JP6913808B2 - 天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法 - Google Patents

Description

本発明は、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法に関するものである。

従来、液化天然ガス（ＬＮＧ）を気化させるための気化器において液化天然ガスから回収した冷熱を、ガスタービンコンバインド発電装置に供給する空気の冷却に利用する天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムが知られている。

例えば、特許文献１には、ＬＮＧ気化器と、ガスタービン吸気冷却器と、ガスタービン吸気冷却水循環系路と、ガスタービン吸気冷却水循環ポンプと、ガスタービン発電装置と、を備えるＬＮＧ焚きコンバインドサイクル発電設備が開示されている。ＬＮＧ気化器は、ＬＮＧを流すための伝熱管を含んでいる。このＬＮＧ気化器では、伝熱管内を流れるＬＮＧと伝熱管の表面に接触する水とを熱交換させることによってＬＮＧを気化させる。ガスタービン吸気冷却器は、ＬＮＧ気化器から流出した水（冷却水）と空気とを熱交換させることによって空気を冷却する。ガスタービン吸気冷却水循環系路は、ＬＮＧ気化器及びガスタービン吸気冷却器を接続している。水は、ガスタービン吸気冷却水循環系路を循環することにより、ＬＮＧ気化器及びガスタービン吸気冷却器をこの順に流れる。ガスタービン吸気冷却水循環ポンプは、ガスタービン吸気冷却水循環系路のうちガスタービン吸気冷却器の下流側の部位に設けられている。ガスタービン発電装置は、冷却器から流出した空気を圧縮するガスタービン圧縮機と、ガスタービン圧縮機から吐出された空気と天然ガス（ＮＧ）の燃焼ガスとの混合ガスにより駆動されるガスタービンと、ガスタービンに接続された発電機と、を有している。この設備では、ＬＮＧ気化器において水がＬＮＧから回収した冷熱により、ガスタービン発電装置のガスタービン圧縮機に供給される空気が冷却されている。

特開平０６−２１３００１号公報

特許文献１に記載されるＬＮＧ焚きコンバインドサイクル発電設備の気化器では、ＬＮＧが流れる伝熱管の表面に着氷が生じる場合がある。

本発明の目的は、気化器における着氷の発生を抑制することが可能な天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム及び天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法を提供することである。

本発明は、液化天然ガスを気化させるための気化器において前記液化天然ガスから回収した冷熱を、ガスタービン及び前記ガスタービンに接続されたガスタービン発電機を有するガスタービンコンバインド発電装置に供給される空気の冷却に利用する天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法であって、水で前記液化天然ガスを加熱することによって当該液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる気化工程と、前記気化工程で水が前記液化天然ガスから回収した冷熱により、前記ガスタービンコンバインド発電装置に供給される空気を冷却器において冷却する冷却工程と、前記気化工程において得られた天然ガスと前記冷却器から流出した水の一部とを加温部において熱交換させることによって前記天然ガスを加温する工程と、を備え、前記気化工程では、前記気化器内において、前記冷却工程で空気を冷却することにより水が空気から回収した熱を水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体に供給することによって当該中間媒体の少なくとも一部を蒸発させることと、前記中間媒体で前記液化天然ガスを加熱することにより当該液化天然ガスの少なくとも一部を気化させることと、が行われ、前記冷却器から流出した水の他部を、前記加温部を通過させることなく前記気化器に流入させる、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法を提供する。

本天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法の気化工程では、気化器内において、水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体（プロパン等）を介して液化天然ガスの気化が行われるので、気化器における着氷の発生が抑制される。

前記加温部で前記天然ガスと熱交換した前記水の一部を、前記水の他部に合流させて前記気化器に流入させてもよい。

以上のように、本発明によれば、気化器における着氷の発生を抑制することが可能な天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム及び天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法を提供することができる。

本発明の第１実施形態の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムの構成の概略を示す図である。 第１実施形態の気化器及び加温器の周辺の拡大図である。 図１に示す天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムの変形例を示す図である。 本発明の第２実施形態の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムの構成の概略を示す図である。 第２実施形態の気化器及び加温器の周辺の拡大図である。

本発明の好ましい実施形態について、以下、図面を参照しながら説明する。

（第１実施形態）
本発明の第１実施形態の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム１について、図１及び図２を参照しながら説明する。本天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム１は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を気化させるための気化器１０において水を介して液化天然ガスから回収した冷熱を、ガスタービンコンバインド発電装置５０に供給する空気の冷却に利用しつつ、ガスタービンコンバインド発電装置５０で発電する発電システムである。具体的に、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム１は、気化器１０と、冷却器２０と、循環流路３０と、ポンプ４０と、ガスタービンコンバインド発電装置５０と、を備えている。循環流路３０は、気化器１０及び冷却器２０をこの順に接続している。

気化器１０は、水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体（プロパン等）を介して水と液化天然ガスとを熱交換させることによって液化天然ガスを気化させる中間媒体式気化器（ＩＦＶ）である。つまり、この気化器１０では、ブライン等ではなく水によって中間媒体が加熱され、その中間媒体によって液化天然ガスが加熱される。この気化器１０の詳細については、後述する。

冷却器２０は、気化器１０から流出した水と空気とを熱交換させることによって当該空気を冷却する。

ポンプ４０は、循環流路３０のうち気化器１０の下流側の部位に設けられている。ポンプ４０は、気化器１０から流出した水（冷却水）を冷却器２０に送る。本実施形態では、循環流路３０のうち冷却器２０の下流側の部位にも、ポンプ４１が設けられている。このポンプ４１は、冷却器２０から流出した水（温水）を気化器１０に送る。また、循環流路３０のうち気化器１０とポンプ４０との間の部位には、冷熱を貯留する機能を有する冷熱貯留タンク４２が設けられてもよい。同様に、循環流路３０のうち冷却器２０とポンプ４１との間の部位には、温熱を貯留する機能を有する温熱貯留タンク４３が設けられてもよい。さらに、循環流路３０のうち冷却器２０と温熱貯留タンク４３との間の部位には、熱源（海水等）によって水を加熱するバックアップ加温器４４が設けられてもよい。

ガスタービンコンバインド発電装置５０は、空気圧縮機５１と、ガスタービン５２と、排熱回収ボイラ５３と、蒸気タービン５４と、ガスタービン発電機５５と、を含む。空気圧縮機５１は、冷却器２０から流出した空気を圧縮する。ガスタービン５２は、空気圧縮機５１から吐出された圧縮空気と、天然ガス（ＮＧ）の燃焼により生じた燃焼ガスと、の混合ガスにより駆動される。排熱回収ボイラ５３は、ガスタービン５２から排出された排ガスと水とを熱交換させることによって水を蒸発させる。蒸気タービン５４は、排熱回収ボイラ５３から流出した蒸気によって駆動される。ガスタービン発電機５５は、ガスタービン５２及び蒸気タービン５４に接続されており、これらの回転により電力を生成する。

天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム１は、循環流路３０のうち冷却器２０と気化器１０との間の部位に設けられた加温器６０をさらに有していてもよい。

ここで、図２を参照しながら、気化器１０及び加温器６０について説明する。

気化器１０は、中間媒体蒸発部Ｅ１と、液化天然ガス気化部Ｅ２と、中間媒体蒸発部Ｅ１、液化天然ガス気化部Ｅ２及び中間媒体Ｍを収容可能なシェル１１と、を有する。

中間媒体蒸発部Ｅ１は、液相の中間媒体Ｍと、冷却器２０から流出した水（温水）とを熱交換させることによって中間媒体Ｍの少なくとも一部を蒸発させる。本実施形態では、中間媒体蒸発部Ｅ１は、伝熱管により構成されている。中間媒体蒸発部Ｅ１は、シェル１１内の下部（シェル１１内のうち液相の中間媒体Ｍに浸る位置）に配置されている。つまり、中間媒体蒸発部Ｅ１内を流れる水によって中間媒体蒸発部Ｅ１に接する中間媒体Ｍが加熱される。

液化天然ガス気化部Ｅ２は、液化天然ガスと気相の中間媒体Ｍとを熱交換させることによって液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる。本実施形態では、液化天然ガス気化部Ｅ２は、Ｕ字状に形成された伝熱管により構成されている。液化天然ガス気化部Ｅ２は、シェル１１内の上部（シェル１１内のうち液相の中間媒体Ｍの表面よりも上方の領域）に配置されている。つまり、液化天然ガス気化部Ｅ２内を流れる液化天然ガスは、液化天然ガス気化部Ｅ２の表面に接する気相の中間媒体Ｍによって加熱される。

シェル１１には、互いに仕切板１４で仕切られた入口室１２及び出口室１３が接続されている。入口室１２は、当該入口室１２内と液化天然ガス気化部Ｅ２内とが連通するように液化天然ガス気化部Ｅ２の一端に接続されている。出口室１３は、当該出口室１３内と液化天然ガス気化部Ｅ２内とが連通するように液化天然ガス気化部Ｅ２の他端に接続されている。つまり、入口室１２から液化天然ガス気化部Ｅ２内に流入した液化天然ガスは、液化天然ガス気化部Ｅ２を通過する過程で気相の中間媒体Ｍに加熱されることによってその少なくとも一部が気化し、出口室１３に流入する。

また、シェル１１には、水入口室１５と、水出口室１６と、が接続されている。水入口室１５は、当該水入口室１５内と中間媒体蒸発部Ｅ１内とが連通するようにシェル１１の一方側に接続されている。水出口室１６は、当該水出口室１６内と中間媒体蒸発部Ｅ１内とが連通するようにシェル１１の他方側に接続されている。つまり、水入口室１５から中間媒体蒸発部Ｅ１内に流入した水は、中間媒体蒸発部Ｅ１を通過する過程で液相の中間媒体Ｍから冷熱を回収し、水出口室１６を経由して循環流路３０に流出する。

加温器６０は、循環流路３０のうち気化器１０の上流側の部位に設けられている。加温器６０は、気化器１０から流出した天然ガスを加熱する。加温器６０は、加温部Ｅ３と、加温部Ｅ３を収容するケーシング６１と、を有している。

加温部Ｅ３は、液化天然ガス気化部Ｅ２から流出した天然ガスと冷却器２０から流出した水とを熱交換させることによって前記天然ガスを加温する。本実施形態では、加温部Ｅ３は、Ｕ字状に形成された伝熱管により構成されている。

ケーシング６１には、フランジ６５を介して、互いに仕切板６４で仕切られた入口室６２及び出口室６３が接続されている。なお、入口室６２及び出口室６３の構成は、シェル１１に接続された入口室１２及び出口室１３の構成と同じである。気化器１０の出口室１３から流出した天然ガスは、入口室６２に流入した後、加温部Ｅ３を通過する過程でケーシング６１内の水によって加熱され、出口室６３に流入する。フランジ６５は、ケーシング６１に対して着脱可能に接続されている。つまり、加温部Ｅ３、入口室６２、出口室６３及び仕切板６４は、ケーシング６１から取り外すことが可能である。

図１に示されるように、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム１は、熱量調整流路３１を有している。熱量調整流路３１は、循環流路３０に接続されており、加温器６０をバイパスする。このため、中間媒体蒸発部Ｅ１には、冷却器２０から流出した後加温器６０を通過した水と、熱量調整流路３１を経由した水と、が流入する。

以上に説明したように、本実施形態の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム１では、水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体（プロパン等）を介して水と液化天然ガスとの熱交換が行われるので、水と液化天然ガスとが直接熱交換を行う場合に比べ、中間媒体蒸発部Ｅ１での着氷の発生が抑制される。また、着氷トラブルを防止するために、冷熱媒体として高価なブライン水（エチレングリコール水等）を使用する必要もない。

また、気化器１０の上流側に、冷却器２０から流出した水によって天然ガスを加熱する加温器６０が設けられている。このため、液化天然ガス気化部Ｅ２から流出した天然ガスを冷却器２０から流出した水とは別の加熱媒体で加温する場合に比べ、簡単な構造で天然ガスが加熱される。

また、加温器６０では、加温部Ｅ３、入口室６２、出口室６３及び仕切板６４がケーシング６１から取り外すことが可能である。このため、加温部Ｅ３及びケーシング６１内の清掃（洗浄）が容易になる。

また、図３に示されるように、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム１は、冷却器バイパス流路３２と、冷熱回収部４５と、をさらに備えていてもよい。冷却器バイパス流路３２は、循環流路３０に接続されており、冷却器２０をバイパスする。冷熱回収部４５は、気化器１０から流出した水の冷熱を回収する。冷熱回収部４５としては、室内やケーブルピットを冷却する冷却装置が挙げられる。この態様では、冷却器２０での空気の冷却に必要な冷熱の余剰分が、冷熱回収部４５で有効に回収される。

（第２実施形態）
次に、図４及び図５を参照しながら、本発明の第２実施形態の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム１について説明する。なお、第２実施形態では、第１実施形態と異なる部分についてのみ説明を行い、第１実施形態と同じ構造、作用及び効果の説明は省略する。

本実施形態の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム１は、直接膨張タービン８０と、膨張タービン発電機９０と、加温部バイパス流路３３と、追加加温部Ｅ４と、をさらに備えている。

直接膨張タービン８０は、加温部Ｅ３から流出した天然ガスにより駆動される。膨張タービン発電機９０は、直接膨張タービン８０に接続されている。

加温部バイパス流路３３は、循環流路３０に接続されており加温部Ｅ３をバイパスする。

追加加温部Ｅ４は、加温部バイパス流路３３に設けられている。追加加温部Ｅ４は、加温部バイパス流路３３を流れる水と直接膨張タービン８０から流出した天然ガスとを熱交換させることによって当該天然ガスを加温する。追加加温部Ｅ４は、Ｕ字状に形成された伝熱管により構成されている。本実施形態では、追加加温部Ｅ４は、ケーシング６１に収容されている。換言すれば、本実施形態のケーシング６１は、加温部Ｅ３及び追加加温部Ｅ４をまとめて収容可能な形状を有している。このケーシング６１には、フランジ７５を介して、互いに仕切板７４で仕切られた入口室７２及び出口室７３がさらに接続されている。入口室７２及び出口室７３は、追加加温部Ｅ４内と連通している。直接膨張タービン８０から流出した天然ガスは、入口室７２に流入した後、追加加温部Ｅ４を通過する過程で加温部バイパス流路３３を介してケーシング６１内に流入した水によって加熱され、出口室７３に流入する。この追加加温部Ｅ４も、入口室７２、出口室７３及び仕切板７４とともにケーシング６１から取り外すことが可能である。このため、追加加温部Ｅ４の清掃（洗浄）も容易になる。

また、本実施形態では、加温部Ｅ３から流出した天然ガスの有するエネルギーが膨張タービン発電機９０において電力として回収されるので、システム全体としての発電量が増加する。

また、直接膨張タービン８０から流出した天然ガスを加熱するための専用の加熱媒体ではなく、冷却器２０から流出した水によって直接膨張タービン８０を通過することにより低下した天然ガスの温度を上昇させることができる。具体的に、天然ガスが直接膨張タービン８０を通過することにより当該天然ガスの温度は低下するものの、冷却器２０から流出した水の熱量の一部が加温部Ｅ３に投入される代わりに加温部バイパス流路３３を通じて追加加温部Ｅ４に投入されるので、直接膨張タービン８０から流出した天然ガスが有効に昇温する。なお、追加加温部Ｅ４での天然ガスの加温後においても、水は十分な熱量を有しているので、その水によって中間媒体蒸発部Ｅ１において中間媒体Ｍが有効に加温される。

なお、今回開示された実施形態は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した実施形態の説明ではなく特許請求の範囲によって示され、さらに特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれる。

例えば、加温部Ｅ３及び追加加温部Ｅ４は、それぞれ異なるケーシングに収容されてもよい。この場合においても、追加加温部Ｅ４から流出した水は、中間媒体蒸発部Ｅ１に供給されることが好ましい。

１ 天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム
１０ 気化器
２０ 冷却器
３０ 循環流路
３２ 冷却器バイパス流路
３３ 加温器バイパス流路
４０ ポンプ
４５ 冷熱回収部
５０ ガスタービンコンバインド発電装置
５２ ガスタービン
５４ 蒸気タービン
５５ ガスタービン発電機
６０ 加温器
７０ 加温器
８０ 膨張タービン
Ｅ１ 中間媒体蒸発部
Ｅ２ 液化天然ガス気化部
Ｅ３ 加温部
Ｅ４ 追加加温部
Ｍ 中間媒体

Claims (2)

1. 液化天然ガスを気化させるための気化器において前記液化天然ガスから回収した冷熱を、ガスタービン及び前記ガスタービンに接続されたガスタービン発電機を有するガスタービンコンバインド発電装置に供給される空気の冷却に利用する天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法であって、
   水で前記液化天然ガスを加熱することによって当該液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる気化工程と、
   前記気化工程で水が前記液化天然ガスから回収した冷熱により、前記ガスタービンコンバインド発電装置に供給される空気を冷却器において冷却する冷却工程と、
   前記気化工程において得られた天然ガスと前記冷却器から流出した水の一部とを加温部において熱交換させることによって前記天然ガスを加温する工程と、を備え、
   前記気化工程では、前記気化器内において、前記冷却工程で空気を冷却することにより水が空気から回収した熱を水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体に供給することによって当該中間媒体の少なくとも一部を蒸発させることと、前記中間媒体で前記液化天然ガスを加熱することにより当該液化天然ガスの少なくとも一部を気化させることと、が行われ、
   前記冷却器から流出した水の他部を、前記加温部を通過させることなく前記気化器に流入させる、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法。
2. 前記加温部で前記天然ガスと熱交換した前記水の一部を、前記水の他部に合流させて前記気化器に流入させる、請求項１に記載の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法。

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