JP2002004813A - Combined-cycle generating device utilizing cryogenic lng - Google Patents
Combined-cycle generating device utilizing cryogenic lngInfo
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- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
Abstract
Description
【０００１】[0001]
【発明の属する技術分野】本発明は、ＬＮＧと略称され
る液化天然ガスの冷熱を利用したコンバインドサイクル
発電装置に関する。さらに詳しくは、空気圧縮機に吸気
する空気をＬＮＧ冷熱により０℃以下に冷却する空気冷
却器および蒸気タービン出口の蒸気をＬＮＧ冷熱により
復水とする復水器を備えることを特徴とするコンバイン
ドサイクル発電装置に関わる。BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention The present invention relates to a combined cycle power generation apparatus utilizing cold energy of liquefied natural gas, abbreviated as LNG. More specifically, the combined cycle includes an air cooler that cools air taken into an air compressor to 0 ° C. or less by LNG cold heat and a condenser that condenses steam at a steam turbine outlet by LNG cold heat. Related to power generator.
【０００２】[0002]
【従来の技術】従来から、ＬＮＧは火力発電の主燃料と
してや、都市ガスの原料などとして、広く利用されてい
る。ＬＮＧは、原産地で約−１６０℃の極低温に冷却さ
れて液化された天然ガス（以下、「ＮＧ」と略称するこ
とがある）であり、燃料や原料として利用するために
は、気化して昇温させる必要がある。2. Description of the Related Art Conventionally, LNG has been widely used as a main fuel for thermal power generation and as a raw material for city gas. LNG is natural gas (hereinafter sometimes abbreviated as “NG”) cooled to a cryogenic temperature of about −160 ° C. at the place of origin and is vaporized to be used as fuel or raw material. It is necessary to raise the temperature.
【０００３】火力発電では、ガスタービン発電システム
と蒸気タービン発電システムとを組合せたコンバインド
サイクル発電装置が、高効率で発電を可能にしている。
ガスタービン発電システムは、ＮＧを燃料とするガスタ
ービンで発電用の動力を発生する。コンバインドサイク
ルの蒸気タービン発電システムは、ガスタービンの排ガ
スの熱で発生させる蒸気で発電用の動力を発生する。[0003] In thermal power generation, a combined cycle power generation device combining a gas turbine power generation system and a steam turbine power generation system enables power generation with high efficiency.
The gas turbine power generation system generates power for power generation by a gas turbine using NG as a fuel. The steam turbine power generation system of the combined cycle generates power for power generation using steam generated by heat of exhaust gas of a gas turbine.
【０００４】[0004]
【発明が解決しようとする課題】コンバンドサイクル発
電装置において、ガスタービン圧縮機の吸気を冷却し、
ガスタービン発電出力の低下を防止することは行われて
いるが、連続的に吸気空気を０℃以下に冷却すること
は、伝熱面への着氷の問題などがあり行われていない。
また、蒸気タービンで膨張後の蒸気を熱源としたＬＮＧ
の気化は、ガスタービンの故障、蒸気タービンの故障な
どによる信頼性の問題があり行われていない。SUMMARY OF THE INVENTION In a conband cycle power generator, the intake air of a gas turbine compressor is cooled,
Although a reduction in the power output of the gas turbine is prevented, cooling the intake air continuously to 0 ° C. or lower has not been performed due to the problem of icing on the heat transfer surface.
In addition, LNG using steam as a heat source after expansion in a steam turbine
Has not been performed due to a reliability problem due to a failure of a gas turbine, a failure of a steam turbine, or the like.
【０００５】本発明の目的は、ＬＮＧの冷熱を有効に利
用して、効率よく発電を行うことができるコンバインド
サイクル発電装置を提供することである。An object of the present invention is to provide a combined cycle power generation device that can efficiently generate power by effectively utilizing the cold energy of LNG.
【０００６】また本発明は、伝熱面へ伝熱阻害となるよ
うな着氷なしに空気を連続的に０℃以下に冷却し、ガス
タービン圧縮機に供給することおよび、ガスタービンお
よび／あるいは蒸気タービンの故障などの停止時にＬＮ
Ｇの気化を継続できる信頼性の高いＬＮＧ気化器の機能
を有する高発電効率のコンバンドサイクル発電装置、お
よび電力需要あるいは天然ガス需要にあわせて発電量お
よびＬＮＧ気化量を制御可能なコンバンドサイクル発電
装置を提供することを目的とする。The present invention also provides a method of continuously cooling air to 0 ° C. or less without icing to prevent heat transfer to a heat transfer surface and supplying the air to a gas turbine compressor. LN when stopped due to steam turbine failure, etc.
A high power generation efficiency combined band cycle power generator having the function of a highly reliable LNG vaporizer capable of continuing the vaporization of G, and a conband cycle capable of controlling the amount of power generation and LNG vaporization according to the power demand or natural gas demand An object is to provide a power generator.
【０００７】[0007]
【課題を解決するための手段】本発明者らは、前記課題
を解決するべく鋭意研究を重ねた結果、空気圧縮機に吸
気する空気を乾燥してからＬＮＧ冷熱により０℃以下に
冷却する空気冷却器、および蒸気タービン出口の蒸気を
ＬＮＧ冷熱により復水とする復水器を備えることによ
り、従来のコンバインドサイクル発電に比較して高効率
な発電装置を構築でき、また、ガスタービンサイクルが
停止した場合は補助燃焼器および蒸気アキュミュレータ
を備え、蒸気タービンが停止した場合はバイパスライン
を備えることにより、ＬＮＧの気化の信頼性を向上させ
たコンバインドサイクル発電装置を構築できることを見
出し、本発明を完成させるに至った。Means for Solving the Problems The inventors of the present invention have made intensive studies to solve the above-mentioned problems, and as a result, air which is cooled to 0 ° C. or less by the LNG cold heat after drying the air taken into the air compressor. Equipped with a cooler and a condenser that condenses steam at the steam turbine outlet with LNG cold heat, it is possible to construct a more efficient power generator compared to conventional combined cycle power generation, and to stop the gas turbine cycle. It has been found that a combined cycle power generator with improved reliability of LNG vaporization can be constructed by providing an auxiliary combustor and a steam accumulator in the case where the steam turbine is stopped, and by providing a bypass line when the steam turbine is stopped. It was completed.
【０００８】すなわち、本発明の要旨は、（１）空気圧
縮機、燃焼器、およびガスタービンを含むガスタービン
発電システムと、給水加熱器、蒸気ボイラ、蒸気過熱
器、蒸気タービン、復水器、および給水ポンプを含む蒸
気タービン発電システムとにより構成されるコンバイン
ドサイクル発電装置において、空気圧縮機に吸気する空
気を、乾燥させてからＬＮＧ冷熱により０℃以下に冷却
する空気冷却器と、蒸気タービン出口の蒸気を、ＬＮＧ
冷熱により復水とする復水器とを備えることを特徴とす
るＬＮＧ冷熱を利用したコンバインドサイクル発電装置
である。That is, the gist of the present invention is (1) a gas turbine power generation system including an air compressor, a combustor, and a gas turbine, a feedwater heater, a steam boiler, a steam superheater, a steam turbine, a condenser, And a steam turbine power generation system including a feed water pump, an air cooler for drying air taken into an air compressor and then cooling the air to 0 ° C. or less by LNG cold heat, and a steam turbine outlet. Steam of LNG
A combined cycle power generator using LNG cold heat, comprising: a condenser for condensing water by cold heat.
【０００９】本発明に従えば、ガスタービン発電システ
ムでは、空気圧縮機に吸気する空気を、乾燥させてから
ＬＮＧ冷熱により０℃以下に冷却するので、空気冷却器
の伝熱面へ伝熱阻害となるような着氷なしに空気を連続
的に０℃以下に冷却し、ガスタービン圧縮機に供給し
て、ガスタービン発電出力の低下を防止することができ
る。蒸気タービン出口の蒸気を、復水器でＬＮＧ冷熱に
より復水とするので、蒸気タービン発電の効率も向上さ
せることができる。According to the present invention, in the gas turbine power generation system, the air taken into the air compressor is dried and then cooled to 0 ° C. or less by LNG cold heat, so that heat transfer to the heat transfer surface of the air cooler is inhibited. The air can be continuously cooled to 0 ° C. or lower without icing and supplied to a gas turbine compressor to prevent a decrease in gas turbine power output. Since the steam at the steam turbine outlet is condensed by the LNG cold heat in the condenser, the efficiency of steam turbine power generation can also be improved.
【００１０】（２）また本発明で、前記空気冷却器は、
常温の空気を、０℃以上の温度に冷却するＬＮＧ空気予
冷器と、ＬＮＧ空気予冷器で予冷脱湿された空気を、０
℃以下の露点まで乾燥する回転ロータ式吸着乾燥器と、
０℃以下の露点の空気を、０℃以下に深冷するＬＮＧ空
気深冷器とを備えることを特徴とする。(2) In the present invention, the air cooler is
An LNG air pre-cooler that cools air at room temperature to a temperature of 0 ° C. or more, and an air pre-cooled and dehumidified by the LNG air pre-cooler
A rotary-rotor adsorption dryer that dries to a dew point below ℃,
An LNG air chiller that cools air having a dew point of 0 ° C. or less to 0 ° C. or less is provided.
【００１１】本発明に従えば、ＬＮＧ空気予冷器で常温
の空気を、０℃以上の温度に冷却した後、回転ロータ式
吸着乾燥器で０℃以下の露点まで乾燥させ、さらにＬＮ
Ｇ空気深冷器で０℃以下の露点の空気を０℃以下に深冷
するので、ＬＮＧの冷熱を有効に利用し、０℃以下の空
気をガスタービンに供給し、ガスタービン発電出力の低
下を防止することができる。According to the present invention, air at room temperature is cooled to a temperature of 0 ° C. or higher by an LNG air precooler, and then dried to a dew point of 0 ° C. or lower by a rotary rotor type adsorption dryer.
G Air chiller deeply cools air with a dew point of 0 ° C or less to 0 ° C or less, effectively utilizing the cold energy of LNG, supplying air at 0 ° C or less to the gas turbine, and lowering the power output of the gas turbine. Can be prevented.
【００１２】（３）また本発明の前記復水器では、ＬＮ
Ｇを０℃以上の天然ガスに気化することを特徴とする。(3) In the condenser according to the present invention, LN
G is vaporized into natural gas of 0 ° C. or higher.
【００１３】本発明に従えば、ＬＮＧの冷熱を復水器で
の復水に有効に利用し、かつ水蒸気から水に復水する際
に発生する水の潜熱をＮＧへの気化の熱源として有効に
利用することができる。According to the present invention, the cold heat of LNG is effectively used for condensing water in the condenser, and the latent heat of water generated when condensing water from steam to water is effectively used as a heat source for vaporizing NG. Can be used for
【００１４】（４）また本発明は、補助燃焼器および蒸
気アキュミュレータをさらに備え、前記ガスタービン発
電システムが停止した場合に、前記蒸気タービン発電シ
ステムの運転を継続可能にすることを特徴とする。(4) The present invention further comprises an auxiliary combustor and a steam accumulator, wherein the operation of the steam turbine power generation system can be continued when the gas turbine power generation system is stopped. .
【００１５】本発明に従えば、ガスタービン発電システ
ムが停止した場合でも、補助燃焼器で蒸気タービン発電
システムの運転を継続するために必要な蒸気を発生させ
ることができ、補助燃焼器の起動時には蒸気アキュミュ
レータで必要な蒸気を供給することができる。According to the present invention, even when the gas turbine power generation system is stopped, the auxiliary combustor can generate steam necessary for continuing the operation of the steam turbine power generation system. The necessary steam can be supplied by the steam accumulator.
【００１６】（５）また本発明で前記蒸気タービンは、
蒸気バイパス通路を備え、前記蒸気タービン発電システ
ムが停止した場合に、復水器においてＬＮＧから天然ガ
スへの気化の継続が可能であることを特徴とする。(5) In the present invention, the steam turbine includes:
A steam bypass passage is provided, and when the steam turbine power generation system stops, vaporization of LNG to natural gas can be continued in the condenser.
【００１７】本発明に従えば、蒸気タービン発電システ
ムが停止した場合でも、蒸気バイパス通路で復水器に蒸
気を供給し、ＬＮＧから天然ガスへの気化を継続して、
ＬＮＧの気化の信頼性を向上させることができる。According to the present invention, even when the steam turbine power generation system is stopped, steam is supplied to the condenser through the steam bypass passage to continuously vaporize LNG into natural gas,
The reliability of LNG vaporization can be improved.
【００１８】（６）また本発明は、補助燃焼器をさらに
備え、前記ガスタービン発電システムの発電出力が低下
した場合に、不足する熱量を補助燃焼器により供給し、
前記蒸気タービン発電システムの運転の継続が可能であ
ることを特徴とする。(6) Further, the present invention further comprises an auxiliary combustor, and when the power generation output of the gas turbine power generation system is reduced, an insufficient amount of heat is supplied by the auxiliary combustor.
The operation of the steam turbine power generation system can be continued.
【００１９】本発明に従えば、ガスタービン発電システ
ムの発電出力が低下した場合に、蒸気タービン発電シス
テム用の熱源となる排ガスの発生が少なくなる。しかし
ながら、不足する熱量を補助燃焼器により供給するの
で、蒸気タービン発電システムの運転の継続は可能であ
り、復水器でのＬＮＧから天然ガスへの気化も継続して
行うことができる。According to the present invention, when the power generation output of the gas turbine power generation system is reduced, generation of exhaust gas serving as a heat source for the steam turbine power generation system is reduced. However, since the insufficient amount of heat is supplied by the auxiliary combustor, the operation of the steam turbine power generation system can be continued, and the vaporization of LNG into natural gas in the condenser can also be continued.
【００２０】（７）また本発明は、ガスタービン吸気放
出ラインをさらに備え、ガスタービン吸気放出ラインか
ら空気を放出することにより、ガスタービンを停止さ
せ、復水器においてＬＮＧから天然ガスへの気化の継続
が可能であることを特徴とする。(7) The present invention further comprises a gas turbine intake discharge line, wherein the gas turbine is stopped by discharging air from the gas turbine intake discharge line, and vaporization from LNG to natural gas is performed in the condenser. The continuation of is possible.
【００２１】本発明に従えば、電力の需要の関係などか
ら、ガスタービンの運転の必要がなくなっても、ガスタ
ービン吸気放出ラインから空気を放出することにより、
ガスタービンを停止させ、復水器においてＬＮＧから天
然ガスへの気化を継続させ、ＬＮＧの気化の信頼性を向
上させることができる。According to the present invention, even if the operation of the gas turbine becomes unnecessary due to the relationship between the power demand and the like, the air is discharged from the gas turbine intake discharge line,
The gas turbine is stopped, the vaporization of LNG into natural gas in the condenser is continued, and the reliability of LNG vaporization can be improved.
【００２２】（８）また本発明は、前記蒸気タービン発
電システムをバイパスする排気ガスバイパスラインをさ
らに備え、ガスタービン排気ガスを排気ガスパイパスラ
インから放出することにより、蒸気タービンを停止さ
せ、前記ガスタービン発電システムにて発電の継続が可
能であることを特徴とする。(8) The present invention further includes an exhaust gas bypass line for bypassing the steam turbine power generation system, wherein the steam turbine is stopped by discharging the gas turbine exhaust gas from an exhaust gas bypass line to stop the steam turbine. It is characterized in that power generation can be continued in the turbine power generation system.
【００２３】本発明に従えば、蒸気タービンの運転の必
要がなくなっても、ガスタービン排気ガスを排気ガスパ
イパスラインから放出することにより、蒸気タービンを
停止させ、ガスタービン発電システムにて発電を継続さ
せることができる。これによって、電力の需要が少ない
ときには、ガスタービン発電システムのみで発電を行わ
せることができる。According to the present invention, even if it becomes unnecessary to operate the steam turbine, the steam turbine is stopped by discharging the gas turbine exhaust gas from the exhaust gas bypass line, and power generation is continued by the gas turbine power generation system. Can be done. Thus, when the demand for the electric power is small, it is possible to cause the electric power to be generated only by the gas turbine power generation system.
【００２４】（９）また本発明は、前記空気圧縮機に吸
気する空気を冷却する前記空気冷却器を停止し、前記ガ
スタービン吸気放出ラインから常温の空気を吸気し、前
記ガスタービン発電システムにて発電の継続が可能であ
ることを特徴とする。(9) In the present invention, the air cooler for cooling the air taken into the air compressor is stopped, and air at a normal temperature is taken in from the gas turbine intake / exhaust line. It is characterized in that power generation can be continued.
【００２５】本発明に従えば、天然ガス需要がないとき
にも、常温の空気を吸気してガスタービン発電システム
にて発電の継続が可能であるので、需要に合わせてＬＮ
Ｇ気化量を制御することができる。According to the present invention, even when there is no demand for natural gas, air at normal temperature can be taken in and the power generation can be continued in the gas turbine power generation system.
G vaporization amount can be controlled.
【００２６】[0026]
【発明の実施の形態】本発明の実施の形態を図示例とと
もに説明する。図１〜図３は本発明の発電装置の実施に
好適な発電設備の全体的な構成を概略的に示す。図１は
本発明の実施の一形態、図２は本発明の実施の他の形
態、図３は本発明の実施のさらに他の形態について、そ
れぞれ示す。以下では、主として図１に基づき説明す
る。Embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. 1 to 3 schematically show the overall configuration of a power generation facility suitable for implementing the power generation device of the present invention. FIG. 1 shows an embodiment of the present invention, FIG. 2 shows another embodiment of the present invention, and FIG. 3 shows still another embodiment of the present invention. Hereinafter, description will be made mainly with reference to FIG.
【００２７】すなわち、本発明のＬＮＧ冷熱を利用した
コンバインドサイクル発電装置は、吸気ブロア１、空気
予冷器２とロータ回転式脱湿器３と空気深冷器４とを含
む空気脱湿冷却器Ａ、空気圧縮機５、燃焼器６、ガスタ
ービン７、発電機８、および排気ガスブロア９などから
なるガスタービン発電システム、および、蒸気過熱器１
０、蒸気ボイラ１１、給水加熱器１２、蒸気タービン１
３、発電機１４、復水器１５、給水ポンプ１６、空気ブ
ロア１７、補助燃焼器１８、蒸気アキュミュレータ１
９、および蒸気タービンバイパスライン２０などからな
る蒸気タービン発電システムにより構成される。That is, the combined cycle power generation apparatus utilizing LNG cold heat of the present invention is an air dehumidifying cooler A including an intake blower 1, an air precooler 2, a rotor rotary dehumidifier 3, and an air deep cooler 4. Turbine power generation system including an air compressor 5, a combustor 6, a gas turbine 7, a generator 8, an exhaust gas blower 9, and the like, and a steam superheater 1.
0, steam boiler 11, feed water heater 12, steam turbine 1
3, generator 14, condenser 15, feed water pump 16, air blower 17, auxiliary combustor 18, steam accumulator 1
9 and a steam turbine power generation system including a steam turbine bypass line 20 and the like.
【００２８】より詳しくは、吸気ブロア１により外気よ
り取り込まれた空気は、空気脱湿冷却器Ａにて脱湿さ
れ、また０℃以下まで冷却されて、空気圧縮機５に送ら
れる。空気圧縮機５で圧縮された空気は燃焼器６で燃料
とともに燃焼し、高温高圧のガスとなり、ガスタービン
７で膨張し、発電機８を駆動して発電を行う。ガスター
ビン７を出た排気ガスは、蒸気過熱器１０、蒸気ボイラ
１１、給水加熱器１２の順に熱交換し、水を過熱蒸気と
した後で大気放出される。一方、過熱蒸気は蒸気タービ
ン１３で膨張し、発電機１４を駆動して発電を行う。蒸
気タービン１３を出た低圧蒸気は復水器１５にて復水と
なり、給水ポンプ１６にて再循環される。More specifically, the air taken in from the outside air by the intake blower 1 is dehumidified by the air dehumidifier cooler A, cooled to 0 ° C. or lower, and sent to the air compressor 5. The air compressed by the air compressor 5 is burned together with the fuel in the combustor 6, becomes high-temperature and high-pressure gas, expands in the gas turbine 7, and drives the generator 8 to generate power. Exhaust gas leaving the gas turbine 7 is heat-exchanged in the order of a steam superheater 10, a steam boiler 11, and a feedwater heater 12, and is discharged into the atmosphere after converting water into superheated steam. On the other hand, the superheated steam expands in the steam turbine 13 and drives the generator 14 to generate power. The low-pressure steam exiting the steam turbine 13 is condensed by a condenser 15 and is recirculated by a water supply pump 16.
【００２９】空気脱湿冷却器Ａは、吸気ブロア１により
外気から空気をとり入れ、空気予冷器２にて０℃以上の
温度に冷却し、空気中の水分を水として分離除去する。
空気予冷器２により露点が低下した空気は、内部に吸着
剤を装填したロータ回転式脱湿器３により、空気中の水
分を吸着除去し、露点を０℃以下まで低下させる。露点
を０℃以下まで低下させた空気は空気深冷器４に送ら
れ、伝熱面に着氷することなしに０℃以下まで冷却され
る。The air dehumidifying cooler A takes in air from the outside air by the intake blower 1, cools it to a temperature of 0 ° C. or more by the air precooler 2, and separates and removes moisture in the air as water.
The air whose dew point has been lowered by the air pre-cooler 2 adsorbs and removes moisture in the air by a rotor rotary dehumidifier 3 loaded with an adsorbent therein, thereby lowering the dew point to 0 ° C. or lower. The air having the dew point lowered to 0 ° C. or lower is sent to the air chiller 4 and cooled to 0 ° C. or lower without icing on the heat transfer surface.
【００３０】吸気ブロア１の型式は特に限定されず、空
気脱湿冷却器Ａの圧力損失を賄えるものであれば良く、
ターボ式、軸流式、ルーツ式などが使用できる。空気予
冷器２および空気深冷器４の型式は特に限定されず、Ｌ
ＮＧと熱交換できるものであれば良く、パーポレイトフ
ィン式、シェル＆チューブ式、スパイラル式、プレート
フィン式などが使用できる。また、冷却媒体は直接ＬＮ
Ｇとすることが設備コストの観点から望ましいが、ＬＮ
Ｇと熱交換した混合アルコールあるいはジメチルエーテ
ルのような媒体を冷却媒体とすることもできる。The type of the intake blower 1 is not particularly limited as long as it can cover the pressure loss of the air dehumidifying cooler A.
A turbo type, an axial type, a roots type, etc. can be used. The type of the air precooler 2 and the deep air cooler 4 is not particularly limited.
Any material can be used as long as it can exchange heat with NG, and a perforated fin type, shell and tube type, spiral type, plate fin type, or the like can be used. The cooling medium is directly LN
G is desirable from the viewpoint of equipment cost, but LN
A medium such as mixed alcohol or dimethyl ether which has been heat-exchanged with G may be used as the cooling medium.
【００３１】ロータ回転式脱湿器３に装填される吸着剤
は特に限定されないが、空気中の水分を低温で吸着し、
高温で脱着再生する特性を持つシリカゲルあるいはゼオ
ライトのような吸着剤が選定される。水分を吸着した吸
着剤の再生は、１００℃以上２４０℃以下の空気あるい
は排気ガス、好ましくは１４０℃以上１８０℃以下の空
気あるいは排気ガスが利用される。温度が１００℃以下
では、吸着剤の再生が十分でなく、温度が２４０℃以上
では、ロータ回転式脱湿器３の温度が上昇し、空気冷却
の効率が低下するためである。吸着剤の再生用の空気あ
るいは排気ガスは、排気ガスブロア９により吸引され、
ロータ回転式脱湿器３に供給される。The adsorbent loaded in the rotor rotary dehumidifier 3 is not particularly limited, but adsorbs moisture in the air at a low temperature.
An adsorbent such as silica gel or zeolite that has the property of desorbing and regenerating at high temperatures is selected. The regeneration of the adsorbent that has adsorbed moisture uses air or exhaust gas at 100 ° C to 240 ° C, preferably air or exhaust gas at 140 ° C to 180 ° C. If the temperature is 100 ° C. or lower, the regeneration of the adsorbent is not sufficient, and if the temperature is 240 ° C. or higher, the temperature of the rotor rotary dehumidifier 3 increases, and the air cooling efficiency decreases. Air or exhaust gas for regeneration of the adsorbent is sucked by the exhaust gas blower 9,
It is supplied to the rotor rotary dehumidifier 3.
【００３２】吸着剤の再生用の空気あるいは排気ガス
は、図１に示すように、蒸気ボイラ１１の出口の高温排
気ガスと、ロータ回転式脱湿器３を冷却し温度上昇した
空気と混合し、再生温度に調整することができる。ま
た、図２に示すように、蒸気ボイラ１３の出口の高温排
気ガスと給水加熱器１４の出口の低温排気ガスと混合
し、再生温度に調整することもできる。さらに、図３に
示すように、給水加熱器１４の出口の排気ガス温度が十
分高い場合は、該排気ガス単独で再生用ガスとすること
も可能である。As shown in FIG. 1, air or exhaust gas for regeneration of the adsorbent is mixed with high-temperature exhaust gas at the outlet of the steam boiler 11 and air whose temperature has been increased by cooling the rotor rotary dehumidifier 3. , Can be adjusted to the regeneration temperature. Further, as shown in FIG. 2, high-temperature exhaust gas at the outlet of the steam boiler 13 and low-temperature exhaust gas at the outlet of the feedwater heater 14 can be mixed and adjusted to the regeneration temperature. Further, as shown in FIG. 3, when the temperature of the exhaust gas at the outlet of the feed water heater 14 is sufficiently high, the exhaust gas alone can be used as the regeneration gas.
【００３３】０℃以下に冷却された空気は空気圧縮機５
に供給され、０．５ＭＰａから５ＭＰａ、好ましくは１
ＭＰａから３ＭＰａに圧縮され、燃焼器６にて燃料と共
に燃焼し、９００℃から１７００℃、好ましくは１００
０℃から１５００℃に加熱される。燃焼器６で高温高圧
となった燃焼ガスはガスタービン７で常圧まで膨張し、
発電機８にて発電される。燃焼器６に供給する燃料は特
に限定されず、天然ガス、石油ガス、ガソリン、軽油、
灯油などから適宜選択される。The air cooled to 0 ° C. or less is supplied to the air compressor 5
And 0.5 MPa to 5 MPa, preferably 1 MPa
Compressed from 3 MPa to 3 MPa, burned together with fuel in the combustor 6, and heated from 900 ° C. to 1700 ° C., preferably 100
Heated from 0 ° C to 1500 ° C. The combustion gas that has become high temperature and high pressure in the combustor 6 expands to normal pressure in the gas turbine 7,
Power is generated by the generator 8. The fuel supplied to the combustor 6 is not particularly limited, and natural gas, petroleum gas, gasoline, light oil,
It is appropriately selected from kerosene and the like.
【００３４】ガスタービン７を出た燃焼ガスは、蒸気過
熱器１０にて飽和蒸気を過熱蒸気に、蒸気ボイラ１１に
て飽和水を飽和蒸気に、給水加熱器１２で低温給水を飽
和水にする。これら、蒸気過熱器１０、蒸気ボイラ１
１、給水加熱器１２は図１において便宜上分離している
が、一体としても何ら差し支えなく、熱交換器としての
型式も特に限定されるものではない。過熱蒸気の温度お
よび圧力は、ガスタービンから出る排気ガスの温度によ
り規定されるが、温度は３００℃から６００℃、好まし
くは３５０℃から５５０℃、圧力は１ＭＰａから３０Ｍ
Ｐａ、好ましくは１．５ＭＰａ〜２５ＭＰａより適宜選
択される。The combustion gas leaving the gas turbine 7 becomes saturated steam in the steam superheater 10, superheated steam in the steam boiler 11 and saturated water in the feed water heater 12. . These steam superheater 10, steam boiler 1
1. Although the feed water heater 12 is separated for convenience in FIG. 1, it may be integrated, and the type of the heat exchanger is not particularly limited. The temperature and pressure of the superheated steam are defined by the temperature of the exhaust gas exiting the gas turbine, and the temperature is 300 ° C to 600 ° C, preferably 350 ° C to 550 ° C, and the pressure is 1 MPa to 30M.
Pa, preferably 1.5 MPa to 25 MPa.
【００３５】過熱蒸気は蒸気タービン１３に送られ、復
水器１５の温度で規定される圧力まで膨張し、発電機１
４により発電される。蒸気タービン１３より出た低圧蒸
気は復水器１５にて冷却、凝縮し復水となり給水ポンプ
１６にて給水加熱器１２に再循環される。復水器１５の
冷却温度は２℃から３０℃、好ましくは５℃から２５℃
に制御される。復水温度が３０℃以上では、蒸気タービ
ン発電システムの効率が低下し、復水温度が２℃以下で
は、復水が凍結する恐れがあるためである。復水器１５
の型式は特に限定されず、ＬＮＧと熱交換できるもので
あれば良く、パーポレイトフィン式、シェル＆チューブ
式、スパイラル式、プレートフィン式などが使用でき
る。また、冷却媒体は直接ＬＮＧとすることが設備コス
トの観点から望ましいが、ＬＮＧと熱交換した混合アル
コールあるいはジメチルエーテルのような媒体を冷却媒
体とすることもできる。The superheated steam is sent to the steam turbine 13 and expands to a pressure specified by the temperature of the condenser 15, and
4 generates power. The low-pressure steam discharged from the steam turbine 13 is cooled and condensed by a condenser 15 to become condensed water, and is recirculated to a feed water heater 12 by a feed water pump 16. The cooling temperature of the condenser 15 is 2 ° C to 30 ° C, preferably 5 ° C to 25 ° C.
Is controlled. If the condensed water temperature is 30 ° C. or higher, the efficiency of the steam turbine power generation system decreases. If the condensed water temperature is 2 ° C. or lower, the condensed water may freeze. Condenser 15
Is not particularly limited as long as it can exchange heat with LNG, and a perforated fin type, a shell & tube type, a spiral type, a plate fin type and the like can be used. Although it is desirable that the cooling medium is LNG directly from the viewpoint of equipment cost, a medium such as a mixed alcohol or dimethyl ether which has been heat-exchanged with LNG may be used as the cooling medium.
【００３６】空気圧縮機５、燃焼器６、ガスタービン
７、発電機８から構成されるガスタービン発電システム
が故障あるいは、電力需要の低下により停止した場合
は、空気ブロア１７を起動し、補助燃焼器１８を運転す
ることにより、蒸気過熱器１０、蒸気ボイラ１１、給水
加熱器１２への高温排気ガスの供給を行い、蒸気タービ
ン発電システムを継続運転することができ、復水器１５
において、ＬＮＧの気化を継続することができる。燃焼
器６に供給する燃料は特に限定されず、天然ガス、石油
ガス、ガソリン、軽油、灯油などから適宜選択される。When the gas turbine power generation system including the air compressor 5, the combustor 6, the gas turbine 7, and the generator 8 is out of order due to a failure or a decrease in electric power demand, the air blower 17 is started and the auxiliary combustion is started. By operating the heater 18, high-temperature exhaust gas is supplied to the steam superheater 10, the steam boiler 11, and the feedwater heater 12, and the steam turbine power generation system can be continuously operated.
In, the vaporization of LNG can be continued. The fuel supplied to the combustor 6 is not particularly limited, and is appropriately selected from natural gas, petroleum gas, gasoline, light oil, kerosene, and the like.
【００３７】ガスタービン発電システムが停止し、補助
燃焼器１８が起動するまでの期間は、蒸気アキュミュレ
ータ１９により蒸気を供給し、蒸気タービン発電システ
ムの運転を継続することが可能となる。During the period from when the gas turbine power generation system is stopped to when the auxiliary combustor 18 is started, steam is supplied by the steam accumulator 19 and the operation of the steam turbine power generation system can be continued.
【００３８】蒸気タービン発電システムが故障あるい
は、電力需要の低下により停止した場合は、蒸気タービ
ンバイパスライン２０の弁（図示せず）を開とし、蒸気
タービン１３をバイパスさせて蒸気を復水器１５に供給
することにより、復水器１５において、ＬＮＧの気化を
継続することができる。When the steam turbine power generation system fails or stops due to a decrease in power demand, a valve (not shown) of the steam turbine bypass line 20 is opened, the steam turbine 13 is bypassed, and the steam is condensed to the condenser 15. , The vaporization of LNG can be continued in the condenser 15.
【００３９】ガスタービン発電システムおよび蒸気発電
システムの両方が故障あるいは定期修理などの理由によ
り停止している場合、ガスタービン発電システムでは、
ガスタービン吸気放出ライン２１から空気を放出するこ
とにより、また、蒸気タービン発電システムでは、補助
燃焼器１８を運転し、蒸気タービンバイパスライン２０
を使用することにより、発電を全く行わない場合におい
ても、復水器１５において、ＬＮＧの気化を継続するこ
とが可能となる。補助燃焼器１８を用いてＬＮＧを気化
する場合、空気脱湿冷却器Ａにて空気熱源を利用してい
るため、蒸気のみを用いてＬＮＧを気化する場合に比べ
て、約１５％燃料が少なくて済む。When both the gas turbine power generation system and the steam power generation system are stopped due to failure or regular repair, the gas turbine power generation system
By discharging air from the gas turbine intake discharge line 21 and in the steam turbine power generation system, the auxiliary combustor 18 is operated and the steam turbine bypass line 20 is discharged.
Is used, the vaporization of LNG can be continued in the condenser 15 even when no power generation is performed. When LNG is vaporized using the auxiliary combustor 18, the air heat source is used in the air dehumidifying cooler A, so that about 15% less fuel is used as compared with the case where LNG is vaporized using only steam. I can do it.
【００４０】コンバインド発電装置において、ＬＮＧの
気化を維持しながら発電出力の制御を行う場合、ガスタ
ービン７の出口温度（ＴＩＴ）を低下させることにより
発電出力を制御でき、補助燃焼器１８で不足する熱量を
排気ガスに供給することにより、蒸気タービン発電シス
テムの運転を継続でき、復水器１５にてＬＮＧの気化を
継続することができる。In the combined power generation device, when controlling the power generation output while maintaining LNG vaporization, the power generation output can be controlled by lowering the outlet temperature (TIT) of the gas turbine 7, and the auxiliary combustor 18 runs short. By supplying heat to the exhaust gas, the operation of the steam turbine power generation system can be continued, and the condenser 15 can continue to vaporize LNG.
【００４１】また、ガスタービン７の出口温度の低下が
制御範囲外とになり、ガスタービン発電システムの運転
継続が不可能な場合は、ガスタービン吸気放出ライン２
１から空気を放出することによりガスタービン発電シス
テムを停止させ、補助燃焼器１８を運転することによ
り、蒸気タービン発電システムの運転を継続でき、復水
器１５にてＬＮＧの気化を継続することができる。If the decrease in the outlet temperature of the gas turbine 7 is out of the control range and the operation of the gas turbine power generation system cannot be continued, the gas turbine intake discharge line 2
The operation of the steam turbine power generation system can be continued by operating the auxiliary combustor 18 by stopping the gas turbine power generation system by discharging air from the air conditioner 1, and the vaporization of LNG can be continued in the condenser 15. it can.
【００４２】コンバインド発電装置において、発電出力
を維持しながら、ＬＮＧの気化量の制御を行う場合、蒸
気タービン発電システムの復水器１５において、復水温
度を上昇させることにより、ある程度ＬＮＧ気化量を制
御することが可能であるが、ＬＮＧ気化量が大きく低下
する場合は、ガスタービンの排気ガスバイパスライン２
２に排ガスの一部あるいは全量を放出することにより、
蒸気タービン発電システムの蒸気量を制御でき、復水器
１５においてＬＮＧ気化量を制御することが可能とな
る。In the case of controlling the amount of LNG vaporization while maintaining the power generation output in the combined power generator, the condenser 15 of the steam turbine power generation system raises the condensate temperature to reduce the LNG vaporization to some extent. Although it is possible to control the exhaust gas bypass line 2 of the gas turbine when the LNG vaporization amount is greatly reduced,
By releasing part or all of the exhaust gas to 2,
The amount of steam in the steam turbine power generation system can be controlled, and the amount of LNG vaporized in the condenser 15 can be controlled.
【００４３】さらにＬＮＧ気化量が低下する場合は、ガ
スタービン発電システムのガスタービン吸気放出ライン
２１から常温の空気を空気圧縮機５に供給することによ
り、ＬＮＧの気化をほとんど行わずに、発電を継続する
ことができる。When the amount of LNG vaporization further decreases, normal-temperature air is supplied to the air compressor 5 from the gas turbine intake / exhaust line 21 of the gas turbine power generation system, so that LNG is hardly vaporized and power is generated. Can continue.
【００４４】[0044]
【実施例】以下に本発明の実施例を挙げてさらに詳しく
説明する。本実施例は図１に示すシステムと同様の装置
を用いる。なお、以下の説明では、気体の流量を体積で
示す場合、「Ｎ」を付して標準状態での体積であること
を示している。The present invention will be described below in more detail with reference to examples. This embodiment uses the same device as the system shown in FIG. In the following description, when the flow rate of a gas is indicated by volume, "N" is added to indicate that the volume is in a standard state.
【００４５】吸気ブロア１で２０℃常圧の空気（露点１
０℃）を４２１００Ｎｍ3 ／ｈの流量で供給し、空気脱
湿冷却器Ａ出口にてマイナス３０℃の空気（露点マイナ
ス３９℃）の空気３３６００Ｎｍ3 ／ｈを得た。空気の
一部８５００Ｎｍ3 ／ｈはロータ回転式脱湿器３のロー
タの冷却に使用し、ロータを冷却した後の空気（１３０
℃）は、蒸気ボイラ１１出口の排気ガス１８００Ｎｍ3
／ｈ（４２３℃）と混合し、吸着剤再生用空気１０３０
０Ｎｍ3 ／ｈ（１８０℃）を排気ガスブロア９で排気し
た。流量３３６００Ｎｍ3 ／ｈの−３０℃の空気は、空
気圧縮機５で２．１ＭＰａまで昇圧し、燃焼器６にメタ
ン８８ｖｏｌ％、エタン６ｖｏｌ％、プロパン３ｖｏｌ
％、ｉーブタン３ｖｏｌ％の組成のガス１０００ｋｇ／
ｈを供給し、１２５０℃の燃焼ガスを流量３４９００Ｎ
ｍ3 ／ｈで得た。この燃焼ガスはガスタービン７で膨張
し、５５８℃、常圧の排気ガスとなり、５４３０ｋＷの
発電端出力を得た。Air at normal pressure of 20 ° C. (dew point 1
The 0 ° C.) was supplied at a flow rate of 42100Nm 3 / h, to give the air 33600Nm 3 / h of minus 30 ° C. in air at an air dehumidifier cooler A outlet (dew point minus 39 ° C.). A part of the air, 8500 Nm 3 / h, is used for cooling the rotor of the rotor rotary dehumidifier 3, and the air (130
° C) is 1800 Nm 3 of exhaust gas at the steam boiler 11 outlet.
/ H (423 ° C) and adsorbent regeneration air 1030
0 Nm 3 / h (180 ° C.) was exhausted by the exhaust gas blower 9. The air at a flow rate of 33600 Nm 3 / h at −30 ° C. is pressurized to 2.1 MPa by the air compressor 5, and 88 vol% of methane, 6 vol% of ethane and 3 vol of propane are supplied to the combustor 6.
%, I-butane 3 vol% gas 1000kg /
and a combustion gas of 1250 ° C. is supplied at a flow rate of 34900 N
m 3 / h. This combustion gas expanded in the gas turbine 7 and became exhaust gas at 558 ° C. and normal pressure, and a power generation terminal output of 5430 kW was obtained.
【００４６】この場合、発電機効率は９８％、ギアロス
は３％であった。流量３４９００Ｎｍ3 ／ｈの排気ガス
は蒸気過熱器１０、蒸気ボイラ１１で熱交換し、圧力２
２ＭＰａ、温度５３０℃の蒸気を、６８００ｋｇ／ｈの
流量で得た。高温高圧の蒸気は蒸気タービン１３で２Ｐ
ａの圧力まで膨張し、復水器１５で冷却および凝縮さ
れ、１５℃の復水となり、２３２０ｋＷのの発電端出力
を得た。この場合、発電機効率は９８％、ギアロスは３
％であった。１５℃まで冷却された復水は、給水ポンプ
１６で加圧され、給水加熱器１２に循環された。蒸気ボ
イラ１３を出た排気ガス温度は４２３℃であり、１８０
０Ｎｍ3 ／ｈの流量で一部抜出し、ロータ回転式脱湿器
３に供給し、残量の３３１００Ｎｍ3 ／ｈは、給水加熱
器１２で熱交換し、９８℃の排気ガスを大気に放出し
た。メタン８８ｖｏｌ％、エタン６ｖｏｌ％、プロパン
３ｖｏｌ％、ｉーブタン３ｖｏｌ％の組成のガスの高位
発熱量から計算した高位発熱量基準のコンバインドサイ
クルの発電効率は、５１．５％となった。空気脱湿冷却
器Ａおよび復水器１５の冷却媒体としては、−１５０℃
のＬＮＧを用い、復水器１５にてＬＮＧを２０ｔ／ｈの
流量で、１０℃の天然ガスに気化することができた。上
記定常運転中に燃焼器６への燃料供給を停止し、ガスタ
ービン発電システムを停止させ、空気脱湿冷却器Ａで冷
却された空気は大気に放出し、補助燃焼器１８に、空気
ブロア１７にて３４２００Ｎｍ3 ／ｈの常温常圧空気を
供給し、また、メタン８８ｖｏｌ％、エタン６ｖｏｌ
％、プロパン３ｖｏｌ％、ｉーブタン３ｖｏｌ％の組成
のガスを５４０ｋｇ／ｈの流量で供給し、５６０℃の燃
焼ガスを流量３４９００Ｎｍ3 ／ｈで得て、蒸気タービ
ン１３の運転を継続した。燃焼器切換えに６０秒を要し
たが、容量４００Ｌ（リットル）の蒸気アキュミュレー
タ１９からの高圧蒸気の供給にて、大きな圧力変動なし
に、切換えが可能であった。In this case, the generator efficiency was 98% and the gear loss was 3%. Exhaust gas having a flow rate of 34900 Nm 3 / h is heat-exchanged by a steam superheater 10 and a steam boiler 11 to obtain a pressure of 2
Steam at 2 MPa and a temperature of 530 ° C. was obtained at a flow rate of 6800 kg / h. High-temperature, high-pressure steam is 2P in steam turbine 13
It expanded to the pressure of a, was cooled and condensed by the condenser 15, became the condensate of 15 degreeC, and obtained the power generation terminal output of 2320 kW. In this case, the generator efficiency is 98% and the gear loss is 3
%Met. The condensed water cooled to 15 ° C. was pressurized by a feedwater pump 16 and circulated to a feedwater heater 12. The temperature of the exhaust gas exiting the steam boiler 13 is 423 ° C.
A part of the gas was withdrawn at a flow rate of 0 Nm 3 / h and supplied to the rotor rotary dehumidifier 3. The remaining amount of 33100 Nm 3 / h was heat-exchanged by the feed water heater 12 and the exhaust gas at 98 ° C. was released to the atmosphere. . The power generation efficiency of the combined cycle based on the higher calorific value calculated from the higher calorific value of a gas having a composition of 88 vol% methane, 6 vol% ethane, 3 vol% propane, and 3 vol% i-butane was 51.5%. As a cooling medium of the air dehumidifying cooler A and the condenser 15, -150 ° C
LNG could be vaporized into natural gas at 10 ° C. in the condenser 15 at a flow rate of 20 t / h. During the steady operation, the fuel supply to the combustor 6 is stopped, the gas turbine power generation system is stopped, and the air cooled by the air dehumidifier cooler A is released to the atmosphere. At a normal temperature and normal pressure of 34200 Nm 3 / h, and methane 88 vol%, ethane 6 vol
%, Propane 3 vol%, and i-butane 3 vol% were supplied at a flow rate of 540 kg / h, a combustion gas at 560 ° C. was obtained at a flow rate of 34900 Nm 3 / h, and the operation of the steam turbine 13 was continued. Although it took 60 seconds to switch the combustor, the switching was possible without a large pressure fluctuation by supplying high-pressure steam from the steam accumulator 19 having a capacity of 400 L (liter).
【００４７】[0047]
【発明の効果】以上のように本発明によれば、乾燥させ
てからＬＮＧ冷熱により０℃以下に冷却した空気を、空
気冷却器の伝熱面へ伝熱阻害となるような着氷なしに、
ガスタービン圧縮機に供給して、ガスタービン発電出力
の低下を防止することができ、蒸気タービン出口の蒸気
を、復水器でＬＮＧ冷熱により復水として、蒸気タービ
ン発電の効率も向上させることができる。As described above, according to the present invention, air that has been dried and then cooled to 0 ° C. or less by LNG cold heat can be prevented from icing to the heat transfer surface of the air cooler, which would hinder heat transfer. ,
By supplying the gas to the gas turbine compressor, it is possible to prevent a decrease in the power output of the gas turbine, and the steam at the steam turbine outlet is condensed by LNG cold heat in the condenser, thereby improving the efficiency of the steam turbine power generation. it can.
【００４８】また本発明によれば、常温の空気を、０℃
以上の温度に冷却した後、０℃以下の露点まで乾燥さ
せ、０℃以下に深冷するので、ＬＮＧの冷熱を有効に利
用し、０℃以下の空気をガスタービンに供給し、ガスタ
ービン発電出力の低下を防止することができる。Further, according to the present invention, air at room temperature is heated to 0 ° C.
After cooling to the above temperature, it is dried to a dew point of 0 ° C. or less and deeply cooled to 0 ° C. or less. The output can be prevented from lowering.
【００４９】また本発明によれば、復水器でＬＮＧの冷
熱を復水に有効に利用し、水の潜熱をＮＧへの気化の熱
源として有効に利用することができる。Further, according to the present invention, the condenser can effectively utilize the cold heat of LNG for condensate, and the latent heat of water can be effectively utilized as a heat source for vaporizing NG.
【００５０】また本発明によれば、ガスタービン発電シ
ステムが停止した場合でも、蒸気タービン発電システム
の運転を継続するために必要な蒸気を発生させることが
でき、信頼性を高めることができる。Further, according to the present invention, even when the gas turbine power generation system is stopped, it is possible to generate steam necessary for continuing the operation of the steam turbine power generation system, thereby improving reliability.
【００５１】また本発明によれば、蒸気タービン発電シ
ステムが停止した場合でも、ＬＮＧから天然ガスへの気
化を継続して、ＬＮＧの気化の信頼性を向上させること
ができる。Further, according to the present invention, even when the steam turbine power generation system is stopped, the vaporization of LNG into natural gas can be continued, and the reliability of LNG vaporization can be improved.
【００５２】また本発明によれば、ガスタービン発電シ
ステムの発電出力が低下した場合でも、不足する熱量を
補助燃焼器により供給して、蒸気タービン発電システム
の運転を継続し、復水器でのＬＮＧから天然ガスへの気
化も継続して行うことができる。Further, according to the present invention, even when the power generation output of the gas turbine power generation system decreases, the insufficient amount of heat is supplied by the auxiliary combustor to continue the operation of the steam turbine power generation system, and The vaporization of LNG into natural gas can also be performed continuously.
【００５３】また本発明によれば、電力の需要に応じ
て、ガスタービンの運転の必要がなくなれば、ガスター
ビンを停止させ、復水器においてＬＮＧから天然ガスへ
の気化を継続させることができ、ＬＮＧの気化の信頼性
を向上させることができる。Further, according to the present invention, if the operation of the gas turbine becomes unnecessary according to the demand for electric power, the gas turbine can be stopped and the condenser can be continuously vaporized from LNG to natural gas. , LNG vaporization reliability can be improved.
【００５４】また本発明によれば、電力の需要に応じ
て、蒸気タービンの運転の必要がなくなれば、蒸気ター
ビンを停止させ、ガスタービン発電システムのみで発電
を行わせることができる。Further, according to the present invention, if the operation of the steam turbine becomes unnecessary according to the power demand, the steam turbine can be stopped, and power can be generated only by the gas turbine power generation system.
【００５５】また本発明によれば、常温の空気を吸気し
てガスタービン発電システムでの発電の継続が可能であ
るので、需要に合わせてＬＮＧ気化量を制御することが
できる。Further, according to the present invention, since it is possible to continue the power generation in the gas turbine power generation system by inhaling the air at the normal temperature, it is possible to control the amount of LNG vaporized according to the demand.
【００５６】すなわち、本発明によれば、伝熱面へ伝熱
阻害となるような着氷なしに空気を連続的に０℃以下に
冷却し、ガスタービン圧縮機に供給することができる。
また、ガスタービンおよび／あるいは蒸気タービンの故
障などの停止時にＬＮＧの気化を継続できる信頼性の高
いＬＮＧ気化器の機能を有する高発電効率のコンバンド
サイクル発電装置、および電力需要あるいは天然ガス需
要に合わせて発電量およびＬＮＧ気化量を制御可能なコ
ンバンドサイクル発電装置を構築することができる。That is, according to the present invention, air can be continuously cooled to 0 ° C. or less and supplied to a gas turbine compressor without icing to prevent heat transfer to the heat transfer surface.
In addition, a high power generation efficiency conband cycle power generation device having a function of a highly reliable LNG vaporizer capable of continuing vaporization of LNG when the gas turbine and / or the steam turbine is out of order, and for power demand or natural gas demand. In addition, it is possible to construct a conband cycle power generation device capable of controlling the amount of power generation and the amount of LNG vaporization.
【図１】本発明の実施の一形態としてのコンバインドサ
イクル発電装置の概略的な構成を示す配管系統図であ
る。FIG. 1 is a piping diagram showing a schematic configuration of a combined cycle power generation device as one embodiment of the present invention.
【図２】本発明の実施の他の形態としてのコンバインド
サイクル発電装置の概略的な構成を示す配管系統図であ
る。FIG. 2 is a piping diagram showing a schematic configuration of a combined cycle power generation device as another embodiment of the present invention.
【図３】本発明の実施のさらに他の形態としてのコンバ
インドサイクル発電装置の概略的な構成を示す配管系統
図である。FIG. 3 is a piping diagram showing a schematic configuration of a combined cycle power generation device as still another embodiment of the present invention.
１ 吸気ブロア ２ 空気予冷器 ３ ロータ回転式脱湿器 ４ 空気深冷器 ５ 空気圧縮機 ６ 燃焼器 ７ ガスタービン ８，１４ 発電機 ９ 排気ガスブロア １０ 蒸気過熱器 １１ 蒸気ボイラ １２ 給水加熱器 １３ 蒸気タービン １５ 復水器 １６ 給水ポンプ １７ 空気ブロア １８ 補助燃焼器 １９ 蒸気アキュミュレータ ２０ 蒸気タービンバイパスライン ２１ ガスタービン吸気放出ライン ２２ 排気ガスバイパスライン Ａ 空気脱湿冷却器 DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Intake blower 2 Air precooler 3 Rotor rotary dehumidifier 4 Air chiller 5 Air compressor 6 Combustor 7 Gas turbine 8, 14 Generator 9 Exhaust gas blower 10 Steam superheater 11 Steam boiler 12 Feedwater heater 13 Steam Turbine 15 Condenser 16 Feedwater pump 17 Air blower 18 Auxiliary combustor 19 Steam accumulator 20 Steam turbine bypass line 21 Gas turbine intake discharge line 22 Exhaust gas bypass line A Air dehumidifying cooler
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き Ｆターム(参考） 3G081 BA02 BA12 BC07 BD01 BD03 DA06 DA21 ──────────────────────────────────────────────────続 き Continued on front page F-term (reference) 3G081 BA02 BA12 BC07 BD01 BD03 DA06 DA21
Claims (9)
ンを含むガスタービン発電システムと、給水加熱器、蒸
気ボイラ、蒸気過熱器、蒸気タービン、復水器、および
給水ポンプを含む蒸気タービン発電システムとにより構
成されるコンバインドサイクル発電装置において、 空気圧縮機に吸気する空気を、乾燥させてからＬＮＧ冷
熱により０℃以下に冷却する空気冷却器と、 蒸気タービン出口の蒸気を、ＬＮＧ冷熱により復水とす
る復水器とを備えることを特徴とするＬＮＧ冷熱を利用
したコンバインドサイクル発電装置。1. A gas turbine power generation system including an air compressor, a combustor, and a gas turbine, and a steam turbine power generation system including a feedwater heater, a steam boiler, a steam superheater, a steam turbine, a condenser, and a feedwater pump. A combined cycle power generator comprising: an air cooler that cools the air taken into the air compressor to 0 ° C. or less by LNG cold after drying the air taken into the air compressor; and condensates the steam at the steam turbine outlet by the LNG cold A combined cycle power generation device using LNG cold heat, comprising:
冷器と、 ＬＮＧ空気予冷器で予冷脱湿された空気を、０℃以下の
露点まで乾燥する回転ロータ式吸着乾燥器と、 ０℃以下の露点の空気を、０℃以下に深冷するＬＮＧ空
気深冷器とを備えることを特徴とする請求項１記載のＬ
ＮＧ冷熱を利用したコンバンドサイクル発電装置。2. An LNG air precooler for cooling room temperature air to a temperature of 0 ° C. or higher, and an air precooled and dehumidified by the LNG air precooler to a dew point of 0 ° C. or lower. 2. The L-type suction dryer according to claim 1, further comprising: an LNG air chiller that cools air having a dew point of 0 ° C. or less to 0 ° C. or less.
Combined cycle power generator using NG cold energy.
然ガスに気化することを特徴とする請求項１または２記
載のＬＮＧ冷熱を利用したコンバインドサイクル発電装
置。3. The combined cycle power generation apparatus using LNG refrigeration according to claim 1, wherein the condenser evaporates LNG into natural gas having a temperature of 0 ° C. or higher.
をさらに備え、 前記ガスタービン発電システムが停止した場合に、前記
蒸気タービン発電システムの運転を継続可能にすること
を特徴とする請求項１〜３のいずれかに記載のＬＮＧ冷
熱を利用したコンバインドサイクル発電装置。4. The steam turbine power generation system according to claim 1, further comprising an auxiliary combustor and a steam accumulator, wherein when the gas turbine power generation system is stopped, the operation of the steam turbine power generation system can be continued. A combined cycle power generation device using the LNG cold energy according to any one of the above.
を備え、 前記蒸気タービン発電システムが停止した場合に、復水
器においてＬＮＧから天然ガスへの気化の継続が可能で
あることを特徴とする請求項１〜４のいずれかに記載の
ＬＮＧ冷熱を利用したコンバインドサイクル発電装置。5. The steam turbine according to claim 1, wherein the steam turbine includes a steam bypass passage, and when the steam turbine power generation system stops, vaporization of LNG to natural gas can be continued in the condenser. Item 5. A combined cycle power generation device using LNG cold energy according to any one of Items 1 to 4.
合に、不足する熱量を補助燃焼器により供給し、 前記蒸気タービン発電システムの運転の継続が可能であ
ることを特徴とする請求項１〜５のいずれかに記載のＬ
ＮＧ冷熱を利用したコンバインドサイクル発電装置。6. An auxiliary combustor, wherein when the power generation output of the gas turbine power generation system is reduced, an insufficient amount of heat is supplied by the auxiliary combustor, and the operation of the steam turbine power generation system can be continued. The L according to any one of claims 1 to 5, wherein
Combined cycle power generator using NG cold energy.
え、 ガスタービン吸気放出ラインから空気を放出することに
より、ガスタービンを停止させ、 復水器においてＬＮＧから天然ガスへの気化の継続が可
能であることを特徴とする請求項１〜６のいずれかに記
載のＬＮＧ冷熱を利用したコンバインドサイクル発電装
置。7. A gas turbine intake discharge line is further provided, wherein the gas turbine is stopped by discharging air from the gas turbine intake discharge line, and it is possible to continue vaporization from LNG to natural gas in the condenser. A combined cycle power generation apparatus using LNG cold energy according to any one of claims 1 to 6.
スする排気ガスバイパスラインをさらに備え、 ガスタービン排気ガスを排気ガスパイパスラインから放
出することにより、蒸気タービンを停止させ、 前記ガスタービン発電システムにて発電の継続が可能で
あることを特徴とする請求項１〜７のいずれかに記載の
ＬＮＧ冷熱を利用したコンバインドサイクル発電装置。8. An exhaust gas bypass line for bypassing the steam turbine power generation system, wherein a steam turbine is stopped by discharging gas turbine exhaust gas from an exhaust gas bypass line, and power is generated by the gas turbine power generation system. The combined cycle power generation apparatus using LNG cold heat according to any one of claims 1 to 7, wherein
る前記空気冷却器を停止し、 前記ガスタービン吸気放出ラインから常温の空気を吸気
し、 前記ガスタービン発電システムにて発電の継続が可能で
あることを特徴とする請求項７または８記載のＬＮＧ冷
熱を利用したコンバインドサイクル発電装置。9. An air cooler for cooling air taken into the air compressor is stopped, air at a normal temperature is taken in from the gas turbine intake / exhaust line, and power generation can be continued in the gas turbine power generation system. The combined cycle power generation device using LNG cold energy according to claim 7 or 8, wherein:
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