ガスタービン発電プラント
【課題】工場の操業状況により変動する副生ガスに柔軟に対応することが可能で、安定的に発電を行うことが可能なガスタービン発電プラントを提供する。
【解決手段】工場から副次的に発生する副生ガスを燃料とするガスタービン発電設備３０と、ガスハイドレートを貯蔵可能なタンク１０２を有し、貯蔵するガスハイドレートをガス化させガスを送出するガスハイドレートガス化装置１００とを備え、前記ガスハイドレートをガス化させたガスを前記ガスタービン発電設備３０の増熱用燃料として使用する。
【解決手段】工場から副次的に発生する副生ガスを燃料とするガスタービン発電設備３０と、ガスハイドレートを貯蔵可能なタンク１０２を有し、貯蔵するガスハイドレートをガス化させガスを送出するガスハイドレートガス化装置１００とを備え、前記ガスハイドレートをガス化させたガスを前記ガスタービン発電設備３０の増熱用燃料として使用する。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、工場の操業に伴い副次的に発生する副生ガスを燃料とするガスタービン発電プラントに関し、特に工場の操業状況により変動する副生ガスに柔軟に対応することが可能で、安定的に発電を行うことが可能なガスタービン発電プラントに関する。
【背景技術】
【０００２】
図３は、製鉄所の操業に伴い発生する高炉ガス等の副生ガスを燃料とする従来のガスタービン発電設備の概略的構成を示す。高炉ガス等の低圧・低発熱量燃料を使用するガスタービン発電設備１では、低発熱量ガスである高炉ガスを混合器２を介して高発熱量ガスと混合し、増熱された燃料ガスは、軸流式の燃料圧縮機３で昇圧して燃焼器４へ供給され、空気圧縮機５から送られる高圧の空気と混合、燃焼する。この燃焼ガスは、ガスタービン６の駆動源となり、ガスタービン６は、空気圧縮機５、燃料圧縮機３を駆動すると共に発電機７を駆動し、これにより発電を行う。燃焼器４の上流側には燃料遮断弁１３、空気圧縮機５の吸込空気ラインにはフィルタ１４を有する。高発熱量ガスとしては、転炉ガス、コークス炉ガスの他、これらガスを混合したガス、これらガスと高炉ガスとを混合した混合ガスがある。
【０００３】
燃料圧縮機３に使用する軸流式圧縮機は、サージングの範囲が広く、吸込む燃料ガス流量が所定量以下になるとサージングが発生するため、これを回避する目的で、出力が低下し燃焼器４への供給量が減少しても吸込む燃料ガス量が所定の流量以下とならないように、燃料ガス戻りライン８を通じて吐出ガス（燃料ガス）の一部を循環運転している。燃料ガス戻りライン８の途中には、戻りガス（循環ガス）量を調整するための第１ガス戻量制御弁９が備えられている。また、燃料ガス戻りライン８は、大量の戻りガスを処理するためのバイパスライン１０を有し、バイパスライン１０には、第２ガス戻量制御弁１１が設けられている。燃料圧縮機３で燃料ガスを圧縮すると、燃料ガスの温度が上昇するため、循環ガスは、燃料ガス戻りライン８に設けられたガス冷却器１２で冷却され、燃料圧縮機３に返送される。
【０００４】
上記ガスタービン発電設備１では、通常出力運転で燃料圧縮機３が吸込む燃料ガスの流量が所定量以上であっても燃料圧縮機３により高温・高圧となった燃料ガスの一部は、制御性を確保するためガス冷却器１２で冷却し燃料圧縮機３に返送するため、エネルギが無駄に消費されているという問題がある。この問題に対して本発明者らは、膨張タービンなどを用いてエネルギを回収する発明を行い、既に特許出願を行っている（特許文献１参照）。
【特許文献１】特開２００７−２３９７６号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
上記ガスタービン発電設備１に関しては、上記の問題の他、次のような課題がある。ガスタービン発電設備１は、製鉄所の操業に伴い発生する高炉ガス等の副生ガスを燃料とするので、製鉄所の操業状況により発生する副生ガスの種類ごとにガス量、ガス組成、ガスの発熱量が大きく変動する。特に燃料ガス発熱量を所定の発熱量に増熱するための高発熱量ガスが不足すると、多量の高炉ガスがあっても十分な発電を行うことができない。また、ガスタービン発電設備１は、燃料ガスを昇圧する燃料圧縮機３を有するためＬＮＧ焚きガスタービンにみられる夏季の大気温度上昇による出力低下と同様に、副生ガス、特に高炉ガスの温度上昇による出力低下が、季節に関係なく高炉の操業状況により発生する。現在のところ、これら課題を解決する技術は開発されておらず、開発が待たれているところである。さらにこれら課題と上記のエネルギの無駄な消費も併せて解決できればより好ましいことは言うまでもない。
【０００６】
本発明の目的は、工場の操業状況により変動する副生ガスに柔軟に対応することが可能で、安定的に発電を行うことが可能なガスタービン発電プラントを提供することである。またエネルギを有効利用する、工場から副次的に発生する副生ガスを燃料とするガスタービン発電プラントの提供を目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
本発明は、工場から副次的に発生する副生ガスを燃料とするガスタービン発電設備と、ガスハイドレートを貯蔵可能なタンクを有し、貯蔵するガスハイドレートをガス化させガスを送出するガスハイドレートガス化装置とを備え、前記ガスハイドレートをガス化させたガス及び／又は前記ガスハイドレートガス化装置から送出されるボイルオフガスを前記ガスタービン発電設備の増熱用燃料として使用することを特徴とするガスタービン発電プラントである。
【０００８】
請求項２に記載の本発明は、請求項１に記載のガスタービン発電プラントにおいて、前記副生ガスは、高炉ガス及び高炉ガスに比較し発熱量が高く高炉ガスに混合し発熱量を所定の発熱量に増加させる高発熱量ガスを含み、前記ガスハイドレートが天然ガスハイドレート及び／又はメタンハイドレートであり、天然ガス及び／又はメタンガスを前記高発熱量ガスの代替ガスとすることを特徴とする。
【０００９】
請求項３に記載の本発明は、請求項１又は請求項２に記載のガスタービン発電プラントにおいて、前記ガスタービン発電設備は、前記副生ガス、前記ガスハイドレートをガス化させたガス及び／又は前記ガスハイドレートガス化装置から送出されるボイルオフガスを昇圧可能な燃料圧縮機と、前記燃料圧縮機が圧縮した燃料ガスの一部を燃料圧縮機入口に返送する燃料ガス戻りラインと、前記燃料ガス戻りラインを流通する前記燃料圧縮機で圧縮され高温となった燃料ガスを、前記ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレート及び／又はガスハイドレートをガス化させるとき発生する水の冷熱を利用して冷却する戻りガス冷却器と、を備えることを特徴とする。
【００１０】
請求項４に記載の本発明は、請求項３に記載のガスタービン発電プラントにおいて、さらに前記燃料ガス戻りラインを流通する前記燃料圧縮機で圧縮され高温となった燃料ガスの有する熱を、前記ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレートのガス化の熱源に使用することを特徴とする。
【００１１】
請求項５に記載の本発明は、請求項３又は請求項４に記載のガスタービン発電プラントにおいて、さらに前記燃料圧縮機へ導入する副生ガスを、前記ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレート及び／又はガスハイドレートをガス化させるとき発生する水の冷熱を利用して冷却する燃料冷却器を備えることを特徴とする。
【発明の効果】
【００１２】
本発明のガスタービン発電プラントは、ガスタービン発電設備に増熱用燃料としてのガスを送出可能なガスハイドレートガス化装置を備えるので、工場から副次的に発生する副生ガスのガス組成、ガス量、ガスの発熱量が工場の操業状態により変動する場合であっても、ガスハイドレートをガス化させたガス及び／又はガスハイドレートガス化装置から送出されるボイルオフガスを増熱用燃料として補充することで、工場の操業状況により変動する副生ガスに柔軟に対応し、安定的に発電を行うことができる。さらにガスハイドレートガス化装置は、ガスハイドレートを貯蔵可能なタンクを有するので、ガスハイドレートを長期間貯蔵することが可能であり、副生ガスの変動により柔軟に対応することができる。
【００１３】
また本発明によれば、工場から発生する副生ガスは、高炉ガス及び高炉ガスに比較し発熱量が高く高炉ガスに混合し発熱量を所定の発熱量に増加させる高発熱量ガスを含み、前記ガスハイドレートが天然ガスハイドレート及び／又はメタンハイドレートであり、天然ガス及び／又はメタンガスを前記高発熱量ガスの代替ガスとするので、製鉄所の操業状態により高発熱量ガスが不足しても、天然ガス及び／又はメタンガスを代替ガスとすることで柔軟に対応し、安定的に発電を行うことができる。
【００１４】
また本発明によれば、前記ガスタービン発電設備は、前記副生ガス、前記ガスハイドレートをガス化させたガス及び／又は前記ガスハイドレートガス化装置から送出されるボイルオフガスを昇圧可能な燃料圧縮機を備えるので、燃料の圧力が低くても使用することが可能であり適用範囲が広がる。さらに燃料ガス戻りラインを備え、燃料ガス戻りラインを流通する前記燃料圧縮機で圧縮され高温となった燃料ガスをガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレート及び／又はガスハイドレートをガス化させるとき発生する水の冷熱を利用して冷却する戻りガス冷却器を備えるので、エネルギの有効利用、省エネルギにつながる。
【００１５】
また本発明によれば、さらに前記燃料ガス戻りラインを流通する前記燃料圧縮機で圧縮され高温となった燃料ガスの有する熱を、前記ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレートのガス化の熱源に使用するので、エネルギの有効利用、省エネルギにつながる。
【００１６】
また本発明によれば、さらに前記燃料圧縮機へ導入する副生ガスを、前記ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレート及び／又はガスハイドレートをガス化させるとき発生する水の冷熱を利用して冷却する燃料冷却器を備えるので、燃料である副生ガスを冷却することができる。これにより例えば高炉の操業状況により発生する高炉ガスの温度上昇による発電出力の低下を防止することができる。また副生ガスを前記ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレート及び／又はガスハイドレートをガス化させるとき発生する水の冷熱を利用して冷却するので、エネルギの有効利用、省エネルギにつながる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１７】
図１は、本発明の第１実施形態としてのガスタービン発電プラント２０の概略的構成を示すプロセスフロー図である。また図２は、ガスタービン発電プラント２０の一部を構成する天然ガスハイドレートガス化装置１００の概略的構成を示す。ここでは、副生ガスに製鉄所の操業に伴い発生する高炉ガス、ミックスガスを使用し、天然ガスハイドレートとしてペレット状の天然ガスハイドレートを使用する例を示す。ミックスガスは、高炉ガスを所定の発熱量に増熱するための燃料ガスであり、転炉ガスとコークス炉ガスとを混合したガスが例示される。なお、本発明が本実施形態に限定されないことは言うまでもない。
【００１８】
ガスタービン発電プラント２０は、製鉄所で発生する副生ガスを主燃料とし発電を行うガスタービン発電設備３０と、ガスタービン発電設備３０に増熱用の燃料として天然ガスを送出する天然ガスハイドレートガス化装置１００とを含み構成される。以下、天然ガスハイドレートをＮＧＨ、天然ガスハイドレートガス化装置をＮＧＨガス化装置と記す。
【００１９】
ガスタービン発電設備３０は、低圧の燃料ガスを所定の圧力まで昇圧する燃料圧縮機３２と、燃焼器３４に高圧の空気を送出する空気圧縮機３６、燃料圧縮機３２から送られる燃料ガスと空気圧縮機３６から送られる空気とを混合燃焼し、高温・高圧の燃焼ガスを発生させる燃焼器３４、燃焼器３４から送出される燃焼ガスで回転駆動するガスタービン３８、発電機４０を備える。燃焼器３４の上流側には燃料遮断弁３５を有する。
【００２０】
燃料圧縮機３２は、軸流式圧縮機であり、サージングの範囲が広く、吸込む燃料ガス流量が所定量以下になるとサージングが発生するため、これを回避する目的で、出力が低下し燃焼器３４への供給量が減少しても吸込む燃料ガス量が所定の流量以下とならないように、吐出ガス（燃料ガス）の一部を燃料圧縮機３２の入口部に返送するための燃料ガス戻りライン４２を備える。また燃料圧縮機３２で燃料ガスを圧縮すると、燃料ガスの温度が上昇するため、燃料ガス戻りライン４２を流通する温度の上昇した戻りガスを冷却するための戻りガス冷却器を備える。燃料ガス戻りライン４２の途中には、戻りガス（循環ガス）量を調整するための第１ガス戻量制御弁４４が備えられ、大量の戻りガスを処理するための第２ガス戻量制御弁４６が設けられたバイパスライン４８が連結する。また第１ガス戻量制御弁４４の出口部の燃料ガス戻りライン４２には、燃料ガス戻りライン４２を流通する温度の上昇した戻りガスを冷却するための第１戻りガス冷却器５０を備える分岐ライン４９設けられ、分岐ライン４９は、第２戻りガス冷却器５２の上流側の燃料ガス戻りライン４２に合流する。
【００２１】
戻りガス冷却器は、ＮＧＨガス化装置１００に貯蔵するＮＧＨペレット１０１の冷熱を利用して戻りガスを冷却する第１戻りガス冷却器５０、海水を利用して戻りガスを冷却する第２戻りガス冷却器５２からなり、分岐ライン４９には入口弁５４、流量制御弁５６、第１戻りガス冷却器５０、出口弁５８が、上流側から下流側に向かって配置され、第２戻りガス冷却器５２は、分岐ライン４９が合流した後の燃料ガス戻りライン４２の途中に取付けられている。第１戻りガス冷却器５０は、間接式熱交換器であり、低温側にＮＧＨペレット１０１で冷却した水（不凍液）を供給することで戻りガスを冷却する。第１戻りガス冷却器５０の低温側とＮＧＨガス化装置１００内に取付けられた加熱器１１０との間には水（不凍液）を循環する循環ライン６０が設けられ、循環ライン６０に介装された循環ポンプ６２を介して水（不凍液）が第１戻りガス冷却器５０と加熱器１１０との間を循環する。
【００２２】
第２戻りガス冷却器５２も、間接式熱交換器であり、低温側に冷却水を供給することで戻りガスを冷却する。第２戻りガス冷却器５２への冷却水供給は、ガス冷却器冷却水ポンプ６４及びガス冷却水冷却器６６を循環ライン途中に備える冷却水循環ライン６８を通じて行われる。ガス冷却水冷却器６６は海水を冷却媒体とし、海水供給ライン７０に設けられた海水ポンプ７２より冷却媒体である海水が供給される。海水供給ライン７０は、数台の取水ポンプ７４で海水を取水し復水器（図示省略）に海水を送水する海水供給ライン７６の途中より分岐させている。ガス冷却水冷却器６６に供給された海水は、冷却水循環ライン６８を循環する冷却水を冷却し、温度が高くなった海水は、海に戻される。
【００２３】
燃料圧縮機３２の燃料導入ライン７８には、途中にガスを混合するためのガス混合器が２基取付けられ、天然ガスを送出するＮＧＨガス化装置１００が接続する。燃料圧縮機３２に近い第１混合器８０には、増熱用の燃料ガスであるミックスガスが供給され、上流側の第２混合器８２には、ＮＧＨガス化装置１００から天然ガスが送られる。燃料ガス戻りライン４２は、第１混合器８０の下流側で燃料導入ライン７８と合流する。また燃料導入ライン７８には、ＮＧＨガス化装置１００をバイパスするバイパスライン１５６が設けられている。
【００２４】
空気圧縮機３６の空気吸込ライン８４には、端部にフィルタ８６が取付けられていると共に、吸込空気を冷却するための空気冷却器８８、空気冷却器８８の入口部の空気温度を検出する温度検出器８７、空気冷却器８８の出口部の空気温度を検出する温度検出器８９が取付けられている。空気冷却器８８は、間接式熱交換器であり、低温側にＮＧＨガス化装置１００でＮＧＨペレット１０１をガス化させた際に発生する冷水を供給することで吸込空気を冷却する。ＮＧＨガス化装置１００でＮＧＨペレット１０１をガス化させた際に発生する冷水は、ＮＧＨガス化装置１００と空気冷却器８８の低温側とを結ぶ冷水送水管９２に介装された冷水送水ポンプ９０を介して空気冷却器８８に送られ、吸込空気を冷却し温度の高くなった冷水は、冷水戻管９４を通じてＮＧＨガス化装置１００に返送され、ＮＧＨペレット１０１のガス化に使用される。冷水送水ポンプ９０と空気冷却器８８とを結ぶ冷水送水管９２の途中には、三方弁９６が取付けられ、冷水を空気冷却器８８に代え、ガスタービン軸受部の潤滑油を冷却する油冷却器に冷却媒体として送水することができる。また、冷水戻管９４の途中にも三方弁９８が取付けられ、温度の高くなった冷水を系外に排出することもできる。
【００２５】
ＮＧＨガス化装置１００は、ガスタービン発電設備３０に増熱用の燃料として天然ガスを送出する装置であって、ＮＧＨペレット１０１を貯蔵可能なタンク１０２を有する。タンク１０２の壁面は、断熱性を有し、例えば自己保存性を発現する−２０℃程度のＮＧＨペレット１０１を長期間貯蔵することができる。タンク１０２の中間部にはスクリーン１０４が取付けられており、ＮＧＨペレット導入管１０６を介して供給されるＮＧＨペレット１０１は、スクリーン１０４上に堆積する。タンク１０２内の上部には、ＮＧＨペレット１０１を加熱しガス化させるための加熱水を噴射するスプレー管１０８が、スクリーン１０４の上方には、ＮＧＨペレット１０１を加熱しガス化させるための加熱器１１０が設けられている。スプレー管１０８は、冷水戻管９４と接続し、吸込空気等を加熱し１０℃〜３０℃程度の温度となった冷水がスプレーノズル１１２から噴射される。一方、加熱器１１０には、高温の戻りガスを冷却し温度が２００℃程度となった水（不凍液）が戻り、この水（不凍液）を加熱源としてＮＧＨペレット１０１を加熱、ガス化する。
【００２６】
タンク１０２の上部には、汽水分離器１２１を介して、ＮＧＨペレット１０１がガス化し発生する天然ガスを送出するガス送出管１２０が取付けられており、ガス送出管１２０の途中には、流量制御弁１２２が設けられている。さらにタンク１０２内の圧力が所定の圧力を超えた場合に、タンク１０２内の天然ガスを放出してタンク１０２の破損を防止する逃し弁１２４が装着されている。ＮＧＨガス化装置１００は、貯蔵するＮＧＨペレット１０１を積極的に冷却する冷凍設備を有していないので、ＮＧＨペレット１０１を積極的に加熱しない場合であっても壁面を通じての自然入熱によりＮＧＨペレット１０１がガス化され、ボイルオフガス（以下ＢＯＧと記す）が発生するけれども、このＢＯＧは、逃し弁１２４及び逃し弁１２４に接続するガス逃し管１２６を介して第２混合器８２へ送られるので、有効に利用することができる。なお、逃し弁１２４の開閉は後述の圧力調節計１３６により行われ、異常な圧力上昇に対しては、タンク１０２上部に装着された安全弁１２３がタンク１０２内の天然ガスを大気に放出する。
【００２７】
タンク１０２の下部には、多管式の冷却器１１４が装着されており、冷却管１１６はＮＧＨペレット１０１をガス化した際に発生する５℃程度の冷水１１８が貯留された冷水プール１１９に浸漬する。よって冷却管１１６内をガスタービン発電設備３０の燃料である高炉ガスを流通させることで、高炉ガスは冷水プール１１９で冷却される。またタンク１０２の下部には、冷水送水管９２が連結し、冷水送水ポンプ９０を介して空気冷却器８８等へ冷水が送られる。またタンク１０２の下部には、冷水プール１１９の水位を調節するための水位検出器１２８、水位調節計１３０、水位制御弁１３２、１３３が装着されている。水位制御弁１３２は吸込口が冷却管１１６によりも高い位置にある排水管１３５に接続し、水位制御弁１３３は、タンク底面に吸込口を有する排水管１３７に接続する。冷水１１８を送水せず、冷却器１１４だけを使用するときは、冷水プール１１９内において温度の上昇した冷水１１８が上部に移動するため、吸込口を冷却管１１６よりも上部に設けた排水管１３５を通じて冷水１１８を系外に排出する。なお、スクリーン１０４から流下する温度の低い冷水１１８は、冷水プール１１９内の温度の上昇した冷水１１８と混ざらないように例えば複数の漏斗状の受け皿と配管とで冷水プール１１９下部に送り込むことが好ましい。これらにより温度上昇した冷水１１８を系外に排出すると共に冷水プール１１９の水位を調節することができる。
【００２８】
この他、ＮＧＨガス化装置１００には、タンク１０２内の圧力を検出しタンク１０２内の圧力を調節する圧力検出器１３４及び圧力調節計１３６、ＮＧＨペレット１０１のレベルを検出しＮＧＨペレット供給弁１０７を調節するレベル検出器１３８及びレベル調節計１４０が設けられている。また第１戻りガス冷却器５０と加熱器１１０とを結ぶ循環ライン６０を流れる水（不凍液）の温度を検出する温度検出器１４２及び１４４、冷水送水管９２内を流れる冷水の温度を検出する温度検出器１４６、冷水戻管９４内を流れる冷水の温度を検出する温度検出器１４８、スプレー管１０８入口部の温度を検出する温度検出器１５０、冷却器１１４の入口部、出口部の燃料ガス温度を検出する温度検出器１５２及び１５４が取付けられており、これら温度データは圧力調節計１３６に用いられると共に、
図示を省略したガスタービン制御装置に送られ、ガスタービン制御装置は、これら温度データに基づき各種の制御を行う。
【００２９】
以上のような構成からなるガスタービン発電プラント２０は、所定の発熱量に調整した燃料を燃料圧縮機３２で昇圧し、燃焼器３４で燃料と空気とを混合、燃焼させガスタービン３８を駆動する。発熱量の制御は図示を省略したガスタービン制御装置の制御指令に基づき行われる。なお高炉ガス、ミックスガス及びＢＯＧを含む天然ガスの流量及び熱量のデータは、図示を省略した流量計及び発熱量計を介してガスタービン制御装置に送られ、ガスタービン制御装置はこれらデータに基づき発熱量の制御を行う。
【００３０】
製鉄所からミックスガスが十分に送られる場合は、高発熱量ガスであるミックスガスを低発熱量ガスである高炉ガスに混合し、これを燃料とする。この場合には増熱用のガスを補充する必要がないので、ＮＧＨガス化装置１００は待機状態となる。待機時間が比較的長く続いても、タンク１０２は、ＮＧＨペレット１０１を貯蔵可能で、壁面が断熱構造となっているので、ＮＧＨペレット１０１を長時間貯蔵することができる。長期間の待機状態に伴いＢＯＧが発生しても、ＢＯＧは、逃し弁１２４の設定圧力を超えるまではタンク１０２内に留まり、逃し弁１２４の設定圧力を超えるとガス逃し管１２６を通じて第２混合器８２に導かれ高炉ガスと混合されるので、ＢＯＧが無駄にならず有効に利用される。
【００３１】
一方、冬季などで外部からの自然入熱が少なくＢＯＧが殆ど発生しない場合には、天然ガス送出要求に即応できるように、一部ＮＧＨペレット１０１がガス化され、タンク１０２内は所定の圧力に保持される。具体的には、圧力調節計１３６は、圧力検出器１３４の圧力データに基づき、タンク１０２内の圧力が設定圧力、例えば０．１ＭＰａになるように流量制御弁５６に開指令を送る。流量制御弁５６が開くと、高温・高圧の戻りガスの一部が第１戻りガス冷却器５０を流れ、循環ポンプ６２を稼働させると加熱された水（不凍液）が加熱器１１０に導かれ、ＮＧＨペレット１０１がガス化される。
【００３２】
ミックスガス量が減少すると、増熱用の燃料が不足するので、図示を省略したガスタービン制御装置は、不足するミックスガスの発熱量に相当する量の天然ガスを、増熱用燃料として使用すべく流量制御弁１２２に開指令を出す。これによりタンク１０２内の天然ガス及び／又はＢＯＧは、第２混合器８２に導かれ高炉ガスと混合され、増熱用燃料として使用される。もちろんミックスガスを全く使用することなく、増熱用燃料を全て天然ガスとすることも可能である。ＮＧＨペレット１０１のガス化には、上記と同様に加熱器１１０を使用する。第１戻りガス冷却器５０で高温・高圧の戻りガスを冷却することで、加熱器１１０の熱源が得られると共に、第２戻りガス冷却器５２の負荷が減少する。これにより第２戻りガス冷却器５２を冷却するに必要な海水の温度上昇が少なくなり環境負荷が低減される。また海水ポンプ７２の動力も削減できる。もちろんスプレーノズル１１２から加熱水を噴射させ、ＮＧＨペレット１０１を加熱、ガス化させてもよい。
【００３３】
高炉ガスの温度が上昇し、ガスタービン発電設備３０の出力低下が懸念される場合は、高炉ガスを冷却器１１４に導き、冷水１１８で冷却する。スタートアップ時等で冷水プール１１９の水量が少ない場合であっても、タンク１０２内には、−２０℃程度のＮＧＨペレット１０１が貯蔵されているので、雰囲気温度は比較的低く、高炉ガスを冷却することができる。高炉ガスの温度調節は、冷却器１１４入口部のガス温度を検出する温度検出器１５２、冷却器１１４出口部のガス温度を検出する温度検出器１５４、燃料圧縮機３２入口のガス温度を検出する温度検出器１５５の温度データに基づき、冷却器１１４入口の燃料導入ライン７８に装着された流量調節ダンパー１５７及び冷却器１１４をバイパスするバイパスライン１５６に装着された流量調節ダンパー１５８により行う。これら制御は図示を省略したガスタービン制御装置が行う。高炉ガスの温度を低下させる必要のない場合は、バイパスライン１５６を使用すればよいことは言うまでもない。
【００３４】
夏季など大気温度が高い場合は、空気冷却器８８に冷水を送り空気圧縮機３６の吸込空気を冷却することができる。空気冷却器８８で吸込空気を冷却し温度の高くなった冷水１１８は、冷水戻管９４、スプレー管１０８、スプレーノズル１１２を通じてＮＧＨペレット１０１に噴射し、ＮＧＨペレット１０１をガス化させることができる。よって、要求される天然ガス量が多く、加熱器１１０を介して与える熱量のみではＮＧＨペレット１０１をガス化させるための熱量が不足し、タンク１０２内の圧力低下が懸念されるときには、温度の高くなった冷水１１８をＮＧＨペレット１０１に噴射し、ＮＧＨペレット１０１をガス化させる。一方、要求される天然ガス量が少なく温度の高くなった冷水をＮＧＨペレット１０１に噴射させる必要のないときは、冷水戻管９４に配設された三方弁９８を切替え、系外に送り他の設備で利用する。これにより冷水プール１１９の温度を低い温度に維持することが可能であり、水も有効利用することができる。
【００３５】
冬季など大気温度が低く、空気圧縮機３６の吸込空気を特に冷却する必要のない場合は、冷水を油冷却器の冷却媒体とすればよい。これにより油冷却器を冷却可能であると共に、温度の高くなった冷水をＮＧＨペレット１０１のガス化に使用することもできる。冷水で油冷却器を冷却することで、油冷却器を冷却する海水ポンプの動力が削減できる。また、冷水送水管９２に配設される三方弁９６を調節することで、空気冷却器８８及び油冷却器に同時に冷水を送ることも可能である。
【００３６】
上記実施形態で示すように本発明のガスタービン発電プラントは、ガスタービン発電設備に増熱用燃料としてガスを送出可能なガスハイドレートガス化装置を備えるので、工場から副次的に発生する副生ガスのガス組成、ガス量、ガスの発熱量が工場の操業状態により変動する場合であっても、ガスハイドレートをガス化させたガスを増熱用燃料として補充又は代替させることで柔軟に対応し、安定的に発電を行うことができる。またガスハイドレートガス化装置は、ガスハイドレートを貯蔵可能なタンクを有するので、ガスハイドレートを長期間貯蔵することが可能であり、副生ガスの変動に柔軟に対応することができる。増熱用燃料として天然ガスを使用する場合、天然ガス源として液化天然ガス（ＬＮＧ）を使用することも考えられるけれども、ＬＮＧはＮＧＨに比較しＢＯＧが発生しやすいので、操業に伴い発する副生ガスが大きく変動する場合は、ＮＧＨの方が柔軟に対応することができる。
【００３７】
また本発明のガスタービン発電プラントは、燃料ガス戻りラインを流通する燃料圧縮機で圧縮され高温となった燃料ガス、燃料圧縮機へ導入する副生ガス、吸込空気、ガスタービン軸受部の潤滑油を、ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレート及び／又はガスハイドレートをガス化させるとき発生する水の冷熱を利用して冷却することが可能であり、さらにこれら被冷却媒体の有する熱を、ガスハイドレートのガス化の熱源として利用することもできるので、エネルギの有効利用、省エネルギにつながる。
【００３８】
上記実施形態では、高炉ガスを所定の発熱量に増熱する燃料ガスとしてミックスガスを使用する例を示し、ミックスガスとして転炉ガスとコークス炉ガスとを混合したガスを例示したけれども、高炉ガスを増熱する燃料ガスはこれに限定されるものではない。高炉ガスを増熱する燃料ガスとしては、転炉ガスとコークス炉ガスとを混合したガス以外に、高炉ガスと転炉ガスとを混合したミックスガス、高炉ガスとコークス炉ガスとを混合したミックスガス、高炉ガスと転炉ガスとコークス炉ガスとを混合したミックスガス、転炉ガス、コークス炉ガスを使用することができる。
【００３９】
また上記実施形態では、ガスハイドレートとして天然ガスハイドレートを使用する例を示したけれども、ガスハイドレートは特定のガスハイドレートに限定されるものではなく、メタン、エタン、プロパン又はこられ混合物からなるガスハイドレートであってもよい。またガスハイドレートの形状もペレット形状に限定されるものではない。また、上記実施形態では、製鉄所から発生する副生ガスを示したけれども、副生ガスは化学工場、石油プラント等から発生する副生ガスなどであってもよいことは言うまでもない。またガスタービン発電設備において、燃料ガス戻りラインを有する例を示したけれども燃料ガス戻りラインを有しないガスタービン発電設備に本発明を適用可能なことは言うまでもない。さらにガスハイドレートガス化装置も上記実施形態に示すものに限定されるものではない。またガスハイドレート及び／又はガス化させたときに発生する冷水の冷熱を利用して冷却する、戻りガスを冷却する戻りガス冷却器、燃料ガスを冷却する冷却器、吸込空気を冷却する空気冷却器を設ける例を示したけれども、これら冷却器は必要に応じて設ければよい。同様に油冷却器を冷却する例を示したけれどもこれも必要に応じて行えばよい。
【図面の簡単な説明】
【００４０】
【図１】本発明の第１実施形態としてのガスタービン発電プラント２０の概略的構成を示すプロセスフロー図である。
【図２】図１のガスタービン発電プラント２０の一部を構成する天然ガスハイドレートガス化装置１００の概略的構成を示す。
【図３】高炉ガス等の副生ガスを燃料とする従来のガスタービン発電設備１の概略的構成を示す。
【符号の説明】
【００４１】
２０ ガスタービン発電プラント
３０ ガスタービン発電設備
３２ 燃料圧縮機
３４ 燃焼器
３６ 空気圧縮機
３８ ガスタービン
４０ 発電機
４２ 燃料ガス戻りライン
４９ 分岐ライン
５０ 第１戻りガス冷却器
５２ 第２戻りガス冷却器
６０ 循環ライン
６２ 循環ポンプ
７８ 燃料導入ライン
８４ 空気吸込ライン
８８ 空気冷却器
９０ 冷水送水ポンプ
９２ 冷水送水管
９４ 冷水戻管
１００ 天然ガスハイドレートガス化装置
１０１ 天然ガスハイドレートペレット
１０２ タンク
１１０ 加熱器
１１２ スプレーノズル
１１４ 冷却器
１１８ 冷水
１１９ 冷水プール
１２０ ガス送出管
【技術分野】
【０００１】
本発明は、工場の操業に伴い副次的に発生する副生ガスを燃料とするガスタービン発電プラントに関し、特に工場の操業状況により変動する副生ガスに柔軟に対応することが可能で、安定的に発電を行うことが可能なガスタービン発電プラントに関する。
【背景技術】
【０００２】
図３は、製鉄所の操業に伴い発生する高炉ガス等の副生ガスを燃料とする従来のガスタービン発電設備の概略的構成を示す。高炉ガス等の低圧・低発熱量燃料を使用するガスタービン発電設備１では、低発熱量ガスである高炉ガスを混合器２を介して高発熱量ガスと混合し、増熱された燃料ガスは、軸流式の燃料圧縮機３で昇圧して燃焼器４へ供給され、空気圧縮機５から送られる高圧の空気と混合、燃焼する。この燃焼ガスは、ガスタービン６の駆動源となり、ガスタービン６は、空気圧縮機５、燃料圧縮機３を駆動すると共に発電機７を駆動し、これにより発電を行う。燃焼器４の上流側には燃料遮断弁１３、空気圧縮機５の吸込空気ラインにはフィルタ１４を有する。高発熱量ガスとしては、転炉ガス、コークス炉ガスの他、これらガスを混合したガス、これらガスと高炉ガスとを混合した混合ガスがある。
【０００３】
燃料圧縮機３に使用する軸流式圧縮機は、サージングの範囲が広く、吸込む燃料ガス流量が所定量以下になるとサージングが発生するため、これを回避する目的で、出力が低下し燃焼器４への供給量が減少しても吸込む燃料ガス量が所定の流量以下とならないように、燃料ガス戻りライン８を通じて吐出ガス（燃料ガス）の一部を循環運転している。燃料ガス戻りライン８の途中には、戻りガス（循環ガス）量を調整するための第１ガス戻量制御弁９が備えられている。また、燃料ガス戻りライン８は、大量の戻りガスを処理するためのバイパスライン１０を有し、バイパスライン１０には、第２ガス戻量制御弁１１が設けられている。燃料圧縮機３で燃料ガスを圧縮すると、燃料ガスの温度が上昇するため、循環ガスは、燃料ガス戻りライン８に設けられたガス冷却器１２で冷却され、燃料圧縮機３に返送される。
【０００４】
上記ガスタービン発電設備１では、通常出力運転で燃料圧縮機３が吸込む燃料ガスの流量が所定量以上であっても燃料圧縮機３により高温・高圧となった燃料ガスの一部は、制御性を確保するためガス冷却器１２で冷却し燃料圧縮機３に返送するため、エネルギが無駄に消費されているという問題がある。この問題に対して本発明者らは、膨張タービンなどを用いてエネルギを回収する発明を行い、既に特許出願を行っている（特許文献１参照）。
【特許文献１】特開２００７−２３９７６号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
上記ガスタービン発電設備１に関しては、上記の問題の他、次のような課題がある。ガスタービン発電設備１は、製鉄所の操業に伴い発生する高炉ガス等の副生ガスを燃料とするので、製鉄所の操業状況により発生する副生ガスの種類ごとにガス量、ガス組成、ガスの発熱量が大きく変動する。特に燃料ガス発熱量を所定の発熱量に増熱するための高発熱量ガスが不足すると、多量の高炉ガスがあっても十分な発電を行うことができない。また、ガスタービン発電設備１は、燃料ガスを昇圧する燃料圧縮機３を有するためＬＮＧ焚きガスタービンにみられる夏季の大気温度上昇による出力低下と同様に、副生ガス、特に高炉ガスの温度上昇による出力低下が、季節に関係なく高炉の操業状況により発生する。現在のところ、これら課題を解決する技術は開発されておらず、開発が待たれているところである。さらにこれら課題と上記のエネルギの無駄な消費も併せて解決できればより好ましいことは言うまでもない。
【０００６】
本発明の目的は、工場の操業状況により変動する副生ガスに柔軟に対応することが可能で、安定的に発電を行うことが可能なガスタービン発電プラントを提供することである。またエネルギを有効利用する、工場から副次的に発生する副生ガスを燃料とするガスタービン発電プラントの提供を目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
本発明は、工場から副次的に発生する副生ガスを燃料とするガスタービン発電設備と、ガスハイドレートを貯蔵可能なタンクを有し、貯蔵するガスハイドレートをガス化させガスを送出するガスハイドレートガス化装置とを備え、前記ガスハイドレートをガス化させたガス及び／又は前記ガスハイドレートガス化装置から送出されるボイルオフガスを前記ガスタービン発電設備の増熱用燃料として使用することを特徴とするガスタービン発電プラントである。
【０００８】
請求項２に記載の本発明は、請求項１に記載のガスタービン発電プラントにおいて、前記副生ガスは、高炉ガス及び高炉ガスに比較し発熱量が高く高炉ガスに混合し発熱量を所定の発熱量に増加させる高発熱量ガスを含み、前記ガスハイドレートが天然ガスハイドレート及び／又はメタンハイドレートであり、天然ガス及び／又はメタンガスを前記高発熱量ガスの代替ガスとすることを特徴とする。
【０００９】
請求項３に記載の本発明は、請求項１又は請求項２に記載のガスタービン発電プラントにおいて、前記ガスタービン発電設備は、前記副生ガス、前記ガスハイドレートをガス化させたガス及び／又は前記ガスハイドレートガス化装置から送出されるボイルオフガスを昇圧可能な燃料圧縮機と、前記燃料圧縮機が圧縮した燃料ガスの一部を燃料圧縮機入口に返送する燃料ガス戻りラインと、前記燃料ガス戻りラインを流通する前記燃料圧縮機で圧縮され高温となった燃料ガスを、前記ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレート及び／又はガスハイドレートをガス化させるとき発生する水の冷熱を利用して冷却する戻りガス冷却器と、を備えることを特徴とする。
【００１０】
請求項４に記載の本発明は、請求項３に記載のガスタービン発電プラントにおいて、さらに前記燃料ガス戻りラインを流通する前記燃料圧縮機で圧縮され高温となった燃料ガスの有する熱を、前記ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレートのガス化の熱源に使用することを特徴とする。
【００１１】
請求項５に記載の本発明は、請求項３又は請求項４に記載のガスタービン発電プラントにおいて、さらに前記燃料圧縮機へ導入する副生ガスを、前記ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレート及び／又はガスハイドレートをガス化させるとき発生する水の冷熱を利用して冷却する燃料冷却器を備えることを特徴とする。
【発明の効果】
【００１２】
本発明のガスタービン発電プラントは、ガスタービン発電設備に増熱用燃料としてのガスを送出可能なガスハイドレートガス化装置を備えるので、工場から副次的に発生する副生ガスのガス組成、ガス量、ガスの発熱量が工場の操業状態により変動する場合であっても、ガスハイドレートをガス化させたガス及び／又はガスハイドレートガス化装置から送出されるボイルオフガスを増熱用燃料として補充することで、工場の操業状況により変動する副生ガスに柔軟に対応し、安定的に発電を行うことができる。さらにガスハイドレートガス化装置は、ガスハイドレートを貯蔵可能なタンクを有するので、ガスハイドレートを長期間貯蔵することが可能であり、副生ガスの変動により柔軟に対応することができる。
【００１３】
また本発明によれば、工場から発生する副生ガスは、高炉ガス及び高炉ガスに比較し発熱量が高く高炉ガスに混合し発熱量を所定の発熱量に増加させる高発熱量ガスを含み、前記ガスハイドレートが天然ガスハイドレート及び／又はメタンハイドレートであり、天然ガス及び／又はメタンガスを前記高発熱量ガスの代替ガスとするので、製鉄所の操業状態により高発熱量ガスが不足しても、天然ガス及び／又はメタンガスを代替ガスとすることで柔軟に対応し、安定的に発電を行うことができる。
【００１４】
また本発明によれば、前記ガスタービン発電設備は、前記副生ガス、前記ガスハイドレートをガス化させたガス及び／又は前記ガスハイドレートガス化装置から送出されるボイルオフガスを昇圧可能な燃料圧縮機を備えるので、燃料の圧力が低くても使用することが可能であり適用範囲が広がる。さらに燃料ガス戻りラインを備え、燃料ガス戻りラインを流通する前記燃料圧縮機で圧縮され高温となった燃料ガスをガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレート及び／又はガスハイドレートをガス化させるとき発生する水の冷熱を利用して冷却する戻りガス冷却器を備えるので、エネルギの有効利用、省エネルギにつながる。
【００１５】
また本発明によれば、さらに前記燃料ガス戻りラインを流通する前記燃料圧縮機で圧縮され高温となった燃料ガスの有する熱を、前記ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレートのガス化の熱源に使用するので、エネルギの有効利用、省エネルギにつながる。
【００１６】
また本発明によれば、さらに前記燃料圧縮機へ導入する副生ガスを、前記ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレート及び／又はガスハイドレートをガス化させるとき発生する水の冷熱を利用して冷却する燃料冷却器を備えるので、燃料である副生ガスを冷却することができる。これにより例えば高炉の操業状況により発生する高炉ガスの温度上昇による発電出力の低下を防止することができる。また副生ガスを前記ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレート及び／又はガスハイドレートをガス化させるとき発生する水の冷熱を利用して冷却するので、エネルギの有効利用、省エネルギにつながる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１７】
図１は、本発明の第１実施形態としてのガスタービン発電プラント２０の概略的構成を示すプロセスフロー図である。また図２は、ガスタービン発電プラント２０の一部を構成する天然ガスハイドレートガス化装置１００の概略的構成を示す。ここでは、副生ガスに製鉄所の操業に伴い発生する高炉ガス、ミックスガスを使用し、天然ガスハイドレートとしてペレット状の天然ガスハイドレートを使用する例を示す。ミックスガスは、高炉ガスを所定の発熱量に増熱するための燃料ガスであり、転炉ガスとコークス炉ガスとを混合したガスが例示される。なお、本発明が本実施形態に限定されないことは言うまでもない。
【００１８】
ガスタービン発電プラント２０は、製鉄所で発生する副生ガスを主燃料とし発電を行うガスタービン発電設備３０と、ガスタービン発電設備３０に増熱用の燃料として天然ガスを送出する天然ガスハイドレートガス化装置１００とを含み構成される。以下、天然ガスハイドレートをＮＧＨ、天然ガスハイドレートガス化装置をＮＧＨガス化装置と記す。
【００１９】
ガスタービン発電設備３０は、低圧の燃料ガスを所定の圧力まで昇圧する燃料圧縮機３２と、燃焼器３４に高圧の空気を送出する空気圧縮機３６、燃料圧縮機３２から送られる燃料ガスと空気圧縮機３６から送られる空気とを混合燃焼し、高温・高圧の燃焼ガスを発生させる燃焼器３４、燃焼器３４から送出される燃焼ガスで回転駆動するガスタービン３８、発電機４０を備える。燃焼器３４の上流側には燃料遮断弁３５を有する。
【００２０】
燃料圧縮機３２は、軸流式圧縮機であり、サージングの範囲が広く、吸込む燃料ガス流量が所定量以下になるとサージングが発生するため、これを回避する目的で、出力が低下し燃焼器３４への供給量が減少しても吸込む燃料ガス量が所定の流量以下とならないように、吐出ガス（燃料ガス）の一部を燃料圧縮機３２の入口部に返送するための燃料ガス戻りライン４２を備える。また燃料圧縮機３２で燃料ガスを圧縮すると、燃料ガスの温度が上昇するため、燃料ガス戻りライン４２を流通する温度の上昇した戻りガスを冷却するための戻りガス冷却器を備える。燃料ガス戻りライン４２の途中には、戻りガス（循環ガス）量を調整するための第１ガス戻量制御弁４４が備えられ、大量の戻りガスを処理するための第２ガス戻量制御弁４６が設けられたバイパスライン４８が連結する。また第１ガス戻量制御弁４４の出口部の燃料ガス戻りライン４２には、燃料ガス戻りライン４２を流通する温度の上昇した戻りガスを冷却するための第１戻りガス冷却器５０を備える分岐ライン４９設けられ、分岐ライン４９は、第２戻りガス冷却器５２の上流側の燃料ガス戻りライン４２に合流する。
【００２１】
戻りガス冷却器は、ＮＧＨガス化装置１００に貯蔵するＮＧＨペレット１０１の冷熱を利用して戻りガスを冷却する第１戻りガス冷却器５０、海水を利用して戻りガスを冷却する第２戻りガス冷却器５２からなり、分岐ライン４９には入口弁５４、流量制御弁５６、第１戻りガス冷却器５０、出口弁５８が、上流側から下流側に向かって配置され、第２戻りガス冷却器５２は、分岐ライン４９が合流した後の燃料ガス戻りライン４２の途中に取付けられている。第１戻りガス冷却器５０は、間接式熱交換器であり、低温側にＮＧＨペレット１０１で冷却した水（不凍液）を供給することで戻りガスを冷却する。第１戻りガス冷却器５０の低温側とＮＧＨガス化装置１００内に取付けられた加熱器１１０との間には水（不凍液）を循環する循環ライン６０が設けられ、循環ライン６０に介装された循環ポンプ６２を介して水（不凍液）が第１戻りガス冷却器５０と加熱器１１０との間を循環する。
【００２２】
第２戻りガス冷却器５２も、間接式熱交換器であり、低温側に冷却水を供給することで戻りガスを冷却する。第２戻りガス冷却器５２への冷却水供給は、ガス冷却器冷却水ポンプ６４及びガス冷却水冷却器６６を循環ライン途中に備える冷却水循環ライン６８を通じて行われる。ガス冷却水冷却器６６は海水を冷却媒体とし、海水供給ライン７０に設けられた海水ポンプ７２より冷却媒体である海水が供給される。海水供給ライン７０は、数台の取水ポンプ７４で海水を取水し復水器（図示省略）に海水を送水する海水供給ライン７６の途中より分岐させている。ガス冷却水冷却器６６に供給された海水は、冷却水循環ライン６８を循環する冷却水を冷却し、温度が高くなった海水は、海に戻される。
【００２３】
燃料圧縮機３２の燃料導入ライン７８には、途中にガスを混合するためのガス混合器が２基取付けられ、天然ガスを送出するＮＧＨガス化装置１００が接続する。燃料圧縮機３２に近い第１混合器８０には、増熱用の燃料ガスであるミックスガスが供給され、上流側の第２混合器８２には、ＮＧＨガス化装置１００から天然ガスが送られる。燃料ガス戻りライン４２は、第１混合器８０の下流側で燃料導入ライン７８と合流する。また燃料導入ライン７８には、ＮＧＨガス化装置１００をバイパスするバイパスライン１５６が設けられている。
【００２４】
空気圧縮機３６の空気吸込ライン８４には、端部にフィルタ８６が取付けられていると共に、吸込空気を冷却するための空気冷却器８８、空気冷却器８８の入口部の空気温度を検出する温度検出器８７、空気冷却器８８の出口部の空気温度を検出する温度検出器８９が取付けられている。空気冷却器８８は、間接式熱交換器であり、低温側にＮＧＨガス化装置１００でＮＧＨペレット１０１をガス化させた際に発生する冷水を供給することで吸込空気を冷却する。ＮＧＨガス化装置１００でＮＧＨペレット１０１をガス化させた際に発生する冷水は、ＮＧＨガス化装置１００と空気冷却器８８の低温側とを結ぶ冷水送水管９２に介装された冷水送水ポンプ９０を介して空気冷却器８８に送られ、吸込空気を冷却し温度の高くなった冷水は、冷水戻管９４を通じてＮＧＨガス化装置１００に返送され、ＮＧＨペレット１０１のガス化に使用される。冷水送水ポンプ９０と空気冷却器８８とを結ぶ冷水送水管９２の途中には、三方弁９６が取付けられ、冷水を空気冷却器８８に代え、ガスタービン軸受部の潤滑油を冷却する油冷却器に冷却媒体として送水することができる。また、冷水戻管９４の途中にも三方弁９８が取付けられ、温度の高くなった冷水を系外に排出することもできる。
【００２５】
ＮＧＨガス化装置１００は、ガスタービン発電設備３０に増熱用の燃料として天然ガスを送出する装置であって、ＮＧＨペレット１０１を貯蔵可能なタンク１０２を有する。タンク１０２の壁面は、断熱性を有し、例えば自己保存性を発現する−２０℃程度のＮＧＨペレット１０１を長期間貯蔵することができる。タンク１０２の中間部にはスクリーン１０４が取付けられており、ＮＧＨペレット導入管１０６を介して供給されるＮＧＨペレット１０１は、スクリーン１０４上に堆積する。タンク１０２内の上部には、ＮＧＨペレット１０１を加熱しガス化させるための加熱水を噴射するスプレー管１０８が、スクリーン１０４の上方には、ＮＧＨペレット１０１を加熱しガス化させるための加熱器１１０が設けられている。スプレー管１０８は、冷水戻管９４と接続し、吸込空気等を加熱し１０℃〜３０℃程度の温度となった冷水がスプレーノズル１１２から噴射される。一方、加熱器１１０には、高温の戻りガスを冷却し温度が２００℃程度となった水（不凍液）が戻り、この水（不凍液）を加熱源としてＮＧＨペレット１０１を加熱、ガス化する。
【００２６】
タンク１０２の上部には、汽水分離器１２１を介して、ＮＧＨペレット１０１がガス化し発生する天然ガスを送出するガス送出管１２０が取付けられており、ガス送出管１２０の途中には、流量制御弁１２２が設けられている。さらにタンク１０２内の圧力が所定の圧力を超えた場合に、タンク１０２内の天然ガスを放出してタンク１０２の破損を防止する逃し弁１２４が装着されている。ＮＧＨガス化装置１００は、貯蔵するＮＧＨペレット１０１を積極的に冷却する冷凍設備を有していないので、ＮＧＨペレット１０１を積極的に加熱しない場合であっても壁面を通じての自然入熱によりＮＧＨペレット１０１がガス化され、ボイルオフガス（以下ＢＯＧと記す）が発生するけれども、このＢＯＧは、逃し弁１２４及び逃し弁１２４に接続するガス逃し管１２６を介して第２混合器８２へ送られるので、有効に利用することができる。なお、逃し弁１２４の開閉は後述の圧力調節計１３６により行われ、異常な圧力上昇に対しては、タンク１０２上部に装着された安全弁１２３がタンク１０２内の天然ガスを大気に放出する。
【００２７】
タンク１０２の下部には、多管式の冷却器１１４が装着されており、冷却管１１６はＮＧＨペレット１０１をガス化した際に発生する５℃程度の冷水１１８が貯留された冷水プール１１９に浸漬する。よって冷却管１１６内をガスタービン発電設備３０の燃料である高炉ガスを流通させることで、高炉ガスは冷水プール１１９で冷却される。またタンク１０２の下部には、冷水送水管９２が連結し、冷水送水ポンプ９０を介して空気冷却器８８等へ冷水が送られる。またタンク１０２の下部には、冷水プール１１９の水位を調節するための水位検出器１２８、水位調節計１３０、水位制御弁１３２、１３３が装着されている。水位制御弁１３２は吸込口が冷却管１１６によりも高い位置にある排水管１３５に接続し、水位制御弁１３３は、タンク底面に吸込口を有する排水管１３７に接続する。冷水１１８を送水せず、冷却器１１４だけを使用するときは、冷水プール１１９内において温度の上昇した冷水１１８が上部に移動するため、吸込口を冷却管１１６よりも上部に設けた排水管１３５を通じて冷水１１８を系外に排出する。なお、スクリーン１０４から流下する温度の低い冷水１１８は、冷水プール１１９内の温度の上昇した冷水１１８と混ざらないように例えば複数の漏斗状の受け皿と配管とで冷水プール１１９下部に送り込むことが好ましい。これらにより温度上昇した冷水１１８を系外に排出すると共に冷水プール１１９の水位を調節することができる。
【００２８】
この他、ＮＧＨガス化装置１００には、タンク１０２内の圧力を検出しタンク１０２内の圧力を調節する圧力検出器１３４及び圧力調節計１３６、ＮＧＨペレット１０１のレベルを検出しＮＧＨペレット供給弁１０７を調節するレベル検出器１３８及びレベル調節計１４０が設けられている。また第１戻りガス冷却器５０と加熱器１１０とを結ぶ循環ライン６０を流れる水（不凍液）の温度を検出する温度検出器１４２及び１４４、冷水送水管９２内を流れる冷水の温度を検出する温度検出器１４６、冷水戻管９４内を流れる冷水の温度を検出する温度検出器１４８、スプレー管１０８入口部の温度を検出する温度検出器１５０、冷却器１１４の入口部、出口部の燃料ガス温度を検出する温度検出器１５２及び１５４が取付けられており、これら温度データは圧力調節計１３６に用いられると共に、
図示を省略したガスタービン制御装置に送られ、ガスタービン制御装置は、これら温度データに基づき各種の制御を行う。
【００２９】
以上のような構成からなるガスタービン発電プラント２０は、所定の発熱量に調整した燃料を燃料圧縮機３２で昇圧し、燃焼器３４で燃料と空気とを混合、燃焼させガスタービン３８を駆動する。発熱量の制御は図示を省略したガスタービン制御装置の制御指令に基づき行われる。なお高炉ガス、ミックスガス及びＢＯＧを含む天然ガスの流量及び熱量のデータは、図示を省略した流量計及び発熱量計を介してガスタービン制御装置に送られ、ガスタービン制御装置はこれらデータに基づき発熱量の制御を行う。
【００３０】
製鉄所からミックスガスが十分に送られる場合は、高発熱量ガスであるミックスガスを低発熱量ガスである高炉ガスに混合し、これを燃料とする。この場合には増熱用のガスを補充する必要がないので、ＮＧＨガス化装置１００は待機状態となる。待機時間が比較的長く続いても、タンク１０２は、ＮＧＨペレット１０１を貯蔵可能で、壁面が断熱構造となっているので、ＮＧＨペレット１０１を長時間貯蔵することができる。長期間の待機状態に伴いＢＯＧが発生しても、ＢＯＧは、逃し弁１２４の設定圧力を超えるまではタンク１０２内に留まり、逃し弁１２４の設定圧力を超えるとガス逃し管１２６を通じて第２混合器８２に導かれ高炉ガスと混合されるので、ＢＯＧが無駄にならず有効に利用される。
【００３１】
一方、冬季などで外部からの自然入熱が少なくＢＯＧが殆ど発生しない場合には、天然ガス送出要求に即応できるように、一部ＮＧＨペレット１０１がガス化され、タンク１０２内は所定の圧力に保持される。具体的には、圧力調節計１３６は、圧力検出器１３４の圧力データに基づき、タンク１０２内の圧力が設定圧力、例えば０．１ＭＰａになるように流量制御弁５６に開指令を送る。流量制御弁５６が開くと、高温・高圧の戻りガスの一部が第１戻りガス冷却器５０を流れ、循環ポンプ６２を稼働させると加熱された水（不凍液）が加熱器１１０に導かれ、ＮＧＨペレット１０１がガス化される。
【００３２】
ミックスガス量が減少すると、増熱用の燃料が不足するので、図示を省略したガスタービン制御装置は、不足するミックスガスの発熱量に相当する量の天然ガスを、増熱用燃料として使用すべく流量制御弁１２２に開指令を出す。これによりタンク１０２内の天然ガス及び／又はＢＯＧは、第２混合器８２に導かれ高炉ガスと混合され、増熱用燃料として使用される。もちろんミックスガスを全く使用することなく、増熱用燃料を全て天然ガスとすることも可能である。ＮＧＨペレット１０１のガス化には、上記と同様に加熱器１１０を使用する。第１戻りガス冷却器５０で高温・高圧の戻りガスを冷却することで、加熱器１１０の熱源が得られると共に、第２戻りガス冷却器５２の負荷が減少する。これにより第２戻りガス冷却器５２を冷却するに必要な海水の温度上昇が少なくなり環境負荷が低減される。また海水ポンプ７２の動力も削減できる。もちろんスプレーノズル１１２から加熱水を噴射させ、ＮＧＨペレット１０１を加熱、ガス化させてもよい。
【００３３】
高炉ガスの温度が上昇し、ガスタービン発電設備３０の出力低下が懸念される場合は、高炉ガスを冷却器１１４に導き、冷水１１８で冷却する。スタートアップ時等で冷水プール１１９の水量が少ない場合であっても、タンク１０２内には、−２０℃程度のＮＧＨペレット１０１が貯蔵されているので、雰囲気温度は比較的低く、高炉ガスを冷却することができる。高炉ガスの温度調節は、冷却器１１４入口部のガス温度を検出する温度検出器１５２、冷却器１１４出口部のガス温度を検出する温度検出器１５４、燃料圧縮機３２入口のガス温度を検出する温度検出器１５５の温度データに基づき、冷却器１１４入口の燃料導入ライン７８に装着された流量調節ダンパー１５７及び冷却器１１４をバイパスするバイパスライン１５６に装着された流量調節ダンパー１５８により行う。これら制御は図示を省略したガスタービン制御装置が行う。高炉ガスの温度を低下させる必要のない場合は、バイパスライン１５６を使用すればよいことは言うまでもない。
【００３４】
夏季など大気温度が高い場合は、空気冷却器８８に冷水を送り空気圧縮機３６の吸込空気を冷却することができる。空気冷却器８８で吸込空気を冷却し温度の高くなった冷水１１８は、冷水戻管９４、スプレー管１０８、スプレーノズル１１２を通じてＮＧＨペレット１０１に噴射し、ＮＧＨペレット１０１をガス化させることができる。よって、要求される天然ガス量が多く、加熱器１１０を介して与える熱量のみではＮＧＨペレット１０１をガス化させるための熱量が不足し、タンク１０２内の圧力低下が懸念されるときには、温度の高くなった冷水１１８をＮＧＨペレット１０１に噴射し、ＮＧＨペレット１０１をガス化させる。一方、要求される天然ガス量が少なく温度の高くなった冷水をＮＧＨペレット１０１に噴射させる必要のないときは、冷水戻管９４に配設された三方弁９８を切替え、系外に送り他の設備で利用する。これにより冷水プール１１９の温度を低い温度に維持することが可能であり、水も有効利用することができる。
【００３５】
冬季など大気温度が低く、空気圧縮機３６の吸込空気を特に冷却する必要のない場合は、冷水を油冷却器の冷却媒体とすればよい。これにより油冷却器を冷却可能であると共に、温度の高くなった冷水をＮＧＨペレット１０１のガス化に使用することもできる。冷水で油冷却器を冷却することで、油冷却器を冷却する海水ポンプの動力が削減できる。また、冷水送水管９２に配設される三方弁９６を調節することで、空気冷却器８８及び油冷却器に同時に冷水を送ることも可能である。
【００３６】
上記実施形態で示すように本発明のガスタービン発電プラントは、ガスタービン発電設備に増熱用燃料としてガスを送出可能なガスハイドレートガス化装置を備えるので、工場から副次的に発生する副生ガスのガス組成、ガス量、ガスの発熱量が工場の操業状態により変動する場合であっても、ガスハイドレートをガス化させたガスを増熱用燃料として補充又は代替させることで柔軟に対応し、安定的に発電を行うことができる。またガスハイドレートガス化装置は、ガスハイドレートを貯蔵可能なタンクを有するので、ガスハイドレートを長期間貯蔵することが可能であり、副生ガスの変動に柔軟に対応することができる。増熱用燃料として天然ガスを使用する場合、天然ガス源として液化天然ガス（ＬＮＧ）を使用することも考えられるけれども、ＬＮＧはＮＧＨに比較しＢＯＧが発生しやすいので、操業に伴い発する副生ガスが大きく変動する場合は、ＮＧＨの方が柔軟に対応することができる。
【００３７】
また本発明のガスタービン発電プラントは、燃料ガス戻りラインを流通する燃料圧縮機で圧縮され高温となった燃料ガス、燃料圧縮機へ導入する副生ガス、吸込空気、ガスタービン軸受部の潤滑油を、ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレート及び／又はガスハイドレートをガス化させるとき発生する水の冷熱を利用して冷却することが可能であり、さらにこれら被冷却媒体の有する熱を、ガスハイドレートのガス化の熱源として利用することもできるので、エネルギの有効利用、省エネルギにつながる。
【００３８】
上記実施形態では、高炉ガスを所定の発熱量に増熱する燃料ガスとしてミックスガスを使用する例を示し、ミックスガスとして転炉ガスとコークス炉ガスとを混合したガスを例示したけれども、高炉ガスを増熱する燃料ガスはこれに限定されるものではない。高炉ガスを増熱する燃料ガスとしては、転炉ガスとコークス炉ガスとを混合したガス以外に、高炉ガスと転炉ガスとを混合したミックスガス、高炉ガスとコークス炉ガスとを混合したミックスガス、高炉ガスと転炉ガスとコークス炉ガスとを混合したミックスガス、転炉ガス、コークス炉ガスを使用することができる。
【００３９】
また上記実施形態では、ガスハイドレートとして天然ガスハイドレートを使用する例を示したけれども、ガスハイドレートは特定のガスハイドレートに限定されるものではなく、メタン、エタン、プロパン又はこられ混合物からなるガスハイドレートであってもよい。またガスハイドレートの形状もペレット形状に限定されるものではない。また、上記実施形態では、製鉄所から発生する副生ガスを示したけれども、副生ガスは化学工場、石油プラント等から発生する副生ガスなどであってもよいことは言うまでもない。またガスタービン発電設備において、燃料ガス戻りラインを有する例を示したけれども燃料ガス戻りラインを有しないガスタービン発電設備に本発明を適用可能なことは言うまでもない。さらにガスハイドレートガス化装置も上記実施形態に示すものに限定されるものではない。またガスハイドレート及び／又はガス化させたときに発生する冷水の冷熱を利用して冷却する、戻りガスを冷却する戻りガス冷却器、燃料ガスを冷却する冷却器、吸込空気を冷却する空気冷却器を設ける例を示したけれども、これら冷却器は必要に応じて設ければよい。同様に油冷却器を冷却する例を示したけれどもこれも必要に応じて行えばよい。
【図面の簡単な説明】
【００４０】
【図１】本発明の第１実施形態としてのガスタービン発電プラント２０の概略的構成を示すプロセスフロー図である。
【図２】図１のガスタービン発電プラント２０の一部を構成する天然ガスハイドレートガス化装置１００の概略的構成を示す。
【図３】高炉ガス等の副生ガスを燃料とする従来のガスタービン発電設備１の概略的構成を示す。
【符号の説明】
【００４１】
２０ ガスタービン発電プラント
３０ ガスタービン発電設備
３２ 燃料圧縮機
３４ 燃焼器
３６ 空気圧縮機
３８ ガスタービン
４０ 発電機
４２ 燃料ガス戻りライン
４９ 分岐ライン
５０ 第１戻りガス冷却器
５２ 第２戻りガス冷却器
６０ 循環ライン
６２ 循環ポンプ
７８ 燃料導入ライン
８４ 空気吸込ライン
８８ 空気冷却器
９０ 冷水送水ポンプ
９２ 冷水送水管
９４ 冷水戻管
１００ 天然ガスハイドレートガス化装置
１０１ 天然ガスハイドレートペレット
１０２ タンク
１１０ 加熱器
１１２ スプレーノズル
１１４ 冷却器
１１８ 冷水
１１９ 冷水プール
１２０ ガス送出管
【特許請求の範囲】
【請求項１】
工場から副次的に発生する副生ガスを燃料とするガスタービン発電設備と、
ガスハイドレートを貯蔵可能なタンクを有し、貯蔵するガスハイドレートをガス化させガスを送出するガスハイドレートガス化装置とを備え、
前記ガスハイドレートをガス化させたガス及び／又は前記ガスハイドレートガス化装置から送出されるボイルオフガスを前記ガスタービン発電設備の増熱用燃料として使用することを特徴とするガスタービン発電プラント。
【請求項２】
前記副生ガスは、高炉ガス及び高炉ガスに比較し発熱量が高く高炉ガスに混合し発熱量を所定の発熱量に増加させる高発熱量ガスを含み、
前記ガスハイドレートが天然ガスハイドレート及び／又はメタンハイドレートであり、天然ガス及び／又はメタンガスを前記高発熱量ガスの代替ガスとすることを特徴とする請求項１に記載のガスタービン発電プラント。
【請求項３】
前記ガスタービン発電設備は、前記副生ガス、前記ガスハイドレートをガス化させたガス及び／又は前記ガスハイドレートガス化装置から送出されるボイルオフガスを昇圧可能な燃料圧縮機と、
前記燃料圧縮機が圧縮した燃料ガスの一部を燃料圧縮機入口に返送する燃料ガス戻りラインと、
前記燃料ガス戻りラインを流通する前記燃料圧縮機で圧縮され高温となった燃料ガスを、前記ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレート及び／又はガスハイドレートをガス化させるとき発生する水の冷熱を利用して冷却する戻りガス冷却器と、
を備えることを特徴とする請求項１又は請求項２に記載のガスタービン発電プラント。
【請求項４】
さらに前記燃料ガス戻りラインを流通する前記燃料圧縮機で圧縮され高温となった燃料ガスの有する熱を、前記ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレートのガス化の熱源に使用することを特徴とする請求項３に記載のガスタービン発電プラント。
【請求項５】
さらに前記燃料圧縮機へ導入する副生ガスを、前記ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレート及び／又はガスハイドレートをガス化させるとき発生する水の冷熱を利用して冷却する燃料冷却器を備えることを特徴とする請求項３又は請求項４に記載のガスタービン発電プラント。
【請求項１】
工場から副次的に発生する副生ガスを燃料とするガスタービン発電設備と、
ガスハイドレートを貯蔵可能なタンクを有し、貯蔵するガスハイドレートをガス化させガスを送出するガスハイドレートガス化装置とを備え、
前記ガスハイドレートをガス化させたガス及び／又は前記ガスハイドレートガス化装置から送出されるボイルオフガスを前記ガスタービン発電設備の増熱用燃料として使用することを特徴とするガスタービン発電プラント。
【請求項２】
前記副生ガスは、高炉ガス及び高炉ガスに比較し発熱量が高く高炉ガスに混合し発熱量を所定の発熱量に増加させる高発熱量ガスを含み、
前記ガスハイドレートが天然ガスハイドレート及び／又はメタンハイドレートであり、天然ガス及び／又はメタンガスを前記高発熱量ガスの代替ガスとすることを特徴とする請求項１に記載のガスタービン発電プラント。
【請求項３】
前記ガスタービン発電設備は、前記副生ガス、前記ガスハイドレートをガス化させたガス及び／又は前記ガスハイドレートガス化装置から送出されるボイルオフガスを昇圧可能な燃料圧縮機と、
前記燃料圧縮機が圧縮した燃料ガスの一部を燃料圧縮機入口に返送する燃料ガス戻りラインと、
前記燃料ガス戻りラインを流通する前記燃料圧縮機で圧縮され高温となった燃料ガスを、前記ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレート及び／又はガスハイドレートをガス化させるとき発生する水の冷熱を利用して冷却する戻りガス冷却器と、
を備えることを特徴とする請求項１又は請求項２に記載のガスタービン発電プラント。
【請求項４】
さらに前記燃料ガス戻りラインを流通する前記燃料圧縮機で圧縮され高温となった燃料ガスの有する熱を、前記ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレートのガス化の熱源に使用することを特徴とする請求項３に記載のガスタービン発電プラント。
【請求項５】
さらに前記燃料圧縮機へ導入する副生ガスを、前記ガスハイドレートガス化装置が貯蔵するガスハイドレート及び／又はガスハイドレートをガス化させるとき発生する水の冷熱を利用して冷却する燃料冷却器を備えることを特徴とする請求項３又は請求項４に記載のガスタービン発電プラント。
【図１】
【図２】
【図３】
【図２】
【図３】
【公開番号】特開２００９−１８５６１２（Ｐ２００９−１８５６１２Ａ）
【公開日】平成２１年８月２０日（２００９．８．２０）
【国際特許分類】
【出願番号】特願２００８−２３３２４（Ｐ２００８−２３３２４）
【出願日】平成２０年２月１日（２００８．２．１）
【出願人】（０００２１１３０７）中国電力株式会社 (6,505)
【公開日】平成２１年８月２０日（２００９．８．２０）
【国際特許分類】
【出願日】平成２０年２月１日（２００８．２．１）
【出願人】（０００２１１３０７）中国電力株式会社 (6,505)
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