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複合サイクル発電所とは、同一の熱源から機械エネルギーに変換する熱機関が複数組み合わさって動作する発電設備のことです。陸上では、発電に用いられる最も一般的なタイプは複合サイクルガスタービン（CCGT ）発電所と呼ばれ、ガス火力発電所の一種です。同じ原理は船舶の推進にも用いられ、複合ガス蒸気（COGAS）発電所と呼ばれています。2つ以上の熱力学サイクルを組み合わせることで、全体の効率が向上し、燃料費を削減できます。
その原理は、最初の（通常はガスタービン）エンジンでサイクルを完了した後、作動流体（排気ガス）がまだ十分に高温であるため、後続の2番目の熱機関が排気ガスからエネルギーを取り出すことができるというものである。通常、熱は熱交換器を通過するため、2つのエンジンは異なる作動流体を使用できる。
複数の仕事の流れから電力を生成することで、全体の効率を約 50 ～ 60% 向上させることができます。つまり、タービンのみを稼働させた単純なサイクルの全体効率が例えば 43% であったのが、完全な複合サイクルを稼働させた場合、正味で最大 64% になります。[ 1 ]
多段式タービンまたは蒸気サイクルも使用可能ですが、複合サイクルガスタービン（CCGT）発電所は、発電と船舶動力の両方において利点があります。ガスタービンサイクルは起動が非常に速いため、即座に発電できます。これにより、別途高価なピーク負荷発電所を設置する必要がなくなり、船舶の操縦も容易になります。また、時間が経つにつれて二次蒸気サイクルが温まり、燃料効率が向上し、さらに発電量が増加します。
2013年11月、フラウンホーファー太陽エネルギーシステム研究所（ISE）は、ドイツの電力部門で新設される発電所の均等化発電原価を評価した。天然ガスを燃料とするCCGT発電所のコストは78～100ユーロ/MWhであった。[ 2 ]さらに、複合サイクル発電の設備投資コストは1kWあたり約1000ドルと比較的低く、設置費用が最も安い発電方式の一つとなっている。[ 3 ] [ 4 ]
歴史的に成功を収めた複合サイクル発電では、水銀蒸気タービン、磁気流体力学発電機、溶融炭酸塩燃料電池が使用され、低温ボトムサイクルには蒸気プラントが用いられてきました。極低温ボトムサイクルは、大量の質量流量と小さな温度差に対応するために必要な機器のサイズが非常に大きいため、コストが高すぎました。しかし、寒冷地では、温水や暖房用に発電所の温水を販売するのが一般的です。真空断熱配管を使用すれば、このユーティリティを最大90kmまで供給できます。
定置型および船舶用発電所では、広く使用されている複合サイクルは、大型ガスタービン（ブレイトンサイクルで動作）を備えています。タービンの高温排気は、蒸気発電所（ランキンサイクルで動作）を駆動します。これが複合サイクルガスタービン（CCGT）発電所です。これらは、ベースロード運転で約64%というクラス最高の実効熱効率（下記参照）を達成します。対照的に、シングルサイクル蒸気発電所の効率は35～42%に制限されます。多くの新しい発電所はCCGTを使用しています。定置型CCGTは、天然ガスまたは石炭からの合成ガスを燃焼します。船舶は燃料油を燃焼します。
基本複合サイクルの熱力学サイクルは、2 つの発電所サイクルで構成されています。1 つはガスタービンサイクルであるジュールサイクルまたはブレイトンサイクル、もう 1 つは蒸気タービンサイクルであるランキンサイクルです。[ 5 ]ガスタービン発電所サイクルであるサイクル1–2–3–4–1は、トッピングサイクルです。これは、高温領域で発生する熱と仕事の伝達プロセスを示しています。
ランキン蒸気サイクルであるサイクルa–b–c–d–e–f–a は、より低い温度で行われ、ボトミングサイクルとして知られています。ボトミングサイクルでは、高温の排ガスから水と蒸気への熱エネルギーの伝達が廃熱回収ボイラーで行われます。定圧プロセス4–1の間、ガスタービンからの排ガスは熱を放出します。給水と湿った過熱蒸気は、プロセスa–b、b–c、c–dでこの熱の一部を吸収します。
蒸気発電所は、ガスタービン発電所からの高温排ガスから入力熱を得ます。[ 5 ]生成された蒸気は、蒸気タービンを駆動するために使用できます。廃熱回収ボイラー（WHRB）は、エコノマイザー、蒸発器、過熱器の3つのセクションで構成されています。
チェンサイクルは、蒸気タービンをなくし、蒸気を直接燃焼タービンに注入する、簡略化された複合サイクルの一種です。これは1970年代半ばから使用されており、全体的な複雑さを軽減しながら廃熱を回収できますが、真の複合サイクルシステムの追加出力と冗長性は失われます。追加の蒸気タービンや発電機がないため、バックアップや補助電源として使用することはできません。このサイクルは、1976年にこの設計の特許を取得したアメリカの教授DYチェンにちなんで名付けられました。[ 6 ]
熱機関の効率、すなわち入力された熱エネルギーのうち有効な仕事に変換できる割合は、機関に入る熱と機関から排出される排気熱との温度差によって制限される。
火力発電所では、水が作動媒体となります。高圧蒸気には、頑丈で大型の部品が必要です。高温を実現するには、安価な鋼鉄ではなく、ニッケルやコバルトなどの高価な合金が必要となります。これらの合金によって、実用的な蒸気温度は655℃に制限されます。一方、蒸気発電所の最低温度は冷却水の温度によって決まります。こうした制約があるため、蒸気発電所の効率の上限は35～42%に固定されます。
開放回路式ガスタービンサイクルは、圧縮機、燃焼器、タービンから構成されます。ガスタービンでは、高温高圧に耐える必要のある金属の量が少ないため、高価な材料の使用量を抑えることができます。このタイプのサイクルでは、タービンへの入力温度（燃焼温度）は比較的高く（900～1,400℃）、排ガスの出力温度も高くなります（450～650℃）。そのため、蒸気を作動流体とする第2のサイクル（ランキンサイクル）に熱を供給するのに十分な温度となります。
複合サイクル発電所では、ガスタービンの排気熱を熱回収ボイラー（HRSG）に通すことで蒸気を発生させ、その際の蒸気温度は420～580℃となる。ランキンサイクルの復水器は通常、湖、河川、海水、または冷却塔からの水で冷却される。この冷却水の温度は15℃程度まで下げることができる。
プラントの規模は、総コストに大きく影響する要素です。プラント規模が大きいほど、規模の経済（出力電力あたりの初期コストの低減）と効率性の向上というメリットが得られます。
大規模発電の場合、典型的な構成としては、270MW の一次ガスタービンと130MWの二次蒸気タービンを組み合わせたもので 、合計出力は400MWとなる 。一般的な発電所は、このような構成の発電機を1基から6基備えている。
大規模発電用のガスタービンは、少なくとも4つの異なるグループ（ゼネラル・エレクトリック、シーメンス、三菱日立、アンサルド・エネルジア）によって製造されています。これらのグループは、300 MW（60 Hz アプリケーション用）および 400 MW（50 Hz アプリケーション用）を超えるガスタービンの開発、テスト、または販売も行っています。複合サイクルユニットは、1 台または複数のガスタービンで構成され、各ガスタービンには、1 台または複数の蒸気タービンに蒸気を供給するように配置された廃熱蒸気発生器があり、これにより複合サイクルブロックまたはユニットが形成されます。3 つの主要メーカー（アルストム、ゼネラル・エレクトリック、シーメンス）が提供する複合サイクルブロックのサイズは、50 MW から 1300 MW をはるかに超える範囲に及び、コストは $670/kW に迫ります。[ 7 ]
熱回収ボイラーは、上記の COGAS 図の項目 5 です。高温のガスタービン排気は過熱器に入り、蒸発器を通過し、最後にエコノマイザー部を通過してボイラーから流れ出ます。給水はエコノマイザーから入り、水または蒸気回路で飽和温度に達した後に排出されます。最後に、蒸発器と過熱器を通過します。熱回収ボイラーに入るガスの温度が高い場合、排出されるガスの温度も高くなります。[ 5 ]
高温サイクルから排出されるガスから最大限の熱を除去するために、2つの水/蒸気ドラムを備えたボイラーがよく使用されます。[ 5 ]低圧ドラムは、低圧エコノマイザーまたは蒸発器に接続されています。低圧蒸気は、タービン排気ガスの低温ゾーンで生成されます。低圧蒸気は低温タービンに供給されます。低圧回路には過熱器を設けることができます。
低圧ゾーンからの給水の一部は、ブースターポンプによって高圧エコノマイザに送られます。このエコノマイザは水を飽和温度まで加熱します。この飽和水はボイラーの高温ゾーンを通過し、高圧タービンに供給されます。
HRSGは、ガスタービンの後に補助燃料を燃焼するように設計できます。補助バーナーはダクトバーナーとも呼ばれます。ダクト燃焼が可能なのは、タービンの排気ガス（排ガス）にまだいくらかの酸素が含まれているためです。ガスタービン入口の温度制限により、タービンは燃料を燃焼させるのに最適な化学量論比を超える過剰な空気を使用する必要があります。ガスタービンの設計では、タービンブレードを冷却するために、圧縮空気の流れの一部がバーナーをバイパスすることがよくあります。タービンの排気はすでに高温であるため、従来の蒸気発電所のように再生式空気予熱器は必要ありません。ただし、ダクトに直接新鮮な空気を吹き込むファンにより、ガスタービンが稼働できない場合でも、ダクト燃焼式蒸気発電所は運転できます。
補助燃焼がない場合、複合サイクル発電所の熱効率は高くなります。しかし、より柔軟な発電所の運転により、船舶が機器の故障時にも運航できるため、船舶用CCGTはより安全になります。柔軟な定置型発電所はより多くの利益を生み出すことができます。ダクト燃焼は煙道温度を上昇させ、蒸気の量または温度を上昇させます（例えば、84バール、525℃まで）。これにより、蒸気サイクルの効率が向上します。補助燃焼により、発電所は電力負荷の変動に対応できます。これは、ダクトバーナーが部分負荷で非常に高い効率を発揮できるためです。これにより、他のユニットの故障を補償するために、より多くの蒸気を生産することが可能になります。また、石炭は経済的な補助燃料として蒸気発生器で燃焼させることができます。
補助燃焼により、排気温度を600℃（ガスタービン排気）から800℃、あるいは1000℃まで上昇させることができます。補助燃焼は、ほとんどの複合サイクルの効率を向上させません。単一ボイラーの場合、700～750℃まで燃焼させれば効率を向上させることができますが、複数ボイラーの場合は、プラントの柔軟性が最大の魅力となるはずです。
「最大補助燃焼」とは、ガスタービン排気ガス中に存在する酸素を用いて、最大量の燃料を燃焼させる状態のことである。
複合サイクル発電所は通常、天然ガスで稼働しますが、重油、合成ガス、その他の燃料も使用できます。補助燃料としては、天然ガス、重油、石炭などが使用できます。バイオ燃料も使用できます。統合型太陽光複合サイクル発電所は、太陽光から得られるエネルギーを他の燃料と組み合わせて、燃料費と環境負荷を削減します（ISCC の項を参照）。次世代原子力発電所の多くは、ブレイトン トップ サイクルの高温範囲と、ランキン ボトム サイクルによる熱効率の向上を利用できます。
ガスパイプラインの延長が非現実的、あるいは経済的に正当化できない場合、遠隔地の電力需要は、再生可能燃料を用いた小規模な複合サイクル発電所で満たすことができる。これらの発電所は天然ガスの代わりに、農村地域で容易に入手できることが多い農業廃棄物や林業廃棄物をガス化して燃焼させる。
ガスタービンは主に天然ガスと軽油（ディーゼル燃料や灯油（ジェット燃料など））を燃料として燃焼します。原油、残渣油（重油）、低品位留出油には硫黄などの腐食性成分が含まれているため、燃料処理装置が必要です。さらに、未精製原油、特に重質サワーオイルには、燃焼時に灰を生成するバナジウムなどの金属や金属化合物が含まれています。高温、腐食、灰の生成が複合的に作用することで、ガスタービンの出力は最大15%低下する可能性があります。しかし、特に複合サイクル発電所においては、依然として経済的に魅力的な燃料となり得ます。
ナトリウムとカリウムは、残渣油、原油、重質留出油から水洗浄法によって除去されます。軽質原油と軽質留出油の場合は、より簡便で安価な精製システムで同様の効果が得られます。バナジウムが存在する場合は、腐食作用を軽減するためにマグネシウム添加システムが必要になる場合もあります。このような処理が必要な燃料には、専用の燃料処理プラントと、ガスタービンの信頼性が高くメンテナンスの手間が少ない運転を保証するための高精度な燃料監視システムが不可欠です。
Xcel Energyは、米国中西部で天然ガスに30%の水素を混合できる天然ガス発電所を2基建設する予定です。 [ 8 ] Intermountain発電所は、同じく30%の水素で稼働できる天然ガス/水素発電所に改修されており、2045年までに純粋な水素で稼働する予定です。[ 9 ]しかし、低炭素水素は肥料の製造など、脱炭素化が難しい用途に使うべきであり、発電には十分ではないかもしれないと考える人もいます。[ 10 ]
複合サイクルシステムには、単軸式と多軸式の構成があります。また、蒸気システムにもいくつかの構成があります。
最も燃料効率の高い発電サイクルは、モジュール式のプレエンジニアリング部品を用いた非燃焼式排熱回収蒸気発生器（HRSG）を使用する。これらの非燃焼式蒸気サイクルは初期費用も最も低く、多くの場合、単一軸システムの一部としてユニットとして設置される。
補助燃焼式および多軸式複合サイクルシステムは、通常、特定の燃料、用途、または状況に合わせて選択されます。たとえば、コジェネレーション複合サイクルシステムでは、より多くの熱やより高い温度が必要な場合があり、電力の優先順位は低くなります。補助燃焼式多軸システムは、より広い範囲の温度または熱を電力に供給できます。褐炭や泥炭などの低品質燃料を燃焼するシステムでは、従来のガスタービンで必要となるさらに高価な燃料処理やガス化を回避するために、比較的高価なクローズドサイクルヘリウムタービンをトップサイクルとして使用する場合があります。
一般的な単軸システムは、ガスタービン1基、蒸気タービン1基、発電機1基、排熱回収ボイラー（HRSG）1基で構成されています。ガスタービンと蒸気タービンは、いずれも単一の軸上の発電機に直列に接続されています。この構成は、操作が簡単で、小型化でき、起動コストも低く抑えられます。
単軸構成は、多軸システムに比べて柔軟性と信頼性が低い場合があります。多少の費用はかかりますが、運用上の柔軟性を高める方法があります。多くの場合、オペレーターはガスタービンをピーク負荷発電所として運転することを希望します。このような発電所では、ガスタービンの起動時または単純なサイクル運転のために、同期自動変速（SSS）クラッチ[ 11 ]を使用して蒸気タービンの軸を切り離すことができます。信頼性を高めるために、蒸気タービンの熱量を増やしたり、独立運転したりできる、あまり一般的ではない別のオプションもあります。ダクト燃焼、おそらくダクト内に新鮮な空気ブロワーを設置し、軸のガスタービン側にクラッチを設置する方法などです。
多軸システムは通常、最大3基のガスタービンに対して1つの蒸気システムのみを備えています。大型の蒸気タービンとヒートシンクを1基のみ使用することで規模の経済が働き、運転・保守コストを削減できます。また、大型の蒸気タービンはより高い圧力を使用できるため、蒸気サイクルの効率が向上します。ただし、多軸システムの初期費用は約5%高くなります。
プラント全体の規模とそれに伴うガスタービンの必要数も、どのタイプのプラントがより経済的かを決定する要因となります。単軸複合サイクル発電所を複数設置する場合、設備数が増えるため、運転・維持コストが高くなる可能性があります。しかし、必要に応じて発電容量を増設できるため、金利コストを削減できるというメリットがあります。
多段圧力再熱蒸気サイクルは、排気ガス温度が約600 ℃のガスタービンを備えた複合サイクルシステムに適用されます。単段圧力および多段圧力非再熱蒸気サイクルは、排気ガス温度が540 ℃以下のガスタービンを備えた複合サイクルシステムに適用されます。特定の用途に適した蒸気サイクルの選択は、プラントの設置コスト、燃料費と品質、稼働サイクル、金利、事業リスク、運転および保守コストを考慮した経済性評価によって決定されます。
ガスサイクルと蒸気サイクルを組み合わせることで、高い入力温度と低い出力温度を実現できます。同じ燃料源で駆動されるため、サイクルの効率は加算されます。したがって、複合サイクル発電所は、ガスタービンの高い燃焼温度と蒸気サイクルの凝縮器からの廃熱温度の間で動作する熱力学サイクルを備えています。この広い範囲は、サイクルのカルノー効率が高いことを意味します。実際の効率はカルノー効率より低いものの、どちらかの発電所単独の場合よりも依然として高くなっています。[ 12 ] [ 13 ]
複合サイクル発電所の発電効率は、消費燃料の低位発熱量に対する発電エネルギーの割合として計算すると、新品（つまり劣化していない）で連続出力運転という理想的な条件下では、60%を超える可能性がある。
単サイクル式熱電併給装置と同様に、複合サイクル式熱電併給装置も、工業プロセス、地域暖房、その他の用途向けに低温熱エネルギーを供給することができます。これはコジェネレーションと呼ばれ、このような発電所はしばしば熱電併給（CHP）発電所と呼ばれます。
一般的に、複合サイクル発電設備の稼働効率は、低位発熱量および総出力ベースで50%を超えています。ほとんどの複合サイクル発電設備、特に大型設備は、低位発熱量ベースで定常状態における最大効率が55～59%に達します。
複合サイクル方式の欠点の一つは、連続出力で運転していないときに効率が低下することである。起動時には、第2サイクルが起動するまでに時間がかかる場合がある。そのため、第2サイクルが稼働するまでは効率が著しく低下し、稼働開始まで1時間以上かかることもある。
熱機関の効率は、凝縮ボイラー で回収される蒸発潜熱を含む燃料の高位発熱量（HHV）またはそれを除いた低位発熱量（LHV）に基づいて算出できます。メタンのHHVは55.50 MJ/kg（23,860 BTU/lb）で、LHVは50.00 MJ/kg（21,500 BTU/lb）であり、11%増加しています。
燃焼温度が高くなると作動流体の膨張が大きくなるため、タービンの効率は向上します。したがって、効率はタービンブレードの第1段が高温に耐えられるかどうかによって制限されます。冷却と材料の研究は継続されています。航空機から採用された一般的な技術として、高温段のタービンブレードに冷却液を加圧する方法があります。この冷却液は独自の方式で排出され、タービンブレードの空力効率を向上させます。様々なメーカーが異なる冷却液を試してきました。空気は一般的ですが、蒸気の使用も増加しています。一部のメーカーは、軍用機エンジンですでに一般的な技術である単結晶タービンブレードを高温部に採用する可能性もあります。
CCGT（複合サイクルガスタービン）とGT（ガスタービン）の効率は、燃焼用空気を予冷することによっても向上させることができます。これにより空気密度が高まり、タービンの膨張比も増加します。これは高温地域で実施されており、出力向上にも効果があります。予冷は、タービン入口に設置された湿潤マトリックスを用いた水の蒸発冷却、または氷蓄熱式空調システムを用いることで実現されます。後者は、より低い温度を利用できるため、より大きな改善効果が得られるという利点があります。さらに、氷蓄熱システムは、電力需要が低い期間に氷を生成できるため、負荷制御や負荷シフトの手段としても利用できます。また、将来的には、再生可能エネルギーなどの他の資源が特定の期間に高濃度で利用可能になることが予想されるため、その活用も期待できます。
燃焼技術は、燃料、ガス化、キャブレター化のすべてが燃費に影響を与えるため、企業秘密が絡むものの、非常に活発な研究分野です。一般的な研究テーマは、空気力学と化学反応のコンピュータシミュレーションを組み合わせ、燃料の完全燃焼を保証しつつ、高温排気ガスの汚染と希釈を最小限に抑える燃焼器設計を見つけることです。一部の燃焼器では、硝酸塩やオゾンの生成を抑制することで汚染を低減するために、空気や蒸気などの他の物質を噴射します。
もう一つの活発な研究分野は、ランキンサイクル用の蒸気発生器です。一般的な発電所では、すでに2段式蒸気タービンを使用しており、2段の間で蒸気を再加熱しています。熱交換器の熱伝導率を改善できれば、効率が向上します。原子炉と同様に、チューブを薄くする（例えば、より強度のある鋼や耐腐食性の高い鋼を使用する）ことができます。別のアプローチとしては、腐食しない炭化ケイ素サンドイッチを使用する方法があります。[ 14 ]
改良型ランキンサイクルの開発もいくつか進められている。有望な分野としては、アンモニア/水混合物[ 15 ]と超臨界二酸化炭素を利用するタービン[ 16 ]が挙げられる。
最新の複合サイクルガスタービン（CCGT）プラントでは、燃料、機器、温度、湿度、圧力など、あらゆる条件に合わせて精密に調整されたソフトウェアが必要です。プラントが改良されるたびに、ソフトウェアも常に変化し続けます。また、CCGTソフトウェアのテストには多額の費用がかかります。なぜなら、数百万ドル規模の新型CCGTプラントの試作機では、実際に稼働できる時間が限られているからです。テストでは通常、特殊な燃料や条件をシミュレートしますが、実際の機器で測定された特定のデータポイントを用いてシミュレーション結果を検証します。
より高い効率を目指した激しい競争が繰り広げられている。タービン入口温度を1,370 ℃（2,500 °F）にすることを目指した研究は、さらに効率的な複合サイクル発電システムの開発につながっている。
バグラン湾発電所では、GE HテクノロジーガスタービンとNEM 3圧力再熱ボイラーを使用し、排熱回収ボイラー（HRSG）からの蒸気でタービンブレードを冷却することにより、低位発熱量（LHV）効率が約60%（高位発熱量（HHV）効率は54%）に達した。
2011年5月、シーメンスはイルシング発電所の578メガワットSGT5-8000Hガスタービンで60.75%の効率を達成したと発表した。[ 17 ]
中部電力の名古屋市西区にある405MW 7HA発電所は、総複合サイクル効率が62%になると予想されている。[ 18 ]
2016年4月28日、フランス電力公社がブーシャンで運営する発電所が、62.22%の効率でギネス世界記録により世界で最も効率的な複合サイクル発電所として認定されました。この発電所は、ゼネラル・エレクトリック9HAを使用しており、単純サイクル効率は41.5%、複合サイクルモードでは61.4%、ガスタービン出力は397MWから470MW、複合出力は592MWから701MWです。燃焼温度は2,600～2,900 °F（1,430～1,590 °C）、全体の圧力比は21.8対1です。[ 19 ]
2016年12月、三菱はJシリーズタービンの一部で63%を超えるLHV効率を達成したと主張した。[ 20 ]
2017年12月、GEは最新の826MW HAプラントの効率が63.7%から64%に上昇したと発表した。同社は、これは積層造形と燃焼技術の進歩によるものだと述べた。プレスリリースによると、2020年代初頭までに65%を達成する計画だという。[ 1 ]
統合ガス化複合発電（IGCC）とは、合成ガス（シンガス）を利用する発電所のことです。シンガスは、石炭やバイオマスなど、さまざまな原料から生成できます。このシステムでは、ガスタービンと蒸気タービンが使用され、蒸気タービンはガスタービンから発生する余剰熱を利用して作動します。このプロセスにより、発電効率を約50%まで高めることができます。
統合型太陽熱複合サイクル（ISCC ）は、太陽熱場を複合サイクル発電所に統合したハイブリッド技術です。ISCC発電所では、太陽エネルギーが補助熱源として使用され、蒸気サイクルをサポートすることで、発電容量の増加または化石燃料使用量の削減につながります。[ 21 ]
熱力学的利点としては、毎日の蒸気タービン起動損失がなくなることが挙げられる。[ 22 ]
複合サイクル発電所の負荷出力を制限する主な要因は、蒸気タービンの許容圧力および温度の過渡現象、必要な蒸気化学条件を確立するための熱回収蒸気発生器の待機時間、およびプラントの残りの部分と主配管システムのウォームアップ時間です。これらの制限は、待機時間を必要とするため、ガスタービンの高速起動能力にも影響します。待機中のガスタービンはガスを消費します。太陽熱コンポーネントは、発電所が日照後に起動する場合、または蓄熱がある場合は日照前に起動する場合、蒸気を必要な条件まで予熱することができます。つまり、発電所はより速く起動し、運転条件に達する前に消費されるガスが少なくなります。[ 23 ]経済的な利点は、太陽熱コンポーネントのコストが、同じ集熱面積の太陽エネルギー発電システム発電所のコストの25%から75%であることです。 [ 24 ]
最初に稼働したこのようなシステムは、2010年にイタリアのアルキメデス複合サイクル発電所[ 25 ]で、続いてフロリダ州のマーティン次世代太陽エネルギーセンター、2011年にはエジプトのクライマットISCC発電所、イランのヤズド発電所[ 26 ] [ 27 ]、アルジェリアのハッシ・ルメル、モロッコのアイン・ベニ・マタールが稼働した。オーストラリアでは、CSエナジーのコガン・クリーク発電所とマッコーリー・ジェネレーションのリデル発電所が太陽光フレネルブーストセクション（44MWと9MW）の建設を開始したが、プロジェクトは稼働しなかった。
ほとんどの成功した複合サイクルでは、動力を得るためのボトムサイクルは従来型の蒸気ランキンサイクルである。
フィンランドなどの寒冷地では、蒸気発電所の凝縮器からの熱を利用して地域暖房システムを稼働させることは既に一般的である。このようなコジェネレーションシステムは、理論上95%を超える効率を実現できる。
蒸気凝縮器の排熱を利用して発電するボトムサイクルは理論的には可能であるが、従来のタービンは経済的に非効率なほど大型化する。凝縮する蒸気と外気または水との温度差が小さいため、タービンを駆動するには非常に大きな質量移動が必要となる。
実用化には至っていないものの、空気の渦流はボトムサイクルに必要な質量流量を集中させることができる。ボルテックスエンジンの理論的研究によると、大規模に構築すれば、大型蒸気ランキンサイクル発電所にとって経済的なボトムサイクルとなることが示されている。
複合サイクル水素発電所は、複合サイクル発電所で水素を使用する発電所です。グリーン水素複合サイクル発電所は、電気分解と再燃焼による発電後、効率が約40%に過ぎず、バッテリー貯蔵と比較して、より長期的なエネルギー貯蔵の実現可能な選択肢です。 天然ガス発電所は、最小限の改修で水素発電所に転換するか、天然ガスと水素の混合運転を行うことができます。[ 29 ] [ 30 ]
天然ガス発電所は、水素は天然ガスよりも密度が低いため、バーナーへの入口パイプを太くして流量を増やし、水素脆化を防ぐ適切な材料を使用することで、水素への移行を念頭に置いて設計することができる。
現在の電解プラントでは、大規模発電所に必要な規模の水素を供給することはできません。現場での電解が必要になる場合、圧縮水素のみで液体水素でない場合は、大量の水素を貯蔵するために多くのスペースが必要になります。 パイプラインでは水素脆化が発生する可能性がありますが、316Lステンレス鋼製のパイプラインは、圧縮天然ガスが輸送される圧力である50バール（単位）を超える圧縮水素に対応できます。あるいは、水素用に太いパイプラインを建設することも可能です。ポリエチレン製または繊維強化ポリマー製のパイプラインも使用できます。
水素は燃焼時に二酸化炭素を生成しないが、燃焼温度が高いため、より多くの亜酸化窒素が生成される。選択的触媒還元プロセスを用いることで、亜酸化窒素を窒素と水のみに分解できる可能性がある。水素燃焼によって生成される水蒸気は、亜酸化窒素を生成する高い燃焼温度を下げるための希釈剤として利用できる。
水素炎から発生する水蒸気によるタービンの腐食は、プラントの寿命を縮めたり、部品交換の頻度を高めたりする可能性がある。
水素は最も小さく軽い元素であり、接続部や接合部から漏れやすい。水素は拡散が速いため、爆発の危険性を軽減する。また、水素炎は通常の炎ほど目立たない。
風力発電や太陽光発電は、ベースロード電源ほど安定していない変動性の高い再生可能エネルギー源です。水素は、再生可能エネルギーが過剰に発電した際に電気分解によって余剰エネルギーを回収し、発電量が少ない時期にはそのエネルギーで不足分を補うことで、再生可能エネルギーの供給を補完できる可能性があります。