JP2011032954A - Combined power generation system using cold of liquefied gas - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、液化天然ガス(以下、LNGと称する。)などの液化ガスの冷熱を利用した複合発電システムに関する。 The present invention relates to a combined power generation system that uses cold heat of liquefied gas such as liquefied natural gas (hereinafter referred to as LNG).
通常、極低温(約−162℃)のLNGを気化し常温まで加熱する場合には大量の海水が使用される。そこで、その冷熱エネルギーを有効利用する目的で、LNGの冷熱発電システムが既に数例設置されている。冷熱発電は、低熱源をLNG冷熱QL(LNGの潜熱と約−162℃から常温までの顕熱)、高熱源を海水の熱量Qhとするランキンサイクルとなり、A=Qh−QLがシステムから回収できるエネルギーとなる。ところが、通常の発電システムでは高熱源と低熱源の温度差が比較的低いため、移動する熱量のQh、QLと比較して回収動力Aすなわち発電量が相対的に小さくなって高価な発電設備となり、その普及は少ない。また必要となる海水量は、冷熱発電を設置しない場合は、熱量QL相当であるが、冷熱発電を採用すると熱量Qh相当となり、かえって、海水の使用量が増加するという欠点がある。 Usually, a large amount of seawater is used when LNG of extremely low temperature (about -162 ° C) is vaporized and heated to room temperature. In order to effectively use the cold energy, several LNG cold power generation systems have already been installed. The cold power generation is a Rankine cycle in which the low heat source is LNG cold heat Q L (the latent heat of LNG and sensible heat from about −162 ° C. to room temperature), and the high heat source is the calorific value Qh of seawater. A = Qh−Q L is derived from the system. Recoverable energy. However, in the conventional power generation system for the temperature difference between the high heat source and a low heat source is relatively low, Qh of moving heat, expensive power plants is recovered power A i.e. power generation amount as compared to the Q L is relatively small The spread is small. The seawater amount required, if not including the cryogenic energy storage, is a considerable amount of heat Q L, by adopting the cryogenic energy storage becomes heat Qh correspond, rather, there is a disadvantage that the amount of sea water is increased.
そこで、冷熱発電でなく、そのような廃熱および冷熱の有効利用を図るべく、例えば、液化燃料を気化する気化器と、この気化器で気化された燃料を加熱する加熱器と、加熱器で加熱された燃料の燃焼ガスにより水を蒸発させて水蒸気を発生する蒸気発生器と、蒸気発生器で発生した水蒸気により駆動される蒸気タービンと、この蒸気タービンを駆動した水蒸気を復水する復水器とを備え、復水器での冷却に用いられた冷却水(温排水)等によって液化燃料を気化することにより、蒸気発生器での水蒸気の発生に用いられた燃焼ガスから熱を回収して加熱器での燃料の加熱に用いるようにした発電システムが存在する(特許文献1参照)。 Therefore, in order to effectively use such waste heat and cold energy instead of cold power generation, for example, a vaporizer that vaporizes liquefied fuel, a heater that heats the fuel vaporized by the vaporizer, and a heater A steam generator that generates water vapor by evaporating water using the combustion gas of the heated fuel, a steam turbine that is driven by the steam generated by the steam generator, and a condensate that condenses the water vapor that drives the steam turbine And recovering heat from the combustion gas used to generate water vapor in the steam generator by vaporizing the liquefied fuel with the cooling water (hot waste water) used for cooling in the condenser. There is a power generation system that is used to heat fuel in a heater (see Patent Document 1).
ところが上記装置では、極低温(約−162℃)のLNGを、ほぼ常温の空気と熱交換するため大きな温度差におけるエネルギー授受となり、大きなエクセルギーロス伴う冷熱回収となる。また極低温のLNGと空気の熱交換では霜の発生対策を含めて、熱交換システムのハード設計は難しい。また大型発電所に天然ガスを供給する上記気化設備が、大型発電所が稼動してないと機能しないと言う運用面の難点もある。 However, in the above apparatus, LNG at an extremely low temperature (about −162 ° C.) exchanges heat with air at substantially room temperature, so that energy is transferred at a large temperature difference, and cold energy recovery with a large exergy loss is achieved. In addition, it is difficult to heat design a heat exchange system including countermeasures against frost generation by heat exchange between LNG and air at a very low temperature. In addition, there is an operational difficulty that the vaporization facility for supplying natural gas to a large power plant does not function unless the large power plant is in operation.
本発明は、このような従来技術の課題を鑑みて案出されたものであり、LNG冷熱を低熱源とし、気化するLNG量の約5%程度の燃料ガスを消費する比較的小型のガスタービンの排熱を高熱源とする、CO2を作動流体としたランキンサイクルを適用することにより、海水を不要とするLNG気化設備と、従来の冷熱発電より安い発電単価の冷熱発電システムを提供することを目的としている。 The present invention has been devised in view of such problems of the prior art, and is a relatively small gas turbine that uses LNG cold heat as a low heat source and consumes fuel gas of about 5% of the amount of LNG to be vaporized. LNG vaporization equipment that does not require seawater by applying a Rankine cycle that uses CO 2 as a working fluid, with the exhaust heat of the heat source as a high heat source, and a cold power generation system with a lower unit price than conventional cold power generation It is an object.
上記課題を解決するためになされた第1の発明は、液化ガスを燃料とするガスタービンと、前記ガスタービンによって駆動される第1発電機と、前記ガスタービンの排ガスでCO2を加熱することによって排熱を回収する排熱回収装置と、前記排熱回収装置において加熱されたCO2から動力を得るCO2タービンと、前記CO2タービンによって駆動される第2発電機と、前記CO2タービンから排気されたCO2を凝縮させるコンデンサとを備え、前記コンデンサは、前記排気されたCO2を前記液化ガスの気化に供される熱源として使用し、前記排熱回収装置は、前記コンデンサで使用された後のCO2を加熱する構成とする。 A first invention made to solve the above-mentioned problems is that a gas turbine using liquefied gas as fuel, a first generator driven by the gas turbine, and heating CO 2 with exhaust gas of the gas turbine an exhaust heat recovery apparatus for recovering exhaust heat by a CO 2 turbine for obtaining power from CO 2 which has been heated in the exhaust heat recovery device, a second generator driven by said CO 2 turbine, the CO 2 turbine A condenser for condensing the CO 2 exhausted from the exhaust, the condenser using the exhausted CO 2 as a heat source for vaporization of the liquefied gas, and the exhaust heat recovery device used in the condenser a structure to heat the CO 2 after being.
また、第2の発明として、前記コンデンサは、前記液化ガスの流路において、当該液化ガスの圧力レベルに応じて複数設けられ、当該複数のコンデンサには、前記CO2タービンから互いに温度が異なるCO2がそれぞれ供給される構成とすることができる。 According to a second aspect of the present invention, a plurality of the capacitors are provided in the liquefied gas flow path according to the pressure level of the liquefied gas, and the plurality of capacitors have different CO2 temperatures from the CO 2 turbine. 2 can be supplied.
また、第3の発明として、前記CO2タービンから前記コンデンサに至るCO2の往路流路を通過する前記CO2により、前記各コンデンサから前記排熱回収装置に至るCO2の復路流路に通過する前記CO2を加熱する加熱器を更に備えた構成とすることができる。 Further, passing the third invention, by the CO 2 passing through the forward passage of CO 2 leading to the condenser from the CO 2 turbine, the return flow path of the CO 2 leading from said capacitors to said exhaust heat recovery device the CO 2 can be further provided with a configuration of the heater for heating the for.
また、第4の発明として、前記排熱回収装置は、互い伝熱壁を介して隣接する前記排気CO2が通過する第1流路および前記排ガスが通過する第2流路を有し、前記排気CO2は、前記第1流路の流入部から排出部まで通過する間に前記排ガスから受熱し、前記第1流路は、前記流入部と前記排出部との間の中間部に前記排気CO2の少なくとも一部を注入する注入流路が設けられた構成とすることができる。 Further, as a fourth invention, the exhaust heat recovery device has a first flow path through which the exhaust CO 2 adjacent to each other through a heat transfer wall and a second flow path through which the exhaust gas passes, The exhaust CO 2 receives heat from the exhaust gas while passing from the inflow portion to the discharge portion of the first flow path, and the first flow path is located at the intermediate portion between the inflow portion and the discharge portion. injection channels for injecting at least a portion of the CO 2 can be configured to provided.
上記第1の発明によれば、LNGを気化する熱を、CO2を作動流体とするランキンサイクルの低熱源とすることにより、LNGの気化に必要となる海水が不要となる。また所内動力を賄う、小型ガスタービンの排ガスエネルギーを当該CO2ランキンサイクルの高熱源に利用することで、蒸気タービンを組み合えあせた複合サイクルと比較して、コンパクトで、かつ蒸気の復水器に海水などの冷却水を必要としない小規模高効率複合サイクル発電システムを実現できるという優れた効果を奏する。
また、上記第2の発明によれば、各コンデンサにおける熱交換の温度条件を適正化して液化ガスの冷熱をより有効に活用することが可能となり、CO2を作動流体としたランキンサイクルの効率を向上させることができる。
また、上記第3の発明によれば、循環するCO2の温度および圧力を適切に調整することが可能となり、CO2を作動流体としたランキンサイクルの効率をより向上させることができる。
また、上記第4の発明によれば、注入管から注入するCO2の量を適切に制御することにより、排熱回収装置内の各部(流入部、中間部、排出部)におけるCO2の温度のプロファイルを最適化することができ、高効率な熱交換を実施することができる。
According to the first aspect of the invention, the heat for vaporizing LNG is used as the low heat source of the Rankine cycle using CO 2 as the working fluid, so that seawater necessary for vaporizing LNG is not necessary. In addition, by utilizing the exhaust gas energy of a small gas turbine that provides power for the station as a high heat source for the CO 2 Rankine cycle, the steam condenser is more compact than a combined cycle that combines a steam turbine. In addition, there is an excellent effect that a small-scale high-efficiency combined cycle power generation system that does not require cooling water such as seawater can be realized.
In addition, according to the second aspect of the present invention, it is possible to optimize the heat exchange temperature condition in each capacitor to more effectively utilize the cold heat of the liquefied gas, and to improve the efficiency of the Rankine cycle using CO 2 as the working fluid. Can be improved.
Further, according to the third aspect, it is possible to appropriately adjust the temperature and pressure in the circulating CO 2, it is possible to improve the efficiency of the Rankine cycle in which the CO 2 and the working fluid.
According to the fourth aspect of the invention, the temperature of CO 2 in each part (inflow part, intermediate part, exhaust part) in the exhaust heat recovery device is appropriately controlled by appropriately controlling the amount of CO 2 injected from the injection pipe. Profile can be optimized and highly efficient heat exchange can be performed.
以下、図1を参照しながら、本発明の実施形態に係る発電システムの構成について説明する。図1では、CO2やLNGの流れの方向を矢印で示している。 The configuration of the power generation system according to the embodiment of the present invention will be described below with reference to FIG. In FIG. 1, the direction of the flow of CO 2 or LNG is indicated by arrows.
発電システム1は、気化されたLNGを燃料とするガスタービン2と、ガスタービン2の排ガスを熱源とするCO2タービン3とを備え、ガスタービン2およびCO2タービン3によりそれぞれ駆動される第1発電機4および第2発電機5で発電を行うものである。この発電システム1においては、LNGタンク6に貯蔵されたLNGが、LNGポンプ7によって所定の流量(ここでは、100t/hr)でLNGライン8を通して輸送され、輸送途中に設けられた複数(ここでは、2台)のコンデンサCa・Cbによって段階的に昇温および気化される。気化されたLNGは、その所定量(ここでは、4.6t/hr)がガスタービン2に送られるとともに、残量(ここでは、95.4t/hr)がLNGライン8から分岐する都市ガス向けの供給配管9に送られる。
The
この発電システム1においては、CO2はLNGの気化による低温熱源によって凝縮され、この密度が高くなったCO2に高温熱源であるガスタービン2の排ガスからの熱エネルギが供給される。このようなプロセスにより、エネルギが蓄積された作動流体であるCO2はCO2タービン3を回転させて発電を行う。
In this
ガスタービン2では、コンデンサCa・Cbによって気化されたLNGの一部と、軸流式のコンプレッサ11で圧縮された燃焼用空気とが燃焼器12に送り込まれ、そこで圧縮空気と混合されたLNGが燃焼する。そして、この燃焼により発生した高温高圧の燃焼ガスの運動エネルギにより軸流式のタービン13を回転させる。第1発電機4は、ガスタービン2の出力軸2aに接続され、この出力軸2aの回転力を電力(ここでは、約20MWの出力)に変換する。
In the
また、ガスタービン2には、その排熱を回収するための向流熱交換器として排熱回収ボイラ21が付設されている。排熱回収ボイラ21では、ガスタービン2からボイラ本体の煙道(第2流路)に供給された排ガス(燃焼ガス)と、この煙道内に配設された伝熱管(第1流路)22を流れるCO2との間で伝熱壁を介した熱交換が行われる。詳細は図示しないが、ボイラ本体内には伝熱管群からなる複数の加熱ユニットが設けられており、排ガスとCO2と効率的な熱交換が可能となっている。
Further, the
CO2タービン3は、排熱回収ボイラ21で加熱されたCO2(すなわち、ガスタービン2の排熱)を高熱源とする一方、LNGのガス化の際の冷熱を低熱源とし、CO2を作動流体としたランキンサイクルにより、その出力軸3aに接続された第2発電機5によって高効率の発電(ここでは、約15MWの出力)を行う。CO2タービン3では、排熱回収ボイラ21から供給される高温高圧のCO2の運動エネルギにより図示しないタービン翼を回転させる。
CO 2 turbine 3, the exhaust
CO2タービン3には、抽出または排出されたCO2(以下、排気CO2という。)をコンデンサCa・Cbまで輸送するための複数(ここでは、2系統)の往路配管La・Lbが接続されている。往路配管La・Lbには、各コンデンサCa・CbにおけるLNGの昇温および気化の条件に応じて、互いに異なる温度および圧力の排気CO2がCO2タービン3から供給される。往路配管La・Lbの下流側は、それぞれコンデンサCa・Cbを介して復路配管Ma・Mbへと連なる。復路配管Maには高圧用のフィードポンプ31が設けられており、復路配管Maの下流側は排熱回収ボイラ21に接続されている。また、復路配管Mbには低圧用のコンデンセートポンプ32が設けられており、復路配管Mbの下流側はコンデンサCaに接続されている。
The CO 2 turbine 3 is connected with a plurality (here, two systems) of outgoing pipes La and Lb for transporting the extracted or discharged CO 2 (hereinafter referred to as exhaust CO 2 ) to the capacitors Ca and Cb. ing. Exhaust CO 2 having different temperatures and pressures is supplied from the CO 2 turbine 3 to the outgoing pipes La and Lb in accordance with the temperature rise and vaporization conditions of the LNG in the capacitors Ca and Cb. The downstream sides of the forward pipes La and Lb are connected to the return pipes Ma and Mb via capacitors Ca and Cb, respectively. The return pipe Ma is provided with a high-
往路配管Laおよび往路配管Lbには、それぞれ複数の加熱器Ha1・Ha2および加熱器Hb1・Hb2が設けられている。これらの加熱器Ha1・Ha2・Hb1・Hb2は、CO2タービン3からコンデンサCa・Cbに供給される比較的高温の排気CO2と、コンデンサCa・Cbから排熱回収ボイラ21に循環する比較的低温の排気CO2との間で熱交換を行って再生サイクルを実現するものである。復路配管Maで輸送されるCO2は、加熱器Hb1および加熱器Ha1に順に導入され、往路配管Lb・Laで輸送されるCO2と熱交換された後に排熱回収ボイラ21に戻される。同様に、復路配管Mbで輸送されるCO2は、加熱器Hb2および加熱器Ha2に順に導入され、往路配管Lb・Laで輸送されるCO2と熱交換された後にコンデンサCaに再び導入される。
A plurality of heaters Ha1 and Ha2 and a plurality of heaters Hb1 and Hb2 are provided on the outward line La and the outward line Lb, respectively. These heaters Ha1, Ha2, Hb1, and Hb2 are relatively high-temperature exhaust CO 2 that is supplied from the CO 2 turbine 3 to the condenser Ca · Cb, and is relatively circulated from the condenser Ca · Cb to the exhaust
次に、図2を参照しながら、発電システム1の動作の詳細について説明する。なお、図2に示す発電ステム1は、コンデンサ、加熱器、及びLNGポンプの数量および配置等について一部変更が加えられていることを除けば、図1に示した発電システム1と同様のシステムである。図2において、図1の場合と同様の構成要素については、同一の符号を付して詳細な説明を省略する。
Next, the details of the operation of the
発電システム1では、排熱回収ボイラ21において、ガスタービン2から供給された排ガスは加熱流体としてボイラ本体の一方側から導入されて図2中の水平方向に流れる。一方、CO2は、受熱流体として排ガスの流れに対向するように排熱回収ボイラ21の下流部(すなわち、排ガス流れの低温部)に導入され、伝熱管22を通して上流部(すなわち、排ガス流れの高温部)に向けて送られる。CO2は排ガスとの熱交換により超臨界状態(すなわち、臨界温度31℃、臨界圧力7.38MPa以上の状態)となり、最終的に得られた高温高圧(ここでは、温度:507℃、圧力:20MPaA)のCO2がCO2タービン3に導入される。超臨界状態のCO2は、蒸気の場合に比べて体積変化が小さいため、比較的簡易な構成でコンパクトな設備を実現できる。
In the
CO2タービン3には、排気CO2をコンデンサCa・Cbまで輸送するための複数(ここでは、4系統)の往路配管La・Lb・Lc・Ldが接続されている。ここで、CO2タービン3からの排気CO2の温度および圧力は、往路配管Laに導入されるCO2(ここでは、温度:366℃、圧力:6.1MPaA)が最も高く、以下、往路配管Lbに導入されるCO2(ここでは、温度:306℃、圧力:3.5MPaA)、往路配管Lbに導入されるCO2(ここでは、温度:234℃、圧力:1.68MPaA)、及び往路配管Lbに導入されるCO2(ここでは、温度:165℃、圧力:0.74MPaA)の順により低温低圧となる。 The CO 2 turbine 3 is connected with a plurality of (here, four systems) outbound pipes La, Lb, Lc, and Ld for transporting the exhaust CO 2 to the capacitors Ca and Cb. Here, the temperature and pressure of the exhaust CO 2 from the CO 2 turbine 3 are the highest in CO 2 (here, temperature: 366 ° C., pressure: 6.1 MPaA) introduced into the outbound pipe La, and hereinafter, the outbound pipe Lb. CO 2 (here, temperature: 306 ° C., pressure: 3.5 MPaA), CO 2 (here, temperature: 234 ° C., pressure: 1.68 MPaA) introduced into the outgoing pipe Lb, and outgoing pipe Lb The lower temperature and the lower pressure are achieved in the order of CO 2 introduced (here, temperature: 165 ° C., pressure: 0.74 MPaA).
往路配管La・Lb・Lc・Ldの下流側は、それぞれコンデンサCa・Cb・Cc・Cdを介して復路配管Ma・Mb・Mc・Mdへと連なる。コンデンサCa・Cb・Cc・Cdは、LNGライン8の下流側(すなわち、LNG流れの高温側)から上流側(すなわち、LNG流れの低温側)へと順に配置されている。また、復路配管Ma・Mcおよび分岐管Md1・Md2上には、それぞれCO2の流量を調節するためのバルブV1〜V4が設けられいる。 The downstream sides of the outgoing pipes La, Lb, Lc, and Ld are connected to the return pipes Ma, Mb, Mc, and Md via capacitors Ca, Cb, Cc, and Cd, respectively. The capacitors Ca, Cb, Cc, and Cd are sequentially arranged from the downstream side of the LNG line 8 (that is, the high temperature side of the LNG flow) to the upstream side (that is, the low temperature side of the LNG flow). Valves V1 to V4 for adjusting the flow rate of CO 2 are provided on the return pipes Ma and Mc and the branch pipes Md1 and Md2, respectively.
復路配管MaはコンデンサCbに接続されている。また、復路配管Mbには高圧用のフィードポンプ31が設けられており、復路配管Mbの下流側は分岐管Mb1・Mb2に分岐した後に排熱回収ボイラ21に接続されている。また、復路配管Mcには低圧用のコンデンセートポンプ32が設けられており、復路配管Mcの下流側はコンデンサCbに接続されている。また、復路配管Mdにはコンデンセートポンプ32よりも更に低圧用のコンデンセートポンプ33が設けられており、復路配管Mdの下流側はコンデンサCbに接続されている。
The return pipe Ma is connected to the capacitor Cb. The return pipe Mb is provided with a high-
往路配管La・Lb・Lc・Ldには、それぞれ複数の加熱器Ha1〜Ha3、加熱器Hb1〜Hb3、加熱器Hc1・Hc2、及び加熱器Hd1・Hd2が設けられている。復路配管Maで輸送されるCO2(ここでは、温度:21℃、圧力:60MPaA)は、コンデンサCbに再び導入される。 A plurality of heaters Ha1 to Ha3, heaters Hb1 to Hb3, heaters Hc1 and Hc2, and heaters Hd1 and Hd2 are provided in each of the outgoing pipes La, Lb, Lc, and Ld. CO 2 (here, temperature: 21 ° C., pressure: 60 MPaA) transported by the return pipe Ma is reintroduced into the capacitor Cb.
復路配管Mbで輸送されるCO2(ここでは、温度:−0.9℃、圧力:3.4MPaA)は、排熱回収ボイラ21へ循環する。復路配管Mbに連なる分岐管Mb1で輸送される比較的低温のCO2は、加熱器Hc1および加熱器Ha1に順に導入され、往路配管Lc・Laで輸送される比較的高温のCO2と熱交換された後に排熱回収ボイラ21に戻される。また、分岐管Mb2で輸送される比較的低温のCO2は、加熱器Hd1および加熱器Hb1に順に導入され、往路配管Lc・Laで輸送される比較的高温のCO2と熱交換された後に排熱回収ボイラ21へ循環する。なお、分岐管Mb1・Mb2へにおけるCO2の流量は、バルブV5・V7により適切に調節することが可能である。
CO 2 (here, temperature: −0.9 ° C., pressure: 3.4 MPaA) transported through the return pipe Mb circulates to the exhaust
分岐管Mb1の下流側から更に分岐されたCO2注入管35は、排熱回収ボイラ21の伝熱管22の中間部に接続されている。このCO2注入管35から注入するCO2の量を、バルブV7を用いて適切に制御することにより、排熱回収ボイラ21内の各部(上流部、中間部、下流部)におけるCO2の温度のプロファイルを最適化することができる。すなわち、超臨界状態のCO2の比熱は高温程小さくなるが、中間部におけるCO2の注入により、排ガスの温度低下とCO2の温度上昇とを略一定の温度差で実現することが可能となり、高効率な熱交換を実施することができる。
The CO 2 injection pipe 35 further branched from the downstream side of the branch pipe Mb1 is connected to an intermediate portion of the
復路配管Mcで輸送される比較的低温のCO2(ここでは、温度:−26.5℃、圧力:1.6MPaA)は、加熱器Hb3および加熱器Ha3に順に導入され、往路配管Lb・Laで輸送される比較的高温のCO2と熱交換された後にコンデンサCbに再び導入される。 Relatively low-temperature CO 2 (in this case, temperature: −26.5 ° C., pressure: 1.6 MPaA) transported by the return pipe Mc is sequentially introduced into the heater Hb3 and the heater Ha3, and is transported by the outbound pipe Lb / La. After being exchanged with relatively high-temperature CO 2 , it is reintroduced into the capacitor Cb.
復路配管Mdで輸送されるCO2(ここでは、温度:−49.4℃、圧力:0.7MPaA)は、コンデンサCbに再び導入される。復路配管Mdは、その下流側で分岐管Md1・Md2に分岐されている。分岐管Md1で輸送される比較的低温のCO2は、加熱器Hc2および加熱器Ha2に順に導入され、往路配管Lc・Laで輸送される比較的高温のCO2と熱交換された後にコンデンサCbに再び導入される。また、分岐管Md2で輸送される比較的低温のCO2は、加熱器Hd2および加熱器Hb2に順に導入され、往路配管Ld・Lbで輸送される比較的高温のCO2と熱交換された後にコンデンサCbに再び導入される。 CO 2 (here, temperature: −49.4 ° C., pressure: 0.7 MPaA) transported through the return pipe Md is reintroduced into the capacitor Cb. The return pipe Md is branched into branch pipes Md1 and Md2 on the downstream side. The relatively low-temperature CO 2 transported by the branch pipe Md1 is sequentially introduced into the heater Hc2 and the heater Ha2, and after being heat-exchanged with the relatively high-temperature CO 2 transported by the outward piping Lc · La, the capacitor Cb Will be introduced again. In addition, the relatively low-temperature CO 2 transported by the branch pipe Md2 is introduced into the heater Hd2 and the heater Hb2 in order, and is subjected to heat exchange with the relatively high-temperature CO 2 transported by the forward piping Ld and Lb. It is introduced again into the capacitor Cb.
上記発電システムでは、CO2タービン3の排気CO2を凝縮させるコンデンサCa・Cb・Cc・CdがLNGライン8に設けられ、排気CO2を熱源としてLNGを気化するとともに、熱交換後の排気CO2を排熱回収ボイラ21に循環させる構成としたため、従来の蒸気タービンの復水器に用いられるような海水等の冷却水を必要とすることなく、また、CO2は水蒸気と比べて比体積が小さいため、小型で高効率の発電システムを実現することができる。さらに、CO2は、空気や水に対して化学的に不活性であるため、配管系統や周辺設備の損傷が生じても漏洩による環境的なトラブルを回避することができるという利点もある。
In the power generation system, capacitors Ca, Cb, Cc, and Cd that condense the exhaust CO 2 of the CO 2 turbine 3 are provided in the
また、上記発電システムでは、コンデンサCa・Cb・Cc・Cdが、LNGライン8におけるLNGの圧力レベルに応じて複数設けられ、しかもコンデンサCa・Cb・Cc・Cdには、CO2タービンから互いに温度が異なるCO2がそれぞれ供給される構成としたため、各コンデンサCa・Cb・Cc・Cdにおける熱交換の温度条件を適正化して、LNGの冷熱をより有効に活用することが可能となり、CO2を作動流体としたランキンサイクルの効率を向上させることができる。また、昇圧能力の異なるLNG用のポンプを効率的に使い分けることができるという利点もある。特に、CO2タービン3からコンデンサCa・Cb・Cc・Cdに対して供給される比較的高温の排気CO2により、熱交換後の比較的低温の排気CO2を加熱する加熱器Ha1〜Ha3、加熱器Hb1〜Hb3、加熱器Hc1・Hc2、及び加熱器Hd1・Hd2を備えるため、再生サイクルにより、ランキンサイクルの効率がより向上する。
In the above power generation system, a plurality of capacitors Ca, Cb, Cc, and Cd are provided according to the pressure level of LNG in the
本発明を特定の実施形態に基づいて詳細に説明したが、上記実施形態はあくまでも例示であって、本発明はこれらの実施形態によって限定されるものではない。例えば、本発明に係る発電システムにおいて、コンデンサ、加熱器、及びポンプの数量および配置は、システムの規模や使用環境に応じて種々の変更が可能であり、また、CO2の流路には圧力を調整するためのレギュレータを更に用いることもできる。 Although the present invention has been described in detail based on specific embodiments, the above embodiments are merely examples, and the present invention is not limited to these embodiments. For example, in the power generation system according to the present invention, the quantity and arrangement of the condenser, the heater, and the pump can be variously changed according to the scale of the system and the use environment, and the pressure of the CO 2 flow path It is also possible to further use a regulator for adjusting.
1 発電システム
2 ガスタービン
3 CO2タービン
4 第1発電機
5 第2発電機
6 LNGタンク
8 LNGライン(液化ガスの流路)
11 コンプレッサ
12 燃焼器
13 タービン
21 排熱回収ボイラ(排熱回収装置)
22 伝熱管
35 CO2注入管(注入流路)
C コンデンサ
H 加熱器
L 往路配管(CO2の往路流路)
M 復路配管(CO2の復路流路)
V バルブ
DESCRIPTION OF
11
22 Heat transfer pipe 35 CO 2 injection pipe (injection flow path)
C Capacitor H Heater L Outward piping (CO 2 outbound channel)
M Return line (CO 2 return path)
V valve
Claims (4)
前記ガスタービンによって駆動される第1発電機と、
前記ガスタービンの排ガスでCO2を加熱することによって排熱を回収する排熱回収装置と、
前記排熱回収装置において加熱されたCO2から動力を得るCO2タービンと、
前記CO2タービンによって駆動される第2発電機と、
前記CO2タービンから排気されたCO2を凝縮させるコンデンサと
を備え、
前記コンデンサは、前記排気されたCO2を前記液化ガスの気化に供される熱源として使用し、前記排熱回収装置は、前記コンデンサで使用された後のCO2を加熱することを特徴とする複合発電システム。 A gas turbine using liquefied gas as fuel,
A first generator driven by the gas turbine;
An exhaust heat recovery device that recovers exhaust heat by heating CO 2 with the exhaust gas of the gas turbine;
A CO 2 turbine that obtains power from CO 2 heated in the exhaust heat recovery device;
A second generator driven by the CO 2 turbine;
A condenser for condensing CO 2 exhausted from the CO 2 turbine,
The condenser uses the exhausted CO 2 as a heat source for vaporization of the liquefied gas, and the exhaust heat recovery device heats the CO 2 after being used in the condenser. Combined power generation system.
前記排気CO2は、前記第1流路の流入部から排出部まで通過する間に前記排ガスから受熱し、
前記第1流路は、前記流入部と前記排出部との間の中間部に前記排気CO2の少なくとも一部を注入する注入流路が設けられたことを特徴とする、請求項1から請求項3のいずれかに記載の複合発電システム。 The exhaust heat recovery device has a first flow path through which the exhaust CO 2 adjacent to each other through a heat transfer wall and a second flow path through which the exhaust gas passes,
The exhaust CO 2 receives heat from the exhaust gas while passing from the inflow portion to the discharge portion of the first flow path,
The first flow path, characterized in that the injection channel for injecting the at least part of the exhaust CO 2 in an intermediate portion between the discharge portion and the inlet portion is provided, according claim 1 Item 4. The combined power generation system according to any one of Items 3 to 4.
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