WO2019150474A1 - 発電用システム及びプラント付帯設備 - Google Patents

発電用システム及びプラント付帯設備 Download PDF

Info

Publication number
WO2019150474A1
WO2019150474A1 PCT/JP2018/003144 JP2018003144W WO2019150474A1 WO 2019150474 A1 WO2019150474 A1 WO 2019150474A1 JP 2018003144 W JP2018003144 W JP 2018003144W WO 2019150474 A1 WO2019150474 A1 WO 2019150474A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
steam
power generation
generation system
deaerator
negative pressure
Prior art date
Application number
PCT/JP2018/003144
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
芳一 広地
博之 宮内
廣夫 鶴田
Original Assignee
千代田化工建設株式会社
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 千代田化工建設株式会社 filed Critical 千代田化工建設株式会社
Priority to PCT/JP2018/003144 priority Critical patent/WO2019150474A1/ja
Publication of WO2019150474A1 publication Critical patent/WO2019150474A1/ja

Links

Images

Classifications

    • 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
    • F01K9/00—Plants characterised by condensers arranged or modified to co-operate with the engines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02G—HOT GAS OR COMBUSTION-PRODUCT POSITIVE-DISPLACEMENT ENGINE PLANTS; USE OF WASTE HEAT OF COMBUSTION ENGINES; NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F02G5/00—Profiting from waste heat of combustion engines, not otherwise provided for
    • 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
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
    • Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
    • Y02T10/12—Improving ICE efficiencies

Definitions

  • the present invention relates to a power generation system including a gas engine for power generation and plant incidental equipment, and in particular, a power generation system suitable for application to a plant including a deaerator that performs deaeration of water supplied to a boiler by steam, and It relates to plant incidental equipment.
  • a steam turbine driven by steam generated in a boiler and a generator connected thereto, a condenser that cools steam from the steam turbine to generate condensate, and a condenser from the condenser
  • a power generation system including a condensate pump that boosts water and a deaerator that generates feed water by degassing the condensate supplied from the condensate pump has been developed (see Patent Document 1).
  • Such a power generation system is widely used as a cogeneration system that supplies both electricity and heat.
  • JP 2010-270637 A Japanese Patent Application Laid-Open No. 2014-199009
  • the present invention has been devised in view of such problems of the prior art, and includes a power generation system and a plant incidental facility that can effectively use thermal energy recovered from cooling water of a gas engine.
  • the main purpose is to provide.
  • a power generation system uses a steam generation boiler (11) and a deaerator for degassing water supplied to the steam generation boiler by using deaeration steam. (12), a power generation gas engine (51), a negative pressure steam generator (53) for generating a negative pressure steam that recovers exhaust heat of cooling water that has cooled the gas engine, and the negative pressure A steam compressor (54) for compressing steam to generate positive pressure steam, and a first steam transport line (85) for supplying the positive pressure steam to the deaerator as the degassing steam. And.
  • the steam from the steam generating boiler is circulated at a higher pressure than the steam for degassing, and the steam using the heat of the exhaust gas from the gas engine.
  • the steam recovered from the heat of the gas engine exhaust gas is introduced into the steam header that circulates the steam at a pressure higher than that of the degassing steam, so that the relatively low temperature recovered from the cooling water of the gas engine.
  • the thermal energy it is possible to effectively use relatively high-temperature thermal energy that uses the exhaust gas of the gas engine as a heat source.
  • the third aspect of the present invention further includes a boiler water supply line (47) for supplying a part of the water supply deaerated by the deaerator to the exhaust heat recovery boiler. .
  • the fourth aspect of the present invention is characterized by further comprising a third steam transport line (34) for supplying the steam in the steam header to the degasser as the degassing steam.
  • the deaeration can be performed with a simple configuration.
  • the fifth aspect of the present invention further includes a pressure reducing valve (35) for reducing the pressure of the degassing steam supplied from the steam header to the degasser in the third steam transport line,
  • a pressure reducing valve (35) for reducing the pressure of the degassing steam supplied from the steam header to the degasser in the third steam transport line.
  • One steam transport line is connected to the downstream side of the pressure reducing valve in the third steam transport line.
  • the steam compressor can reduce the compression performance (power consumption) required.
  • the heat exchanger (68) that performs heat exchange between the cooling water and hot water is further provided, and the negative pressure steam generator includes: The negative pressure steam is generated from the hot water.
  • the negative pressure steam generator further comprises a gas-liquid separator (75) and a decompression device (76) for decompressing the gas-liquid separator.
  • the negative pressure steam generator can be realized with a simple configuration.
  • the temperature of the cooling water that has cooled the gas engine is less than 100 ° C.
  • the tenth aspect of the present invention further includes a steam turbine (26) for power generation or machine drive driven by steam from the steam generating boiler, wherein the steam header is discharged from the steam turbine.
  • the steam from the steam generating boiler circulates.
  • the eleventh aspect of the present invention includes a steam generation boiler (11) and a deaerator (12) for degassing water supplied to the steam generation boiler using deaeration steam.
  • a first steam transport line (85) for supplying the deaerator as steam for use.
  • FIG. 1 is a configuration diagram of a power generation system 1 according to an embodiment of the present invention.
  • the power generation system 1 includes a plant 2 and a plant ancillary equipment 3 incidental to the plant 2, and it is possible to supply the generated electricity and heat to devices and equipment in the system, or to external users.
  • a simple cogeneration system is a simple cogeneration system.
  • the plant 2 includes a steam generating boiler 11 that generates steam used in the plant, and a deaerator 12 that degass the feed water to the steam generating boiler 11 by using the degassing steam.
  • a known petrochemical plant is configured.
  • illustration and detailed description of components that are less relevant to the present invention in the plant 2 are omitted.
  • the power generation system 1 can be applied not only to petrochemical plants but also to other known plants (for example, petroleum plants, industrial equipment plants, etc.).
  • the steam generating boiler 11 generates steam from the feed water by heat generated by burning fuel (for example, coal, heavy oil, gas, etc.).
  • the steam generated in the steam generating boiler 11 is supplied to the high-pressure steam header 14 via a steam transport line 13 constituted by piping, valves and the like.
  • the steam generation amount of the steam generating boiler 11 is about 198.5 t / hr.
  • the steam collected in the high-pressure steam header 14 has a pressure of about 4.10 MPaG, a temperature of about 390 ° C., and a heat quantity of about 3186 kJ / kg.
  • the steam flowing through the high-pressure steam header 14 is supplied to a steam inlet of a power generation steam turbine 16 having a known configuration via a steam transport line 15 and converted into energy for rotating an impeller shaft (not shown). .
  • power is generated by the generator 17 connected to the shaft of the steam turbine 16.
  • a part of the steam used in the steam turbine 16 is extracted (discharged) from the intermediate pressure stage and supplied to the intermediate pressure steam header 20 via the steam transport line 19. Further, the steam used in the steam turbine 16 is recovered from a steam outlet (low pressure stage) through a condenser 23 provided in the steam transport line 22.
  • the amount of steam supplied from the steam turbine 16 to the medium pressure steam header 20 is about 148.5 t / hr, and the amount of steam supplied from the steam turbine 16 to the condenser 23 is about 50 t / hr. hr.
  • the steam collected in the medium pressure steam header 20 has a pressure of about 1.03 MPaG, a temperature of about 230 ° C., and a heat quantity of about 2891 kJ / kg.
  • the amount of power generated by the generator 17 is about 20459 kW.
  • the steam flowing through the intermediate pressure steam header 20 is supplied to a steam inlet of a power generation steam turbine 26 having a known configuration via a steam transport line 25, and thus, in the same manner as the steam turbine 16 described above, Power generation is performed by a generator 27 connected to the shaft of the turbine 26.
  • the steam used in the steam turbine 26 is discharged from the steam outlet and supplied to the low-pressure steam header 30 via the steam transport line 29.
  • the steam turbine 26 can also be used for mechanical driving.
  • the supply amount of steam from the intermediate pressure steam header 20 to the steam turbine 26 is about 98.5 t / hr, and about 50 t / hr of steam from the intermediate pressure steam header 20 is supplied to the steam transport line 32.
  • the steam collected in the low-pressure steam header 30 has a pressure of about 0.34 MPaG, a temperature of about 160 ° C., and a heat quantity of about 2772 kJ / kg.
  • the amount of power generated by the generator 27 is about 3588 kW.
  • the steam flowing through the low pressure steam header 30 can be supplied to the deaerator 12 via the steam transport line 34 (third steam transport line).
  • the steam transport line 34 is provided with a pressure reducing valve 35, and the pressure from the low pressure steam header 30 is reduced to a pressure necessary for the deaeration process in the deaerator 12 by the pressure reducing valve 35.
  • the pressure reducing valve 35 is omitted and the steam of the low pressure steam header 30 is supplied to the deaerator 12 as it is is also possible.
  • the supply of steam to the deaerator 12 from the plant incidental facility 3 is insufficient (or zero) immediately after the plant incidental facility 3 described later is stopped or immediately after starting.
  • the steam of about 10 t / hr at maximum is supplied from the low-pressure steam header 30 to the deaerator 12.
  • steam of about 100 t / hr is sent from the low-pressure steam header 30 to another process (not shown) in the power generation system 1 via the steam transport line 37.
  • the deaerator 12 is supplied with water from the water supply tank 41 (water supply before deaeration) through the water supply line 40.
  • the water supply line 40 is provided with a water supply pump 42.
  • the water supply amount corresponding to the steam condensed water that is not recovered for example, the temperature is about 60 ° C. and the heat amount is about 251 kJ / day). kg).
  • the deaerator 12 removes dissolved gas in the feed water by directly heating the feed water from the feed water tank 41 with the steam supplied from the steam transport line 34.
  • the configuration of the deaerator 12 is not particularly limited as long as it can remove at least dissolved gas (such as air) in the feed water using steam as a heat source.
  • the water supply deaerated by the deaerator 12 is supplied from the deaerator 12 to the steam generating boiler 11 via the water supply line 44.
  • the water supply line 44 is provided with a water supply pump 45 for supplying water from the deaerator 12 (here, the temperature is about 120 ° C., the heat amount is about 504 kJ / kg, and the water supply amount is about 198.5 t / hr). ) Is supplied to the water supply line 44.
  • the 1st branch line 47 is provided in the downstream of the water supply pump 45, and the water supply from the deaerator 12 is supplied also to the plant incidental equipment 3 side so that it may explain in full detail later. Is done.
  • the first branch line 47 is provided on the outlet side of the deaerator 12 (upstream side of the water supply pump 45), and feeds water from the deaerator 12 through a pump that is smaller (low pressure) than the water pump 45. May be supplied to the plant incidental equipment 3 side.
  • the plant incidental facility 3 generates exhaust heat from the gas engine 51 for power generation, an exhaust heat recovery boiler 52 that generates steam using the heat of the exhaust gas from the gas engine 51, and the cooling water that has cooled the gas engine 51.
  • the apparatus mainly includes a negative pressure steam generator 53 that generates the collected negative pressure steam and a steam compressor 54 that compresses the negative pressure steam to generate positive pressure steam.
  • the plant incidental equipment 3 is suitable to be additionally provided when the plant 2 (existing plant) as described above exists. However, the present invention is not limited to this, and the entire power generation system 1 including the plant 2 may be newly installed.
  • the gas engine 51 is driven by using a combustible gas (here, natural gas) as a fuel, so that a relatively high temperature exhaust gas (here, about 371 ° C.) passes through the exhaust gas transport line 61.
  • a relatively high temperature exhaust gas here, about 371 ° C.
  • the gas engine 51 is provided with a cooling engine jacket (not shown). From the engine jacket, cooling water (here, about 96 ° C.) having a relatively low temperature after cooling the gas engine 51 ( Jacket cooling water) is discharged.
  • the discharged cooling water circulates through a cooling water circulation line 65 provided with a cooling water pump 63 and is supplied again to the engine jacket.
  • the output of the gas engine 51 is converted into electric power by a generator 67.
  • cooling water discharged from the gas engine 51 is heat-exchanged with the hot water from the negative pressure steam generator 53, which will be described in detail later, in the heat exchanger 68 provided on the upstream side of the cooling water pump 63, and is lower. It becomes temperature (here, about 86 ° C.).
  • the output of the gas engine 51 is about 18500 kW, and the fuel used in the gas engine 51 is about 147.6 GJ / hr.
  • the output of the gas engine 51 is preferably 5000 kW or more in order to improve the utilization efficiency of the thermal energy recovered from the cooling water of the gas engine 51 and the investment economy of the entire system. More preferably, it is 9000 kW or more.
  • the number of gas engines 51 can be changed as appropriate. For example, two gas engines having a smaller output (about half the output) may be used.
  • the amount of cooling water circulating through the cooling water circulation line 65 is approximately 524.2 t / hr.
  • the exhaust heat recovery boiler 52 In the exhaust heat recovery boiler 52, the exhaust gas supplied from the gas engine 51 via the exhaust gas transport line 61 and the first branch line (a part of the boiler water supply line and part of the hot water supply line) 47 from the deaerator 12. Heat is exchanged with the supplied water. Thereby, in the exhaust heat recovery boiler 52, steam (here, the temperature is about 160 ° C. and the pressure is about 0.36 MPaG) is generated from the feed water, and this steam is the steam transport line (second steam transport line) 71. To the low-pressure steam header 30.
  • the amount of steam supplied from the exhaust heat recovery boiler 52 to the low-pressure steam header 30 is about 11.5 t / hr.
  • the steam from the exhaust heat recovery boiler 52 is mixed with the steam from the steam turbine 26 in the low-pressure steam header 30 and, if necessary, to the deaerator 12 and other processes (not shown) in the power generation system 1. Supplied.
  • the number of the exhaust heat recovery boilers 52 can be changed. For example, two exhaust heat recovery boilers 52 having a smaller output (a half steam generation amount) may be used.
  • the steam recovered from the exhaust gas of the gas engine 51 is introduced into the low-pressure steam header 30 that circulates the steam at a pressure higher than that of the degassing steam.
  • relatively high temperature thermal energy using the exhaust gas of the gas engine 51 as a heat source can be used effectively.
  • the water supply to the exhaust heat recovery boiler 52 is efficiently performed. be able to.
  • the steam transport line 34 (for example, upstream of the pressure reducing valve 35). It is also possible to connect to.
  • the negative pressure steam generator 53 includes a gas-liquid separator 75 that performs gas-liquid separation in a state where the hot water circulating through the hot water circulation line 73 is decompressed, and a decompression device 76 that decompresses the gas-liquid separator 75.
  • the gas-liquid separator 75 is composed of, for example, a flash tank, and the decompression device 76 is composed of, for example, a vacuum pump or a vacuum ejector.
  • the negative pressure steam separated as gas is supplied to the steam compressor 54 via the steam transport line 79, and the remaining hot water separated as liquid is supplied by the hot water pump 81. It is sent to the heat exchanger 68 where heat is exchanged with the cooling water of the gas engine 51 circulating through the cooling water circulation line 65.
  • the temperature of the hot water before heat exchange transported by the hot water pump 81 is about 83 ° C.
  • the heat water after the heat exchange in the heat exchanger 68 (that is, hot water supplied to the negative pressure steam generator 53). ) Is about 93 ° C.
  • the amount of hot water transported by the hot water pump 81 is about 524.7 t / hr.
  • a second branch line 83 further branched from the first branch line 47 is connected between the heat exchanger 68 and the negative pressure steam generator 53. Since the hot water flowing through the hot water circulation line 73 decreases due to the separation of the negative pressure steam in the gas-liquid separator 75, the water supply from the deaerator 12 is supplied via the second branch line 83 to compensate for the decrease.
  • the circulation line 73 is replenished. In this way, a part of the water supplied to the steam generating boiler 11 deaerated by the deaerator 12 is used as hot water for generating negative pressure steam, thereby supplying water to the negative pressure steam generator 53. Can be performed efficiently.
  • the steam compressor 54 is a negative pressure steam supplied from a negative pressure steam generator 53 supplied through a steam transport line 79 (here, the temperature is about 83.0 ° C., the pressure is about ⁇ 0.05 MPaG, the supply amount is about By compressing 10 t / hr), higher-temperature and high-pressure steam (here, the temperature is about 197.5 ° C., the pressure is about 0.13 MPaG, and the generation amount is about 9.9 t / hr) is generated.
  • the steam generated by the steam compressor 54 is supplied to the deaerator 12 through the steam transport line 85. In this case, the downstream end of the steam transport line 85 is connected to the downstream side of the pressure reducing valve 35 in the steam transport line 34. Further, as for a part of the negative pressure steam (for example, 0.1 t / hr) supplied to the steam compressor 54, leaked steam from the compressor shaft seal is discharged from the steam discharge line 87.
  • the steam from the steam compressor 54 can be supplied to the low-pressure portion in the steam transport line 34, so that the steam from the steam compressor 54 is supplied to the low-pressure steam header 30.
  • the compression performance required for the steam compressor 54 can be suppressed.
  • the steam compressor The steam supplied from the gas engine 51 does not contain the cooling water of the gas engine 51, and components such as a rust preventive agent that can be contained in the cooling water of the gas engine 51 are used as the steam from the negative pressure steam generator 53.
  • supply to the deaerator 12 is prevented, and impurities can be removed more reliably by the deaerator 12.
  • it is possible to suppress corrosion of a device downstream of the deaerator 12 for example, a steam generating boiler 11 or a pipe (not shown)).
  • the temperature of the cooling water that has cooled the gas engine 51 (or the temperature of the hot water supplied to the negative pressure steam generator 53) can be set to less than 100 ° C.
  • the exhaust heat can be effectively utilized while the exhaust heat of the gas engine 51 is effectively suppressed.
  • the power generation system 1 in order to supply the negative pressure steam recovered from the exhaust heat of the cooling water of the gas engine 51 in the plant incidental equipment 3 as steam for the deaerator 12 in the plant 2.
  • the heat energy recovered from the cooling water of the gas engine 51 can be used effectively.
  • the plant 2 includes the steam turbine.
  • steam recovered from the heat of the exhaust gas of the gas engine 51 is supplied from the steam turbine 26. It can be used effectively with a simple configuration together with the discharged steam.
  • the power generation system 1 can realize power generation by the gas engine 51 with the auxiliary equipment of the plant 2 (for example, an existing oil plant, petrochemical plant, or industrial equipment plant). There is an advantage that the introduction cost of the system can be reduced.
  • the purchased power for the plant 2 can be reduced by the power generated by the generator 67 of the gas engine 51.
  • steam generated by the steam generating boiler 11 that is, fuel of the steam generating boiler 11
  • the power generation system 1 can realize a power generation system that is more economical than a conventional power generation system of the same scale that uses a steam turbine or a gas turbine for power generation.
  • the plant used in the power generation system according to the present invention does not need to be an existing plant, and may be configured to be newly installed together with the plant incidental equipment.
  • the specific numerical values regarding temperature, pressure, heat quantity, etc. shown in the above-described embodiment are merely examples, and various changes can be made in practice.
  • the components of the power generation system and plant incidental equipment according to the present invention shown in the above-described embodiments are not necessarily all essential, and can be appropriately selected as long as they do not depart from the scope of the present invention. It is.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

発電用システム等においてガスエンジン（５１）の冷却水から回収される熱エネルギーを有効利用する。発電用システム（１）が、蒸気発生用ボイラー（１１）と、脱気用の蒸気を利用することにより、蒸気発生用ボイラー（１１）への給水の脱気を行う脱気器（１２）と、発電用のガスエンジン（５１）と、ガスエンジン（５１）を冷却した冷却水の排熱を回収した負圧の蒸気を発生する負圧蒸気発生器（５３）と、その負圧の蒸気を圧縮して正圧の蒸気を発生する蒸気コンプレッサー（５４）と、その正圧の蒸気を脱気用の蒸気として脱気器（１２）に供給するための第１の蒸気輸送ライン（８５）と、を備えた構成とする。

Description

発電用システム及びプラント付帯設備
　本発明は、発電用のガスエンジンを含む発電用システム及びプラント付帯設備に関し、特に、ボイラーへの給水の脱気を蒸気によって行う脱気器を備えたプラントへの適用に好適な発電用システム及びプラント付帯設備に関する。
　従来、ボイラーにおいて生成された蒸気によって駆動される蒸気タービン及びそれに連結された発電機と、その蒸気タービンからの蒸気を冷却して復水を生成する復水器と、その復水器からの復水を昇圧する復水ポンプと、復水ポンプから供給される復水を脱気して給水を生成する脱気器とを備えた発電用システムが開発されている（特許文献１参照）。また、そのような発電用システムは、電気及び熱を併給するコージェネレーションシステムとして普及している。
　一方、ガスエンジンを用いて発電を行うと共に、そのガスエンジンの排ガスの熱を排熱回収ボイラーによって回収するコージェネレーションシステムが開発されている（特許文献２参照）。
特開２０１０－２７０６３７号公報 特開２０１４－１９９００９号公報
　上記特許文献１に記載されたような蒸気タービンを用いるシステムや、他のガスタービンを用いるコージェネレーションシステムでは、比較的高温の蒸気を回収できるため熱利用に優れることが知られている。一方、上記特許文献２に記載されたようなガスエンジンを用いるコージェネレーションシステムでは、発電効率には優れるが、排ガス以外で排熱回収の対象となる冷却水（ガスエンジンのジャケット冷却水）の温度が比較的低温（通常、１００℃前後）であるため、その利用先も限定され、熱エネルギーを有効利用することが難しいという問題があった。
　本発明は、このような従来技術の課題を鑑みて案出されたものであり、ガスエンジンの冷却水から回収される熱エネルギーを有効利用することを可能とする発電用システム及びプラント付帯設備を提供することを主目的とする。
　本発明の第１の側面では、発電用システムは、蒸気発生用ボイラー（１１）と、脱気用の蒸気を利用することにより、前記蒸気発生用ボイラーへの給水の脱気を行う脱気器（１２）と、発電用のガスエンジン（５１）と、前記ガスエンジンを冷却した冷却水の排熱を回収した負圧の蒸気を発生する負圧蒸気発生器（５３）と、前記負圧の蒸気を圧縮して正圧の蒸気を発生する蒸気コンプレッサー（５４）と、前記正圧の蒸気を前記脱気用の蒸気として前記脱気器に供給するための第１の蒸気輸送ライン（８５）と、を備えたことを特徴とする。
　これによれば、ガスエンジンの冷却水の排熱を回収した負圧の蒸気を脱気器用の蒸気として供給するため、ガスエンジンの冷却水から回収される熱エネルギーを有効利用することが可能となる。
　本発明の第２の側面では、前記蒸気発生用ボイラーからの蒸気が前記脱気用の蒸気よりも高い圧力で流通する蒸気ヘッダー（３０）と、前記ガスエンジンの排ガスの熱を利用して蒸気を発生する排熱回収ボイラー（５２）と、前記排熱回収ボイラーで発生した蒸気を前記蒸気ヘッダーに導入するための第２の蒸気輸送ライン（７１）と、を更に備えたことを特徴とする。
　これによれば、ガスエンジンの排ガスの熱を回収した蒸気を、脱気用の蒸気よりも高い圧力で蒸気を流通させる蒸気ヘッダーに導入するため、ガスエンジンの冷却水から回収される比較的低温の熱エネルギーと共に、ガスエンジンの排ガスを熱源とする比較的高温の熱エネルギーを有効利用することが可能となる。
　本発明の第３の側面では、前記脱気器によって脱気された前記給水の一部を前記排熱回収ボイラーに供給するためのボイラー用給水ライン（４７）を更に備えたことを特徴とする。
　これによれば、脱気器によって脱気された蒸気発生用ボイラーへの給水の一部を利用することにより、排熱回収ボイラーへの給水を効率的に行うことが可能となる。
　本発明の第４の側面では、前記蒸気ヘッダーの蒸気を前記脱気用の蒸気として前記脱気器に供給するための第３の蒸気輸送ライン（３４）を更に備えたことを特徴とする。
　これによれば、蒸気発生用ボイラーから排出された蒸気を、蒸気ヘッダーを介して脱気用の蒸気として利用するため、簡易な構成により脱気を行うことができる。
　本発明の第５の側面では、前記第３の蒸気輸送ラインにおいて、前記蒸気ヘッダーから前記脱気器に供給される前記脱気用の蒸気を減圧する減圧弁（３５）を更に備え、前記第１の蒸気輸送ラインは、前記第３の蒸気輸送ラインにおける前記減圧弁の下流側に接続されたことを特徴とする。
　これによれば、蒸気コンプレッサーからの蒸気を、第３の蒸気輸送ラインにおける低圧の部位に供給することが可能となるため、蒸気コンプレッサーからの蒸気を蒸気ヘッダーに供給する場合に比べて、蒸気コンプレッサーに要求される圧縮性能（動力消費）を抑えることができる。
　本発明の第６の側面では、前記冷却水の排熱を回収するために、前記冷却水と温水との熱交換を行う熱交換器（６８）を更に備え、前記負圧蒸気発生器は、前記温水から前記負圧の蒸気を発生することを特徴とする。
　これによれば、ガスエンジンの冷却水中に含まれ得る防錆剤などの成分が、負圧蒸気発生器からの蒸気を介して脱気器に供給されることを防止することが可能となる。その結果、脱気器の下流側の装置（例えば、蒸気発生用ボイラー、配管など）の腐食を抑制することができる。
　本発明の第７の側面では、前記温水を循環させる温水循環用ライン（７３）と、前記脱気器によって脱気された前記給水の一部を前記温水循環用ラインに導入する温水補給用ライン（４７、８３）と、を更に備えたことを特徴とする。
　これによれば、脱気器によって脱気された蒸気発生用ボイラーへの給水の一部を負圧の蒸気を発生させるための温水として利用することにより、負圧蒸気発生器への給水を効率的に行うことが可能となる。
　本発明の第８の側面では、前記負圧蒸気発生器は、気液分離器（７５）と、前記気液分離器を減圧するための減圧装置（７６）と、を更に備えたことを特徴とする。
　これによれば、負圧蒸気発生器を簡易な構成により実現することが可能となる。
　本発明の第９の側面では、前記ガスエンジンを冷却した前記冷却水の温度は、１００℃未満であることを特徴とする。
　これによれば、比較的低温のガスエンジンの排熱を有効利用することが可能となる。
　本発明の第１０の側面では、前記蒸気発生用ボイラーからの蒸気によって駆動される発電用又は機械駆動用の蒸気タービン（２６）を更に備え、前記蒸気ヘッダーは、前記蒸気タービンから排出された前記蒸気発生用ボイラーからの前記蒸気が流通することを特徴とする。
　これによれば、ガスエンジンの排ガスの熱を回収した蒸気を、蒸気タービンから排出される蒸気と共に簡易な構成により有効利用することが可能となる。
　本発明の第１１の側面では、蒸気発生用ボイラー（１１）と、脱気用の蒸気を利用して前記蒸気発生用ボイラーへの給水の脱気を行う脱気器（１２）と、を含む石油プラント、石油化学プラント、または産業設備プラント（２）に付帯するプラント付帯設備（３）であって、発電用のガスエンジン（５１）と、前記ガスエンジンを冷却した冷却水の排熱を回収した負圧の蒸気を発生する負圧蒸気発生器（５３）と、前記負圧の蒸気を圧縮して正圧の蒸気を発生する蒸気コンプレッサー（５４）と、前記正圧の蒸気を前記脱気用の蒸気として前記脱気器に供給するための第１の蒸気輸送ライン（８５）と、を備えたことを特徴とする。
　これによれば、既設の石油プラント、石油化学プラント、または産業設備プラントの付帯設備によってガスエンジンによる発電と高効率熱回収を実現することができるため、ガスエンジン発電用システムの導入により購入電力を含めた年間のエネルギーコストを低減することが可能となる。
　このように本発明によれば、ガスエンジンの冷却水から回収される熱エネルギーを有効利用することが可能となる。
実施形態に係る発電用システムの構成図
　以下、本発明の実施の形態について図面を参照しながら説明する。
　図１は本発明の実施形態に係る発電用システム１の構成図である。発電用システム１は、プラント２と、このプラント２に付帯するプラント付帯設備３とを備え、発生した電気及び熱をシステム内の装置や機器、または外部の利用先に対して併給することが可能なコージェネレーションシステムを構成する。
　プラント２は、プラント内で利用される蒸気を発生する蒸気発生用ボイラー１１と、脱気用の蒸気を利用することにより、蒸気発生用ボイラー１１への給水の脱気を行う脱気器１２とを主として備え、例えば、公知の石油化学プラントを構成する。ここでは、プラント２において本発明との関連性が低い構成要素（例えば、石油化学プラントにおいて石油化学製品の製造プロセスに関連する各種設備など）については、図示及び詳細な説明を省略する。なお、発電用システム１は、石油化学プラントに限らず、他の公知のプラント（例えば、石油プラントや、産業設備プラントなど）に適用することができる。
　プラント２において、蒸気発生用ボイラー１１は、燃料（例えば、石炭、重質油、ガスなど）を燃焼させた熱によって給水から蒸気を発生する。蒸気発生用ボイラー１１で発生した蒸気は、配管や弁等によって構成される蒸気輸送ライン１３を介して、高圧蒸気ヘッダー１４に供給される。
　ここでは、蒸気発生用ボイラー１１の蒸気発生量は、約１９８．５ｔ／ｈｒである。また、高圧蒸気ヘッダー１４に集められた蒸気は、圧力が約４．１０ＭＰａＧであり、温度が約３９０℃であり、熱量が約３１８６ｋＪ／ｋｇである。
　高圧蒸気ヘッダー１４を流通する蒸気は、蒸気輸送ライン１５を介して、公知の構成を有する発電用の蒸気タービン１６の蒸気入口に供給され、図示しない羽根車の軸を回転させるエネルギーに変換される。これにより、蒸気タービン１６の軸に連結された発電機１７により発電が行われる。蒸気タービン１６で利用された蒸気の一部は、中圧段から抽気（排出）され、蒸気輸送ライン１９を介して、中圧蒸気ヘッダー２０に供給される。また、蒸気タービン１６で利用された蒸気は、蒸気出口（低圧段）から蒸気輸送ライン２２に設けられた復水器２３を経て回収される。
　ここでは、蒸気タービン１６から中圧蒸気ヘッダー２０への蒸気の供給量は、約１４８．５ｔ／ｈｒであり、また、蒸気タービン１６から復水器２３への蒸気の供給量は、約５０ｔ／ｈｒである。また、中圧蒸気ヘッダー２０に集められた蒸気は、圧力が約１．０３ＭＰａＧであり、温度が約２３０℃であり、熱量が約２８９１ｋＪ／ｋｇである。また、発電機１７による発電量は、約２０４５９ｋＷである。
　中圧蒸気ヘッダー２０を流通する蒸気は、蒸気輸送ライン２５を介して、公知の構成を有する発電用の蒸気タービン２６の蒸気入口に供給され、これにより、上述の蒸気タービン１６と同様に、蒸気タービン２６の軸に連結された発電機２７により発電が行われる。蒸気タービン２６で利用された蒸気は、蒸気出口から排出され、蒸気輸送ライン２９を介して、低圧蒸気ヘッダー３０に供給される。なお、蒸気タービン２６は、機械駆動用として用いることもできる。
　ここでは、中圧蒸気ヘッダー２０から蒸気タービン２６への蒸気の供給量は、約９８．５ｔ／ｈｒであり、また、中圧蒸気ヘッダー２０からの約５０ｔ／ｈｒの蒸気が、蒸気輸送ライン３２を介して、発電用システム１内の他のプロセス（図示せず）に送られる。また、低圧蒸気ヘッダー３０に集められた蒸気は、圧力が約０．３４ＭＰａＧであり、温度が約１６０℃であり、熱量が約２７７２ｋＪ／ｋｇである。また、発電機２７による発電量は、約３５８８ｋＷである。
　低圧蒸気ヘッダー３０を流通する蒸気については、蒸気輸送ライン３４（第３の蒸気輸送ライン）を介して、脱気器１２に供給することが可能である。蒸気輸送ライン３４には、減圧弁３５が設けられており、この減圧弁３５によって、低圧蒸気ヘッダー３０からの蒸気は脱気器１２における脱気処理に必要な圧力まで減圧される。ただし、減圧弁３５を省略し、低圧蒸気ヘッダー３０の蒸気をそのまま脱気器１２に供給する構成も可能である。
　ここで、後に詳述するプラント付帯設備３の停止時や起動直後において、プラント付帯設備３（後述する蒸気コンプレッサ－５４）からの脱気器１２への蒸気の供給が不十分（またはゼロ）である場合には、低圧蒸気ヘッダー３０から脱気器１２に対して不足分最大約１０ｔ／ｈｒの蒸気が供給される。また、低圧蒸気ヘッダー３０から約１００ｔ／ｈｒ程度の蒸気が、蒸気輸送ライン３７を介して、発電用システム１内の他のプロセス（図示せず）に送られる。
　脱気器１２には、給水ライン４０を介して給水タンク４１の水（脱気前の給水）が供給される。給水ライン４０には、給水用ポンプ４２が設けられており、例えば、脱気器１２に対して、回収されない蒸気凝縮水相当の給水量（ここでは、温度が約６０℃、熱量が約２５１ｋＪ／ｋｇ）が供給される。脱気器１２は、給水タンク４１からの給水を蒸気輸送ライン３４から供給される蒸気によって直接加熱することにより、給水中の溶存ガスを除去する。脱気器１２については、少なくとも蒸気を熱源として給水中の溶存ガス（空気等）を除去可能なものであれば、その構成は特に限定されない。
　脱気器１２で脱気された給水は、給水ライン４４を介して脱気器１２から蒸気発生用ボイラー１１に供給される。給水ライン４４には、給水用ポンプ４５が設けられており、脱気器１２からの給水（ここでは、温度が約１２０℃で、熱量が約５０４ｋＪ／ｋｇ、給水量が約１９８．５ｔ／ｈｒ）が給水ライン４４に供給される。なお、給水ライン４４では、給水用ポンプ４５の下流側に第１分岐ライン４７が設けられており、後に詳述するように、脱気器１２からの給水は、プラント付帯設備３側にも供給される。ただし、第１分岐ライン４７は、脱気器１２の出口側（給水用ポンプ４５の上流側）に設けられ、給水用ポンプ４５より小型（低圧）のポンプを介して脱気器１２からの給水をプラント付帯設備３側に供給してもよい。
　一方、プラント付帯設備３は、発電用のガスエンジン５１と、ガスエンジン５１の排ガスの熱を利用して蒸気を発生する排熱回収ボイラー５２と、ガスエンジン５１を冷却した冷却水の排熱を回収した負圧の蒸気を発生する負圧蒸気発生器５３と、負圧の蒸気を圧縮して正圧の蒸気を発生する蒸気コンプレッサー５４とを主として備える。プラント付帯設備３は、上述のようなプラント２（既設のプラント）が存在する場合に、新たに追加的に設けるのに好適である。ただし、これに限らず、プラント２を含め発電用システム１全体が新設されてもよい。
　プラント付帯設備３において、ガスエンジン５１は、可燃ガス（ここでは、天然ガス）を燃料として駆動され、これにより、比較的高温の排ガス（ここでは、約３７１℃）が、排ガス輸送ライン６１を介して排熱回収ボイラー５２に供給される。また、ガスエンジン５１には、図示しない冷却用のエンジンジャケットが設けられており、このエンジンジャケットからは、ガスエンジン５１を冷却した後の比較的低温（ここでは、約９６℃）の冷却水（ジャケット冷却水）が排出される。この排出された冷却水は、冷却水ポンプ６３が設けられた冷却水循環ライン６５を循環して再びエンジンジャケットに供給される。ガスエンジン５１の出力は発電機６７によって電力に変換される。また、ガスエンジン５１から排出された冷却水は、冷却水ポンプ６３の上流側に設けられた熱交換器６８において、後に詳述する負圧蒸気発生器５３からの温水と熱交換され、より低い温度（ここでは、約８６℃）となる。
　ここでは、ガスエンジン５１の出力は、約１８５００ｋＷであり、ガスエンジン５１で使用される燃料は、約１４７．６ＧＪ／ｈｒである。発電用システム１において、ガスエンジン５１の冷却水から回収される熱エネルギーの利用効率とシステム全体の投資経済性を高めるためには、ガスエンジン５１の出力は、５０００ｋＷ以上であることが好ましく、さらに９０００ｋＷ以上であることがより好ましい。また、ガスエンジン５１の数は適宜変更することが可能であり、例えば、より小さい出力（半分程度の出力）のガスエンジンを２台用いてもよい。また、ここでは、冷却水循環ライン６５を循環する冷却水の量は、約５２４．２ｔ／ｈｒである。
　排熱回収ボイラー５２では、ガスエンジン５１から排ガス輸送ライン６１を介して供給される排ガスと、脱気器１２から第１分岐ライン（ボイラー用給水ライン、温水補給用ラインの一部）４７を介して供給される給水との間で熱交換がなされる。これにより、排熱回収ボイラー５２では、給水から蒸気（ここでは、温度が約１６０℃、圧力が約０．３６ＭＰａＧ）が発生し、この蒸気は、蒸気輸送ライン（第２の蒸気輸送ライン）７１を介して低圧蒸気ヘッダー３０に供給される。ここでは、排熱回収ボイラー５２から低圧蒸気ヘッダー３０への蒸気の供給量は、約１１．５ｔ／ｈｒである。排熱回収ボイラー５２からの蒸気は、低圧蒸気ヘッダー３０において蒸気タービン２６からの蒸気と混合され、必要に応じて脱気器１２や、発電用システム１内の他のプロセス（図示せず）に供給される。排熱回収ボイラー５２の数は変更可能であり、例えば、より小さい出力（半分程度の蒸気発生量）の排熱回収ボイラー５２を２台用いてもよい。
　このように、発電用システム１では、ガスエンジン５１の排ガスの熱を回収した蒸気を、脱気用の蒸気よりも高い圧力で蒸気を流通させる低圧蒸気ヘッダー３０に導入するため、後述するガスエンジン５１の冷却水から回収される比較的低温の熱エネルギーと共に、ガスエンジン５１の排ガスを熱源とする比較的高温の熱エネルギーを有効利用することができる。また、排熱回収ボイラー５２の給水として、脱気器１２によって脱気された蒸気発生用ボイラー１１への給水の一部を利用することにより、排熱回収ボイラー５２への給水を効率的に行うことができる。なお、蒸気輸送ライン７１の下流端を低圧蒸気ヘッダー３０に接続する代わりに（或いは、蒸気輸送ライン７１の下流側を分岐することにより）、蒸気輸送ライン３４（例えば、減圧弁３５の上流側）に接続することも可能である。
　負圧蒸気発生器５３は、温水循環ライン７３を循環する温水を減圧した状態で気液分離する気液分離器７５と、気液分離器７５内を減圧するための減圧装置７６とを有する。気液分離器７５は、例えば、フラッシュタンクから構成され、減圧装置７６は、例えば、真空ポンプや、真空エジェクタから構成される。負圧蒸気発生器５３では、気体として分離された負圧の蒸気は、蒸気輸送ライン７９を介して蒸気コンプレッサー５４に供給され、また、液体として分離された残りの温水は、温水用ポンプ８１によって熱交換器６８に送られ、この熱交換器６８において、冷却水循環ライン６５を循環するガスエンジン５１の冷却水と熱交換される。
　ここでは、温水用ポンプ８１によって輸送される熱交換前の温水は、温度が約８３℃であり、熱交換器６８において熱交換後の温水（すなわち、負圧蒸気発生器５３に供給される温水）は、約９３℃である。また、温水用ポンプ８１によって輸送される温水の量は、約５２４．７ｔ／ｈｒである。
　温水循環ライン７３において、熱交換器６８と負圧蒸気発生器５３との間には、第１分岐ライン４７から更に分岐した第２分岐ライン８３が接続されている。温水循環ライン７３を流れる温水は、気液分離器７５における負圧蒸気の分離によって減少するため、その減少分を補うために、脱気器１２からの給水が第２分岐ライン８３を介して温水循環ライン７３に補給される。このように、脱気器１２によって脱気された蒸気発生用ボイラー１１への給水の一部を負圧の蒸気を発生させるための温水として利用することにより、負圧蒸気発生器５３への給水を効率的に行うことができる。
　蒸気コンプレッサー５４は、蒸気輸送ライン７９を介して供給される負圧蒸気発生器５３からの負圧蒸気（ここでは、温度が約８３．０℃、圧力が約－０．０５ＭＰａＧ、供給量が約１０ｔ／ｈｒ）を圧縮することにより、より高温かつ高圧の蒸気（ここでは、温度が約１９７．５℃、圧力が約０．１３ＭＰａＧ、発生量が約９．９ｔ／ｈｒ）を発生する。蒸気コンプレッサー５４で発生した蒸気は、蒸気輸送ライン８５を介して脱気器１２に供給される。この場合、蒸気輸送ライン８５の下流端は、蒸気輸送ライン３４における減圧弁３５の下流側に接続されている。また、蒸気コンプレッサー５４に供給された負圧蒸気の一部（例えば、０．１ｔ／ｈｒ）は、コンプレッサー軸封からの漏れ蒸気が蒸気排出ライン８７から排出される。
　このような構成により、蒸気コンプレッサー５４からの蒸気を、蒸気輸送ライン３４における低圧の部位に供給することが可能となるため、蒸気コンプレッサー５４からの蒸気を低圧蒸気ヘッダー３０に供給する場合に比べて、蒸気コンプレッサー５４に要求される圧縮性能を抑えることができる。
　また、発電用システム１では、ガスエンジン５１の冷却水の排熱を回収するために、上述のように冷却水と温水との熱交換を行う熱交換器６８が設けられているため、蒸気コンプレッサー５４から供給される蒸気には、ガスエンジン５１の冷却水が含まれることはなく、ガスエンジン５１の冷却水中に含まれ得る防錆剤などの成分が、負圧蒸気発生器５３からの蒸気を介して脱気器１２に供給されることが防止され、脱気器１２による不純物除去をより確実に行うことができる。その結果、脱気器１２の下流側の装置（例えば、蒸気発生用ボイラー１１や、図示しない配管など）の腐食を抑制することができる。
　また、発電用システム１では、ガスエンジン５１を冷却した冷却水の温度（または、負圧蒸気発生器５３に供給される温水の温度）を１００℃未満に設定することができる。これにより、ガスエンジン５１の排熱を効果的に抑制しつつ、その排熱を有効利用することができる。
　なお、蒸気コンプレッサー５４の起動後には、蒸気コンプレッサー５４による蒸気輸送ライン７９を介した蒸気の吸引によって気液分離器７５が減圧されるため、減圧装置７６を停止しても負圧蒸気発生器５３において負圧蒸気を発生させることができ、これにより、発電用システム１の運転を継続することができる。
　このような構成の発電用システム１によれば、プラント付帯設備３におけるガスエンジン５１の冷却水の排熱を回収した負圧の蒸気を、プラント２における脱気器１２用の蒸気として供給するため、ガスエンジン５１の冷却水から回収される熱エネルギーを有効利用することが可能となる。この場合、プラント２が蒸気タービンを備えることは必須ではないが、上述のようにプラント２が蒸気タービン２６を備える場合には、ガスエンジン５１の排ガスの熱を回収した蒸気を、蒸気タービン２６から排出される蒸気と共に簡易な構成により有効利用することができる。
　また、上述のように、発電用システム１は、プラント２（例えば、既設の石油プラント、石油化学プラント、または産業設備プラント）の付帯設備によってガスエンジン５１による発電を実現することができるため、発電用システムの導入コストを低減することができるという利点がある。既設のプラント２に適用した場合には、ガスエンジン５１の発電機６７によって発電される電力により、プラント２のための購入電力を削減することができる。また、プラント付帯設備３側からの脱気器１２への蒸気の供給により、蒸気発生用ボイラー１１で発生させる蒸気（すなわち、蒸気発生用ボイラー１１の燃料）を削減することができる。また、発電用システム１は、蒸気タービンやガスタービンを発電に用いる従来の同規模の発電用システムと比較しても、より経済性に優れた発電用システムを実現することが可能となる。
　以上、本発明を特定の実施形態に基づいて説明したが、これらの実施形態はあくまでも例示であって、本発明はこれらの実施形態によって限定されるものではない。例えば、本発明に係る発電用システムに用いられるプラントは、既設のプラントである必要はなく、プラント付帯設備とともに新設される構成であってもよい。また、上述の実施形態で示した温度、圧力、熱量等に関する具体的な数値は、あくまで一例であって、実用上は、種々の変更が可能である。なお、上述の実施形態に示した本発明に係る発電用システム及びプラント付帯設備の各構成要素は、必ずしも全てが必須ではなく、少なくとも本発明の範囲を逸脱しない限りにおいて適宜取捨選択することが可能である。
１　　：発電用システム
２　　：プラント
３　　：プラント付帯設備
１１　：蒸気発生用ボイラー
１２　：脱気器
１３　：蒸気輸送ライン
１４　：高圧蒸気ヘッダー
１５　：蒸気輸送ライン
１６　：蒸気タービン
１７　：発電機
１９　：蒸気輸送ライン
２０　：中圧蒸気ヘッダー
２２　：蒸気輸送ライン
２３　：復水器
２５　：蒸気輸送ライン
２６　：蒸気タービン
２７　：発電機
２９　：蒸気輸送ライン
３０　：低圧蒸気ヘッダー
３４　：蒸気輸送ライン（第３の蒸気輸送ライン）
３５　：減圧弁
４０　：給水ライン
４１　：給水タンク
４２　：給水用ポンプ
４４　：給水ライン
４５　：給水用ポンプ
４７　：第１分岐ライン（ボイラー用給水ライン）
５１　：ガスエンジン
５２　：排熱回収ボイラー
５３　：負圧蒸気発生器
５４　：蒸気コンプレッサー
６１　：排ガス輸送ライン
６３　：冷却水ポンプ
６５　：冷却水循環ライン
６７　：発電機
６８　：熱交換器
７１　：蒸気輸送ライン（第２の蒸気輸送ライン）
７３　：温水循環ライン
７５　：気液分離器
７６　：減圧装置
７９　：蒸気輸送ライン
８１　：温水用ポンプ
８３　：第２分岐ライン（温水補給用ライン）
８５　：蒸気輸送ライン（第１の蒸気輸送ライン）
８７　：蒸気排出ライン

Claims (11)

  1. 　蒸気発生用ボイラーと、
    　脱気用の蒸気を利用することにより、前記蒸気発生用ボイラーへの給水の脱気を行う脱気器と、
    　発電用のガスエンジンと、
    　前記ガスエンジンを冷却した冷却水の排熱を回収した負圧の蒸気を発生する負圧蒸気発生器と、
    　前記負圧の蒸気を圧縮して正圧の蒸気を発生する蒸気コンプレッサーと、
    　前記正圧の蒸気を前記脱気用の蒸気として前記脱気器に供給するための第１の蒸気輸送ラインと、
    を備えたことを特徴とする発電用システム。
  2. 　前記蒸気発生用ボイラーからの蒸気が前記脱気用の蒸気よりも高い圧力で流通する蒸気ヘッダーと、
    　前記ガスエンジンの排ガスの熱を利用して蒸気を発生する排熱回収ボイラーと、
    　前記排熱回収ボイラーで発生した蒸気を前記蒸気ヘッダーに導入するための第２の蒸気輸送ラインと、
    を更に備えたことを特徴とする請求項１に記載の発電用システム。
  3. 　前記脱気器によって脱気された前記給水の一部を前記排熱回収ボイラーに供給するためのボイラー用給水ラインを更に備えたことを特徴とする請求項２に記載の発電用システム。
  4. 　前記蒸気ヘッダーの蒸気を前記脱気用の蒸気として前記脱気器に供給するための第３の蒸気輸送ラインを更に備えたことを特徴とする請求項２または請求項３に記載の発電用システム。
  5. 　前記第３の蒸気輸送ラインにおいて、前記蒸気ヘッダーから前記脱気器に供給される前記脱気用の蒸気を減圧する減圧弁を更に備え、
    　前記第１の蒸気輸送ラインは、前記第３の蒸気輸送ラインにおける前記減圧弁の下流側に接続されたことを特徴とする請求項４に記載の発電用システム。
  6. 　前記冷却水の排熱を回収するために、前記冷却水と温水との熱交換を行う熱交換器を更に備え、
    　前記負圧蒸気発生器は、前記温水から前記負圧の蒸気を発生することを特徴とする請求項１から請求項５のいずれかに記載の発電用システム。
  7. 　前記温水を循環させる温水循環用ラインと、
    　前記脱気器によって脱気された前記給水の一部を前記温水循環用ラインに導入する温水補給用ラインと、
    を更に備えたことを特徴とする請求項６に記載の発電用システム。
  8. 　前記負圧蒸気発生器は、
    　気液分離器と、
    　前記気液分離器を減圧するための減圧装置と、
    を更に備えたことを特徴とする請求項１から請求項７のいずれかに記載の発電用システム。
  9. 　前記ガスエンジンを冷却した前記冷却水の温度は、１００℃未満であることを特徴とする請求項１から請求項８のいずれかに記載の発電用システム。
  10. 　前記蒸気発生用ボイラーからの蒸気によって駆動される発電用又は機械駆動用の蒸気タービンを更に備え、
    　前記蒸気ヘッダーは、前記蒸気タービンから排出された前記蒸気発生用ボイラーからの前記蒸気が流通することを特徴とする請求項２から請求項５のいずれかに記載の発電用システム。
  11. 　蒸気発生用ボイラーと、脱気用の蒸気を利用して前記蒸気発生用ボイラーへの給水の脱気を行う脱気器と、を含む石油プラント、石油化学プラント、または産業設備プラントに付帯するプラント付帯設備であって、
    　発電用のガスエンジンと、
    　前記ガスエンジンを冷却した冷却水の排熱を回収した負圧の蒸気を発生する負圧蒸気発生器と、
    　前記負圧の蒸気を圧縮して正圧の蒸気を発生する蒸気コンプレッサーと、
    　前記正圧の蒸気を前記脱気用の蒸気として前記脱気器に供給するための第１の蒸気輸送ラインと、
    を備えたことを特徴とするプラント付帯設備。
PCT/JP2018/003144 2018-01-31 2018-01-31 発電用システム及びプラント付帯設備 WO2019150474A1 (ja)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2018/003144 WO2019150474A1 (ja) 2018-01-31 2018-01-31 発電用システム及びプラント付帯設備

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2018/003144 WO2019150474A1 (ja) 2018-01-31 2018-01-31 発電用システム及びプラント付帯設備

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2019150474A1 true WO2019150474A1 (ja) 2019-08-08

Family

ID=67477962

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2018/003144 WO2019150474A1 (ja) 2018-01-31 2018-01-31 発電用システム及びプラント付帯設備

Country Status (1)

Country Link
WO (1) WO2019150474A1 (ja)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH01182564A (ja) * 1988-01-11 1989-07-20 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 動力設備
JPH07113567A (ja) * 1993-10-15 1995-05-02 Tlv Co Ltd コ―ジェネレ―ションの気化冷却エンジン
JP2000054808A (ja) * 1998-08-10 2000-02-22 Kawasaki Heavy Ind Ltd コンバインド発電システム
WO2010086898A1 (ja) * 2009-01-30 2010-08-05 日立Ｇｅニュークリア・エナジー株式会社 発電プラント及び発電プラントの運転方法

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH01182564A (ja) * 1988-01-11 1989-07-20 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 動力設備
JPH07113567A (ja) * 1993-10-15 1995-05-02 Tlv Co Ltd コ―ジェネレ―ションの気化冷却エンジン
JP2000054808A (ja) * 1998-08-10 2000-02-22 Kawasaki Heavy Ind Ltd コンバインド発電システム
WO2010086898A1 (ja) * 2009-01-30 2010-08-05 日立Ｇｅニュークリア・エナジー株式会社 発電プラント及び発電プラントの運転方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR100341646B1 (ko) 가스터어빈그룹의열적부하를받는구성품의냉각방법
RU2416729C2 (ru) Устройство для утилизации отходящего тепла компрессоров
JP6808166B2 (ja) 高温ヒートポンプによるプロセス蒸気の発生
US10072531B2 (en) Hybrid power generation system using supercritical CO2 cycle
CN105909328B (zh) 以废热加热蒸汽系统的补给工作流体的系统及方法
JP2008545945A (ja) 蒸気発生設備および蒸気発生設備の運転方法とその追加装備方法
US9523513B2 (en) Heating system for a thermal electric power station water circuit
CN102575531A (zh) 用于生成高压蒸汽的方法和系统
US20180223696A1 (en) Cooling equipment, combined cycle plant comprising same, and cooling method
KR101814878B1 (ko) 선박 추진 시스템 및 선박 및 선박 추진 시스템의 운전 방법
JP4666641B2 (ja) エネルギー供給システム、エネルギー供給方法、及びエネルギー供給システムの改造方法
KR101935637B1 (ko) 복합화력발전시스템
WO2019150474A1 (ja) 発電用システム及びプラント付帯設備
JP2000161018A (ja) 水―アンモニア混合流体による排熱回収発電方法及び装置
US20150226090A1 (en) Gas and steam turbine system having feed-water partial-flow degasser
JP2011157854A (ja) 発電設備における蒸気発生装置の熱回収装置および熱回収方法
KR20180083444A (ko) 열 교환기, 에너지 회수 장치 및 선박
KR20170138267A (ko) 선박의 폐열회수 시스템
JP5388884B2 (ja) 発電設備におけるタービンの熱回収装置および熱回収方法
US20160305280A1 (en) Steam power plant with a liquid-cooled generator
JP5450132B2 (ja) 発電設備の運転方法
CN115750004A (zh) 余压余热回收发电系统和余压余热回收方法
RU2625892C1 (ru) Способ работы парогазовой установки, работающей с использованием парового охлаждения
KR20180036532A (ko) 증기 생성 시스템
JPH11117712A (ja) ガスタービンコンバインドプラント

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: 18904187

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 18904187

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: JP