JP4999992B2

JP4999992B2 - Gas turbine combined power generation system

Info

Publication number: JP4999992B2
Application number: JP2011045843A
Authority: JP
Inventors: 政明福原; 泰史平野; 哲治山中; 公之西谷; 和文岡田
Original assignee: Chugoku Electric Power Co Inc
Current assignee: Chugoku Electric Power Co Inc
Priority date: 2011-03-03
Filing date: 2011-03-03
Publication date: 2012-08-15
Anticipated expiration: 2025-07-21
Also published as: JP2011149434A

Description

本発明は、エネルギの有効利用が可能なガスタービン複合発電システムに関し、特に燃料ガスの一部を循環する燃料ガス圧縮機を有するガスタービン発電装置を備える複合発電システムに関する。 The present invention relates to a gas turbine combined power generation system capable of effectively using energy, and more particularly to a combined power generation system including a gas turbine power generation apparatus having a fuel gas compressor that circulates a part of fuel gas.

図７は、従来の高炉ガスなどの低圧・低発熱量燃料を使用するガスタービン複合発電システム１の概略的構成を示す図である。ガスタービン複合発電システム１は、ガスタービン発電装置と、汽力発電装置とに大別される。ガスタービン発電装置は、高炉ガスなどの燃料を燃焼させた燃焼ガスで、ガスタービン、ガスタービンに連結される発電機を駆動させ発電を行う。一方、汽力発電装置は、ガスタービンを出た燃焼ガスの熱を、排熱回収ボイラーで回収し、蒸気を発生させ、蒸気タービン、発電機を駆動させ発電を行う。このように燃焼ガスの熱を回収することで熱効率を高めるシステムとなっている。 FIG. 7 is a diagram showing a schematic configuration of a gas turbine combined power generation system 1 that uses a low pressure / low heating value fuel such as a conventional blast furnace gas. The gas turbine combined power generation system 1 is roughly classified into a gas turbine power generation device and a steam power generation device. The gas turbine power generation apparatus generates power by driving a gas turbine and a generator connected to the gas turbine with combustion gas obtained by burning fuel such as blast furnace gas. On the other hand, the steam power generator recovers the heat of the combustion gas that has exited the gas turbine with an exhaust heat recovery boiler, generates steam, and drives the steam turbine and generator to generate power. In this way, the heat efficiency of the combustion gas is recovered to increase the thermal efficiency.

高炉ガスなどの低圧・低発熱量燃料を使用するガスタービン発電装置では、燃料ガスは、圧力が低いため軸流式の燃料ガス圧縮機２で所定の圧力まで昇圧して、燃焼器３に送られ燃焼される。具体的には、燃料ガスは、管路４を通じて電気集じん装置５に導かれ、ここで除じんされた後、燃料ガス圧縮機２に導かれ、ここで所定圧力まで昇圧される。圧縮された燃料ガスは、燃料遮断弁６を経由して燃焼器３に送られ、空気圧縮機７で圧縮された空気と混合して燃焼する。この燃焼ガスは、ガスタービン８の駆動源となり、ガスタービン８は、空気圧縮機７、燃料ガス圧縮機２を駆動するとともに、発電機９を駆動し、これにより発電を行う。 In a gas turbine power generator using a low pressure / low calorific value fuel such as blast furnace gas, the pressure of the fuel gas is low, and the pressure is increased to a predetermined pressure by the axial fuel gas compressor 2 and sent to the combustor 3. And burned. Specifically, the fuel gas is guided to the electrostatic precipitator 5 through the pipe line 4 and is removed here, and then guided to the fuel gas compressor 2 where the pressure is increased to a predetermined pressure. The compressed fuel gas is sent to the combustor 3 via the fuel cutoff valve 6 and mixed with the air compressed by the air compressor 7 to burn. This combustion gas becomes a drive source of the gas turbine 8, and the gas turbine 8 drives the air compressor 7 and the fuel gas compressor 2, and also drives the generator 9, thereby generating power.

燃料ガス圧縮機２に使用する軸流式圧縮機は、サージングの範囲が広く、燃料ガスの流量が所定量以下になるとサージングが発生するため、これを回避する目的で、所定の流量以下とならないように、燃料ガス戻りライン１０を通じて吐出ガス（燃料ガス）の一部を循環運転している。燃料ガス戻りライン１０の途中には、戻りガス（循環ガス）量を調整するための第一のガス戻量制御弁１１が備えられている。また、燃料ガス戻りライン１０は、大量の戻りガスを処理するためのバイパスライン１２を有し、バイパスライン１２には、第二のガス戻量制御弁１３が配設されている。燃料ガス圧縮機２で燃料ガスを圧縮すると、燃料ガスの温度が上昇するため、循環ガスは、燃料ガス戻りライン１０に配設されたガス冷却器１４で冷却され、燃料ガス圧縮機２に返送される。 The axial flow compressor used for the fuel gas compressor 2 has a wide surging range, and surging occurs when the flow rate of the fuel gas falls below a predetermined amount. For the purpose of avoiding this, it does not fall below the predetermined flow rate. As described above, a part of the discharge gas (fuel gas) is circulated through the fuel gas return line 10. A first gas return amount control valve 11 for adjusting the amount of return gas (circulation gas) is provided in the middle of the fuel gas return line 10. The fuel gas return line 10 has a bypass line 12 for processing a large amount of return gas, and a second gas return amount control valve 13 is disposed in the bypass line 12. When the fuel gas is compressed by the fuel gas compressor 2, the temperature of the fuel gas rises. Therefore, the circulating gas is cooled by the gas cooler 14 disposed in the fuel gas return line 10 and returned to the fuel gas compressor 2. Is done.

排熱回収ボイラー２０は、低圧節炭器２１を備え、低圧給水ポンプ２２で送水された給水を、ガスタービン８からの燃焼ガスで予熱する。予熱された給水の大部分は、高圧給水ポンプ２３を経由して、排熱回収ボイラー２０の高圧節炭器、高圧蒸発器、高圧過熱器に送られ高圧蒸気となり、蒸気タービン２４を駆動する。また、予熱された給水の一部は、排熱回収ボイラー２０の低圧蒸発器、低圧過熱器に送られ低圧蒸気となり、蒸気タービン２４を駆動する。蒸気タービン２４は、連結する発電機９を駆動し、発電を行う。 The exhaust heat recovery boiler 20 includes a low-pressure economizer 21 and preheats the feed water fed by the low-pressure feed water pump 22 with the combustion gas from the gas turbine 8. Most of the preheated feed water is sent to the high pressure economizer, high pressure evaporator, and high pressure superheater of the exhaust heat recovery boiler 20 via the high pressure feed water pump 23 to become high pressure steam, and drives the steam turbine 24. A part of the preheated water is sent to the low-pressure evaporator and low-pressure superheater of the exhaust heat recovery boiler 20 to become low-pressure steam, and drives the steam turbine 24. The steam turbine 24 drives the generator 9 to be connected to generate power.

蒸気タービン２４を出た蒸気は、復水器２５で復水となり、復水ポンプ２６を経由して低圧給水ポンプ２２に送られ、循環使用される。また本排熱回収ボイラーは、低圧節炭器２１の腐食を防止するための節炭器循環ポンプ２７を備えるとともに、排熱回収ボイラー２０から排出される燃焼ガスを放出する煙突２８を備える。 The steam that exits the steam turbine 24 becomes condensate in the condenser 25 and is sent to the low-pressure feed water pump 22 via the condensate pump 26 for circulation. The exhaust heat recovery boiler includes a economizer circulation pump 27 for preventing corrosion of the low pressure economizer 21 and a chimney 28 for releasing combustion gas discharged from the exhaust heat recovery boiler 20.

ガスタービン複合発電システム１は、概略上記のような構成からなるが、燃料ガス圧縮機には、燃料ガス戻りラインから返送される燃料ガスと、管路４から供給される燃料ガスのカロリーが相違し、ガスタービンの回転数や負荷が変動する課題が指摘されている。これを解決するため、燃料ガス戻りラインから返送される燃料ガスと、管路４から供給される燃料ガスの混合を行う技術が開示されている（例えば特許文献１参照）。 The gas turbine combined power generation system 1 is generally configured as described above, but the fuel gas compressor is different in the calories of the fuel gas returned from the fuel gas return line and the fuel gas supplied from the pipe 4. However, problems that the rotational speed and load of the gas turbine fluctuate have been pointed out. In order to solve this, a technique for mixing the fuel gas returned from the fuel gas return line and the fuel gas supplied from the pipe 4 is disclosed (for example, see Patent Document 1).

特開平９−７９０４６号公報JP-A-9-79046

高炉ガスなどの低圧・低発熱量燃料を使用するガスタービン発電装置、又はガスタービン発電装置を備える複合発電システムであって、圧縮した燃料ガスの一部を循環しながら運転を行う発電システムにおいては、図７に示したように燃料ガス戻りラインの高温、高圧の循環ガスの有するエネルギが十分に利用、回収されていない。これは循環ガスが発電システムの運転上、重要な役割を果し、循環ガスを安定的に循環させることが必要なこと、循環ガスを十分に冷却し、かつ大気圧近傍まで減圧した後、燃料ガス圧縮機へ戻さなければならないという制約を伴うことによる。 In a gas turbine power generator using a low-pressure, low calorific value fuel such as blast furnace gas, or a combined power generation system including a gas turbine power generator, in a power generation system that operates while circulating a part of the compressed fuel gas As shown in FIG. 7, the energy of the high-temperature and high-pressure circulating gas in the fuel gas return line is not sufficiently utilized and recovered. This is because the circulating gas plays an important role in the operation of the power generation system, and it is necessary to circulate the circulating gas stably. After cooling the circulating gas sufficiently and reducing the pressure to near atmospheric pressure, the fuel This is due to the constraint that it must be returned to the gas compressor.

これら発電システムにおいて、エネルギを有効に利用、あるいは回収することができれば、これら発電システムにとって有用であることは言うに及ばない。特許文献１に記載の技術は、高炉ガスなどの低圧・低発熱量燃料を使用するガスタービン発電システムにとって有用な技術であるが、エネルギの有効利用、又はエネルギの回収に関する技術ではない。エネルギを有効に利用する技術、あるいはエネルギを効率的に回収する技術を備えた、高炉ガスなどの低圧・低発熱量燃料を使用するガスタービン発電装置、ガスタービン発電装置を備える複合発電システムは、他の文献等にも開示されておらず、開発が待たれている。 Needless to say, these power generation systems are useful for these power generation systems if the energy can be effectively used or recovered. The technique described in Patent Document 1 is a technique that is useful for a gas turbine power generation system that uses a low-pressure, low heating value fuel such as a blast furnace gas, but is not a technique related to effective use of energy or energy recovery. A gas turbine power generation apparatus using a low-pressure, low calorific value fuel such as blast furnace gas, a combined power generation system including a gas turbine power generation apparatus, which has a technology for effectively using energy or a technology for efficiently recovering energy, It is not disclosed in other documents, and development is awaited.

本発明の目的は、簡便な構成で効率的にエネルギを有効利用可能な、又はエネルギを回収可能なガスタービン複合発電システムを提供することである。 An object of the present invention is to provide a gas turbine combined power generation system that can efficiently use energy efficiently or recover energy.

本発明は、燃料ガスの一部を循環可能な燃料ガス戻りラインを備え、燃料ガスの一部を循環しながら燃料ガスの圧縮を行う燃料ガス圧縮機、燃料ガスを燃焼させる燃焼器及び該燃焼器に圧縮空気を送る空気圧縮機を含み構成されるガスタービン発電装置と、排熱回収ボイラー及び蒸気タービンを含み構成される汽力発電装置と、を備えるガスタービン複合発電システムにおいて、前記燃料ガス戻りラインの途中に、前記燃料ガス圧縮機で圧縮され高温、高圧となった燃料ガスを冷却する２つのガス冷却器が直列に設けられ、上流側のガス冷却器は、前記排熱回収ボイラーのボイラー給水を冷媒とし、下流側のガス冷却器は、海水を冷熱源とし、上流側のガス冷却器を介して高温、高圧となった燃料ガスから熱回収し、下流側のガス冷却器を介して燃料ガスを所定の温度まで冷却させ前記燃料ガス圧縮機に返送することを特徴とするガスタービン複合発電システムである。 The present invention includes a fuel gas return line that can circulate a part of the fuel gas, a fuel gas compressor that compresses the fuel gas while circulating a part of the fuel gas, a combustor that burns the fuel gas, and the combustion In the gas turbine combined power generation system comprising: a gas turbine power generation device configured to include an air compressor that sends compressed air to a generator; and a steam power generation device configured to include an exhaust heat recovery boiler and a steam turbine, the fuel gas return In the middle of the line, two gas coolers for cooling the fuel gas compressed at the high temperature and high pressure by the fuel gas compressor are provided in series, and the upstream gas cooler is a boiler of the exhaust heat recovery boiler. The downstream water gas cooler uses seawater as the cold heat source, recovers heat from the high-temperature and high-pressure fuel gas via the upstream gas cooler, and passes through the downstream gas cooler. Is a gas turbine combined power generation system characterized by returning the fuel gas to the fuel gas compressor is cooled to a predetermined temperature Te.

また本発明は、前記ガスタービン複合発電システムにおいて、前記排熱回収ボイラーは、節炭器を備え、前記上流側のガス冷却器を介して前記燃料ガス戻りラインを流通する、前記燃料ガス圧縮機で圧縮され高温、高圧となった燃料ガスと熱交換し、温度を上昇させた前記ボイラー給水を前記節炭器へ送ることを特徴とする。 In the gas turbine combined power generation system according to the present invention, the exhaust gas heat recovery boiler includes a economizer and circulates through the fuel gas return line via the upstream gas cooler. Heat is exchanged with the fuel gas compressed at a high temperature and high pressure, and the boiler feed water whose temperature is increased is sent to the economizer .

また本発明は、前記ガスタービン複合発電システムにおいて、前記上流側のガス冷却器は、ヒートパイプを介して、前記ボイラー給水と前記燃料ガス戻りラインを流通する、前記燃料ガス圧縮機で圧縮され高温、高圧となった燃料ガスとを熱交換させることを特徴とする。 Further, the present invention is the gas turbine combined power generation system, wherein the upstream gas cooler is compressed by the fuel gas compressor and circulates through the boiler feed water and the fuel gas return line via a heat pipe. Further, heat exchange is performed with the fuel gas having a high pressure .

本発明のガスタービン複合発電システムは、燃料ガスの一部を循環可能な燃料ガス戻りラインを備え、燃料ガスの一部を循環しながら燃料ガスの圧縮を行う燃料ガス圧縮機を備えるガスタービン発電装置と、排熱回収ボイラー及び蒸気タービンを含み構成される汽力発電装置とを備え、燃料ガス戻りラインの途中に、上流側に排熱回収ボイラーのボイラー給水を冷媒とするガス冷却器が、下流側に海水を冷熱源とするガス冷却器が設けられているので、上流側に配置されたガス冷却器を介して、燃料ガス戻りラインを流通する、燃料ガス圧縮機で圧縮され高温、高圧となった燃料ガスから熱回収を行うことができる。ボイラー給水温度が上昇することで、排熱回収ボイラーでの蒸気発生量が増大し、発電量を増加させることができる。従来、回収されることなく無駄に放出されていたエネルギを回収し、有効に利用することができる。さらに燃料ガス戻りラインには、海水を冷熱源とするガス冷却器が設けられているので、燃料ガスを十分に冷却して燃料ガス圧縮機に返送することができる。 The gas turbine combined power generation system of the present invention includes a fuel gas return line capable of circulating a part of the fuel gas, and a gas turbine power generation including a fuel gas compressor that compresses the fuel gas while circulating a part of the fuel gas And a steam generator that includes an exhaust heat recovery boiler and a steam turbine, and in the middle of the fuel gas return line, a gas cooler that uses the boiler feed water of the exhaust heat recovery boiler as a refrigerant on the upstream side, Since a gas cooler using seawater as a cold heat source is provided on the side, it is compressed by a fuel gas compressor that circulates through a fuel gas return line via a gas cooler arranged on the upstream side. Heat recovery can be performed from the generated fuel gas . As the boiler feed water temperature rises, the amount of steam generated in the exhaust heat recovery boiler increases, and the amount of power generation can be increased. Conventionally , energy that has been wastefully discharged without being recovered can be recovered and used effectively. Further, the fuel gas return line is provided with a gas cooler using seawater as a cold heat source, so that the fuel gas can be sufficiently cooled and returned to the fuel gas compressor.

また本発明のガスタービン複合発電システムは、排熱回収ボイラーが節炭器を備え、上流側のガス冷却器を介して燃料ガス戻りラインを流通する、燃料ガス圧縮機で圧縮され高温、高圧となった燃料ガスと熱交換し、温度を上昇させたボイラー給水を節炭器へ送るので、節炭器の熱負荷を低減させることができる。この結果、排熱回収ボイラーでの蒸気発生量が増大し、発電量を増加させることができる。また節炭器への給水温度が高いので、節炭器の腐食を防止するために必要な節炭器循環ラインの熱負荷が低減し、節炭器循環ラインの循環量を低減することが可能となる。よって節炭器循環ポンプの動力、又は節炭器循環ポンプの台数、容量を抑えることができる。 Further, the gas turbine combined power generation system of the present invention has a high temperature and high pressure compressed by a fuel gas compressor , in which the exhaust heat recovery boiler is equipped with a economizer, and flows through a fuel gas return line via an upstream gas cooler. Since the boiler feed water, which is heat-exchanged with the fuel gas and the temperature is increased, is sent to the economizer, the thermal load on the economizer can be reduced. As a result, the amount of steam generated in the exhaust heat recovery boiler increases, and the amount of power generation can be increased. In addition, since the water supply temperature to the economizer is high, the heat load on the economizer circulation line necessary to prevent corrosion of the economizer is reduced, and the circulation rate of the economizer circulation line can be reduced. It becomes. Therefore, the power of the economizer circulation pump or the number and capacity of the economizer circulation pumps can be suppressed.

また本発明によれば、上流側のガス冷却器は、ヒートパイプを介してボイラー給水と燃料ガス戻りラインを流通する、燃料ガス圧縮機で圧縮され高温、高圧となった燃料ガスとを熱交換させるので、燃料ガス戻りラインとボイラー給水ラインとが離れている場合であっても、適用することができる。また温度を上昇させたボイラー給水を節炭器へ送るので、節炭器の熱負荷を低減させることができる。この結果、排熱回収ボイラーでの蒸気発生量が増大し、発電量を増加させることができる。また、節炭器への給水温度が高いので、節炭器の腐食を防止するために必要な節炭器循環ラインの熱負荷が低減し、節炭器循環ラインの循環量を低減させることができる。その結果、節炭器循環ポンプの動力、又は節炭器循環ポンプの台数、容量を抑えることができる。
Further , according to the present invention, the upstream gas cooler exchanges heat between the boiler feed water and the fuel gas return line through the heat pipe and the fuel gas compressed at a high temperature and high pressure by the fuel gas compressor. Therefore, the present invention can be applied even when the fuel gas return line and the boiler water supply line are separated from each other. Moreover, since the boiler feed water which raised temperature is sent to a economizer, the thermal load of an economizer can be reduced. As a result, the amount of steam generated in the exhaust heat recovery boiler increases, and the amount of power generation can be increased. In addition, since the water supply temperature to the economizer is high, the heat load on the economizer circulation line necessary to prevent corrosion of the economizer is reduced, and the circulation rate of the economizer circulation line can be reduced. it can. As a result, the power of the economizer circulation pump, or the number and capacity of the economizer circulation pumps can be suppressed.

本発明の第一の実施形態としてのガスタービン複合発電システム３０の概略的な構成を示す図である。1 is a diagram showing a schematic configuration of a gas turbine combined power generation system 30 as a first embodiment of the present invention. 本発明の第二の実施形態としてのガスタービン複合発電システム２００の概略的な構成を示す図である。It is a figure which shows schematic structure of the gas turbine combined power generation system 200 as 2nd embodiment of this invention. 本発明の第三の実施形態としてのガスタービン複合発電システム３００の概略的な構成を示す図である。It is a figure which shows schematic structure of the gas turbine combined power generation system 300 as 3rd embodiment of this invention. 本発明の第四の実施形態としてのガスタービン複合発電システム４００の概略的な構成を示す図である。It is a figure which shows schematic structure of the gas turbine combined power generation system 400 as 4th embodiment of this invention. 本発明の第五の実施形態としてのガスタービン複合発電システム５００の概略的な構成を示す図である。It is a figure which shows schematic structure of the gas turbine combined power generation system 500 as 5th embodiment of this invention. 本発明の第六の実施形態としてのガスタービン複合発電システム６００の概略的な構成を示す図である。It is a figure which shows schematic structure of the gas turbine combined power generation system 600 as 6th embodiment of this invention. 従来の高炉ガスなどの低圧・低発熱量燃料を使用するガスタービン複合発電システム１の概略的構成を示す図である。It is a figure which shows schematic structure of the gas turbine combined cycle power generation system 1 using the low pressure and low calorific value fuels, such as the conventional blast furnace gas.

図１は本発明の第一の実施形態としてのガスタービン複合発電システム３０の概略的な構成を示す図である。本ガスタービン複合発電システム３０は、製鉄所で生成する高炉ガスなどを燃料とするものである。ガスタービン複合発電システム３０は、ガスタービン発電装置と、汽力発電装置とに大別される。 FIG. 1 is a diagram showing a schematic configuration of a gas turbine combined power generation system 30 as a first embodiment of the present invention. The gas turbine combined power generation system 30 uses blast furnace gas generated at an ironworks as a fuel. The gas turbine combined power generation system 30 is roughly classified into a gas turbine power generation device and a steam power generation device.

ガスタービン発電装置は、高炉ガスなどの燃料を燃焼させた燃焼ガスで、ガスタービン、ガスタービンに連結される発電機を駆動させ発電を行う。一方、汽力発電装置は、ガスタービンを出た燃焼ガスの熱を、排熱回収ボイラーで回収し、蒸気を発生させ、蒸気タービン、発電機を駆動させ発電を行う。このように燃焼ガスの熱を回収することで熱効率を高めるシステムとなっている。 The gas turbine power generation apparatus generates power by driving a gas turbine and a generator connected to the gas turbine with combustion gas obtained by burning fuel such as blast furnace gas. On the other hand, the steam power generator recovers the heat of the combustion gas that has exited the gas turbine with an exhaust heat recovery boiler, generates steam, and drives the steam turbine and generator to generate power. In this way, the heat efficiency of the combustion gas is recovered to increase the thermal efficiency.

製鉄所から送られてくる高炉ガスは、燃料受入管路３１を通じて燃料ガス圧縮機３２へ送られる。燃料受入管路３１の途中には、燃料ガスに含まれる酸化鉄などの粉じんを除去するため湿式電気集じん装置３３が設けられている。製鉄所から送られてくる高炉ガスは、圧力が約０．１０５ＭＰａと低いため、燃料ガス圧縮機３２で所定の圧力まで昇圧され、ガス供給管路３４を通じて、燃焼器３５へ送られる。ガス供給管路３４には、管路途中に燃焼器３５への燃料供給を遮断する燃料遮断弁３６が設けられている。 The blast furnace gas sent from the ironworks is sent to the fuel gas compressor 32 through the fuel receiving pipe 31. A wet electric dust collector 33 is provided in the middle of the fuel receiving pipe 31 to remove dust such as iron oxide contained in the fuel gas. Since the pressure of the blast furnace gas sent from the ironworks is as low as about 0.105 MPa, the pressure is raised to a predetermined pressure by the fuel gas compressor 32 and sent to the combustor 35 through the gas supply line 34. The gas supply line 34 is provided with a fuel cutoff valve 36 that shuts off the fuel supply to the combustor 35 in the middle of the line.

また燃焼器３５には、空気圧縮機３７から高圧の空気が供給される。空気圧縮機３７は、吸込管３８に備えられる吸気フィルタ３９を介して外気を吸気し、所定圧力まで圧縮する。高圧の燃料ガスは、燃焼器３５で高圧の空気と混合、燃焼し高温、高圧の燃焼ガスを形成する。高温、高圧の燃焼ガスは、ガスタービン４０に導かれ、ガスタービン４０を駆動する。ガスタービン４０には、空気圧縮機３７及び発電機４１が連結され、ガスタービン４０の駆動に伴い、空気圧縮機３７及び発電機４１も駆動される結果、発電が行われる。 The combustor 35 is supplied with high-pressure air from an air compressor 37. The air compressor 37 sucks outside air through an intake filter 39 provided in the suction pipe 38 and compresses it to a predetermined pressure. The high-pressure fuel gas is mixed and burned with high-pressure air in the combustor 35 to form a high-temperature and high-pressure combustion gas. The high-temperature, high-pressure combustion gas is guided to the gas turbine 40 and drives the gas turbine 40. An air compressor 37 and a generator 41 are connected to the gas turbine 40, and as the gas turbine 40 is driven, the air compressor 37 and the generator 41 are also driven, thereby generating power.

本ガスタービン複合発電システム３０に用いられる燃料ガス圧縮機３２は、軸流式圧縮機である。軸流式圧縮機は、サージングの範囲が広く、燃料ガスの流量が所定量以下になるとサージングが発生する。このためこれを回避する目的で、燃料ガスの流量が所定の流量以下とならないように、燃料ガス戻りライン５０を通じて燃料ガスの一部を循環運転している。燃料ガス戻りライン５０は、燃料ガス圧縮機３２の吐出側に設けられるガス供給管路３４を分岐し、この分岐部５１に設けられている。 The fuel gas compressor 32 used in the gas turbine combined power generation system 30 is an axial compressor. The axial flow compressor has a wide surging range, and surging occurs when the flow rate of the fuel gas falls below a predetermined amount. Therefore, in order to avoid this, a part of the fuel gas is circulated through the fuel gas return line 50 so that the flow rate of the fuel gas does not become a predetermined flow rate or less. The fuel gas return line 50 branches from the gas supply pipe 34 provided on the discharge side of the fuel gas compressor 32, and is provided at the branch portion 51.

燃料ガス戻りライン５０は、管路、ガス戻量制御弁、膨張タービン、ガス冷却器などを含み構成される。ガス供給管路３４の分岐部５１に連結された管路５２は、一端にガスの循環量を制御する第一のガス戻量制御弁５３を備える。第一のガス戻量制御弁５３の出口には管路５４が連結され、管路途中に膨張タービン５５が装着されている。膨張タービン５５が連結する管路５６、５７には、各々燃料ガスを遮断するための遮断弁として、入口弁５８、出口弁５９が設けられている。膨張タービン５５には、発電機６０が連結され、膨張タービン５５を駆動させることで、発電機６０で発電を行うことができる。後述のように膨張タービン５５がエネルギ回収装置として機能する。 The fuel gas return line 50 includes a pipeline, a gas return amount control valve, an expansion turbine, a gas cooler, and the like. A pipe line 52 connected to the branch part 51 of the gas supply pipe line 34 includes a first gas return amount control valve 53 that controls the amount of gas circulation at one end. A pipe 54 is connected to the outlet of the first gas return amount control valve 53, and an expansion turbine 55 is mounted in the middle of the pipe. In the pipelines 56 and 57 to which the expansion turbine 55 is connected, an inlet valve 58 and an outlet valve 59 are provided as shutoff valves for shutting off the fuel gas. The generator 60 is connected to the expansion turbine 55, and the generator 60 can generate power by driving the expansion turbine 55. As will be described later, the expansion turbine 55 functions as an energy recovery device.

膨張タービン５５の出口側の管路５７には、出口弁５９のほか循環ガスを冷却するための、ガス冷却器６５が装着されている。循環ガスを冷却するのは、ガス密度を大きくし、燃料ガス圧縮機の圧縮効率を高めるためである。ガス冷却器６５の出口には管路６６が配設され、管路６６の一端は、燃料受入管路３１と連結する。これにより冷却された燃料ガスは、再び燃料ガス圧縮機３２へ送られる。 In addition to the outlet valve 59, a gas cooler 65 for cooling the circulating gas is attached to the outlet line 57 of the expansion turbine 55. The reason why the circulating gas is cooled is to increase the gas density and increase the compression efficiency of the fuel gas compressor. A pipe 66 is disposed at the outlet of the gas cooler 65, and one end of the pipe 66 is connected to the fuel receiving pipe 31. The fuel gas thus cooled is sent to the fuel gas compressor 32 again.

燃料ガス戻りライン５０には、さらに膨張タービン５５をバイパスする膨張タービンバイパスライン７０が設けられている。膨張タービンバイパスライン７０は、第一のガス戻量制御弁５３と入口弁５８とを連結する管路５４を分岐させ、この分岐部７１に連結されている。膨張タービンバイパスライン７０は、膨張タービン５５が不調などの場合に、膨張タービン５５をバイパスさせ、燃料ガスを循環させるためのものである。膨張タービンバイパスライン７０の管路７２の途中には、バイパス弁７３が設けられ、管路７２の一端は、大量の戻りガスを処理するための第二のガス戻量制御弁８０を有する第一のガス戻量制御弁バイパスライン８１の管路８２と連結する。 The fuel gas return line 50 is further provided with an expansion turbine bypass line 70 that bypasses the expansion turbine 55. The expansion turbine bypass line 70 branches the pipe line 54 that connects the first gas return amount control valve 53 and the inlet valve 58, and is connected to the branch portion 71. The expansion turbine bypass line 70 is for bypassing the expansion turbine 55 and circulating the fuel gas when the expansion turbine 55 is malfunctioning. A bypass valve 73 is provided in the middle of the pipeline 72 of the expansion turbine bypass line 70, and one end of the pipeline 72 has a first gas return amount control valve 80 for processing a large amount of return gas. It connects with the pipe line 82 of the gas return amount control valve bypass line 81.

膨張タービンバイパスライン７０の管路７２と、第一のガス戻量制御弁バイパスライン８１の管路８２との連結部８３には、さらに別の管路８４が連結され、この管路８４は、一端を膨張タービン５５の出口弁５９が配設された管路５７と連結する。第二のガス戻量制御弁８０は、第一のガス戻量制御弁５３に比較して、多量の戻りガスを流通させることが可能なため、第一のガス戻量制御弁バイパスライン８１は、ユニットトリップなど流量変動の大きい場合に使用される。なお第二のガス戻量制御弁８０は、燃料ガス戻りライン５０が連結するガス供給管路３４の分岐部５１よりも、上流（燃料ガス圧縮機）側のガス供給管路３４の分岐部８５に連結する管路の途中に設けられている。 Another pipe 84 is connected to the connecting portion 83 between the pipe 72 of the expansion turbine bypass line 70 and the pipe 82 of the first gas return amount control valve bypass line 81. One end is connected to a pipe line 57 provided with an outlet valve 59 of the expansion turbine 55. Since the second gas return amount control valve 80 can circulate a larger amount of return gas compared to the first gas return amount control valve 53, the first gas return amount control valve bypass line 81 Used when the flow rate fluctuation is large, such as unit trip. Note that the second gas return amount control valve 80 has a branch portion 85 of the gas supply pipeline 34 on the upstream (fuel gas compressor) side of the branch portion 51 of the gas supply pipeline 34 to which the fuel gas return line 50 is connected. It is provided in the middle of the pipe line connected to.

上記のように、本発明の燃料ガス戻りライン５０は、膨張タービン５５のバイパスライン７０、及び第一のガス戻量制御弁５３のバイパスライン８１を有するので、膨張タービン５５、又は第一のガス戻量制御弁５３に不調が生じた場合であっても、バイパスライン７０、８１を通じて、燃料ガスを確実に循環させることができる。燃料ガスの循環が停止すると、ガスタービン複合発電システム３０全体を停止させる必要が生じるが、このような構成を採用することで、ガスタービン複合発電システム３０を安定的に運転させることができる。 As described above, since the fuel gas return line 50 of the present invention includes the bypass line 70 of the expansion turbine 55 and the bypass line 81 of the first gas return amount control valve 53, the expansion turbine 55 or the first gas Even if the return amount control valve 53 malfunctions, the fuel gas can be reliably circulated through the bypass lines 70 and 81. When the circulation of the fuel gas is stopped, the entire gas turbine combined power generation system 30 needs to be stopped. By adopting such a configuration, the gas turbine combined power generation system 30 can be stably operated.

燃料ガス戻りライン５０に設けられるガス冷却器６５は、熱交換器の一種であり外部から供給される冷却水で燃料ガスを冷却する。ガス冷却器６５への冷却水供給は、ガス冷却器冷却水ポンプ９０、ガス冷却水冷却器９１、及び管路９２を含み構成される冷却水循環ライン９３を通じて行われる。ガス冷却器冷却水ポンプ９０は、ガス冷却器６５へ冷却水を送水するものであり、ガス冷却水冷却器９１は、冷却水循環ライン９３を循環する冷却水を冷却する冷却器である。冷却水循環ライン９３は、バイパス弁９４を含み構成されるバイパスライン９５も有している。 The gas cooler 65 provided in the fuel gas return line 50 is a kind of heat exchanger, and cools the fuel gas with cooling water supplied from the outside. Cooling water supply to the gas cooler 65 is performed through a cooling water circulation line 93 including a gas cooler cooling water pump 90, a gas cooling water cooler 91, and a pipe 92. The gas cooler cooling water pump 90 supplies cooling water to the gas cooler 65, and the gas cooling water cooler 91 is a cooler that cools the cooling water circulating in the cooling water circulation line 93. The cooling water circulation line 93 also has a bypass line 95 configured to include a bypass valve 94.

ガス冷却水冷却器９１への冷却水（海水）供給は、海水供給管路９７に設けられた海水ポンプ９８により行う。海水供給管路９７は、数台の取水ポンプ９６（９６ａ、９６ｂ、９６ｃ、９６ｄ）で海水を取水し、復水器１３３に送られる海水供給管路９９の途中より分岐させている。ガス冷却水冷却器９１に供給された海水は、冷却水循環ライン９３を循環する冷却水を冷却し、温度が高くなった海水は、海に戻される。 Cooling water (seawater) is supplied to the gas cooling water cooler 91 by a seawater pump 98 provided in a seawater supply pipe 97. The seawater supply pipe 97 takes in seawater with several intake pumps 96 (96 a, 96 b, 96 c, 96 d) and branches off from the middle of the seawater supply pipe 99 that is sent to the condenser 133. The seawater supplied to the gas cooling water cooler 91 cools the cooling water circulating in the cooling water circulation line 93, and the seawater whose temperature has increased is returned to the sea.

以上のガスタービン発電装置は、膨張タービン５５、膨張タービンに連結する発電機６０、膨張タービンの入口弁５８、出口弁５９、膨張タービンバイパスライン７０を除けば、従来のガスタービン発電装置の構成と類似している。本実施形態のガスタービン発電装置の特徴は、燃料ガス戻りライン５０の途中に、膨張タービン５５を備え、循環中の燃料ガスからエネルギを回収する点にある。詳細については、後述する。 The gas turbine power generator described above has the configuration of the conventional gas turbine power generator except for the expansion turbine 55, the generator 60 connected to the expansion turbine, the inlet valve 58 of the expansion turbine, the outlet valve 59, and the expansion turbine bypass line 70. It is similar. The gas turbine power generator according to this embodiment is characterized in that an expansion turbine 55 is provided in the middle of the fuel gas return line 50 to recover energy from the circulating fuel gas. Details will be described later.

本ガスタービン複合発電システム３０は、さらに汽力発電装置を有している。ガスタービンを出た燃焼ガスの温度は、スチームを発生させるには十分に高い温度であるため、ガスタービンを出た燃焼ガスの熱を、排熱回収ボイラーで回収している。排熱回収ボイラーを出た燃焼ガスは、煙突９８から排出される。 The gas turbine combined power generation system 30 further includes a steam power generation apparatus. Since the temperature of the combustion gas exiting the gas turbine is sufficiently high to generate steam, the heat of the combustion gas exiting the gas turbine is recovered by the exhaust heat recovery boiler. The combustion gas exiting the exhaust heat recovery boiler is exhausted from the chimney 98.

排熱回収ボイラー１００は、低圧節炭器１０１、高圧節炭器１０２、低圧蒸発器１０３、高圧蒸発器１０４、低圧ドラム１０５、高圧ドラム１０６、低圧過熱器１０７、高圧過熱器１０８を備える。排熱回収ボイラー１００への給水は低圧給水ポンプ１１０を通じて行われる。低圧給水ポンプ１１０の吐出水は、管路１１１を通じて低圧節炭器１０１へ導かれ、ここで予熱される。予熱された給水の大半は、管路１１２を通じて高圧給水ポンプ１１３へ導かれ、昇圧された後、高圧節炭器１０２でさらに予熱される。また低圧節炭器１０１で予熱された給水の一部は、低圧ドラム１０５へ送られる。 The exhaust heat recovery boiler 100 includes a low pressure economizer 101, a high pressure economizer 102, a low pressure evaporator 103, a high pressure evaporator 104, a low pressure drum 105, a high pressure drum 106, a low pressure superheater 107, and a high pressure superheater 108. Water supply to the exhaust heat recovery boiler 100 is performed through a low-pressure feed water pump 110. Discharged water from the low-pressure feed pump 110 is guided to the low-pressure economizer 101 through the pipe 111 and preheated here. Most of the preheated water is led to the high-pressure feed pump 113 through the pipe 112, and after being pressurized, is further preheated by the high-pressure economizer 102. A part of the feed water preheated by the low pressure economizer 101 is sent to the low pressure drum 105.

低圧節炭器１０１には、節炭器の腐食を防止するため、節炭器循環ライン１２０が設けられ、低圧節炭器１０１で予熱され温度の高くなった給水の一部が、節炭器循環ポンプ１２１を介して循環されている。温度の高い給水の一部を循環することで、低圧節炭器１０１を加熱する燃焼ガス中の亜硫酸ガスの露点以上に、給水の温度を高め、低圧節炭器１０１の腐食を防止している。よって低圧節炭器１０１へ供給される管路１１１を通過する給水の温度が低いほど、節炭器循環ライン１２０の循環量を多くする必要が生じる。 In order to prevent corrosion of the economizer, the low-pressure economizer 101 is provided with a economizer circulation line 120, and a part of the water supply preheated by the low-pressure economizer 101 and having a high temperature is saved in the economizer. It is circulated through a circulation pump 121. By circulating a part of the hot water supply water, the temperature of the water supply is raised above the dew point of the sulfurous acid gas in the combustion gas that heats the low pressure economizer 101, and corrosion of the low pressure economizer 101 is prevented. . Therefore, it is necessary to increase the circulation amount of the economizer circulation line 120 as the temperature of the feed water passing through the pipeline 111 supplied to the low-pressure economizer 101 is lower.

高圧節炭器１０２で温度を高めた給水は、高圧ドラム１０６、高圧蒸発器１０４、高圧過熱器１０８へ送られ、過熱蒸気となった後、高圧蒸気ライン１３０を通じて蒸気タービン１３１へ送られ、蒸気タービン１３１を駆動する。低圧ドラム１０５に送られた給水も、低圧蒸発器１０３、低圧過熱器１０７へ送られ、過熱蒸気となった後、低圧蒸気ライン１３２を通じて蒸気タービン１３１へ送られ、蒸気タービン１３１を駆動する。蒸気タービン１３１を駆動し、圧力、温度を低下させた蒸気は、復水器１３３へ送られ、ここで冷却され復水となる。蒸気タービン１３１は発電機４１と連結し、発電機４１を駆動し発電を行う。 The feed water whose temperature is increased by the high-pressure economizer 102 is sent to the high-pressure drum 106, the high-pressure evaporator 104, and the high-pressure superheater 108, becomes superheated steam, and then is sent to the steam turbine 131 through the high-pressure steam line 130. The turbine 131 is driven. The feed water sent to the low-pressure drum 105 is also sent to the low-pressure evaporator 103 and the low-pressure superheater 107 to become superheated steam, and then sent to the steam turbine 131 through the low-pressure steam line 132 to drive the steam turbine 131. The steam whose pressure and temperature are reduced by driving the steam turbine 131 is sent to the condenser 133 where it is cooled and becomes condensate. The steam turbine 131 is connected to the generator 41 and drives the generator 41 to generate power.

復水器１３３は、管路１３４を通じて復水を復水ポンプ１３５へ送り、復水ポンプ１３５は、復水を昇圧した後、管路１３６を通じて、低圧給水ポンプ１１０に送水する。これにより排熱回収ボイラー１００へ送られる給水は、蒸気、復水を経由しながら循環使用される。 The condenser 133 sends the condensate to the condensate pump 135 through the pipe line 134, and the condensate pump 135 boosts the condensate and then sends it to the low-pressure feed pump 110 through the pipe line 136. As a result, the feed water sent to the exhaust heat recovery boiler 100 is circulated and used through steam and condensate.

本実施形態の汽力発電装置は、従来から使用されている汽力発電装置と類似の構成となっている。以上のことから、第一の実施形態としてのガスタービン複合発電システム３０の特徴は、ガスタービン発電装置を構成する燃料ガス戻りライン５０に、エネルギ回収装置である膨張タービン５５を備える点にあると言える。 The steam power generator of this embodiment has a configuration similar to that of conventionally used steam power generators. From the above, the characteristic of the gas turbine combined power generation system 30 as the first embodiment is that the fuel gas return line 50 constituting the gas turbine power generation device includes the expansion turbine 55 that is an energy recovery device. I can say that.

次に、ガスタービン発電装置を構成する燃料ガス戻りライン５０に設けられる、エネルギ回収装置である膨張タービン５５、及び膨張タービン５５を用いたエネルギの回収メカニズムについて説明する。高炉ガスなどを燃料ガス圧縮機３２で圧縮した燃料ガスは、ガス温度が約４１０℃、圧力が約１．５ＭＰａと、高温、高圧の状態にある。従来のガスタービン発電装置では、この状態の燃料ガスを、ガス戻量制御弁で断熱膨張させ圧力、温度を低下させていた。これは高温、高圧の状態では、燃料ガス圧縮機へ燃料ガスを返送できないことに起因していた。 Next, the expansion turbine 55 that is an energy recovery device provided in the fuel gas return line 50 constituting the gas turbine power generation device, and the energy recovery mechanism using the expansion turbine 55 will be described. The fuel gas obtained by compressing blast furnace gas or the like with the fuel gas compressor 32 is in a state of high temperature and high pressure, such as a gas temperature of about 410 ° C. and a pressure of about 1.5 MPa. In the conventional gas turbine power generator, the fuel gas in this state is adiabatically expanded by the gas return amount control valve to reduce the pressure and temperature. This is because the fuel gas cannot be returned to the fuel gas compressor in a high temperature and high pressure state.

本発明の第一の実施形態に示すガスタービン複合発電システム３０では、燃料ガス戻りライン５０の高温、高圧の燃料ガスが有するエネルギを、膨張タービン５５を用いて回収しようとするものである。管路を通じて膨張タービン５５に導かれた高温、高圧の燃料ガスは、膨張タービン５５で断熱的に膨張することで、膨張タービンを駆動する。膨張タービン５５には発電機６０が連結されており、膨張タービン５５の駆動に伴い、発電機６０が駆動され発電を行う。このことは、燃料ガス戻りライン５０の高温、高圧の燃料ガスが有するエネルギを、電気エネルギとして回収することを意味する。本発明の実施形態においては、燃料ガスが有するエネルギを、電気エネルギとして回収するので、回収したエネルギを使用しやすい。 In the gas turbine combined power generation system 30 shown in the first embodiment of the present invention, the energy of the high-temperature, high-pressure fuel gas in the fuel gas return line 50 is to be recovered using the expansion turbine 55. The high-temperature, high-pressure fuel gas introduced to the expansion turbine 55 through the pipe line is adiabatically expanded in the expansion turbine 55 to drive the expansion turbine. A generator 60 is connected to the expansion turbine 55, and the generator 60 is driven to generate power as the expansion turbine 55 is driven. This means that the energy of the high-temperature, high-pressure fuel gas in the fuel gas return line 50 is recovered as electric energy. In the embodiment of the present invention, the energy of the fuel gas is recovered as electric energy, so that the recovered energy is easy to use.

本発明では、膨張タービン５５でエネルギを回収するため、膨張タービン５５の入口部における燃料ガスの温度、圧力は高いことが望ましい。よって、第一のガス戻量制御弁５３などにより、燃料ガスの温度、圧力ができるだけ低下しないように、弁の型式などを選定する必要がある。 In the present invention, since energy is recovered by the expansion turbine 55, it is desirable that the temperature and pressure of the fuel gas at the inlet of the expansion turbine 55 be high. Therefore, it is necessary to select a valve type or the like so that the temperature and pressure of the fuel gas are not reduced as much as possible by the first gas return amount control valve 53 and the like.

膨張タービン５５で断熱的に膨張した高温、高圧の燃料ガスは、温度、圧力を低下させ膨張タービン５５から吐出される。温度、圧力を低下させた燃料ガスは、従来技術と同様にさらにガス冷却器６５で冷却され、燃料ガス圧縮機３２へ返送される。この際、従来のガス戻量制御弁に比較して、膨張タービン５５は、より低温まで燃料ガスを膨張させることが可能なため、ガス冷却器６５の熱負荷を低減することができる。これにより従来のガスタービン複合発電システムに比較して、海水ポンプ９８、取水ポンプ９６の動力又は運転台数を低減させることができる。 The high-temperature and high-pressure fuel gas expanded adiabatically in the expansion turbine 55 is discharged from the expansion turbine 55 with the temperature and pressure lowered. The fuel gas whose temperature and pressure have been reduced is further cooled by the gas cooler 65 and returned to the fuel gas compressor 32 as in the prior art. At this time, since the expansion turbine 55 can expand the fuel gas to a lower temperature than the conventional gas return amount control valve, the thermal load of the gas cooler 65 can be reduced. Thereby, compared with the conventional gas turbine combined power generation system, the power of the seawater pump 98 and the intake pump 96 or the number of operation can be reduced.

次に、膨張タービンで回収できるエネルギを、ガスタービン複合発電システム３０に当てはめ、計算した結果の一例を示す。燃料ガス圧縮機の吐出ガス（燃料ガス）量は、約３０万ｍ^３Ｎ／ｈで、ガス戻り（ガス循環）量は、約１．６万ｍ^３Ｎ／ｈとした。この値は、現在当社が使用中の燃料ガス圧縮機の処理量である。計算は、下記の条件下で、断熱膨張の理論式（例えば、機械工学便覧、基礎編、応用編、２００１年、Ｂ５−６）である式（１）、及び式（２）で示される熱収支の式を用いて行った。その結果、１７００〜１８００ｋＷ程度のエネルギを回収することができることが分かった。 Next, an example of a calculation result obtained by applying energy that can be recovered by the expansion turbine to the gas turbine combined power generation system 30 is shown. The discharge gas (fuel gas) amount of the fuel gas compressor was about 300,000 m ³ N / h, and the gas return (gas circulation) amount was about 16,000 m ³ N / h. This value is the throughput of the fuel gas compressor currently used by the Company. The calculation is performed under the following conditions under the following conditions: (1) which is a theoretical expression of adiabatic expansion (for example, mechanical engineering manual, basic edition, applied edition, 2001, B5-6). The balance equation was used. As a result, it was found that energy of about 1700 to 1800 kW can be recovered.

以上のように、ガスタービン発電装置を構成する燃料ガス戻りライン５０に膨張タービン５５を装着することで、燃料ガスの有するエネルギを効率的に回収することができる。また、膨張タービン５５を装着し、燃料ガスを断熱膨張させることで、従来のガスタービン発電装置以上に燃料ガスの温度を低下させることができるので、ガス冷却器６５の熱負荷を低下させることが可能で、エネルギを有効に利用することができる。第一の実施形態では、ガスタービン複合発電システムの例を示したけれども、ガスタービン発電装置であってもよいことは、言うまでもない。 As described above, by attaching the expansion turbine 55 to the fuel gas return line 50 constituting the gas turbine power generator, the energy of the fuel gas can be efficiently recovered. In addition, by installing the expansion turbine 55 and adiabatic expansion of the fuel gas, the temperature of the fuel gas can be reduced more than that of the conventional gas turbine power generator, so that the thermal load of the gas cooler 65 can be reduced. It is possible and energy can be used effectively. In the first embodiment, an example of a gas turbine combined power generation system has been described. Needless to say, a gas turbine power generation apparatus may be used.

図２は、本発明の第二の実施形態としてのガスタービン複合発電システム２００の概略的な構成を示す図である。図１と同一の部材、個所には、同一の符号を付して詳細な説明を省略する。本ガスタービン複合発電システム２００も、第一の実施形態に示したガスタービン複合発電システム３０と同様、ガスタービン発電装置が、燃料ガス圧縮機の燃料ガスの一部を循環させる燃料ガス戻りラインを備え、この燃料ガス戻りラインを流通する燃料ガスからエネルギを回収するエネルギ回収装置を有する点に特徴を有する。 FIG. 2 is a diagram showing a schematic configuration of a gas turbine combined power generation system 200 as a second embodiment of the present invention. The same members and portions as those in FIG. 1 are denoted by the same reference numerals, and detailed description thereof is omitted. Similarly to the gas turbine combined power generation system 30 shown in the first embodiment, the gas turbine combined power generation system 200 also has a fuel gas return line through which a part of the fuel gas of the fuel gas compressor is circulated by the gas turbine power generation apparatus. And having an energy recovery device for recovering energy from the fuel gas flowing through the fuel gas return line.

第二の実施形態では、燃料ガス戻りライン５０からエネルギを回収する装置として、給水加熱器２１０を用いる。第一の実施形態と本実施形態とを比較すると、概略的には第一の実施形態での膨張タービン５５、及び発電機６０が、給水加熱器２１０に変更されたものとなっている。給水加熱器２１０は、隔壁式の熱交換器であり、燃料ガス戻りライン５０を流通する高温、高圧の燃料ガスと、排熱回収ボイラー１００の給水と、を固体壁を隔てて熱交換することで、燃料ガス戻りライン５０を流通する高温、高圧の燃料ガスから熱回収を行うものである。 In the second embodiment, a feed water heater 210 is used as a device for recovering energy from the fuel gas return line 50. Comparing the first embodiment with the present embodiment, the expansion turbine 55 and the generator 60 in the first embodiment are schematically changed to the feed water heater 210. The feed water heater 210 is a partition wall type heat exchanger, and exchanges heat between the high-temperature and high-pressure fuel gas flowing through the fuel gas return line 50 and the feed water of the exhaust heat recovery boiler 100 with a solid wall interposed therebetween. Thus, heat recovery is performed from the high-temperature, high-pressure fuel gas flowing through the fuel gas return line 50.

復水ポンプ出口部の管路２２０には、分岐管２３０が設けられ、分岐管２３０には給水加熱器入口弁２３１が配設されている。給水加熱器入口弁２３１出口には、一端を給水加熱器２１０と接続する管路２３２が配設されている。一方、給水加熱器２１０出口には、管路２３３が配設され、管路２３３の出口部には給水加熱器出口弁２３４が連結されている。さらに給水加熱器出口弁２３４は、管路２３５と連結し、管路２３５は一端を管路２２１と連結する。 A branch pipe 230 is provided in the conduit 220 at the outlet of the condensate pump, and a feed water heater inlet valve 231 is disposed in the branch pipe 230. A pipe line 232 having one end connected to the feed water heater 210 is disposed at the outlet of the feed water heater inlet valve 231. On the other hand, a pipe 233 is disposed at the outlet of the feed water heater 210, and a feed water heater outlet valve 234 is connected to the outlet of the pipe 233. Further, the feed water heater outlet valve 234 is connected to the pipe line 235, and the pipe line 235 is connected to the pipe line 221 at one end.

管路２４０と管路２４１とは、バイパス弁２４２を介して連結されている。通常、バイパス弁２４２は、閉じられており、給水は管路２３０、２３２などを通じて給水加熱器２１０へ導かれ加温される。温度を高めた給水は、管路２３３、２３５を通じて、管路２２１へ導かれ、低圧給水ポンプ１１０で低圧節炭器１０１へ送られる。 The pipe line 240 and the pipe line 241 are connected via a bypass valve 242. Normally, the bypass valve 242 is closed, and the water supply is led to the water heater 210 through the pipes 230 and 232 and heated. The feed water whose temperature has been increased is guided to the pipeline 221 through the pipelines 233 and 235, and is sent to the low-pressure economizer 101 by the low-pressure feed pump 110.

これにより、排熱回収ボイラー１００の給水温度が高まり、低圧節炭器１０１の熱負荷を低減させることができる。低圧節炭器１０１には、低圧節炭器１０１の腐食を防止するために、節炭器循環ライン１２０が設けられ、低圧節炭器１０１で予熱され温度の高くなった給水の一部が、節炭器循環ポンプ１２１を介して循環されていることは、第一の実施形態で記述した通りである。 Thereby, the feed water temperature of the exhaust heat recovery boiler 100 increases, and the heat load of the low-pressure economizer 101 can be reduced. In order to prevent corrosion of the low pressure economizer 101, the low pressure economizer 101 is provided with a economizer circulation line 120, and a part of the feed water preheated by the low pressure economizer 101 and having a high temperature is provided. The circulation through the economizer circulation pump 121 is as described in the first embodiment.

温度の高い給水の一部を循環することで、低圧節炭器１０１を加熱する燃焼ガス中の亜硫酸ガスの露点以上に、給水の温度を高める。このような構成を採用することで、低圧節炭器１０１の腐食を防止する。本第二の実施形態のように低圧節炭器１０１への給水温度を高めると、節炭器循環ライン１２０の循環量を低減させることができる。節炭器循環ライン１２０の循環は、節炭器循環ポンプ１２１で行っているため、第二の実施形態を採用することで、節炭器循環ポンプ１２１の動力、又は運転台数などを低減することができる。また、低圧節炭器１０１への給水温度を高めるとことで、排熱回収ボイラーでの蒸気発生量が増大し、発電量を増加させることができる。 By circulating a part of the hot water supply water, the temperature of the water supply is raised above the dew point of the sulfurous acid gas in the combustion gas that heats the low pressure economizer 101. By adopting such a configuration, corrosion of the low-pressure economizer 101 is prevented. When the feed water temperature to the low pressure economizer 101 is increased as in the second embodiment, the circulation amount of the economizer circulation line 120 can be reduced. Since the economizer circulation line 120 is circulated by the economizer circulation pump 121, the power of the economizer circulation pump 121 or the number of operating units can be reduced by adopting the second embodiment. Can do. Moreover, by raising the feed water temperature to the low-pressure economizer 101, the amount of steam generated in the exhaust heat recovery boiler increases, and the amount of power generation can be increased.

一方、給水加熱器２１０で熱を奪われ温度を低下させた燃料ガスは、第一の実施形態と同様、管路５７を通じてガス冷却器６５に導かれ冷却される。給水加熱器２１０は、給水との熱交換により燃料ガスの温度を十分に低下させるため、第一の実施形態と同様、ガス冷却器６５の熱負荷を低減することができる。これにより従来のガスタービン複合発電システムに比較して、海水ポンプ９８、取水ポンプ９６の動力又は運転台数を低減させることができる。なお、給水加熱器２１０は、気体―液体の熱交換を行うことが可能な隔壁式の熱交換器であれば、特に型式は問われないので、例えば多管式熱交換器を使用することができる。 On the other hand, the fuel gas from which heat has been removed by the feed water heater 210 and its temperature has been lowered is led to the gas cooler 65 through the conduit 57 and cooled, as in the first embodiment. Since the feed water heater 210 sufficiently reduces the temperature of the fuel gas through heat exchange with the feed water, the heat load of the gas cooler 65 can be reduced as in the first embodiment. Thereby, compared with the conventional gas turbine combined power generation system, the power of the seawater pump 98 and the intake pump 96 or the number of operation can be reduced. The feed water heater 210 is not particularly limited as long as it is a partition wall type heat exchanger capable of performing gas-liquid heat exchange. For example, a multi-tube heat exchanger may be used. it can.

給水加熱器で回収できるエネルギを、ガスタービン複合発電システム２００に当てはめ、計算した結果の一例を示す。燃料ガス圧縮機の吐出ガス（燃料ガス）量は、約３０万ｍ^３Ｎ／ｈで、ガス戻り（ガス循環）量は、約１．６万ｍ^３Ｎ／ｈとした。この値は、現在当社が使用中の燃料ガス圧縮機の処理量である。物性値は、式（１）で使用した物性値を使用した。従来、復水ポンプ１３５の入口温度が２０〜４０℃に対し、低圧給水ポンプ１１０の出口部での給水温度は、４０〜６５℃と約２０℃の温度上昇であった。これに対して、第二の実施形態のガスタービン複合発電システム２００においては、復水ポンプ１３５の入口温度が２０〜４０℃に対し、低圧給水ポンプ１１０の出口部での給水温度は、４８〜７３℃と約３０℃の温度上昇となる。 An example of a calculation result obtained by applying energy that can be recovered by the feed water heater to the gas turbine combined power generation system 200 is shown. The discharge gas (fuel gas) amount of the fuel gas compressor was about 300,000 m ³ N / h, and the gas return (gas circulation) amount was about 16,000 m ³ N / h. This value is the throughput of the fuel gas compressor currently used by the Company. As the physical property values, the physical property values used in the formula (1) were used. Conventionally, the inlet water temperature of the condensate pump 135 is 20 to 40 ° C., whereas the outlet water temperature of the low pressure feed water pump 110 is 40 to 65 ° C., which is about 20 ° C. On the other hand, in the gas turbine combined power generation system 200 of the second embodiment, the inlet temperature of the condensate pump 135 is 20 to 40 ° C., and the feed water temperature at the outlet of the low pressure feed water pump 110 is 48 to 48 ° C. The temperature rises to 73 ° C and about 30 ° C.

第二の実施形態では、給水加熱器２１０で燃料ガスの有するエネルギを回収するため、給水加熱器２１０の入口部における燃料ガスのエンタルピは、高いことが望ましい。よって、第一のガス戻量制御弁５３などにより、燃料ガスのエンタルピができるだけ低下しないように、弁の型式などを選定する必要がある。以上のように、ガスタービン複合発電システム２００は、給水加熱器２１０を有するので、燃料ガス戻りライン５０を流通する燃料ガスのエネルギを有効に回収、利用することができる。 In the second embodiment, since the energy of the fuel gas is recovered by the feed water heater 210, it is desirable that the enthalpy of the fuel gas at the inlet of the feed water heater 210 is high. Therefore, it is necessary to select a valve type or the like so that the enthalpy of the fuel gas does not decrease as much as possible by the first gas return amount control valve 53 or the like. As described above, since the gas turbine combined power generation system 200 includes the feed water heater 210, the energy of the fuel gas flowing through the fuel gas return line 50 can be effectively recovered and used.

図３は、本発明の第三の実施形態としてのガスタービン複合発電システム３００の概略的な構成を示す図である。図１、図２と同一の部材、個所には、同一の符号を付して詳細な説明を省略する。本ガスタービン複合発電システム３００も、第一の実施形態に示したガスタービン複合発電システム３０と同様、ガスタービン発電装置が、燃料ガス圧縮機の燃料ガスの一部を循環させる燃料ガス戻りラインを備え、この燃料ガス戻りラインを流通する燃料ガスからエネルギを回収するエネルギ回収装置を有する点に特徴を有する。 FIG. 3 is a diagram showing a schematic configuration of a gas turbine combined power generation system 300 as a third embodiment of the present invention. The same members and portions as those in FIGS. 1 and 2 are denoted by the same reference numerals, and detailed description thereof is omitted. Similarly to the gas turbine combined power generation system 30 shown in the first embodiment, the gas turbine combined power generation system 300 also has a fuel gas return line for circulating a part of the fuel gas of the fuel gas compressor. And having an energy recovery device for recovering energy from the fuel gas flowing through the fuel gas return line.

第三の実施形態では、燃料ガス戻りライン５０からエネルギを回収する装置として、ヒートパイプ３１０を用いる。燃料ガス戻りライン５０は、ヒートパイプの蒸発部に熱を与える循環ガスクーラー３２０を備えている。燃料ガス戻りライン５０を流通する高温、高圧の燃料ガスで、ヒートパイプ３１０内の作動液を蒸発させ、この蒸気を排熱回収ボイラー１００の給水で冷却する。これにより燃料ガスの有するエネルギを、排熱回収ボイラー１００の給水温度を高めるかたちで回収することができる。 In the third embodiment, a heat pipe 310 is used as a device for recovering energy from the fuel gas return line 50. The fuel gas return line 50 includes a circulating gas cooler 320 that applies heat to the evaporation part of the heat pipe. The high-temperature, high-pressure fuel gas flowing through the fuel gas return line 50 evaporates the working fluid in the heat pipe 310 and cools this vapor with the feed water of the exhaust heat recovery boiler 100. Thereby, the energy which fuel gas has can be collect | recovered in the form which raises the feed water temperature of the exhaust heat recovery boiler 100. FIG.

ヒートパイプ３１０は、蒸発部３１１を、燃料ガス戻りライン５０の管路５６に設けられた循環ガスクーラー３２０と接触させ、凝縮部３１２を、復水ポンプ１３５出口部に設けられた給水加熱器２１０と接触するように配設されている。循環ガスクーラー３２０からの受熱で、ヒートパイプ３１０の蒸発部３１１が加熱され、ヒートパイプ３１０内の作動液が蒸発する。この蒸気はヒートパイプを構成する金属パイプ３１３内を移動し、復水ポンプ１３５出口部に設けられている給水加熱器２１０で、熱を放出して液体となる。液体となった作動液は、金属パイプ３１３内を移動し、蒸発部３１１に戻り再度加熱される。上記動作を繰り返すことで、燃料ガスの有するエネルギを有効に回収することができる。一方、循環ガスクーラー３２０を通じて熱を奪われ、温度を低下させた燃料ガスは、第二の実施形態と同様、管路５７を通じてガス冷却器６５に導かれ冷却される。 The heat pipe 310 brings the evaporation unit 311 into contact with the circulating gas cooler 320 provided in the pipe 56 of the fuel gas return line 50, and the condensation unit 312 is provided in the feed water heater 210 provided at the outlet of the condensate pump 135. It is arrange | positioned so that it may contact. Due to the heat received from the circulating gas cooler 320, the evaporation section 311 of the heat pipe 310 is heated, and the working fluid in the heat pipe 310 is evaporated. The steam moves in the metal pipe 313 constituting the heat pipe and releases heat into a liquid by the feed water heater 210 provided at the outlet of the condensate pump 135. The working fluid that has become liquid moves in the metal pipe 313, returns to the evaporation unit 311, and is heated again. By repeating the above operation, the energy of the fuel gas can be recovered effectively. On the other hand, the fuel gas that has been deprived of heat through the circulating gas cooler 320 and has been lowered in temperature is led to the gas cooler 65 through the conduit 57 and cooled, as in the second embodiment.

第三の実施形態も第二の実施形態と同様、燃料ガス戻りラインの燃料ガスから熱回収を行い、排熱回収ボイラー１００の給水温度を高めるものであるから、これに伴う効果は、第二の実施形態と同一である。さらに、ヒートパイプ３１０の蒸発部３１１に熱を与えることで燃料ガスの温度を十分に低下させるため、ガス冷却器６５の熱負荷を低減することができる点においても、第一及び第二の実施形態と同様である。これにより従来のガスタービン複合発電システムに比較して、海水ポンプ９８、取水ポンプ９６の動力又は運転台数を低減させることができる。さらに、第三の実施形態は、燃料ガス戻りライン５０の管路５６、５７と給水加熱器２１０との距離が離れている場合であっても、適用することができる利点がある。 Similarly to the second embodiment, the third embodiment also performs heat recovery from the fuel gas in the fuel gas return line and raises the feed water temperature of the exhaust heat recovery boiler 100. This is the same as the embodiment. Further, since the temperature of the fuel gas is sufficiently lowered by giving heat to the evaporation section 311 of the heat pipe 310, the first and second implementations are also possible in that the heat load of the gas cooler 65 can be reduced. It is the same as the form. Thereby, compared with the conventional gas turbine combined power generation system, the power of the seawater pump 98 and the intake pump 96 or the number of operation can be reduced. Further, the third embodiment has an advantage that it can be applied even when the distance between the pipes 56 and 57 of the fuel gas return line 50 and the feed water heater 210 is long.

第三の実施形態では、循環ガスクーラー３２０と給水加熱器２１０との間の熱の移動を、ヒートパイプ３１０を用いて行っているが、ヒートパイプ３１０の代わりに、循環ガスクーラー３２０と給水加熱器２１０を結ぶ循環管路を設け、循環管路内の流体を循環ポンプで循環させることで、熱回収を行うこともできる。 In the third embodiment, the heat transfer between the circulating gas cooler 320 and the feed water heater 210 is performed using the heat pipe 310, but instead of the heat pipe 310, the circulating gas cooler 320 and the feed water heating are performed. Heat recovery can also be performed by providing a circulation line connecting the vessels 210 and circulating the fluid in the circulation line with a circulation pump.

図４は、本発明の第四の実施形態としてのガスタービン複合発電システム４００の概略的な構成を示す図である。図１から図３と同一の部材、個所には、同一の符号を付して詳細な説明を省略する。本ガスタービン複合発電システム４００も、第一から第三の実施形態に示したガスタービン複合発電システムと同様、ガスタービン発電装置が、燃料ガス圧縮機の燃料ガスの一部を循環させる燃料ガス戻りラインを備え、この燃料ガス戻りラインを流通する燃料ガスからエネルギを回収するエネルギ回収装置を有する点に特徴を有する。 FIG. 4 is a diagram showing a schematic configuration of a gas turbine combined power generation system 400 as a fourth embodiment of the present invention. The same members and portions as those in FIGS. 1 to 3 are denoted by the same reference numerals, and detailed description thereof is omitted. In the gas turbine combined power generation system 400, similarly to the gas turbine combined power generation systems shown in the first to third embodiments, the gas turbine power generation apparatus returns the fuel gas that circulates a part of the fuel gas of the fuel gas compressor. It is characterized by having an energy recovery device that includes a line and recovers energy from the fuel gas flowing through the fuel gas return line.

第四の実施形態では、燃料ガス戻りライン５０からエネルギを回収する装置として、第一の実施形態と同様、膨張タービン５５、及び膨張タービン５５に連結する発電機６０を有する。さらに第四の実施形態では、燃料ガス圧縮機３２の吸気ガスを冷却するための燃料ガス冷却用クーラー４１８、排熱回収ボイラー１００の給水温度を高めるための給水加熱器２１０を含み構成される蒸気圧縮式冷凍装置４１０を備える点に特徴を有する。 In the fourth embodiment, an apparatus for recovering energy from the fuel gas return line 50 includes an expansion turbine 55 and a generator 60 connected to the expansion turbine 55 as in the first embodiment. Furthermore, in the fourth embodiment, steam including a fuel gas cooling cooler 418 for cooling the intake gas of the fuel gas compressor 32 and a feed water heater 210 for raising the feed water temperature of the exhaust heat recovery boiler 100 is configured. It is characterized in that a compression refrigeration apparatus 410 is provided.

蒸気圧縮式冷凍装置４１０は、冷媒を圧縮するための冷媒圧縮機４１１を備える。冷媒圧縮機４１１で圧縮され圧力、温度が高くなった冷媒は、管路４１２を通じて、給水加熱器２１０に送られる。給水加熱器２１０は、第二及び第三の実施形態に示したように、排熱回収ボイラー１００の給水の温度を高める。一方で、給水加熱器２１０は、管路４１２を通じて送られてくる冷媒を冷却し、凝縮させる凝縮器としても機能する。 The vapor compression refrigeration apparatus 410 includes a refrigerant compressor 411 for compressing the refrigerant. The refrigerant whose pressure and temperature are increased by being compressed by the refrigerant compressor 411 is sent to the feed water heater 210 through the pipe line 412. The feed water heater 210 increases the temperature of the feed water of the exhaust heat recovery boiler 100 as shown in the second and third embodiments. On the other hand, the feed water heater 210 also functions as a condenser that cools and condenses the refrigerant sent through the pipe 412.

給水加熱器２１０で凝縮した冷媒は、管路４１３を通じて受液器４１４に送られる。冷媒は、受液器４１４で気液分離され、液化した冷媒が、管路４１５を通じて膨張弁４１６に導かれる。膨張弁４１６は、液化した冷媒を等エンタルピ的に減圧する。冷媒は、それにより温度を低下させた湿り蒸気となる。湿り蒸気となった冷媒は、管路４１７を通じて、燃料ガス圧縮機３２の吸気ガスを冷却するための燃料ガス冷却用クーラー４１８に導かれる。燃料ガスは、燃料ガス冷却用クーラー４１８を介して、湿り蒸気に熱を奪われて温度を低下させる。一方、湿り蒸気は、燃料ガス冷却用クーラー４１８を介して燃料ガスから熱を受け、飽和蒸気となる。よって燃料ガス冷却用クーラー４１８は、燃料ガスの温度を低下させる冷却器として機能する一方、冷媒の湿り蒸気を飽和蒸気にする蒸発器として機能する。 The refrigerant condensed in the feed water heater 210 is sent to the liquid receiver 414 through the pipe line 413. The refrigerant is gas-liquid separated by the liquid receiver 414, and the liquefied refrigerant is guided to the expansion valve 416 through the pipe line 415. The expansion valve 416 decompresses the liquefied refrigerant in an enthalpy manner. The refrigerant becomes wet steam with the temperature lowered thereby. The refrigerant that has become wet steam is guided through a conduit 417 to a fuel gas cooling cooler 418 for cooling the intake gas of the fuel gas compressor 32. The fuel gas is deprived of heat by the wet steam via the fuel gas cooling cooler 418 and decreases in temperature. On the other hand, the wet steam receives heat from the fuel gas via the fuel gas cooling cooler 418 and becomes saturated steam. Therefore, the fuel gas cooling cooler 418 functions as a cooler that lowers the temperature of the fuel gas, while functioning as an evaporator that converts the wet steam of the refrigerant into saturated steam.

燃料ガス冷却用クーラー４１８で熱を受け、飽和蒸気となった冷媒は、管路４１９を通じて冷媒圧縮機４１１に送られる。蒸気圧縮式冷凍装置４１０は、概略的には以上の構成からなる。冷媒圧縮機４１１の駆動源は、燃料ガス戻りライン５０に設けられている膨張タービン５５であり、膨張タービンの回転を、流体継手４２０を通じて受けて駆動する。 The refrigerant that has received heat at the fuel gas cooling cooler 418 and has become saturated vapor is sent to the refrigerant compressor 411 through the pipe 419. The vapor compression refrigeration apparatus 410 is generally configured as described above. The driving source of the refrigerant compressor 411 is an expansion turbine 55 provided in the fuel gas return line 50, and the rotation of the expansion turbine is received through the fluid coupling 420 and driven.

蒸気圧縮式冷凍装置４１０によるエネルギ回収は、以下のように行うことができる。夏季など外気温の高い時期においては、必然的に燃料ガス圧縮機３２の吸気ガスの温度が高くなる。吸気ガスの温度が高くなると、ガス密度が低下し、燃料ガス圧縮機３２の圧縮効率が低下する。本実施形態によれば、蒸気圧縮式冷凍装置４１０を構成する燃料ガス冷却用クーラー４１８により、吸気ガスの温度を低下させることが可能なため、燃料ガスのガス密度が大きくなり、燃料ガス圧縮機３２の圧縮効率を高めることができる。これにより燃料ガス圧縮機３２の駆動動力が低減（ガスタービン作動流体としての燃焼ガス量が増加）され、結果的に発電機４１による発電量が増加する。 Energy recovery by the vapor compression refrigeration apparatus 410 can be performed as follows. In a period of high outside air temperature such as summer, the temperature of the intake gas of the fuel gas compressor 32 inevitably increases. When the temperature of the intake gas increases, the gas density decreases and the compression efficiency of the fuel gas compressor 32 decreases. According to the present embodiment, the temperature of the intake gas can be lowered by the fuel gas cooling cooler 418 constituting the vapor compression refrigeration apparatus 410, so that the gas density of the fuel gas increases, and the fuel gas compressor The compression efficiency of 32 can be increased. As a result, the driving power of the fuel gas compressor 32 is reduced (the amount of combustion gas as the gas turbine working fluid is increased), and as a result, the amount of power generated by the generator 41 is increased.

さらに蒸気圧縮式冷凍装置４１０は、蒸気圧縮式冷凍装置４１０を構成する給水加熱器２１０により、排熱回収ボイラー１００の給水温度を高めることができる。排熱回収ボイラー１００の給水温度を高めた効果は、第二及び第三の実施形態で述べた通りである。また、膨張タービン５５は、従来のガスタービン複合発電システムに比較して、より低温まで燃料ガスを膨張させることが可能なため、ガス冷却器６５の熱負荷を低減することができる。これに伴う効果は第一の実施形態に示した通りである。 Furthermore, the vapor compression refrigeration apparatus 410 can increase the feed water temperature of the exhaust heat recovery boiler 100 by the feed water heater 210 that constitutes the vapor compression refrigeration apparatus 410. The effect of increasing the feed water temperature of the exhaust heat recovery boiler 100 is as described in the second and third embodiments. Further, since the expansion turbine 55 can expand the fuel gas to a lower temperature than the conventional gas turbine combined power generation system, the thermal load of the gas cooler 65 can be reduced. The effects accompanying this are as shown in the first embodiment.

第四の実施形態では、膨張タービン５５は、発電機６０と連結するとともに、流体継手４２０を介して冷媒圧縮機４１１と連結しているので、発電機６０での発電と、蒸気圧縮式冷凍装置４１０によるエネルギ回収と、を選択することができる。発電機６０で発電を行う場合には、冷媒圧縮機４１１を切り離して行い、蒸気圧縮式冷凍装置４１０でエネルギ回収を行う場合は、発電機６０を切り離して行う。必要に応じて、発電機６０と蒸気圧縮式冷凍装置４１０とを同時に稼動させることも可能である。また第四の実施形態では、膨張タービン５５に発電機６０を連結させているけれども、発電機６０を備えることなく、蒸気圧縮式冷凍装置４１０のみ具備する構成であってもよいことは言うまでもない。 In the fourth embodiment, the expansion turbine 55 is connected to the generator 60 and is connected to the refrigerant compressor 411 via the fluid coupling 420. Therefore, the power generation in the generator 60 and the vapor compression refrigeration apparatus Energy recovery by 410 can be selected. When power is generated by the generator 60, the refrigerant compressor 411 is disconnected, and when energy recovery is performed by the vapor compression refrigeration apparatus 410, the generator 60 is disconnected. If necessary, the generator 60 and the vapor compression refrigeration apparatus 410 can be operated at the same time. In the fourth embodiment, although the generator 60 is connected to the expansion turbine 55, it is needless to say that the generator 60 may be provided and only the vapor compression refrigeration apparatus 410 may be provided.

図５は、本発明の第五の実施形態としてのガスタービン複合発電システム５００の概略的な構成を示す図である。図１から図４と同一の部材、個所には、同一の符号を付して詳細な説明を省略する。本ガスタービン複合発電システム５００も、第一から第四の実施形態に示したガスタービン複合発電システムと同様、ガスタービン発電装置が、燃料ガス圧縮機の燃料ガスの一部を循環させる燃料ガス戻りラインを備え、この燃料ガス戻りラインを流通する燃料ガスからエネルギを回収するエネルギ回収装置を有する点に特徴を有する。 FIG. 5 is a diagram showing a schematic configuration of a gas turbine combined power generation system 500 as a fifth embodiment of the present invention. The same members and portions as those in FIGS. 1 to 4 are denoted by the same reference numerals, and detailed description thereof is omitted. In the gas turbine combined power generation system 500 as well, as in the gas turbine combined power generation systems shown in the first to fourth embodiments, the gas turbine power generation apparatus returns the fuel gas that circulates a part of the fuel gas of the fuel gas compressor. It is characterized by having an energy recovery device that includes a line and recovers energy from the fuel gas flowing through the fuel gas return line.

第五の実施形態は、第四の実施形態と類似の構成を採用する。燃料ガス戻りライン５０からエネルギを回収する装置として、第四の実施形態と同様、膨張タービン５５、及び膨張タービン５５に連結する発電機６０を有する。さらに第四の実施形態と同様、吸気ガスを冷却するためのクーラー、排熱回収ボイラー１００の給水温度を高めるための給水加熱器を含み構成される蒸気圧縮式冷凍装置５１０を備える。 The fifth embodiment employs a configuration similar to that of the fourth embodiment. As an apparatus for recovering energy from the fuel gas return line 50, an expansion turbine 55 and a generator 60 connected to the expansion turbine 55 are provided as in the fourth embodiment. Further, similarly to the fourth embodiment, a vapor compression refrigeration apparatus 510 including a cooler for cooling the intake gas and a feed water heater for raising the feed water temperature of the exhaust heat recovery boiler 100 is provided.

第五の実施形態と第四の実施形態との基本的な構成は同一であり、相違点は、蒸気圧縮式冷凍装置５１０を構成するクーラー（空気冷却用クーラー４２１）の設置場所にある。第四の実施形態では、燃料ガス圧縮機３２の吸気ガスを冷却する構成を採用したけれども、第五の実施形態では、空気圧縮機３７の吸気エアーを冷却する構成を採用する。これにより、吸気エアーの密度が大きくなり、空気圧縮機３７の圧縮効率が増加する。これにより空気圧縮機３７の駆動動力が低減（ガスタービン作動流体としての燃焼ガス量が増加）され、結果的に発電機４１による発電量が増加する。排熱回収ボイラー１００の給水温度を高める効果については、第二から第四の実施形態に示した通りである。 The basic configuration of the fifth embodiment is the same as that of the fourth embodiment, and the difference is in the installation location of the cooler (cooler 421 for air cooling) constituting the vapor compression refrigeration apparatus 510. In the fourth embodiment, the configuration for cooling the intake gas of the fuel gas compressor 32 is adopted. However, in the fifth embodiment, the configuration for cooling the intake air of the air compressor 37 is adopted. As a result, the density of the intake air increases and the compression efficiency of the air compressor 37 increases. As a result, the driving power of the air compressor 37 is reduced (the amount of combustion gas as the gas turbine working fluid is increased), and as a result, the amount of power generated by the generator 41 is increased. The effect of increasing the feed water temperature of the exhaust heat recovery boiler 100 is as shown in the second to fourth embodiments.

さらに、膨張タービン５５は、従来のガスタービン複合発電システムに比較して、より低温まで燃料ガスを膨張させることが可能なため、ガス冷却器６５の熱負荷を低減することができる。これに伴う効果は第一及び第四の実施形態に示した通りである。また、発電機６０と蒸気圧縮式冷凍装置５１０によるエネルギ回収が選択可能な点などについても第四の実施形態に同じである。 Furthermore, since the expansion turbine 55 can expand the fuel gas to a lower temperature than the conventional gas turbine combined power generation system, the thermal load of the gas cooler 65 can be reduced. The effects accompanying this are as shown in the first and fourth embodiments. Further, the point that energy recovery by the generator 60 and the vapor compression refrigeration apparatus 510 can be selected is the same as that of the fourth embodiment.

図６は、本発明の第六の実施形態としてのガスタービン複合発電システム６００の概略的な構成を示す図である。図１から図５と同一の部材、個所には、同一の符号を付して詳細な説明を省略する。本ガスタービン複合発電システム６００も、第一から第五の実施形態に示したガスタービン複合発電システムと同様、ガスタービン発電装置が、燃料ガス圧縮機の燃料ガスの一部を循環させる燃料ガス戻りラインを備え、この燃料ガス戻りラインを流通する燃料ガスからエネルギを回収するエネルギ回収装置を有する点に特徴を有する。 FIG. 6 is a diagram showing a schematic configuration of a gas turbine combined power generation system 600 as a sixth embodiment of the present invention. The same members and portions as those in FIGS. 1 to 5 are denoted by the same reference numerals, and detailed description thereof is omitted. In the gas turbine combined power generation system 600, as in the gas turbine combined power generation systems shown in the first to fifth embodiments, the gas turbine power generation apparatus returns the fuel gas that circulates a part of the fuel gas of the fuel gas compressor. It is characterized by having an energy recovery device that includes a line and recovers energy from the fuel gas flowing through the fuel gas return line.

第六の実施形態は、第四及び第五の実施形態と類似の構成を採用する。燃料ガス戻りライン５０からエネルギを回収する装置として、第四及び第五の実施形態と同様、膨張タービン５５、及び膨張タービン５５に連結する発電機６０を有する。さらに第四及び第五の実施形態と同様、吸気ガスを冷却するためのクーラー、排熱回収ボイラー１００の給水温度を高めるための給水加熱器を含み構成される蒸気圧縮式冷凍装置６１０を備える。 The sixth embodiment employs a configuration similar to the fourth and fifth embodiments. As an apparatus for recovering energy from the fuel gas return line 50, as in the fourth and fifth embodiments, an expansion turbine 55 and a generator 60 connected to the expansion turbine 55 are included. Further, similarly to the fourth and fifth embodiments, a vapor compression refrigeration apparatus 610 including a cooler for cooling the intake gas and a feed water heater for raising the feed water temperature of the exhaust heat recovery boiler 100 is provided.

第六の実施形態と第四及び第五の実施形態との相違点は、蒸気圧縮式冷凍装置６１０を構成するクーラー４１８、４２１にある。第四の実施形態では、燃料ガス圧縮機３２の吸気ガスを冷却するため、管路３１の途中に燃料ガス冷却用クーラー４１８が設けられている。一方、第五の実施形態では、空気圧縮機３７の吸気ガスを冷却するため、管路３８の途中に空気冷却用クーラー４２１が設けられている。 The difference between the sixth embodiment and the fourth and fifth embodiments resides in the coolers 418 and 421 constituting the vapor compression refrigeration apparatus 610. In the fourth embodiment, a fuel gas cooling cooler 418 is provided in the middle of the pipeline 31 in order to cool the intake gas of the fuel gas compressor 32. On the other hand, in the fifth embodiment, an air cooling cooler 421 is provided in the middle of the pipe line 38 in order to cool the intake gas of the air compressor 37.

これらに対して、第六の実施形態においては、燃料ガス圧縮機３２の吸気ガスを冷却するための燃料ガス冷却用クーラー４１８、空気圧縮機３７の吸気エアーを冷却するための空気冷却用クーラー４２１の両方を備えている。膨張弁４１６の出口に連結された管路４１７は、分岐部を有し、管路４２２、管路４２３と連結する。管路４２２は、一端に燃料ガス冷却用クーラー入口弁４２４を備え、燃料ガス冷却用クーラー入口弁４２４は連結する管路４２５を通じて、冷媒を燃料ガス冷却用クーラー４１８へ送る。 In contrast, in the sixth embodiment, a fuel gas cooling cooler 418 for cooling the intake gas of the fuel gas compressor 32 and an air cooling cooler 421 for cooling the intake air of the air compressor 37. With both. A pipe line 417 connected to the outlet of the expansion valve 416 has a branch portion and is connected to the pipe line 422 and the pipe line 423. The pipe line 422 is provided with a fuel gas cooling cooler inlet valve 424 at one end, and the fuel gas cooling cooler inlet valve 424 sends the refrigerant to the fuel gas cooling cooler 418 through a pipe line 425 connected thereto.

燃料ガス冷却用クーラー４１８で熱を受けて飽和蒸気となった冷媒は、燃料ガス冷却用クーラー出口弁４２６、管路４２７を通じて輸送された後、管路４１９を通じて冷媒圧縮機４１１に返送される。空気冷却用クーラー４２１も、管路４２３の一端に連結される空気冷却用クーラー入口弁４２８、空気冷却用クーラー入口弁４２８に連結される管路４２９を通じて、冷媒を受入れる。空気冷却用クーラー４２１で熱を受けて飽和蒸気となった冷媒は、空気冷却用クーラー出口弁４３０、管路４３１を通じて輸送された後、管路４１９を通じて冷媒圧縮機４１１に返送される。 The refrigerant that has received heat at the fuel gas cooling cooler 418 and has become saturated vapor is transported through the fuel gas cooling cooler outlet valve 426 and the pipe 427 and then returned to the refrigerant compressor 411 through the pipe 419. The air cooling cooler 421 also receives the refrigerant through the air cooling cooler inlet valve 428 connected to one end of the pipe 423 and the pipe 429 connected to the air cooling cooler inlet valve 428. The refrigerant that has received heat at the air cooling cooler 421 and becomes saturated vapor is transported through the air cooling cooler outlet valve 430 and the pipe line 431 and then returned to the refrigerant compressor 411 through the pipe line 419.

第六の実施形態においては、吸気ガスクーラーとして、燃料ガス圧縮機３２の吸気ガスを冷却する燃料ガス冷却用クーラー４１８、空気圧縮機３７の吸気エアーを冷却する空気冷却用クーラー４２１を備え、各々入口弁４２４、４２８、出口弁４２６、４３０を有するので、燃料ガス冷却用クーラー４１８、及び空気冷却用クーラー４２１を選択的に使用することができる。さらに必要に応じて燃料ガス冷却用クーラー４１８、及び空気冷却用クーラー４２１を同時に使用することも可能である。 In the sixth embodiment, the intake gas cooler includes a fuel gas cooling cooler 418 that cools the intake gas of the fuel gas compressor 32, and an air cooling cooler 421 that cools the intake air of the air compressor 37, respectively. Since the inlet valves 424 and 428 and the outlet valves 426 and 430 are provided, the fuel gas cooling cooler 418 and the air cooling cooler 421 can be selectively used. Furthermore, the fuel gas cooling cooler 418 and the air cooling cooler 421 can be used simultaneously as necessary.

さらに第六の実施形態においても、第四及び第五の実施形態と同様、排熱回収ボイラー１００の給水温度を高めるための給水加熱器２１０を備えている。吸気ガス温度を低下させることの利点、給水加熱器２１０で排熱回収ボイラー１００の給水温度を高めることの利点、さらにガス冷却器６５の熱負荷を低減することができる利点は、第四及び第五の実施形態に示した通りである。 Further, the sixth embodiment also includes a feed water heater 210 for increasing the feed water temperature of the exhaust heat recovery boiler 100 as in the fourth and fifth embodiments. The advantages of lowering the intake gas temperature, the advantages of increasing the feed water temperature of the exhaust heat recovery boiler 100 with the feed water heater 210, and the advantage of reducing the heat load of the gas cooler 65 are the fourth and the fourth. This is as shown in the fifth embodiment.

燃料ガス圧縮機の燃料ガスの一部を循環させる燃料ガス戻りラインを備えるガスタービン発電システム、ガスタービン複合発電システムにおいて、燃料ガス戻りラインは、発電システム上、必須の構成要件であり、燃料ガス戻りラインが正常に機能しない場合は、発電システムを正常に安定的に稼動させることができない。このため燃料ガス戻りラインを流通する燃料ガスからエネルギを回収するエネルギ回収装置は、燃料ガス戻りラインの機能を損なうことなく、燃料ガスの有するエネルギを回収するものでなければならない。 In a gas turbine power generation system and a gas turbine combined power generation system including a fuel gas return line that circulates part of the fuel gas of the fuel gas compressor, the fuel gas return line is an essential component on the power generation system. If the return line does not function properly, the power generation system cannot be operated normally and stably. Therefore, an energy recovery device that recovers energy from the fuel gas flowing through the fuel gas return line must recover the energy of the fuel gas without impairing the function of the fuel gas return line.

例えば、エネルギを効率的に回収することが可能な装置であっても、燃料ガス戻りラインの圧力損失を必要以上に高めたり、燃料ガスの循環流量を低下させるようなものであってはならない。この点に関し、本発明のエネルギ回収装置は、燃料ガス戻りラインの機能を損なうことなくエネルギを回収することができる。本発明は、第一から第六の実施形態に限定されるものではなく、燃料ガス戻りラインの機能を損なうことなくエネルギを回収することができる装置、方法であれば使用可能なことは当然である。 For example, even a device capable of efficiently recovering energy should not increase the pressure loss of the fuel gas return line more than necessary or reduce the circulation flow rate of the fuel gas. In this regard, the energy recovery device of the present invention can recover energy without impairing the function of the fuel gas return line. The present invention is not limited to the first to sixth embodiments, and can naturally be used as long as it is an apparatus and method that can recover energy without impairing the function of the fuel gas return line. is there.

また、第一から第六の実施形態に示したように本発明のガスタービン複合発電システムのプロセスフローは、既存のガスタービン発電装置、又はガスタービン複合発電システムのプロセスフローと類似する。このため既存のガスタービン発電装置、又はガスタービン複合発電システムに容易に適用することができる。 Moreover, as shown in the first to sixth embodiments, the process flow of the gas turbine combined power generation system of the present invention is similar to the process flow of the existing gas turbine power generation apparatus or the gas turbine combined power generation system. For this reason, it can be easily applied to existing gas turbine power generation devices or gas turbine combined power generation systems.

３０、２００、３００ガスタービン複合発電システム
４００、５００、６００ガスタービン複合発電システム
３２燃料ガス圧縮機
３５燃焼器
３７空気圧縮機
４０ガスタービン
４１、６０発電機
５０燃料ガス戻りライン
５３ガス戻量制御弁
５５膨張タービン
６５ガス冷却器
９０ガス冷却器冷却水ポンプ
９８煙突
１００排熱回収ボイラー
１０１低圧節炭器
１２１節炭器循環ポンプ
１３１蒸気タービン
１３３復水器
２１０給水加熱器
３１０ヒートパイプ
４１０、５１０、６１０蒸気圧縮式冷凍装置
４１１冷媒圧縮機
４１８燃料ガス冷却用クーラー
４２１空気冷却用クーラー 30, 200, 300 Gas turbine combined power generation system 400, 500, 600 Gas turbine combined power generation system 32 Fuel gas compressor 35 Combustor 37 Air compressor 40 Gas turbine 41, 60 Generator 50 Fuel gas return line 53 Gas return amount control Valve 55 Expansion turbine 65 Gas cooler 90 Gas cooler cooling water pump 98 Chimney 100 Exhaust heat recovery boiler 101 Low-pressure economizer 121 Eco-circulator circulation pump 131 Steam turbine 133 Condenser 210 Feed water heater 310 Heat pipes 410 and 510 , 610 Vapor compression refrigeration system 411 Refrigerant compressor 418 Fuel gas cooling cooler 421 Air cooling cooler

Claims

A fuel gas return line capable of circulating a part of the fuel gas, a fuel gas compressor for compressing the fuel gas while circulating a part of the fuel gas, a combustor for burning the fuel gas, and compressed air in the combustor A gas turbine power generator configured to include an air compressor;
In a gas turbine combined power generation system comprising a steam power generation device including an exhaust heat recovery boiler and a steam turbine,
In the middle of the fuel gas return line, two gas coolers for cooling the fuel gas compressed at the high temperature and high pressure by the fuel gas compressor are provided in series, and the upstream gas cooler is connected to the exhaust heat. Boiler feed water of the recovery boiler is used as a refrigerant, and the downstream gas cooler uses seawater as a cold heat source, recovers heat from the high-temperature and high-pressure fuel gas via the upstream gas cooler, and cools the downstream gas A gas turbine combined power generation system, wherein a fuel gas is cooled to a predetermined temperature via a vessel and returned to the fuel gas compressor .

The exhaust heat recovery boiler includes a economizer.
The boiler feed water that has passed through the fuel gas return line through the upstream gas cooler, exchanged heat with the fuel gas compressed by the fuel gas compressor and heated to high temperature and pressure, and raised in temperature The gas turbine combined power generation system according to claim 1, wherein the gas turbine combined power generation system is sent to a economizer.

The upstream gas cooler exchanges heat between the boiler feed water and the fuel gas return line, which is compressed by the fuel gas compressor and heated to high temperature and high pressure , through a heat pipe. The gas turbine combined power generation system according to claim 1 or 2 .