(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の気化器を備えたＬＮＧ基地から各気化器によって気化された天然ガスを複数の発電ユニットからなる発電所に供給する供給装置であって、
前記気化器は発電ユニットに対応付けて該発電ユニットと同数が設けられ、各気化器と発電ユニットとを１対１に接続する複数の送出ガス管を具備することを特徴とする天然ガス供給装置。
【請求項２】
発電ユニットはガスタービンを用いてコンバインド発電を行うコンバインド発電ユニットであることを特徴とする請求項１記載の天然ガス供給装置。
【請求項３】
気化器が出力した天然ガスの圧力に基づいて該気化器に流入する液体燃料の流量を制御する制御装置が各々の気化器に備えられることを特徴とする請求項１または２記載の天然ガス供給装置。
【請求項４】
各送出ガス管には逆止弁を介して補助用気化器が接続されることを特徴とする請求項１ないし３何れかの項記載の天然ガス供給装置。
【請求項５】
１台の補助用気化器が複数の複数の送出ガス管に逆止弁を介して接続されることを特徴とする請求項４記載の天然ガス供給装置。
【請求項６】
逆止弁は各送出ガス管に流れる天然ガスの圧力が所定圧力よりも下がった場合に自動的に開くように形成されることを特徴とする請求項４または５記載の天然ガス供給装置。
【請求項７】
複数の気化器を備えたＬＮＧ基地から各気化器によって気化された天然ガスを複数の発電ユニットからなる発電所に供給する際の供給方法であって、
発電ユニットと気化器とを１対１に接続して天然ガスを発電所に供給することを特徴とする天然ガス供給方法。
【請求項８】
ガスタービンを用いてコンバインド発電を行う発電所に天然ガスを供給することを特徴とする請求項７記載の天然ガス供給方法。
【請求項９】
天然ガスの圧力が所定圧力よりも低下した場合に補助的に設けられた気化器から出力される天然ガスを供給することを特徴とする請求項７または８記載の天然ガス供給方法。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は天然ガスの送出装置に係わり、特にコンバインド発電を行う火力発電所への天然ガスの供給に用いて好適な技術に関する。
【０００２】
【従来の技術】
火力発電所としてＬＮＧ（液化天然ガス）基地から供給された天然ガスを燃料としてコンバインド発電を行うものが増えている。この種の火力発電所は、天然ガスを用いてガスタービンを駆動する比較的小容量のコンバインド発電ユニット（以下発電ユニット）を複数台稼働させて電力を供給しており、従来の大型ボイラによる発電と比較して高効率で電力需要の変化に対する追従性の良い点が特徴である。
【０００３】
一方、このような火力発電所に天然ガスを供給するＬＮＧ基地は、ＬＮＧタンクに低温貯蔵されたＬＮＧ（液体燃料）を複数の気化器を用いて気化させて天然ガス（気体燃料）を生成し、該天然ガスを火力発電所の需要量に応じて送出している。例えば、ＬＮＧ基地では、天然ガスを火力発電所に送出するにあたり、火力発電所から入力される天然ガスの消費量情報と送出母管の圧力とに基づいて天然ガスの送出量を制御している。ここで、ＬＮＧ基地と火力発電所はその距離が時に数ｋｍ程度離れているのが一般的であり、各気化器から集められた天然ガスは口径の大きな１本の送出母管によって火力発電所へ供給される。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】
ところで、このような１本の送出母管による天然ガスの供給方式では、個々の気化器は各気化器に個別に設けられた気化器制御装置によって制御され、また各気化器制御装置は天然ガスの消費量情報と送出母管の圧力とに基づいてマスタ制御装置によって制御されるようになっているため、マスタ制御装置が故障等によって異常状態となった場合に天然ガスの供給全体に支障を来すという問題点がある。
【０００５】
また、１台の気化器の異常停止による送出母管の圧力変動が全ての発電ユニットに影響を与える。上記ガスタービンは、従来のボイラと比較して圧力変動の影響を受けやすく、例えば供給される天然ガスの圧力低下に対してボイラよりも耐性が低いため火力発電所の稼働に外乱を与えるという問題点がある。
【０００６】
本発明は、上述する問題点に鑑みてなされたもので、火力発電所への天然ガス供給の安定性を向上させると共に、供給圧力の変動による火力発電所への影響を押さえることが可能な天然ガスの供給装置の提供を目的とする。
【０００７】
【課題を解決するための手段】
上記目的を達成するために、第１の手段として、複数の気化器によって気化された燃料ガスを複数の発電ユニットからなる発電所に供給する供給装置であって、気化器は発電ユニットに対応付けて該発電ユニットと同数が設けられ、各気化器と発電ユニットとを１対１に接続する複数の送出ガス管を具備する手段が採用される。
【０００８】
第２の手段として、上記第１の手段において、発電ユニットがガスタービンを用いてコンバインド発電を行うコンバインド発電ユニットであるという手段が採用される。
【０００９】
第３の手段として、上記第１または２の手段において、気化器が出力した燃料ガスの圧力に基づいて該気化器に流入する液体燃料の流量を制御する制御装置が各々の気化器に備えられるという手段が採用される。
【００１０】
第４の手段として、上記第１ないし３いずれかの手段において、各送出ガス管には逆止弁を介して補助用気化器が接続されるという手段が採用される。
【００１１】
第５の手段として、上記第４の手段において、１台の補助用気化器が複数の複数の送出ガス管に逆止弁を介して接続されているという手段が採用される。
【００１２】
第６の手段として、上記第４または５の手段において、逆止弁は各送出ガス管に流れる燃料ガスの圧力が所定圧力よりも下がった場合に自動的に開くように形成されるという手段が採用される。
【００１３】
第７の手段として、複数の気化器を備えた燃料供給基地から各気化器によって気化された燃料ガスを複数の発電ユニットからなる発電所に供給するに際し、
発電ユニットと気化器とを１対１に接続して燃料ガスを発電所に供給するという手段が採用される。
【００１４】
第８の手段として、上記第７の手段において、ガスタービンを用いてコンバインド発電を行う発電所に燃料ガスを供給するという手段が採用される。
【００１５】
第９の手段として、上記第７または８の手段において、燃料ガスの圧力が所定圧力よりも低下した場合に補助的に設けられた気化器から出力される燃料ガスを供給するという手段が採用される。
【００１６】
【発明の実施の形態】
以下、本発明に係わる燃料ガス供給装置及び方法の一実施形態について図１を参照して説明する。
【００１７】
この図において、符号ＡはＬＮＧ基地、Ｂは発電所である。ＬＮＧ基地ＡはＬＮＧ（液体燃料）を低温状態で貯留するＬＮＧタンク１と、該ＬＮＧタンク１からＬＮＧを汲み出すＬＮＧポンプ２と、該ＬＮＧポンプ２から送り込まれたＬＮＧを気化させ該ＬＮＧの流入量に応じた量の天然ガス（燃料ガス）を出力する複数の気化器３，３ａ〜３ｎ（但し気化器３は補助用気化器）と、ＬＮＧポンプ２と該気化器３，３ａ〜３ｎとの間にそれぞれ介挿され各気化器３，３ａ〜３ｎへのＬＮＧの流入量を調節する流量制御弁４，４ａ〜４ｎと、各気化器３，３ａ〜３ｎが出力する天然ガスを個別に発電所Ｂに送出する複数の送出ガス管５ａ〜５ｎと、各気化器３，３ａ〜３ｎの出力端における天然ガスの圧力を計測する複数の圧力計６，６ａ〜６ｎと、一端が送出ガス管５ａ〜５ｎにそれぞれ接続されかつ他端が気化器３の出力端に共通接続されるとともに一端の圧力が他端の圧力よりも低下した場合にのみ解放状態とされる複数の逆止弁７ａ〜７ｎと、上記圧力計６，６ａ〜６ｎの計測値に基づいて流量制御弁４，４ａ〜４ｎの開口度を制御し各気化器３，３ａ〜３ｎに流入するＬＮＧの流量を調節する制御装置８，８ａ〜８ｎとによって構成されている。
【００１８】
一方、発電所Ｂには、上記ＬＮＧ基地Ａから供給される天然ガスによってガスタービンを駆動するコンバインド発電ユニット（発電ユニット）９ａ〜９ｎが設けられており、該コンバインド発電ユニット９ａ〜９ｎは上記各送出ガス管５ａ〜５ｎを介して気化器３ａ〜３ｎから１対１で天然ガスの供給を受けるように構成されている。
【００１９】
次に、上記天然ガスの供給動作について説明する。
ＬＮＧ基地Ａの定常運転時において、気化器３は運転を停止しており、その出力端の圧力は例えば３５ｋｇ／ｃｍ2に設定される。なお、気化器３は他の気化器３ａ〜３ｎよりも出力容量の大きなものが用いられる。この状態において、各制御装置８ａ〜８ｎは、圧力計６ａ〜６ｎによって計測される天然ガスの送出圧力、つまり、コンバインド発電ユニット９ａ〜９ｎによる天然ガスの消費量の変動によって変位する送出圧力が、例えば常に３７ｋｇ／ｃｍ2となるように、各流量制御弁４ａ〜４ｎの開口度を制御して気化器３ａ〜３ｎに流入するＬＮＧの流量を調節する。この場合、気化器３の出力端の圧力よりも気化器３ａ〜３ｎの出力端の圧力の方が高いので逆止弁７ａ〜７ｎは全て閉じた状態となる。
【００２０】
すなわち、例えば各気化器３ａは、該コンバインド発電ユニット９ａが必要とする量の天然ガスを送出ガス管５ａを介してコンバインド発電ユニット９ａに１対１で供給する。また、他の各気化器３ｂ〜３ｎも、送出ガス管５ａ〜５ｎを介して各々に個別接続されたコンバインド発電ユニット９ｂ〜９ｎに対して各々のコンバインド発電ユニット９ｂ〜９ｎが必要とする量の天然ガスを１対１で個別に供給する。
【００２１】
ところで、例えば気化器３ａが故障によって運転を停止した場合、次のようにバックアップが行われる。気化器３ａが運転を停止すると、送出ガス管５ａ内の天然ガスの圧力が低下する。そして、送出ガス管５ａ内の圧力が例えば３５ｋｇ／ｃｍ2以下に低下すると、逆止弁９ａが自動的に解放状態となり気化器３の出力端の圧力は送出ガス管５ａ内の圧力と同時に低下する。
【００２２】
制御装置８は、圧力計６の出力によって上記送出ガス管５ａ内の圧力が例えば３４ｋｇ／ｃｍ2に低下したことを検出すると、気化器３を起動させて天然ガスを出力し送出ガス管５ａ内の圧力低下を押さえ、コンバインド発電ユニット９ａに必要量の天然ガスを供給する。このようにして、気化器３は気化器３ａの運転停止をバックアップする。ここで、気化器３は他の気化器３ａ〜３ｎよりも出力容量が大きいので、気化器３ａと同時に複数の気化器が運転停止状態となっても十分にバックアップすることができる。
【００２３】
なお、上記実施形態ではガスタービンを用いて発電するコンバインド発電ユニットに天然ガスを供給する場合について説明したが、ボイラによって発電を行う発電ユニットに天然ガスを供給する場合にも本願発明を適用することも可能である。また、燃料ガスは天然ガスに限定されるものではない。さらに、流量制御弁あるいは制御装置の故障等によって気化器の出力を一定値から上げることができない状態等においても上記バックアップが有効に働くことは勿論である。
【００２４】
【発明の効果】
以上説明したように、本発明に係わる燃料ガス供給装置及び方法よれば以下のような効果を奏する。
（１）各気化器と発電ユニットとを各々個別に接続する複数の送出ガス管を具備するので各気化器と発電ユニットとは１対１で接続されることになる。したがって、故障等によって１台の気化器が停止した場合、該気化器と接続された発電ユニットのみに影響を与えるだけで他の発電ユニットには何ら影響を与えることがないので、発電所の運転全体に支障を来すことが押さえられる。
（２）各気化器の制御は個別に設けられた制御装置によって行われるので、集中的に燃料ガスの供給を制御する装置を必要としない。したがって、１台の制御装置の故障が燃料ガス全体の供給動作に影響を与えることがないので発電所の運転全体に支障を来すことが押さえられる。
（３）気化器と発電ユニットとは１対１で接続されるので、発電ユニットの出力変動による燃料ガスの消費変動に対して応答性良く燃料ガスを供給することができる。
（４）送出ガス管の圧力が所定値以下に下がった場合、逆止弁が自動的に開かれて補助用の気化器から燃料ガスが供給されるので、供給圧力を安定化して常に一定の圧力で燃料ガスを供給することができる。
（５）１台の補助用の気化器が複数の送出ガス管に接続されているので、１台の補助用の気化器によって複数台の気化器をバックアップすることが可能であり、個々の気化器に対して補助用の気化器をそれぞれ設けた場合と比較して燃料供給基地における気化器の台数を削減することができる。したがって、燃料供給基地の建設コストを低減することができると共に設置面積を削減することができる。
（６）燃料ガスの供給圧力が安定化されるので、ボイラによる発電を行う発電所に対し、燃料ガスの圧力低下に比較的弱いガスタービンを用いてコンバインド発電を行う発電所に適用した場合に有効である。
（７）各気化器の制御は個別に設けられた制御装置によって行われるので、制御系統が単純であり制御系の構築にかかるコストを低減することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明に係わる燃料ガス供給装置及び方法の一実施形態を示すブロック図である。
【符号の説明】
１  ＬＮＧタンク
２  ＬＮＧポンプ
３，３ａ〜３ｎ  気化器
４，４ａ〜４ｎ  流量制御弁
５ａ〜５ｎ  送出ガス管
６，６ａ〜６ｎ  圧力計
７ａ〜７ｎ  逆止弁
８，８ａ〜８ｎ  制御装置
９ａ〜９ｎ  コンバインド発電ユニット（発電ユニット）
Ａ  ＬＮＧ基地
Ｂ  発電所
【図１】
0003677844.tif 000002