JP2013540229A - Ｃｏ２捕捉を備えたコンバインドサイクル発電所及びこれを運転する方法 - Google Patents

Abstract

ガスタービン（３１〜３３）と、蒸気タービン（３９）と、第１のＨＲＳＧ（３６）とを備えるコンバインドサイクル発電所（３０）は、ガスタービン（３３）からの排ガスからのＣＯ₂の少なくとも部分的な捕捉のためのＣＯ₂捕捉プラント（４８）を有する。発電所（３０）は、特に、排ガスの一部を受け取りかつこの排ガスの熱を蒸気及び吸収に伝達するように配置された第２のＨＲＳＧ若しくはボイラ（４３）を有する。第２のＨＲＳＧ若しくはボイラ（４３）において発生された蒸気は、ＣＯ₂捕捉プラント（４８）の運転のために及び／又は発電機及び選択的にＣＯ₂圧縮機（６５）を駆動する蒸気タービン（６０，６１）を運転するために使用される。本発明による発電所（３０）は、発電所部分負荷制御及び発電所効率におけるより大きな自由度を許容する。発電所を運転する方法も請求されている。

Description

本発明は、ガスタービンと、蒸気タービンと、熱回収蒸気発生器と、ガスタービンの煙道ガスにおける二酸化炭素の捕捉及び圧縮のために発電所に一体化されたプラントとを含む、電力の発生のためのコンバインドサイクル発電所に関する。本発明は、さらに、発電所を運転する方法に関する。

背景技術
二酸化炭素（ＣＯ₂）捕捉を備えたコンバインドサイクル発電所は、文献において公知であり、例えば米国及びスウェーデンにおいて第１のパイロット発電所で実現されている。

炭素捕捉プラントを備えたこのような発電所のための公知の概念は、ガス及び蒸気タービンと、ガスタービン煙道ガスからの熱を利用して蒸気を発生するように設計された熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）とを備えたコンバインドサイクル発電所を含む。このようなＨＲＳＧによって排出された煙道ガスは、通常、体積流量の約４％までのＣＯ₂のみを含む。例えばモノエタノールアミンなどの吸収液を用いる吸収プロセスによってＣＯ₂を捕捉するＣＯ₂捕捉プラントが提案されてきた。ＣＯ₂吸収の後、吸収液は、ＣＯ₂を純粋な気体状態で解放するために再熱される。次いで、解放されたＣＯ₂ガスは、貯蔵できるように圧縮及び冷却される。

最も重要なことは、化石燃料燃焼型発電所に関連したＣＯ₂捕捉設備の運転は、典型的には抽出された蒸気の形態における熱消費と、ＣＯ₂捕捉プラントを運転するために必要とされる補助電力とにより、発電所の全体効率の著しい低下を生じる。この効率欠点を低減するために向けられた努力は、例えば、O.Bolland及びS.Saether、"New concepts for natural gas fired power plants which simplify the recovery of carbon dioxide"、Energy Conversion Management, Vol.33. No.5-8, pp.467-475,1992において検討されている。ＣＯ₂吸収プロセスの効率と、煙道ガスにおけるＣＯ₂の濃度との直接的な関係に基づいて、煙道ガスにおけるＣＯ₂濃度を増大させる様々な方法が提案されている。例えば、ガスタービン圧縮機の入口への煙道ガスの再循環は、ＣＯ₂捕捉プラントに案内される煙道ガスの濃度の倍増、及びＣＯ₂捕捉プラント効率の結果的な増大を生じることができる。

酸素が吸収液の劣化を生じるので煙道ガスにおける酸素の濃度はＣＯ₂捕捉プラントの作動に影響することも知られており、これは、ＣＯ₂捕捉プラントの運転コスト及びメンテナンスコストの増大を生じる恐れがある。

図１の概略図に示された従来技術による典型的なコンバインドサイクル発電所１は、ガス及び蒸気タービンと、ガスタービン用の化石燃料の燃焼から生じる全ての煙道ガスの処理のためのＣＯ₂捕捉プラントとを有する。コンバインドサイクル発電所１は、発電機を駆動する軸Ｓに配置された圧縮機２及びガスタービン４と、ガスタービン４を駆動するための高温ガスを発生する燃焼室３と、蒸気タービン６を駆動するためにライン７を介して送られる生蒸気を発生するここではＨＲＳＧと称される熱回収蒸気発生器５とを含む。凝縮器８は、タービン６において膨張させられた蒸気を凝縮し、凝縮物／給水はライン９を介してＨＲＳＧ５へ戻される。ＨＲＳＧ５から出た煙道ガスは、ライン１０を介して煙突１１へ送られる。煙道ガスライン１０に配置されたダンパ１０’は、煙道ガスの一部をライン１２送り、このライン１２は、煙道ガスを煙道ガス冷却器１３へ案内する。ブロワ１４は、冷却された煙道ガスをＣＯ₂捕捉プラント１５へ強制し、このＣＯ₂捕捉プラント１５において、例えばＣＯ₂はまずリーンな吸収液によって吸収される。次いで、吸収されたＣＯ₂によってリッチになった吸収液は、加熱によって再生され、ＣＯ₂ガスは溶液から解放される。解放されたＣＯ₂は、その後、さらなる利用、輸送又は貯蔵のために処理される。ＣＯ₂を含有しない残留ガスは、ライン１６を介して煙突１１へ送られる。

ＣＯ₂捕捉プラント１５には、ＣＯ₂リッチ吸収液を再生させるためにライン１７を介して蒸気タービン６から抽出された蒸気が供給される。結果として生じる凝縮物は、ライン１８を介して蒸気発電所の水蒸気サイクルへ、例えば給水タンクを介してＨＲＳＧ５へ送られる。ＨＲＳＧ５の排気部からの煙道ガスの一部は、ライン１９及びブロワ２０を介してガスタービン圧縮機の入口へ再循環させることができ、ここで、再循環された煙道ガスは、ライン２２における新鮮な周囲空気と混合される。図１に示されたこのような煙道ガス再循環を備える発電所は、ＣＯ₂の分離のためのＣＯ₂捕捉プラントにおける全ての煙道ガスの処理のために配置されている。

発明の概要
本発明の課題は、従来のこのタイプの発電所と比較してＣＯ₂捕捉効率が高められたＣＯ₂捕捉プラントを備えた、電力の発生のためのコンバインドサイクル発電所を提案することである。

本発明の別の課題は、運転コストを低減する、このような発電所を運転する方法を提案することである。

電力の発生のためのコンバインドサイクル発電所は、少なくとも１つのガスタービンと、ガスタービンによって排出されかつ排ガスラインを介してＨＲＳＧへ送られるガスによって蒸気を発生するための第１の又は主熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）と、さらに、ＨＲＳＧにおいて発生された蒸気によって駆動される少なくとも１つの蒸気タービンと、を有する。発電所は、さらに、リーンな吸収液によって煙道ガスに含有されたＣＯ₂を吸収するように配置及び構成されたＣＯ₂捕捉プラントと作用的に接続されており、ＣＯ₂ガスを吸収した後、ＣＯ₂リッチの吸収液は、純粋に気体の状態でＣＯ₂を解放するために再熱によって再生される。

本発明によれば、発電所は、第２の熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）又はボイラと、コンバインドサイクル発電所から第２のＨＲＳＧ又はボイラへ案内されるガスタービン排ガスのためのラインとを有する。第２のＨＲＳＧ又はボイラは、ガスタービンから排ガスを受け取り、排ガスの熱を給水及び／又は蒸気に伝達し、蒸気タービン又はＣＯ₂捕捉プラント又はその両方の作動のための蒸気を発生するように、構成及び配置されている。コンバインドサイクル発電所は、特に排ガスラインにおけるダンパ又は分流器を有し、このダンパ又は分流器は、排ガス流を、第１及び第２のガスラインにおける第１及び第２の部分的な排ガス流にそれぞれ分割するように配置されており、第１の部分流のための第１のガスラインは煙突に通じており、第２の部分流のための第２のガスラインは第２のＨＲＳＧ又はボイラに通じている。

排ガス流におけるダンパを備えた本発明による発電所は、排出ラインにおけるダンパの配置に応じて、すなわち第１のＨＲＳＧの後に配置されているか又はその前に配置されているかに応じて、２つの異なる形式で、つまり煙突へ直接に又は第１のＨＲＳＧを介して間接的に、煙突への第１の部分的な排ガス流の送りを可能にする。

発明の第１の実施の形態において、ダンパ又は分流器は、排ガスをガスタービンから第１のＨＲＳＧへ案内するラインにおけるガスタービン排出部に配置されている。ダンパ又は分流器は、第２の部分的な排ガス流を第２のＨＲＳＧへ送り、第１の部分的な排ガス流を第１のＨＲＳＧへ送る。この配列において、高温（５００℃よりも高く、例えば約６００℃）の排ガスが第２のＨＲＳＧへ送られる。

発明の第２の実施の形態において、ダンパ又は分流器は、第１のＨＲＳＧから延びる排ガスラインにおけるＨＲＳＧ排出部に配置されている。これは、第２の部分的な排ガスを第２のＨＲＳＧへ送り、第１の部分的な排ガス流を煙突へ送る。この配列において、より低い温度（例えば８０〜１００℃）の排ガスが第２のＨＲＳＧへ送られる。

発明の典型的な実施の形態において、発電所は、さらに、第２のＨＲＳＧ又はボイラからの排ガスをＣＯ₂捕捉プラントへ送るラインを有する。

本発明による発電所は、排ガスに含有されかつガスタービン用の化石燃料の燃焼により生じるＣＯ₂の完全捕捉を可能にする。特に、本発明は、排ガスにおけるＣＯ₂の部分捕捉も可能にする。加えて、本発明は、第２のＨＲＳＧ内の助燃による、ＣＯ₂捕捉のために意図された排ガスのＣＯ₂濃度の増大を許容する。

別の典型的な実施の形態において、第２のＨＲＳＧ又はボイラは、特に助燃アセンブリを含み、この助燃アセンブリは、ＨＲＳＧにおいて利用できる熱を増大させ、ＨＲＳＧを通過する排ガスの酸素含有量を減じる。

助燃は、煙道ガスの酸素濃度の減少をももたらし、このことは、ひいては、ＣＯ₂捕捉プラントにおけるＣＯ₂吸収液の劣化の速度を遅くする。これにより、溶液の耐用寿命が延長され、ＣＯ₂捕捉プラントのメンテナンスコストを低下させることができる。

さらに、助燃は、流れ媒体、例えばＣＯ₂捕捉プラントのリッチな吸収液へのこの熱の伝達により排ガスにおける熱の利用を可能にし、これにより、液の再生を補助する。ＣＯ₂捕捉プラントを補助するためにコンバインドサイクル発電所の蒸気タービンから蒸気を抽出することがこれにより回避されるか、又は少なくとも減じることができ、これにより、貴重な蒸気をさらにタービンを駆動するために利用することができ、蒸気タービン効率を高めることができる。

発電所のＣＯ₂排出を、当局及び規制によって要求される制限内に十分に減じるならば、部分ＣＯ₂捕捉が有利である。部分ＣＯ₂捕捉は、完全ＣＯ₂捕捉を備える発電所と比較して、性能及び収益性を高めることができ、煙道ガスは、９０％に達する捕捉率でのＣＯ₂の分離のために処理される。

助燃を備える第２のＨＲＳＧ又はボイラは、一方では、第２のＨＲＳＧ又はボイラを通過する煙道ガスにおける残留酸素含有量の減少、ひいては、ＣＯ₂吸収液により少ない酸素が負荷されるようにより低いＯ₂含有量を用いるＣＯ₂吸収プロセスを可能にする。これは、Ｏ₂による吸収流体の減じられた劣化率、ひいては、吸収液のより長い耐用寿命を生じる。さらに、助燃による燃焼は、約６％の増大されたＣＯ₂体積濃度を有する第２のＨＲＳＧ又はボイラからの排ガスを発生する。これは、煙道ガス質量流量あたりの蒸気及びエネルギ消費の要求が減じられるという点で、ＣＯ₂捕捉プラント効率を高める。

ガスタービン排ガスを用いる第２のＨＲＳＧの運転は、ＣＯ₂捕捉プラント及び蒸気タービンのよりフレキシブルな運転を許容し、熱を、２つの異なるＨＲＳＧによって、ＣＯ₂リッチ吸収液の再沸騰及び／又は蒸気抽出、中圧タービンから低圧タービンへのクロスオーバパイプからの低圧蒸気、又は低温再熱蒸気、又は蒸気タービンからの生蒸気の抽出のために提供することができる。

本発明による発電所の別の利点は、発電所の部分負荷運転における自由度を著しく高めることができる。発電所部分負荷運転において、第２のＨＲＳＧ又はボイラへ逸らされる排ガス流を一定に保つことができ、これにより、この排ガスを処理するＣＯ₂捕捉プラントも一定負荷で運転される。第２のＨＲＳＧへの流れも、捕捉する必要があるＣＯ₂がより少ないならば、部分負荷において減じることができる。

本発明の典型的な実施の形態において、排ガスラインにおけるダンパ又は分流器が、流れの分割のために配置されており、排ガス流に対する第２のＨＲＳＧ又はボイラへの第２の流れが、ガスタービンから出る合計排ガス流の１０％〜６０％の範囲である。これは、発電所の全負荷運転及び部分負荷運転の場合であってよい。

第２のＨＲＳＧの代わりに、発電所は、ボイラを含んでよく、このボイラは、ガスだきボイラ、石炭だきボイラ、又は油だきボイラであることができる。

第２のＨＲＳＧの代わりにボイラを含む発電所の１つの実施の形態において、ボイラにおいてほぼ理論上の燃焼を達成することができ、このボイラからの排ガスにおける結果的なＣＯ₂濃度は６〜８％のレベルに達する。これは、ＣＯ₂捕捉プラントを運転するために必要とされる蒸気の減少により、より高いＣＯ₂捕捉プラント効率を促進する。

両方の場合において、第２のＨＲＳＧ又はボイラを備えた本発明による発電所は、ＣＯ₂捕捉に対する要求が依然として満たされながら、高められた部分負荷運転自由度、及び高められた部分負荷発電所性能を可能にする。

発明の別の典型的な実施の形態において、発電所は、さらに、第２のＨＲＳＧ又はボイラから蒸気を受け取るように構成及び配置された背圧蒸気タービンを含み、蒸気タービンは発電機を駆動する。別の低圧蒸気タービンは、自動クラッチ、例えばシンクロ・セルフシフティング（ＳＳＳ）クラッチによって、背圧蒸気タービン及び発電機と同じ軸に配置されている。背圧蒸気タービンにおいて膨張させられた蒸気は、電気の発生のための低圧蒸気タービンへ及び／又はリッチ吸収液再生のためのＣＯ₂捕捉プラントリボイラへ送ることができるか、又はＨＲＳＧテールエンドリッチ吸収液熱交換器と組み合わされた調整蒸気として送ることができる。

発明の別の実施の形態は、圧縮機を駆動する蒸気タービンとともに１つの軸に配置されたＣＯ₂圧縮機を含む。蒸気タービンは、第２のＨＲＳＧにおいて発生された生蒸気によって運転される。

全ての開示された実施の形態において、発電所は、ＨＲＳＧ内の助燃又はガスだきボイラ、油だきボイラ又は石炭だきボイラ内の燃焼を安定させるために、必要に応じて、第２のＨＲＳＧ又はボイラに促進新鮮周囲空気を導入するための手段を有する。

発電所の他の特定の実施の形態は、図面に関連して開示される。

排ガス流を発生するガスタービンと、第１のＨＲＳＧと、蒸気タービンと、ＣＯ₂捕捉プラントとを含むコンバインドサイクル発電所を運転するための、本発明による方法は、
−排ガス流の第１の部分をガスタービンから煙突へ送り、
−排ガス流の第２の部分をガスタービンから付加的な第２のＨＲＳＧ又はボイラへ送り、
−蒸気を発生させるために第２のＨＲＳＧ又はボイラを運転しかつ前記蒸気をＣＯ₂捕捉プラント又は別の蒸気タービン又はこれら両方へ送ることを含む。

本発明による特定の方法は、
−排ガス流の第２の部分を、ガスタービンから出た後すぐに逸らせ、前記排ガス流の第２の部分を第２のＨＲＳＧ又はボイラへ送ることを含む。

本発明による別の方法は、
−排ガス流の第２の部分を、第１のＨＲＳＧを通過した後でかつ第１のＨＲＳＧから出た後に逸らせ、前記排ガス流の第２の部分を第２のＨＲＳＧへ送ることを含む。

発明の他の特定の方法において、排ガスにおける残留酸素含有量は、第２のＨＲＳＧにおける助燃によって減じられる。前記のように、排ガスにおける減じられた酸素含有量は、ＣＯ₂吸収液の動作寿命を延長する。

第２のＨＲＳＧ又はボイラにおいて発生された蒸気の特定の使用は、ＣＯ₂捕捉プラントにおけるＣＯ₂リッチ吸収液を再熱することを含む。発電所及び／又はＣＯ₂捕捉プラントの運転負荷に応じて、これは、主コンバインドサイクル蒸気タービンからの抽出蒸気の減じられた使用により、より高い自由度及び性能増大を可能にすることができる。

部分的なＣＯ₂捕捉におけるさらにより大きな自由度のために、第２のＨＲＳＧ又はボイラから出る排ガス流は、ＣＯ₂捕捉プラントにも送られるが、第２のＨＲＳＧからの排気ラインにおけるダンパによって、煙突へ逸らさせることもできる。

本発明による別の特定の方法は、さらに、以下のうちの１つ以上を含む：
−コンバインドサイクル発電所の蒸気タービンからの蒸気を第２のＨＲＳＧ又はボイラへ送り、かつ再熱された蒸気をこの蒸気タービンへ再び送り、
−第２のＨＲＳＧ又はボイラにおいて発生された蒸気を生蒸気としてコンバインドサイクル発電所の蒸気タービンへ送り、
−ＣＯ₂リッチ吸収液の再熱及び再生において使用するために蒸気を第２のＨＲＳＧからＣＯ₂捕捉プラントへ送り、
−蒸気の発生のために凝縮物をＣＯ₂捕捉プラントから第２のＨＲＳＧ又はボイラへ送る。

助燃は、煙道ガスに含有される残留酸素の燃焼を可能にし、第２のＨＲＳＧ又はボイラから出る煙道ガスにおける一定のＣＯ₂濃度を維持する。煙道ガスに最小酸素濃度が残留することができ、これにより、完全燃焼を可能にし、一般に、残留する未燃焼の炭化水素を実用的に含まず、かつＣＯを実用的に含まない煙道ガスを生じる。第２のＨＲＳＧ又はボイラから出る煙道ガスにおける一定のＣＯ₂濃度は、その後のＣＯ₂捕捉プラントのための良好な運転条件を確実にし、これにより、全体的なプラント効率を高める。その後の燃焼により、第２のＨＲＳＧ又はボイラへ送られる煙道ガスは、第１のＨＲＳＧ又はボイラへ送られる煙道ガスよりも高い蒸気及び電力発生につながる。その結果、第２のＨＲＳＧ又はボイラへ送られる煙道ガス質量流量に対する、第１のＨＲＳＧ又はボイラへ送られる煙道ガス質量流量の比を制御することにより、プラントの全体的な電力出力を制御することができる。

従来技術によるＣＯ₂捕捉プラントを備えたコンバインドサイクル発電所を示す図である。 第２のＨＲＳＧ又はボイラと、排ガス流を第２のＨＲＳＧ又はボイラへ逸らせるためのダンパと、ガスタービン排ガスの一部を第２のＨＲＳＧ又はボイラへ逸らせるためのダンパとを備えた、本発明によるＣＯ₂捕捉プラントを備えたコンバインドサイクル発電所の１つの実施の形態を示す図である。 第２のＨＲＳＧ又はボイラと、高圧又は中圧蒸気タービン、発電機及び低圧蒸気タービンを含む一軸配列とを備えた、本発明によるＣＯ₂捕捉プラントを備えたコンバインドサイクル発電所の別の実施の形態を示す図である。 第２のＨＲＳＧ又はボイラと、高圧又は中圧蒸気タービン、発電機、低圧蒸気タービン及び蒸気タービン駆動式ＣＯ₂圧縮機の一軸配列とを備えた、本発明によるＣＯ₂捕捉プラントを備えたコンバインドサイクル発電所の別の実施の形態を示す図である。 第２のＨＲＳＧ又はボイラと、背圧蒸気タービン及びＣＯ₂圧縮機の配列と、ＣＯ₂捕捉プラント内のリボイラに蒸気を提供する別の態様とを備えた、本発明によるＣＯ₂捕捉プラントを備えたコンバインドサイクル発電所の別の実施の形態を示す図である。 第２のＨＲＳＧ又はボイラと、ＨＲＳＧから又はＨＲＳＧからの蒸気によって駆動される蒸気タービンからＣＯ₂捕捉プラントに蒸気を提供するための配列とを備えた、本発明によるＣＯ₂捕捉プラントを備えたコンバインドサイクル発電所の別の実施の形態を示す図である。 第２のＨＲＳＧ又はボイラと、煙道ガスを第２のＨＲＳＧへ送るために第１のＨＲＳＧの後に配置されたダンパとを備えた、本発明によるＣＯ₂捕捉プラントを備えたコンバインドサイクル発電所の別の実施の形態を示す図である。この別の実施の形態は、さらに、高圧蒸気タービン、発電機及び低圧蒸気タービンを備える一軸配列を含む。

異なる図面における同じ参照符号は、同じ構成における同じ構成要素を指す。

発明を実施するための最良の形態
図２から図７に示された本発明による発電用の発電所３０は、基本的に、第１及び第２のユニット３０ａ及び３０ｂを有する。ユニット３０ａは、ガスタービン圧縮機３１と、燃焼室３２と、発電機を駆動するガスタービン３３とを備えたコンバインドサイクル発電所を含む。排ガスライン３４，３５は、ガスタービンによって排出されたガスを第１のＨＲＳＧ３６へ送り、この第１のＨＲＳＧ３６において、ガスは、蒸気発生のために利用され、その後、煙道ガスライン３７を通じて案内される。煙道ガスライン３７は排ガスを煙突３８へ送る。

第１のＨＲＳＧにおいて発生された蒸気は、生蒸気ライン４０を介して蒸気タービン３９へ案内される。蒸気タービン３９は、次に別の発電機を駆動する。蒸気タービン３９によって排出された蒸気は、凝縮器３９’へ案内され、結果として生じた凝縮物は、蒸気の発生のためにライン３９ａを介してＨＲＳＧ３６へ送られ、これにより、水蒸気サイクルを完了する。

発電所３０のユニット３０ｂは、主に、第２のＨＲＳＧ４３を有する。第２のＨＲＳＧ４３は、ダンパ若しくは分流器３４’によって排ガスライン３４から分岐させられた、ユニット３０ａからの高温の排ガスによって運転される。排ガスは、様々な圧力及び温度範囲における様々な流体への伝熱のために利用され、最終的に、まずライン４６を介して排ガス冷却器４７へ送られ、次いで、ＣＯ₂捕捉プラント４８へ送られる。ライン４６における別のダンパは、排ガス流の別の分割を提供し、排ガス流の一部は、ライン４６’を介して煙突３８’へ又はライン３７及び煙突３８へ送られる。

ライン３４における第１のダンパ３４’は、ライン３４において流れるガスタービンから出る排ガス流の１０〜６０％を、第２の部分流ライン４２及び第２のＨＲＳＧ４３へ逸らせるように配置されている。ライン４３’’を介して燃料が供給される助燃アセンブリ４３’は、煙道ガスにおける酸素濃度を可能な限り減じかつＣＯ₂吸収液によってＣＯ₂捕捉プラントにおいて処理されるために、ＨＲＳＧ４３内で運転される。第２のＨＲＳＧ内の燃焼を安定させかつパワーを増大させるために、助燃アセンブリ４３’には、助燃燃料ライン４３’’へ送られるライン４４を介して付加的な空気を供給することができる。

この発電所における２つのＨＲＳＧは、蒸気タービン凝縮器からの凝縮物から蒸気を発生しかつ様々な供給源からの蒸気を加熱又は再熱するために利用される。

第１及び第２のＨＲＳＧ３６，４３には、それぞれ低圧、低温部分に通じたライン３９ａ及び３９ｂを介して蒸気タービン凝縮器３９’から凝縮物が提供される。ＣＯ₂捕捉プラント内のＣＯ₂吸収液リボイラにおいて凝縮しかつ凝縮器３９’の温度よりも高い温度を有する蒸気から生じ、ＣＯ₂捕捉プラントからの別の凝縮物は、ライン５０及び５０’を介して、第１及び第２のＨＲＳＧ４３及び３６それぞれに送られる。

第１及び第２のＨＲＳＧ３６及び４３は生蒸気を発生し、この生蒸気は、ライン５２及び４０それぞれを介して、蒸気タービン３９へ送られる。第１及び第２のＨＲＳＧ３６及び４３は、ライン５４及び４１それぞれを介して同じ蒸気タービン３９へ送られる再熱蒸気を発生するようにも構成されている。第１及び第２のＨＲＳＧ３６及び４３は、さらに、ＣＯ₂吸収液の再生のような、ＣＯ₂捕捉プラントにおける直接的又は間接的な利用のための蒸気を発生するよう構成されている。

第２のＨＲＳＧ４３は、ＣＯ₂捕捉プラントの再生リボイラの前にＣＯ₂リッチの吸収液を予熱するためにも構成されており、これにより、リボイラにおける必要な蒸気を、所要の温度を調節するために十分なレベルに減じることができる。この構成は、再生プロセスの熱力学的効率を高め、かつ投資コストを減じる。

ＣＯ₂捕捉プラント４８は、ＣＯ₂吸収液の再生のために利用される蒸気によって運転され、かつこの蒸気が提供される。この蒸気は、ライン４９を介して提供される第２のＨＲＳＧ４３からの蒸気とともに、ライン４９’を介してコンバインドサイクル蒸気タービン３９から抽出される。この構成により、蒸気タービンからの蒸気抽出４９’が、従来のＣＯ₂捕捉を備える発電所と比較して、減じられ、これにより、蒸気タービン性能を高める。

選択的に、第２のＨＲＳＧから延出しかつＲで示された付加的な蒸気ラインは、ＣＯ₂捕捉プラントリボイラに蒸気を提供することができ、その運転をさらに補助する。

図３は、図２におけるユニット３０ａに関して図示及び説明した全ての構成要素を含む、本発明による別の発電所を示している。図３は、特にユニット３０ｂ内の本発明の別の典型的な実施の形態を示している。この実施の形態は、燃料ライン４３’’及び空気ライン４４を備えた助燃アセンブリ４３’を有する第２のＨＲＳＧ４３を含む。図３の実施の形態とは異なり、第２のＨＲＳＧ４３は、さらに、高圧又は中圧蒸気タービン６０と、発電機７６と、低圧蒸気タービン６１とを含む一軸配列を有する。低圧蒸気タービンは、自動クラッチ４５、例えば自動クラッチ、例えばシンクロ・セルフ・シフティング（ＳＳＳ）クラッチによって発電機に接続されている。生蒸気は、ライン６２を介して第２のＨＲＳＧ４３によって蒸気タービン６０に提供される。凝縮器６３は、タービン６１において膨張させられた蒸気を凝縮するために提供されている。凝縮器６３の凝縮物は、ＨＲＳＧ４３の低圧部分へ送られる。

高圧又は中圧蒸気タービン６０において膨張させられた蒸気は、一部が、図２におけるライン４９から利用される蒸気と同様の利用のために、ライン６４を介してＣＯ₂捕捉プラント４８へ送られる。高圧又は中圧蒸気タービン６０からの全ての排気流がＣＯ₂捕捉プラントによって利用される必要がない場合には、蒸気流の残りの部分を、発電のために低圧蒸気タービン６１へ送ることができる。残りの蒸気は、低圧蒸気タービン６１を暖機するために利用することもでき、これにより、低圧蒸気タービン６１を、発電機７６及び自動クラッチ４５によって発電のために迅速に始動させることができる。残りの蒸気は、特に、ＣＯ₂捕捉プラント４８が部分負荷において運転しておりかつ減じられた量の蒸気及び熱が運転のために必要とされるか、又はＣＯ₂捕捉プラント４８がトリップされており、余分な熱及び蒸気が利用可能である場合に、利用することができる。残りの蒸気は、さらに、電力増大のために又はグリッド周波数応答のために利用することができる。

図４は、助燃を備えた第２のＨＲＳＧ４３を含む、図３に関して図示及び説明したユニット３０ａ及び３０ｂにおけるのと同じエレメントと、第２のＨＲＳＧ４３と作用的に接続された一軸配列の別の実施の形態とを有する発電所を示している。さらに加えて、この実施の形態は、発電機７６に加えて、中圧又は高圧タービン６０及び低圧蒸気タービン６１によって及びクラッチ４５によって駆動されるＣＯ₂圧縮機６５を有する一軸配列を有する。第２のＨＲＳＧ４３及び一軸配列は、これにより、さらにＣＯ₂捕捉プロセスを補助し、特に、輸送及び／又は貯蔵のために、捕捉されたＣＯ₂の圧縮を補助する。

図５は、ユニット３０ｂの変化態様を有する本発明の別の実施の形態を示している。特に、ユニット３０ｂは、助燃を備えた第２のＨＲＳＧに加え、背圧蒸気タービン６０’を有する一軸配列を有する。背圧蒸気タービン６０’には、ＨＲＳＧ４３から生蒸気が提供され、ＣＯ₂圧縮機６６及び発電機を駆動する。

図６は、前の図２から図５までにおいて説明したユニット３０ａと、第２のＨＲＳＧ４３を有するユニット３０ｂの別の実施の形態とを備える発電所の実施の形態を示す。ユニット３０ｂは、特に、ライン７２を介して第２のＨＲＳＧ４３によって提供される生蒸気によって駆動される蒸気タービン７０を有する。タービン７０において膨張させられた蒸気は凝縮器７１において凝縮させられ、結果として生じる凝縮物はＨＲＳＧ４３へ戻される。生蒸気及びタービン７０から抽出された蒸気又は両方をＣＯ₂捕捉プラントへ送り、このＣＯ₂捕捉プラントの運転を補助するために、ライン７３〜７５が設けられている。この蒸気は、ＣＯ₂圧縮機を駆動するために配置されたＣＯ₂捕捉プラントに関連した別の蒸気タービンを駆動するために用いることもできる。

図７は、ユニット３０ａ及び３０ｂを備えたコンバインドサイクル発電所を有する本発明の別の実施の形態を示している。この実施の形態において、ユニット３０ａは、発電機を駆動するガスタービン３１〜３３と、ガスタービン排気ライン３４と、第１のＨＲＳＧ３６と、煙突３８に通じる煙道ガスライン３７とを備えるコンバインドサイクル発電所を有する。ユニット３０ａは、さらに、第１のＨＲＳＧ３６において発生された蒸気によって駆動される蒸気タービン３９を有し、この蒸気タービン３９は、別の発電機を駆動する。発電所は、ＣＯ₂捕捉及び／又は別の蒸気タービン６０及び６１の運転を補助するための蒸気を発生するために、ＣＯ₂捕捉プラント４８及び第２のＨＲＳＧ４３をも有する。

この実施の形態において、ガスタービン排ガスライン３４は、全ての排ガスを直接に第１のＨＲＳＧ３６へ案内し、このＨＲＳＧ３６によって排出されたガスは、排ガスライン３７へ送られる。煙突３８の前に、排ガスライン３７は、ダンパ若しくは分流器３７’を有し、このダンパ若しくは分流器３７’は、第１のＨＲＳＧ３６から出るこのより低い温度の排ガス流を、ライン３７’’への第１の排ガス流と、ライン３７に残留しかつ煙突３８へ送られる第２の排ガス流とに分割する。ブロワ８０を有するライン３７’’は、第２の排ガス流を第２のＨＲＳＧ４３へ送る。ブロワ８０を使用する代わりに、ガスタービン背圧が高められてもよい。

ライン３７’’におけるガスタービン排ガス流の熱を含む、第２のＨＲＳＧ４３において発生された蒸気は、高圧又は中圧蒸気タービン６０と、発電機７６を駆動する低圧蒸気タービン６１とに提供される。再び、図３の実施の形態の場合のように、自動クラッチ（図示せず）が、発電機とタービン６１との間において軸に配置されている。第２のＨＲＳＧ４３からの生蒸気は、ライン６２を介して蒸気タービン６０に提供される。凝縮器６３は、蒸気タービン６２において膨張させられた蒸気を凝縮する。図３の実施の形態と同様に、タービン６０において膨張させられた蒸気は、一部は、タービン６１において利用され、別の部分は、ＣＯ₂捕捉運転及び図３に関連して説明されたその他の利用を補助するために、ＣＯ₂捕捉プラント４８にライン６４を介して送られてよい。

１ 発電所
２ ガスタービン圧縮機
３ 燃焼室
４ ガスタービン
５ ＨＲＳＧ
６ 蒸気タービン
７ 生蒸気ライン
８ 蒸気凝縮器
９ 凝縮物／給水ライン
１０ 第１のＨＲＳＧ出口からの排ガス／煙道ガス
１０’ 煙道ガス再循環／煙道ガス処理（ＣＯ₂捕捉）のためのダンパ
１１ 煙突
１２ 煙道ガスライン
１３ 煙道ガス冷却器
１４ ブロワ
１５ ＣＯ₂捕捉プラント
１６ ＣＯ₂捕捉プラントから煙突への、ＣＯ₂を含まないガスのためのライン
１７ ＣＯ₂捕捉プラントへの蒸気ライン
１８ 水蒸気サイクルへ戻る凝縮物ライン
１９ 煙道ガス再循環ライン
２０ ブロワ
２１ 圧縮機への空気のためのライン
２２ 周囲空気ライン
３０ 発電所
３０ａ コンバインドサイクル発電所を備えるユニット
３０ｂ 第２のＨＲＳＧを備えるユニット
３１ ガスタービン圧縮機
３２ 燃焼室
３３ ガスタービン
３４，３５ ガスタービン排ガスライン
３４’ ダンパ又は分流器
３６ 第１のＨＲＳＧ
３７ 第１のＨＲＳＧから煙突への煙道ガスライン
３７’ ダンパ／分流器
３７’’ 第２のＨＲＳＧ／ボイラへの排ガスライン
３８ 煙突
３９ 蒸気タービン
３９’ 蒸気凝縮器
３９ａ，３９ｂ 凝縮物ライン
４０ 生蒸気ライン
４１ 蒸気ライン
４２ 第２のＨＲＳＧへの排ガス部分流のためのライン
４３ 第２のＨＲＳＧ
４３’ 助燃アセンブリ
４３’’ 助燃のための燃料ライン
４４ 空気ライン
４５ 自動クラッチ
４６ ＣＯ₂捕捉プラントへの排ガスライン
４６’ 煙突への煙道ガスライン
４７ ガス冷却器
４８ ＣＯ₂捕捉プラント
４９，４９’ ＣＯ₂捕捉プラントへの蒸気ライン
５０ ＣＯ₂捕捉プラントから第２のＨＲＳＧへの凝縮物ライン
５２ 生蒸気ライン
５３，５４ 再熱蒸気ライン
６０ 高圧又は中圧蒸気タービン
６０’ 蒸気タービン
６１ 低圧蒸気タービン
６２ 生蒸気ライン
６３ 蒸気凝縮器
６４ ＣＯ₂捕捉プラントへの蒸気ライン
６５，６６ ＣＯ₂圧縮機
７０ 蒸気タービン
７１ 蒸気凝縮器
７２ 蒸気タービンへの生蒸気
７３，７４，７５ ＣＯ₂捕捉プラントへの蒸気ライン
７６ 発電機
８０ ブロワ
Ｓ 軸
Ｒ 再生ボイラ

Claims (15)

1. 電力の発生のためのコンバインドサイクル発電所（３０）であって、少なくとも１つのガスタービン（３１〜３３）と、該ガスタービン（３３）によって排出されかつ排ガスライン（３４）を介してＨＲＳＧ（３６）へ送られるガスによって蒸気を発生するための第１の若しくは主熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）（３６）と、該第１のＨＲＳＧ（３６）において発生された蒸気によって駆動される少なくとも１つの蒸気タービン（３９）と、を備え、前記発電所は、吸収液によってガスタービン排ガスに含有されるＣＯ₂を除去するように配置及び構成されたＣＯ₂捕捉プラント（４８）に作用的に接続されており、前記吸収液は、純粋な気体ＣＯ₂を解放するために再熱される、電力の発生のためのコンパインドサイクル発電所（３０）において、
   該発電所は、前記ガスタービン排ガスを受け取りかつ該ガスタービン排ガスから蒸気及び／又は給水に熱を伝達するように構成及び配置された、第２の熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）若しくはボイラ（４３）を有し、該第２のＨＲＳＧ又はボイラ（４３）は、少なくとも１つの別の蒸気タービン（６０，６０’，７０）又はＣＯ₂捕捉プラント（４８）又はその両方のための蒸気を発生するように構成及び配置されており、
   前記コンバインドサイクル発電所（３０）は、排ガス流を第１の部分排ガス流と第２の部分排ガス流とに分割するように配置された、ガスタービン排ガスライン（３４，３７）におけるダンパ若しくは分流器（３４’）を有し、前記発電所（３０）は、前記第１の部分排ガス流を煙突（３８）へ送り、かつ前記第２の部分排ガス流を前記第２のＨＲＳＧ若しくはボイラ（４３）へ送るためのライン（３５，３７，４２，３７’’）を有し、
   前記ダンパ若しくは分流器（３４’，３７’）は、該ダンパ若しくは分流器（３４’，３７’）に到達する排ガス流の１０〜６０％を、第２の排ガス流（４２，３７’’）として第２のＨＲＳＧ若しくはボイラ（４３）へ逸らせるように配置されていることを特徴とする、電力の発生のためのコンバインドサイクル発電所（３０）。
2. 前記ダンパ若しくは分流器（３４’）は、前記ガスタービン（３３）から前記第１のＨＲＳＧ（３６）へ通じる排ガスライン（３４）に配置されており、前記第１の部分排ガス流を前記分流器（３４’）から前記第１のＨＲＳＧ（３６）へ送るためにライン（３５）が配置されており、前記第２の部分排ガス流を前記分流器（３４’）から前記第２のＨＲＳＧ若しくはボイラ（４３）へ送るために別のライン（４２）が配置されている、請求項１記載のコンバインドサイクル発電所（３０）。
3. 前記ダンパ若しくは分流器（３７’）は、前記第１のＨＲＳＧ（３６）から前記煙突（３８）へ通じる排ガスラインに配置されており、前記第１の部分排ガス流を前記分流器（３７’）から前記煙突（３８）へ送るためにライン（３７）が配置されており、前記第２の部分排ガス流を前記分流器（３７’）から前記第２のＨＲＳＧ若しくはボイラ（４３）へ送るために別のライン（３７’’）が配置されている、請求項１記載のコンバインドサイクル発電所（３０）。
4. 前記発電所は、前記第２のＨＲＳＧ若しくはボイラ（４３）において発生された蒸気を前記ＣＯ₂捕捉プラント（４８）へ送るための少なくとも１つのライン（４９）を有する、請求項１から３までのいずれか１項記載のコンバインドサイクル発電所（３０）。
5. 前記発電所は、前記第２のＨＲＳＧ若しくはボイラ（４３）において発生された蒸気を別の蒸気タービン（６０，６０’，６１，７０）へ送るためのライン（６２，７２）を有する、請求項１から４までのいずれか１項記載のコンバインドサイクル発電所（３０）。
6. 前記発電所は、助燃アセンブリ（４３’）を有する、請求項１から５までのいずれか１項記載のコンバインドサイクル発電所（３０）。
7. 前記発電所は、さらに、前記ＣＯ₂捕捉プラント（４８）に通じる、前記第２のＨＲＳＧ若しくはボイラ（４３）によって排出されたガスのためのライン（４６）を有する、請求項１から６までのいずれか１項記載のコンバインドサイクル発電所（３０）。
8. 前記発電所（３０）は、１つの軸に配置された、前記第２のＨＲＳＧ若しくはボイラ（４３）において発生される蒸気によって駆動される高圧又は中圧蒸気タービン（６０，６０’）と、発電機（７６）とを有し、前記発電所（３０）は、前記１つの軸に配置されたＣＯ₂圧縮機（６５，６６）を有する、請求項５から７までのいずれか１項記載のコンバインドサイクル発電所（３０）。
9. 前記発電所（３０）は、前記第２のＨＲＳＧ若しくはボイラ（４３）から蒸気を受け取りかつ発電機（７６）を駆動するように配置された蒸気タービン（７０）を有し、前記発電所（３０）は、さらに、前記第２のＨＲＳＧ若しくはボイラ（４３）からの蒸気又は前記蒸気タービン（７０）から抽出された蒸気又は両方からの蒸気を、前記ＣＯ₂捕捉プラント（４８）へ送るためのライン（７３〜７５）を有する、請求項５から７までのいずれか１項記載のコンバインドサイクル発電所（３０）。
10. ガスタービン（３１〜３３）と、第１の熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）（３６）と、蒸気タービン（３９）と、ＣＯ₂捕捉プラント（４８）とを含むコンバインドサイクル発電所（３０）を運転する方法において、
    ガスタービン（３３）からの排ガス流の第１の部分を煙突（３８）へ送り、
    前記ガスタービン（３３）からの排ガス流の第２の部分を、付加的な第２のＨＲＳＧ若しくはボイラ（４３）へ送り、
    該第２のＨＲＳＧ又はボイラ（４３）を運転して、蒸気を発生させ、該蒸気を、前記ＣＯ₂捕捉プラント（４８）又は別の蒸気タービン（６０，６１，６０’，７０）又はその両方に送ることを特徴とする、コンバインドサイクル発電所（３０）を運転する方法。
11. 前記ガスタービン（３３）からの排ガス流の前記第２の部分を、前記ガスタービン（３３）の後でかつ前記第１のＨＲＳＧ（３６）の前において排ガスラインに配置された分流器（３４’）によって、前記第２のＨＲＳＧ（４３）へ逸らせるか、又は
    前記ガスタービン（３３）からの排ガスの前記第２の部分を、前記第１のＨＲＳＧ（３６）の後に排ガスラインに配置された分流器（３７’）によって前記第２のＨＲＳＧ（４３）へ逸らせる、請求項１０記載の方法。
12. 前記第２のＨＲＳＧ若しくはボイラ（４３）から出る前記排ガス流の少なくとも一部を、前記ＣＯ₂捕捉プラント（４８）へ送る、請求項１０又は１１記載の方法。
13. 前記第２のＨＲＳＧ若しくはボイラ（４３）において発生された蒸気を、前記ＣＯ₂捕捉プラント（４８）におけるＣＯ₂吸収液を再熱するために利用する、請求項１０から１２までのいずれか１項記載の方法。
14. 前記第２のＨＲＳＧ若しくはボイラ（４３）において、前記排ガスにおける残留酸素を、助燃によって燃焼させる、請求項１０から１３までのいずれか１項記載の方法。
15. 前記第２のＨＲＳＧ若しくはボイラ（４３）において、該第２のＨＲＳＧ若しくはボイラ（４３）から出る煙道ガスにおける一定のＣＯ₂濃度を維持するために、残留酸素を燃焼させ、
    前記第２のＨＲＳＧ若しくはボイラ（４３）へ送られる煙道ガス質量流量に対する、前記第１のＨＲＳＧ若しくはボイラ（３６）へ送られる煙道ガス質量流量の比を変化させることによって、前記発電所の電力出力を制御する、請求項１０から１４までのいずれか１項記載の方法。

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