複合発電プラント
【課題】複数台のガスタービンと蒸気タービンを組み合わせて工業プロセスに利用可能な抽気蒸気を得ることを可能とし、ボイラ腐食を抑制するとともに熱効率を向上させる複合発電プラントを提供する。
【解決手段】蒸気タービンと複数のガスタービンで発電機を駆動し、蒸気タービンより蒸気が抽出される抽気蒸気を工業プロセスに利用する複合発電プラントにおいて、副生ガスを燃料とするガスタービンと、天然ガスを燃料とするガスタービンと、排熱回収ボイラと、蒸気タービンと、復水器と、復水と補給水を補給貯蔵する給水タンクと、脱気器とを備え、給水タンクと、脱気器と、副生ガス焚きガスタービンと、排熱回収ボイラとからなる副生ガス利用側の給水・蒸気系路と、給水タンクの上流側で復水を分離し給水利用とする、天然ガス焚きガスタービンと、排熱回収ボイラとからなる天然ガス利用側の給水・蒸気系路Ａを夫々形成する構成とする。
【解決手段】蒸気タービンと複数のガスタービンで発電機を駆動し、蒸気タービンより蒸気が抽出される抽気蒸気を工業プロセスに利用する複合発電プラントにおいて、副生ガスを燃料とするガスタービンと、天然ガスを燃料とするガスタービンと、排熱回収ボイラと、蒸気タービンと、復水器と、復水と補給水を補給貯蔵する給水タンクと、脱気器とを備え、給水タンクと、脱気器と、副生ガス焚きガスタービンと、排熱回収ボイラとからなる副生ガス利用側の給水・蒸気系路と、給水タンクの上流側で復水を分離し給水利用とする、天然ガス焚きガスタービンと、排熱回収ボイラとからなる天然ガス利用側の給水・蒸気系路Ａを夫々形成する構成とする。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、ガスタービン複合発電プラントに係り、燃料が異なるため燃焼ガスの廃熱条件も異なる複数のガスタービンを熱源として利用して排熱回収ボイラで蒸気を発生させ、その蒸気にて蒸気タービンを駆動して発電をするとともに工業プロセスに利用可能な抽気蒸気を得るに好適な複合発電プラントに関する。
【背景技術】
【０００２】
一般的に、複数台のガスタービンと蒸気タービンを組み合わせた複合発電システムの場合では、ガスタービンは同形式、同燃料、同出力が基本のほうが効率がよいとされている。そのような複合発電において、蒸気タービンから工場送気を行なう場合は蒸気タービンからの復水では不足するため、工場送気相当の補給水が必要である。
ここで、蒸気タービンの一種としてタービンの中間段から蒸気を抽出して、工場送気などの工業プロセスに利用し、同時に発電機等に動力供給を行なう抽気復水タービンは公知であり、かかる抽気タービンを用いた複合発電プラントの従来システム例を図８に示す。
【０００３】
図８において、０３，０４は過熱蒸気生成用の排熱回収ボイラ、０５は蒸気を導入してその熱エネルギーを駆動エネルギーに変換する抽気タービン型の蒸気タービン、０１３は前記蒸気タービン０５の駆動力により回転する発電機、０２３は蒸気タービン０５より抽気された抽気蒸気、０４０は蒸気タービン排出蒸気を奪熱して復水する復水器、０４３は復水０１４および補給水０１６を一旦貯留する給水タンク０４３、給水中の溶存酸素を除去する脱気器０２４ａ，０２４ｂを示す。また、排熱回収ボイラ０３，０４内には、低圧節炭器０１８、低圧蒸発器０１９、高圧節炭器０２０、高圧蒸発器０２１、高圧過熱器０２２、ドラム４１、４２が設けられており、給水０１５は、低圧節炭器０１８、低圧蒸発器０１９、高圧節炭器０２０、高圧蒸発器０２１、高圧過熱器０２２を経て蒸気となって蒸気タービン０５に供給される。この給水０１５を供給する構成は排熱回収ボイラ０３，０４で同様である。
なお、０１，０２は発電機０１２を駆動するガスタービンとし、０１は天然ガス０９を燃料とする天然ガス焚きガスタービン０１、０２は各種炉若しくは各種プラント（例えば高炉、転炉、コークス炉、化学プラント等）から排出される副生ガス０１０を燃料とする副生ガス焚きガスタービンである。
【０００４】
このように、図８に示したような構成において、熱蒸気生成用の排熱回収ボイラ０３，０４の前段側に脱気器０２４ａ，０２４ｂが夫々備えられている。この脱気器０２４ａ，０２４ｂは給水中に含まれる溶存酸素を除去するためのものである。給水中の溶存酸素量が多いと、ボイラの構成材料の腐食などの問題点が生じるため、脱気器を備えることで溶存酸素量を規定以下とした状態で発電プラントの稼働を行なっている。
【０００５】
また、廃熱条件の異なる複数の熱源を利用した複合発電プラントとして、特許文献１（特開平３−５０３０２号公報）で開示されている。特許文献１は、複数の廃熱条件の異なる熱源と、各熱源対応に設けたバンク構成の異なる複数の排熱回収ボイラと、各排熱回収ボイラにて発生された蒸気で駆動される１台の蒸気タービンとを備える複合発電プラントであって、前記複数の排熱回収ボイラで１つのサイクルを構成すると共に、最も高温の廃熱が流入する排熱回収ボイラの最上流部に、前記蒸気タービンに供給する蒸気を加熱する過熱器を設けている。
【特許文献１】特開平３−５０３０２号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかしながら、図８に示した構成では、補給水が多いため排熱回収ボイラの腐食を防ぐためにも脱気器０２４ｂが必要となり、脱気器の器内温度が高いため排熱回収ボイラ０４入り口の給水温度が高くなる。また、天然ガス焚きガスタービン１から排出される排ガスから熱エネルギーを回収する排熱回収ボイラ０３へ給水０１５を送り込むときも脱気器０２４ａを介して供給しなければならず、給水温度が高くなる。また、脱気器として夫々の排熱回収ボイラに脱気器を設置するとプラントが大型になってしまう。
さらに、特許文献１に開示された発明では、廃熱条件の異なる複数の熱源を利用した複合発電プラントの構成が示めされているに止まっており、抽気蒸気を得ることについては開示されていない。
【０００７】
従って、本発明は上記従来技術の問題点に鑑み、複数台のガスタービンと蒸気タービンを組み合わせて工業プロセスに利用可能な抽気蒸気を得ることを可能とし、ボイラ腐食を抑制するとともに熱効率を向上させる複合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】
【０００８】
そこで、本発明はかかる課題を解決するために、燃料を燃焼させることで駆動される複数のガスタービンとその排ガスを熱源とする排熱回収ボイラ及びその発生蒸気を駆動源とし、かつ、工業プロセスに利用可能な蒸気抽出可能な抽気復水蒸気タービンから構成される複合発電プラントにおいて、
各種炉若しくは各種プラントから排出される副生ガスを燃料利用とする副生ガス焚きガスタービンと、天然ガスを燃料利用する天然ガス焚きガスタービンと、前記夫々のガスタービンからの排ガスが熱源として供給される夫々の排熱回収ボイラと、前記夫々の排熱回収ボイラより得られる蒸気により駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンの排気を凝縮して水に戻す復水器と、復水器出口に設置された復水ポンプにて昇圧された復水を貯蔵することに加え、純水装置、純水タンクより供給される補給水を貯蔵する給水タンクと、前記給水タンク下流側に設けられ補給水に含まれる溶存酸素を除去する脱気器とを備え、
前記給水タンクと、前記脱気器と、副生ガス焚きガスタービン用排熱回収ボイラとからなる副生ガス利用側の給水・蒸気系路と、
前記復水器と給水タンクの間の復水配管から分岐し、天然ガス焚きガスタービン用排熱回収ボイラとからなる天然ガス利用側の給水・蒸気系路を夫々形成したことを特徴とする複合発電プラントを提案する。
【０００９】
本発明によれば、天然ガス焚きガスタービンの排熱回収ボイラへは復水を直接返し、副生ガス焚きガスタービンの排熱回収ボイラへは復水と補給水を混合貯蔵する給水タンクと脱気器とを介在させて給水している。このことにより、天然ガス焚きガスタービンの排熱回収ボイラへは給水温度を下げたまま給水することができるので熱効率が高くなる。一般的に腐食成分がない燃料とされている天然ガスを用いた天然ガス焚きガスタービンの場合、排ガス中の硫黄濃度をほとんど無視することができるので給水温度は低くできる。また、復水を直接返しているために脱気器が不要となる。
また、副生ガス焚きガスタービンの排熱回収ボイラへは脱気器を介在させて給水することにより給水温度が高くでき、副生ガスに含まれる硫黄分によるボイラの腐食を抑制することができる。このとき、脱気器は給水タンク下流側に設けられているので、補給水中に含まれる溶存酸素の不純物をボイラへ供給することなく除去することができる。
なお、各種炉としては高炉、転炉、コークス炉、ガス火炉が挙げられ、各種プラントとしては化学プラント、原子力プラント、廃棄物プラント等が挙げられる。
【００１０】
さらに、前記給水タンクを介して副生ガス利用側の給水系路に前記補給水が補給され、前記蒸気タービンより抽気された抽気蒸気の抽気量を賄うことを特徴とする。これにより、抽気蒸気として蒸気タービンより抽気しても蒸気系路内でバランスを取ることができ、安定して抽気蒸気を得ることができる。
【００１１】
また、前記した複合発電プラントにおいて、別途供給される燃料で蒸気を生成する併設ボイラを設け、前記併設ボイラと、前記給水タンクと、前記脱気器若しくは別途設置する脱気器とからなる併設給水系路が設けられていることを特徴とする。
このように、併設ボイラへ給水するときも脱気器を介在させることにより、併設ボイラの腐食を抑制することができる。
【００１２】
さらにまた、前記蒸気タービンへ蒸気を夫々供給する前記副生ガス利用側の蒸気系路と前記天然ガス利用側の蒸気系路とが並列配置して設けられ、
前記併設蒸気系路が前記２つの蒸気系路と異なる系路で併設ボイラから発生する蒸気を蒸気タービンに供給する第３の系路であることを特徴とする。
【００１３】
このようにして、併設ボイラからの蒸気が蒸気タービンに供給され、蒸気タービンの出力が増加する。また、蒸気タービンで抽気を調整することができ抽気圧力・温度の好適値が利用可能となる。
また、上記構成とすることにより、前記副生ガス利用側の給水・蒸気系路と天然ガス利用側の給水・蒸気系路と併設給水・蒸気系路とが夫々設けられるので、天然ガス焚きガスタービン、副生ガス焚きガスタービン、蒸気タービン、併設ボイラの定期検査、発電量見合い、あるいは異常時に何れかひとつが部分停止しても運転継続が可能であり、また抽気蒸気を得ることができる。
【発明の効果】
【００１４】
以上記載のごとく本発明によれば、天然ガスガス焚きタービンの排熱回収ボイラへは復水を直接返し、副生ガスガス焚きタービンの排熱回収ボイラへは補給水を給水する給水タンクと脱気器とを介在させて給水している。このことにより、復水を直接返しているために脱気器が不要となり、天然ガスガス焚きタービンの排熱回収ボイラへは給水温度を下げたまま給水することができるので熱効率が高くなる。また、副生ガスガス焚きタービンの排熱回収ボイラへは脱気器を介在させて給水することにより、副生ガスに含まれる硫黄分によるボイラの腐食を防止することができる。このとき、脱気器は給水タンク下流側に設けられているので、補給水中に含まれる溶存酸素をボイラへ供給することなく除去することができる。
さらに、抽気蒸気として蒸気タービンより抽気しても蒸気系路内でバランスを取ることができ、安定して抽気蒸気を得ることができる。
また、併設ボイラへ給水するときも脱気器を介在させることにより、併設ボイラの腐食を抑制することができる。
さらにまた、併設ボイラからの蒸気が蒸気タービンに供給され、蒸気タービンの出力が増加する。また、蒸気タービンで抽気を調整することができ、抽気蒸気は圧力・温度の好適値が利用可能となる。
また、上記構成とすることにより、前記副生ガス利用側の給水・蒸気系路と天然ガス利用側の給水・蒸気系路と併設給水・蒸気系路とが夫々設けられるので、天然ガス焚きガスタービン、副生ガス焚きガスタービン、蒸気タービン、併設ボイラの何れかひとつが部分停止しても稼働し、定期検査時及び効率運転不適合時の片系列運転が可能であり、また抽気蒸気を得ることができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１５】
以下、図面を参照して本発明の好適な実施例を例示的に詳しく説明する。但しこの実施例に記載されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は特に特定的な記載がない限りは、この発明の範囲をそれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例に過ぎない。
図１は本発明に係る複合発電プラントの実施形態１を示す概略系統図、図２は本発明に係る複合発電プラントの実施形態２を示す概略系統図（運転時）、図３は本発明に係る複合発電プラントの実施形態２を示す概略系統図（定期検査時、部分停止時、若しくは異常運転時）、図４は本発明に係る複合発電プラントの実施形態３を示す概略系統図（運転時・定期検査時、部分停止時、若しくは異常運転時）、図５は本発明に係る複合発電プラントの実施形態４を示す概略系統図（運転時・定期検査時、部分停止時、若しくは異常運転時）、図６は本発明に係る複合発電プラントの実施形態５を示す概略系統図（運転時）、図７は本発明に係る複合発電プラントの実施形態５を示す概略系統図（定期検査時、部分停止時、若しくは異常運転時）、図８は従来の複合発電プラントの概略系統図である。
なお、本発明の実施形態で用いる副生ガスは、高炉からの副生ガス（ＢＦＧ）、転炉からの副生ガス（ＬＤＧ）、コークス炉からの副生ガス（ＣＯＧ）などを対象に単味若しくは混合したガスであり、硫黄分を含有する。
（実施形態１）
【００１６】
まず、図１を用いて本発明に係る複合発電プラントについて説明する。
図１に示した複合発電プラントは、発電機１２を駆動させる天然ガス焚きガスタービン１及び副生ガス焚きガスタービン２、発電機１３を駆動させる蒸気タービン５を備えている。
また、蒸気タービン５の駆動エネルギーとして用いる蒸気を生成するため、天然ガス焚きガスタービン１から排出される排ガスから熱エネルギーを回収する排熱回収ボイラ（排ガスボイラ）３と、副生ガス焚きガスタービン２から排出される排ガスから熱エネルギーを回収する排熱回収ボイラ（排ガスボイラ）４とが設けられている。また、蒸気タービン５から抽気蒸気２３が抽気される。
【００１７】
天然ガス焚きガスタービン１は、腐食成分が含まれない天然ガスが駆動エネルギーとして用いられている。本実施例では液化天然ガス（以下、ＬＮＧという）９を用いるが、天然ガスであれば液化に限定されないものとする。ＬＮＧ９は、ＬＮＧ気化設備により気化させて燃料ガスとなる。一方、副生ガス焚きガスタービン２は、駆動エネルギーとして前述した副生ガス１０が用いられている。
天然ガス焚きガスタービン１及び副生ガス焚きガスタービン２は、それぞれ大気中から空気６を吸込んで圧縮機７にて圧縮し、高圧の空気を燃焼器８へ送る。一方、燃料となるＬＮＧ９、副生ガス１０が夫々燃焼器８へ供給され、圧縮機７から供給された高圧の空気によって燃料が燃焼し、高温・高圧のガスとなる。高温・高圧のガスは、それぞれ天然ガス焚きガスタービン１と副生ガス焚きガスタービン２を駆動し、さらに発電機１２を駆動して電気出力を発生する。
そして、天然ガス焚きガスタービン１と副生ガス焚きガスタービン２で仕事をしたガスタービンの排ガスは、それぞれ後流に備えられた排熱回収ボイラ３，４へ送られる。
【００１８】
排熱回収ボイラ３，４内には、低圧節炭器１８、低圧蒸発器１９、高圧節炭器２０、高圧蒸発器２１、高圧過熱器２２、ドラム４１、４２が設けられている。
ここで、天然ガス焚きガスタービン１の排熱回収ボイラ３を含む天然ガス利用側の給水・蒸気系路Ａについて説明する。排熱回収ボイラ３で排出される蒸気は、蒸気タービン５へ供給される。蒸気タービン５の駆動源として用いられた蒸気は、復水器４０によって復水１４となり、ポンプ２５、ポンプ２８を介して、排熱回収ボイラ３内に給水１５として送り込まれる。
給水１５は、低圧節炭器１８に送り込まれて排ガスと熱交換することで加熱され、低圧蒸発器１９内で加熱されてドラム４１に送り込まれて気液分離される。ドラム４１で気液分離された蒸気は、低圧蒸気３１となり蒸気タービン５に供給される。また、低圧節炭器１８の出口にて一部加熱された給水は、ポンプ２９を介して再循環水１７となって排熱回収ボイラ３上流側に再循環され、低圧節炭器入り口給水温度を適当な温度に昇温する。
また、給水１５はポンプ３０にて加圧された後、高圧節炭器２０に送り込まれて加熱された後、高圧蒸発器２１内で加熱されてドラム４２に送り込まれて気液分離される。ドラム４２で気液分離された蒸気は、高圧過熱器２２で過熱された後、高圧蒸気３２として蒸気タービン５に供給される。このようにして、天然ガス利用側の給水・蒸気系路Ａ内においては、復水を直接排熱回収ボイラ３に返して循環する構成となっている。
【００１９】
また、副生ガス焚きガスタービン２の排熱回収ボイラ４を含む副生ガス利用側の給水・蒸気系路Ｂについて説明する。排熱回収ボイラ４で排出される蒸気は、蒸気タービン５へ供給される。蒸気タービン５の駆動源として用いられた蒸気は、復水器４０によって復水１４となり、ポンプ２５を介して、給水タンク４３に一旦貯留される。給水タンク４３では補給水１６が補給される。この補給水１６は蒸気タービン５で抽気された抽気蒸気２３の抽気量を賄うためのもので、純水が用いられている。
給水タンク４３の給水はポンプ２６にて脱気器２４へ送られる。脱気器２４で給水中の溶存酸素を除去した後、ポンプ２７にて給水１５を排熱回収ボイラ４へ送り込む。
【００２０】
この給水１５を循環する構成は排熱回収ボイラ３と同様であり、給水１５は、低圧節炭器１８に送り込まれて排ガスと熱交換することで加熱され、低圧蒸発器１９内で加熱されてドラム４１に送り込まれて気液分離される。ドラム４１で気液分離された蒸気は、低圧蒸気３１となり蒸気タービン５に供給される。また、低圧節炭器１８の出口にて一部加熱された給水は、ポンプ２９を介して再循環水１７となって排熱回収ボイラ３上流側に再循環され、低圧節炭器入り口給水温度を適当な温度に昇温する。この温度は腐食防止のためＬＮＧ焚きガスタービン側より高い。
また、給水１５はポンプ３０にて加圧された後、高圧節炭器２０に送り込まれて加熱された後、高圧蒸発器２１内で加熱されてドラム４２に送り込まれて気液分離される。ドラム４２で気液分離された蒸気は、高圧過熱器２２で過熱された後、高圧蒸気３２として蒸気タービン５に供給される。このようにして、副生ガス利用側の給水・蒸気系路Ｂ内においては、補給水１６を補給する給水タンク４３と脱気器２４を介して給水１５を排熱回収ボイラ４に返して循環する構成となっている。
【００２１】
なお、排熱回収ボイラ３，４で排出される低圧蒸気３１および高圧蒸気３２は、蒸気タービン５へ供給する前に夫々合流させている。また、図１の実施形態１では、低圧、高圧の２系統を備える例を示したが、これ以外に低圧、中圧、高圧の３系統の構成も存在する。さらに、上記した実施形態で示した排熱回収ボイラ内の構成は、適宜他の構成に変更することが可能である。例えば、低圧節炭器１８、低圧蒸発器１９、高圧節炭器２０、高圧蒸発器２１、高圧過熱器２２の配置や配管等は適宜変更しても支障はない。
【００２２】
このように、副生ガス焚きの副生ガス焚きガスタービン２では、副生ガス１０中の硫黄分による腐食を抑制するために脱気器２４で不純物を除去する。また、腐食成分が含まれないＬＮＧ焚きの天然ガス焚きガスタービン１では、復水１４を直接排熱回収ボイラ３に返しているので、ボイラ入口給水温度を下げることができ、熱回収率が向上し、高い発電効率が可能となる。
【００２３】
次に、図２〜図８を用いて本発明に係る複合発電プラントの実施形態２〜６について説明する。実施形態２〜６はいずれも実施形態１の複合プラントに併設ボイラ５１を組み合わせたものである。図２〜図８中の実線が使用ライン、破線が不使用ラインである。
この実施形態２〜６において併設ボイラ５１の燃料種別に関係なく、発生蒸気は蒸気タービン５に送気される。抽気蒸気２３は蒸気タービン抽気とするが、ガスタービン１台運転など蒸気タービンの部分が負荷運転にて抽気圧力が確保できない場合には、蒸気取り出し位置をより上流側に切り替える。また、天然ガス焚きガスタービン１はＤＳＳ（Ｄａｉｌｙ Ｓｔａｒｔ Ｓｔｏｐ）運転も想定して運転できる。
（実施形態２）
【００２４】
実施形態２は、天然ガス焚きガスタービン１、副生ガス焚きガスタービン２、蒸気タービン５、併設ボイラ５１で構成され、発電機を駆動する複合発電プラントにおける通常運転時である。実施形態２における運転時を図２、定期検査時、部分運転時、若しくは不適合時を図３に示す。なお、実施形態２において、上記した実施形態１と同様の構成については、その詳細な説明を省略する。
図２に示した複合発電プラントは、実施形態１と同様に、天然ガス焚きガスタービン１、副生ガス焚きガスタービン２、抽気蒸気２３を抽気する蒸気タービン５、排熱回収ボイラ３，４、復水器４０、補給水１６を補給する給水タンク４３、脱気器２４とを備えている。
また、実施形態１と異なる構成として、併設ボイラ５１、脱気器５４を備えている。また図示しないが、低圧給水加熱器、高圧給水加熱器も設けられる。
【００２５】
図２に示すように、併設給水系路は給水タンク４３から分岐して設けられている。副生ガス利用側の給水系路と同様に、給水は給水タンク４３と脱気器５４を介して併設ボイラ５１へ送り込まれる。これにより、給水中の溶存酸素を除去して併設ボイラ５１の腐食を抑制する。
【００２６】
また、蒸気タービン５に併設ボイラ５１から排出される蒸気を供給する。このようにして、併設ボイラ５１からの蒸気が蒸気タービンに供給され、蒸気タービン５の出力が増加する。抽気蒸気２３は蒸気タービン５より抽気され、蒸気タービン５で抽気蒸気２３の量を調整する。
【００２７】
図３は実施形態２における定期検査時、部分運転時、若しくは不適合時であり、主構成は図２と同一であるが、天然ガス焚きガスタービン１が停止している点が図２と異なる。図３のように天然ガス焚きガスタービン１が停止した場合でも稼働し抽気蒸気２３を得ることが可能な系統となっている。
なお、天然ガス焚きガスタービン１の定検時も図３と同一である。天然ガス焚きガスタービン１の定検時では、図３破線部に示すように、蒸気は排熱回収ボイラ３から蒸気タービン５へ供給されない。しかし、副生ガス焚きガスタービン２は運転しているので、排熱回収ボイラ４から蒸気が供給される。よって、天然ガス焚きガスタービン１の定検時でも駆動し抽気蒸気２３を得ることができる。
（実施形態３）
【００２８】
実施形態３は、天然ガス焚きガスタービン１、副生ガス焚きガスタービン２、蒸気タービン５、併設ボイラ５１で構成され、発電機を駆動する複合発電プラントにおける副生ガス焚きガスタービン２の定検時であり、これを図４に示す。実施形態３では運転時も定期検査時若しくは部分運転時も同一である。
図２と同様に、天然ガス焚きガスタービン１、副生ガス焚きガスタービン２、抽気蒸気２３を抽気する蒸気タービン５、排熱回収ボイラ３，４、復水器４０、補給水１６を補給する給水タンク４３、脱気器２４とを備えている。さらに、併設ボイラ５１、脱気器５４を備えている。また図示しないが、低圧給水加熱器、高圧給水加熱器も設けられる。
【００２９】
また、図４は実施形態２と異なり、運転時も定期検査時、部分運転時、若しくは不適合時も副生ガス焚きガスタービン２が定検のため運転していない。つまり、図４破線部に示すように、蒸気は排熱回収ボイラ４から蒸気タービン５へ供給されない。しかし、天然ガス焚きガスタービン１は運転しているので、排熱回収ボイラ３から蒸気が供給される。よって、副生ガス焚きガスタービン２の定検時でも駆動し抽気蒸気２３を得ることができる。
（実施形態４）
【００３０】
実施形態５は、天然ガス焚きガスタービン１、副生ガス焚きガスタービン２、蒸気タービン５、併設ボイラ５１で構成され、発電機を駆動する複合発電プラントにおける蒸気タービン５の定検時であり、これを図５に示す。実施形態４では運転時も定期検査時、部分運転時、若しくは不適合時も同一である。
図２と同様に、天然ガス焚きガスタービン１、副生ガス焚きガスタービン２、抽気蒸気２３を抽気する蒸気タービン５、排熱回収ボイラ３，４、復水器４０、補給水１６を補給する給水タンク４３、脱気器２４とを備えている。さらに、併設ボイラ５１、脱気器５４を備えている。また図示しないが、低圧給水加熱器、高圧給水加熱器も設けられる。
【００３１】
図５は実施形態２と異なり、運転時も定期検査時、部分運転時、若しくは不適合時も蒸気タービン５が定検のため運転せず、天然ガス焚きガスタービン１および副生ガス焚きガスタービン２は停止する。つまり、図５実線部に示すように、運転しているのは併設ボイラ５１のみとなり、蒸気タービン５から抽気蒸気が抽気されない。しかし、併設ボイラ５１から排出される蒸気を抽気蒸気５３として得ることが可能となる。よって、蒸気タービン５の定検時でも駆動し抽気蒸気を得ることができる。
（実施形態５）
【００３２】
実施形態５は、天然ガス焚きガスタービン１、副生ガス焚きガスタービン２、蒸気タービン５、併設ボイラ５１で構成され、発電機を駆動する複合発電プラントにおける併設ボイラ５１の定検時である。実施形態５における運転時を図６、定期検査時、部分運転時、若しくは不適合時を図７に示す。なお、実施形態５において、上記した実施形態１、２と同様の構成については、その詳細な説明を省略する。
図６に示した複合発電プラントは、図２と同様に、天然ガス焚きガスタービン１、副生ガス焚きガスタービン２、抽気蒸気２３を抽気する蒸気タービン５、排熱回収ボイラ３，４、復水器４０、補給水１６を補給する給水タンク４３、脱気器２４とを備えている。さらに、併設ボイラ５１、脱気器５４を備えている。また図示しないが、低圧給水加熱器、高圧給水加熱器も設けられる。
【００３３】
図６に示すように、併設ボイラ５１が定検のため運転していないので、併設ボイラ蒸気系路は図６破線部のように不使用となり、併設ボイラ５１からの蒸気が蒸気タービン５へ供給されない。しかし、天然ガス焚きガスタービン１および副生ガス焚きガスタービン２が共に運転しているので、排熱回収ボイラ３，４から蒸気が供給され、併設ボイラ５１の定検時でも駆動し十分に抽気蒸気２３を得ることができる。
【００３４】
図７は定期検査時、部分運転時、若しくは不適合時であり、主構成は図６と同一であるが、天然ガス焚きガスタービン１が停止している点が図６と異なる。図７のように天然ガス焚きガスタービン１が停止した場合でも副生ガス焚きガスタービン２が駆動しているので排熱回収ボイラ４から蒸気タービン５へ蒸気が供給され駆動し抽気蒸気２３を得ることができる。
【００３５】
以上のことから、上記構成とすることにより、天然ガス焚きガスタービン、副生ガス焚きガスタービン、蒸気タービン、併設ボイラの何れかひとつが部分停止しても稼働し、定期検査時、部分運転時、若しくは不適合時の片系列運転が可能であり、また抽気蒸気を得ることができる。
【産業上の利用可能性】
【００３６】
本発明によれば、天然ガス焚きガスタービン、副生ガス焚きガスタービンと蒸気タービンを組み合わせて発電機を駆動するとともに工業プロセスに利用可能な抽気蒸気を得ることを可能とし、ボイラ腐食を抑制して熱効率を向上させる構成とした複合発電プラントとして有益である。
【図面の簡単な説明】
【００３７】
【図１】本発明に係る複合発電プラントの実施形態１を示す概略系統図である。
【図２】本発明に係る複合発電プラントの実施形態２を示す概略系統図（運転時）である。
【図３】本発明に係る複合発電プラントの実施形態２を示す概略系統図（定期検査時、部分運転時、若しくは異常運転時）である。
【図４】本発明に係る複合発電プラントの実施形態３を示す概略系統図（運転時・定期検査時、部分運転時、若しくは異常運転時）である。
【図５】本発明に係る複合発電プラントの実施形態４を示す概略系統図（運転時・定期検査時、部分運転時、若しくは異常運転時）である。
【図６】本発明に係る複合発電プラントの実施形態５を示す概略系統図（運転時）である。
【図７】本発明に係る複合発電プラントの実施形態５を示す概略系統図（定期検査時、部分運転時、若しくは異常運転時）である。
【図８】従来の複合発電プラントの概略系統図である。
【符号の説明】
【００３８】
１ 天然ガス焚きガスタービン
２ 副生ガス焚きガスタービン
３、４ 排熱回収ボイラ
５ 蒸気タービン
９ 液化天然ガス（ＬＮＧ）
１０ 副生ガス
１２、１３ 発電機
１４ 復水
１５ 給水
１６ 補給水
２３ 抽気蒸気
２４ 脱気器
４０ 復水器
４３ 給水タンク
５１ 併設ボイラ
【技術分野】
【０００１】
本発明は、ガスタービン複合発電プラントに係り、燃料が異なるため燃焼ガスの廃熱条件も異なる複数のガスタービンを熱源として利用して排熱回収ボイラで蒸気を発生させ、その蒸気にて蒸気タービンを駆動して発電をするとともに工業プロセスに利用可能な抽気蒸気を得るに好適な複合発電プラントに関する。
【背景技術】
【０００２】
一般的に、複数台のガスタービンと蒸気タービンを組み合わせた複合発電システムの場合では、ガスタービンは同形式、同燃料、同出力が基本のほうが効率がよいとされている。そのような複合発電において、蒸気タービンから工場送気を行なう場合は蒸気タービンからの復水では不足するため、工場送気相当の補給水が必要である。
ここで、蒸気タービンの一種としてタービンの中間段から蒸気を抽出して、工場送気などの工業プロセスに利用し、同時に発電機等に動力供給を行なう抽気復水タービンは公知であり、かかる抽気タービンを用いた複合発電プラントの従来システム例を図８に示す。
【０００３】
図８において、０３，０４は過熱蒸気生成用の排熱回収ボイラ、０５は蒸気を導入してその熱エネルギーを駆動エネルギーに変換する抽気タービン型の蒸気タービン、０１３は前記蒸気タービン０５の駆動力により回転する発電機、０２３は蒸気タービン０５より抽気された抽気蒸気、０４０は蒸気タービン排出蒸気を奪熱して復水する復水器、０４３は復水０１４および補給水０１６を一旦貯留する給水タンク０４３、給水中の溶存酸素を除去する脱気器０２４ａ，０２４ｂを示す。また、排熱回収ボイラ０３，０４内には、低圧節炭器０１８、低圧蒸発器０１９、高圧節炭器０２０、高圧蒸発器０２１、高圧過熱器０２２、ドラム４１、４２が設けられており、給水０１５は、低圧節炭器０１８、低圧蒸発器０１９、高圧節炭器０２０、高圧蒸発器０２１、高圧過熱器０２２を経て蒸気となって蒸気タービン０５に供給される。この給水０１５を供給する構成は排熱回収ボイラ０３，０４で同様である。
なお、０１，０２は発電機０１２を駆動するガスタービンとし、０１は天然ガス０９を燃料とする天然ガス焚きガスタービン０１、０２は各種炉若しくは各種プラント（例えば高炉、転炉、コークス炉、化学プラント等）から排出される副生ガス０１０を燃料とする副生ガス焚きガスタービンである。
【０００４】
このように、図８に示したような構成において、熱蒸気生成用の排熱回収ボイラ０３，０４の前段側に脱気器０２４ａ，０２４ｂが夫々備えられている。この脱気器０２４ａ，０２４ｂは給水中に含まれる溶存酸素を除去するためのものである。給水中の溶存酸素量が多いと、ボイラの構成材料の腐食などの問題点が生じるため、脱気器を備えることで溶存酸素量を規定以下とした状態で発電プラントの稼働を行なっている。
【０００５】
また、廃熱条件の異なる複数の熱源を利用した複合発電プラントとして、特許文献１（特開平３−５０３０２号公報）で開示されている。特許文献１は、複数の廃熱条件の異なる熱源と、各熱源対応に設けたバンク構成の異なる複数の排熱回収ボイラと、各排熱回収ボイラにて発生された蒸気で駆動される１台の蒸気タービンとを備える複合発電プラントであって、前記複数の排熱回収ボイラで１つのサイクルを構成すると共に、最も高温の廃熱が流入する排熱回収ボイラの最上流部に、前記蒸気タービンに供給する蒸気を加熱する過熱器を設けている。
【特許文献１】特開平３−５０３０２号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかしながら、図８に示した構成では、補給水が多いため排熱回収ボイラの腐食を防ぐためにも脱気器０２４ｂが必要となり、脱気器の器内温度が高いため排熱回収ボイラ０４入り口の給水温度が高くなる。また、天然ガス焚きガスタービン１から排出される排ガスから熱エネルギーを回収する排熱回収ボイラ０３へ給水０１５を送り込むときも脱気器０２４ａを介して供給しなければならず、給水温度が高くなる。また、脱気器として夫々の排熱回収ボイラに脱気器を設置するとプラントが大型になってしまう。
さらに、特許文献１に開示された発明では、廃熱条件の異なる複数の熱源を利用した複合発電プラントの構成が示めされているに止まっており、抽気蒸気を得ることについては開示されていない。
【０００７】
従って、本発明は上記従来技術の問題点に鑑み、複数台のガスタービンと蒸気タービンを組み合わせて工業プロセスに利用可能な抽気蒸気を得ることを可能とし、ボイラ腐食を抑制するとともに熱効率を向上させる複合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】
【０００８】
そこで、本発明はかかる課題を解決するために、燃料を燃焼させることで駆動される複数のガスタービンとその排ガスを熱源とする排熱回収ボイラ及びその発生蒸気を駆動源とし、かつ、工業プロセスに利用可能な蒸気抽出可能な抽気復水蒸気タービンから構成される複合発電プラントにおいて、
各種炉若しくは各種プラントから排出される副生ガスを燃料利用とする副生ガス焚きガスタービンと、天然ガスを燃料利用する天然ガス焚きガスタービンと、前記夫々のガスタービンからの排ガスが熱源として供給される夫々の排熱回収ボイラと、前記夫々の排熱回収ボイラより得られる蒸気により駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンの排気を凝縮して水に戻す復水器と、復水器出口に設置された復水ポンプにて昇圧された復水を貯蔵することに加え、純水装置、純水タンクより供給される補給水を貯蔵する給水タンクと、前記給水タンク下流側に設けられ補給水に含まれる溶存酸素を除去する脱気器とを備え、
前記給水タンクと、前記脱気器と、副生ガス焚きガスタービン用排熱回収ボイラとからなる副生ガス利用側の給水・蒸気系路と、
前記復水器と給水タンクの間の復水配管から分岐し、天然ガス焚きガスタービン用排熱回収ボイラとからなる天然ガス利用側の給水・蒸気系路を夫々形成したことを特徴とする複合発電プラントを提案する。
【０００９】
本発明によれば、天然ガス焚きガスタービンの排熱回収ボイラへは復水を直接返し、副生ガス焚きガスタービンの排熱回収ボイラへは復水と補給水を混合貯蔵する給水タンクと脱気器とを介在させて給水している。このことにより、天然ガス焚きガスタービンの排熱回収ボイラへは給水温度を下げたまま給水することができるので熱効率が高くなる。一般的に腐食成分がない燃料とされている天然ガスを用いた天然ガス焚きガスタービンの場合、排ガス中の硫黄濃度をほとんど無視することができるので給水温度は低くできる。また、復水を直接返しているために脱気器が不要となる。
また、副生ガス焚きガスタービンの排熱回収ボイラへは脱気器を介在させて給水することにより給水温度が高くでき、副生ガスに含まれる硫黄分によるボイラの腐食を抑制することができる。このとき、脱気器は給水タンク下流側に設けられているので、補給水中に含まれる溶存酸素の不純物をボイラへ供給することなく除去することができる。
なお、各種炉としては高炉、転炉、コークス炉、ガス火炉が挙げられ、各種プラントとしては化学プラント、原子力プラント、廃棄物プラント等が挙げられる。
【００１０】
さらに、前記給水タンクを介して副生ガス利用側の給水系路に前記補給水が補給され、前記蒸気タービンより抽気された抽気蒸気の抽気量を賄うことを特徴とする。これにより、抽気蒸気として蒸気タービンより抽気しても蒸気系路内でバランスを取ることができ、安定して抽気蒸気を得ることができる。
【００１１】
また、前記した複合発電プラントにおいて、別途供給される燃料で蒸気を生成する併設ボイラを設け、前記併設ボイラと、前記給水タンクと、前記脱気器若しくは別途設置する脱気器とからなる併設給水系路が設けられていることを特徴とする。
このように、併設ボイラへ給水するときも脱気器を介在させることにより、併設ボイラの腐食を抑制することができる。
【００１２】
さらにまた、前記蒸気タービンへ蒸気を夫々供給する前記副生ガス利用側の蒸気系路と前記天然ガス利用側の蒸気系路とが並列配置して設けられ、
前記併設蒸気系路が前記２つの蒸気系路と異なる系路で併設ボイラから発生する蒸気を蒸気タービンに供給する第３の系路であることを特徴とする。
【００１３】
このようにして、併設ボイラからの蒸気が蒸気タービンに供給され、蒸気タービンの出力が増加する。また、蒸気タービンで抽気を調整することができ抽気圧力・温度の好適値が利用可能となる。
また、上記構成とすることにより、前記副生ガス利用側の給水・蒸気系路と天然ガス利用側の給水・蒸気系路と併設給水・蒸気系路とが夫々設けられるので、天然ガス焚きガスタービン、副生ガス焚きガスタービン、蒸気タービン、併設ボイラの定期検査、発電量見合い、あるいは異常時に何れかひとつが部分停止しても運転継続が可能であり、また抽気蒸気を得ることができる。
【発明の効果】
【００１４】
以上記載のごとく本発明によれば、天然ガスガス焚きタービンの排熱回収ボイラへは復水を直接返し、副生ガスガス焚きタービンの排熱回収ボイラへは補給水を給水する給水タンクと脱気器とを介在させて給水している。このことにより、復水を直接返しているために脱気器が不要となり、天然ガスガス焚きタービンの排熱回収ボイラへは給水温度を下げたまま給水することができるので熱効率が高くなる。また、副生ガスガス焚きタービンの排熱回収ボイラへは脱気器を介在させて給水することにより、副生ガスに含まれる硫黄分によるボイラの腐食を防止することができる。このとき、脱気器は給水タンク下流側に設けられているので、補給水中に含まれる溶存酸素をボイラへ供給することなく除去することができる。
さらに、抽気蒸気として蒸気タービンより抽気しても蒸気系路内でバランスを取ることができ、安定して抽気蒸気を得ることができる。
また、併設ボイラへ給水するときも脱気器を介在させることにより、併設ボイラの腐食を抑制することができる。
さらにまた、併設ボイラからの蒸気が蒸気タービンに供給され、蒸気タービンの出力が増加する。また、蒸気タービンで抽気を調整することができ、抽気蒸気は圧力・温度の好適値が利用可能となる。
また、上記構成とすることにより、前記副生ガス利用側の給水・蒸気系路と天然ガス利用側の給水・蒸気系路と併設給水・蒸気系路とが夫々設けられるので、天然ガス焚きガスタービン、副生ガス焚きガスタービン、蒸気タービン、併設ボイラの何れかひとつが部分停止しても稼働し、定期検査時及び効率運転不適合時の片系列運転が可能であり、また抽気蒸気を得ることができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１５】
以下、図面を参照して本発明の好適な実施例を例示的に詳しく説明する。但しこの実施例に記載されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は特に特定的な記載がない限りは、この発明の範囲をそれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例に過ぎない。
図１は本発明に係る複合発電プラントの実施形態１を示す概略系統図、図２は本発明に係る複合発電プラントの実施形態２を示す概略系統図（運転時）、図３は本発明に係る複合発電プラントの実施形態２を示す概略系統図（定期検査時、部分停止時、若しくは異常運転時）、図４は本発明に係る複合発電プラントの実施形態３を示す概略系統図（運転時・定期検査時、部分停止時、若しくは異常運転時）、図５は本発明に係る複合発電プラントの実施形態４を示す概略系統図（運転時・定期検査時、部分停止時、若しくは異常運転時）、図６は本発明に係る複合発電プラントの実施形態５を示す概略系統図（運転時）、図７は本発明に係る複合発電プラントの実施形態５を示す概略系統図（定期検査時、部分停止時、若しくは異常運転時）、図８は従来の複合発電プラントの概略系統図である。
なお、本発明の実施形態で用いる副生ガスは、高炉からの副生ガス（ＢＦＧ）、転炉からの副生ガス（ＬＤＧ）、コークス炉からの副生ガス（ＣＯＧ）などを対象に単味若しくは混合したガスであり、硫黄分を含有する。
（実施形態１）
【００１６】
まず、図１を用いて本発明に係る複合発電プラントについて説明する。
図１に示した複合発電プラントは、発電機１２を駆動させる天然ガス焚きガスタービン１及び副生ガス焚きガスタービン２、発電機１３を駆動させる蒸気タービン５を備えている。
また、蒸気タービン５の駆動エネルギーとして用いる蒸気を生成するため、天然ガス焚きガスタービン１から排出される排ガスから熱エネルギーを回収する排熱回収ボイラ（排ガスボイラ）３と、副生ガス焚きガスタービン２から排出される排ガスから熱エネルギーを回収する排熱回収ボイラ（排ガスボイラ）４とが設けられている。また、蒸気タービン５から抽気蒸気２３が抽気される。
【００１７】
天然ガス焚きガスタービン１は、腐食成分が含まれない天然ガスが駆動エネルギーとして用いられている。本実施例では液化天然ガス（以下、ＬＮＧという）９を用いるが、天然ガスであれば液化に限定されないものとする。ＬＮＧ９は、ＬＮＧ気化設備により気化させて燃料ガスとなる。一方、副生ガス焚きガスタービン２は、駆動エネルギーとして前述した副生ガス１０が用いられている。
天然ガス焚きガスタービン１及び副生ガス焚きガスタービン２は、それぞれ大気中から空気６を吸込んで圧縮機７にて圧縮し、高圧の空気を燃焼器８へ送る。一方、燃料となるＬＮＧ９、副生ガス１０が夫々燃焼器８へ供給され、圧縮機７から供給された高圧の空気によって燃料が燃焼し、高温・高圧のガスとなる。高温・高圧のガスは、それぞれ天然ガス焚きガスタービン１と副生ガス焚きガスタービン２を駆動し、さらに発電機１２を駆動して電気出力を発生する。
そして、天然ガス焚きガスタービン１と副生ガス焚きガスタービン２で仕事をしたガスタービンの排ガスは、それぞれ後流に備えられた排熱回収ボイラ３，４へ送られる。
【００１８】
排熱回収ボイラ３，４内には、低圧節炭器１８、低圧蒸発器１９、高圧節炭器２０、高圧蒸発器２１、高圧過熱器２２、ドラム４１、４２が設けられている。
ここで、天然ガス焚きガスタービン１の排熱回収ボイラ３を含む天然ガス利用側の給水・蒸気系路Ａについて説明する。排熱回収ボイラ３で排出される蒸気は、蒸気タービン５へ供給される。蒸気タービン５の駆動源として用いられた蒸気は、復水器４０によって復水１４となり、ポンプ２５、ポンプ２８を介して、排熱回収ボイラ３内に給水１５として送り込まれる。
給水１５は、低圧節炭器１８に送り込まれて排ガスと熱交換することで加熱され、低圧蒸発器１９内で加熱されてドラム４１に送り込まれて気液分離される。ドラム４１で気液分離された蒸気は、低圧蒸気３１となり蒸気タービン５に供給される。また、低圧節炭器１８の出口にて一部加熱された給水は、ポンプ２９を介して再循環水１７となって排熱回収ボイラ３上流側に再循環され、低圧節炭器入り口給水温度を適当な温度に昇温する。
また、給水１５はポンプ３０にて加圧された後、高圧節炭器２０に送り込まれて加熱された後、高圧蒸発器２１内で加熱されてドラム４２に送り込まれて気液分離される。ドラム４２で気液分離された蒸気は、高圧過熱器２２で過熱された後、高圧蒸気３２として蒸気タービン５に供給される。このようにして、天然ガス利用側の給水・蒸気系路Ａ内においては、復水を直接排熱回収ボイラ３に返して循環する構成となっている。
【００１９】
また、副生ガス焚きガスタービン２の排熱回収ボイラ４を含む副生ガス利用側の給水・蒸気系路Ｂについて説明する。排熱回収ボイラ４で排出される蒸気は、蒸気タービン５へ供給される。蒸気タービン５の駆動源として用いられた蒸気は、復水器４０によって復水１４となり、ポンプ２５を介して、給水タンク４３に一旦貯留される。給水タンク４３では補給水１６が補給される。この補給水１６は蒸気タービン５で抽気された抽気蒸気２３の抽気量を賄うためのもので、純水が用いられている。
給水タンク４３の給水はポンプ２６にて脱気器２４へ送られる。脱気器２４で給水中の溶存酸素を除去した後、ポンプ２７にて給水１５を排熱回収ボイラ４へ送り込む。
【００２０】
この給水１５を循環する構成は排熱回収ボイラ３と同様であり、給水１５は、低圧節炭器１８に送り込まれて排ガスと熱交換することで加熱され、低圧蒸発器１９内で加熱されてドラム４１に送り込まれて気液分離される。ドラム４１で気液分離された蒸気は、低圧蒸気３１となり蒸気タービン５に供給される。また、低圧節炭器１８の出口にて一部加熱された給水は、ポンプ２９を介して再循環水１７となって排熱回収ボイラ３上流側に再循環され、低圧節炭器入り口給水温度を適当な温度に昇温する。この温度は腐食防止のためＬＮＧ焚きガスタービン側より高い。
また、給水１５はポンプ３０にて加圧された後、高圧節炭器２０に送り込まれて加熱された後、高圧蒸発器２１内で加熱されてドラム４２に送り込まれて気液分離される。ドラム４２で気液分離された蒸気は、高圧過熱器２２で過熱された後、高圧蒸気３２として蒸気タービン５に供給される。このようにして、副生ガス利用側の給水・蒸気系路Ｂ内においては、補給水１６を補給する給水タンク４３と脱気器２４を介して給水１５を排熱回収ボイラ４に返して循環する構成となっている。
【００２１】
なお、排熱回収ボイラ３，４で排出される低圧蒸気３１および高圧蒸気３２は、蒸気タービン５へ供給する前に夫々合流させている。また、図１の実施形態１では、低圧、高圧の２系統を備える例を示したが、これ以外に低圧、中圧、高圧の３系統の構成も存在する。さらに、上記した実施形態で示した排熱回収ボイラ内の構成は、適宜他の構成に変更することが可能である。例えば、低圧節炭器１８、低圧蒸発器１９、高圧節炭器２０、高圧蒸発器２１、高圧過熱器２２の配置や配管等は適宜変更しても支障はない。
【００２２】
このように、副生ガス焚きの副生ガス焚きガスタービン２では、副生ガス１０中の硫黄分による腐食を抑制するために脱気器２４で不純物を除去する。また、腐食成分が含まれないＬＮＧ焚きの天然ガス焚きガスタービン１では、復水１４を直接排熱回収ボイラ３に返しているので、ボイラ入口給水温度を下げることができ、熱回収率が向上し、高い発電効率が可能となる。
【００２３】
次に、図２〜図８を用いて本発明に係る複合発電プラントの実施形態２〜６について説明する。実施形態２〜６はいずれも実施形態１の複合プラントに併設ボイラ５１を組み合わせたものである。図２〜図８中の実線が使用ライン、破線が不使用ラインである。
この実施形態２〜６において併設ボイラ５１の燃料種別に関係なく、発生蒸気は蒸気タービン５に送気される。抽気蒸気２３は蒸気タービン抽気とするが、ガスタービン１台運転など蒸気タービンの部分が負荷運転にて抽気圧力が確保できない場合には、蒸気取り出し位置をより上流側に切り替える。また、天然ガス焚きガスタービン１はＤＳＳ（Ｄａｉｌｙ Ｓｔａｒｔ Ｓｔｏｐ）運転も想定して運転できる。
（実施形態２）
【００２４】
実施形態２は、天然ガス焚きガスタービン１、副生ガス焚きガスタービン２、蒸気タービン５、併設ボイラ５１で構成され、発電機を駆動する複合発電プラントにおける通常運転時である。実施形態２における運転時を図２、定期検査時、部分運転時、若しくは不適合時を図３に示す。なお、実施形態２において、上記した実施形態１と同様の構成については、その詳細な説明を省略する。
図２に示した複合発電プラントは、実施形態１と同様に、天然ガス焚きガスタービン１、副生ガス焚きガスタービン２、抽気蒸気２３を抽気する蒸気タービン５、排熱回収ボイラ３，４、復水器４０、補給水１６を補給する給水タンク４３、脱気器２４とを備えている。
また、実施形態１と異なる構成として、併設ボイラ５１、脱気器５４を備えている。また図示しないが、低圧給水加熱器、高圧給水加熱器も設けられる。
【００２５】
図２に示すように、併設給水系路は給水タンク４３から分岐して設けられている。副生ガス利用側の給水系路と同様に、給水は給水タンク４３と脱気器５４を介して併設ボイラ５１へ送り込まれる。これにより、給水中の溶存酸素を除去して併設ボイラ５１の腐食を抑制する。
【００２６】
また、蒸気タービン５に併設ボイラ５１から排出される蒸気を供給する。このようにして、併設ボイラ５１からの蒸気が蒸気タービンに供給され、蒸気タービン５の出力が増加する。抽気蒸気２３は蒸気タービン５より抽気され、蒸気タービン５で抽気蒸気２３の量を調整する。
【００２７】
図３は実施形態２における定期検査時、部分運転時、若しくは不適合時であり、主構成は図２と同一であるが、天然ガス焚きガスタービン１が停止している点が図２と異なる。図３のように天然ガス焚きガスタービン１が停止した場合でも稼働し抽気蒸気２３を得ることが可能な系統となっている。
なお、天然ガス焚きガスタービン１の定検時も図３と同一である。天然ガス焚きガスタービン１の定検時では、図３破線部に示すように、蒸気は排熱回収ボイラ３から蒸気タービン５へ供給されない。しかし、副生ガス焚きガスタービン２は運転しているので、排熱回収ボイラ４から蒸気が供給される。よって、天然ガス焚きガスタービン１の定検時でも駆動し抽気蒸気２３を得ることができる。
（実施形態３）
【００２８】
実施形態３は、天然ガス焚きガスタービン１、副生ガス焚きガスタービン２、蒸気タービン５、併設ボイラ５１で構成され、発電機を駆動する複合発電プラントにおける副生ガス焚きガスタービン２の定検時であり、これを図４に示す。実施形態３では運転時も定期検査時若しくは部分運転時も同一である。
図２と同様に、天然ガス焚きガスタービン１、副生ガス焚きガスタービン２、抽気蒸気２３を抽気する蒸気タービン５、排熱回収ボイラ３，４、復水器４０、補給水１６を補給する給水タンク４３、脱気器２４とを備えている。さらに、併設ボイラ５１、脱気器５４を備えている。また図示しないが、低圧給水加熱器、高圧給水加熱器も設けられる。
【００２９】
また、図４は実施形態２と異なり、運転時も定期検査時、部分運転時、若しくは不適合時も副生ガス焚きガスタービン２が定検のため運転していない。つまり、図４破線部に示すように、蒸気は排熱回収ボイラ４から蒸気タービン５へ供給されない。しかし、天然ガス焚きガスタービン１は運転しているので、排熱回収ボイラ３から蒸気が供給される。よって、副生ガス焚きガスタービン２の定検時でも駆動し抽気蒸気２３を得ることができる。
（実施形態４）
【００３０】
実施形態５は、天然ガス焚きガスタービン１、副生ガス焚きガスタービン２、蒸気タービン５、併設ボイラ５１で構成され、発電機を駆動する複合発電プラントにおける蒸気タービン５の定検時であり、これを図５に示す。実施形態４では運転時も定期検査時、部分運転時、若しくは不適合時も同一である。
図２と同様に、天然ガス焚きガスタービン１、副生ガス焚きガスタービン２、抽気蒸気２３を抽気する蒸気タービン５、排熱回収ボイラ３，４、復水器４０、補給水１６を補給する給水タンク４３、脱気器２４とを備えている。さらに、併設ボイラ５１、脱気器５４を備えている。また図示しないが、低圧給水加熱器、高圧給水加熱器も設けられる。
【００３１】
図５は実施形態２と異なり、運転時も定期検査時、部分運転時、若しくは不適合時も蒸気タービン５が定検のため運転せず、天然ガス焚きガスタービン１および副生ガス焚きガスタービン２は停止する。つまり、図５実線部に示すように、運転しているのは併設ボイラ５１のみとなり、蒸気タービン５から抽気蒸気が抽気されない。しかし、併設ボイラ５１から排出される蒸気を抽気蒸気５３として得ることが可能となる。よって、蒸気タービン５の定検時でも駆動し抽気蒸気を得ることができる。
（実施形態５）
【００３２】
実施形態５は、天然ガス焚きガスタービン１、副生ガス焚きガスタービン２、蒸気タービン５、併設ボイラ５１で構成され、発電機を駆動する複合発電プラントにおける併設ボイラ５１の定検時である。実施形態５における運転時を図６、定期検査時、部分運転時、若しくは不適合時を図７に示す。なお、実施形態５において、上記した実施形態１、２と同様の構成については、その詳細な説明を省略する。
図６に示した複合発電プラントは、図２と同様に、天然ガス焚きガスタービン１、副生ガス焚きガスタービン２、抽気蒸気２３を抽気する蒸気タービン５、排熱回収ボイラ３，４、復水器４０、補給水１６を補給する給水タンク４３、脱気器２４とを備えている。さらに、併設ボイラ５１、脱気器５４を備えている。また図示しないが、低圧給水加熱器、高圧給水加熱器も設けられる。
【００３３】
図６に示すように、併設ボイラ５１が定検のため運転していないので、併設ボイラ蒸気系路は図６破線部のように不使用となり、併設ボイラ５１からの蒸気が蒸気タービン５へ供給されない。しかし、天然ガス焚きガスタービン１および副生ガス焚きガスタービン２が共に運転しているので、排熱回収ボイラ３，４から蒸気が供給され、併設ボイラ５１の定検時でも駆動し十分に抽気蒸気２３を得ることができる。
【００３４】
図７は定期検査時、部分運転時、若しくは不適合時であり、主構成は図６と同一であるが、天然ガス焚きガスタービン１が停止している点が図６と異なる。図７のように天然ガス焚きガスタービン１が停止した場合でも副生ガス焚きガスタービン２が駆動しているので排熱回収ボイラ４から蒸気タービン５へ蒸気が供給され駆動し抽気蒸気２３を得ることができる。
【００３５】
以上のことから、上記構成とすることにより、天然ガス焚きガスタービン、副生ガス焚きガスタービン、蒸気タービン、併設ボイラの何れかひとつが部分停止しても稼働し、定期検査時、部分運転時、若しくは不適合時の片系列運転が可能であり、また抽気蒸気を得ることができる。
【産業上の利用可能性】
【００３６】
本発明によれば、天然ガス焚きガスタービン、副生ガス焚きガスタービンと蒸気タービンを組み合わせて発電機を駆動するとともに工業プロセスに利用可能な抽気蒸気を得ることを可能とし、ボイラ腐食を抑制して熱効率を向上させる構成とした複合発電プラントとして有益である。
【図面の簡単な説明】
【００３７】
【図１】本発明に係る複合発電プラントの実施形態１を示す概略系統図である。
【図２】本発明に係る複合発電プラントの実施形態２を示す概略系統図（運転時）である。
【図３】本発明に係る複合発電プラントの実施形態２を示す概略系統図（定期検査時、部分運転時、若しくは異常運転時）である。
【図４】本発明に係る複合発電プラントの実施形態３を示す概略系統図（運転時・定期検査時、部分運転時、若しくは異常運転時）である。
【図５】本発明に係る複合発電プラントの実施形態４を示す概略系統図（運転時・定期検査時、部分運転時、若しくは異常運転時）である。
【図６】本発明に係る複合発電プラントの実施形態５を示す概略系統図（運転時）である。
【図７】本発明に係る複合発電プラントの実施形態５を示す概略系統図（定期検査時、部分運転時、若しくは異常運転時）である。
【図８】従来の複合発電プラントの概略系統図である。
【符号の説明】
【００３８】
１ 天然ガス焚きガスタービン
２ 副生ガス焚きガスタービン
３、４ 排熱回収ボイラ
５ 蒸気タービン
９ 液化天然ガス（ＬＮＧ）
１０ 副生ガス
１２、１３ 発電機
１４ 復水
１５ 給水
１６ 補給水
２３ 抽気蒸気
２４ 脱気器
４０ 復水器
４３ 給水タンク
５１ 併設ボイラ
【特許請求の範囲】
【請求項１】
燃料を燃焼させることで駆動される複数のガスタービンとその排ガスを熱源とする排熱回収ボイラ及びその発生蒸気を駆動源とし、かつ、工業プロセスに利用可能な蒸気抽出可能な抽気復水蒸気タービンから構成される複合発電プラントにおいて、
各種炉若しくは各種プラントから排出される副生ガスを燃料利用とする副生ガス焚きガスタービンと、天然ガスを燃料利用する天然ガス焚きガスタービンと、前記夫々のガスタービンからの排ガスが熱源として供給される夫々の排熱回収ボイラと、前記夫々の排熱回収ボイラより得られる蒸気により駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンの排気を凝縮して水に戻す復水器と、復水器出口に設置された復水ポンプにて昇圧された復水を貯蔵することに加え、純水装置、純水タンクより供給される補給水を貯蔵する給水タンクと、前記給水タンク下流側に設けられ補給水に含まれる溶存酸素を除去する脱気器とを備え、
前記給水タンクと、前記脱気器と、副生ガス焚きガスタービン用排熱回収ボイラとからなる副生ガス利用側の給水・蒸気系路と、
前記復水器と給水タンクの間の復水配管から分岐し、天然ガス焚きガスタービン用排熱回収ボイラとからなる天然ガス利用側の給水・蒸気系路を夫々形成したことを特徴とする複合発電プラント。
【請求項２】
前記給水タンクを介して副生ガス利用側の給水系路に前記補給水が補給され、前記蒸気タービンより抽気された抽気蒸気の抽気を賄うことを特徴とする請求項１記載の複合発電プラント。
【請求項３】
請求項１若しくは２記載の複合発電プラントにおいて、別途供給される燃料で蒸気を生成する併設ボイラを設け、
前記併設ボイラと、前記給水タンクと、前記脱気器若しくは別途設置する脱気器とからなる併設給水系路が設けられていることを特徴とする複合発電プラント。
【請求項４】
前記蒸気タービンへ蒸気を夫々供給する前記副生ガス利用側の蒸気系路と前記天然ガス利用側の蒸気系路とが並列配置して設けられ、
前記併設蒸気系路が前記２つの蒸気系路と異なる系路で併設ボイラから発生する蒸気を蒸気タービンに供給する第３の系路であることを特徴とする請求項３記載の複合発電プラント。
【請求項１】
燃料を燃焼させることで駆動される複数のガスタービンとその排ガスを熱源とする排熱回収ボイラ及びその発生蒸気を駆動源とし、かつ、工業プロセスに利用可能な蒸気抽出可能な抽気復水蒸気タービンから構成される複合発電プラントにおいて、
各種炉若しくは各種プラントから排出される副生ガスを燃料利用とする副生ガス焚きガスタービンと、天然ガスを燃料利用する天然ガス焚きガスタービンと、前記夫々のガスタービンからの排ガスが熱源として供給される夫々の排熱回収ボイラと、前記夫々の排熱回収ボイラより得られる蒸気により駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンの排気を凝縮して水に戻す復水器と、復水器出口に設置された復水ポンプにて昇圧された復水を貯蔵することに加え、純水装置、純水タンクより供給される補給水を貯蔵する給水タンクと、前記給水タンク下流側に設けられ補給水に含まれる溶存酸素を除去する脱気器とを備え、
前記給水タンクと、前記脱気器と、副生ガス焚きガスタービン用排熱回収ボイラとからなる副生ガス利用側の給水・蒸気系路と、
前記復水器と給水タンクの間の復水配管から分岐し、天然ガス焚きガスタービン用排熱回収ボイラとからなる天然ガス利用側の給水・蒸気系路を夫々形成したことを特徴とする複合発電プラント。
【請求項２】
前記給水タンクを介して副生ガス利用側の給水系路に前記補給水が補給され、前記蒸気タービンより抽気された抽気蒸気の抽気を賄うことを特徴とする請求項１記載の複合発電プラント。
【請求項３】
請求項１若しくは２記載の複合発電プラントにおいて、別途供給される燃料で蒸気を生成する併設ボイラを設け、
前記併設ボイラと、前記給水タンクと、前記脱気器若しくは別途設置する脱気器とからなる併設給水系路が設けられていることを特徴とする複合発電プラント。
【請求項４】
前記蒸気タービンへ蒸気を夫々供給する前記副生ガス利用側の蒸気系路と前記天然ガス利用側の蒸気系路とが並列配置して設けられ、
前記併設蒸気系路が前記２つの蒸気系路と異なる系路で併設ボイラから発生する蒸気を蒸気タービンに供給する第３の系路であることを特徴とする請求項３記載の複合発電プラント。
【図１】
【図２】
【図３】
【図４】
【図５】
【図６】
【図７】
【図８】
【図２】
【図３】
【図４】
【図５】
【図６】
【図７】
【図８】
【公開番号】特開２００９−７９５２５（Ｐ２００９−７９５２５Ａ）
【公開日】平成２１年４月１６日（２００９．４．１６）
【国際特許分類】
【出願番号】特願２００７−２４９０２１（Ｐ２００７−２４９０２１）
【出願日】平成１９年９月２６日（２００７．９．２６）
【出願人】（０００００６２０８）三菱重工業株式会社 (10,378)
【Ｆターム（参考）】
【公開日】平成２１年４月１６日（２００９．４．１６）
【国際特許分類】
【出願日】平成１９年９月２６日（２００７．９．２６）
【出願人】（０００００６２０８）三菱重工業株式会社 (10,378)
【Ｆターム（参考）】
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