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

本発明は、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム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。

前記課題を解決する手段として、本発明は、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムであって、水で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器と、前記気化器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冷却器と、水が前記気化器及び前記冷却器をこの順に流れるように前記気化器及び前記冷却器を接続する循環流路と、前記循環流路に設けられたポンプと、前記冷却器から流出した空気を含むガスによって駆動される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と、を備え、前記気化器は、水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体と、前記冷却器から流出した水と、を熱交換させることによって前記中間媒体の少なくとも一部を蒸発させる中間媒体蒸発部と、前記中間媒体と前記液化天然ガスとを熱交換させることにより前記液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる液化天然ガス気化部と、を有する、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムを提供する。

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、中間媒体蒸発部での着氷の発生が抑制される。

また、前記天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムにおいて、前記循環流路のうち前記冷却器と前記気化器との間の部位に設けられており、前記液化天然ガス気化部から流出した天然ガスと前記冷却器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加温部をさらに備えることが好ましい。

このようにすれば、液化天然ガス気化部から流出した天然ガスを冷却器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、構造が簡素化される。

この場合において、前記加温部から流出した天然ガスにより駆動される直接膨張タービンと、前記直接膨張タービンに接続された膨張タービン発電機と、をさらに備えることが好ましい。

このようにすれば、加温部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。

さらにこの場合において、前記循環流路に接続されており前記加温部をバイパスする加温器バイパス流路と、前記加温部バイパス流路を流れる水と前記直接膨張タービンから流出した天然ガス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追加加温部と、をさらに備えることが好ましい。

このようにすれば、直接膨張タービン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、冷却器から流出した水によって直接膨張タービン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、冷却器から流出した水の熱量の一部が加温部に投入される代わりに加温部バイパス流路を通じて追加加温部に投入されるので、直接膨張タービン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において中間媒体が有効に加温される。

また、前記天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムにおいて、前記加温部及び前記追加加温部をまとめて収容するケーシングをさらに備えることが好ましい。

このようにすれば、加温部及び追加加温部がそれぞれ異なるケーシングに収容される場合に比べ、加温部及び追加加温部の構造が簡素化され、しかも小型化される。

この場合において、前記加温部は、前記ケーシングに対して着脱自在に構成されていることが好ましい。

このようにすれば、加温部及びケーシング内の清掃(洗浄)が容易になる。

また、前記天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムにおいて、前記追加加温部は、前記ケーシングに対して着脱自在に構成されていることが好ましい。

このようにすれば、追加加温部及びケーシング内の清掃(洗浄)が容易になる。

また、前記天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムにおいて、前記循環流路に接続されており前記冷却器をバイパスする冷却器バイパス流路と、前記冷却器バイパス流路に設けられた冷熱回収部と、をさらに備えることが好ましい。

このようにすれば、冷却器での空気の冷却に必要な冷熱の余剰分が、冷熱回収部で有効に回収される。

また、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する冷却工程と、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。

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