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JP2014512471A - Ｃｏ２回収プラントを伴う複合サイクル発電プラント - Google Patents

Ｃｏ２回収プラントを伴う複合サイクル発電プラント Download PDF

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JP2014512471A
JP2014512471A JP2013552159A JP2013552159A JP2014512471A JP 2014512471 A JP2014512471 A JP 2014512471A JP 2013552159 A JP2013552159 A JP 2013552159A JP 2013552159 A JP2013552159 A JP 2013552159A JP 2014512471 A JP2014512471 A JP 2014512471A
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combined cycle
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cycle power
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ヴィアズム マンフレート
ルーフティ クリストフ
リー ホンタオ
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Abstract

液化天然ガスＬＮＧ再ガス化システム（２０）と作用結合されているＣＯ２回収システム（５Ａ、５Ｂ）を含んでいる複合サイクル発電プラント（１０）であって、前記再ガス化プロセスからの冷却エネルギーは、ＣＯ２回収システム内の冷却プロセス、またはこれと関連するプロセスに使用される。これらの冷却システムは、ＣＯ２回収または燃焼排ガスのためのリーンまたはリッチ吸収液を冷却するためのシステムを含んでいる。このＬＮＧ再ガス化システム（２０）は、１つまたは複数の熱交換ステージ（２１−２３）で配置されており、このステージは１つまたは複数の冷蔵ユニット（２４、３５、３６）を有している。ＣＯ２回収を行う発電プラント（１０）は、改善された全体的な効率で動作することができる。

Description

本発明は、電力を生成するための複合サイクル発電プラントに関する。この複合サイクル発電プラントは、ガスタービンと、蒸気タービンと、排熱回収ボイラとを有する。本発明はさらに、二酸化炭素を回収し、圧縮するためのプラントに関する。本発明は特に、発電プラントを有する液化天然ガス処理システムの組み込みに関する。
背景技術
電気を生成する複合サイクル発電プラントは、ガスタービンと、蒸気タービンと、排熱回収ボイラとを含むものとして知られている。この排熱回収ボイラは、ガスタービンによって排出された高温の燃焼排ガスを利用して、蒸気タービンを駆動するための蒸気を生成する。温室効果に寄与する排出を低減させるために、大気中に排出される二酸化炭素の量を低減させる種々の措置が提案されてきた。このような措置には、排熱回収ボイラＨＲＳＧまたは石炭燃焼ボイラによって排出された燃焼排ガス内に含まれているＣＯ２を回収し、処理する、発電プラント内のシステム設備が含まれる。このようなＣＯ２回収処理動作は、例えば、冷却アンモニアプロセスまたはアミンプロセスに基づいている。効率的に動作させるために、これらの２つのプロセス、燃焼排ガスが１０℃を下回る温度に冷却されることを必要とする。さらに、回収されたＣＯ２を、経済的に搬送および格納されるべきである。回収されたＣＯ２は、精製され、水から分離され、冷やされ、圧縮され、液化される。このために、特に、充分に冷却熱交換媒体が経済的な状態で提供される必要がある。このタイプのＣＯ２回収プラントは、所定量のエネルギーを必要とする。これによって、発電プラントの全体的な効率が低下してしまう。ＣＯ２回収を伴う複合サイクル発電プラントをエネルギー的により効率的に設計するために、ＬＮＧ再ガス化からの冷却エネルギーを、幾つかの発電プラントプロセスに使用することが提案されている。
ＪＰ２００００２４４５４は、ＬＮＧの気化熱を使用して、廃ガスを冷却し、廃ガス内に含まれている二酸化炭素を凝固させることを開示している。ＪＰ６０６３６９９９は、ＬＮＧの蒸発と同時に生成される冷却熱を、排ガスから二酸化炭素を液化二酸化炭素として回収するために使用することを開示している。ＷＯ２００８／００９９３０は、窒素および酸素を生成する空気分離ユニットにおいてこのような冷却エネルギーを使用することを開示している。
ＵＳ６３６７２５８は、複合サイクル発電プラント用の液化天然ガスの気化を開示している。ここで気化の冷却エネルギーは、ガスタービン吸気空気、蒸気タービンコンデンサ冷却水または、ガスタービン内のコンポーネントを冷却するための第１の熱変換流体を冷却するために使用される。
Ｖｅｌａｕｔｈａｍ等著「Ｚｅｒｏ ｅｍｉｓｓｉｏｎ ｃｏｍｂｉｎｅｄ Ｐｏｗｅｒ ｃｙｃｌｅ ｕｓｉｎｇ ＬＮＧ ｃｏｌｄ（ＪＳＭＥ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｊｏｕｒｎａｌ、Ｓｅｒｉｅｓ Ｂ、Ｖｏｌ．４４、Ｎｏ．４、２００１）」は、液化天然ガス冷却を、複合サイクル発電プラントにおけるさらなる使用のために、空気から酸素を分離する観点で、空気との熱交換において空気を冷却するために使用することを開示している。液化天然ガス冷却の使用は、酸素−空気−分離プロセスのエネルギー消費を低減させる。自身の液化のための、ＣＯ２との熱交換において液化天然ガス冷却エネルギーを使用することも記載されている。
ＷＯ２００７／１４８９８４はＬＮＧ再ガス化プラントを開示しており、ここでは天然ガスが純粋な酸素に燃焼される。このプラントは、高温燃焼排ガスから電気を生成するためにボイラと蒸気タービンも含んでいる。結果として生じた燃焼排ガスからＣＯ２が、水蒸気の圧縮によって分離される。さらにＣＯ２は液化のために、ＬＮＧに対して冷却される。
ＵＳ５４６７７２２は、後続するＣＯ２回収システムを有する複合サイクル発電プラントとＬＮＧ再ガス化プラントを開示している。ＣＯ２回収システムは、熱交換器を有している。この熱交換器は、ヒートシンクとして液体ＬＮＧを使用した極低温ＣＯ２回収のために燃焼排ガスを冷却する。
発明の概要
本発明の課題は、このタイプの既知の発電プラントを上回る発電プラント効率を有するＣＯ２回収プラントとともに動作する複合サイクル発電プラントを提供することである。
複合サイクル発電プラントはガスタービンと、蒸気タービンと、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）とを有し、２つのタービンはジェネレータを駆動する。発電プラントは、さらにＣＯ２回収システムを含む。このＣＯ２回収システムは冷却アンモニアプロセスまたはアミンプロセスに基づいて動作し、ＨＲＳＧからの排ガスを処理するように構成されている。
本発明では、複合サイクル発電プラントは、液化天然ガス再ガス化システムを含む。このシステムは、ＣＯ２回収システム内の１つまたは複数の熱交換器と作用結合されている熱交換器を含んでいる。
液化天然ガスＬＮＧの再ガス化は、ＣＯ２回収システム内で冷却プロセスを行うのに必要な冷却エネルギーを提供する。この冷却プロセスにおいて熱交換媒体によって得られた熱は、次に、ＬＮＧの再ガス化プロセスをサポートするために使用される。ＬＮＧ再ガス化システムおよびＣＯ２回収システムの冷却システムは、閉鎖された回路システム内に組み込まれる。この組み込みによって、ＣＯ２回収システムおよびＬＮＧシステムを動作させるのに必要なエネルギー量が低減される。これはそうでない場合には、他の手段、例えば蒸気抽出および発電プラントからの電力によって提供されるだろう。従ってこれは、ＣＯ２回収プロセスおよびＬＮＧ再ガス化プロセスによる効率低減を和らげる。
本発明の１つの実施形態では、ＬＮＧ再ガス化システムは、１つまたは複数の熱交換器を有している。この熱交換器は、ＬＮＧ吸気温度から周囲温度までの天然ガスの特定の温度領域での動作のためにカスケード配置されており、これは熱交換器の冷却流側でのＬＮＧと、熱流側での熱交換媒体との間の熱交換のためのものである。熱流側での熱交換媒体は、プロセスの冷却要求に依存して、極低温または低温を熱交換器の出力側で有している。
低温は、例えば、極低温（極低温は−１５０℃を下回る温度である）から１０℃または周囲温度までの範囲にあり得る。または、低温はある実施形態では、冷却アンモニアプロセスアプリケーションの場合に、５℃から２℃までの環境にある。
さらなる実施形態では、ＣＯ２回収システムは、冷却アンモニアプロセス用に構成されている。このプロセスをサポートするために、発電プラントは、熱交換媒体を再ガス化熱交換器から、ＣＯ２回収システム内の１つまたは複数の冷却システムへと向けるラインを有している。この熱交換器は、極低温または低温の媒体を形成する。ここでこの冷却システムは、
・燃焼排ガス直接接触冷却器の冷却回路内の冷却器
・燃焼排ガス水洗浄装置の前に配置されている水冷却器
・その温度を調整するためのリッチ吸収液流の一部を冷却するための冷却器
本発明のさらなる実施形態では、ＣＯ２吸収システムは、ＣＯ２を燃焼排ガスから除去するためのシステムである。これはアミンプロセスによって行われる。さらに、ＬＮＧ再ガス化のためのシステムは、このＣＯ２吸収システム内の冷却システムと作用結合されている。このアミンプロセスシステムは、吸収リーン液を、約４５℃まで冷却するために、熱交換媒体を必要とする。上述の実施形態の場合には、ＬＮＧシステムからの冷却パワーの使用は、ＣＯ２回収プロセスによる効率低減を緩和する。本発明の特別な実施形態では、ラインがＬＮＧシステムの熱交換器からアミンプロセスリーン液のための冷却器へと続き、熱交換器へと戻る。
この熱交換器はカスケード式に配置され（熱交換の天然ガス出力温度は、後続の熱交換器の入力温度であり、天然ガスはＬＮＧ吸気極低温から−１０℃以上、有利には０℃または周囲温度まで加熱される）、ＬＮＧ再ガス化システムの各熱交換器は、冷却ユーティリティ（例えば分離ユニット、ＣＯ２液化プロセス、冷却アンモニアＣＯ２回収プロセス、複合サイクル発電プラント内の冷却要求等）の負荷および温度要求に基づいた特定の温度範囲内での熱交換用に構成および配置されており、これは、プロセス集積化を介して最適化されている。より詳細には、１つの実施例では、第１の熱交換器内の天然ガス温度範囲は、ＬＮＧの極低温入口温度並びに冷却ユーティリティの要求およびこの第１の熱交換器の熱流側での熱交換媒体によって決まる。再ガス化圧力でのＬＮＧの沸騰温度は、この第１の熱交換器に対する天然ガス出口設定温度として使用される。機器のサイズを低減させるために、この第１の範囲の天然ガス排出温度がより高くてもよく、典型的に、ＬＮＧ沸騰温度よりも１０℃〜５０℃高くてもよい。この第１の熱交換器は、極低温冷却または極低温冷却力を冷却ユーティリティに供給するだろう。この冷却ユーティリティは、空気冷却ユニット等の様に、極めて低い温度冷却を必要とする。第２の温度範囲の天然ガス吸気温度は第１の範囲の出口温度であり、第２の範囲の出口温度は第３の範囲の吸気温度である。この熱交換器は、第１の熱交換器よりも高い温度で、極低温冷却力を提供するように設計可能である。
第３の温度範囲の天然ガス吸気温度は、第２の範囲の出口温度である。この熱交換器は、冷却力を提供するように設計可能である。この冷却力は、第２の熱交換器よりも高い温度を有する。このようなカスケード配置では、異なる冷却利用に冷却が提供される場合に、ＬＮＧ冷却力のエクセルギー損失が低減される。
特に、以下の温度範囲が、実施例において使用される。第１の天然ガス範囲：−１６５℃から−１２０℃、第２の温度範囲：−１２０℃から−８０℃、第３の温度範囲：−８０℃から０℃。
これらの熱交換器の各々は、１つまたは複数の熱交換装置を含むことができる。これらは相互に直列にまたは並列に配置される。このような配置によって、熱交換媒体の流れおよび温度コントロールにおける柔軟性が得られ、さらに、発電プラントの異なる動作モードでのコントロールにおける柔軟性が得られる。
この発明のさらなる実施形態では、ＬＮＧ再ガス化システムは、ＬＮＧを格納するために冷蔵ユニットを含んでいる。これらは、発電プラント内の上述した冷却システムに対して、冷却熱交換媒体を提供するように配置されている。ＬＮＧ再ガス化または再ガス化が動作していない場合には、これらの冷蔵ユニット内に含まれている冷却エネルギーは、ＣＯ２液化プロセスに対して使用される。これによって、ＣＯ２吸収システムの消費パワーを削減することができる。
本発明のさらなる実施形態では、ＬＮＧ再ガス化システム、特に、自身の出力側で低温を有している熱交換媒体によって動作するように調整された熱交換器は、付加的に、複合サイクル発電プラントのガスタービンへの吸気空気を冷却するためのシステムと作用結合されている。この媒体の低温は１０℃以下である、または、５℃から２℃の範囲である。
本発明の別の実施形態では、ＬＮＧ再ガス化システムは、付加的に、複合サイクル発電プラントからの燃焼排ガスからＣＯ２を回収するプロセスに関する以下のシステムのうちの１つまたは複数と作用結合される：これらは、
・ＣＯ２回収プロセスのための温度要求を満たすための、ＣＯ２回収システムへ入る前の燃焼排ガスの燃焼排ガスの冷却および／または低温化のためのシステム
・ＨＲＳＧ後にガスタービン吸気側に戻るように再循環された燃焼排ガスを冷却するためのシステム
・ＨＲＳＧ後にガスタービン吸気側に戻るように再循環された燃焼排ガスを低温にするためのシステム
・ＣＯ２回収システムによって導出されたＣＯ２を冷却するためのシステム
・低温化によってＣＯ２を乾燥させるためのシステム
である。
燃焼排ガスのこの再循環は燃焼排ガス内のＣＯ２濃度を上昇させ、これによって、ＣＯ２回収プロセスを効果的に上昇させる。
本発明の別の実施例では、ＬＮＧ再ガス化システムは付加的に、蒸気タービンコンデンサ用の水冷却システムと作用結合されている。これによってさらに、冷却エネルギーを冷却のために効果的に使用することによって、次に、圧縮から得られる低レベルの熱をＬＮＧ再ガス化プロセスのための使用することによって、全般的な効率が上昇する。
上述した全ての冷却システムから、戻ってきた熱交換媒体がＬＮＧ再ガス化システム内の熱交換器内へと戻るように配向される。従ってこのＬＮＧ再ガス化システムは、複合サイクル発電プラントの冷却および低温下システムによって提供された熱によって動作する。また、この冷却および低温化システムは、ＬＮＧによって提供された冷却エネルギーによって動作する。
上述したあらゆる冷却システムにおける、ＬＮＧ再ガス化システムから得られる冷却エネルギーの使用は、全体的な発電プラント効率を上昇させる。なぜなら、これらの冷却システムがもはや、発電プラントの他のソースから得られたエネルギーによって動作される必要がないからである。他方で、上述の冷却から回収された熱は、ＬＮＧ再ガス化のための熱源を提供する。従って、複合サイクル発電プラントからの抽気は、ＬＮＧ再ガス化のための必要とされない、または、僅かに必要とされる。発電プラントの性能（効率および発電出力）は上昇可能である。
本発明の別の実施例では、ＬＮＧ再ガス化のためのシステムは、ＣＯ２回収システムによって導出されたＣＯ２の液化のために構成および配置されている熱交換器を含んでいる。このようなＬＮＧシステムを有している発電プラントは、ＣＯ２の液化のための、コンプレッサを必要としない、または、より少ない数のコンプレッサを必要とする。付加的に、ＬＮＧ再ガス化システムの熱交換器には、ＣＯ２液化プロセスからの熱が供給される。
さらなる実施形態では、発電プラントは、熱交換媒体を、空気分離ユニットへ、液化天然ガス再ガス化の第１の熱交換器から向かわせるラインを含んでいる。この熱交換媒体は極低温（−１５０℃以下の温度）を、この熱交換器の出力側で有しており、空気分離プロセスの動作のために使用される。これによって、このユニットを動かすのに必要なエネルギーが低減される。空気分離ユニットから戻ってきた熱交換媒体に対するさらなるラインは、この第１の熱交換器へと戻って導かれ、その熱を液化天然ガス再ガス化プロセスに提供する。
択一的な実施形態では、液化天然ガス再ガス化システムの第１の熱交換器からの冷却力は空気分離ユニットの吸気空気に交換され、液化天然ガス再ガス化システムの第２の熱交換器からの冷却力は、空気分離ユニットの第１のコンプレッサの排気を冷却するために使用される。
本発明のＣＯ２回収システムを有する複合サイクル発電プラントと、特に、ＬＮＧ再ガス化システムと発電プラント内の冷却システムとの間の作用結合の概略図 ＣＯ２回収システム、特に冷却アンモニアシステムと、ＬＮＧシステムとこのＣＯ２回収システムとの間の作用結合の詳細図 ＣＯ２回収システム、特にアミンプロセスに基づくシステムと、ＬＮＧシステムとこのＣＯ２回収システムとの間の作用結合の詳細図 本発明の別の実施形態による、ＣＯ２回収システムを有する複合発電プラントと、特にＬＮＧ再ガス化システムと発電プラント内の冷却システムとの間の作用結合の概略図
図１は、周囲空気Ａが供給されるガスタービンＧＴによって電力を生成するための複合サイクル発電プラント１０と、このガスタービンからの高温排ガスを用いて蒸気を生成する排熱回収ボイラＨＲＳＧと、ＨＲＳＧ内で生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンＳＴとを示している。コンデンサ１は膨張した蒸気を圧縮し、この圧縮された蒸気は給水としてＨＲＳＧへ向けられる。これによって、蒸気タービンの水／蒸気サイクルが完成する。さらにこの発電プラントは、ＣＯ２回収システム５Ａ、５Ｂを含んでいる。このシステムは、冷却アンモニアプロセスをベースにして動作するシステム（図２内の５Ａとして示されている）か、または、アミンプロセスをベースにしたシステム（図３内の５Ｂとして示されている）である。
発電プラント１０のガスタービンは、液化天然ガスＬＮＧ再ガス化プラント２０によって供給された天然ガスによって動作される。発電プラント１０は、ガスタービン燃焼チャンバＣＣ内での使用のために、極低温液化天然ガスＬＮＧを気化させる１つまたは複数のステージを有するＬＮＧ処理システム２０と作用結合されている。本発明では、システム２０内のＬＮＧ再ガス化プロセスは、発電プラント１０内に、１つまたは複数の冷却および低温化システムとともに組み込まれており、これによって、全体的な発電プラント効率を最適化する。このために、ＬＮＧシステム２０は、幾つかのステージ２１〜２３を含んでいる。これらのステージは直列に配置されており、ここで各ステージは、特定の温度レベルを中心とした範囲内のＬＮＧの再ガス化のために用いられる。特に、ＣＯ２回収システム内の冷却または低温化システムは、ＬＮＧ再ガス化システム２０を有する、閉鎖された熱交換回路内に組み込まれている。
第１の実施形態は、ＣＯ２回収システム５ａを備えた発電プラントを含んでいる。ＣＯ２回収システム５ａは、図２に示されているように、冷却アンモニアプロセスをベースにして動作するシステムである。このシステム５ａは、直接接触冷却器ＤＣＣが先行するＣＯ２吸収段Ａを含んでいる。この直接接触冷却器は、ラインＧ１を介してＨＲＳＧから供給された燃焼排ガスを、１２０℃〜８０℃の範囲の温度から、１０℃以下の温度へと下げる。これは、冷却アンモニアプロセスを首尾良く行うのに必要とされている温度である。冷却器３１が直接接触冷却器ＤＣＣの冷却回路内に配置されており、ＬＮＧ再ガス化システム２０の熱交換器２３からの冷却エネルギーを使用するように構成されている。熱交換器２３は１０℃以下、例えば２〜５℃の低温流動媒体を生成する。これは冷却器３３内で、１０℃以下の温度に燃焼排ガスを冷却するために使用される。
ＣＯ２を含んでいないガスは、段ＡからラインＧ５を介して出て、水洗浄装置ＷＷへと供給される。この水洗浄装置から、クリーンな燃焼排ガス用のガスラインＧ６が直接接触冷却器ＤＣＣ２へと向かう。最終的に、クリーンな燃焼排ガスが、直接接触冷却器ＤＣＣからラインＧ７を介してスタックＳおよび大気へと向けられる。
水洗浄装置ＷＷは、ストリッパーＳｔと水冷却器３２に、水のラインＷを介して作用結合される。純粋なＣＯ２流のためのラインが、ストリッパーＳｔから換熱器ＲＧへと続く。燃焼排ガスから回収されたＣＯ２は、最終的に、換熱器ＲＧの頂上部で解放され、ここから、さらなる処理、例えば圧縮、乾燥または冷却へと供給される。
ＣＯ２吸収段Aは、冷却アンモニア、その吸収液の再生のためのシステムと結合されている。ＣＯ２リッチ吸収液ＲＳは、ＣＯ２を解放し、吸収段Ａ内で再利用されるＣＯ２リーン液ＬＳを生成するために、換熱器ＲＧによって再加熱される。この吸収液換熱システムは、付加的に、リッチ液ＲＳのための冷却器３３を含む。
冷却アンモニアＣＯ２回収システム５Ａ内の上述した冷却器３１、３２、３３の各々は、１０℃以下の温度を有する低温媒体として低温の水を必要とする。これは、ＬＮＧシステム２０の熱交換器２３によって提供される。これらの冷却器の各々は、ライン２５および２６によって、熱交換器２３を有する閉鎖された回路内に結合される。
本発明のさらなる実施形態では、ＣＯ２回収システムは、図３に示されているように、アミンプロセスをベースにしたシステム５Ｂであってもよい。これはＣＯ２吸収器Ｂを含んでいる。これには、ラインＷを介した水の流れとリーン吸収剤流ＬＳ’が供給される。ＨＲＳＧからの燃焼排ガスは吸収器Ｂの底部に向けられ、リーン液ＬＳ’と逆流して、この装置を通って上昇する。クリーンな燃焼排ガスはこの装置の頂上部で排出され、スタックＳを介して大気へと向けられる。この吸収プロセスから生じたリッチ液は、ラインＲＳ’および熱交換器ＬＲＸを介してアミン喚熱段ＡＲＣへと向けられる。ここでＣＯ２は溶液から解放され、コンデンサＣ’を介して、さらなる処理または格納のための機構へと向けられる。吸収段ＡＲＣはさらに、リボイラーＲＢを含む回路と結合されている。ここから、リーン液流がＬＳ’を介して熱交換器ＬＲＸへと向けられる。ここでリーン液ＬＳ’は、リッチ液ＲＳ’と熱を交換する。これによって、リッチ液を、アミン喚熱段ＡＲＣに入る前に事前に加熱する。リーン液ＬＳ’はさらに、吸収器段Ｂ内で使用される前に冷却される必要がある。このために、これは熱交換器ＬＳＣを通るように配向される。この熱交換器ＬＳＣは、ＬＮＧシステムのステージ２３からのライン２５内の低温水によってリーン液を冷却するように構成されている。熱交換器ＬＳＣからの加熱された水は、再び、ステージ２３内での冷却のために、ステージ２３へと戻される。これによって回路が閉じられる。燃焼排ガスから導出されたＣＯ２は、再換熱段ＡＲＣから出て、圧縮、乾燥または低温化等のさらなる処理へと供給される。
設けられているＣＯ２回収システムの種類に依存して、このシステム内での処理の前に、ＨＲＳＧからの燃焼排ガスは特定の温度範囲まで冷却されるべきである。冷却アンモニアプロセスのケースでは、燃焼排ガスは、吸収器に入る前に１０℃以下の有利な温度を有している。アミンプロセスの場合には、燃焼排ガスは、最適な動作を保証するために約５０℃の温度を有するべきである。このような燃焼排ガス冷却に対しては、発電プラントは燃焼排ガス冷却器３Ａを含んでいる。または、必要であれば付加的に、燃焼排ガスチラー３Ｂを含む。これは、ＣＯ２回収プロセス内でのその処理の前に、燃焼排ガスを冷却または低温化するための燃焼排ガスライン内に配置されている。従って冷却エネルギーは、完全に、ＬＮＧシステムから抜き取られる。冷却器／チラーシステム３Ａ、３Ｂは、次に、燃焼排ガスから得られ、ライン２６を介してＬＮＧシステムへと向けられた熱を伴うＬＮＧシステムをサポートする。
発電プラントは幾つかのさらなる冷却システムを含んでいる。これらは、ＣＯ２回収システム自体の冷却システムに対して付加的に、ＬＮＧシステムとともに組み込み可能なＣＯ２回収システムと結合または関連付けされている。
ＣＯ２回収システム５Ａ、５Ｂは、回収されたＣＯ２を処理するためのＣＯ２乾燥および冷却システム６に結合されている。この回収されたＣＯ２は、ＣＯ２回収システム内の燃焼排ガスから分離されたものである。ＣＯ２圧縮のための選択的なコンプレッサが、冷却システム６に続いて配置される。
燃焼排ガス内のＣＯ２濃度を上昇させることによってＣＯ２回収プロセスの効率を高めるために、発電プラント１０はさらに、燃焼排ガス再循環システムを含むことができる。このシステムはＨＲＳＧからの排出ラインから分岐するラインを含み得る。これは、処理されていない燃焼排ガスを、燃焼排ガス冷却器４ａを介してガスタービン流入口へと戻す。この燃焼排ガス冷却器４ａの後には、選択的な燃焼排ガスチラー４ｂが続く。燃焼排ガス冷却器または燃焼排ガスチラーからの冷却されたまたは低温化された燃焼排ガスは、それぞれ、ガスタービンコンプレッサに向けられている吸気空気流Ａへと向けられ、混ぜられる。
さらに発電プラント効率を上昇させるために、発電プラントは吸気空気低温化システム２を含むことができる。このシステムは、吸気空気を、例えば、周囲温度が高い場合に、ライン２５を介して熱交換器２３からの低温媒体を使用して冷却する。加熱された媒体は、ライン２６を介して熱交換器２３へと戻される。
発電プラントは、液化天然ガス処理システム２０と作用結合されている。このシステムは、ガスタービン燃焼チャンバＣＣ内での使用のためおよび／またはガスパイプラインを介した搬出のために、極低温液化天然ガスＬＮＧを気化させる。発電プラント１０内の再ガス化プロセスおよび種々の冷却および低温化システムは、全体的な発電プラント効率を最適化するように組み込まれている。ＬＮＧシステム２０は、例えば幾つかのステージ２１〜２３を含んでいる。これらは直列に配置されている。ここで各ステージは、異なる温度レベルでＬＮＧを気化させる。第１のステージ２１は、ＬＮＧを気化させるように構成および配置されており、閉じられた回路内で、発電プラント１０内の空気分離ユニットＡＳＵとライン２７および２８を介して作用結合されている。ライン２７によって極低温冷却は流動媒体を介して、ＡＳＵを動作させる。また、ライン２８は、ＡＳＵ内で生成された熱を、ＬＮＧを気化させるために気化ステージ２１へと戻す。
空気分離ユニットＡＳＵは、大気用のライン内に配置されている。これは、ガスタービンコンプレッサ用の吸気空気ラインＡから分岐する。大気から導出された純粋な酸素は、補助燃焼をサポートするために、コンプレッサへの大気ラインへと戻される、および／または、ガスタービンの燃焼チャンバＣＣ、および／または排熱回収ボイラＨＲＳＧへと戻される。
ＬＮＧシステム２０の第２の熱交換器２２は、図１に示されているように、ＣＯ２乾燥および冷却システム６と作用結合されている。ＬＮＧ熱交換器２２の冷却エネルギーは、ＣＯ２がコンプレッサ３７内で充分に圧縮された後に、ガスタービン排出ガスから回収されたＣＯ２を液化させるために使用される。液化されたＣＯ２は、搬送機構Ｔに向けられる、または、ＣＯ２を処理するまたは格納するための別の機構に向けられる。発電プラントのＣＯ２処理内にＬＮＧ気化器の第２の熱交換器２２を組み込むことによって、付加的なＣＯ２コンプレッサおよびより高い圧力へＣＯ２を圧縮するための中間冷却器を必要とすることなくＣＯ２を液化することができる。この配置によって、投資および操作コスト並びにプラント効率を顕著にセーブすることができる。
ＬＮＧ再ガス化システム２０の第３の熱交換器２３は、ＣＯ２回収システム５Ａまたは５Ｂの冷却システムと、ライン２５および２６によって結合される。全般的な発電プラント効率を付加的に最適化するために、発電プラント１０内にさらなる冷却システムを同様に組み込むことができる。これらのシステムは、例えば、蒸気タービンコンデンサ１用の冷却システムを含む。
各熱交換器２１〜２３は、自身の中に、１つまたは複数の気化ユニットを含んでいてよい。ここでユニットが幾つかある場合には、これらのユニットは直列または並列に配置可能である。このような配置によって、ＬＮＧおよび熱交換流および各温度の柔軟なコントロールが可能になる。
付加的に、最後の熱交換器２３は、冷蔵ユニット２４と結合されてもよい。これはライン２５および２６によっても結合される。熱交換器２２も、冷蔵ユニット３５と結合可能である。これは、コンプレッサ３７および搬送機構Ｔへのラインに結合される。同様に、熱交換器２１が冷蔵ユニット３６と結合可能である。これは、ラインを介してライン２７および２８に結合される。この構造によって、ＬＮＧ再ガス化プロセスのシャットダウン、またはこのプロセスから得られる不十分な冷却の間の、発電プラント内の冷却および低温化システムの動作が可能になる。
図４は、変形したＬＮＧ再ガス化プラント２０’を伴う、発電プラント１０の別の実施例を示している。この変形は、選択的な冷蔵ユニット２４および３６を伴う、ＬＮＧ再ガス化のための２つの熱交換器２１および２３を含んでいる。ＣＯ２液化のために使用されている熱交換器２２を有する代わりに、発電プラントは、乾燥および冷却システム６の後に配置されている中間冷却器３４を伴うコンプレッサ３７のシステムを含む。この中間冷却器には、熱交換器２３からのライン２５を介して冷気が供給される。
１ 蒸気タービンコンデンサ、 ２ 吸気空気低温化システム、 ３Ａ／３Ｂ 燃焼排ガス冷却器／チラー、 ４Ａ／４Ｂ 再循環された燃焼排ガス冷却器／チラー、 ５Ａ ＣＯ２回収システム−冷却アンモニアシステム、 ５Ｂ ＣＯ２回収システム−アミンプロセス、 ６ ＣＯ２乾燥および冷却システム、 １０ 複合サイクル発電プラント、 ２０、２０’ 液化天然ガス再ガス化システム、 ２１ 極低温での第１の熱交換器、 ２２ 低温での第２の熱交換器、 ２３ 第３の熱交換器、 ２４ 冷蔵ユニット、 ２５ 第３の熱交換器から発電プラントへと続く、熱交換媒体用のライン、 ２６ 発電プラントからＬＮＧ再ガス化熱交換器へと戻る、熱交換媒体用の帰線、 ２７ 第１のＬＮＧ再ガス化熱交換器から空気分離ユニットへと続く、極低温熱交換媒体用のライン、 ２８ 空気分離ユニットからＬＮＧ再ガス化熱交換器へと戻る、熱交換媒体用の帰線、 ３１−３３ 冷却アンモニアＣＯ２回収システム内の再ガス化システム、 ３１ 冷却アンモニアＣＯ２回収システム内のＤＣＣ冷却回路内の冷却器、 ３２ 冷却アンモニアＣＯ２回収システム内の水冷却器、 ３３ 冷却アンモニアＣＯ２回収システム内のリッチ液冷却器、 ３４ ＣＯ２中間冷却器、 ３５、３６ 冷蔵ユニット、 ３７ ＣＯ２コンプレッサ、 ＧＴ ガスタービン、 ＳＴ 蒸気タービン、 ＨＲＳＧ 排熱回収ボイラ、 Ａ 吸気空気、 ＡＳＵ 空気分離ユニット、 ＬＮＧ 液化天然ガス、 ＮＧ ガス化された天然ガス、 ＤＣＣ 直接接触冷却器、 Ａ ＣＯ２吸収器、 ＲＧ ＣＯ２吸収液換熱器、 ＲＳ ＣＯ２吸収リッチ液のためのライン、 ＬＳ ＣＯ２吸収リーン液用のライン、 Ｗ 水のライン、 ＷＷ 水洗浄装置、 Ｇ１、Ｇ２、Ｇ５、Ｇ６、Ｇ７ 燃焼排ガスライン、 Ｂ ＣＯ２吸収器、 ＲＳ’ ＣＯ２吸収リッチ液のためのライン、 ＬＳ’ ＣＯ２吸収リーン液用のライン、 ＡＲＣ アミン換熱器段、 ＲＢ リボイラー、 Ｃ’ リーン液冷却システム、 Ｓ スタック、 Ｔ 液化ＣＯ２搬送システム

Claims (13)

  1. ガスタービン（ＧＴ）と、蒸気タービン（ＳＴ）と、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）と、液化天然ガス（ＬＮＧ）再ガス化システム（２０）とを含んでいる複合サイクル発電プラント（１０）であって、
    さらに、前記排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）によって排出された排気ガスを処理するＣＯ２回収システム（５Ａ、５Ｂ）を含んでいる複合サイクル発電プラントにおいて、
    前記液化天然ガス再ガス化システム（２０）は熱交換器（２１、２２、２３）を含んでおり、前記熱交換器は前記ＣＯ２回収システム（５Ａ、５Ｂ）内の熱交換器（３１、３２、３３、３６、ＬＳＣ）と作用結合されており、
    １つまたは複数の熱交換器（２１、２２、２３）はカスケード配置されており、かつＬＮＧ吸気温度から少なくとも−１０℃までの天然ガス温度で動作するように構成されており、かつ前記熱交換器のうちの少なくとも１つの熱交換器（２３）は、液化天然ガスと熱交換媒体との間の熱交換のために構成および配置されており、
    前記熱交換媒体は、極低温または低温を、前記少なくとも１つの熱交換器（２１）からの出力側で有している、
    ことを特徴とする複合サイクル発電プラント（１０）。
  2. 前記ＣＯ２回収システムは冷却アンモニアプロセス用に配置されたシステム（５Ａ）であり、前記発電プラント（１０）はライン（２５、２６）を含んでおり、前記ラインは前記熱交換媒体を前記再ガス化熱交換器（２３）から、前記ＣＯ２回収システム内の冷却システムへ向かわせる、すなわち、
    ・燃焼排ガス直接接触冷却器（ＤＣＣ）の冷却回路内に組み込まれている冷却器（３１）、
    ・燃焼排ガス水洗浄装置（ＷＷ）の前の水冷却器（３２）、
    ・前記ＣＯ２回収システム（５Ａ）内のＣＯ２リッチ吸収液を冷却するための冷却器（３３）、
    のうちの１つまたは複数へと向かわせる、請求項１記載の複合サイクル発電プラント（１０）。
  3. 前記ＣＯ２回収システムは、ＣＯ２を燃焼排ガスから除去するためのアミンプロセス用に配置されたシステム（５Ｂ）であり、前記液化天然ガス再ガス化システム（２０）は、カスケード配置され、ＬＮＧ吸気温度から少なくとも０℃までの天然ガスの動作用に構成された１つまたは複数の熱交換器（２１、２２、２３）を含んでおり、前記熱交換器の少なくとも１つの熱交換器（２１）は、液化天然ガスと熱交換媒体との間の熱交換のために構成および配置されており、
    前記熱交換媒体は、極低温または低温を、前記少なくとも１つの熱交換器（２３）からの出力側で有している、請求項１記載の複合サイクル発電プラント（１０）。
  4. 前記発電プラント（１０）は、ライン（２５、２６）を含んでおり、前記ラインは前記熱交換媒体を前記再ガス化熱交換器（２１）から、前記ＣＯ２回収アミンプロセスシステム（５Ｂ）内のＣＯ２リーン液を冷却するためのシステム（ＬＳＣ）へと向かわせる、請求項３記載の複合サイクル発電プラント（１０）。
  5. 前記液化天然ガスと、前記熱交換器からの出力側で極低温または低温を有している熱交換媒体との間の熱交換のために構成および配置されている前記少なくとも１つの熱交換器（２３）は、前記複合サイクル発電プラント（１０）の前記ガスタービン（ＧＴ）への吸気空気を冷却するシステム（２）に作用結合されている、請求項１または３記載の複合サイクル発電プラント（１０）。
  6. 前記液化天然ガス再ガス化システムの１つまたは複数の熱交換器（２１−２３）は付加的に、前記複合サイクル発電プラント（１０）のシステム、すなわち、
    ・燃焼排ガスがＣＯ２回収システムに入る前に燃焼排ガスを冷却するためのシステム（３ａ）、
    ・燃焼排ガスがＣＯ２回収システムに入る前に燃焼排ガスを低温にするためのシステム（３ｂ）、
    ・前記蒸気タービンコンデンサ用の水冷却システム（１）、
    ・前記ＨＲＳＧの後に前記ガスタービン吸気口に戻るように再循環される燃焼排ガスを冷却するためのシステム（４ａ）、
    ・前記ＨＲＳＧの後に前記ガスタービン吸気口に戻るように再循環される燃焼排ガスを低温にするためのシステム（４ｂ）、
    ・ＣＯ２回収システムによって導出されたＣＯ２を冷却するためのシステム（６）、
    ・低温化によってＣＯ２を乾燥させるためのシステム（６）。
    のうちの１つまたは複数と作用結合されている、請求項５記載の複合サイクル発電プラント（１０）。
  7. 前記液化天然ガス再ガス化システムの複数の熱交換器（２１−２３）は、直列または並列に配置されている、請求項１から６までのいずれか一項記載の複合サイクル発電プラント（１０）。
  8. 前記ＬＮＧ再ガス化システム（２０）の前記熱交換器（２１、２２、２３）の各々は、所定の温度範囲内の熱交換用に構成および配置されており、
    前記熱交換器（２１、２２、２３）の各々は、１つまたは複数の熱交換装置を含むことができ、前記熱交換装置は、相互に直列または並列に配置され得る、請求項７記載の複合サイクル発電プラント（１０）。
  9. 前記液化天然ガス再ガス化システム（２０）は、自身の熱交換器（２１−２３）に並列に配置されている、液化天然ガスを格納するための、１つまたは複数の冷蔵ユニットを含んでいる、請求項５記載の複合サイクル発電プラント（１０）。
  10. 前記ＣＯ２回収システムによって導出されたＣＯ２を液化させるために構成および配置された熱交換器（２２）を含む、前記液化天然ガス再ガス化システムを有している、請求項１または３記載の複合サイクル発電プラント（１０）。
  11. ＣＯ２を乾燥および冷却するためのシステム（６）からＣＯ２を液化するための前記熱交換器（２２）へと続くラインと、当該熱交換器（２２）から搬送機構（Ｔ）またはポンプへと続く、液化ＣＯ２のためのラインとを有している、請求項６および１０記載の複合サイクル発電プラント（１０）。
  12. 前記液化天然ガス再ガス化システム（２０）は、極低温を前記熱交換器（２１）の出力側で有している媒体と液化天然ガスとの間の熱交換のために構成および配置された熱交換器（２１）と、空気分離ユニット（２７）へと続く、前記熱交換媒体のためのライン（２７）と、前記空気分離ユニット（ＡＳＵ）から前記熱交換器（２１）へと戻るライン（２８）とを含んでいる、請求項１記載の複合サイクル発電プラント（１０）。
  13. 前記液化天然ガス再ガス化システム（２１−２３）は、付加的に、前記蒸気タービン（ＳＴ）コンデンサ（１）のための冷却システムと作用結合されている、請求項５記載の複合サイクル発電プラント（１０）。
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