(57)【要約】  ＬＮＧを第１冷却水で加熱する気化器３と、気化器３からのＬＮＧを空気で加熱する凝縮器４と、凝縮器４からの空気を圧縮する圧縮機６と、圧縮機６からの空気と凝縮器４からの天然ガスを燃焼する燃焼器７と、燃焼器７からの燃焼ガスで駆動されるガスタービン８と、蒸気を発生する排熱回収ボイラ２０と、排熱回収ボイラ２０の蒸気で駆動される蒸気タービン２１と、蒸気タービン２１の蒸気を第１冷却水で復水する復水器２２と、気化器３の第１冷却水を第２冷却水で冷却する冷却塔３０と、凝縮器４の凝縮水を貯蔵する補給水タンク４０と、補給水タンク４０の水を蒸気タービン系統に供給する配管４１と、補給水タンク４０の水を復水器冷却系統に供給する配管４２とを備える。これにより、水を得ることが難しい地域でもコンバインドサイクル発電設備を構成できるので、液化天然ガスを効率良く精製することができる。
2008047489.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
液化天然ガスを精製する天然ガス液化プラントに動力を供給する天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
液化天然ガスが流通する燃料配管と、この燃料配管の液化天然ガスと第１冷却水を熱交換して液化天然ガスを加熱する気化器と、この気化器からの液化天然ガスと空気を熱交換して液化天然ガスを気化する凝縮器と、この凝縮器で液化天然ガスに冷却された空気を圧縮する圧縮機と、この圧縮機で圧縮した空気と前記凝縮器を通過した天然ガスを混合して燃焼する燃焼器と、この燃焼器で発生した燃焼ガスで駆動されるガスタービンとを有するガスタービン系統と、
前記ガスタービンの排ガスで蒸気を発生する排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラで発生した蒸気で駆動される蒸気タービンと、この蒸気タービンを駆動した蒸気を第１冷却水で復水する復水器とを有する蒸気タービン系統と、
前記気化器で液化天然ガスに冷却された第１冷却水を第２冷却水で冷却する冷却塔を有し、この冷却塔で冷却した第１冷却水を前記復水器に供給する復水器冷却系統と、
前記凝縮器で冷却された空気から得た凝縮水を貯蔵する補給水タンクと、この補給水タンクの水を前記蒸気タービン系統に供給する第１給水配管と、前記補給水タンクの水を前記復水器冷却系統に供給する第２給水配管とを有する補給水系統とを備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項２】
請求項１記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
第１冷却水の循環流量を調節する第１冷却水循環ポンプを備えていることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項３】
請求項１記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記補給水タンクの水を前記冷却塔に第２冷却水として供給する第３給水配管と、
この第３給水配管を介して前記冷却塔に供給される第２冷却水の水量を調節する第２冷却水量調節手段とを有していることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項４】
請求項１記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記排熱回収ボイラの排ガスを冷却して水を回収する水回収装置と、
この水回収装置で排ガスを冷却する第３冷却水の循環流量を調節する第３冷却水循環ポンプと、
前記水回収装置からの水を処理する水処理装置と、
この水処理装置からの水を前記補給水タンクに供給する第４給水配管とを有することを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項５】
液化天然ガスを精製する天然ガス液化プラントに動力を供給する天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
液化天然ガスが流通する燃料配管と、この燃料配管の液化天然ガスと第１冷却水を熱交換して液化天然ガスを加熱する気化器と、この気化器からの液化天然ガスと空気を熱交換して液化天然ガスを気化する凝縮器と、この凝縮器で液化天然ガスに冷却された空気を圧縮する圧縮機と、この圧縮機で圧縮した空気と前記凝縮器を通過した天然ガスを混合して燃焼する燃焼器と、この燃焼器で発生した燃焼ガスで駆動されるガスタービンとを有するガスタービン系統と、
前記ガスタービンの排ガスで蒸気を発生する排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラで発生した蒸気で駆動される蒸気タービンと、この蒸気タービンを駆動した蒸気を第１冷却水で復水する復水器とを有する蒸気タービン系統と、
前記気化器で液化天然ガスに冷却された第１冷却水を第２冷却水で冷却する冷却塔と、第１冷却水の循環流量を調節する第１冷却水循環ポンプとを有し、前記冷却塔で冷却した第１冷却水を前記復水器に供給する復水器冷却系統と、
前記凝縮器で冷却された空気から得た凝縮水を貯蔵する補給水タンクと、この補給水タンクの水を前記蒸気タービン系統に供給する第１給水配管と、前記補給水タンクの水を前記復水器冷却系統に供給する第２給水配管と、前記補給水タンクの水を前記冷却塔に第２冷却水として供給する第３給水配管と、この第３給水配管を介して前記冷却塔に供給される第２冷却水の水量を調節する第２冷却水量調節手段とを有する補給水系統とを備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項６】
請求項２記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記気化器から前記凝縮器に流入する液化天然ガスの温度を計測する燃料温度計測手段と、
前記凝縮器で空気内の湿分が凝固しないように定めた目標温度に前記燃料温度計測手段の計測温度が近づくように、前記第１冷却水循環ポンプの吐出流量を調節する制御装置とを備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項７】
請求項３記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記第３給水配管を介して前記冷却塔に供給される第２冷却水の水量を計測する第２冷却水量計測手段と、
前記冷却塔から前記復水器に流入する第１冷却水の温度を計測する第１冷却水温計測手段と、
前記復水器から前記排熱回収ボイラに供給される液水の温度を計測する復水温度計測手段と、
前記復水温度計測手段の計測温度に基づいて定めた目標温度に第１冷却水温計測手段の計測温度が近づくように、前記第２冷却水量計測手段の計測値に基づいて前記第２冷却水量調節手段を調節する制御装置とを備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項８】
請求項７記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記排熱回収ボイラの排ガスを冷却して水を回収する水回収装置と、
この水回収装置で排ガスを冷却する第３冷却水の循環流量を調節する第３冷却水循環ポンプ
前記水回収装置からの水を処理する水処理装置と、
この水処理装置からの水を前記補給水タンクに供給する第４給水配管と
この第３給水配管を介して前記補給水タンクに供給される回収水の流量を計測する回収水量計測手段とを備え、
前記凝縮器から前記補給水タンクに供給される凝縮水の流量を計測する凝縮水量計測手段と、
前記制御装置は、前記凝縮水量計測手段と前記第２冷却水量計測手段の計測流量に基づいて、前記補給水系統が利用する水の収支が一定になるように定めた目標流量に前記回収水量計測手段の計測流量が近づくように、前記第３冷却水循環ポンプの吐出量を調節することを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項９】
請求項１記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記凝縮器からの液化天然ガスを加熱する加熱装置と、
この加熱装置と前記燃焼器の間に設けられ、前記加熱装置からの液化天然ガスの液相の流量と気相の流量を計測する二相流量計測手段と、
この二相流量計測手段が計測する液化天然ガスの液相の流量に基づいて前記加熱装置の出力を調節する制御装置とを備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項１０】
請求項１記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記凝縮器で冷却した空気に水を噴霧する噴霧器と、
この噴霧器に前記補給水タンクの水を供給する第５給水配管とを備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項１１】
請求項１０記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記凝縮器に流入する空気の温度を計測する空気温度計測手段と、
前記噴霧器に供給する水量を計測する第１噴霧量計測手段と、
前記噴霧器に供給する水量を調節する第１噴霧量調節手段と、
前記空気温度計測手段の計測温度に基づいて定めた目標流量に前記第１噴霧水量計測手段の計測水量が近づくように、前記第１噴霧水量調節手段を調節する制御装置とを備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項１２】
請求項１記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記燃焼器に前記補給水タンクの水を供給する第６給水配管を備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項１３】
請求項１２記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記燃焼器に流入する圧縮空気の流量を計測する圧縮空気流量計測手段と、
前記燃焼器に流入する天然ガスの流量を計測する燃料流量計測手段と、
前記燃焼器に供給する水量を計測する第２噴霧量計測手段と、
前記燃焼器に供給する水量を調節する第２噴霧量調節手段と、
前記圧縮空気流量計測手段及び前記燃料流量計測手段の計測流量に基づいて定めた目標流量に前記第２噴霧水量計測手段の計測水量が近づくように、前記第２噴霧水量調節手段を調節する制御装置とを備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項１４】
液化天然ガスを精製する天然ガス液化プラントに動力を供給する天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
液化天然ガスが流通する燃料配管と、
この燃料配管の液化天然ガスと水を熱交換して液化天然ガスを加熱する気化器と、
この気化器からの液化天然ガスと空気を熱交換して液化天然ガスを気化する凝縮器と、
この凝縮器からの液化天然ガスを加熱する加熱装置と、
前記凝縮器で液化天然ガスに冷却された空気を圧縮する圧縮機と、
この圧縮機で圧縮した空気と前記加熱装置を通過した天然ガスを混合して燃焼する燃焼器と、
この燃焼器で発生した燃焼ガスで駆動されるガスタービンとを備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、液化天然ガスを精製する天然ガス液化プラントで利用する動力供給設備に関する。
【背景技術】
【０００２】
天然ガス液化プラントは、冷媒圧縮機で圧縮した冷媒を用いて天然ガスを冷却し、液化天然ガス（ＬＮＧ）を精製するものである。この天然ガス液化プラントの動力供給源としては、天然ガスを燃料とするガスタービン設備が利用されることがある。通常、天然ガスは液体の状態で貯蔵されているため、燃料として使用するにあたって気化（再ガス化）する必要がある。そのため、ガスタービン設備の他に、ＬＮＧの気化設備が別途必要となる。【０００３】
このような気化設備には高温側の熱源として海水を利用することが一般的である。しかし、この方法ではＬＮＧの冷熱を海に捨てることになるので、環境への影響や熱効率等の面から問題が生じる。この点に着目し、海水によらないＬＮＧの気化を図った発電設備として、プロパン等の熱媒体を作動流体とする熱媒体用タービンをコンバインドサイクル発電設備に追加し、熱媒体用タービンと蒸気タービンの排気を利用してＬＮＧの気化を図ったものがある（特許文献１等参照）。【０００４】
【特許文献１】特開平５−１１３１０８号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
ところで、上記の技術にも利用されているコンバインドサイクル発電設備は、天然ガス液化プラントの動力源として一般的に利用されているガスタービン設備と比較して熱効率の面で優れており、液化天然ガスを効率良く精製できる。【０００６】
しかし、コンバインドサイクル発電設備は蒸気タービンに使用する大量の水を得ることができない地域（例えば、内陸部など）では導入することが難しく、天然ガスの産出地の中にはこの条件を満足しない場所もある。このような産出地は、コンバインドサイクル発電が利用できるところと比較して価格競争の面で不利となるため、事業化が見合わされているケースもある。【０００７】
本発明の目的は、水を得ることが難しい地域でも液化天然ガスを効率良く精製することができる天然ガス液化プラントの動力供給設備を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
本発明は、上記目的を達成するために、液化天然ガスを精製する天然ガス液化プラントに動力を供給する天然ガス液化プラント用動力供給設備において、液化天然ガスが流通する燃料配管と、この燃料配管の液化天然ガスと第１冷却水を熱交換して液化天然ガスを加熱する気化器と、この気化器からの液化天然ガスと空気を熱交換して液化天然ガスを気化する凝縮器と、この凝縮器で液化天然ガスに冷却された空気を圧縮する圧縮機と、この圧縮機で圧縮した空気と前記凝縮器を通過した天然ガスを混合して燃焼する燃焼器と、この燃焼器で発生した燃焼ガスで駆動されるガスタービンとを有するガスタービン系統と、前記ガスタービンの排ガスで蒸気を発生する排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラで発生した蒸気で駆動される蒸気タービンと、この蒸気タービンを駆動した蒸気を第１冷却水で復水する復水器とを有する蒸気タービン系統と、前記気化器で液化天然ガスに冷却された第１冷却水を第２冷却水で冷却する冷却塔を有し、この冷却塔で冷却した第１冷却水を前記復水器に供給する復水器冷却系統と、前記凝縮器で冷却された空気から得た凝縮水を貯蔵する補給水タンクと、この補給水タンクの水を前記蒸気タービン系統に供給する第１給水配管と、前記補給水タンクの水を前記復水器冷却系統に供給する第２給水配管とを有する補給水系統とを備えるものとする。
【発明の効果】
【０００９】
本発明によれば、水を得ることが難しい地域でもコンバインドサイクル発電設備を構成できるので、液化天然ガスを効率良く精製することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１０】
【図１】図１は、本発明の第１の実施の形態である天然ガス液化プラント用動力供給設備の概略構成図である。
【図２】図２は、本発明の第２の実施の形態である天然ガス液化プラント用動力供給設備の概略構成図である。
【符号の説明】
【００１１】
２      燃料配管
３      気化器
４      凝縮器
５      加熱装置
６      圧縮機
７      燃焼器
８      ガスタービン
２０    排熱回収ボイラ
２１    蒸気タービン
２２    復水器
３０    冷却塔
４１    給水配管
４２    給水配管
３４    循環ポンプ
４３    給水配管
４６    給水配管
５３    流量調節弁
５５    第１噴霧量調節弁
５６    第２噴霧量調節弁
６１    燃料温度計測器
６３    空気温度計測器
６４    復水器冷却水温計測器
６５    復水温度計測器
７１    二相流量計測器
７２    圧縮空気流量計測器
７３    冷却塔冷却水量計測器
７４    凝縮水量計測器
７５    回収水量計測器
７６    第１噴霧量計測器
７７    第２噴霧量計測器
８５    水回収装置
８６    循環ポンプ
８７    水処理装置
９０    制御装置
【発明を実施するための最良の形態】
【００１２】
以下、本発明の実施の形態を図面を用いて説明する。【００１３】
図１は本発明の第１の実施の形態である天然ガス液化プラント用動力供給設備の概略構成図である。
この図が示す動力供給設備は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を精製する天然ガス液化プラントに電力を供給するもので、燃料タンク１と、ガスタービン系統１００と、蒸気タービン系統２００と、復水器冷却系統３００と、補給水系統４００を備えている。【００１４】
燃料タンク１は、天然ガス液化プラントが精製したＬＮＧが貯蔵されているものであり、ガスタービン系統１００にＬＮＧを供給している。燃料タンク１は、燃料配管２０を介してガスタービン系統１００と接続されている。【００１５】
ガスタービン系統１００は、ＬＮＧが流通する燃料配管２と、燃料配管２のＬＮＧと復水器冷却水（第１冷却水）を熱交換してＬＮＧを加熱する気化器３と、気化器３からのＬＮＧと空気を熱交換してＬＮＧを加熱する凝縮器４と、凝縮器４からの天然ガス（ＬＮＧを含む場合も有り）をすべて気化する加熱装置５と、凝縮器４で冷却された空気を圧縮する圧縮機６と、圧縮機６で圧縮した空気と加熱装置５を通過した天然ガスを混合して燃焼する燃焼器７と、燃焼器７で発生した燃焼ガスで駆動されるガスタービン８を備えている。【００１６】
燃料配管２は、燃料タンク１内のＬＮＧが流通する配管で、気化器３、凝縮器４、及び加熱装置５を通過した後に燃焼器３に接続されている。燃料配管２内のＬＮＧは、気化器３、凝縮器４、加熱装置５を流通する過程で段階的に加熱されて、燃焼器３に流入する前に完全に気化される。【００１７】
気化器３は、燃料配管２内のＬＮＧを加熱するもので、燃料配管２を介して燃料タンク１と接続されている。気化器３の内部には、燃料配管２と、蒸気タービン系統２００の復水器２２（後述）の冷却水（復水器冷却水）が導かれている。気化器３は、燃料配管２内のＬＮＧと復水器冷却水を熱交換させることにより、ＬＮＧを加熱しながら復水器冷却水を冷却している。本実施の形態の気化器３は、ＬＮＧの加熱に液体（復水器冷却水）を利用しているため、気体（例えば、空気）のみで加熱する場合と比較して気化器の大きさをコンパクトにできる。また、気化器３は、ＬＮＧの加熱に復水器冷却水を利用しているので、ＬＮＧの加熱媒体として蒸気タービンの蒸気を利用したときと比較すると、熱交換させる媒体間の温度差が小さく、発生する熱応力を低減することができる。これにより気化器３の材料に安価なものを利用することができる。【００１８】
凝縮器４は、空気１０を冷却して空気中の湿分を凝縮するもので、燃料配管２を介して気化器３と接続されている。凝縮器４の内部には、燃料配管２と空気１０が導かれている。凝縮器４は、燃料配管２内のＬＮＧと空気１０を熱交換させることにより、空気１０を冷却して空気中の湿分から凝縮水を得る一方で、ＬＮＧを加熱している。凝縮器４で得られる凝縮水量は空気中の水分量に依存するので、空気の湿度の高い季節や地域ほど多くの水を得ることができる。凝縮器４で冷却された空気１０は圧縮機１に導かれ、冷却された空気から得られた凝縮水は補給水系統４００の補給水タンク（後述）に導かれる。【００１９】
加熱装置５は、凝縮器４からのＬＮＧを加熱して完全に気化（天然ガス化）するもので、燃料配管２を介して凝縮器４と接続されている。加熱装置５は、出力調節器１２を介して電力母線８０（後述）と接続されており、この電力母線８０から供給される電力によってＬＮＧを加熱する。出力調節器１２は、加熱装置５の出力（加熱量）を調節するものである。加熱装置５でＬＮＧを加熱すれば、気化器３及び凝縮器４で加熱不足のためにＬＮＧの全量を気化できなかった場合にも完全に気化することができる。【００２０】
圧縮機６は、凝縮器４で冷却した空気を圧縮するもので、凝縮器４の空気の出口と接続されている。本実施の形態の圧縮機６は、ガスタービン８の回転軸（タービンロータ）と連結されており、ガスタービン８によって駆動されているが、圧縮機６への動力に電力を用いても良い。【００２１】
燃焼器７は、圧縮機６で圧縮した空気と加熱装置５を通過した天然ガスとを混合して燃焼するもので、加熱装置５および圧縮機６の出口と接続されている。ここで燃焼された天然ガスと空気は、燃焼ガスとなってガスタービン８に導かれる。【００２２】
ガスタービン８は、燃焼器７で発生した燃焼ガスで駆動されるもので、回転軸を介して発電機９と接続されている。ガスタービン８を駆動した後の燃焼ガスは、排ガスとなって排熱回収ボイラ２０（後述）に導かれている。【００２３】
発電機９は、ガスタービン８によって駆動されて電力を発生するもので、電力母線８０を介して接続された電気設備８１に電力を供給している。電気設備８１は電力によって作動する設備である。なお、図を簡略化するため、図１に示した電力母線８０には、電気設備８１が示されているだけだが、この他にも、天然ガス液化プラント及び動力供給設備内の複数の電気設備が複数接続されていることは言うまでもない。天然ガス液化プラント内の電気設備８１としては、例えば、天然ガス液化プラント内の設備に駆動力を与える電動機（モータ）がある。【００２４】
天然ガス液化プラント内の電動機が駆動する主な設備には冷媒圧縮機（図示せず）がある。この冷媒圧縮機とは、採掘した天然ガスを冷却する際に利用する冷媒（プロパン等）を圧縮する圧縮機である。プラントが精製するＬＮＧの品質及び生産効率を保持する観点からは、この冷媒圧縮機を一定負荷で運転することが望ましく、天然ガス液化プラント用動力供給設備には、この冷媒圧縮機が要求する動力を常に供給し続けることが求められている。【００２５】
また、本実施の形態の動力供給設備は、電気設備８１が電力母線８０を介して複数の発電機からの電力供給を受けられるように構成してあるので、一部のタービンが不具合やメンテナンス等で停止したり出力が低減しても、その他のタービンの出力を一時的に増加させることによってその損失電力を補填できる。なお、動力供給設備に設置するタービンの台数を増加させるほど、１台当たりのタービンが補填すべき電力は低減されるので、上記のような不具合への対処は容易となる。【００２６】
蒸気タービン系統２００は、ガスタービン８の排ガスで蒸気を発生する排熱回収ボイラ２０と、排熱回収ボイラ２０で発生した蒸気で駆動される蒸気タービン２１と、蒸気タービン２１を駆動した蒸気を復水する復水器２２と、蒸気タービン２１の作動流体である水を循環させる循環ポンプ２３を備えている。【００２７】
排熱回収ボイラ２０は、ガスタービン８を駆動した後の燃焼ガス（排ガス）を熱源として蒸気を発生するもので、ガスタービン８から排ガスの流通方向の下流側に設けられている。排熱回収ボイラ２０は、配管２６を介して復水器２２の出口と接続されており、復水器２２で復水された水（液水）を受け入れている。排熱回収ボイラ２０は、配管２６を介して供給される水をガスタービン８の排ガスと熱交換させて、蒸気を発生している。【００２８】
蒸気タービン２１は、排熱回収ボイラ２０からの蒸気で駆動されるもので、回転軸を介して発電機２４と接続されている。発電機２４は、蒸気タービン２１によって駆動されて電力を発生するもので、発電機９同様に、電力母線８０と接続されている。【００２９】
復水器２２は、蒸気タービン２１を駆動した後の蒸気を復水器冷却水で冷却して復水させるもので、蒸気タービン２１の蒸気の出口と接続されている。復水器２２には、復水器冷却系統３００を流通する復水器冷却水と、蒸気タービン２１からの蒸気が導かれている。【００３０】
循環ポンプ２３は、復水器２２で復水された水を排熱回収ボイラに供給するもので、液水が流通する配管２６上に設けられている。【００３１】
復水器冷却系統３００は、復水器冷却水を冷却する冷却塔３０と、冷却塔３０で冷却された復水器冷却水を復水器２２に導入する配管３１と、復水器２２で蒸気によって加熱された復水器冷却水を気化器３に導入する配管３２と、気化器３で冷却された復水器冷却水を冷却塔３０に導入する配管３３と、復水器冷却系統３００内で復水器冷却水を循環させる循環ポンプ３４を備えている。復水器冷却系統３００は、配管３１，３２，３３によって閉ループを形成しており、蒸気タービン２１からの蒸気を復水器２２で復水し、かつ燃料タンク１からのＬＮＧを気化器３で加熱する復水器冷却水を循環させている。【００３２】
冷却塔３０は、復水器冷却水を冷却塔冷却水（第２冷却水）で冷却するもので、配管３３を介して気化器３と接続されている。冷却塔３０には、配管３３を介して供給される復水器冷却水と、補給水タンク４０（後述）から供給される冷却塔冷却水が導かれている。冷却塔３０は、復水器冷却水が流通する配管に冷却塔冷却水を噴霧して復水器冷却水を間接的に冷却し、復水器冷却水との熱交換を終えて蒸発した冷却塔冷却水を大気に放出している。冷却塔３０内での復水器冷却水の冷却量の調節は、補給水タンク４０から供給される水の流量を流量調節弁５３（後述）で調節することによって行われる。【００３３】
循環ポンプ（第１冷却水循環ポンプ）３４は、復水器冷却系統３００における復水器冷却水の循環流量を調節するものである。この循環ポンプ３４の吐出流量を調節すると、気化器３に導入される復水器冷却水の流量が調節されて、燃料配管２内のＬＮＧへの加熱量が調節される。これにより、ガスタービン８の出力に応じて燃料配管２を流通するＬＮＧの流量が変化しても、その流量に応じてＬＮＧを加熱できる。また、気化器３でのＬＮＧの加熱が不充分なときには、凝縮器４に流入したＬＮＧによって内部の湿分が凝固し、配管４４が閉塞してしまう場合がある。したがって、少なくとも、このような不具合を回避できるだけの量の復水器冷却水が気化器３に導入されるように、循環ポンプ３４の吐出流量を調節することが必要である。【００３４】
補給水系統４００は、凝縮器４で得られた凝縮水を貯蔵する補給水タンク４０と、蒸気タービン系統２００に水（作動流体）を供給する給水配管４１と、復水冷却系統３００に復水冷却水を供給する給水配管４２と、冷却塔３０に冷却塔冷却水を供給する給水配管４３を備えている。【００３５】
補給水タンク４０は、凝縮器４で冷却された空気から得た凝縮水を貯蔵するもので、配管４４を介して凝縮器４と接続されている。【００３６】
給水配管４１は、開閉弁５１を有しており、復水器２２と排熱回収ボイラ２０を連絡する配管２６に接続されている。開閉弁５１は、蒸気タービン系統２００への給水を制御するものである。蒸気タービン系統２００の作動流体量が減少した場合には、この開閉弁５１を開けば、補給水タンク４０内の水が蒸気タービン系統２００の作動流体として補給される。【００３７】
給水配管４２は、開閉弁５２を有しており、気化器３と冷却塔３０を連絡する配管３４に接続されている。開閉弁５２は、復水器冷却系統３００への給水を制御するものである。復水器冷却系統３００の復水器冷却水が減少した場合には、この開閉弁５２を開けば、補給水タンク４０内の水が復水器冷却系統３００の復水器冷却水として補給される。【００３８】
給水配管４３は、流量調節弁５３を有しており、冷却塔３０と接続されている。流量調節弁５３は、冷却塔３０への冷却塔冷却水の給水量を調節するものである。この流量調節弁５３の開度を調節すると、冷却塔３０内で噴霧される冷却塔冷却水の量が調節され、冷却塔３０から出る際の復水器冷却水の温度が調節される。【００３９】
上記のように構成される本実施の形態の動力供給設備において、燃料タンク１に貯蔵されたＬＮＧは燃料配管２を介して気化器３に導かれる。気化器３に導かれたＬＮＧは、復水器冷却水と熱交換して加熱され、凝縮器４に導かれる。凝縮器４に導かれたＬＮＧは、圧縮機６で圧縮するために取り込まれた空気１０と熱交換して更に加熱される。この凝縮器４で加熱されたＬＮＧは、それまでの加熱量に応じて気体（天然ガス）又は気液混合体の状態で加熱装置５に導入される。加熱装置５に導かれた燃料が気液混合体となっている場合には、加熱装置５によって加熱することにより完全に気化されて天然ガスとなる。このように加熱装置５で全量が気体となった燃料は、燃焼器７に導かれる。加熱装置５で燃料を加熱すると、ＬＮＧが液体のまま燃焼器７に流入することが防止されるので、燃焼器３での燃焼状態を安定させることができる。【００４０】
燃料が上記のように燃焼器７に導かれる一方で、凝縮器４に取り込まれた空気１０は、凝縮器４内で燃料配管２を流通するＬＮＧによって冷却される。一般的に、ガスタービン８の発電効率は圧縮機１への入気温度が低いほど向上する。そのため、このように凝縮器４で空気を冷却すると、大気から空気を圧縮機１に直接取り込んだ場合と比較して発電効率が向上し、ＬＮＧ（燃料）の消費量を低減することができる。このように凝縮器４内で冷却された空気は、圧縮機６で圧縮された後に、天然ガスと共に燃焼器７に導かれる。【００４１】
燃焼器７に導かれた天然ガスは空気と混合されて燃焼され、高温・高圧の燃焼ガスとなる。こうして発生した燃焼ガスは、ガスタービン８に導かれ、ガスタービン８を回転させる。燃焼ガスによって回転されたガスタービン８は軸駆動力を発電機９に伝達し、発電機９は電力を発生する。発電機９が発生した電力は、電力母線８０を介して天然ガス液化プラント内の電気設備８１に供給される。なお、本実施の形態の圧縮機６は、ガスタービン８と回転軸を介して直結されているので、発電機９同様、ガスタービン８によって直に駆動力される。【００４２】
ガスタービン８を回転した後の燃焼ガスは、排熱回収ボイラ２０に向かって排出される。排熱回収ボイラ２０は、この排ガスを熱源として、配管２６を介して供給される水を加熱して蒸気を発生する。排熱回収ボイラ２０によって発生された蒸気は蒸気タービン２１に導かれ、蒸気タービン２１を回転させる。蒸気によって回転された蒸気タービン２１は、軸駆動力を発電機２４に伝達し、ガスタービン８同様、電力母線８０を介して電気設備８１に電力を供給する。蒸気タービン２１を回転させた後の蒸気は、復水器２２に導かれて、復水器冷却水によって冷却されて復水する。【００４３】
本実施の形態の動力供給設備のように、天然ガス液化プラント内の電気設備８１が複数の発電機からの電力供給を受けられるように構成すれば、一部の発電機を駆動するタービンが不具合やメンテナンス等で停止しても、その他のタービンの出力を一時的に増加させることによってその損失電力を補填することができる。これにより、天然ガス液化プラントに常に一定の動力を供給することができるので、プラント稼働率が向上し、かつＬＮＧの品質が保持される。また、冷媒圧縮機をタービンの回転軸に直結して駆動する場合には、個々の冷媒圧縮機の仕様に特化した動力供給設備を個別に設計する必要があるが、本実施の形態のように冷媒圧縮機を電動機で駆動すれば、その電動機に供給する電力を変更することで冷媒圧縮機の仕様に対応することができる。これにより、プラントに応じて個別に動力供給設備を設計する必要性が低減するので、動力供給設備の汎用性が向上する。さらに、ガスタービンは大気温度が変化すると出力が変動するため、ガスタービンで直接駆動される冷媒圧縮機は大気温度変化の影響を受けやすいことが問題となるが、本実施の形態のように冷媒圧縮機を電動機によって駆動すれば、ガスタービンの出力が変動しても電動機に供給する電力を調節すれば対処できるので大気温度変化の影響を受けにくい。【００４４】
また、上記のように構成される本実施の形態の動力供給設備において、復水器２２で蒸気タービン２１からの蒸気を復水させた復水器冷却水は、循環ポンプ３４によって気化器３内に導入される。循環ポンプ３４は、少なくとも凝縮器４内の湿分を凝固させないだけの流量が確保できるように調節する必要があり、更に、燃料配管２を流通するＬＮＧの流量に基づいて調節すれば効率が向上するので更に良い。【００４５】
気化器３に導かれた復水器冷却水は、燃料配管２内のＬＮＧによって冷却され、配管３４を介して冷却塔３０に導かれる。本実施の形態において気化器３から冷却塔３０へ導入される復水器冷却水は、ＬＮＧによって既に冷却されているので、気化器３が無い系統と比較して冷却塔の大きさを小さくすることができる。冷却塔３０内に導かれた復水器冷却水は、給水配管４３から供給される冷却塔冷却水によって冷却される。蒸気タービン２１から復水器２２に導入される蒸気の流量及び温度に応じて復水器冷却水の温度調節には、流量調節弁５３を利用する。冷却塔３０に供給される冷却塔冷却水の流量を流量調節弁５３で調節すると、蒸気タービン２１から復水器２２に導入される蒸気の流量及び温度に応じて、復水器冷却水の温度を調節できる。このように、本実施の形態における復水器冷却系統３００は、蒸気タービン２１からの蒸気を復水器２２で安定して復水しつつ、燃料配管２を流通する量に応じてＬＮＧを気化器３で加熱している。【００４６】
ところで、凝縮器４に導入された空気中の湿分は、ＬＮＧによって凝縮して配管４４を介して補給水として補給水タンク４０に貯蔵される。蒸気タービン系統２００の作動流体が減少した場合には、開閉弁５１を開くと補給水タンク４０内の水が蒸気タービン系統２００に配管２６を介して供給される。これにより、蒸気タービン２１の作動流体の流量が不足する事態を回避できるので、蒸気タービン用の大量の水を得ることが難しい地域においても蒸気タービン２１を安定運転することができる。【００４７】
また、復水器冷却系統３００の復水器冷却水が減少した場合には、開閉弁５２を開くと補給水タンク４０内の水が復水器冷却系統３００に配管３４を介して供給される。これにより、復水器２２で安定して蒸気を復水できるので、蒸気タービン用の水を得ることが難しい地域においても、蒸気タービン２１を安定運転することができる。また、上記のように復水器冷却水を適宜補給することができれば、気化器３によるＬＮＧの加熱を安定させることができる。これにより、ＬＮＧが凝縮器４内の湿分を凝固してしまう事態を避けられるので、空気中の湿分を継続して回収することができる。【００４８】
次に本実施の形態の効果について説明する。【００４９】
いわゆるコンバインドサイクル発電設備は、天然ガス液化プラントの動力源として一般的に利用されているガスタービン設備と比較して、熱効率の面で優れており、液化天然ガスを効率良く精製できる。ところが、コンバインドサイクル発電設備を構成するためには、蒸気タービンの作動流体用と、蒸気タービンを回転させた蒸気を復水するための冷却水として大量の水が必要となる。したがって、こうした大量の工業用水の調達が困難な地域（例えば、内陸部や、乾燥地帯など）ではコンバインドサイクルを導入することが難しく、天然ガスの産出地の中にはこの条件を満足しない場所もある。このような産出地では、コンバインドサイクル発電を利用できるところと比較すると価格競争の面で不利になるので、プラント建設が見合わされているケースもあった。【００５０】
これに対して、本実施の形態の動力供給設備は、ＬＮＧを復水器冷却水で加熱する気化器３と、気化器３からのＬＮＧを空気で加熱する凝縮器４と、凝縮器４で得た凝縮水を貯蔵する補給水タンク４０と、補給水タンク４０の水を蒸気タービン系統２００に供給する給水配管４１と、補給水タンク４０の水を復水器冷却系統３００に供給する給水配管４２を備えている。このように構成した動力供給設備によれば、ＬＮＧを利用して空気中の湿分を凝縮器４で回収して補給水タンク４０に貯蔵することができ、この貯蔵した水を蒸気タービン系統２００と復水器冷却系統３００に適宜給水することができる。このように本実施の形態によれば、設備を運転することでコンバインドサイクル発電設備の運転に必要な水を得ることができるので、外部から水を補給する必要が無い。したがって、本実施の形態によれば、水を得ることが難しい地域においてもコンバインドサイクル発電設備を構成することができるので、液化天然ガスを効率良く精製することができる。【００５１】
また、本実施の形態の動力供給設備は、気化器３でのＬＮＧの加熱量を調節する循環ポンプと、冷却塔３０での復水器冷却水の冷却量を調節する流量調節弁５３を備えている。これにより、気化器３を流通する量に応じてＬＮＧを加熱できるとともに、復水器２２を流通する流量及び温度に応じて蒸気を冷却することができる。したがって、ガスタービン８と蒸気タービン２１の出力状況に応じて気化器３での加熱量と復水器２２での冷却量を個別に制御できるので、復水器冷却系統３００を効率良く運用することができる。特に、本実施の形態の動力供給設備は、天然ガス液化プラントに常に一定の動力を供給することが求められる都合上、一部のタービンの出力が低下したり、停止したりした場合にも、各タービンの出力を個別に制御して全体として一定の電力を発生する必要がある。したがって、各タービンの出力状況に応じて気化器３の加熱量と復水器３３の冷却量を個別に制御できるという上記特徴は、更に著しい効果を発揮するものとなる。また、冷却塔３０に供給する冷却塔冷却水の量を調節できるので、補給水タンク４０内の水を効率良く利用することができる。【００５２】
さらに、本実施の形態は、ＬＮＧの気化設備として気化器３と凝縮器４を備えており、復水器冷却水と空気を利用してＬＮＧを気化させている。これにより、ＬＮＧの気化設備のために特別な熱媒体（例えば、プロパン）を利用している技術（特許文献１等参照）と異なり、コンバインドサイクル発電設備で一般的に利用する媒体を利用してＬＮＧを気化させることができる。したがって、動力供給設備をシンプルに構成することができるので、設備の建設コストと故障要因の発生を低減することができる。また、気化設備の熱媒体として海水を使用することが避けられるので、冷排水による環境問題の発生を抑制することができるとともに、水を得ることが難しい地域でもコンバインドサイクル発電設備を構成することができる。【００５３】
次に、本発明の第２の実施の形態について説明する。
図２は本発明の第２の実施の形態である天然ガス液化プラント用動力供給設備の概略構成図である。なお、先の図と同じ部分には同じ符号を付し、説明は省略する。【００５４】
図２に示す動力供給設備は、ガスタービン系統１００Ａと、蒸気タービン系統２００Ａと、復水器冷却系統３００Ａと、補給水系統４００Ａと、制御装置９０を備えている。【００５５】
ガスタービン系統１００Ａは、燃料温度計測器６１と、二相流量計測器７１と、空気温度計測手段６３と、噴霧器１１と、圧縮空気流量計測器７２と、加熱装置５Ａを備えている。【００５６】
燃料温度計測器６１は、気化器３から凝縮器４に流入するＬＮＧの温度を計測するもので、気化器３と凝縮器４の間に位置するように燃料配管２に取り付けられている。燃料温度計測器６１は、制御装置９０と接続されており、計測温度Ｔ６１を制御装置９０に送信している。【００５７】
二相流量計測器７１は、加熱装置５から燃焼器７に流入するＬＮＧの液相と気相の流量を計測するもので、加熱装置５と燃焼器７の間に位置するように燃料配管２に取り付けられている。二相流量計測器７１は、制御装置９０と接続されており、ＬＮＧの液相の流量を計測流量Ｖ７１ｌとして、気相（天然ガス）の流量を計測流量Ｖ７１ｇとして制御装置９０に送信している。なお、本実施の形態では、同時に液相と気相の流量を測定できる二相流量計測器７１を利用しているが、気相と液相の流量を個別に測定しても良い。【００５８】
空気温度計測器６３は、凝縮器４に流入する空気の温度を計測するもので、凝縮器４から空気の流通方向の上流側に設けられている。空気温度計測器６３は、制御装置９０と接続されており、計測温度Ｔ６３を制御装置９０に送信している。【００５９】
噴霧器１１は、凝縮器４で冷却した空気に水を噴霧するもので、凝縮器４と圧縮機６の間に設けられている。噴霧器１１は、給水配管４５（後述）を介して補給水タンク４０と接続されており、補給水タンク４０内の水を空気に噴霧している。噴霧器１１に噴霧される水の量は、流量調節弁５５（後述）によって調節されている。【００６０】
圧縮空気流量計測器７２は、圧縮機１から燃焼器７に流入する圧縮空気の流量を計測するもので、圧縮機１と燃焼器７の間に設けられている。圧縮空気流量計測器７２は、制御装置９０と接続されており、計測流量Ｖ７２を制御装置９０に送信している。【００６１】
加熱装置５Ａの出力調節器１２Ａは、制御装置９０と接続されており、制御信号Ｓ１２を制御装置９０から受信している。制御信号Ｓ１２は、二相流量計測器７１が計測する液化天然ガスの液相の流量（計測流量Ｖ７１ｌ）に基づいて制御装置９０が定めた目標出力Ｗａに加熱装置５Ａの出力が近づくように出力調節器１２を調節する信号である。制御信号Ｓ１２を受信した出力調節器１２Ａは、目標出力Ｗａに近づくように加熱装置５Ａを制御する。【００６２】
蒸気タービン系統２００Ａは復水温度計測器６５を備えている。復水温度計測器６５は、復水器２２から排熱回収ボイラ２０に供給される液水の温度を計測するもので復水器２２と排熱回収ボイラ２０の間に位置するように配管２６に取り付けられている。復水温度計測器６５は、制御装置９０と接続されており、計測温度Ｔ６５を制御装置９０に送信している。【００６３】
復水器冷却系統３００Ａは、冷却塔３０から復水器２２に流入する復水器冷却水の温度を計測する復水器冷却水温計測器６４と、循環ポンプ３４Ａを備えている。【００６４】
復水器冷却水温計測器６４は、冷却塔３０から復水器２２に流入する復水器冷却水の温度を計測するもので、冷却塔３０と復水器２２の間に位置するように配管３１に取り付けられている。復水器冷却水温計測器６４は、制御装置９０と接続されており、計測温度Ｔ６４を制御装置９０に送信している。【００６５】
循環ポンプ３４Ａは、制御装置９０と接続されており、制御信号Ｓ３４を制御装置９０から受信している。制御信号Ｓ１２は、凝縮器４で空気内の湿分が凝固しないように制御装置９０が定めた目標温度Ｔａに燃料温度計測器６１の計測温度Ｔ６１が近づくように、循環ポンプ３４Ａの吐出流量を調節する信号である。制御信号Ｓ３４を受信した循環ポンプ３４Ａは、燃料温度計測器６１の計測温度Ｔ６１が目標温度Ｔａに近づくように吐出流量を調節する。【００６６】
補給水系統４００Ａは、冷却塔冷却水量計測器７３と、流量調節弁５３Ａと、凝縮水量計測器７４と、給水配管４５と、給水配管４７と、水回収装置８５と、給水配管４６と、水処理装置８７を備えている。【００６７】
冷却塔冷却水量計測器７３は、補給水タンク４０から給水配管４３を介して冷却塔３０に供給される冷却塔冷却水の水量を計測するもので、冷却塔３０と流量調節弁５３Ａの間に位置するように給水配管４３に取り付けられている。冷却塔冷却水量計測器７３は、制御装置９０と接続されており、計測流量Ｔ７３を制御装置９０に送信している。【００６８】
流量調節弁５３Ａは、制御装置９０と接続されており、制御信号Ｓ５３を制御装置９０から受信している。制御信号Ｓ５３は、復水温度計測器６５の計測温度Ｔ６５に基づいて制御装置９０が定めた目標温度Ｔｂに復水器冷却水温計測器６４の計測温度Ｔ６４が近づくように、冷却塔冷却水量計測器７３の計測流量Ｔ７３に基づいて流量調節弁５３Ａを調節する信号である。制御信号Ｓ５３を受信した流量調節弁５３Ａは、復水器冷却水温計測器６４の計測温度Ｔ６４が目標温度Ｔｂに近づくように冷却塔冷却水の流量を調節する。【００６９】
凝縮水量計測器７４は、凝縮器４から補給水タンク４０に供給される凝縮水の流量を計測するもので、配管４４に取り付けられている。凝縮水量計測器７４は、制御装置９０と接続されており、計測流量Ｖ７４を制御装置９０に送信している。【００７０】
給水配管４５は、噴霧器１１に補給水タンク４０の水を供給するもので、補給水タンク４０と噴霧器１１を接続している。給水配管４５は、噴霧量計測器（第１噴霧量計測器）７６と、流量調節弁（第１噴霧量調節弁）５５を有している。【００７１】
噴霧量計測器７６は、噴霧器１１に供給する水量を計測するもので、噴霧器１１と流量調節弁５５の間に位置するように給水配管４５に取り付けられている。噴霧量計測器７６は、制御装置９０と接続されており、計測流量Ｖ７６を制御装置９０に送信している。【００７２】
流量調節弁５５は、噴霧器１１に供給する水量を調節するもので、噴霧量計測器７６と補給水タンク４０の間に位置するように給水配管４５に取り付けられている。流量調節弁５５は、制御装置９０と接続されており、制御信号Ｓ５５を制御装置９０から受信している。制御信号Ｓ５５は、空気温度計測器６３の計測温度Ｔ６３に基づいて定めた目標流量Ｖａに噴霧量計測器７６の計測水量Ｖ７６が近づくように、流量調節弁５５を調節する信号である。制御信号Ｓ５５を受信した流量調節弁５５は、噴霧量計測器７６の計測水量Ｖ７６が目標流量Ｖａに近づくように、噴霧器１１に供給する水量を調節する。【００７３】
給水配管４７は、燃焼器７に補給水タンク４０の水を供給（噴霧）するもので、補給水タンク４０と燃焼器７を接続している。本実施の形態の給水配管４７は、流量調節弁５５の上流側で給水配管４５と接続しているが、補給水タンク４０と燃焼器７を直接接続するように構成しても良い。給水配管４７は、噴霧量計測器（第２噴霧量計測器）７７と、流量調節弁（第２噴霧量調節弁）５６を有している。【００７４】
噴霧量計測器７７は、燃焼器７に供給する水量を計測するもので、燃焼器７と流量調節弁５６の間に位置するように給水配管４７に取り付けられている。噴霧量計測器７７は、制御装置９０と接続されており、計測流量Ｖ７７を制御装置９０に送信している。【００７５】
流量調節弁５６は、燃焼器７に供給する水量を調節するもので、噴霧量計測器７７と補給水タンク４０の間に位置するように給水配管４７に取り付けられている。流量調節弁５６は、制御装置９０と接続されており、制御信号Ｓ５６を制御装置９０から受信している。制御信号Ｓ５６は、圧縮空気流量計測器７２の計測流量Ｖ７２と、二相流量計測器７１の気相の計測流量Ｖ７１ｇとに基づいて定めた目標流量Ｖｂに噴霧量計測器７７の計測水量Ｖ７７が近づくように、流量調節弁５６を調節する信号である。制御信号Ｓ５６を受信した流量調節弁５６は、噴霧量計測器７７の計測水量Ｖ７７が目標流量Ｖｂに近づくように、燃焼器７に供給する水量を調節する。【００７６】
水回収装置８５は、排熱回収ボイラ２０からの排ガスを水回収循環水（第３冷却水）と接触させて冷却し排ガス内の湿分を回収するもので、排熱回収ボイラ２０から排ガスの流通方向の下流側に設けられている。水回収装置８５は、水回収循環水が循環流通する配管８８と、配管８８内の水回収循環水の循環流量を調節する循環ポンプ８６を備えている。【００７７】
給水配管４６は、水回収装置８５で排ガスから回収した水を補給水タンク４０に供給するもので、水回収装置８５から補給水タンク４０に接続されている。【００７８】
水処理装置８７は、水回収装置８５で回収した水から腐食性物質や窒素酸化物などの除去処理を行うもので、水回収装置８５と補給水タンク４０の間に設けられている。【００７９】
回収水量計測器７５は、水処理装置８７から補給水タンク４０に供給される回収水の流量を計測するもので、水処理装置８７から補給水タンク４０の間に位置するように配管４６に取り付けられている。回収水量計測器７５は、制御装置９０と接続されており、計測流量Ｖ７５を制御装置９０に送信している。【００８０】
循環ポンプ（第３冷却水循環ポンプ）８６は、吐出流量を変更することができるポンプであり、配管８８に取り付けられている。循環ポンプ８６の吐出流量を調節すると、水回収装置８５に導入される水回収循環水の循環流量が調節され、排ガスからの水回収量が調節される。循環ポンプ８６は、制御装置９０と接続されており、制御信号Ｓ８６を制御装置９０から受信している。制御信号Ｓ８６は、凝縮水量計測器７４の計測流量Ｖ７４、冷却塔冷却水量計測器７３の計測流量Ｖ７３、噴霧量計測器７６の計測流量Ｖ７６、及び噴霧量計測器７７の計測流量Ｖ７７に基づいて、補給水系統４００Ａが利用する水の収支が一定になるように制御装置９０が定めた目標流量Ｖｃに回収水量計測器７５の計測流量Ｖ７５が近づくように、循環ポンプ８６の吐出量を調節する信号である。制御信号Ｓ８６を受信した循環ポンプ８６は、回収水量計測器７５の計測流量Ｖ７５が目標流量Ｖｃに近づくように吐出量を調節する。【００８１】
制御装置９０は、上記したように、動力供給設備内の各計測器から測定値を受信し、その測定値に基づいて目標値（目標出力Ｗａ、目標温度Ｔａ、目標温度Ｔｂ、目標流量Ｖａ、目標流量Ｖｂ、及び目標流量Ｖｃ）を設定し、各計測器からの測定値がこの目標値に近づくように出力調節器１２、流量制御弁５３Ａ，５５，５６、及び循環ポンプ３４Ａ，８６を制御するものである。【００８２】
目標出力Ｗａは、燃料タンク１からのＬＮＧが液体のまま燃焼器７に流入しないように設定する加熱装置５Ａの目標出力である。目標出力Ｗａは、燃焼器７に流れ込もうとするＬＮＧの液相の流量に基づいて定められるもので、本実施の形態では、二相流量計測器７１が計測する計測流量Ｖ７１ｌを利用して設定している。制御装置９０は、加熱装置５Ａの出力が目標出力に近づくように出力調節器１２を制御している。【００８３】
目標温度Ｔａは、凝縮器４を通過するＬＮＧが空気中の湿分を凝固させないように設定するＬＮＧの目標温度である。本実施の形態における制御装置９０は、循環ポンプ３４Ａの吐出流量を制御することによって気化器３に導入される復水器冷却水の流量を調節し、凝縮器４に流入する際のＬＮＧの温度を間接的に制御している。【００８４】
目標温度Ｔｂは、蒸気タービン２１の出力に見合う温度の復水器冷却水を復水器２２に供給するために設定する復水器冷却水の目標温度で、復水器２２で復水した蒸気タービン２１の作動流体温度（液水の温度）に基づいて定められる。本実施の形態における制御装置９０は、冷却塔３０に供給する冷却塔冷却水の水量を流量調節弁５３Ａで調節することによって、復水器冷却水の温度が目標温度Ｔｂに近づくように制御している。【００８５】
目標流量Ｖａは、圧縮機６で圧縮する空気の状態に適した量の水分を加えるために設定する空気への水噴霧量の目標値である。目標流量Ｖａは、凝縮器４に流入する空気温度に基づいて定められる。制御装置９０は、噴霧器１１で空気に供給する水量が目標流量Ｖａに近づくように、流量調節弁５５で水の噴霧量を制御している。【００８６】
目標流量Ｖｂは、燃料と圧縮空気の流量に適した量の水分を燃焼器７に供給するために設定する燃焼器７への水噴霧量の目標値である。目標流量Ｖａは、燃焼器７に流入する圧縮空気と燃料（天然ガス）の流量に基づいて定められる。制御装置９０は、燃焼器７に供給する水量が目標流量Ｖｂに近づくように、流量調節弁５６で水の噴霧量を制御している。【００８７】
目標流量Ｖｃは、補給水系統４００Ａが利用する水の収支が常に一定になるように設定するものであって、水回収装置８５から補給水タンク４０への給水量の目標流量である。目標流量Ｖｃは、補給水系統４００Ａへの給水量の合計（Ｖ７４＋Ｖｃ（Ｖ７５））が他の系統への供給水量の合計量（Ｖ７３＋Ｖ７６＋Ｖ７７）に等しくなるように定められる流量であり、「他の系統への供給水量の合計量（Ｖ７３＋Ｖ７６＋Ｖ７７）」から「凝縮器４からの給水量（Ｖ７４）」を減じることによって求められる。なお、本実施の形態では、冷却塔３０、噴霧器１１、及び燃焼器７へ給水している関係上、目標流量Ｖｃを設定する際に計測流量Ｖ７３，Ｖ７６，Ｖ７７を利用しているが、噴霧器１１や燃焼器７への給水を行わない場合には、これらを除外したものが使用水量の合計となる。また、反対に、その他の設備にも給水する場合には、当該他の設備への給水量も含めて目標流量Ｖｃを定めることは言うまでもない。後者の場合の例としては、配管４１，４２を介して蒸気タービン系統２００と復水器冷却系統３００に供給される水量を監視して上記の使用水量の合計を求め、目標流量Ｖｃを設定する場合がある。【００８８】
次に本実施の形態の作用効果について説明する。【００８９】
上記のように構成される本実施の形態の動力供給設備において、燃料温度計測器６１は、気化器３から凝縮器４に流入するＬＮＧの温度を計測し、この計測温度Ｔ６１を制御装置９０に送信する。計測温度Ｔ６１を受信した制御装置９０は、計測温度Ｔ６１が目標温度Ｔａに近づくように循環ポンプ３４Ａに制御信号Ｓ３４を送信する。制御信号Ｓ３４を受信した循環ポンプ３４Ａは所定の吐出流量に調節され、復水器冷却系３００Ａを流通する復水器冷却水の流量が計測温度Ｔ６１に応じて調節される。これにより凝縮器４に流入するＬＮＧの温度は目標温度Ｔａに近づく。したがって、ＬＮＧによって凝縮器４内で空気中の湿分が凝固する不具合の発生を防止することができる。このように本実施の形態によれば、凝縮器４に流入するＬＮＧの温度を監視しながら循環ポンプ３４Ａの吐出流量を調節することができるので、ＬＮＧの温度変化が発生する場合にも柔軟に対応することができる。また、ＬＮＧの温度に応じて循環ポンプ３４Ａの吐出流量を調節することができるので、設備に必要な動力を削減することができる。【００９０】
また、上記の実施の形態において、二相流量計測器７１は、加熱装置５を通過したＬＮＧの液相の流量を計測し、この計測流量Ｖ７１ｌを制御装置９０に送信する。計測流量Ｖ７１ｌを受信した制御装置９０は、計測流量Ｖ７１ｌがゼロになるように（すなわち、液相の流量がなくなるように）、出力調節器１２Ａに制御信号Ｓ１２を送信する。制御信号Ｓ１２を受信した出力調節器１２は目標出力Ｗａに近づくように加熱装置５Ａの出力を調節する。これにより燃焼器７に流入するＬＮＧの全量を気体（天然ガス）にすることができる。このように本実施の形態によれば、気化器３及び凝縮器４での加熱量が不足した場合にも、燃焼器７に導入する前に確実にＬＮＧの全量をガス化することができるので、燃焼器７における燃焼状態を常に安定させることができる。なお、目標出力Ｗａを更に詳細に決定する場合には、二相流量計測器７１と燃焼器７の間に更に燃料温度計測器を設け、制御装置９０に計測温度を送信するように構成すると良い。これにより、燃焼器７に流入する際の天然ガスの温度に基づいて目標出力Ｗａを定めることができるので、加熱装置１５における加熱量を必要最低限に抑えることができる。【００９１】
上記のように構成される実施の形態において、空気温度計測器６３は、凝縮器４に流入する空気の温度を計測し、その計測温度Ｔ６３を制御装置９０に送信する。この計測温度Ｔ６３を受信した制御装置９０は噴霧量計測器７６の計測水量Ｖ７６が目標流量Ｖａに近づくように流量調節弁５５に制御信号Ｓ５５を送信する。この信号Ｓ５５を受信した流量調節弁５５は所定の開度に調節され、空気の入気温度（計測温度Ｔ６３）に適した量の水が噴霧器１１で噴霧される。このように噴霧器１１を通過した空気が圧縮機６に導入されると、噴霧器１１で加えられた水分が圧縮機６内で気化して周囲から気化熱を奪って空気温度を低下させる。これにより圧縮機６の負荷を低減することができる。【００９２】
また、上記の実施の形態において、圧縮空気量計測器７２は、燃焼器７に流入する圧縮空気の流量を計測し、その計測流量Ｖ７２を制御装置９０に送信する。一方、二相流量計測器７１は、燃焼器７に流入する燃料の気相の流量を計測し、その計測流量Ｖ７１ｇを制御装置９０に送信する。これら計測流量Ｖ７２，Ｖ７１ｇを受信した制御装置９０は、噴霧量計測器７７の計測水量Ｖ７７が目標流量Ｖｂに近づくように流量調節弁５６に制御信号Ｓ５６を送信する。この信号Ｓ５６を受信した流量調節弁５６は所定の開度に調節され、燃焼器７に導入される燃料と圧縮空気の流量（Ｖ７２，Ｖ７１ｇ）に適した量の水が燃焼器７に噴霧される。このように燃焼器７内に水を噴霧すると、高温部の燃焼温度が下がるので、燃焼ガスの窒素酸化物等を低減することができる。【００９３】
また、上記の動力供給設備において、復水温度計測器６５は、復水器２２から排熱回収ボイラ２０に供給される液水の温度を計測し、その計測温度Ｔ６５を制御装置９０に送信する。これを受信した制御装置９０は、復水器冷却水温計測器６４の計測温度Ｔ６４が目標温度Ｔｂに近づくように、流量調節弁５３Ａに制御信号Ｓ５３を送信する。制御信号Ｓ５３を受信した流量調節弁５３Ａは所定の開度に調節され、冷却塔３０に供給する冷却塔冷却水の流量を調節する。これにより復水器２２に流入する復水器冷却水の温度を目標温度Ｔｂに近づかせることができるので、蒸気タービン２１の出力に適した温度の復水器冷却水が復水器２２に供給される。これにより蒸気タービン２１の出力が変化しても、復水器２２で安定して蒸気を復水することができる。【００９４】
また、上記の動力供給設備における凝縮水量計測器７４は、凝縮器４から補給水タンク４０に供給される凝縮水の流量を計測し、計測流量Ｖ７４を制御装置９０に送信する。また、上記のように、冷却塔冷却水量計測器７３、噴霧量計測器７６、及び噴霧量計測器７７から、計測流量Ｖ７３、計測流量Ｖ７６、及び計測流量Ｖ７７が制御装置９０に送信されている。これらを受信した制御装置９０は、回収水量計測器７５の計測流量Ｖ７５が目標流量Ｖｃに近づくように、循環ポンプ８６に制御信号Ｓ８６を送信する。この信号を受信した循環ポンプ８６は所定の吐出流量に調節され、水回収装置８５から補給水タンク４０に供給される水量（計測流量Ｖ７５）が目標流量Ｖｃに近づく。これにより、補給水系統４００Ａが他の系統に供給する水量と同量の水を継続して得ることができるので、必要な水を外部から補給することなくコンバインドサイクル発電設備を構成することができる。また、循環ポンプ８６の負荷を水の需要量に応じて変化させることができるので効率を向上させることができる。
【図１】
2008047489.tif 000003
【図２】
2008047489.tif 000004
【手続補正書】
【提出日】平成20年2月13日(2008.2.13)
【手続補正１】
【補正対象書類名】特許請求の範囲
【補正対象項目名】全文
【補正方法】変更
【補正の内容】
【特許請求の範囲】
【請求項１】
液化天然ガスを精製する天然ガス液化プラントに動力を供給する天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
液化天然ガスが流通する燃料配管と、この燃料配管の液化天然ガスと第１冷却水を熱交換して液化天然ガスを加熱する気化器と、この気化器からの液化天然ガスと空気を熱交換して液化天然ガスを気化する凝縮器と、この凝縮器で液化天然ガスに冷却された空気を圧縮する圧縮機と、この圧縮機で圧縮した空気と前記凝縮器を通過した天然ガスを混合して燃焼する燃焼器と、この燃焼器で発生した燃焼ガスで駆動されるガスタービンとを有するガスタービン系統と、
前記ガスタービンの排ガスで蒸気を発生する排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラで発生した蒸気で駆動される蒸気タービンと、この蒸気タービンを駆動した蒸気を第１冷却水で復水する復水器とを有する蒸気タービン系統と、
前記気化器で液化天然ガスに冷却された第１冷却水を第２冷却水で冷却する冷却塔を有し、この冷却塔で冷却した第１冷却水を前記復水器に供給する復水器冷却系統と、
前記凝縮器で冷却された空気から得た凝縮水を貯蔵する補給水タンクと、この補給水タンクの水を前記蒸気タービン系統に供給する第１給水配管と、前記補給水タンクの水を前記復水器冷却系統に供給する第２給水配管とを有する補給水系統とを備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項２】
請求項１記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
第１冷却水の循環流量を調節する第１冷却水循環ポンプを備えていることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項３】
請求項１記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記補給水タンクの水を前記冷却塔に第２冷却水として供給する第３給水配管と、
この第３給水配管を介して前記冷却塔に供給される第２冷却水の水量を調節する第２冷却水量調節手段とを有していることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項４】
請求項１記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記排熱回収ボイラの排ガスを冷却して水を回収する水回収装置と、
この水回収装置で排ガスを冷却する第３冷却水の循環流量を調節する第３冷却水循環ポンプと、
前記水回収装置からの水を処理する水処理装置と、
この水処理装置からの水を前記補給水タンクに供給する第４給水配管とを有することを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項５】
液化天然ガスを精製する天然ガス液化プラントに動力を供給する天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
液化天然ガスが流通する燃料配管と、この燃料配管の液化天然ガスと第１冷却水を熱交換して液化天然ガスを加熱する気化器と、この気化器からの液化天然ガスと空気を熱交換して液化天然ガスを気化する凝縮器と、この凝縮器で液化天然ガスに冷却された空気を圧縮する圧縮機と、この圧縮機で圧縮した空気と前記凝縮器を通過した天然ガスを混合して燃焼する燃焼器と、この燃焼器で発生した燃焼ガスで駆動されるガスタービンとを有するガスタービン系統と、
前記ガスタービンの排ガスで蒸気を発生する排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラで発生した蒸気で駆動される蒸気タービンと、この蒸気タービンを駆動した蒸気を第１冷却水で復水する復水器とを有する蒸気タービン系統と、
前記気化器で液化天然ガスに冷却された第１冷却水を第２冷却水で冷却する冷却塔と、第１冷却水の循環流量を調節する第１冷却水循環ポンプとを有し、前記冷却塔で冷却した第１冷却水を前記復水器に供給する復水器冷却系統と、
前記凝縮器で冷却された空気から得た凝縮水を貯蔵する補給水タンクと、この補給水タンクの水を前記蒸気タービン系統に供給する第１給水配管と、前記補給水タンクの水を前記復水器冷却系統に供給する第２給水配管と、前記補給水タンクの水を前記冷却塔に第２冷却水として供給する第３給水配管と、この第３給水配管を介して前記冷却塔に供給される第２冷却水の水量を調節する第２冷却水量調節手段とを有する補給水系統とを備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項６】
請求項２記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記気化器から前記凝縮器に流入する液化天然ガスの温度を計測する燃料温度計測手段と、
前記凝縮器で空気内の湿分が凝固しないように定めた目標温度に前記燃料温度計測手段の計測温度が近づくように、前記第１冷却水循環ポンプの吐出流量を調節する制御装置とを備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項７】
請求項３記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記第３給水配管を介して前記冷却塔に供給される第２冷却水の水量を計測する第２冷却水量計測手段と、
前記冷却塔から前記復水器に流入する第１冷却水の温度を計測する第１冷却水温計測手段と、
前記復水器から前記排熱回収ボイラに供給される液水の温度を計測する復水温度計測手段と、
前記復水温度計測手段の計測温度に基づいて定めた目標温度に第１冷却水温計測手段の計測温度が近づくように、前記第２冷却水量計測手段の計測値に基づいて前記第２冷却水量調節手段を調節する制御装置とを備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項８】
請求項７記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記排熱回収ボイラの排ガスを冷却して水を回収する水回収装置と、
この水回収装置で排ガスを冷却する第３冷却水の循環流量を調節する第３冷却水循環ポンプと、
前記水回収装置からの水を処理する水処理装置と、
この水処理装置からの水を前記補給水タンクに供給する第４給水配管と、
この第４給水配管を介して前記補給水タンクに供給される回収水の流量を計測する回収水量計測手段と、
前記凝縮器から前記補給水タンクに供給される凝縮水の流量を計測する凝縮水量計測手段とを備え、
前記制御装置は、前記凝縮水量計測手段と前記第２冷却水量計測手段の計測流量に基づいて、前記補給水系統が利用する水の収支が一定になるように定めた目標流量に前記回収水量計測手段の計測流量が近づくように、前記第３冷却水循環ポンプの吐出量を調節することを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項９】
請求項１記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記凝縮器からの液化天然ガスを加熱する加熱装置と、
この加熱装置と前記燃焼器の間に設けられ、前記加熱装置からの液化天然ガスの液相の流量と気相の流量を計測する二相流量計測手段と、
この二相流量計測手段が計測する液化天然ガスの液相の流量に基づいて前記加熱装置の出力を調節する制御装置とを備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項１０】
請求項１記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記凝縮器で冷却した空気に水を噴霧する噴霧器と、
この噴霧器に前記補給水タンクの水を供給する第５給水配管とを備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項１１】
請求項１０記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記凝縮器に流入する空気の温度を計測する空気温度計測手段と、
前記噴霧器に供給する水量を計測する第１噴霧量計測手段と、
前記噴霧器に供給する水量を調節する第１噴霧量調節手段と、
前記空気温度計測手段の計測温度に基づいて定めた目標流量に前記第１噴霧量計測手段の計測水量が近づくように、前記第１噴霧量計測手段を調節する制御装置とを備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項１２】
請求項１記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記燃焼器に前記補給水タンクの水を供給する第６給水配管を備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項１３】
請求項１２記載の天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
前記燃焼器に流入する圧縮空気の流量を計測する圧縮空気流量計測手段と、
前記燃焼器に流入する天然ガスの流量を計測する燃料流量計測手段と、
前記燃焼器に供給する水量を計測する第２噴霧量計測手段と、
前記燃焼器に供給する水量を調節する第２噴霧量調節手段と、
前記圧縮空気流量計測手段及び前記燃料流量計測手段の計測流量に基づいて定めた目標流量に前記第２噴霧量計測手段の計測水量が近づくように、前記第２噴霧量計測手段を調節する制御装置とを備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項１４】
液化天然ガスを精製する天然ガス液化プラントに動力を供給する天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
液化天然ガスが流通する燃料配管と、
この燃料配管の液化天然ガスと水を熱交換して液化天然ガスを加熱する気化器と、
この気化器からの液化天然ガスと空気を熱交換して液化天然ガスを気化する凝縮器と、
この凝縮器からの液化天然ガスを加熱する加熱装置と、
前記凝縮器で液化天然ガスに冷却された空気を圧縮する圧縮機と、
この圧縮機で圧縮した空気と前記加熱装置を通過した天然ガスを混合して燃焼する燃焼器と、
この燃焼器で発生した燃焼ガスで駆動されるガスタービンとを備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【請求項１５】
液化天然ガスを精製する天然ガス液化プラントに動力を供給する天然ガス液化プラント用動力供給設備において、
液化天然ガスが流通する燃料配管と、この燃料配管の液化天然ガスと第１冷却水を熱交換して液化天然ガスを加熱する気化器と、この気化器からの液化天然ガスと空気を熱交換して液化天然ガスを気化する凝縮器と、この凝縮器で液化天然ガスに冷却された空気を圧縮する圧縮機と、この圧縮機で圧縮した空気と前記凝縮器を通過した天然ガスを混合して燃焼する燃焼器と、この燃焼器で発生した燃焼ガスで駆動されるガスタービンとを有するガスタービン系統と、
前記ガスタービンの排ガスで蒸気を発生する排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラで発生した蒸気で駆動される蒸気タービンと、この蒸気タービンを駆動した蒸気を第１冷却水で復水する復水器とを有する蒸気タービン系統と、
前記気化器で液化天然ガスに冷却された第１冷却水を第２冷却水で冷却する冷却塔を有し、この冷却塔で冷却した第１冷却水を前記復水器に供給し、前記復水器で蒸気によって加熱された第１冷却水を前記気化器に供給する復水器冷却系統とを備えることを特徴とする天然ガス液化プラント用動力供給設備。
【手続補正書】
【提出日】平成20年2月15日(2008.2.15)
【手続補正１】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】０００２
【補正方法】変更
【補正の内容】
【０００２】
クル発電が利用できるところと比較して価格競争の面で不利となるため、事業化が見合わされているケースもある。
本発明の目的は、水を得ることが難しい地域でも液化天然ガスを効率良く精製することができ、液化天然ガス気化設備の熱媒体として海水を使用することを避け、冷排水による環境問題の発生を抑制することができる天然ガス液化プラントの動力供給設備を提供することにある。
課題を解決するための手段
［０００８］
本発明は、上記目的を達成するために、液化天然ガスを精製する天然ガス液化プラントに動力を供給する天然ガス液化プラント用動力供給設備において、液化天然ガスが流通する燃料配管と、この燃料配管の液化天然ガスと第１冷却水を熱交換して液化天然ガスを加熱する気化器と、この気化器からの液化天然ガスと空気を熱交換して液化天然ガスを気化する凝縮器と、この凝縮器で液化天然ガスに冷却された空気を圧縮する圧縮機と、この圧縮機で圧縮した空気と前記凝縮器を通過した天然ガスを混合して燃焼する燃焼器と、この燃焼器で発生した燃焼ガスで駆動されるガスタービンとを有するガスタービン系統と、前記ガスタービンの排ガスで蒸気を発生する排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラで発生した蒸気で駆動される蒸気タービンと、この蒸気タービンを駆動した蒸気を第１冷却水で復水する復水器とを有する蒸気タービン系統と、前記気化器で液化天然ガスに冷却された第１冷却水を第２冷却水で冷却する冷却塔を有し、この冷却塔で冷却した第１冷却水を前記復水器に供給する復水器冷却系統と、前記凝縮器で冷却された空気から得た凝縮水を貯蔵する補給水タンクと、この補給水タンクの水を前記蒸気タービン系統に供給する第１給水配管と、前記補給水タンクの水を前記復水器冷却系統に供給する第２給水配管とを有する補給水系統とを備えるものとする。
発明の効果
［０００９］
本発明によれば、水を得ることが難しい地域でもコンバインドサイクル発電設備を構成できるので、液化天然ガスを効率良く精製することができ、液化天然ガス気化設備の熱媒体として海水を使用することを避け、冷排水による環境問題の発生を抑制することができる。
図面の簡単な説明
［００１０］
［図１］図１は、本発明の第１の実施の形態である天然ガス液化プラント用動力供給設備の概略構成図である。
［図２］図２は、本発明の第２の実施の形態である天然ガス液化プラント用動力供給設
【国際調査報告】
2008047489.tif 000005
2008047489.tif 000006
2008047489.tif 000007
2008047489.tif 000008