JPH0333890B2 - - Google Patents
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- JPH0333890B2 JPH0333890B2 JP57058455A JP5845582A JPH0333890B2 JP H0333890 B2 JPH0333890 B2 JP H0333890B2 JP 57058455 A JP57058455 A JP 57058455A JP 5845582 A JP5845582 A JP 5845582A JP H0333890 B2 JPH0333890 B2 JP H0333890B2
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- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas- turbine plants for special use
- F02C6/14—Gas-turbine plants having means for storing energy, e.g. for meeting peak loads
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
-
- G—PHYSICS
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- G05D—SYSTEMS FOR CONTROLLING OR REGULATING NON-ELECTRIC VARIABLES
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- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
Description
本発明は多軸式排熱回収型複合サイクル発電方
に関し、詳しくは多軸式排熱回収型複合サイクル
発電システムに於ける少くとも1基のガスタービ
ンユニツトの空気圧縮機による加圧空気を予め製
造、貯蔵されている液体空気を気化して得られる
加圧空気に代えて供給することにより設備費の低
減と効率の向上を実現した発電方法に関する。 最近大容量発電用として採用されつつある発電
システムに蒸気タービンの排熱をスチームボイラ
ーに使用して蒸気タービンを駆動させる排熱回収
型複合サイクル発電方法がある。第1図はガスタ
ービンと蒸気タービンと発電機を一軸に結合した
発電ユニツト複数基により構成される一軸式排熱
回収型複合サイクル発電システムであり、第2図
は複数基のガスタービンに対し1台の蒸気タービ
ンを結合した多軸式排熱回収型複合サイクル発電
システムである。第1図、第2図に於て圧縮機1
により加圧された空気は燃焼器2に於て燃料を燃
焼させ生成した高温ガスがガスタービン3に導入
されて動力を発生し発電機4を駆動する。ガスタ
ービン3より排出した廃ガスは排熱回収ボイラー
5に入り排熱を回収され、一方この排熱により発
生した蒸気は蒸気タービン6を駆動した後復水器
7に入つて復水し次いで給水ポンプ8により循環
する。蒸気タービン6は発電機4または4′を駆
動し発電する。これらの複合発電に於ては発電出
力はガスタービンと蒸気タービンの出力の総和で
決まり、最大出力は全てのガスタービンと蒸気タ
ービンが定格稼動した出力の総和となる。従つて
発電所の設備はその発電所に要求される最大出力
に見合うガスタービン数およびスチームタービン
としなければならない。例えば第2図の型式に於
て、単機出力7万kwのガスタービン発電装置4
基によりシステムを構成するとガスタービンの最
大出力は28万kwとなり、またその排熱で駆動さ
れる蒸気タービンは約14万kwで、合計42万kwの
発電容量を持つ発電所となりこれ以上の需要には
応じられない。一般に電力需要は季節、曜日、昼
夜により変動し、特に昼夜変動はその巾が大きく
第3図の様な負荷パターンになるが、ここで図中
の斜線で示す短時間のピーク需要が問題となる。
こうした需要は夏期において週に数回発生する
が、それに対応するために、予め大容量の設備を
設置しておく必要があつた。今後原子力発電や石
炭火力発電によるベースロード発電がその割合を
大きくして行くに従い、需要変動を吸収するピー
クロード発電所の役割が重要になつて来る。第4
図はこの様なピークロード発電所に於ける部分負
荷発電時の排熱回収型複合サイクル発電システム
の効率を示す図であり、1軸式と多軸式を比較し
た場合1軸式が優れていることが分かる。しかし
1軸式は第5図に示す様に設備コストの面に於て
は多軸式より劣り両者の方式には一長一短があ
る。またいずれの方式に於ても、(i)発電容量はガ
スタービン単機の出力の倍数で決まるため、短時
間のピーク需要に対してもそれぱ定格発電容量を
オーバーする場合、1ユニツトのガスタービン発
電装置を追加設置する必要がある。(ii)低需要時に
於ける部分負荷効率が悪く、特に設備コストの面
でメリツトのある多軸式の場合にそれが著しい、
等の不都合があつた。 一方上記の様なピークロード用の発電方法とし
て、予め液化天然ガス(LPG、以下同じ)の冷
熱を利用する等により液体空気を低電力原単位で
製造して貯溜しておき、電力需要のピーク時間帯
にこの液体空気をポンプにより昇圧後気化して得
られる加圧空気を圧縮機による加圧空気に代えて
燃焼器に供給することにより発電出力を略倍増さ
せるガスタービン発電方法が提案されている(例
えば特開昭52−34148号)。即ち通常ガスタービン
発電は圧縮機とガスタービンが結合した構成にな
つているため、ガスタービンの発生動力から圧縮
機の所要動力即ちガスタービン発生動力の約60%
を差引いたものが発電出力として取り出される。
従つて例えば前記の単機出力7万kwのガスター
ビン発電装置に於てはタービン発生動力は約17.5
万kwであり、圧縮機消費動力は10.5万kwである
ので、上記方法により外部よりの加圧空気を用い
てユニツト内圧縮機を無負荷とすれば理想的には
タービンの出力17.5万kwを全て電力として取り
出すことになり、ガスタービンユニツトを追加設
置すること無しに10.5万kwの出力増が可能であ
る。また外部よりの加圧空気源としての液体空気
はガスタービン発電の燃料として大量に消費され
るLPGの冷熱を利用して製造するが、この冷熱
は通常LNGを気化する際海水に放出されている
ので得られる液体空気は低コストである。この
LNGの冷熱を利用した空気液化方法としては例
えば特開昭51−140880号、特開昭51−140881号等
が提案されている。 この様に液体空気を利用するガスタービン発電
方法はピークロード発電方法として有利な特徴を
有するがこの発電設備を液体空気製造装置も含め
て単独に設置すると建設費が高価になる不都合が
あつた。 本発明は上記夫々の不都合に鑑み多軸式排熱回
収型複合サイクル発電システムに於て、ピークロ
ード時はシステムを構成する複数基のガスタービ
ンユニツトの内少なくとも1基についてユニツト
内圧縮機による加圧空気の代りに小さな附加設備
による他の手段で製造する加圧空気を供給し、ガ
スタービンユニツト内の空気圧縮機はその間無負
荷運転とすることによつてガスタービンユニツト
1基分以上の発電出力増と発電効率の向上を実現
したものである。以下本発明を図により詳細に説
明する。第6図は本発明の一実施例の系統図であ
る。該図に於て、圧縮機1a,1b,1c,1
d、燃焼器2a、ガスタービン3a,3b,3
c,3d、発電機4a,4b,4c,4d,4′、
排熱回収ボイラー5a,5b,5c,5d、蒸気
タービン6、復水器7、給水ポンプ8は第2図の
場合と同様であり、オフピーク時は通常の多軸式
排熱回収型複合サイクル発電装置として作動す
る。この発電設備の出力はガスタービン単機出力
7万kwを4台で計28万kw、これらの排熱を回収
して駆動される蒸気タービンは1台で出力14万
kw、従つて合計42万kwである。このガスタービ
ンユニツト内圧縮機1a,1b,1c,1dは
夫々空気容量950T/hで空気を大気圧から12気
圧まで圧縮するに要する動力は10.5万kwであり、
ガスタービン3a,3b,3c,3dは夫々入口
温度1085℃で運転され出力は各々17.5万kwであ
る。また蒸気タービン6は入口圧力40気圧、入口
温度480℃の復水タービン1基で出力14万kwであ
る。 燃料はLNG(発熱量13200Kcal/Kg)を用い、
ガスタービン1ユニツトあたり15T/hを消費し
ているため全体の熱効率は雑用動力8000kwを差
引き、送電端において44.7%である。 本実施例はこの多軸式排熱回収型複合サイクル
発電装置に於けるガスタービンユニツト10a1
基についてその燃焼用加圧空気を液体空気の気化
空気等外部よりの供給される加圧空気とし、ユニ
ツト内空気圧縮機1aを無負荷運転とする場合の
例である。ピークロード時の作動は次の如くな
る。液体空気貯槽11に予め貯溜されている液体
空気12を管13より525T/hの割合で導出し
液体空気昇圧ポンプ14によつて200気圧以上に
昇圧する。この昇圧液体空気を液空気化器15で
気化・昇温し、次いで空気加温器16で海水ある
いは温排水と熱交換して常温(20℃)まで加温し
た後、空気タービン17に導入し断熱膨脹させ
る。該空気タービン17に於て約12気圧迄膨脹
し、降温した空気は再び上記空気加温器16に導
入されて昇温し管18より前記のガスタービンユ
ニツト10aへ送られる。上記空気タービン17
で発生した動力は該空気タービン17に連結して
設置した加送空気圧縮機19を駆動することによ
り有効に回収される。即ち該加送空気圧縮機19
は管20より導入され前記液空気化器15に於て
液体空気と熱交換して降温した−150℃の低温空
気425T/hを低温圧縮し、約12気圧、常温の状
態で管21より導出し、前記管18よりの気化空
気と合流し計950T/hとなつて管22よりガス
タービンユニツト10aへ送られる。この様に加
送空気圧縮機19を設けたことによりガスタービ
ンユニツト10aへ供給する液体空気量を減らす
ことが出来ると同時に高圧空気を膨脹するために
高速回転で運転する空気タービン17の動力を高
速回転の加送空気圧縮機19に負荷することによ
つて経済的にかつ効率的に回収し、低コストの加
圧空気を供給する。 ガスタービンユニツト10a内の空気圧縮機1
aによる加圧空気を前記管22よりの加圧空気に
切換えるには次の操作による。即ち弁23、管2
4,25を経て燃焼器2aに加圧空気を供給する
が、燃焼器2aの入口、管25の圧力を一定に保
つ様に弁26を制御し、一方空気圧縮機1aの送
出管27,28,30に設けられた弁29を閉方
向にし該圧縮機1aの吐出圧力は弁31により制
御することにより圧縮機1aよりの加圧空気は管
32より放出する。管24より管25へ至る空気
量が定格値になつた時弁29を全閉にする。この
後空気圧縮機1aを無負荷状態にする。まず弁3
1を開にして吐出圧を最低圧迄低下させ、その後
入口弁33を閉方向にして圧縮機吸入側を減圧
し、吐出量が大気圧に至るとバイパス弁34を開
方向は放出弁31を閉方向に操作し最終的に放出
弁31および入口弁33を全閉とする。これによ
り空気圧縮機1aの空気経路は密閉系となるが、
次いで弁35を開にし真空排気装置36を作動さ
せて前記密閉系内を真空状態にすることにより空
気圧縮機1aの無負荷運転に近い状態が得られ
る。あるいはまた弁37を開いてヘリウム容器3
8よりヘリウムガスを供給し前記密閉系内を置換
することにより同様に空気圧縮機1aのほぼ無負
荷運転状態が得られる。 この様に空気圧縮機1aを無負荷運転状態と
し、代りに管24より供給される加圧空気を燃焼
器2aに送り、ここで天然ガスを燃焼させ生成し
た約1085℃の高温ガスがガスタービン3aに導入
される。この状態ではガスタービン3aの発生動
力17.5万kwはほとんど全量を出力として取り出
すことが出来るので、発電機4aの容量を予め大
容量にしておくか、あるいは附加発電機4a″を設
置しておく。 このピークロード時に於ける発電効率を求める
と次の如くなる。即ち電力原単位0.1kw/Kgで製
造された液体空気を525T/h使用し、燃料天然
ガスはガスタービン3a用として22T/h、3
b,3c,3d用として夫々15T/h従つて燃料
総消費量は67T/h、これによる総発生動力は
52.5万kw、また総消費雑動力1.4万kwであるので
これより送電端熱効率を求めると44.6%となる。
従つて、前記オフピーク時に於ける複合サイクル
発電とほぼ同じ熱効率で出力を約10万kw、即ち
複合サイクル発電システムに於てガスタービンユ
ニツトを1基増設したと同じ出力を得ることが出
来た。 本実施例に於ける液体空気供給のために必要な
液体空気製造設備の容量と液体空気貯槽の容量は
電力ピーク需要により変動し第7図の様になる。
例えば1週間に1回ピーク需要がありその時間が
2時間とすると該図から貯槽約1000Ton、液体空
気の製造は約6T/hで良いことがわかる。従つ
てこれらの小さな附加設備を設置しただけで10万
kw即ちガスタービンユニツト1基分の設置と同
じ発電が可能となる。 また多軸式複合サイクル発電システムに液体空
気の気化空気を供給するガスタービン発電方法を
組合せたことにより発電システム全体の負荷効率
を向上させる効果が得られた。以下この理由を説
明する本発明方法による複合サイクル発電システ
ムの前記実施例によればピークロード時の発電出
力は52.5万kwであり、これに相当する通常の複
合サイクル発電システムは7万kwのガスタービ
ンユニツト5基と17.5万kwの蒸気タービン1基
よりなる合計出力52.5万kwの複合サイクル発電
システムである。即ち
に関し、詳しくは多軸式排熱回収型複合サイクル
発電システムに於ける少くとも1基のガスタービ
ンユニツトの空気圧縮機による加圧空気を予め製
造、貯蔵されている液体空気を気化して得られる
加圧空気に代えて供給することにより設備費の低
減と効率の向上を実現した発電方法に関する。 最近大容量発電用として採用されつつある発電
システムに蒸気タービンの排熱をスチームボイラ
ーに使用して蒸気タービンを駆動させる排熱回収
型複合サイクル発電方法がある。第1図はガスタ
ービンと蒸気タービンと発電機を一軸に結合した
発電ユニツト複数基により構成される一軸式排熱
回収型複合サイクル発電システムであり、第2図
は複数基のガスタービンに対し1台の蒸気タービ
ンを結合した多軸式排熱回収型複合サイクル発電
システムである。第1図、第2図に於て圧縮機1
により加圧された空気は燃焼器2に於て燃料を燃
焼させ生成した高温ガスがガスタービン3に導入
されて動力を発生し発電機4を駆動する。ガスタ
ービン3より排出した廃ガスは排熱回収ボイラー
5に入り排熱を回収され、一方この排熱により発
生した蒸気は蒸気タービン6を駆動した後復水器
7に入つて復水し次いで給水ポンプ8により循環
する。蒸気タービン6は発電機4または4′を駆
動し発電する。これらの複合発電に於ては発電出
力はガスタービンと蒸気タービンの出力の総和で
決まり、最大出力は全てのガスタービンと蒸気タ
ービンが定格稼動した出力の総和となる。従つて
発電所の設備はその発電所に要求される最大出力
に見合うガスタービン数およびスチームタービン
としなければならない。例えば第2図の型式に於
て、単機出力7万kwのガスタービン発電装置4
基によりシステムを構成するとガスタービンの最
大出力は28万kwとなり、またその排熱で駆動さ
れる蒸気タービンは約14万kwで、合計42万kwの
発電容量を持つ発電所となりこれ以上の需要には
応じられない。一般に電力需要は季節、曜日、昼
夜により変動し、特に昼夜変動はその巾が大きく
第3図の様な負荷パターンになるが、ここで図中
の斜線で示す短時間のピーク需要が問題となる。
こうした需要は夏期において週に数回発生する
が、それに対応するために、予め大容量の設備を
設置しておく必要があつた。今後原子力発電や石
炭火力発電によるベースロード発電がその割合を
大きくして行くに従い、需要変動を吸収するピー
クロード発電所の役割が重要になつて来る。第4
図はこの様なピークロード発電所に於ける部分負
荷発電時の排熱回収型複合サイクル発電システム
の効率を示す図であり、1軸式と多軸式を比較し
た場合1軸式が優れていることが分かる。しかし
1軸式は第5図に示す様に設備コストの面に於て
は多軸式より劣り両者の方式には一長一短があ
る。またいずれの方式に於ても、(i)発電容量はガ
スタービン単機の出力の倍数で決まるため、短時
間のピーク需要に対してもそれぱ定格発電容量を
オーバーする場合、1ユニツトのガスタービン発
電装置を追加設置する必要がある。(ii)低需要時に
於ける部分負荷効率が悪く、特に設備コストの面
でメリツトのある多軸式の場合にそれが著しい、
等の不都合があつた。 一方上記の様なピークロード用の発電方法とし
て、予め液化天然ガス(LPG、以下同じ)の冷
熱を利用する等により液体空気を低電力原単位で
製造して貯溜しておき、電力需要のピーク時間帯
にこの液体空気をポンプにより昇圧後気化して得
られる加圧空気を圧縮機による加圧空気に代えて
燃焼器に供給することにより発電出力を略倍増さ
せるガスタービン発電方法が提案されている(例
えば特開昭52−34148号)。即ち通常ガスタービン
発電は圧縮機とガスタービンが結合した構成にな
つているため、ガスタービンの発生動力から圧縮
機の所要動力即ちガスタービン発生動力の約60%
を差引いたものが発電出力として取り出される。
従つて例えば前記の単機出力7万kwのガスター
ビン発電装置に於てはタービン発生動力は約17.5
万kwであり、圧縮機消費動力は10.5万kwである
ので、上記方法により外部よりの加圧空気を用い
てユニツト内圧縮機を無負荷とすれば理想的には
タービンの出力17.5万kwを全て電力として取り
出すことになり、ガスタービンユニツトを追加設
置すること無しに10.5万kwの出力増が可能であ
る。また外部よりの加圧空気源としての液体空気
はガスタービン発電の燃料として大量に消費され
るLPGの冷熱を利用して製造するが、この冷熱
は通常LNGを気化する際海水に放出されている
ので得られる液体空気は低コストである。この
LNGの冷熱を利用した空気液化方法としては例
えば特開昭51−140880号、特開昭51−140881号等
が提案されている。 この様に液体空気を利用するガスタービン発電
方法はピークロード発電方法として有利な特徴を
有するがこの発電設備を液体空気製造装置も含め
て単独に設置すると建設費が高価になる不都合が
あつた。 本発明は上記夫々の不都合に鑑み多軸式排熱回
収型複合サイクル発電システムに於て、ピークロ
ード時はシステムを構成する複数基のガスタービ
ンユニツトの内少なくとも1基についてユニツト
内圧縮機による加圧空気の代りに小さな附加設備
による他の手段で製造する加圧空気を供給し、ガ
スタービンユニツト内の空気圧縮機はその間無負
荷運転とすることによつてガスタービンユニツト
1基分以上の発電出力増と発電効率の向上を実現
したものである。以下本発明を図により詳細に説
明する。第6図は本発明の一実施例の系統図であ
る。該図に於て、圧縮機1a,1b,1c,1
d、燃焼器2a、ガスタービン3a,3b,3
c,3d、発電機4a,4b,4c,4d,4′、
排熱回収ボイラー5a,5b,5c,5d、蒸気
タービン6、復水器7、給水ポンプ8は第2図の
場合と同様であり、オフピーク時は通常の多軸式
排熱回収型複合サイクル発電装置として作動す
る。この発電設備の出力はガスタービン単機出力
7万kwを4台で計28万kw、これらの排熱を回収
して駆動される蒸気タービンは1台で出力14万
kw、従つて合計42万kwである。このガスタービ
ンユニツト内圧縮機1a,1b,1c,1dは
夫々空気容量950T/hで空気を大気圧から12気
圧まで圧縮するに要する動力は10.5万kwであり、
ガスタービン3a,3b,3c,3dは夫々入口
温度1085℃で運転され出力は各々17.5万kwであ
る。また蒸気タービン6は入口圧力40気圧、入口
温度480℃の復水タービン1基で出力14万kwであ
る。 燃料はLNG(発熱量13200Kcal/Kg)を用い、
ガスタービン1ユニツトあたり15T/hを消費し
ているため全体の熱効率は雑用動力8000kwを差
引き、送電端において44.7%である。 本実施例はこの多軸式排熱回収型複合サイクル
発電装置に於けるガスタービンユニツト10a1
基についてその燃焼用加圧空気を液体空気の気化
空気等外部よりの供給される加圧空気とし、ユニ
ツト内空気圧縮機1aを無負荷運転とする場合の
例である。ピークロード時の作動は次の如くな
る。液体空気貯槽11に予め貯溜されている液体
空気12を管13より525T/hの割合で導出し
液体空気昇圧ポンプ14によつて200気圧以上に
昇圧する。この昇圧液体空気を液空気化器15で
気化・昇温し、次いで空気加温器16で海水ある
いは温排水と熱交換して常温(20℃)まで加温し
た後、空気タービン17に導入し断熱膨脹させ
る。該空気タービン17に於て約12気圧迄膨脹
し、降温した空気は再び上記空気加温器16に導
入されて昇温し管18より前記のガスタービンユ
ニツト10aへ送られる。上記空気タービン17
で発生した動力は該空気タービン17に連結して
設置した加送空気圧縮機19を駆動することによ
り有効に回収される。即ち該加送空気圧縮機19
は管20より導入され前記液空気化器15に於て
液体空気と熱交換して降温した−150℃の低温空
気425T/hを低温圧縮し、約12気圧、常温の状
態で管21より導出し、前記管18よりの気化空
気と合流し計950T/hとなつて管22よりガス
タービンユニツト10aへ送られる。この様に加
送空気圧縮機19を設けたことによりガスタービ
ンユニツト10aへ供給する液体空気量を減らす
ことが出来ると同時に高圧空気を膨脹するために
高速回転で運転する空気タービン17の動力を高
速回転の加送空気圧縮機19に負荷することによ
つて経済的にかつ効率的に回収し、低コストの加
圧空気を供給する。 ガスタービンユニツト10a内の空気圧縮機1
aによる加圧空気を前記管22よりの加圧空気に
切換えるには次の操作による。即ち弁23、管2
4,25を経て燃焼器2aに加圧空気を供給する
が、燃焼器2aの入口、管25の圧力を一定に保
つ様に弁26を制御し、一方空気圧縮機1aの送
出管27,28,30に設けられた弁29を閉方
向にし該圧縮機1aの吐出圧力は弁31により制
御することにより圧縮機1aよりの加圧空気は管
32より放出する。管24より管25へ至る空気
量が定格値になつた時弁29を全閉にする。この
後空気圧縮機1aを無負荷状態にする。まず弁3
1を開にして吐出圧を最低圧迄低下させ、その後
入口弁33を閉方向にして圧縮機吸入側を減圧
し、吐出量が大気圧に至るとバイパス弁34を開
方向は放出弁31を閉方向に操作し最終的に放出
弁31および入口弁33を全閉とする。これによ
り空気圧縮機1aの空気経路は密閉系となるが、
次いで弁35を開にし真空排気装置36を作動さ
せて前記密閉系内を真空状態にすることにより空
気圧縮機1aの無負荷運転に近い状態が得られ
る。あるいはまた弁37を開いてヘリウム容器3
8よりヘリウムガスを供給し前記密閉系内を置換
することにより同様に空気圧縮機1aのほぼ無負
荷運転状態が得られる。 この様に空気圧縮機1aを無負荷運転状態と
し、代りに管24より供給される加圧空気を燃焼
器2aに送り、ここで天然ガスを燃焼させ生成し
た約1085℃の高温ガスがガスタービン3aに導入
される。この状態ではガスタービン3aの発生動
力17.5万kwはほとんど全量を出力として取り出
すことが出来るので、発電機4aの容量を予め大
容量にしておくか、あるいは附加発電機4a″を設
置しておく。 このピークロード時に於ける発電効率を求める
と次の如くなる。即ち電力原単位0.1kw/Kgで製
造された液体空気を525T/h使用し、燃料天然
ガスはガスタービン3a用として22T/h、3
b,3c,3d用として夫々15T/h従つて燃料
総消費量は67T/h、これによる総発生動力は
52.5万kw、また総消費雑動力1.4万kwであるので
これより送電端熱効率を求めると44.6%となる。
従つて、前記オフピーク時に於ける複合サイクル
発電とほぼ同じ熱効率で出力を約10万kw、即ち
複合サイクル発電システムに於てガスタービンユ
ニツトを1基増設したと同じ出力を得ることが出
来た。 本実施例に於ける液体空気供給のために必要な
液体空気製造設備の容量と液体空気貯槽の容量は
電力ピーク需要により変動し第7図の様になる。
例えば1週間に1回ピーク需要がありその時間が
2時間とすると該図から貯槽約1000Ton、液体空
気の製造は約6T/hで良いことがわかる。従つ
てこれらの小さな附加設備を設置しただけで10万
kw即ちガスタービンユニツト1基分の設置と同
じ発電が可能となる。 また多軸式複合サイクル発電システムに液体空
気の気化空気を供給するガスタービン発電方法を
組合せたことにより発電システム全体の負荷効率
を向上させる効果が得られた。以下この理由を説
明する本発明方法による複合サイクル発電システ
ムの前記実施例によればピークロード時の発電出
力は52.5万kwであり、これに相当する通常の複
合サイクル発電システムは7万kwのガスタービ
ンユニツト5基と17.5万kwの蒸気タービン1基
よりなる合計出力52.5万kwの複合サイクル発電
システムである。即ち
【表】
となる。そしてこの両者の部分負荷運転の状態を
比較すると下表の様になる。
比較すると下表の様になる。
【表】
上表に於てケース1は従来法、本発明方法共ガ
スタービンユニツト1基と蒸気タービン(17.5×
0.2=3.5万kw、14×0.25=3.5万kw)を稼動させ
た状態、ケース5は従来法ではガスタービン5基
と蒸気タービンを本発明方法ではガスタービン4
基で4基目のガスタービンは液体空気の気化空気
供給、それに蒸気タービンと稼動させた状態であ
る。上記運転状態に於ける部分負荷特性は第8図
に示す様になる。即ち従来法の部分負荷特性は実
線で示した如くなり第4図と同様であるが本発明
方法のそれは点線で示した如くなり、液体空気を
使用しない運転では従来法の80%負荷率の点がガ
スタービン、蒸気タービン共100%負荷率になる。
また蒸気タービンの負荷率は本発明方法の場合が
従来法の場合の約1.25倍になる。これはガスター
ビンのユニツト数の相異に由来する両方法の蒸気
タービンの容量の相異によるものである。即ち従
来法の蒸気タービンの容量は17.5万kwであり、
本発明方法のそれは14万kwであるのに対して例
えば表のケース1の場合のガスタービンの排ガス
量は両方法共同量であるからその負荷率は夫々20
%と25%となり1.25倍の差が生じる。この蒸気タ
ービンに於ける両方法の負荷率の相違を全負荷率
について求めると第8図のa,b線の様な効率比
曲線が得られる。この効率比の相違を考慮してシ
ステム全体の効率比η/η0を求めたものが第8図
のA線(従来法)およびB線(本発明方法)であ
る。即ち多軸式複合サイクル発電に於てピークロ
ード時ガスタービンユニツトの少なくとも1基の
空気圧縮機の加圧空気を液体空気の気化空気等に
置換することにより発電出力を増加させるのみな
らず、システム全体の熱効率の向上をも実現する
ことが出来た。
スタービンユニツト1基と蒸気タービン(17.5×
0.2=3.5万kw、14×0.25=3.5万kw)を稼動させ
た状態、ケース5は従来法ではガスタービン5基
と蒸気タービンを本発明方法ではガスタービン4
基で4基目のガスタービンは液体空気の気化空気
供給、それに蒸気タービンと稼動させた状態であ
る。上記運転状態に於ける部分負荷特性は第8図
に示す様になる。即ち従来法の部分負荷特性は実
線で示した如くなり第4図と同様であるが本発明
方法のそれは点線で示した如くなり、液体空気を
使用しない運転では従来法の80%負荷率の点がガ
スタービン、蒸気タービン共100%負荷率になる。
また蒸気タービンの負荷率は本発明方法の場合が
従来法の場合の約1.25倍になる。これはガスター
ビンのユニツト数の相異に由来する両方法の蒸気
タービンの容量の相異によるものである。即ち従
来法の蒸気タービンの容量は17.5万kwであり、
本発明方法のそれは14万kwであるのに対して例
えば表のケース1の場合のガスタービンの排ガス
量は両方法共同量であるからその負荷率は夫々20
%と25%となり1.25倍の差が生じる。この蒸気タ
ービンに於ける両方法の負荷率の相違を全負荷率
について求めると第8図のa,b線の様な効率比
曲線が得られる。この効率比の相違を考慮してシ
ステム全体の効率比η/η0を求めたものが第8図
のA線(従来法)およびB線(本発明方法)であ
る。即ち多軸式複合サイクル発電に於てピークロ
ード時ガスタービンユニツトの少なくとも1基の
空気圧縮機の加圧空気を液体空気の気化空気等に
置換することにより発電出力を増加させるのみな
らず、システム全体の熱効率の向上をも実現する
ことが出来た。
第1図は一軸式排熱回収型複合サイクル発電シ
ステムを示す系統図、第2図は多軸式排熱回収型
複合サイクル発電システムを示す系統図、第3図
は電力の負荷パターンを示す図、第4図は排熱回
収型複合サイクル発電システムの部分負荷効率を
示す図、第5図は排熱回収型複合サイクル発電シ
ステムの設備コストを示す図、第6図は本発明の
方法を示す系統図、第7図は本発明方法に必要な
液体空気の製造設備の容量及び液体空気貯槽の容
量を示す図、第8図は本発明方法の蒸気タービン
の効率比と従来法のそれとの比較を示す図及び本
発明方法の全体の効率比と従来法のそれとの比較
を示す図である。 1a,1b,1cは圧縮機、2aは燃焼器、3
a,3b,3c,3dはガスタービン、4a,4
b,4c,4d,4′は発電機、4″aは附加発電
機、5a,5b,5c,5dは排熱回収ボイラ
ー、6は蒸気タービン、7は復水器、8は給水ポ
ンプ、10a,10b,10c,10dは夫々ガ
スタービンユニツト、11は液体空気貯槽、14
は液体空気昇圧ポンプである。
ステムを示す系統図、第2図は多軸式排熱回収型
複合サイクル発電システムを示す系統図、第3図
は電力の負荷パターンを示す図、第4図は排熱回
収型複合サイクル発電システムの部分負荷効率を
示す図、第5図は排熱回収型複合サイクル発電シ
ステムの設備コストを示す図、第6図は本発明の
方法を示す系統図、第7図は本発明方法に必要な
液体空気の製造設備の容量及び液体空気貯槽の容
量を示す図、第8図は本発明方法の蒸気タービン
の効率比と従来法のそれとの比較を示す図及び本
発明方法の全体の効率比と従来法のそれとの比較
を示す図である。 1a,1b,1cは圧縮機、2aは燃焼器、3
a,3b,3c,3dはガスタービン、4a,4
b,4c,4d,4′は発電機、4″aは附加発電
機、5a,5b,5c,5dは排熱回収ボイラ
ー、6は蒸気タービン、7は復水器、8は給水ポ
ンプ、10a,10b,10c,10dは夫々ガ
スタービンユニツト、11は液体空気貯槽、14
は液体空気昇圧ポンプである。
Claims (1)
- 【特許請求の範囲】 1 圧縮機、燃焼器、ガスタービンおよび発電機
よりなるガスタービン発電ユニツト複数基と、該
各ガスタービン発電ユニツトの排ガスの排熱を回
収する排熱回収ボイラー、蒸気タービン、発電
機、複水器、給水ポンプよりなる蒸気タービン発
電ユニツトで構成される多軸式複合サイクル発電
システムの少なくとも1ユニツトの前記ガスター
ビンユニツトに於ける前記圧縮機による加圧空気
に代えて、電力需要増大に応じて、予め製造、貯
蔵されている液体空気をポンプにより昇圧後、空
気と熱交換させて気化し、得られた空気を空気膨
脹タービンに導入して膨脹させた後昇温し、一
方、前記液体空気を気化させる際に、該液体空気
と熱交換して降温した空気を前記空気膨脹タービ
ンにより駆動される加送圧縮機にて低温圧縮し、
前記膨脹後昇温した空気と該圧縮後の空気とを合
流させて前記燃焼機に供給するとともに、前記圧
縮機の空気経路を密閉系とし、該密閉系内を真空
あるいはヘリウム置換状態にして該圧縮機を無負
荷運転とし、該圧縮機の駆動用動力相当分を、前
記発電機、または付加発電機の駆動用に用いるこ
とを特徴とする多軸式複合サイクル発電方法。 2 前記ポンプにより昇圧する液体空気の圧力が
200気圧以上であることを特徴とする請求項1記
載の多軸式複合サイクル発電方法。 3 前記空気膨脹タービンで膨脹した空気の圧力
が約12気圧であることを特徴とする請求項1記載
の多軸式複合サイクル発電方法。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP57058455A JPS58176407A (ja) | 1982-04-08 | 1982-04-08 | 多軸式複合サイクル発電方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP57058455A JPS58176407A (ja) | 1982-04-08 | 1982-04-08 | 多軸式複合サイクル発電方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JPS58176407A JPS58176407A (ja) | 1983-10-15 |
JPH0333890B2 true JPH0333890B2 (ja) | 1991-05-20 |
Family
ID=13084891
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP57058455A Granted JPS58176407A (ja) | 1982-04-08 | 1982-04-08 | 多軸式複合サイクル発電方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JPS58176407A (ja) |
Families Citing this family (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2669545B2 (ja) * | 1988-10-14 | 1997-10-29 | 株式会社日立製作所 | 排熱回収ボイラシステムとその運転方法 |
JP3696931B2 (ja) * | 1995-07-03 | 2005-09-21 | 三菱重工業株式会社 | 液体空気利用発電設備 |
US6474069B1 (en) * | 2000-10-18 | 2002-11-05 | General Electric Company | Gas turbine having combined cycle power augmentation |
FR2819584B1 (fr) * | 2001-01-12 | 2003-03-07 | Air Liquide | Procede integre de separation d'air et de generation d'energie et installation pour la mise en oeuvre d'un tel procede |
DE10236325A1 (de) * | 2001-08-17 | 2003-02-27 | Alstom Switzerland Ltd | Verfahren zum Betreiben einer Gasspeicherkraftanlage |
DE102011121011A1 (de) * | 2011-12-13 | 2013-06-13 | Linde Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zur Erzeugungelektrischer Energie |
ITFI20120075A1 (it) | 2012-04-12 | 2013-10-13 | Nuovo Pignone Srl | "compressed-air energy-storage system" |
US20150192065A1 (en) * | 2012-06-28 | 2015-07-09 | Linde Aktiengesellschaft | Process and apparatus for generating electric energy |
CN105074141B (zh) * | 2013-03-21 | 2017-03-15 | 林德股份公司 | 产生电能的方法和装置 |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS5234148A (en) * | 1975-09-10 | 1977-03-15 | Nippon Sanso Kk | Electric power generatring method of gas turbine |
-
1982
- 1982-04-08 JP JP57058455A patent/JPS58176407A/ja active Granted
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS5234148A (en) * | 1975-09-10 | 1977-03-15 | Nippon Sanso Kk | Electric power generatring method of gas turbine |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JPS58176407A (ja) | 1983-10-15 |
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