JP2011106275A

JP2011106275A - Gas turbine power plant

Info

Publication number: JP2011106275A
Application number: JP2009258829A
Authority: JP
Inventors: Takashi Ichikawa; 貴志市川; Yoichi Hirokawa; 洋一廣川; Hiroaki Takeda; 浩明竹田; Kazufumi Okada; 和文岡田
Original assignee: Chugoku Electric Power Co Inc
Current assignee: Chugoku Electric Power Co Inc
Priority date: 2009-11-12
Filing date: 2009-11-12
Publication date: 2011-06-02

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a gas turbine power plant achieving easy operation and stable power generation, and using byproduct gas further increasing generated energy, as fuel. <P>SOLUTION: This gas turbine power plant 20 includes: a gas turbine power-generation facility 30 provided with a fuel compressor 32 pressurizing low-pressure byproduct gas generated secondarily from a factory, a combustor 34 burning the byproduct gas pressurized by the fuel compressor 32, an air compressor 36 sending compressed air to the combustor 34, and a generator 40; and a carbon dioxide removal installation 100 further cooling the byproduct gas after the byproduct gas is cooled and dehumidified and recovering and removing the carbon dioxide in the byproduct gas as dry ice. The gas turbine power-generation facility 30 uses the byproduct gas with the carbon dioxide removed or the byproduct gas with the carbon dioxide reduced as the fuel. <P>COPYRIGHT: (C)2011,JPO&INPIT

Description

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。 The present invention relates to a gas turbine power plant that uses as a by-product gas generated as a result of factory operation as a fuel, and in particular, can flexibly cope with a by-product gas that varies depending on the operation status of the factory, and is stable. The present invention relates to a gas turbine power plant capable of generating power automatically.

図２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プロセスフロー図である。高炉ガス等の低圧、低発熱量の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。 FIG. 2 is a process flow diagram showing a schematic configuration of a conventional gas turbine power generation facility that uses by-product gas such as blast furnace gas generated along with the operation of a steel mill as fuel. In the gas turbine power generation facility 1 that uses low pressure, low calorific value fuel such as blast furnace gas, the blast furnace gas, which is a low calorific value gas, is mixed with the high calorific value gas via the mixer 2 to increase the fuel gas. Is pressurized by an axial flow type fuel compressor 3 and supplied to the combustor 4, and mixed with high-pressure air sent from the air compressor 5 and combusted. The combustion gas serves as a drive source for the gas turbine 6. The gas turbine 6 drives the air compressor 5 and the fuel compressor 3, and also drives the generator 7, thereby generating power. A fuel cutoff valve 13 is provided upstream of the combustor 4, and a filter 14 is provided in the intake air line of the air compressor 5. As the high calorific value gas, there are converter gas, coke oven gas, mixed gas of these gases, and mixed gas of these gases and blast furnace gas.

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の流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、発電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）量を調節するための第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。 The axial flow compressor used for the fuel compressor 3 has a wide surging range, and surging occurs when the flow rate of the fuel gas to be sucked is below a predetermined flow rate. A part of the discharge gas (fuel gas) is circulated through the fuel gas return line 8 so that the amount of the sucked fuel gas does not fall below a predetermined flow rate even if the supply amount to the vessel 4 decreases. In the middle of the fuel gas return line 8, a first gas return amount control valve 9 for adjusting the amount of return gas (circulation gas) is provided. The fuel gas return line 8 has a bypass line 10 for processing a large amount of return gas. The bypass line 10 is provided with a second gas return amount control valve 11. When the fuel gas is compressed by the fuel compressor 3, the temperature of the fuel gas rises, so that the circulating gas is cooled by the gas cooler 12 provided in the fuel gas return line 8 and returned to the fuel compressor 3.

上記ガスタービン発電設備１では、定格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の流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）。 In the gas turbine power generation facility 1, even if the flow rate of the fuel gas sucked into the fuel compressor 3 in the rated output operation is equal to or higher than a predetermined flow rate, a part of the fuel gas that has become high temperature and high pressure by the fuel compressor 3 is controlled. Therefore, there is a problem that energy is wasted because it is cooled by the gas cooler 12 and returned to the fuel compressor 3 to ensure the performance. In order to solve this problem, the inventors have made an invention of recovering energy using an expansion turbine or the like, and have already filed a patent application (see Patent Document 1).

特開２００７−２３９７６号公報JP 2007-23976 A

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では、大量の高炉ガス等を燃料圧縮機３で昇圧する必要があるため、ガスタービンで発生する多くの動力（電力）を消費し、発電電力量が低下する。また、高炉ガス等は、二酸化炭素、窒素を多量に含んでいるので燃焼範囲が狭く高度な燃焼管理技術が必要である。また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。 In addition to the above problems, the gas turbine power generation facility 1 has the following problems. In the gas turbine power generation facility 1, since it is necessary to boost a large amount of blast furnace gas or the like with the fuel compressor 3, much power (electric power) generated in the gas turbine is consumed, and the generated power amount is reduced. In addition, since blast furnace gas contains a large amount of carbon dioxide and nitrogen, a combustion range is narrow and an advanced combustion management technique is required. In addition, since the gas turbine power generation facility 1 uses as a by-product gas such as blast furnace gas generated by the operation of the steel plant as a fuel, the amount of gas, gas composition, Gas calorific value fluctuates greatly. In particular, if the high calorific value gas for increasing the calorific value of the fuel gas to a predetermined calorific value is insufficient, sufficient power generation cannot be performed even with a large amount of blast furnace gas.

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。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。さらに今日では、環境に配慮した設備、プラントであることが求められており、これに合致した設備、プラントであることが好ましい。 At present, no technology to solve these problems has been developed, and development is awaited. It goes without saying that it is more preferable if these problems and the above-mentioned wasteful consumption of energy can be solved together. Furthermore, today, there is a demand for an environment-friendly facility and plant, and it is preferable that the facility and plant meet this requirement.

本発明の目的は、運転が容易で安定的に発電を行うことが可能であり、さらに発電電力量を増加させることが可能な副生ガスを燃料とするガスタービン発電プラントを提供することである。 An object of the present invention is to provide a gas turbine power plant that uses an by-product gas as a fuel that is easy to operate, can stably generate power, and can further increase the amount of generated power. .

請求項１に記載の本発明は、工場から副次的に発生する低圧の副生ガスを昇圧する燃料圧縮機、前記燃料圧縮機で昇圧された副生ガスを燃焼させる燃焼器、前記燃焼器に圧縮空気を送る空気圧縮機及び発電機を備えるガスタービン発電設備と、副生ガスを冷却し除湿した後、さらに冷却し副生ガス中の二酸化炭素をドライアイスとし回収、除去する二酸化炭素除去設備と、を有し、前記ガスタービン発電設備は、二酸化炭素が除去された副生ガス又は二酸化炭素が低減された副生ガスを燃料と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。 The present invention according to claim 1 is a fuel compressor that pressurizes low-pressure by-product gas that is secondarily generated from a factory, a combustor that combusts the by-product gas pressurized by the fuel compressor, and the combustor. Gas turbine power generation equipment equipped with an air compressor and a generator that send compressed air to the air, and after removing and dehumidifying the by-product gas, carbon dioxide in the by-product gas is recovered and removed as dry ice to remove and remove carbon dioxide The gas turbine power generation facility is a gas turbine power plant that uses by-product gas from which carbon dioxide has been removed or by-product gas from which carbon dioxide has been reduced as fuel.

請求項２に記載の本発明は、前記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、さらに発熱量を調節する混合器を有し、前記混合器で調節された副生ガスを燃料とするガスタービン発電設備であり、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、前記二酸化炭素除去設備は、前記混合器に送られる前の高炉ガス中の二酸化炭素を除去することを特徴とする。 The present invention according to claim 2 is the gas turbine power plant, wherein the gas turbine power generation facility further includes a mixer for adjusting a calorific value, and the by-product gas adjusted by the mixer is used as fuel. A gas turbine power generation facility, wherein the by-product gas includes a high calorific value gas that has a higher calorific value compared to blast furnace gas and blast furnace gas and mixes with the blast furnace gas to increase the calorific value to a predetermined calorific value, and the carbon dioxide The removal equipment is characterized by removing carbon dioxide in the blast furnace gas before being sent to the mixer.

請求項３に記載の本発明は、請求項１又は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、さらに燃料圧縮機で昇圧された燃料ガスの一部を循環させ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高温、高圧の燃料ガスを駆動源とする膨張タービンと、前記膨張タービンに連結する発電機と、を有し、前記発電機で発電した電力を前記二酸化炭素除去設備の動力源として利用することを特徴とする。 According to a third aspect of the present invention, in the gas turbine power plant according to the first or second aspect, the gas turbine power generation facility further returns a fuel gas that circulates a part of the fuel gas boosted by the fuel compressor. A high-temperature, high-pressure fuel gas flowing through the fuel gas return line, and a generator connected to the expansion turbine, and the electric power generated by the generator is It is used as a power source for carbon removal equipment.

請求項１に記載の本発明によれば、本発明に係るガスタービン発電プラントは、副生ガスに含まれる二酸化炭素をドライアイスとし回収、除去する二酸化炭素除去設備を有し、ガスタービン発電設備は、二酸化炭素が除去された副生ガス又は二酸化炭素が低減された副生ガスを燃料とするので、燃料ガスの発熱量が増加し、運転管理が容易となり、安定運転を実現できる。燃料ガスの発熱量が増加することで、増熱用の高発熱量ガスが不足する場合であっても発電を継続することができる。さらに副生ガスに含まれる発熱量に寄与しない二酸化炭素を除去又は低減することで処理ガス量が減少する。これにより燃料圧縮機の圧縮動力軽減及び発電量を増加させることができる。さらに処理ガス量が減少することで、燃料圧縮機のみならず接続する配管、弁類などの機器をコンパクト化することも可能となる。 According to the first aspect of the present invention, the gas turbine power plant according to the present invention has a carbon dioxide removal facility for recovering and removing carbon dioxide contained in the by-product gas as dry ice, and the gas turbine power generation facility. Since the byproduct gas from which carbon dioxide has been removed or the byproduct gas from which carbon dioxide has been reduced is used as a fuel, the calorific value of the fuel gas increases, operation management becomes easy, and stable operation can be realized. By increasing the calorific value of the fuel gas, power generation can be continued even when the high calorific value gas for increasing heat is insufficient. Furthermore, the amount of process gas is reduced by removing or reducing carbon dioxide that does not contribute to the calorific value contained in the byproduct gas. This can reduce the compression power of the fuel compressor and increase the amount of power generation. Furthermore, since the amount of the processing gas is reduced, not only the fuel compressor but also equipment such as connected pipes and valves can be made compact.

請求項２に記載の本発明によれば、二酸化炭素除去設備で二酸化炭素が除去又は低減された後の高炉ガスを、発熱量を調節する混合器に送ることができるので、二酸化炭素除去設備のトラブルにより除去される二酸化炭素の量が変動する結果、高炉ガスの発熱量が変動しても、混合器で高発熱量ガスを用いて発熱量を調節することができる。これにより二酸化炭素除去設備の稼動状況に拘わらず、ガスタービン発電設備を安定的に継続して運転することができる。 According to the second aspect of the present invention, since the blast furnace gas after carbon dioxide is removed or reduced by the carbon dioxide removal equipment can be sent to the mixer for adjusting the calorific value, the carbon dioxide removal equipment As a result of fluctuations in the amount of carbon dioxide removed due to trouble, even if the calorific value of the blast furnace gas fluctuates, the calorific value can be adjusted using the high calorific value gas in the mixer. Accordingly, the gas turbine power generation facility can be stably operated continuously regardless of the operation status of the carbon dioxide removal facility.

請求項３に記載の本発明によれば、燃料ガス戻りラインを流通する高温、高圧の燃料ガスを利用し発電し、この電力を前記二酸化炭素除去設備の動力源として利用することができるので、エネルギの有効利用が図れる。さらに燃料ガス戻りラインを流通する燃料ガスを膨張タービンで膨張させるので燃料ガスの温度が低下し、この結果、燃料ガスを冷却する冷却設備をコンパクト化することができる。 According to the third aspect of the present invention, the high-temperature, high-pressure fuel gas flowing through the fuel gas return line is used to generate power, and this power can be used as a power source for the carbon dioxide removal facility. Effective use of energy can be achieved. Further, since the fuel gas flowing through the fuel gas return line is expanded by the expansion turbine, the temperature of the fuel gas is lowered. As a result, the cooling equipment for cooling the fuel gas can be made compact.

本発明の実施の一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。It is a process flow figure showing a schematic structure of gas turbine power plant 20 as one embodiment of the present invention. 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プロセスフロー図である。It is a process flow figure showing a schematic structure of conventional gas turbine power generation equipment 1 which uses by-product gas, such as blast furnace gas, as fuel.

図１は、本発明の実施の一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。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燃料とし発電を行うガスタービン発電設備３０と、副生ガスから二酸化炭素を除去する二酸化炭素除去設備１００とを含み構成される。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と転炉ガスなどを混合した高発熱量ガスの一つであるミックスガスを使用する例を示す。 FIG. 1 is a process flow diagram showing a schematic configuration of a gas turbine power plant 20 as one embodiment of the present invention. The gas turbine power plant 20 includes a gas turbine power generation facility 30 that generates power using by-product gas generated at an ironworks as a fuel, and a carbon dioxide removal facility 100 that removes carbon dioxide from the by-product gas. Here, an example of using a mixed gas, which is one of high calorific gas obtained by mixing a by-product gas with a blast furnace gas and a converter gas generated during the operation of a steelworks, is shown.

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、燃焼させ、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されるガスタービン３８、ガスタービン３８で駆動される発電機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。ガスタービン３８は、発電機４０を回転駆動し発電を行うと共に、燃料圧縮機３２及び空気圧縮機３６を駆動する。 The gas turbine power generation facility 30 includes a fuel compressor 32 that boosts low-pressure fuel gas to a predetermined pressure, an air compressor 36 that sends high-pressure air to the combustor 34, and fuel gas and air sent from the fuel compressor 32. A combustor 34 that mixes and combusts air sent from the compressor 36 to generate high-temperature and high-pressure combustion gas, a gas turbine 38 that is rotationally driven by the combustion gas delivered from the combustor 34, and is driven by the gas turbine 38 The generator 40 is provided. A fuel shut-off valve 35 is provided on the upstream side of the combustor 34. The gas turbine 38 rotates the generator 40 to generate power, and drives the fuel compressor 32 and the air compressor 36.

ガスタービン発電設備３０の燃料である高炉ガス及びミックスガスは、圧力が約０．１１ＭＰａ（ａｂｓ）と低いため燃料圧縮機３２で所定の圧力まで昇圧された後、燃焼器３４に送られる。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の流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、発電出力が低下し燃焼器３４への燃料ガス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。 Since the pressure of the blast furnace gas and the mix gas, which are fuels of the gas turbine power generation facility 30, is as low as about 0.11 MPa (abs), the pressure is increased to a predetermined pressure by the fuel compressor 32 and then sent to the combustor 34. The fuel compressor 32 is an axial flow compressor, has a wide surging range, and surging occurs when the flow rate of the fuel gas to be sucked becomes a predetermined flow rate or less. For the purpose of avoiding this, the power generation output decreases and combustion occurs. In order to return a part of the discharge gas (fuel gas) to the inlet of the fuel compressor 32 so that the amount of fuel gas to be sucked does not fall below a predetermined flow rate even if the amount of fuel gas supplied to the vessel 34 decreases. The fuel gas return line 42 is provided.

燃料ガス戻りライン４２は、ラインの途中に戻りガス（循環ガス）量を調節するための第１ガス戻量制御弁４４を有し、第１ガス戻量制御弁４４の下流側に入口弁５４、膨張タービン５１、出口弁５８が上流側から下流側に向かって配置され、さらにその下流に戻りガス冷却器５２が設けられている。燃料ガス戻りライン４２の入口部の戻りガスは、温度が約４１０℃、圧力が約１．５ＭＰａ（ａｂｓ）の高温、高圧のガスであり、膨張タービン５１は、燃料圧縮機３２で圧縮され高温、高圧となった戻りガスを駆動源として同軸上に連結する発電機５３を介して発電を行う。ここで発電された電力は、二酸化炭素除去設備１００の動力源として利用する。膨張タービン５１で戻りガスの有するエネルギをより多く回収するためには、膨張タービン５１の入口部における戻りガスのエンタルピが高いことが望ましい。よって、第１ガス戻量制御弁４４及び入口弁５４は、戻りガスのエンタルピができるだけ低下しないように、弁の型式などを選定することが好ましい。 The fuel gas return line 42 has a first gas return amount control valve 44 for adjusting the amount of return gas (circulation gas) in the middle of the line, and an inlet valve 54 downstream of the first gas return amount control valve 44. The expansion turbine 51 and the outlet valve 58 are arranged from the upstream side toward the downstream side, and a return gas cooler 52 is provided further downstream. The return gas at the inlet of the fuel gas return line 42 is a high-temperature and high-pressure gas having a temperature of about 410 ° C. and a pressure of about 1.5 MPa (abs). The expansion turbine 51 is compressed by the fuel compressor 32 and has a high temperature. Then, power is generated through a generator 53 that is coaxially connected with the return gas that has become high pressure as a drive source. The electric power generated here is used as a power source for the carbon dioxide removal facility 100. In order to recover more energy of the return gas in the expansion turbine 51, it is desirable that the return gas enthalpy at the inlet of the expansion turbine 51 be high. Therefore, the first gas return amount control valve 44 and the inlet valve 54 are preferably selected from valve types so that the return gas enthalpy does not decrease as much as possible.

膨張タービン５１で回収できるエネルギを、ガスタービン発電設備３０に当てはめ、計算した結果の一例を示す。燃料ガス圧縮機の吐出ガス（燃料ガス）量を約３０万ｍ^３Ｎ／ｈ、ガス戻り（ガス循環）量を約１．６万ｍ^３Ｎ／ｈとし、断熱膨張の理論式（例えば、機械工学便覧、基礎編、応用編、２００１年、Ｂ５−６）、及び熱収支の式を用いて計算すると、１７００〜１８００ｋＷ程度のエネルギを回収することができる。 An example of a calculation result obtained by applying energy that can be recovered by the expansion turbine 51 to the gas turbine power generation facility 30 is shown. The discharge gas (fuel gas) amount of the fuel gas compressor is about 300,000 m ³ N / h, the gas return (gas circulation) amount is about 16,000 m ³ N / h, and a theoretical expression of adiabatic expansion (for example, When calculated using the mechanical engineering handbook, basic edition, application edition, 2001, B5-6), and heat balance equation, energy of about 1700 to 1800 kW can be recovered.

燃料ガス戻りライン４２を流通する高温、高圧の戻りガスは、膨張タービン５１を駆動し圧力、温度を低下させた後、戻りガス冷却器５２に送られる。戻りガス冷却器５２は、ガス密度を大きくし、燃料圧縮機３２の圧縮効率を高める目的で設置され、戻りガスは所定の温度まで冷却された後、燃料圧縮機３２の入口部、より正確には湿式電気集塵機９０の上流側の燃料ライン７８に返送される。 The high-temperature and high-pressure return gas flowing through the fuel gas return line 42 is sent to the return gas cooler 52 after driving the expansion turbine 51 to reduce the pressure and temperature. The return gas cooler 52 is installed for the purpose of increasing the gas density and increasing the compression efficiency of the fuel compressor 32. After the return gas is cooled to a predetermined temperature, the inlet of the fuel compressor 32 is more accurately detected. Is returned to the fuel line 78 upstream of the wet electrostatic precipitator 90.

戻りガス冷却器５２は、直冷式の冷却器であり、戻りガスに直接、冷却水を吹きかけ戻りガスを冷却する。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、ガス冷却水冷却器６６及び冷却水温度を検出する温度検出器１５５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（図示を省略）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。 The return gas cooler 52 is a direct cooling type cooler, and cools the return gas by spraying cooling water directly on the return gas. Cooling water supply to the return gas cooler 52 is performed through a cooling water circulation line 68 having a gas cooling water cooling pump 64, a gas cooling water cooler 66, and a temperature detector 155 for detecting the cooling water temperature in the middle of the circulation line. . The gas cooling water cooler 66 uses seawater as a cooling medium, and seawater as a cooling medium is supplied from a seawater pump 72 provided in the seawater supply line 70. The seawater supply line 70 is branched from the middle of a seawater supply line 76 that takes in seawater with several intake pumps 74 and feeds the seawater to a condenser (not shown). The seawater supplied to the gas cooling water cooler 66 cools the cooling water circulating through the cooling water circulation line 68, and the seawater whose temperature has increased is returned to the sea.

先に述べたように、本実施形態に示すガスタービン発電設備３０では、戻りガス冷却器５２の上流側に膨張タービン５１が設置され、膨張タービン５１が戻りガスを断熱膨張させるので戻りガスは冷却される。これにより戻りガス冷却器５２の負荷が低減され、従来のガスタービン発電設備に比べガス冷却器冷却水ポンプ６４及び海水ポンプ７２のランニングコストを低減させることができる。 As described above, in the gas turbine power generation facility 30 shown in the present embodiment, the expansion turbine 51 is installed on the upstream side of the return gas cooler 52, and the expansion turbine 51 adiabatically expands the return gas so that the return gas is cooled. Is done. Thereby, the load of the return gas cooler 52 is reduced, and the running cost of the gas cooler cooling water pump 64 and the seawater pump 72 can be reduced as compared with the conventional gas turbine power generation equipment.

また燃料ガス戻りライン４２には、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を備える第１バイパスライン４８が連結する。この第１バイパスライン４８は、第１ガス戻量制御弁４４、入口弁５４、膨張タービン５１及び出口弁５８をバイパスし、一端を燃料ガス戻りライン４２の入口部に、他端を戻りガス冷却器５２の上流部に接続する。さらに第１ガス戻量制御弁４４の出口部には、膨張タービン５１をバイパスし、第１ガス戻量制御弁４４からの戻りガスを全て戻りガス冷却器５２に流すことが可能な流量制御弁５７を有する第２バイパスライン４９が接続する。 The fuel gas return line 42 is connected to a first bypass line 48 having a second gas return amount control valve 46 for processing a large amount of return gas. The first bypass line 48 bypasses the first gas return amount control valve 44, the inlet valve 54, the expansion turbine 51 and the outlet valve 58, one end to the inlet portion of the fuel gas return line 42, and the other end to return gas cooling. Connect to the upstream of the vessel 52. Further, a flow rate control valve capable of bypassing the expansion turbine 51 and flowing all the return gas from the first gas return amount control valve 44 to the return gas cooler 52 at the outlet of the first gas return amount control valve 44. A second bypass line 49 having 57 is connected.

第２ガス戻量制御弁４６は、第１ガス戻量制御弁４４に比較して、多量の戻りガスを流通させることが可能なため、第１バイパスライン４８は、ユニットトリップなど流量変動の大きい場合に使用される。第２バイパスライン４９は、膨張タービン５１へ供給される戻りガス量調節や膨張タービン５１が停止するなどのトラブルが発生したような場合に燃料ガスを循環させるためのものである。上記のように、本発明の燃料ガス戻りライン４２は、第１バイパスライン４８及び第２バイパスライン４９を備えるので、膨張タービン５１又は第１ガス戻量制御弁４４に不調が生じた場合であっても、第１バイパスライン４８又は第２バイパスライン４９を通じて、燃料ガスを確実に循環させることができる。燃料ガスの循環が停止すると、ガスタービン発電プラント２０全体を停止させる必要が生じるが、このような構成を採用することで、ガスタービン発電プラント２０を安定的に運転させることができる。 Since the second gas return amount control valve 46 can circulate a larger amount of return gas than the first gas return amount control valve 44, the first bypass line 48 has a large flow rate fluctuation such as a unit trip. Used when. The second bypass line 49 is used to circulate the fuel gas when troubles such as adjusting the amount of return gas supplied to the expansion turbine 51 or stopping the expansion turbine 51 occur. As described above, since the fuel gas return line 42 of the present invention includes the first bypass line 48 and the second bypass line 49, the expansion turbine 51 or the first gas return amount control valve 44 has a malfunction. However, the fuel gas can be reliably circulated through the first bypass line 48 or the second bypass line 49. When the circulation of the fuel gas is stopped, it is necessary to stop the entire gas turbine power plant 20. However, by adopting such a configuration, the gas turbine power plant 20 can be stably operated.

燃料圧縮機３２への燃料ガスの供給は、燃料ライン７８を通じて行われる。燃料ライン７８は、一端を燃料圧縮機３２の入口部に他端を混合器８０の出口部に接続する。燃料ライン７８の途中には、燃料ガスに含まれる煤塵などの不純物を除去する湿式電気集塵機９０が設けられている。混合器８０は、燃料ガスの発熱量を所定の発熱量に調節するための装置であり、二酸化炭素除去設備１００で二酸化炭素が除去又は低減された高炉ガスを供給する高炉ガスライン１４０及びミックスガスを供給するミックガスライン９５が接続する。混合器８０は、高炉ガスライン１４０から送られる高炉ガスに、増熱用ガスであるミックスガスを混合し、所定の発熱量に調節する。高炉ガスが所定の発熱量を有していれば、ミックスガスが混合されないことは言うまでもない。 The fuel gas is supplied to the fuel compressor 32 through the fuel line 78. The fuel line 78 has one end connected to the inlet of the fuel compressor 32 and the other end connected to the outlet of the mixer 80. In the middle of the fuel line 78, there is provided a wet electrostatic precipitator 90 that removes impurities such as dust contained in the fuel gas. The mixer 80 is a device for adjusting the calorific value of the fuel gas to a predetermined calorific value, and the blast furnace gas line 140 that supplies the blast furnace gas from which carbon dioxide has been removed or reduced by the carbon dioxide removal equipment 100 and the mixed gas. The Mick gas line 95 for supplying is connected. The mixer 80 mixes the blast furnace gas sent from the blast furnace gas line 140 with a mixed gas, which is a heat increasing gas, and adjusts it to a predetermined calorific value. It goes without saying that the mixed gas is not mixed if the blast furnace gas has a predetermined calorific value.

二酸化炭素除去設備１００は、高炉ガスに含まれる二酸化炭素を冷却しドライアイスとし回収、除去する設備であり、高炉ガスを冷却し高炉ガスに含まれる水分を凝縮させ除去する水分除去装置１０２、さらに水分を除去する除湿装置１０４、除湿された高炉ガスを冷却し高炉ガス中の二酸化炭素をドライアイスとし回収、除去する二酸化炭素回収装置１０６、及び冷凍媒体を供給する冷凍機１０８を含み構成される。 The carbon dioxide removal facility 100 is a facility that cools carbon dioxide contained in the blast furnace gas, collects and removes it as dry ice, cools the blast furnace gas, condenses and removes moisture contained in the blast furnace gas, It includes a dehumidifying device 104 that removes moisture, a carbon dioxide recovery device 106 that cools the dehumidified blast furnace gas and collects and removes carbon dioxide in the blast furnace gas as dry ice, and a refrigerator 108 that supplies a refrigeration medium. .

水分除去装置１０２は、高炉ガスに含まれる水分を凝縮させ除去するための装置である。高炉ガスは、飽和水蒸気に近い水分を含んでおり、高炉ガス中の二酸化炭素をドライアイスとし回収、除去するに先立ち、第１ステップとして高炉ガスを冷却し高炉ガス中の水分を凝縮水として分離、除去する。水分除去装置１０２は、第１冷却器１１０、第２冷却器１１２の２つの冷却器と凝縮水とガスとを分離する気液分離器１１４とを備える。 The moisture removing device 102 is a device for condensing and removing moisture contained in the blast furnace gas. Blast furnace gas contains moisture close to saturated water vapor, and before collecting and removing carbon dioxide in blast furnace gas as dry ice, the first step is cooling the blast furnace gas and separating the water in the blast furnace gas as condensed water. ,Remove. The moisture removing apparatus 102 includes two coolers, a first cooler 110 and a second cooler 112, and a gas-liquid separator 114 that separates condensed water and gas.

第１冷却器１１０は、隔壁式タイプの熱交換器であり、冷却水循環ライン６８を循環する冷却水を冷却媒体とし、高炉ガスライン１４２を通じて送出される高炉ガスを冷却するが、高炉ガス温度を検出する温度検出器１５７と冷却水温度を検出する温度検出器１５５の値を比べて冷却水温度が高い場合は、第１冷却器冷却水流量制御弁６７を開放して第１冷却器１１０への冷却水の供給を停止する。第２冷却器１１２も第１冷却器１１０と同様に隔壁式タイプの熱交換器であり、サブリメータ１３４で冷却され二酸化炭素が除去された後の低温の高炉ガスを冷却媒体とし、管路１１６を通じて第１冷却器１１０から送られる高炉ガスを５℃程度まで冷却する。気液分離器１１４は、管路１１８を通じて第２冷却器１１２から送られる５℃程度に冷却された高炉ガスを受入れ、高炉ガスに含まれる凝縮水を分離し系外に排出する。 The first cooler 110 is a partition wall type heat exchanger, which uses cooling water circulating through the cooling water circulation line 68 as a cooling medium and cools the blast furnace gas sent through the blast furnace gas line 142. When the coolant temperature is higher than the detected temperature detector 157 and the temperature detector 155 that detects the coolant temperature, the first cooler coolant flow control valve 67 is opened to the first cooler 110. Stop the cooling water supply. Similarly to the first cooler 110, the second cooler 112 is a partition wall type heat exchanger, and the low-temperature blast furnace gas after the carbon dioxide is removed by cooling with the sublimator 134 is used as a cooling medium. The blast furnace gas sent from the first cooler 110 is cooled to about 5 ° C. The gas-liquid separator 114 receives the blast furnace gas cooled to about 5 ° C. sent from the second cooler 112 through the pipe line 118, separates condensed water contained in the blast furnace gas, and discharges it out of the system.

除湿装置１０４は、水分除去装置１０２で水分が除去された高炉ガスからさらに水分を除去するための装置である。気液分離器１１４から排出される高炉ガスには、その温度に対応する飽和水蒸気相当の水蒸気が含まれており、例えば５℃の場合、約８５００ｐｐｍの水蒸気が含まれる。この状態の高炉ガスを後段の二酸化炭素回収装置１０６に送り冷却すると、高炉ガス中の水蒸気が固化しドライアイスに混入するのでこれを防ぐ目的で除湿装置１０４を用いて高炉ガス中の水分量を５０ｐｐｍ程度まで除湿する。水分量５０ｐｐｍは、ＪＩＳによる製品液炭酸の規格水分濃度と同じである。 The dehumidifying device 104 is a device for further removing moisture from the blast furnace gas from which moisture has been removed by the moisture removing device 102. The blast furnace gas discharged from the gas-liquid separator 114 contains steam equivalent to saturated steam corresponding to the temperature. For example, in the case of 5 ° C., about 8500 ppm of steam is contained. When the blast furnace gas in this state is sent to the subsequent carbon dioxide recovery device 106 and cooled, the water vapor in the blast furnace gas is solidified and mixed into dry ice, so the moisture content in the blast furnace gas is reduced using the dehumidifier 104 for the purpose of preventing this. Dehumidify to about 50 ppm. The moisture content of 50 ppm is the same as the standard moisture concentration of product liquid carbonic acid according to JIS.

除湿装置１０４は、−５０℃程度の温度に冷却された液体冷媒を保有し、この液体媒体と高炉ガスとを直接接触させ、高炉ガス中の水分を固化させるバブリング方式のドライヤ１２０と、ドライヤ１２０から排出される固化した水分を含む液体冷媒を加熱し水と液体冷媒とに分離する水分離装置１２２と、水が分離、除去された液体冷媒を冷却しドライヤ１２０に返送する液体冷媒返送ライン１２４を備え、液体冷媒は、ドライヤ１２０、水分離装置１２２及び液体冷媒返送ライン１２４を循環する。除湿装置１０４にバブリング方式以外のドライヤを使用してもよいことはもちろんであるが、バブリング方式のドライヤ１２０は、除湿性能、経済性の点から好ましいドライヤである。 The dehumidifier 104 holds a liquid refrigerant cooled to a temperature of about −50 ° C., directly contacts the liquid medium with the blast furnace gas, and solidifies the water in the blast furnace gas. A water separation device 122 that heats and separates the liquid refrigerant containing solidified water discharged from the water into liquid and refrigerant, and a liquid refrigerant return line 124 that cools and returns the liquid refrigerant from which water has been separated and removed to the dryer 120. The liquid refrigerant circulates through the dryer 120, the water separator 122, and the liquid refrigerant return line 124. Of course, a drier other than the bubbling type may be used for the dehumidifying device 104, but the bubbling type drier 120 is a preferable drier in terms of dehumidifying performance and economy.

ドライヤ１２０は、内部に液体冷媒としてトルエンを保有し、下部に分散ノズル（図示を省略）を備え、気液分離器１１４から管路１２６を通じて送風機（図示を省略）により送られる高炉ガスは分散ノズルを介してトルエン中に吹き込まれる。分散ノズルで微細気泡となった高炉ガスは、トルエンと気液接触し、高炉ガス中の水分は、冷却され氷となりトルエン中に分散する。除湿された高炉ガスは、ドライヤ１２０と二酸化炭素回収装置１０６とを結ぶ管路１２８に介装された熱交換器１３２で、二酸化炭素が除去された後の低温の高炉ガスと熱交換し、温度を−８０℃程度まで低下させ二酸化炭素回収装置１０６に送られる。ここでドライヤ１２０に使用する液体冷媒は、トルエンに限定されるものではなく、−５０℃以下の融点を有する液体であり、二酸化炭素を吸収しにくい液体が好ましい。なお、水分は固化し分離、除去する以外に、液化又は液体冷媒に吸収し分離、除去してもよい。液体冷媒として、トルエン以外にジメチルエーテル、メタノール、エタノール、エチルベンゼンが挙げられる。 The dryer 120 has toluene as a liquid refrigerant therein, and is provided with a dispersion nozzle (not shown) at the lower part, and the blast furnace gas sent from the gas-liquid separator 114 through a pipe 126 (not shown) is a dispersion nozzle. And blown into toluene. The blast furnace gas that has become fine bubbles by the dispersion nozzle comes into gas-liquid contact with toluene, and the water in the blast furnace gas is cooled to become ice and dispersed in toluene. The dehumidified blast furnace gas is heat-exchanged with the low-temperature blast furnace gas from which carbon dioxide has been removed by a heat exchanger 132 interposed in a pipe line 128 connecting the dryer 120 and the carbon dioxide recovery device 106, and the temperature Is reduced to about −80 ° C. and sent to the carbon dioxide recovery device 106. Here, the liquid refrigerant used for the dryer 120 is not limited to toluene, and is preferably a liquid having a melting point of −50 ° C. or less and difficult to absorb carbon dioxide. In addition to solidifying and separating and removing moisture, it may be absorbed or separated and removed by liquefaction or liquid refrigerant. Examples of the liquid refrigerant include dimethyl ether, methanol, ethanol, and ethylbenzene in addition to toluene.

水分離装置１２２は、加熱器（図示を省略）と分離槽を備え、ドライヤ１２０から排出される氷を含みシャーベット状となったトルエンは、加熱器で５〜２０℃程度の温度まで加熱される。加熱器で加熱され氷が溶解した水を含むトルエンは分離槽に送られ、ここで比重差により水とトルエンとに分離する。水とトルエンとの比重差は大きいので静置させるだけで簡単に水とトルエンとを分離させることができる。また水のトルエンに対する溶解度は小さいので、分離された後のトルエンに含まれる水は非常に少ない。このように比重差が大きく、水の溶解度が小さい液体を液体冷媒とすれば、静置させるだけで簡単に水と液体冷媒とを分離させることができる。なお水と液体冷媒との分離は、この方法に限定されるものではなく、使用する液体冷媒により例えば液体冷媒を加熱気化させ水と分離してもよい。分離槽で分離された水は系外に排出され、トルエンは、液体冷媒返送ライン１２４を介してドライヤ１２０に返送される。 The water separation device 122 includes a heater (not shown) and a separation tank, and the toluene in the form of a sherbet including ice discharged from the dryer 120 is heated to a temperature of about 5 to 20 ° C. by the heater. . Toluene containing water heated by a heater and dissolved in ice is sent to a separation tank, where it is separated into water and toluene by the difference in specific gravity. Since the specific gravity difference between water and toluene is large, it is possible to easily separate water and toluene simply by leaving them to stand. Moreover, since the solubility with respect to toluene of water is small, the water contained in toluene after isolate | separating is very little. In this way, if a liquid having a large specific gravity difference and a low water solubility is used as the liquid refrigerant, it is possible to easily separate the water and the liquid refrigerant simply by allowing them to stand still. The separation of water and the liquid refrigerant is not limited to this method. For example, the liquid refrigerant may be heated and vaporized with the liquid refrigerant to be separated from the water. The water separated in the separation tank is discharged out of the system, and toluene is returned to the dryer 120 via the liquid refrigerant return line 124.

液体冷媒返送ライン１２４には、送液ポンプ（図示を省略）及び冷却器１３０が介装され、水分離装置１２２で分離されたトルエンは冷却器１３０で−６０℃程度まで冷却された後、ドライヤ１２０に返送される。冷却器１３０には、冷凍機１０８から冷凍冷媒が送られる。 The liquid refrigerant return line 124 is provided with a liquid feed pump (not shown) and a cooler 130, and the toluene separated by the water separator 122 is cooled to about −60 ° C. by the cooler 130, and then the dryer. 120 is returned. Refrigeration refrigerant is sent from the refrigerator 108 to the cooler 130.

二酸化炭素回収装置１０６は、ドライヤ１２０で除湿された高炉ガスを冷却し高炉ガスに含まれる二酸化炭素をドライアイスとし回収、除去するサブリメータ１３４と、サブリメータ１３４から排出されるドライアイスを液化するドライアイス液化タンク１３６とを備える。 The carbon dioxide recovery device 106 cools the blast furnace gas dehumidified by the dryer 120, collects and removes carbon dioxide contained in the blast furnace gas as dry ice, and dry ice that liquefies the dry ice discharged from the sublimator 134. A liquefaction tank 136.

サブリメータ１３４は、塔型の本体内に複数の冷却管を備え、冷却管内を冷凍機１０８から送られる冷凍冷媒が流れ、冷却管外を高炉ガスが流れる。ここで高炉ガスは約−１１５℃まで冷却され、高炉ガスに含まれる二酸化炭素は、ドライアイスとなる。一般的な高炉ガスは、二酸化炭素の他、水素、一酸化炭素、窒素、酸素を含むがこれらガスの沸点、融点は、二酸化炭素に比べ小さくこれらガスは−１１５℃程度の温度では液化、固化することはない。サブリメータ１３４内に析出したドライアイスは、図示を省略した抜出し装置でドライアイス液化タンク１３６に送られる。ドライアイスは、ドライアイス液化タンク１３６内で締め切り加温されることで簡単に液化二酸化炭素となり、液化二酸化炭素は図示を省略した二酸化炭素回収装置に送られる。ドライアイスを液化二酸化炭素とすることで、二酸化炭素の貯留性、運搬性、取扱い性が向上する。ドライアイスは、液化させることなく固体状態で回収してもよいことは当然である。本実施形態に示す二酸化炭素回収装置１０６では、十分に除湿された高炉ガスを処理するためサブリメータ１３４内で氷が殆ど析出しない。この結果、回収されるドライアイスの純度も非常に高く、また氷が配管等に付着して閉塞することもない。なお、標準的な高炉ガスの場合、計算上、約−１１５℃の温度で約９０％の二酸化炭素が分離、除去でき、さらに冷却温度を低下させることで９０％以上の二酸化炭素を分離、除去できる。 The sublimator 134 includes a plurality of cooling pipes in a tower-shaped main body, the refrigeration refrigerant sent from the refrigerator 108 flows in the cooling pipe, and the blast furnace gas flows outside the cooling pipe. Here, the blast furnace gas is cooled to about −115 ° C., and the carbon dioxide contained in the blast furnace gas becomes dry ice. General blast furnace gas contains hydrogen, carbon monoxide, nitrogen and oxygen in addition to carbon dioxide, but the boiling point and melting point of these gases are smaller than those of carbon dioxide, and these gases are liquefied and solidified at a temperature of about −115 ° C. Never do. The dry ice deposited in the sublimator 134 is sent to the dry ice liquefaction tank 136 by a drawing device (not shown). The dry ice is heated in a dry ice liquefaction tank 136 by heating, and is simply converted into liquefied carbon dioxide. The liquefied carbon dioxide is sent to a carbon dioxide recovery device (not shown). By using dry ice as liquefied carbon dioxide, the storage, transportability and handling of carbon dioxide are improved. Naturally, dry ice may be recovered in a solid state without being liquefied. In the carbon dioxide recovery device 106 shown in the present embodiment, ice is hardly deposited in the sublimator 134 because the blast furnace gas that has been sufficiently dehumidified is processed. As a result, the purity of the collected dry ice is very high, and the ice does not adhere to the piping or the like and is blocked. In the case of standard blast furnace gas, about 90% of carbon dioxide can be separated and removed at a temperature of about −115 ° C., and 90% or more of carbon dioxide can be separated and removed by lowering the cooling temperature. it can.

サブリメータ１３４でドライアイスとなり二酸化炭素が除去された低温状態の高炉ガス、又は二酸化炭素の含有量を低減させた低温状態の高炉ガスは、管路１３８を通じて熱交換器１３２及び第２冷却器１１２に送られここで二酸化炭素除去前の高炉ガスと熱交換し温度を３０℃程度まで上昇させた後、高炉ガスライン１４０に入り混合器８０に送られる。なお、二酸化炭素が除去された低温状態の高炉ガス、又は二酸化炭素の含有量を低減させた低温状態の高炉ガスは、必要に応じて１０〜２０℃程度の低い温度の状態で混合器８０に送出してもよい。燃料圧縮機３２の入口温度が高くなると燃料圧縮機３２の効率が低下するが、二酸化炭素除去設備１００は、低温の高炉ガスを送出することもできるので、好ましい二酸化炭素除去設備と言える。 The low-temperature blast furnace gas from which carbon dioxide has been removed by dry ice in the sublimator 134, or the low-temperature blast furnace gas with a reduced carbon dioxide content is supplied to the heat exchanger 132 and the second cooler 112 through the pipe line 138. The heat is exchanged with the blast furnace gas before carbon dioxide removal to raise the temperature to about 30 ° C., and then enters the blast furnace gas line 140 and is sent to the mixer 80. The low temperature blast furnace gas from which carbon dioxide has been removed, or the low temperature blast furnace gas with a reduced carbon dioxide content is supplied to the mixer 80 at a low temperature of about 10 to 20 ° C. as necessary. It may be sent out. Although the efficiency of the fuel compressor 32 decreases as the inlet temperature of the fuel compressor 32 increases, the carbon dioxide removal facility 100 can be said to be a preferred carbon dioxide removal facility because it can also deliver low-temperature blast furnace gas.

高炉ガスライン１４２には二酸化炭素除去設備１００をバイパスするバイパスダンパー１５０をラインの途中に有するバイパスライン１４４が設けられている。このバイパスライン１４４は、二酸化炭素除去設備１００の処理能力を上回る高炉ガスが送られてきた場合、又は二酸化炭素除去設備１００にトラブルが発生したような場合に一部又は全量の高炉ガスが二酸化炭素除去設備１００をバイパスするように使用される。正常な運転状態では、バイパスダンパー１５０は閉じられている。 The blast furnace gas line 142 is provided with a bypass line 144 having a bypass damper 150 that bypasses the carbon dioxide removal equipment 100 in the middle of the line. When the blast furnace gas exceeding the processing capacity of the carbon dioxide removal facility 100 is sent, or when a trouble occurs in the carbon dioxide removal facility 100, the bypass line 144 is configured such that a part or all of the blast furnace gas is carbon dioxide. Used to bypass the removal facility 100. Under normal operating conditions, the bypass damper 150 is closed.

上記構成からなるガスタービン発電プラント２０は、発熱量が低い高炉ガスから、発熱量に寄与しない二酸化炭素を分離、除去することができるので、二酸化炭素を含まない副生ガス、又は二酸化炭素の含有量が低減した副生ガスを燃料ガスとすることができる。例えば、発熱量を１０００ｋｃａｌ／ｍ^３Ｎに調節した副生ガスを燃料ガスとする場合にあっては、一般的な高炉ガスは約２０容量％の二酸化炭素を含み、発熱量が約８００ｋｃａｌ／ｍ^３Ｎなので、高炉ガスに含まれる二酸化炭素を全て除去すれば、発熱量が１０００ｋｃａｌ／ｍ^３Ｎとなり増熱用ガスであるミックスガスを混合する必要がなく、二酸化炭素を含まない高炉ガスを燃料ガスとすることができる。高炉ガスから一部、二酸化炭素を除去する場合にあっても、発熱量が増加することは言うまでもない。 The gas turbine power plant 20 having the above configuration can separate and remove carbon dioxide that does not contribute to the calorific value from the blast furnace gas having a low calorific value. By-product gas whose amount is reduced can be used as fuel gas. For example, when a by-product gas having a calorific value adjusted to 1000 kcal / m ³ N is used as a fuel gas, a general blast furnace gas contains about 20% by volume of carbon dioxide, and a calorific value is about 800 kcal / m. ^{Since it is 3} N, if all the carbon dioxide contained in the blast furnace gas is removed, the calorific value becomes 1000 kcal / m ³ N, and it is not necessary to mix the mixed gas, which is a heat-increasing gas. It can be gas. Needless to say, even when carbon dioxide is partially removed from the blast furnace gas, the calorific value increases.

高炉ガスから二酸化炭素を除去すると、ガスタービン３８が必要とする燃料ガス量が減少するので、燃料圧縮機３２の圧縮動力軽減を実現できる。すなわちガスタービン３８は発電機４０を回転駆動し発電を行うと共に、燃料圧縮機３２を駆動しているので圧縮動力の軽減及び発電量の増加が図れる。また高炉ガスの減容により、燃料圧縮機３２のみならず接続する配管及び弁類などの機器のコンパクト化も可能になる。また二酸化炭素を分離、除去することにより、燃焼温度が高くなるため、これまで使用できなかった高効率・高出力タイプのガスタービンを使用できる。なお、上記二酸化炭素除去設備１００の操作温度等は、二酸化炭素をドライアイスとし回収、除去する二酸化炭素除去設備１００の操作温度等の一例を示したものであり、二酸化炭素除去設備１００の操作温度等がこれに限定されないことは言うまでもない。また二酸化炭素除去設備１００を構成する水分除去装置１０２、除湿装置１０４の構成、例えば冷却器の数、個々の装置の型式なども要旨を変更しない範囲で変更してもよいことは言うまでもない。 When carbon dioxide is removed from the blast furnace gas, the amount of fuel gas required by the gas turbine 38 is reduced, so that reduction of the compression power of the fuel compressor 32 can be realized. That is, the gas turbine 38 rotates the generator 40 to generate power and drives the fuel compressor 32, so that the compression power can be reduced and the amount of power generation can be increased. Further, by reducing the volume of the blast furnace gas, not only the fuel compressor 32 but also equipment such as connected pipes and valves can be made compact. Moreover, since the combustion temperature becomes high by separating and removing carbon dioxide, a high-efficiency, high-output type gas turbine that could not be used so far can be used. The operating temperature of the carbon dioxide removing equipment 100 is an example of the operating temperature of the carbon dioxide removing equipment 100 that collects and removes carbon dioxide as dry ice. Needless to say, etc. are not limited to this. Needless to say, the configurations of the moisture removing device 102 and the dehumidifying device 104 constituting the carbon dioxide removing facility 100, for example, the number of coolers and the type of each device may be changed without departing from the scope of the invention.

上記実施形態に示すガスタービン発電プラント２０では、二酸化炭素除去設備１００を混合器８０の上流側に設置している。これにより二酸化炭素除去設備１００にトラブルが発生し、高炉ガス中の二酸化炭素濃度が変動し、混合器８０に送られる高炉ガスの発熱量が変化するような場合であっても、所定の発熱量となるように混合器８０にミックスガスを送ることができるので、ガスタービン発電設備３０を安定して運転することができる。なお、二酸化炭素除去設備１００は、燃料ガス戻りライン４２を循環している戻りガスから二酸化炭素を除去するように設置してもよい。 In the gas turbine power plant 20 shown in the embodiment, the carbon dioxide removal facility 100 is installed on the upstream side of the mixer 80. As a result, trouble occurs in the carbon dioxide removal equipment 100, the carbon dioxide concentration in the blast furnace gas fluctuates, and even if the calorific value of the blast furnace gas sent to the mixer 80 changes, a predetermined calorific value is generated. Since the mixed gas can be sent to the mixer 80 so as to become, the gas turbine power generation facility 30 can be stably operated. The carbon dioxide removal facility 100 may be installed so as to remove carbon dioxide from the return gas circulating in the fuel gas return line 42.

上記実施形態では、製鉄所から送出される副生ガスを例として、説明したけれども、副生ガスは製鉄所から送出される副生ガスに限定されず、化学工場などから送出される副生ガスなどを使用可能なことは言うまでもない。 In the above embodiment, the by-product gas sent from the steel works has been described as an example, but the by-product gas is not limited to the by-product gas sent from the steel works, and the by-product gas sent from a chemical factory or the like. Needless to say, it can be used.

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
５１膨張タービン
５３発電機
８０混合器
１００二酸化炭素除去設備
１０２水分除去装置
１０４除湿装置
１０６二酸化炭素回収装置 20 Gas Turbine Power Plant 30 Gas Turbine Power Generation Facility 32 Fuel Compressor 34 Combustor 36 Air Compressor 38 Gas Turbine 40 Generator 42 Fuel Gas Return Line 51 Expansion Turbine 53 Generator 80 Mixer 100 Carbon Dioxide Removal Facility 102 Moisture Removal Device 104 Dehumidifying device 106 Carbon dioxide recovery device

Claims

工場から副次的に発生する低圧の副生ガスを昇圧する燃料圧縮機、前記燃料圧縮機で昇圧された副生ガスを燃焼させる燃焼器、前記燃焼器に圧縮空気を送る空気圧縮機及び発電機を備えるガスタービン発電設備と、
副生ガスを冷却し除湿した後、さらに冷却し副生ガス中の二酸化炭素をドライアイスとし回収、除去する二酸化炭素除去設備と、を有し、
前記ガスタービン発電設備は、二酸化炭素が除去された副生ガス又は二酸化炭素が低減された副生ガスを燃料とすることを特徴とするガスタービン発電プラント。 Fuel compressor for boosting low pressure by-product gas generated from a factory, combustor for burning by-product gas boosted by the fuel compressor, air compressor for sending compressed air to the combustor, and power generation A gas turbine power generation facility equipped with a machine;
A carbon dioxide removal facility that cools and dehumidifies the byproduct gas, and further cools and collects and removes carbon dioxide in the byproduct gas as dry ice,
The gas turbine power generation facility uses a by-product gas from which carbon dioxide has been removed or a by-product gas from which carbon dioxide has been reduced as fuel.

前記ガスタービン発電設備は、さらに発熱量を調節する混合器を有し、前記混合器で調節された副生ガスを燃料とするガスタービン発電設備であり、
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、
前記二酸化炭素除去設備は、前記混合器に送られる前の高炉ガス中の二酸化炭素を除去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。 The gas turbine power generation facility further includes a mixer that adjusts the calorific value, and is a gas turbine power generation facility that uses the by-product gas adjusted by the mixer as a fuel,
The by-product gas includes a high calorific value gas that has a higher calorific value than blast furnace gas and blast furnace gas and mixes with the blast furnace gas to increase the calorific value to a predetermined calorific value,
The gas turbine power plant according to claim 1, wherein the carbon dioxide removal facility removes carbon dioxide in the blast furnace gas before being sent to the mixer.

前記ガスタービン発電設備は、さらに燃料圧縮機で昇圧された燃料ガスの一部を循環させ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高温、高圧の燃料ガスを駆動源とする膨張タービンと、
前記膨張タービンに連結する発電機と、を有し、
前記発電機で発電した電力を前記二酸化炭素除去設備の動力源として利用することを特徴とする請求項１又は２に記載のガスタービン発電プラント。 The gas turbine power generation facility further includes a fuel gas return line for circulating a part of the fuel gas boosted by the fuel compressor,
An expansion turbine using a high-temperature, high-pressure fuel gas flowing through the fuel gas return line as a drive source;
A generator coupled to the expansion turbine,
The gas turbine power plant according to claim 1 or 2, wherein the electric power generated by the generator is used as a power source of the carbon dioxide removal facility.