(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
ガスタービンと、燃料ガスを作動流体とする膨張夕ービンと、これらのタービンで駆動される発電機と、前記ガスタービンからの排熱を回収し該排熱を用いて前記膨張タービンに流入する燃料ガスを加温する排熱回収／ガス加温器とを備えてなるガス圧力エネルギを利用した複合発電システムであって、
前記排熱回収／ガス加温器が、前記膨張タービンに流入する高圧側燃料ガスを加温するとともに、該膨張タービンから排出される低圧側燃料ガスも加温することを特徴とする複合発電システム。
【請求項２】
ガスタービンと、燃料ガスを作動流体とする膨張夕ービンと、これらのタービンで駆動される発電機と、前記ガスタービンからの排熱を回収し該排熱を用いて前記膨張タービンに流入する燃料ガスを加温する排熱回収／ガス加温器とを備えてなるガス圧力エネルギを利用した複合発電システムであって、
前記膨張タービンから排出される低圧側燃料ガスの冷熱を取り込んで前記ガスタービンヘ流入される吸気を冷却する吸気冷却器を備えたことを特徴とする複合発電システム。
【請求項３】
前記排熱回収／ガス加温器は前記ガスタービンからの排ガスと前記燃料ガスとのガス同士間で熱交換を行うことを特徴とする、請求項１または２記載の発電システム。
【請求項４】
前記ガスタービンと前記膨張タービンで共通の発電機を駆動させることを特徴とする、請求項１〜３のいずれかに記載の発電システム。
【請求項５】
前記膨張タービンの作動流体として利用する燃料ガスの一部を前記ガスタービンの燃料とすることを特徴とする、請求項１〜４のいずれかに記載の発電システム。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、発電システムに関連し、特に、ガスタービン発電と、燃料ガスの減圧設備などでの利用を目的としたガス圧力エネルギ利用の膨張タービン発電とによる複合発電システムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
ガスタービン発電は、汽力発電に比べ大幅な負荷変動や急激な起動・停止などが容易であり、また負荷調整機能にも優れると言う長所を有しながら、単独では発電効率の低さから、我国ではこれまで非常用・電力需要のピーク時用の利用が有ったものの、常用の発電設備としての利用は少なかった。
しかし、ガスタービンによる発電の総合発電効率を向上させる手段として、ガスタービンと汽力プラントの複合サイクル発電（コンバインドサイクル発電）が登場し、現在では天然ガス焚事業用発電の主流を占めるに至っている。
【０００３】
複合サイクル発電方式にはいくつかの種類が有るが、最もシンプルで一般に広く用いられているのは排熱回収式と呼ばれる方式で、図４に示されるように、ガスタービン１の排ガスを排熱回収ボイラ２に導き、排ガスの熱を回収して蒸気を発生させ、この蒸気を利用して蒸気タービン３を駆動し、ガスタービン１と蒸気タービン３とで発電機４を駆動させる技術である。なお、図中、５は蒸気を凝縮させるための復水器である。
【０００４】
一方、燃料ガスを経済的に効率よく輸送する為に、都市ガス・天然ガスなどの燃料ガスは、高圧力で輸送パイプラインに送出されている。この高圧力の燃料ガスは、ガスの需要地近辺で、需要先で要求される圧力にまで減圧される。従来、この減圧操作はガバナーステーション（減圧設備）の減圧弁で行うことが一般的であった。この燃料ガスの減圧工程を膨張タービンを用いて圧力エネルギを電力として回収する発電（以後、ガス圧力回収発電と呼ぶ）に全部または一部を利用することは、これまで未利用であった圧力エネルギを有効に活用でき有用である。
高圧の燃料ガスを作動流体として膨脹タービンに供給するガス圧力回収発電は、従来ＬＮＧ（液化天然ガス）基地を中心として実施されている。この発電設備では、図５に示すように、ポンプで昇圧されたＬＮＧを気化器６によって気化させ、そのガスを膨張タービン７で減圧膨張させることにより発電機４を駆動して発電を行い、ガスは減圧膨脹の際に温度低下しているので更にガス加温器８によってガス温度を所定の温度まで昇温させた上で、燃料ガスを需要先に供給する。
ＬＮＧ基地は一般に沿岸に立地されており、気化器６やガス加温器８における温熱源として、大量の海水を使用することが多い。
【０００５】
上記のような燃料ガス減圧時のガス圧力回収発電の他の例として、地域冷暖房施設や事業用発電施設が、都市ガスのガバナーステーションに近接する場合に、その立地条件を活かして、ガスエンジンやガスタービンによる主発電とは別にガス圧力回収発電を行っているものが有る。図６がそのシステム例で、ガスタービン複合サイクル発電（右側部）と、都市ガスの減圧時の圧力エネルギを利用して膨脹タービン７を動かし、その力で発電機９を駆動するガス圧力回収発電（左側部）とを組み合わせたものである。プレヒータ１０で都市ガスを加温してから膨脹タービン７に供給し、膨脹タービン７から排出される都市ガスの温度を所定の温度として、需要先に供給する。都市ガスの加温にはガスタービン複合サイクル発電からの排ガスの排熱を回収する排熱ボイラ２から供給される低圧蒸気が利用されている。なお、図中、１１は蒸気を凝縮させるための復水器である。
この他、都市ガスのガバナーステーションでの膨脹タービンを利用した発電に言及するものとして、特開平７−２１７８００号がある。
【０００６】
【発明が解決しようとする課題】
電力需給の根本は現在、その高い発電効率と経済性ゆえに大規模発電所によって支えられている。これら大容量の火力・原子力発電所は、立地上の制約等の理由で、電力需要の大きな都市や工業地帯から遥かに離れた地域に建設され、延々と遠距離送電されることが多く、送電の過程で多くのエネルギーを失うと同時に、エネルギー保安上も問題が多い。また、こういった遠隔地にある大規模発電所は、更なる熱効率向上を目指して、発電に伴う排熱を回収し、熱供給をはかっても、熱電併給を行うには熱需要があまり期待できない。
このような状況下で、電力需要地に近接する中・小規模の分散型発電設備の開発は、ベースロード対応としての大規模発電所を補完するために重要である。しかし、例えば沿岸以外の地域に設けた分散型発電設備では、水や蒸気と言った用役を外部から入手困難な場合も多く、また大規模設備のような十分な要員も期待できないことから、簡便で外部からの取水などを要しない独立した設備が必要となる。加えて、高い発電効率が求められる。
【０００７】
また、前述したように、通常のガスタービン発電では、ガスタービン（プレイトンサイクル）と蒸気タービン（ランキンサイクル）を組み合せた複合熱機関とし、作動温度域を高温から低温まで広げることにより、総合発電効率を現在の火力発電システムのなかで最も高いレベルにまで向上させている。ガスタービンは、中間冷却器付きのような特殊な例を除くと、通常、冷却水は不要であるが、複合サイクル発電を構成した場合は、蒸気タービンの復水器用に大量の冷却水が必要となる。復水用に、冷却塔や空冷コンデンサの使用も原理的には可能であるが、設置スペースに広大なものが必要になり現実的ではない。さらに、外部からのボイラ用の給水が必要であり、また外部への温排水も発生する。従って、従来の複合サイクル発電では、そのための広い敷地が必要となる他、原動機自体の運転管理に加えて、ボイラの運転制御や水処理（復水・給水処理と、ボイラ水処理）が必要になり、運転・保守が単独のガスタービン発電に比べて複雑となり、多くの要員が必要である。
【０００８】
一方、高圧の燃料ガスを作動流体として膨脹タービンに供給するガス圧力回収発電を、燃料ガスの供給パイプラインの減圧設備に設けることが、これまで未利用であった圧力エネルギの有効利用に有用である。
ガスの需要地に近接した上記の減圧設備は、一般に電力の需要地にも近いと考えられ、ここに発電設備を設置することは送電効率の面でも望ましい。
【０００９】
ところが、燃料ガス輸送時におけるガス圧力回収発電は、前述した一部の設置例等を除いて実用化例は少ない。普及を阻む技術的問題点の一つに、温熱源の確保の問題が有る。すなわち、減圧弁でのガスの減圧過程は近似的に等エンタルピー膨張であるのに対し、膨張タービンでのそれは等エントロピー変化に近い。この膨張過程でガスが発電機に対し仕事を行うことにより、膨張タービンからの排出燃料ガス温度は著しく低下する。燃料ガス導管の場合、ガス温度が０℃以下になると、導管や周辺施設の凍結・凍土の問題が発生する為、ガス温度が０℃を下回らないようにする必要がある。また、ガス温度の低下が大きい場合には、ガス成分の一部が凝縮してしまうこともある上、天然ガス中に一定量以上の水分を含む場合には、ハイドレートを生成して導管や計器の閉塞を引き起こす危険性もある。このため、膨張タービンによる減圧工程の上流側、下流側のいずれか、あるいはその両方にガス加温器が必要となる。
従って、海水、温水、蒸気といった温熱源が設備内にあるか、それらを容易に供給でき、利用できる場合以外には、ガス圧力回収発電システムの実用化が困難であった。
【００１０】
本発明は、従来の複合サイクル発電およびガス圧力回収発電を、分散型発電設備として利用する際の上述した問題点を解決する為になされたものであり、特に、燃料ガスの減圧設備の一部もしくは全部として使用されることを前提として、蒸気、水と言った用役が不要で、運転、保守が簡便であり、しかもこれまで未利用であったエネルギを回収することにより高い発電出力、発電効率を達成できるガス圧力エネルギを利用した複合発電システムを提供することを目的とする。
【００１１】
【課題を解決するための手段】
本発明の発電システムは、ガスタービンと、燃料ガスを作動流体とする膨張夕ービンと、これらのタービンで駆動される発電機と、前記ガスタービンからの排熱を回収し該排熱を用いて前記膨張タービンに流入する燃料ガスを加温する排熱回収／ガス加温器とを備えてなるガス圧力エネルギを利用した複合発電システムであって、前記排熱回収／ガス加温器が、前記膨張タービンに流入する高圧側燃料ガスを加温するとともに、該膨張タービンから排出される低圧側燃料ガスも加温する複合発電システムである。
また、ガスタービンと、燃料ガスを作動流体とする膨張夕ービンと、これらのタービンで駆動される発電機と、前記ガスタービンからの排熱を回収し該排熱を用いて前記膨張タービンに流入する燃料ガスを加温する排熱回収／ガス加温器とを備えてなるガス圧力エネルギを利用した複合発電システムであって、前記膨張タービンから排出される低圧側燃料ガスの冷熱を取り込んで前記ガスタービンヘ流入される吸気を冷却する吸気冷却器を備えた複合発電システムである。
【００１２】
また、前記排熱回収／ガス加温器は前記ガスタービンからの排ガスと前記燃料ガスとのガス同士間で熱交換を行うようにしたものである。
また、前記ガスタービンと前記膨張タービンで共通の発電機を駆動させるようにしたものである。
更に、前記膨張タービンの作動流体として利用する燃料ガスの一部を前記ガスタービンの燃料としたものである。
【００１３】
【発明の実施の形態】
実施の形態１．
ガスタービンの排熱は、その殆どが排気ガス熱として排出されるので、ガスタービン発電の熱効率を向上させる為には、排ガスの排熱回収をいかに効率的に行うかが重要となる。従来のガスタービンと蒸気タービンを組み合せた複合サイクル発電に見られるように、一般的な排熱回収の方法は、排熱ボイラで蒸気を発生させる方法であるが、水の入手できない場所ではこの方法は利用できず、熱効率は著しく低くとどまってしまう。本実施の形態では、排熱回収／ガス加温器においてガスタービンの排ガスと膨張タービンに流入する燃料ガスとの間で熱交換を行い、ガスタービン発電の熱効率を複合サイクル発電の場合と同程度以上に向上させるとともに、回収した熱を膨張タービン発電に必要なガス加温に利用するものである。その際、膨張タービンから排出される燃料ガスの温度が下流側に悪影響を及ぼさない温度（一般には０℃以上）になる様、排熱回収／ガス加温器において、膨張タービンに流入する燃料ガスが所定の温度まで昇温される。
【００１４】
一般に他の原動機に比べ、ガスタービンの排ガス温度は約５００℃程度と高く、一方、膨張タービンに流入する燃料ガスの温度はほぼ大気温であり、温度差が大きいため、排ガスと燃料ガスとの直接熱交換であっても、従来の複合サイクル発電の場合と同程度以上の効率的な排熱回収が可能である。すなわち、複合サイクル発電の場合の排熱ボイラ出口での排ガス温度は、通常、ボイラの運転圧力での飽和蒸気温度によって決まり、更なる熱回収率向上の為に多重圧ボイラや節炭器を用いた場合でも、排熱回収後の排熱ボイラ出口での排ガス温度は、通常１５０〜１００℃程度である。一方、膨脹タービンに流入する燃料ガスの温度はほぼ大気温であり、排ガスとの温度差が大きいため、排熱回収／ガス加温器出口での排ガス温度を、複合サイクル発電と同程度の１５０〜１００℃、あるいは１００℃以下に設定した場合には、より多くの熱回収ができるので、ガスタービン発電の熱効率を向上させることができる。
【００１５】
図１は、本発明の実施の形態１に係るガスタービン発電とガス圧力回収発電の複合発電システムの構成図である。圧縮機と燃焼器とタービンから構成されるガスタービン１において、ガスタービン用燃料ガスは圧縮機で加圧された空気と燃焼器で混合されて燃焼し、タービン内で燃焼ガスが膨張する際に動力を発生させ、発電機４を駆動する。そして、ガスタービン１のタービンを出た高温の排ガスは、排熱回収／ガス加温器１２に導入され燃料ガスと熱交換され、減温された後、大気中に排出される。
一方、膨張タービン７側では、都市ガスなどの高圧の燃料ガスが排熱回収／ガス加温器１２に導入され、それが排ガスとの熱交換より昇温された後、作動流体として膨張タービン７に入る。膨張タービン７は、燃料ガスが断熱膨張する際に動力を発生させ、発電機４を駆動する。そして、膨張タービン７を出た燃料ガスは、低圧の燃料ガスとして需要先に供給される。
【００１６】
実施例１．
次に、実施の形態１の発電システムの具体例を実施例１として紹介する。
膨張タービン作動用燃料ガスの種類、圧力・温度条件は下記の通りとする。
燃料ガス種別：都市ガス１３Ａ
高圧側燃料ガス  圧力：４０ｋｇ／ｃｍ2 Ｇ，温度：２４℃
低圧側燃料ガス  圧力：  ６ｋｇ／ｃｍ2 Ｇ，温度：  ５℃
出力定格１０００ｋｗクラスのガスタービン１と、上記都市ガスを作動流体とした膨張タービン７と、排熱回収／ガス加温器１２を用いて図１のシステムを構成し、排熱回収／ガス加温器１２出口での排ガス温度が１００℃になる様に設定して運転した時の、都市ガス使用量と出力を、ガスタービン発電単独システムの場合と比較してその結果を下記に示す。なお、発電効率は、ガスタービンで消費される燃料ガスの低位発熱量に対する発生電力量の比である。
【００１７】
0003697476.tif 000002
【００１８】
このように、都市ガスを作動流体とする膨張タービン発電と、ガスタービン発電とを組み合わせ、排熱回収／ガス加温器１２で回収したガスタービン１からの排ガス熱を利用し、膨張タービン７に流入する都市ガスを加温することにより、ガスタービン発電の熱効率の向上と、都市ガスの圧力エネルギの効率的な回収を、蒸気や水といった用役なしで同時に達成できる。
なお、実施例１で、排熱回収／ガス加温器１２を出て膨脹タービン７に入る都市ガスの温度は約９７℃に昇温される。
【００１９】
実施の形態２．
図２は、本発明の実施の形態２に係るガスタービン発電とガス圧力回収発電の複合発電システムの構成図である。これは、排熱回収／ガス加温器を含む膨張タービン側の作動流体である燃料ガスの流路構成を除いて図１のシステム構成と同じである。すなわち、膨張タービン７に導入する高圧の燃料ガスと膨張タービン７から出る低圧の燃料ガスとの両方を、排熱回収／ガス加温器１２のそれぞれ前段部と後段部で昇温するようにしている。
【００２０】
排熱回収／ガス加温器１２出口での排ガス温度を下げるほど熱回収を多くでき熱効率は向上するが、そのためには排熱回収熱交換器部分の伝熱面積が大きくなり、設備費がかさむ。しかし、この実施の形態２のように、排熱回収／ガス加温器１２の前段部で膨張タービン７入口側の高圧の燃料ガスを、排熱回収/ガス加温器１２の後段部で膨張タービン７出口側の低圧の燃料ガスを加温する構成とすることにより、熱交換の効率を向上させることができる。すなわち、膨張タービン７の入口側ガス温度を実施の形態１に比べて低く設定すると、その分膨張タービン７の出口側のガス温度は実施の形態１に比べてより低温になるため、排熱回収／ガス加温器１２での排ガスとの温度差が大きいため、排熱回収効率が向上し、より小さな伝熱面積で効果的な熱効率を得ることが可能となる。
【００２１】
なお、実際には、排熱回収／ガス加温器１２出口での排ガス温度の下限は、伝熱管の腐食問題によって規制される。一般の都市ガスのように、硫黄分を含まない燃料ガスの場合は、硫酸腐食の問題は発生しないが、排ガス中のＣＯ2 と水分による炭酸腐食には注意が必要である。この事から、伝熱管に比較的低温のガスを通す場合には、伝熱管外面温度を水露点以上に保つか、低温部伝熱管に耐腐食性材料を使うなどの配慮が必要である。ただし、ガスタービンは大量の冷却空気を必要とするがゆえに空気過剰率が高く、そのため排ガスの水露点は他の原動機に比べかなり低いという特徴があり、伝熱管外面温度を水露点以上に保つことは容易である。
【００２２】
実施例２．
実施例１と同じガスタービン、膨張タービン、および発電機、同じ種類および同じ入口／出口の圧力・温度条件の燃料ガスを使い、さらに、排熱回収／ガス冷却器１２を利用して、図２に示す発電システムを実施例２として構成し、実施例１と同じ発電機出力を得、排熱回収／ガス加温器１２出口での排ガス温度が実施例１と同じ１００℃になるように設定した。
この場合に、排熱回収／ガス加温器１２から出て膨張タービン７に入る高圧側燃料ガスの温度は約７０℃、また、膨張タービン７から出て排熱回収／ガス加温器１２に入る低圧側燃料ガスの温度は約−１９℃となり、実施例１の場合に比べてより低温になる。従って、排熱回収／ガス加温器１２の排熱回収効率が向上するため、排熱回収／ガス加温器１２の熱交換器の伝熱面積は、実施例１のそれに比較して約１１％低減でき、排熱回収／ガス加温器１２を小さくして、設備費を低減できる。
【００２３】
実施の形態３．
図３は、本発明の実施の形態３に係るガスタービン発電とガス圧力回収発電との複合発電システムの構成図である。これは、膨張タービン７から出る低圧側燃料ガスを、一旦、吸気冷却器１３に導入してガスタービン１に供給する空気と熱交換を行なわせ、ガスタービン１に供給する空気の温度を下げるとともに、燃料ガスは吸気冷却器１３で昇温された後、需要先に供給されるようにした点を除いて図１のシステム構成と同じである。
【００２４】
ガスタービン１は、その最大出力が吸入する空気温度に左右されると言う特性を持っており、吸入温度が高いと最大出力が低下してしまう。しかし、このように、膨張タービン７出口側の低温の燃料ガスを吸気冷却器１３に導入し、これによりガスタービン１の吸気温度を低くすることで、大気温度の高い夏場の昼間など大出力が要求される場合にも、ガスタービン１の出力を維持して電力供給の低下を防ぐことが可能となる。次に、この実施例を説明する。
【００２５】
実施例３，実施例４．
実施例１と同じガスタービン、膨張夕ービン、および発電機を用い、ガスタービン１の吸気温度が３５℃の場合の図１のシステムを実施例３とし、一方、図３のように吸気冷却器１３を加えて、ガスタービン１の吸気温度を１７℃にした場合のシステムを実施例４として、これらのシステムの燃料ガス使用量と最大出力とを比較した。なお、膨張タービン作動用燃料ガスの条件は下記の通りとする。
燃料ガス種別：都市ガス１３Ａ
高圧側燃料ガス  圧力：４０ｋｇ／ｃｍ2 Ｇ，温度：３５℃
低圧側燃料ガス  圧力：  ６ｋｇ／ｃｍ2 Ｇ，温度：  ５℃
また、膨張タービン７へ流入する燃料ガス流量は実施例３と実施例４で同一とした。この結果、下記に示すように吸気冷却を行った実施例４（図３のシステム）の発電の方が、発電機の最大出力は４．３％向上した。
【００２６】
0003697476.tif 000003
【００２７】
上記実施例４で、排熱回収／ガス加温器１２から出て膨張タービン７に入る燃料ガスの温度は約９３℃、排熱回収／ガス加温器１２出口での排ガスの温度は１８０℃、膨張タービン７を出て吸気冷却器１３に入る燃料ガスの温度は約１℃と想定したが、需要側での温度が例えば１℃程度でよいとすれば、膨張タービン７に入る燃料ガスの温度、および膨張タービン７から出て吸気冷却器１３に入る燃料ガスの温度をさらに引き下げることも可能になり、更に発電機の最大出力を向上できる。
【００２８】
以上、本発明の具体例を詳細に説明してきたが、ガスタービン発電機と膨張タービン発電機の組み合わせには、各々のタービンが別々の発電機を駆動する場合と、各々のタービンが共通の１台の発電機を駆動する一軸型との２種類がある。上記各実施の形態では一軸型を示したが、本発明は別々の発電機を駆動する方式も利用可能である。ただし、一軸型にした場合は、発電機が共通の１台となり設備の設置スペースが少なくて済む上、大型の発電機を駆動するため発電機効率が高くなると言う特徴を持つ。さらに一軸型の場合は、ガスタービン起動時に膨張タービンを起動機として利用できる為、ガスタービンの起動装置が不要になるという特徴もある。
また、上記各実施の形態において、膨張タービン７を複数個設置し、それらの入出力流路が直列となるように、多段に構成して、より発電効率を上げることもできる。
さらに、各タービンと発電機の間には必要に応じて減速機が設置される。
【００２９】
また、上記各実施の形態で、排熱回収／ガス加温器はガス同士の熱交換を行うものとしたが、排熱回収器とガス加温器を別々にして、その間で液体の熱媒を循環させる間接熱交換も可能である。その場合には、ガス同士の熱交換に比べ熱交換器の総括伝熱係数は大きくとれるが、別々の熱交換器が必要となるため、設備が大型化する。
【００３０】
さらに、本発明において、膨張タービンを作動するための燃料ガスは、都市ガス、天然ガス（ＬＮＧを気化させたものを含む）が使用できる。その際、ガスタービンで使われる燃料として、膨張タービン用作動流体である燃料ガスの一部を取り込んで使用するのが好都合である。
【００３１】
【発明の効果】
以上詳細に説明したように、本発明は、ガスタービン発電機、排熱回収／ガス加温器、および膨張タービン発電機とで複合発電システムを構成し、ガスタービン発電での排熱を回収しそれを膨張タービン作動流体の加温に利用するようにしたので、蒸気や水と言った燃料ガス以外の用役が不要で、システムの運転・保守が簡便となり、しかもこれまで未利用であったガス圧力エネルギを回収することにより高い発電出力・発電効率を達成できる効果がある。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の実施の形態１（実施例１，実施例３）に係る発電システムの構成図。
【図２】本発明の実施の形態２（実施例２）に係る発電システムの構成図。
【図３】本発明の実施の形態３（実施例４）に係る発電システムの構成図。
【図４】従来の複合サイクル発電システムの構成図。
【図５】膨脹タービンを利用した従来の発電システムの構成図。
【図６】膨脹タービンを利用した従来の複合サイクル発電システムの構成図。
【符号の説明】
１    ガスタービン
４    発電機
７    膨脹タービン
１２    排熱回収／ガス加温器
１３    吸気冷却器
【図１】
0003697476.tif 000004
【図２】
0003697476.tif 000005
【図３】
0003697476.tif 000006
【図４】
0003697476.tif 000007
【図５】
0003697476.tif 000008
【図６】
0003697476.tif 000009