(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
作動流体を加圧するように構成された圧縮機と、
前記作動流体に熱を供給するように構成された熱回収システムと、
前記作動流体を用いて仕事を生成するように構成されたタービンと、
前記作動流体の熱を、第１の圧力の第１段液化天然ガス、第２の圧力の第２段液化天然ガス及び前記圧縮機に圧縮された前記作動流体に伝達するように構成された１つ以上の熱交換器と、
を含み、
前記作動流体が密閉ブライトンサイクル内にある、
液化天然ガス（ＬＮＧ）再ガス化装置を備えた発電設備。
【請求項２】
前記第１の圧力の前記第１段液化天然ガスを供給する第１段ＬＮＧポンプと、前記第２の圧力の前記第２段液化天然ガスを供給する第２段ＬＮＧポンプと、の少なくとも一方を更に含む、請求項１に記載の発電設備。
【請求項３】
前記作動流体は、アルゴンとヘリウムと二酸化炭素と窒素とのうち少なくとも１つを含む、請求項１又は２に記載の発電設備。
【請求項４】
第１の熱交換器と第２の熱交換器とを含み、前記第１の熱交換器は加熱された第１段液化天然ガスを供給するように構成され、前記第２の熱交換器は加熱された第２段液化天然ガスを供給するように構成される、請求項１乃至３のいずれか１項に記載の発電設備。
【請求項５】
ＬＮＧ発電設備における液化天然ガスの再ガス化方法であって、
前記発電設備のトッピングサイクルによる熱を回収すると共に、前記発電設備の密閉ブライトンサイクルであるボトミングサイクルの作動流体を加熱して、加熱作動流体を得るステップと、
前記加熱作動流体に含まれるエネルギーの少なくとも一部を放出して仕事を生成するステップと、
仕事生成後の前記作動流体の熱を、−１６０°Ｃ〜−１４０°Ｃの温度と１００ｋＰａ〜５０００ｋＰａの圧力とを有する第１段液化天然ガスと、第２の圧力の第２段液化天然ガスとに伝達するステップと
を含む、方法。
【請求項６】
前記第２段液化天然ガスを−１３０°Ｃ〜−１００°の温度且つ５０００ｋＰａ〜７００００ｋＰａの圧力で熱交換器に導入して、０°Ｃ〜４０°Ｃの温度の加熱された第２段液化天然ガスを得るステップを更に含む、請求項５に記載の方法。
【請求項７】
前記作動流体の熱の前記第１段液化天然ガス及び前記第２段液化天然ガスへの前記伝達は第１の熱交換器内で行われ、前記圧縮作動流体は−３０°Ｃ〜５０°Ｃの温度且つ１００００ｋＰａ〜２００００ｋＰａの圧力で前記熱交換器に導入される、請求項５又は６に記載の方法。
【請求項８】
ＬＮＧ発電設備における液化天然ガスの再ガス化装置の後付け方法であって、
密閉ブライトンサイクル内の作動流体の熱を第１の圧力の第１段液化天然ガス及び第２の圧力の第２段液化天然ガスに伝達するように構成された１つ以上の熱交換器を準備するステップと、
前記第１の圧力の前記第１段液化天然ガスを供給するように構成された少なくとも１つの第１段ＬＮＧポンプを準備するステップと、
前記第２の圧力の前記第２段液化天然ガスを供給するように構成された少なくとも１つの第２段ＬＮＧポンプを準備するステップと、
を含み、
前記１つ以上の熱交換器と前記第１段ＬＮＧポンプと前記第２段ＬＮＧポンプとが、前記ＬＮＧ発電設備の改良されたボトミングブレイトンサイクルの一部を構成する、方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本明細書に開示の主題は、概して液化天然ガス（ＬＮＧ）の再ガス化に関し、特に、ブレイトンサイクルを用いてＬＮＧを再ガス化する方法及びシステムに関する。
【背景技術】
【０００２】
従来、天然ガスは、液状つまりＬＮＧとして輸送された後、再ガス化され、パイプラインの天然ガスとして分配されたり、燃焼に用いられたりしていた。ＬＮＧは、通常は約−１６０°Ｃの温度、約１〜２バールの圧力で輸送されるが、消費又は分配される前に、約１０°Ｃ〜約３０°Ｃの温度、約３０バール〜約２５０バールの圧力で再ガス化される必要がある。
【０００３】
一部の従来技術では、ＬＮＧの再ガス化用熱源として海水を用いるが、この海水の利用が、或る一定の状況下では環境に悪影響を及ぼすことがある。例えば、熱源として海水を利用するＬＮＧ再ガス化プロセスによる海水温度の低下は、海洋生物やＬＮＧ再ガス化設備のすぐ近傍の生態系に想定外の影響を及ぼすことがある。その他の従来技術の中には、天然ガスを燃焼させてＬＮＧの再ガス化に必要な熱を生成するものもあるが、これによって、例えば発電用等のＬＮＧ利用のカーボンフットプリントが増大する。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
したがって、従来のＬＮＧ再ガス化技術に付随する上記の問題の少なくとも幾つかを克服する、改良されたＬＮＧ再ガス化方法及び装置への要求がある。
【課題を解決するための手段】
【０００５】
本発明の一実施例によると、液化天然ガス（ＬＮＧ）再ガス化装置を備えた発電設備は、作動流体を加圧するように構成された圧縮機と、作動流体に熱を供給するように構成された熱回収システムと、作動流体を用いて仕事を生成するように構成されたタービンと、作動流体から熱を伝達するように構成された１つ以上の熱交換器とを含む。熱交換器は、第１の圧力の第１段液化天然ガスと、第２の圧力の第２段液化天然ガス及び圧縮作動流体の少なくとも一方とに熱を伝達するように構成される。
【０００６】
本発明の別の実施例によると、ＬＮＧ発電設備における液化天然ガスの再ガス化方法は、発電設備のトッピングサイクルから熱を回収すると共に、発電設備のボトミングサイクルの作動流体を加熱して、加熱作動流体を得るステップを含む。加熱作動流体のエネルギーの少なくとも一部が放出され、仕事が生成される。仕事生成後の作動流体の熱は、第１の圧力の第１段液化天然ガスと、第２の圧力の第２段液化天然ガス及び圧縮作動流体の少なくとも一方とに伝達される。
【０００７】
本発明のまた別の実施例によると、ＬＮＧ発電設備において液化天然ガスの再ガス化装置を後付けする方法は、作動流体の熱を第１の圧力の第１段液化天然ガスと第２の圧力の第２段液化天然ガス及び圧縮作動流体の少なくとも一方とに伝達するように構成された１つ以上の熱交換器を準備するステップを含む。更に、第１の圧力の第１段液化天然ガスを供給するように構成された第１段ＬＮＧポンプと第２の圧力の第２段液化天然ガスを供給するように構成された少なくとも１つの第２段ＬＮＧポンプとの少なくとも一方も準備する。１つ以上の熱交換器と第１段ＬＮＧポンプと第２段ＬＮＧポンプとが、ＬＮＧ発電設備の改良されたボトミングブレイトンサイクルの一部を構成する。
【０００８】
全図面を通じて同様の符号で同様の部分を示した添付図面を参照しながら下記の詳細な説明を読むと、本発明のこれら及びその他の特徴、態様、及び利点の理解がより深まるであろう。
【図面の簡単な説明】
【０００９】
【図１】本発明の一実施例による、トッピングサイクルと２段式のＬＮＧガス化を用いたボトミングブレイトンサイクルとを示す概略図である。
【図２】本発明の一実施例による、２つの圧力レベルのＬＮＧ再ガス化を用いた統合カスケード型窒素ブレイトンサイクルの温度とエントロピーとの関係を示すグラフである。
【図３】本発明の別の実施例による、トッピングサイクルと２段式のＬＮＧガス化を用いたボトミングブレイトンサイクルとを示す概略図である。
【図４】本発明の別の実施例による、トッピングサイクルと単段式のＬＮＧガス化を用いた再生ボトミングブレイトンサイクルとを示す概略図である。
【図５】本発明の別の実施例による、トッピングサイクルと２段式のＬＮＧガス化を用いたハイブリッド式の再生ボトミングブレイトンサイクルとを示す概略図である。
【発明を実施するための形態】
【００１０】
本明細書において、数詞が明記されていない場合、特に複数のものを除外すると記載しない限り、複数の当該要素又は機能を除外するものではないことを理解されたい。また、特許請求される発明の「一実施例」は、記載した特徴も組み込んだ更なる実施例の存在を除外するものと解釈されるべきではない。
【００１１】
上記のように、一実施例において、本発明は、（ａ）作動流体を加圧するように構成された圧縮機と、（ｂ）作動流体に熱を供給するように構成された熱回収システムと、（ｃ）作動流体を用いて仕事を生成するように構成されたタービンと、（ｄ）作動流体の熱を第１の圧力の第１段液化天然ガスと第２の圧力の第２段液化天然ガス及び圧縮作動流体の少なくとも一方とに伝達するように構成された１つ以上の熱交換器とを含む液化天然ガス（ＬＮＧ）再ガス化装置を備えた発電設備を提供する。
【００１２】
様々な実施例において、発電設備は、第１の圧力の第１段液化天然ガスの供給に用いられる第１段ＬＮＧポンプと、第２の圧力の第２段液化天然ガスの供給に用いられる第２段ＬＮＧポンプとを含む。
【００１３】
作動流体を用いて、発電設備から生じた熱を取り込み、再ガス化されるＬＮＧにこの熱が段階的に伝達される。様々な実施例において、作動流体は、熱を作動流体に供給するように構成された熱回収システム内で加熱される。一実施例において、作動流体は、熱回収システム内で約３００°Ｃ〜約７００°Ｃの温度に加熱される。一実施例において、熱回収システムは、発電用タービンから発生する高温の排気ガスから熱を抽出するように構成される。別の実施例では、熱回収システムは、外部熱サイクルから熱を抽出するように構成される。一実施例では、外部熱サイクルは、ＬＮＧ発電設備のトッピングサイクルである。
【００１４】
様々な実施例において、作動流体からＬＮＧへの熱伝達は熱交換器内で行われる。一実施例では、熱交換器は約−１４０°Ｃ〜約−１１０°Ｃの温度の加熱された第１段液化天然ガスを供給するように構成される。
【００１５】
一実施例において、熱交換器は、約−１３０°Ｃ〜約−１００°Ｃの温度且つ約５０バール〜約７００バールの圧力の第２段液化天然ガスを受け取るように構成される。一実施例において、熱交換器は、約０°Ｃ〜約４０°Ｃの加熱された第２段液化天然ガスを供給するように構成される。
【００１６】
一実施例において、第１の熱交換器と第２の熱交換器との少なくとも２つの熱交換器を準備する。かかる一実施例において、第１の熱交換器は、加熱された第１段液化天然ガスを供給するように構成され、第２の熱交換器は、加熱された第２段液化天然ガスを供給するように構成される。
【００１７】
一実施例において、熱交換器は、第２段液化天然ガスと圧縮作動流体とに熱を伝達するように構成される。一実施例において、圧縮作動流体は、約−３０°Ｃ〜約５０°Ｃの温度、約１００バール〜約２００バールの圧力で熱交換器に供給される。このような状況下で、熱交換器は、約−３０°Ｃ〜約５０°Ｃの温度、約１００バール〜約２００バールの圧力の圧縮作動流体を受け取るように構成されていると言える。
【００１８】
一実施例において、本発明は、ＬＮＧ発電設備における液化天然ガスの再ガス化方法であって、（ａ）発電設備のトッピングサイクルから熱を回収すると共に、発電設備のボトミングサイクルの作動流体を加熱して、加熱作動流体を得るステップと、（ｂ）加熱作動流体に含まれるエネルギーの少なくとも一部を放出して、仕事を生成するステップと、（ｃ）仕事生成後の作動流体の熱を第１の圧力の第１段液化天然ガスと第２の圧力の第２段液化天然ガス及び圧縮作動流体の少なくとも一方とに伝達するステップと、を含む方法を提供する。
【００１９】
一実施例において、この方法は、アルゴンとヘリウムと二酸化炭素と窒素から成る群から選択される作動流体を用いる。別の実施例において、この方法は、アルゴンとヘリウムと二酸化炭素と窒素のうち少なくとも１つを含む作動流体を用いる。一実施例において、この作動流体は窒素である。
【００２０】
一実施例において、作動流体は、発電設備のトッピングサイクルに関連する熱回収システム内で、約３００°Ｃ〜約７００°Ｃの範囲内の温度に加熱される。別の実施例において、作動流体は、発電設備のトッピングサイクルに関連する熱回収システム内で、約３５０°Ｃ〜約６５０°Ｃの範囲内の温度に加熱される。また別の実施例において、作動流体は、発電設備のトッピングサイクルに関連する熱回収システム内で、約４００°Ｃ〜約６００°Ｃの範囲内の温度に加熱される。
【００２１】
本発明の方法の一実施例において、第１段液化天然ガスは、温度が約−１６０°Ｃ〜約−１４０°Ｃ、圧力が約１バール〜約５０バールである。別の実施例において、第１段液化天然ガスは、温度が約−１６０°Ｃ〜約−１４０°Ｃ、圧力が約２バール〜約１５バールである。
【００２２】
本発明の方法の一実施例において、第１段液化天然ガスが、熱交換器に導入され、そこで作動流体から熱を吸収して、熱交換器から出る時点で約−１４０°Ｃ〜約−１１０°Ｃの温度を有する加熱された第１段液化天然ガスが得られる。
【００２３】
本発明の方法の一実施例において、第２段液化天然ガスは、約−１３０°Ｃ〜約−１００°Ｃの温度、約５０バール〜約７００バールの圧力で熱交換器に導入される。第２段液化天然ガスは、熱交換器内に導入された作動流体の熱を吸収して、熱交換器を出る時点で約０°Ｃ〜約４０°Ｃの温度を有する加熱された第２段液化天然ガスとなる。
【００２４】
本発明の方法の一実施例において、熱は、第１の熱交換器内で作動流体から第１段液化天然ガスに伝達され、第２の熱交換器内で作動流体から第２段液化天然ガスに伝達され、これによって、加熱された第１段液化天然ガスと加熱された第２段液化天然ガスとが得られる。
【００２５】
本発明の方法の一実施例では、単一の熱交換器を用いて、作動流体の熱を第１段液化天然ガスと第２段液化天然ガスとに伝達する。このように、熱は、第１の熱交換器内で作動流体から第１段液化天然ガスに伝達され、同じ第１の熱交換器内で作動流体から第２段液化天然ガスに伝達され、これによって、加熱された第１段液化天然ガスと加熱された第２段液化天然ガスとが得られる。
【００２６】
上記のように、本発明の方法の一実施例において、熱が発電設備のトッピングサイクルから回収され、この熱を用いて、発電設備のボトミングサイクルの作動流体を加熱し、加熱された作動流体を得る。作動流体は、発電設備に一体化された熱回収システム内で加熱される。作動流体は、通常、加熱された作動流体に含まれるエネルギーの一部を用いて仕事を生成するタービン等のエネルギー抽出装置の下流の或る点で熱交換器に導入される。一実施例において、作動流体は、エネルギー抽出装置の下流の或る点で熱交換器に導入され、第１段液化天然ガスに熱を伝達することで、加熱された第１段液化天然ガスを得る。熱交換器を出た作動流体はその後、圧縮ステップにかけられ、圧縮作動流体を得る。この圧縮作動流体を、第１段液化天然ガスと第２段液化天然ガスのいずれか一方又は両方と接触する１つ以上の熱交換器に通すことにより、圧縮作動流体から更に熱を抽出できる。一実施例において、圧縮作動流体の温度は、圧縮作動流体が熱交換器を通ると圧縮作動流体に熱が伝達されるだけの十分な低温である。このような状況下で、熱交換器は、圧縮作動流体に熱を伝達するように構成されていると言える。一実施例において、圧縮作動流体は、約−３０°Ｃ〜約５０°Ｃの温度、約１００バール〜約２００バールの圧力で熱交換器に導入される。
【００２７】
図１に、本発明の実施例による液化天然ガス（ＬＮＧ）の再ガス化装置を備えた発電設備又はシステム１００を示す。システム１００は、トッピングサイクル１１０を含み、トッピングサイクル１１０では、とりわけ、酸化剤（例えば周囲空気）と合わせて燃焼させる燃料（例えば再ガス化されたＬＮＧ）を用いて、エネルギーと高温の排気ガスを生成する。本明細書に示す本発明の幾つかの実施例によると、トッピングサイクル１１０は、開放ブレイトンサイクルである。トッピングサイクル１１０の高温の排気ガスは、この高温排気ガスから熱を吸収して、その熱をボトミングブレイトンサイクル１３２の作動流体に供給するように構成された熱回収システム１１２を介して導かれる。システム１００では、発電と、２つの圧力レベルにおける液化天然ガスの効率的な再ガス化との両方が可能である。システム１００は、２つのカスケード型ブレイトンサイクル、つまりトッピングブレイトンサイクル１１０とボトミング密閉ブレイトンサイクル１３２とを含む。当業者には、トッピングサイクル１００は、限定目的ではなくあくまでも例証目的で、ブレイトンサイクルとして示されていることが理解できよう。図１に示す本発明の実施例において、トッピングブレイトンサイクル１１０は、開放型の単純ガスタービンサイクルがベースで、ボトミングサイクル１３２は、適宜の作動流体を用いる密閉型の単純ブレイトンサイクルがベースである。図１に示す実施例において、ボトミングブレイトンサイクル１３２は、２段ＬＮＧ再ガス化を行う。
【００２８】
ボトミングサイクル１３２は、作動流体から仕事を生成するタービン１１４と、作動流体からＬＮＧに再ガス化のための熱を伝達する熱交換器１１８と、作動流体を加圧する圧縮機１１６とを含む。図示の実施例において、ボトミングサイクルの作動流体は、通常の状況下で比較的不活性の任意の適当な流体であり、火炎、爆発、又はその他の安全上の問題が緩和されるように選択される。適当な作動流体には、とりわけ、アルゴン、ヘリウム、窒素、二酸化炭素等の、概して不活性なガスが含まれるが、これらに制限されるわけではない。本明細書に記載の実施例では、窒素を作動流体とすることを意図しているが、当業者には明らかなように、本発明の範囲内及び概念の範疇で、当該技術分野で周知の代替の作動流体も使用できる。システム１００は更に、熱交換器１１８に第１段液化天然ガスを供給する第１段ＬＮＧポンプと、熱交換器１１８に第２段液化天然ガスを供給する第２段ＬＮＧポンプとを含む。図１に示すように、熱交換器１１８は、作動流体と第１及び第２段液化天然ガスとの間で熱交換を行うように構成された３流路式の熱交換器である。３流路式熱交換器１１８は、加熱作動流体流１４０と第１段ＬＮＧ流１４２と第２段ＬＮＧ流１４４とを含む。
【００２９】
引き続き図１に示した実施例を参照すると、動作時、熱回収システム１１２は、作動流体がタービン１１４に流入する前に、作動流体を加熱するか又は作動流体にエネルギーを付与する。タービン１１４は、（例えば発電用の）仕事を生成し、少なくとも一部のエネルギーをこのタービンで失った作動流体を放出する。次に、この作動流体が、加熱作動流体流１４０として熱交換器１１８に流入する。熱交換器１１８は、液化天然ガスを２段階で再ガス化する。図示の実施例において、システム１００は、例えば、トッピングガスタービンサイクル１１０と、作動流体から２つの圧力レベルのＬＮＧに熱を伝達することによりＬＮＧを再ガス化するボトミング窒素ブレイトンサイクル１３２とを含む。この例では、液化天然ガスは再ガス化され、再ガス化された天然ガスが、パイプライン又は気体状の天然ガスを必要とするまた別の設備に供給される。一実施例において、再ガス化された天然ガスは、約８０バール〜約２５０バールの圧力で供給される。別の実施例において、再ガス化された天然ガスは、約５０バール〜約７００バールの圧力で供給される。一実施例において、再ガス化された天然ガスは、約１０°Ｃ〜約３０°Ｃの温度で供給される。第１の再ガス化段において、第１段ＬＮＧポンプ１２０は、第１段液化天然ガスを約−１６０°Ｃ〜約−１４０°Ｃの温度、約１バール〜約５０バールの圧力に加圧する。加圧されたＬＮＧは熱交換器１１８に流入するが、これは、図１に第１段ＬＮＧ流１４２として図示されている。第１段液化天然ガスは、作動流体から熱を吸収し、約−１４０°Ｃ〜−１１０°Ｃの温度の液状になって熱交換器１１８を出る。その後、第２段階において、第２段ＬＮＧポンプ１２２が、第２段液化天然ガスを約−１３０°Ｃ〜約−１００°Ｃの温度で（所望の送出圧力に応じた）約５０バール〜約７００バールの気化圧力に加圧する。第２段液化天然ガスは、熱交換器１１８に流入するが、これは、図１に第２段ＬＮＧ流１４４として図示されている。この第２段液化天然ガスは、作動流体から熱を吸収し、通常は約５０バール〜約７００バールの圧力、約０°Ｃ〜約４０°Ｃの温度でほぼ完全に気化した状態で熱交換器１１８を出る。こうして、液化天然ガスは、２段式のポンピングを用いることにより、例えば単段式の再ガス化を用いた２カスケード型ブレイトンサイクルよりも高い効率で再ガス化される。
【００３０】
要するに、３流路式熱交換器１１８は、第１段液化天然ガスが中間圧（有利には可能な限り低圧）にポンピングされ、非常に低温で第１段ＬＮＧ流１４２に送られることによって機能する。第１段液化天然ガスは、作動流体から熱を吸収し、液状になって第１段ＬＮＧ流１４２を出る。熱交換器から出たこの液化天然ガスは、その後、より高圧にポンピングされ（第２段階）、第２段ＬＮＧ流１４４として熱交換器１１８に再び導入され、処理される液化天然ガスよりも比較的高温（作動流体がタービンから出る時点で５０〜２５０°Ｃ程度）の作動流体との２度目の熱的接触により完全に気化する。しかし、当業者には、様々な実例に関して本明細書に説明する概念は、１１８のような３流路式熱交換器に限定されることなく、当業者が容易に想到可能なその他の変形態様を含むことが理解できよう。例えば、（図３に関して更に説明する）一実施例によると、２つの別個の熱交換器を用いて、本発明が提供する方法によりＬＮＧを再ガス化できる。
【００３１】
使用する作動流体の最低温度を下げることで、ＬＮＧ液化工程の全体的な効率に有益な効果がもたらされ、ボトミングサイクルの発電効率が高まることがわかっている。図１に示すように構成された本発明の実施例では、熱交換器１１８に流入する第１段液化天然ガスの温度が、可能な限り低温に保たれ、単段式の再ガス化システム固有の特徴であるＬＮＧ圧力（及び温度）の急激な上昇を防いでいる。有利には、液化天然ガスを、１段階ではなく２段階で再ガス化（及びポンピング）する。液化天然ガスを複数の段でポンピング（したがって加圧）することで、複数の段を介して熱交換器１１８に送られる液化天然ガスの温度をより良好に（可能な限り低温に）制御でき、有利には、ボトミングサイクルと液化工程の全体的な効率が概ね高まる。
【００３２】
図２は、図１に示すシステム１００の場合のように、ＬＮＧ再ガス化が２つの圧力段にわたって行われる、（シミュレーションされた）カスケード型窒素ブレイトンサイクルの温度とエントロピーとの関係を示したグラフ２００である。グラフ２００に示すシミュレーション結果においては、シミュレーションにあたり様々な仮定を行った。即ち、トッピングサイクルの効率を４２％と仮定し、排気ガス温度を４６０°Ｃ、ＬＮＧ温度を−１６２°Ｃ、再ガス化されたＬＮＧを１０〜１５°Ｃ、２００バールと仮定した。シミュレーションの結果、本発明の方法を用いると、例えば全体的な効率が５３．８％〜５５％向上し、正味発電量の増加が約２％となることが判明したが、このことは、グラフ２００から推測できる。得られたこの効率は、少なくとも部分的には窒素（作動流体）から液化天然ガスへの効率的な熱伝達によるものである。一例によると、トッピングサイクルの排気ガスが保持する利用可能な熱量は変化せず、熱回収システム１１２に流入及び流出する作動流体の特徴は、ＬＮＧを１つの圧力レベルで再ガス化する従来の構成の場合と同じに保たれるので、ボトミングサイクルの作動流体の質量流量は、熱回収システム１１２の設計及び特徴と同様、変化せずそのままである。したがって、本発明の様々な実施例を既存の発電設備に容易に構成又は後付けして、これによって、発電設備の関連する効率を向上させることができる。
【００３３】
図３に、本発明の別の実施例による、システム１００と同様の液化天然ガス（ＬＮＧ）再ガス化装置を含む発電設備又はシステム３００を示す。システム３００は、トッピングサイクル３１０と、トッピングサイクル３１０から熱を回収してこの熱をボトミングサイクル３３２の作動流体に供給する熱回収システム３１２と、タービン３１４と、圧縮機３１６と、加熱作動流体流３４０と第１段ＬＮＧ流３４２とを有する第１の熱交換器３１８と、加熱作動流体流３４１と第２段ＬＮＧ流３４４とを有する第２の熱交換器３２０と、第１段ＬＮＧポンプ３２２と、第２段ＬＮＧポンプ３２４とを含む。第１及び第２の熱交換器３１８、３２０の各々は、２流路式熱交換器である。第１段の液化天然ガスは、第１段ＬＮＧポンプ３２２を用いて、第１段ＬＮＧ流３４２に約１バール〜約５０バールの圧力、約−１６０°Ｃ〜約−１４０°Ｃの温度で圧送される。第１段液化天然ガスは、約−１４０°Ｃ〜約−１１０°Ｃの温度で第１の熱交換器３１８を出る。その後、第２段階において、液化天然ガスは、第２段ＬＮＧポンプ３２４を用いて、第２段ＬＮＧ流３４４に（所望の送出圧力に応じて）約５０バール〜約７００バールの圧力、約−１３０°Ｃ〜約−１００°Ｃの温度で圧送され、第２の熱交換器３２０に至る。第２段液化天然ガスは、約５０バール〜約７００バール、一実施例では約８０バール〜約２５０バールの圧力で、第２の熱交換器３２０を出る。第２の熱交換器３２０を出る天然ガスの温度は、通常は約０°Ｃ〜約４０°Ｃである。
【００３４】
図４に、本発明の別の実施例による、液化天然ガス（ＬＮＧ）再ガス化装置を備えた発電設備又はシステム４００を示す。システム４００は、トッピングサイクル４１０と、トッピングサイクルから熱を回収してこの熱をボトミングサイクル４３２の作動流体に供給する熱回収システム４１２と、タービン４１４と、圧縮機４１６と、３流路式熱交換器４１８と、第１段ＬＮＧポンプ４２０を含む。３流路式熱交換器４１８は、加熱作動流体流４４０と第１段ＬＮＧ流４４２と作動流体再生流４４４とを含む。システム４００は、例えば図１のシステム１００と同様に動作し、システム４００は更に、単段式のＬＮＧ再ガス化機能を有し、圧縮機４１６から出た作動流体が、ボトミングブレイトンサイクル４３２の再生のために熱交換器４１８に送られる。したがって、ボトミングブレイトンサイクル４３２は、単段式のＬＮＧ再ガス化機能と作動流体を再生する段階とを含む。作動流体は、約１００〜約２００バールの圧力、約−５０°Ｃ〜約５０°Ｃの温度の作動流体再生流４４４となって熱交換器４１８に流入し、加熱作動流体流４４０から熱を吸収して、ほぼ同じ圧力、約５０°Ｃ〜約２００°Ｃの温度で熱交換器４１８を出る。第１段の液化天然ガスは、第１段ＬＮＧポンプ４２０を用いて、約１〜約５０バールの圧力、約−１６０°Ｃ〜約−１４０°Ｃの温度で第１段ＬＮＧ流４４２に圧送される。図４に示す実施例において、第１段液化天然ガスは、約０°Ｃ〜約４０°Ｃの温度で第１の熱交換器４１８を出る。
【００３５】
図５に、本発明の別の実施例による、液化天然ガス（ＬＮＧ）再ガス化装置を備えた発電設備又はシステム５００を示す。システム５００は、トッピングサイクル５１０と、トッピングサイクル５１０から熱を回収してこの熱をボトミングサイクル５３２の作動流体に供給する熱回収システム５１２と、タービン５１４と、圧縮機５１６と、４流路式熱交換器５１８と、第１段ＬＮＧポンプ５２０と、第２段ＬＮＧポンプ５２２とを含む。４流路式熱交換器５１８は、加熱作動流体流５４０と第１段ＬＮＧ流５４２と第２段ＬＮＧ流５４４と作動流体再生流５４６とを含む。システム５００は、例えば図１のシステム１００と同様に動作し、更に、圧縮機５１６から出る作動流体が、ボトミングブレイトンサイクル５３２の再生のために熱交換器５１８に送られる。したがって、ボトミングブレイトンサイクル５３２は、２段式のＬＮＧ再ガス化機能と作動流体を再生する段階とを含む。作動流体は、約１００バール〜約２００バールの圧力、約−５０°Ｃ〜約５０°Ｃの温度の作動流体再生流５４６となって熱交換器５１８に流入し、約５０°Ｃ〜約２００°Ｃの温度で熱交換器５１８を出る。更に、第１の再生段において、第１段ＬＮＧポンプ５２０は、第１段液化天然ガスを加圧して、約１バール〜約５０バール、約−１６０°Ｃ〜約−１４０°Ｃの温度にする。第１段液化天然ガスはその後、熱交換器５１８に第１段ＬＮＧ流５４２として流入する。第１段液化天然ガスは、作動流体から熱を吸収して、約−１４０°Ｃ〜約−１１０°Ｃの温度で依然として液状のまま、熱交換器５１８を出る。その後、第２段において、第２段ＬＮＧポンプ５２２が第２段液化天然ガスを加圧して、（所望の送出圧力に応じて）約５０バール〜約７００バール、一実施例では約８０バール〜約２５０バールの気化圧力、約−１３０°Ｃ〜約−１００°Ｃの温度にする。第２段液化天然ガスはその後、第２段ＬＮＧ流５４４として熱交換器５１８に流入する。第２段液化天然ガスは、作動流体から熱を吸収して、約５０バール〜約７００バールの圧力、約０°Ｃ〜約４０°Ｃの温度でほぼ完全に気化した状態で熱交換器５１８を出る。
【００３６】
再生ブレイトンサイクルにおいて、加熱作動流体は、熱回収システムを通過した後にタービンを通って膨張し、その後、複数の段で液化天然ガスを再ガス化すると同時に復熱装置として機能して圧縮機５１６から流出する高圧作動流体を予熱する、４流路式熱交換器５１８に送られる。窒素が予熱されるので、圧縮機出口においてより低温が得られ、したがって、圧縮機は非再生ブレイトンサイクルよりも低い圧力比で動作する。そのため、再生ブレイトンサイクルでは、非再生型の実施例よりも高い発電効率が得られる。
【００３７】
本明細書で検討したように、本発明の多くの変形態様が可能である。例えば、図１のシステム１００で示した本発明の実施例の様々な変形態様を、本明細書で詳細に検討した。一実施例において、ボトミングブレイトンサイクルに用いられる復熱装置は、４流路式熱交換器（図５のシステム５００で示した実施例で説明した）、又は３流路式熱交換器と別個の復熱装置（図示せず）、又は２つの別個のＬＮＧ熱交換器と復熱装置のいずれかを含み得る。代替実施例において、第１及び第２段ＬＮＧポンピングは、２つの圧力段を有する単一のポンプにより行われる。一実施形態において、各々の圧力段は、２段式ポンプの共通の駆動軸上に取り付けられる。当業者や本開示を手にした人には、本明細書に記載の実施例のこれら及びその他の変形態様、変更、及び組合せが想到されよう。本明細書に記載の実施例のかかる変形態様、変更、及び組合せは、本発明の技術的及び概念的範囲に含まれる。
【００３８】
更に、本明細書では、窒素をボトミングブレイトンサイクルの作動流体とする様々な実施例を例証しているが、窒素以外の作動流体を用いてもよいことは明らかである。上記のように、本発明の実施にあたり、いかなる適切な作動流体を用いてもよい。作動流体は、通常は発電設備の環境に対して不活性又は非反応性のいずれかである。適当な作動流体には、例えばアルゴン、ヘリウム、二酸化炭素、及びこれらの混合物が含まれる。当業者や本開示を手にした人には容易に想到されるように、使用する特定の作動流体に応じて、この様々な温度及び圧力範囲は変動する。
【００３９】
本発明の実施例は、周知の実施例よりも多くの利点を提供する。例えば、ＬＮＧを２つの異なる圧力レベルで圧送することにより、第１の圧縮段において、これに伴うＬＮＧ温度の上昇を非常に小さくできる。更に、作動流体の最低有効温度を下げることができる。更に、１つの圧力レベルでＬＮＧを再ガス化する構成に比べて、ボトミングサイクルの発電効率が大幅に上昇する。様々な実施例において、非常に高いＬＮＧ気化圧力が得られるので、再ガス化されたＬＮＧの送出／保管要件を満たす上でのシステムの柔軟性が高まる。しかも、複数の圧力段を有する単一のポンプを用いてポンピングを行うことができる。有利には、本明細書に開示の様々な実施例を、既存の発電設備に容易に後付けできる。既存の発電設備の特定の構成要素を適宜改変又は交換して、本明細書に記載の様々な実施例に適合する発電設備を得ることができる。その上、一部の実施例では、追加の設備が不要なので、単純なカスケード構成の場合と同じか又はそれよりも高い信頼性で、ＬＮＧを液状から気体状に変換できる。また、３流路式熱交換器の体積は、同等の２流路式熱交換器よりも大きく、したがって、単位体積あたりの比出力が高くなる。本発明の実施例を用いると、（同等の周知のシステムと比較して）発電効率を向上させ、出力を増大させることができるので、消費される単位燃料量あたりに生成される電力の単位あたりのＣＯ２排出量を削減できる。
【００４０】
別途定義しない限り、本明細書で使用する技術的用語及び科学的用語は、当該発明が属する技術分野の当業者に周知の意味と同じ意味を有する。「第１」「第２」等の用語は、本明細書で用いられる場合、順序、数量、重要性を示すことはなく、或る要素を他の要素と区別するために用いられている。また、「ａ」「ａｎ」といった表現は、数量を限定するのではなく、言及している事項が少なくとも１つ存在することを示しており、「前」「後」「下」及び／又は「上」といった表現は、別途定義しない限り、説明の便宜上用いられているにすぎず、単一の位置又は空間的方向に限定されることはない。範囲が開示されている場合、同一の部品又は特性に関する全ての範囲の端点は、包括的であり、別個に組合せ可能である（例えば、「約２５重量％以下、特に約５重量％から約２０重量％の範囲」は、「約５重量％から約２５重量％」の範囲の端点とその間の値全てを含む）。更に例を挙げると、「約−１３０℃から約−１００℃の間」という表現が示す温度は、列挙された温度である約−１３０℃と約−１００℃の両方を含むものと解釈されるべきである。数量と一緒に用いられる「約」という修飾語は、提示されている値も含み、文脈的に明らかな意味も含む（例えば、特定の数量の計測に付随する誤差も含む）。
【００４１】
本明細書では、本発明の一部の特徴のみを図示及び記述したが、当業者には多数の修正及び改変が想到されよう。したがって、添付の特許請求の範囲は、こうした修正及び改変も全て、本発明の範囲内にあるものとして意図していることを理解されたい。
【符号の説明】
【００４２】
１１０  トッピングサイクル
１１２  熱回収システム
１１４  タービン
１１６  圧縮機
１１８  熱交換器
１２０  第１段ＬＮＧポンプ
１２２  第２段ＬＮＧポンプ
１４０  加熱作動流体流
１４２  第１段ＬＮＧ流
１４４  第２段ＬＮＧ流
２００  温度とエントロピーとの関係を示すグラフ
３１０  トッピングサイクル
３１２  熱回収システム
３１４  タービン
３１６  圧縮機
３１８  第１の熱交換器
３２０  第２の熱交換器
３２２  第１段ＬＮＧポンプ
３２４  第２段ＬＮＧポンプ
３４０  第１の熱交換器３１８の加熱作動流体流
３４１  第２の熱交換器３２０の加熱作動流体流
３４２  第１段ＬＮＧ流
３４４  第２段ＬＮＧ流
４１０  トッピングサイクル
４１２  熱回収システム
４１４  タービン
４１６  圧縮機
４１８  熱交換器
４２０  第１段ＬＮＧポンプ
４４０  加熱作動流体流
４４２  第１段ＬＮＧ流
４４４  作動流体再生流
５１０  トッピングサイクル
５１２  熱回収システム
５１４  タービン
５１６  圧縮機
５１８  熱交換器
５２０  第１段ＬＮＧポンプ
５２２  第２段ＬＮＧポンプ
５４０  加熱作動流体流
５４２  第１段ＬＮＧ流
５４４  第２段ＬＮＧ流
５４６  作動流体再生流
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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