(57)【要約】【課題】排ガスの温度を高温に設定して排ガスの煙突からのドラフト力を確保する必要がなく、しかもその分の熱を利用して熱効率を向上させることが可能なＧＴＣＣ発電プラントを提供する。【解決手段】燃料として水素を用いる水素焚ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントとし、水素を燃焼用空気と燃焼させて燃焼ガスを生成する燃焼器２１を備え、燃焼ガスによりガスタービン２５が駆動して発電が行われるガスタービン発電設備２と、ガスタービン発電設備２から排出される排ガスとの熱交換によって水蒸気を生成する排熱回収ボイラ３１を備え、水蒸気により蒸気タービン３３が駆動して発電が行われる蒸気タービン発電設備３とを少なくとも具備し、排熱回収ボイラ３１の出口における排ガスの温度が排ガスの露点温度以下となるように設定されているものとした。【選択図】図１
2014134105.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
水素を燃焼用空気と燃焼させて燃焼ガスを生成する燃焼器を備え、前記燃焼ガスによりガスタービンが駆動して発電が行われるガスタービン発電設備と、
前記ガスタービン発電設備から排出される排ガスとの熱交換によって水蒸気を生成する排熱回収ボイラを備え、前記水蒸気により蒸気タービンが駆動して発電が行われる蒸気タービン発電設備と
を少なくとも具備し、
前記排熱回収ボイラの出口における前記排ガスの温度が前記排ガスの露点温度以下となるように設定されていることを特徴とする水素焚ガスタービンコンバインドサイクル発電プラント。
【請求項２】
水素を燃焼用空気と燃焼させて燃焼ガスを生成する燃焼器を備え、前記燃焼ガスによりガスタービンが駆動して発電が行われるガスタービン発電設備と、
前記ガスタービン発電設備から排出される排ガスとの熱交換によって水蒸気を生成する排熱回収ボイラを備え、前記水蒸気により蒸気タービンが駆動して発電が行われる蒸気タービン発電設備と、
前記排熱ボイラで熱交換された後の前記排ガスとの熱交換によって水よりも沸点の低い低沸点媒体を沸騰させて低沸点媒体蒸気を生成する蒸発器を備え、前記低沸点媒体蒸気により低沸点媒体蒸気タービンが駆動して発電が行われるボトミング発電設備と
を少なくとも具備し、
前記蒸発器の出口における前記排ガスの温度が、前記排ガスの露点温度以下となるように設定されていることを特徴とする水素焚ガスタービンコンバインドサイクル発電プラント。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントに関する。さらに詳述すると、本発明は、水素を燃料として発電を行うのに好適な水素焚ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントに関する。
【０００２】
尚、以降の説明では、ガスタービンコンバインドサイクルを「ＧＴＣＣ」と略記することもある。
【背景技術】
【０００３】
ＧＴＣＣ発電プラントとは、ガスタービン設備と蒸気タービン設備を併用した発電プラントである。詳細には、ガスタービン設備の燃焼器において生成される燃焼ガスがガスタービンの駆動に利用される一方で、蒸気タービン設備の排熱回収ボイラにおいてガスタービン設備から排出される排ガス（ガスタービンの駆動に利用された後の燃焼ガス）との熱交換によって水蒸気が生成され、この水蒸気が蒸気タービンの駆動に利用される。つまり、ＧＴＣＣ発電プラントにおいては、ガスタービン設備の燃焼器において生成される燃焼ガスの熱をガスタービン設備と蒸気タービン設備の双方において利用することで、熱効率の向上が図られている。
【０００４】
ところで、ＧＴＣＣ発電プラントにおいては、一般的には天然ガスや石油等の化石燃料を燃焼用空気と燃焼させることによってガスタービンの駆動に必要な燃焼ガスを生成するようにしている。そのため、燃焼ガスには二酸化炭素が必ず含まれる。また、支燃性ガスである燃焼用空気に含まれる酸素が燃焼で消費されることによって、燃焼ガス中の酸素濃度も空気と比べて低いものとなる。
【０００５】
ここで、二酸化炭素は７％程度の濃度で人体に対して有害な影響（例えば、頭痛やめまい、吐き気等）を及ぼし得る。また、酸素濃度の低い酸素欠乏雰囲気が人体に対して有害な影響を及ぼし得ることは言うまでも無い。そこで、従来のＧＴＣＣ発電プラントにおいては、排ガス（排熱回収ボイラで熱交換された後の排ガス）の温度を１００℃程度の高温に維持することにより、排ガスの煙突からのドラフト力（排気力）を確保し、大気中に放出される排ガスの拡散力を高めて、高濃度の排ガスがプラント周囲に降下するのを防ぐようにしていた。
【０００６】
例えば、特許文献１では、排熱回収ボイラの出口における排ガス温度を検出する排ガス温度検出手段と、この排ガス温度検出手段での検出温度が設定温度未満のときに排熱回収ボイラから蒸気タービンへ蒸気を供給する蒸気管に設けられた蒸気加減弁又は蒸気止弁に対して開度を絞るように操作信号を出力する制御装置を備えるようにし、上記設定温度を、排熱回収ボイラから排出される排ガスの煙突におけるドラフト力を確保するために設定することが提案されている。具体例としては、大気温度が２５℃以上のときには設定温度を９５℃以上とすること、大気温度が０℃のときには設定温度を９８℃以上とすることが提案されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００７】
【特許文献１】特許第４８９２５３９号
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
しかしながら、排ガスの温度を上記のように高温に設定することは、発電プラントにおける熱回収量を制限することになり、ＧＴＣＣ発電プラントの熱効率の向上を妨げる要因の一つとなっていた。
【０００９】
そこで、本発明は、排ガスの温度を高温に設定して排ガスの煙突からのドラフト力を確保する必要がなく、しかもその分の熱を利用して熱効率を向上させることが可能なＧＴＣＣ発電プラントを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
かかる目的を達成するため、本願発明者等が鋭意検討を行った結果、ＧＴＣＣ発電プラントの燃料を水素（水素ガス）として水素焚ＧＴＣＣ発電プラントとした場合、排ガス中に二酸化炭素が実質的に含まれなくなると共に酸素濃度も空気より低くなって、排ガス自体が上空への拡散力を有するものとなり、排ガスの温度を高温に設定せずともプラント周囲に高濃度の排ガスが降下することがないことを知見するに至った。そして、本願発明者は、この知見から、排ガスの温度を高温に設定するために利用されていた熱を積極的に回収することによって、従来のＧＴＣＣでは利用できなかった潜熱分をも利用できることを知見するに至り、さらに種々検討を重ねて本発明に至った。
【００１１】
即ち、請求項１に記載の水素焚ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントは、水素を燃焼用空気と燃焼させて燃焼ガスを生成する燃焼器を備え、燃焼ガスによりガスタービンが駆動して発電が行われるガスタービン発電設備と、ガスタービン発電設備から排出される排ガスとの熱交換によって水蒸気を生成する排熱回収ボイラを備え、水蒸気により蒸気タービンが駆動して発電が行われる蒸気タービン発電設備とを少なくとも具備し、排熱回収ボイラの出口における排ガスの温度が排ガスの露点温度以下となるように設定されているものである。
【００１２】
また、請求項２に記載の水素焚ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントは、水素を燃焼用空気と燃焼させて燃焼ガスを生成する燃焼器を備え、燃焼ガスによりガスタービンが駆動して発電が行われるガスタービン発電設備と、ガスタービン発電設備から排出される排ガスとの熱交換によって水蒸気を生成する排熱回収ボイラを備え、水蒸気により蒸気タービンが駆動して発電が行われる蒸気タービン発電設備と、排熱ボイラで熱交換された後の排ガスとの熱交換によって水よりも沸点の低い低沸点媒体を沸騰させて低沸点媒体蒸気を生成する蒸発器を備え、低沸点媒体蒸気により低沸点媒体蒸気タービンが駆動して発電が行われるボトミング発電設備とを少なくとも具備し、蒸発器の出口における排ガスの温度が、排ガスの露点温度以下となるように設定されているものである。
【発明の効果】
【００１３】
請求項１に記載の発明によれば、従来のＧＴＣＣ発電プラントのように排ガスの温度を高温に設定せずとも、排ガスを煙突から上空に拡散させることができるので、従来のＧＴＣＣ発電プラントでは利用することができなかった排ガスの潜熱分までも回収することが可能となり、プラントの熱効率を従来よりも向上させることが可能となる。
【００１４】
請求項２に記載の発明によれば、従来のＧＴＣＣ発電プラントのように排ガスの温度を高温に設定せずとも、排ガスを煙突から上空に拡散させることができるので、従来のＧＴＣＣ発電プラントでは利用することができなかった排ガスの潜熱分までも回収することが可能となり、プラントの熱効率を従来よりも向上させることが可能となる。しかも、この発明によれば、ボトミング発電設備を具備することによって、排ガスからの熱回収をより効率的に行うことが可能となる。
【図面の簡単な説明】
【００１５】
【図１】本発明の第一の実施形態に係る水素焚ＧＴＣＣサイクル発電プラントの概略図である。
【図２】本発明の第二の実施形態に係る水素焚ＧＴＣＣサイクル発電プラントの概略図である。
【発明を実施するための形態】
【００１６】
以下、本発明を実施するための形態について、図面に基づいて詳細に説明する。
【００１７】
＜第一の実施形態＞
本発明の第一の実施形態に係る水素焚ＧＴＣＣ発電プラントの概略図を図１に示す。図１に示す水素焚ＧＴＣＣ発電プラント１には、大まかには、ガスタービン発電設備２及び蒸気タービン設備３が具備されている。
【００１８】
本実施形態において、ガスタービン発電設備２は、燃焼器２１と、燃焼器２１に燃焼用空気を供給する燃焼用空気供給手段２２と、燃焼器２１に水素（水素ガス）を供給する水素供給手段２３と、燃焼器２１に水（純水）又は蒸気を供給する水／蒸気供給手段２４と、燃焼器２１から供給される燃焼ガスによって駆動するガスタービン２５と、ガスタービン２５の駆動により作動して発電が行われる発電機Ａを備えるものとしている。
【００１９】
本発明において、燃焼器２１における燃焼方式は特に限定されるものではないが、本実施形態では、低ＮＯｘ化を図るために、燃焼器２１における燃焼方式を水／蒸気噴射方式とした場合を例に挙げて説明する。具体的には、燃焼器２１を拡散燃焼方式（燃焼室内に直接燃料を噴射して燃焼させる）の標準的な燃焼器とし、水素（水素ガス）と水（純水）若しくは水蒸気を、水素供給手段２３及び水／蒸気供給手段２４から燃焼器２１に向けて供給して燃焼器２１の燃焼室内に水素（水素ガス）と水（純水）若しくは水蒸気を同時に噴射する。そして、燃焼器２１の燃焼室内に燃焼用空気供給手段２２から燃焼用空気を供給して、燃焼を行うようにしている。燃焼用空気供給手段２２は、例えば空気を取り込んで圧縮し、圧縮空気を燃焼器２１に供給する空気圧縮機等である。
【００２０】
本発明においては、燃料を水素とすることで、従来のＧＴＣＣ発電プラントのように排熱回収ボイラの出口における排ガスの温度を高温に設定せずとも、排ガスを煙突から上空に拡散させることを可能としている。そのため、本発明では、従来のＧＴＣＣ発電プラントでは利用できなかった排ガスの潜熱分をも回収することが可能であり、プラントの熱効率を向上させ易い。したがって、本実施形態においては、燃焼器２１における燃焼方式として水／蒸気噴射方式を採用した場合に懸念されるプラントの熱効率の低下の問題を回避しつつ、水／蒸気噴射方式を採用することによる恩恵を受けることが可能となる。即ち、燃焼器２１の燃焼室内の高温部の燃焼温度を低下させて、ＮＯｘの発生を抑制することが可能となる。また、燃料器２１として拡散燃焼方式（燃焼室内に燃料を直接噴射して燃焼させる方式）の標準的な燃焼器を用いることができるので、燃焼器の構造を簡素化することができる。さらに、予混合燃焼方式と比較して燃料や空気の複雑な供給制御を行う必要が無いことから、ガスタービン発電設備２の運転を容易なものとすることができる。加えて、若干ではあるが、燃焼ガスのガスタービン通過質量が増加することによる出力増加も期待することができる。
【００２１】
燃焼器２１において生成された燃焼ガスは、ガスタービン２５の駆動に利用された後、蒸気タービン発電設備３の排熱回収ボイラ３１に供給される。
【００２２】
本実施形態において、蒸気タービン発電設備３は、ガスタービン発電設備２からの排ガスとの熱交換により水蒸気を生成する排熱回収ボイラ３１と、排熱回収ボイラ３１からの水蒸気によって駆動する蒸気タービン３３と、蒸気タービン３３からの水蒸気を海水等の冷却水で凝縮する復水器３２を備えるものとしている。復水器３２で水蒸気が凝縮されて生成される水は排熱回収ボイラ３１に供給され、ガスタービン発電設備２からの排ガスとの熱交換による水蒸気の生成に供される。また、排熱回収ボイラ３１で熱交換された後の排ガスは、煙突４から大気中に排出される。尚、排熱回収ボイラ３１の高温側と低温側の間に設けられているのは脱硝装置３４である。
【００２３】
本実施形態では、排熱回収ボイラ３１における熱交換は、熱交換後の排ガスの温度が排ガスの露点温度以下に至るまで行われる。このように熱交換を行うことによって、従来のＧＴＣＣ発電プラントでは回収できなかった排ガスの潜熱分までも回収することが可能となり、プラントの熱効率を向上させやすいものとできる。
【００２４】
ここで、排熱回収ボイラ３１における熱交換は、上記の通り熱交換後の排ガスの温度が排ガスの露点温度以下に至るまで行うようにすればよいが、排ガスの温度が５７℃以下に至るまで行うことが好適であり、５５℃以下に至るまで行うことがより好適であり、５３℃以下に至るまで行うことがさらに好適であり、５０℃以下に至るまで行うことがなお好適である。排ガスの温度が５７℃以下に至るまで熱交換を行う場合、本願発明者の試算によれば、プラントの熱効率を低下させ得る水／蒸気噴射方式を燃焼方式として採用した場合においても、従来の天然ガス焚発電プラントと同様ないしはそれを超えるプラントの熱効率を達成することが可能となる。
【００２５】
尚、プラントの熱効率の向上の観点から言えば、排熱回収ボイラ３１における熱交換は、熱交換後の排ガスの温度が、冷却水として取水される海水等の温度により定められる復水器３２の出口における凝縮水の水温とピンチ温度とにより定められる温度、例えば４０℃〜２０℃に至るまで行うことが最も好適である。つまり、この温度が熱交換後の排ガスの温度の下限値であると共に最も好適な温度である。例えば、復水器３２における冷却水として水温３０℃の海水を用い、ピンチ温度が＋１０℃である場合には、熱交換後の排ガスの温度が４０℃程度となるように熱交換を行うこと最も好適である。また、例えば、冬場で海水温が低く（例えば１０℃）、ピンチ温度が＋１０℃である場合には、熱交換後の排ガスの温度が２０℃程度となるように熱交換を行うことが最も好適である。
【００２６】
排熱回収ボイラ３１において熱交換された後の排ガスは、煙突４から排出される。ここで、排熱回収ボイラ３１において熱交換された後の排ガスは、二酸化炭素を実質的に含んでおらず、酸素濃度も空気より低いものとなっている。したがって、従来のＧＴＣＣ発電プラントのように、排ガスの温度を１００℃程度の高温に設定せずとも、排ガスの煙突４から上空への拡散力は確保される。したがって、上記の通り排ガスの温度を露点温度以下とした場合においても、排ガスの煙突４から上空への拡散力は確保される。因みに、熱交換後の排ガスの温度を、冷却水として取水される海水等の温度により定められる復水器３２の出口における凝縮水の水温とピンチ温度とにより定められる温度としても、排ガスの煙突出口温度は周囲温度（気温）よりも高温となり、排ガスの温度が周囲温度（気温）よりも低くなることにより排ガスの煙突４から上空への拡散力が低下することはない。
【００２７】
排熱回収ボイラ３１において熱交換された後の排ガスからは、凝縮により発生した水が排出されるが、燃焼器２１における燃焼方式として水／蒸気噴射方式を採用する場合には、この水は、水処理装置（図示省略）にて、中和、濾過、脱酸素など再利用に必要な処理を行った後、燃焼器２１に噴射される水／蒸気として再利用することも可能である。この場合、燃焼器に噴射される水／蒸気の原料となる給水量を低減すること、あるいは給水の必要性を無くすことが可能となる。
【００２８】
＜第二の実施形態＞
本発明の第二の実施形態に係る水素焚ＧＴＣＣ発電プラントの概略図を図２に示す。図２に示す水素焚ＧＴＣＣ発電プラント１’は、蒸気タービン発電設備３の後段に、ボトミングサイクル発電設備５を備えている点、並びにボトミングサイクル発電設備５の蒸発器５１で熱交換された後の排ガスが煙突４から排出される点において、第一の実施形態に係る水素焚ＧＴＣＣ発電プラントとは異なっている。
【００２９】
ガスタービン発電設備２と蒸気タービン発電設備３については、基本的には第一の実施形態に係る水素焚ＧＴＣＣ発電プラントと共通しているので、説明は省略する。但し、本実施形態においては、ガスタービン発電設備２から排出される排ガスとの熱交換を、蒸気タービン発電設備３の排熱回収ボイラ３１とボトミング発電設備５の蒸発器５１を併用して行うようにしており、この点と併せて、ボトミング発電設備５について以下に説明する。
【００３０】
本実施形態において、ボトミング発電設備５は、排熱回収ボイラ３１からの排ガスとの熱交換により水よりも沸点の低い低沸点媒体を沸騰させて低沸点媒体蒸気を生成する蒸発器５１と、蒸発器５１からの低沸点媒体蒸気によって駆動する低沸点媒体蒸気タービン５３と、低沸点媒体蒸気タービン５３からの低沸点媒体蒸気を海水等の冷却水で凝縮する凝縮器５２を備えるものとしている。凝縮器５２で低沸点媒体蒸気が凝縮されて生成される低沸点媒体は蒸発器５１に供給され、排熱回収ボイラ３１からの排ガスとの熱交換による低沸点媒体蒸気の生成に供される。また、蒸発器５１で熱交換された後の排ガスは、煙突４から大気中に排出される。
【００３１】
蒸発器５１において熱交換された後の排ガスからは、凝縮により発生した水が排出されるが、燃焼器２１における燃焼方式として水／蒸気噴射方式を採用する場合には、この水は、水処理装置（図示省略）にて、中和、濾過、脱酸素など再利用に必要な処理を行った後、燃焼器２１に噴射される水／蒸気として再利用することも可能である。この場合、燃焼器に噴射される水／蒸気の原料となる給水量を低減すること、あるいは給水の必要性を無くすことが可能となる。
【００３２】
低沸点媒体は、水よりも沸点の低い媒体であれば特に限定されるものではないが、例えば、アンモニアと水の混合媒体、フロン系媒体（例えばＲ２５４ＦＣ、Ｒ４０７Ｃ、Ｒ４１０Ａ等）、低沸点有機化合物（例えばペンタンやヘキサン等）が挙げられる。
【００３３】
本実施形態では、排熱回収ボイラ３１と蒸発器５１における熱交換は、蒸発器５１における熱交換後の排ガスの温度が排ガスの露点温度以下に至るまで行われる。このように熱交換を行うことによって、従来のＧＴＣＣ発電プラントでは回収できなかった排ガスの潜熱分までも回収することが可能となり、プラントの熱効率を向上させやすいものとできる。
【００３４】
ここで、排熱回収ボイラ３１と蒸発器５１における熱交換は、上記の通り蒸発器５１における熱交換後の排ガスの温度が排ガスの露点温度以下に至るまで行うようにすればよいが、排ガスの温度が５７℃以下に至るまで行うことが好適であり、５５℃以下に至るまで行うことがより好適であり、５３℃以下に至るまで行うことがさらに好適であり、５０℃以下に至るまで行うことがなお好適である。
【００３５】
尚、プラントの熱効率の向上の観点から言えば、排熱回収ボイラ３１と蒸発器５１における熱交換は、蒸発器５１における熱交換後の排ガスの温度が、冷却水として取水される海水等の温度により定められる凝縮器５２の出口における凝縮水の水温とピンチ温度とにより定められる温度、例えば４０℃〜２０℃に至るまで行うことが最も好適である。つまり、この温度が蒸発器５１における熱交換後の排ガスの温度の下限値であると共に最も好適な温度である。例えば、凝縮器５２における冷却水として水温３０℃の海水を用い、ピンチ温度が＋１０℃である場合には、蒸発器５１における熱交換後の排ガスの温度が４０℃程度となるように熱交換を行うこと最も好適である。また、例えば、冬場で海水温が低く（例えば１０℃）、ピンチ温度が＋１０℃である場合には、蒸発器５１における熱交換後の排ガスの温度が２０℃程度となるように熱交換を行うことが最も好適である。
【００３６】
蒸発器５１において熱交換された後の排ガスは、煙突４から排出される。ここで、蒸発器５１において熱交換された後の排ガスは、二酸化炭素を実質的に含んでおらず、酸素濃度も空気より低いものとなっている。したがって、従来のＧＴＣＣ発電プラントのように、排ガスの温度を１００℃程度の高温に設定せずとも、排ガスの煙突４から上空への拡散力は確保される。したがって、上記の通り排ガスの温度を露点温度以下とした場合においても、排ガスの煙突４から上空への拡散力は確保される。因みに、蒸発器５１における熱交換後の排ガスの温度を、冷却水として取水される海水等の温度により定められる凝縮器５２の出口における低沸点媒体の温度とピンチ温度とにより定められる温度としても、排ガスの煙突出口温度は周囲温度（気温）よりも高温となり、排ガスの温度が周囲温度（気温）よりも低くなることにより排ガスの煙突４から上空への拡散力が低下することはない。
【００３７】
ここで、排熱回収ボイラ３１と蒸発器５１とにおける排ガスからの熱回収量の配分については、蒸発器５１から排出される最終的な排ガスの温度が目標の温度まで低下すれば、特に限定されるものではない。例えば、従来のＧＴＣＣ発電プラントと同様に排熱回収ボイラ３１で排ガスの温度が１００℃程度になるまで熱交換を行った後、蒸発器５１で目標の温度に低下するまで熱交換を行うようにしてもよい。また、排熱回収ボイラ３１で排ガスの温度が１００℃未満になるまで熱交換を行った後、蒸発器５１で目標の温度に低下するまで熱交換を行うようにしてもよい。あるいは、排熱回収ボイラ３１での熱交換を排ガスの温度が１００℃よりも高温の段階で留めておき、蒸発器５１で目標の温度に低下するまで熱交換を行うようにしてもよい。
【００３８】
本実施形態のように、ボトミング発電設備５を併用することによって、熱交換をより効率的に行うことが可能となる。特に、本実施形態では、排ガスの温度を露点温度以下にできることに加えて、水素を燃焼させることによって、さらには燃焼器２１における燃焼方式として水／蒸気噴射方式を採用した場合にはそのことによって、熱量を従来のＧＴＣＣプラントよりも多く回収することになるので、熱回収にかかる負荷を、排熱回収ボイラ３１と蒸発器５１に分散させることができ、より効率的に排熱を回収して、プラントの熱効率の向上をより達成させ易いものとできる。
【００３９】
上述の形態は本発明の好適な形態の一例ではあるがこれに限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲において種々変形実施可能である。
【００４０】
例えば、ガスタービン発電設備２は、本発明の効果が奏され得る範囲内で、公知又は新規のものを適宜採用するようにしても構わない。例えば、上述の実施形態では、燃焼器２１における燃焼方式として低ＮＯｘ化のために水／蒸気噴射方式を採用するようにしているが、水素を燃料として燃焼ガスを生成できるものであれば、この方式以外の燃焼方式を採用しても構わない。例示すると、局所的な高温火炎の発生を無くしＮＯｘの発生を抑制できる、予め燃料と酸化剤を混ぜて燃焼させる予混合燃焼方式においても、水素を燃料として燃焼ガスを生成できるものであるので、水／蒸気噴射方式以外の燃焼方式を採用しても構わない。
【００４１】
また、蒸気タービン発電設備３は、本発明の効果が奏され得る範囲内で、公知又は新規のものを適宜採用するようにしても構わない。
【００４２】
さらに、ボトミング発電設備５は、本発明の効果が奏され得る範囲内で、公知又は新規のものを適宜採用するようにしても構わない。
【００４３】
また、煙突４については、従来のＧＴＣＣ発電設備と同等の高さを有するものとしても構わないが、本発明の場合、排ガスには二酸化炭素が実質的に含まれていないので、プラント周囲に二酸化炭素が降下する虞がない。したがって、プラント周囲に凝縮した蒸気が降下しない範囲内で、煙突４の高さを低くしても構わない。
【００４４】
さらに、上述の実施形態では、発電機Ａをガスタービン発電設備２と蒸気タービン発電設備３で共用されるようにし、発電機Ｂをボトミングサイクル発電設備５で独立して設けるようにしているが、発電機の設置形態はこの形態には限定されない。例えば、ガスタービン発電設備２、蒸気タービン発電設備３、及びボトミングサイクル発電設備５においてそれぞれ独立して設けるようにしてもよいし、いずれか２以上の設備で共用されるように設けるようにしてもよい。
【実施例】
【００４５】
以下に本発明の実施例を説明するが、本発明はこれら実施例に限られるものではない。
【００４６】
（実施例１）
燃料の違いによるＧＴＣＣ発電プラントの排ガスの組成について検討を行った。
【００４７】
燃料として天然ガスを用い、支燃性ガスを空気として燃焼した場合の排ガスの組成（１００℃、４０℃）の一例を表１に示す。表１に示すデータは、化学平衡計算により得られたものである。
【００４８】
【表１】
2014134105.tif 000003
【００４９】
燃料として水素ガスを用い、支燃性ガスを空気として水／蒸気噴射方式で燃焼した場合の排ガスの組成（１００℃、４０℃）を表２に示す。表２に示す組成は、燃料：水噴射質量＝１：１．５とし、同じく化学平衡計算を用いて計算することにより得られたものである。
【００５０】
【表２】
2014134105.tif 000004
【００５１】
また、参考データとして、空気の組成（３０℃）を表３に示す。
【００５２】
【表３】
2014134105.tif 000005
【００５３】
表１に示されるように、燃料として天然ガスを用いたＧＴＣＣ発電プラントからの排ガスには、二酸化炭素が多く含まれている。二酸化炭素の分子量は空気の平均分子量よりも大きいことから、排ガスを高温に維持して煙突からのドラフト力を確保し、二酸化炭素を上空に拡散させて、二酸化炭素を含む高濃度の排ガスがプラント周囲に降下するのを防ぐ必要がある。これに対し、表２に示されるように、燃料として水素を用いたＧＴＣＣ発電プラントからの排ガスには、二酸化炭素が実質的に含まれておらず（空気中には二酸化炭素が含まれているが、その量はわずか３００〜５００ｐｐｍ（０．０３〜０．０５％）であることから、殆ど無視できる量である）、酸素濃度も空気と比べて低い。特に、排ガスの露点温度未満の温度である４０℃の場合においても、排ガス中に二酸化炭素が含まれず、酸素濃度も空気と比べて低く、しかも密度が空気よりも小さい。したがって、水素焚ＧＴＣＣ発電プラントの場合には、天然ガス焚ＧＴＣＣ発電プラントのように排ガスの温度を高温に維持せずとも、排ガス自体が上空への拡散力を有するものとなり、プラント周囲に高濃度の排ガスが降下することがないことが明らかとなった。そして、このことから、排ガスの温度が露点温度以下に至るまで排ガスからの熱回収を行うことができ、排ガスの潜熱分をも利用して、プラントの熱効率を向上させ得ることが明らかとなった。
【００５４】
（実施例２）
液化天然ガス（ＬＮＧ）焚ＧＴＣＣと水素（Ｈ２）焚ＧＴＣＣについて、熱効率を解析して比較検討を行った。尚、解析は、燃料の組成、空気の組成、温度及び圧力から化学平衡計算により行った。尚、以降の説明において、「ＧＴ」はガスタービンを意味し、「ＳＴ」は蒸気タービンを意味し、「ＨＲＳＧ」は排熱回収ボイラを意味している。
【００５５】
（１）ＬＮＧ焚ＧＴＣＣ
ＬＮＧ焚ＧＴＣＣについて、以下の通り解析を実施した。
【００５６】
まず、ＧＴＣＣの実機データを、三菱重工技報ｖｏｌ．４６，Ｎｏ．２（２００９），ｐ．３０〜３３を参考にして取得した。
・燃焼器出口温度：１５００［℃］
・ＧＴＣＣ効率：５３．５４［％］（高位発熱量基準）
【００５７】
また、ガスタービンのデータは、２０１２  Ｇｕｓ  Ｔｕｒｂｉｎｅ  Ｗｏｒｌｄ  ＨＡＮＤＢＯＯＫ（８９ページ）から取得した。
・ガスタービン圧力比：２１
・排ガス温度：１０８９［Ｆ］
・排ガス流量：１６２５［ｌｂ／ｓ］
【００５８】
次に、ＧＴ出力とＧＴ投入熱量の算出を行った。具体的には、圧縮機効率を仮定し、圧縮動力と圧縮機出口温度を算出した。さらに排ガス温度と排ガス流量を上記の値としてＧＴ出力と投入熱量を算出した結果、ＧＴ出力は３３４［ＭＷ］、ＧＴ投入熱量は９２４［ＭＷ］となった。この結果からＧＴＣＣ効率を算出した結果、３６．１５［％］となった。また、ＳＴ効率は１７．３９［％］となった（＝５３．５４［％］−３６．１５［％］）。ＳＴ出力は１６１［ＭＷ］となった（＝９２４［ＭＷ］×１７．３９［％］／１００）。
【００５９】
尚、排ガスからの熱回収を、排ガスの温度が１０８９［Ｆ］（５８７．２［℃］）から１００［℃］になるまで行った場合に回収される熱量を算出したところ、５４９［ｋＪ／ｋｇ］×１６２５［ｌｂ／ｓ］となった。
【００６０】
計算で使うＬＮＧ焚ＧＴＣＣの効率等を以下のように定義した（つまり、上記で得られた数値を以下のように丸めた）。
・ＧＴＣＣ効率：５４［％］
・ＧＴ出力：３３４［ＭＷ］
・ＧＴ効率：３６［％］
・ＧＴ燃焼器出口温度：１５００［℃］
・ＳＴ出力：１６１［ＭＷ］
【００６１】
（２）Ｈ２焚ＧＴＣＣ
Ｈ２焚ＧＴＣＣについて、以下の通り解析を実施した。
【００６２】
ＮＯｘ低減対策として水を燃料質量の１．５倍投入すると仮定し、ＧＴ出力はＬＮＧ焚の場合と同一（３３４［ＭＷ］）であると仮定した。そして、燃焼器出口温度が１５００［℃］となる燃料量（投入熱量）を算出し（１００６［ＭＷ］）、ＧＴ効率を算出した結果、３３［％］となった（＝３３４［ＭＷ］／１００６［ＭＷ］×１００）。
【００６３】
次に、排ガスからの熱回収を、排ガス温度が１０８９［Ｆ］（５８７［℃］）から１００［℃］になるまで行った場合に回収される熱量を算出したところ、５８８［ｋＪ／ｋｇ］×１６２５［ｌｂ／ｓ］となった。この計算結果からＳＴ出力を計算したところ、１７２［ＭＷ］となった（＝１６１［ＭＷ］×５８８［ｋＪ／ｋｇ］／５４９［ｋＪ／ｋｇ］）。また、プラント全体の熱効率を計算した結果、５０［％］となった（＝（３３４［ＭＷ］＋１７２［ＭＷ］）／１００６［ＭＷ］×１００）。
【００６４】
また、排ガスからの熱回収を、排ガス温度が１０８９［Ｆ］（５８７［℃］）から４０［℃］になるまで行った場合に回収される熱量を算出したところ、８９４［ｋＪ／ｋｇ］×１６２５［ｌｂ／ｓ］となった。この計算結果からＳＴ出力を計算したところ、２６２［ＭＷ］となった（＝１６１［ＭＷ］×８９４［ｋＪ／ｋｇ］／５４９［ｋＪ／ｋｇ］）。また、プラント全体の熱効率を計算した結果、５９［％］となった（＝（３３４［ＭＷ］＋２６２［ＭＷ］）／１００６［ＭＷ］×１００）。
【００６５】
ＬＮＧ焚ＧＴＣＣの場合、上記の通りプラント全体の熱効率は５４［％］に達し、そのうちＧＴの熱効率は３６［％］程度となる。Ｈ２焚ＧＴＣＣでは低ＮＯｘ化のために、水あるいは蒸気を燃料の１．０倍から１．５倍程度噴射するが、ガスタービン入口温度を一定にするためには１．１倍の燃料が必要になる。
【００６６】
一方、水あるいは蒸気を噴射するため、ガスタービンを通過する燃焼ガスの質量が０．５［％］程度増加して出力が若干上昇するが、ほとんど出力変化はないと考えると、ＬＮＧ焚ＧＴよりもＧＴの熱効率が低下して３３［％］程度となる。
【００６７】
また、排ガスの持つ熱量は、潜熱分が増えることなどから、Ｈ２焚ＧＴＣＣではＬＮＧ焚ＧＴＣＣよりも１．２５倍大きくなる。しかし、ＬＮＧ焚ＧＴＣＣと同様、１００［℃］程度（排ガスが持つ熱量の８３［％］程度）までしか排熱回収ボイラにおける熱回収を行わない場合には、回収できる熱量はＬＮＧ焚ＧＴＣＣと比較して５［％］強の増加に留まる。したがって、そのままではＧＴＣＣ効率は５０［％］に低下してしまう。
【００６８】
一方、４０［℃］程度まで熱量をＨＲＳＧで回収すれば、排ガスが持つ熱量の９０［％］程度を回収することが可能となり、ＮＧ焚ＧＴＣＣに比べ排ガスの持つ熱量が１．２５倍に増えたこととあわせて、ＨＲＳＧによる回収熱量はＬＮＧ焚ＧＴＣＣに比べ１．６倍にまで増加する。これにより、ＳＴでの出力も１．６倍になり、Ｈ２焚ＧＴＣＣの熱効率は５９［％］に達することが明らかとなった。
【００６９】
（実施例３）
実施例２で算出されたＬＮＧ焚ＧＴＣＣの熱効率と同じ効率となるＨ２焚ＧＴＣＣの排ガス温度について検討した。解析には、実施例２と同様、化学平衡計算により行った。
【００７０】
まず、ＬＮＧ焚ＧＴＣＣ効率（５４［％］）が達成される場合のＨ２焚ＧＴＣＣのＧＴＣＣ出力を、投入熱量を１００６［ＭＷ］として算出した結果、５４３．２４［ＭＷ］となった（＝１００６［ＭＷ］×５４［％］／１００）。また、ＧＴ出力を３３４［ＭＷ］としてＳＴ出力を算出した結果、２０９［ＭＷ］となった（＝５４３［ＭＷ］−３３４［ＭＷ］）。
【００７１】
次に、Ｈ２焚ＧＴＣＣのＳＴ効率がＬＮＧ焚ＧＴＣＣのＳＴ効率と同じ効率であると考え、ＨＲＳＧで得るべきエンタルピーを算出した結果、７１４［ｋＪ／ｋｇ］となった（＝２０９ＭＷ×５４９［ｋＪ／ｋｇ］／１６１［ＭＷ］）。
【００７２】
次に、Ｈ２焚ＧＴＣＣの成分割合において、ＧＴ出口（５９０［℃］）での排ガスのエンタルピーからＨＲＳＧで回収される７１４［ｋＪ／ｋｇ］を除したエンタルピーおよび、圧力（１ａｔｍ）を指定して化学平衡計算を行った結果、ＨＲＳＧ出口での排ガス温度は５７［℃］と見積もられた。
【００７３】
以上のことから、ＬＮＧ焚ＧＴＣＣと同効率となるＨ２焚ＧＴＣＣの煙突入口温度は５７［℃］となり、排ガス温度を５７［℃］以下とすることで、燃焼器における燃焼方式として水／蒸気噴射方式を採用したＨ２焚ＧＴＣＣにおいて、従来のＬＮＧ焚ＧＴＣＣと同等ないしはそれ以上の熱効率が得られることが明らかとなった。
【符号の説明】
【００７４】
１、１’      水素焚ＧＴＣＣ発電プラント
２            ガスタービン発電設備
３            蒸気タービン発電設備
４            煙突
５            ボトミング発電設備
２１          燃焼器
２２          空気供給手段
２３          水素供給手段
２４          水／蒸気供給手段
２５          ガスタービン
３１          排熱回収ボイラ
３２          復水器
３３          蒸気タービン
３４          脱硝装置
５１          蒸発器
５２          凝縮器
５３          低沸点媒体蒸気タービン
Ａ、Ｂ        発電機
【図１】
2014134105.tif 000006
【図２】
2014134105.tif 000007