(57)【要約】  想定される構成および方法は、約１０℃（５０°Ｆ）、より典型的には約０℃（３２°Ｆ）未満、最も典型的には約−１７．８℃（０°Ｆ）未満の温度の空気を、燃焼タービンに提供するために、好ましくは交互に動作する第１および第２の予冷器を使用する。このような構成および方法の場合、通常、伝熱流体回路が、加熱された伝熱流体および冷却された伝熱流体の両方を提供され、それにより予冷器が冷却され、かつ除霜されることが好ましい。ＬＮＧ再ガス化ユニットから冷凍が提供され、冷却された伝熱流体を形成し、また、動力サイクルからの熱（たとえば表面復水器からの熱）を使用して、加熱された伝熱流体を形成することが最も好ましい。
2008524494.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
冷却された空気をガスタービンに提供するように構成された第１および第２の予冷器に結合されたガスタービンと、
第１および第２の予冷器に熱的に結合された伝熱流体回路と、
第１および第２の予冷器の交互動作を制御するように構成された制御システムとを備えたプラント。
【請求項２】
制御システムが、さらに、加熱された伝熱流体の一部が第２の予冷器へ流れると、冷却された伝熱流体の一部が第１の予冷器へ直接流れるように構成された、請求項１に記載のプラント。
【請求項３】
ＬＮＧ再ガス化ユニットが、伝熱流体を冷却するように構成され、それにより冷却された伝熱流体が形成される、請求項２に記載のプラント。
【請求項４】
冷却された空気の温度が約１０℃（５０°Ｆ）未満である、請求項２に記載のプラント。
【請求項５】
蒸気動力サイクルが、伝熱流体を加熱するように構成され、それにより加熱された伝熱流体が形成される、請求項２に記載のプラント。
【請求項６】
蒸気動力サイクルが、蒸気タービンサイクル内に冷却水システムおよび表面復水器を備えた、請求項５に記載のプラント。
【請求項７】
伝熱流体回路に熱的に結合され、かつ、冷却された空気を第１および第２の予冷器のうちの少なくとも一方に提供するように構成された第３の予冷器をさらに備えた、請求項１に記載のプラント。
【請求項８】
第３の予冷器が、約０℃（３２°Ｆ）を超える温度に冷却された空気を連続的に提供するように構成された、請求項７に記載のプラント。
【請求項９】
伝熱流体の一部を第３の予冷器から再度第３の予冷器へ再循環させるように構成された再循環ループをさらに備えた、請求項７に記載のプラント。
【請求項１０】
約１０℃（５０°Ｆ）未満の温度に冷却された空気をガスタービンに提供するように構成された予冷器に結合されたガスタービンと、
予冷器に動作結合され、かつ、予冷器への冷媒および加熱された媒体の送出を制御するように構成された制御システムとを備えたプラントであって、
制御システムが、予冷器内における所定程度の氷形成に応答して、加熱された媒体が予冷器に提供されるように構成されたプラント。
【請求項１１】
冷媒が冷却された伝熱流体であり、加熱された媒体が加熱された伝熱流体であり、冷却された伝熱流体および加熱された伝熱流体が、同じ伝熱流体回路内を循環する、請求項１０に記載のプラント。
【請求項１２】
伝熱流体回路が、ＬＮＧ再ガス化ユニットおよび動力サイクルのうちの少なくとも一方に熱的に結合された、請求項１１に記載のプラント。
【請求項１３】
約１０℃（５０°Ｆ）未満の温度に冷却された空気をガスタービンに提供するように構成された第２の予冷器をさらに備えた、請求項１０に記載のプラント。
【請求項１４】
制御システムが、予冷器および第２の予冷器が交互に動作するよう、予冷器および第２の予冷器への冷媒の送出を制御するように構成された、請求項１３に記載のプラント。
【請求項１５】
燃焼タービンの吸気を冷却する方法であって、
第１の予冷器および第２の予冷器を提供するステップと、
第１および第２の予冷器を、冷却された伝熱流体および加熱された伝熱流体が循環する伝熱流体回路に熱的に結合するステップと、
制御システムを第１および第２の予冷器に結合するステップとを含み、制御システムが、加熱された伝熱流体が第２の予冷器に提供されると、冷却された伝熱流体が第１の予冷器に提供されるよう、第１および第２の予冷器の交互動作を制御する、方法。
【請求項１６】
熱的に結合するステップが、伝熱流体回路を、ＬＮＧ再ガス化ユニットおよび動力サイクルのうちの少なくとも一方に熱結合するステップを含む、請求項１５に記載の方法。
【請求項１７】
ＬＮＧ再ガス化ユニットが、伝熱流体を冷却し、それにより冷却された伝熱流体を形成し、また、復水器が、伝熱流体を加熱し、それにより加熱された伝熱流体を形成する、請求項１５に記載の方法。
【請求項１８】
第１および第２の予冷器が、約１０℃（５０°Ｆ）未満の温度に冷却された空気を燃焼タービンに提供する、請求項１５に記載の方法。
【請求項１９】
第３の予冷器を提供するステップをさらに含み、第３の予冷器が、約０℃（３２°Ｆ）と周囲温度との間の温度に予冷された空気を、第１および第２の予冷器のうちの少なくとも一方に提供する、請求項１５に記載の方法。
【請求項２０】
第３の予冷器が、伝熱流体回路に熱的に結合され、再循環ループが、伝熱流体の一部を第３の予冷器から再度第３の予冷器へ再循環させるように構成された、請求項１９に記載の方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本出願は、参照により本明細書に組み込まれる、本出願人らの、それぞれ２００４年１２月２０日および２００５年３月８日出願の同時係属米国仮特許出願第６０／６３７，８６０号および米国仮特許出願第６０／６６０，０００号に対する優先権を主張する。
【０００２】
本発明の分野は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を使用した統合発電であり、特にＬＮＧ再ガス化設備における発電である。
【背景技術】
【０００３】
原油のコストは既に歴史的な高さに到達しているため、代替クリーンエネルギー源として、ＬＮＧは、近来、大きな注目を集めている。したがって、世界的な天然ガスの消費が、数年のうちに実質的に増加することが目論まれていること、また、予想される需要に国内生産が追いつかない可能性があることは驚くべきことではない。より旧式の発電所が用済みになり、また、より効率的な複合サイクル発電所への置換のため、天然ガスの不足はますます深刻である。増加するＬＮＧの需要の少なくとも一部を賄うために、様々なＬＮＧ輸入ターミナルが、北米に展開されており、また、より高いＬＮＧスループットに適応するべく既存の設備が拡張されている。
【０００４】
発電所の燃料としてＬＮＧを使用するためには、通常、燃焼に先立ってＬＮＧを気化させる必要がある。気化は、残念ながらエネルギー集約プロセスであり、通常、ＬＮＧに含まれているエネルギー含有量の約２％〜３％に相当する熱デューティが必要である。従来のＬＮＧ再ガス化設備には、通常、外部熱源（たとえば海水加熱器）が必要であるが、気化のための熱は、燃焼プロセスによって相乗的な方法で提供することも可能である。たとえば、ＬＮＧ再ガス化設備で気化したＬＮＧを使用して、発電所に燃料を供給することができるため、ガスパイプライン輸送コストを排除することができ、一方、発電所からの廃熱を、ＬＮＧの加熱デューティに供給することができる。したがって、ＬＮＧ再ガス化ターミナルの近くに発電所を設置することには、経済上の動機がある。
【０００５】
たとえば、それぞれＭａｎｄｒｉｎおよびＧｒｉｅｐｅｎｔｒｏｇに対する米国特許第４，０３６，０２８号および米国特許第４，２３１，２２６号に、ＬＮＧ再ガス化との発電所の統合が記述されている。Ｋｅｌｌｅｒに対する米国特許出願公開第２００３／０００５６９８号、および国際公開第０２／０９７２５２号パンフレット、Ｊｏｈｎｓｏｎらに対する米国特許第６，３７４，５９１号、国際公開第９６／３８６５６号パンフレット、国際公開第９５／１６１０５号パンフレット、欧州特許出願公開第０８２８９２５号、および欧州特許出願公開第０６８３８４７号、ならびにＷｅｎら対する米国特許第６，３６７，２５８号、および国際公開第０１／０７７６５号パンフレットに、同様のプラントが報告されている。さらに、Ｍａｋに対する欧州特許出願公開第０００９３８７号、またはＴｏｍｌｉｎｓｏｎらに対する欧州特許出願公開第０６０５１５９号に、実質的に同様の構成が記載される。知られているこのような構成では、ＬＮＧを再ガス化するための熱は、ガスタービン吸気、燃料ガス排気、および／または動力サイクルの動作流体と熱交換している熱交換流体によって提供される。このような構成は、吸気の密度を高くすることによって、ガスタービンサイクル（ブレイトンサイクル）の効率が改善され、それによってガスタービンの電力出力および効率が向上すると考えられている。しかしながら、これらの方法は、通常、吸気の水分の凍結を防止するために、約４．４℃（４０°Ｆ）（またはそれ以上）に吸気を冷却することに限定される。
【０００６】
近来、発電のためのヒートシンクとして、および／または、いずれも参照により本明細書に組み込まれる、本出願人らの同時係属ＰＣＴ／ＵＳ０３／２５３７２号（国際公開第２００４／１０９２０６号パンフレットとして公開されている）、ＰＣＴ／ＵＳ０３／２６８０５号（国際公開第２００４／１０９１８０号パンフレットとして公開されている）、および米国仮特許出願第６０／５８８，２７５号に記載される発電所の燃料として、ＬＮＧが使用されるＬＮＧ受け取りターミナルで動力を回収する新しい様々な構成が提案されている。
【０００７】
上記構成のいくつかは、ガスタービン排気から引き出される熱を使用して、ＬＮＧ再ガス化における燃料消費を少なくする利点を提供しているが、発電効率における利得は、それほど大きくないことがしばしばであることに留意されたい。さらに、困難性は他にも多々あるが、これらの構成のいくつかにおける熱伝達は、水の凍結によってしばしば制限されている。また、タービンの入口から氷粒子を除去することによって、ガスタービンが損傷し、発電が妨害されることがある。さらに、広く知られているガスタービン空気予冷却方法は、気候が暑い地域（たとえば熱帯または亜熱帯地域）では発電の効率を改善しているが、気候がより寒冷である地域（たとえば北米の北東地域）には適していないことがしばしばである。比較的暑い気候であっても、このような構成が、効率上の利点を提供するのは夏の数ヶ月にすぎず、その利点は冬季には減少する。さらに悪いことには、周囲温度が約４．４℃（４０°Ｆ）未満に低下すると、吸気の水の凍結を防止するために、場合によってはこれらのユニットの運転を中断しなければならない。
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
したがって、当分野では、ＬＮＧ利用および／または再ガス化を使用した、発電所のための多くの方法および構成が知られているが、それらのほとんどは、１つまたは複数の欠点を抱えている。したがって、ＬＮＧ利用および再ガス化を使用した、発電所のための改良型構成および方法を提供する必要が依然として存在している。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
本発明は、統合されたＬＮＧ再ガス化を使用する複合サイクル発電所に向けられ、電力出力は、ＬＮＧ中の冷凍含有量を使用して、吸気を、典型的には水の凝固点未満に十分に冷却し、かつ、蒸気駆動動力サイクルの表面復水器の復水温度および圧力を低くすることによって著しく改善される。吸気の冷却は、一方の予冷器が、冷却された伝熱流体を使用して吸気を冷却すると、もう一方の予冷器が、加熱された伝熱流体を使用して除氷されるよう、交互に動作する２つの予冷器を使用して実施されることが最も好ましい。
【００１０】
本発明の主題の一態様では、プラントは、第１および第２の予冷器に結合されたガスタービンを含み、第１および第２の予冷器は、冷却された空気をガスタービンに提供するように構成される。伝熱流体回路が、第１および第２の予冷器に熱的に結合され、制御システムは、第１および第２の予冷器の交互動作を制御するように構成される。制御システムは、さらに、加熱された伝熱流体の一部が第２の予冷器へ流れると、冷却された伝熱流体の一部が第１の予冷器へ直接流れるように構成されることが最も好ましい。
【００１１】
想定されるプラントの他の典型的な実施形態では、ＬＮＧ再ガス化ユニットが、伝熱流体を冷却し、それにより冷却された伝熱流体を形成し、かつ／または蒸気駆動動力サイクルが、伝熱流体を加熱し、それにより加熱された伝熱流体を形成する（たとえば蒸気タービンサイクルの復水器を介して）。本発明の主題を制限するものではないが、通常、冷却された空気の温度は、約１０℃（５０°Ｆ）未満であることが好ましく、より典型的には約０℃（３２°Ｆ）未満であり、さらに典型的には約−１２．２℃（１０°Ｆ）未満であり、最も典型的には約−１７．８℃（０°Ｆ）未満である。
【００１２】
プラントは、必要に応じて、伝熱流体回路に熱的に結合され、かつ、冷却された空気を第１および／または第２の予冷器に提供するように構成された第３の予冷器をさらに有することができる。最も典型的には、第３の予冷器は、約０℃（３２°Ｆ）を超える温度に冷却された空気を、第１および／または第２の予冷器に連続的に提供する。追加としてこの第３の予冷器は、再循環ループに結合され、伝熱流体の一部を再循環させることも可能である。
【００１３】
本発明の主題の他の態様では、プラントは、予冷器に結合されたガスタービンを含み、予冷器は、約１０℃（５０°Ｆ）未満の温度に冷却された空気をガスタービンに提供する。制御システムは、予冷器に動作結合されており、予冷器への冷媒および加熱された媒体の送出を制御するように構成される。制御システムは、さらに、予冷器内における所定程度の氷形成に応答して、加熱された媒体が予冷器に提供されるように構成される。
【００１４】
とりわけ好ましいプラントでは、冷媒は、冷却された伝熱流体であり、一方、加熱された媒体は、加熱された伝熱流体である。冷却された伝熱流体および加熱された伝熱流体は、いずれも同じ伝熱流体回路内を循環している。上で指摘したように、伝熱流体回路は、好ましいプラントでは、ＬＮＧ再ガス化ユニットおよび／または動力サイクルに熱的に結合されており、約−１７．８℃（０°Ｆ）未満の温度に冷却された空気をガスタービンに提供する（通常は交互方式で）ために、第２の予冷器が含まれることができる。
【００１５】
したがって、燃焼タービンの吸気を冷却する方法には、第１の予冷器および第２の予冷器を提供するステップを含む。他のステップで、第１および第２の予冷器が、冷却された伝熱流体および加熱された伝熱流体が循環する伝熱流体回路に熱的に結合される。さらに他のステップで、制御システムが、第１および第２の予冷器に結合される。制御システムは、加熱された伝熱流体が第２の予冷器に提供されると、冷却された伝熱流体が第１の予冷器に提供されるよう、第１および第２の予冷器の交互動作を制御する。最も典型的には、熱的に結合するステップは、伝熱流体回路を、ＬＮＧ再ガス化ユニットおよび複合動力サイクルのうちの少なくとも一方に熱結合するステップを含む。
【００１６】
このような方法の場合、通常、ＬＮＧ再ガス化ユニットは、伝熱流体を冷却し、それにより冷却された伝熱流体を形成することが好ましく、また、複合サイクルの蒸気サイクルからの表面復水器は、伝熱流体を加熱し、それにより加熱された伝熱流体を形成することが好ましい。通常、第１および第２の予冷器は、約−１７．８℃（０°Ｆ）未満の温度に冷却された空気を燃焼タービンに提供する。必要に応じて、空気を約０℃（３２°Ｆ）と周囲温度との間の温度に予冷し、かつ、予冷された空気を、第１および第２の予冷器のうちの少なくとも一方に供給するための第３の予冷器を含むことも可能である。この第３の予冷器は、同じく伝熱流体回路に熱的に結合されることが最も好ましく、また、再循環ループは、伝熱流体の一部を第３の予冷器から再度第３の予冷器へ再循環させるように構成される。
【００１７】
本発明の様々な目的、特徴、態様および利点については、本発明の好ましい実施形態についての以下の詳細な説明によってより明らかになるであろう。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１８】
本発明者は、複合サイクル発電所の電力出力および効率が、発電とＬＮＧ中の冷凍含有量の抽出を統合することにより、季節に関係なく実質的に増大されることができることを見出した。
【００１９】
より詳細には、ＬＮＧが、ＬＮＧ再ガス化ユニット内で再ガス化され、それにより伝熱流体が冷却される。次に、冷却された伝熱流体の第１の部分が、予冷器内で使用され、燃焼タービンの吸気が、約１０℃（５０°Ｆ）未満の温度、より典型的には約０℃（３２°Ｆ）未満の温度、最も典型的には約−１７．８℃（０°Ｆ）未満の温度に十分に冷却され、一方、第２の部分を使用して、動力サイクルの動作流体（たとえば膨張した蒸気）に供給される冷却水が冷却される。このようにして暖められた伝熱流体が、さらに加熱され（たとえばＨＲＳＧ内で）、次に、予冷器内に形成された凍結復水を除氷するべく使用される。最も典型的には、第２の予冷器は、燃焼タービンの連続運転を維持するために使用され、かつ、第１の予冷器と交互に動作する。とりわけ、このような構成は、電力の生成および生成の効率に実質的な利得が提供されるだけでなく、季節の変化あるいは環境の変化からプラントが切り離されることを理解されたい。
【００２０】
最も好ましい構成では、想定された発電所は、伝熱流体を冷却と除霜（または除氷）の交互モードで使用して、ガスタービンの燃焼空気を冷却する二つまたは複数の吸気冷却器（予冷器）を有している。とりわけ好ましい他の構成では、低温のＬＮＧを使用して、ガスタービンの吸気が冷却され、一方、ガスタービンの排気を使用して、空気予冷器が除霜および除氷される。特定の構成に応じて、吸気冷却器のうちの少なくとも１つが、複数の熱交換器セクションを備えることが想定される。したがって、吸気の水分含有量の大半が、上流側セクションで液相として復水し、一方、後続する１つまたは複数のセクションで、既に冷却された空気を、水の凍結温度未満の温度までさらに十分に冷却する。
【００２１】
とりわけ、想定される構成および方法の場合、予冷器内における氷の形成が、予期されるだけでなく、少なくとも所定程度まで許容されることを理解されたい。氷は、当分野で良く知られている、スイッチングデバイス（たとえばスイッチングバルブ、温度および圧力コントロール、およびタイミングデバイス）、および配管構成を使用して熱交換器から除去され、連続した制限されない十分に冷却された空気の源が、ガスタービンに提供される。とりわけ、このような構成は、あらゆる気候条件（冬から夏）の下で、世界中の地域（熱帯気候から寒冷気候の地域）で、電力出力および発電効率を増大することに留意されたい。
【００２２】
したがって、想定されているプラントは、第１および第２の予冷器に結合されたガスタービンを含み、第１および第２の予冷器は、冷却された空気をガスタービンに提供するように構成される。さらに、伝熱流体回路が、第１および第２の予冷器に熱的に結合され、制御システムは、第１および第２の予冷器の交互動作を制御するように構成される。このようなプラントでは、制御システムは、加熱された伝熱流体の一部が第２の予冷器へ流れると、冷却された伝熱流体の一部が第１の予冷器へ直接流れるように構成されることが最も好ましい。本発明の主題を制限するものではないが、通常、ＬＮＧ再ガス化ユニットは、伝熱流体を冷却し、それにより冷却された伝熱流体を形成するように構成されることが好ましい。
【００２３】
図１に示す本発明の主題の一例示的態様では、通常、５００ＭＭｓｃｆｄないし１，５００ＭＭｓｃｆｄのセンドアウトレートで貯蔵設備からのＬＮＧ（流れ１）が、ＬＮＧポンプ５１によって約７７．３ｋｇ／ｃｍ２（約１，１００ｐｓｉｇ）ないし約１０５ｋｇ／ｃｍ２（１，５００ｐｓｉｇ）に加圧され、流れ２が形成される。ＬＮＧは、ＬＮＧ再ガス化ユニットの熱交換器５４内で、約−１５７℃（−２５０°Ｆ）から約４．４℃（約４０°Ｆ）に加熱され、パイプライン輸送に必要な流れ３が形成される。伝熱流体の流れ８（通常、グリコール水混合物からなっている）は、典型的には約３７．８℃（１００°Ｆ）ないし約６５．６℃（１５０°Ｆ）から、典型的には約−２８．９℃（−２０°Ｆ）ないし約−５１．１℃（−６０°Ｆ）に冷却され、流れ４が形成される。流れ４は、循環ポンプ５２によって約８．４ｋｇ／ｃｍ２（約１２０ｐｓｉｇ）に加圧され、流れ５が形成される。この流れ５は、流れ７と６の２つの部分に分割される。７と６の間の流量比は、空気予冷器が必要とする、周囲温度およびガスタービン容量に応じる冷却デューティで決まる。制御バルブ６７および６８によって制御される、流れ６に対する流れ７の流量は、夏の数ヶ月の間は流れ７の方が多く、冬季の間は流れ７の方が少ないことが期待される。吸気の流れ２９、３０および３１は、周囲の気候条件に無関係に、極めて低い温度（たとえば約−１７．８℃（０°Ｆ）以下）に冷却され、流れ３２および３３が形成される。これらの流れは、ガスタービン５６に供給される。空気予冷器６３および６４の熱交換チューブは、水復水を熱交換チューブから自由に排水することができ、水の蓄積および望ましくない氷の形成が最少化されるように構成されることが好ましい。別法または追加として、冷却および除霜サイクル時間を調整し、かつ、複数（２つ以上）の予冷器を使用することにより、氷の過剰な蓄積を防止することができる。したがって、冷たい空気の連続した制限されない供給を維持することができ、発電の効率および出力を常に最大化することができることを認識されたい。
【００２４】
二つの空気予冷器（または複数の空気予冷器）は、少なくとも１つの空気予冷器を冷却モードで使用し、かつ、少なくとも１つの空気予冷器を加熱モードすなわち除霜モードで使用するよう構成される。空気予冷器６３が、冷却サイクルで動作している場合、制御バルブ６８が開き、制御バルブ６７が閉じて、典型的には約−１７．８℃（０°Ｆ）ないし約−４０℃（−４０°Ｆ）の伝熱媒体（流れ２６）を、空気予冷器６３へ導く。それと同時に、制御バルブ６５が開き、制御バルブ６６が閉じて、周囲の空気を空気予冷器６３へ導く。次に、吸気３１が、周囲温度（典型的には約−６．７℃（２０°Ｆ）から約３７．８℃（１００°Ｆ）までの範囲）から、約−１７．８℃（０°Ｆ）以下の温度に冷却され、流れ３２が形成される。熱交換器の表面への水の蓄積を防止し、かつ、望ましくない氷の形成を最少化するために、水復水の流れ２７が、空気予冷器から除去される。流れ２７は、複合サイクル発電所の蒸気システムに対する補給水として回収されることができる。
【００２５】
空気が想定された低温に冷却されると、空気の質量密度が高くなり、したがって空気流が増加し（ガスタービンは、一定の体積流で動作しているため）、したがってガスタービンの電力出力が増加する。また、空気の温度が低いほど、空気圧縮効率が改善され、ガスタービンの圧縮機セクションによって消費される動力が少なくなり、したがってガスタービン（ブレイトンサイクル）の発電効率を増大する。図２は、この効果を示したものである。発電所から出力される電力は、空気の温度が典型的には約１．７℃（３°Ｆ）ないし約２．８℃（５°Ｆ）低くなる毎に、約１％増大される。夏季の運転中、周囲温度が約３７．８℃（１００°Ｆ）から約−１７．８℃（０°Ｆ）まで低下すると、従来の複合サイクル発電所の場合、電力出力を３０％以上増大することができる。電力のこの増加は、主として、ターボ機構設計によって変化する可能性のあるより高い熱力学的効率によるものである。図２に示すように、発電所の出力は、この空気予冷器ステップを使用することにより、９２０ＭＷから１１５０ＭＷまで増加させることができる。電力出力のこの２３０ＭＷの増加は、消費者の需要がピークに達し、額面以上で電気を売ることができる、とりわけ夏の数ヶ月の間、電力収入が著しく増加することを意味している。冬の数ヶ月の間は、出力の増加は夏ほどではないが、その大きさは、依然として相当なものである。たとえば、周囲の空気を約４．４℃（４０°Ｆ）から約−１７．８℃（０°Ｆ）まで冷却すると、電力出力は１０％以上増加する。図２に示すように、発電所の出力は、この空気冷却ステップを使用することにより、１０６０ＭＷから１１５０ＭＷに増加させることができる。この９０ＭＷは、発電および電力収入の著しい増加を意味している。
【００２６】
冷却後の吸気温度は、水の凝固点（約０℃（３２°Ｆ））以下であることが好ましいが、吸気温度は、もっと低くすることができることを認識されたい。たとえば、想定される構成を使用して、空気を約０℃（３２°Ｆ）ないし約−１７．８℃（０°Ｆ）まで冷却することができ、より好ましくは約−１７．８℃（０°Ｆ）ないし約−２８．９℃（−２０°Ｆ）まで冷却することができ、さらに他の発電の場合、もっと低い温度まで冷却することができる。したがって、下限は、主として、より低い空気温度で動作させるべく改善することができる、実際的な機構設計、空気力学、および／または構造材料によって左右されることを理解されたい。
【００２７】
予冷器６３が冷却モードである間、予冷器６４は、加熱（除霜）動作モードである。予冷器６４に熱を供給するために、流れ６が、交換器５３内の蒸気サイクルの冷却水の流れ１６によって最初に加熱され、流れ８が形成される。この流れ８は、次に、流れ９および１０の２つの部分に分割される。流れ９は、交換器５４への供給に先立って、他の暖かい流れ２２および２３と結合され（２４を介して）、流れ８が形成される。加熱された流れ８の一部（ここでは流れ１０）は、ＨＲＳＧ５７内でさらに加熱され、約３７．８℃（約１００°Ｆ）ないし約６５．６℃（１５０°Ｆ）の温度を有する流れ１１が形成される。ＨＲＳＧ５７からの低レベルの廃熱を使用して、流れ１０が加熱される。廃熱しか使用されないため、蒸気の生成および蒸気サイクル（ランキンのサイクル）からの電力出力に対する影響がないことが期待される。スタックから流出する燃料ガスは、典型的には約１１０℃（２３０°Ｆ）以下の温度に冷却される。流れ１１は、制御バルブ６０によって制御され、除霜サイクルの間、必要に応じて予冷器の加熱要件を満たすために１９を形成する。予冷器６４を除霜するために、制御バルブ６２が開き、バルブ６１が閉じて、暖かい流れ２１を予冷器６４に導く。予冷器６４が暖まると、交換器チューブの上に形成された氷が融け、水復水の流れ２８として空気予冷器６４から除去される。この流れ２８は、蒸気システムに対する補給水として回収することができる。流れ２１は、約１０℃（約５０°Ｆ）ないし約２６．７℃（８０°Ｆ）に暖められ、流れ２３として予冷器６４から流出する。流れ２３は、さらに流れ２２と混合され、流れ２４が形成される。この流れ２４と流れ９が結合され、流れ８が形成される。
【００２８】
交換器６４の氷が完全になくなると、除霜サイクルが、示されるように予冷器内の温度検知デバイス（図示せず）によって完了し、交換器６４は、いつでも空気予冷サイクルでの動作に切り換えることができる。入口空気温度コントローラ７０は、予冷器のモードを空気予冷モードから除霜モードへ、あるいは除霜モードから空気予冷モードへ自動的に切り換えるための、タイミングサイクルデバイス、圧力デバイス、および温度デバイスを含む、制御システムおよび論理を備えていることが好ましい。したがって、想定される制御システムは、非適応事前プログラム方式で動作することができるが、蓄積した氷の程度が測定される適応方式で動作することも可能であることを認識されたい。たとえば、非適応制御ユニットは、知られている所定の時間の間、または特定の程度の氷形成されるまでの間の計算された経過時間の間だけ、予冷器の各々が動作する固定スケジュールで動作することができる。このような固定スケジュールは、プラントの場所で利用可能な気候データに基づいて修正されることができる。最も典型的には、交換器の表面から断片の除去が、重要になる以前の点に、氷の形成が低減される。一方、とりわけ湿度が比較的頻繁に変化する場合、適応制御ユニットは、温度、伝導率、反射率、または交換器の表面（あるいはその近傍）に結合された他のプローブによって、氷の蓄積を測定することができる。
【００２９】
したがって、想定されるプラントは、通常、ガスタービンを含み、ガスタービンは、冷却された空気（たとえば約−６．７℃（２０°Ｆ）未満、より典型的には約−１７．８℃（０°Ｆ）未満の空気）をガスタービンに提供する予冷器に結合される。制御システムは、予冷器に動作結合され、予冷器への冷媒および加熱された媒体の送出を制御するように構成される。このようなプラントでは、制御システムは、通常、加熱された媒体が、予冷器内における所定程度の氷形成に応答して予冷器に提供されるように構成される。通常、冷却された伝熱媒体および加熱された伝熱媒体は、同じ伝熱回路から引き出されることが好ましいが、冷却される媒体と加熱される媒体が、異なることもできることも想定される。たとえば、加熱された伝熱媒体は、とりわけ他の源、蒸気動力サイクルからの復水、ボイラー給水、ＨＲＳＧからの冷却媒体などであってもよい。同様に、冷却された伝熱媒体は、様々な代替源からの媒体を使用することができ、適切な源には、ＬＮＧ（たとえば、ガスタービンの燃料として使用される部分）、低温プロセスからの低温の流れ（たとえば低温で凍結しない窒素または炭化水素）などがある。したがって、熱源および低温源は、冷却および／または加熱される伝熱媒体の特定の性質に応じて、同じものであってもあるいは全く異なるものであってもよいことを理解されたい。しかしながら、通常、低温源は、ＬＮＧ中の冷凍含有量、および／または処理ユニットの下流側の低温流体のうちの少なくともいずれかであることが好ましい。同様に、適切な様々な熱源を使用することができる。しかしながら、特に好ましい熱源は、そのプラント内の熱源を含み、最も典型的には、ＨＲＳＧ、個別燃焼器、および蒸気動力サイクルからの廃熱である。
【００３０】
予冷器６４が空気予冷モードで動作する場合、予冷器６３は、入口空気温度コントローラ７０によって起動される除霜モードの動作に切り換えられる。この動作の間、制御バルブ６５が閉じ、制御バルブ６６が開いて、予冷器６４に空気の流れを導く。制御バルブ６１が開き、制御バルブ６２が閉じて、予冷器６３に暖かい伝熱流体（流れ２０）を導く。それと同時に、制御バルブ６８が閉じ、制御バルブ６７が開いて、予冷器６４に冷たい流れ２５を導く。交換器６３の氷が完全になくなると、交換器内の温度検知可能なデバイス（図示せず）によって、除霜サイクルが完了したことが示され、予冷器は、いつでも冷却サイクルでの動作に切り換えられることができる。
【００３１】
さらに、（たとえば空気予冷器のサイズに応じて）複数の空気予冷器を使用して、冷却サイクルおよび除霜サイクルを達成することができることを認識されたい。上で説明した制御論理、バルブ切り換え機能、ならびに冷却および除霜のための伝熱流体の誘導は、複数の空気予冷器ユニットにも適用することができる。予冷された空気は、予冷器の特定の数および配置には無関係に、燃焼タービン５６に直接供給されることが好ましい。
【００３２】
流れ６は、典型的には約２６．７℃（８０°Ｆ）から約１５．６℃（約６０°Ｆ）まで冷却される蒸気発電流１６への冷却水供給源を使用して、約２１．１℃（約７０°Ｆ）まで加熱され、流れ１７が形成される。次に、流れ１７が表面復水器５９内で加熱され、流れ１８が形成される。復水器５９内のより冷たい冷却水によって、復水温度が低くなり、また、表面復水器５９内の動作圧力が、典型的には約７．０×１０−２ｋｇ／ｃｍ２（１ｐｓｉａ）ないし約１０．５×１０−２ｋｇ／ｃｍ２（１．５ｐｓｉａ）だけ低下する。次に、復水１４が、ポンプ５５で加圧してポンピングされ、流れ１５が形成される。次に、流れ１５が、熱回収蒸気発生器ＨＲＳＧ５７内で加熱され、流れ１２が形成される。流れ１２は、蒸気タービン５８内でその後膨張され、膨張流１３が形成される。この膨張流１３は、復水器５９内で復水される。蒸気タービンの背圧が低いため、結果として、蒸気タービン５８から出力される動力が大きくなる。二つの空気予冷器（または複数の空気予冷器）は、少なくとも１つの空気予冷器を冷却モードで使用し、かつ、少なくとも１つの空気予冷器を加熱モードすなわち除霜モードで使用するよう構成されている。空気予冷器６３が冷却サイクルで動作している場合、制御バルブ６８が開き、制御バルブ６７が閉じて、典型的には約−１７．８℃（０°Ｆ）ないし約−４０℃（−４０°Ｆ）の伝熱媒体の流れ２６を空気予冷器６３へ導く。それと同時に、制御バルブ６５が開き、制御バルブ６６が閉じて、周囲の空気を空気予冷器６３へ導く。次に、吸気３１が、周囲温度（約−６．７℃（２０°Ｆ）から約３７．８℃（１００°Ｆ）までの範囲）から約−１７．８℃（０°Ｆ）以下の温度に冷却され、流れ３２が形成される。熱交換器の表面への水の蓄積を防止し、かつ、望ましくない氷の形成を最少化するために、水復水の流れ２７が空気予冷器から除去される。流れ２７は、複合サイクル発電所の蒸気システムに対する補給水として回収することができる。
【００３３】
図３は、周囲の空気２９が、２つのステップで連続的に冷却される、他のとりわけ想定された構成を示したものである。このような構成の場合、複数の熱交換器セクション１５１、６３および６４を使用して吸気が冷却される。ここでは、吸気２９の水分含有量の大半が、第１のセクション１５１で液相流１０１として復水される。通常、復水した水は、交換器から除去され、蒸気ボイラープラントに対する補給水として使用することができる復水として回収される。下流側のセクション６３および６４で、既に冷却された空気３１が、水の凍結温度（約０℃（３２°Ｆ））未満の温度までさらに十分に冷却される。熱交換器６３および６４に形成された氷は、図１に示す構成に関連して上で説明したスイッチングデバイス、計装および配管（たとえばスイッチングバルブ、温度および圧力コントロール、タイミングデバイス）を使用して連続的に除霜され、連続した制限されない十分に冷却された空気の源がガスタービンに提供される。したがって、あらゆる気候条件の下で、世界中の地域で、電力出力および発電効率が著しく増大する結果を生じる。必要に応じて、図１に示すように、吸気制御バルブ６５および６６（図示せず）を追加することができる。
【００３４】
伝熱流体回路は、グリコール水をベースとする溶液を含むことがとりわけ好ましく、再循環ポンプ１５２は、流れ１０６を介した、第１のセクションの出口からの空気冷却装置流１０３のグリコール流体の約４０％ないし９０％を再循環させるために、発電所の空気冷却装置の近くに配置される。ポンプ１５２によってポンピングされた流れ１０４は、吸気冷却器６３および６４からの出口流２２および２３と混合され、それにより典型的には約０℃（３２°Ｆ）と約７．２℃（４５°Ｆ）の間の温度の混合流１０５および１０２が形成され、したがって、事実上、第１のセクションの冷却装置１５１内における氷の形成が防止される。とりわけ、このような再循環システムは、再ガス化プラントのＬＮＧ蒸発器５４からの冷却されたグリコール流として、極端に冷たい流体の流れ７（約−４０℃（−４０°Ｆ）、さらにはそれ以下）を有利に使用することができることを理解されたい。蒸発器の両端間の大きな温度差により、グリコールの流量が著しく減少し、したがってＬＮＧ再ガス化プラントと発電所サイトとの間の輸送配管のラインサイズおよびコストを低減する。たとえばこの再循環ループがない場合、グリコールの流量は、入口温度が約−１７．８℃（０°Ｆ）の場合、２４，０００ＧＰＭである。温度が約−４０℃（−４０°Ｆ）まで十分に冷却されると、グリコールの流量は、１３，０００ｇｐｍ未満に減少し、とりわけサイトが比較的長い距離で分離されている場合、２つのサイト間の輸送ラインのコストを著しく低減する。上で説明した以外の構成要素および数表示に関しては、図１に関連して上で説明した内容と同じ内容が適用される。
【００３５】
したがって、燃焼タービンの吸気を冷却する方法には、第１および第２の予冷器が提供される１つのステップを含む。他のステップで、第１および第２の予冷器が、冷却された伝熱流体および加熱された伝熱流体が循環する伝熱流体回路に熱的に結合される。さらに他のステップで、制御システムが、第１および第２の予冷器に動作結合される。制御システムは、加熱された伝熱流体が第２の予冷器に提供されると、冷却された伝熱流体が第１の予冷器に提供されるように、第１および第２の予冷器の交互動作を制御する。最も典型的には、ＬＮＧ再ガス化ユニットは、伝熱流体を冷却することができ、それにより冷却された伝熱流体を形成し、また、蒸気動力サイクルの表面復水器は、伝熱流体を加熱し、それにより加熱された伝熱流体を形成する。本発明の主題の他のとりわけ想定される態様では、第３の予冷器が提供され、第３の予冷器は、第１および第２の予冷器のうちの少なくとも一方に、予冷され、かつ、少なくとも部分的に脱湿された、温度が約０℃（３２°Ｆ）と周囲温度との間の空気を送出する。脱湿は、通常、第３の予冷器に関する実際の湿度および設定温度によって決まる。しかしながら、第３の予冷器から流出する予冷された空気は、通常、少なくとも２５％、より典型的には少なくとも５０％、さらに典型的には少なくとも７０％、最も典型的には少なくとも８０％脱湿される（第３の予冷器に流入する湿度に対して）ことが想定される。
【００３６】
適切な伝熱流体に関しては、本明細書において提示されている構成および方法には、複合サイクル発電所からの廃熱を使用したＬＮＧの蒸発に適した伝熱流体の使用が想定される。適用可能な廃熱には、燃焼空気、冷却水、およびガスタービン排気からの燃料ガスを含む。さらに、除霜サイクルの間、同じ伝熱流体を使用して、ガスタービン排気を使用している空気予冷器を加熱することが同じく好ましい。想定される構成は、可変容量のＬＮＧセンドアウトおよび異なるガスタービンサイズに適合させることができ、また、蒸気発電所のない単純ガスタービンサイクル（たとえば遠隔地、または空間が限られた地域における単純ガスタービンサイクル）に適合させることができることを認識されたい。さらに、想定されるプラントは、吸気からの水復水を、蒸気発電所のボイラー給水回路に対する補給水として再使用することができることに留意されたい。したがって、回収した復水を使用することにより、蒸気発電所への給水およびボイラー給水処理プラントからの廃物の排出が少なくなり、さらには除去される。また、本明細書において提示されている構成は、既存の発電所および／またはＬＮＧ再ガス化設備の改装に適合させることができることが想定されている。
【００３７】
相当な量の冷凍含有量が、ＬＮＧから伝熱流体に伝達されるため、通常、二つまたは複数の吸気冷却器および／またはＬＮＧ再ガス化のための伝熱流体は、凍結温度が比較的低く（たとえば約−１７．８℃（０°Ｆ）未満）、かつ、有利な伝熱特性を有する溶液からなっていることが好ましい。最も典型的には、適切な伝熱流体は、グリコールと水の混合物に基づいている。伝熱流体のための再循環ポンプは、発電所内の吸気冷却器の近くに配置されることが好ましい。このような再循環システムによって、ＬＮＧ再ガス化プラントと発電所サイトとの間の輸送配管のラインサイズおよびコストが著しく低減し、それによって、伝熱システムのコストが著しく低減されることを理解されたい。
【００３８】
経済的な視点から見ると、想定される構成は、ガスタービンをベースとする発電所の効率および出力を増大し、また、必要な資本（＄／ＭＷ発電所設置）および運転コスト（燃料ガス消費）が、現在知られている発電所構成より著しく小さく、かつ、ＬＮＧ蒸発器の必要性が除去されることを理解されたい。
【００３９】
以上、ＬＮＧを燃料とする発電所の特定の実施形態および適用例を開示した。しかしながら、上で説明した実施形態および適用例以外に、本明細書における本発明の概念から逸脱することのないもっと多くの修正が可能であることは、当業者には明らかである。したがって本発明の主題は、特許請求の範囲の精神を除き、一切制限されない。さらに、本明細書および特許請求の範囲の解釈に際しては、すべての用語は、文脈に矛盾しない可能な最も広義の意味で解釈されたい。詳細には、「備えた」および「備えている」という用語は、たとえば要素、構成要素、またはステップが、非排他的な意味で参照されるとして解釈されるべきであり、参照されている要素、構成要素、またはステップは、明確には参照されていない他の要素、構成要素、またはステップと共に存在し、利用され、または組み合わされることができることを意味する。さらに、参照により本明細書に組み込まれる参考文献における用語の定義および用法と、本明細書で与えられるその用語の定義が矛盾しているか、あるいは相反している場合、本明細書に提供されているその用語の定義が適用され、参考文献におけるその用語の定義は適用されない。
【図面の簡単な説明】
【００４０】
【図１】本発明の主題による例示的プラントの略図である。
【図２】ガスタービン入口冷却を備えた結合されたサイクル発電所の例示的性能グラフである。
【図３】本発明の主題による、連続冷却および伝熱媒体再循環を備えた例示的プラントの略図である。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【国際調査報告】
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