(57)【要約】  本開示は、一体化された発電システムおよび方法と、液化天然ガス（ＬＮＧ）気化システムおよび方法とを提供する。より詳細には、本発電システムおよび方法からのＣＯ２含有流からの熱を使用して、ＣＯ２含有流からのガス状ＣＯ２が液化される際に再ガス化のためにＬＮＧを加熱することができる。液化されたＣＯ２を回収し、かつ／または本発電システムおよび方法における燃焼器に再循環させることができる。【選択図】図３
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
発電方法であって、前記方法は、
酸素およびＣＯ２の存在下で炭素質燃料を燃焼器内で燃焼させて、ＣＯ２再循環流を形成し、かつ複合燃焼生成物流を生成することと、
前記複合燃焼生成物流をタービンに通して発電し、かつＣＯ２を含むタービン排気流を形成することと、
前記ＣＯ２を含むタービン排気流を第１の熱交換器に通して、前記タービン排気流から前記ＣＯ２再循環流に熱を伝達し、かつ冷却されたタービン排気流を形成することと、
液化天然ガス（ＬＮＧ）流および前記冷却されたタービン排気流からのＣＯ２を第２の熱交換器に通して、前記ＣＯ２を冷却および液化し、かつＬＮＧを加熱および気化して、液化ＣＯ２流およびガス状の天然ガス（ＮＧ）流を形成することと、
前記液化ＣＯ２流を加圧して、前記ＣＯ２再循環流を形成することと、
前記再循環ＣＯ２流を前記燃焼器に通すことと、
を含む、方法。
【請求項２】
前記ＣＯ２再循環流が、約１５０バール（１５ＭＰａ）以上の圧力で前記燃焼器に通される、請求項１に記載の方法。
【請求項３】
前記燃焼が、約５００℃以上の温度で行われる、請求項１に記載の方法。
【請求項４】
前記複合燃焼生成物流の圧力の前記ＣＯ２を含むタービン排気流の圧力に対する比が約１２以下である、請求項１に記載の方法。
【請求項５】
前記第２の熱交換器に通されるＬＮＧが、約５０バール（５ＭＰａ）乃至約９０バール（９ＭＰａ）の圧力にある、請求項１に記載の方法。
【請求項６】
前記第２の熱交換器によって形成されたガス状のＮＧ流の画分が取り出され、前記第２の熱交換器に通されるＬＮＧ流に投入される、請求項１に記載の方法。
【請求項７】
前記ＬＮＧ流に投入されるガス状のＮＧ流の画分が、前記ＬＮＧ流の温度を、ＣＯ２凝固温度を超え、かつ前記ＣＯ２凝固温度の約２０℃以内の温度まで上昇させるのに十分である、請求項６に記載の方法。
【請求項８】
前記冷却されたタービン排気流からのＣＯ２が、前記第２の熱交換器内で、ＣＯ２凝固温度を超え、かつ前記ＣＯ２凝固温度の約３０℃以内の温度に冷却される、請求項１に記載の方法。
【請求項９】
前記ＣＯ２再循環流を加圧する工程が、前記ＣＯ２再循環流を液体ポンプに通すことを含む、請求項１に記載の方法。
【請求項１０】
前記発電タービンが軸動力を生成し、かつ前記軸動力が前記液体ポンプを駆動させるために使用される、請求項９に記載の方法。
【請求項１１】
前記液体ポンプを脱出する加圧されたＣＯ２再循環流が加熱される、請求項９に記載の方法。
【請求項１２】
前記加熱が、前記加圧されたＣＯ２再循環流を前記第２の熱交換器に通すことを含む、請求項１１に記載の方法。
【請求項１３】
前記ＣＯ２再循環流が、約０℃以上の温度に加熱される、請求項１１に記載の方法。
【請求項１４】
前記炭素質燃料が、前記ＬＮＧ流から得られるＮＧである、請求項１に記載の方法。
【請求項１５】
得ることが、前記ＬＮＧを第１のポンプおよび第２のポンプに通すことを含む、請求項１８に記載の方法。
【請求項１６】
前記第２のポンプを脱出するＬＮＧが、約２００℃以上の温度に加熱される、請求項１５に記載の方法。
【請求項１７】
前記加熱が、前記ＬＮＧを前記第２の熱交換器に通してガス状のＮＧ流を形成することを含む、請求項１６に記載の方法。
【請求項１８】
前記加熱が、空気分離プラントからの圧縮熱を利用することをさらに含む、請求項１７に記載の方法。
【請求項１９】
前記第１の熱交換器を通じる通過後かつ前記第２の熱交換器を通じる通過前に、前記冷却されたタービン排気流を第３の熱交換器に通すことをさらに含む、請求項１に記載の方法。
【請求項２０】
前記第３の熱交換器を通じる通過が、前記タービン排気流を約０℃乃至約１０℃の温度に冷却する、請求項１９に記載の方法。
【請求項２１】
前記タービン排気流が、前記第２の熱交換器を脱出するガス状のＮＧ流の画分と接触させて冷却される、請求項２０に記載の方法。
【請求項２２】
前記冷却されたタービン排気流を、液体水分離器および乾燥剤式ドライヤのうちの一方または両方に通して、前記冷却されたタービン排気流からのＣＯ２を乾燥したＣＯ２流として与えることをさらに含む、請求項２０に記載の方法。
【請求項２３】
乾燥したＣＯ２流が、約−５０℃以下の露点まで乾燥される、請求項２２に記載の方法。
【請求項２４】
前記燃焼器に移動する再循環ＣＯ２流の一部が、空気分離プラントからの圧縮熱を利用して加熱される、請求項１に記載の方法。
【請求項２５】
前記燃焼器に移動する再循環ＣＯ２流が、第１の画分および第２の画分に分離される、請求項１に記載の方法。
【請求項２６】
前記燃焼器に移動する再循環ＣＯ２流の第１の画分が、前記燃焼器に直接投入される、請求項２５に記載の方法。
【請求項２７】
前記燃焼器に移動する再循環ＣＯ２流の第２の画分が、前記酸素と混合されて、前記燃焼器に投入される酸化剤流を形成する、請求項２５に記載の方法。
【請求項２８】
前記発電が、少なくとも６０％の低位発熱量に関する総合効率により達成される、請求項１に記載の方法。
【請求項２９】
発電システムであって、
酸素およびＣＯ２再循環流の存在下で炭素質燃料を燃焼させて、複合燃焼生成物流を生成するように適合された燃焼器と、
前記燃焼器と流体連通し、かつ前記複合燃焼生成物流を受け取ってＣＯ２を含むタービン排気流を排出するように適合された発電用タービンと、
前記発電用タービンおよび前記燃焼器と流体連通し、かつ前記ＣＯ２を含むタービン排気流から前記ＣＯ２再循環流に熱を伝達して、ＣＯ２を含む冷却されたタービン排気流を与えるように適合された第１の熱交換器と、
前記第１の熱交換器と流体連通し、かつ前記タービン排気流中のＣＯ２を液化するように適合された第２の熱交換器と、
液化されたＣＯ２を前記燃焼器への再循環に適した圧力に加圧するように適合された再循環圧縮機と、
前記第２の熱交換器と流体連通している液化天然ガス（ＬＮＧ）源と、
を備える、システム。
【請求項３０】
前記第１の熱交換器と前記第２の熱交換器との間に配置され、かつそれらと流体連通している第３の熱交換器をさらに備える、請求項２９に記載のシステム。
【請求項３１】
前記第３の熱交換器が、前記第１の熱交換器の出口と流体連通している入口と、前記第２の熱交換器の出口と流体連通している入口と、前記第２の熱交換器の入口と流体連通している出口とを含む、請求項３０に記載のシステム。
【請求項３２】
前記第３の熱交換器の出口と前記第２の熱交換器の入口との間に配置された１つ以上の水除去装置をさらに備える、請求項３１に記載のシステム。
【請求項３３】
前記発電用タービンが、液体ポンプのための軸動力を提供するように適合されている、請求項２９に記載のシステム。
【請求項３４】
前記液体ポンプが、前記ＬＮＧ源と前記第２の熱交換器との間に配置され、かつそれらと流体連通している、請求項３３に記載のシステム。
【請求項３５】
空気分離プラントをさらに備える、請求項２９に記載のシステム。
【請求項３６】
前記空気分離プラントが、断熱性主圧縮機およびブースター圧縮機を備える深冷空気分離プラントである、請求項３５に記載のシステム。
【請求項３７】
前記第１の熱交換器が、一連の３つの熱交換ユニットを備える、請求項２９に記載のシステム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本開示は、発電システムの液化天然ガス再ガス化システムとの一体化に関する。より詳細には、本一体化システムは、熱交換を利用して、本発電システム内の再循環流を冷却し、かつＬＮＧ流を加熱およびガス化する。
【背景技術】
【０００２】
天然ガス（すなわち、主にメタン）は、貯蔵および／または輸送を容易にするために一般に液化され、典型的にＬＮＧガス化施設において最終用途のために再ガス化される。一般に、再ガス化では、天然ガス（「ＮＧ」）を、所要のパイプライン圧力、例えば約１，０００ｐｓｉ（６．９ＭＰａ）に加圧する必要がある。加圧後、ＮＧは典型的になお極低温かそれに近い温度であり、従って、加熱してその温度を周囲温度まで上昇させなければならない。これは、水中燃焼バーナで加熱される水浴を用いて行われることが多く、これは、周囲温度のＮＧの一部を燃料として使用することができる。多くの場合、再ガス化施設では、加圧後にＬＮＧを周囲温度に加熱するためにＬＮＧの約１〜２％を燃焼しなければならず、これにより、効率、コスト、化石燃料消費量およびＣＯ２排出量に対して重大な影響が生じる。これらの問題に対処する再ガス化のためのシステムおよび方法を提供することは有用である。
【０００３】
天然ガス、石炭および他の炭素質燃料は一般に、ガスタービン複合サイクルシステムおよび超臨界微粉炭システムなどの発電サイクルで使用される。天然ガス、石炭および他の炭素質燃料を燃料として利用する他の発電システムも使用または提案されている。しかし、新しい発電技術の組み込みにおいて、発電効率は制限要因である。従って、高効率な発電のためのシステムおよび方法を提供することは有用である。
【発明の概要】
【０００４】
本開示は、両システムの効率を高め、かつコストを下げることができるシステムの一体化を提供する。具体的には、本開示は、発電システムおよび方法とＬＮＧ再ガス化システムおよび方法との一体化を提供する。本開示は、ＣＯ２輸送プロセスとＬＮＧ輸送プロセスとの一体化も提供する。
【０００５】
密閉燃焼サイクルに主にＣＯ２を用いる発電のためのシステムおよび方法については、米国特許公開第２０１１／０１７９７９９号に記載されており、その開示内容全体が参照により本明細書に組み込まれ、各種実施形態では、そこに開示されている発電システムおよび方法の１つ以上の構成要素または条件は、本開示の発電システムおよび方法に組み込むことができる。上記燃焼サイクルは、ＣＯ２作動流体流（典型的に、密閉システムを通して少なくとも部分的に再循環させる）の存在下で、酸素中での燃料の燃焼で形成される燃焼生成物の混合物を膨張させる高圧力比タービンを使用することができる。各種実施形態では、上記のようなＣＯ２サイクルを、ＮＧ、石炭または他の炭素質材料を燃料源として用いる発電において使用することができる。高温のタービン排気を使用して、再循環ＣＯ２作動流体流をエコノマイザー熱交換器において部分的に予め加熱する。再循環ＣＯ２作動流体流は、燃焼のための酸素を供給するのに使用されるＯ２生成プラントからの圧縮エネルギーに由来する熱などの二次熱源を用いて加熱することもできる。大気に排出することなく廃棄するために、燃料および燃焼により生じる不純物（例えば、硫黄化合物、ＣＯ２、Ｈ２Ｏ、灰、Ｈｇなど）を分離することができる。本システムは、高圧ＣＯ２再循環流（すなわち、作動流体として再循環させる）および高圧ＣＯ２生成物流（すなわち、燃焼器内に再循環させず、原油の二次回収または隔離などの使用のために回収することができる過剰なＣＯ２）を生成することができる。これは、多段圧縮システムでエコノマイザー熱交換器からの冷却されたタービン排気流を圧縮することにより達成することができる。
【０００６】
本開示は、圧縮されたＮＧを加熱するためにＣＯ２発電システムの１つ以上の流れからの熱を利用すると同時にＣＯ２発電サイクルからの１つ以上のプロセス流を冷却することができるように、ＮＧ、石炭または他の炭素質材料燃焼ＣＯ２サイクル発電システムとＬＮＧ再ガス化とを一体化させる能力を提供する。いくつかの実施形態では、ＬＮＧ再ガス化システムで圧縮されたＮＧ流による冷却は、ＣＯ２サイクルからの１種以上の圧縮成分の除去を可能にするのに十分であり、その上、極低温ＬＮＧと接触させてガス状再循環流を液化するのにも十分であり得る。発電システムとＬＮＧガス化システムとの一体化は、ＣＯ２サイクル発電プロセスの効率を６０％超まで上昇させることができる。
【０００７】
さらなる実施形態では、密閉サイクル発電システムおよびプロセスにおいてＬＮＧ加熱プロセスとＣＯ２圧縮工程とを一体化させることは、従来の再ガス化プロセスでＬＮＧを加熱するために必要な燃料消費量を減少またはゼロにするのに有用であり得る。さらに、液体水をタービン排気流から分離した後にエコノマイザー熱交換器の冷却端を離れるＣＯ２高含有タービン排気流の液化は、第１のＬＮＧ流を約３２℃（０°Ｆ）超などの所望の温度に加熱するのと同時に行うことができる。その後、高密度の液体ＣＯ２を、ＣＯ２作動流体として燃焼プロセスに再循環させるのに十分に高い圧力までポンプで圧縮することができ、これは、通常のガス圧縮手順と比較して、非常に大きな電力の節約と共に達成することができる。さらなる実施形態では、ＣＯ２を液化するために使用される熱交換器からの天然ガスを、天然ガスパイプラインに供給することができるように、ほぼ周囲温度に加熱することができる。例えば、これは、冷却水流を約０℃乃至約１０℃などの所望の温度に冷却することにより達成することができる。次いで、空気圧縮機の電力消費量を減らすために、この冷水を密閉サイクルシステムに使用して、深冷酸素プラントに供給する前に圧縮されている空気を冷却することができる。なおさらに、液化ＣＯ２流を、ＣＯ２凝固温度の約１０℃以内の温度まで冷却することができ、これは、液体ＣＯ２ポンプ電力を最小に抑えながら液体ＣＯ２密度を最大にするのに有用であり得る。有利なことに、ＣＯ２液化用熱交換器を離れる加熱された天然ガスの一部を再循環させ、かつ主ＬＮＧポンプを離れる冷たい高圧のＬＮＧと混合して、ＣＯ２凝固温度を約１０℃以内で超える温度で天然ガス流体を得ることができる。この混合した天然ガス流体を、ＣＯ２液化用熱交換器で冷却媒体として使用することができる。他の実施形態では、発電システムをオフラインにしなければならない場合に、並列天然ガス燃焼ＬＮＧ加熱器を、主発電システムからＬＮＧ加熱器への即時切り換えを可能にする制御を備えた予備システムとして、必要な動作温度で提供することができる。同様に、発電システムにＬＮＧを供給するオンラインのＬＮＧポンプをオフラインにする場合に、第２のポンプをオンラインにして、ＬＮＧ供給要求を引き継ぐように、所要のパイプライン圧力でＬＮＧを放出する少なくとも１つのさらなる一次ＬＮＧポンプを設けることができる。さらに、所要の高い圧力でＬＮＧを放出する第２のＬＮＧポンプを設けて、発電システム内の燃焼器のための燃料として使用される第２の天然ガス流を供給することができる。このガス流による冷凍は、第１のＬＮＧ回路の並列回路内のＣＯ２液化用熱交換器で加熱することにより元に戻すことができる。
【０００８】
特定の実施形態では、本開示は、発電方法を提供することができる。例えば、ある発電方法は、酸素およびＣＯ２の存在下で炭素質燃料を燃焼器内で燃焼させて、ＣＯ２再循環流を形成し、かつ複合燃焼生成物流を生成することを含み得る。上記方法は、複合燃焼生成物流をタービンに通して発電し、かつ超臨界ＣＯ２を含むタービン排気流を形成することをさらに含み得、超臨界ＣＯ２を含むタービン排気流を第１の熱交換器に通して、超臨界ＣＯ２をガス状ＣＯ２を含む流れに転換し、ガス状ＣＯ２流を第２の熱交換器に通して、液体ＣＯ２流を形成する。ガス状ＣＯ２流を第２の熱交換器に通す工程は、液化天然ガス（ＬＮＧ）流を第２の熱交換器に通し、そのようにしてガス状の天然ガス（ＮＧ）流を形成することをさらに含み得る。上記方法は、液体ＣＯ２流を加圧して超臨界ＣＯ２を含む再循環流を形成し、かつ再循環ＣＯ２流を燃焼器に通すことをさらに含み得る。所望であれば、ＬＮＧ画分を燃焼器のための燃料として利用することができ、ＮＧ生成物流を天然ガス分配パイプラインへの投入に適した温度および圧力で提供することができる。
【０００９】
さらなる実施形態では、ある発電方法は、以下の工程：酸素およびＣＯ２の存在下で炭素質燃料を燃焼器内で燃焼させてＣＯ２再循環流を形成し、かつ複合燃焼生成物流を生成することと、複合燃焼生成物流をタービンに通して発電し、かつＣＯ２を含むタービン排気流を形成することと、ＣＯ２を含むタービン排気流を第１の熱交換器に通して、タービン排気流からＣＯ２再循環流に熱を伝達し、かつ冷却されたタービン排気流を形成することと、液化天然ガス（ＬＮＧ）流および冷却されたタービン排気流からのＣＯ２を第２の熱交換器に通して、ＣＯ２を冷却および液化し、かつＬＮＧを加熱および気化して、液化ＣＯ２流およびガス状の天然ガス（ＮＧ）流を形成することと、液化ＣＯ２流を加圧してＣＯ２再循環流を形成することと、再循環ＣＯ２流を燃焼器に通すこととを含み得る。第１の熱交換器は、燃焼生成物用熱交換器として特徴づけることができ、第２の熱交換器は、ＣＯ２液化用熱交換器として特徴づけることができる。
【００１０】
燃焼器は、所要の温度および圧力での燃焼に適した任意の燃焼器であればよい。燃焼器に通されるＣＯ２再循環流は、約１５０バール（１５ＭＰａ）以上、約２００バール（２０ＭＰａ）以上、約２５０バール（２５ＭＰａ）以上または約３００バール（３０ＭＰａ）以上の圧力で供給することができる。他の実施形態では、上記圧力は、約１５０バール（１５ＭＰａ）乃至約４００バール（４０ＭＰａ）、約２００バール（２０ＭＰａ）乃至約３８０バール（３８ＭＰａ）または約２５０バール（２５ＭＰａ）乃至約３５０バール（３５ＭＰａ）であってもよい。燃焼器での燃焼は、例えば、約５００℃以上、約６００℃以上または約７００℃以上の温度で行うことができる。他の実施形態では、燃焼は、約５００℃乃至約１６００℃、約５５０℃乃至約１２００℃または約６００℃乃至約１０００℃の温度で行うことができる。他の実施形態では、別途本明細書に記載されているように、なおさらなる温度範囲を使用することができる。
【００１１】
本発電方法は、タービンにわたる圧力比によって特徴づけることができる。具体的には、複合燃焼生成物流（タービンに入る流れ）の圧力のＣＯ２を含むタービン排気流（タービンから出る流れ）の圧力に対する比は、１２以下、約１０以下または約８以下であってもよい。他の実施形態では、当該圧力比は、約４乃至約１２、約５乃至約１０、または約６乃至約１０であってもよい。
【００１２】
複合燃焼生成物流を直接通す燃焼生成物用熱交換器は、多段熱交換器または一連の２つ以上、好ましくは３つの連続熱交換器であってもよい。そのような一連の熱交換器では、第１の連続熱交換器（高温端から低温端に通過）は、例えばタービン出口温度から約１５０℃乃至約２００℃の範囲までの高温の幅広い温度範囲にわたる熱を伝達することができる。第２の連続熱交換器は、例えば第１の連続熱交換器の出口温度から約８０℃乃至約１４０℃の範囲の中温のより狭い温度範囲にわたる熱を伝達することができる。第３の連続熱交換器は、例えば約２０℃乃至約７５℃の範囲の低温の温度範囲にわたる熱を伝達することができる。そのような範囲は同様に、一連の熱交換器の各熱交換器の低温端から高温端を通る流体にも当てはめることができる。そのような一連の熱交換器は、連続熱交換器の低温端から上記熱交換器の高温端を通るＣＯ２再循環流の追加される熱を規定の時点で投入することができるという点で有利であり得る。例えば、第３の連続熱交換器から出て第２の連続熱交換器に入る流れを分割することができ、一方の画分は第２の連続熱交換器に入れることができるが、他方の画分は、空気分離プラントから回収した圧縮熱などの外部源から加熱する。次いで、より高温に加熱された画分を、第２の連続熱交換器から出て第１の連続熱交換器に入る流れと合流させることができる。そのような追加される熱は、ＣＯ２再循環流の温度をタービン排気流の温度に対して好ましい閾値内に収めるのに有利であり得る。具体的には、ＣＯ２再循環流をタービン排気流の温度の５０℃以下、４０℃以下または３０℃以下の温度範囲内に加熱することができる。
【００１３】
本発電方法は、燃焼サイクルと並行して処理されるＬＮＧの性質によってさらに特徴づけることができる。例えば、ＬＮＧは多くの場合、約１０バール（１ＭＰａ）未満、約５バール（０．５ＭＰａ）未満または約１バール（０．１ＭＰａ）未満の圧力で貯蔵することができる。従って、第２の熱交換器に通されるＬＮＧを高い圧力で提供できることは有利であり得る。具体的には、ＬＮＧは、約３０バール（３ＭＰａ）以上、約４０バール（４ＭＰａ）以上、約５０バール（５ＭＰａ）以上または約６０バール（６ＭＰａ）以上の圧力までポンプで圧縮することができる。他の実施形態では、ＬＮＧは、約５０バール（５ＭＰａ）乃至約９０バール（９ＭＰａ）、約５５バール（５．５ＭＰａ）乃至約８５バール（８．５ＭＰａ）または約６０バール（６ＭＰａ）乃至約８０バール（８ＭＰａ）の圧力までポンプで圧縮することができる。
【００１４】
また、ＬＮＧは典型的に、ＣＯ２の凝固点未満の温度および本明細書に述べられている使用圧力で貯蔵することができる。従って、ＣＯ２流から熱を除去し、かつＣＯ２流を液化する第２の熱交換器にＬＮＧを通す前に、ＬＮＧの温度を上昇させることは有用であり得る。特定の実施形態では、これは、第２の熱交換器（ＣＯ２液化装置用熱交換器）で形成される（そして、脱出する）加熱されたガス状のＮＧ流の一部を利用することにより達成することができる。具体的には、第２の熱交換器によって形成されたガス状のＮＧ流の画分を取り出し、好ましくはＬＮＧ流を第２の熱交換器に通す直前に、それを第２の熱交換器に通されるＬＮＧ流に投入することができる。ＬＮＧ流に投入されるガス状のＮＧ流の画分は、ＬＮＧ流の温度を、ＣＯ２凝固温度を超える温度まで上昇させるのに十分な量であればよい。ＬＮＧ流の温度を、ＣＯ２凝固温度の約２５℃以内、約２０℃以内、約１５℃以内または約１０℃以内の温度まで上昇させるのに十分であることが好ましい。
【００１５】
第２の熱交換器における熱交換は、ＣＯ２流が冷却される温度に関して特徴づけることもできる。具体的には、冷却されたタービン排気流からのＣＯ２を、第２の熱交換器において、ＣＯ２凝固温度を超え、かつＣＯ２凝固温度の約４０℃以内、約３０℃以内または約２０℃以内の温度まで冷却することができる（過冷却するともいうことができる）。
【００１６】
有利なことに、液化ＣＯ２流は、ＣＯ２再循環流として燃焼器に注入するのに適した圧力に加圧することができる。具体的には、ＣＯ２再循環流を加圧する工程は、ＣＯ２再循環流を液体ポンプに通すことを含み得る。いくつかの実施形態では、発電タービンおよび液体ポンプは、発電タービンが液体ポンプを駆動するのに使用することができる軸動力を生成するように配置することができる。液体ポンプを脱出する液化および加圧されたＣＯ２流を加熱することができる。特に、加熱することは、加圧されたＣＯ２再循環流を第２の熱交換器に戻すことを含み得る。いくつかの実施形態では、ＣＯ２再循環流を、約−２０℃以上、約−１０℃以上、約０℃以上または約１０℃以上の温度に加熱することができる。
【００１７】
第１および第２の熱交換器に加えて、１つ以上のさらなる熱交換器を利用して、発電システムの１つ以上の構成要素における熱交換ポテンシャルを保存することができる。この熱交換ポテンシャルは、本開示の方法における様々な流れに利用することができる。
【００１８】
いくつかの実施形態では、燃焼器で使用される炭素質燃料は、ＬＮＧ流に由来するＮＧを含み得る。本方法の他の実施形態は、石炭、バイオマスなどのさらなる炭素質燃料または異なる炭素質燃料を利用することができる。ＮＧ流を燃焼器に供給するために、本方法は、ＬＮＧを第１のポンプおよび第２のポンプに通して、例えば既に上に記載した圧力までその圧力を上昇させることを含み得る。次いで、第２のポンプを脱出するＬＮＧを、例えば、約１００℃以上、約１５０℃以上、約２００℃以上または約２５０℃以上の温度に加熱することができる。そのような加熱は、ＬＮＧを第２の熱交換器に通してガス状のＮＧ流を形成することにより達成することができる。所望であれば、ガス状のＮＧ流を他の熱交換手段でさらに加熱することができる。
【００１９】
例えば、ガス状のＮＧ流を加熱することは、空気分離プラント、具体的には深冷空気分離プラントからの圧縮熱を利用することを含み得る。空気分離プラントで生成された酸素を本発電方法における燃焼器に直接投入することができるように、そのような空気分離プラントを本発電システムに組み込むことができる。空気分離プラントからの圧縮熱を利用するためのさらなる手段について以下に記載する。
【００２０】
特定の実施形態では、本発電方法は、第１の熱交換器に通した後であって第２の熱交換器に通す前に、冷却されたタービン排気流を第３の熱交換器に通すことを含み得る。第３の熱交換器は、低温熱交換器であってもよく、そのように第３の熱交換器に通すことは、タービン排気流の中間冷却を得るために有効であり得る。タービン排気流を第１の熱交換器に通すことにより、タービン排気流は、例えば、約６００℃乃至約８００℃の範囲（または本明細書に記載されている燃焼温度に近いさらなる温度）から約５０℃乃至約２０℃の範囲の温度までの比較的高い温度範囲を通して大幅に冷却される。次いで、このように冷却されたタービン排気流は、第３の熱交換器において中間冷却を受け、例えば、タービン排気流は、約−１０℃乃至約１５℃、約−５℃乃至約１２℃または約０℃乃至約１０℃の温度にさらに冷却される。従って、この中間冷却は、タービン排気流を第２の熱交換器に通す前に行うことができ、これにより、タービン排気流からのＣＯ２が過冷却および液化される。第３の熱交換器では、第２の熱交換器を脱出するガス状のＮＧ流の画分と接触させてタービン排気流を冷却することができる。
【００２１】
第３の熱交換器に通した後であって第２の熱交換器に通す前に、冷却されたタービン排気流を、液体水分離器および乾燥剤式ドライヤのうちの一方または両方に通すことができる。このようにして、タービン排気流から水を除去することにより、冷却されたタービン排気流からの精製ＣＯ２流を、乾燥したＣＯ２流として得ることができる。所望であれば（使用される燃焼燃料に応じて）、タービン排気流からのさらなる夾雑物を除去するために、１つ以上のさらなる分離器および／またはフィルタを含めることができる。タービン排気からのＣＯ２流は、約９５％以上、約９７％以上または約９９％以上のＣＯ２純度を有して第２の熱交換器に投入できることが好ましい。いくつかの実施形態では、乾燥したＣＯ２流を、約−３０℃以下、約−４０℃以下、約−５０℃以下または約−６０℃以下の露点まで乾燥することができる。
【００２２】
特定の実施形態では、空気分離プラントからの圧縮熱を利用して、燃焼器に移動する再循環ＣＯ２流の一部を加熱することができる。特に約１００℃乃至約４００℃の温度範囲にわたる熱を再循環ＣＯ２流に伝達することができる。
【００２３】
特に、燃焼器に移動する再循環ＣＯ２流を、第１の画分および第２の画分に分離することができる。燃焼器に移動する再循環ＣＯ２流の第１の画分は、燃焼器に直接投入することができる。燃焼器に移動する再循環ＣＯ２流の第２の画分を酸素と混合して、燃焼器に投入される酸化剤流を形成することができ、酸化剤流を様々な比で供給することができる。例えば、酸化剤流は、モル基準で約２０％乃至約４０％の酸素および約６０％乃至約８０％のＣＯ２を含み得る。他の実施形態では、酸化剤流は、モル基準で約２５％乃至約３５％の酸素および約６５％乃至約７５％のＣＯ２を含み得る。
【００２４】
本開示の発電方法は、特に発電の総合効率に関して特徴づけることができる。例えば、本発電は、少なくとも６０％の低位発熱量に関する総合効率により達成することができる。他の実施形態では、上記効率は少なくとも６５％であってもよい。
【００２５】
さらなる実施形態では、本開示は、様々な発電システムを提供することができる。特定の実施形態では、発電システムは、酸素およびＣＯ２再循環流の存在下で炭素質燃料を燃焼させて、複合燃焼生成物流を生成するように適合された燃焼器と、燃焼器と流体連通し、かつ複合燃焼生成物流を受け取り、かつＣＯ２を含むタービン排気流を排出するように適合された発電用タービンと、発電用タービンおよび燃焼器と流体連通し、かつＣＯ２を含むタービン排気流からＣＯ２再循環流に熱を伝達して、ＣＯ２を含む冷却されたタービン排気流を提供するように適合された第１の熱交換器と、第１の熱交換器と流体連通し、かつタービン排気流中のＣＯ２を液化するように適合された第２の熱交換器と、液化されたＣＯ２を燃焼器への再循環に適した圧力に加圧するように適合された再循環圧縮機と、第２の熱交換器と流体連通している液化天然ガス（ＬＮＧ）源とを備えることができる。さらなる実施形態では、本システムは、第１の熱交換器と第２の熱交換器との間に配置され、かつそれらと流体連通している第３の熱交換器をさらに備えることができる。第３の熱交換器は、第１の熱交換器の出口と流体連通している入口と、第２の熱交換器の出口と流体連通している入口と、第２の熱交換器の入口と流体連通している出口とを含み得る。本開示に係るシステムは、第３の熱交換器の出口と第２の熱交換器の入口との間に配置された１つ以上の水除去装置も備えることができる。
【００２６】
液体ポンプのための軸動力を提供するように発電用タービンが適合されるように、本開示の発電システムを構成することができる。より具体的には、上記液体ポンプを、ＬＮＧ源と第２の熱交換器との間にそれらと流体連通して配置することができる。
【００２７】
本開示の発電システムは、空気分離プラントも備えることができる。より詳細には、上記空気分離プラントは、断熱性主圧縮機およびブースター圧縮機を備えた深冷空気分離プラントであってもよい。上記断熱性主圧縮機は、２つの断熱段階を含み得る。
【００２８】
さらなる実施形態では、本開示に係る発電システムは燃焼器を備えることができ、ここでは、炭素質材料または炭化水素燃料を酸素と共に燃焼させ、ＣＯ２を含む加熱された再循環流と混合して発電用タービンで膨張される複合流を生成し、タービン排気により、エコノマイザー熱交換器内の再循環流を加熱し、圧縮機により、エコノマイザー熱交換器を離れる冷却されたタービン排気を所要の再循環圧力まで圧縮する。そのようなシステムは特に、以下のうちの１つ以上によって特徴づけることができる。
・再循環圧縮機は液体ポンプであってもよい。
・エコノマイザー熱交換器を離れるタービン排気流は、再循環液体ポンプに入る前に熱交換器で液化することができる。
・熱交換器でタービン排気流から除去された熱を液体の天然ガス流に伝達することができ、このガス流を、冷却ＣＯ２液化温度との温度差によって定められる温度に加熱することができる。
・液体の天然ガス流は、加熱された高圧天然ガスの輸送パイプライン内への供給に適合する圧力で高圧ＬＮＧポンプ吐出物から回収することができる。
・ＣＯ２液化用熱交換器の高温端を離れる加熱された天然ガスの一部を、再循環させ、ＬＮＧポンプからの加圧されたＬＮＧ流と混合して、ＣＯ２凝固温度を１０℃以内で超える温度で天然ガス流を生成し、かつＣＯ２液化装置用熱交換器内のＣＯ２流を液化するために使用することができる。
・液化ＣＯ２流は、ＣＯ２凝固温度の２０℃以内の温度に過冷却することができる。
・液体ＣＯ２ポンプを離れる加圧された再循環液体ＣＯ２流は、ＣＯ２液化装置用熱交換器で０℃を超える温度に加熱することができる。
・本発電システム燃焼器のための天然ガス燃料を、高圧ＬＮＧポンプ吐出物から回収し、第２のＬＮＧポンプで燃焼のために必要な圧力まで圧縮することができる。
・本発電システム燃焼器のための圧縮された液体燃料ガスは、乾燥した発電システムタービン排気の少なくとも一部の冷却、液化および過冷却による熱＋燃焼器に酸素を供給する深冷酸素プラントへの空気供給物の少なくとも一部の圧縮熱を用いて、２００℃を超える温度に加熱することができる。
・エコノマイザー熱交換器の低温端を離れる冷却されたタービン排気流を、ＣＯ２液化装置用熱交換器の高温端を離れる天然ガス流の一部と接触させて、熱交換器で０℃および１０℃の間にさらに冷却することができる。
・０℃および１０℃の間の温度の冷却されたタービン排気流を、液体水分離器および乾燥剤式ドライヤの組み合わせによって、−５０℃未満の露点まで乾燥することができる。
・制御システムにより、天然ガスパイプライン圧力における２％を超える変動を引き起こすことなく、一体化されたＬＮＧおよび発電システムへの供給から、別々に加熱されるＬＮＧ加熱器への供給に、加圧されたＬＮＧ流を素早く切り換えることができる。
・制御システムにより、第１のポンプが加圧されたＬＮＧの供給ができなくなった場合に、本発電システムにおいてタービン入口圧力の５％を超える低下を引き起こすことなく、本発電システムへの加圧されたＬＮＧを１つの供給ポンプから別の供給ポンプに素早く切り換えることができる。
・空気分離プラントへの供給物として使用される圧縮空気は、１００℃乃至４００℃の温度範囲にわたる圧縮熱を本発電システムから高圧再循環ＣＯ２の一部に伝達することができる。
・空気分離プラントへの供給物として使用される圧縮空気は、生成物酸素流に圧縮熱を伝達することができ、この酸素流は最大３００℃の温度に加熱される。
・空気分離プラントへの供給物として使用される圧縮空気は、高圧発電システム燃料ガス流に熱を伝達することができ、このガス流は最大３００℃の温度に加熱される。
・密閉サイクル冷却流体を熱交換器で使用して、空気分離プラントへの空気供給物の少なくとも一部をさらに冷却することができ、流体を冷却するために伝達された熱の少なくとも一部を使用して、ＣＯ２液化装置用熱交換器の温端を離れる高圧再循環ＣＯ２の少なくとも一部を加熱することができる。
・密閉サイクル冷却流体をさらなる熱交換器で使用して、空気分離プラントへの空気供給物の少なくとも一部を冷却することができ、流体を冷却するために伝達された熱の少なくとも一部を使用して、本発電システムのための高圧燃料ガスの少なくとも一部を加熱する。
【００２９】
本開示のシステムおよび方法は、二酸化炭素の回収と同時に優れた効率を達成することができるという点でさらに有利である。従って、本開示のシステムおよび方法は、二酸化炭素回収・貯留（ＣＣＳ）と共に発電のための必要性を満たすものである。従来の発電システムによるＣＣＳの達成は困難であり、かつ／または対費用効果が高くないことが分かっているが、密閉サイクル燃焼を利用する本開示の方法は、高効率を達成し、かつＣＣＳのための必要性を満たしながらも、全てにおいて対費用効果が高い。
【００３０】
他の実施形態では、本開示は、ＣＯ２輸送システムおよび方法とＬＮＧ輸送システムおよび方法との一体化などにより、ＬＮＧの生成および輸送効率を向上させる。ＣＯ２輸送とＬＮＧ輸送プロセスとの一体化により、輸送効率、ＬＮＧ生成効率、輸送エネルギー消費量および輸送時ＣＯ２排出量において全体的に改善することができる。特に、ＬＮＧをＮＧ生成領域からＮＧ分配領域に船または他の方法で輸送するために利用される機器は、ＣＯ２をＣＯ２生成領域からＣＯ２消費領域まで船または他の方法で輸送するのに利用することもできる。ＬＮＧ容器は、補充のためにＮＧ生成領域に空の状態で戻されることが多いが、本記載の発電システムおよび方法では、生成されたＣＯ２をＬＮＧ容器に充填して、ＮＧ生成領域に戻すことができ、戻された先でＣＯ２を、油もしくは天然ガス生成の強化などの様々なプロセスのために利用したり、単に隔離したりするために利用することができる。従って、一体化された発電システムおよびＬＮＧ気化システムに関する効率の獲得に加えて、ＮＧ消費領域／ＣＯ２生成領域からＮＧ生成領域／ＣＯ２消費領域までのＣＯ２輸送の組み込みにより、当業者によって理解され得るさらなる効率および節約がもたらされ、これにより有用な経済上の利点が得られる。
【図面の簡単な説明】
【００３１】
【図１】本開示の特定の実施形態に係るＬＮＧ気化システムの区域と一体化された発電システムの区域を示し、ＣＯ２流を液化し、かつＬＮＧ流を気化してＮＧ流を形成する熱の伝達を図示する。
【図２】ＬＮＧを気化してパイプラインに投入するＮＧを形成するための公知のシステムおよび方法を図示するフローチャートである。
【図３】発電システムおよび方法がＬＮＧ気化システムおよび方法と一体化されている本開示の特定の実施形態に係るシステムおよび方法を図示するフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【００３２】
ここで、様々な実施形態を参照しながら、本発明を以下により詳細に説明する。本開示を徹底的かつ完全なものにし、本発明の範囲を当業者に十分に伝えるために、これらの実施形態を提供する。実際には、本発明は、多くの異なる形態で実施してもよく、本明細書に記載されている実施形態に限定されるものとして解釈されるべきではなく、むしろ、本開示が適用可能な法的要件を満たすように、これらの実施形態を提供する。本明細書および添付の特許請求の範囲で使用されている単数形の「１つの（ａ）」、「１つの（ａｎ）」および「その（前記）」は、文脈が明らかに別の意を示していない限り、複数の指示物を含む。
【００３３】
米国特許公開第２０１１／０１７９７９９号は、既に上に述べたように、ＣＯ２サイクルを利用する発電システムおよび方法について記載している。いくつかの実施形態では、ＣＯ２循環流体を、炭素質燃料（例えば、ＮＧ、石炭、合成ガス、バイオマスなど）および空気またはＯ２などの酸化剤と共に高温および高圧条件に適した燃焼器に供給することができる。そのようなシステムおよび方法は、高温（例えば、約５００℃以上、約７５０℃以上、約１，０００℃以上または約１，２００℃以上）で動作する燃焼器を含み得、循環流体の存在は、燃焼器を脱出する流体流の温度を緩和するように機能することができるため、発電のためのエネルギー伝達にこの流体流を利用することができる。高温および高圧ならびに高い再循環ＣＯ２濃度での反応プロセスの性質により、優れたプロセス効率および反応速度が得られる。燃焼生成物流は、少なくとも１つのタービン全体に膨張して発電することができる。次いで、膨張したガス流を冷却してこのガス流から燃焼副生成物および／または不純物を除去することができ、膨張したガス流から取り出された熱を使用して燃焼器に再循環させるＣＯ２循環流体を加熱することができる。
【００３４】
冷却状態では、水および他の夾雑物を除去して、燃焼のための材料と共に燃焼器を通して再循環させるための本質的に純粋なＣＯ２流を得るために、燃焼流を処理することができる。精製されたＣＯ２流は典型的にガス状であり、このＣＯ２流をＣＯ２が超臨界状態であるように必要な条件に供すると有利である。例えば、燃焼流を発電用タービンにより膨張させ、冷却し、かつ本質的に純粋なＣＯ２（例えば、少なくとも９５質量％、少なくとも９７質量％または少なくとも９９質量％のＣＯ２）を含むように精製した後に、得られた再循環ＣＯ２流を圧縮して、その圧力を例えば約８０バール（８ＭＰａ）まで増加させることができる。第２の圧縮工程を使用して、圧力をほぼ燃焼器内の圧力、例えば、約２００バール（２０ＭＰａ）、約２５０バール（２５ＭＰａ）または約３００バール（３０ＭＰａ）まで増加させることができる。圧縮工程の合間に、ＣＯ２流を冷却してＣＯ２流の密度を増加させて、ＣＯ２流をより高い圧力までポンプで圧縮するのに必要なエネルギー投入量を減少させることができる。次いで、最終的に加圧された再循環ＣＯ２流をさらに加熱して燃焼器に戻すことができる。上記発電システムおよび方法では、従来の発電システムおよび方法よりも高い効率が得られる（生成された炭素を回収しながら高い効率が得られる）が、再循環ＣＯ２流の処理には、上に記載した必要な圧縮を達成するために、かなりのエネルギー量がなお必要とされる。しかし、圧縮のためのエネルギー投入量は、液化天然ガス（ＬＮＧ）のための再ガス化プロセスの一体化により大幅に減少させることができる。ＬＮＧ再ガス化システムからの冷却能力を利用することにより、低い圧力（例えば、約３０バール）でＣＯ２を液化し、その後にＣＯ２流の圧力を増加させることができる。従って、本開示のシステムおよび方法は、ＬＮＧに固有の冷凍を利用して、ＣＯ２サイクルにおいて圧縮のために必要なエネルギーを減少させ、かつＬＮＧのガス化のために必要なエネルギーも減少させることができる。
【００３５】
本開示の各種実施形態では、発電システムは、図１に示すように特徴づけることができる。図に見られるように、熱交換関係（網掛けした矩形部分）は、本再ガス化システムではＬＮＧのための熱源として、本発電システムでは再循環ＣＯ２流の冷却源として利用し、これにより、最初の圧縮の必要性を減らすかさらには不要にすることができる。図１では、ＬＮＧ供給物２１０ａは、典型的な温度、例えば、約−２４７°Ｆ（−１５５℃）で供給され、約６９バール（６．９ＭＰａ）の圧力までポンプで圧縮されている。ＬＮＧ供給物（任意に以下に述べる補助供給物と交わったもの）を熱交換器２２１に通し、得られたＮＧ流２５７は、約１５°Ｆ（−９．４℃）の温度および実質的に変化しない圧力で排出する。ＮＧ流は、生成物ＮＧ流２５８と補助ＮＧ流２３９とに分けることができる。生成物ＮＧ流は、パイプラインに投入するかそれ以外の方法で輸送するか燃料源として使用することができる。補助ＮＧ流は、熱交換器の上流に導き、ＬＮＧ供給物に投入して、所望であればＬＮＧ供給物を補助加熱することができる。次いで、加熱されたＬＮＧ供給物２１０ｂを、熱交換器に投入されるＬＮＧ流としてもよい。送風機２４０を利用して補助ＮＧ流を押し流すことができる。
【００３６】
冷却および精製されたタービン排気流２５５は、例えば、約６３°Ｆ（１７．２℃）および３０バール（３ＭＰａ）の温度および圧力であってもよい。冷却および精製された排気流は、熱交換器２２１に通すことができ、約−６５°Ｆ（−５３℃）の温度および３０バール（３ＭＰａ）で排出する過冷却された再循環ＣＯ２流２２２は、ポンプ２０５に通すことができる。排出する高圧再循環ＣＯ２流２２３は、約−４５（−４２℃）の温度および約３０５バール（３０．５ＭＰａ）の圧力であってもよい。所望であれば、高圧再循環ＣＯ２流を熱交換器２２１（または別個の熱交換器）に再び通してその温度を例えば約４０°Ｆ（５℃）まで上昇させることができる。次いで、この加熱された再循環ＣＯ２流を、燃焼器に再循環させるために、本明細書に記載されている発電システム内を前進させることができる。
【００３７】
さらなる実施形態では、従来のＬＮＧ再ガス化システムの１つ以上の要素を、本明細書に記載されているような発電システムと組み合わせることができる。ＬＮＧ（例えば、大気圧を約０．０５バール乃至約０．１バールで超える圧力でタンク内に貯蔵されている）を、パイプライン対応の天然ガス（例えば、およそ周囲温度および最大約７０バール（７ＭＰａ）の圧力）に転換するために使用される典型的なシステムの例が図２に示されている。
【００３８】
一般に、従来のＬＮＧ再ガス化システムは、多段遠心ポンプを利用してＬＮＧを高い圧力までポンプで圧縮し、その後、天然ガスを燃焼させて加熱される水浴熱交換器中でＬＮＧを気化する。図２に示す例では、ＬＮＧは、タンク１００に貯蔵されている。ＬＮＧは、ＬＮＧ供給ライン１１９に沿ってタンクの基部から流出し、ポンプ１０１で約７０バール（７ＭＰａ）に加圧される。加圧されたＬＮＧは、ライン１１８を通って排出し、水浴気化装置１０２に入り、空気ライン１０９によって供給される空気とＮＧバーナ燃料ライン１１３によって供給される天然ガスとの混合物を含む加圧された燃料ガス流１１７によって燃料供給されるバーナ１２０によって約５０℃乃至約９０℃の温度に維持される。燃焼生成物が水の中を上昇し、かつ水と混合することにより水を加熱することができるように、バーナ１２０は、水浴内の水の表面下約２メートルに浸水した排出管を有する。この配置により、天然ガスの燃焼によって生成された水の多くを凝縮させ、このようにして加熱システムの効率を上昇させる。冷却された燃焼ガスは、通気ライン１２１に沿って大気に排出する。天然ガス燃料は、ボイルオフ流１１２としてＬＮＧタンクボイルオフライン１１０から回収され、電気駆動式ボイルオフ送風機１０５で所要のバーナ圧力まで圧縮される。燃焼に必要な大気ライン１０７を通る空気はフィルタ１０３により精製され、電気駆動式バーナ圧力送風機１０４でバーナ圧力まで圧縮される。残りのＬＮＧタンクボイルオフ流１１０は、ボイルオフ圧縮機ライン１１１を通って流れ、ボイルオフ圧縮機１０６で約６９バール（６．９ＭＰａ）に圧縮されて、圧縮されたボイルオフＮＧ流１１４が得られ、これが気化装置１０２を脱出する生成物天然ガス流１１５と混合され、約６９バール（６．９ＭＰａ）の圧力および約１５℃の温度の総天然ガスパイプライン流１１６が生成される。ＬＮＧをパイプラインガスに転換するためにバーナで消費される天然ガス量は典型的に、パイプライン流１１６中の総天然ガス流の約１．５５％である。
【００３９】
米国特許出願第２０１１／０１７９７９９号に記載されているシステムに関して本明細書に記載されているような発電システムは、特にＬＮＧ再ガス化システムの一体化により改良することができる。そのような一体化された発電システムは、高圧再循環ＣＯ２流と低圧タービン排気流との間のエコノマイザー熱交換器と共に動作するブレイトンサイクル発電システムにおいて作動流体としてＣＯ２を使用することができる。そのようなシステムでは、約１５０バール（１５ＭＰａ）乃至約４００バール（４０ＭＰａ）の圧力で炭素質燃料の燃焼を行うことができ、燃焼圧力とタービン排気流の圧力との間の圧力比は、約５乃至約１２または約５乃至約１０の範囲であってもよい。酸素（好ましくは本質的に純粋な酸素）の存在下で燃料を燃焼させる燃焼器は、大きな再循環高圧作動流体流によって急冷することができ、タービンに入る流れは、約４００℃乃至約１８００℃、約６００℃乃至約１７００℃または約８００℃乃至約１６００℃の温度の燃焼生成物と再循環ＣＯ２との混合流であってもよい。そのようなシステムおよび方法により、高圧再循環ＣＯ２流に投入される特に約１００℃乃至約４００℃の温度範囲のかなりの量の熱により生じる驚くべき効率を得ることができる。この外部熱は、例えば、深冷酸素プラントへの断熱圧縮された空気供給物の熱含量から供給することができる。従って、本システムは、パイプライン圧力、例えば、約２００バール（２０ＭＰａ）乃至約４００バール（４０ＭＰａ）で、燃料由来の純ＣＯ２生成物を生成することができる。例示的な実施形態として、約１１００℃乃至約１２００℃のタービン入口温度を有する燃焼生成物流を生成するための天然ガス燃料の使用により、低位発熱量（ＬＨＶ）基準で約５５％乃至約６０％の範囲の正味効率が得られる。
【００４０】
正味効率は、ＬＮＧ再ガス化システムとの一体化による本開示に従って、さらにもっと上昇させることができる。なお、ＬＮＧ気化および天然ガスパイプライン供給システムと発電システムとの一体化は、様々な発電システム、特に圧縮機を使用して作動流体の再循環流を加圧し、次いで、エコノマイザー熱交換器で再加熱することを特徴とするエコノマイザー熱交換器を用いるブレイトンサイクルを組み込んだシステムに適用することができる。様々な実施形態では、作動流体は、例えば、ＣＯ２もしくはＮ２高含有ガスであってもよい。
【００４１】
上記発電システムを用いる節約型ブレイトンサイクルは、約３００バール（３０ＭＰａ）および約１１５０℃の入口条件と約３０バール（３ＭＰａ）の出口圧力とを有するタービンを備えた典型的なプラントのための天然ガス燃料の約３０倍のモル流量の圧縮を必要とする可能性がある。この場合の圧縮機は、約２０℃の水凝縮／分離後吸込み温度を有する。再循環ＣＯ２流および純ＣＯ２生成物流を３０５バール（３０．５ＭＰａ）の範囲まで圧縮するのに必要な電力は、総タービン電力出力の約１４．８％である。ＣＯ２流を約２９バール（２．９ＭＰａ）の圧力で液化し、かつＣＯ２流の密度を最大にすることができるため液体ＣＯ２をその凝固温度の約１０℃以内に冷却することにより、ＣＯ２圧縮機電力要求を減少させることができる。加圧および液化後に、液体ＣＯ２流を約３０５バール（３０．５ＭＰａ）の圧力までポンプで圧縮することができ、高圧ＣＯ２を加熱して周囲温度に戻すことができる。この手順により、ＣＯ２圧縮電力を総タービン電力出力の約５．３％まで減少させることができる。そのような例示的な実施形態では、正味サイクル効率は、ＬＨＶ基準で約５８．８％から約６５．７％に上昇させることができる。
【００４２】
本発電システムおよび方法においてそのような効率の上昇を達成するのに必要な冷凍は、本開示を考慮して有用なものとして認識されるあらゆる供給源に由来していてもよい。図２を参照すると、所要の冷凍は、ポンプ１０１を離れる高圧ＬＮＧ流１１８の加熱による熱交換により本発電システムおよび方法に供給することができる。
【００４３】
例示的な一実施形態では、発電システムからの低圧ＣＯ２流を乾燥することができ、次いで、乾燥したＣＯ２流をＬＮＧ流と接触させて、（例えば、Ｈｅａｔｒｉｃ社製熱交換器などの拡散接合型ステンレス鋼製高圧熱交換器において）液化および過冷却することができ、次いで、ＬＮＧ流が加熱される。必要に応じて、ＣＯ２の凝固および熱交換器の流路の詰まりを防止するために、約−２０℃乃至約０℃の温度で水浴気化装置１０２を脱出する出口天然ガス流１１５の画分を再循環させ、かつ冷たい圧縮されたＬＮＧ流１１８（約−１６０℃の温度）と混合して、ＣＯ２流の凝固温度を約１０℃以内で超える天然ガス流を生成することができる。上記発電システム内の燃焼器に入る天然ガス燃料流は、上記圧力、例えば約３０５バール（３０．５ＭＰａ）であることが好ましい。所望であれば、天然ガスは、ＬＮＧ供給物に由来していてもよく、天然ガス燃料流は、ライン１１８からその流れを回収する第２のＬＮＧポンプを用いて供給することができる。第１に、天然ガス燃料流は、（例えば）冷却、液化および過冷却ＣＯ２流と接触させて周囲温度に加熱することができる。第２に、天然ガス燃料流を第２の熱交換器に通して流し、密閉サイクル冷却水流を冷却することができ、これを酸素プラント空気圧縮機の中間および最終冷却器に使用することができる。このように天然ガス圧縮機ではなく極低温ＬＮＧポンプを使用することにより、総タービン電力のさらに０．９％だけ効率を上昇させることができる。天然ガスを使用してＣＯ２を液化および過冷却することにより、ＣＯ２凝固温度すなわち−５６℃の温度ピンチにより、約−１０℃の加熱された天然ガスに対して最大温度を与えることができる。天然ガスを約１５℃に加熱することができ、これは、液体水の分離前に本発電システム内のエコノマイザー熱交換器の低温端を離れるタービン排気流と接触させて冷却流としてそれを使用することにより、天然ガスパイプラインへの供給のために有用であり得る。これにより、ガス相中に残留する水分を減少させることができ、次いで、これにより、ＣＯ２液化装置用熱交換器内での水氷の堆積を防止するのに必要な乾燥剤式ドライヤのサイズおよびコストが低下する。
【００４４】
上記発電システムとＬＮＧ気化システムとの一体化は、発電の中断ならびにパイプラインへの天然ガスの流れの中断を防止するために必要な全ての構成要素を備えることができることが好ましい。例えば、ＬＮＧシステムが図２に記載されているものと同様のＬＮＧ加熱システムを備えると有利であり得、この際、一体化された発電システムをオフラインにする場合に、上記発電システムで加熱されているＬＮＧの負荷を利用するために素早く切り換えるには、ＬＮＧ加熱器１０２は動作中であり、かつ動作温度またはその前後であることが好ましい。これにより、パイプライン供給圧力におけるあらゆる大幅な変動を防止し、かつそのような圧力を所要の許容範囲に維持することができる。同様に、加圧されたＬＮＧ流のあらゆる不具合（例えば、ポンプ１０１の故障など）に対処することができる。例えば、ポンプの故障の例では、ＬＮＧ流は、ＬＮＧ供給施設に存在し得る並列ＬＮＧポンプに即座に切り替えることができる。本発電システムの連続動作を可能にするために、約５乃至約１０秒以内でそのような切り換えを行うことができることが好ましい。
【００４５】
ＬＮＧ気化および加圧された天然ガス供給システムと一体化された発電システム（加圧された天然ガス燃料供給物を用いる）の例示的な実施形態が図３に示されている。図３の説明は、具体的な実施形態に関するシステムおよび方法を例示しており、特定の値および範囲は限定的なものとしてみなされるべきではない。当業者であれば、本開示を考慮して以下を検討すれば、各種値を本発電システムおよび本ＬＮＧ気化システムの具体的な動作条件に基づいて変更できることが分かるであろう。そのような範囲の完全な範囲は、本開示によって包含され、それは本質的に例示であって、全ての開示要求を満たすために提供する。
【００４６】
本発電システムは、再循環ＣＯ２作動流体の存在下で天然ガス燃料を酸素と共に燃焼してＣＯ２を多く含む燃焼生成物流６を形成する燃焼器１を備える。この例では、燃焼生成物流は、約３００バール（３０ＭＰａ）の圧力および約１１５０℃の温度である。燃焼生成物流６は、出力タービン２に入ってタービン発電機３を駆動し、発電機３は、液体ＣＯ２ポンプ５を駆動するために使用されるさらなる軸動力と共に電気出力４を生成する。約７８８℃の温度および約３０バール（３ＭＰａ）の圧力のタービン排気流１５は、エコノマイザー熱交換器４６で冷却され、約２５℃の温度の最初に冷却されたタービン排気流１６が得られる。最初に冷却されたタービン排気流１６は、低温熱交換器１７でさらに冷却され、約４℃の温度の第２に冷却されたタービン排気流５１として排出する。これは、ＣＯ２液化装置用熱交換器２１を離れる総天然ガス流５７の一部である冷却用天然ガス流５６と接触させることで達成される。冷却用天然ガス流５６は低温熱交換器１７で加熱されて、約２０℃の温度の部分的生成物天然ガス流７１が得られ、このガス流は、ＬＮＧ施設を離れる総生成物パイプライン天然ガス流３０（例えば、約−１０℃以上の温度）と合流する。第２に冷却されたタービン排気流５１は、液体水分離器１８に移動し、それにより第２に冷却されたタービン排気流５１から復水流１９が除去される。分離されたＣＯ２ガス流２０を、熱で再生される乾燥剤式ドライヤ５４で約−６０℃の露点まで乾燥させる。圧力スイング吸着（ＰＳＡ）装置などの他の水除去システムも使用することができる。乾燥したＣＯ２ガス流５５は冷却されて液化し、液体ＣＯ２は、ＣＯ２液化装置用熱交換器２１（例えば、ステンレス鋼製拡散接合型Ｈｅａｔｒｉｃ社製熱交換器）で約−５０℃（例えば、−５６℃以上）に過冷却され、これにより、同時に約６８．９バール（６．８９ＭＰａ）の圧力の予め加熱されたＬＮＧ生成物流４４が約−９．４℃の温度に加熱されて、総天然ガス流５７が形成される。総天然ガス流５７からＬＮＧ加熱用天然ガス画分３９が分けられ、この画分は、電気駆動式送風機４０で圧縮される。それにより形成された圧縮されたＬＮＧ加熱用天然ガス流４５は、圧縮されたＬＮＧの主要な画分である圧縮されたＬＮＧ生成物流４３と混合されて、予め加熱されたＬＮＧ生成物流４４が形成され、この生成物流は、−５６℃のＣＯ２凝固温度を超える温度で（例えば、−５５℃以上の温度まで）ＣＯ２液化装置用熱交換器２１に入る。乾燥したＣＯ２および加熱されたＬＮＧを用いるこの構成は、ＣＯ２液化装置用熱交換器２１を詰まらせたり損傷させたりするＣＯ２の凝固を防止するのに特に有用であり得る。
【００４７】
この例では、ＬＮＧは、ＬＮＧタンク３３内に約０．０８バール（０．８ＭＰａ）の圧力で貯蔵されている。ＬＮＧタンク排出流５０は、電気モータ３４によって駆動されるＬＮＧポンプ２５で約７０バール（７ＭＰａ）の圧力までポンプで圧縮される。ＬＮＧ排気流２６は、水浴加熱器２４を通って、約１５℃の温度で浴加熱された天然ガス流３１を提供することができる。水浴は、ドラフト管バーナで空気中で燃焼された浴燃料ガス流２７によって加熱され、その際、燃焼ガスは、水を通って浴スタック２８を介して排出する。圧縮されたＬＮＧ流３２の流れは、所望どおりに制御することができる。例えば、第１の制御弁２９および第２の制御弁４９を使用してＬＮＧの経路を指定することができる。これらをＬＮＧ施設内の様々なさらなるポンプおよび水浴加熱器（図示せず）と組み合わせて使用して、ＬＮＧ流の流路を交互にし、ＬＮＧポンプ２５をオフラインにする場合にＬＮＧの本発電システムへの連続供給を保証し、本発電システムをオフラインにする場合にパイプライン条件まで圧縮された全てのＬＮＧの連続加熱を保証することができる。そのような安全性バックアップの提供については本明細書にさらに記載されている。
【００４８】
この例では、本発電システムの燃焼器１で燃料として使用される天然ガスを、ＬＮＧ燃料画分４１として圧縮されたＬＮＧ流から取り出し、ＬＮＧ燃料ポンプ４８（例えば、多気筒往復電気駆動式ポンプ）で約３０６バール（３０．６ＭＰａ）の圧力までポンプで圧縮することができる。高圧ＬＮＧ燃料流７０は、ＣＯ２液化装置用熱交換器２１で約−１０℃に加熱され、高圧天然ガス燃料流６２として排出する。そのような加熱は、冷却、液化および過冷却ＣＯ２との接触によるものである。次いで、高圧天然ガス燃料流６２は、密閉サイクル熱伝達流体を用いて断熱圧縮された空気と接触して、約２３０℃の温度まで空気分離プラント４７で加熱され、これは、可燃性ガスが空気分離プラント内に漏出するのを防止するのに有利であり得る。次いで、排出する加熱された高圧天然ガス流１１は燃焼器１に進む。深冷空気分離プラントは、約４バール（０．４ＭＰａ）の排出圧力を有する第１段階断熱性主圧縮機と、第１段階圧縮空気の約１／３が２つの断熱段階で約１００バール（１０ＭＰａ）まで圧縮されるブースター圧縮機とを備えることができる。第１に、断熱性圧縮熱の大部分は、エコノマイザー熱交換器４６で加熱されている高圧ＣＯ２再循環流から取り出された高圧再循環ＣＯ２側流１３に伝達される。高圧再循環ＣＯ２側流を、約１１０℃の温度で回収し、過熱された高圧再循環ＣＯ２側流１２として約１４９℃の温度で戻すことができる。第２に、２つの断熱段階の断熱性圧縮熱を使用して、高圧天然ガス燃料流６２を約２３０℃の温度に加熱し、加熱された高圧天然ガス燃料流６３を形成する。第３に、圧縮熱を使用して、空気分離プラントからの約３０５バール（３０．５ＭＰａ）の圧力の酸素生成物流１１を約２３０℃の温度に加熱する。
【００４９】
過冷却されたＣＯ２再循環流２２は、ＣＯ２液化装置用熱交換器２１の低温端を離れる。このＣＯ２再循環流は、ギヤボックスを介してタービン発電機３に直接接続することができる液体ＣＯ２ポンプ５で約３０６バール（３０．６ＭＰａ）まで圧縮される。あるいは、深冷空気分離プラント内のブースター圧縮機（図示せず）をタービン発電機３に直接接続することができる。さらなる変形形態として、空気分離プラント内の主空気圧縮機をタービン発電機に直接接続することができる。電力供給網からの電気切断（例えば、発電機遮断により生じる）の場合に、システム圧力が等しくなるまで高圧タービン供給ガスが流れるため、発電機上にブレーキとして機能する負荷が存在するように、これらの変形形態のうちの１つからの電力要求によりタービンを直接負荷することが好ましい。
【００５０】
次いで、約−４３℃の温度の加圧および過冷却されたＣＯ２再循環流２３は、ＣＯ２液化装置用熱交換器２１で約５．５℃の温度に加熱される。高圧再循環ＣＯ２流６８は、追加のＣＯ２熱交換器６６で約２５℃の温度に加熱され、予め加熱された高圧再循環ＣＯ２流６７が形成される。約４０℃の温度の加熱された密閉サイクル熱伝達流体流６４は、約１０℃の温度に冷却され、冷却された熱伝達流体流６５として排出する。同様に、約−９．４℃の温度の総天然ガス流画分３８は、二次天然ガス熱交換器３５を通って、約４０℃の第２の加熱された密閉サイクル熱伝達流体流３６と接触して加熱される。二次冷却された熱伝達流体流３７は、約１０℃の温度で排出する。
【００５１】
追加のＣＯ２熱交換器６６を離れる予め加熱された高圧再循環ＣＯ２流６７は、第１の高圧再循環ＣＯ２画分１４と第２の高圧再循環ＣＯ２画分５３とに分けられ、どちらの画分もエコノマイザー熱交換器４６を通って、約７５２℃の温度で排出する。エコノマイザー熱交換器４６の低温端にある再循環ＣＯ２画分制御弁５２は、第１のＣＯ２画分１４の第２のＣＯ２画分５３に対する流量比を制御する。加熱された第１のＣＯ２画分流７は、作動流体として燃焼器１に供給される。加熱された第２のＣＯ２画分流９は、燃焼器１に入る酸化剤流１０中に３０％の酸素７０％のＣＯ２のモル比が得られるように酸素生成物流６３と混合され、これにより、断熱火炎温度は約３０００℃未満の値まで緩和される。燃焼された燃料に由来する純ＣＯ２生成物は、約３０５バール（３０．５ＭＰａ）の圧力および約２５℃の温度のパイプライン対応ＣＯ２生成物流７７として利用可能である。
【００５２】
燃焼器のための燃料としてＬＮＧ源からの純粋なメタンを用いる上に例示した一体化システムについて、２５０ＭＷの正味電気出力に基づく性能値を計算した。計算値は以下のとおりであった：
ＮＥＴ発電システムで燃焼された天然ガス＝３８０．４ＭＷ
＝３４．２６９ｍｍｓｃｆｄ
ＮＥＴ発電システムで加熱された天然ガス＝１０９５．９ｍｍｓｃｆｄ
水浴加熱器のための天然ガスの節約＝１６．９８６ｍｍｓｃｆｄ
【００５３】
上記に基づき、モデル化を使用して、１５℃でパイプラインに供給される６８バール（６．８ＭＰａ）の１０００ｍｍｓｃｆｄの天然ガス流量を供給する上に記載したＬＮＧシステムと一体化された１０００ＭＷのＮＥＴ発電システムの効率を計算した。計算した総合効率は６８．０６％であった。１０００ＭＷの発電所へのＬＮＧ流量がゼロである場合に計算した総合効率は５８．８７％であった。Aspen Plusを用いてモデル化したなおさらなる実施形態では、本開示に係るシステムおよび方法は、燃焼器内のメタン燃料と、タービンと、第１の熱交換器（一連の３つの熱交換ユニットであった）と、水分離器と、ＬＮＧと接触してＣＯ２が液化され、ＮＧ（ＬＮＧを予め加熱するために使用されている側流を含む）を生成する第２の熱交換器と、再循環ＣＯ２流を加圧するための単一のポンプと、再循環ＣＯ２流の加熱を補うために空気分離プラントから回収された熱とを使用した。そのような実施形態のモデルでは、一体化された発電およびＬＮＧ気化システムおよび方法の総合効率は６５．７％であった。上記効率の計算は全て、燃焼による全ての過剰なＣＯ２の完全な回収を包含する。
【００５４】
上記利点は従来のＬＮＧ再ガス化システムに関してさらに認められ、そこでは典型的に、処理されたＬＮＧの約１．４％を燃焼させ、処理されたＬＮＧの残りの９８．６％に対して図２に関して記載した浸水したバーナなどで加熱を行う。この負荷はさらなる利点なしに課される。但し、本開示によれば、２５０ＭＷｅの発電システムは、例えばＬＮＧ再ガス化プラントと一体化させることができる。そのような例では、ＬＮＧプラントは、熱を提供するために約３．１％を燃やしながら、約１０．８Ｂｍ３／年のＬＮＧを再加熱することができる。一体化により、総ガス供給が総処理量の９６．９％まで減少するが、増加した負荷により、２５０ＭＷの発電所における発電に対して燃料が供給される。有利なことに、そのようなシステムは、所望どおりに拡大縮小して、処理されるＬＮＧおよび／または生成される電気の生産量を増減することができる。
【００５５】
本発明が属する技術分野の当業者であれば、上記説明に提示されている教示の利点を有する、本明細書に記載されている本開示の多くの修正形態および他の実施形態を思いつくであろう。当然のことながら、開示されている実施形態は、限定的なものとしてみなされるべきではなく、修正形態および他の実施形態が添付の特許請求の範囲に含まれることが意図されている。具体的な用語が本明細書に用いられているが、それらは、単に一般的かつ記述的な意味で使用されており、限定のためのものではない。
【００５６】
参照番号の記載：
１        燃焼器
２        出力タービン
３        タービン発電機
４        電気出力
５        液体ＣＯ２ポンプ
６        燃焼生成物流
７        加熱された第１のＣＯ２画分流
９        加熱された第２のＣＯ２画分流
１０      酸化剤流
１１      酸素生成物流
１２      過熱された高圧再循環ＣＯ２側流
１３      高圧再循環ＣＯ２側流
１４      第１の高圧再循環ＣＯ２画分
１５      タービン排気流
１６      最初に冷却されたタービン排気流
１７      低温熱交換器
１８      液体水分離器
１９      復水流
２０      分離されたＣＯ２ガス流
２１      ＣＯ２液化装置用熱交換器
２２      過冷却されたＣＯ２再循環流
２３      加圧および過冷却されたＣＯ２再循環流
２４      水浴加熱器
２５      ＬＮＧポンプ
２６      ＬＮＧ排気流
２７      浴燃料ガス流
２８      浴スタック
２９      第１の制御弁
３０      総生成物パイプライン天然ガス流
３１      浴加熱された天然ガス流
３２      圧縮されたＬＮＧ流
３３      ＬＮＧタンク
３４      電気モータ
３５      二次天然ガス熱交換器
３６      第２の加熱された密閉サイクル熱伝達流体
３７      二次冷却された熱伝達流体
３８      総天然ガス流画分
３９      ＬＮＧ加熱用天然ガス画分
４０      送風機
４１      ＬＮＧ燃料画分
４３      圧縮されたＬＮＧ生成物流
４４      予め加熱されたＬＮＧ生成物流
４５      圧縮されたＬＮＧ加熱用天然ガス流
４６      エコノマイザー熱交換器
４７      空気分離プラント
４８      ＬＮＧ燃料ポンプ
４９      第２の制御弁
５０      ＬＮＧタンク排出流
５１      第２に冷却されたタービン排気流
５２      再循環ＣＯ２制御弁
５３      第２の高圧再循環ＣＯ２画分
５４      熱的に再生された乾燥剤式ドライヤ
５５      乾燥したＣＯ２ガス流
５６      冷却用天然ガス流
５７      総天然ガス流
６２      高圧天然ガス燃料流
６３      加熱された高圧天然ガス流
６４      加熱された密閉サイクル熱伝達流体流
６５      冷却された熱伝達流体流
６６      追加のＣＯ２熱交換器
６７      予め加熱された高圧再循環ＣＯ２流
６８      高圧再循環ＣＯ２流
７０      高圧ＬＮＧ燃料流
７１      部分的生成物天然ガス流
７７      ＣＯ２生成物流
１００    タンク
１０１    ポンプ
１０２    水浴気化装置
１０３    フィルタ
１０４    バーナ圧力送風機
１０５    ボイルオフ送風機
１０６    ボイルオフ圧縮機
１０７    大気ライン
１０９    空気ライン
１１０    ＬＮＧタンクボイルオフライン
１１１    ボイルオフ圧縮機ライン
１１２    ボイルオフ流
１１３    ＮＧバーナ燃料ライン
１１４    圧縮されたボイルオフＮＧ流
１１５    生成物天然ガス流
１１６    総天然ガスパイプライン流
１１７    加圧された燃料ガス流
１１９    ＬＮＧ供給ライン
１２０    バーナ
１２１    通気ライン
２１０ａ  ＬＮＧ供給物
２１０ｂ  加熱されたＬＮＧ供給物
２２１    熱交換器
２３９    補助ＮＧ流
２４０    送風機
２５７    ＮＧ流
２５８    生成物ＮＧ流
【図１】
2014532833.tif 000003
【図２】
2014532833.tif 000004
【図３】
2014532833.tif 000005
【手続補正書】
【提出日】平成25年8月28日(2013.8.28)
【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】
発電方法であって、前記方法は、
酸素およびＣＯ２再循環流の存在下で炭素質燃料を燃焼器内で燃焼させて、複合燃焼生成物流を生成することと、
前記複合燃焼生成物流をタービンに通して発電し、かつＣＯ２を含むタービン排気流を形成することと、
前記ＣＯ２を含むタービン排気流を第１の熱交換器に通して、前記タービン排気流から前記ＣＯ２再循環流に熱を伝達し、かつ冷却されたタービン排気流を形成することと、
液化天然ガス（ＬＮＧ）流および前記冷却されたタービン排気流からのＣＯ２を第２の熱交換器に通して、前記ＣＯ２を冷却および液化し、かつＬＮＧを加熱および気化して、液化ＣＯ２流およびガス状の天然ガス（ＮＧ）流を形成することと、
前記液化ＣＯ２流を加圧して、前記ＣＯ２再循環流を形成することと、
前記ＣＯ２再循環流を前記燃焼器に通すことと、
を含む、方法。
【請求項２】
前記ＣＯ２再循環流が、約１５０バール（１５ＭＰａ）以上の圧力で前記燃焼器に通される、請求項１に記載の方法。
【請求項３】
前記燃焼が、約５００℃以上の温度で行われる、請求項１に記載の方法。
【請求項４】
前記複合燃焼生成物流の圧力との前記ＣＯ２を含むタービン排気流の圧力に対する比が約１２以下である、請求項１に記載の方法。
【請求項５】
前記第２の熱交換器に通されるＬＮＧが、約５０バール（５ＭＰａ）乃至約９０バール（９ＭＰａ）の圧力にある、請求項１に記載の方法。
【請求項６】
前記第２の熱交換器によって形成されたガス状のＮＧ流の画分が取り出され、前記第２の熱交換器に通されるＬＮＧ流に投入される、請求項１に記載の方法。
【請求項７】
前記ＬＮＧ流に投入されるガス状のＮＧ流の画分が、前記ＬＮＧ流の温度を、ＣＯ２凝固温度を超え、かつ前記ＣＯ２凝固温度の約２０℃以内の温度まで上昇させるのに十分である、請求項６に記載の方法。
【請求項８】
前記冷却されたタービン排気流からのＣＯ２が、前記第２の熱交換器内で、ＣＯ２凝固温度を超え、かつ前記ＣＯ２凝固温度の約３０℃以内の温度に冷却される、請求項１に記載の方法。
【請求項９】
前記ＣＯ２再循環流を加圧する工程が、前記ＣＯ２再循環流を液体ポンプに通すことを含む、請求項１に記載の方法。
【請求項１０】
前記発電タービンが軸動力を生成し、かつ前記軸動力が前記液体ポンプを駆動させるために使用される、請求項９に記載の方法。
【請求項１１】
前記液体ポンプを脱出する加圧されたＣＯ２再循環流が加熱される、請求項９に記載の方法。
【請求項１２】
前記加熱が、前記加圧されたＣＯ２再循環流を前記第２の熱交換器に通すことを含む、請求項１１に記載の方法。
【請求項１３】
前記ＣＯ２再循環流が、約０℃以上の温度に加熱される、請求項１１に記載の方法。
【請求項１４】
前記炭素質燃料が、前記ＬＮＧ流から得られるＮＧである、請求項１に記載の方法。
【請求項１５】
得ることが、前記ＬＮＧを第１のポンプおよび第２のポンプに通すことを含む、請求項１４に記載の方法。
【請求項１６】
前記第２のポンプを脱出するＬＮＧが、約２００℃以上の温度に加熱される、請求項１５に記載の方法。
【請求項１７】
前記加熱が、前記ＬＮＧを前記第２の熱交換器に通してガス状のＮＧ流を形成することを含む、請求項１６に記載の方法。
【請求項１８】
前記加熱が、空気分離プラントからの圧縮熱を利用することをさらに含む、請求項１７に記載の方法。
【請求項１９】
前記第１の熱交換器を通じる通過後かつ前記第２の熱交換器を通じる通過前に、前記冷却されたタービン排気流を第３の熱交換器に通すことをさらに含む、請求項１に記載の方法。
【請求項２０】
前記第３の熱交換器を通じる通過が、前記タービン排気流を約０℃乃至約１０℃の温度に冷却する、請求項１９に記載の方法。
【請求項２１】
前記タービン排気流が、前記第２の熱交換器を脱出するガス状のＮＧ流の画分と接触させて冷却される、請求項２０に記載の方法。
【請求項２２】
前記冷却されたタービン排気流を、液体水分離器および乾燥剤式ドライヤのうちの一方または両方に通して、前記冷却されたタービン排気流からのＣＯ２を乾燥したＣＯ２流として与えることをさらに含む、請求項２０に記載の方法。
【請求項２３】
乾燥したＣＯ２流が、約−５０℃以下の露点まで乾燥される、請求項２２に記載の方法。
【請求項２４】
前記燃焼器に移動する再循環ＣＯ２流の一部が、空気分離プラントからの圧縮熱を利用して加熱される、請求項１に記載の方法。
【請求項２５】
前記燃焼器に移動する再循環ＣＯ２流が、第１の画分および第２の画分に分離される、請求項１に記載の方法。
【請求項２６】
前記燃焼器に移動する再循環ＣＯ２流の第１の画分が、前記燃焼器に直接投入される、請求項２５に記載の方法。
【請求項２７】
前記燃焼器に移動する再循環ＣＯ２流の第２の画分が、前記酸素と混合されて、前記燃焼器に投入される酸化剤流を形成する、請求項２５に記載の方法。
【請求項２８】
前記発電が、少なくとも６０％の低位発熱量に関する総合効率により達成される、請求項１に記載の方法。
【請求項２９】
発電システムであって、
酸素およびＣＯ２再循環流の存在下で炭素質燃料を燃焼させて、複合燃焼生成物流を生成するように適合された燃焼器と、
前記燃焼器と流体連通し、かつ前記複合燃焼生成物流を受け取ってＣＯ２を含むタービン排気流を排出するように適合された発電用タービンと、
前記発電用タービンおよび前記燃焼器と流体連通し、かつ前記ＣＯ２を含むタービン排気流から前記ＣＯ２再循環流に熱を伝達して、ＣＯ２を含む冷却されたタービン排気流を与えるように適合された第１の熱交換器と、
前記第１の熱交換器と流体連通し、かつ前記タービン排気流中のＣＯ２を液化するように適合された第２の熱交換器と、
液化されたＣＯ２を前記燃焼器への再循環に適した圧力に加圧するように適合された再循環圧縮機と、
前記第２の熱交換器と流体連通している液化天然ガス（ＬＮＧ）源と、
を備える、システム。
【請求項３０】
前記第１の熱交換器と前記第２の熱交換器との間に配置され、かつそれらと流体連通している第３の熱交換器をさらに備える、請求項２９に記載のシステム。
【請求項３１】
前記第３の熱交換器が、前記第１の熱交換器の出口と流体連通している入口と、前記第２の熱交換器の出口と流体連通している入口と、前記第２の熱交換器の入口と流体連通している出口とを含む、請求項３０に記載のシステム。
【請求項３２】
前記第３の熱交換器の出口と前記第２の熱交換器の入口との間に配置された１つ以上の水除去装置をさらに備える、請求項３１に記載のシステム。
【請求項３３】
前記発電用タービンが、液体ポンプのための軸動力を提供するように適合されている、請求項２９に記載のシステム。
【請求項３４】
前記液体ポンプが、前記ＬＮＧ源と前記第２の熱交換器との間に配置され、かつそれらと流体連通している、請求項３３に記載のシステム。
【請求項３５】
空気分離プラントをさらに備える、請求項２９に記載のシステム。
【請求項３６】
前記空気分離プラントが、断熱性主圧縮機およびブースター圧縮機を備える深冷空気分離プラントである、請求項３５に記載のシステム。
【請求項３７】
前記第１の熱交換器が、一連の３つの熱交換ユニットを備える、請求項２９に記載のシステム。
【国際調査報告】
2014532833.tif 000006
2014532833.tif 000007
2014532833.tif 000008
2014532833.tif 000009