JP7497666B2

JP7497666B2 - Gas Turbine Systems

Info

Publication number: JP7497666B2
Application number: JP2020176180A
Authority: JP
Inventors: 慎太朗伊藤; 正宏内田
Original assignee: IHI Corp
Current assignee: IHI Corp
Priority date: 2020-10-20
Filing date: 2020-10-20
Publication date: 2024-06-11
Anticipated expiration: 2040-10-20
Also published as: JP2022067465A

Description

本開示は、ガスタービンシステムに関する。 This disclosure relates to a gas turbine system.

圧縮機、燃焼器、タービン、および、発電機を備えるガスタービンシステムが広く利用されている（例えば、特許文献１）。圧縮機は、空気を圧縮して燃焼器に導く。燃焼器は、圧縮された空気で燃料を燃焼させて燃焼ガスを生成する。タービンは、燃焼ガスを回転動力に変換する。タービンによって変換された回転動力により、圧縮機および発電機が回転駆動される。 Gas turbine systems that include a compressor, a combustor, a turbine, and a generator are widely used (for example, see Patent Document 1). The compressor compresses air and guides it to the combustor. The combustor burns fuel with the compressed air to generate combustion gas. The turbine converts the combustion gas into rotational power. The compressor and the generator are rotationally driven by the rotational power converted by the turbine.

特開２０１８－１２３７５５号公報JP 2018-123755 A

上記ガスタービンシステムにおいて、タービンの回転動力（出力）を向上させることができる技術の開発が希求されている。 There is a demand for the development of technology that can improve the rotational power (output) of the turbine in the above gas turbine system.

本開示は、このような課題に鑑み、タービンの出力を向上させることが可能なガスタービンシステムを提供することを目的としている。 In view of these issues, the present disclosure aims to provide a gas turbine system that can improve turbine output.

上記課題を解決するために、本開示の一態様に係るガスタービンシステムは、燃焼器と、
燃焼器に接続されるタービンと、水および可燃性物質を含む被処理液を加熱する加熱部と、加熱部によって加熱された被処理液を燃焼器に供給する被処理液供給部と、を備え、加熱部は、タービンから排気される燃焼ガスが有する熱を回収する排熱回収ボイラによって生成された水蒸気の少なくとも一部と、被処理液とを熱交換させる第２熱交換器を含む。
上記課題を解決するために、本開示の一態様に係る他のガスタービンシステムは、燃焼器と、燃焼器に接続されるタービンと、水および可燃性物質を含む被処理液を加熱する加熱部と、加熱部によって加熱された被処理液を燃焼器に供給する被処理液供給部と、を備え、加熱部は、被処理液を貯留するタンクと、タービンから排気される燃焼ガスが有する熱を回収する排熱回収ボイラによって生じた水蒸気の少なくとも一部をタンクに貯留された被処理液に供給する水蒸気供給部と、を含む。
上記課題を解決するために、本開示の一態様に係る他のガスタービンシステムは、燃焼器と、燃焼器に接続されるタービンと、水および可燃性物質を含む被処理液を加熱する加熱部と、加熱部によって加熱された被処理液を燃焼器に供給する被処理液供給部と、を備え、加熱部は、燃焼器に燃料を供給する燃料圧縮機によって圧縮された燃料および燃料圧縮機の潤滑油のうちのいずれか一方または両方と、被処理液とを熱交換させる第３熱交換器を含む。 In order to solve the above problems, a gas turbine system according to one aspect of the present disclosure includes a combustor,
The system comprises a turbine connected to the combustor, a heating section which heats the liquid to be treated, which contains water and combustible substances, and a liquid to be treated supply section which supplies the liquid to be treated heated by the heating section to the combustor , and the heating section includes a second heat exchanger which exchanges heat between the liquid to be treated and at least a portion of the steam generated by a heat recovery boiler which recovers heat contained in the combustion gas exhausted from the turbine.
In order to solve the above problems, another gas turbine system according to an embodiment of the present disclosure includes a combustor, a turbine connected to the combustor, a heating unit that heats the liquid to be treated containing water and combustible substances, and a treated liquid supply unit that supplies the liquid to be treated heated by the heating unit to the combustor, wherein the heating unit includes a tank that stores the liquid to be treated, and a water vapor supply unit that supplies at least a portion of the water vapor generated by a heat recovery boiler that recovers heat contained in the combustion gas exhausted from the turbine, to the liquid to be treated stored in the tank.
In order to solve the above problems, another gas turbine system according to one embodiment of the present disclosure includes a combustor, a turbine connected to the combustor, a heating unit that heats the treated liquid containing water and combustible substances, and a treated liquid supply unit that supplies the treated liquid heated by the heating unit to the combustor, and the heating unit includes a third heat exchanger that exchanges heat between the treated liquid and either or both of fuel compressed by a fuel compressor that supplies fuel to the combustor and a lubricating oil of the fuel compressor.

また、加熱部は、被処理液を気化させて、水蒸気および可燃性物質のガスを含む混合気体を生成し、被処理液供給部は、混合気体を燃焼器に供給してもよい。 The heating section may also vaporize the liquid to be treated to generate a mixed gas containing water vapor and a gas of a combustible substance, and the liquid to be treated supply section may supply the mixed gas to the combustor.

また、加熱部は、タービンから排気される燃焼ガスと、被処理液とを熱交換させる第１熱交換器を含んでもよい。 The heating section may also include a first heat exchanger that exchanges heat between the combustion gas exhausted from the turbine and the liquid to be treated.

また、加熱部は、タービンが設置される工場で生じた熱によって被処理液を加熱してもよい。 The heating section may also heat the liquid being treated using heat generated in the factory where the turbine is installed.

また、可燃性物質は、アンモニアであってもよい。 The combustible substance may also be ammonia.

本開示によれば、タービンの出力を向上させることが可能となる。 This disclosure makes it possible to improve turbine output.

図１は、第１の実施形態に係るガスタービンシステムを説明する図である。FIG. 1 is a diagram illustrating a gas turbine system according to a first embodiment. 図２は、第２の実施形態に係るガスタービンシステムを説明する図である。FIG. 2 is a diagram illustrating a gas turbine system according to the second embodiment. 図３は、第３の実施形態に係るガスタービンシステムを説明する図である。FIG. 3 is a diagram illustrating a gas turbine system according to a third embodiment. 図４は、第４の実施形態に係るガスタービンシステムを説明する図である。FIG. 4 is a diagram illustrating a gas turbine system according to a fourth embodiment. 図５は、第５の実施形態に係るガスタービンシステムを説明する図である。FIG. 5 is a diagram illustrating a gas turbine system according to a fifth embodiment. 図６は、第６の実施形態に係るガスタービンシステムを説明する図である。FIG. 6 is a diagram illustrating a gas turbine system according to a sixth embodiment.

以下に添付図面を参照しながら、本開示の実施形態について詳細に説明する。かかる実施形態に示す寸法、材料、その他具体的な数値等は、理解を容易とするための例示にすぎず、特に断る場合を除き、本開示を限定するものではない。なお、本明細書および図面において、実質的に同一の機能、構成を有する要素については、同一の符号を付することにより重複説明を省略し、また本開示に直接関係のない要素は図示を省略する。 The embodiments of the present disclosure will be described in detail below with reference to the attached drawings. The dimensions, materials, and other specific values shown in the embodiments are merely examples for ease of understanding, and do not limit the present disclosure unless otherwise specified. In this specification and drawings, elements having substantially the same functions and configurations are designated by the same reference numerals to avoid duplicated explanations, and elements not directly related to the present disclosure are not illustrated.

［第１の実施形態：ガスタービンシステム１００］
図１は、第１の実施形態に係るガスタービンシステム１００を説明する図である。なお、図１中、実線の矢印は、気体、および、液体の流れを示す。 [First embodiment: gas turbine system 100]
Fig. 1 is a diagram illustrating a gas turbine system 100 according to a first embodiment. In Fig. 1, solid arrows indicate the flows of gas and liquid.

図１に示すように、ガスタービンシステム１００は、空気圧縮機１１０と、燃料供給部１２０と、燃焼器１３０と、タービン１４０と、排熱回収ボイラ１５０と、加熱部１６０と、被処理液供給部１７０とを含む。 As shown in FIG. 1, the gas turbine system 100 includes an air compressor 110, a fuel supply section 120, a combustor 130, a turbine 140, a heat recovery steam generator 150, a heating section 160, and a treated liquid supply section 170.

空気圧縮機１１０は、吸入側が、空気の供給源（例えば、外気）に接続される。空気圧縮機１１０は、吐出側が、送気路１１４を通じて後述する燃焼器１３０に接続される。空気圧縮機１１０は、空気を所定の圧力に圧縮して圧縮空気を生成する。圧縮空気は、燃焼器１３０に供給される。 The intake side of the air compressor 110 is connected to an air source (e.g., outside air). The discharge side of the air compressor 110 is connected to a combustor 130 (described later) through an air supply path 114. The air compressor 110 compresses air to a predetermined pressure to generate compressed air. The compressed air is supplied to the combustor 130.

燃料供給部１２０は、燃料を燃焼器１３０に供給する。燃料は、例えば、天然ガス、水素等の気体燃料、重油等の液体燃料である。ここでは、燃料が気体燃料である場合を例に挙げる。本実施形態において、燃料供給部１２０は、燃料圧縮機１２２と、燃料冷却器１２４とを含む。燃料圧縮機１２２は、吸入側が、燃料吸入管１２２ａを通じて燃料の供給源に接続される。燃料圧縮機１２２は、吐出側が、燃料供給管１２２ｂを通じて燃焼器１３０に接続される。燃料圧縮機１２２は、燃料を所定の圧力に圧縮して圧縮燃料を生成する。燃料圧縮機１２２は、モータによって駆動される。 The fuel supply unit 120 supplies fuel to the combustor 130. The fuel may be, for example, a gaseous fuel such as natural gas or hydrogen, or a liquid fuel such as heavy oil. Here, an example is given in which the fuel is a gaseous fuel. In this embodiment, the fuel supply unit 120 includes a fuel compressor 122 and a fuel cooler 124. The intake side of the fuel compressor 122 is connected to a fuel supply source through a fuel intake pipe 122a. The discharge side of the fuel compressor 122 is connected to the combustor 130 through a fuel supply pipe 122b. The fuel compressor 122 compresses the fuel to a predetermined pressure to generate compressed fuel. The fuel compressor 122 is driven by a motor.

燃料冷却器１２４は、燃料供給管１２２ｂに設けられる。燃料冷却器１２４は、燃料供給管１２２ｂを通過する圧縮燃料を冷却する。燃料冷却器１２４は、例えば、圧縮燃料と冷却水とを熱交換させる熱交換器である。冷却された圧縮燃料は、燃料供給管１２２ｂを通じて、燃焼器１３０に供給される。 The fuel cooler 124 is provided in the fuel supply pipe 122b. The fuel cooler 124 cools the compressed fuel passing through the fuel supply pipe 122b. The fuel cooler 124 is, for example, a heat exchanger that exchanges heat between the compressed fuel and cooling water. The cooled compressed fuel is supplied to the combustor 130 through the fuel supply pipe 122b.

燃焼器１３０は、圧縮空気に含まれる酸素で、圧縮燃料、および、後述する可燃性物質を燃焼させて、燃焼ガスを生成する。燃焼器１３０によって生成された燃焼ガスは、燃焼ガス供給路１３２を通じて、タービン１４０に供給される。 The combustor 130 burns the compressed fuel and the combustible material described below with the oxygen contained in the compressed air to generate combustion gas. The combustion gas generated by the combustor 130 is supplied to the turbine 140 through the combustion gas supply passage 132.

タービン１４０は、燃焼ガス供給路１３２を通じて、燃焼器１３０に接続される。タービン１４０は、燃焼器１３０から供給された燃焼ガスを回転動力に変換する。本実施形態において、タービン１４０は、空気圧縮機１１０および発電機１４２と同軸で接続されている。したがって、タービン１４０によって生成された回転動力（出力）は、空気圧縮機１１０および発電機１４２に伝達される。空気圧縮機１１０および発電機１４２は、タービン１４０の回転動力によって駆動される。 The turbine 140 is connected to the combustor 130 through the combustion gas supply passage 132. The turbine 140 converts the combustion gas supplied from the combustor 130 into rotational power. In this embodiment, the turbine 140 is coaxially connected to the air compressor 110 and the generator 142. Therefore, the rotational power (output) generated by the turbine 140 is transmitted to the air compressor 110 and the generator 142. The air compressor 110 and the generator 142 are driven by the rotational power of the turbine 140.

燃焼ガス排気路１４４は、タービン１４０に接続される。タービン１４０によって動力が回収された後の燃焼ガスは、燃焼ガス排気路１４４を通じて外部に排気される。 The combustion gas exhaust passage 144 is connected to the turbine 140. After the power is recovered by the turbine 140, the combustion gas is exhausted to the outside through the combustion gas exhaust passage 144.

排熱回収ボイラ（HRSG：Heat Recovery Steam Generator）１５０は、燃焼ガス排気路１４４に設けられる。排熱回収ボイラ１５０は、タービン１４０から排気される燃焼ガスが有する熱を回収して、水蒸気を生成する。本実施形態において、排熱回収ボイラ１５０は、燃焼ガスと、水とを熱交換させる熱交換器である。排熱回収ボイラ１５０によって生成された水蒸気は、ガスタービンシステム１００が設置される工場の蒸気利用設備に供給される。 The heat recovery steam generator (HRSG) 150 is provided in the combustion gas exhaust path 144. The heat recovery steam generator 150 recovers heat contained in the combustion gas exhausted from the turbine 140 to generate steam. In this embodiment, the heat recovery steam generator 150 is a heat exchanger that exchanges heat between the combustion gas and water. The steam generated by the heat recovery steam generator 150 is supplied to a steam utilization facility in the factory in which the gas turbine system 100 is installed.

加熱部１６０は、被処理液を加熱する。本実施形態において、加熱部１６０は、第１熱交換器１６２を含む。第１熱交換器１６２は、燃焼ガス排気路１４４における排熱回収ボイラ１５０の下流側に設けられる。第１熱交換器１６２は、排熱回収ボイラ１５０を通過した燃焼ガス（例えば、１５０℃程度）と、被処理液とを熱交換させる。本実施形態において、被処理液は、水およびアンモニア（可燃性物質）を含む。つまり、被処理液は、アンモニア水である。被処理液は、例えば、ガスタービンシステム１００が設置される工場で生じた廃液であってもよい。 The heating section 160 heats the liquid to be treated. In this embodiment, the heating section 160 includes a first heat exchanger 162. The first heat exchanger 162 is provided downstream of the heat recovery boiler 150 in the combustion gas exhaust passage 144. The first heat exchanger 162 exchanges heat between the combustion gas (e.g., about 150°C) that has passed through the heat recovery boiler 150 and the liquid to be treated. In this embodiment, the liquid to be treated includes water and ammonia (a combustible substance). In other words, the liquid to be treated is ammonia water. The liquid to be treated may be, for example, waste liquid generated in a factory in which the gas turbine system 100 is installed.

被処理液供給部１７０は、被処理液を燃焼器１３０に供給する。本実施形態において、被処理液供給部１７０は、タンク１７２と、ポンプ１７４と、被処理液供給管１７６を含む。タンク１７２は、被処理液を貯留する。ポンプ１７４は、吸入側が、接続管１７２ａを通じてタンク１７２に接続される。ポンプ１７４は、吐出側が、接続管１７４ａを通じて第１熱交換器１６２に接続される。被処理液供給管１７６は、第１熱交換器１６２と燃焼器１３０とを接続する。 The treated liquid supply section 170 supplies the treated liquid to the combustor 130. In this embodiment, the treated liquid supply section 170 includes a tank 172, a pump 174, and a treated liquid supply pipe 176. The tank 172 stores the treated liquid. The pump 174 has an intake side connected to the tank 172 through a connecting pipe 172a. The pump 174 has an exhaust side connected to the first heat exchanger 162 through a connecting pipe 174a. The treated liquid supply pipe 176 connects the first heat exchanger 162 and the combustor 130.

ポンプ１７４が駆動されると、タンク１７２に貯留された被処理液は、第１熱交換器１６２を通過した後、燃焼器１３０に供給される。つまり、被処理液供給部１７０は、加熱部１６０によって加熱された被処理液を燃焼器１３０に供給する。また、本実施形態において、加熱部１６０（第１熱交換器１６２）は、被処理液を気化させて、水蒸気およびアンモニアのガスを含む混合気体を生成する。したがって、被処理液供給部１７０は、混合気体を燃焼器１３０に供給する。 When the pump 174 is driven, the liquid to be treated stored in the tank 172 passes through the first heat exchanger 162 and is then supplied to the combustor 130. That is, the liquid to be treated supply unit 170 supplies the liquid to be treated heated by the heating unit 160 to the combustor 130. In addition, in this embodiment, the heating unit 160 (first heat exchanger 162) vaporizes the liquid to be treated to generate a mixed gas containing water vapor and ammonia gas. Therefore, the liquid to be treated supply unit 170 supplies the mixed gas to the combustor 130.

以上説明したように、本実施形態に係るガスタービンシステム１００は、燃焼器１３０および被処理液供給部１７０を備える。これにより、燃焼器１３０は、燃料由来の燃焼ガスに加えて、被処理液由来の燃焼ガスおよび水蒸気をタービン１４０に供給することができる。 As described above, the gas turbine system 100 according to this embodiment includes a combustor 130 and a treated liquid supply section 170. This allows the combustor 130 to supply the treated liquid-derived combustion gas and water vapor to the turbine 140 in addition to the fuel-derived combustion gas.

タービン１４０の出力を増加させる場合、燃焼器１３０への燃料の供給量を増加させて、タービン１４０に供給される燃焼ガスの流量を増加させる。この際、燃料の増加に伴って、燃焼器１３０およびタービン１４０の温度が上昇する。 When increasing the output of the turbine 140, the amount of fuel supplied to the combustor 130 is increased to increase the flow rate of the combustion gas supplied to the turbine 140. At this time, the temperature of the combustor 130 and the turbine 140 rises as the amount of fuel increases.

このため、被処理液供給部１７０を備えない従来技術では、燃焼器１３０およびタービン１４０の耐熱温度までしか燃料を増加することができなかった。つまり、従来技術では、燃焼器１３０およびタービン１４０の耐熱温度に基づいて決定される燃料の供給量の上限値Ｑｍａｘまでしか、タービン１４０の出力を増加させることができなかった。 For this reason, in the conventional technology that does not include the treated liquid supply section 170, it was only possible to increase the fuel up to the heat resistance temperature of the combustor 130 and the turbine 140. In other words, in the conventional technology, it was only possible to increase the output of the turbine 140 up to the upper limit Qmax of the fuel supply amount that is determined based on the heat resistance temperature of the combustor 130 and the turbine 140.

これに対し、本実施形態のガスタービンシステム１００は、燃料由来の燃焼ガスに加えて、被処理液由来の燃焼ガスおよび水蒸気をタービン１４０に供給することができる。したがって、タービン１４０の出力を従来技術と同程度とする場合、ガスタービンシステム１００は、従来技術と比較して燃料の供給量を削減できる。これにより、ガスタービンシステム１００は、従来技術と比較して、発電端効率を向上させることが可能となる。また、ガスタービンシステム１００は、燃焼器１３０およびタービン１４０の温度上昇を抑えることが可能となる。 In contrast, the gas turbine system 100 of this embodiment can supply the combustion gas and steam derived from the treated liquid to the turbine 140 in addition to the combustion gas derived from the fuel. Therefore, when the output of the turbine 140 is the same as that of the conventional technology, the gas turbine system 100 can reduce the amount of fuel supplied compared to the conventional technology. This makes it possible for the gas turbine system 100 to improve the generating efficiency compared to the conventional technology. In addition, the gas turbine system 100 can suppress the temperature rise of the combustor 130 and the turbine 140.

また、被処理液中のアンモニアの燃焼で得られる発熱量が、燃料由来の燃焼ガスと同程度の温度まで混合気体の温度を上昇させるために要する熱量以下である場合、ガスタービンシステム１００は、燃焼器１３０およびタービン１４０の温度を低下させて、アンモニアの燃焼ガスおよび水蒸気の分だけ、タービン１４０の出力を増加させることが可能となる。さらに、燃料を上限値Ｑｍａｘまで供給した場合に、ガスタービンシステム１００は、従来技術と比較して、燃焼器１３０およびタービン１４０の温度を上昇させることなく、タービン１４０の最大出力、つまり、発電出力の最大値を増加させることが可能となる。 In addition, when the amount of heat generated by the combustion of ammonia in the treated liquid is equal to or less than the amount of heat required to raise the temperature of the mixed gas to the same temperature as the combustion gas derived from the fuel, the gas turbine system 100 can lower the temperature of the combustor 130 and the turbine 140 and increase the output of the turbine 140 by the amount of the ammonia combustion gas and water vapor. Furthermore, when fuel is supplied up to the upper limit value Qmax, the gas turbine system 100 can increase the maximum output of the turbine 140, i.e., the maximum value of the power generation output, compared to the conventional technology, without raising the temperature of the combustor 130 and the turbine 140.

また、被処理液中のアンモニアの燃焼で得られる発熱量が、燃料由来の燃焼ガスと同程度の温度まで混合気体の温度を上昇させるために要する熱量を上回る場合、混合気体の温度上昇にアンモニアの燃焼で得られる発熱量が奪われる。このため、従来技術と比較して、燃焼器１３０およびタービン１４０の温度を低下させつつ、ガスタービンシステム１００は、アンモニアの燃焼ガスおよび水蒸気の分だけ、タービン１４０の出力を増加させることができる。 In addition, if the amount of heat generated by the combustion of ammonia in the treated liquid exceeds the amount of heat required to raise the temperature of the mixed gas to the same temperature as the combustion gas derived from the fuel, the amount of heat generated by the combustion of ammonia is lost to the increase in temperature of the mixed gas. Therefore, compared to conventional technology, the gas turbine system 100 can increase the output of the turbine 140 by the amount of ammonia combustion gas and water vapor while lowering the temperatures of the combustor 130 and the turbine 140.

また、上記したように、被処理液供給部１７０は、可燃性物質としてアンモニアを燃焼器１３０に供給する。燃焼器１３０がアンモニアを燃焼させることにより、アンモニアを無害化しつつ、アンモニアからエネルギーを回収することができる。また、上記したように、被処理液が、廃液である場合、ガスタービンシステム１００は、廃液の処理に要するコストを削減することが可能となる。 As described above, the treated liquid supply section 170 supplies ammonia as a combustible substance to the combustor 130. The combustor 130 burns the ammonia, making it harmless while recovering energy from the ammonia. As described above, when the treated liquid is waste liquid, the gas turbine system 100 can reduce the cost required for treating the waste liquid.

また、上記したように、ガスタービンシステム１００は、第１熱交換器１６２を備える。これにより、第１熱交換器１６２は、未利用エネルギーによって、被処理液を混合気体にすることができる。これにより、第１熱交換器１６２は、被処理液の加熱に要するコストを削減することが可能となる。 As described above, the gas turbine system 100 is also equipped with a first heat exchanger 162. As a result, the first heat exchanger 162 can convert the liquid to be treated into a mixed gas using unused energy. As a result, the first heat exchanger 162 can reduce the cost required to heat the liquid to be treated.

また、アンモニアは、発熱量が低く（例えば、天然ガスの半分程度）、燃焼速度が低い（例えば、天然ガスの１／５程度）。そこで、上記したように、第１熱交換器１６２は、被処理液を気化させる。これにより、被処理液を液体のまま燃焼器１３０に供給する場合と比較して、第１熱交換器１６２は、燃焼器１３０においてアンモニアを容易に燃焼させることができる。具体的に説明すると、被処理液を液体のまま燃焼器１３０に供給すると、燃焼器１３０において、被処理液の温度上昇→被処理液の気化→混合気体の温度上昇→アンモニアの燃焼→アンモニアの燃焼ガスおよび水蒸気の温度上昇という事象がこの順で生じる。この際、被処理液の温度上昇および被処理液の気化において、被処理液は、燃焼器１３０内の雰囲気の熱を奪う。このため、燃焼器１３０内において、アンモニアの温度が低下してしまい、アンモニアが燃焼しないおそれがある。そこで、第１熱交換器１６２を備え、被処理液供給部１７０が混合気体を燃焼器１３０に供給することにより、アンモニアの気体を燃焼器１３０に供給することができる。したがって、燃焼器１３０は、アンモニアの燃焼を容易に行うことが可能となる。 In addition, ammonia has a low calorific value (for example, about half that of natural gas) and a low combustion rate (for example, about 1/5 that of natural gas). Therefore, as described above, the first heat exchanger 162 vaporizes the liquid to be treated. As a result, the first heat exchanger 162 can easily burn ammonia in the combustor 130 compared to the case where the liquid to be treated is supplied to the combustor 130 as a liquid. To be more specific, when the liquid to be treated is supplied to the combustor 130 as a liquid, the following events occur in the combustor 130 in this order: temperature rise of the liquid to be treated → vaporization of the liquid to be treated → temperature rise of the mixed gas → combustion of ammonia → temperature rise of the combustion gas and water vapor of ammonia. At this time, the liquid to be treated takes heat from the atmosphere in the combustor 130 during the temperature rise of the liquid to be treated and the vaporization of the liquid to be treated. For this reason, the temperature of the ammonia drops in the combustor 130, and there is a risk that the ammonia will not burn. Therefore, by providing a first heat exchanger 162 and having the treated liquid supply section 170 supply the mixed gas to the combustor 130, ammonia gas can be supplied to the combustor 130. Therefore, the combustor 130 can easily combust ammonia.

［第２の実施形態：ガスタービンシステム２００］
図２は、第２の実施形態に係るガスタービンシステム２００を説明する図である。なお、図２中、実線の矢印は、気体、および、液体の流れを示す。 [Second embodiment: gas turbine system 200]
Fig. 2 is a diagram illustrating a gas turbine system 200 according to a second embodiment. In Fig. 2, solid arrows indicate the flows of gas and liquid.

図２に示すように、ガスタービンシステム２００は、空気圧縮機１１０と、燃料供給部１２０と、燃焼器１３０と、タービン１４０と、加熱部２６０と、被処理液供給部１７０とを含む。つまり、ガスタービンシステム２００は、排熱回収ボイラ１５０を備えない点のみがガスタービンシステム１００と異なる。なお、上記ガスタービンシステム１００と実質的に等しい構成要素については、同一の符号を付して説明を省略する。 As shown in FIG. 2, the gas turbine system 200 includes an air compressor 110, a fuel supply section 120, a combustor 130, a turbine 140, a heating section 260, and a treated liquid supply section 170. In other words, the gas turbine system 200 differs from the gas turbine system 100 only in that it does not include a heat recovery steam generator 150. Note that components that are substantially the same as those in the gas turbine system 100 described above are given the same reference numerals and will not be described.

本実施形態において、加熱部２６０は、第１熱交換器２６２を含む。第１熱交換器２６２は、燃焼ガス排気路１４４に設けられる。第１熱交換器２６２は、タービン１４０から排気された燃焼ガス（例えば、５００℃程度）と、被処理液とを熱交換させる。 In this embodiment, the heating section 260 includes a first heat exchanger 262. The first heat exchanger 262 is provided in the combustion gas exhaust path 144. The first heat exchanger 262 exchanges heat between the combustion gas (e.g., about 500°C) exhausted from the turbine 140 and the liquid to be treated.

また、本実施形態において、被処理液供給部１７０の接続管１７４ａは、ポンプ１７４の吐出側と第１熱交換器２６２とを接続する。また、被処理液供給部１７０の被処理液供給管１７６は、第１熱交換器２６２と燃焼器１３０とを接続する。 In addition, in this embodiment, the connection pipe 174a of the treated liquid supply unit 170 connects the discharge side of the pump 174 to the first heat exchanger 262. In addition, the treated liquid supply pipe 176 of the treated liquid supply unit 170 connects the first heat exchanger 262 to the combustor 130.

第１熱交換器２６２は、被処理液の加熱に要するコストを削減することが可能となる。また、第１熱交換器２６２は、排熱回収ボイラとして機能する。ガスタービンシステム２００は、蒸気の需要がない場合の構成であり、ガスタービンシステム１００と比較して高温の燃焼ガスと被処理液とを熱交換させるため、混合気体をより高温にすることができ、可燃性物質の燃焼性を向上することが可能となる。 The first heat exchanger 262 makes it possible to reduce the cost required for heating the liquid to be treated. The first heat exchanger 262 also functions as a heat recovery boiler. The gas turbine system 200 is configured when there is no demand for steam, and compared to the gas turbine system 100, it exchanges heat between the high-temperature combustion gas and the liquid to be treated, making it possible to heat the mixed gas to a higher temperature and improving the combustibility of the combustible material.

［第３の実施形態：ガスタービンシステム３００］
図３は、第３の実施形態に係るガスタービンシステム３００を説明する図である。なお、図３中、実線の矢印は、気体、および、液体の流れを示す。 [Third embodiment: gas turbine system 300]
Fig. 3 is a diagram illustrating a gas turbine system 300 according to a third embodiment. In Fig. 3, solid arrows indicate the flows of gas and liquid.

図３に示すように、ガスタービンシステム３００は、空気圧縮機１１０と、燃料供給部１２０と、燃焼器１３０と、タービン１４０と、排熱回収ボイラ１５０と、加熱部３６０と、被処理液供給部１７０とを含む。なお、上記ガスタービンシステム１００と実質的に等しい構成要素については、同一の符号を付して説明を省略する。 As shown in FIG. 3, the gas turbine system 300 includes an air compressor 110, a fuel supply section 120, a combustor 130, a turbine 140, a heat recovery steam generator 150, a heating section 360, and a treated liquid supply section 170. Note that components that are substantially the same as those in the gas turbine system 100 described above are given the same reference numerals and will not be described.

本実施形態において、加熱部３６０は、第２熱交換器３６２を含む。第２熱交換器３６２は、排熱回収ボイラ１５０によって生成された水蒸気と、被処理液とを熱交換させる。 In this embodiment, the heating section 360 includes a second heat exchanger 362. The second heat exchanger 362 exchanges heat between the water vapor generated by the heat recovery steam generator 150 and the liquid to be treated.

第２熱交換器３６２によって熱交換が為された後の水蒸気は、ガスタービンシステム３００が設けられる工場の蒸気利用設備に供給される。 The steam after heat exchange by the second heat exchanger 362 is supplied to the steam utilization facility of the factory in which the gas turbine system 300 is installed.

また、本実施形態において、被処理液供給部１７０の接続管１７４ａは、ポンプ１７４の吐出側と第２熱交換器３６２とを接続する。また、被処理液供給部１７０の被処理液供給管１７６は、第２熱交換器３６２と燃焼器１３０とを接続する。 In addition, in this embodiment, the connection pipe 174a of the treated liquid supply unit 170 connects the discharge side of the pump 174 to the second heat exchanger 362. In addition, the treated liquid supply pipe 176 of the treated liquid supply unit 170 connects the second heat exchanger 362 to the combustor 130.

第２熱交換器３６２は、被処理液の加熱に要するコストを削減することが可能となる。 The second heat exchanger 362 makes it possible to reduce the cost of heating the liquid being treated.

［第４の実施形態：ガスタービンシステム４００］
図４は、第４の実施形態に係るガスタービンシステム４００を説明する図である。なお、図４中、実線の矢印は、気体、および、液体の流れを示す。 [Fourth embodiment: gas turbine system 400]
Fig. 4 is a diagram illustrating a gas turbine system 400 according to a fourth embodiment. In Fig. 4, solid arrows indicate the flows of gas and liquid.

図４に示すように、ガスタービンシステム４００は、空気圧縮機１１０と、燃料供給部１２０と、燃焼器１３０と、タービン１４０と、排熱回収ボイラ１５０と、加熱部４６０と、被処理液供給部４７０とを含む。なお、上記ガスタービンシステム１００と実質的に等しい構成要素については、同一の符号を付して説明を省略する。 As shown in FIG. 4, the gas turbine system 400 includes an air compressor 110, a fuel supply section 120, a combustor 130, a turbine 140, a heat recovery steam generator 150, a heating section 460, and a treated liquid supply section 470. Note that components that are substantially the same as those in the gas turbine system 100 described above are given the same reference numerals and will not be described.

本実施形態において、加熱部４６０は、タンク４６２と、水蒸気供給部４６４とを含む。タンク４６２は、被処理液を貯留する。 In this embodiment, the heating section 460 includes a tank 462 and a water vapor supply section 464. The tank 462 stores the liquid to be treated.

水蒸気供給部４６４は、排熱回収ボイラ１５０によって生成された水蒸気をタンク４６２に貯留された被処理液に供給する。水蒸気供給部４６４は、水蒸気供給管４６６を含む。水蒸気供給管４６６は、排熱回収ボイラ１５０と水蒸気供給部４６４の底部とを接続する。 The steam supply unit 464 supplies the steam generated by the heat recovery steam generator 150 to the liquid to be treated stored in the tank 462. The steam supply unit 464 includes a steam supply pipe 466. The steam supply pipe 466 connects the heat recovery steam generator 150 and the bottom of the steam supply unit 464.

水蒸気供給管４６６によって、タンク４６２に貯留された被処理液中に水蒸気がバブリングされる。そうすると、水蒸気が有する熱が被処理液に直接伝わり、混合気体が生成される。 Water vapor is bubbled into the liquid being treated stored in the tank 462 by the water vapor supply pipe 466. Then, the heat of the water vapor is directly transferred to the liquid being treated, and a mixed gas is generated.

被処理液供給部４７０は、混合気体供給管４７２と、ポンプ４７４とを含む。混合気体供給管４７２は、タンク４６２の上部と燃焼器１３０とを接続する。ポンプ４７４は、混合気体供給管４７２に設けられる。ポンプ４７４は、吸入側がタンク４６２に接続され、吐出側が燃焼器１３０に接続される。 The treated liquid supply section 470 includes a mixed gas supply pipe 472 and a pump 474. The mixed gas supply pipe 472 connects the upper part of the tank 462 to the combustor 130. The pump 474 is provided in the mixed gas supply pipe 472. The pump 474 has an intake side connected to the tank 462 and a discharge side connected to the combustor 130.

加熱部４６０は、被処理液の加熱に要するコストを削減することが可能となる。また、加熱部４６０は、排熱回収ボイラ１５０によって生成された水蒸気の熱を被処理液に直接伝えることができる。これにより、加熱部４６０は、被処理液を効率よく加熱することが可能となる。 The heating unit 460 can reduce the cost required for heating the liquid to be treated. In addition, the heating unit 460 can directly transfer the heat of the steam generated by the heat recovery boiler 150 to the liquid to be treated. This allows the heating unit 460 to efficiently heat the liquid to be treated.

［第５の実施形態：ガスタービンシステム５００］
図５は、第５の実施形態に係るガスタービンシステム５００を説明する図である。なお、図５中、実線の矢印は、気体、および、液体の流れを示す。 [Fifth embodiment: gas turbine system 500]
Fig. 5 is a diagram illustrating a gas turbine system 500 according to a fifth embodiment. In Fig. 5, solid arrows indicate the flows of gas and liquid.

図５に示すように、ガスタービンシステム５００は、空気圧縮機１１０と、燃料供給部５２０と、燃焼器１３０と、タービン１４０と、排熱回収ボイラ１５０と、加熱部５６０と、被処理液供給部１７０とを含む。なお、上記ガスタービンシステム１００と実質的に等しい構成要素については、同一の符号を付して説明を省略する。 As shown in FIG. 5, the gas turbine system 500 includes an air compressor 110, a fuel supply section 520, a combustor 130, a turbine 140, a heat recovery steam generator 150, a heating section 560, and a treated liquid supply section 170. Note that components that are substantially the same as those in the gas turbine system 100 described above are given the same reference numerals and will not be described.

本実施形態において、燃料供給部５２０は、燃料吸入管１２２ａと、燃料圧縮機１２２と、燃料供給管１２２ｂとを含む。 In this embodiment, the fuel supply unit 520 includes a fuel intake pipe 122a, a fuel compressor 122, and a fuel supply pipe 122b.

加熱部５６０は、第３熱交換器５６２を含む。第３熱交換器５６２は、燃料供給管１２２ｂに設けられる。第３熱交換器５６２は、燃料圧縮機１２２によって圧縮された燃料と、被処理液とを熱交換させる。つまり、第３熱交換器５６２は、燃料冷却器として機能する。 The heating section 560 includes a third heat exchanger 562. The third heat exchanger 562 is provided in the fuel supply pipe 122b. The third heat exchanger 562 exchanges heat between the fuel compressed by the fuel compressor 122 and the liquid to be treated. In other words, the third heat exchanger 562 functions as a fuel cooler.

また、本実施形態において、被処理液供給部１７０の接続管１７４ａは、ポンプ１７４の吐出側と第３熱交換器５６２とを接続する。また、被処理液供給部１７０の被処理液供給管１７６は、第３熱交換器５６２と燃焼器１３０とを接続する。 In addition, in this embodiment, the connection pipe 174a of the treated liquid supply unit 170 connects the discharge side of the pump 174 to the third heat exchanger 562. In addition, the treated liquid supply pipe 176 of the treated liquid supply unit 170 connects the third heat exchanger 562 to the combustor 130.

第３熱交換器５６２は、被処理液の加熱に要するコストを削減することが可能となる。 The third heat exchanger 562 makes it possible to reduce the cost of heating the liquid to be treated.

［第６の実施形態：ガスタービンシステム６００］
図６は、第６の実施形態に係るガスタービンシステム６００を説明する図である。なお、図６中、実線の矢印は、気体、および、液体の流れを示す。 [Sixth embodiment: gas turbine system 600]
6 is a diagram illustrating a gas turbine system 600 according to a sixth embodiment. In addition, in Fig. 6, solid arrows indicate the flow of gas and liquid.

図６に示すように、ガスタービンシステム６００は、空気圧縮機１１０と、燃料供給部５２０と、燃焼器１３０と、タービン１４０と、排熱回収ボイラ１５０と、加熱部６６０と、被処理液供給部１７０とを含む。なお、上記ガスタービンシステム１００と実質的に等しい構成要素については、同一の符号を付して説明を省略する。 As shown in FIG. 6, the gas turbine system 600 includes an air compressor 110, a fuel supply section 520, a combustor 130, a turbine 140, a heat recovery steam generator 150, a heating section 660, and a treated liquid supply section 170. Note that components that are substantially the same as those in the gas turbine system 100 described above are given the same reference numerals and will not be described.

本実施形態において、加熱部６６０は、タービン１４０が設置される工場で生じた熱によって被処理液を加熱する。加熱部６６０は、第４熱交換器６６２を含む。第４熱交換器６６２は、工場に設けられる発熱装置から生じた熱と、被処理液とを熱交換する。つまり、第４熱交換器６６２は、発熱装置を冷却する冷却器として機能する。発熱装置は、例えば、炉、金型の生成装置である。 In this embodiment, the heating section 660 heats the liquid to be treated with heat generated in the factory where the turbine 140 is installed. The heating section 660 includes a fourth heat exchanger 662. The fourth heat exchanger 662 exchanges heat between the liquid to be treated and heat generated from a heat generating device installed in the factory. In other words, the fourth heat exchanger 662 functions as a cooler that cools the heat generating device. The heat generating device is, for example, a furnace or a mold generating device.

加熱部６６０は、被処理液の加熱に要するコストを削減することが可能となる。 The heating unit 660 makes it possible to reduce the cost required to heat the liquid to be treated.

以上、添付図面を参照しながら実施形態について説明したが、本開示は上記実施形態に限定されないことは言うまでもない。当業者であれば、特許請求の範囲に記載された範疇において、各種の変更例または修正例に想到し得ることは明らかであり、それらについても当然に本開示の技術的範囲に属するものと了解される。 Although the embodiments have been described above with reference to the attached drawings, it goes without saying that the present disclosure is not limited to the above-described embodiments. It is clear that a person skilled in the art can come up with various modified or revised examples within the scope of the claims, and it is understood that these also naturally fall within the technical scope of the present disclosure.

例えば、上述した第１～第６の実施形態において、ガスタービンシステム１００～６００が加熱部１６０～６６０を備える場合を例に挙げた。しかし、加熱部は必須の構成ではない。ガスタービンシステムは、燃焼器１３０と、タービン１４０と、被処理液供給部１７０とを少なくとも備えていればよい。 For example, in the first to sixth embodiments described above, the gas turbine systems 100 to 600 are provided with the heating units 160 to 660. However, the heating unit is not a required component. The gas turbine system only needs to include at least the combustor 130, the turbine 140, and the treated liquid supply unit 170.

また、上記第１～第６の実施形態において、加熱部１６０～６６０が被処理液を気化させて、水蒸気および可燃性物質のガスを含む混合気体を生成する場合を例に挙げた。しかし、加熱部１６０～６６０は、被処理液を加熱することができれば、被処理液を気化させずともよい。加熱部１６０～６６０は、被処理液を加熱することにより、燃焼器１３０において、被処理液によって奪われる熱量を低減することができる。これにより、加熱部１６０～６６０は、燃焼器１３０におけるアンモニアの燃焼を促進することが可能となる。 In the first to sixth embodiments, the heating units 160 to 660 vaporize the liquid to be treated to generate a mixed gas containing water vapor and combustible gas. However, the heating units 160 to 660 do not need to vaporize the liquid to be treated as long as they can heat the liquid to be treated. By heating the liquid to be treated, the heating units 160 to 660 can reduce the amount of heat taken by the liquid to be treated in the combustor 130. This allows the heating units 160 to 660 to promote the combustion of ammonia in the combustor 130.

また、上記第３の実施形態において、第２熱交換器３６２が、排熱回収ボイラ１５０によって生成された水蒸気と、被処理液とを熱交換させる場合を例に挙げた。しかし、第２熱交換器３６２は、排熱回収ボイラ１５０によって生成された水蒸気の一部と、被処理液とを熱交換させてもよい。この場合、排熱回収ボイラ１５０によって生成され、第２熱交換器３６２に導かれない水蒸気は、工場の蒸気利用設備に供給される。 In the third embodiment, the second heat exchanger 362 exchanges heat between the steam generated by the heat recovery boiler 150 and the liquid to be treated. However, the second heat exchanger 362 may exchange heat between a portion of the steam generated by the heat recovery boiler 150 and the liquid to be treated. In this case, the steam generated by the heat recovery boiler 150 and not guided to the second heat exchanger 362 is supplied to the steam utilization facility of the factory.

同様に、上記第４の実施形態において、水蒸気供給部４６４が、排熱回収ボイラ１５０によって生成された水蒸気をタンク４６２に貯留された被処理液に供給する場合を例に挙げた。しかし、水蒸気供給部４６４は、排熱回収ボイラ１５０によって生成された水蒸気の一部をタンク４６２に貯留された被処理液に供給してもよい。この場合、排熱回収ボイラ１５０によって生成され、水蒸気供給部４６４に導かれない水蒸気は、工場の蒸気利用設備に供給される。 Similarly, in the fourth embodiment described above, an example was given in which the water vapor supply unit 464 supplies the water vapor generated by the heat recovery boiler 150 to the liquid to be treated stored in the tank 462. However, the water vapor supply unit 464 may supply a portion of the water vapor generated by the heat recovery boiler 150 to the liquid to be treated stored in the tank 462. In this case, the water vapor generated by the heat recovery boiler 150 and not guided to the water vapor supply unit 464 is supplied to the steam utilization facility of the factory.

上記第５の実施形態において、第３熱交換器５６２が、燃料圧縮機１２２によって圧縮された燃料と、被処理液とを熱交換させる場合を例に挙げた。しかし、第３熱交換器５６２は、燃料圧縮機１１２によって圧縮された燃料および燃料圧縮機１２２の潤滑油のうちのいずれか一方または両方と、被処理液とを熱交換させてもよい。 In the fifth embodiment described above, the third heat exchanger 562 exchanges heat between the fuel compressed by the fuel compressor 122 and the liquid to be treated. However, the third heat exchanger 562 may exchange heat between the liquid to be treated and either or both of the fuel compressed by the fuel compressor 112 and the lubricating oil of the fuel compressor 122.

また、上記第６の実施形態において、加熱部６６０が、工場に設けられる発熱装置から生じた熱と、被処理液とを熱交換する第４熱交換器６６２を備える場合を例に挙げた。しかし、加熱部６６０は、タービン１４０が設置される工場で生じた熱によって被処理液を加熱することができれば構成に限定はない。例えば、加熱部６６０は、発熱装置を冷却した後の冷却水と、被処理液とを熱交換する熱交換器を備えてもよい。 In the sixth embodiment, the heating unit 660 includes a fourth heat exchanger 662 that exchanges heat between the heat generated by a heat generating device installed in the factory and the liquid to be treated. However, the configuration of the heating unit 660 is not limited as long as it can heat the liquid to be treated with heat generated in the factory where the turbine 140 is installed. For example, the heating unit 660 may include a heat exchanger that exchanges heat between the cooling water after cooling the heat generating device and the liquid to be treated.

また、上記第１～第６の実施形態において、可燃性物質としてアンモニアを例に挙げた。しかし、可燃性物質は、水に溶解すれば、種類に限定はない。可燃性物質は、例えば、エタノール等のアルコールであってもよい。また、可燃性物質は、常温（例えば、２５℃）、常圧（例えば、１ａｔｍ）で液体であってもよいし、気体であってもよい。 In the first to sixth embodiments, ammonia is used as an example of a flammable substance. However, there is no limit to the type of flammable substance as long as it dissolves in water. The flammable substance may be, for example, an alcohol such as ethanol. The flammable substance may be a liquid or a gas at room temperature (e.g., 25°C) and normal pressure (e.g., 1 atm).

また、上記加熱部１６０、加熱部２６０、加熱部３６０、加熱部４６０、加熱部５６０、および、加熱部６６０のうちの複数を備えてもよい。 The device may also include multiple of the heating units 160, 260, 360, 460, 560, and 660.

また、上記燃料冷却器１２４、排熱回収ボイラ１５０、第１熱交換器１６２、第１熱交換器２６２、第２熱交換器３６２、第３熱交換器５６２、第４熱交換器６６２において、２つの熱媒体は、対向流であっても、平行流であってもよい。 Furthermore, in the fuel cooler 124, the heat recovery boiler 150, the first heat exchanger 162, the first heat exchanger 262, the second heat exchanger 362, the third heat exchanger 562, and the fourth heat exchanger 662, the two heat media may be in counterflow or parallel flow.

１００ガスタービンシステム
１２２燃料圧縮機
１３０燃焼器
１４０タービン
１５０排熱回収ボイラ
１６０加熱部
１６２第１熱交換器
１７０被処理液供給部
２００ガスタービンシステム
２６０加熱部
２６２第１熱交換器
３００ガスタービンシステム
３６０加熱部
３６２第２熱交換器
４００ガスタービンシステム
４６０加熱部
４６２タンク
４６４水蒸気供給部
５００ガスタービンシステム
５６０加熱部
５６２第３熱交換器
６００ガスタービンシステム
６６０加熱部 REFERENCE SIGNS LIST 100 Gas turbine system 122 Fuel compressor 130 Combustor 140 Turbine 150 Exhaust heat recovery boiler 160 Heating section 162 First heat exchanger 170 Treated liquid supply section 200 Gas turbine system 260 Heating section 262 First heat exchanger 300 Gas turbine system 360 Heating section 362 Second heat exchanger 400 Gas turbine system 460 Heating section 462 Tank 464 Steam supply section 500 Gas turbine system 560 Heating section 562 Third heat exchanger 600 Gas turbine system 660 Heating section

Claims

A combustor;
a turbine connected to the combustor;
A heating unit for heating a liquid to be treated that contains water and a flammable substance;
a liquid to be treated supply unit that supplies the liquid to be treated heated by the heating unit to the combustor;
Equipped with
The heating unit includes:
A gas turbine system including a second heat exchanger that exchanges heat between the liquid to be treated and at least a portion of the steam generated by a heat recovery boiler that recovers heat contained in the combustion gas exhausted from the turbine .

A combustor;
a turbine connected to the combustor;
A heating unit for heating a liquid to be treated that contains water and a flammable substance;
a liquid to be treated supply unit that supplies the liquid to be treated heated by the heating unit to the combustor;
Equipped with
The heating unit includes:
A tank for storing the liquid to be treated;
a steam supply unit that supplies at least a portion of steam generated by a heat recovery boiler that recovers heat contained in the combustion gas exhausted from the turbine to the liquid to be treated stored in the tank;
2. A gas turbine system comprising :

A combustor;
a turbine connected to the combustor;
A heating unit for heating a liquid to be treated that contains water and a flammable substance;
a liquid to be treated supply unit that supplies the liquid to be treated heated by the heating unit to the combustor;
Equipped with
The heating unit includes:
a third heat exchanger that exchanges heat between the liquid to be treated and either or both of fuel compressed by a fuel compressor that supplies fuel to the combustor and a lubricating oil for the fuel compressor .

The heating unit vaporizes the liquid to be treated to generate a mixed gas containing water vapor and the gas of the combustible substance,
The gas turbine system according to claim 1 , wherein the treated liquid supply section supplies the mixed gas to the combustor.

The heating unit includes:
5. The gas turbine system according to claim 1, further comprising a first heat exchanger for exchanging heat between the combustion gas exhausted from the turbine and the liquid to be treated.

The heating unit includes:
The gas turbine system according to claim 1 , wherein the liquid to be treated is heated by heat generated in a factory in which the turbine is installed.

The gas turbine system according to claim 1 , wherein the combustible substance is ammonia.