JP7719552B2 - 冷熱利用ガスタービン発電システム - Google Patents

冷熱利用ガスタービン発電システム

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Description

本発明は、液体水素の冷熱を利用したガスタービン発電システムに関する。
地球温暖化の要因となる炭酸ガスの排出が無いカーボンニュートラルな火力発電法として、水素燃焼によるグラーツサイクル（Ｇｒａｚ Ｃｙｃｌｅ）を２０１８年グラーツ工科大学が発表している。また、新エネルギー・産業技術総合開発機構（ＮＥＤＯ）は、グラーツサイクルを基にした水素酸素燃焼タービン発電システムの検討を開始している（２０２０～２０２２年）。
水素酸素燃焼タービン発電システムは、例えば、非特許文献１－３に開示されている。
非特許文献１は、水素酸素燃焼の特徴を利用したグラーツサイクルのエキセルギー解析を行っている。グラーツサイクルは、水素酸素燃焼により作動流体を水蒸気のみとすることで、ブレイトンサイクルとランキンサイクルの複合サイクルをセミクローズドで構成するものである。
最新鋭の１６００℃級ガスタービンの燃焼のエキセルギー損失は２６．８％であり、ガスタービンコンバインドサイクル（ＧＴＣＣ）の送電端のエキセルギー効率は５６．５％である。
これに対しグラーツサイクルでは、タービン入口温度１４５０℃、燃焼圧力１３．８ＭＰａの燃焼器のエキセルギー損失は１６．９％、送電端のエキセルギー効率は６１．４％であり、１６００℃級ガスタービンよりも大きく改善できる。
また、液化水素は発熱量のエキセルギー１１６．８ＭＪ／ｋｇの他に冷熱のエキセルギー１３．３ＭＪ／ｋｇを併せ持つ。この冷熱を空気の深冷分離に利用した場合、グラーツサイクルの送電端のエキセルギー効率をさらに２．１％改善できる、としている。
非特許文献２は、酸素水素燃焼発電サイクルは、空気水素燃焼ＧＴＣＣと比べて、熱効率は２－１１％高くなる。しかし、酸素製造動力を考慮すると、送電端効率は発電端効率と比べて４－６％低下する。そのため、送電端効率では、空気水素燃焼ＧＴＣＣと同程度になる可能性が高い、としている。
また、非特許文献２では、酸素水素量論完全燃焼を仮定したが、実際には当量比１では完全燃焼できない、としている。
山下誠二、外３名、「水素酸素燃焼タービンのエキセルギー解析」、日本ガスタービン学会誌、４５－３（２０１７）、ｐｐ．１７０－１７７ 武塙 浩太郎、外２名、「酸素水素燃焼発電サイクルのエキセルギー解析および性能解析」、Journal of Japan Society of Energy and Resources, Vol.42, No.5, (2021) 「酸素水素燃焼タービン発電システムについて」、[on line]、［令和４年６月２０日検索］、インターネット、<URL:http://www.ghe.iir.titech.ac.jp/japanese/turbine/index.html>
図１は、非特許文献３に開示された水素酸素燃焼タービン発電システムの全体構成図である。この図において、Ａは深冷分離酸素製造プラント、Ｂは水素酸素燃焼タービン、である。
深冷分離酸素製造プラントＡは、圧力の異なる２つの蒸留塔（ダブルカラムと呼ばれる）を用い、空気を低温にして蒸発しやすい窒素を気体中に、蒸発しにくい酸素を液体中に濃縮し、空気の気液平衡を利用して酸素と窒素を分離する。分離された酸素ガスは、水素酸素燃焼タービンＢの水素酸素燃焼器（以下、燃焼器）に供給される。
液体水素は、水素輸送船などで搬入されて液化水素タンクに貯蔵され、気化器で気化した水素ガスが、燃焼器に供給される。
水素酸素燃焼タービンＢの燃焼器には、水素ガス、酸素ガス、及び水が供給される。燃焼器において、水素の燃焼により高温水蒸気を発生し、タービンを駆動して発電する。水蒸気の一部はタービンから抽気され圧縮機で圧縮されて燃焼器に再循環される。タービンを出た残りの水蒸気は復水器で冷却されて水（凝縮水）となり、その一部は復水ポンプと給水ポンプにより燃焼器に供給され、残部は外部に排出される。
上述した水素酸素燃焼タービン発電システムには、以下の問題点があった。
（１）酸素製造プラントによるエネルギーロスが大きい。
水素酸素燃焼タービンでは、完全燃焼の場合に２モルの水素ガスに対し１モルの酸素ガスを必要とする。従って、重量比では、完全燃焼の場合に水素：酸素＝１：８であり、安定燃焼のためにはそれ以上の酸素ガスを必要とする。
一方、１ｋｇの液化水素の冷熱により空気を液化分離しても、得られる酸素ガスは約２ｋｇ程度にすぎない。そのため、酸素製造プラントでは、大部分を冷熱利用以外の動力源を必要とし、このエネルギーロスが大きい。
また、酸素製造プラントで発生する大量の窒素ガス（副生窒素）が発電に寄与しない。
そのため、酸素製造プラントを含めた発電効率をさらに高めることが要望されていた。
（２）水素と酸素を量論比で燃焼させなければ燃焼ガス中に残酸素（もしくは残水素）の非凝縮ガスが混在するためシステムが成立できない難点がある。また実際には当量比１では完全燃焼できない。
（３）タービンは実質的に水蒸気タービンであり、エネルギー回収のため最終段は減圧作動のため大型化する。また、水素酸素燃焼器で発生しタービンを出た水蒸気を水（凝縮水）まで冷却する必要があるため、復水器が大型となり、これに用いる大量の冷却水を必要とする。また、水処理の保守管理が必要である。
そのため、大量の冷却水が得られない内陸設置が困難であった。
本発明は上述した問題点を解決するために創案されたものである。すなわち本発明の第１の目的は、水素の完全燃焼が可能でありかつ液体水素の冷熱を利用して発電効率を高めることができる冷熱利用ガスタービン発電システムを提供することにある。
また、本発明の第２の目的は、大量の冷却水が得られない内陸に設置可能な冷熱利用ガスタービン発電システムを提供することにある。
本発明によれば、液体水素の冷熱により空気を液化して必要量の水素ガスと共に、液体酸素と液体窒素を製造する空気液化分離装置と、
前記水素ガスを酸素富化燃焼させて発電するガスタービン発電機と、
残存酸素で前記水素ガスを燃焼させ前記ガスタービン発電機の排ガスを加熱する追焚き燃焼器と、
前記液体酸素及び前記液体窒素との間で熱交換して低圧窒素ガスを冷却する窒素ガスクーラーを有し、窒素ガスを循環させて発電動力を回収する窒素サイクルと、
前記空気液化分離装置で製造した前記液体酸素を液体状態で加圧し、加圧された前記液体酸素を前記窒素ガスクーラーで加熱して加圧酸素ガスとして前記ガスタービン発電機に供給する加圧酸素供給ラインと、
前記空気液化分離装置で製造した前記液体窒素を液体状態で加圧し、加圧された前記液体窒素を前記窒素ガスクーラーで加熱して加圧窒素ガスとして前記窒素サイクルの高圧窒素ガスに追加供給する加圧窒素供給ラインと、を有する、冷熱利用ガスタービン発電システムが提供される。
本発明の構成によれば、空気液化分離装置において液体水素の冷熱により空気を液化して必要量の水素ガスを製造するので、空気液化分離装置のエネルギーロスを最小限に抑えることができる。
水素ガスと共に空気液化分離装置で製造した液体酸素は、ガスタービン発電機での必要酸素量より少ない。しかしこの液体酸素は、加圧酸素供給ラインにより液体状態で加圧され、窒素ガスクーラーで加熱して加圧酸素ガスとしてガスタービン発電機に供給される。これにより、ガスタービン発電機で圧縮する空気量のうち加圧酸素ガスの約５倍に相当する量の圧縮動力を低減できる。
また、ガスタービン発電機において、空気液化分離装置で製造した水素ガスを圧縮空気と加圧酸素ガスで酸素富化燃焼するので、水素ガスを十分な酸素量で安定して完全燃焼できる。
また、空気液化分離装置で製造した液体窒素は、加圧窒素供給ラインにより液体状態で加圧され、窒素ガスクーラーで加熱して加圧窒素ガスとして窒素サイクルの高圧窒素ガスに追加供給される。これにより、窒素サイクルにおける圧縮動力を低減することができ、窒素サイクルによる発電量を増やすことができる。
また、追焚き燃焼器により残存酸素で空気液化分離装置で製造した水素ガスを燃焼させて排ガス温度を加熱するので、この高温排ガスで窒素サイクルの高圧窒素ガスを十分に加熱することができ、窒素サイクルの効率を高めることができる。
すなわち、空気液化分離装置において必要量の水素ガスと共に製造した液体酸素は、ガスタービン発電機の動力低減と酸素富化燃焼に寄与し、液体窒素は窒素サイクルによる発電量の増大に寄与する。
従って全体として液体水素の冷熱を利用して燃焼用の酸素を製造しかつ発電効率を高めることができる。
非特許文献３に開示された水素酸素燃焼タービン発電システムの全体構成図である。 本発明による冷熱利用ガスタービン発電システムの第１実施形態図である。 空気液化分離装置の全体構成図である。 窒素サイクルの全体構成図である。 本発明による冷熱利用ガスタービン発電システムの第２実施形態図である。 炭酸ガスサイクルの全体構成図である。
以下、本発明の実施形態を添付図面に基づいて詳細に説明する。なお、各図において共通する部分には同一の符号を付し、重複した説明を省略する。
開発中の水素酸素燃焼タービン発電システムの主な仕様は、以下の通りである。
（１）燃料は純水素（Ｈ２）、酸化剤は純酸素（Ｏ２）を理論量論比（すなわちＨ２＋１／２Ｏ２→Ｈ２Ｏでモル比ではＨ２：Ｏ２＝１：０．５）で燃焼させる。
（２）水素ガスは、液化水素の形態で供給を受けて、液化水素を圧縮後に気化して使用する。
（３）酸素ガスは、深冷空気分離法（ＣＡＳ）、圧力スイング吸着法（ＰＳＡ）、高温酸素分離膜（ＯＴＭ）の３種の空気分離法を想定して空気から酸素ガスを分離して使用する。
（４）空気分離法の何れでも酸素ガス純度を１００％まで高められないため理論量論燃焼ができない。そのため酸素ガスを追加する必要があり、燃焼器圧力までの酸素ガスの圧縮動力は発電効率に反映していない。
（５）発電効率を計算する際の機器効率は、圧縮機効率：８９％、ガスタービン効率：９２％、蒸気タービン効率：８４％～８９％、機械効率：９９％、発電機効率：９９．５％、液化水素の圧縮ポンプ効率：１００％に設定している。
（６）燃焼ガス（すなわち水蒸気）をガスタービンと蒸気タービンで膨張させるコンバインドサイクルを採用する。
（７）以上の条件でタービン入口温度／圧力：１５５０℃／３．３ＭＰａの発電効率は、ＣＡＳを用いた場合に６２％、ＰＳＡを用いた場合に６３％、ＯＴＭを用いた場合に６５％と試算されている。
以下、水素ガスをＨ２、液化水素をＬＨ２、酸素ガスをＯ２、液体酸素をＬＯ２、窒素ガスをＮ２、液体窒素をＬＮ２と記載する。
（ＷＥＴタイプ）
図２は、本発明による冷熱利用ガスタービン発電システム１００の第１実施形態図である。以下、第１実施形態のシステムをＷＥＴタイプと呼ぶ。
この図において、冷熱利用ガスタービン発電システム１００は、空気液化分離装置１０、ガスタービン発電機２０、及び、ボトミングサイクル３０を備える。
空気液化分離装置１０は、液体水素ＬＨ２の冷熱により空気Ａｉｒを液化して必要量の水素ガスＨ２と共に、液体酸素ＬＯ２と液体窒素ＬＮ２を製造する。
ガスタービン発電機２０は、水素ガスＨ２を酸素富化燃焼させて発電する。
この例で、ガスタービン発電機２０は、ガスタービン圧縮機２２、ガスタービン燃焼器２４、及びガスタービン２６を有する。
ガスタービン圧縮機２２は、空気Ａｉｒを圧縮する。すなわち酸化剤としての空気は、既存ＧＴＣＣと同一方法（ガスタービン圧縮機２２により常圧空気を既存ＧＴＣＣの圧力比）で圧縮されてガスタービン燃焼器２４に送られる。なおこの例では１６００℃級ＧＴＣＣＩＩの圧力比２３を採用する。
ガスタービン燃焼器２４は、空気液化分離装置１０で気化した水素ガスＨ２を圧縮空気及び加圧酸素ガス（加圧された酸素ガスＯ２）を用いて酸素富化燃焼する。すなわちガスタービン燃焼器２４では、空気液化分離された加圧酸素ガスを圧縮空気と混合して酸素富化空気として利用する。燃焼後の残酸素濃度は既存ＬＮＧコンバインドサイクルと同等の１６％となるように圧縮空気量を調節する。
ガスタービン２６は、燃焼ガスＧ１で発電動力を得て、図示しない発電機を駆動して発電する。
すなわちガスタービン発電機２０の燃料は水素ガスＨ２、酸化剤は空気と酸素ガスＯ２であり、燃焼は既存ＧＴＣＣ（ＬＮＧコンバインドサイクル）と同一方法で排ガス中の残酸素濃度１６％（ｄｒｙ）の空燃比で燃焼させる。
ボトミングサイクル３０は、ガスタービン２６の排ガスＧ２から発電動力を回収する。
この図において、ボトミングサイクル３０は、追焚き燃焼器３２、窒素ガスタービンサイクル（以下、窒素サイクル４０）、及び水蒸気タービンサイクル（以下、水蒸気サイクル６０）を有する。
すなわちこの例では、ガスタービン発電機２０と水蒸気サイクル６０の中間に、追焚き燃焼器３２の燃焼ガスを熱源とした窒素サイクル４０を追加した２段ボトミングサイクルによるコンバインドサイクルを採用する。
追焚き燃焼器３２は、ガスタービン２６の排ガス中の残存酸素で水素ガスＨ２を燃焼させ、ガスタービン２６の排ガスＧ２を加熱する。加熱温度は、ボトミングサイクル３０の入口部で６５０～７００℃であるのがよい。
追焚き水素量は窒素サイクル４０における窒素ガスＮ２の加熱量に相当する少量（ガスタービン発電機２０の水素燃料量の４％程度）とするのがよい。
窒素サイクル４０は、窒素ガスＮ２を循環させて発電動力を回収する。
この例で、窒素サイクル４０は、追焚き燃焼器３２の直近の下流側に位置し、窒素ガス圧縮機４２、窒素ガス加熱器４４、窒素ガスタービン４６、及び窒素ガスクーラー４８を有する。
窒素ガス圧縮機４２は、低圧窒素ガス（低圧の窒素ガスＮ２）を圧縮する。
窒素ガス加熱器４４は、高圧窒素ガス（高圧の窒素ガスＮ２）を追焚き燃焼器３２の高温排ガス（高温の排ガスＧ２）で加熱する。
窒素ガスタービン４６は、図示しない発電機を駆動し、加熱された高圧窒素ガスから発電動力を回収する回収する。
窒素ガスクーラー４８は、空気液化分離装置１０から供給される液体酸素ＬＯ２及び液体窒素ＬＮ２との間で熱交換して低圧窒素ガスを冷却（吸気冷却）する。すなわち、窒素ガスクーラー４８は、液体酸素ＬＯ２及び液体窒素ＬＮ２を加熱すると共に低圧窒素ガスを冷却する熱交換器である。
図２において、冷熱利用ガスタービン発電システム１００はさらに、加圧酸素供給ライン５２と、加圧窒素供給ライン５４と、を有する。
加圧酸素供給ライン５２は、空気液化分離装置１０で製造した液体酸素ＬＯ２を液体状態で加圧する液体酸素ポンプ５２ａを有し、加圧された液体酸素ＬＯ２を窒素ガスクーラー４８で加熱して加圧酸素ガスとしてガスタービン燃焼器２４に供給する。
液体酸素ポンプ５２ａによる加圧圧力は、ガスタービン燃焼器２４の内部圧力以上に設定する。
空気液化分離装置１０で得られる酸素は液体酸素ＬＯ２なので液化状態で圧縮することで燃焼器入口圧力までの加圧動力は無視できる程度に小さい。
加圧窒素供給ライン５４は、空気液化分離装置１０で製造した液体窒素ＬＮ２を液体状態で加圧する液体窒素ポンプ５４ａを有し、加圧された液体窒素ＬＮ２を窒素ガスクーラー４８で加熱して加圧窒素ガスとして窒素ガス圧縮機４２の出口側に供給する。
液体窒素ポンプ５４ａによる加圧圧力は、窒素ガス圧縮機４２の出口圧力以上に設定する。
空気液化分離装置１０で得られる液体窒素ＬＮ２を液化状態で圧縮することで窒素ガス圧縮機４２の出口圧力以上までの加圧動力は無視できる程度に小さい。
水蒸気サイクル６０は、加圧ポンプ６２、水蒸気加熱器６４、水蒸気タービン６６、及び復水器６８を有する。
加圧ポンプ６２は凝縮水Ｗ１を加圧する。水蒸気加熱器６４は加圧水Ｗ２を窒素ガス加熱器４４の高温排ガスで加熱して高圧高温水蒸気（高圧高温の水蒸気Ｓ）を発生させる。水蒸気タービン６６は、高圧高温の水蒸気Ｓから発電動力を回収する。
復水器６８は、低圧の水蒸気Ｓを冷却して凝縮水Ｗ１を得る。
なお上述した窒素ガス加熱器４４と水蒸気加熱器６４は、追焚き燃焼器３２の排気経路内に設置され、全体として熱回収用熱交換器（ＨＲＨＥＸ）として機能する。
図３は、空気液化分離装置１０の全体構成図である。
空気分離は、加熱再生方式（ＴＳＡ）による前処理とＬＨ２と空気の熱交換法で液化・分離する。この方法による消費電力は、従来の深冷空気分離法の１／２程度と少ないことが利点である。
図３において、空気液化分離装置１０は、空気圧縮機１１、窒素ガス冷却器１２、ヘリウムガス冷却器１４、膨張弁１５、気液分離器１６、及び、ガス圧縮機１７を有する。
空気圧縮機１１は、給気（空気）を所定圧力（例えば６００ｋＰａ）まで圧縮する。
窒素ガス冷却器１２は、冷熱熱交換器１２ａとＮ２循環機１２ｂを有し、液体水素ＬＨ２と空気との間で窒素ガスＮ２を循環させて空気を間接冷却する。
ヘリウムガス冷却器１４は、液化熱交換器１４ａとＨｅ循環機１４ｂを有し、液体水素ＬＨ２と空気との間でヘリウムガスＨｅを循環させて空気を間接冷却する。
窒素ガス冷却器１２とヘリウムガス冷却器１４により空気は例えば－１７６℃まで冷却される。
膨張弁１５は、冷却された空気を断熱膨張させてさらに極低温（例えばー１９４℃）まで冷却する。
気液分離器１６は、例えばダブルカラムを用い、液体窒素ＬＮ２と液体酸素ＬＯ２を分離する。
ガス圧縮機１７は、残存するガスを圧縮し、空気圧縮機１１で圧縮された空気に混入する。
上述した空気液化分離装置１０の構成により、給気（空気）の液化に中間媒体として窒素とヘリウムを用いるので、水素と空気の直接接触を回避して安全性を高めることができる。
すなわち、水素ガスＨ２は、液体水素ＬＨ２の形態で供給を受ける。液体水素ＬＨ２は予め５．７ＭＰａ（既存ＧＴＣＣと同一）まで液圧縮した後、その気化冷熱を利用して空気液化分離を行ってガスタービン燃焼器２４の燃焼室に送られる。
表１は、空気液化分離装置１０におけるマテリアルバランスを示している。
この表に示すように、試算結果によれば１ｋｇ／ｓの液体水素ＬＨ２の冷熱を利用して、３．９ｋｇ／ｓの液体窒素ＬＮ２と１．２ｋｇ／ｓの液体酸素ＬＯ２を液化分離できる。
表２は、１ｋｇ／ｓの液体水素ＬＨ２の冷熱を利用する際の空気液化分離装置１０の必要動力を示している。
この表から、給気（空気）を所定圧力（例えば６４５ｋＰａ）まで圧縮する空気圧縮機１１の動力が９５％以上を占めていることがわかる。また、断熱圧縮と断熱膨張により液化する従来の空気分離装置と比較してエネルギーロスが大幅に小さいことがわかる。
図４は、窒素サイクル４０の全体構成図である。窒素サイクル４０は、３段膨張とし、高圧段では超臨界窒素タービンを適用する。
この図において、窒素ガス加熱器４４は、追焚き燃焼器３２を出た高温の排ガスＧ２に対し上流側から順に位置する第１ガス加熱器４４ａ、第２ガス加熱器４４ｂ、及び第３ガス加熱器４４ｃを有する。
また、窒素ガスタービン４６も同様に、高温の排ガスＧ２に対し上流側から順に位置する第１膨張機４６ａ、第２膨張機４６ｂ、及び第３膨張機４６ｃを有する。窒素ガスタービン４６は、超臨界窒素タービンであるのがよい。
またこの例で、窒素サイクル４０は、第１膨張機４６ａの出口に窒素ガス熱交換器４９を有し、さらにその後段（下流側）に窒素ガスクーラー４８を有する。
窒素ガス熱交換器４９は、第１膨張機４６ａの出口ガスにより第３ガス加熱器４４ｃの入口ガスを予熱して熱回収するものである。
窒素ガスクーラー４８は、窒素ガス圧縮機４２の圧縮動力を削減するため圧縮機入口ガスを冷却するものである。
また、この図において、窒素サイクル４０は、加圧窒素ガス（加圧された窒素ガスＮ２）を補充する補充口４３と、余剰の低圧窒素ガス（低圧の窒素ガスＮ２）を外部に抜き出す抽出口４５と、を有する。
補充口４３は、窒素ガス圧縮機４２の出口と窒素ガス加熱器４４の入口（この例では、窒素ガス熱交換器４９の入口）との間に設けられる。
抽出口４５は、窒素ガスタービン４６の出口（この例では、窒素ガス熱交換器４９の出口）と窒素ガスクーラー４８の入口との間に設けられる。
また、この例で、窒素サイクル４０の窒素ガス熱交換器４９では、補充口４３で合流した低温（例えば－１２℃）の窒素ガスと抽出口４５から排出する前の中温（例えば１０℃）の窒素ガスとの間で熱交換する。
上述したように、窒素サイクル４０の窒素ガスクーラー４８では、空気液化分離装置１０により空気分離された液体窒素ＬＮ２と液体酸素ＬＯ２の気化冷熱を利用して還流する窒素ガスＮ２を予冷する。
なお、窒素サイクル４０は、気化した加圧窒素ガスを補充口４３から窒素サイクル４０のＮ２循環系へ合流するとともに、同量の還流Ｎ２を抽出口４５から排出する再生式セミクローズドガスタービンサイクルである。
表３は、追焚き燃焼器３２で０．２２ｋｇ／ｓの水素ガスＨ２を燃焼する際の窒素サイクル４０の主な軸動力と発電出力を示している。
この表から、窒素サイクル４０において、膨張機軸動力と圧縮機軸動力の差に発電機効率と機械効率を乗じて得られる発電出力が大きいことがわかる。すなわち、膨張機軸動力／圧縮機軸動力≒５．７であり、一般の回転発電機（例えばガスタービンなどでは２．０以下）に比べて大きい。
また、液体窒素ＬＮ２を液体状態で加圧し、加圧された液体窒素ＬＮ２を窒素ガスクーラー４８で加熱して加圧窒素ガスとして窒素サイクル４０の高圧窒素ガスに追加供給することから、窒素サイクル４０は後述するように高い熱効率が得られる。
表４は、第１実施形態（ＷＥＴタイプ）の冷熱利用ガスタービン発電システム１００における計算条件と試算結果を示している。
なお、発電性能を計算する際の各機器効率は、圧縮機効率：８９．５％、ガスタービン（ＧＴ）効率：９１％、蒸気タービン（ＳＴ）効率：９０％、機械効率：９４％、発電機効率：９８％、ＬＨ２／ＬＯ２／ＬＮ２圧縮ポンプ効率：７０％に設定した。
また、機械効率について、実機では蒸気凝縮器の冷却水ポンプ、水質管理の諸機器、各種回転機の潤滑・冷却、計測制御管理機器などの損失を考慮する必要があり、この例では既存ＧＴＣＣ並みの９４％を採用した。
表４から、約５．８ｋｇ／ｓの液体水素ＬＨ２を用いた場合の総発電出力は約４８７ＭＷであり、かつ高い発電効率が得られることがわかる。
（ＤＲＹタイプ）
図５は、本発明による冷熱利用ガスタービン発電システム１００の第２実施形態図である。以下、第２実施形態のシステムをＤＲＹタイプと呼ぶ。
この図において、ボトミングサイクル３０は、上述した追焚き燃焼器３２と窒素サイクル４０の下流側に、水蒸気サイクル６０の替わりに炭酸ガスサイクル７０を有する。
炭酸ガスサイクル７０は、炭酸ガスを循環させて発電動力を回収する。
この例で、炭酸ガスサイクル７０は、炭酸ガス圧縮機７２、炭酸ガス加熱器７４、炭酸ガス膨張機７６、及び炭酸ガスクーラー７８を有する。
炭酸ガス圧縮機７２は、炭酸ガスを圧縮する。炭酸ガス加熱器７４は、加圧された炭酸ガスを窒素ガス加熱器４４の高温排ガスで加熱して高圧高温の炭酸ガスを発生させる。炭酸ガス膨張機７６は、図示しない発電機を駆動し、高圧高温の炭酸ガスから発電動力を回収する。炭酸ガスクーラー７８は、炭酸ガス圧縮機７２の入口の炭酸ガスを冷却する。
炭酸ガスクーラー７８における低圧の炭酸ガスの冷却には、大量の冷却水が不要な冷却塔７３を用いるのがよい。
図６は、炭酸ガスサイクル７０の全体構成図である。炭酸ガスサイクル７０は、３段膨張とし、高圧段では超臨界炭酸ガスタービンを適用する。
この図において、炭酸ガス加熱器７４は、窒素ガス加熱器４４を出た高温の排ガスＧ２に対し上流側から順に位置する第１ガス加熱器７４ａ、第２ガス加熱器７４ｂ、及び第３ガス加熱器７４ｃを有する。
また、炭酸ガス膨張機７６も同様に、高温の排ガスＧ２に対し上流側から順に位置する第１膨張機７６ａ、第２膨張機７６ｂ、及び第３膨張機７６ｃを有する。炭酸ガス膨張機７６は超臨界炭酸ガスタービンであるのがよい。
さらに、炭酸ガス圧縮機７２は、炭酸ガスの低圧側から順に位置する第１ガス圧縮機７２ａ、第２ガス圧縮機７２ｂ、及び第３ガス圧縮機７２ｃを有する。
また、炭酸ガスクーラー７８も同様に、炭酸ガスの低圧側から順に位置する第１クーラー７８ａ、第２クーラー７８ｂ、及び第３クーラー７８ｃを有する。
すなわち第１ガス圧縮機７２ａ、第２ガス圧縮機７２ｂ、及び第３ガス圧縮機７２ｃの上流側にはそれぞれ冷却塔７３による炭酸ガスクーラー７８が設けられている。
また、この例で、炭酸ガスサイクル７０は、第１膨張機７６ａで膨張した炭酸ガスと第３ガス圧縮機７２ｃの出口の炭酸ガスとの間で熱交換する炭酸ガス熱交換器７９を有する。
その他の構成は、第１実施形態と同様である。
表５は、炭酸ガスサイクル７０の上流に設けられた窒素サイクル４０から排出される排ガス温度６０３℃、排ガス量７４２ｋｇ／ｓの場合の炭酸ガスサイクル７０の主な軸動力と発電出力を示している。
この表から、炭酸ガスサイクル７０において、膨張機軸動力と圧縮機軸動力の差に発電機効率と機械効率を乗じて得られる発電出力が大きいことがわかる。すなわち、膨張機軸動力／圧縮機軸動力≒２．５であり、一般の回転発電機（例えばガスタービンなどでは２．０以下）に比べて大きい。
表６は、第２実施形態（ＤＲＹタイプ）の冷熱利用ガスタービン発電システム１００における計算条件と試算結果を示している。
この表から、約６．２ｋｇ／ｓの液体水素ＬＨ２を用いた場合の総発電出力は約４８７ＭＷであり、かつ高い発電効率が得られることがわかる。
上述した第１、第２実施形態の冷熱利用ガスタービン発電システム１００は、水素酸素燃焼タービン発電システムに対し、以下の利点を有する。
（１）水素酸素燃焼タービン発電システムでは、酸素製造プラントで水素ガスの燃焼に必要な酸素ガスを製造する必要があり、酸素製造プラントによるエネルギーロスが大きい。
これに対し、冷熱利用ガスタービン発電システム１００では、液体水素の冷熱を利用して空気液化分離装置１０により必要量の水素ガスのみを製造（分離）するため、空気液化分離装置１０の必要動力が小さい。
（２）水素酸素燃焼タービン発電システムでは、水素と酸素（純酸素）の燃焼ではタービン入口温度が高温になるため、水蒸気又は水の再循環が不可欠となる。そのため、圧縮機動力が増大し、かつタービン及び復水器が大型化する。
冷熱利用ガスタービン発電システム１００では、加圧酸素供給ライン５２により、空気液化分離装置１０で製造した液体酸素ＬＯ２を液体状態で加圧し、窒素ガスクーラー４８で加熱して加圧酸素ガスとしてガスタービン燃焼器２４に供給する。
そのため、ガスタービン燃焼器２４で不足する酸素に相当する空気のみをガスタービン圧縮機２２で圧縮するだけで、水蒸気又は水の再循環なしで、タービン入口温度を適正化でき、ガスタービン圧縮機２２及びガスタービン２６を小型化できる。
（３）水素酸素燃焼タービン発電システムは、ブレイトンサイクルとランキンサイクルの複合サイクルであり、ランキンサイクルの上流に他のボトミングサイクルを適用できない。
これに対し、冷熱利用ガスタービン発電システム１００では、ガスタービンの排ガスを利用するボトミングサイクルが自由に設定でき、特に上述した窒素サイクル４０では９７％以上の発電効率が得られる。
（４）水素酸素燃焼タービン発電システムでは、上述したように、水素と酸素を量論比で燃焼させなければ燃焼ガス中に残酸素（もしくは残水素）が混在するためシステムが成立できない難点がある。また実際には当量比１では完全燃焼できない。
これに対し、冷熱利用ガスタービン発電システム１００では、燃焼は既存ＧＴＣＣと同一方法で排ガス中の残酸素濃度１６％（ｄｒｙ）の空燃比で安定した完全燃焼ができる。
上述したように、本発明の実施形態によれば、空気液化分離装置１０において液体水素ＬＨ２の冷熱により空気を液化して必要量の水素ガスＨ２を製造するので、空気液化分離装置１０のエネルギーロスを最少限に抑えることができる。
水素ガスＨ２と共に空気液化分離装置１０で製造した液体酸素ＬＯ２は、ガスタービン発電機２０での必要酸素量より少ない。しかしこの液体酸素ＬＯ２は、加圧酸素供給ライン５２により液体状態で加圧され、窒素ガスクーラー４８で加熱して加圧酸素ガスとしてガスタービン発電機２０に供給される。これにより、ガスタービン発電機２０で圧縮する空気量のうち加圧酸素ガスの約５倍に相当する量の圧縮動力を低減できる。
また、ガスタービン発電機２０において、空気液化分離装置１０で製造した水素ガスＨ２を圧縮空気と加圧酸素ガスで酸素富化燃焼するので、水素ガスＨ２を十分な酸素量で安定した燃焼ができる。
また、空気液化分離装置１０で製造した液体窒素ＬＮ２は、加圧窒素供給ライン５４により液体状態で加圧され、窒素ガスクーラー４８で加熱して加圧窒素ガスとして窒素サイクル４０の高圧窒素ガスに追加供給される。これにより、窒素サイクル４０における圧縮動力を低減することができ、窒素サイクル４０による発電量を増やすことができる。
また、追焚き燃焼器３２により残存酸素で空気液化分離装置１０で製造した水素ガスＨ２を燃焼させて排ガス温度を加熱するので、この高温排ガスで窒素サイクル４０の高圧窒素ガスを十分に加熱することができ、窒素サイクル４０の効率を高めることができる。
すなわち、空気液化分離装置１０において必要量の水素ガスＨ２と共に製造した液体酸素ＬＯ２は、ガスタービン発電機２０の動力低減と酸素富化燃焼に寄与し、液体窒素ＬＮ２は窒素サイクル４０による発電量の増大に寄与する。
さらに窒素サイクル４０の下流側に水蒸気サイクル６０又は炭酸ガスサイクル７０を有することで、全体として液体水素ＬＨ２の冷熱を有効利用して燃焼用の酸素を製造しかつ発電効率を高めることができる。
本発明の第１実施形態（ＷＥＴタイプ）によれば、１６００℃級ＬＮＧ焚きＧＴＣＣと同一のタービン入口温度／圧力条件下で発電効率：７０．２％（ＬＨＶ）と試算され、水素酸素燃焼タービン発電システムの約６２％～６５％より５．５～８ポイント高い発電効率が得られる。
また第２実施形態（ＤＲＹタイプ）の冷熱利用ガスタービン発電システム１００は、蒸気タービンを使用しないため、以下の利点を有する。
（１）保守管理が難しい水処理系が不要となる。
（２）蒸気タービンに必要な大量の凝縮用冷却水が不要となる。
（３）海水などの冷却水資源が少ない内陸設置が可能で、発電所設置の自由度が増す。
（４）蒸気タービンの最終段は減圧作動のため大型化するが、第１実施形態の窒素サイクル４０及び炭酸ガスサイクル７０は高圧作動なので小型化できる。
なお、第２実施形態の発電効率は第１実施形態に比べて約４．６％低下して６５．６％となるが、依然として水素酸素燃焼タービン発電システムよりも高い。そのため、第２実施形態も、発電所設置の自由度が高いコンパクトな高効率発電システムであるといえる。
なお本発明は上述した実施形態に限定されず、本発明の要旨を逸脱しない範囲で種々変更を加え得ることは勿論である。
Ａｉｒ 空気、Ｇ１ 燃焼ガス、Ｇ２ 排ガス、Ｈｅ ヘリウムガス、Ｈ２ 水素ガス、ＬＨ２ 液体水素、ＬＯ２ 液体酸素、ＬＮ２ 液体窒素、Ｎ２ 窒素ガス、Ｏ２ 酸素ガス、Ｓ 水蒸気、Ｗ１ 凝縮水、Ｗ２ 加圧水、１０ 空気液化分離装置、１１ 空気圧縮機、１２ 窒素ガス冷却器、１２ａ 冷熱熱交換器、１２ｂ Ｎ２循環機、１４ ヘリウムガス冷却器、１４ａ 液化熱交換器、１４ｂ Ｈｅ循環機、１５ 膨張弁、１６ 気液分離器、１７ ガス圧縮機、２０ ガスタービン発電機、２２ ガスタービン圧縮機、２４ ガスタービン燃焼器、２６ ガスタービン、３０ ボトミングサイクル、３２ 追焚き燃焼器、４０ 窒素サイクル、４２ 窒素ガス圧縮機、４４ 窒素ガス加熱器、４４ａ 第１ガス加熱器、４４ｂ 第２ガス加熱器、４４ｃ 第３ガス加熱器、４６ 窒素ガスタービン、４６ａ 第１膨張機、４６ｂ 第２膨張機、４６ｃ 第３膨張機、４８ 窒素ガスクーラー、５２ 加圧酸素供給ライン、５２ａ 液体酸素ポンプ、５４ 加圧窒素供給ライン、５４ａ 液体窒素ポンプ、６０ 水蒸気サイクル、６２ 加圧ポンプ、６４ 水蒸気加熱器、６６ 水蒸気タービン、６８ 復水器、７０ 炭酸ガスサイクル、７２ 炭酸ガス圧縮機、７２ａ 第１ガス圧縮機、７２ｂ 第２ガス圧縮機、７２ｃ 第３ガス圧縮機、７３ 冷却塔、７４ 炭酸ガス加熱器、７４ａ 第１ガス加熱器、７４ｂ 第２ガス加熱器、７４ｃ 第３ガス加熱器、７６ 炭酸ガス膨張機、７６ａ 第１膨張機、７６ｂ 第２膨張機、７６ｃ 第３膨張機、７８ 炭酸ガスクーラー、７８ａ 第１クーラー、７８ｂ 第２クーラー、７８ｃ 第３クーラー、７９ 炭酸ガス熱交換器、１００ 冷熱利用ガスタービン発電システム

Claims (8)

  1. 液体水素の冷熱により空気を液化して必要量の水素ガスと共に、液体酸素と液体窒素を製造する空気液化分離装置と、
    前記水素ガスを酸素富化燃焼させて発電するガスタービン発電機と、
    残存酸素で前記水素ガスを燃焼させ前記ガスタービン発電機の排ガスを加熱する追焚き燃焼器と、
    前記液体酸素及び前記液体窒素との間で熱交換して低圧窒素ガスを冷却する窒素ガスクーラーを有し、窒素ガスを循環させて発電動力を回収する窒素サイクルと、
    前記空気液化分離装置で製造した前記液体酸素を液体状態で加圧し、加圧された前記液体酸素を前記窒素ガスクーラーで加熱して加圧酸素ガスとして前記ガスタービン発電機に供給する加圧酸素供給ラインと、
    前記空気液化分離装置で製造した前記液体窒素を液体状態で加圧し、加圧された前記液体窒素を前記窒素ガスクーラーで加熱して加圧窒素ガスとして前記窒素サイクルの高圧窒素ガスに追加供給する加圧窒素供給ラインと、を有する、冷熱利用ガスタービン発電システム。
  2. 前記窒素サイクルの下流側に、水蒸気を循環させて前記排ガスから発電動力を回収する水蒸気サイクル、又は、炭酸ガスを循環させて前記排ガスから発電動力を回収する炭酸ガスサイクル、を有する、請求項１に記載の冷熱利用ガスタービン発電システム。
  3. 前記空気液化分離装置は、
    前記液体水素と前記空気との間で窒素ガスを循環させて前記空気を間接冷却する窒素ガス冷却器と、
    前記液体水素と前記空気との間でヘリウムガスを循環させて前記空気を間接冷却するヘリウムガス冷却器と、を有する、請求項１に記載の冷熱利用ガスタービン発電システム。
  4. 前記窒素サイクルは、さらに、低圧窒素ガスを圧縮する窒素ガス圧縮機と、高圧窒素ガスを前記追焚き燃焼器の高温排ガスで加熱する窒素ガス加熱器と、加熱された前記高圧窒素ガスから発電動力を回収する窒素ガスタービンと、を有する、請求項２に記載の冷熱利用ガスタービン発電システム。
  5. 前記窒素サイクルは、
    前記窒素ガス圧縮機の出口と前記窒素ガス加熱器の入口との間に設けられ、前記加圧窒素ガスを補充する補充口と、
    前記窒素ガスタービンの出口と前記窒素ガスクーラーの入口との間に設けられ、余剰の低圧窒素ガスを外部に抜き出す抽出口と、を有する、請求項４に記載の冷熱利用ガスタービン発電システム。
  6. 前記炭酸ガスサイクルは、炭酸ガスを圧縮する炭酸ガス圧縮機と、加圧された前記炭酸ガスを前記窒素ガス加熱器の高温排ガスで加熱して高圧高温の前記炭酸ガスを発生させる炭酸ガス加熱器と、高圧高温の前記炭酸ガスから発電動力を回収する炭酸ガス膨張機と、低圧の前記炭酸ガスを冷却する炭酸ガスクーラーと、を有する、請求項４に記載の冷熱利用ガスタービン発電システム。
  7. 前記水蒸気サイクルは、凝縮水を加圧する加圧ポンプと、加圧水を前記窒素ガス加熱器の高温排ガスで加熱して高圧高温の水蒸気を発生させる水蒸気加熱器と、高圧高温の前記水蒸気から発電動力を回収する水蒸気タービンと、低圧の前記水蒸気を冷却して前記凝縮水を得る復水器とを有する、請求項４に記載の冷熱利用ガスタービン発電システム。
  8. 前記ガスタービン発電機は、空気を圧縮するガスタービン圧縮機と、前記水素ガスを圧縮空気と加圧酸素ガスで酸素富化燃焼するガスタービン燃焼器と、燃焼ガスで発電動力を得るガスタービンと、を有する、請求項１に記載の冷熱利用ガスタービン発電システム。
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