JP4521202B2 - 蒸気タービン発電プラント - Google Patents
蒸気タービン発電プラント Download PDFInfo
- Publication number
- JP4521202B2 JP4521202B2 JP2004047939A JP2004047939A JP4521202B2 JP 4521202 B2 JP4521202 B2 JP 4521202B2 JP 2004047939 A JP2004047939 A JP 2004047939A JP 2004047939 A JP2004047939 A JP 2004047939A JP 4521202 B2 JP4521202 B2 JP 4521202B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- steam
- boiler
- steam turbine
- power plant
- combustion
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F22—STEAM GENERATION
- F22G—SUPERHEATING OF STEAM
- F22G1/00—Steam superheating characterised by heating method
- F22G1/12—Steam superheating characterised by heating method by mixing steam with furnace gases or other combustion products
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K3/00—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein
- F01K3/18—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters
- F01K3/24—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters with heating by separately-fired heaters
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Description
本発明は、より一層の発電効率の向上を図る蒸気タービン発電プラントに関する。
最近の火力発電プラントでは、発電効率のより一層の向上強化と相俟って使用する燃料の種類の見直しが行われている。
従来、火力発電プラントは、燃料として不純物を殆ど含まない液化天然ガス（ＬＮＧ）を、ガスタービンと蒸気タービンを組み合せたコンバインドサイクルに使用し、５０％を超える高い送電端発電効率を得ていた。
しかし、埋蔵量の少ない液化天然ガスに較べて比較的埋蔵量の多い石炭を利用すると、コンバインドサイクル発電プラント用の燃料として適用させることが難しくなり、石炭をガス化させ、ガスタービンと蒸気タービンを駆動する石炭ガス化複合発電プラント（ＩＧＣＣ）が実証機の段階に入ってきている。この石炭ガス化複合発電プラントは、現状の効率が４０％を少し上回る程度の送電端効率である。
また、石炭を燃料として使用する火力発電プラントの多くは、塊状の石炭を微粉炭にしてボイラ用燃料として燃焼させ、蒸気タービンを駆動させて動力を取り出している。
ところで、蒸気タービン発電プラントは、例えば、文献「蒸気タービン」（ターボ機械協会編、１９９０年、３９ページ、日本工業出版発行）に見られる構成になっている。この蒸気タービン発電プラントは、図６に示すように、ボイラ１、蒸気タービン部２、復水給水系３からなるランキンサイクルのシステム構成になっている。
ボイラ１は、蒸気発生器４と再熱器５を収容し、燃料６として石炭、特に微粉炭を使用し、空気７を加えて燃焼ガスを生成し、生成した燃焼ガスの熱で蒸気発生器４および再熱器５から蒸気を生成させている。
蒸気タービン部２は、互いを軸直結させた高圧タービン８、中圧タービン９、低圧タービン１０、発電機１１を備え、ボイラ１１の蒸気発生器４から生成された蒸気を蒸気弁１２で流量制御して、高圧タービン８に供給し、ここで膨張仕事をさせた後、再びボイラ１の再熱器５で再熱させ、再熱蒸気として中圧タービン９に供給し、膨張仕事をさせた後、再び低圧タービン１０でも膨張仕事をさせ、その際に発生する動力で発電機１１を駆動している。
復水給水系３は、復水器１３、給水ポンプ１４を備え、蒸気タービン部２に低圧タービン１０から膨張仕事を終えたタービン排気を復水器１３で凝縮し、凝縮した復水を給水ポンプ１４で昇圧して給水にし、この給水をボイラ１の蒸気発生器４に戻している。
このような構成の蒸気タービン発電プラントは、発電プラントの発電効率が比較的低く、より一層高い発電プラントの発電効率の向上強化の見直しが行われている。その一つに燃料として水素利用の技術があり、一例として、特開平２−１３０２０４号公報に開示されている。
この技術は、水素を酸素で燃焼させ、その際に生成された蒸気にボイラ内で生成された蒸気を加え、蒸気の温度を高め、プラント熱効率の向上を図ったものである。
特開平２−１３０２０４号公報
文献「蒸気タービン」（ターボ機械協会編、１９９０年、３９ページ、日本工業出版発行）
一般に、蒸気タービンサイクルは、作動流体である蒸気のタービン入口温度を上げると、その発電効率が向上することがよく知られている。その温度上限が、ボイラや蒸気タービンの材料の耐熱温度によって制限されるため、実用化されているタービン入口温度は６２０℃程度が最高である。
材料の耐熱温度を超える蒸気温度を扱い、発電効率をより一層向上させることを目指した技術として上述の特開平２−１３０２０４号公報がある。この技術によれば、ボイラで約６００℃に昇温された蒸気に水素を酸素で燃焼させて生成した蒸気を混合させ、約８００℃の高温蒸気にし、この高温蒸気に膨張仕事をさせて動力を取り出している。
しかし、この技術による蒸気タービンは、現在のところ、未だ実用化されていない。この主たる要因は、現状、燃料にする水素の製造、生産コストがかかり、発電効率の向上分だけでは、到底、補うことができないためである。
本発明は、このような事情に基づいてなされたものであり、安価な石炭などのボイラ燃料を主として使用し、部分的には液化天然ガスなどの炭化水素系を燃料として使用し、発電効率の向上を図った蒸気タービン発電プラントを提供することを目的とする。
本発明に係る蒸気タービン発電プラントは、上述の目的を達成するために、請求項１に記載したように、ボイラに、蒸気タービン部と復水給水系を組み合せた蒸気タービン発電プラントにおいて、前記ボイラと前記蒸気タービン部の間に設けられ、前記ボイラから供給される蒸気に炭化水素系の燃料ガスおよび支燃剤を加えて高々温蒸気を生成して前記高圧タービンに供給する燃焼過熱器と、炭化水素系の燃料を水素リッチな前記燃料ガスに水蒸気改質させる燃料改質器とを備え、前記燃料改質器に供給する炭化水素系の燃料は、その入熱量をボイラに投入する燃料の入熱量の４０％以下の範囲に設定されていることを特徴とするものである。
また、本発明に係る蒸気タービン発電プラントは、上述の目的を達成するために、請求項２に記載したように、ボイラに、蒸気タービン部と復水給水系を組み合せた蒸気タービン発電プラントにおいて、前記ボイラと前記蒸気タービン部の間に設けられ、前記ボイラから供給される蒸気に炭化水素系の燃料ガスおよび支燃剤を加えて高々温蒸気を生成して前記高圧タービンに供給する燃焼過熱器と、炭化水素系の燃料を水素リッチな前記燃料ガスに水蒸気改質させる燃料改質器とを備え、前記燃焼過熱器の入口側に前記ボイラから供給される高温蒸気を調節する蒸気弁を備えたことを特徴とするものである。
また、本発明に係る蒸気タービン発電プラントは、上述の目的を達成するために、請求項３に記載したように、ボイラに、蒸気タービン部と復水給水系を組み合せた蒸気タービン発電プラントにおいて、前記ボイラと前記蒸気タービン部の間に設けられ、前記ボイラから供給される蒸気に炭化水素系の燃料ガスおよび支燃剤を加えて高々温蒸気を生成して前記高圧タービンに供給する燃焼過熱器と、炭化水素系の燃料を水素リッチな前記燃料ガスに水蒸気改質させる燃料改質器とを備え、前記燃焼過熱器に供給される高温蒸気、燃料ガスおよび支燃材のそれぞれの流量を連動して制御する制御部を備えたことを特徴とするものである。
また、本発明に係る蒸気タービン発電プラントは、上述の目的を達成するために、請求項４に記載したように、ボイラに、蒸気タービン部と復水給水系を組み合せた蒸気タービン発電プラントにおいて、前記ボイラと前記蒸気タービン部の間に設けられ、前記ボイラから供給される蒸気に炭化水素系の燃料ガスおよび支燃剤を加えて高々温蒸気を生成して前記高圧タービンに供給する燃焼過熱器と、炭化水素系の燃料を水素リッチな前記燃料ガスに水蒸気改質させる燃料改質器とを備え、前記ボイラから供給される蒸気は蒸気発生器にて発生させた高温蒸気であり、前記燃焼過熱器は前記蒸気発生器と蒸気タービン部の高圧タービンとの間に設けられることを特徴とするものである。
また、本発明に係る蒸気タービン発電プラントは、上述の目的を達成するために、請求項５に記載したように、ボイラに、蒸気タービン部と復水給水系を組み合せた蒸気タービン発電プラントにおいて、前記ボイラと前記蒸気タービン部の間に設けられ、前記ボイラから供給される蒸気に炭化水素系の燃料ガスおよび支燃剤を加えて高々温蒸気を生成して前記高圧タービンに供給する燃焼過熱器と、炭化水素系の燃料を水素リッチな前記燃料ガスに水蒸気改質させる燃料改質器とを備え、前記ボイラから供給される蒸気は再熱器にて発生させた再熱蒸気であり、前記燃焼過熱器は前記再熱器と蒸気タービン部の中圧タービンとの間に設けられることを特徴とするものである。
また、本発明に係る蒸気タービン発電プラントは、上述の目的を達成するために、請求項６に記載したように、ボイラに、蒸気タービン部と復水給水系を組み合せた蒸気タービン発電プラントにおいて、前記ボイラと前記蒸気タービン部の間に設けられ、前記ボイラから供給される蒸気に炭化水素系の燃料ガスおよび支燃剤を加えて高々温蒸気を生成して前記高圧タービンに供給する燃焼過熱器と、炭化水素系の燃料を水素リッチな前記燃料ガスに水蒸気改質させる燃料改質器とを備え、前記ボイラは、蒸気発生器から生成される高温蒸気を抽気し、その抽気蒸気を冷却蒸気として蒸気タービン部の中圧タービンの高温部に供給する冷却蒸気供給系を備えたことを特徴とするものである。
また、本発明に係る蒸気タービン発電プラントは、上述の目的を達成するために、請求項７に記載したように、ボイラに、蒸気タービン部と復水給水系を組み合せた蒸気タービン発電プラントにおいて、前記ボイラと前記蒸気タービン部の間に設けられ、前記ボイラから供給される蒸気に炭化水素系の燃料ガスおよび支燃剤を加えて高々温蒸気を生成して前記高圧タービンに供給する燃焼過熱器と、炭化水素系の燃料を水素リッチな前記燃料ガスに水蒸気改質させる燃料改質器と、前記燃料改質器にて水蒸気改質させた改質ガスに含まれる二酸化炭素を分離する二酸化炭素分離器とを備え、前記二酸化炭素分離器にて二酸化炭素を分離したガスを燃料ガスとして燃焼過熱器に供給することを特徴とするものである。
また、本発明に係る蒸気タービン発電プラントは、上述の目的を達成するために、請求項８に記載したように、ボイラに、蒸気タービン部と復水給水系を組み合せた蒸気タービン発電プラントにおいて、前記ボイラと前記蒸気タービン部の間に設けられ、前記ボイラから供給される蒸気に炭化水素系の燃料ガスおよび支燃剤を加えて高々温蒸気を生成して前記高圧タービンに供給する燃焼過熱器と、炭化水素系の燃料を水素リッチな前記燃料ガスに水蒸気改質させる燃料改質器とを備え、前記燃料改質器には、復水給水系から抽水した水が供給されることを特徴とするものである。
また、本発明に係る蒸気タービン発電プラントは、上述の目的を達成するために、請求項９に記載したように、前記支燃剤は酸素であることを特徴とするものである。
また、本発明に係る蒸気タービン発電プラントは、上述の目的を達成するために、請求項１０に記載したように、前記支燃剤は、空気分離器で空気から分離された酸素であることを特徴とするものである。
また、本発明に係る蒸気タービン発電プラントは、上述の目的を達成するために、請求項１１に記載したように、前記復水給水系の復水器に接続され、前記蒸気タービン部からのタービン排気を凝縮させる際、分離させた不凝縮ガスを圧縮させる圧縮機とを備えたことを特徴とするものである。
また、本発明に係る蒸気タービン発電プラントは、上述の目的を達成するために、請求項１２に記載したように、前記ボイラは、蒸気発生器から生成される高温蒸気を抽気し、その抽気蒸気を冷却蒸気として蒸気タービン部の高圧タービンの高温部に供給する冷却蒸気供給系を備えたことを特徴とするものである。
本発明に係る蒸気タービン発電プラントは、蒸気タービン部の入口側に燃焼過熱器を備え、この燃焼過熱器で、ボイラの蒸気発生器からの高温蒸気に酸素と炭化水素系の燃料を加えて高々温蒸気を生成する構成にしたので、高々温蒸気の高い熱エネルギの下、蒸気タービン部により一層高い発電効率を維持させることができる。
以下、本発明に係る蒸気タービン発電プラントの実施形態を図面および図面に付した符号を引用して説明する。
図１は、蒸気タービン発電プラントの第１実施形態を示す概略系統図である。
本実施形態に係る蒸気タービン発電プラントは、大別して蒸気発生器２０、再熱器２１を収容するボイラ２２と、高圧タービン２３、中圧タービン２４、低圧タービン２５、発電機２６を互いに軸結合させた蒸気タービン部２７と、復水器２８、給水ポンプ２９を備えた復水給水系３０とで構成される従来技術に対し、ボイラ２２と蒸気タービン部２７の高圧タービン２３との間に設けられ、負荷（出力）に応じた制御部４６からの制御指令に基づき、それぞれが適正流量に制御され、ボイラ２２の蒸気発生器２０から生成される高温蒸気３１と、炭化水素系の燃料３２と、空気分離器３３で空気から分離された酸素３４とを互いに混合させ、温度９００℃の高温蒸気を生成して蒸気タービン部２７の高圧タービン２３に供給する燃焼過熱器３５を設けたものである。
以下に、具体的に説明する。
復水給水系３０の給水ポンプ２９で昇圧された高圧水３６は、ボイラ２２に供給される。
ボイラ２２では、石炭に代表される燃料３８が空気３７で燃焼される。高温燃焼ガスからの熱を受けた高圧水３６は、蒸気発生器２０で６００℃程度の高温蒸気３１になる。高温蒸気３１は、蒸気弁３９を介して燃焼過熱器３５に供給される。
燃焼過熱器３５は、液化天然ガス等の炭化系水素を含む燃料３２と、空気分離器３３で空気から分離した酸素３４とが供給され、燃焼させて高温蒸気３１と混合し、少量の燃焼ガスを含む温度９００℃の高々温蒸気４０を生成する。
高々温蒸気４０は、蒸気タービン部２７の高圧タービン２３に供給され、膨張仕事を行い、その際、動力を生成させる。また、高圧タービン２３では、ボイラ２２の蒸気発生器２０から抽気させた抽気蒸気を冷却蒸気４１として使用し、冷却蒸気供給系５１を介してタービン高温部、例えば、タービンロータ、タービン翼、タービンケーシング等を冷却させた後、燃焼過熱器３５からの高々温蒸気４０に混合させる。高圧タービン２３は、膨張仕事を終えたタービン排気４２をボイラ２２の再熱器２１に供給し、ここで再び高々温蒸気４０に再熱させる。再熱器２１から出た再熱蒸気は、中圧タービン２４で膨張仕事をさせ、さらに低圧タービン２５でも膨張仕事をさせ、その際に生成された動力で発電機２６を駆動する。
低圧タービン２５で膨張仕事を終えたタービン排気４２は、復水器２８で凝縮され、復水４３と不凝縮ガス４４とに分離される。分離された復水４３は、復水給水系３０の給水ポンプ２９で昇圧された後、ボイラ２２の蒸気発生器２０に戻される。また、分離された不凝縮ガス４４は、圧縮機４５で大気圧まで圧縮され、その後、大気に排出される。
このように、本実施形態は、ボイラ２２の蒸気発生器２０と蒸気タービン部２７の高圧タービン２３との間に燃焼過熱器３５を設け、この燃焼過熱器３５で、ボイラ２２の蒸気発生器２０から供給され、負荷（出力）に応じて適正流量に制御された高温蒸気３１、炭化水素系の燃料３２、および空気分離器３３からの酸素３４とのそれぞれを互いに混合させ、高々温蒸気４０を生成させる構成にしたので、蒸気タービン部２７から発電機２６に与えられる駆動力を高めて発電効率をより一層向上させることができる。
なお、コンベンショナルの蒸気タービン発電プラントは、ボイラ出口温度を６００℃以上にする場合、ボイラの器内に収容された過熱器のチューブ（伝熱管）材の耐熱温度が限界に来していた。
しかし、本実施形態は、ボイラ２２の器外に燃焼過熱器３５を設置し、ボイラ２２の蒸気発生器２０からの高温蒸気３１に、炭化水素系の燃料３２および空気分離器３３からの酸素３４を加えて燃焼加熱器３５の器内で燃焼させ、チューブ（伝熱管）材を介して作動流体の過熱を不要とさせたので、これまで達成できなかった温度９００℃の高々温蒸気４０の生成を容易に実現することができる。
また、本実施形態は、ボイラ２２の蒸気発生器２０と蒸気タービン部２７の高圧タービン２３との間に設けた燃焼過熱器３５に、空気分離器３３からの酸素３４を供給する構成にしたので、空気のみを供給した場合と比較して、高々温蒸気４０に含まれる不凝縮ガス量をより一層少なくさせることができる。このため、復水器２８での処理負荷が小さくなり、復水器２８を小さくすることができる。
さらに、復水器２８に設けた圧縮機４５で圧縮する不凝縮ガス量も少なくなるので、圧縮機４５の消費動力を少なくさせ、これに伴って総合発電効率を向上させることができる。
一方、ボイラ２２の蒸気発生器２０と蒸気タービン部２７の高圧タービン２３との間に設けた燃焼過熱器３５に投入する炭化水素系の燃料３２は、多量に消費すると、発熱量当りの発電コストが高くなり、経済的に見合わなくなる。
しかし、燃焼過熱器３５で燃焼させる燃料は、石炭のような灰分を含んだ燃料を使用することができないので、液化天然ガス（ＬＮＧ）等のクリーン燃料に限定される。
もっとも、本実施形態に係る蒸気タービン発電プラントでは、高価な液化天然ガス等の燃料に代えて、比較的安価な石炭等の燃料を使用して発電効率をより一層向上させる意図にしているので、高価な炭化水素系の燃料の消費を少なくすることが好ましく、経済的に見合うように予めその使用上限値を把握しておく必要がある。
図２は、横軸の炭化水素系の燃料割合に対する縦軸の送電端効率の増分を示す線図である。破線は、燃料に石炭のみを使用するコンベンショナルな蒸気タービン発電プラントの送電端効率を基準に、燃料に液化天然ガスのみを使用するコンバインドサイクル発電プラントの送電端効率の増加分を結んだもので、本実施形態に係る蒸気タービン発電プラントの送電端効率の増加分と対比させている。
試算によれば、本実施形態に係る蒸気タービン発電プラントは、ボイラ２２に石炭を投入して高温蒸気３１を生成し、燃焼過熱器３５で、生成した高温蒸気３１に酸素３４および炭化水素系の燃料３２を加えて高々温蒸気４０を生成し、生成した高々温蒸気４０を蒸気タービン部２７で膨張仕事をさせて発電を行ったときの送電端効率がコンベンショナルな蒸気タービン発電プラントに較べて６％を超えていた。
しかし、酸素製造、圧縮機４５の駆動力、給水ポンプ２９の駆動力等の所内消費動力を勘案すると、実質４％程度の発電端効率増加であることがわかった。
他方、コンバインドサイクル発電プラントは、燃料に液化天然ガスのみを使用している関係上、コンベンショナルな蒸気タービン発電プラントに較べて送電端効率の増加分が１０％になっている。
このようなデータを総合的に勘案して、本実施形態に係る燃焼過熱器３５に投入する炭化水素系の燃料３２の入熱量は、ボイラ２２に供給する燃料（石炭）３８の入熱量の４０％以下の範囲内に設定すれば、液化天然ガスのみを使用するコンバインドサイクル発電プラントよりも高い発電効率が得られることがわかった。
したがって、本実施形態では、燃焼過熱器３５に投入する炭化水素系の燃料３２に入熱量を、ボイラ２２に供給する石炭の燃料３８の入熱量４０％以下に抑え、負荷に応じて制御部４６からの制御指令で制御すれば、効率のよい運転を行うことができる。
本実施形態は、９００℃の高々温蒸気を取り扱うので、燃焼過熱器３５にボイラ２２の蒸気発生器２０から供給され、制御部４６の制御指令に基づいてコントロールされる蒸気弁３９の設置位置を検討する必要がある。
９００℃の高々温蒸気４０に直接曝されると、耐熱材料が現時点で開発されていないので、蒸気弁３９は寿命の短い弁になる。このため、本実施形態では、蒸気弁３９を燃焼過熱器３５の入口側に設置される。燃焼過熱器３５の入口側に蒸気弁３９を設置すれば、ボイラ２２の蒸気発生器２０から生成される高温蒸気３１が６００℃なので、蒸気弁３９の寿命を長く維持させることができる。
また、本実施形態は、燃焼過熱器３５に供給されるボイラ２２の蒸気発生器２０からの高温蒸気３１と、炭化水素系の燃料３２と、空気分離器３３からの酸素３４とのそれぞれが過不足になると、生成させる高々温蒸気４０の温度９００℃を維持できなくなる。
このため、本実施形態では、ボイラ２２の蒸気発生器２０からの高温蒸気３１の流量と、炭化水素系の燃料３２の流量と、空気分離器３３からの酸素３４の流量とを互いに連動させて制御する制御部４６が設けられる。高温蒸気３１の流量を制御する蒸気弁３９、炭化水素系の燃料３２の流量を制御する燃料制御部４７、および酸素３４の流量を制御する酸素制御部４８のそれぞれに制御部４６から制御指令を与えると、各流量が適正に制御され、９００℃の高々温蒸気を確実に生成することができる。
なお、本実施形態は、蒸気タービン部２７の高圧タービン２３が９００℃の高々温蒸気を取り扱っており、高い材力強度を維持させるため、ボイラ２２の蒸気発生器２０の中間部分から抽気する抽気蒸気を冷却蒸気４１として使用し、冷却蒸気４１で冷却蒸気供給系５１を介して高圧タービン２３の高温部に供給して冷却後、作動蒸気としての高々温蒸気４０に合流させる。
また、本実施形態は、９００℃の高々温蒸気４０を、蒸気タービン部２７で膨張仕事をさせ、膨張仕事を終えたタービン排気を復水器２８で凝縮させているが、その際、器内の湿り度を１０％に設定しているので高々温蒸気４０の圧力を１６ＭＰａ必要とされる。
本実施形態は、ボイラ２２に従来の再熱器２１に代えて燃焼過熱器３５を設け、高い温度、圧力の蒸気を蒸気タービン部２７の高圧タービン２３で膨張仕事をさせた後、温度の低くなった蒸気を再び燃焼過熱器３５で過熱させ、高々温の再熱蒸気として中圧タービン２４を経て低圧タービンに供給するので、発電効率をより一層高く維持させることができる。
図３は、本発明に係る蒸気タービン発電プラントの第２実施形態を示す概略系統図である。
本実施形態に係る蒸気タービン発電プラントは、ボイラ２１に収容する再熱器２１と蒸気タービン部２７の中圧タービン２４と間に再熱燃焼過熱器４９を設け、この再熱燃焼過熱器４９でボイラ２２の再熱器２１から供給される再熱蒸気に、炭化水素系の燃料３２および空気分離器３３からの酸素３４を加えて高々温再熱蒸気５０を生成し、生成した高々温再熱蒸気５０を中圧タービン２４に供給して膨張仕事をさせるものである。
その際、中圧タービン２４は、高々温再熱蒸気５０を取り扱うので、例えば、タービン翼、タービンロータ等の高温部を冷却する冷却蒸気４１を高圧タービン２３から引き抜いて利用する冷却蒸気供給系５１を設けている。
なお、他の構成要素は、第１実施形態の構成要素と同じなので、同一符号を付し、重複説明を省略する。
このように、本実施形態は、ボイラ２１に収容する再熱器２１と蒸気タービン部２７の中圧タービン２４との間に再熱燃焼過熱器４９を設けたので、高々温再熱蒸気５０に膨張仕事をさせて蒸気タービン部２７により一層高い発電効率を維持させることができる。
なお、本実施形態は、ボイラ２２に収容する蒸気発生器２０と蒸気タービン部２２の高圧タービン２３との間に燃焼過熱器３５を設けるとともに、ボイラ２２に収容する再熱器２１と蒸気タービン部２７の中圧タービン２４との間に再熱燃焼過熱器４９を設けたが、この例に限らず、例えば、図５に示すように、再熱器２１と中圧タービン２４との間にのみ再熱燃焼過熱器４９だけを設けても蒸気タービン部２７に高い発電効率を維持させることができる。
図４は、本発明に係る蒸気タービン発電プラントの第３実施形態を示す概略系統図である。
本実施形態に係る蒸気タービン発電プラントは、ボイラ２２の蒸気発生器２０と蒸気タービン部２７の高圧タービン２３との間に燃焼過熱器３５を設けるとともに、この燃焼過熱器３５で、ボイラ２２の蒸気発生部２０から蒸気弁３９を介して供給される高温蒸気３１および空気分離器３３から分離された酸素３４に、原燃料の液化天然ガスＬＮＧから水素リッチな燃料に改質させた改質ガスを加え、高々温蒸気を生成させる燃料改質系５２を設けたものである。
この燃料改質系５２は、ボイラ２２に収容する改質器５３と、二酸化炭素分離器５４を備え、改質器５３で原燃料の液化天然ガスＬＮＧに復水給水系３０からの高圧水３６とボイラ２２の燃焼ガスの熱とを加えて水蒸気改質を行い、水素リッチな改質ガス５５を生成し、改質ガス５５に含まれている二酸化炭素５６を二酸化炭素分離器５４で分離させ、水素リッチな改質ガス５５として燃焼過熱器３５に供給している。
なお、原燃料の液化天然ガスＬＮＧを水素リッチな燃料に改質させる反応は、次式に基づいて行われる。
［化１］
ＣＨ４＋２Ｈ２Ｏ → ＣＯ２＋４Ｈ２
ＣＨ４＋２Ｈ２Ｏ → ＣＯ２＋４Ｈ２
なお、他の構成要素は、第１実施形態の構成要素と同じなので、同一符号を付し、重複説明を省略する。
このように、本実施形態は、ボイラ２２と蒸気タービン部２７との間に備えた燃焼過熱器３５に燃料改質系５２を設け、燃焼過熱器３５で燃料改質系５２からの水素リッチな改質ガス５５に高温蒸気３１および酸素３４を加えて高々温蒸気４０を生成し、生成した高々温蒸気４０を蒸気タービン部２７に供給して膨張仕事をさせ、膨張仕事を終えたタービン排気を復水器２８で凝縮させる構成にしたので、不純ガスの少ない高々温蒸気に下、蒸気タービン部２７により一層高い発電効率を維持させることができるとともに、タービン排気中の不純ガスを凝縮させることも少なくなり、復水器２８をコンパクトにすることができる。
また、蒸気タービン部２７の入口側に設けた燃料改質系５２は、液化天然ガスＬＮＧの原燃料を水素リッチな改質ガスに改質させる際、吸熱反応であり、吸熱反応に利用する熱を改質器５３を収容するボイラ２２の燃焼ガスから取り出しているので、吸熱反応に利用する熱を原燃料から求めることがなく、その分だけ原燃料の消費を少なくさせることができる。
なお、本実施形態は、ボイラ２２と蒸気タービン部２７との間に設けた燃焼過熱器３５に燃料改質系５２を備えたが、この例に限らず、ボイラ２２に収容する再熱器２１と蒸気タービン部２７の中圧タービン２４との間に燃料改質系を備えた燃焼過熱器を設けてもよい。
１ ボイラ
２ 蒸気タービン部
３ 復水給水系
４ 蒸気発生器
５ 再熱器
６ 燃料
７ 空気
８ 高圧タービン
９ 中圧タービン
１０ 低圧タービン
１１ 発電機
１２ 蒸気弁
１３ 復水器
１４ 給水ポンプ
２０ 蒸気発生器
２１ 再熱器
２２ ボイラ
２３ 高圧タービン
２４ 中圧タービン
２５ 低圧タービン
２６ 発電機
２７ 蒸気タービン部
２８ 復水器
２９ 給水ポンプ
３０ 復水給水系
３１ 高温蒸気
３２ 燃料
３３ 空気分離器
３４ 酸素
３５ 燃焼過熱器
３６ 高圧水
３７ 空気
３８ 燃料
３９ 蒸気弁
４０ 高々温蒸気
４１ 冷却蒸気
４２ タービン排気
４３ 復水
４４ 不凝縮ガス
４５ 圧縮機
４６ 制御部
４７ 燃料制御部
４８ 酸素制御部
４９ 再熱燃焼過熱器
５０ 高々温再熱蒸気
５１ 冷却蒸気供給系
５２ 燃料改質系
５３ 改質器
５４ 二酸化炭素分離器
５５ 改質ガス
５６ 二酸化炭素
２ 蒸気タービン部
３ 復水給水系
４ 蒸気発生器
５ 再熱器
６ 燃料
７ 空気
８ 高圧タービン
９ 中圧タービン
１０ 低圧タービン
１１ 発電機
１２ 蒸気弁
１３ 復水器
１４ 給水ポンプ
２０ 蒸気発生器
２１ 再熱器
２２ ボイラ
２３ 高圧タービン
２４ 中圧タービン
２５ 低圧タービン
２６ 発電機
２７ 蒸気タービン部
２８ 復水器
２９ 給水ポンプ
３０ 復水給水系
３１ 高温蒸気
３２ 燃料
３３ 空気分離器
３４ 酸素
３５ 燃焼過熱器
３６ 高圧水
３７ 空気
３８ 燃料
３９ 蒸気弁
４０ 高々温蒸気
４１ 冷却蒸気
４２ タービン排気
４３ 復水
４４ 不凝縮ガス
４５ 圧縮機
４６ 制御部
４７ 燃料制御部
４８ 酸素制御部
４９ 再熱燃焼過熱器
５０ 高々温再熱蒸気
５１ 冷却蒸気供給系
５２ 燃料改質系
５３ 改質器
５４ 二酸化炭素分離器
５５ 改質ガス
５６ 二酸化炭素
Claims (12)
- ボイラに、蒸気タービン部と復水給水系を組み合せた蒸気タービン発電プラントにおいて、
前記ボイラと前記蒸気タービン部の間に設けられ、前記ボイラから供給される蒸気に炭化水素系の燃料ガスおよび支燃剤を加えて高々温蒸気を生成して前記高圧タービンに供給する燃焼過熱器と、炭化水素系の燃料を水素リッチな前記燃料ガスに水蒸気改質させる燃料改質器とを備え、
前記燃料改質器に供給する炭化水素系の燃料は、その入熱量をボイラに投入する燃料の入熱量の４０％以下の範囲に設定されていることを特徴とする蒸気タービン発電プラント。 - ボイラに、蒸気タービン部と復水給水系を組み合せた蒸気タービン発電プラントにおいて、
前記ボイラと前記蒸気タービン部の間に設けられ、前記ボイラから供給される蒸気に炭化水素系の燃料ガスおよび支燃剤を加えて高々温蒸気を生成して前記高圧タービンに供給する燃焼過熱器と、
炭化水素系の燃料を水素リッチな前記燃料ガスに水蒸気改質させる燃料改質器とを備え、
前記燃焼過熱器の入口側に前記ボイラから供給される高温蒸気を調節する蒸気弁を備えたことを特徴とする蒸気タービン発電プラント。 - ボイラに、蒸気タービン部と復水給水系を組み合せた蒸気タービン発電プラントにおいて、
前記ボイラと前記蒸気タービン部の間に設けられ、前記ボイラから供給される蒸気に炭化水素系の燃料ガスおよび支燃剤を加えて高々温蒸気を生成して前記高圧タービンに供給する燃焼過熱器と、
炭化水素系の燃料を水素リッチな前記燃料ガスに水蒸気改質させる燃料改質器とを備え、
前記燃焼過熱器に供給される高温蒸気、燃料ガスおよび支燃材のそれぞれの流量を連動して制御する制御部を備えたことを特徴とする蒸気タービン発電プラント。 - ボイラに、蒸気タービン部と復水給水系を組み合せた蒸気タービン発電プラントにおいて、
前記ボイラと前記蒸気タービン部の間に設けられ、前記ボイラから供給される蒸気に炭化水素系の燃料ガスおよび支燃剤を加えて高々温蒸気を生成して前記高圧タービンに供給する燃焼過熱器と、
炭化水素系の燃料を水素リッチな前記燃料ガスに水蒸気改質させる燃料改質器とを備え、
前記ボイラから供給される蒸気は蒸気発生器にて発生させた高温蒸気であり、前記燃焼過熱器は前記蒸気発生器と蒸気タービン部の高圧タービンとの間に設けられることを特徴ことを特徴とする蒸気タービン発電プラント。 - ボイラに、蒸気タービン部と復水給水系を組み合せた蒸気タービン発電プラントにおいて、
前記ボイラと前記蒸気タービン部の間に設けられ、前記ボイラから供給される蒸気に炭化水素系の燃料ガスおよび支燃剤を加えて高々温蒸気を生成して前記高圧タービンに供給する燃焼過熱器と、
炭化水素系の燃料を水素リッチな前記燃料ガスに水蒸気改質させる燃料改質器とを備え、
前記ボイラから供給される蒸気は再熱器にて発生させた再熱蒸気であり、前記燃焼過熱器は前記再熱器と蒸気タービン部の中圧タービンとの間に設けられることを特徴とする蒸気タービン発電プラント。 - ボイラに、蒸気タービン部と復水給水系を組み合せた蒸気タービン発電プラントにおいて、
前記ボイラと前記蒸気タービン部の間に設けられ、前記ボイラから供給される蒸気に炭化水素系の燃料ガスおよび支燃剤を加えて高々温蒸気を生成して前記高圧タービンに供給する燃焼過熱器と、
炭化水素系の燃料を水素リッチな前記燃料ガスに水蒸気改質させる燃料改質器とを備え、
前記ボイラは、蒸気発生器から生成される高温蒸気を抽気し、その抽気蒸気を冷却蒸気として蒸気タービン部の中圧タービンの高温部に供給する冷却蒸気供給系を備えたことを特徴とする蒸気タービン発電プラント。 - ボイラに、蒸気タービン部と復水給水系を組み合せた蒸気タービン発電プラントにおいて、
前記ボイラと前記蒸気タービン部の間に設けられ、前記ボイラから供給される蒸気に炭化水素系の燃料ガスおよび支燃剤を加えて高々温蒸気を生成して前記高圧タービンに供給する燃焼過熱器と、
炭化水素系の燃料を水素リッチな前記燃料ガスに水蒸気改質させる燃料改質器と、
前記燃料改質器にて水蒸気改質させた改質ガスに含まれる二酸化炭素を分離する二酸化炭素分離器とを備え、
前記二酸化炭素分離器にて二酸化炭素を分離したガスを燃料ガスとして燃焼過熱器に供給することを特徴とする蒸気タービン発電プラント。 - ボイラに、蒸気タービン部と復水給水系を組み合せた蒸気タービン発電プラントにおいて、
前記ボイラと前記蒸気タービン部の間に設けられ、前記ボイラから供給される蒸気に炭化水素系の燃料ガスおよび支燃剤を加えて高々温蒸気を生成して前記高圧タービンに供給する燃焼過熱器と、
炭化水素系の燃料を水素リッチな前記燃料ガスに水蒸気改質させる燃料改質器とを備え、
前記燃料改質器には、復水給水系から抽水した水が供給されることを特徴とする蒸気タービン発電プラント。
- 前記支燃剤は酸素であることを特徴とする請求項１ないし８のいずれか１項に記載の蒸気タービン発電プラント。
- 前記支燃剤は、空気分離器で空気から分離された酸素であることを特徴とする請求項１ないし８のいずれか１項に記載の蒸気タービン発電プラント。
- 前記復水給水系の復水器に接続され、前記蒸気タービン部からのタービン排気を凝縮させる際、分離させた不凝縮ガスを圧縮させる圧縮機とを備えたことを特徴とする請求項１ないし８のいずれか１項に記載の蒸気タービン発電プラント蒸気タービン発電プラント。
- 前記ボイラは、蒸気発生器から生成される高温蒸気を抽気し、その抽気蒸気を冷却蒸気として蒸気タービン部の高圧タービンの高温部に供給する冷却蒸気供給系を備えたことを特徴とする請求項１ないし８のいずれか１項に記載の蒸気タービン発電プラント。
Priority Applications (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2004047939A JP4521202B2 (ja) | 2004-02-24 | 2004-02-24 | 蒸気タービン発電プラント |
| EP05003740.7A EP1580483B1 (en) | 2004-02-24 | 2005-02-22 | Steam turbine plant |
| US11/062,757 US7278267B2 (en) | 2004-02-24 | 2005-02-23 | Steam turbine plant |
| CN2005100095962A CN1661202A (zh) | 2004-02-24 | 2005-02-24 | 蒸汽轮机设备 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2004047939A JP4521202B2 (ja) | 2004-02-24 | 2004-02-24 | 蒸気タービン発電プラント |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2005240574A JP2005240574A (ja) | 2005-09-08 |
| JP4521202B2 true JP4521202B2 (ja) | 2010-08-11 |
Family
ID=34858191
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2004047939A Expired - Fee Related JP4521202B2 (ja) | 2004-02-24 | 2004-02-24 | 蒸気タービン発電プラント |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7278267B2 (ja) |
| EP (1) | EP1580483B1 (ja) |
| JP (1) | JP4521202B2 (ja) |
| CN (1) | CN1661202A (ja) |
Families Citing this family (33)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP4810138B2 (ja) * | 2005-06-30 | 2011-11-09 | 株式会社東芝 | 水素製造装置 |
| EP1991770A4 (en) * | 2006-02-21 | 2013-08-21 | Clean Energy Systems Inc | HYBRID OXY-FUEL COMBUSTION POWER GENERATION PROCESS |
| AU2008228596B2 (en) * | 2007-03-20 | 2012-02-09 | Siemens Aktiengesellschaft | Method and device for fired intermediate overheating during direct solar vapourisation in a solar thermal power station |
| US8118895B1 (en) * | 2007-03-30 | 2012-02-21 | Bechtel Power Corporation | Method and apparatus for refueling existing natural gas combined cycle plant as a non-integrated gasification combined cycle plant |
| WO2009031747A1 (en) * | 2007-09-06 | 2009-03-12 | Korea Institute Of Machinery And Materials | Power plant having pure oxygen combustor |
| US8673034B2 (en) * | 2008-02-21 | 2014-03-18 | General Electric Company | Methods and systems for integrated boiler feed water heating |
| US8631658B2 (en) * | 2008-03-07 | 2014-01-21 | Clean Energy Systems, Inc. | Method and system for enhancing power output of renewable thermal cycle power plants |
| AU2009243512A1 (en) * | 2008-12-05 | 2010-06-24 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of cooling a hydrocarbon stream and an apparatus therefor |
| US20100326084A1 (en) * | 2009-03-04 | 2010-12-30 | Anderson Roger E | Methods of oxy-combustion power generation using low heating value fuel |
| US8616323B1 (en) | 2009-03-11 | 2013-12-31 | Echogen Power Systems | Hybrid power systems |
| WO2010121255A1 (en) | 2009-04-17 | 2010-10-21 | Echogen Power Systems | System and method for managing thermal issues in gas turbine engines |
| CA2766637A1 (en) | 2009-06-22 | 2010-12-29 | Echogen Power Systems Inc. | System and method for managing thermal issues in one or more industrial processes |
| WO2011017476A1 (en) | 2009-08-04 | 2011-02-10 | Echogen Power Systems Inc. | Heat pump with integral solar collector |
| US8794002B2 (en) | 2009-09-17 | 2014-08-05 | Echogen Power Systems | Thermal energy conversion method |
| US8613195B2 (en) | 2009-09-17 | 2013-12-24 | Echogen Power Systems, Llc | Heat engine and heat to electricity systems and methods with working fluid mass management control |
| US8869531B2 (en) | 2009-09-17 | 2014-10-28 | Echogen Power Systems, Llc | Heat engines with cascade cycles |
| US8813497B2 (en) | 2009-09-17 | 2014-08-26 | Echogen Power Systems, Llc | Automated mass management control |
| US8783034B2 (en) | 2011-11-07 | 2014-07-22 | Echogen Power Systems, Llc | Hot day cycle |
| US8857186B2 (en) | 2010-11-29 | 2014-10-14 | Echogen Power Systems, L.L.C. | Heat engine cycles for high ambient conditions |
| US8616001B2 (en) | 2010-11-29 | 2013-12-31 | Echogen Power Systems, Llc | Driven starter pump and start sequence |
| US9062898B2 (en) | 2011-10-03 | 2015-06-23 | Echogen Power Systems, Llc | Carbon dioxide refrigeration cycle |
| JP5885614B2 (ja) * | 2012-07-31 | 2016-03-15 | 株式会社東芝 | 蒸気タービンプラント、その制御方法、およびその制御システム |
| EP2893162B1 (en) | 2012-08-20 | 2017-11-08 | Echogen Power Systems LLC | Supercritical working fluid circuit with a turbo pump and a start pump in series configuration |
| US9341084B2 (en) | 2012-10-12 | 2016-05-17 | Echogen Power Systems, Llc | Supercritical carbon dioxide power cycle for waste heat recovery |
| US9118226B2 (en) | 2012-10-12 | 2015-08-25 | Echogen Power Systems, Llc | Heat engine system with a supercritical working fluid and processes thereof |
| WO2014117074A1 (en) | 2013-01-28 | 2014-07-31 | Echogen Power Systems, L.L.C. | Process for controlling a power turbine throttle valve during a supercritical carbon dioxide rankine cycle |
| US9638065B2 (en) | 2013-01-28 | 2017-05-02 | Echogen Power Systems, Llc | Methods for reducing wear on components of a heat engine system at startup |
| AU2014225990B2 (en) | 2013-03-04 | 2018-07-26 | Echogen Power Systems, L.L.C. | Heat engine systems with high net power supercritical carbon dioxide circuits |
| WO2016073252A1 (en) | 2014-11-03 | 2016-05-12 | Echogen Power Systems, L.L.C. | Active thrust management of a turbopump within a supercritical working fluid circuit in a heat engine system |
| US10883388B2 (en) | 2018-06-27 | 2021-01-05 | Echogen Power Systems Llc | Systems and methods for generating electricity via a pumped thermal energy storage system |
| US11435120B2 (en) | 2020-05-05 | 2022-09-06 | Echogen Power Systems (Delaware), Inc. | Split expansion heat pump cycle |
| AU2021397292A1 (en) | 2020-12-09 | 2023-07-06 | Supercritical Storage Company, Inc. | Three reservoir electric thermal energy storage system |
| US11988114B2 (en) * | 2022-04-21 | 2024-05-21 | Mitsubishi Power Americas, Inc. | H2 boiler for steam system |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2002309908A (ja) * | 2001-04-11 | 2002-10-23 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | タービン設備及びタービン設備の運転方法 |
| JP2003106108A (ja) * | 2001-09-28 | 2003-04-09 | Toshiba Corp | 発電プラント |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2482819A (en) * | 1947-12-23 | 1949-09-27 | Comb Eng Superheater Inc | Reciprocating engine plant with gas turbine cycle and submerged combustion boiler |
| US3736745A (en) * | 1971-06-09 | 1973-06-05 | H Karig | Supercritical thermal power system using combustion gases for working fluid |
| JPH02130204A (ja) | 1988-11-11 | 1990-05-18 | Jinichi Nishiwaki | 高温蒸気タービン装置 |
| US5247791A (en) * | 1989-10-25 | 1993-09-28 | Pyong S. Pak | Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide |
| JPH0427716A (ja) * | 1990-05-22 | 1992-01-30 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 圧縮酸素貯蔵発電プラント |
| US6170264B1 (en) * | 1997-09-22 | 2001-01-09 | Clean Energy Systems, Inc. | Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration |
| JP3095680B2 (ja) * | 1996-04-08 | 2000-10-10 | 三菱重工業株式会社 | 水素酸素燃焼タービンプラント |
| JPH09317405A (ja) * | 1996-05-29 | 1997-12-09 | Toshiba Corp | 蒸気タービンの高圧初段動翼植込部の冷却装置 |
| US5953900A (en) * | 1996-09-19 | 1999-09-21 | Siemens Westinghouse Power Corporation | Closed loop steam cooled steam turbine |
| US6021569A (en) * | 1997-04-30 | 2000-02-08 | Siemens Westinghouse Power Corporation | Retrofitting coal-fired power generation systems with hydrogen combustors |
| KR100501481B1 (ko) | 1997-06-09 | 2005-09-26 | 에어 워터 가부시키가이샤 | 가스발생장치및그를사용한가스발생방법 |
| EP0900921A3 (en) * | 1997-09-05 | 2000-01-26 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Hydrogen burning turbine plant |
| US6263566B1 (en) * | 1999-05-03 | 2001-07-24 | Micron Technology, Inc. | Flexible semiconductor interconnect fabricated by backslide thinning |
| EP1375827A1 (de) * | 2002-06-28 | 2004-01-02 | Siemens Aktiengesellschaft | Dampfkraftwerk |
-
2004
- 2004-02-24 JP JP2004047939A patent/JP4521202B2/ja not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-02-22 EP EP05003740.7A patent/EP1580483B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-02-23 US US11/062,757 patent/US7278267B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-02-24 CN CN2005100095962A patent/CN1661202A/zh active Pending
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2002309908A (ja) * | 2001-04-11 | 2002-10-23 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | タービン設備及びタービン設備の運転方法 |
| JP2003106108A (ja) * | 2001-09-28 | 2003-04-09 | Toshiba Corp | 発電プラント |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN1661202A (zh) | 2005-08-31 |
| EP1580483A1 (en) | 2005-09-28 |
| JP2005240574A (ja) | 2005-09-08 |
| US20050229603A1 (en) | 2005-10-20 |
| EP1580483B1 (en) | 2014-06-04 |
| US7278267B2 (en) | 2007-10-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP4521202B2 (ja) | 蒸気タービン発電プラント | |
| EP2196650A1 (en) | Turbine facility and power generating apparatus | |
| JP5229772B2 (ja) | 発電設備 | |
| US20080115500A1 (en) | Combustion of water borne fuels in an oxy-combustion gas generator | |
| CN104823316B (zh) | 发电***及发电***的运行方法 | |
| EP2307798A2 (en) | Method and apparatus for generating electrical power | |
| JPH11297336A (ja) | 複合発電システム | |
| AU2014347767B2 (en) | Method and plant for co-generation of heat and power | |
| JP5294291B2 (ja) | 発電設備 | |
| JPH06223851A (ja) | 燃料電池とガスタービンとの複合発電システム | |
| JP2018500726A (ja) | 高圧蒸気の生成のために廃熱回収を用いる燃料電池システム | |
| US8733109B2 (en) | Combined fuel and air staged power generation system | |
| US20100170285A1 (en) | Systems for reducing cooling water and power consumption in gasification systems and methods of assembling such systems | |
| JP2007187047A (ja) | 蒸気タービンプラントと組み合わせて用いられるガスタービンコンバインドサイクルプラント | |
| AU2014347766A1 (en) | Method and plant for co-generation of heat and power | |
| Anand et al. | New technology trends for improved IGCC system performance | |
| JP2003106108A (ja) | 発電プラント | |
| JP4424467B2 (ja) | 水素製造システム | |
| CN102337937A (zh) | 一种煤整体气化烟气再热联合循环动力*** | |
| Korobitsyn | Enhancing direct-fired power plants performance by use of gas turbine technology | |
| Gambini et al. | Advanced Mixed Cycles based on Steam-Methane Reforming and Air Blown Combustion | |
| JP2002138803A (ja) | 炭酸ガス回収型ガスタービン発電プラント及びその運転方法 | |
| CA3238611A1 (en) | Co2 power cycle with adiabatic compression | |
| JPH07332023A (ja) | 水素製造型複合発電プラント | |
| JPH06318464A (ja) | 燃料電池／ガスタービン複合発電システムの運転方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20060209 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20081212 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20090106 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20090309 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20090908 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20091021 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20100427 |
|
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20100524 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20130528 Year of fee payment: 3 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |