JP2014134105A - Hydrogen-fueled gas turbine combined cycle power generation plant - Google Patents

Hydrogen-fueled gas turbine combined cycle power generation plant Download PDF

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Abstract

PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a GTCC power generation plant capable of dispensing with setting the temperature of exhaust gas at a high temperature to secure a draft force of the exhaust gas from a chimney, and capable of improving heat efficiency using corresponding heat.SOLUTION: A hydrogen-fueled gas turbine combined cycle power generation plant using hydrogen as fuel, at least comprises: a gas turbine power generation arrangement 2 including a combustor 21 combusting the hydrogen and combustion air, and generating combustion gas, and generating electric power by driving a gas turbine 25 by the combustion gas; and a steam turbine power generation arrangement 3 including an exhaust heat collection boiler 31 generating steam by heat exchange with exhaust gas discharged from the gas turbine power generation arrangement 2, and generating the electric power by driving a steam turbine 33 by the steam. A temperature of the exhaust gas at an outlet of the exhaust heat collection boiler 31 is set to be equal to or lower than a dew point temperature of the exhaust gas.

Description

本発明は、ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントに関する。さらに詳述すると、本発明は、水素を燃料として発電を行うのに好適な水素焚ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントに関する。   The present invention relates to a gas turbine combined cycle power plant. More specifically, the present invention relates to a hydrogen-fired gas turbine combined cycle power plant suitable for power generation using hydrogen as a fuel.

尚、以降の説明では、ガスタービンコンバインドサイクルを「ＧＴＣＣ」と略記することもある。   In the following description, the gas turbine combined cycle may be abbreviated as “GTCC”.

ＧＴＣＣ発電プラントとは、ガスタービン設備と蒸気タービン設備を併用した発電プラントである。詳細には、ガスタービン設備の燃焼器において生成される燃焼ガスがガスタービンの駆動に利用される一方で、蒸気タービン設備の排熱回収ボイラにおいてガスタービン設備から排出される排ガス（ガスタービンの駆動に利用された後の燃焼ガス）との熱交換によって水蒸気が生成され、この水蒸気が蒸気タービンの駆動に利用される。つまり、ＧＴＣＣ発電プラントにおいては、ガスタービン設備の燃焼器において生成される燃焼ガスの熱をガスタービン設備と蒸気タービン設備の双方において利用することで、熱効率の向上が図られている。   The GTCC power plant is a power plant that uses both gas turbine equipment and steam turbine equipment. Specifically, the combustion gas generated in the combustor of the gas turbine equipment is used for driving the gas turbine, while the exhaust gas discharged from the gas turbine equipment in the exhaust heat recovery boiler of the steam turbine equipment (the driving of the gas turbine) Steam is generated by heat exchange with the combustion gas after being used for the steam, and this steam is used to drive the steam turbine. That is, in the GTCC power plant, the heat efficiency is improved by using the heat of the combustion gas generated in the combustor of the gas turbine equipment in both the gas turbine equipment and the steam turbine equipment.

ところで、ＧＴＣＣ発電プラントにおいては、一般的には天然ガスや石油等の化石燃料を燃焼用空気と燃焼させることによってガスタービンの駆動に必要な燃焼ガスを生成するようにしている。そのため、燃焼ガスには二酸化炭素が必ず含まれる。また、支燃性ガスである燃焼用空気に含まれる酸素が燃焼で消費されることによって、燃焼ガス中の酸素濃度も空気と比べて低いものとなる。   By the way, in the GTCC power plant, generally, a combustion gas necessary for driving a gas turbine is generated by burning fossil fuel such as natural gas or petroleum with combustion air. Therefore, the combustion gas always contains carbon dioxide. Further, oxygen contained in combustion air, which is a combustion-supporting gas, is consumed by combustion, so that the oxygen concentration in the combustion gas is also lower than that of air.

ここで、二酸化炭素は７％程度の濃度で人体に対して有害な影響（例えば、頭痛やめまい、吐き気等）を及ぼし得る。また、酸素濃度の低い酸素欠乏雰囲気が人体に対して有害な影響を及ぼし得ることは言うまでも無い。そこで、従来のＧＴＣＣ発電プラントにおいては、排ガス（排熱回収ボイラで熱交換された後の排ガス）の温度を１００℃程度の高温に維持することにより、排ガスの煙突からのドラフト力（排気力）を確保し、大気中に放出される排ガスの拡散力を高めて、高濃度の排ガスがプラント周囲に降下するのを防ぐようにしていた。   Here, carbon dioxide can have a harmful effect on the human body at a concentration of about 7% (for example, headache, dizziness, nausea, etc.). It goes without saying that an oxygen-deficient atmosphere having a low oxygen concentration can have a harmful effect on the human body. Therefore, in the conventional GTCC power plant, the draft power (exhaust power) from the chimney of the exhaust gas is maintained by maintaining the temperature of the exhaust gas (exhaust gas after heat exchange in the exhaust heat recovery boiler) at a high temperature of about 100 ° C. To prevent the high concentration exhaust gas from falling around the plant.

例えば、特許文献１では、排熱回収ボイラの出口における排ガス温度を検出する排ガス温度検出手段と、この排ガス温度検出手段での検出温度が設定温度未満のときに排熱回収ボイラから蒸気タービンへ蒸気を供給する蒸気管に設けられた蒸気加減弁又は蒸気止弁に対して開度を絞るように操作信号を出力する制御装置を備えるようにし、上記設定温度を、排熱回収ボイラから排出される排ガスの煙突におけるドラフト力を確保するために設定することが提案されている。具体例としては、大気温度が２５℃以上のときには設定温度を９５℃以上とすること、大気温度が０℃のときには設定温度を９８℃以上とすることが提案されている。   For example, in Patent Document 1, exhaust gas temperature detection means for detecting the exhaust gas temperature at the outlet of the exhaust heat recovery boiler, and steam from the exhaust heat recovery boiler to the steam turbine when the temperature detected by the exhaust gas temperature detection means is lower than a set temperature. A control device that outputs an operation signal so as to reduce the opening degree with respect to the steam control valve or the steam stop valve provided in the steam pipe for supplying the steam, and the set temperature is discharged from the exhaust heat recovery boiler It has been proposed to set in order to ensure the draft force in the flue stack. As a specific example, it is proposed that the set temperature is 95 ° C. or higher when the atmospheric temperature is 25 ° C. or higher, and the set temperature is 98 ° C. or higher when the atmospheric temperature is 0 ° C.

特許第４８９２５３９号Patent No. 4892539

しかしながら、排ガスの温度を上記のように高温に設定することは、発電プラントにおける熱回収量を制限することになり、ＧＴＣＣ発電プラントの熱効率の向上を妨げる要因の一つとなっていた。   However, setting the temperature of the exhaust gas to a high temperature as described above limits the amount of heat recovery in the power plant, and has been one of the factors that hinder the improvement of the thermal efficiency of the GTCC power plant.

そこで、本発明は、排ガスの温度を高温に設定して排ガスの煙突からのドラフト力を確保する必要がなく、しかもその分の熱を利用して熱効率を向上させることが可能なＧＴＣＣ発電プラントを提供することを目的とする。   Therefore, the present invention eliminates the need to ensure the draft power from the chimney of the exhaust gas by setting the temperature of the exhaust gas to a high temperature, and furthermore, a GTCC power plant that can improve the thermal efficiency by using the heat of that amount. The purpose is to provide.

かかる目的を達成するため、本願発明者等が鋭意検討を行った結果、ＧＴＣＣ発電プラントの燃料を水素（水素ガス）として水素焚ＧＴＣＣ発電プラントとした場合、排ガス中に二酸化炭素が実質的に含まれなくなると共に酸素濃度も空気より低くなって、排ガス自体が上空への拡散力を有するものとなり、排ガスの温度を高温に設定せずともプラント周囲に高濃度の排ガスが降下することがないことを知見するに至った。そして、本願発明者は、この知見から、排ガスの温度を高温に設定するために利用されていた熱を積極的に回収することによって、従来のＧＴＣＣでは利用できなかった潜熱分をも利用できることを知見するに至り、さらに種々検討を重ねて本発明に至った。   As a result of intensive studies by the inventors of the present invention in order to achieve such an object, when a hydrogen-fired GTCC power plant is made using hydrogen (hydrogen gas) as the fuel of the GTCC power plant, carbon dioxide is substantially contained in the exhaust gas. As the oxygen concentration is lower than that of air, the exhaust gas itself has a diffusive power to the sky, and the high concentration exhaust gas does not fall around the plant without setting the exhaust gas temperature to a high temperature. I came to know. And from this knowledge, this inventor can utilize the latent-heat component which was not able to be utilized in conventional GTCC by recovering the heat utilized in order to set the temperature of exhaust gas to high temperature actively. As a result, various studies have been made to arrive at the present invention.

即ち、請求項１に記載の水素焚ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントは、水素を燃焼用空気と燃焼させて燃焼ガスを生成する燃焼器を備え、燃焼ガスによりガスタービンが駆動して発電が行われるガスタービン発電設備と、ガスタービン発電設備から排出される排ガスとの熱交換によって水蒸気を生成する排熱回収ボイラを備え、水蒸気により蒸気タービンが駆動して発電が行われる蒸気タービン発電設備とを少なくとも具備し、排熱回収ボイラの出口における排ガスの温度が排ガスの露点温度以下となるように設定されているものである。   That is, the hydrogen soot gas turbine combined cycle power plant according to claim 1 includes a combustor that generates combustion gas by combusting hydrogen with combustion air, and the gas turbine is driven by the combustion gas to generate power. At least a gas turbine power generation facility and a steam turbine power generation facility that includes a heat recovery steam generator that generates steam by heat exchange with exhaust gas discharged from the gas turbine power generation facility and that generates power by driving the steam turbine with steam And the temperature of the exhaust gas at the outlet of the exhaust heat recovery boiler is set to be equal to or lower than the dew point temperature of the exhaust gas.

また、請求項２に記載の水素焚ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントは、水素を燃焼用空気と燃焼させて燃焼ガスを生成する燃焼器を備え、燃焼ガスによりガスタービンが駆動して発電が行われるガスタービン発電設備と、ガスタービン発電設備から排出される排ガスとの熱交換によって水蒸気を生成する排熱回収ボイラを備え、水蒸気により蒸気タービンが駆動して発電が行われる蒸気タービン発電設備と、排熱ボイラで熱交換された後の排ガスとの熱交換によって水よりも沸点の低い低沸点媒体を沸騰させて低沸点媒体蒸気を生成する蒸発器を備え、低沸点媒体蒸気により低沸点媒体蒸気タービンが駆動して発電が行われるボトミング発電設備とを少なくとも具備し、蒸発器の出口における排ガスの温度が、排ガスの露点温度以下となるように設定されているものである。   The hydrogen soot gas turbine combined cycle power plant according to claim 2 includes a combustor that generates combustion gas by burning hydrogen with combustion air, and the gas turbine is driven by the combustion gas to generate power. A steam turbine power generation facility including a gas turbine power generation facility and a heat recovery steam generator that generates steam by heat exchange between the gas turbine power generation facility and exhaust gas discharged from the gas turbine power generation facility; A low-boiling-point steam turbine is provided with an evaporator that generates a low-boiling-point medium vapor by boiling a low-boiling-point medium having a lower boiling point than water by heat exchange with exhaust gas after heat exchange with a heat boiler. At least a bottoming power generation facility that generates electricity by driving the exhaust gas at the outlet of the evaporator, the dew point temperature of the exhaust gas It is what is set to be lower.

請求項１に記載の発明によれば、従来のＧＴＣＣ発電プラントのように排ガスの温度を高温に設定せずとも、排ガスを煙突から上空に拡散させることができるので、従来のＧＴＣＣ発電プラントでは利用することができなかった排ガスの潜熱分までも回収することが可能となり、プラントの熱効率を従来よりも向上させることが可能となる。   According to the first aspect of the present invention, since the exhaust gas can be diffused from the chimney to the sky without setting the temperature of the exhaust gas to a high temperature as in the conventional GTCC power plant, it is used in the conventional GTCC power plant. Even the latent heat of the exhaust gas that could not be recovered can be recovered, and the thermal efficiency of the plant can be improved as compared with the prior art.

請求項２に記載の発明によれば、従来のＧＴＣＣ発電プラントのように排ガスの温度を高温に設定せずとも、排ガスを煙突から上空に拡散させることができるので、従来のＧＴＣＣ発電プラントでは利用することができなかった排ガスの潜熱分までも回収することが可能となり、プラントの熱効率を従来よりも向上させることが可能となる。しかも、この発明によれば、ボトミング発電設備を具備することによって、排ガスからの熱回収をより効率的に行うことが可能となる。   According to the second aspect of the present invention, the exhaust gas can be diffused from the chimney to the sky without setting the temperature of the exhaust gas to a high temperature as in the conventional GTCC power plant. Even the latent heat of the exhaust gas that could not be recovered can be recovered, and the thermal efficiency of the plant can be improved as compared with the prior art. Moreover, according to the present invention, it is possible to more efficiently recover heat from the exhaust gas by providing the bottoming power generation facility.

本発明の第一の実施形態に係る水素焚ＧＴＣＣサイクル発電プラントの概略図である。1 is a schematic diagram of a hydrogen-fired GTCC cycle power plant according to a first embodiment of the present invention. 本発明の第二の実施形態に係る水素焚ＧＴＣＣサイクル発電プラントの概略図である。It is the schematic of the hydrogen-fired GTCC cycle power plant concerning a second embodiment of the present invention.

以下、本発明を実施するための形態について、図面に基づいて詳細に説明する。   Hereinafter, embodiments for carrying out the present invention will be described in detail with reference to the drawings.

＜第一の実施形態＞
本発明の第一の実施形態に係る水素焚ＧＴＣＣ発電プラントの概略図を図１に示す。図１に示す水素焚ＧＴＣＣ発電プラント１には、大まかには、ガスタービン発電設備２及び蒸気タービン設備３が具備されている。 <First embodiment>
A schematic diagram of a hydrogen-fired GTCC power plant according to a first embodiment of the present invention is shown in FIG. 1 is roughly provided with a gas turbine power generation facility 2 and a steam turbine facility 3. The hydrogen turbine GTCC power plant 1 shown in FIG.

本実施形態において、ガスタービン発電設備２は、燃焼器２１と、燃焼器２１に燃焼用空気を供給する燃焼用空気供給手段２２と、燃焼器２１に水素（水素ガス）を供給する水素供給手段２３と、燃焼器２１に水（純水）又は蒸気を供給する水／蒸気供給手段２４と、燃焼器２１から供給される燃焼ガスによって駆動するガスタービン２５と、ガスタービン２５の駆動により作動して発電が行われる発電機Ａを備えるものとしている。   In the present embodiment, the gas turbine power generation facility 2 includes a combustor 21, a combustion air supply unit 22 that supplies combustion air to the combustor 21, and a hydrogen supply unit that supplies hydrogen (hydrogen gas) to the combustor 21. 23, a water / steam supply means 24 for supplying water (pure water) or steam to the combustor 21, a gas turbine 25 driven by combustion gas supplied from the combustor 21, and driving of the gas turbine 25. It is assumed that a generator A that generates power is provided.

本発明において、燃焼器２１における燃焼方式は特に限定されるものではないが、本実施形態では、低ＮＯｘ化を図るために、燃焼器２１における燃焼方式を水／蒸気噴射方式とした場合を例に挙げて説明する。具体的には、燃焼器２１を拡散燃焼方式（燃焼室内に直接燃料を噴射して燃焼させる）の標準的な燃焼器とし、水素（水素ガス）と水（純水）若しくは水蒸気を、水素供給手段２３及び水／蒸気供給手段２４から燃焼器２１に向けて供給して燃焼器２１の燃焼室内に水素（水素ガス）と水（純水）若しくは水蒸気を同時に噴射する。そして、燃焼器２１の燃焼室内に燃焼用空気供給手段２２から燃焼用空気を供給して、燃焼を行うようにしている。燃焼用空気供給手段２２は、例えば空気を取り込んで圧縮し、圧縮空気を燃焼器２１に供給する空気圧縮機等である。   In the present invention, the combustion method in the combustor 21 is not particularly limited. However, in the present embodiment, in order to reduce NOx, the combustion method in the combustor 21 is a water / steam injection method. Will be described. Specifically, the combustor 21 is a standard combustor of the diffusion combustion system (fuel is directly injected into the combustion chamber and combusted), and hydrogen (hydrogen gas) and water (pure water) or steam are supplied with hydrogen. Hydrogen (hydrogen gas) and water (pure water) or water vapor are simultaneously injected into the combustion chamber of the combustor 21 by being supplied from the means 23 and the water / steam supply means 24 toward the combustor 21. The combustion air is supplied from the combustion air supply means 22 into the combustion chamber of the combustor 21 to perform combustion. The combustion air supply means 22 is, for example, an air compressor that takes in and compresses air and supplies the compressed air to the combustor 21.

本発明においては、燃料を水素とすることで、従来のＧＴＣＣ発電プラントのように排熱回収ボイラの出口における排ガスの温度を高温に設定せずとも、排ガスを煙突から上空に拡散させることを可能としている。そのため、本発明では、従来のＧＴＣＣ発電プラントでは利用できなかった排ガスの潜熱分をも回収することが可能であり、プラントの熱効率を向上させ易い。したがって、本実施形態においては、燃焼器２１における燃焼方式として水／蒸気噴射方式を採用した場合に懸念されるプラントの熱効率の低下の問題を回避しつつ、水／蒸気噴射方式を採用することによる恩恵を受けることが可能となる。即ち、燃焼器２１の燃焼室内の高温部の燃焼温度を低下させて、ＮＯｘの発生を抑制することが可能となる。また、燃料器２１として拡散燃焼方式（燃焼室内に燃料を直接噴射して燃焼させる方式）の標準的な燃焼器を用いることができるので、燃焼器の構造を簡素化することができる。さらに、予混合燃焼方式と比較して燃料や空気の複雑な供給制御を行う必要が無いことから、ガスタービン発電設備２の運転を容易なものとすることができる。加えて、若干ではあるが、燃焼ガスのガスタービン通過質量が増加することによる出力増加も期待することができる。   In the present invention, by using hydrogen as the fuel, it is possible to diffuse the exhaust gas from the chimney to the sky without setting the exhaust gas temperature at the outlet of the exhaust heat recovery boiler to be high as in the case of the conventional GTCC power plant. It is said. Therefore, in this invention, it is possible to collect | recover the latent heat component of the waste gas which was not able to be utilized with the conventional GTCC power plant, and it is easy to improve the thermal efficiency of a plant. Therefore, in the present embodiment, by adopting the water / steam injection method while avoiding the problem of a decrease in the thermal efficiency of the plant, which is a concern when the water / steam injection method is adopted as the combustion method in the combustor 21. It will be possible to benefit. That is, it becomes possible to suppress the generation of NOx by lowering the combustion temperature in the high temperature portion in the combustion chamber of the combustor 21. Further, since a standard combustor of a diffusion combustion system (a system in which fuel is directly injected into the combustion chamber and combusted) can be used as the fuel device 21, the structure of the combustor can be simplified. Furthermore, since it is not necessary to perform complicated supply control of fuel and air as compared with the premixed combustion method, the operation of the gas turbine power generation facility 2 can be facilitated. In addition, an increase in output due to an increase in the mass of the combustion gas passing through the gas turbine can be expected.

燃焼器２１において生成された燃焼ガスは、ガスタービン２５の駆動に利用された後、蒸気タービン発電設備３の排熱回収ボイラ３１に供給される。   The combustion gas generated in the combustor 21 is used to drive the gas turbine 25 and then supplied to the exhaust heat recovery boiler 31 of the steam turbine power generation facility 3.

本実施形態において、蒸気タービン発電設備３は、ガスタービン発電設備２からの排ガスとの熱交換により水蒸気を生成する排熱回収ボイラ３１と、排熱回収ボイラ３１からの水蒸気によって駆動する蒸気タービン３３と、蒸気タービン３３からの水蒸気を海水等の冷却水で凝縮する復水器３２を備えるものとしている。復水器３２で水蒸気が凝縮されて生成される水は排熱回収ボイラ３１に供給され、ガスタービン発電設備２からの排ガスとの熱交換による水蒸気の生成に供される。また、排熱回収ボイラ３１で熱交換された後の排ガスは、煙突４から大気中に排出される。尚、排熱回収ボイラ３１の高温側と低温側の間に設けられているのは脱硝装置３４である。   In the present embodiment, the steam turbine power generation facility 3 includes an exhaust heat recovery boiler 31 that generates steam by heat exchange with the exhaust gas from the gas turbine power generation facility 2, and a steam turbine 33 that is driven by the steam from the exhaust heat recovery boiler 31. And a condenser 32 that condenses the water vapor from the steam turbine 33 with cooling water such as seawater. The water produced by condensing the water vapor in the condenser 32 is supplied to the exhaust heat recovery boiler 31 and used for the production of water vapor by heat exchange with the exhaust gas from the gas turbine power generation facility 2. Further, the exhaust gas after heat exchange in the exhaust heat recovery boiler 31 is discharged from the chimney 4 to the atmosphere. A denitration device 34 is provided between the high temperature side and the low temperature side of the exhaust heat recovery boiler 31.

本実施形態では、排熱回収ボイラ３１における熱交換は、熱交換後の排ガスの温度が排ガスの露点温度以下に至るまで行われる。このように熱交換を行うことによって、従来のＧＴＣＣ発電プラントでは回収できなかった排ガスの潜熱分までも回収することが可能となり、プラントの熱効率を向上させやすいものとできる。   In the present embodiment, heat exchange in the exhaust heat recovery boiler 31 is performed until the temperature of the exhaust gas after the heat exchange reaches the dew point temperature of the exhaust gas or less. By performing heat exchange in this way, it is possible to recover even the latent heat of the exhaust gas that could not be recovered by the conventional GTCC power plant, and it is easy to improve the thermal efficiency of the plant.

ここで、排熱回収ボイラ３１における熱交換は、上記の通り熱交換後の排ガスの温度が排ガスの露点温度以下に至るまで行うようにすればよいが、排ガスの温度が５７℃以下に至るまで行うことが好適であり、５５℃以下に至るまで行うことがより好適であり、５３℃以下に至るまで行うことがさらに好適であり、５０℃以下に至るまで行うことがなお好適である。排ガスの温度が５７℃以下に至るまで熱交換を行う場合、本願発明者の試算によれば、プラントの熱効率を低下させ得る水／蒸気噴射方式を燃焼方式として採用した場合においても、従来の天然ガス焚発電プラントと同様ないしはそれを超えるプラントの熱効率を達成することが可能となる。   Here, the heat exchange in the exhaust heat recovery boiler 31 may be performed until the temperature of the exhaust gas after the heat exchange reaches the dew point temperature of the exhaust gas or less as described above, but until the temperature of the exhaust gas reaches 57 ° C. or less. It is preferable to carry out, more preferably to 55 ° C. or lower, more preferably to 53 ° C. or lower, and still more preferably to 50 ° C. or lower. When heat exchange is performed until the temperature of the exhaust gas reaches 57 ° C. or less, according to a trial calculation by the inventors of the present application, even when a water / steam injection method that can reduce the thermal efficiency of the plant is adopted as the combustion method, It is possible to achieve the thermal efficiency of a plant similar to or exceeding that of a gas-fired power plant.

尚、プラントの熱効率の向上の観点から言えば、排熱回収ボイラ３１における熱交換は、熱交換後の排ガスの温度が、冷却水として取水される海水等の温度により定められる復水器３２の出口における凝縮水の水温とピンチ温度とにより定められる温度、例えば４０℃〜２０℃に至るまで行うことが最も好適である。つまり、この温度が熱交換後の排ガスの温度の下限値であると共に最も好適な温度である。例えば、復水器３２における冷却水として水温３０℃の海水を用い、ピンチ温度が＋１０℃である場合には、熱交換後の排ガスの温度が４０℃程度となるように熱交換を行うこと最も好適である。また、例えば、冬場で海水温が低く（例えば１０℃）、ピンチ温度が＋１０℃である場合には、熱交換後の排ガスの温度が２０℃程度となるように熱交換を行うことが最も好適である。   From the viewpoint of improving the thermal efficiency of the plant, the heat exchange in the exhaust heat recovery boiler 31 is performed by the condenser 32 in which the temperature of the exhaust gas after the heat exchange is determined by the temperature of seawater or the like taken as cooling water. Most preferably, the temperature is determined by the temperature of the condensed water at the outlet and the pinch temperature, for example, 40 ° C to 20 ° C. That is, this temperature is the most suitable temperature as well as the lower limit value of the temperature of the exhaust gas after heat exchange. For example, when seawater having a water temperature of 30 ° C. is used as the cooling water in the condenser 32 and the pinch temperature is + 10 ° C., heat exchange is performed so that the temperature of the exhaust gas after heat exchange is about 40 ° C. Is preferred. For example, when the seawater temperature is low (eg, 10 ° C.) and the pinch temperature is + 10 ° C. in winter, it is most preferable to perform heat exchange so that the temperature of the exhaust gas after heat exchange is about 20 ° C. It is.

排熱回収ボイラ３１において熱交換された後の排ガスは、煙突４から排出される。ここで、排熱回収ボイラ３１において熱交換された後の排ガスは、二酸化炭素を実質的に含んでおらず、酸素濃度も空気より低いものとなっている。したがって、従来のＧＴＣＣ発電プラントのように、排ガスの温度を１００℃程度の高温に設定せずとも、排ガスの煙突４から上空への拡散力は確保される。したがって、上記の通り排ガスの温度を露点温度以下とした場合においても、排ガスの煙突４から上空への拡散力は確保される。因みに、熱交換後の排ガスの温度を、冷却水として取水される海水等の温度により定められる復水器３２の出口における凝縮水の水温とピンチ温度とにより定められる温度としても、排ガスの煙突出口温度は周囲温度（気温）よりも高温となり、排ガスの温度が周囲温度（気温）よりも低くなることにより排ガスの煙突４から上空への拡散力が低下することはない。   The exhaust gas after heat exchange in the exhaust heat recovery boiler 31 is exhausted from the chimney 4. Here, the exhaust gas after heat exchange in the exhaust heat recovery boiler 31 does not substantially contain carbon dioxide and has an oxygen concentration lower than that of air. Therefore, unlike the conventional GTCC power plant, the diffusion power of the exhaust gas from the chimney 4 to the sky is ensured without setting the temperature of the exhaust gas to a high temperature of about 100 ° C. Therefore, even when the temperature of the exhaust gas is set to be equal to or lower than the dew point as described above, the diffusion force of the exhaust gas from the chimney 4 to the sky is ensured. Incidentally, even if the temperature of the exhaust gas after heat exchange is a temperature determined by the water temperature and the pinch temperature of the condensed water at the outlet of the condenser 32 determined by the temperature of seawater or the like taken as cooling water, The temperature is higher than the ambient temperature (air temperature), and the exhaust gas temperature is lower than the ambient temperature (air temperature), so that the diffusion power of the exhaust gas from the chimney 4 to the sky does not decrease.

排熱回収ボイラ３１において熱交換された後の排ガスからは、凝縮により発生した水が排出されるが、燃焼器２１における燃焼方式として水／蒸気噴射方式を採用する場合には、この水は、水処理装置（図示省略）にて、中和、濾過、脱酸素など再利用に必要な処理を行った後、燃焼器２１に噴射される水／蒸気として再利用することも可能である。この場合、燃焼器に噴射される水／蒸気の原料となる給水量を低減すること、あるいは給水の必要性を無くすことが可能となる。   From the exhaust gas after heat exchange in the exhaust heat recovery boiler 31, water generated by condensation is discharged. When the water / steam injection method is adopted as the combustion method in the combustor 21, this water is It is also possible to reuse the water / steam injected into the combustor 21 after processing necessary for reuse such as neutralization, filtration and deoxygenation is performed in a water treatment device (not shown). In this case, it is possible to reduce the amount of water supplied as a raw material for water / steam injected into the combustor or to eliminate the need for water supply.

＜第二の実施形態＞
本発明の第二の実施形態に係る水素焚ＧＴＣＣ発電プラントの概略図を図２に示す。図２に示す水素焚ＧＴＣＣ発電プラント１’は、蒸気タービン発電設備３の後段に、ボトミングサイクル発電設備５を備えている点、並びにボトミングサイクル発電設備５の蒸発器５１で熱交換された後の排ガスが煙突４から排出される点において、第一の実施形態に係る水素焚ＧＴＣＣ発電プラントとは異なっている。 <Second Embodiment>
A schematic diagram of a hydrogen-fired GTCC power plant according to the second embodiment of the present invention is shown in FIG. 2 is provided with a bottoming cycle power generation facility 5 at the rear stage of the steam turbine power generation facility 3, and after the heat exchange is performed by the evaporator 51 of the bottoming cycle power generation facility 5. It differs from the hydrogen soot GTCC power plant according to the first embodiment in that the exhaust gas is discharged from the chimney 4.

ガスタービン発電設備２と蒸気タービン発電設備３については、基本的には第一の実施形態に係る水素焚ＧＴＣＣ発電プラントと共通しているので、説明は省略する。但し、本実施形態においては、ガスタービン発電設備２から排出される排ガスとの熱交換を、蒸気タービン発電設備３の排熱回収ボイラ３１とボトミング発電設備５の蒸発器５１を併用して行うようにしており、この点と併せて、ボトミング発電設備５について以下に説明する。   Since the gas turbine power generation facility 2 and the steam turbine power generation facility 3 are basically the same as the hydrogen-fired GTCC power generation plant according to the first embodiment, the description thereof is omitted. However, in the present embodiment, heat exchange with the exhaust gas discharged from the gas turbine power generation facility 2 is performed using the exhaust heat recovery boiler 31 of the steam turbine power generation facility 3 and the evaporator 51 of the bottoming power generation facility 5 together. In conjunction with this point, the bottoming power generation facility 5 will be described below.

本実施形態において、ボトミング発電設備５は、排熱回収ボイラ３１からの排ガスとの熱交換により水よりも沸点の低い低沸点媒体を沸騰させて低沸点媒体蒸気を生成する蒸発器５１と、蒸発器５１からの低沸点媒体蒸気によって駆動する低沸点媒体蒸気タービン５３と、低沸点媒体蒸気タービン５３からの低沸点媒体蒸気を海水等の冷却水で凝縮する凝縮器５２を備えるものとしている。凝縮器５２で低沸点媒体蒸気が凝縮されて生成される低沸点媒体は蒸発器５１に供給され、排熱回収ボイラ３１からの排ガスとの熱交換による低沸点媒体蒸気の生成に供される。また、蒸発器５１で熱交換された後の排ガスは、煙突４から大気中に排出される。   In the present embodiment, the bottoming power generation facility 5 includes an evaporator 51 that generates a low-boiling-point vapor by boiling a low-boiling-point medium having a boiling point lower than that of water by heat exchange with the exhaust gas from the exhaust heat recovery boiler 31, and evaporation. A low-boiling-point medium steam turbine 53 that is driven by the low-boiling-point medium steam from the vessel 51 and a condenser 52 that condenses the low-boiling-point medium steam from the low-boiling-point medium steam turbine 53 with cooling water such as seawater. The low-boiling-point medium produced by condensing the low-boiling-point medium vapor in the condenser 52 is supplied to the evaporator 51 and used for generating low-boiling-point medium vapor by heat exchange with the exhaust gas from the exhaust heat recovery boiler 31. Further, the exhaust gas after the heat exchange in the evaporator 51 is discharged from the chimney 4 into the atmosphere.

蒸発器５１において熱交換された後の排ガスからは、凝縮により発生した水が排出されるが、燃焼器２１における燃焼方式として水／蒸気噴射方式を採用する場合には、この水は、水処理装置（図示省略）にて、中和、濾過、脱酸素など再利用に必要な処理を行った後、燃焼器２１に噴射される水／蒸気として再利用することも可能である。この場合、燃焼器に噴射される水／蒸気の原料となる給水量を低減すること、あるいは給水の必要性を無くすことが可能となる。   The water generated by the condensation is discharged from the exhaust gas after heat exchange in the evaporator 51. When the water / steam injection method is adopted as the combustion method in the combustor 21, this water is treated with water. The apparatus (not shown) can be reused as water / steam injected into the combustor 21 after processing necessary for reuse such as neutralization, filtration, and deoxygenation. In this case, it is possible to reduce the amount of water supplied as a raw material for water / steam injected into the combustor or to eliminate the need for water supply.

低沸点媒体は、水よりも沸点の低い媒体であれば特に限定されるものではないが、例えば、アンモニアと水の混合媒体、フロン系媒体（例えばＲ２５４ＦＣ、Ｒ４０７Ｃ、Ｒ４１０Ａ等）、低沸点有機化合物（例えばペンタンやヘキサン等）が挙げられる。   The low boiling point medium is not particularly limited as long as it has a lower boiling point than water. For example, a mixed medium of ammonia and water, a chlorofluorocarbon medium (for example, R254FC, R407C, R410A, etc.), a low boiling point organic compound, and the like. (For example, pentane and hexane).

本実施形態では、排熱回収ボイラ３１と蒸発器５１における熱交換は、蒸発器５１における熱交換後の排ガスの温度が排ガスの露点温度以下に至るまで行われる。このように熱交換を行うことによって、従来のＧＴＣＣ発電プラントでは回収できなかった排ガスの潜熱分までも回収することが可能となり、プラントの熱効率を向上させやすいものとできる。   In the present embodiment, heat exchange between the exhaust heat recovery boiler 31 and the evaporator 51 is performed until the temperature of the exhaust gas after the heat exchange in the evaporator 51 reaches the dew point temperature of the exhaust gas or less. By performing heat exchange in this way, it is possible to recover even the latent heat of the exhaust gas that could not be recovered by the conventional GTCC power plant, and it is easy to improve the thermal efficiency of the plant.

ここで、排熱回収ボイラ３１と蒸発器５１における熱交換は、上記の通り蒸発器５１における熱交換後の排ガスの温度が排ガスの露点温度以下に至るまで行うようにすればよいが、排ガスの温度が５７℃以下に至るまで行うことが好適であり、５５℃以下に至るまで行うことがより好適であり、５３℃以下に至るまで行うことがさらに好適であり、５０℃以下に至るまで行うことがなお好適である。   Here, the heat exchange between the exhaust heat recovery boiler 31 and the evaporator 51 may be performed until the temperature of the exhaust gas after the heat exchange in the evaporator 51 reaches the dew point temperature or less of the exhaust gas as described above. It is preferable to carry out until the temperature reaches 57 ° C or lower, more preferably to 55 ° C or lower, further preferably to 53 ° C or lower, and to 50 ° C or lower. It is still preferred.

尚、プラントの熱効率の向上の観点から言えば、排熱回収ボイラ３１と蒸発器５１における熱交換は、蒸発器５１における熱交換後の排ガスの温度が、冷却水として取水される海水等の温度により定められる凝縮器５２の出口における凝縮水の水温とピンチ温度とにより定められる温度、例えば４０℃〜２０℃に至るまで行うことが最も好適である。つまり、この温度が蒸発器５１における熱交換後の排ガスの温度の下限値であると共に最も好適な温度である。例えば、凝縮器５２における冷却水として水温３０℃の海水を用い、ピンチ温度が＋１０℃である場合には、蒸発器５１における熱交換後の排ガスの温度が４０℃程度となるように熱交換を行うこと最も好適である。また、例えば、冬場で海水温が低く（例えば１０℃）、ピンチ温度が＋１０℃である場合には、蒸発器５１における熱交換後の排ガスの温度が２０℃程度となるように熱交換を行うことが最も好適である。   From the viewpoint of improving the thermal efficiency of the plant, the heat exchange between the exhaust heat recovery boiler 31 and the evaporator 51 is performed such that the temperature of the exhaust gas after the heat exchange in the evaporator 51 is the temperature of seawater or the like taken as cooling water. It is most preferable to carry out until the temperature determined by the water temperature and the pinch temperature of the condensed water at the outlet of the condenser 52 determined by the above, for example, 40 ° C to 20 ° C. That is, this temperature is the lower limit of the temperature of the exhaust gas after heat exchange in the evaporator 51 and is the most suitable temperature. For example, when seawater having a water temperature of 30 ° C. is used as cooling water in the condenser 52 and the pinch temperature is + 10 ° C., heat exchange is performed so that the temperature of the exhaust gas after heat exchange in the evaporator 51 is about 40 ° C. Most preferred to do. For example, when the seawater temperature is low (eg, 10 ° C.) and the pinch temperature is + 10 ° C. in winter, heat exchange is performed so that the temperature of the exhaust gas after heat exchange in the evaporator 51 is about 20 ° C. Is most preferred.

蒸発器５１において熱交換された後の排ガスは、煙突４から排出される。ここで、蒸発器５１において熱交換された後の排ガスは、二酸化炭素を実質的に含んでおらず、酸素濃度も空気より低いものとなっている。したがって、従来のＧＴＣＣ発電プラントのように、排ガスの温度を１００℃程度の高温に設定せずとも、排ガスの煙突４から上空への拡散力は確保される。したがって、上記の通り排ガスの温度を露点温度以下とした場合においても、排ガスの煙突４から上空への拡散力は確保される。因みに、蒸発器５１における熱交換後の排ガスの温度を、冷却水として取水される海水等の温度により定められる凝縮器５２の出口における低沸点媒体の温度とピンチ温度とにより定められる温度としても、排ガスの煙突出口温度は周囲温度（気温）よりも高温となり、排ガスの温度が周囲温度（気温）よりも低くなることにより排ガスの煙突４から上空への拡散力が低下することはない。   The exhaust gas after heat exchange in the evaporator 51 is discharged from the chimney 4. Here, the exhaust gas after the heat exchange in the evaporator 51 does not substantially contain carbon dioxide, and the oxygen concentration is lower than that of air. Therefore, unlike the conventional GTCC power plant, the diffusion power of the exhaust gas from the chimney 4 to the sky is ensured without setting the temperature of the exhaust gas to a high temperature of about 100 ° C. Therefore, even when the temperature of the exhaust gas is set to be equal to or lower than the dew point as described above, the diffusion force of the exhaust gas from the chimney 4 to the sky is ensured. Incidentally, even if the temperature of the exhaust gas after the heat exchange in the evaporator 51 is a temperature determined by the temperature of the low boiling point medium and the pinch temperature at the outlet of the condenser 52 determined by the temperature of seawater or the like taken as cooling water, The flue gas outlet temperature is higher than the ambient temperature (air temperature), and the exhaust gas temperature is lower than the ambient temperature (air temperature), so that the diffusion power of the exhaust gas from the chimney 4 to the sky does not decrease.

ここで、排熱回収ボイラ３１と蒸発器５１とにおける排ガスからの熱回収量の配分については、蒸発器５１から排出される最終的な排ガスの温度が目標の温度まで低下すれば、特に限定されるものではない。例えば、従来のＧＴＣＣ発電プラントと同様に排熱回収ボイラ３１で排ガスの温度が１００℃程度になるまで熱交換を行った後、蒸発器５１で目標の温度に低下するまで熱交換を行うようにしてもよい。また、排熱回収ボイラ３１で排ガスの温度が１００℃未満になるまで熱交換を行った後、蒸発器５１で目標の温度に低下するまで熱交換を行うようにしてもよい。あるいは、排熱回収ボイラ３１での熱交換を排ガスの温度が１００℃よりも高温の段階で留めておき、蒸発器５１で目標の温度に低下するまで熱交換を行うようにしてもよい。   Here, the distribution of the heat recovery amount from the exhaust gas in the exhaust heat recovery boiler 31 and the evaporator 51 is particularly limited if the temperature of the final exhaust gas discharged from the evaporator 51 is lowered to the target temperature. It is not something. For example, the heat exchange is performed until the temperature of the exhaust gas reaches about 100 ° C. in the exhaust heat recovery boiler 31 as in the case of the conventional GTCC power plant, and then the heat exchange is performed until the temperature decreases to the target temperature in the evaporator 51. May be. Alternatively, heat exchange may be performed until the temperature of the exhaust gas becomes less than 100 ° C. in the exhaust heat recovery boiler 31, and then heat exchange may be performed until the temperature decreases to the target temperature in the evaporator 51. Alternatively, the heat exchange in the exhaust heat recovery boiler 31 may be stopped at a stage where the temperature of the exhaust gas is higher than 100 ° C., and the heat exchange may be performed until the evaporator 51 decreases to the target temperature.

本実施形態のように、ボトミング発電設備５を併用することによって、熱交換をより効率的に行うことが可能となる。特に、本実施形態では、排ガスの温度を露点温度以下にできることに加えて、水素を燃焼させることによって、さらには燃焼器２１における燃焼方式として水／蒸気噴射方式を採用した場合にはそのことによって、熱量を従来のＧＴＣＣプラントよりも多く回収することになるので、熱回収にかかる負荷を、排熱回収ボイラ３１と蒸発器５１に分散させることができ、より効率的に排熱を回収して、プラントの熱効率の向上をより達成させ易いものとできる。   By using the bottoming power generation equipment 5 together as in the present embodiment, heat exchange can be performed more efficiently. In particular, in the present embodiment, in addition to being able to make the temperature of the exhaust gas be equal to or lower than the dew point temperature, by burning hydrogen, and in the case where the water / steam injection method is adopted as the combustion method in the combustor 21, Because the amount of heat is recovered more than the conventional GTCC plant, the load for heat recovery can be distributed to the exhaust heat recovery boiler 31 and the evaporator 51 to recover the exhaust heat more efficiently. Therefore, it is possible to easily improve the thermal efficiency of the plant.

上述の形態は本発明の好適な形態の一例ではあるがこれに限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲において種々変形実施可能である。   The above-described embodiment is an example of a preferred embodiment of the present invention, but is not limited thereto, and various modifications can be made without departing from the gist of the present invention.

例えば、ガスタービン発電設備２は、本発明の効果が奏され得る範囲内で、公知又は新規のものを適宜採用するようにしても構わない。例えば、上述の実施形態では、燃焼器２１における燃焼方式として低ＮＯｘ化のために水／蒸気噴射方式を採用するようにしているが、水素を燃料として燃焼ガスを生成できるものであれば、この方式以外の燃焼方式を採用しても構わない。例示すると、局所的な高温火炎の発生を無くしＮＯｘの発生を抑制できる、予め燃料と酸化剤を混ぜて燃焼させる予混合燃焼方式においても、水素を燃料として燃焼ガスを生成できるものであるので、水／蒸気噴射方式以外の燃焼方式を採用しても構わない。   For example, the gas turbine power generation facility 2 may appropriately employ a known or new one within a range where the effects of the present invention can be achieved. For example, in the above-described embodiment, the water / steam injection method is adopted as a combustion method in the combustor 21 for reducing NOx. However, if the combustion gas can be generated using hydrogen as a fuel, A combustion method other than the method may be adopted. For example, in the premixed combustion method in which the generation of local high-temperature flame is eliminated and the generation of NOx can be suppressed, and the fuel and oxidant are mixed and burned in advance, combustion gas can be generated using hydrogen as fuel. A combustion method other than the water / steam injection method may be employed.

また、蒸気タービン発電設備３は、本発明の効果が奏され得る範囲内で、公知又は新規のものを適宜採用するようにしても構わない。   Moreover, you may make it employ | adopt suitably a well-known or new thing as long as the steam turbine power generation equipment 3 can show the effect of this invention.

さらに、ボトミング発電設備５は、本発明の効果が奏され得る範囲内で、公知又は新規のものを適宜採用するようにしても構わない。   Further, the bottoming power generation facility 5 may appropriately employ a known or new one within a range where the effects of the present invention can be achieved.

また、煙突４については、従来のＧＴＣＣ発電設備と同等の高さを有するものとしても構わないが、本発明の場合、排ガスには二酸化炭素が実質的に含まれていないので、プラント周囲に二酸化炭素が降下する虞がない。したがって、プラント周囲に凝縮した蒸気が降下しない範囲内で、煙突４の高さを低くしても構わない。   In addition, the chimney 4 may have a height equivalent to that of the conventional GTCC power generation facility, but in the case of the present invention, the exhaust gas substantially does not contain carbon dioxide. There is no risk of carbon falling. Therefore, the height of the chimney 4 may be lowered within a range in which the steam condensed around the plant does not fall.

さらに、上述の実施形態では、発電機Ａをガスタービン発電設備２と蒸気タービン発電設備３で共用されるようにし、発電機Ｂをボトミングサイクル発電設備５で独立して設けるようにしているが、発電機の設置形態はこの形態には限定されない。例えば、ガスタービン発電設備２、蒸気タービン発電設備３、及びボトミングサイクル発電設備５においてそれぞれ独立して設けるようにしてもよいし、いずれか２以上の設備で共用されるように設けるようにしてもよい。   Furthermore, in the above-described embodiment, the generator A is shared by the gas turbine power generation facility 2 and the steam turbine power generation facility 3, and the generator B is provided independently by the bottoming cycle power generation facility 5. The installation form of the generator is not limited to this form. For example, the gas turbine power generation facility 2, the steam turbine power generation facility 3, and the bottoming cycle power generation facility 5 may be provided independently, or may be provided so as to be shared by any two or more facilities. Good.

以下に本発明の実施例を説明するが、本発明はこれら実施例に限られるものではない。   Examples of the present invention will be described below, but the present invention is not limited to these examples.

（実施例１）
燃料の違いによるＧＴＣＣ発電プラントの排ガスの組成について検討を行った。 Example 1
The composition of exhaust gas from the GTCC power plant due to the difference in fuel was examined.

燃料として天然ガスを用い、支燃性ガスを空気として燃焼した場合の排ガスの組成（１００℃、４０℃）の一例を表１に示す。表１に示すデータは、化学平衡計算により得られたものである。   Table 1 shows an example of the composition of exhaust gas (100 ° C., 40 ° C.) when natural gas is used as fuel and combustion-supporting gas is burned as air. The data shown in Table 1 was obtained by chemical equilibrium calculation.

Figure 2014134105
Figure 2014134105

燃料として水素ガスを用い、支燃性ガスを空気として水／蒸気噴射方式で燃焼した場合の排ガスの組成（１００℃、４０℃）を表２に示す。表２に示す組成は、燃料：水噴射質量＝１：１．５とし、同じく化学平衡計算を用いて計算することにより得られたものである。   Table 2 shows the composition of exhaust gas (100 ° C., 40 ° C.) when hydrogen gas is used as the fuel and combustion is performed by the water / steam injection method using the combustion-supporting gas as the air. The composition shown in Table 2 was obtained by calculating using fuel: water injection mass = 1: 1.5 and using chemical equilibrium calculation.

Figure 2014134105
Figure 2014134105

また、参考データとして、空気の組成（３０℃）を表３に示す。   As reference data, Table 3 shows the composition of air (30 ° C.).

Figure 2014134105
Figure 2014134105

表１に示されるように、燃料として天然ガスを用いたＧＴＣＣ発電プラントからの排ガスには、二酸化炭素が多く含まれている。二酸化炭素の分子量は空気の平均分子量よりも大きいことから、排ガスを高温に維持して煙突からのドラフト力を確保し、二酸化炭素を上空に拡散させて、二酸化炭素を含む高濃度の排ガスがプラント周囲に降下するのを防ぐ必要がある。これに対し、表２に示されるように、燃料として水素を用いたＧＴＣＣ発電プラントからの排ガスには、二酸化炭素が実質的に含まれておらず（空気中には二酸化炭素が含まれているが、その量はわずか３００〜５００ｐｐｍ（０．０３〜０．０５％）であることから、殆ど無視できる量である）、酸素濃度も空気と比べて低い。特に、排ガスの露点温度未満の温度である４０℃の場合においても、排ガス中に二酸化炭素が含まれず、酸素濃度も空気と比べて低く、しかも密度が空気よりも小さい。したがって、水素焚ＧＴＣＣ発電プラントの場合には、天然ガス焚ＧＴＣＣ発電プラントのように排ガスの温度を高温に維持せずとも、排ガス自体が上空への拡散力を有するものとなり、プラント周囲に高濃度の排ガスが降下することがないことが明らかとなった。そして、このことから、排ガスの温度が露点温度以下に至るまで排ガスからの熱回収を行うことができ、排ガスの潜熱分をも利用して、プラントの熱効率を向上させ得ることが明らかとなった。   As shown in Table 1, the exhaust gas from the GTCC power plant using natural gas as the fuel contains a large amount of carbon dioxide. Since the molecular weight of carbon dioxide is larger than the average molecular weight of air, the exhaust gas is maintained at a high temperature to ensure the draft power from the chimney, and the carbon dioxide is diffused into the sky, so that high concentration exhaust gas containing carbon dioxide is planted. It is necessary to prevent it from descending to the surroundings. On the other hand, as shown in Table 2, the exhaust gas from the GTCC power plant using hydrogen as the fuel does not substantially contain carbon dioxide (the air contains carbon dioxide). However, since the amount is only 300 to 500 ppm (0.03 to 0.05%), the amount is almost negligible), and the oxygen concentration is also lower than that of air. In particular, even at 40 ° C., which is a temperature lower than the dew point temperature of exhaust gas, carbon dioxide is not contained in the exhaust gas, the oxygen concentration is lower than that of air, and the density is lower than that of air. Therefore, in the case of a hydrogen-fired GTCC power plant, the exhaust gas itself has a diffusive power to the sky without maintaining the temperature of the exhaust gas at a high temperature as in the case of a natural gas-fired GTCC power plant. It became clear that the exhaust gas of the plant never dropped. And from this, it became clear that the heat recovery from the exhaust gas can be performed until the temperature of the exhaust gas reaches the dew point temperature or less, and the thermal efficiency of the plant can be improved using the latent heat content of the exhaust gas. .

（実施例２）
液化天然ガス（ＬＮＧ）焚ＧＴＣＣと水素（Ｈ２）焚ＧＴＣＣについて、熱効率を解析して比較検討を行った。尚、解析は、燃料の組成、空気の組成、温度及び圧力から化学平衡計算により行った。尚、以降の説明において、「ＧＴ」はガスタービンを意味し、「ＳＴ」は蒸気タービンを意味し、「ＨＲＳＧ」は排熱回収ボイラを意味している。 (Example 2)
For liquefied natural gas (LNG) 焚 GTCC and hydrogen (H 2 ) 焚 GTCC, thermal efficiency was analyzed and compared. The analysis was performed by chemical equilibrium calculation from the fuel composition, air composition, temperature and pressure. In the following description, “GT” means a gas turbine, “ST” means a steam turbine, and “HRSG” means an exhaust heat recovery boiler.

（１）ＬＮＧ焚ＧＴＣＣ
ＬＮＧ焚ＧＴＣＣについて、以下の通り解析を実施した。 (1) LNG 焚 GTCC
The analysis was performed as follows for LNG 焚 GTCC.

まず、ＧＴＣＣの実機データを、三菱重工技報ｖｏｌ．４６，Ｎｏ．２（２００９），ｐ．３０〜３３を参考にして取得した。
・燃焼器出口温度：１５００［℃］
・ＧＴＣＣ効率：５３．５４［％］（高位発熱量基準） First, the actual data of GTCC was transferred to Mitsubishi Heavy Industries Technical Report vol. 46, no. 2 (2009), p. Acquired with reference to 30-33.
-Combustor outlet temperature: 1500 [° C]
-GTCC efficiency: 53.54 [%] (higher heating value standard)

また、ガスタービンのデータは、２０１２ Ｇｕｓ Ｔｕｒｂｉｎｅ Ｗｏｒｌｄ ＨＡＮＤＢＯＯＫ（８９ページ）から取得した。
・ガスタービン圧力比：２１
・排ガス温度：１０８９［Ｆ］
・排ガス流量：１６２５［ｌｂ／ｓ］ The data of the gas turbine was acquired from 2012 Gus Turbine World HANDBOOK (page 89).
-Gas turbine pressure ratio: 21
・ Exhaust gas temperature: 1089 [F]
Exhaust gas flow rate: 1625 [lb / s]

次に、ＧＴ出力とＧＴ投入熱量の算出を行った。具体的には、圧縮機効率を仮定し、圧縮動力と圧縮機出口温度を算出した。さらに排ガス温度と排ガス流量を上記の値としてＧＴ出力と投入熱量を算出した結果、ＧＴ出力は３３４［ＭＷ］、ＧＴ投入熱量は９２４［ＭＷ］となった。この結果からＧＴＣＣ効率を算出した結果、３６．１５［％］となった。また、ＳＴ効率は１７．３９［％］となった（＝５３．５４［％］−３６．１５［％］）。ＳＴ出力は１６１［ＭＷ］となった（＝９２４［ＭＷ］×１７．３９［％］／１００）。   Next, the GT output and the GT input heat amount were calculated. Specifically, the compressor power and the compressor outlet temperature were calculated assuming the compressor efficiency. Furthermore, as a result of calculating the GT output and the input heat amount with the exhaust gas temperature and the exhaust gas flow rate as described above, the GT output was 334 [MW] and the GT input heat amount was 924 [MW]. As a result of calculating the GTCC efficiency from this result, it was 36.15 [%]. The ST efficiency was 17.39 [%] (= 53.54 [%]-36.15 [%]). The ST output was 161 [MW] (= 924 [MW] × 17.39 [%] / 100).

尚、排ガスからの熱回収を、排ガスの温度が１０８９［Ｆ］（５８７．２［℃］）から１００［℃］になるまで行った場合に回収される熱量を算出したところ、５４９［ｋＪ／ｋｇ］×１６２５［ｌｂ／ｓ］となった。   The amount of heat recovered when the heat recovery from the exhaust gas was performed until the temperature of the exhaust gas reached 1089 [F] (587.2 [° C.]) to 100 [° C.] was calculated to be 549 [kJ / kg] × 1625 [lb / s].

計算で使うＬＮＧ焚ＧＴＣＣの効率等を以下のように定義した（つまり、上記で得られた数値を以下のように丸めた）。
・ＧＴＣＣ効率：５４［％］
・ＧＴ出力：３３４［ＭＷ］
・ＧＴ効率：３６［％］
・ＧＴ燃焼器出口温度：１５００［℃］
・ＳＴ出力：１６１［ＭＷ］ The efficiency of LNG 焚 GTCC used in the calculation was defined as follows (that is, the numerical values obtained above were rounded as follows).
・ GTCC efficiency: 54 [%]
-GT output: 334 [MW]
・ GT efficiency: 36 [%]
-GT combustor outlet temperature: 1500 [° C]
-ST output: 161 [MW]

（２）Ｈ２焚ＧＴＣＣ
Ｈ２焚ＧＴＣＣについて、以下の通り解析を実施した。 (2) H 2焚 GTCC
The analysis was performed as follows for H 2 GTCC.

ＮＯｘ低減対策として水を燃料質量の１．５倍投入すると仮定し、ＧＴ出力はＬＮＧ焚の場合と同一（３３４［ＭＷ］）であると仮定した。そして、燃焼器出口温度が１５００［℃］となる燃料量（投入熱量）を算出し（１００６［ＭＷ］）、ＧＴ効率を算出した結果、３３［％］となった（＝３３４［ＭＷ］／１００６［ＭＷ］×１００）。   As a NOx reduction measure, it was assumed that water was added 1.5 times the fuel mass, and the GT output was assumed to be the same as that in the case of LNG (334 [MW]). Then, a fuel amount (input heat amount) at which the combustor outlet temperature becomes 1500 [° C.] is calculated (1006 [MW]), and GT efficiency is calculated to be 33 [%] (= 334 [MW] / 1006 [MW] × 100).

次に、排ガスからの熱回収を、排ガス温度が１０８９［Ｆ］（５８７［℃］）から１００［℃］になるまで行った場合に回収される熱量を算出したところ、５８８［ｋＪ／ｋｇ］×１６２５［ｌｂ／ｓ］となった。この計算結果からＳＴ出力を計算したところ、１７２［ＭＷ］となった（＝１６１［ＭＷ］×５８８［ｋＪ／ｋｇ］／５４９［ｋＪ／ｋｇ］）。また、プラント全体の熱効率を計算した結果、５０［％］となった（＝（３３４［ＭＷ］＋１７２［ＭＷ］）／１００６［ＭＷ］×１００）。   Next, when the heat recovery from the exhaust gas was performed until the exhaust gas temperature was changed from 1089 [F] (587 [° C.]) to 100 [° C.], the amount of heat recovered was calculated to be 588 [kJ / kg]. × 1625 [lb / s]. When the ST output was calculated from this calculation result, it was 172 [MW] (= 161 [MW] × 588 [kJ / kg] / 549 [kJ / kg]). Moreover, as a result of calculating the thermal efficiency of the whole plant, it was set to 50 [%] (= (334 [MW] +172 [MW]) / 1006 [MW] × 100).

また、排ガスからの熱回収を、排ガス温度が１０８９［Ｆ］（５８７［℃］）から４０［℃］になるまで行った場合に回収される熱量を算出したところ、８９４［ｋＪ／ｋｇ］×１６２５［ｌｂ／ｓ］となった。この計算結果からＳＴ出力を計算したところ、２６２［ＭＷ］となった（＝１６１［ＭＷ］×８９４［ｋＪ／ｋｇ］／５４９［ｋＪ／ｋｇ］）。また、プラント全体の熱効率を計算した結果、５９［％］となった（＝（３３４［ＭＷ］＋２６２［ＭＷ］）／１００６［ＭＷ］×１００）。   Further, when heat recovery from the exhaust gas was performed until the exhaust gas temperature reached 1089 [F] (587 [° C.]) to 40 [° C.], the amount of heat recovered was calculated to be 894 [kJ / kg] × It was 1625 [lb / s]. When the ST output was calculated from this calculation result, it was 262 [MW] (= 161 [MW] × 894 [kJ / kg] / 549 [kJ / kg]). Moreover, as a result of calculating the thermal efficiency of the whole plant, it was 59 [%] (= (334 [MW] +262 [MW]) / 1006 [MW] × 100).

ＬＮＧ焚ＧＴＣＣの場合、上記の通りプラント全体の熱効率は５４［％］に達し、そのうちＧＴの熱効率は３６［％］程度となる。Ｈ２焚ＧＴＣＣでは低ＮＯｘ化のために、水あるいは蒸気を燃料の１．０倍から１．５倍程度噴射するが、ガスタービン入口温度を一定にするためには１．１倍の燃料が必要になる。 In the case of LNG 焚 GTCC, the thermal efficiency of the whole plant reaches 54 [%] as described above, and the thermal efficiency of GT is about 36 [%]. In order to reduce NOx in H 2焚 GTCC, water or steam is injected about 1.0 to 1.5 times the fuel, but 1.1 times the amount of fuel is required to keep the gas turbine inlet temperature constant. I need it.

一方、水あるいは蒸気を噴射するため、ガスタービンを通過する燃焼ガスの質量が０．５［％］程度増加して出力が若干上昇するが、ほとんど出力変化はないと考えると、ＬＮＧ焚ＧＴよりもＧＴの熱効率が低下して３３［％］程度となる。   On the other hand, since water or steam is injected, the mass of the combustion gas passing through the gas turbine increases by about 0.5 [%] and the output slightly increases. However, the thermal efficiency of GT decreases to about 33%.

また、排ガスの持つ熱量は、潜熱分が増えることなどから、Ｈ２焚ＧＴＣＣではＬＮＧ焚ＧＴＣＣよりも１．２５倍大きくなる。しかし、ＬＮＧ焚ＧＴＣＣと同様、１００［℃］程度（排ガスが持つ熱量の８３［％］程度）までしか排熱回収ボイラにおける熱回収を行わない場合には、回収できる熱量はＬＮＧ焚ＧＴＣＣと比較して５［％］強の増加に留まる。したがって、そのままではＧＴＣＣ効率は５０［％］に低下してしまう。 Further, the amount of heat of the exhaust gas is 1.25 times larger in H 2焚 GTCC than in LNG 焚 GTCC due to an increase in latent heat. However, as with LNG 焚 GTCC, when heat recovery is performed only in the exhaust heat recovery boiler up to about 100 [° C] (about 83% of the heat amount of the exhaust gas), the recoverable heat amount is compared with LNG 焚 GTCC. As a result, the increase is just over 5%. Therefore, the GTCC efficiency is reduced to 50 [%] as it is.

一方、４０［℃］程度まで熱量をＨＲＳＧで回収すれば、排ガスが持つ熱量の９０［％］程度を回収することが可能となり、ＮＧ焚ＧＴＣＣに比べ排ガスの持つ熱量が１．２５倍に増えたこととあわせて、ＨＲＳＧによる回収熱量はＬＮＧ焚ＧＴＣＣに比べ１．６倍にまで増加する。これにより、ＳＴでの出力も１．６倍になり、Ｈ２焚ＧＴＣＣの熱効率は５９［％］に達することが明らかとなった。 On the other hand, if the amount of heat is recovered to about 40 [° C.] with HRSG, it will be possible to recover about 90% of the heat amount of the exhaust gas, and the heat amount of the exhaust gas will increase by 1.25 times compared to NG 焚 GTCC. Together with this, the amount of heat recovered by HRSG increases to 1.6 times that of LNGＬGTCC. As a result, the output at ST also increased 1.6 times, and it became clear that the thermal efficiency of H 2焚 GTCC reached 59 [%].

（実施例３）
実施例２で算出されたＬＮＧ焚ＧＴＣＣの熱効率と同じ効率となるＨ２焚ＧＴＣＣの排ガス温度について検討した。解析には、実施例２と同様、化学平衡計算により行った。 (Example 3)
It was examined exhaust gas temperature of the H 2-fired GTCC having the same efficiency and thermal efficiency of the LNG-fired GTCC calculated in Example 2. The analysis was performed by chemical equilibrium calculation as in Example 2.

まず、ＬＮＧ焚ＧＴＣＣ効率（５４［％］）が達成される場合のＨ２焚ＧＴＣＣのＧＴＣＣ出力を、投入熱量を１００６［ＭＷ］として算出した結果、５４３．２４［ＭＷ］となった（＝１００６［ＭＷ］×５４［％］／１００）。また、ＧＴ出力を３３４［ＭＷ］としてＳＴ出力を算出した結果、２０９［ＭＷ］となった（＝５４３［ＭＷ］−３３４［ＭＷ］）。 First, the GTCC output of H 2焚 GTCC when the LNG 焚 GTCC efficiency (54 [%]) is achieved is calculated as an input heat amount of 1006 [MW], resulting in 543.24 [MW] (= 1006 [MW] × 54 [%] / 100). Moreover, as a result of calculating ST output by setting GT output to 334 [MW], it became 209 [MW] (= 543 [MW] -334 [MW]).

次に、Ｈ２焚ＧＴＣＣのＳＴ効率がＬＮＧ焚ＧＴＣＣのＳＴ効率と同じ効率であると考え、ＨＲＳＧで得るべきエンタルピーを算出した結果、７１４［ｋＪ／ｋｇ］となった（＝２０９ＭＷ×５４９［ｋＪ／ｋｇ］／１６１［ＭＷ］）。 Next, assuming that the ST efficiency of H 2焚 GTCC is the same as the ST efficiency of LNG 焚 GTCC, the enthalpy to be obtained by HRSG was calculated to be 714 [kJ / kg] (= 209 MW × 549 [ kJ / kg] / 161 [MW]).

次に、Ｈ２焚ＧＴＣＣの成分割合において、ＧＴ出口（５９０［℃］）での排ガスのエンタルピーからＨＲＳＧで回収される７１４［ｋＪ／ｋｇ］を除したエンタルピーおよび、圧力（１ａｔｍ）を指定して化学平衡計算を行った結果、ＨＲＳＧ出口での排ガス温度は５７［℃］と見積もられた。 Next, in the component ratio of H 2焚 GTCC, the enthalpy obtained by dividing the exhaust gas enthalpy at the GT outlet (590 [° C.]) by 714 [kJ / kg] recovered by HRSG and the pressure (1 atm) are specified. As a result of chemical equilibrium calculation, the exhaust gas temperature at the HRSG outlet was estimated to be 57 [° C.].

以上のことから、ＬＮＧ焚ＧＴＣＣと同効率となるＨ２焚ＧＴＣＣの煙突入口温度は５７［℃］となり、排ガス温度を５７［℃］以下とすることで、燃焼器における燃焼方式として水／蒸気噴射方式を採用したＨ２焚ＧＴＣＣにおいて、従来のＬＮＧ焚ＧＴＣＣと同等ないしはそれ以上の熱効率が得られることが明らかとなった。 From the above, the chimney inlet temperature of H 2焚 GTCC, which has the same efficiency as LNG 焚 GTCC, becomes 57 [° C], and the exhaust gas temperature is 57 ° C or less, so that water / steam is used as the combustion method in the combustor. in H 2-fired GTCC employing the injection method, equal or more thermal efficiency of the conventional LNG-fired GTCC be obtained revealed.

１、１’ 水素焚ＧＴＣＣ発電プラント
２ ガスタービン発電設備
３ 蒸気タービン発電設備
４ 煙突
５ ボトミング発電設備
２１ 燃焼器
２２ 空気供給手段
２３ 水素供給手段
２４ 水／蒸気供給手段
２５ ガスタービン
３１ 排熱回収ボイラ
３２ 復水器
３３ 蒸気タービン
３４ 脱硝装置
５１ 蒸発器
５２ 凝縮器
５３ 低沸点媒体蒸気タービン
Ａ、Ｂ 発電機 DESCRIPTION OF SYMBOLS 1, 1 'Hydrogen gas GTCC power generation plant 2 Gas turbine power generation equipment 3 Steam turbine power generation equipment 4 Chimney 5 Bottoming power generation equipment 21 Combustor 22 Air supply means 23 Hydrogen supply means 24 Water / steam supply means 25 Gas turbine 31 Exhaust heat recovery boiler 32 Condenser 33 Steam turbine 34 Denitration device 51 Evaporator 52 Condenser 53 Low boiling point steam turbine A, B Generator

Claims (2)

水素を燃焼用空気と燃焼させて燃焼ガスを生成する燃焼器を備え、前記燃焼ガスによりガスタービンが駆動して発電が行われるガスタービン発電設備と、
前記ガスタービン発電設備から排出される排ガスとの熱交換によって水蒸気を生成する排熱回収ボイラを備え、前記水蒸気により蒸気タービンが駆動して発電が行われる蒸気タービン発電設備と
を少なくとも具備し、
前記排熱回収ボイラの出口における前記排ガスの温度が前記排ガスの露点温度以下となるように設定されていることを特徴とする水素焚ガスタービンコンバインドサイクル発電プラント。 A gas turbine power generation facility comprising a combustor that generates hydrogen by burning hydrogen with combustion air, wherein a gas turbine is driven by the combustion gas to generate electric power;
A waste heat recovery boiler that generates steam by heat exchange with the exhaust gas discharged from the gas turbine power generation facility, and at least a steam turbine power generation facility that generates power by driving a steam turbine with the steam;
A hydrogen-fired gas turbine combined cycle power plant, wherein the temperature of the exhaust gas at the outlet of the exhaust heat recovery boiler is set to be equal to or lower than the dew point temperature of the exhaust gas. 水素を燃焼用空気と燃焼させて燃焼ガスを生成する燃焼器を備え、前記燃焼ガスによりガスタービンが駆動して発電が行われるガスタービン発電設備と、
前記ガスタービン発電設備から排出される排ガスとの熱交換によって水蒸気を生成する排熱回収ボイラを備え、前記水蒸気により蒸気タービンが駆動して発電が行われる蒸気タービン発電設備と、
前記排熱ボイラで熱交換された後の前記排ガスとの熱交換によって水よりも沸点の低い低沸点媒体を沸騰させて低沸点媒体蒸気を生成する蒸発器を備え、前記低沸点媒体蒸気により低沸点媒体蒸気タービンが駆動して発電が行われるボトミング発電設備と
を少なくとも具備し、
前記蒸発器の出口における前記排ガスの温度が、前記排ガスの露点温度以下となるように設定されていることを特徴とする水素焚ガスタービンコンバインドサイクル発電プラント。 A gas turbine power generation facility comprising a combustor that generates hydrogen by burning hydrogen with combustion air, wherein a gas turbine is driven by the combustion gas to generate electric power;
A steam turbine power generation facility comprising a heat recovery steam generator that generates steam by heat exchange with the exhaust gas discharged from the gas turbine power generation facility, wherein the steam turbine is driven by the steam to generate power;
An evaporator that generates a low-boiling-point medium vapor by boiling a low-boiling-point medium having a boiling point lower than that of water by heat exchange with the exhaust gas after being heat-exchanged by the exhaust heat boiler; And at least a bottoming power generation facility in which a boiling-point medium steam turbine is driven to generate power,
The hydrogen-fired gas turbine combined cycle power plant, wherein the temperature of the exhaust gas at the outlet of the evaporator is set to be equal to or lower than the dew point temperature of the exhaust gas.
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