JP2008115864A

JP2008115864A - 二酸化炭素単離を有する発電用システム

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Publication number: JP2008115864A
Application number: JP2007285923A
Authority: JP
Inventors: Stephanie Marie-Noell Hoffmann; ステェファニー・マリー−ノエル・ホフマン; Michael Bartlett; マイケル・バートレット
Original assignee: General Electric Co
Current assignee: General Electric Co
Priority date: 2006-11-07
Filing date: 2007-11-02
Publication date: 2008-05-22
Also published as: US20080104939A1; CN101230798B; US7895822B2; CN101230798A; DE102007050781A1; CH703158B1

Abstract

【課題】二酸化炭素単離を有する発電用システム及び方法を提供する。
【解決手段】発電システム１０はタービンシステム１２を含む。タービンシステム１２は加圧酸化剤３４を供給するように構成された圧縮器セクション１４と、加圧酸化剤３４及び炭素ベース燃料を燃焼させかつ高温煙道ガス３１を発生させる燃焼チャンバ２２とを含む。タービンシステム１２はさらに、高温煙道ガス３１を受けかつ少なくとも２つの段を備えた膨張器セクション２４を含む。２つの段は、ＣＯ_２のリッチな膨張排出ガス３６を発生させるように構成された高圧膨張器２６を含む。高圧膨張器２６は、最終排気５２及び電気エネルギーを発生させるように構成された低圧膨張器２８に流体連結される。ＣＯ_２分離システム４０が、高圧膨張器２６に流体連結されて、該高圧膨張器２６から膨張排出ガス３６を受けかつ次に低圧膨張器２８に送給されるＣＯ_２リーンガス４８を形成する。
【選択図】図１

Description

本発明は、総括的に発電及び二酸化炭素の効率的回収に関する。より具体的には、本発明は、ガスタービンからの加圧流の二酸化炭素分離及び回収との統合に関する。

例えば化石燃料のような炭素を含有する燃料を燃焼させる発電システムは、炭素がＣＯ_２に変換されるので、燃焼の間に副産物として二酸化炭素（ＣＯ_２）を生成する。化石燃料を利用したパワープラントからの二酸化炭素（ＣＯ_２）の排出（エミッション）は、京都議定書及び欧州排出権取引制度のような国内及び国際的規制によって、ますますペナルティーを科せられるようになってきている。排出ＣＯ_２に関する費用の増加に伴って、ＣＯ_２排出の削減が、経済的な発電にとって重要である。ガスタービンの排気からのような発電システムからの二酸化炭素（ＣＯ_２）の除去又は回収は一般に、排気の低いＣＯ_２含有量及び低い（大気圧の）圧力のために経済的ではない。従って、ＣＯ_２を含有する排気は一般的に、大気に放出され、海、鉱山、油田、地質的塩類貯留層及びその他に隔離されない。

ガスタービンプラントは、ブレイトンサイクルで運転される。それらプラントは、圧縮器を用いて、燃焼チャンバの上流で入口空気を加圧する。次いで燃料を導入しかつ点火して高温かつ高圧ガスを生成し、これらガスは、タービンセクションに流入しかつ該タービンセクションを通って膨張する。タービンセクションは、発電機及び圧縮器の両方に動力を与える。燃焼タービンはまた、原油から天然ガスまでの広範な液体及び気体燃料を燃焼させることができる。

このようなパワーステーションからのＣＯ_２排出を削減するために、３つの一般に知られた方法が現在使用されている。第１の方法は、出力側でＣＯ_２を捕捉することであり、吸収法、隔膜法、極低温法又はそれらの組合せによって、燃焼の間に生成されたＣＯ_２を排出ガスから除去する。第２の方法は、燃料の炭素含有量を減少させることを含む。この方法では、燃料は、燃焼に先立って先ずＨ_２及びＣＯ_２に変換される。従って、ガスタービン内に流入させる前に燃料の炭素成分を捕捉することが可能になる。第３の方法は、酸素燃料法を含む。この方法では、酸化剤として空気とは対照的に純酸素を用い、それによって二酸化炭素及び水からなる煙道ガスを生じさせる。
米国特許第４，８４３，５１７号公報米国特許第５，４９０，０３５Ａ号公報米国特許第５，８３２，７１２Ａ号公報米国特許第６，１８４，３２４Ｂ１号公報米国特許第６，６５５，１５０Ｂ１号公報米国特許第６，９５７，５３９Ｂ２号公報米国特許出願公開第２００２／００４３０６３Ａ１号公報米国特許出願公開第２００４／００１１０５７Ａ１号公報米国特許出願公開第２００４／００１６２３７Ａ１号公報米国特許出願公開第２００４／０１７０９３５Ａ１号公報米国特許出願公開第２００５／００２８５２９Ａ１号公報米国特許出願公開第２００５／０１３２７１３Ａ１号公報米国特許出願公開第２００６／００３７３３７Ａ１号公報国際特許出願公開第２００４／０７２４４３Ａ１号公報 O.BOLLAND & S.SAETHER, "NEW CONCEPTS FOR NATURAL GAS FIRED POWER PLANTS WHICH SIMPLIFY THE RICOVERY OF CARBON DIOXIDE "; Energy Convers. Mgmt Vol. 33, No. 5-8, pp. 467-475, 1992. THORMOD ANDERSEN, HANNE M. KVAMSDAL and OLAV BOLLAND, "GAS TURBINED COMBINED CYCLE WITH CO2-CAPTURE USING AUTO-THERMAL REFORMING OF NATURAL GAS"; Proceedings of ASME TURBO EXPO 2000: Land, Sea and Air; May 8-11, 2000, Munich, Germany; 2000-GT-162. pp. 1-8 OLAV BOLLARD, et al,; EXERGY ANALYSIS OF GAS-TURBINE COMBINED CYCLE WITH CO2 CAPTURE USING AUTO-THERMAL REFORMING OF NATURAL GAS"; Available from http//www.tev.ntnu.no/GlobalWatch/co2/Bolland_Ertesvaag_Speich,%20Liege.pdf; (Pages6) HANNE M. KVAMSDAL, IVAR S. ERTESVAG, OLAV BOLLAND, & TOR TOLSTAD, "EXERGY ANALYSIS OF GAS-TURBINE COMBINED CYCLE WITH CO2 CAPTURE USING PRE-COMBUSTION DECARBONIZATION OF NATURAL GAS"; Proceedings of ASME TURBO EXPO 2002: Land, Sea, and Air, June 3-6, 2002, Amsterdam, The Netherlands; GT-2002-30411, pp 1-8. OLAV BOLLAND, HENRIETTE UNDRUM; "A NOVEL METHODOLOGY FOR COMPARING CO2 CAPTURE OPTIONS FOR NATURAL GAS-FIRED COMBINED CYCLE PLANTS"; Advances in Environmental Research 7(2003) pp. 901-911. RITISINGH, JOHN HORLOCK & TONY HASLAM; "CYCLES FOR LOW CARBON DIOXIDE PRODUCTION"; Conference Report and Summary; (Pages 6)

出力側でＣＯ_２を捕捉する方法の主要な欠点は、ＣＯ_２分圧が、煙道ガス内の低ＣＯ_２濃度（一般的には、天然ガス使用の場合で３〜４ボリューム％）のため非常に低く、従ってＣＯ_２を除去するために、大型でかつ高価な装置が必要になる。従って、炭素含有燃料に依存する発電システム（例えば、ガスタービン）から放出されるＣＯ_２の経済的な回収を行う方法に対する必要性が存在する。

１つの態様では、発電システムは、少なくとも１つのタービンシステムを含む。タービンシステムは、少なくとも１つの段を含みかつ加圧酸化剤を供給するように構成された圧縮器セクションと、加圧酸化剤及び炭素ベース燃料を含む燃料ストリームを燃焼させかつ高温煙道ガスを発生させるように構成された燃焼チャンバとを含む。タービンシステムはさらに、高温煙道ガスを受けるための入口を有しかつ少なくとも２つの段を備えた膨張器セクションを含む。２つの段は、ＣＯ_２のリッチな膨張排出ガスを発生させるように構成された高圧膨張器を含む。高圧膨張器は、最終排気及び電気エネルギーを発生させるように構成された低圧膨張器に流体連結される。ＣＯ_２分離システムは、高圧膨張器に流体連結されて、該高圧膨張器から膨張排出ガスを受けかつ次に低圧膨張器に送給されるＣＯ_２リーンガスを形成するようになっている。

別の態様では、発電システムは、第１のタービンシステムを含み、第１のタービンシステムは、少なくとも２つの段を含む第１の圧縮器セクションを含む。２つの段は、第１の加圧酸化剤の部分及び第２の加圧酸化剤の部分を供給するように構成された第１の高圧圧縮器に流体連結された第１の低圧圧縮器を含む。第１のタービンシステムは、第１の加圧酸化剤の部分及び炭素ベース燃料を含む第１の燃料ストリームを燃焼させかつ第１の高温煙道ガスを発生させるように構成された第１の燃焼チャンバを含む。第１のタービンシステムはさらに、第１の高温煙道ガスを受けるための入口を有しかつ少なくとも２つの段を含む第１の膨張器セクションを含む。２つの段は、ＣＯ_２のリッチな第１の膨張排出ガスを発生させるように構成された第１の高圧膨張器を含み、第１の高圧膨張器は、第１の最終排気及び電気エネルギーを発生させるように構成された第１の低圧膨張器に流体連結される。ＣＯ_２分離システムは、高圧膨張器に流体連結されて、第１の高圧膨張器から第１の膨張排出ガスを受けかつ次に第１の低圧膨張器に送給されるＣＯ_２リーンガスを形成するようになっている。本発電システムはさらに、第２のタービンシステムを含む。第２のタービンシステムは、少なくとも２つの段を含む第２の圧縮器セクションを含む。２つの段は、第２の高圧圧縮器に流体連結された第２の低圧圧縮器を含む。第２の燃焼チャンバは、第２の加圧酸化剤の部分及び炭素ベース燃料を含む第２の燃料ストリームを燃焼させかつ第２の高温煙道ガスを発生させるように構成される。第２のタービンシステムはさらに、第２の高温煙道ガスを受けるように構成されかつ少なくとも２つの段を含む第２の膨張器セクションを含む。２つの段は、第２の膨張排出ガスを発生させるように構成された第２の高圧膨張器を含む。第２の高圧膨張器は、第２の最終排気及び電気エネルギーを発生させるように構成された第２の低圧膨張器に流体連結される。第２の圧縮器セクションは、二酸化炭素を含む第２の最終排気を受けかつ再循環ストリームを第２の燃焼チャンバにまた分割ストリームを第１の燃焼チャンバに吐出するように構成される。

さらに別の態様では、発電する方法は、圧縮器セクション内で酸化剤を加圧して加圧酸化剤を生成する段階と、第１の燃料及び加圧酸化剤を燃焼させて高温煙道ガスを生成する段階とを含む。本方法はさらに、膨張器セクション内で高温煙道ガスを膨張させて電気エネルギーを発生させる段階を含む。膨張器セクションは、高温煙道ガスを受けるように構成されかつ少なくとも２つの段を含み、２つの段は、ＣＯ_２のリッチな第１の膨張排出ガスを発生させるように構成された高圧膨張器を含み、高圧膨張器は、第１の最終排気及び電気エネルギーを発生させるように構成された低圧膨張器に流体連結される。本方法はさらに、ＣＯ_２分離器内で第１の膨張排出ガスからＣＯ_２を分離する段階と、ＣＯ_２リーンガスを発生させる段階と、ＣＯ_２リーンガスを低圧膨張器に導入する段階とを含む。

本発明のこれらの及び他の特徴、態様及び利点は、図面全体にわたって同じ参照符号が同様な部分を表す添付の図面を参照して、以下の詳細な説明を読む時に一層良く理解されるようになるであろう。

本開示は、発電用にガスタービンを利用するパワープラントにおいて高圧でＣＯ_２を分離することによってＣＯ_２排出を削減する方法を提供する。ＣＯ_２は、ガスタービンの膨張通路の途中でＣＯ_２リッチ煙道ガスの排出ガスから除去される。ＣＯ_２の濃度及び分圧が増大するにつれて、ＣＯ_２を除去するのに低エネルギー損失が観察されるようになる。

本発明の１つの実施形態は、発電システム内で作動して加圧酸化剤の共通の供給を共有している２つ又はそれ以上の例示的なガスタービンシステムを備える。その結果、タービンシステムの１つ又はそれ以上によって発生する二酸化炭素（ＣＯ_２）の回収に使用される加圧容量は、タービンシステムの１つ又はそれ以上内で自由とすることができる。１つの実施例では、第１のタービンシステム内の圧縮器は、第１のタービンシステム内の燃焼チャンバに及び同様に第２のタービンシステム内の燃焼チャンバに酸化剤を供給（導管を介して）して、第２のタービンシステム内の圧縮器を自由にする。以下に説明するように、この自由な加圧容量は、ガスタービンの１つ又はそれ以上の排気からの第２のタービンシステム内の再循環ストリームのＣＯ_２の濃度を増大させるのに使用することができる。回収したＣＯ_２は、例えば製品として販売するか又は他のプロセスにおけるフィードとして現場で消費することができる。さらに、そのようなＣＯ_２の回収は、発電システムから周囲環境に放出されるＣＯ_２の量を削減する。

ここで図１を参照すると、ガスタービンシステム１２を有する例示的な発電システム１０を示している。ガスタービンシステム１２は一般に、圧縮器セクション１４を含む。１つの実施形態では、圧縮器セクション１４は、少なくとも１つの段を含む。幾つかの他の実施形態では、図１〜図３に示すように、圧縮器セクション１４は、少なくとも２つの圧縮段と燃焼チャンバ２２とを含む。１つの実施形態では、圧縮器セクション１４は、２つの段、すなわち高圧圧縮器１８に流体連結された低圧圧縮器１６を含み、加圧酸化剤３４を燃焼チャンバ２２に供給するように構成される。発電システムはまた、圧縮器１６、１８及び発電機５０を駆動するのに必要なエネルギーを供給するための少なくとも１つの膨張器セクション２４を含む。燃焼チャンバ２２は、燃料ストリーム３０及び加圧酸化剤３４を燃焼させかつ高温煙道ガス３１を発生させるように構成される。

図１に示すように、膨張器セクション２４は一般的に、少なくとも２つの段を含み、高温煙道ガス３１を受けるように構成される。膨張器セクション２４の２つの段は、ＣＯ_２のリッチな膨張排出ガス３６を発生させるように構成された高圧膨張器２６を含む。高圧膨張器２６は、最終排気５２を発生させかつ発電機５０を駆動して電気を発生させるように構成された低圧膨張器２８に流体連結される。

発電システム１０はさらに、高圧膨張器２６に流体連結されて高圧膨張器２６から膨張排出ガス３６を受けかつＣＯ_２リーンガス４８を低圧膨張器２８に供給するようになったＣＯ_２分離システム４０を含む。

図１に示すような図示した実施形態では、高圧圧縮器１８及び低圧圧縮器１６は、共通の又は複数のシャフト２０によって駆動され、低圧膨張器２８は、別個のシャフト上の発電機を駆動する別個の出力タービンである。作動中に、この駆動配置は、圧縮器及び膨張器を異なる速度で駆動する点で柔軟性を与えて、より高い圧縮比を達成する。さらに、出力タービンを有するそのようなガスタービンは、流体抽出及び再注入のためにより容易に修正することができる。

タービンシステム１２は、熱回収蒸気発生器（以下では、ＨＲＳＧ）５４を含む。ＨＲＳＧ５４は、膨張器セクション２４からの最終排気５２の熱含量を用いて、蒸気５８及び冷却最終排気５６を発生させるように構成される。大気に放出される冷却最終排気５６は、ＣＯ_２分離システムが、燃焼チャンバ２２内で発生した高温煙道ガス３１のＣＯ_２含有量を分離するように構成されているので、実質的にＣＯ_２がない。ＨＲＳＧ５４内で発生された蒸気５８は、その後蒸気タービン６０内で用いられて、電気エネルギー及び膨張蒸気６１を発生させる。膨張蒸気６１から分離された水は、ＨＲＳＧ５４に再循環させて戻されて蒸気を発生させる。

図１の実施形態に示すように、ＣＯ_２分離システム４０は、熱交換器４２とＣＯ_２分離器４４とを含む。ＣＯ_２分離器４４は、それに限定されないが、圧力スイング吸着法、化学吸収及び膜分離法及びその他を含む当技術分野で公知の様々な方法を使用することができる。第１の膨張排出ガスストリーム３６からＣＯ_２を分離するために、第１の膨張排出ガス３６は、熱交換器４２に導入されて、温度を低下させかつ冷却された第１の膨張排出ガスストリーム３８を生成する。冷却した第１の膨張排出ガス３８は、ＣＯ_２リッチストリーム６７及びＣＯ_２リーンストリーム４６を発生させるＣＯ_２分離器４４に導入される。ＣＯ_２リーンストリーム４６はさらに、用いる酸化剤が空気である場合には、ＣＯ、未反応燃料及びＮ_２を含む。ＣＯ_２リーンストリーム４６は、第１の膨張排出ガス３６の又は該第１の膨張排出ガス３６から熱含量を回収するために熱交換器４２に導入され、加熱ＣＯ_２リーンストリーム４８を発生させる。ＣＯ_２リーンストリーム４８は、低圧膨張器２８に導入されてさらに膨張しかつ電気エネルギーを発生するようになる。

圧力スイング吸着（ＰＳＡ）法は、気体の混合物から二酸化炭素を分離するのに使用することができる。ＰＳＡ法では、高い分圧において、固体分子篩は、二酸化炭素を他の気体よりも強力に吸着することができる。その結果、高圧力において、二酸化炭素は、吸着ベッドを通してこの混合物を通過させながら、気体の混合物から除去される。ベッドの再生は、減圧及びパージによって達成される。一般的に臨界運転の場合には、二酸化炭素の連続的分離のために複数の吸着容器を用いて、１つの吸着ベッドを使用しながら他方を再生させるようにする。

ガスストリームから二酸化炭素を分離する別の方法は、酸化カルシウム（ＣａＯ）及び酸化マグネシウム（ＭｇＯ）又はそれらの組合せのような酸化物を用いる化学吸収である。１つの実施形態では、高い圧力及び温度において、ＣＯ_２は、ＣａＯによって吸収されて炭酸カルシウム（ＣａＣＯ_３）を形成し、それによって気体混合物からＣＯ_２を除去する。吸着剤ＣａＯは、ＣａＣＯ_３のか焼によって再生され、それによりＣａＣＯ_３を再びＣａＯに再形成させることができる。

膜分離法もまた、ガスストリ−ムから二酸化炭素を分離するのに使用することができる。膜法は一般に、吸収法よりもエネルギー効率が良くかつ操作が容易である。高温の二酸化炭素分離に用いる膜には、ＣＯ_２に対して適したゼオライト及びセラミック膜が含まれる。一般的に、膜分離器は、より高圧でより効率的に作用し、冷却した第１の排気ストリーム３８から二酸化炭素を分離するための膜分離器の使用は、高圧膨張器の出口における高圧力によって可能になる。ＣＯ_２の分離に利用できるより高い圧力はまた、ＣＯ_２分離器４４の寸法を減少させ、それによってＣＯ_２分離法の実施可能性及び経済性を高める。発電及びＣＯ_２分離の全体効率は、高温度の膜を用いてＣＯ_２を分離する場合にさらに強化される。高温度膜材料を用いて、可能な限り抽出温度に近い温度で分離を可能にすることができるのが、有利である。それにより、熱交換器４２の寸法及び費用が減少する。

第１の膨張排出ガス３６からＣＯ_２を分離するのに使用するさらに別の方法には、それに限定されないが、アミンを用いてのＣＯ_２の化学吸収法を含むことができる。膨張排出ガス３６は、アミンを用いての二酸化炭素の化学吸収法を使用するのに好適な温度まで冷却することができる。この方法は、比較的低温で二酸化炭素を吸収する能力を有しかつリッチな溶媒の温度を上昇させることによって容易に再生されるアルカノールアミン溶媒に基づいている。二酸化炭素リッチストリーム６７は、リッチな溶媒の再生後得られる。この方法で用いられる溶媒には、例えばトリエタノールアミン、モノエタノールアミン、ジエタノールアミン、ジイソプロパノールアミン、ジグリコールアミン及びメチルジエタノールアミンを含むことができる。ＣＯ_２を分離する別の方法は、物理吸収法とすることができる。上述したＣＯ_２分離のための方法の全て又はいずれかの組合せは、ＣＯ_２を分離するのに使用することができる利点があることに注目されたい。

ＣＯ_２分離システム４０内の熱交換器４２は一般的に、２つの気体ストリーム、すなわち膨張排出ガスストリーム３６及びＣＯ_２リーンストリーム４６を取り扱う気体対気体熱交換器である。膨張排出ガスストリーム３６のボリュームは、ＣＯ_２が、ＣＯ_２分離器４４内の膨張排出ガスストリーム３６から単離された時に、ＣＯ_２分離器４４から流出するＣＯ_２リーンストリーム４６のボリュームよりも大きい。従って、熱交換器４２内の膨張排出ガスストリーム３６から放出された熱の量は、ＣＯ_２リーンストリーム４６を加熱するのに完全には利用することはできず、この過剰の熱は、化学吸収プロセスを用いる場合には、ＣＯ_２分離器内の溶媒を再生するのに利用することができる。幾つかの実施形態では、ＣＯ_２分離システムはさらに、膨張排出ガス３６から水分を除去し、それによってＣＯ_２リーンストリーム４６のボリュームをさらに減少させる水除去システムを含むことができる。従って、水除去ユニットを含むことによって、溶媒再生に利用することができる過剰の熱は増加する。熱交換器４２からの過剰の熱のこの有効利用により、発電システム１０の全体効率は増大する。加えて、この過剰の熱は、他の方法で利用して、発電システム１０の全体効率を改良することができる。

幾つかの実施形態では、作動中に、酸化剤３２は、第１の低圧圧縮器１６内で約２〜約１０バールに加圧され、任意選択的に第１の中間冷却器７０内で冷却される。中間冷却の基本原理は、部分的には気体を加圧することと、次いで所望の圧力までの最終加圧を例えば圧縮器１８内で実行する前にその気体を冷却することとを含む。このようにして、加圧仕事が減少し、従ってサイクルプロセスの出力は増加する。既存の航空転用型ガスタービンは、圧縮段の中間に配置された中間冷却器を含むので、そのようなシステムに中間冷却器を組み込むためのタービン設計のそれ以上の変更は、必要としない。

前項に説明した発電システムは、燃焼プロセス中に発生されたＣＯ_２を効果的に分離するようにＣＯ_２分離システムを配置することを有効に用いている。図１に示すように、ＣＯ_２は、燃焼後に、又はより具体的にはガスタービン膨張器の途中の圧力において抽出された煙道ガスから除去される。加圧煙道ガスからＣＯ_２を除去することは、分離用の駆動力が増加しかつ設備の寸法及び費用が減少するので有利である。しかしながら、煙道ガスの抽出圧力が高くなればなるほど、その抽出温度は高くなる。材料の制約条件のために、ＣＯ_２分離システム４０は約７００℃〜約１０００℃の温度になるように設計するのが有利である。燃焼チャンバ２２の直ぐ後方での高温煙道ガスストリーム３１内で利用できる圧力は、第１の膨張排出ガス３６の圧力よりも高いが、膨張経路の中間にＣＯ_２分離システムを配置することのトレードオフは、高温煙道ガス３１の約１３００℃の高温である。図１に示すような航空転用型ガスタービンでは、複数の圧縮及び膨張段は、結果として高い圧縮比をもたらす。従って、圧縮器セクション内に発生する圧力は、実質的に高いので、膨張器セクション間の途中で利用できる圧力は、費用効果が高くかつ効率的なＣＯ_２分離システムを設計するのに十分なほど高い。

図２は、第１のガスタービンシステム１０２と第２のガスタービンシステム１５４とを含む例示的な発電システム１００を示している。

この例示的な実施形態では、第１のタービンシステム１０２は、第１の燃料ストリーム１１６を燃焼するように構成された第１の燃焼チャンバ１１２と、第１の燃焼チャンバ１１２に第１の加圧酸化剤の部分１２４を供給するように構成された第１の圧縮器セクション１０４とを含む。第１のタービンシステム１０２はまた、第１の高温煙道ガス１１３を受けるための入口を有する第１の膨張器セクション１１０を含み、第１の膨張器セクション１１０は、少なくとも２つの段を含む。図２に示すように、第１の膨張器セクション１１０は、ＣＯ_２のリッチな第１の膨張排出ガス１３４を発生させるように構成された第１の高圧膨張器１１８を含む２つの段を含む。第１の高圧膨張器１１８は、第１の最終排気１５０及び電気エネルギーを発生させるように構成された第１の低圧膨張器１２０に流体連結される。

発電システム１００はさらに、高圧膨張器１１８に流体連結されて該高圧膨張器１１８から第１の膨張排出ガス１３４を受けかつ低圧膨張器１２０にＣＯ_２リーンガス１４０を供給するようになったＣＯ_２分離システム１２８を含む。

この例示的な発電システム１００はまた、第２の圧縮器セクション１５６を含む第２のガスタービンシステム１５４を含むことができる。第２の圧縮器セクション１５６は、第２の高圧圧縮器１６２に流体連結された第２の低圧圧縮器１６０を含む２つの段を含むことができる。第２のタービンシステム１５４はさらに、第２の加圧酸化剤の部分１２６及び炭素ベースの燃料を含む第２の燃料ストリーム１７２を燃焼させかつ第２の高温煙道ガス２１０を発生させるように構成された第２の燃焼チャンバ１７０を含む。第２の加圧酸化剤の部分１２６は、第１のタービンシステム１０２の第１の圧縮器セクション１０４によって供給され、それによって再循環ストリームを内部圧縮してＣＯ_２濃度を増加させるために第２のタービンシステム１５４の圧縮器容量を自由にする。第２のタービンシステム１５４はさらに、第２の高温煙道ガス２１０を受けるように構成された第２の膨張器セクション１５８を含む。第２の膨張器セクション１５８はまた、第２の膨張排出ガス２１２を発生させるように構成された第２の高圧膨張器１６８を含む少なくとも２つの段を含む。第２の高圧膨張器１６６は、第２の最終排気１６７及び第２のタービンシステム１５４に連結された発電機１９４による電気エネルギーを発生させるように構成された第２の低圧膨張器１６８に流体連結される。

第２の圧縮器セクション１５６は、二酸化炭素を含む第２の最終排気１６７を受けかつ再循環ストリーム１８６を第２の燃焼チャンバ１７０にまた分割ストリーム１８８を第１の燃焼チャンバ１１２に吐出するように構成される。第２の燃焼チャンバ１７０は、第２の燃料ストリーム１７２を燃焼させるように構成され、第１のガスタービンシステム１０２の第１の圧縮器セクション１０４は、第２の燃焼チャンバ１７０に酸化剤１２６（第２の加圧酸化剤の部分１２２）を供給するように構成される。

この図示した実施形態では、第１のタービンシステム１０２はまた、第１の熱回収蒸気発生器（以下では、ＨＲＳＧ）１５２を含む。同様に、第２のタービンシステム１５４は一般的に、第２の熱回収蒸気発生器（以下では、ＨＲＳＧ）１９２を含む。第１のガスタービンシステム１０２からの第１の最終排気１５０は、第１のＨＲＳＧ１５２内に送給して、第１の最終排気１５０の熱含量を回収するようにすることができる。水ストリーム２０８は、第１のＨＲＳＧ１５２内に導入することができ、次に第１の最終排気ストリーム１５０から回収された熱を利用することによって、少なくとも一部の第１のストリームの部分２０２を発生させることができる。第１のＨＲＳＧ１５２からの冷却した第１の最終排気１５１は、大気中に放散される。第２のタービンシステム１５４内に発生した第２の最終排気流１６７は、第２のＨＲＳＧ１９２内に導入することができる。この実施形態では、第２のＨＲＳＧ１９２は一般に、そこでは一般的にストリームが全く大気中に放出されない閉ループ式ＨＲＳＧである。第２の最終排気ストリーム１６７の熱含量は、水ストリーム２１０によって回収して第２のストリームの部分２０１を生成することができる。第１のＨＲＳＧ１５２内で発生された第１のストリームの部分２０２及び第２のＨＲＳＧ１９２内で発生された第２のストリームの部分２０１は、例えば蒸気タービン１９８で用いて、発電機２００によって電気エネルギーを生成しまた膨張蒸気２０４を生成することができる。膨張蒸気２０４内の水含有量は、分離器２０６内で分離され、参照符号２０８及び２１０のように第１のＨＲＳＧ１５２及び第２のＨＲＳＧに再循環させて戻される。

本明細書に記載した発電システムの様々な実施形態では、酸化剤は周囲空気である。第１の圧縮器セクション１０４からの加圧酸化剤１２２は、例えば酸素リッチ空気、酸素欠乏空気、及び／又は純酸素のようなあらゆる他の好適な酸素含有気体を含むことができることが分かるであろう。

第１及び第２の燃料ストリーム１１６及び１７２には、天然ガス、メタン、ナフサ、ブタン、プロパン、合成ガス、ディーゼル油、灯油、航空燃料、石炭由来燃料、生物燃料、含酸素炭化水素原料及びそれらの混合物などのあらゆる好適な炭化水素気体又は液体を含むことができる。１つの実施形態では、燃料は、主として天然ガス（ＮＧ）であり、従って第１の燃焼チャンバ１１２からの第１の高温煙道ガス１１３及び第２の燃焼チャンバ１７０からの第２の高温煙道ガス２１０は、酸化剤が、空気、未燃焼燃料及び他の化合物である場合には、水、二酸化炭素（ＣＯ_２）、一酸化炭素（ＣＯ）、窒素（Ｎ_２）を含む可能性がある。

第２のＨＲＳＧ１９２からの冷却した第２の最終排気ストリーム１９０は一般に、ガス冷却器及び水分分離器１９６内に導入して、第２の燃焼チャンバ１７０内での燃焼プロセス中に形成された水を分離させる。水分分離器１９６からの出口ストリーム１９７は一般的に、少なくともＣＯ_２、ＣＯ、Ｎ_２及び未燃焼炭化水素と共にあらゆる未凝集Ｈ_２Ｏを含む。出口ストリーム１９７は一般に、第２の圧縮器セクション１５６内で加圧されて、加圧ストリーム１８５を発生させる。始動後の運転初期フェーズの間の作動中に、加圧ストリーム１８５内のＣＯ_２の濃度は、大きくないものとすることができ、それ故に全体ストリーム１８５は、再循環ストリーム１８６として第２の燃焼チャンバ１７０に再循環させて戻すことができる。この再循環操作は一般に、加圧ストリーム１８５内のＣＯ_２濃度を増大させる。加圧ストリーム１８５内のＣＯ_２濃度が所望のレベルに到達すると、分割ストリーム１８８は、第１の燃焼チャンバ１１２内に導入することができる。第１の燃焼チャンバ１１２に分割ストリーム１８８を分岐させかつ導入するのを可能にするような制御弁構成（図示せず）を使用することができる。例えば、制御弁は、分割ストリームを運ぶ導管上に配置することができ、また制御弁の操作は、加圧ストリーム１８５内のＣＯ_２濃度を測定するオンライン機器又はセンサに関係させることができる。従って、第１の燃焼チャンバ１１２から流出する第１の高温煙道ガス１１３内のＣＯ_２濃度は、再循環ストリーム１８６及び分割ストリーム１８８を制御することによって、第２のタービンシステム内のＣＯ_２濃度を増大させることによって最大にされる。

この図２に示すような例示的な実施形態では、実質的な二酸化炭素単離が達成される。第１の燃焼チャンバ１１２から発生された第１の最終排気１５０は、実質的に二酸化炭素がなく、大気に放散される冷却した第１の最終排気ストリーム１５１は、何らの二酸化炭素も放出しない。第２の燃焼チャンバ１７０内で生成された二酸化炭素は、再循環ストリーム１８６内で濃縮させ、最終的に第１の燃焼チャンバ１１２に送給することができる。第１の燃焼チャンバ１１２内で発生されたＣＯ_２と共に分割ストリーム１８８内のＣＯ_２含有量は、ＣＯ_２分離システム１２８内で分離され、ＣＯ_２ストリーム１４２は、隔離することができ或いは二酸化炭素の需要によって決まる商用市場において販売することができる。ＣＯ_２分離システム内で発生されたＣＯ_２リッチストリーム１４２は、他の用途に分配する前に圧縮器１４４内で加圧圧縮することができる。

幾つかの実施形態では、作動中に、空気（又は、酸素リッチ空気）の混合気１１４は、第１の低圧圧縮器１０６内で約２〜約１０バールに加圧され、任意選択的に第１の低圧圧縮器１０６と第１の高圧圧縮器１０８との間に配置された第１の中間冷却器１８２内で冷却される。中間冷却の基本原理は、部分的には気体を加圧することと、次いで所望の圧力までの最終加圧を実行する前にその気体を冷却することとを含む。このようにして、加圧仕事が減少し、従ってサイクルプロセスの出力は増加する。同様に、任意選択的に第２の低圧圧縮器１６０と第２の高圧圧縮器１６２との間に第２の中間冷却器１８４を配置して、加圧した第２の最終排気を冷却させる。既存の航空転用型ガスタービンは、圧縮段間に配置された中間冷却器を含むので、そのようなシステムに中間冷却器を組み込むためのタービン設計のそれ以上の変更は、必要としない。

図３は、同様な特徴を同じ参照符号で示している、さらに別の発電システム２２０を示す図である。この例示的な発電システム２２０では、第２のタービンシステム１５４はさらに、第２の高圧膨張器１６６と第２の低圧膨張器１６８との間に配置された再熱燃焼器２２４をさらに含む。第２の高圧膨張器１６６からの第２の膨張排出ガス２２６の一部分は、第３の燃料２２２を受けるように構成された再熱燃焼器２２４内に導入される。燃焼生成物を含む出口ストリーム２３０は、第２の低圧膨張器１６８内に送給されて、第２のタービンシステム１５４に連結された発電機１９４による電気エネルギーの発生を強化する。再熱燃焼器２２４は、出力の増大を助けて、所定の圧縮比を可能にする。第２の高温煙道ガス２１０の温度は、第２の高圧膨張器１６６内での膨張を経た後に低下する。第２の膨張ガス２２６の一部分が再熱燃焼器２２４に送られるので、再熱燃焼器２２４からの出口ストリーム２３０の温度は、該再熱燃焼器２２４内での燃焼プロセスにより上昇する。高温出口ストリーム２３０は、低圧膨張器内に導入されてさらに膨張して電気エネルギーを発生させるようになり、この出口ストリーム２３０内の温度上昇により全体出力が増大する。

図４は、ＣＯ_２分離システム用の例示的な熱交換ユニット３００を示している。この実施形態では、高圧膨張器（図４には図示せず）からの膨張ガス３０８は、周囲温度まで冷却する必要がある（例えば、排気ストリームからＣＯ_２を分離するのにアミンプロセスを使用する場合）が、熱交換器３０２からの冷却した第１の膨張排出ガス３０４は、低温熱交換器３０６に導入され、低温熱交換器３０６により、熱交換器３０２を出た冷却した第１の膨張排出ガスストリームはさらに冷却される。低温熱交換器３０６は、加湿装置３２０と組合され、加湿装置３２０は、ＣＯ_２分離器３１８によって吐出されたＣＯ_２リーンストリーム３１８と混合されることになる水分の供給源である。熱交換システム３００はさらに、低温熱交換器３０６とＣＯ_２分離器３１６との間に配置されて第１の膨張排出ガスストリーム３０８の冷却効率を高めるトリム冷却器３１２を含むことができる。

前項で説明した発電サイクルの幾つかの利点がある。ＣＯ_２分離システムは、低圧及び高圧膨張器間に配置される利点がある。高圧膨張器からの第１の膨張排出ガスは、約７００℃〜約１０００℃の温度であるが、依然として、膜分離器又はＰＳＡを使用する場合にＣＯ_２分離器内のＣＯ_２の高い分離効率を得るのに十分な圧力である。第１の膨張排出ガスが約２バール〜約３０バールの高圧でありまた約７００℃〜約１０００℃の中間温度であるので、ＣＯ_２分離システムを取付けるための寸法及び資本コストもまた、低減される。本明細書に記載した発電システムは、燃焼チャンバにより発生された全ＣＯ_２がＣＯ_２分離システム内に導入されるので、ＣＯ_２の実質的な単離を達成するように構成される。この２つのタービンシステムを含む実施形態では、第２のタービンシステムからの燃焼生成物は、上述のように閉ループ内で再循環されて、第１の燃焼チャンバに導入される前にＣＯ_２の最適濃度レベルを形成する。従って、そのような発電システムから大気に放出される排気は、実質的にＣＯ_２がないものとなる。

一般的に、ＣＯ_２分離及び単離を組み込んだ発電サイクルは、ＣＯ_２分離のない状態の発電サイクルと比較して、全体的なサイクル効率の大幅な低下（約１０％の範囲の）を示す。しかし上述の発電システムは、以下の理由により全体サイクル効率において遙かに小さな低下を示す。膨張セクションの途中にＣＯ_２分離システムを配置し、それによって高圧膨張器の出口においてさえ実質的に高い圧力を利用することによってＣＯ_２の分離効率を増大させることは、発電サイクルの全体効率を高めるのに役立つ。さらに、再熱燃焼器を使用すること及びＣＯ_２分離システムの気体対気体交換器内で発生された過剰の熱を利用することにより、サイクルの効率がさらに増大する。従って、上述のＣＯ_２分離を有する発電システムに関連する全体的なエネルギー損失は、ＣＯ_２捕捉を有する従来型の発電サイクルよりも遙かに少ない。

本明細書には本発明の特定の特徴のみを図示しかつ説明してきたが、当業者には多くの修正及び変更が想起されるであろう。従って、提出した特許請求の範囲は、全てのそのような修正及び変更を本発明の技術思想の範囲内に属するものとして保護することを意図していることを理解されたい。

本発明の特定の実施形態による二酸化炭素分離システムを有する例示的な発電システムの概略図。本発明の特定の実施形態による２つのタービンシステムを含む別の例示的な発電システムの概略図。本発明の特定の実施形態による２つのタービンシステムを含むさらに別の例示的な発電システムの概略図。本発明の実施形態によるＣＯ_２分離用の例示的な熱交換システムの概略図。

符号の説明

１０発電システム
１２ガスタービンシステム
１４圧縮器セクション
１６低圧圧縮器
１８高圧圧縮器
２０シャフト
２２燃焼チャンバ
２４膨張器セクション
２６高圧膨張器
２８低圧膨張器
３０燃料ストリーム
３１高温煙道ガス
３２酸化剤
３４加圧酸化剤
３６ＣＯ_２のリッチな膨張排出ガス
３８冷却膨張排出ガス
４０ＣＯ_２分離システム
４２熱交換器
４４ＣＯ_２分離器
４６、４８ＣＯ_２リーンガス
５０発電機
５２、５６最終排気
５４熱回収蒸気発生器
５８蒸気
６０蒸気タービン
６７ＣＯ_２リッチストリーム
７０中間冷却器

Claims

少なくとも１つのタービンシステム（１０）を含み、前記タービンシステムが、
少なくとも１つの段を含みかつ加圧酸化剤（３４）を供給するように構成された圧縮器セクション（１４）と、
前記加圧酸化剤（３４）及び炭素ベース燃料を含む燃料ストリーム（３０）を燃焼させかつ高温煙道ガス（３１）を発生させるように構成された燃焼チャンバ（２２）と、
前記高温煙道ガス（３１）を受けるための入口を有しかつ少なくとも２つの段を含み、前記２つの段が、ＣＯ_２のリッチな膨張排出ガス（３６）を発生させるように構成された高圧膨張器（２６）を含み、前記高圧膨張器（２６）が、最終排気（５２）及び電気エネルギーを発生させるように構成された低圧膨張器（２８）に流体連結された、膨張器セクション（２４）と、
前記高圧膨張器（２６）に流体連結されて該高圧膨張器（２６）から膨張排出ガス（３６）を受けかつ次に前記低圧膨張器（２８）に送給されるＣＯ_２リーンガス（４８）を形成するようになったＣＯ_２分離システム（４０）と、
を含む発電システム。
前記圧縮器セクション（１４）が、少なくとも２つの段を含み、前記少なくとも２つの段が、高圧圧縮器（１８）に流体連結された低圧圧縮器（１６）を含む、請求項１記載のシステム。
前記ＣＯ_２分離システム（４０）が、前記膨張排出ガス（３６）から熱を回収しかつ冷却膨張排出ガス（３８）を発生させるように構成された熱交換器（４２）と、前記冷却二酸化炭素リッチストリーム（３８）を受けかつ二酸化炭素リーンストリーム（４６）を発生させるように構成された二酸化炭素分離器（４４）とを含む、請求項１記載のシステム。
前記熱交換器（４２）が、前記二酸化炭素分離器（４４）からの前記二酸化炭素リーンストリーム（４６）との交換で前記膨張排出ガス（３６）から熱を回収するように構成されたクロス交換器を含む、請求項３記載のシステム。
前記二酸化炭素分離器（４４）が、膜ユニットを含む、請求項３記載のシステム。
前記最終排気（５２）から熱を回収しかつ蒸気を発生させるように構成された熱回収蒸気発生器（５４）をさらに含む、請求項１記載のシステム。
前記蒸気を使用して電気エネルギーを発生させるように構成された蒸気タービン（６０）をさらに含む、請求項６記載のシステム。
前記低圧圧縮器（１６）と前記高圧圧縮器（１８）との間に配置された中間冷却器（７０）をさらに含む、請求項１記載のシステム。
前記最終排気（５２）が、実質的にＣＯ_２がない、請求項１記載のシステム。
前記燃料（３０）が、天然ガスを含む、請求項１記載のシステム。