JP4581563B2 - コンバインドサイクル発電設備，蒸気火力発電設備 - Google Patents

Description

本発明は、中小のガス田や油田の近傍に設置したコンバインドサイクル発電設備もしくは蒸気火力発電設備に係り、特に、ガス田や油田から得られる原燃料をコンバインドサイクル発電設備もしくは蒸気火力発電設備で消費するための燃料系統，発電設備構成，運転方法に関する。

世界規模での環境汚染に対して、各種エンジンに対する排気ガスの規制が進められている。このような状況の中で、環境への影響が少ない燃料として天然ガスがある。天然ガスをガス田から消費地に送る方法としては、図１に示すように、ガス田において液化設備を用いて天然ガスを液化して消費地に陸上輸送もしくは海上輸送したり、パイプラインよりガスのまま消費地に輸送する方法がある。パイプラインには、天然ガスがパイプラインを流れるにつれ生じる圧力損失をポンプにより昇圧するためのブースターステーションが数箇所設置されている。ブースターステーションの間隔は、例えば、数１０km〜数１００kmである。なお、一般的なガスタービン発電設備の構成としては、例えば、特開２００３−１６６４２８号公報や特開２００２−３２７６２９号公報に記載のものが知られている。

特開２００３−１６６４２８号公報 特開２００２−３２７６２９号公報

しかしながら、パイプラインや液化天然ガス化による事業化が困難な中小もしくは老朽化したもしくは中小のガス田、および油田から得られる随伴ガスの利用は遅れている。このように市場から離れ、パイプラインや液化天然ガスでは投資回収が難しい場合、ガス田や油田の近傍である井戸元で直接発電し消費地へ電気で供給する方法が有効である。発電システムとしては、コンバインドサイクル発電が現在最も高効率で長時間運転での信頼性や高稼働率についても実証されており、環境性，経済性に優れている。

井戸元で得られる原燃料はガス成分と液体成分が混合している状態が多い。

気液混合状態を燃焼させるのは、燃料流量制御，安定燃焼の点で開発課題がある。気液混合状態で燃焼させると、液体と気体の単位体積あたりの発熱量が異なるために局所的に燃焼温度が上昇し部材を損傷したり、窒素酸化物の生成が増加したりして信頼性および環境性を損なうことになる。よって、現状はガス単独状態もしくは液体単独状態で燃焼させる必要があり、井戸元で得られる原燃料をガス成分と液体成分に分離して、ガス成分をコンバインドサイクルのガスタービン燃料として用いることが考えられる。ガス成分にはガスタービンの高温部品にとって有害となる燃料中の重金属，硫化水素等を除去する必要がある。また、残りの液体成分は精製することにより揮発油，ナフサ，灯油，軽油，重油等に分離可能であるが、中小規模の井戸元に精製設備を設置することは経済的に成立しない。しかしながら十分高い発熱量を有するので発電に有効利用することが望まれる。

本発明の目的は、中小のガス田や油田から得られる原燃料を有効利用可能なコンバインドサイクル発電設備の運用方法を提供することにある。

本発明は、ガス田もしくは油田近傍にガスタービンと蒸気発生装置と蒸気タービンからなるコンバインドサイクル発電装置を設置し、ガス田もしくは油田で得られる原燃料をガスと液体に分離して、ガスをガスタービンの燃料に、液体を蒸気発生装置の燃料に用いて発電し、得られた電気を消費地に供給することを特徴とする。

本発明によれば、中小のガス田や油田から得られる燃料を有効利用することができる。

ガス田もしくは油田近傍に設置されたガスタービンと蒸気発生装置と蒸気タービンからなるコンバインドサイクル発電装置を有し、ガス田もしくは油田で得られる原燃料をガスと液体に分離して、ガスをガスタービンの燃料に、液体を蒸気発生装置の燃料に用いて発電し、有効利用する。そして、得られた電気を消費地に供給する。

以下の実施例では、ガス田で採掘される原燃料を例に、図にしたがって詳細に説明する。図２はガス田近傍１００でのコンバインドサイクル発電設備の概略の構成を示す。ガス田１から採掘される原燃料２はガス成分と液体成分が混合しておりガス成分，液体成分ともに炭化水素で構成されおり燃料として利用可能である。よって原燃料２を分離装置３にてガス成分４と液体成分５に分離する。ガス成分４はガスタービン６の燃焼器で燃焼し動力を発電機７にて電気に変換する。分離装置３にて分離された液体成分５は蒸気発生装置８で燃焼し蒸気９を生成し蒸気タービン１０に供給する。得られた蒸気タービン動力を発電機１１にて電気に変換する。発電機７，１１で得られる電気は交流であるため変換器
１２にて直流に変換し、ケーブル１３にて消費地１４まで移送する。発電した電気の消費はガス田近傍１００に需要があればガス田近傍でもかまわない。前記したガス田近傍とはガス田からの天然ガスを途中にポンプ等の昇圧装置を介さずにガスタービンを運転できる距離であり、実質的には図１に示したガス田からパイプラインのブースターステーションまでの間である。

ガス田から十分な天然ガスが採掘される場合は、図１に示したようにパイプラインや液化天然ガスにして消費地に輸送する方が、大量の天然ガスを輸送できるので経済的で大きい利益を得ることができる。しかしながらガス田が老朽化して採掘量が低下している場合は今まで使用していたパイプラインや液化設備，輸送設備を維持し、経済的に成立するだけの利益を確保することが難しくなる。よって、従来使用していたパイプラインや液化設備，輸送設備を介さずに、老朽ガス田で得られる原燃料を老朽ガス田近傍で発電して電気を消費地に送るほうが経済的に有利になってくる。こうすることによりパイプラインや液化設備，輸送設備の補修，管理，維持費を削減できる。また、新たに設置した発電設備費は電気を売ることにより回収でき、利益をあげることができる。発電設備としては、設備費が安く高効率なガスタービンコンバインドサイクル発電設備が望ましい。また、中小のガス田では図１に示したパイプラインや液化天然ガス設備を建設するよりも、図２に示したようにガス田近傍１００にコンバインドサイクル発電設備を建設して、ガス田で得られる原燃料２を用いて発電し、電気の状態で消費地１４に送るほうが経済的に効果的となる。

原燃料２は気液混合状態で得られることが多い。しかし、ガスタービン６の燃焼器は原燃料２の気液混合状態を燃焼させるのは、燃料流量制御，安定燃焼の点で開発課題があり、現状はガス単独状態もしくは液体単独状態で燃焼させる必要がある。蒸気発生装置８の燃焼も同様にガス単独状態もしくは液体単独状態で燃焼させる必要がある。気液混合状態で燃焼させると、液体と気体の単位体積あたりの発熱量が異なるために流れに脈動を生じて局所的に燃焼温度が上昇し部材を損傷したり、窒素酸化物の生成が増加したりして信頼性および環境性を損なうことになる。図２の実施例に示すように、原燃料２を分離装置３にてガス成分４と液体成分５に分離し、ガス成分４をガスタービン６の燃料に、液体成分５を蒸気発生装置８の燃料に用いることにより、それぞれ安定的に燃焼させることが可能となり、コンバインドサイクル発電設備の信頼性，環境性が向上する。また、老朽ガス田や中小のガス田では採掘量が変動したり、数年で枯渇することも考えられることから、発電設備をガスタービン，蒸気タービン，蒸気発生装置等での単位でモジュール化して設備の移動、すなわち発電設備の拡張，縮小を容易に実施することができるようにすることも考えられる。

図３にコンバインドサイクル設備の実施例を示す。

ガス田１から採掘される原燃料２を分離装置３にてガス成分４と液体成分５に分離する。ガス成分４には水分２０，硫化水素等の腐食性ガス２１，バナジュウム等の金属２２を含んでいるため除去装置２３にて水分２０，腐食性ガス２１，金属２２を除去する。除去装置２３から得られたガス燃料２４はガスタービンに供給される。ガスタービンでは圧縮機３１から大気空気３０を吸い込み、圧縮機３１にて加圧して高温高圧の空気３２を生成する。高温高圧の空気３２とガス燃料２４を燃焼器３３にて燃焼させタービン３４に供給し動力を発生する。ガスタービンの動力は発電機３５にて電気を生成する。タービン３４から排出される排ガス３６は排熱回収ボイラ４０に供給される。排熱回収ボイラ４０へは給水ポンプ４１により高圧水４２が供給される。高圧水４２は排熱回収ボイラ４０内の熱交換器４３内で排ガス３６と熱交換することにより蒸気４４となる。熱交換器４３を通過した排ガス４９は大気に放出される。蒸気４４は蒸気タービン４５に供給され動力を発生し発電機４６を駆動することにより電気を生成する。蒸気タービンを出た蒸気４７は復水器４８で水となり、給水ポンプ４１に供給し循環する。分離装置３で得られた液体成分５はタンク５０に供給される。タンクを出た液体成分５は燃料５１として、熱交換器４３の上流に設けたバーナ５２で燃焼する。バーナ５２で燃焼することにより排ガス温度を高めることができ、排熱回収ボイラ４０での蒸気４４の発生量を増加し蒸気タービン４５の出力を増加することができる。

ガスタービンの燃料は燃焼後にタービン作動ガスとして高温部品を通過するため、燃料中に硫黄成分やバナジュウム等の重金属が含まれているとガスタービン高温部品を腐食させ損傷することになる。特にタービンの動翼はガスタービンの回転による遠心力が作用するため腐食が進むと翼が脱落し、回転バランスが崩れて軸振動過大によりプラント停止しなければならなくなる可能性がある。よって、除去装置２３にてガスタービンに悪影響を与える成分を除去することによりガスタービンの信頼性が向上する。また、高温部品の寿命も伸びるので定期点検の間隔を長くすることもでき、プラントを停止する機会も減少するのでプラントの運用性が向上する。分離装置３で分離した液体成分５は揮発油，ナフサ，灯油，軽油，重油等に分離可能であるが、分離するための製油装置を備えるのは建設費が増えて経済性が損なわれる。本実施例に示したように液体成分５を分離することなく直接燃焼させることにより製油設備等のコスト上昇要因を削減することができる。液体成分５には硫黄分やバナジュウム等の金属を腐食させる成分が含まれている可能性あるが、排熱回収ボイラはガスタービンに比べて温度が低く遠心力が作用しない環境であるので、硫黄分やバナジュウム等の腐食成分が比較的低濃度であれば、排熱回収ボイラにて液体成分５を利用することができる。腐食成分の濃度が高い場合は、硫黄分やバナジュウム等を除去する装置を設置することも考えられる。

また、ガスタービンと蒸気タービンの軸は独立した多軸構成となっているので、ガスタービン単独、もしくは蒸気タービン単独運転が可能である。タンク５０に十分な燃料を蓄積できる容量を持たせれば、ガス燃料供給系統が遮断された場合でも蒸気タービン４５の単独運転が可能である。

図４に液体成分５の別の利用構成を示す。図３と異なるのは、ガスタービンの排ガス
３６で蒸気を発生する排熱回収ボイラ４０とは別に、液体成分５を燃焼し蒸気を発生させるために別置ボイラ６０を備えている点である。分離装置３で分離した液体成分５はタンク５０に蓄えられ、別置ボイラ６０のバーナ６１で燃焼し、燃焼ガス６４を生成する。復水器４８からの水を給水ポンプ６２で昇圧し熱交換器６３に供給される。熱交換器６３にて燃焼ガス６４からの熱で蒸気６５が得られ、蒸気６５と排熱回収ボイラからの蒸気４４を蒸気タービン４５に供給し動力を発生する。

ガスタービンのガス燃料２４は除去装置２３により腐食成分を低濃度に抑えているので、その排ガスにさらされる排熱回収ボイラ４０においても腐食は抑制されることになる。一方で液体燃料５１に比較的高濃度の腐食成分が含まれる場合に、液体燃料５１を排熱回収ボイラ４０内で燃焼させるためには熱交換器４３の腐食を抑制するために腐食に強い材料に変更する必要が出てきてコスト増加につながる。本実施例のごとく液体燃料５１専用の別置ボイラ６０を設けることにより、排熱回収ボイラ４０のコスト上昇を抑制することができる。ガスタービンと蒸気タービンの回転軸を別にしているので、別置ボイラ６０と蒸気タービン４５とで蒸気タービン単独運転が可能であり、ガスタービンの点検期間中も発電を継続することができるので運用性が向上する。ガス燃料２４が遮断された場合でも、液体燃料５１により蒸気タービン単独運転が可能であり、発電設備の信頼性が向上する。

図５の実施例は図４の実施例に対してガスタービンの回転軸と蒸気タービンの回転軸をクラッチ７０により着脱可能にしている点である。通常ガスタービンは起動時に燃焼器に点火するまでの間は起動モータにて回転数を上げる必要がある。ガスタービンと蒸気タービンの回転軸をクラッチ７０にて連結することにより、起動時にまず別置ボイラ６０で蒸気を発生させ蒸気タービン４５にて動力を発生し、ガスタービンの回転数を上昇させた後に燃焼器に点火することができる。蒸気タービンにてガスタービンを起動するのでガスタービンの起動モータ及び起動モータに必要な電力を削減でき、設備内で必要とする総電力，設備費を削減できる利点がある。また、クラッチ７０を切り離すことにより蒸気タービン，ガスタービンの単独運転が可能となる。

図６に従来実績が多く信頼性の高い蒸気火力発電蒸気を用いた場合を説明する。ガス田１から採掘される原燃料２を分離装置３にてガス成分４と液体成分５に分離する。ガス成分４には水分２０，硫化水素等の腐食性ガス２１，バナジュウム等の金属２２を含んでいるため除去装置２３にて水分２０，腐食性ガス２１，金属２２を除去する。一方、分離装置３で得られた液体成分５はタンク５０に供給される。除去装置２３にて得られるガス燃料２４は蒸気ボイラ８０に設置したガス燃料専用バーナ８１にて燃焼し、タンク５０に蓄えた液体燃料５１は液体燃料専用バーナ８２で燃焼する。得られた燃焼ガス８３によりボイラ８０内の熱交換器８４で蒸気８５を発生し蒸気タービン４５を駆動して発電機４６にて電気を得る。蒸気タービン４５を出た蒸気４７は復水器４８にて水となり、給水ポンプ４１にてボイラ８０に供給される。

ガス燃料専用バーナ８１と液体燃料専用バーナ８２を独立して設置することにより、燃料の流量制御が容易になり、安定した燃焼状態を保つことができる。これにより、局所的に燃焼温度が上昇し部材を損傷したり、窒素酸化物の生成が増加したりして信頼性および環境性を損なうことが抑制される。液体燃料の腐食成分の濃度が高い場合は、硫黄分やバナジュウム等を除去する装置を設置することも考えられる。

また、ガス田，油田によっては得られる原燃料の量，ガス成分，液体成分の比率も異なってくるので、各場所に応じてガスタービン，蒸気タービンの大きさ，台数は異なってくる。液体燃料がガスタービンに使用できるくらいに腐食成分濃度が低く、ガス燃料よりも液体燃料が多く得られる場合はガス燃料向けのガスタービンと液体燃料向けのガスタービンを両方設置する場合も考えられる。

従来の天然ガスの利用方法の説明図。 本発明の第１の実施形態によるコンバインドサイクル発電設備を用いたガス田から得られる燃料の有効利用法の概念図。 本発明の第２，第３の実施形態によるコンバインドサイクル発電設備の系統図。 本発明の第４，第５の実施形態によるコンバインドサイクル発電設備の系統図。 本発明の第６の実施形態によるコンバインドサイクル発電設備の系統図。 本発明の第７，第８の実施形態による蒸気火力発電設備の詳細系統図。

符号の説明

１…ガス田、２…原燃料、３…分離装置、４…ガス成分、５…液体成分、６…ガスタービン、７，１１…発電機、８…蒸気発生装置、９…蒸気、１０…蒸気タービン、１２…変換器、１３…ケーブル、１４…消費地、１００…ガス田近傍。

Claims (7)

1. ガス田もしくは油田近傍にガスタービンと蒸気発生装置と蒸気タービンからなるコンバインドサイクル発電装置を設置し、ガス田もしくは油田で得られる原燃料をガスと液体に分離して、ガスをガスタービンの燃料に、液体を蒸気発生装置の燃料に用いて発電し、得られた電気を消費地に供給することを特徴とするコンバインドサイクル発電設備の運用方法。
2. 請求項１記載のコンバインドサイクル発電設備の運用方法において、
   前記原燃料をガスと液体に分離し、分離したガスから腐食成分を除去することを特徴とするコンバインドサイクル発電設備の運用方法。
3. 請求項１記載のコンバインドサイクル発電設備の運用方法において、
   蒸気発生装置として、ガスタービンの排ガスとの熱交換で蒸気を発生する排熱回収ボイラを備え、前記原燃料をガスと液体に分離して、液体を排熱回収ボイラ中もしくは入り口の排ガス温度を上げるための燃料に用いて発電することを特徴とするコンバインドサイクル発電設備の運用方法。
4. 請求項１記載のコンバインドサイクル発電設備の運用方法において、
   蒸気発生装置としてガスタービンの排ガスとの熱交換で蒸気を発生する排熱回収ボイラと排熱回収ボイラとは別置のボイラを備え、前記原燃料をガスと液体に分離して、液体を別置のボイラの燃料に用いることを特徴とするコンバインドサイクル発電設備の運用方法。
5. 請求項１記載のコンバインドサイクル発電設備の運用方法において、
   ガスタービン回転軸と蒸気タービン回転軸を別としてそれぞれに発電機を備え、ガスタービン単独，蒸気タービン単独運転をすることを特徴とするコンバインドサイクル発電設備の運用方法。
6. 請求項１記載のコンバインドサイクル発電設備の運用方法において、
   起動時のガスタービン回転数の昇速に蒸気タービンの動力を用いることを特徴とするコンバインドサイクル発電設備の運用方法。
7. 請求項１に記載のコンバインドサイクル発電設備の運用方法において、
   前記ガスタービン，前記蒸気タービンの少なくともどちらかの動力で駆動する１万〜１０万ｋｗの発電機によってガス田もしくは油田の近傍２０km範囲内で発電するコンバインドサイクル発電設備の運用方法。

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