклическом процессе теплового двигателя
JP6688742B2 (ja) 2014-05-09 2020-04-28 カニンガム，スティーブン，エル． アーク炉製錬システムおよび方法
ES2763844T3 (es) * 2015-02-19 2020-06-01 Fpt Motorenforschung Ag Motor de combustión provisto de un sistema de recuperación de calor residual
ES2802287T3 (es) * 2015-02-19 2021-01-18 Fpt Motorenforschung Ag Motor de combustión dotado de un sistema de recuperación del calor residual
US10458712B2 (en) * 2015-08-28 2019-10-29 Praxair Technology, Inc. Thermochemical regeneration with oxidant preheating
KR101946491B1 (ko) * 2016-12-23 2019-02-11 한국에너지기술연구원 리큐퍼레이터를 이용한 스팀 생산 히트펌프 시스템
WO2018131051A1 (en) * 2017-01-11 2018-07-19 Mahesh Lakshminarayanan Combined-cycle power generation thermodynamic system
US10584052B2 (en) 2017-01-27 2020-03-10 American Air Liquide, Inc. Enhanced waste heat recovery using a pre-reformer combined with oxygen and fuel pre-heating for combustion
US11313252B2 (en) * 2018-10-02 2022-04-26 Nooter/Eriksen, Inc. Enhanced HRSG for repowering a coal-fired electrical generating plant
US11679977B2 (en) * 2021-09-22 2023-06-20 Saudi Arabian Oil Company Integration of power generation with methane reforming

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4185456A (en) 1976-07-02 1980-01-29 Cummings Donald Ray Providing energy from the combustion of methanol
JP2511866B2 (ja) * 1986-02-07 1996-07-03 株式会社日立製作所 燃料電池発電システム及びその起動方法
US5048284A (en) * 1986-05-27 1991-09-17 Imperial Chemical Industries Plc Method of operating gas turbines with reformed fuel
NL8602404A (nl) 1986-09-23 1988-04-18 Veg Gasinstituut Nv Werkwijze voor het uitvoeren van een gasverbrandingsproces, onder terugwinning van een gedeelte van in de verbrandingsgassen aanwezige warmte.
JPS63280825A (ja) 1987-05-12 1988-11-17 Agency Of Ind Science & Technol メタノ−ル改質型ガスタ−ビンの運転方法
US5669216A (en) 1990-02-01 1997-09-23 Mannesmann Aktiengesellschaft Process and device for generating mechanical energy
US5394685A (en) * 1990-11-14 1995-03-07 United Technologies Corporation Method and apparatus to enhance combustion rates and extend extinction limits in high speed propulsion units
JP3029884B2 (ja) 1991-05-23 2000-04-10 三菱重工業株式会社 廃熱回収装置
AU8122794A (en) * 1993-10-19 1995-05-08 State Of California Energy Resources Conservation And Development Commission Performance enhanced gas turbine powerplants
US5431007A (en) * 1994-03-04 1995-07-11 Westinghouse Elec Corp Thermochemically recuperated and steam cooled gas turbine system
JPH07317505A (ja) 1994-05-24 1995-12-05 Mitsubishi Heavy Ind Ltd コンバインド発電システム
US5513488A (en) 1994-12-19 1996-05-07 Foster Wheeler Development Corporation Power process utilizing humidified combusted air to gas turbine
US5595059A (en) 1995-03-02 1997-01-21 Westingthouse Electric Corporation Combined cycle power plant with thermochemical recuperation and flue gas recirculation
DK94695A (da) 1995-08-23 1997-02-24 Haldor Topsoe As Fremgangsmåde til generering af elektrisk energi
US5664414A (en) 1995-08-31 1997-09-09 Ormat Industries Ltd. Method of and apparatus for generating power
DE19612921A1 (de) 1996-04-01 1997-10-02 Asea Brown Boveri Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage
US5896738A (en) * 1997-04-07 1999-04-27 Siemens Westinghouse Power Corporation Thermal chemical recuperation method and system for use with gas turbine systems
TW474895B (en) * 1998-01-21 2002-02-01 Haldor Topsoe As Process for preparation of hydrogen-rich gas

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2010276027A (ja) * 2003-02-24 2010-12-09 L'air Liquide-Sa Pour L'etude & L'exploitation Des Procedes Georges Claude 統合された熱回収システムおよび酸素燃焼式機燃焼炉の効率を高める方法
JP2012066956A (ja) * 2010-09-22 2012-04-05 Japan Steel Works Ltd:The 排熱エネルギー回収システム
JP2014125923A (ja) * 2012-12-26 2014-07-07 Hitachi Ltd エンジンコンバインドシステム
WO2014174789A1 (ja) * 2013-04-22 2014-10-30 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 熱電併給システム
JPWO2014174789A1 (ja) * 2013-04-22 2017-02-23 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 熱電併給システム
EP2990726B1 (en) 2013-04-22 2017-06-07 Panasonic Intellectual Property Management Co., Ltd. Combined heat and power system
US9863280B2 (en) 2013-04-22 2018-01-09 Panasonic Intellectual Property Management Co., Ltd. Combined heat and power system

Also Published As

Publication number Publication date
AU754398B2 (en) 2002-11-14
US6223519B1 (en) 2001-05-01
NO318511B1 (no) 2005-04-04
EP1071867A1 (en) 2001-01-31
AU2407000A (en) 2000-08-29
ZA200005201B (en) 2001-04-03
DE60033889T2 (de) 2007-11-29
CN1293735A (zh) 2001-05-02
ATE356921T1 (de) 2007-04-15
NO20005114D0 (no) 2000-10-11
KR20010042609A (ko) 2001-05-25
DE60033889D1 (de) 2007-04-26
KR100656693B1 (ko) 2006-12-13
WO2000047874A1 (en) 2000-08-17
NO20005114L (no) 2000-10-11
ID26952A (id) 2001-02-22
EP1071867B1 (en) 2007-03-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6223519B1 (en) Method of generating power using an advanced thermal recuperation cycle
US6615589B2 (en) Process and apparatus for the generation of power
US11939915B2 (en) Raw material fluid treatment plant and raw material fluid treatment method
US5628183A (en) Split stream boiler for combined cycle power plants
EP0170277B1 (en) Fuel cell power plant
US6237337B1 (en) Retrofit equipment for reducing the consumption of fossil fuel by a power plant using solar insolation
US5581997A (en) Performance enhanced gas turbine powerplants
US8091369B2 (en) Method and apparatus for generating electrical power
US8375725B2 (en) Integrated pressurized steam hydrocarbon reformer and combined cycle process
EP0384781A1 (en) Improvements in operating flexibility in integrated gasification combined cycle power stations
US5669216A (en) Process and device for generating mechanical energy
US6244033B1 (en) Process for generating electric power
EP1819913A1 (en) Process and installation for producing electric power
EP0761942A1 (en) Process for generating power in a gas turbine cycle
JP2000000078U (ja) ガス／蒸気発電設備
Heyen et al. A comparison of advanced thermal cycles suitable for upgrading existing power plant
US8733109B2 (en) Combined fuel and air staged power generation system
JP2554060B2 (ja) 複合発電システム
US4239693A (en) Process for production of methanol
Martelli et al. Design criteria and optimization of heat recovery steam cycles for high-efficiency, coal-fired, Fischer-Tropsch plants
JP2024513438A (ja) 水素と酸素からの電気エネルギーの発生
JP2000282893A (ja) ガスタービンシステム
JP2023118684A (ja) 複合発電システムおよび複合発電システムの駆動方法
Korobitsyn Enhancing direct-fired power plants performance by use of gas turbine technology
GB2082574A (en) Methanol synthesis

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20070105

A761 Written withdrawal of application

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A761

Effective date: 20080606