(57)【要約】  本発明は、多段の中間冷却された圧縮機（２）と、燃焼室（３）と、燃焼室（３）の下流に接続されたタービン（４）と、圧縮機（２）を燃焼室（３）に接続する圧縮機空気配管（５）と、圧縮機空気配管（５）に接続されそしてタービン（４）から分岐する排ガス配管（６）に接続された第１の熱交換器（７）と、を有する発電プラント（１）に関し、第１の圧縮機空気膨張機（８）が第１の熱交換器（７）と燃焼室（３）との間で圧縮機空気配管（５）に配設されており、発電プラント（１）が、天然ガス配管（１０）を有する、液化天然ガスを再ガス化するための装置（９）を備え、圧縮機（２）の２つの圧縮機段（１２）の間で天然ガス配管（１０）に熱交換装置（１１）が接続されている。本発明はさらに、このような発電プラント（１）を運転するための方法に関する。
2021529910.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
多段の中間冷却された圧縮機（２）と、燃焼室（３）と、前記燃焼室（３）の下流に接続されたタービン（４）と、前記圧縮機（２）を前記燃焼室（３）に接続する圧縮機空気配管（５）と、前記圧縮機空気配管（５）に接続されそして前記タービン（４）から分岐する排ガス配管（６）に接続された第１の熱交換器（７）と、を有する発電プラント（１）であって、第１の圧縮機空気膨張機（８）が前記第１の熱交換器（７）と前記燃焼室（３）との間で前記圧縮機空気配管（５）に配設されており、
前記発電プラント（１）が、天然ガス配管（１０）を有する、液化天然ガスを再ガス化するための装置（９）を備え、前記圧縮機（２）の２つの圧縮機段（１２）の間で前記天然ガス配管（１０）に熱交換装置（１１）が接続されていることを特徴とする発電プラント。
【請求項２】
請求項１に記載の発電プラント（１）において、
前記熱交換装置（１１）は、２つの圧縮機段（１２）の間で前記天然ガス配管（１０）に接続された第２の熱交換器（１３）を備えることを特徴とする発電プラント。
【請求項３】
請求項１に記載の発電プラント（１）において、
前記熱交換装置（１１）は窒素配管（１５）を有する窒素循環路（１４）を備え、前記窒素循環路（１４）に第３の熱交換器（１６）および第４の熱交換器（１７）が接続され、前記第３の熱交換器（１６）は２つの圧縮機段（１２）の間に接続されるとともに、前記第４の熱交換器（１７）は前記天然ガス配管（１０）に接続されていることを特徴とする発電プラント。
【請求項４】
請求項３に記載の発電プラント（１）において、
前記窒素循環路（１４）は第５の熱交換器（１８）を備え、前記第５の熱交換器（１８）は、一方では窒素の流れ方向において前記第３の熱交換器（１６）の後かつ前記第４の熱交換器（１７）の前で前記窒素配管（１５）に接続されており、そして他方では前記排ガス配管（６）に接続されていることを特徴とする発電プラント。
【請求項５】
請求項１から４のいずれか１項に記載の発電プラント（１）において、
前記天然ガス配管（１０）に、天然ガスの流れ方向で前記熱交換装置（１１）の後に天然ガス膨張機（１９）が接続されていることを特徴とする発電プラント。
【請求項６】
請求項５に記載の発電プラント（１）において、
天然ガスを膨張の前後で加熱するために、前記天然ガス配管（１０）に、第６の熱交換器（２０）が前記天然ガス膨張機（１９）の前に配設され、そして第７の熱交換器（２１）が前記天然ガス膨張機（１９）の後に配設されていることを特徴とする発電プラント。
【請求項７】
請求項５に記載の発電プラント（１）において、
第１２の熱交換器（３１）が、前記熱交換装置（１１）と前記天然ガス膨張機（１９）との間で前記天然ガス配管（１０）に接続され、そして前記排ガス配管（６）に接続されていることを特徴とする発電プラント。
【請求項８】
請求項１から７のいずれか１項に記載の発電プラント（１９）において、
さらに、圧縮機吸入空気を冷却および乾燥するために圧縮機吸入空気配管（２４）に第８の熱交換器（２３）を有し、そして圧縮機空気を冷却および乾燥するために２つの圧縮機段（１２）の間に第９の熱交換器（２５）を有する、水・グリコール循環路（２２）を備え、前記圧縮機空気を加熱するために前記圧縮機（２）の後に前記圧縮機空気配管（５）に接続されている第１０の熱交換器（２６）と、再ガス化された天然ガスをさらに加熱するために窒素循環路１４の窒素配管に接続されている第１１の熱交換器（２７）と、前記水・グリコール循環路（２２）における水・グリコール混合物を加熱するための第１２の熱交換器（２８）と、を有することを特徴とする発電プラント。
【請求項９】
請求項１から８のいずれか１項に記載の発電プラント（１）において、
第２の圧縮機空気膨張機（２９）が、前記第１の圧縮機空気膨張機（８）の下流に配設され、そして前記第１の圧縮機空気膨張機（８）の後の位置で、入口側が前記圧縮機空気配管（５）と結合され、そして出口側が前記排ガス配管（６）へ流れ込むことを特徴とする発電プラント。
【請求項１０】
多段の中間冷却された圧縮機（２）と、燃焼室（３）と、タービン（４）とを有する発電プラント（１）を運転するための方法であって、要求されるタービン入口圧力より前記圧縮機（２）の出口圧力が高く設定され、そして圧縮機空気が燃焼の前に膨張され、
液状の天然ガスが、空気の圧縮の際に発生する熱を用いて、再ガス化されることを特徴とする方法。
【請求項１１】
請求項１０に記載の方法において、
前記熱が、中間に接続されている窒素循環路（１４）を介して、前記圧縮機空気から前記天然ガスに伝達されることを特徴とする方法。
【請求項１２】
請求項１０または１１に記載の方法において、
液状の天然ガスが加圧され、再ガス化され、そして続いてエネルギー取り出しのために減圧されることを特徴とする方法。
【請求項１３】
請求項１２に記載の方法において、
再ガス化された天然ガスが前記減圧の前後にもう１つの熱源によって加熱されることを特徴とする方法。
【請求項１４】
請求項１０から１３のいずれか１項に記載の方法において、
水・グリコール循環路（２２）を利用して圧縮機吸入空気が冷却され、そして乾燥されることを特徴とする方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、発電プラントならびにこれを運転するための方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
通常液化天然ガス（ＬＮＧ［＝liquid natural gas］、−１６２℃）は、環境熱（たとえば空気または海水）または化学的な熱を用いて気化される。代替として、カスケードＯＲＣサイクルによって冷熱をエネルギー的に利用することを目的としたアイデアが開発されている。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００３】
本発明の課題は、特に大型ＬＮＧ基地でのエネルギー的および経済的に改善された気化を可能とし、そして同時にできる限り簡単な構造でかつ安価である、発電プラントを提供することである。本発明のさらなる課題は、このような発電プラントの運転に対応する方法を提示することである。
【課題を解決するための手段】
【０００４】
本発明は発電プラントに対する課題を解決するものであり、ここで本発明は、このような発電プラントが、多段の中間冷却された圧縮機と、燃焼室と、燃焼室の下流に接続されたタービンと、圧縮機を燃焼室に接続する圧縮機空気配管と、圧縮機空気配管に接続されそしてタービンから分岐する排ガス配管に接続された第１の熱交換器と、を有すること、ここで第１の圧縮機空気膨張機が第１の熱交換器と燃焼室との間で圧縮機空気配管に配設されており、天然ガス配管を有する、液化天然ガスを再ガス化するための装置を備え、ここで圧縮機の２つの圧縮機段の間で天然ガス配管に熱交換装置が接続されていること、を想定している。
【０００５】
最適化された、熱回収ガスタービンプロセスへのＬＮＧ気化の結合によって、最高の効率かつ最小のコストで発電するために冷熱の最大限の利用を達成することが可能となる。ここで決定的に重要なものは、プラントの複雑さが低減され、そして最小の数の回転する構成要素を備える最適なプロセス回路である。
【０００６】
本発明の１つの有利な実施形態においては、熱交換装置は、２つの圧縮機段の間で天然ガス配管に接続された第２の熱交換器を備える。ＬＮＧ気化からの冷熱を本質的なガスタービンの仕事プロセスに伝達するために、ＬＮＧ流が直接に熱回生ガスタービンプロセスにおける空気圧縮を中間冷却するために使用される。この空気圧縮における冷却を最大にすることは、圧縮機の必要出力を最小とする結果となり、すなわちこのプロセス効率を大幅に高める結果となる。この空気圧縮は純粋なガスタービン運転に対して必要であった場合よりも大幅に高い圧力まで行われるので、高温空気膨張機に対して追加的な温度降下が発生されなければならず、この空気圧縮における冷却は一層重要となる。圧縮された空気から再ガス化される天然ガスへの熱伝達を確実にする第２の熱交換器の使用によって（このような熱交換器は熱回生器とも呼ばれる）、材料側に対しては少ない費用となることから、コストパフォーマンスで有利となる。この実施形態では、しかしながらＬＮＧ側が仕事サイクルに接続されており、これは安全技術的に考慮されなければならない。
【０００７】
この欠点を前もって除外するために、１つの代替の有利な実施形態は、熱交換装置が窒素配管を有する窒素循環路を備えること、この窒素配管に第３の熱交換器および第４の熱交換器が接続され、ここでこの第３の熱交換器は２つの圧縮機段の間に接続され、そしてこの第４の熱交換機は、天然ガス配管に接続されていることを想定している。この実施形態では窒素は最高度に冷却され（＜−１２０℃）、次にこの窒素を熱回収ガスタービンプロセスの空気圧縮用の冷媒として使用する。仕事をしない（サーキュレータのみの）純粋な中間循環路として提案されているこの窒素循環路は、有利にはこの窒素系圧力がＬＮＧ圧力より大きくなるように設計することができ、こうしてＬＮＧ気化器で起こり得るリークの際には安全上問題のない不活性の窒素がＬＮＧ側に入り込む。
【０００８】
有利には、この窒素循環路は第５の熱交換器を備え、この第５の熱交換器は、一方では窒素の流れ方向において第３の熱交換器の後かつ第４の熱交換器の前で窒素配管に接続されており、そして他方では排ガス配管に接続されている。以上により既に圧縮機空気によって加熱された窒素をさらに加熱することができる。
【０００９】
さらに、最大の効率を達成するために、天然ガス配管に、天然ガスの流れ方向で熱交換装置の後に天然ガス膨張機が接続されていると有利である。
【００１０】
この際天然ガスを膨張の前後で加熱するために、天然ガス配管に、第６の熱交換器が天然ガス膨張機の前に配設され、そして第７の熱交換器が天然ガス膨張機の後に配設されていると好適である。この際第６および第７の熱交換器において天然ガスに伝達される熱は、発電プラントからの冷熱として生じるものであってよく、たとえば潤滑油循環路から生じるものであってよい。このアイデアがその最大の潜在能力を発揮することができるように、一般的に全てのプロセス加熱は約１５０℃までとなっている。
【００１１】
第１２の熱交換器が、熱交換装置と天然ガス膨張機との間で天然ガス配管に接続され、そして排ガス配管に接続されている場合、さらに好適となる。この第１２の熱交換器を用いて、排ガスからのさらなる熱を天然ガス膨張機で利用することができる。
【００１２】
発電プラントが水・グリコール循環路を備え、圧縮機吸入空気を冷却および乾燥するために圧縮機吸入空気配管に第８の熱交換器を有するかまたは圧縮機空気を冷却および乾燥するために２つの圧縮機段の間に第９の熱交換器を有し、圧縮機空気を加熱するために圧縮機の後に圧縮機空気配管に接続されている第１０の熱交換器、再ガス化された天然ガスをさらに加熱するための第１１の熱交換器、および水・グリコール循環路における水・グリコール混合物を加熱するための第１２の熱交換器を有すると有利である。
【００１３】
追加的な水・グリコール循環路を用いて、プロセスにおける最適な熱分配を達成することができる。この循環路を介して、空気圧縮の後のまだ比較的冷たい側に対して、すなわち排ガス熱交換器に入る前の窒素循環路に、あるいは冷たい天然ガスに、空冷からの熱が伝達される。さらなる排熱を、たとえば発電機クーラーからまたは吸入空気冷却部からも取得して、全プロセスにおけるエネルギー的な利用に供給するために、追加的にこの水・グリコール循環路（これは＜０℃の温度で運転される）が使用されてよい。空冷はアプリケーションにより、＜−１００℃あるいは＜−１５０℃までの温度で行われることになるので、本質的な低温冷却の前に空気に含まれる水を分離しておくことが絶対に必要である。この際好ましくは、第１の圧縮部の後で、この水・グリコール循環路を利用して、水分が凝結される。水／（ＣＯ２）分離の代替方法も可能である。再ガス化された天然ガスのさらなる加熱のための第１１の熱交換器は、直接天然ガス配管に接続されてよく、あるいは窒素循環路が存在する場合は、これに接続されていてもよく、そして天然ガスをこの窒素循環路を介して間接的に加熱してよい。
【００１４】
圧縮機空気膨張機の使用によって、排ガス熱を最大限利用できるが、これはこの場合熱伝達のためには、後続のガスタービン領域（燃焼室＋空冷システム）の温度限界を大幅に越える膨張機の温度限界を注意しなければならないだけだからである。したがって、第２の圧縮機空気膨張機が、第１の圧縮機空気膨張機の下流に配設され、そしてこの第１の圧縮機空気膨張機の後の位置で、入口側が圧縮機空気配管と結合され、そして出口側が排ガス配管へ流れ込むと有利である。
【００１５】
方法に対する課題は、多段の中間冷却された圧縮機と、燃焼室と、タービンとを有する発電プラントを運転するための方法によって解決され、この方法では、要求されるタービン入口圧力よりこの圧縮機の出口圧力が高く設定され、そして圧縮機空気が燃焼の前に膨張され、液状の天然ガスが、空気の圧縮の際に発生する熱を用いて、再ガス化される。
【００１６】
安全性の理由から、中間に接続されている窒素循環路を介して、圧縮機空気から天然ガスに熱が伝達されることが有用であり得る。
【００１７】
プロセスのさらなる改善のためには、液状の天然ガスが加圧され、再ガス化され、そして続いてエネルギー取り出しのために減圧されると好適である。
【００１８】
この際、再ガス化された天然ガスが減圧の前後にもう１つの熱源によって加熱されると有利である。
【００１９】
最後に水・グリコール循環路を利用して圧縮機吸入空気が冷却され、そして乾燥されると有利である。
【００２０】
本発明はいくつかの利点を備える。１つには、本発明による発電プラントは、その運転に対し追加の水を全く必要としないことである。プロセス構造は比較的簡単であり、そしてこれによって比較的簡単な制御も可能とする。本発明による発電プラントは、極めて安価であるが、これは必要とされる回転する構成要素の数が最小であるからであり、そしてこのことがＬＮＧ系への組込に対し安全技術的な利点（少ない接続部分、問題のないリーク処理）を提供するからである。この際本アイデアの性能は、ＬＮＧ系圧力には依存しない。実施形態に応じて最大のプラント効率は、７３％に達し得る。
【００２１】
本発明を、例示的に図を参照して詳細に説明する。これらの図は概略的に示すものであり、縮尺は正確ではない。
【図面の簡単な説明】
【００２２】
【図１】窒素循環路を有する発電プラントを示す。
【図２】天然ガス膨張機を有する発電プラントを示す。
【図３】窒素循環路を有せず、そして天然ガス膨張機を有しない発電プラントを示す。
【図４】窒素循環路を有せず、そして天然ガス膨張機を有する発電プラントを示す。
【図５】窒素循環路を有せず、そして水・グリコール循環路を有しないが、天然ガス膨張機を有する発電プラントを示す。
【図６】２つの空気膨張機および１つの天然ガス膨張機を有する発電プラントを示す。
【図７】２つの空気膨張機を有するが、天然ガス膨張機を有しない発電プラントを示す。
【発明を実施するための形態】
【００２３】
図１は、多段の中間冷却された圧縮機２と、燃焼室３と、この燃焼室３の下流に接続されたタービン４とを有する発電プラント１を概略的かつ例示的に示す。圧縮機空気配管５は、圧縮機２を燃焼室３と接続し、そして排ガス配管６は、タービン４から分岐している。第１の熱交換器７は、圧縮機空気配管５に接続されており、そして排ガス配管６に接続されている。この第１の熱交換器は、図１に示すように、熱交換モジュール３０から構築されていてもよい。これは、図１に示唆されてはいるが詳細には示されていないように、たとえばもう１つの熱交換器または別の１つの装置が排ガス路のこの位置に配設されることになると有用である。さらに第１の圧縮機空気膨張機８が第１の熱交換器７と燃焼室３との間で圧縮機空気配管５に配設されている。図１はさらに、本発明による特徴を示し、これによれば発電プラント１は、天然ガス配管１０を有する液化天然ガスを再ガス化するための装置９を備え、ここで上記の圧縮機２の２つの圧縮機段１２の間でこの天然ガス配管１０に熱交換装置１１が接続されている。
【００２４】
この際図１の実施形態においては、熱交換装置１１は、窒素配管１５を有する窒素循環路１４を備える。この窒素配管１５に第３の熱交換器１６および第４の熱交換器１７が接続され、ここでこの第３の熱交換器１６は２つの圧縮機段１２の間に接続され、そしてこの第４の熱交換機１７は天然ガス配管１０に接続されている。これらの２つの熱交換器１６および１７を用いて、窒素循環路１４は、圧縮された空気を冷却し、あるいは液状の天然ガスを再ガス化する機能を既に実現することができる。しかしながら、窒素循環路１４がさらに第５の熱交換器１８を備え、この第５の熱交換器が、一方では窒素の流れ方向において第３の熱交換器１６の後かつ第４の熱交換器１７の前で窒素配管１５に接続され、そして他方では排ガス配管６に接続されると、ここでガスタービンプロセスからの排熱を窒素のさらなる加熱に利用することができ、発電プラント１の全効率は、さらに改善することができる。
【００２５】
図１の実施形態は、さらに、圧縮機吸入空気を冷却および乾燥するために圧縮機吸入空気配管２４に第８の熱交換器２３を有し、そして圧縮機空気を冷却および乾燥するために２つの圧縮機段１２の間に第９の熱交換器２５を有する、水・グリコール循環路２２を備え、圧縮機空気を加熱するために圧縮機２の後に圧縮機空気配管５に接続されている第１０の熱交換器２６と、再ガス化された天然ガスを間接的に加熱するために窒素循環路１４の窒素配管に接続されている第１１の熱交換器２７と、水・グリコール循環路２２における水・グリコール混合物の熱が天然ガスに放出される前にこの水・グリコール混合物を加熱するための第１２の熱交換器２８と、を有する。
【００２６】
図２は、図１の実施形態に対し、追加的に、天然ガス配管１０に接続されている天然ガス膨張機１９を備える実施形態を示しており、この天然ガス膨張機は天然ガスの流れ方向で熱交換装置１１の後に天然ガス配管１０に接続されている。この手段により、投資費用は大きくなるが、しかしながら全プラントの効率は大幅に改善される。
【００２７】
図３は、発電プラント１の１つの実施形態を示し、これは図１に示すものとは、窒素循環路１４が無くなっている点が異なっており、これにより発電プラント１がもっとコンパクトとなり、そして窒素循環路１４を介した損失が全く生じないので、その効率が増大する。したがって図３は、２つの圧縮機段１２の間で天然ガス配管１０に接続された第２の熱交換器１３を示す。さらにこの図３の実施形態は、第１１の熱交換器２７がここで天然ガス配管１０に直接接続され、そしてもはや前に示した実施例のようには窒素配管１５に接続されていない点で、前に示した実施形態から異なっている。
【００２８】
同様に図４は、図２に示した実施形態から実質的に窒素循環路を取り除いたことが異なっている実施形態を示す。図２と同様に、この実施形態は天然ガス膨張機１９を備える。さらに図４には、天然ガスを膨張の前後で追加的に加熱するために、天然ガス配管１０に、第６の熱交換器２０が天然ガス膨張機１９の前に配設され、そして第７の熱交換器２１が天然ガス膨張機１９の後に配設されている。この第６の熱交換器２０は、減圧前の天然ガスのさらなる加熱を確実にし、こうして減圧の利益が増大される。第７の熱交換器２１は、減圧の際に冷却された天然ガスを加熱し、そして配管網に適した温度にする。
【００２９】
図５は、窒素循環路１４を有せず、そして水・グリコール循環路２２を有しないが、天然ガス膨張機１９を有する発電プラント１を示す。この投資コストは、比較的小さい。窒素循環路１４を介した効率損失は全く生じない。何よりもこの天然ガス膨張機１９のおかげで、このプラント効率は高くなっている。第１２の熱交換器３１は、天然ガス配管１０にも排ガス配管６にも接続されており、さらに利用可能な排ガス熱を天然ガス膨張機１９を介して有効に使用することを可能とする。
【００３０】
利用可能な熱の使用をさらに増大することが図６および７に示されている。これら２つの実施形態は、これまでに示したものに加えて、さらに電気エネルギーの取り出しのために、燃焼に供給されない部分の空気を減圧する第２の圧縮機空気膨張機２９を備え、ここで減圧された空気は排ガス配管６に放出される。図６および７の実施形態は、図６にはまだ天然ガス膨張機１９が天然ガス配管１０に設けられているが、図７では省かれている点だけが異なっており、こうして図７の実施形態は、中間循環路を有せず、そして燃焼ガスを供給する配管に追加の回転する構成要素を有せず、プラントの複雑さを低減する観点から本発明の最適な変形例と見做すことができる。
【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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【図６】
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【図７】
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【手続補正書】
【提出日】令和3年3月9日(2021.3.9)
【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】
多段の中間冷却された圧縮機（２）と、燃焼室（３）と、前記燃焼室（３）の下流に接続されたタービン（４）と、前記圧縮機（２）を前記燃焼室（３）に接続する圧縮機空気配管（５）と、前記圧縮機空気配管（５）に接続されそして前記タービン（４）から分岐する排ガス配管（６）に接続された第１の熱交換器（７）と、を有する発電プラント（１）であって、前記発電プラント（１）が、天然ガス配管（１０）を有する、液化天然ガスを再ガス化するための装置（９）を備え、前記圧縮機（２）の２つの圧縮機段（１２）の間で前記天然ガス配管（１０）に熱交換装置（１１）が接続されており、
第１の圧縮機空気膨張機（８）が前記第１の熱交換器（７）と前記燃焼室（３）との間で前記圧縮機空気配管（５）に配設されていることを特徴とする発電プラント。
【請求項２】
請求項１に記載の発電プラント（１）において、
前記熱交換装置（１１）は、２つの圧縮機段（１２）の間で前記天然ガス配管（１０）に接続された第２の熱交換器（１３）を備えることを特徴とする発電プラント。
【請求項３】
請求項１に記載の発電プラント（１）において、
前記熱交換装置（１１）は窒素配管（１５）を有する窒素循環路（１４）を備え、前記窒素循環路（１４）に第３の熱交換器（１６）および第４の熱交換器（１７）が接続され、前記第３の熱交換器（１６）は２つの圧縮機段（１２）の間に接続されるとともに、前記第４の熱交換器（１７）は前記天然ガス配管（１０）に接続されていることを特徴とする発電プラント。
【請求項４】
請求項３に記載の発電プラント（１）において、
前記窒素循環路（１４）は第５の熱交換器（１８）を備え、前記第５の熱交換器（１８）は、一方では窒素の流れ方向において前記第３の熱交換器（１６）の後かつ前記第４の熱交換器（１７）の前で前記窒素配管（１５）に接続されており、そして他方では前記排ガス配管（６）に接続されていることを特徴とする発電プラント。
【請求項５】
請求項１から４のいずれか１項に記載の発電プラント（１）において、
前記天然ガス配管（１０）に、天然ガスの流れ方向で前記熱交換装置（１１）の後に天然ガス膨張機（１９）が接続されていることを特徴とする発電プラント。
【請求項６】
請求項５に記載の発電プラント（１）において、
天然ガスを膨張の前後で加熱するために、前記天然ガス配管（１０）に、第６の熱交換器（２０）が前記天然ガス膨張機（１９）の前に配設され、そして第７の熱交換器（２１）が前記天然ガス膨張機（１９）の後に配設されていることを特徴とする発電プラント。
【請求項７】
請求項５に記載の発電プラント（１）において、
第１２の熱交換器（３１）が、前記熱交換装置（１１）と前記天然ガス膨張機（１９）との間で前記天然ガス配管（１０）に接続され、そして前記排ガス配管（６）に接続されていることを特徴とする発電プラント。
【請求項８】
請求項１から７のいずれか１項に記載の発電プラント（１９）において、
さらに、圧縮機吸入空気を冷却および乾燥するために圧縮機吸入空気配管（２４）に第８の熱交換器（２３）を有し、そして圧縮機空気を冷却および乾燥するために２つの圧縮機段（１２）の間に第９の熱交換器（２５）を有する、水・グリコール循環路（２２）を備え、前記圧縮機空気を加熱するために前記圧縮機（２）の後に前記圧縮機空気配管（５）に接続されている第１０の熱交換器（２６）と、再ガス化された天然ガスをさらに加熱するために窒素循環路１４の窒素配管に接続されている第１１の熱交換器（２７）と、前記水・グリコール循環路（２２）における水・グリコール混合物を加熱するための第１２の熱交換器（２８）と、を有することを特徴とする発電プラント。
【請求項９】
請求項１から８のいずれか１項に記載の発電プラント（１）において、
第２の圧縮機空気膨張機（２９）が、前記第１の圧縮機空気膨張機（８）の下流に配設され、そして前記第１の圧縮機空気膨張機（８）の後の位置で、入口側が前記圧縮機空気配管（５）と結合され、そして出口側が前記排ガス配管（６）へ流れ込むことを特徴とする発電プラント。
【請求項１０】
多段の中間冷却された圧縮機（２）と、燃焼室（３）と、タービン（４）とを有する発電プラント（１）を運転するための方法であって、液状の天然ガスが、空気の圧縮の際に発生する熱を用いて、再ガス化され、
要求されるタービン入口圧力より前記圧縮機（２）の出口圧力が高く設定され、そして圧縮機空気が燃焼の前に膨張されることを特徴とする方法。
【請求項１１】
請求項１０に記載の方法において、
前記熱が、中間に接続されている窒素循環路（１４）を介して、前記圧縮機空気から前記天然ガスに伝達されることを特徴とする方法。
【請求項１２】
請求項１０または１１に記載の方法において、
液状の天然ガスが加圧され、再ガス化され、そして続いてエネルギー取り出しのために減圧されることを特徴とする方法。
【請求項１３】
請求項１２に記載の方法において、
再ガス化された天然ガスが前記減圧の前後にもう１つの熱源によって加熱されることを特徴とする方法。
【請求項１４】
請求項１０から１３のいずれか１項に記載の方法において、
水・グリコール循環路（２２）を利用して圧縮機吸入空気が冷却され、そして乾燥されることを特徴とする方法。
【国際調査報告】
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