WO2015174246A1 - ガスタービンサイクル設備、排ガスのｃｏ２回収設備及び燃焼排ガスの排熱回収方法 - Google Patents

ガスタービンサイクル設備、排ガスのｃｏ２回収設備及び燃焼排ガスの排熱回収方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2015174246A1
WO2015174246A1 PCT/JP2015/062473 JP2015062473W WO2015174246A1 WO 2015174246 A1 WO2015174246 A1 WO 2015174246A1 JP 2015062473 W JP2015062473 W JP 2015062473W WO 2015174246 A1 WO2015174246 A1 WO 2015174246A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
compressed air
heat
heat exchange
exhaust gas
air
Prior art date
Application number
PCT/JP2015/062473
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
飯嶋　正樹
Original Assignee
三菱重工業株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 三菱重工業株式会社 filed Critical 三菱重工業株式会社
Priority to US15/307,183 priority Critical patent/US10480406B2/en
Priority to EP15792546.2A priority patent/EP3128151B1/en
Priority to CA2947254A priority patent/CA2947254C/en
Publication of WO2015174246A1 publication Critical patent/WO2015174246A1/ja

Links

Images

Classifications

    • 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
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/08—Heating air supply before combustion, e.g. by exhaust gases
    • 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
    • F02C6/04—Gas-turbine plants providing heated or pressurised working fluid for other apparatus, e.g. without mechanical power output
    • F02C6/06—Gas-turbine plants providing heated or pressurised working fluid for other apparatus, e.g. without mechanical power output providing compressed gas
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
    • 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
    • F01K21/00—Steam engine plants not otherwise provided for
    • F01K21/04—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas
    • F01K21/047—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas having at least one combustion gas turbine
    • 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
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/04—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor
    • 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
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/30—Adding water, steam or other fluids for influencing combustion, e.g. to obtain cleaner exhaust gases
    • 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
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/30—Adding water, steam or other fluids for influencing combustion, e.g. to obtain cleaner exhaust gases
    • F02C3/305—Increasing the power, speed, torque or efficiency of a gas turbine or the thrust of a turbojet engine by injecting or adding water, steam or other fluids
    • 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
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/12—Cooling of plants
    • F02C7/14—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel
    • 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
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/12—Cooling of plants
    • F02C7/14—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel
    • F02C7/141—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel of working fluid
    • F02C7/143—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel of working fluid before or between the compressor stages
    • F02C7/1435—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel of working fluid before or between the compressor stages by water injection
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B1/00—Methods of steam generation characterised by form of heating method
    • F22B1/02—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers
    • F22B1/18—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines
    • F22B1/1807—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines using the exhaust gases of combustion engines
    • F22B1/1815—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines using the exhaust gases of combustion engines using the exhaust gases of gas-turbines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28C—HEAT-EXCHANGE APPARATUS, NOT PROVIDED FOR IN ANOTHER SUBCLASS, IN WHICH THE HEAT-EXCHANGE MEDIA COME INTO DIRECT CONTACT WITHOUT CHEMICAL INTERACTION
    • F28C1/00—Direct-contact trickle coolers, e.g. cooling towers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28C—HEAT-EXCHANGE APPARATUS, NOT PROVIDED FOR IN ANOTHER SUBCLASS, IN WHICH THE HEAT-EXCHANGE MEDIA COME INTO DIRECT CONTACT WITHOUT CHEMICAL INTERACTION
    • F28C1/00—Direct-contact trickle coolers, e.g. cooling towers
    • F28C1/14—Direct-contact trickle coolers, e.g. cooling towers comprising also a non-direct contact heat exchange
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/02—Other waste gases
    • B01D2258/0283—Flue gases
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/62—Carbon oxides
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/30—Application in turbines
    • F05D2220/32—Application in turbines in gas turbines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/60—Application making use of surplus or waste energy
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/70—Application in combination with
    • F05D2220/75—Application in combination with equipment using fuel having a low calorific value, e.g. low BTU fuel, waste end, syngas, biomass fuel or flare gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/70—Application in combination with
    • F05D2220/76—Application in combination with an electrical generator
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2240/00—Components
    • F05D2240/35—Combustors or associated equipment
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/20—Heat transfer, e.g. cooling
    • F05D2260/211—Heat transfer, e.g. cooling by intercooling, e.g. during a compression cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/20—Heat transfer, e.g. cooling
    • F05D2260/212—Heat transfer, e.g. cooling by water injection
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/20—Heat transfer, e.g. cooling
    • F05D2260/213—Heat transfer, e.g. cooling by the provision of a heat exchanger within the cooling circuit
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/60—Fluid transfer
    • F05D2260/61—Removal of CO2
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28C—HEAT-EXCHANGE APPARATUS, NOT PROVIDED FOR IN ANOTHER SUBCLASS, IN WHICH THE HEAT-EXCHANGE MEDIA COME INTO DIRECT CONTACT WITHOUT CHEMICAL INTERACTION
    • F28C1/00—Direct-contact trickle coolers, e.g. cooling towers
    • F28C2001/006—Systems comprising cooling towers, e.g. for recooling a cooling medium
    • 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
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • 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]
    • 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
    • Y02E20/32—Direct CO2 mitigation

Definitions

  • the present invention relates to a gas turbine cycle facility for improving cycle efficiency, a CO 2 recovery facility for exhaust gas, and an exhaust heat recovery method for combustion exhaust gas.
  • an exhaust heat recovery boiler for effectively using combustion exhaust gas from the gas turbine is used.
  • This exhaust heat recovery boiler Heat Recovery Steam Generator: HRSG
  • HRSG Heat Recovery Steam Generator
  • S / T steam turbine
  • GTCC gas turbine combined cycle
  • heat recovery from high-temperature combustion exhaust gas is performed using multiple stages such as high-pressure, medium-pressure, and low-pressure economizers, evaporators, superheaters, and reheaters. Since heat was recovered at a temperature below the pressure, heat exchange was performed so as not to reach the temperature drop line and pinch point of the combustion exhaust gas. In addition, there is a problem that reheating in the reheater can only be performed at a temperature of about 600 ° C.
  • the gas turbine efficiency was about 60% even when the gas turbine inlet temperature was high pressure / high temperature of, for example, 1500 ° C. class.
  • the gas turbine inlet temperature was high pressure / high temperature of, for example, 1500 ° C. class.
  • various barriers such as a turbine cooling technique, a thermal barrier coating technique, and a heat-resistant material technique.
  • An object of the present invention is to provide a gas turbine cycle facility, an exhaust gas CO 2 recovery facility, and a combustion exhaust gas exhaust heat recovery method capable of improving the gas turbine cycle efficiency.
  • a first invention of the present invention for solving the above-described problem is a gas having a combustor that burns compressed air and fuel, and a power turbine that is driven by high-temperature and high-pressure combustion gas from the combustor.
  • a turbine, and a waste heat recovery device that recovers thermal energy from the combustion exhaust gas that has driven the power turbine, wherein the compressed air is compressed by a primary air compressor that compresses air, and the primary A first heat exchanging unit that indirectly heat-exchanges the combustion exhaust gas and the secondary compressed air, the secondary heat compressed by a secondary air compressor that further compresses the compressed air.
  • the air saturation tank of the second heat exchanging unit communicates at one end with a feed water header for introducing the feed water and the feed water header, and the exhaust heat recovery device
  • a storage header having a plurality of heat exchange tubes arranged in the inside, a communication header that communicates with the heat exchange tube at the other end, stores the supply water, and introduces the primary compressed air into the space of the storage unit
  • a supply water circulation line that circulates the supply water, and passes the primary compressed air through the tube space of the supply water that circulates in a wet wall shape along the inner wall surface of the heat exchange tube, and the heat exchange.
  • the combustion exhaust gas abutting on the outer periphery of the tube heat-exchanges the primary compressed air, generates steam while heating the supply water, and accompanies the generated steam with the heat-exchanged primary compressed air.
  • a third invention is the air saturation tank according to the first or second invention, wherein the cooling tower for cooling the exhaust gas after heat exchange discharged from the exhaust heat recovery device, and the condensed water is used as the supply water.
  • a gas turbine cycle facility comprising a supply water supply line that supplies a supply water circulation line through which supply water circulates.
  • the exhaust heat recovery device further includes the combustion exhaust gas after passing through the second heat exchange unit, and the supply water in the supply water supply line.
  • the gas turbine cycle facility is provided with a third heat exchanging portion for indirectly exchanging heat.
  • an exhaust gas comprising the gas turbine cycle equipment according to any one of the first to fourth aspects and a CO 2 recovery device that recovers CO 2 in the exhaust gas from the cooling tower.
  • a CO 2 recovery device that recovers CO 2 in the exhaust gas from the cooling tower.
  • the CO 2 absorption tower in which the CO 2 recovery apparatus is absorbed by the absorbing liquid CO 2 in the flue gas, the absorbent regenerator to regenerate the absorbing solution that has absorbed CO 2 And an exhaust gas CO 2 recovery facility characterized in that the absorption liquid is circulated and reused.
  • the seventh invention uses the gas turbine cycle equipment of the first invention, and exchanges heat of the combustion exhaust gas from the gas turbine with high-pressure secondary compressed air in the first heat exchange section of the exhaust heat recovery device.
  • the heat exchange exhaust gas is used to recover the low pressure primary compressed air in the second heat exchange section of the air saturation tank, and then the primary compressed air recovered in the second heat exchange section is introduced into the secondary air compressor, After the pressure is increased, heat is recovered at the first heat exchanging section to form secondary compressed air, and the secondary compressed air is used to introduce into the combustor and burn with fuel.
  • the heat exchange exhaust gas is used to recover the low pressure primary compressed air in the second heat exchange section of the air saturation tank, and then the primary compressed air recovered in the second heat exchange section is introduced into the secondary air compressor, After the pressure is increased, heat is recovered at the first heat exchanging section to form secondary compressed air, and the secondary compressed air is used to introduce into the combustor and burn with fuel. In the heat recovery method.
  • the combustion exhaust gas from the gas turbine is used to exchange heat with the high-pressure secondary compressed air in the first heat exchange unit of the exhaust heat recovery apparatus, and the low-pressure primary compression is performed using the heat exchange exhaust gas.
  • Heat is recovered from the air in the second heat exchange section of the air saturation tank.
  • the primary compressed air recovered by the second heat exchange unit is introduced into the secondary air compressor to obtain a high pressure, and then the heat is recovered by the first heat exchange unit to obtain the secondary compressed air.
  • FIG. 1-1 is a schematic diagram of a gas turbine cycle facility according to the first embodiment.
  • FIG. 1-2 is a schematic diagram illustrating an example of temperature and pressure conditions of the gas turbine cycle facility according to the first embodiment.
  • FIG. 2 is an enlarged view of a main part of the gas turbine cycle facility according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is a perspective view of the heat exchange tube.
  • FIG. 4 is a schematic cross-sectional view of a heat exchange tube.
  • FIG. 5 is a schematic cross-sectional view of a heat exchange tube.
  • FIG. 6 is a graph showing the relationship between temperature and enthalpy in the temperature drop line of combustion exhaust gas, the feed water temperature, and the rise line of compressed air.
  • FIG. 7 is a schematic diagram of another gas turbine cycle facility according to the first embodiment.
  • FIG. 8 is a schematic diagram of the exhaust gas CO 2 recovery facility according to the second embodiment.
  • FIG. 1-1 is a schematic diagram of a gas turbine cycle facility according to the first embodiment.
  • FIG. 1-2 is a schematic diagram illustrating an example of temperature and pressure conditions of the engaging gas turbine cycle facility according to the first embodiment.
  • a gas turbine cycle facility 10A according to this embodiment is driven by a combustor 14 that combusts compressed air and fuel 13, and a high-temperature and high-pressure combustion gas 15 from the combustor 14.
  • a gas turbine 17 having a power turbine 16 and a waste heat recovery device 19 that recovers thermal energy from the combustion exhaust gas 18 that has driven the power turbine 16, and the compressed air 12 compresses the air 12 a by primary air compression.
  • the air 12A and the supply water 30 are indirectly heat-exchanged in the air saturation tank 31, and are composed of the second heat exchange part 19B accompanied by the water vapor 38 in the primary compressed air 12A, and the air saturation tank 31 of the second heat exchange part 19B.
  • the primary compressed air 12B accompanied by water vapor exchanged in the heat is introduced into the secondary air compressor 22 to form high pressure secondary compressed air (low temperature) 12C
  • the high pressure secondary compressed air (low temperature) 12C Heat exchange at the first heat exchanging portion 19A to form high-pressure secondary compressed air (high temperature) 12D, and then introduce the high-pressure secondary compressed air (high temperature) 12D into the combustor 14 as compressed air for combustion It is.
  • An exchange unit 19C is further provided.
  • the cooling line L 10 includes a cooling tower 41 that cools the exhaust gas 40 after heat exchange discharged from the exhaust heat recovery device 19 and a cooler 42 that circulates the cooling tower 41 with a pump P 1. And a supply water supply line L 11 for supplying the condensed water 44 condensed in the cooling tower 41 as the supply water 30 to the air saturation tank 31.
  • reference numeral 45 is discharged water
  • 46 is a chimney
  • G is a generator connected to the power turbine 16
  • L 1 is an air introduction line
  • L 2 is primary compressed air supply.
  • L 3 secondary compressed air supply line L 4 is the fuel supply line
  • L 5 is a combustion gas supply line
  • L 6 is a combustion exhaust gas discharge line
  • L 7 is the exhaust gas line
  • L 8 is an exhaust gas 40 to the chimney 46 exhaust gas discharge line for discharging
  • L 12 illustrates each drainage line.
  • the gas turbine 17 includes primary and secondary air compressors 21 and 22, a combustor 14, and a power turbine 16.
  • the gas turbine 17 receives air 12 a introduced from the outside by the primary and secondary air compressors 21 and 22.
  • the compressed air 12 that has been compressed to a high temperature and high pressure is guided to the combustor 14 side.
  • the high-temperature / high-pressure compressed air 12 and the fuel 13 are injected and burned to generate a high-temperature (for example, 1500 ° C.) combustion gas 15.
  • the combustion gas 15 is injected into the power turbine 16, and the power turbine 16 converts the thermal energy of the high-temperature and high-pressure combustion gas 15 into rotational energy.
  • Coaxial primary / secondary air compressors 21 and 22 are driven by this rotational energy, and generator G is driven by the remaining rotational energy that has driven this compressor to generate electric power.
  • the combustion exhaust gas 18 that has driven the power turbine 16 is guided to the exhaust heat recovery device 19 in order to recover its thermal energy.
  • the exhaust heat recovery device 19 includes a first heat exchange unit 19A and a second heat exchange unit 19B.
  • first heat exchanging section 19A As shown in FIG. 1-2, secondary compressed air (low temperature 275 ° C./pressure 21 data ( 2.1 MPa)) 12C is heat exchanged.
  • second heat exchange section 19B on the downstream side of the first heat exchange section 19A, the primary compressed air (temperature 224 ° C./pressure 6 ata (0.6 MPa)) 12A is introduced into the air saturation tank 31 for heat exchange. It is.
  • FIG. 2 is an enlarged view of a main part of FIG.
  • FIG. 3 is a perspective view of the heat exchange tube
  • FIGS. 4 and 5 are schematic cross-sectional views of the heat exchange tube.
  • the air saturation tank 31 communicates with the supply water header 32 for introducing the supply water 30 condensed in the cooling tower 41, the supply water header 32 and the one end 33 a side, and the inside of the exhaust heat recovery device 19.
  • FIG. 4 and 5 are views showing a state in which supply water is supplied to the heat exchange tube 33 in the supply water header 32.
  • FIG. FIG. 4 uses a supply nozzle 39 provided in the supply water header 32 for supplying the supply water 30, and the supply water 30 sprayed from the supply nozzle 39 is wet along the wall surface 33 d in the heat exchange tube 33. It is dropped while forming a water film 30a in a wall shape.
  • FIG. 5 as the supply of the supply water 30, the supply water 30 is overflowed from the storage portion 32 a of the supply water header 32, and the overflowed supply water 30 is wetted along the wall surface 33 d in the heat exchange tube 33. And dropped while forming the water film 30a.
  • the primary compressed air is supplied into the tube space 33 c of the supply water 30 that is dropped and circulated by the water film 30 a along the wall surface 33 d of the plurality of heat exchange tubes 33.
  • 12A is passed from below.
  • heat exchange is performed by the combustion exhaust gas 18 ⁇ / b> A that contacts the outer periphery of the heat exchange tube 33.
  • steam 38 is generated while heating the feed water 30 flowing down, and the generated steam 38 is entrained in the heat-exchanged primary compressed air 12A to form primary compressed air (containing water vapor) 12B. Yes.
  • the supply water 30 is jetted by the supply nozzle 39 and flows into the heat exchange tube 33.
  • the supply water 30 that has flowed into the heat exchange tube 33 falls along the wall surface 33d of the heat exchange tube 33 while forming a water film 30a in the form of a wet wall, and is stored in the storage header 37 on the downstream side.
  • the stored supply water 30 is circulated again to the supply water header 32 by the supply water circulation line L 20 via the pump P 2 .
  • the wet wall-shaped water film 30a flowing inside the heat exchange tube 33 is indirectly heated by the heat of the combustion exhaust gas 18A from the outside, and the supply water 30 becomes the water vapor 38 by the heat exchange, and the primary compressed air. It is accompanied by 12A and becomes primary compressed air (water vapor-containing) 12B.
  • the second heat exchange unit 19B performs heat exchange using the combustion exhaust gas 18A that has contributed to heat exchange in the first heat exchange unit 19A.
  • the primary compressed air (pressure 6ata (0.6 MPa)) 12A introduced into the space 35 in the storage header 37 of the air saturation tank 31 is cooled by the introduced supply water 30, and the temperature thereof is, for example, 224 ° C. Drops to 84 ° C. in the space 35.
  • the primary compressed air 12A that has reached this low temperature (84 ° C.) is indirectly heat-exchanged by the combustion exhaust gas 18A after the first heat exchange in the air saturation tank 31 of the second heat exchange unit 19B, and the temperature is 107 ° C. It becomes primary compressed air (water vapor-containing) 12B (pressure 6ata).
  • This primary compressed air (containing water vapor) 12B is then introduced into the secondary air compressor 22 where it is compressed for the second time, and high pressure (pressure 21 data (2.1 MPa)) secondary compressed air (low temperature: 275 ° C.). ) 12C.
  • this secondary compressed air 12C has a low temperature (275 ° C.), it becomes possible to exchange heat with the high-temperature (for example, 617 ° C.) combustion exhaust gas 18 in the first heat exchanging portion 19A of the exhaust heat recovery device 19, and the high pressure Secondary compressed air (high temperature 565 ° C.) 12D.
  • the high-temperature for example, 617 ° C.
  • the high pressure Secondary compressed air high temperature 565 ° C.
  • the entire amount of the primary compressed air 12A passing through the primary air compressor 21 and having a low pressure (pressure 6ata) is introduced into the second heat exchanging part 19B of the exhaust heat recovery device 19, and the first Heat exchange is performed between the combustion exhaust gas 18 ⁇ / b> A after heat exchange in the 1 heat exchange unit 19 ⁇ / b> A and the air saturation tank 31.
  • the primary compressed air (containing water vapor) (107 ° C.) 12B is then further compressed by the secondary air compressor 22 to become high-pressure (pressure 21 ata) secondary compressed air (low temperature: 275 ° C.) 12C.
  • high-pressure pressure 21 ata
  • secondary compressed air low temperature: 275 ° C.
  • this high-pressure secondary compressed air (low temperature: 275 ° C.) 12C is introduced into the first heat exchanging part 19A of the exhaust heat recovery device 19 to become high-pressure secondary compressed air (high temperature: 565 ° C.) 12D, It is introduced into the combustor 14.
  • the amount of the entrained water vapor 38 is small, so that the combustion in the combustor 14 is increased to a high temperature of, for example, 1500 ° C. Is possible.
  • the third heat exchange unit 19C when the third heat exchange unit 19C is installed and the condensed water obtained by condensing the moisture in the combustion exhaust gas 18C in the cooling tower 41 is supplied to the air saturation tank 31 as the supply water 30, heat exchange is performed. By doing so, the exhaust heat recovery efficiency of the combustion exhaust gas 18 is further improved. That is, since the temperature of the feed water 30 cooled and condensed by the cooling tower 41 is about 40 ° C., the feed water 30 at 40 ° C. is passed through the third heat exchanging portion 19C, and combustion exhaust gas (120 ° C.) The heat is exchanged with 18B and supplied to the storage header 37 side as supply water 30 having a temperature of 88 ° C.
  • the exhaust heat recovery device 19 of the present embodiment uses the first heat exchange unit 19A, the second heat exchange unit 19B, and the third heat exchange unit 19C. Since each of them efficiently exchanges heat, the high-temperature (617 ° C.) combustion exhaust gas 18 is recovered to a low temperature (95 ° C.), thereby improving the heat recovery efficiency. Further, since the amount of the water vapor 38 accompanying the primary compressed air (containing water vapor) 12B is small, the exhaust loss is small.
  • FIG. 6 is a graph showing the relationship between temperature and enthalpy in the temperature drop line of combustion exhaust gas, the feed water temperature, and the rise line of compressed air.
  • the temperature of the flue gas 18 gradually decreases in the first heat exchange unit 19A, the second heat exchange unit 19B, and the third heat exchange unit 19C (first heat exchange unit 19A (617 ° C. ⁇ 336 ° C.), second heat exchanging portion 19B (336 ° C. ⁇ 120 ° C.) and third heat exchanging portion 19C (120 ° C. ⁇ 95 ° C.)).
  • the feed water 30 rises from 40 ° C. to 88 ° C. in the third heat exchanging section 19C, and the temperature of the primary compressed air 12A falls in the air saturation tank 31, and thus rises from 84 ° C. to 107 ° C.
  • the secondary compressed air 12C rises from 275 ° C. to 565 ° C. in the first heat exchange unit 19A.
  • the gas turbine cycle efficiency is 66.76% (LHV base) due to the relationship between heat input and exhaust loss. This was able to achieve a significant improvement of about 6.7% or more than 60% of the conventional 1500 ° C. class gas turbine cycle efficiency.
  • the efficiency (LHV) of a gas turbine combined cycle (GTCC) power plant equipped with a waste heat recovery boiler using a conventional high pressure, medium pressure, and low pressure boiler is about 60%. Can rise significantly.
  • the exhaust heat recovery device 19 of the present embodiment uses a first heat exchange unit 19A, a second heat exchange unit 19B, and a third heat exchange unit 19C.
  • the third heat exchange unit 19C can be omitted.
  • the high-temperature (617 ° C.) combustion exhaust gas 18 is recovered to a low temperature (120 ° C.), and the heat recovery efficiency is somewhat lower than that of the gas turbine cycle facility 10A in FIG. Can be achieved.
  • FIG. 8 is a schematic diagram of the exhaust gas CO 2 recovery facility according to the second embodiment.
  • the exhaust gas CO 2 recovery facility 50 according to the present embodiment includes the gas turbine cycle facility 10A according to the first embodiment and a CO 2 recovery device 51 that recovers CO 2 in the exhaust gas 40 from which moisture from the cooling tower 41 has been removed. I have.
  • the CO 2 recovery device 51 includes a CO 2 absorption tower 53 that removes CO 2 in the exhaust gas 40 that has been cooled by the cooling tower 41 by the absorption liquid 52 and an absorption liquid regeneration tower 54 that regenerates the absorption liquid 52.
  • the CO 2 recovery apparatus 51 absorbs and removes CO 2 contained in the exhaust gas 40 in the amine absorption liquid in the CO 2 absorption tower 53, It is discharged as a treated exhaust gas 55 from the top side of the CO 2 absorption tower 53. Further, the absorption liquid 52 that has absorbed CO 2, in the absorbent regenerator 54 is regenerated by steam stripping with reboiler 59, circulation line L 21 of a closed system to reuse at the CO 2 absorber 53 again, L 22 Is building.
  • the amine-based absorbent is brought into contact with the exhaust gas 40, for example, so as to take in CO 2 into the amine absorbent.
  • the gas 56 containing CO 2 removed by the steam stripping is discharged on the absorption liquid regeneration tower 54 side, moisture is removed by a gas-liquid separator, and CO 2 is recovered as gas.
  • a cooling tower is separately provided on the upstream side of the CO 2 recovery device to cool the exhaust gas.
  • the exhaust gas 40 obtains supply water 30. Therefore, in the CO 2 recovery facility 50 for exhaust gas of this embodiment, it is not necessary to install a separate cooling facility.
  • the CO 2 concentration in the exhaust gas is 3.5 to 4.0 Vol.
  • the CO 2 concentration in the exhaust gas is 5-7 Vol. As a result, the amount of exhaust gas can be reduced, and the CO 2 recovery facility becomes compact.
  • a CO 2 absorption tower 53 that absorbs CO 2 in the exhaust gas 40 with the absorption liquid 52 and an absorption liquid regeneration tower 54 that regenerates the absorption liquid 52 that has absorbed CO 2.
  • the present invention is not limited to this, and any equipment that can recover CO 2 in the exhaust gas may be used.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

　パワータービン１６からの燃焼排ガス１８を用いて、排熱回収装置１９の第１熱交換部１９Ａで高圧の二次圧縮空気１２Ｃを熱交換させると共に、この熱交換排ガス１８Ａを用いて低圧の一次圧縮空気１２Ａを空気飽和槽３１の第２熱交換部１９Ｂで熱回収する。そして、第２熱交換部１９Ｂで熱回収した一次圧縮空気１２Ｂを二次空気圧縮機２２に導入し、高圧とした後、第１熱交換部１９Ａで熱回収して、二次圧縮空気１２Ｄとし、この二次圧縮空気１２Ｄを用いて、燃焼器１４に導入して燃料により燃焼させる。

Description

ガスタービンサイクル設備、排ガスのＣＯ２回収設備及び燃焼排ガスの排熱回収方法
　本発明は、サイクル効率を向上させるガスタービンサイクル設備、排ガスのＣＯ2回収設備及び燃焼排ガスの排熱回収方法に関するものである。
　例えば、ガスタービン（Ｇ／Ｔ）コンバインドサイクル効率を向上させるために、ガスタービンからの燃焼排ガスを有効利用するための排熱回収ボイラが用いられている。この排熱回収ボイラ（Heat Recovery Steam Generator：ＨＲＳＧ）は、ガスタービン等の排熱発生源から排出される高温の燃焼排ガスを利用して蒸気を生成する装置であり、例えば、排熱回収ボイラで生成した蒸気を蒸気タービン（Ｓ／Ｔ）に供給し、発電機を駆動させるガスタービンコンバインドサイクル（Gas Turbine Combined Cycle：ＧＴＣＣ）発電プラントなどにおいて広く用いられている（特許文献１及び２）。
特開２００３－８３００３号公報 特開２０１３－１７１００１号公報
　しかしながら、従来の排熱回収ボイラでは、高温の燃焼排ガスからの熱回収を複数段の例えば高圧・中圧・低圧の各節炭器、蒸発器、過熱器及び再熱器等を用いて、臨界圧以下の温度で熱回収しているので、燃焼排ガスの温度降下線とピンチポイントに至らないよう熱交換を行っていた。また再熱器での再熱も温度が６００℃程度での再熱しかできない、という問題がある。
　よって、ガスタービン入口温度が例えば１５００℃級の高圧・高温の場合においてもガスタービン効率（％ＬＨＶ）が６０％程度であった。なお、ガスタービン入口温度を例えば１７００℃に上昇させる場合には、タービン冷却技術、遮熱コーティング技術、耐熱材料技術等の様々な障壁がある、という問題がある。
　よって、入口温度が例えば１５００℃級のガスタービン設備であってもシステム効率の向上を図るシステムの出現が切望されている。
　本発明は、前記問題に鑑み、ガスタービンサイクル効率の向上を図ることができるガスタービンサイクル設備、排ガスのＣＯ2回収設備及び燃焼排ガスの排熱回収方法を提供することを課題とする。
　上述した課題を解決するための本発明の第１の発明は、圧縮空気と燃料とを燃焼する燃焼器と、前記燃焼器からの高温・高圧の燃焼ガスにより駆動されるパワータービンとを有するガスタービンと、前記パワータービンを駆動した燃焼排ガスから熱エネルギーを回収する排熱回収装置と、を備え、前記圧縮空気は、空気を圧縮する一次空気圧縮機により圧縮された一次圧縮空気と、前記一次圧縮空気をさらに圧縮する二次空気圧縮機により圧縮された二次圧縮空気とからなり、前記排熱回収装置は、前記燃焼排ガスと前記二次圧縮空気とを間接熱交換する第１熱交換部と、前記第１熱交換部を通過し、第１熱交換後の燃焼排ガスと前記一次圧縮空気及び供給水とを空気飽和槽で間接熱交換し、前記一次圧縮空気に水蒸気を同伴する第２熱交換部とからなると共に、前記第２熱交換部の空気飽和槽で熱交換した水蒸気を同伴する一次圧縮空気を、前記二次空気圧縮機に導入して高圧の低温二次圧縮空気とした後、該高圧の低温二次圧縮空気を前記第１熱交換部で熱交換して高圧の高温二次圧縮空気とし、その後、該高圧の高温二次圧縮空気を前記燃焼器に導入することを特徴とするガスタービンサイクル設備にある。
　第２の発明は、第１の発明において、前記第２熱交換部の空気飽和槽は、前記供給水を導入する供給水ヘッダと、前記供給水ヘッダと一端で連通し、前記排熱回収装置内に配置される複数の熱交換チューブと、前記熱交換チューブと他端で連通し、前記供給水を貯留すると共に、貯留部の空間内に前記一次圧縮空気を導入する導入部を有する貯留ヘッダと、前記供給水を循環する供給水循環ラインとを備え、前記熱交換チューブの内壁面に沿って濡れ壁状で循環する供給水のチューブ空間内に、一次圧縮空気を通過させると共に、前記熱交換チューブの外周に当接する前記燃焼排ガスにより、前記一次圧縮空気を熱交換すると共に、前記供給水を加熱しつつ水蒸気を発生させ、該発生した水蒸気を熱交換された前記一次圧縮空気に同伴することを特徴とするガスタービンサイクル設備にある。
　第３の発明は、第１又は２の発明において、前記排熱回収装置から排出された熱交換後の排ガスを冷却する冷却塔と、凝縮された凝縮水を前記供給水として、前記空気飽和槽内を供給水が循環する供給水循環ラインに供給する供給水供給ラインとを備えたことを特徴とするガスタービンサイクル設備にある。
　第４の発明は、第１乃至３のいずれか一つの発明において、前記排熱回収装置は、さらに第２熱交換部通過後の前記燃焼排ガスと、前記供給水供給ライン中の前記供給水とを間接熱交換する第３熱交換部を備えることを特徴とするガスタービンサイクル設備にある。
　第５の発明は、第１乃至４のいずれか一つの発明のガスタービンサイクル設備と、前記冷却塔からの排ガス中のＣＯ2を回収するＣＯ2回収装置とを備えたことを特徴とする排ガスのＣＯ2回収設備にある。
　第６の発明は、第５の発明において、前記ＣＯ2回収装置が排ガス中のＣＯ2を吸収液で吸収するＣＯ2吸収塔と、ＣＯ2を吸収した吸収液を再生する吸収液再生塔とを備え、吸収液を循環再利用することを特徴とする排ガスのＣＯ2回収設備にある。
　第７の発明は、第１の発明のガスタービンサイクル設備を用い、ガスタービンからの燃焼排ガスを、排熱回収装置の第１熱交換部で高圧の二次圧縮空気と熱交換させると共に、この熱交換排ガスを用いて低圧の一次圧縮空気を空気飽和槽の第２熱交換部で熱回収し、次いで前記第２熱交換部で熱回収した一次圧縮空気を二次空気圧縮機に導入し、高圧とした後、前記第１熱交換部で熱回収して二次圧縮空気とし、この二次圧縮空気を用いて、燃焼器に導入して燃料により燃焼させることを特徴とする燃焼排ガスの排熱回収方法にある。
　本発明によれば、ガスタービンからの燃焼排ガスを用いて、排熱回収装置の第１熱交換部で高圧の二次圧縮空気と熱交換させると共に、この熱交換排ガスを用いて低圧の一次圧縮空気を空気飽和槽の第２熱交換部で熱回収する。そして、第２熱交換部で熱回収した一次圧縮空気を二次空気圧縮機に導入し、高圧とした後、第１熱交換部で熱回収して二次圧縮空気とし、この二次圧縮空気を用いて、燃焼器に導入して燃料により燃焼させることで、例えば温度１５００℃まで加熱する。これによって、排熱回収装置における排熱回収の効率を極めて高くすることができる。この結果、ガスタービンサイクル効率の向上を図ることができる。
図１－１は、実施例１に係るガスタービンサイクル設備の概略図である。 図１－２は、実施例１に係るガスタービンサイクル設備の温度・圧力条件の一例を示した概略図である。 図２は、実施例１に係るガスタービンサイクル設備の要部拡大図である。 図３は、熱交換チューブの斜視図である。 図４は、熱交換チューブの概略断面図である。 図５は、熱交換チューブの概略断面図である。 図６は、燃焼排ガスの温度降下線と供給水温度及び圧縮空気の上昇線とにおける温度とエンタルピーとの関係図である。 図７は、実施例１の他のガスタービンサイクル設備の概略図である。 図８は、実施例２に係る排ガスのＣＯ2回収設備の概略図である。
　以下に添付図面を参照して、本発明の好適な実施例を詳細に説明する。なお、この実施例により本発明が限定されるものではなく、また、実施例が複数ある場合には、各実施例を組み合わせて構成するものも含むものである。
　図１－１は、実施例１に係るガスタービンサイクル設備の概略図である。図１－２は、実施例１に係ガスタービンサイクル設備の温度・圧力条件の一例を示した概略図である。
　図１－１に示すように、本実施例に係るガスタービンサイクル設備１０Ａは、圧縮空気と燃料１３とを燃焼する燃焼器１４と、燃焼器１４からの高温・高圧の燃焼ガス１５により駆動されるパワータービン１６とを有するガスタービン１７と、パワータービン１６を駆動した燃焼排ガス１８から熱エネルギーを回収する排熱回収装置１９と、を備え、圧縮空気１２は、空気１２ａを圧縮する一次空気圧縮機２１により圧縮された一次圧縮空気１２Ａと、一次圧縮空気１２Ａをさらに圧縮する二次空気圧縮機２２により圧縮された二次圧縮空気１２Ｃとからなり、排熱回収装置１９は、燃焼排ガス１８と二次圧縮空気１２Ｃとを間接熱交換する第１熱交換部１９Ａと、第１熱交換部１９Ａを通過し、第１熱交換後の燃焼排ガス１８Ａと一次圧縮空気１２Ａ及び供給水３０とを空気飽和槽３１で間接熱交換し、一次圧縮空気１２Ａに水蒸気３８を同伴する第２熱交換部１９Ｂとからなると共に、第２熱交換部１９Ｂの空気飽和槽３１で熱交換した水蒸気を同伴する一次圧縮空気１２Ｂを、二次空気圧縮機２２に導入して高圧の二次圧縮空気（低温）１２Ｃとした後、該高圧の二次圧縮空気（低温）１２Ｃを第１熱交換部１９Ａで熱交換して高圧の二次圧縮空気（高温）１２Ｄとし、その後、該高圧の二次圧縮空気（高温）１２Ｄを燃焼器１４に燃焼用の圧縮空気として導入するものである。
　本実施例では、排熱回収装置１９の第２熱交換部１９Ｂの下流側に、第２熱交換部１９Ｂで熱交換した後の燃焼排ガス１８Ｂを用いて供給水３０を熱交換する第３熱交換部１９Ｃをさらに備えている。
　また、本実施例では、排熱回収装置１９から排出された熱交換後の排ガス４０を冷却する冷却塔４１と、冷却塔４１をポンプＰ1で循環する冷却器４２を備えた冷却ラインＬ10と、冷却塔４１内で凝縮された凝縮水４４を、空気飽和槽３１への供給水３０として供給する供給水供給ラインＬ11とを備えている。
　なお、図１－１、図１－２中、符号４５は排出水、４６は煙突、Ｇはパワータービン１６に連結され発電する発電機、Ｌ1は空気導入ライン、Ｌ2は一次圧縮空気供給ライン、Ｌ3は二次圧縮空気供給ライン、Ｌ4は燃料供給ライン、Ｌ5は燃焼ガス供給ライン、Ｌ6は燃焼排ガス排出ライン、Ｌ7は排ガスライン、Ｌ8は排ガス４０を煙突４６へ排出する排ガス排出ライン、Ｌ12は排水ラインを各々図示する。
　ガスタービン１７は、一次・二次空気圧縮機２１、２２と、燃焼器１４と、パワータービン１６とを備えており、一次・二次空気圧縮機２１、２２で外部から導入された空気１２ａを圧縮して、高温・高圧とされた圧縮空気１２は燃焼器１４側に導かれる。燃焼器１４では、この高温・高圧の圧縮空気１２、燃料１３を噴射して燃焼させて高温（例えば１５００℃）の燃焼ガス１５を発生させる。燃焼ガス１５はパワータービン１６へ噴射され、パワータービン１６で高温高圧の燃焼ガス１５が持つ熱エネルギーを回転エネルギーに変換する。この回転エネルギーによって同軸の一次・二次空気圧縮機２１、２２が駆動され、この圧縮機を駆動した残りの回転エネルギーによって発電機Ｇが駆動されて電力を発生する。
　次に、パワータービン１６を駆動した燃焼排ガス１８は、その熱エネルギーを回収するため排熱回収装置１９へ導かれる。
　この排熱回収装置１９は、第１熱交換部１９Ａと第２熱交換部１９Ｂとを備えている。
　第１熱交換部１９Ａでは、図１－２に示すように、パワータービン１６から排出される高温（例えば６１７℃）の燃焼排ガス１８を用いて、二次圧縮空気（低温２７５℃／圧力２１ａｔａ（２．１ＭＰａ））１２Ｃを熱交換するものである。また、第１熱交換部１９Ａの下流側の第２熱交換部１９Ｂでは、一次圧縮空気（温度２２４℃／圧力６ａｔａ（０．６ＭＰａ））１２Ａを空気飽和槽３１に導入して熱交換するものである。
　図２は、図１の要部拡大図である。図３は、熱交換チューブの斜視図であり、図４及び図５は、熱交換チューブの概略断面図である。
　図２に示すように、空気飽和槽３１は、冷却塔４１で凝縮された供給水３０を導入する供給水ヘッダ３２と、供給水ヘッダ３２と一端３３ａ側で連通し、排熱回収装置１９内に配置される複数の熱交換チューブ３３と、熱交換チューブ３３と他端３３ｂ側で連通し、供給水３０を貯留部３４内で貯留すると共に、この貯留部３４の上方側の空間３５内に一次圧縮空気１２Ａを導入する導入部３６を有する貯留ヘッダ３７と、供給水３０をポンプＰ2により循環する供給水循環ラインＬ20とを備えている。
　図４及び図５は、供給水ヘッダ３２内において、熱交換チューブ３３へ供給水が供給される様子を示す図である。
　図４は、供給水３０の供給として、供給水ヘッダ３２に設けた供給ノズル３９を用いており、供給ノズル３９から散布された供給水３０は、熱交換チューブ３３内の壁面３３ｄに沿って濡れ壁状で水膜３０ａを形成しつつ落下される。
　図５は、供給水３０の供給として、供給水ヘッダ３２の貯留部３２ａから供給水３０をオーバーフローさせており、オーバーフローした供給水３０は、熱交換チューブ３３内の壁面３３ｄに沿って濡れ壁状で水膜３０ａを形成しつつ落下される。
　そして、図３、図４及び図５に示すように、複数本の熱交換チューブ３３の壁面３３ｄに沿って水膜３０ａによって落下して循環する供給水３０のチューブ空間３３ｃ内に、一次圧縮空気１２Ａを下方側から通過させている。そして、この一次圧縮空気１２Ａが通過する際、熱交換チューブ３３の外周に当接する燃焼排ガス１８Ａにより、熱交換される。この熱交換の際においては、流下する供給水３０を加熱しつつ水蒸気３８を発生させ、この発生した水蒸気３８を熱交換された一次圧縮空気１２Ａに同伴させ、一次圧縮空気（含水蒸気）１２Ｂとしている。
　そして、例えば図４に示すように、供給水３０は供給ノズル３９により噴射され、熱交換チューブ３３内に流入させる。熱交換チューブ３３内に流入した供給水３０は熱交換チューブ３３の壁面３３ｄに沿って濡れ壁状で水膜３０ａを形成しつつ落下し、下流側の貯留ヘッダ３７で貯留される。この貯留した供給水３０はポンプＰ2を介して供給水循環ラインＬ20により供給水ヘッダ３２に再度循環される。
　そして、熱交換チューブ３３の内側を流れる濡れ壁状の水膜３０ａが、外部からの燃焼排ガス１８Ａの熱によって間接的に加熱され、熱交換により供給水３０が水蒸気３８となって、一次圧縮空気１２Ａに同伴され、一次圧縮空気（含水蒸気）１２Ｂとなる。この第２熱交換部１９Ｂは、第１熱交換部１９Ａで熱交換に寄与した燃焼排ガス１８Ａを用いての熱交換となる。
　ここで、空気飽和槽３１の貯留ヘッダ３７内の空間３５に導入される一次圧縮空気（圧力６ａｔａ（０．６ＭＰａ））１２Ａは、導入される供給水３０により冷却され、その温度が例えば２２４℃のものが８４℃まで、該空間３５内で低下する。
　この低い温度（８４℃）となった一次圧縮空気１２Ａは、第２熱交換部１９Ｂの空気飽和槽３１において、第１熱交換後の燃焼排ガス１８Ａにより間接的に熱交換され、温度が１０７℃（圧力６ａｔａ）の一次圧縮空気（含水蒸気）１２Ｂとなる。
　この一次圧縮空気（含水蒸気）１２Ｂは、次に二次空気圧縮機２２に導入されて２回目の圧縮がなされ、高圧（圧力２１ａｔａ（２．１ＭＰａ））の二次圧縮空気（低温：２７５℃）１２Ｃとなる。
　この二次圧縮空気１２Ｃは、温度が低い（２７５℃）ので、排熱回収装置１９の第１熱交換部１９Ａにおいて、高温（例えば６１７℃）の燃焼排ガス１８と熱交換が可能となり、高圧の二次圧縮空気（高温５６５℃）１２Ｄとなる。
　従来では、圧縮機を１台設置して圧縮するような場合には、一次空気圧縮機で圧縮した一次圧縮空気（温度２２４℃）をそのまま同一の二次空気圧縮機に導入して高圧（２１ａｔａ）・高温（４００℃）の圧縮空気として、燃焼器に導入している。
　これに対して、本発明においては、一次空気圧縮機２１を通過して低圧（圧力６ａｔａ）の一次圧縮空気１２Ａを全量、排熱回収装置１９の第２熱交換部１９Ｂに導入して、第１熱交換部１９Ａで熱交換した後の燃焼排ガス１８Ａと、空気飽和槽３１で熱交換している。
　この際、空気飽和槽３１では、供給水３０を導入して低圧（圧力６ａｔａ）の一次圧縮空気１２Ａの温度を低下（２７５℃→８４℃）し、第１熱交換部１９Ａで熱交換した後の燃焼排ガス（温度３３６℃）１８Ａの排熱により熱交換され、温度が上昇（１０７℃）された低圧の一次圧縮空気（含水蒸気）１２Ｂとなる。この一次圧縮空気（含水蒸気）（１０７℃）１２Ｂは、次に二次空気圧縮機２２によりさらに圧縮され、高圧（圧力２１ａｔａ）の二次圧縮空気（低温：２７５℃）１２Ｃとなる。この二次圧縮の際、従来のような連続して圧縮している場合と異なり、温度が低下しているので、圧縮機の容量をコンパクトにすることができる。
　さらに、この高圧の二次圧縮空気（低温：２７５℃）１２Ｃは、排熱回収装置１９の第１熱交換部１９Ａに導入して、高圧の二次圧縮空気（高温：５６５℃）１２Ｄとなり、燃焼器１４に導入される。
　本実施例では、第２熱交換部１９Ｂにおける一次圧縮空気１２Ａの熱交換の際に、同伴される水蒸気３８の量は少ないので、燃焼器１４での燃焼を例えば１５００℃の高温まで上昇させることが可能となる。
　また、本実施例では、第３熱交換部１９Ｃを設置して、冷却塔４１で燃焼排ガス１８Ｃ中の水分を凝縮した凝縮水を、供給水３０として空気飽和槽３１へ供給する際、熱交換することで、燃焼排ガス１８の排熱回収効率の向上をさらに図るようにしている。すなわち、冷却塔４１で冷却され、凝縮された供給水３０は温度が４０℃程度であるので、この４０℃の供給水３０を第３熱交換部１９Ｃ内に通過させ、燃焼排ガス（１２０℃）１８Ｂと熱交換させ、温度８８℃の供給水３０として貯留ヘッダ３７側へ供給することとなる。
　このように、燃焼排ガス１８を熱交換して排熱回収する際、本実施例の排熱回収装置１９では、第１熱交換部１９Ａと第２熱交換部１９Ｂと第３熱交換部１９Ｃで各々効率的な熱交換をしているので、高温（６１７℃）の燃焼排ガス１８を低温（９５℃）まで熱回収することとなり、熱回収効率が向上する。
　また、一次圧縮空気（含水蒸気）１２Ｂに同伴される水蒸気３８の量は少ないので、排気損失が少ないものとなる。
　図６は、燃焼排ガスの温度降下線と供給水温度及び圧縮空気の上昇線とにおける温度とエンタルピーとの関係図である。
　図６に示すように、燃焼排ガス１８は第１熱交換部１９Ａ、第２熱交換部１９Ｂ及び第３熱交換部１９Ｃにおいて、徐々に温度が低下する（第１熱交換部１９Ａ（６１７℃→３３６℃）、第２熱交換部１９Ｂ（３３６℃→１２０℃）及び第３熱交換部１９Ｃ（１２０℃→９５℃））。
　これに対し、供給水３０は第３熱交換部１９Ｃで４０℃から８８℃に上昇し、一次圧縮空気１２Ａは空気飽和槽３１で温度が低下するので、８４℃から１０７℃に上昇する。次いで、二次圧縮空気１２Ｃは第１熱交換部１９Ａで２７５℃から５６５℃に上昇する。
　また、表１に示すように、入熱と排気ロスとの関係によりガスタービンサイクル効率が６６．７６％（ＬＨＶベース）となる。これは従来の１５００℃級のガスタービンサイクル効率の６０％よりも約６．７％以上の大幅な向上を図ることができた。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
  
　以上より、従来の高圧・中圧・低圧ボイラを用いた排熱回収ボイラを備えたガスタービンコンバインドサイクル（Gas Turbine Combined Cycle：ＧＴＣＣ）発電プラントの効率（ＬＨＶ）が６０％程度であったものを大幅に上昇することができる。
　本実施例では、燃焼排ガス１８を熱交換して排熱回収する際、本実施例の排熱回収装置１９では、第１熱交換部１９Ａと第２熱交換部１９Ｂと第３熱交換部１９Ｃで各々効率的な熱交換をしているが、図７に示すガスタービンサイクル設備１０Ｂに示すように、第３熱交換部１９Ｃを省略することもできる。
　この場合には、高温（６１７℃）の燃焼排ガス１８を低温（１２０℃）まで熱回収することとなり、図１のガスタービンサイクル設備１０Ａよりは、熱回収効率が多少低下するが、設備の簡素化を図ることができる。
　次に、本発明の実施例２に係る排ガスのＣＯ2回収設備について、図８を参照して説明する。図８は、実施例２に係る排ガスのＣＯ2回収設備の概略図である。なお、実施例１と同様の部材については、同一符号を付してその説明は省略する。本実施例に係る排ガスのＣＯ2回収設備５０は、実施例１のガスタービンサイクル設備１０Ａと、冷却塔４１からの水分を除去した排ガス４０中のＣＯ2を回収するＣＯ2回収装置５１とを備えている。このＣＯ2回収装置５１は、冷却塔４１で冷却後の排ガス４０中のＣＯ2を吸収液５２により除去するＣＯ2吸収塔５３及び吸収液５２を再生する吸収液再生塔５４を備えている。
　一般に、ＣＯ2回収装置５１は、吸収液５２として例えばアミン系の吸収液を用いる場合、ＣＯ2吸収塔５３内において該アミン吸収液に排ガス４０中に含まれるＣＯ2を吸収させて除去し、ＣＯ2吸収塔５３の塔頂側から処理排ガス５５として排出される。また、ＣＯ2を吸収した吸収液５２は、吸収液再生塔５４において、リボイラ５９によるスチームストリッピングにより再生され、再度ＣＯ2吸収塔５３にて再利用する閉鎖系の循環ラインＬ21、Ｌ22を構築している。なお、ＣＯ2吸収塔５３内においては、アミン系吸収液は、排ガス４０と例えば対向接触させることで、ＣＯ2をアミン吸収液内に取り込むようにしている。ここで、吸収液再生塔５４側ではスチームストリッピングにより除去されたＣＯ2を含むガス５６が排出され、気液分離器で水分を除去し、ＣＯ2はガスとして回収される。
　従来では、排ガス中のＣＯ2を回収する場合、ＣＯ2回収装置の前段側において、冷却塔を別途設けて、排ガスを冷却していたが、実施例１で排ガス４０は、供給水３０を得るための冷却塔４１により冷却されているので、本実施例の排ガスのＣＯ2回収設備５０においては、別途冷却設備を設置することが不要となる。また、通常のガスタービンでは、排ガス中のＣＯ2濃度が３．５～４．０Ｖｏｌ．％と低いが、本ガスタービンサイクルでは排ガス中のＣＯ2濃度は５～７Ｖｏｌ．％と上昇し、結果的に排ガス量を少なくでき、ＣＯ2回収設備がコンパクトとなる。
　なお、本実施例では、ＣＯ2回収装置５１として、排ガス４０中のＣＯ2を吸収液５２で吸収するＣＯ2吸収塔５３と、ＣＯ2を吸収した吸収液５２を再生する吸収液再生塔５４とを備えた場合で説明したが、本発明はこれに限定されるものではなく、排ガス中のＣＯ2を回収することができる設備であればいずれを用いるようにしてもよい。
　１０Ａ、１０Ｂ　ガスタービンサイクル設備
　１２ａ　空気
　１２　圧縮空気
　１２Ａ　一次圧縮空気
　１２Ｂ　一次圧縮空気（含水蒸気）
　１２Ｃ　二次圧縮空気（低温）
　１２Ｄ　二次圧縮空気(高温)
　１３　燃料
　１４　燃焼器
　１５　燃焼ガス
　１６　パワータービン
　１７　ガスタービン
　１８、１８Ａ～１８Ｃ　燃焼排ガス
　１９　排熱回収装置
　１９Ａ　第１熱交換部
　１９Ｂ　第２熱交換部
　１９Ｃ　第３熱交換部
　２１　一次空気圧縮機
　２２　二次空気圧縮機
　３１　空気飽和槽
　３２　供給水ヘッダ
　３３　熱交換チューブ
　３４　貯留部
　３５　空間
　３７　貯留ヘッダ
　３８　水蒸気
　４０　排ガス
　５０　排ガスのＣＯ2回収設備
　５１　ＣＯ2回収装置

Claims (7)

  1. 　圧縮空気と燃料とを燃焼する燃焼器と、前記燃焼器からの高温・高圧の燃焼ガスにより駆動されるパワータービンとを有するガスタービンと、
    　前記パワータービンを駆動した燃焼排ガスから熱エネルギーを回収する排熱回収装置と、を備え、
    　前記圧縮空気は、空気を圧縮する一次空気圧縮機により圧縮された一次圧縮空気と、前記一次圧縮空気をさらに圧縮する二次空気圧縮機により圧縮された二次圧縮空気とからなり、
    　前記排熱回収装置は、前記燃焼排ガスと前記二次圧縮空気とを間接熱交換する第１熱交換部と、
    　前記第１熱交換部を通過し、第１熱交換後の燃焼排ガスと前記一次圧縮空気及び供給水とを空気飽和槽で間接熱交換し、前記一次圧縮空気に水蒸気を同伴する第２熱交換部とからなると共に、
    　前記第２熱交換部の空気飽和槽で熱交換した水蒸気を同伴する一次圧縮空気を、前記二次空気圧縮機に導入して高圧の低温二次圧縮空気とした後、該高圧の低温二次圧縮空気を前記第１熱交換部で熱交換して高圧の高温二次圧縮空気とし、その後、該高圧の高温二次圧縮空気を前記燃焼器に導入することを特徴とするガスタービンサイクル設備。
  2. 　請求項１において、
    　前記第２熱交換部の空気飽和槽は、前記供給水を導入する供給水ヘッダと、
    　前記供給水ヘッダと一端で連通し、前記排熱回収装置内に配置される複数の熱交換チューブと、
    　前記熱交換チューブと他端で連通し、前記供給水を貯留すると共に、貯留部の空間内に前記一次圧縮空気を導入する導入部を有する貯留ヘッダと、
    　前記供給水を循環する供給水循環ラインとを備え、
    　前記熱交換チューブの内壁面に沿って濡れ壁状で循環する供給水のチューブ空間内に、一次圧縮空気を通過させると共に、前記熱交換チューブの外周に当接する前記燃焼排ガスにより、前記一次圧縮空気を熱交換すると共に、前記供給水を加熱しつつ水蒸気を発生させ、該発生した水蒸気を熱交換された前記一次圧縮空気に同伴することを特徴とするガスタービンサイクル設備。
  3. 　請求項１又は２において、
    　前記排熱回収装置から排出された熱交換後の排ガスを冷却する冷却塔と、凝縮された凝縮水を前記供給水として、前記空気飽和槽内を供給水が循環する供給水循環ラインに供給する供給水供給ラインとを備えたことを特徴とするガスタービンサイクル設備。
  4. 　請求項１乃至３のいずれか一つにおいて、
    　前記排熱回収装置は、さらに第２熱交換部通過後の前記燃焼排ガスと、前記供給水供給ライン中の前記供給水とを間接熱交換する第３熱交換部を備えることを特徴とするガスタービンサイクル設備。
  5. 　請求項１乃至４のいずれか一つのガスタービンサイクル設備と、
    　前記冷却塔からの排ガス中のＣＯ2を回収するＣＯ2回収装置とを備えたことを特徴とする排ガスのＣＯ2回収設備。
  6. 　請求項５において、
    　前記ＣＯ2回収装置が排ガス中のＣＯ2を吸収液で吸収するＣＯ2吸収塔と、ＣＯ2を吸収した吸収液を再生する吸収液再生塔とを備え、吸収液を循環再利用することを特徴とする排ガスのＣＯ2回収設備。
  7. 　請求項１のガスタービンサイクル設備を用い、
    　ガスタービンからの燃焼排ガスを、排熱回収装置の第１熱交換部で高圧の二次圧縮空気と熱交換させると共に、この熱交換排ガスを用いて低圧の一次圧縮空気を空気飽和槽の第２熱交換部で熱回収し、次いで前記第２熱交換部で熱回収した一次圧縮空気を二次空気圧縮機に導入し、高圧とした後、前記第１熱交換部で熱回収して二次圧縮空気とし、この二次圧縮空気を用いて、燃焼器に導入して燃料により燃焼させることを特徴とする燃焼排ガスの排熱回収方法。
PCT/JP2015/062473 2014-05-15 2015-04-24 ガスタービンサイクル設備、排ガスのｃｏ２回収設備及び燃焼排ガスの排熱回収方法 WO2015174246A1 (ja)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/307,183 US10480406B2 (en) 2014-05-15 2015-04-24 Gas turbine cycle equipment, equipment for recovering CO2 from flue gas, and method for recovering exhaust heat from combustion flue gas
EP15792546.2A EP3128151B1 (en) 2014-05-15 2015-04-24 Gas turbine cycle equipment, equipment for recovering co2 from exhaust gas, and method for recovering exhaust heat from combustion exhaust gas
CA2947254A CA2947254C (en) 2014-05-15 2015-04-24 Gas turbine cycle equipment, equipment for recovering co2 from flue gas, and method for recovering exhaust heat from combustion flue gas

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2014101758A JP6327941B2 (ja) 2014-05-15 2014-05-15 ガスタービンサイクル設備、排ガスのｃｏ２回収設備及び燃焼排ガスの排熱回収方法
JP2014-101758 2014-05-15

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2015174246A1 true WO2015174246A1 (ja) 2015-11-19

Family

ID=54479789

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2015/062473 WO2015174246A1 (ja) 2014-05-15 2015-04-24 ガスタービンサイクル設備、排ガスのｃｏ２回収設備及び燃焼排ガスの排熱回収方法

Country Status (5)

Country Link
US (1) US10480406B2 (ja)
EP (1) EP3128151B1 (ja)
JP (1) JP6327941B2 (ja)
CA (1) CA2947254C (ja)
WO (1) WO2015174246A1 (ja)

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2546723B (en) * 2015-12-11 2021-06-02 Hieta Tech Limited Inverted brayton cycle heat engine
US11433350B2 (en) 2016-10-19 2022-09-06 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Carbon dioxide recovery system, thermal power generation facility, and carbon dioxide recovery method
US20180216532A1 (en) * 2017-01-31 2018-08-02 General Electric Company System and method for treating exhaust gas
CZ201826A3 (cs) * 2018-01-17 2019-06-12 Vysoká Škola Báňská-Technická Univerzita Ostrava Zařízení pro výrobu elektřiny s využitím akumulace médií
JP2019190359A (ja) * 2018-04-24 2019-10-31 三菱重工エンジニアリング株式会社 プラント及び燃焼排ガス処理方法
CN111664438B (zh) * 2019-03-07 2021-10-08 中石化广州工程有限公司 一种水帘式定期排污扩容器
JP7412102B2 (ja) 2019-07-24 2024-01-12 三菱重工業株式会社 ガスタービンプラント
US11326513B1 (en) * 2020-10-30 2022-05-10 Doosan Heavy Industries & Construction Co., Ltd. Hybrid power generation equipment
DE102022115556A1 (de) * 2022-06-22 2023-12-28 MTU Aero Engines AG Verfahren zum Betreiben einer Strömungsmaschine
CN115060070B (zh) * 2022-06-23 2024-03-15 北新建材(陕西)有限公司 一种利用干燥机余热加热冷水的温度循环控制使用系统

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0119053B2 (ja) * 1981-12-10 1989-04-10 Mitsubishi Gas Chemical Co
JPH06221114A (ja) * 1992-11-07 1994-08-09 Asea Brown Boveri Ag ガスターボ群と蒸気タービン装置との組合せ装置を操作する方法
US20010015059A1 (en) * 2000-01-13 2001-08-23 Mircea Fetescu Cooling-air cooler for a gas-turbine plant and use of such a cooling-air cooler
WO2001071176A2 (en) * 2000-03-20 2001-09-27 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method and system for generating power
JP2003049665A (ja) * 2001-08-03 2003-02-21 Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd ガスタービンコージェネレーションシステム
JP2006002622A (ja) * 2004-06-16 2006-01-05 Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd ガスタービン用再生器
WO2011076973A1 (en) * 2009-12-22 2011-06-30 Reijo Alander Arrangement in a gas turbine process
JP2013217215A (ja) * 2012-04-05 2013-10-24 Kawasaki Heavy Ind Ltd ランキンサイクルエンジンを備えるガスタービンエンジン装置
JP2013540229A (ja) * 2010-10-05 2013-10-31 アルストム テクノロジー リミテッド Ｃｏ２捕捉を備えたコンバインドサイクル発電所及びこれを運転する方法

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA1213737A (en) 1981-12-10 1986-11-12 Hiromi Nakamura Regenerative gas turbine cycle
JP4299313B2 (ja) * 1997-04-22 2009-07-22 株式会社日立製作所 ガスタービン設備
US7096659B1 (en) * 2000-01-21 2006-08-29 Hitachi, Ltd. Gas turbine electric power generation equipment and air humidifier
JP2003083003A (ja) 2001-09-13 2003-03-19 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガスタービン及びガスタービン複合発電プラントの運転方法
SE0301585D0 (sv) 2003-05-30 2003-05-30 Euroturbine Ab Förfarande för drift av en gasturbingrupp
EP1609958A1 (de) * 2004-06-22 2005-12-28 Siemens Aktiengesellschaft Gasturbine mit einem Verdichter und einem Rekuperator
JP5039651B2 (ja) * 2008-07-08 2012-10-03 三菱重工業株式会社 排ガス中の二酸化炭素回収システム
DE102010013729A1 (de) 2010-03-31 2011-10-06 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zum Abtrennen von Kohlendioxid aus einem Abgas einer fossil befeuerten Kraftwerksanlage
JP5747309B2 (ja) * 2011-07-29 2015-07-15 一般財団法人電力中央研究所 Ｃａｅｓシステムおよびこれを有する発電プラント
JP5716922B2 (ja) 2012-02-22 2015-05-13 三菱日立パワーシステムズ株式会社 排熱回収ボイラおよび複合発電設備
JP5639609B2 (ja) * 2012-03-01 2014-12-10 三菱日立パワーシステムズ株式会社 高湿分空気利用ガスタービンシステム

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0119053B2 (ja) * 1981-12-10 1989-04-10 Mitsubishi Gas Chemical Co
JPH06221114A (ja) * 1992-11-07 1994-08-09 Asea Brown Boveri Ag ガスターボ群と蒸気タービン装置との組合せ装置を操作する方法
US20010015059A1 (en) * 2000-01-13 2001-08-23 Mircea Fetescu Cooling-air cooler for a gas-turbine plant and use of such a cooling-air cooler
WO2001071176A2 (en) * 2000-03-20 2001-09-27 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method and system for generating power
JP2003049665A (ja) * 2001-08-03 2003-02-21 Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd ガスタービンコージェネレーションシステム
JP2006002622A (ja) * 2004-06-16 2006-01-05 Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd ガスタービン用再生器
WO2011076973A1 (en) * 2009-12-22 2011-06-30 Reijo Alander Arrangement in a gas turbine process
JP2013540229A (ja) * 2010-10-05 2013-10-31 アルストム テクノロジー リミテッド Ｃｏ２捕捉を備えたコンバインドサイクル発電所及びこれを運転する方法
JP2013217215A (ja) * 2012-04-05 2013-10-24 Kawasaki Heavy Ind Ltd ランキンサイクルエンジンを備えるガスタービンエンジン装置

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP3128151A4 *

Also Published As

Publication number Publication date
JP2015218634A (ja) 2015-12-07
JP6327941B2 (ja) 2018-05-23
EP3128151B1 (en) 2019-01-02
EP3128151A1 (en) 2017-02-08
CA2947254A1 (en) 2015-11-19
US10480406B2 (en) 2019-11-19
CA2947254C (en) 2018-10-23
US20170114718A1 (en) 2017-04-27
EP3128151A4 (en) 2017-04-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6327941B2 (ja) ガスタービンサイクル設備、排ガスのｃｏ２回収設備及び燃焼排ガスの排熱回収方法
JP5558036B2 (ja) 二酸化炭素回収型汽力発電システム
JP5558310B2 (ja) 二酸化炭素回収方法及び二酸化炭素回収型汽力発電システム
US9702270B2 (en) Hybrid Rankine cycle
JP5402842B2 (ja) 二酸化炭素の回収方法及び回収装置
EP2444141A1 (en) Carbon dioxide recovery method and carbon- dioxide-recovery-type steam power generation system
JP2006506568A (ja) 低排気火力発電装置
JP5637809B2 (ja) 二酸化炭素回収方法及び二酸化炭素回収型汽力発電システム
JP2010235395A (ja) 二酸化炭素回収装置および二酸化炭素回収装置を備えた火力発電システム
JP5656244B2 (ja) 混合ガスの成分分離回収方法およびその装置
JP5738045B2 (ja) 二酸化炭素の回収システム及び方法
WO2013114937A1 (ja) 二酸化炭素回収装置
AU2013313605B2 (en) Heat recovery system and heat recovery method
JP5737844B2 (ja) Ｃｏ２回収装置の熱回収設備および熱回収方法
JP2014121672A (ja) 二酸化炭素の回収装置、及び該回収装置の運転方法
CN109372600B (zh) 回热煤基超临界co2二次再热发电系统
KR101695029B1 (ko) 발전소 건식 재생용 이산화탄소 분리회수장치로부터의 열 회수장치
CN205746785U (zh) 用于电厂烟气余热利用的orc省煤器和系统
JP2012161750A (ja) Ｃｏ２回収方法およびｃｏ２回収装置
CN105937759A (zh) 用于电厂烟气余热利用的orc省煤器和系统及方法

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 15792546

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

REEP Request for entry into the european phase

Ref document number: 2015792546

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2015792546

Country of ref document: EP

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2947254

Country of ref document: CA

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 15307183

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE