JP3040442B2 - ガスタービン発電設備 - Google Patents
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- F25J1/0281—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc. characterised by the type of prime driver, e.g. hot gas expander
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- F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
- F25J2240/80—Hot exhaust gas turbine combustion engine
- F25J2240/82—Hot exhaust gas turbine combustion engine with waste heat recovery, e.g. in a combined cycle, i.e. for generating steam used in a Rankine cycle
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Description
【発明の詳細な説明】 産業上の利用分野 本発明は、空気貯槽式のガスタービン発電設備に関す
る。
る。
従来の技術 従来のガスタービン発電設備として圧縮空気貯蔵式発
電システムがあり、システムの中に貯気槽を含めること
により、ガスタービン構成要素の圧縮機とタービンとを
分離し、各々独立に運用可能にするものである。
電システムがあり、システムの中に貯気槽を含めること
により、ガスタービン構成要素の圧縮機とタービンとを
分離し、各々独立に運用可能にするものである。
すなわち、ある時期に、圧縮機を電動機で駆動して、
一旦圧縮空気を圧縮空気貯槽に保持し、別の時期にその
圧縮空気貯槽から取り出した空気で燃料を燃焼させ、所
定のガス温度でタービンを作動させて発電を行うもので
ある。圧縮空気貯蔵式発電システムの基本仕様はこの時
間差運転で、例えば夜間の安価な余剰電力で圧縮空気を
貯え、昼間、タービンで発電することで電力貯蔵及び電
力の付加価値化（夜間の安価な電力を昼間の高単価の電
力に置換）を図ろうとするものである。
一旦圧縮空気を圧縮空気貯槽に保持し、別の時期にその
圧縮空気貯槽から取り出した空気で燃料を燃焼させ、所
定のガス温度でタービンを作動させて発電を行うもので
ある。圧縮空気貯蔵式発電システムの基本仕様はこの時
間差運転で、例えば夜間の安価な余剰電力で圧縮空気を
貯え、昼間、タービンで発電することで電力貯蔵及び電
力の付加価値化（夜間の安価な電力を昼間の高単価の電
力に置換）を図ろうとするものである。
第13図は圧縮空気貯蔵式発電システムの一例で、発電
時と空気貯蔵時との運転モード切り替えをクラッチで行
うタイプである。
時と空気貯蔵時との運転モード切り替えをクラッチで行
うタイプである。
圧縮機１と電動・発電機2,3との間及び電動・発電機
2,3とガスタービン４との間にそれぞれクラッチ5,6が設
けられており、例えば夜間に、クラッチ５を接、クラッ
チ６を断にしておいて電動機２を作動し、圧縮機１を駆
動して空気ａを圧縮し、後部冷却器７で冷却して圧縮空
気貯槽８に貯蔵しておく。圧縮空気貯槽８に貯えられた
空気は例えば昼間に払い出され、再生器９を介して燃焼
器10に入り、同時に投入される燃料ｆを燃焼させ、所定
温度の燃焼ガスｇにして、ガスタービン４を駆動する。
このとき、クラッチ５は断、クラッチ６は接状態にされ
ているので、発電機３が駆動され、発電が行われる。タ
ービン排気は再生器９を通り、煙突11により大気に放出
される。このように、圧縮空気貯槽８を含ませ、クラッ
チ5,6の切り替えによって、空気貯蔵運転と発電運転と
を行っている。
2,3とガスタービン４との間にそれぞれクラッチ5,6が設
けられており、例えば夜間に、クラッチ５を接、クラッ
チ６を断にしておいて電動機２を作動し、圧縮機１を駆
動して空気ａを圧縮し、後部冷却器７で冷却して圧縮空
気貯槽８に貯蔵しておく。圧縮空気貯槽８に貯えられた
空気は例えば昼間に払い出され、再生器９を介して燃焼
器10に入り、同時に投入される燃料ｆを燃焼させ、所定
温度の燃焼ガスｇにして、ガスタービン４を駆動する。
このとき、クラッチ５は断、クラッチ６は接状態にされ
ているので、発電機３が駆動され、発電が行われる。タ
ービン排気は再生器９を通り、煙突11により大気に放出
される。このように、圧縮空気貯槽８を含ませ、クラッ
チ5,6の切り替えによって、空気貯蔵運転と発電運転と
を行っている。
第14図の例は、クラッチを用いず、圧縮機12,13の静
翼を可変翼とし、燃料ｆの供給量を調節することにより
連続的に貯蔵・発電の運転モードを変える方式である。
なお、この例で、14は中間冷却器、15,16はガスタービ
ン、17は発電機、18は燃料f1が供給される燃焼器であ
る。
翼を可変翼とし、燃料ｆの供給量を調節することにより
連続的に貯蔵・発電の運転モードを変える方式である。
なお、この例で、14は中間冷却器、15,16はガスタービ
ン、17は発電機、18は燃料f1が供給される燃焼器であ
る。
圧縮空気貯蔵式発電システムにおいて、圧縮空気を貯
える圧縮空気貯槽８は高圧（20〜60気圧）、大容積（数
万〜数十万m3）のため海底か地下空洞に設けられる。
える圧縮空気貯槽８は高圧（20〜60気圧）、大容積（数
万〜数十万m3）のため海底か地下空洞に設けられる。
第15図（ａ）は圧縮空気貯槽８を数百メートルの海底
に設置し、陸上の発電設備19と配管20で連結する方式
で、一定の水圧がかかる定圧式貯槽である。
に設置し、陸上の発電設備19と配管20で連結する方式
で、一定の水圧がかかる定圧式貯槽である。
第15図（ｂ）は岩塩層などの岩盤に人工空洞を設けて
圧縮空気貯槽８とするもので、この場合は発電設備19と
そのまま配管20で連結した変圧式となる。
圧縮空気貯槽８とするもので、この場合は発電設備19と
そのまま配管20で連結した変圧式となる。
第15図（ｃ）は同じく岩盤に人工空洞を掘削して圧縮
空気貯槽８とし、これに水管21を連結して定圧式とした
地下貯蔵の例である。
空気貯槽８とし、これに水管21を連結して定圧式とした
地下貯蔵の例である。
発明が解決しようとする課題 このように圧縮空気貯蔵式発電システムでは、貯蔵す
べき圧縮空気は高圧（例えば20〜60気圧）で大容積（数
万〜数十万m3）のため、耐圧設計上、地上設置が不可能
で、地下又は海底にしか設置できない。しかも設備の立
地は地質上・海中地形上の制約を受け、極めて困難であ
る。又、発電設備容量は貯槽規模で定まり、とりもなお
さず立地点状況に支配される。
べき圧縮空気は高圧（例えば20〜60気圧）で大容積（数
万〜数十万m3）のため、耐圧設計上、地上設置が不可能
で、地下又は海底にしか設置できない。しかも設備の立
地は地質上・海中地形上の制約を受け、極めて困難であ
る。又、発電設備容量は貯槽規模で定まり、とりもなお
さず立地点状況に支配される。
圧縮空気はタービン発電にのみ使用され、昼間タービ
ンに使用する量を前夜の圧縮運転で賄うため、夜間余剰
電力（安価）の昼間電力へのシフト（平準化）量が設備
容量で限定される。
ンに使用する量を前夜の圧縮運転で賄うため、夜間余剰
電力（安価）の昼間電力へのシフト（平準化）量が設備
容量で限定される。
共通の空気貯槽に対して複数の発電設備を設ける場
合、配置可能範囲が貯槽近辺に制約され、距離が長くな
ると、高圧の大口径空気管の資材・建設に過大の投資が
必要となる。
合、配置可能範囲が貯槽近辺に制約され、距離が長くな
ると、高圧の大口径空気管の資材・建設に過大の投資が
必要となる。
空気圧縮機の昇圧能力が貯槽とタービン設備の使用を
決定する。タービン発電効率は高圧ほど良好であっても
その分圧縮機動力が増加し、岩盤耐圧、海底水深の制約
もあって貯槽の建設が困難となる。
決定する。タービン発電効率は高圧ほど良好であっても
その分圧縮機動力が増加し、岩盤耐圧、海底水深の制約
もあって貯槽の建設が困難となる。
本発明は上記事情にかんがみてなされたもので、立地
条件に影響されない発電設備を提供すること目的とす
る。
条件に影響されない発電設備を提供すること目的とす
る。
課題を解決するための手段 上記目的に対し、本発明によれば、発電機を駆動する
ガスタービンと、空気を液化する液化設備と、液化され
た流体を貯蔵する貯槽と、該液化された液体を気化して
ガスタービン燃焼器へ供給する気化設備とを備え、前記
液化設備からの回収熱は、蓄熱槽に貯められて、前記気
化設備において気化した液体空気の加熱に用いられ、前
記液体空気が気化するときの冷熱は、復水器冷却用に用
いられ、前記ガスタービンからの排気は、排熱ボイラに
接続されているガスタービン発電設備が提供される。
ガスタービンと、空気を液化する液化設備と、液化され
た流体を貯蔵する貯槽と、該液化された液体を気化して
ガスタービン燃焼器へ供給する気化設備とを備え、前記
液化設備からの回収熱は、蓄熱槽に貯められて、前記気
化設備において気化した液体空気の加熱に用いられ、前
記液体空気が気化するときの冷熱は、復水器冷却用に用
いられ、前記ガスタービンからの排気は、排熱ボイラに
接続されているガスタービン発電設備が提供される。
作用 液化設備にて、貯蔵すべき空気は直接液体空気の形
で、又は液体窒素及び液体酸素に分離された形で液化さ
れる。
で、又は液体窒素及び液体酸素に分離された形で液化さ
れる。
これら液化された流体を各々常圧下で保冷・断熱した
貯槽に貯蔵する。
貯槽に貯蔵する。
液化された流体の気化使用に際しては、流体を液体状
態にてポンプで昇圧し、気化設備へ供給する。気化設備
での気化後の空気又は窒素の加熱は、液化設備や圧縮機
の出口空気から回収した温熱を利用し、その過不足は、
ボイラ給水加熱又は蒸気タービン抽気の凝縮で調節す
る。
態にてポンプで昇圧し、気化設備へ供給する。気化設備
での気化後の空気又は窒素の加熱は、液化設備や圧縮機
の出口空気から回収した温熱を利用し、その過不足は、
ボイラ給水加熱又は蒸気タービン抽気の凝縮で調節す
る。
気化設備で回収した冷熱は、復水器の循環水、潤滑油
及びボイラ排気の冷却等に使用される。
及びボイラ排気の冷却等に使用される。
実施例 以下、第１図ないし第12図を参照しながら本発明の好
適な実施例について詳述する。これらの図において、第
13図及び第14図に示したものと同一の部分には同一の符
号を付してある。第１図は本発明によるガスタービン発
電設備の構成を示したもので、特に、空気を液化流体
（液体空気、液体窒素、液体酸素等）の形で液化する設
備を備えた構成例の１つを示している。第１図におい
て、領域Ｉが本発明によるガスタービン発電設備の基本
構成であり、領域IIがそのバリエーション部分である。
図中、符号22は液化設備、23は液化流体貯槽、24は気体
及び冷熱回収機能を有する気化設備、25は併設発電プラ
ント、26は冷熱利用プラント、27は温熱流体用の蓄熱
槽、28は冷熱流体用の蓄熱槽、29は昇圧ポンプ、30は移
送ポンプ、31〜33は発電機３及び電動機２が電力系統と
連系を行う遮断器をそれぞれ示している。
適な実施例について詳述する。これらの図において、第
13図及び第14図に示したものと同一の部分には同一の符
号を付してある。第１図は本発明によるガスタービン発
電設備の構成を示したもので、特に、空気を液化流体
（液体空気、液体窒素、液体酸素等）の形で液化する設
備を備えた構成例の１つを示している。第１図におい
て、領域Ｉが本発明によるガスタービン発電設備の基本
構成であり、領域IIがそのバリエーション部分である。
図中、符号22は液化設備、23は液化流体貯槽、24は気体
及び冷熱回収機能を有する気化設備、25は併設発電プラ
ント、26は冷熱利用プラント、27は温熱流体用の蓄熱
槽、28は冷熱流体用の蓄熱槽、29は昇圧ポンプ、30は移
送ポンプ、31〜33は発電機３及び電動機２が電力系統と
連系を行う遮断器をそれぞれ示している。
空気を貯蔵する空気液化プラントと貯蔵空気を利用す
る発電プラントとは、液化流体配管34と蓄熱槽27,28と
で連絡されている。なお、液化設備22が空気ａを直接処
理できるとき、例えば液化設備22内に昇圧機構が組込ま
れているときは、圧縮機１及び電動機２が省略できる。
る発電プラントとは、液化流体配管34と蓄熱槽27,28と
で連絡されている。なお、液化設備22が空気ａを直接処
理できるとき、例えば液化設備22内に昇圧機構が組込ま
れているときは、圧縮機１及び電動機２が省略できる。
空気液化プラントにおいて、大気からの空気ａは電動
機２で駆動される圧縮機１によって液化設備22に必要な
圧力まで昇圧され、圧縮空気ｂとして液化設備22に供給
される。電動機２の電力は系統電力と発電機３での発電
電力とから必要量が賄われる。
機２で駆動される圧縮機１によって液化設備22に必要な
圧力まで昇圧され、圧縮空気ｂとして液化設備22に供給
される。電動機２の電力は系統電力と発電機３での発電
電力とから必要量が賄われる。
液化設備22で生成された液化流体ｃは液化流体貯槽23
に一旦貯蔵され、その液化流体ｄは必要に応じて液化流
体配管34及び35により発電プラント及びその他の冷熱利
用プラント26に供給される。
に一旦貯蔵され、その液化流体ｄは必要に応じて液化流
体配管34及び35により発電プラント及びその他の冷熱利
用プラント26に供給される。
液化流体貯槽23から移送ポンプ30によって払い出され
た液化流体ｄは液体状態で昇圧ポンプ29により所定圧力
に昇圧されて気化設備24に供給される。気化設備24にお
いて、液体空気の気化の際に回収される冷熱は冷熱流体
ｉとして蓄熱槽28に貯留され、他の流体の冷却に使用さ
れる。
た液化流体ｄは液体状態で昇圧ポンプ29により所定圧力
に昇圧されて気化設備24に供給される。気化設備24にお
いて、液体空気の気化の際に回収される冷熱は冷熱流体
ｉとして蓄熱槽28に貯留され、他の流体の冷却に使用さ
れる。
圧縮機１の中間及び液化設備22の途中工程の空気から
回収される温熱は温熱流体ｊとして蓄熱槽27に貯留さ
れ、併設発電プラント25からの温熱も蓄熱槽27に貯留す
るよう構成されて他の流体の加熱に使用される。
回収される温熱は温熱流体ｊとして蓄熱槽27に貯留さ
れ、併設発電プラント25からの温熱も蓄熱槽27に貯留す
るよう構成されて他の流体の加熱に使用される。
又、冷熱利用プラント26における利用冷熱は気化設備
24から直接に、又は蓄熱槽28を介して供給するか、若し
くは液化流体貯槽23からの液化流体ｄそのものを利用す
ることができる。
24から直接に、又は蓄熱槽28を介して供給するか、若し
くは液化流体貯槽23からの液化流体ｄそのものを利用す
ることができる。
気化設備24にて気化された流体（空気又は窒素）ｅは
燃焼器10において共に投入される燃料ｆによって所定の
ガス温度に昇温され、その燃焼ガスｇはガスタービン４
に供給され、同軸の発電機３を駆動して発電する。
燃焼器10において共に投入される燃料ｆによって所定の
ガス温度に昇温され、その燃焼ガスｇはガスタービン４
に供給され、同軸の発電機３を駆動して発電する。
ガスタービン４からのタービン排気ｈはそのまま煙突
11より大気に放出されるか、又は併設発電プラント25内
で熱回収してから煙突11より放出される。
11より大気に放出されるか、又は併設発電プラント25内
で熱回収してから煙突11より放出される。
夜間電力で空気を液化し、昼間にその空気又は窒素で
発電を行う時間差運用では、夜間は遮断器31,33を接、
遮断器32を断にして系統電力を受け入れ、昼間は遮断器
31を断、遮断器32,33を接にして系統へ送電を行う。
発電を行う時間差運用では、夜間は遮断器31,33を接、
遮断器32を断にして系統電力を受け入れ、昼間は遮断器
31を断、遮断器32,33を接にして系統へ送電を行う。
遮断機31,32,33を全て接とすれば、空気液化と空気利
用又は窒素利用との同時運用が可能である。
用又は窒素利用との同時運用が可能である。
第２図ないし第５図は本発明によるガスタービン発電
設備の他の概略構成例を示す。
設備の他の概略構成例を示す。
第２図は圧縮機１及びガスタービンＴの軸をクラッチ
5,6を介して電動・発電機2,3と直結する構成としたもの
で、発電機３は盤を増設して電動機２としても使用でき
るものである。
5,6を介して電動・発電機2,3と直結する構成としたもの
で、発電機３は盤を増設して電動機２としても使用でき
るものである。
時間差運用では、クラッチ５を接、クラッチ６を断に
して、電動機２で圧縮機１を作動させ、別の時間帯に、
クラチ５を断、クラッチ６を接とすることにより、ガス
タービン４−発電機３の構成として発電を行う。
して、電動機２で圧縮機１を作動させ、別の時間帯に、
クラチ５を断、クラッチ６を接とすることにより、ガス
タービン４−発電機３の構成として発電を行う。
第３図は圧縮機１及びガスタービン４の回転数が異な
るときの構成で、圧縮機１及びガスタービン４の軸に歯
車装置36,37を設置して、両者の回転数を合わせるよう
にしたものである。
るときの構成で、圧縮機１及びガスタービン４の軸に歯
車装置36,37を設置して、両者の回転数を合わせるよう
にしたものである。
第４図は圧縮機12,13をガスタービン38による駆動と
して、ガスタービン発電設備（15,16,17）の軸を独立さ
せた構成例である。
して、ガスタービン発電設備（15,16,17）の軸を独立さ
せた構成例である。
第４図においては、圧縮機12の吐出空気を二分し、そ
のうちの圧縮空気b1を中間冷却器14で冷却した後、圧縮
機13に投入するようにして圧縮機の負荷を軽減し、一方
の圧縮空気b2は燃焼器39で燃料f3を燃焼させ、所定温度
の燃焼ガスg3としてガスタービン38へ供給される。
のうちの圧縮空気b1を中間冷却器14で冷却した後、圧縮
機13に投入するようにして圧縮機の負荷を軽減し、一方
の圧縮空気b2は燃焼器39で燃料f3を燃焼させ、所定温度
の燃焼ガスg3としてガスタービン38へ供給される。
圧縮機13の吐出空気は後部冷却器７で予め冷却されて
から液化設備22にて液化される。
から液化設備22にて液化される。
気化設備24からの気化された流体（空気又は窒素）ｅ
は燃焼器18で燃料f1と燃焼させて所定温度の燃焼ガスg1
にされ、この燃焼ガスg1でガスタービン15を作動させ
る。ガスタービン15の排気は再び燃焼器40で燃料f2と燃
焼させて所定温度の燃焼ガスg2とし、ガスタービン16を
作動させる。これらガスタービン15,16の発生動力にて
発電機17を駆動し、発電を行う。
は燃焼器18で燃料f1と燃焼させて所定温度の燃焼ガスg1
にされ、この燃焼ガスg1でガスタービン15を作動させ
る。ガスタービン15の排気は再び燃焼器40で燃料f2と燃
焼させて所定温度の燃焼ガスg2とし、ガスタービン16を
作動させる。これらガスタービン15,16の発生動力にて
発電機17を駆動し、発電を行う。
ガスタービン16,38のタービン排気h1,h2は必要に応じ
て適宜熱回収される。
て適宜熱回収される。
第５図は第４図の構成を第２図と同様に直結の軸配列
とした例を示いている。なお、第４図及び第５図は、中
間冷却器付き圧縮機及び再燃器付きタービンの例として
表現している点が重要であって、これらを２段構成とし
たことは貯段構成の一例を示したにすぎないものであ
る。
とした例を示いている。なお、第４図及び第５図は、中
間冷却器付き圧縮機及び再燃器付きタービンの例として
表現している点が重要であって、これらを２段構成とし
たことは貯段構成の一例を示したにすぎないものであ
る。
第６図は空気液化設備、液化流体貯槽及び発電プラン
トの構成の自由度を示している。複数の空気液化設備及
び複数の発電プラントはパイプライン41,42で複数の液
化流体貯槽と連結されており、発電設備の規模及び各液
化設備や発電プラントの規模に応じて数を自由に設定可
能である。又、タンカーやタンクローリー等からの液体
空気の充填にも対応できる自由度がある。これは、空気
を従来のように気体でなく、液体として扱っていること
で可能となったものである。
トの構成の自由度を示している。複数の空気液化設備及
び複数の発電プラントはパイプライン41,42で複数の液
化流体貯槽と連結されており、発電設備の規模及び各液
化設備や発電プラントの規模に応じて数を自由に設定可
能である。又、タンカーやタンクローリー等からの液体
空気の充填にも対応できる自由度がある。これは、空気
を従来のように気体でなく、液体として扱っていること
で可能となったものである。
第７図は本発明によるガスタービン発電設備の構成を
詳細に示したものである。この実施例は、ガスタービン
及び圧縮機をクラッチを介して接続し、かつ空気を液体
窒素及び液体酸素の形で分離して貯蔵する例を示してい
る。
詳細に示したものである。この実施例は、ガスタービン
及び圧縮機をクラッチを介して接続し、かつ空気を液体
窒素及び液体酸素の形で分離して貯蔵する例を示してい
る。
２段圧縮機12,13には中間冷却器14及び後部冷却器７
が接続され、後部冷却器７の出口は液化設備22に接続さ
れる。この液化設備22はあらゆる方式のものが適用でき
る。
が接続され、後部冷却器７の出口は液化設備22に接続さ
れる。この液化設備22はあらゆる方式のものが適用でき
る。
液化設備22にはここで生成された液化流体ｃを貯える
液化流体貯槽23が接続される。液化流体貯槽23は沸点の
違いで分離された液体酸素ｖと液体窒素ｗとを別々に貯
えるよう液体酸素貯槽43及び液体酸素貯槽44の２つに分
離して構成されており、さらにこれら液体酸素ｖと液体
窒素ｗとを100％窒素から任意の割合迄所定の割合に混
合して移送ポンプ30に送り込む混合器45が設置されてい
る。これら液体酸素貯槽43,液体窒素貯槽44及び混合器4
5は図示では併設しているが、それぞれ分離貯蔵及び分
離混合するよう配置することもできる。
液化流体貯槽23が接続される。液化流体貯槽23は沸点の
違いで分離された液体酸素ｖと液体窒素ｗとを別々に貯
えるよう液体酸素貯槽43及び液体酸素貯槽44の２つに分
離して構成されており、さらにこれら液体酸素ｖと液体
窒素ｗとを100％窒素から任意の割合迄所定の割合に混
合して移送ポンプ30に送り込む混合器45が設置されてい
る。これら液体酸素貯槽43,液体窒素貯槽44及び混合器4
5は図示では併設しているが、それぞれ分離貯蔵及び分
離混合するよう配置することもできる。
気化設備24は気化熱交換機46と、昇温熱交換器47と、
気化分離装置48とで構成され、気化熱交換器46には冷熱
流体用の蓄熱槽28が接続され、昇温熱交換器47には中温
水用の蓄熱槽49が接続され、気液分離装置48には２段の
空気加熱器50,51が接続される。又、蓄熱槽28は蓄熱槽4
9に接続され、蓄熱槽49は潤滑油冷却器52と、併設発電
プラント25の復水器53及び排気冷却器54とに接続され
る。
気化分離装置48とで構成され、気化熱交換器46には冷熱
流体用の蓄熱槽28が接続され、昇温熱交換器47には中温
水用の蓄熱槽49が接続され、気液分離装置48には２段の
空気加熱器50,51が接続される。又、蓄熱槽28は蓄熱槽4
9に接続され、蓄熱槽49は潤滑油冷却器52と、併設発電
プラント25の復水器53及び排気冷却器54とに接続され
る。
空気加熱器50,51の熱源である蓄熱槽27は他に、中間
冷却器14、後部冷却器７及び液化設備22にそれぞれ接続
され、更に併設発電プラント25の蒸気タービン55及び復
水器53に接続された温水加熱器56と、排熱ボイラ57及び
復水器53に接続された給水加熱器58とにそれぞれ接続さ
れている。
冷却器14、後部冷却器７及び液化設備22にそれぞれ接続
され、更に併設発電プラント25の蒸気タービン55及び復
水器53に接続された温水加熱器56と、排熱ボイラ57及び
復水器53に接続された給水加熱器58とにそれぞれ接続さ
れている。
空気加熱器51及び圧縮機13の出口は気化された流体ｅ
又は圧縮空気b4を燃料f1と一緒に投入されるよう燃焼器
18に接続される。この燃焼器18はこの燃焼ガスg1をガス
タービン15に供給するよう接続され、このガスタービン
15はタービン排気h1が燃料f2も投入される燃焼器40に供
給されるよう接続される。燃焼器40はこの燃焼ガスg2を
ガスタービン16に供給するよう接続され、ガスタービン
16はタービン排気ｈを併設発電プラント25の排熱ボイラ
57へ供給するよう接続される。
又は圧縮空気b4を燃料f1と一緒に投入されるよう燃焼器
18に接続される。この燃焼器18はこの燃焼ガスg1をガス
タービン15に供給するよう接続され、このガスタービン
15はタービン排気h1が燃料f2も投入される燃焼器40に供
給されるよう接続される。燃焼器40はこの燃焼ガスg2を
ガスタービン16に供給するよう接続され、ガスタービン
16はタービン排気ｈを併設発電プラント25の排熱ボイラ
57へ供給するよう接続される。
第７図は併設発電プラント25内を蒸気タービン発電の
構成としてガスタービン発電との複合発電の例を示して
いるが、この併設発電プラント25の構成は、排気をはじ
め気化システム、ガスタービンシステムと熱の授受を構
成できるシステムであればよい。
構成としてガスタービン発電との複合発電の例を示して
いるが、この併設発電プラント25の構成は、排気をはじ
め気化システム、ガスタービンシステムと熱の授受を構
成できるシステムであればよい。
ここで、第７図の実施例の作用について説明する。
この発電設備の運用面に関し、夜間電力で空気を液化
貯蔵し、昼間に液化流体を気化してガスタービン発電を
行う等の時間差運用では、夜間はクラッチ５を接、クラ
ッチ６を断とし、電動・発電機2,3を電動機として圧縮
機12,13を作動させて所定の温度と圧力の圧縮空気ｂを
液化設備22に供給する。昼間はクラッチ５を断、クラッ
チ６を接とし、電動・発電機2,3を発電機としておき、
ガスタービン15,16の発生動力にて発電を行う。
貯蔵し、昼間に液化流体を気化してガスタービン発電を
行う等の時間差運用では、夜間はクラッチ５を接、クラ
ッチ６を断とし、電動・発電機2,3を電動機として圧縮
機12,13を作動させて所定の温度と圧力の圧縮空気ｂを
液化設備22に供給する。昼間はクラッチ５を断、クラッ
チ６を接とし、電動・発電機2,3を発電機としておき、
ガスタービン15,16の発生動力にて発電を行う。
同時運用ではクラッチ5,6をともに接とし、電動・発
電機2,3を発電機として使用する。このとき、圧縮機13
の出口空気を液化設備22で全量使用する場合と、圧縮機
13の出口空気を液化設備22をバイパスして全量ガスター
ビン15の入口に投入する場合との２通りの運用が可能で
ある。
電機2,3を発電機として使用する。このとき、圧縮機13
の出口空気を液化設備22で全量使用する場合と、圧縮機
13の出口空気を液化設備22をバイパスして全量ガスター
ビン15の入口に投入する場合との２通りの運用が可能で
ある。
空気の処理段階に沿って説明すると、まず、大気の空
気ａを圧縮機12で圧縮して圧縮空気b1とする。
気ａを圧縮機12で圧縮して圧縮空気b1とする。
液化設備22の運転上、液化し切らない低圧の空気が発
生するときは、空気リサイクルライン59で液化リサイク
ル空気又は窒素ｕを空気ａと混合し、再び原料空気とし
てリサイクル使用する。
生するときは、空気リサイクルライン59で液化リサイク
ル空気又は窒素ｕを空気ａと混合し、再び原料空気とし
てリサイクル使用する。
圧縮空気b1は中間冷却器14によって熱回収される。減
温された圧縮空気b2は圧縮機13で再び昇圧されて昇圧圧
縮空気b3となる。
温された圧縮空気b2は圧縮機13で再び昇圧されて昇圧圧
縮空気b3となる。
圧縮機13の吐出圧力とガスタービン15の入口圧力とを
均衡させた場合は、制御弁60,61,62（制御弁60,62は閉
止、61は開弁）と液化プラントバイパスライン63とを併
設することにより、液化プラントをバイパスした同時運
用が行える。なお、液化プラント使用にて同時運用を行
うときは、制御弁60及び62を開弁、制御弁61を閉止とす
る。
均衡させた場合は、制御弁60,61,62（制御弁60,62は閉
止、61は開弁）と液化プラントバイパスライン63とを併
設することにより、液化プラントをバイパスした同時運
用が行える。なお、液化プラント使用にて同時運用を行
うときは、制御弁60及び62を開弁、制御弁61を閉止とす
る。
圧縮空気b3は後部冷却器７で保有熱が回収され、所定
温度に減温され、圧縮空気ｂとして液化設備22に供給さ
れる。
温度に減温され、圧縮空気ｂとして液化設備22に供給さ
れる。
中間冷却器14、後部冷却器７及び液化設備22で回収で
きる温熱は温熱流体j1,j2,j3として蓄熱槽27に蓄熱され
る。蓄熱槽27に蓄熱されている低温の温熱流体は空気加
熱器50,51からの循環流体で、中間冷却器14、後部冷却
器７及び液化設備22の冷却流体として使用される。
きる温熱は温熱流体j1,j2,j3として蓄熱槽27に蓄熱され
る。蓄熱槽27に蓄熱されている低温の温熱流体は空気加
熱器50,51からの循環流体で、中間冷却器14、後部冷却
器７及び液化設備22の冷却流体として使用される。
蓄熱槽27での熱収支の過不足は給水加熱器58と温水加
熱器56とで調整する。蓄熱量は空気加熱器50,51の空気
加熱に使用するが、余剰となるときは給水加熱器58にて
ボイラ給水ｌの加熱に利用される。一方、不足するとき
は温水加熱器56にて蒸気タービン55からの抽気m1の保有
熱で加熱される。これらの熱交換は蓄熱槽27と温水加熱
器56及び蓄熱槽27と給水加熱器58との間で温度調節流体
を循環させて行われる。抽気m1は温水加熱器56の中で凝
縮され、その復水ｑは復水器53へ導かれ、ボイラ給水ｌ
に戻される。蓄熱槽27に出入りする流体流量は例えば空
気加熱器51の出口と空気加熱器50の入口とを連通させた
バイパス管64によって均衡させることができる。
熱器56とで調整する。蓄熱量は空気加熱器50,51の空気
加熱に使用するが、余剰となるときは給水加熱器58にて
ボイラ給水ｌの加熱に利用される。一方、不足するとき
は温水加熱器56にて蒸気タービン55からの抽気m1の保有
熱で加熱される。これらの熱交換は蓄熱槽27と温水加熱
器56及び蓄熱槽27と給水加熱器58との間で温度調節流体
を循環させて行われる。抽気m1は温水加熱器56の中で凝
縮され、その復水ｑは復水器53へ導かれ、ボイラ給水ｌ
に戻される。蓄熱槽27に出入りする流体流量は例えば空
気加熱器51の出口と空気加熱器50の入口とを連通させた
バイパス管64によって均衡させることができる。
液化設備22で生成させる液化流体ｃは沸点の違いで液
化酸素ｖと液体窒素ｗとに分離される。従って、貯蔵も
液体酸素貯槽43と液体窒素貯槽44とに各々分離して行
い、使用の際にこれらを混合器45にて所定の比率に混合
して移送ポンプ30により発電プラントへ移送する。
化酸素ｖと液体窒素ｗとに分離される。従って、貯蔵も
液体酸素貯槽43と液体窒素貯槽44とに各々分離して行
い、使用の際にこれらを混合器45にて所定の比率に混合
して移送ポンプ30により発電プラントへ移送する。
又、液化流体貯槽23から液体酸素ｖ及び液体窒素ｗを
別途に取り出して他の用途に使用することができる。例
えば、液体酸素ｖは高負荷燃焼（酸素富化燃焼）等の燃
焼調整に利用でき、液体窒素ｗは不活性ガスとして燃焼
調整に、−200℃近くの極低温を利用した発電機、発電
素子、磁気軸受、超伝導体等の高度冷却に、そして、低
温を利用しての例えばガスタービンの燃焼器、タービン
翼等の高温部品の冷却に有効に利用できる。
別途に取り出して他の用途に使用することができる。例
えば、液体酸素ｖは高負荷燃焼（酸素富化燃焼）等の燃
焼調整に利用でき、液体窒素ｗは不活性ガスとして燃焼
調整に、−200℃近くの極低温を利用した発電機、発電
素子、磁気軸受、超伝導体等の高度冷却に、そして、低
温を利用しての例えばガスタービンの燃焼器、タービン
翼等の高温部品の冷却に有効に利用できる。
移送ポンプ30より移送された液化流体ｄは昇圧ポンプ
29により所定の高圧まで昇圧され、気化設備24にて気化
される。液体空気の沸点は−194℃の低温であるため、
気化熱交換器46で気化潜熱が、昇温熱交換器47で昇温顕
熱がそれぞれ回収される。
29により所定の高圧まで昇圧され、気化設備24にて気化
される。液体空気の沸点は−194℃の低温であるため、
気化熱交換器46で気化潜熱が、昇温熱交換器47で昇温顕
熱がそれぞれ回収される。
蓄熱槽28にはブライン等の不凍冷熱流体が貯留されて
いて、気化熱交換器46へ冷熱流体ｉを循環させて冷熱を
回収する。
いて、気化熱交換器46へ冷熱流体ｉを循環させて冷熱を
回収する。
又、蓄熱槽28から中温水用の蓄熱槽49へは温度調節流
体ikを循環させ、中温水に冷熱を伝達させる。中間水の
冷熱は潤滑油ｘの冷却に使用するために潤滑油冷却器52
へ中温流体k2を循環させる他、復水器53へは中温流体k1
を、昇温熱交換器47へは中温流体ｋを、及び排気冷却器
54へは中間流体k3を循環させる。
体ikを循環させ、中温水に冷熱を伝達させる。中間水の
冷熱は潤滑油ｘの冷却に使用するために潤滑油冷却器52
へ中温流体k2を循環させる他、復水器53へは中温流体k1
を、昇温熱交換器47へは中温流体ｋを、及び排気冷却器
54へは中間流体k3を循環させる。
排気冷却器54はガスタービン排気ｈの冷却を強調する
場合に用い、除湿等の必要に応じて適用される。
場合に用い、除湿等の必要に応じて適用される。
気化設備24の気液分離装置48で得られる流体e1は空気
加熱器50,51において後部冷却器７及び中間冷却器14で
の回収熱により昇温されて流体e2,eとなる。
加熱器50,51において後部冷却器７及び中間冷却器14で
の回収熱により昇温されて流体e2,eとなる。
流体ｅは燃料f1とともに燃焼器18で燃焼して所定の温
度の燃焼ガスg1に調整された後、ガスタービン15で膨張
仕事を行う。
度の燃焼ガスg1に調整された後、ガスタービン15で膨張
仕事を行う。
膨張によって減温したタービン排気h1は再度燃焼器40
で燃料f2とともに燃焼してガスタービン16の入口所定温
度の燃焼ガスg2に制御される。ガスタービン16で膨張仕
事を行ったタービン排気ｈはまだ十分高温であるので排
熱ボイラ57で蒸気ｍを発生させ、蒸気タービン55を駆動
させる。
で燃料f2とともに燃焼してガスタービン16の入口所定温
度の燃焼ガスg2に制御される。ガスタービン16で膨張仕
事を行ったタービン排気ｈはまだ十分高温であるので排
熱ボイラ57で蒸気ｍを発生させ、蒸気タービン55を駆動
させる。
蒸気タービン55の排気ｎは温水加熱器56での復水ｑと
ともに復水器53に供給されて復水され、ボイラ給水ｌと
して排熱ボイラ57へ循環される。
ともに復水器53に供給されて復水され、ボイラ給水ｌと
して排熱ボイラ57へ循環される。
排気冷却器54で減温されたガスタービン排気は煙突11
から大気に放出される。
から大気に放出される。
上記構成では、ガスタービン15,16に直結の発電機３
と蒸気タービン55の発電機65とによる発電が複合発電シ
ステムを構成する。
と蒸気タービン55の発電機65とによる発電が複合発電シ
ステムを構成する。
第８図は本発明による発電設備の別の実施例を示すも
ので、空気液化のための圧縮機が小型であって発電用ガ
スタービンとの軸直結によらず電力のみで作動でき、か
つ液化設備22に内蔵されるタイプのものである。
ので、空気液化のための圧縮機が小型であって発電用ガ
スタービンとの軸直結によらず電力のみで作動でき、か
つ液化設備22に内蔵されるタイプのものである。
液化設備22は遮断器31からの給電だけを受ける構成に
なっており、単独で空気ａから液化流体ｃを得ることが
できるものである。
なっており、単独で空気ａから液化流体ｃを得ることが
できるものである。
この第８図の例では、ガスタービン16のタービン排気
ｈによって空気加熱器51の出口の流体ｅを更に昇温する
ようにした排熱再生器66を示しているが、これは蓄熱槽
27の温熱減少を補うものであって、どのようなシステム
にも併用できるものである。
ｈによって空気加熱器51の出口の流体ｅを更に昇温する
ようにした排熱再生器66を示しているが、これは蓄熱槽
27の温熱減少を補うものであって、どのようなシステム
にも併用できるものである。
第９図は液化流体貯槽23にて分離されて貯留されてい
る液体酸素ｖ及び液体窒素ｗを別々に使用し、一方は主
として燃焼調整に、他方は燃焼調整及び高温部品冷却に
使用した構成例を示す。
る液体酸素ｖ及び液体窒素ｗを別々に使用し、一方は主
として燃焼調整に、他方は燃焼調整及び高温部品冷却に
使用した構成例を示す。
液体酸素貯槽43内の液体酸素v1は必要量が酸素供給設
備67に供給され、ここで気化され、更に流量調整されて
燃焼器18,40へ送気される。このとき、燃焼器18,40には
燃料f1,f2と、温度調整された気体窒素とが同時に投入
される。この気体窒素及び気化酸素の供給は燃料の発熱
量、燃焼速度等燃焼特性の調整及び酸素分圧を下げて燃
料との反応を緩和したり酸素濃度を強調し純酸素近くに
して高負荷燃焼を可能にする等の作用を有するものであ
り、この構成は燃料の多様性に対応した燃焼器、バーナ
ノズル等の設計を可能とするものである。
備67に供給され、ここで気化され、更に流量調整されて
燃焼器18,40へ送気される。このとき、燃焼器18,40には
燃料f1,f2と、温度調整された気体窒素とが同時に投入
される。この気体窒素及び気化酸素の供給は燃料の発熱
量、燃焼速度等燃焼特性の調整及び酸素分圧を下げて燃
料との反応を緩和したり酸素濃度を強調し純酸素近くに
して高負荷燃焼を可能にする等の作用を有するものであ
り、この構成は燃料の多様性に対応した燃焼器、バーナ
ノズル等の設計を可能とするものである。
一方、液体窒素貯槽44内の液体窒素ｗは気化設備24に
供給される。気化された気体窒素は、一方では空気加熱
器50,51、排熱再生器66を経て酸素供給設備67からの酸
素及び燃料f1,f2に混合されて燃焼調整に供され、他方
では温度制御装置68に供給される。温度制御装置68は排
熱再生器66を出た気体窒素の一部を導入して気化設備24
からの気体窒素を所定温度に調節して、燃焼器18,40及
びガスタービン15,16のタービン動・静翼の冷却系統に
供給する。得られる気体窒素は200℃〜マイナス数十℃
の幅で制御でき、従来よりも良好な冷却設計ができる。
供給される。気化された気体窒素は、一方では空気加熱
器50,51、排熱再生器66を経て酸素供給設備67からの酸
素及び燃料f1,f2に混合されて燃焼調整に供され、他方
では温度制御装置68に供給される。温度制御装置68は排
熱再生器66を出た気体窒素の一部を導入して気化設備24
からの気体窒素を所定温度に調節して、燃焼器18,40及
びガスタービン15,16のタービン動・静翼の冷却系統に
供給する。得られる気体窒素は200℃〜マイナス数十℃
の幅で制御でき、従来よりも良好な冷却設計ができる。
燃料処理装置69はタービン排気h2を排熱ボイラ57とと
もに利用するもので、図では説明の都合上、燃料処理装
置69と排熱ボイラ57とを平行配列としているが、各々の
伝熱管を交互に配列して熱回収効率の高い構成も使用さ
れる。この構成は燃料の仕様によって決定されるもの
で、例えば燃料が液体であるか、気体であるか、アルコ
ール系であるかによってそれぞれ最良の構成が選択され
る。アルコール系燃料は、例えばメタノールであれば触
媒反応管での化学吸熱で（CO＋H2）又は（CO2＋3H2）の
ガス燃料に転換される。燃料処理装置69は予熱器、蒸発
器、加熱器、反応器（触媒反応管群）、過熱器で構成さ
れ、顕熱・潜熱の物理吸熱と化学吸熱との両者によって
燃料保有熱（発熱量と顕熱）を向上し、燃料節約を図る
ものである。
もに利用するもので、図では説明の都合上、燃料処理装
置69と排熱ボイラ57とを平行配列としているが、各々の
伝熱管を交互に配列して熱回収効率の高い構成も使用さ
れる。この構成は燃料の仕様によって決定されるもの
で、例えば燃料が液体であるか、気体であるか、アルコ
ール系であるかによってそれぞれ最良の構成が選択され
る。アルコール系燃料は、例えばメタノールであれば触
媒反応管での化学吸熱で（CO＋H2）又は（CO2＋3H2）の
ガス燃料に転換される。燃料処理装置69は予熱器、蒸発
器、加熱器、反応器（触媒反応管群）、過熱器で構成さ
れ、顕熱・潜熱の物理吸熱と化学吸熱との両者によって
燃料保有熱（発熱量と顕熱）を向上し、燃料節約を図る
ものである。
気体燃料での燃料処理装置69は過熱器で顕熱回収を、
液体燃料での燃料処理装置69は予熱器、蒸発器、過熱器
の各伝熱管で構成して潜熱と顕熱を回収することで各々
燃料保有熱が向上し、燃料節約が図れる。
液体燃料での燃料処理装置69は予熱器、蒸発器、過熱器
の各伝熱管で構成して潜熱と顕熱を回収することで各々
燃料保有熱が向上し、燃料節約が図れる。
このように管内に燃料や可燃ガスを流す伝熱管を直接
タービン排気中に配設して熱流入（熱回収）を効率良く
行えるのは、タービン排気中にO2が殆んど存在しないた
め、万一管が損傷しても爆発や火災に至らず安全である
ことによる。
タービン排気中に配設して熱流入（熱回収）を効率良く
行えるのは、タービン排気中にO2が殆んど存在しないた
め、万一管が損傷しても爆発や火災に至らず安全である
ことによる。
第10図はその燃料処理装置69の概要を排熱ボイラ57と
の関係で示している。
の関係で示している。
燃料処理装置69は最も構成要素の多いアルコール系燃
料のメタノールの場合で表示している。
料のメタノールの場合で表示している。
第10図（ａ）は排熱ボイラ57の構成の一例で、ガスタ
ービン排気h2の高温側に向かってボイラ給水ｌが予熱器
70、低圧蒸発器71、節炭器42、高圧蒸発器73、過熱器74
を経由して高温蒸気m2、低温蒸気m3となる場合の流体の
流れを示したものである。
ービン排気h2の高温側に向かってボイラ給水ｌが予熱器
70、低圧蒸発器71、節炭器42、高圧蒸発器73、過熱器74
を経由して高温蒸気m2、低温蒸気m3となる場合の流体の
流れを示したものである。
第10図（ｂ）は燃料処理装置69の構成の一例で、ガス
タービン排気h2の高温側に向かって燃料ｆが予熱器75、
蒸発器76、加熱器77、触媒内蔵の反応器本体78及び過熱
器79を経由してガス燃料f1,f2となる場合の流体の流れ
を示したものである。
タービン排気h2の高温側に向かって燃料ｆが予熱器75、
蒸発器76、加熱器77、触媒内蔵の反応器本体78及び過熱
器79を経由してガス燃料f1,f2となる場合の流体の流れ
を示したものである。
燃料ｆが液体燃料の場合は予熱器75、蒸発器76及び過
熱器79、気体燃料の場合は加熱器77及び過熱器79の構成
とする。
熱器79、気体燃料の場合は加熱器77及び過熱器79の構成
とする。
第10図（ｃ）は排熱ボイラ57と燃料処理装置69とを平
行配置した場合で、各々の入口／出口に設けたダンパ8
0,81,82,83を相互操作してガスタービン排気h2の分流割
合を制御するようにした配置例を示している。
行配置した場合で、各々の入口／出口に設けたダンパ8
0,81,82,83を相互操作してガスタービン排気h2の分流割
合を制御するようにした配置例を示している。
第10図（ｄ）は排熱ボイラ57と燃料処理装置69を交互
に配置し、ガスタービン排気h2からの熱回収を行う場合
で、水蒸気m2,m3の温度、圧力ならびに反応器本体78の
特性等で配列状況は都度変更し得る。
に配置し、ガスタービン排気h2からの熱回収を行う場合
で、水蒸気m2,m3の温度、圧力ならびに反応器本体78の
特性等で配列状況は都度変更し得る。
第１図ないし第９図の実施例では液化設備22に深冷熱
源専用の冷凍機を含むものとして構成しているが、深冷
熱源として気化設備24で回収した冷熱を活用することも
できる。例えば、第11図及び第12図のように、液化設備
22を循環窒素圧縮機、精留塔、深冷熱交換器塔等で構成
し、液体空気や液体窒素の気化潜熱を有効利用すること
で、専用冷凍機の削減が可能となる。
源専用の冷凍機を含むものとして構成しているが、深冷
熱源として気化設備24で回収した冷熱を活用することも
できる。例えば、第11図及び第12図のように、液化設備
22を循環窒素圧縮機、精留塔、深冷熱交換器塔等で構成
し、液体空気や液体窒素の気化潜熱を有効利用すること
で、専用冷凍機の削減が可能となる。
第11図は液化設備の一例を示すとともに、本実施例シ
ステムの要点を示したものである。
ステムの要点を示したものである。
液化設備22の主要機器は、第１次圧縮機84,高圧及び
低圧用の循環窒素圧縮機85、精留塔86及び深冷熱交換器
87で、従来方式では深冷熱交換器87に深冷冷凍機から−
200℃近くの流熱流体又は冷媒を供給する。
低圧用の循環窒素圧縮機85、精留塔86及び深冷熱交換器
87で、従来方式では深冷熱交換器87に深冷冷凍機から−
200℃近くの流熱流体又は冷媒を供給する。
本システムでは、深冷熱交換器87に気化設備24の気化
熱交換器46から循環する冷熱流体ｉを使用しており、深
冷冷凍機を省略又は小容量とすることができる。
熱交換器46から循環する冷熱流体ｉを使用しており、深
冷冷凍機を省略又は小容量とすることができる。
但し、冷却不足に対応するために深冷熱交換器87のバ
ックアップ熱交換器88を併設し、小容量の深冷冷凍機89
を使用する。
ックアップ熱交換器88を併設し、小容量の深冷冷凍機89
を使用する。
第11図の液化設備22の内部に示す構成は一例であって
種々の方式が使用でき、そのいずれに対しても深冷熱交
換器87を構成するものとする。
種々の方式が使用でき、そのいずれに対しても深冷熱交
換器87を構成するものとする。
空気液化のプロセスを第11図に沿って述べる。
タービン排気h4は第１次圧縮機84で昇圧され、精留塔
86で膨張に伴う減温を得て一部液化される。未液化の空
気（殆どが窒素）nn1は循環窒素圧縮機85で再び昇圧さ
れるが、窒素冷却器90による入口冷却で循環窒素nn2、
そして中間冷却を経て循環窒素nnとなる。窒素冷却器90
の冷熱減は予冷熱交換器91との間で循環する冷媒flで、
予冷熱交換器91の冷媒冷却は深冷冷凍機92で行う。循環
窒素nnは深冷熱交換器87（必要の場合はそのバックアッ
プ熱交換器88も）で深冷され、精留塔86で膨張減温さ
れ、液化が行われる。
86で膨張に伴う減温を得て一部液化される。未液化の空
気（殆どが窒素）nn1は循環窒素圧縮機85で再び昇圧さ
れるが、窒素冷却器90による入口冷却で循環窒素nn2、
そして中間冷却を経て循環窒素nnとなる。窒素冷却器90
の冷熱減は予冷熱交換器91との間で循環する冷媒flで、
予冷熱交換器91の冷媒冷却は深冷冷凍機92で行う。循環
窒素nnは深冷熱交換器87（必要の場合はそのバックアッ
プ熱交換器88も）で深冷され、精留塔86で膨張減温さ
れ、液化が行われる。
液化流体ｃは液化流体貯槽23へ供給される。
液化流体ｄの気化熱交換器46での気化熱量がh4液化に
伴う深冷熱交換器87での冷熱より多い場合はバイパス管
93による冷媒nnAにて深冷熱交換器87を一部バイパス
し、少ない場合は深冷熱交換器87とそのバックアップ熱
交換器88をシリーズ運用し、冷熱不足分をバックアップ
熱交換器88で補う。液化と発電を時間差運用するときで
液化流体ｄが停止中の場合は、バックアップ熱交換器88
で深冷全量を賄う。
伴う深冷熱交換器87での冷熱より多い場合はバイパス管
93による冷媒nnAにて深冷熱交換器87を一部バイパス
し、少ない場合は深冷熱交換器87とそのバックアップ熱
交換器88をシリーズ運用し、冷熱不足分をバックアップ
熱交換器88で補う。液化と発電を時間差運用するときで
液化流体ｄが停止中の場合は、バックアップ熱交換器88
で深冷全量を賄う。
第12図は精留塔86と予冷熱交換器91及び深冷熱交換器
87を一体化して、冷熱流体ｉの引き回しを省略するもの
である。
87を一体化して、冷熱流体ｉの引き回しを省略するもの
である。
液化流体ｄの気化潜熱で直接循環窒素nn及び冷媒flを
深冷している。
深冷している。
深冷冷熱が液化流体ｄの気化潜熱より多く必要な場合
は、予冷熱交換器91及びそのバックアップ熱交換器94、
深冷熱交換器87及びそのバックアップ熱交換器88をシリ
ーズ運用することにより、冷熱不足分をバックアップ熱
交換器94,88で補う。逆に少ない場合はバイパス管95,93
の冷媒flA,nnAにて予冷熱交換器91及び深冷熱交換器87
を一部バイパスする。液化流体ｄを停止している時間差
運用では、バックアップ熱交換器94及び88のみで運用す
る。
は、予冷熱交換器91及びそのバックアップ熱交換器94、
深冷熱交換器87及びそのバックアップ熱交換器88をシリ
ーズ運用することにより、冷熱不足分をバックアップ熱
交換器94,88で補う。逆に少ない場合はバイパス管95,93
の冷媒flA,nnAにて予冷熱交換器91及び深冷熱交換器87
を一部バイパスする。液化流体ｄを停止している時間差
運用では、バックアップ熱交換器94及び88のみで運用す
る。
第11図及び第12図のバックアップ熱交換器88の冷熱源
には、LNGの気化冷熱等のその他冷熱源が利用可能であ
る。
には、LNGの気化冷熱等のその他冷熱源が利用可能であ
る。
なお、本システムはバックアップ熱交換器88の冷熱源
がいかなるものであっても、又、複合されたものであっ
ても予冷熱交換器91及び深冷熱交換器87の採用される限
りその適用範囲に含めるものとする。
がいかなるものであっても、又、複合されたものであっ
ても予冷熱交換器91及び深冷熱交換器87の採用される限
りその適用範囲に含めるものとする。
発明の効果 本発明の発電設備によれば以下の効果を奏することが
できる。
できる。
（１）常圧の液体空気（又は液体酸素及び液体窒素）で
貯蔵できるため、圧縮空気貯槽の場合より貯槽容積が小
さく、50ata空気との対比で1/13、100ata空気との対比
では1/7となり、貯槽材料の鋼材でみれば約1/700と省資
材になるとともに、常圧であるため、貯槽設置場所に地
理・地形上の制約がない。又、液体空気（又は液体酸素
及び液体窒素）のパイプライン結合により、複数組の液
化プラント、発電プラント及び貯槽を組み合わせること
ができるので、設備容量の増大に容易に対応できる。貯
槽への液体空気（液体窒素、液体酸素）供給はパイプラ
イン、タンクローリ、タンカー等あらゆる手段が可能で
プラント運用の自由度が高い。
貯蔵できるため、圧縮空気貯槽の場合より貯槽容積が小
さく、50ata空気との対比で1/13、100ata空気との対比
では1/7となり、貯槽材料の鋼材でみれば約1/700と省資
材になるとともに、常圧であるため、貯槽設置場所に地
理・地形上の制約がない。又、液体空気（又は液体酸素
及び液体窒素）のパイプライン結合により、複数組の液
化プラント、発電プラント及び貯槽を組み合わせること
ができるので、設備容量の増大に容易に対応できる。貯
槽への液体空気（液体窒素、液体酸素）供給はパイプラ
イン、タンクローリ、タンカー等あらゆる手段が可能で
プラント運用の自由度が高い。
（２）気化使用圧力は昇圧ポンプで自由に設定できるの
で、圧縮空気貯蔵式発電システムのように圧縮とタービ
ンとを同圧にする必要がなく、高出力・高効率を狙った
圧力に設定できる。例えば100〜300ata又はそれ以上の
高圧に設定することができる。
で、圧縮空気貯蔵式発電システムのように圧縮とタービ
ンとを同圧にする必要がなく、高出力・高効率を狙った
圧力に設定できる。例えば100〜300ata又はそれ以上の
高圧に設定することができる。
（３）液体空気の気化は沸点−194℃（1 atm）で蒸発潜
熱48.5 kcal/kg℃（液体窒素は−195.8℃で47.7 kcal/k
℃、液体酸素は−183.0℃で50.9 kcal/kg℃）と高品位
の冷熱が得られ、発電設備内の冷却のみならず各種冷熱
利用プラントに使用できる。
熱48.5 kcal/kg℃（液体窒素は−195.8℃で47.7 kcal/k
℃、液体酸素は−183.0℃で50.9 kcal/kg℃）と高品位
の冷熱が得られ、発電設備内の冷却のみならず各種冷熱
利用プラントに使用できる。
（４）ガスタービンの高温部品（燃焼器、タービン動・
静翼）の冷却にマイナス数十度〜200℃の窒素が利用で
きるので、冷却流体流量の節減、高温部品のベースメタ
ル化、及びタービン動・静翼の冷却流路の簡素化による
製作コストの低減が可能となる。
静翼）の冷却にマイナス数十度〜200℃の窒素が利用で
きるので、冷却流体流量の節減、高温部品のベースメタ
ル化、及びタービン動・静翼の冷却流路の簡素化による
製作コストの低減が可能となる。
（５）液体空気・液体窒素・液体酸素は原料として商品
取引ができ、液化動力を発電以外にも利用できる。
取引ができ、液化動力を発電以外にも利用できる。
（６）液化専用プラントが別途存在するときは、発電プ
ラントと液化流体の受け入れタンクのみで本システムを
構築できる。
ラントと液化流体の受け入れタンクのみで本システムを
構築できる。
（７）ガスタービンを高圧で使用でき、その分、高出
力、高効率の電力を取り出せ、夜間電力の昼間電力への
シフト（時間差運用）では空気量当たりの発電量を自由
に高めることができる。つまり夜間の液化電力を貯蔵
し、より多くの電力を昼間に得ることができる。
力、高効率の電力を取り出せ、夜間電力の昼間電力への
シフト（時間差運用）では空気量当たりの発電量を自由
に高めることができる。つまり夜間の液化電力を貯蔵
し、より多くの電力を昼間に得ることができる。
（８）液化プラントと発電プラントとを同時運用専用と
する場合は、貯槽を小型とできる他、液体空気（液体窒
素）の気化潜熱を液化設備での圧縮空気の深冷に活用で
き、その分深冷冷凍機の動力が削減できることから前項
（７）の時間差運用よりも有効電力（発電電力−液化動
力）を高くできる。
する場合は、貯槽を小型とできる他、液体空気（液体窒
素）の気化潜熱を液化設備での圧縮空気の深冷に活用で
き、その分深冷冷凍機の動力が削減できることから前項
（７）の時間差運用よりも有効電力（発電電力−液化動
力）を高くできる。
（９）ガスタービン排気中に燃料が漏洩して火災や爆発
を起こすおそれのある場合は、それを回避する低いO2濃
度に排気を制御することが可能で、それによって排気中
に燃料処理の伝熱管を直接挿入し、排気から燃料に効率
良い熱回収を実現することができる。
を起こすおそれのある場合は、それを回避する低いO2濃
度に排気を制御することが可能で、それによって排気中
に燃料処理の伝熱管を直接挿入し、排気から燃料に効率
良い熱回収を実現することができる。
（10）空気から高純度で酸素及び窒素の分離ができ、液
体酸素は高負荷燃焼（酸素富化燃焼）、安定燃焼等の燃
焼調整に利用でき、液体窒素は不活性ガスとして燃焼空
気のO2濃度、燃料の発熱量等の燃焼調整に、ならびに−
200℃近くの極低温を利用した発電機、発電素子、超電
導体、磁気軸受等の高度冷却に利用できる。
体酸素は高負荷燃焼（酸素富化燃焼）、安定燃焼等の燃
焼調整に利用でき、液体窒素は不活性ガスとして燃焼空
気のO2濃度、燃料の発熱量等の燃焼調整に、ならびに−
200℃近くの極低温を利用した発電機、発電素子、超電
導体、磁気軸受等の高度冷却に利用できる。
第１図は本発明によるガスタービン発電設備の基本構成
図、第２図は圧縮機とガスタービンとの軸結合の例を示
す構成図、第３図は圧縮機とガスタービンとを歯車装置
で結合した例を示す構成図、第４図は圧縮機駆動ガスタ
ービン及びガスタービン発電機の構成例を示す図、第５
図は中間冷却器付き圧縮機及び再燃器付きガスタービン
発電機の構成例を示す図、第６図は複数構成が可能な発
電設備の構成例を示す図、第７〜９図は本発明によるガ
スタービン発電設備の詳細な実施例を示す構成図、第10
図は排熱ボイラ及び燃料処理装置の概要を示す図、第11
図及び第12図は液化設備の構成例を示す図、第13図は従
来の圧縮空気貯蔵式発電システムのクラッチ切替タイプ
を示す構成図、第14図は従来の発電システムの連続運転
タイプを示す構成図、第15図は従来の圧縮空気の貯蔵例
を示す図である。 １……圧縮機、２……電動機、３……発電機、４……ガ
スタービン、７……後部冷却器、14……中間冷却器、22
……液化設備、23……液化流体貯槽、24……気化設備、
25……併設発電プラント、26……冷熱利用プラント、27
……温熱流体用の蓄熱槽、28……冷熱流体用の蓄熱槽、
29……昇圧ポンプ、30……移送ポンプ、45……混合器、
49……中温水用の蓄熱槽、50,51……空気加熱器、52…
…潤滑油冷却器、56……温水加熱器、58……給水加熱
器。
図、第２図は圧縮機とガスタービンとの軸結合の例を示
す構成図、第３図は圧縮機とガスタービンとを歯車装置
で結合した例を示す構成図、第４図は圧縮機駆動ガスタ
ービン及びガスタービン発電機の構成例を示す図、第５
図は中間冷却器付き圧縮機及び再燃器付きガスタービン
発電機の構成例を示す図、第６図は複数構成が可能な発
電設備の構成例を示す図、第７〜９図は本発明によるガ
スタービン発電設備の詳細な実施例を示す構成図、第10
図は排熱ボイラ及び燃料処理装置の概要を示す図、第11
図及び第12図は液化設備の構成例を示す図、第13図は従
来の圧縮空気貯蔵式発電システムのクラッチ切替タイプ
を示す構成図、第14図は従来の発電システムの連続運転
タイプを示す構成図、第15図は従来の圧縮空気の貯蔵例
を示す図である。 １……圧縮機、２……電動機、３……発電機、４……ガ
スタービン、７……後部冷却器、14……中間冷却器、22
……液化設備、23……液化流体貯槽、24……気化設備、
25……併設発電プラント、26……冷熱利用プラント、27
……温熱流体用の蓄熱槽、28……冷熱流体用の蓄熱槽、
29……昇圧ポンプ、30……移送ポンプ、45……混合器、
49……中温水用の蓄熱槽、50,51……空気加熱器、52…
…潤滑油冷却器、56……温水加熱器、58……給水加熱
器。
Claims (1)
- 【請求項１】発電機を駆動するガスタービンと、空気を
液化する液化設備と、液化された流体を貯蔵する貯槽
と、該液化された液体を気化してガスタービン燃焼器へ
供給する気化設備とを備え、前記液化設備からの回収熱
は、蓄熱槽に貯められて、前記気化設備において気化し
た液体空気の加熱に用いられ、前記液体空気が気化する
ときの冷熱は、復水器冷却用に用いられ、前記ガスター
ビンからの排気は、排熱ボイラに接続されているガスタ
ービン発電設備。
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1990
- 1990-09-20 JP JP2251297A patent/JP3040442B2/ja not_active Expired - Fee Related
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