JP2014512471A - Combined cycle power plant with CO2 capture plant - Google Patents

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Abstract

液化天然ガスＬＮＧ再ガス化システム（２０）と作用結合されているＣＯ２回収システム（５Ａ、５Ｂ）を含んでいる複合サイクル発電プラント（１０）であって、前記再ガス化プロセスからの冷却エネルギーは、ＣＯ２回収システム内の冷却プロセス、またはこれと関連するプロセスに使用される。これらの冷却システムは、ＣＯ２回収または燃焼排ガスのためのリーンまたはリッチ吸収液を冷却するためのシステムを含んでいる。このＬＮＧ再ガス化システム（２０）は、１つまたは複数の熱交換ステージ（２１−２３）で配置されており、このステージは１つまたは複数の冷蔵ユニット（２４、３５、３６）を有している。ＣＯ２回収を行う発電プラント（１０）は、改善された全体的な効率で動作することができる。A liquefied natural gas LNG regasification system (20) and operatively connected to it are CO 2 recovery system (5A, 5B) combined cycle power plant that includes a (10), the cooling energy from the regasification process Is used for the cooling process in the CO 2 capture system, or a process related thereto. These cooling system includes a system for cooling the lean or rich absorbing solution for CO 2 recovery or combustion exhaust gas. The LNG regasification system (20) is arranged with one or more heat exchange stages (21-23), which have one or more refrigeration units (24, 35, 36). ing. A power plant (10) that performs CO 2 capture can operate with improved overall efficiency.

Description

本発明は、電力を生成するための複合サイクル発電プラントに関する。この複合サイクル発電プラントは、ガスタービンと、蒸気タービンと、排熱回収ボイラとを有する。本発明はさらに、二酸化炭素を回収し、圧縮するためのプラントに関する。本発明は特に、発電プラントを有する液化天然ガス処理システムの組み込みに関する。   The present invention relates to a combined cycle power plant for generating electrical power. This combined cycle power plant has a gas turbine, a steam turbine, and an exhaust heat recovery boiler. The invention further relates to a plant for recovering and compressing carbon dioxide. The invention particularly relates to the incorporation of a liquefied natural gas processing system having a power plant.

背景技術
電気を生成する複合サイクル発電プラントは、ガスタービンと、蒸気タービンと、排熱回収ボイラとを含むものとして知られている。この排熱回収ボイラは、ガスタービンによって排出された高温の燃焼排ガスを利用して、蒸気タービンを駆動するための蒸気を生成する。温室効果に寄与する排出を低減させるために、大気中に排出される二酸化炭素の量を低減させる種々の措置が提案されてきた。このような措置には、排熱回収ボイラＨＲＳＧまたは石炭燃焼ボイラによって排出された燃焼排ガス内に含まれているＣＯ２を回収し、処理する、発電プラント内のシステム設備が含まれる。このようなＣＯ２回収処理動作は、例えば、冷却アンモニアプロセスまたはアミンプロセスに基づいている。効率的に動作させるために、これらの２つのプロセス、燃焼排ガスが１０℃を下回る温度に冷却されることを必要とする。さらに、回収されたＣＯ２を、経済的に搬送および格納されるべきである。回収されたＣＯ２は、精製され、水から分離され、冷やされ、圧縮され、液化される。このために、特に、充分に冷却熱交換媒体が経済的な状態で提供される必要がある。このタイプのＣＯ２回収プラントは、所定量のエネルギーを必要とする。これによって、発電プラントの全体的な効率が低下してしまう。ＣＯ２回収を伴う複合サイクル発電プラントをエネルギー的により効率的に設計するために、ＬＮＧ再ガス化からの冷却エネルギーを、幾つかの発電プラントプロセスに使用することが提案されている。 BACKGROUND ART A combined cycle power plant that generates electricity is known to include a gas turbine, a steam turbine, and an exhaust heat recovery boiler. The exhaust heat recovery boiler generates steam for driving the steam turbine using the high-temperature combustion exhaust gas discharged by the gas turbine. In order to reduce emissions that contribute to the greenhouse effect, various measures have been proposed to reduce the amount of carbon dioxide emitted into the atmosphere. Such measures include system equipment in the power plant that recovers and processes the CO 2 contained in the flue gas exhausted by the exhaust heat recovery boiler HRSG or the coal combustion boiler. Such a CO 2 recovery treatment operation is based on, for example, a cooled ammonia process or an amine process. In order to operate efficiently, these two processes, flue gas, need to be cooled to temperatures below 10 ° C. Furthermore, the recovered CO 2 should be transported and stored economically. The recovered CO 2 is purified, separated from water, cooled, compressed and liquefied. For this purpose, it is particularly necessary to provide a sufficiently cooled heat exchange medium in an economical state. This type of CO 2 capture plant requires a certain amount of energy. This reduces the overall efficiency of the power plant. In order to more efficiently design a combined cycle power plant with CO 2 capture, it has been proposed to use the cooling energy from LNG regasification in several power plant processes.

ＪＰ２００００２４４５４は、ＬＮＧの気化熱を使用して、廃ガスを冷却し、廃ガス内に含まれている二酸化炭素を凝固させることを開示している。ＪＰ６０６３６９９９は、ＬＮＧの蒸発と同時に生成される冷却熱を、排ガスから二酸化炭素を液化二酸化炭素として回収するために使用することを開示している。ＷＯ２００８／００９９３０は、窒素および酸素を生成する空気分離ユニットにおいてこのような冷却エネルギーを使用することを開示している。   JP2000024454 discloses using LNG vaporization heat to cool waste gas and solidify carbon dioxide contained in the waste gas. JP60663699 discloses that the cooling heat generated simultaneously with the evaporation of LNG is used to recover carbon dioxide from the exhaust gas as liquefied carbon dioxide. WO 2008/009930 discloses the use of such cooling energy in air separation units that produce nitrogen and oxygen.

ＵＳ６３６７２５８は、複合サイクル発電プラント用の液化天然ガスの気化を開示している。ここで気化の冷却エネルギーは、ガスタービン吸気空気、蒸気タービンコンデンサ冷却水または、ガスタービン内のコンポーネントを冷却するための第１の熱変換流体を冷却するために使用される。   US 6367258 discloses liquefied natural gas vaporization for combined cycle power plants. Here, the vaporization cooling energy is used to cool the gas turbine intake air, the steam turbine condenser cooling water or the first heat conversion fluid for cooling the components in the gas turbine.

Ｖｅｌａｕｔｈａｍ等著「Ｚｅｒｏ ｅｍｉｓｓｉｏｎ ｃｏｍｂｉｎｅｄ Ｐｏｗｅｒ ｃｙｃｌｅ ｕｓｉｎｇ ＬＮＧ ｃｏｌｄ（ＪＳＭＥ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｊｏｕｒｎａｌ、Ｓｅｒｉｅｓ Ｂ、Ｖｏｌ．４４、Ｎｏ．４、２００１）」は、液化天然ガス冷却を、複合サイクル発電プラントにおけるさらなる使用のために、空気から酸素を分離する観点で、空気との熱交換において空気を冷却するために使用することを開示している。液化天然ガス冷却の使用は、酸素−空気−分離プロセスのエネルギー消費を低減させる。自身の液化のための、ＣＯ２との熱交換において液化天然ガス冷却エネルギーを使用することも記載されている。 Velautham et al. “Zero emission combined Power cycle using LNG cold (JSME International Journal, Series B, Vol. 44, No. 4, 2001) for further use in combined cycle power plants, combined cycle power plants. In view of separating oxygen from air, it is disclosed to be used for cooling air in heat exchange with air. The use of liquefied natural gas cooling reduces the energy consumption of the oxygen-air-separation process. The use of liquefied natural gas cooling energy in heat exchange with CO 2 for its own liquefaction is also described.

ＷＯ２００７／１４８９８４はＬＮＧ再ガス化プラントを開示しており、ここでは天然ガスが純粋な酸素に燃焼される。このプラントは、高温燃焼排ガスから電気を生成するためにボイラと蒸気タービンも含んでいる。結果として生じた燃焼排ガスからＣＯ２が、水蒸気の圧縮によって分離される。さらにＣＯ２は液化のために、ＬＮＧに対して冷却される。 WO 2007/148984 discloses an LNG regasification plant where natural gas is burned to pure oxygen. The plant also includes a boiler and a steam turbine to generate electricity from the hot flue gas. CO 2 is separated from the resulting flue gas by compression of water vapor. Furthermore, CO 2 is cooled against LNG for liquefaction.

ＵＳ５４６７７２２は、後続するＣＯ２回収システムを有する複合サイクル発電プラントとＬＮＧ再ガス化プラントを開示している。ＣＯ２回収システムは、熱交換器を有している。この熱交換器は、ヒートシンクとして液体ＬＮＧを使用した極低温ＣＯ２回収のために燃焼排ガスを冷却する。 US 5467722 discloses a combined cycle power plant and LNG regasification plant with a subsequent CO 2 capture system. The CO 2 recovery system has a heat exchanger. This heat exchanger cools the flue gas for cryogenic CO 2 recovery using liquid LNG as a heat sink.

発明の概要
本発明の課題は、このタイプの既知の発電プラントを上回る発電プラント効率を有するＣＯ２回収プラントとともに動作する複合サイクル発電プラントを提供することである。 SUMMARY OF THE INVENTION An object of the present invention is to provide a combined cycle power plant that operates with a CO 2 capture plant that has a power plant efficiency that exceeds that of known power plants of this type.

複合サイクル発電プラントはガスタービンと、蒸気タービンと、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）とを有し、２つのタービンはジェネレータを駆動する。発電プラントは、さらにＣＯ２回収システムを含む。このＣＯ２回収システムは冷却アンモニアプロセスまたはアミンプロセスに基づいて動作し、ＨＲＳＧからの排ガスを処理するように構成されている。 The combined cycle power plant has a gas turbine, a steam turbine, and an exhaust heat recovery boiler (HRSG), and the two turbines drive a generator. The power plant further includes a CO 2 capture system. The CO 2 capture system operates based on a cooled ammonia process or an amine process and is configured to treat exhaust gas from HRSG.

本発明では、複合サイクル発電プラントは、液化天然ガス再ガス化システムを含む。このシステムは、ＣＯ２回収システム内の１つまたは複数の熱交換器と作用結合されている熱交換器を含んでいる。 In the present invention, the combined cycle power plant includes a liquefied natural gas regasification system. The system includes a heat exchanger that is operatively coupled to one or more heat exchangers in the CO 2 capture system.

液化天然ガスＬＮＧの再ガス化は、ＣＯ２回収システム内で冷却プロセスを行うのに必要な冷却エネルギーを提供する。この冷却プロセスにおいて熱交換媒体によって得られた熱は、次に、ＬＮＧの再ガス化プロセスをサポートするために使用される。ＬＮＧ再ガス化システムおよびＣＯ２回収システムの冷却システムは、閉鎖された回路システム内に組み込まれる。この組み込みによって、ＣＯ２回収システムおよびＬＮＧシステムを動作させるのに必要なエネルギー量が低減される。これはそうでない場合には、他の手段、例えば蒸気抽出および発電プラントからの電力によって提供されるだろう。従ってこれは、ＣＯ２回収プロセスおよびＬＮＧ再ガス化プロセスによる効率低減を和らげる。 Regasification of the liquefied natural gas LNG provides the cooling energy necessary to perform the cooling process within the CO 2 capture system. The heat gained by the heat exchange medium in this cooling process is then used to support the LNG regasification process. The cooling system of the LNG regasification system and the CO 2 capture system is incorporated in a closed circuit system. This integration reduces the amount of energy required to operate the CO 2 capture system and the LNG system. This would otherwise be provided by other means such as steam extraction and power from the power plant. This therefore mitigates the efficiency reduction due to the CO 2 capture process and the LNG regasification process.

本発明の１つの実施形態では、ＬＮＧ再ガス化システムは、１つまたは複数の熱交換器を有している。この熱交換器は、ＬＮＧ吸気温度から周囲温度までの天然ガスの特定の温度領域での動作のためにカスケード配置されており、これは熱交換器の冷却流側でのＬＮＧと、熱流側での熱交換媒体との間の熱交換のためのものである。熱流側での熱交換媒体は、プロセスの冷却要求に依存して、極低温または低温を熱交換器の出力側で有している。   In one embodiment of the present invention, the LNG regasification system has one or more heat exchangers. This heat exchanger is cascaded for operation in a specific temperature range of natural gas from LNG intake air temperature to ambient temperature, which is LNG on the cooling flow side of the heat exchanger and on the heat flow side. This is for heat exchange with the heat exchange medium. The heat exchange medium on the heat flow side has a cryogenic or low temperature on the output side of the heat exchanger, depending on the cooling requirements of the process.

低温は、例えば、極低温（極低温は−１５０℃を下回る温度である）から１０℃または周囲温度までの範囲にあり得る。または、低温はある実施形態では、冷却アンモニアプロセスアプリケーションの場合に、５℃から２℃までの環境にある。   The low temperature can range, for example, from a very low temperature (a cryogenic temperature is below -150 ° C) to 10 ° C or ambient temperature. Alternatively, the low temperature is in some embodiments in an environment from 5 ° C. to 2 ° C. for a cooled ammonia process application.

さらなる実施形態では、ＣＯ２回収システムは、冷却アンモニアプロセス用に構成されている。このプロセスをサポートするために、発電プラントは、熱交換媒体を再ガス化熱交換器から、ＣＯ２回収システム内の１つまたは複数の冷却システムへと向けるラインを有している。この熱交換器は、極低温または低温の媒体を形成する。ここでこの冷却システムは、
・燃焼排ガス直接接触冷却器の冷却回路内の冷却器
・燃焼排ガス水洗浄装置の前に配置されている水冷却器
・その温度を調整するためのリッチ吸収液流の一部を冷却するための冷却器 In a further embodiment, the CO 2 capture system is configured for a cooled ammonia process. To support this process, the power plant has a line that directs the heat exchange medium from the regasification heat exchanger to one or more cooling systems in the CO 2 capture system. This heat exchanger forms a cryogenic or cold medium. Here this cooling system
・ Cooler in the cooling circuit of the flue gas direct contact cooler ・ Water cooler placed in front of the flue gas water cleaning device ・ To cool part of the rich absorption liquid flow to adjust its temperature Cooler

本発明のさらなる実施形態では、ＣＯ２吸収システムは、ＣＯ２を燃焼排ガスから除去するためのシステムである。これはアミンプロセスによって行われる。さらに、ＬＮＧ再ガス化のためのシステムは、このＣＯ２吸収システム内の冷却システムと作用結合されている。このアミンプロセスシステムは、吸収リーン液を、約４５℃まで冷却するために、熱交換媒体を必要とする。上述の実施形態の場合には、ＬＮＧシステムからの冷却パワーの使用は、ＣＯ２回収プロセスによる効率低減を緩和する。本発明の特別な実施形態では、ラインがＬＮＧシステムの熱交換器からアミンプロセスリーン液のための冷却器へと続き、熱交換器へと戻る。 In a further embodiment of the invention, the CO 2 absorption system is a system for removing CO 2 from flue gas. This is done by an amine process. In addition, the system for LNG regasification is operatively coupled to the cooling system in this CO 2 absorption system. This amine process system requires a heat exchange medium to cool the absorbed lean liquor to about 45 ° C. In the case of the above-described embodiment, the use of cooling power from the LNG system mitigates the efficiency reduction due to the CO 2 capture process. In a special embodiment of the invention, the line continues from the LNG system heat exchanger to the cooler for the amine process lean liquor and back to the heat exchanger.

この熱交換器はカスケード式に配置され（熱交換の天然ガス出力温度は、後続の熱交換器の入力温度であり、天然ガスはＬＮＧ吸気極低温から−１０℃以上、有利には０℃または周囲温度まで加熱される）、ＬＮＧ再ガス化システムの各熱交換器は、冷却ユーティリティ（例えば分離ユニット、ＣＯ２液化プロセス、冷却アンモニアＣＯ２回収プロセス、複合サイクル発電プラント内の冷却要求等）の負荷および温度要求に基づいた特定の温度範囲内での熱交換用に構成および配置されており、これは、プロセス集積化を介して最適化されている。より詳細には、１つの実施例では、第１の熱交換器内の天然ガス温度範囲は、ＬＮＧの極低温入口温度並びに冷却ユーティリティの要求およびこの第１の熱交換器の熱流側での熱交換媒体によって決まる。再ガス化圧力でのＬＮＧの沸騰温度は、この第１の熱交換器に対する天然ガス出口設定温度として使用される。機器のサイズを低減させるために、この第１の範囲の天然ガス排出温度がより高くてもよく、典型的に、ＬＮＧ沸騰温度よりも１０℃〜５０℃高くてもよい。この第１の熱交換器は、極低温冷却または極低温冷却力を冷却ユーティリティに供給するだろう。この冷却ユーティリティは、空気冷却ユニット等の様に、極めて低い温度冷却を必要とする。第２の温度範囲の天然ガス吸気温度は第１の範囲の出口温度であり、第２の範囲の出口温度は第３の範囲の吸気温度である。この熱交換器は、第１の熱交換器よりも高い温度で、極低温冷却力を提供するように設計可能である。 The heat exchangers are arranged in cascade (the natural gas output temperature of the heat exchange is the input temperature of the subsequent heat exchanger, the natural gas is from LNG intake cryogenic temperature to -10 ° C or higher, preferably 0 ° C or Heated to ambient temperature), each heat exchanger of the LNG regasification system has a cooling utility (eg separation unit, CO 2 liquefaction process, cooled ammonia CO 2 recovery process, cooling requirements in combined cycle power plant, etc.) Configured and arranged for heat exchange within a specific temperature range based on load and temperature requirements, which is optimized through process integration. More particularly, in one embodiment, the natural gas temperature range in the first heat exchanger includes the LNG cryogenic inlet temperature and the cooling utility requirements and heat on the heat flow side of the first heat exchanger. Depends on the exchange medium. The boiling temperature of LNG at the regasification pressure is used as the natural gas outlet set temperature for this first heat exchanger. In order to reduce the size of the equipment, this first range of natural gas discharge temperatures may be higher, typically 10-50 ° C. higher than the LNG boiling temperature. This first heat exchanger will provide cryogenic cooling or cryogenic cooling power to the cooling utility. This cooling utility, like an air cooling unit, requires extremely low temperature cooling. The natural gas intake temperature in the second temperature range is the outlet temperature in the first range, and the outlet temperature in the second range is the intake temperature in the third range. This heat exchanger can be designed to provide cryogenic cooling power at a higher temperature than the first heat exchanger.

第３の温度範囲の天然ガス吸気温度は、第２の範囲の出口温度である。この熱交換器は、冷却力を提供するように設計可能である。この冷却力は、第２の熱交換器よりも高い温度を有する。このようなカスケード配置では、異なる冷却利用に冷却が提供される場合に、ＬＮＧ冷却力のエクセルギー損失が低減される。   The natural gas intake temperature in the third temperature range is the outlet temperature in the second range. This heat exchanger can be designed to provide cooling power. This cooling power has a higher temperature than the second heat exchanger. Such a cascade arrangement reduces the exergy loss of LNG cooling power when cooling is provided for different cooling applications.

特に、以下の温度範囲が、実施例において使用される。第１の天然ガス範囲：−１６５℃から−１２０℃、第２の温度範囲：−１２０℃から−８０℃、第３の温度範囲：−８０℃から０℃。   In particular, the following temperature range is used in the examples. First natural gas range: -165 ° C to -120 ° C, second temperature range: -120 ° C to -80 ° C, third temperature range: -80 ° C to 0 ° C.

これらの熱交換器の各々は、１つまたは複数の熱交換装置を含むことができる。これらは相互に直列にまたは並列に配置される。このような配置によって、熱交換媒体の流れおよび温度コントロールにおける柔軟性が得られ、さらに、発電プラントの異なる動作モードでのコントロールにおける柔軟性が得られる。   Each of these heat exchangers can include one or more heat exchange devices. These are arranged in series or in parallel with each other. Such an arrangement provides flexibility in heat exchange medium flow and temperature control, as well as flexibility in control in different operating modes of the power plant.

この発明のさらなる実施形態では、ＬＮＧ再ガス化システムは、ＬＮＧを格納するために冷蔵ユニットを含んでいる。これらは、発電プラント内の上述した冷却システムに対して、冷却熱交換媒体を提供するように配置されている。ＬＮＧ再ガス化または再ガス化が動作していない場合には、これらの冷蔵ユニット内に含まれている冷却エネルギーは、ＣＯ２液化プロセスに対して使用される。これによって、ＣＯ２吸収システムの消費パワーを削減することができる。 In a further embodiment of the invention, the LNG regasification system includes a refrigeration unit for storing LNG. These are arranged to provide a cooling heat exchange medium for the above-described cooling system in the power plant. If LNG regasification or regasification is not operating, the cooling energy contained in these refrigeration units is used for the CO 2 liquefaction process. Thereby, the power consumption of the CO 2 absorption system can be reduced.

本発明のさらなる実施形態では、ＬＮＧ再ガス化システム、特に、自身の出力側で低温を有している熱交換媒体によって動作するように調整された熱交換器は、付加的に、複合サイクル発電プラントのガスタービンへの吸気空気を冷却するためのシステムと作用結合されている。この媒体の低温は１０℃以下である、または、５℃から２℃の範囲である。   In a further embodiment of the invention, an LNG regasification system, in particular a heat exchanger tuned to operate with a heat exchange medium having a low temperature on its output side, additionally comprises combined cycle power generation. It is operatively coupled to a system for cooling the intake air to the plant gas turbine. The low temperature of this medium is below 10 ° C or in the range of 5 ° C to 2 ° C.

本発明の別の実施形態では、ＬＮＧ再ガス化システムは、付加的に、複合サイクル発電プラントからの燃焼排ガスからＣＯ２を回収するプロセスに関する以下のシステムのうちの１つまたは複数と作用結合される：これらは、
・ＣＯ２回収プロセスのための温度要求を満たすための、ＣＯ２回収システムへ入る前の燃焼排ガスの燃焼排ガスの冷却および／または低温化のためのシステム
・ＨＲＳＧ後にガスタービン吸気側に戻るように再循環された燃焼排ガスを冷却するためのシステム
・ＨＲＳＧ後にガスタービン吸気側に戻るように再循環された燃焼排ガスを低温にするためのシステム
・ＣＯ２回収システムによって導出されたＣＯ２を冷却するためのシステム
・低温化によってＣＯ２を乾燥させるためのシステム
である。 In another embodiment of the invention, the LNG regasification system is additionally operatively coupled with one or more of the following systems relating to a process for recovering CO 2 from flue gas from a combined cycle power plant: These are:
A system for cooling and / or lowering the flue gas of the flue gas before entering the CO 2 capture system to meet the temperature requirements for the CO 2 capture process, so as to return to the gas turbine inlet side after HRSG the CO 2 derived by the system · CO 2 recovery system for after system · HRSG for cooling the recirculated flue gas to the recirculation flue gas back to the gas turbine intake side to a low temperature to cool This is a system for drying CO 2 by lowering the temperature.

燃焼排ガスのこの再循環は燃焼排ガス内のＣＯ２濃度を上昇させ、これによって、ＣＯ２回収プロセスを効果的に上昇させる。 This recirculation of the flue gas increases the CO 2 concentration in the flue gas, thereby effectively increasing the CO 2 recovery process.

本発明の別の実施例では、ＬＮＧ再ガス化システムは付加的に、蒸気タービンコンデンサ用の水冷却システムと作用結合されている。これによってさらに、冷却エネルギーを冷却のために効果的に使用することによって、次に、圧縮から得られる低レベルの熱をＬＮＧ再ガス化プロセスのための使用することによって、全般的な効率が上昇する。   In another embodiment of the invention, the LNG regasification system is additionally operatively coupled with a water cooling system for the steam turbine condenser. This further increases the overall efficiency by effectively using the cooling energy for cooling, and then using the low level heat resulting from compression for the LNG regasification process. To do.

上述した全ての冷却システムから、戻ってきた熱交換媒体がＬＮＧ再ガス化システム内の熱交換器内へと戻るように配向される。従ってこのＬＮＧ再ガス化システムは、複合サイクル発電プラントの冷却および低温下システムによって提供された熱によって動作する。また、この冷却および低温化システムは、ＬＮＧによって提供された冷却エネルギーによって動作する。   From all the cooling systems described above, the returned heat exchange medium is oriented to return into the heat exchanger in the LNG regasification system. The LNG regasification system thus operates with the heat provided by the combined cycle power plant cooling and cryogenic system. The cooling and chilling system also operates with cooling energy provided by LNG.

上述したあらゆる冷却システムにおける、ＬＮＧ再ガス化システムから得られる冷却エネルギーの使用は、全体的な発電プラント効率を上昇させる。なぜなら、これらの冷却システムがもはや、発電プラントの他のソースから得られたエネルギーによって動作される必要がないからである。他方で、上述の冷却から回収された熱は、ＬＮＧ再ガス化のための熱源を提供する。従って、複合サイクル発電プラントからの抽気は、ＬＮＧ再ガス化のための必要とされない、または、僅かに必要とされる。発電プラントの性能（効率および発電出力）は上昇可能である。   The use of cooling energy obtained from the LNG regasification system in any of the cooling systems described above increases the overall power plant efficiency. This is because these cooling systems no longer need to be operated with energy obtained from other sources of the power plant. On the other hand, the heat recovered from the cooling described above provides a heat source for LNG regasification. Therefore, extraction from the combined cycle power plant is not required or only slightly required for LNG regasification. The power plant performance (efficiency and power output) can be increased.

本発明の別の実施例では、ＬＮＧ再ガス化のためのシステムは、ＣＯ２回収システムによって導出されたＣＯ２の液化のために構成および配置されている熱交換器を含んでいる。このようなＬＮＧシステムを有している発電プラントは、ＣＯ２の液化のための、コンプレッサを必要としない、または、より少ない数のコンプレッサを必要とする。付加的に、ＬＮＧ再ガス化システムの熱交換器には、ＣＯ２液化プロセスからの熱が供給される。 In another embodiment of the invention, a system for LNG regasification includes a heat exchanger configured and arranged for liquefaction of CO 2 derived by a CO 2 capture system. A power plant having such an LNG system does not require a compressor or a smaller number of compressors for liquefaction of CO 2 . Additionally, the heat from the CO 2 liquefaction process is supplied to the heat exchanger of the LNG regasification system.

さらなる実施形態では、発電プラントは、熱交換媒体を、空気分離ユニットへ、液化天然ガス再ガス化の第１の熱交換器から向かわせるラインを含んでいる。この熱交換媒体は極低温（−１５０℃以下の温度）を、この熱交換器の出力側で有しており、空気分離プロセスの動作のために使用される。これによって、このユニットを動かすのに必要なエネルギーが低減される。空気分離ユニットから戻ってきた熱交換媒体に対するさらなるラインは、この第１の熱交換器へと戻って導かれ、その熱を液化天然ガス再ガス化プロセスに提供する。   In a further embodiment, the power plant includes a line that directs the heat exchange medium to the air separation unit from the liquefied natural gas regasification first heat exchanger. This heat exchange medium has a cryogenic temperature (temperature of −150 ° C. or less) on the output side of the heat exchanger and is used for the operation of the air separation process. This reduces the energy required to move this unit. A further line to the heat exchange medium returning from the air separation unit is directed back to this first heat exchanger to provide that heat to the liquefied natural gas regasification process.

択一的な実施形態では、液化天然ガス再ガス化システムの第１の熱交換器からの冷却力は空気分離ユニットの吸気空気に交換され、液化天然ガス再ガス化システムの第２の熱交換器からの冷却力は、空気分離ユニットの第１のコンプレッサの排気を冷却するために使用される。   In an alternative embodiment, the cooling power from the first heat exchanger of the liquefied natural gas regasification system is exchanged with the intake air of the air separation unit, and the second heat exchange of the liquefied natural gas regasification system. The cooling power from the vessel is used to cool the exhaust of the first compressor of the air separation unit.

本発明のＣＯ２回収システムを有する複合サイクル発電プラントと、特に、ＬＮＧ再ガス化システムと発電プラント内の冷却システムとの間の作用結合の概略図Schematic of the working coupling between the combined cycle power plant with the CO 2 capture system of the present invention and in particular between the LNG regasification system and the cooling system in the power plant ＣＯ２回収システム、特に冷却アンモニアシステムと、ＬＮＧシステムとこのＣＯ２回収システムとの間の作用結合の詳細図Detailed view of the CO 2 capture system, in particular the cooled ammonia system, and the working coupling between the LNG system and this CO 2 capture system ＣＯ２回収システム、特にアミンプロセスに基づくシステムと、ＬＮＧシステムとこのＣＯ２回収システムとの間の作用結合の詳細図Detailed view of the CO 2 capture system, in particular a system based on the amine process, and the working coupling between the LNG system and this CO 2 capture system 本発明の別の実施形態による、ＣＯ２回収システムを有する複合発電プラントと、特にＬＮＧ再ガス化システムと発電プラント内の冷却システムとの間の作用結合の概略図Schematic diagram of the working coupling between a combined power plant with a CO 2 capture system and in particular a LNG regasification system and a cooling system in the power plant according to another embodiment of the invention

図１は、周囲空気Ａが供給されるガスタービンＧＴによって電力を生成するための複合サイクル発電プラント１０と、このガスタービンからの高温排ガスを用いて蒸気を生成する排熱回収ボイラＨＲＳＧと、ＨＲＳＧ内で生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンＳＴとを示している。コンデンサ１は膨張した蒸気を圧縮し、この圧縮された蒸気は給水としてＨＲＳＧへ向けられる。これによって、蒸気タービンの水／蒸気サイクルが完成する。さらにこの発電プラントは、ＣＯ２回収システム５Ａ、５Ｂを含んでいる。このシステムは、冷却アンモニアプロセスをベースにして動作するシステム（図２内の５Ａとして示されている）か、または、アミンプロセスをベースにしたシステム（図３内の５Ｂとして示されている）である。 FIG. 1 shows a combined cycle power plant 10 for generating electric power by a gas turbine GT to which ambient air A is supplied, an exhaust heat recovery boiler HRSG that generates steam using high-temperature exhaust gas from the gas turbine, and an HRSG 2 shows a steam turbine ST driven by steam generated therein. The condenser 1 compresses the expanded steam, and this compressed steam is directed to the HRSG as feed water. This completes the water / steam cycle of the steam turbine. The power plant further includes CO 2 recovery systems 5A and 5B. This system can be a system operating on the basis of a cooled ammonia process (shown as 5A in FIG. 2) or a system based on the amine process (shown as 5B in FIG. 3). is there.

発電プラント１０のガスタービンは、液化天然ガスＬＮＧ再ガス化プラント２０によって供給された天然ガスによって動作される。発電プラント１０は、ガスタービン燃焼チャンバＣＣ内での使用のために、極低温液化天然ガスＬＮＧを気化させる１つまたは複数のステージを有するＬＮＧ処理システム２０と作用結合されている。本発明では、システム２０内のＬＮＧ再ガス化プロセスは、発電プラント１０内に、１つまたは複数の冷却および低温化システムとともに組み込まれており、これによって、全体的な発電プラント効率を最適化する。このために、ＬＮＧシステム２０は、幾つかのステージ２１〜２３を含んでいる。これらのステージは直列に配置されており、ここで各ステージは、特定の温度レベルを中心とした範囲内のＬＮＧの再ガス化のために用いられる。特に、ＣＯ２回収システム内の冷却または低温化システムは、ＬＮＧ再ガス化システム２０を有する、閉鎖された熱交換回路内に組み込まれている。 The gas turbine of the power plant 10 is operated by natural gas supplied by the liquefied natural gas LNG regasification plant 20. The power plant 10 is operatively coupled to an LNG processing system 20 having one or more stages for vaporizing cryogenic liquefied natural gas LNG for use within the gas turbine combustion chamber CC. In the present invention, the LNG regasification process in the system 20 is incorporated within the power plant 10 along with one or more cooling and chilling systems, thereby optimizing the overall power plant efficiency. . For this purpose, the LNG system 20 includes several stages 21-23. These stages are arranged in series, where each stage is used for regasification of LNG within a range centered on a particular temperature level. In particular, the cooling or refrigeration system in the CO 2 capture system is incorporated in a closed heat exchange circuit having an LNG regasification system 20.

第１の実施形態は、ＣＯ２回収システム５ａを備えた発電プラントを含んでいる。ＣＯ２回収システム５ａは、図２に示されているように、冷却アンモニアプロセスをベースにして動作するシステムである。このシステム５ａは、直接接触冷却器ＤＣＣが先行するＣＯ２吸収段Ａを含んでいる。この直接接触冷却器は、ラインＧ１を介してＨＲＳＧから供給された燃焼排ガスを、１２０℃〜８０℃の範囲の温度から、１０℃以下の温度へと下げる。これは、冷却アンモニアプロセスを首尾良く行うのに必要とされている温度である。冷却器３１が直接接触冷却器ＤＣＣの冷却回路内に配置されており、ＬＮＧ再ガス化システム２０の熱交換器２３からの冷却エネルギーを使用するように構成されている。熱交換器２３は１０℃以下、例えば２〜５℃の低温流動媒体を生成する。これは冷却器３３内で、１０℃以下の温度に燃焼排ガスを冷却するために使用される。 The first embodiment includes a power plant equipped with a CO 2 recovery system 5a. The CO 2 recovery system 5a is a system that operates based on a cooled ammonia process, as shown in FIG. This system 5a includes a CO 2 absorption stage A preceded by a direct contact cooler DCC. This direct contact cooler lowers the combustion exhaust gas supplied from the HRSG via the line G1 from a temperature in the range of 120 ° C. to 80 ° C. to a temperature of 10 ° C. or less. This is the temperature required to successfully perform a cooled ammonia process. A cooler 31 is disposed in the cooling circuit of the direct contact cooler DCC and is configured to use cooling energy from the heat exchanger 23 of the LNG regasification system 20. The heat exchanger 23 produces a low-temperature fluid medium at 10 ° C. or lower, for example, 2 to 5 ° C. This is used in the cooler 33 to cool the flue gas to a temperature below 10 ° C.

ＣＯ２を含んでいないガスは、段ＡからラインＧ５を介して出て、水洗浄装置ＷＷへと供給される。この水洗浄装置から、クリーンな燃焼排ガス用のガスラインＧ６が直接接触冷却器ＤＣＣ２へと向かう。最終的に、クリーンな燃焼排ガスが、直接接触冷却器ＤＣＣからラインＧ７を介してスタックＳおよび大気へと向けられる。 The gas not containing CO 2 exits from stage A via line G5 and is supplied to the water cleaning device WW. From this water cleaning device, a clean combustion exhaust gas line G6 goes directly to the contact cooler DCC2. Finally, clean flue gas is directed from the direct contact cooler DCC to the stack S and the atmosphere via line G7.

水洗浄装置ＷＷは、ストリッパーＳｔと水冷却器３２に、水のラインＷを介して作用結合される。純粋なＣＯ２流のためのラインが、ストリッパーＳｔから換熱器ＲＧへと続く。燃焼排ガスから回収されたＣＯ２は、最終的に、換熱器ＲＧの頂上部で解放され、ここから、さらなる処理、例えば圧縮、乾燥または冷却へと供給される。 The water cleaning device WW is operatively coupled to the stripper St and the water cooler 32 via a water line W. A line for a pure CO 2 stream follows from the stripper St to the heat exchanger RG. The CO 2 recovered from the flue gas is finally released at the top of the heat exchanger RG from which it is fed for further processing, such as compression, drying or cooling.

ＣＯ２吸収段Aは、冷却アンモニア、その吸収液の再生のためのシステムと結合されている。ＣＯ２リッチ吸収液ＲＳは、ＣＯ２を解放し、吸収段Ａ内で再利用されるＣＯ２リーン液ＬＳを生成するために、換熱器ＲＧによって再加熱される。この吸収液換熱システムは、付加的に、リッチ液ＲＳのための冷却器３３を含む。 CO 2 absorption stage A is combined with a system for regenerating the cooled ammonia and its absorption liquid. CO 2 rich absorbent solution RS releases the CO 2, to produce a CO 2 lean solution LS to be reused in the absorption stage A, it is reheated by換熱unit RG. This absorption liquid heat exchange system additionally includes a cooler 33 for the rich liquid RS.

冷却アンモニアＣＯ２回収システム５Ａ内の上述した冷却器３１、３２、３３の各々は、１０℃以下の温度を有する低温媒体として低温の水を必要とする。これは、ＬＮＧシステム２０の熱交換器２３によって提供される。これらの冷却器の各々は、ライン２５および２６によって、熱交換器２３を有する閉鎖された回路内に結合される。 Each of the above-described coolers 31, 32, 33 in the cooled ammonia CO 2 recovery system 5A requires low-temperature water as a low-temperature medium having a temperature of 10 ° C. or less. This is provided by the heat exchanger 23 of the LNG system 20. Each of these coolers is coupled by lines 25 and 26 in a closed circuit having a heat exchanger 23.

本発明のさらなる実施形態では、ＣＯ２回収システムは、図３に示されているように、アミンプロセスをベースにしたシステム５Ｂであってもよい。これはＣＯ２吸収器Ｂを含んでいる。これには、ラインＷを介した水の流れとリーン吸収剤流ＬＳ’が供給される。ＨＲＳＧからの燃焼排ガスは吸収器Ｂの底部に向けられ、リーン液ＬＳ’と逆流して、この装置を通って上昇する。クリーンな燃焼排ガスはこの装置の頂上部で排出され、スタックＳを介して大気へと向けられる。この吸収プロセスから生じたリッチ液は、ラインＲＳ’および熱交換器ＬＲＸを介してアミン喚熱段ＡＲＣへと向けられる。ここでＣＯ２は溶液から解放され、コンデンサＣ’を介して、さらなる処理または格納のための機構へと向けられる。吸収段ＡＲＣはさらに、リボイラーＲＢを含む回路と結合されている。ここから、リーン液流がＬＳ’を介して熱交換器ＬＲＸへと向けられる。ここでリーン液ＬＳ’は、リッチ液ＲＳ’と熱を交換する。これによって、リッチ液を、アミン喚熱段ＡＲＣに入る前に事前に加熱する。リーン液ＬＳ’はさらに、吸収器段Ｂ内で使用される前に冷却される必要がある。このために、これは熱交換器ＬＳＣを通るように配向される。この熱交換器ＬＳＣは、ＬＮＧシステムのステージ２３からのライン２５内の低温水によってリーン液を冷却するように構成されている。熱交換器ＬＳＣからの加熱された水は、再び、ステージ２３内での冷却のために、ステージ２３へと戻される。これによって回路が閉じられる。燃焼排ガスから導出されたＣＯ２は、再換熱段ＡＲＣから出て、圧縮、乾燥または低温化等のさらなる処理へと供給される。 In a further embodiment of the invention, the CO 2 capture system may be a system 5B based on an amine process, as shown in FIG. This includes the CO 2 absorber B. This is supplied with a flow of water via line W and a lean absorbent stream LS ′. The flue gas from the HRSG is directed to the bottom of the absorber B, flows back through the lean liquid LS ′, and rises through this device. Clean flue gas is discharged at the top of the device and is directed to the atmosphere via the stack S. The rich liquid resulting from this absorption process is directed to the amine igniting stage ARC via line RS ′ and heat exchanger LRX. Here CO 2 is released from the solution and directed via a capacitor C ′ to a mechanism for further processing or storage. The absorption stage ARC is further coupled to a circuit including a reboiler RB. From here, the lean liquid stream is directed to the heat exchanger LRX via LS ′. Here, the lean liquid LS ′ exchanges heat with the rich liquid RS ′. This preheats the rich liquor prior to entering the amine heating stage ARC. The lean liquor LS ′ further needs to be cooled before being used in the absorber stage B. For this, it is oriented through the heat exchanger LSC. The heat exchanger LSC is configured to cool the lean liquid with low temperature water in a line 25 from the stage 23 of the LNG system. The heated water from the heat exchanger LSC is returned to the stage 23 for cooling in the stage 23 again. This closes the circuit. The CO 2 derived from the flue gas leaves the reheat stage ARC and is supplied for further processing such as compression, drying or lowering.

設けられているＣＯ２回収システムの種類に依存して、このシステム内での処理の前に、ＨＲＳＧからの燃焼排ガスは特定の温度範囲まで冷却されるべきである。冷却アンモニアプロセスのケースでは、燃焼排ガスは、吸収器に入る前に１０℃以下の有利な温度を有している。アミンプロセスの場合には、燃焼排ガスは、最適な動作を保証するために約５０℃の温度を有するべきである。このような燃焼排ガス冷却に対しては、発電プラントは燃焼排ガス冷却器３Ａを含んでいる。または、必要であれば付加的に、燃焼排ガスチラー３Ｂを含む。これは、ＣＯ２回収プロセス内でのその処理の前に、燃焼排ガスを冷却または低温化するための燃焼排ガスライン内に配置されている。従って冷却エネルギーは、完全に、ＬＮＧシステムから抜き取られる。冷却器／チラーシステム３Ａ、３Ｂは、次に、燃焼排ガスから得られ、ライン２６を介してＬＮＧシステムへと向けられた熱を伴うＬＮＧシステムをサポートする。 Depending on the type of provided CO 2 recovery system, prior to processing within the system, flue gas from the HRSG should be cooled to a specific temperature range. In the case of a cooled ammonia process, the flue gas has an advantageous temperature of 10 ° C. or less before entering the absorber. In the case of an amine process, the flue gas should have a temperature of about 50 ° C. to ensure optimal operation. For such flue gas cooling, the power plant includes a flue gas cooler 3A. Or, if necessary, a combustion exhaust gas chiller 3B is additionally included. This is placed in a flue gas line for cooling or lowering the flue gas prior to its treatment within the CO 2 capture process. The cooling energy is thus completely extracted from the LNG system. The cooler / chiller systems 3A, 3B then support the LNG system with heat derived from the flue gas and directed through the line 26 to the LNG system.

発電プラントは幾つかのさらなる冷却システムを含んでいる。これらは、ＣＯ２回収システム自体の冷却システムに対して付加的に、ＬＮＧシステムとともに組み込み可能なＣＯ２回収システムと結合または関連付けされている。 The power plant includes several additional cooling systems. These are combined or associated with a CO 2 capture system that can be integrated with the LNG system in addition to the cooling system of the CO 2 capture system itself.

ＣＯ２回収システム５Ａ、５Ｂは、回収されたＣＯ２を処理するためのＣＯ２乾燥および冷却システム６に結合されている。この回収されたＣＯ２は、ＣＯ２回収システム内の燃焼排ガスから分離されたものである。ＣＯ２圧縮のための選択的なコンプレッサが、冷却システム６に続いて配置される。 The CO 2 capture systems 5A, 5B are coupled to a CO 2 drying and cooling system 6 for processing the recovered CO 2 . This recovered CO 2 is separated from the combustion exhaust gas in the CO 2 recovery system. A selective compressor for CO 2 compression is placed following the cooling system 6.

燃焼排ガス内のＣＯ２濃度を上昇させることによってＣＯ２回収プロセスの効率を高めるために、発電プラント１０はさらに、燃焼排ガス再循環システムを含むことができる。このシステムはＨＲＳＧからの排出ラインから分岐するラインを含み得る。これは、処理されていない燃焼排ガスを、燃焼排ガス冷却器４ａを介してガスタービン流入口へと戻す。この燃焼排ガス冷却器４ａの後には、選択的な燃焼排ガスチラー４ｂが続く。燃焼排ガス冷却器または燃焼排ガスチラーからの冷却されたまたは低温化された燃焼排ガスは、それぞれ、ガスタービンコンプレッサに向けられている吸気空気流Ａへと向けられ、混ぜられる。 In order to increase the efficiency of the CO 2 capture process by increasing the CO 2 concentration in the flue gas, the power plant 10 may further include a flue gas recirculation system. The system may include a line that branches off the discharge line from the HRSG. This returns the untreated combustion exhaust gas to the gas turbine inlet via the combustion exhaust gas cooler 4a. The flue gas cooler 4a is followed by a selective flue gas chiller 4b. The cooled or cooled flue gas from the flue gas cooler or flue gas chiller is directed and mixed into the intake air stream A, which is directed to the gas turbine compressor, respectively.

さらに発電プラント効率を上昇させるために、発電プラントは吸気空気低温化システム２を含むことができる。このシステムは、吸気空気を、例えば、周囲温度が高い場合に、ライン２５を介して熱交換器２３からの低温媒体を使用して冷却する。加熱された媒体は、ライン２６を介して熱交換器２３へと戻される。   In order to further increase the power plant efficiency, the power plant can include an intake air refrigeration system 2. This system cools the intake air using a cold medium from heat exchanger 23 via line 25, for example, when the ambient temperature is high. The heated medium is returned to the heat exchanger 23 via line 26.

発電プラントは、液化天然ガス処理システム２０と作用結合されている。このシステムは、ガスタービン燃焼チャンバＣＣ内での使用のためおよび／またはガスパイプラインを介した搬出のために、極低温液化天然ガスＬＮＧを気化させる。発電プラント１０内の再ガス化プロセスおよび種々の冷却および低温化システムは、全体的な発電プラント効率を最適化するように組み込まれている。ＬＮＧシステム２０は、例えば幾つかのステージ２１〜２３を含んでいる。これらは直列に配置されている。ここで各ステージは、異なる温度レベルでＬＮＧを気化させる。第１のステージ２１は、ＬＮＧを気化させるように構成および配置されており、閉じられた回路内で、発電プラント１０内の空気分離ユニットＡＳＵとライン２７および２８を介して作用結合されている。ライン２７によって極低温冷却は流動媒体を介して、ＡＳＵを動作させる。また、ライン２８は、ＡＳＵ内で生成された熱を、ＬＮＧを気化させるために気化ステージ２１へと戻す。   The power plant is operatively coupled to the liquefied natural gas processing system 20. This system vaporizes the cryogenic liquefied natural gas LNG for use within the gas turbine combustion chamber CC and / or for removal via the gas pipeline. The regasification process and various cooling and chilling systems within the power plant 10 are incorporated to optimize overall power plant efficiency. The LNG system 20 includes, for example, several stages 21 to 23. These are arranged in series. Here, each stage vaporizes LNG at different temperature levels. The first stage 21 is configured and arranged to vaporize LNG and is operatively coupled to the air separation unit ASU in the power plant 10 via lines 27 and 28 in a closed circuit. Cryogenic cooling via line 27 operates the ASU via the fluid medium. Line 28 also returns the heat generated in the ASU to vaporization stage 21 to vaporize LNG.

空気分離ユニットＡＳＵは、大気用のライン内に配置されている。これは、ガスタービンコンプレッサ用の吸気空気ラインＡから分岐する。大気から導出された純粋な酸素は、補助燃焼をサポートするために、コンプレッサへの大気ラインへと戻される、および／または、ガスタービンの燃焼チャンバＣＣ、および／または排熱回収ボイラＨＲＳＧへと戻される。   The air separation unit ASU is disposed in the atmospheric line. This branches off from the intake air line A for the gas turbine compressor. Pure oxygen derived from the atmosphere is returned to the atmosphere line to the compressor and / or returned to the combustion chamber CC of the gas turbine and / or the exhaust heat recovery boiler HRSG to support auxiliary combustion. It is.

ＬＮＧシステム２０の第２の熱交換器２２は、図１に示されているように、ＣＯ２乾燥および冷却システム６と作用結合されている。ＬＮＧ熱交換器２２の冷却エネルギーは、ＣＯ２がコンプレッサ３７内で充分に圧縮された後に、ガスタービン排出ガスから回収されたＣＯ２を液化させるために使用される。液化されたＣＯ２は、搬送機構Ｔに向けられる、または、ＣＯ２を処理するまたは格納するための別の機構に向けられる。発電プラントのＣＯ２処理内にＬＮＧ気化器の第２の熱交換器２２を組み込むことによって、付加的なＣＯ２コンプレッサおよびより高い圧力へＣＯ２を圧縮するための中間冷却器を必要とすることなくＣＯ２を液化することができる。この配置によって、投資および操作コスト並びにプラント効率を顕著にセーブすることができる。 The second heat exchanger 22 of the LNG system 20 is operatively coupled to the CO 2 drying and cooling system 6 as shown in FIG. The cooling energy of the LNG heat exchanger 22 is used to liquefy the CO 2 recovered from the gas turbine exhaust gas after the CO 2 is fully compressed in the compressor 37. The liquefied CO 2 is directed to the transport mechanism T or to another mechanism for processing or storing the CO 2 . By incorporating a second heat exchanger 22 of the LNG vaporizer within the CO 2 process of the power plant, an additional CO 2 compressor and an intercooler to compress the CO 2 to higher pressures are required. CO 2 can be liquefied. This arrangement can save significant investment and operating costs as well as plant efficiency.

ＬＮＧ再ガス化システム２０の第３の熱交換器２３は、ＣＯ２回収システム５Ａまたは５Ｂの冷却システムと、ライン２５および２６によって結合される。全般的な発電プラント効率を付加的に最適化するために、発電プラント１０内にさらなる冷却システムを同様に組み込むことができる。これらのシステムは、例えば、蒸気タービンコンデンサ１用の冷却システムを含む。 The third heat exchanger 23 of the LNG regasification system 20 is coupled by lines 25 and 26 to the cooling system of the CO 2 capture system 5A or 5B. Additional cooling systems can be similarly incorporated within the power plant 10 to additionally optimize overall power plant efficiency. These systems include, for example, a cooling system for the steam turbine condenser 1.

各熱交換器２１〜２３は、自身の中に、１つまたは複数の気化ユニットを含んでいてよい。ここでユニットが幾つかある場合には、これらのユニットは直列または並列に配置可能である。このような配置によって、ＬＮＧおよび熱交換流および各温度の柔軟なコントロールが可能になる。   Each heat exchanger 21-23 may include one or more vaporization units therein. If there are several units here, these units can be arranged in series or in parallel. Such an arrangement allows flexible control of the LNG and heat exchange flow and each temperature.

付加的に、最後の熱交換器２３は、冷蔵ユニット２４と結合されてもよい。これはライン２５および２６によっても結合される。熱交換器２２も、冷蔵ユニット３５と結合可能である。これは、コンプレッサ３７および搬送機構Ｔへのラインに結合される。同様に、熱交換器２１が冷蔵ユニット３６と結合可能である。これは、ラインを介してライン２７および２８に結合される。この構造によって、ＬＮＧ再ガス化プロセスのシャットダウン、またはこのプロセスから得られる不十分な冷却の間の、発電プラント内の冷却および低温化システムの動作が可能になる。   Additionally, the last heat exchanger 23 may be coupled with the refrigeration unit 24. This is also coupled by lines 25 and 26. The heat exchanger 22 can also be coupled to the refrigeration unit 35. This is coupled to the line to the compressor 37 and the transport mechanism T. Similarly, the heat exchanger 21 can be coupled to the refrigeration unit 36. This is coupled to lines 27 and 28 via lines. This structure allows the operation of the cooling and chilling system in the power plant during the shutdown of the LNG regasification process or the insufficient cooling resulting from this process.

図４は、変形したＬＮＧ再ガス化プラント２０’を伴う、発電プラント１０の別の実施例を示している。この変形は、選択的な冷蔵ユニット２４および３６を伴う、ＬＮＧ再ガス化のための２つの熱交換器２１および２３を含んでいる。ＣＯ２液化のために使用されている熱交換器２２を有する代わりに、発電プラントは、乾燥および冷却システム６の後に配置されている中間冷却器３４を伴うコンプレッサ３７のシステムを含む。この中間冷却器には、熱交換器２３からのライン２５を介して冷気が供給される。 FIG. 4 shows another embodiment of the power plant 10 with a modified LNG regasification plant 20 ′. This variant includes two heat exchangers 21 and 23 for LNG regasification with optional refrigeration units 24 and 36. Instead of having a heat exchanger 22 that is used for CO 2 liquefaction, the power plant includes a system of compressors 37 with an intercooler 34 located after the drying and cooling system 6. Cold air is supplied to the intermediate cooler via a line 25 from the heat exchanger 23.

１ 蒸気タービンコンデンサ、 ２ 吸気空気低温化システム、 ３Ａ／３Ｂ 燃焼排ガス冷却器／チラー、 ４Ａ／４Ｂ 再循環された燃焼排ガス冷却器／チラー、 ５Ａ ＣＯ２回収システム−冷却アンモニアシステム、 ５Ｂ ＣＯ２回収システム−アミンプロセス、 ６ ＣＯ２乾燥および冷却システム、 １０ 複合サイクル発電プラント、 ２０、２０’ 液化天然ガス再ガス化システム、 ２１ 極低温での第１の熱交換器、 ２２ 低温での第２の熱交換器、 ２３ 第３の熱交換器、 ２４ 冷蔵ユニット、 ２５ 第３の熱交換器から発電プラントへと続く、熱交換媒体用のライン、 ２６ 発電プラントからＬＮＧ再ガス化熱交換器へと戻る、熱交換媒体用の帰線、 ２７ 第１のＬＮＧ再ガス化熱交換器から空気分離ユニットへと続く、極低温熱交換媒体用のライン、 ２８ 空気分離ユニットからＬＮＧ再ガス化熱交換器へと戻る、熱交換媒体用の帰線、 ３１−３３ 冷却アンモニアＣＯ２回収システム内の再ガス化システム、 ３１ 冷却アンモニアＣＯ２回収システム内のＤＣＣ冷却回路内の冷却器、 ３２ 冷却アンモニアＣＯ２回収システム内の水冷却器、 ３３ 冷却アンモニアＣＯ２回収システム内のリッチ液冷却器、 ３４ ＣＯ２中間冷却器、 ３５、３６ 冷蔵ユニット、 ３７ ＣＯ２コンプレッサ、 ＧＴ ガスタービン、 ＳＴ 蒸気タービン、 ＨＲＳＧ 排熱回収ボイラ、 Ａ 吸気空気、 ＡＳＵ 空気分離ユニット、 ＬＮＧ 液化天然ガス、 ＮＧ ガス化された天然ガス、 ＤＣＣ 直接接触冷却器、 Ａ ＣＯ２吸収器、 ＲＧ ＣＯ２吸収液換熱器、 ＲＳ ＣＯ２吸収リッチ液のためのライン、 ＬＳ ＣＯ２吸収リーン液用のライン、 Ｗ 水のライン、 ＷＷ 水洗浄装置、 Ｇ１、Ｇ２、Ｇ５、Ｇ６、Ｇ７ 燃焼排ガスライン、 Ｂ ＣＯ２吸収器、 ＲＳ’ ＣＯ２吸収リッチ液のためのライン、 ＬＳ’ ＣＯ２吸収リーン液用のライン、 ＡＲＣ アミン換熱器段、 ＲＢ リボイラー、 Ｃ’ リーン液冷却システム、 Ｓ スタック、 Ｔ 液化ＣＯ２搬送システム 1 steam turbine condenser, 2 intake air refrigeration system, 3A / 3B flue gas cooler / chiller, 4A / 4B recirculated flue gas cooler / chiller, 5A CO 2 recovery system-cooled ammonia system, 5B CO 2 recovery System-amine process, 6 CO 2 drying and cooling system, 10 combined cycle power plant, 20, 20 ′ liquefied natural gas regasification system, 21 first heat exchanger at cryogenic temperature, 22 second at cryogenic temperature Heat exchanger, 23 third heat exchanger, 24 refrigeration unit, 25 line for heat exchange medium leading from third heat exchanger to power plant, 26 from power plant to LNG regasification heat exchanger Return, return line for heat exchange medium, 27 for cryogenic heat exchange medium, from the first LNG regasification heat exchanger to the air separation unit Inn, 28 returns from the air separation unit to the LNG regasification Kanetsu exchanger, heat exchange blanking for medium, 31-33 regasification system in the cooling ammonia CO 2 recovery system, 31 cooled ammonia CO 2 recovery system of DCC cooler in the cooling circuit, 32 water cooler in the cooling ammonia CO 2 recovery system, 33 rich solution cooler in the cooling ammonia CO 2 recovery system, 34 CO 2 intercooler, 35 refrigeration unit, 37 CO 2 compressor, GT gas turbine, ST steam turbine, HRSG exhaust heat recovery boiler, A intake air, ASU air separation unit, LNG liquefied natural gas, NG gasified natural gas, DCC direct contact cooler, A CO 2 absorption , RG CO 2 absorption liquid heat exchanger, line for RS CO 2 absorption rich liquid, LS Line for CO 2 absorption lean liquid, W water line, WW water cleaning device, G1, G2, G5, G6, G7 flue gas line, B CO 2 absorber, line for RS 'CO 2 absorption rich liquid, LS 'CO 2 absorption lean liquid line, ARC amine heat exchanger stage, RB reboiler, C' lean liquid cooling system, S stack, T liquefied CO 2 transport system

Claims (13)

ガスタービン（ＧＴ）と、蒸気タービン（ＳＴ）と、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）と、液化天然ガス（ＬＮＧ）再ガス化システム（２０）とを含んでいる複合サイクル発電プラント（１０）であって、
さらに、前記排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）によって排出された排気ガスを処理するＣＯ２回収システム（５Ａ、５Ｂ）を含んでいる複合サイクル発電プラントにおいて、
前記液化天然ガス再ガス化システム（２０）は熱交換器（２１、２２、２３）を含んでおり、前記熱交換器は前記ＣＯ２回収システム（５Ａ、５Ｂ）内の熱交換器（３１、３２、３３、３６、ＬＳＣ）と作用結合されており、
１つまたは複数の熱交換器（２１、２２、２３）はカスケード配置されており、かつＬＮＧ吸気温度から少なくとも−１０℃までの天然ガス温度で動作するように構成されており、かつ前記熱交換器のうちの少なくとも１つの熱交換器（２３）は、液化天然ガスと熱交換媒体との間の熱交換のために構成および配置されており、
前記熱交換媒体は、極低温または低温を、前記少なくとも１つの熱交換器（２１）からの出力側で有している、
ことを特徴とする複合サイクル発電プラント（１０）。 A combined cycle power plant (10) comprising a gas turbine (GT), a steam turbine (ST), an exhaust heat recovery boiler (HRSG), and a liquefied natural gas (LNG) regasification system (20). And
Furthermore, in the combined cycle power plant including the CO 2 recovery system (5A, 5B) for processing the exhaust gas discharged by the exhaust heat recovery boiler (HRSG),
The liquefied natural gas regasification system (20) includes heat exchangers (21, 22, 23), and the heat exchangers are heat exchangers (31, 22) in the CO 2 recovery system (5A, 5B). 32, 33, 36, LSC).
The one or more heat exchangers (21, 22, 23) are cascaded and configured to operate at a natural gas temperature from LNG intake temperature to at least −10 ° C., and said heat exchange At least one heat exchanger (23) of the vessel is configured and arranged for heat exchange between the liquefied natural gas and the heat exchange medium;
The heat exchange medium has a cryogenic or low temperature on the output side from the at least one heat exchanger (21),
A combined cycle power plant (10) characterized in that. 前記ＣＯ２回収システムは冷却アンモニアプロセス用に配置されたシステム（５Ａ）であり、前記発電プラント（１０）はライン（２５、２６）を含んでおり、前記ラインは前記熱交換媒体を前記再ガス化熱交換器（２３）から、前記ＣＯ２回収システム内の冷却システムへ向かわせる、すなわち、
・燃焼排ガス直接接触冷却器（ＤＣＣ）の冷却回路内に組み込まれている冷却器（３１）、
・燃焼排ガス水洗浄装置（ＷＷ）の前の水冷却器（３２）、
・前記ＣＯ２回収システム（５Ａ）内のＣＯ２リッチ吸収液を冷却するための冷却器（３３）、
のうちの１つまたは複数へと向かわせる、請求項１記載の複合サイクル発電プラント（１０）。 The CO 2 capture system is a system (5A) arranged for a cooled ammonia process, the power plant (10) includes lines (25, 26), which line reheats the heat exchange medium as the regas. From the heat exchanger (23) to the cooling system in the CO 2 capture system, ie
A cooler (31) incorporated in the cooling circuit of the flue gas direct contact cooler (DCC),
A water cooler (32) in front of the combustion exhaust gas water cleaning device (WW),
A cooler (33) for cooling the CO 2 rich absorbent in the CO 2 recovery system (5A),
The combined cycle power plant (10) of claim 1, wherein the combined cycle power plant (10) is directed to one or more of the following. 前記ＣＯ２回収システムは、ＣＯ２を燃焼排ガスから除去するためのアミンプロセス用に配置されたシステム（５Ｂ）であり、前記液化天然ガス再ガス化システム（２０）は、カスケード配置され、ＬＮＧ吸気温度から少なくとも０℃までの天然ガスの動作用に構成された１つまたは複数の熱交換器（２１、２２、２３）を含んでおり、前記熱交換器の少なくとも１つの熱交換器（２１）は、液化天然ガスと熱交換媒体との間の熱交換のために構成および配置されており、
前記熱交換媒体は、極低温または低温を、前記少なくとも１つの熱交換器（２３）からの出力側で有している、請求項１記載の複合サイクル発電プラント（１０）。 The CO 2 capture system is a system (5B) arranged for an amine process to remove CO 2 from the flue gas, and the liquefied natural gas regasification system (20) is arranged in cascade, with LNG intake Including one or more heat exchangers (21, 22, 23) configured for operation of natural gas from temperature to at least 0 ° C., wherein at least one heat exchanger (21) of said heat exchanger Is configured and arranged for heat exchange between the liquefied natural gas and the heat exchange medium,
The combined cycle power plant (10) according to claim 1, wherein the heat exchange medium has a cryogenic temperature or a low temperature on the output side from the at least one heat exchanger (23). 前記発電プラント（１０）は、ライン（２５、２６）を含んでおり、前記ラインは前記熱交換媒体を前記再ガス化熱交換器（２１）から、前記ＣＯ２回収アミンプロセスシステム（５Ｂ）内のＣＯ２リーン液を冷却するためのシステム（ＬＳＣ）へと向かわせる、請求項３記載の複合サイクル発電プラント（１０）。 The power plant (10) includes lines (25, 26), and the lines transfer the heat exchange medium from the regasification heat exchanger (21) into the CO 2 recovery amine process system (5B). combined cycle power plant of the CO 2 directs the lean solution to the system (LSC) for cooling, according to claim 3, wherein (10). 前記液化天然ガスと、前記熱交換器からの出力側で極低温または低温を有している熱交換媒体との間の熱交換のために構成および配置されている前記少なくとも１つの熱交換器（２３）は、前記複合サイクル発電プラント（１０）の前記ガスタービン（ＧＴ）への吸気空気を冷却するシステム（２）に作用結合されている、請求項１または３記載の複合サイクル発電プラント（１０）。   The at least one heat exchanger configured and arranged for heat exchange between the liquefied natural gas and a heat exchange medium having a cryogenic or low temperature on the output side from the heat exchanger ( The combined cycle power plant (10) according to claim 1 or 3, wherein 23) is operatively coupled to a system (2) for cooling the intake air to the gas turbine (GT) of the combined cycle power plant (10). ). 前記液化天然ガス再ガス化システムの１つまたは複数の熱交換器（２１−２３）は付加的に、前記複合サイクル発電プラント（１０）のシステム、すなわち、
・燃焼排ガスがＣＯ２回収システムに入る前に燃焼排ガスを冷却するためのシステム（３ａ）、
・燃焼排ガスがＣＯ２回収システムに入る前に燃焼排ガスを低温にするためのシステム（３ｂ）、
・前記蒸気タービンコンデンサ用の水冷却システム（１）、
・前記ＨＲＳＧの後に前記ガスタービン吸気口に戻るように再循環される燃焼排ガスを冷却するためのシステム（４ａ）、
・前記ＨＲＳＧの後に前記ガスタービン吸気口に戻るように再循環される燃焼排ガスを低温にするためのシステム（４ｂ）、
・ＣＯ２回収システムによって導出されたＣＯ２を冷却するためのシステム（６）、
・低温化によってＣＯ２を乾燥させるためのシステム（６）。
のうちの１つまたは複数と作用結合されている、請求項５記載の複合サイクル発電プラント（１０）。 One or more heat exchangers (21-23) of the liquefied natural gas regasification system may additionally comprise a system of the combined cycle power plant (10), i.e.
A system (3a) for cooling the flue gas before it enters the CO 2 capture system,
A system (3b) for lowering the combustion exhaust gas before it enters the CO 2 recovery system,
A water cooling system (1) for the steam turbine condenser,
A system (4a) for cooling the flue gas that is recirculated back to the gas turbine inlet after the HRSG;
A system (4b) for lowering the flue gas recirculated back to the gas turbine inlet after the HRSG;
A system (6) for cooling the CO 2 derived by the CO 2 capture system,
A system (6) for drying CO 2 by lowering the temperature.
The combined cycle power plant (10) of claim 5, wherein the combined cycle power plant (10) is operatively coupled to one or more of the following. 前記液化天然ガス再ガス化システムの複数の熱交換器（２１−２３）は、直列または並列に配置されている、請求項１から６までのいずれか一項記載の複合サイクル発電プラント（１０）。   The combined cycle power plant (10) according to any one of claims 1 to 6, wherein the plurality of heat exchangers (21-23) of the liquefied natural gas regasification system are arranged in series or in parallel. . 前記ＬＮＧ再ガス化システム（２０）の前記熱交換器（２１、２２、２３）の各々は、所定の温度範囲内の熱交換用に構成および配置されており、
前記熱交換器（２１、２２、２３）の各々は、１つまたは複数の熱交換装置を含むことができ、前記熱交換装置は、相互に直列または並列に配置され得る、請求項７記載の複合サイクル発電プラント（１０）。 Each of the heat exchangers (21, 22, 23) of the LNG regasification system (20) is configured and arranged for heat exchange within a predetermined temperature range;
8. Each of the heat exchangers (21, 22, 23) can include one or more heat exchange devices, the heat exchange devices can be arranged in series or in parallel with each other. Combined cycle power plant (10). 前記液化天然ガス再ガス化システム（２０）は、自身の熱交換器（２１−２３）に並列に配置されている、液化天然ガスを格納するための、１つまたは複数の冷蔵ユニットを含んでいる、請求項５記載の複合サイクル発電プラント（１０）。   The liquefied natural gas regasification system (20) includes one or more refrigeration units for storing liquefied natural gas, arranged in parallel to its own heat exchanger (21-23). The combined cycle power plant (10) according to claim 5, wherein: 前記ＣＯ２回収システムによって導出されたＣＯ２を液化させるために構成および配置された熱交換器（２２）を含む、前記液化天然ガス再ガス化システムを有している、請求項１または３記載の複合サイクル発電プラント（１０）。 The CO containing 2 structure in order to liquefy the CO 2 derived by the recovery system and arranged heat exchanger (22), has the liquefied natural gas regasification system, according to claim 1 or 3, wherein Combined cycle power plant (10). ＣＯ２を乾燥および冷却するためのシステム（６）からＣＯ２を液化するための前記熱交換器（２２）へと続くラインと、当該熱交換器（２２）から搬送機構（Ｔ）またはポンプへと続く、液化ＣＯ２のためのラインとを有している、請求項６および１０記載の複合サイクル発電プラント（１０）。 Said heat exchanger for liquefying CO 2 from a system for drying and cooling the CO 2 (6) and the line leading to the (22), the heat exchanger (22) from the transport mechanism (T) or the pump to continue, and a line for the liquefied CO 2, claim 6 and 10 combined cycle power plant (10) according. 前記液化天然ガス再ガス化システム（２０）は、極低温を前記熱交換器（２１）の出力側で有している媒体と液化天然ガスとの間の熱交換のために構成および配置された熱交換器（２１）と、空気分離ユニット（２７）へと続く、前記熱交換媒体のためのライン（２７）と、前記空気分離ユニット（ＡＳＵ）から前記熱交換器（２１）へと戻るライン（２８）とを含んでいる、請求項１記載の複合サイクル発電プラント（１０）。   The liquefied natural gas regasification system (20) is constructed and arranged for heat exchange between a medium having a cryogenic temperature at the output side of the heat exchanger (21) and liquefied natural gas. A line (27) for the heat exchange medium leading to a heat exchanger (21), an air separation unit (27), and a line returning from the air separation unit (ASU) to the heat exchanger (21) The combined cycle power plant (10) according to claim 1, comprising (28). 前記液化天然ガス再ガス化システム（２１−２３）は、付加的に、前記蒸気タービン（ＳＴ）コンデンサ（１）のための冷却システムと作用結合されている、請求項５記載の複合サイクル発電プラント（１０）。   The combined cycle power plant according to claim 5, wherein the liquefied natural gas regasification system (21-23) is additionally operatively coupled to a cooling system for the steam turbine (ST) condenser (1). (10).
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