(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムであって、
水で液化天然ガスを加熱することによって当該液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる気化器と、
前記気化器から流出した水と空気とを熱交換させることによって当該空気を冷却する冷却器と、
水が前記気化器及び前記冷却器をこの順に流れるように前記気化器及び前記冷却器を接続する循環流路と、
前記循環流路に設けられたポンプと、
前記冷却器から流出した空気を含むガスによって駆動されるガスタービン及び前記ガスタービンに接続されたガスタービン発電機を有するガスタービンコンバインド発電装置と、
前記循環流路のうち前記冷却器と前記気化器との間の部位に設けられた加温部と、
前記冷却器から前記気化器に向かって流れる水が前記加温部をバイパスするように前記循環流路に接続された熱量調整流路と、を備え、
前記気化器は、
水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体と、前記冷却器から流出した水と、を熱交換させることによって前記中間媒体の少なくとも一部を蒸発させる中間媒体蒸発部と、
前記中間媒体と前記液化天然ガスとを熱交換させることにより前記液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる液化天然ガス気化部と、を有し、
前記加温部は、前記液化天然ガス気化部から流出した天然ガスと前記冷却器から流出した水とを熱交換させることによって前記天然ガスを加温する、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム。
【請求項２】
請求項１に記載の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムにおいて、
前記加温部から流出した天然ガスにより駆動される直接膨張タービンと、
前記直接膨張タービンに接続された膨張タービン発電機と、をさらに備える、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム。
【請求項３】
天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムにおいて、
水で液化天然ガスを加熱することによって当該液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる気化器と、
前記気化器から流出した水と空気とを熱交換させることによって当該空気を冷却する冷却器と、
水が前記気化器及び前記冷却器をこの順に流れるように前記気化器及び前記冷却器を接続する循環流路と、
前記循環流路に設けられたポンプと、
前記冷却器から流出した空気を含むガスによって駆動されるガスタービン及び前記ガスタービンに接続されたガスタービン発電機を有するガスタービンコンバインド発電装置と、
前記循環流路のうち前記冷却器と前記気化器との間の部位に設けられた加温部と、
前記加温部から流出した天然ガスにより駆動される直接膨張タービンと、
前記直接膨張タービンに接続された膨張タービン発電機と、
前記循環流路に接続されており前記加温部をバイパスする加温部バイパス流路と、
前記加温部バイパス流路を流れる水と前記直接膨張タービンから流出した天然ガスとを熱交換させることによって前記天然ガスを加温する追加加温部と、を備え、
前記気化器は、
水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体と、前記冷却器から流出した水と、を熱交換させることによって前記中間媒体の少なくとも一部を蒸発させる中間媒体蒸発部と、
前記中間媒体と前記液化天然ガスとを熱交換させることにより前記液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる液化天然ガス気化部と、を有し、
前記加温部は、前記液化天然ガス気化部から流出した天然ガスと前記冷却器から流出した水とを熱交換させることによって前記天然ガスを加温する、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム。
【請求項４】
請求項３に記載の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムにおいて、
前記加温部及び前記追加加温部をまとめて収容するケーシングをさらに備える、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム。
【請求項５】
請求項４に記載の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムにおいて、
前記加温部は、前記ケーシングに対して着脱自在に構成されている、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム。
【請求項６】
請求項４又は５に記載の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムにおいて、
前記追加加温部は、前記ケーシングに対して着脱自在に構成されている、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム。
【請求項７】
請求項１ないし６のいずれかに記載の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム
において、
前記循環流路に接続されており前記冷却器をバイパスする冷却器バイパス流路と、
前記冷却器バイパス流路に設けられた冷熱回収部と、をさらに備える、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム。
【請求項８】
液化天然ガスを気化させるための気化器において前記液化天然ガスから回収した冷熱を、ガスタービン及び前記ガスタービンに接続されたガスタービン発電機を有するガスタービンコンバインド発電装置に供給される空気の冷却に利用する天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法であって、
水で前記液化天然ガスを加熱することによって当該液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる気化工程と、
前記気化工程で水が前記液化天然ガスから回収した冷熱により、前記ガスタービンコンバインド発電装置に供給される空気を冷却する冷却工程と、
前記気化工程において得られた天然ガスと前記冷却工程で冷却された水の一部とを加温部において熱交換させることによって前記天然ガスを加温する工程と、を備え、
前記気化工程では、前記気化器内において、前記冷却工程で空気を冷却することにより水が空気から回収した熱を水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体に供給することによって当該中間媒体の少なくとも一部を蒸発させることと、前記中間媒体で前記液化天然ガスを加熱することにより当該液化天然ガスの少なくとも一部を気化させることと、が行われ、
前記冷却工程で冷却された水の他部を、前記加温部を通過させることなく前記気化器に流入させる、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムに関するものである。
【背景技術】
【０００２】
従来、液化天然ガス（ＬＮＧ）を気化させるための気化器において液化天然ガスから回収した冷熱を、ガスタービンコンバインド発電装置に供給する空気の冷却に利用する天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムが知られている。
【０００３】
例えば、特許文献１には、ＬＮＧ気化器と、ガスタービン吸気冷却器と、ガスタービン吸気冷却水循環系路と、ガスタービン吸気冷却水循環ポンプと、ガスタービン発電装置と、を備えるＬＮＧ焚きコンバインドサイクル発電設備が開示されている。ＬＮＧ気化器は、ＬＮＧを流すための伝熱管を含んでいる。このＬＮＧ気化器では、伝熱管内を流れるＬＮＧと伝熱管の表面に接触する水とを熱交換させることによってＬＮＧを気化させる。ガスタービン吸気冷却器は、ＬＮＧ気化器から流出した水（冷却水）と空気とを熱交換させることによって空気を冷却する。ガスタービン吸気冷却水循環系路は、ＬＮＧ気化器及びガスタービン吸気冷却器を接続している。水は、ガスタービン吸気冷却水循環系路を循環することにより、ＬＮＧ気化器及びガスタービン吸気冷却器をこの順に流れる。ガスタービン吸気冷却水循環ポンプは、ガスタービン吸気冷却水循環系路のうちガスタービン吸気冷却器の下流側の部位に設けられている。ガスタービン発電装置は、冷却器から流出した空気を圧縮するガスタービン圧縮機と、ガスタービン圧縮機から吐出された空気と天然ガス（ＮＧ）の燃焼ガスとの混合ガスにより駆動されるガスタービンと、ガスタービンに接続された発電機と、を有している。この設備では、ＬＮＧ気化器において水がＬＮＧから回収した冷熱により、ガスタービン発電装置のガスタービン圧縮機に供給される空気が冷却されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開平０６−２１３００１号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
特許文献１に記載されるＬＮＧ焚きコンバインドサイクル発電設備の気化器では、ＬＮＧが流れる伝熱管の表面に着氷が生じる場合がある。
【０００６】
本発明の目的は、気化器における着氷の発生を抑制することが可能な天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム及び天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法を提供することである。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
前記課題を解決する手段として、本発明は、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムであって、水で液化天然ガスを加熱することによって当該液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる気化器と、前記気化器から流出した水と空気とを熱交換させることによって当該空気を冷却する冷却器と、水が前記気化器及び前記冷却器をこの順に流れるように前記気化器及び前記冷却器を接続する循環流路と、前記循環流路に設けられたポンプと、前記冷却器から流出した空気を含むガスによって駆動されるガスタービン及び前記ガスタービンに接続されたガスタービン発電機を有するガスタービンコンバインド発電装置と、前記循環流路のうち前記冷却器と前記気化器との間の部位に設けられた加温部と、前記冷却器から前記気化器に向かって流れる水が前記加温部をバイパスするように前記循環流路に接続された熱量調整流路と、を備え、前記気化器は、水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体と、前記冷却器から流出した水と、を熱交換させることによって前記中間媒体の少なくとも一部を蒸発させる中間媒体蒸発部と、前記中間媒体と前記液化天然ガスとを熱交換させることにより前記液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる液化天然ガス気化部と、を有し、前記加温部は、前記液化天然ガス気化部から流出した天然ガスと前記冷却器から流出した水とを熱交換させることによって前記天然ガスを加温する、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムを提供する。
【０００８】
本天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムでは、水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体（プロパン等）を介して水と液化天然ガスとの熱交換が行われるので、中間媒体蒸発部での着氷の発生が抑制される。
【００１０】
しかも加温部を備えているので、液化天然ガス気化部から流出した天然ガスを冷却器から流出した水とは別の加熱媒体で加温する場合に比べ、構造が簡素化される。
【００１１】
この場合において、前記加温部から流出した天然ガスにより駆動される直接膨張タービンと、前記直接膨張タービンに接続された膨張タービン発電機と、をさらに備えることが好ましい。
【００１２】
このようにすれば、加温部から流出した天然ガスの有するエネルギーが膨張タービン発電機において電力として回収されるので、システム全体としての発電量が増加する。
【００１３】
本発明は、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムにおいて、水で液化天然ガスを加熱することによって当該液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる気化器と、前記気化器から流出した水と空気とを熱交換させることによって当該空気を冷却する冷却器と、水が前記気化器及び前記冷却器をこの順に流れるように前記気化器及び前記冷却器を接続する循環流路と、前記循環流路に設けられたポンプと、前記冷却器から流出した空気を含むガスによって駆動されるガスタービン及び前記ガスタービンに接続されたガスタービン発電機を有するガスタービンコンバインド発電装置と、前記循環流路のうち前記冷却器と前記気化器との間の部位に設けられた加温部と、前記加温部から流出した天然ガスにより駆動される直接膨張タービンと、前記直接膨張タービンに接続された膨張タービン発電機と、前記循環流路に接続されており前記加温部をバイパスする加温器バイパス流路と、前記加温部バイパス流路を流れる水と前記直接膨張タービンから流出した天然ガスとを熱交換させることによって前記天然ガスを加温する追加加温部と、を備え、前記気化器は、水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体と、前記冷却器から流出した水と、を熱交換させることによって前記中間媒体の少なくとも一部を蒸発させる中間媒体蒸発部と、前記中間媒体と前記液化天然ガスとを熱交換させることにより前記液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる液化天然ガス気化部と、を有し、前記加温部は、前記液化天然ガス気化部から流出した天然ガスと前記冷却器から流出した水とを熱交換させることによって前記天然ガスを加温する、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムを提供する。
【００１４】
このようにすれば、直接膨張タービンから流出した天然ガスを加熱するための専用の加熱媒体ではなく、冷却器から流出した水によって直接膨張タービンを通過することにより低下した天然ガスの温度を上昇させることができる。具体的に、天然ガスが直接膨張タービンを通過することにより当該天然ガスの温度は低下するものの、冷却器から流出した水の熱量の一部が加温部に投入される代わりに加温部バイパス流路を通じて追加加温部に投入されるので、直接膨張タービンから流出した天然ガスが有効に昇温する。なお、追加加温部での天然ガスの加温後においても、水は十分な熱量を有しているので、その水によって中間媒体蒸発部において中間媒体が有効に加温される。
【００１５】
また、前記天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムにおいて、前記加温部及び前記追加加温部をまとめて収容するケーシングをさらに備えることが好ましい。
【００１６】
このようにすれば、加温部及び追加加温部がそれぞれ異なるケーシングに収容される場合に比べ、加温部及び追加加温部の構造が簡素化され、しかも小型化される。
【００１７】
この場合において、前記加温部は、前記ケーシングに対して着脱自在に構成されていることが好ましい。
【００１８】
このようにすれば、加温部及びケーシング内の清掃（洗浄）が容易になる。
【００１９】
また、前記天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムにおいて、前記追加加温部は、前記ケーシングに対して着脱自在に構成されていることが好ましい。
【００２０】
このようにすれば、追加加温部及びケーシング内の清掃（洗浄）が容易になる。
【００２１】
また、前記天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムにおいて、前記循環流路に接続されており前記冷却器をバイパスする冷却器バイパス流路と、前記冷却器バイパス流路に設けられた冷熱回収部と、をさらに備えることが好ましい。
【００２２】
このようにすれば、冷却器での空気の冷却に必要な冷熱の余剰分が、冷熱回収部で有効に回収される。
【００２３】
また、本発明は、液化天然ガスを気化させるための気化器において前記液化天然ガスから回収した冷熱を、ガスタービン及び前記ガスタービンに接続されたガスタービン発電機を有するガスタービンコンバインド発電装置に供給される空気の冷却に利用する天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法であって、水で前記液化天然ガスを加熱することによって当該液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる気化工程と、前記気化工程で水が前記液化天然ガスから回収した冷熱により、前記ガスタービンコンバインド発電装置に供給される空気を冷却する冷却工程と、前記気化工程において得られた天然ガスと前記冷却工程で冷却された水の一部とを加温部において熱交換させることによって前記天然ガスを加温する工程と、を備え、前記気化工程では、前記気化器内において、前記冷却工程で空気を冷却することにより水が空気から回収した熱を水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体に供給することによって当該中間媒体の少なくとも一部を蒸発させることと、前記中間媒体で前記液化天然ガスを加熱することにより当該液化天然ガスの少なくとも一部を気化させることと、が行われ、前記冷却工程で冷却された水の他部を、前記加温部を通過させることなく前記気化器に流入させる、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法を提供する。
【００２４】
本天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法の気化工程では、気化器内において、水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体（プロパン等）を介して液化天然ガスの気化が行われるので、気化器における着氷の発生が抑制される。
【発明の効果】
【００２５】
以上のように、本発明によれば、気化器における着氷の発生を抑制することが可能な天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム及び天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法を提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００２６】
【図１】本発明の第１実施形態の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムの構成の概略を示す図である。
【図２】第１実施形態の気化器及び加温器の周辺の拡大図である。
【図３】図１に示す天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムの変形例を示す図である。
【図４】本発明の第２実施形態の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムの構成の概略を示す図である。
【図５】第２実施形態の気化器及び加温器の周辺の拡大図である。
【発明を実施するための形態】
【００２７】
本発明の好ましい実施形態について、以下、図面を参照しながら説明する。
【００２８】
（第１実施形態）
本発明の第１実施形態の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム１について、図１及び図２を参照しながら説明する。本天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム１は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を気化させるための気化器１０において水を介して液化天然ガスから回収した冷熱を、ガスタービンコンバインド発電装置５０に供給する空気の冷却に利用しつつ、ガスタービンコンバインド発電装置５０で発電する発電システムである。具体的に、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム１は、気化器１０と、冷却器２０と、循環流路３０と、ポンプ４０と、ガスタービンコンバインド発電装置５０と、を備えている。循環流路３０は、気化器１０及び冷却器２０をこの順に接続している。
【００２９】
気化器１０は、水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体（プロパン等）を介して水と液化天然ガスとを熱交換させることによって液化天然ガスを気化させる中間媒体式気化器（ＩＦＶ）である。つまり、この気化器１０では、ブライン等ではなく水によって中間媒体が加熱され、その中間媒体によって液化天然ガスが加熱される。この気化器１０の詳細については、後述する。
【００３０】
冷却器２０は、気化器１０から流出した水と空気とを熱交換させることによって当該空気を冷却する。
【００３１】
ポンプ４０は、循環流路３０のうち気化器１０の下流側の部位に設けられている。ポンプ４０は、気化器１０から流出した水（冷却水）を冷却器２０に送る。本実施形態では、循環流路３０のうち冷却器２０の下流側の部位にも、ポンプ４１が設けられている。このポンプ４１は、冷却器２０から流出した水（温水）を気化器１０に送る。また、循環流路３０のうち気化器１０とポンプ４０との間の部位には、冷熱を貯留する機能を有する冷熱貯留タンク４２が設けられてもよい。同様に、循環流路３０のうち冷却器２０とポンプ４１との間の部位には、温熱を貯留する機能を有する温熱貯留タンク４３が設けられてもよい。さらに、循環流路３０のうち冷却器２０と温熱貯留タンク４３との間の部位には、熱源（海水等）によって水を加熱するバックアップ加温器４４が設けられてもよい。
【００３２】
ガスタービンコンバインド発電装置５０は、空気圧縮機５１と、ガスタービン５２と、排熱回収ボイラ５３と、蒸気タービン５４と、ガスタービン発電機５５と、を含む。空気圧縮機５１は、冷却器２０から流出した空気を圧縮する。ガスタービン５２は、空気圧縮機５１から吐出された圧縮空気と、天然ガス（ＮＧ）の燃焼により生じた燃焼ガスと、の混合ガスにより駆動される。排熱回収ボイラ５３は、ガスタービン５２から排出された排ガスと水とを熱交換させることによって水を蒸発させる。蒸気タービン５４は、排熱回収ボイラ５３から流出した蒸気によって駆動される。ガスタービン発電機５５は、ガスタービン５２及び蒸気タービン５４に接続されており、これらの回転により電力を生成する。
【００３３】
天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム１は、循環流路３０のうち冷却器２０と気化器１０との間の部位に設けられた加温器６０をさらに有していてもよい。
【００３４】
ここで、図２を参照しながら、気化器１０及び加温器６０について説明する。
【００３５】
気化器１０は、中間媒体蒸発部Ｅ１と、液化天然ガス気化部Ｅ２と、中間媒体蒸発部Ｅ１、液化天然ガス気化部Ｅ２及び中間媒体Ｍを収容可能なシェル１１と、を有する。
【００３６】
中間媒体蒸発部Ｅ１は、液相の中間媒体Ｍと、冷却器２０から流出した水（温水）とを熱交換させることによって中間媒体Ｍの少なくとも一部を蒸発させる。本実施形態では、中間媒体蒸発部Ｅ１は、伝熱管により構成されている。中間媒体蒸発部Ｅ１は、シェル１１内の下部（シェル１１内のうち液相の中間媒体Ｍに浸る位置）に配置されている。つまり、中間媒体蒸発部Ｅ１内を流れる水によって中間媒体蒸発部Ｅ１に接する中間媒体Ｍが加熱される。
【００３７】
液化天然ガス気化部Ｅ２は、液化天然ガスと気相の中間媒体Ｍとを熱交換させることによって液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる。本実施形態では、液化天然ガス気化部Ｅ２は、Ｕ字状に形成された伝熱管により構成されている。液化天然ガス気化部Ｅ２は、シェル１１内の上部（シェル１１内のうち液相の中間媒体Ｍの表面よりも上方の領域）に配置されている。つまり、液化天然ガス気化部Ｅ２内を流れる液化天然ガスは、液化天然ガス気化部Ｅ２の表面に接する気相の中間媒体Ｍによって加熱される。
【００３８】
シェル１１には、互いに仕切板１４で仕切られた入口室１２及び出口室１３が接続されている。入口室１２は、当該入口室１２内と液化天然ガス気化部Ｅ２内とが連通するように液化天然ガス気化部Ｅ２の一端に接続されている。出口室１３は、当該出口室１３内と液化天然ガス気化部Ｅ２内とが連通するように液化天然ガス気化部Ｅ２の他端に接続されている。つまり、入口室１２から液化天然ガス気化部Ｅ２内に流入した液化天然ガスは、液化天然ガス気化部Ｅ２を通過する過程で気相の中間媒体Ｍに加熱されることによってその少なくとも一部が気化し、出口室１３に流入する。
【００３９】
また、シェル１１には、水入口室１５と、水出口室１６と、が接続されている。水入口室１５は、当該水入口室１５内と中間媒体蒸発部Ｅ１内とが連通するようにシェル１１の一方側に接続されている。水出口室１６は、当該水出口室１６内と中間媒体蒸発部Ｅ１内とが連通するようにシェル１１の他方側に接続されている。つまり、水入口室１５から中間媒体蒸発部Ｅ１内に流入した水は、中間媒体蒸発部Ｅ１を通過する過程で液相の中間媒体Ｍから冷熱を回収し、水出口室１６を経由して循環流路３０に流出する。
【００４０】
加温器６０は、循環流路３０のうち気化器１０の上流側の部位に設けられている。加温器６０は、気化器１０から流出した天然ガスを加熱する。加温器６０は、加温部Ｅ３と、加温部Ｅ３を収容するケーシング６１と、を有している。
【００４１】
加温部Ｅ３は、液化天然ガス気化部Ｅ２から流出した天然ガスと冷却器２０から流出した水とを熱交換させることによって前記天然ガスを加温する。本実施形態では、加温部Ｅ３は、Ｕ字状に形成された伝熱管により構成されている。
【００４２】
ケーシング６１には、フランジ６５を介して、互いに仕切板６４で仕切られた入口室６２及び出口室６３が接続されている。なお、入口室６２及び出口室６３の構成は、シェル１１に接続された入口室１２及び出口室１３の構成と同じである。気化器１０の出口室１３から流出した天然ガスは、入口室６２に流入した後、加温部Ｅ３を通過する過程でケーシング６１内の水によって加熱され、出口室６３に流入する。フランジ６５は、ケーシング６１に対して着脱可能に接続されている。つまり、加温部Ｅ３、入口室６２、出口室６３及び仕切板６４は、ケーシング６１から取り外すことが可能である。
【００４３】
図１に示されるように、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム１は、熱量調整流路３１を有している。熱量調整流路３１は、循環流路３０に接続されており、加温器６０をバイパスする。このため、中間媒体蒸発部Ｅ１には、冷却器２０から流出した後加温器６０を通過した水と、熱量調整流路３１を経由した水と、が流入する。
【００４４】
以上に説明したように、本実施形態の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム１では、水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体（プロパン等）を介して水と液化天然ガスとの熱交換が行われるので、水と液化天然ガスとが直接熱交換を行う場合に比べ、中間媒体蒸発部Ｅ１での着氷の発生が抑制される。また、着氷トラブルを防止するために、冷熱媒体として高価なブライン水（エチレングリコール水等）を使用する必要もない。
【００４５】
また、気化器１０の上流側に、冷却器２０から流出した水によって天然ガスを加熱する加温器６０が設けられている。このため、液化天然ガス気化部Ｅ２から流出した天然ガスを冷却器２０から流出した水とは別の加熱媒体で加温する場合に比べ、簡単な構造で天然ガスが加熱される。
【００４６】
また、加温器６０では、加温部Ｅ３、入口室６２、出口室６３及び仕切板６４がケーシング６１から取り外すことが可能である。このため、加温部Ｅ３及びケーシング６１内の清掃（洗浄）が容易になる。
【００４７】
また、図３に示されるように、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム１は、冷却器バイパス流路３２と、冷熱回収部４５と、をさらに備えていてもよい。冷却器バイパス流路３２は、循環流路３０に接続されており、冷却器２０をバイパスする。冷熱回収部４５は、気化器１０から流出した水の冷熱を回収する。冷熱回収部４５としては、室内やケーブルピットを冷却する冷却装置が挙げられる。この態様では、冷却器２０での空気の冷却に必要な冷熱の余剰分が、冷熱回収部４５で有効に回収される。
【００４８】
（第２実施形態）
次に、図４及び図５を参照しながら、本発明の第２実施形態の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム１について説明する。なお、第２実施形態では、第１実施形態と異なる部分についてのみ説明を行い、第１実施形態と同じ構造、作用及び効果の説明は省略する。
【００４９】
本実施形態の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム１は、直接膨張タービン８０と、膨張タービン発電機９０と、加温部バイパス流路３３と、追加加温部Ｅ４と、をさらに備えている。
【００５０】
直接膨張タービン８０は、加温部Ｅ３から流出した天然ガスにより駆動される。膨張タービン発電機９０は、直接膨張タービン８０に接続されている。
【００５１】
加温部バイパス流路３３は、循環流路３０に接続されており加温部Ｅ３をバイパスする。
【００５２】
追加加温部Ｅ４は、加温部バイパス流路３３に設けられている。追加加温部Ｅ４は、加温部バイパス流路３３を流れる水と直接膨張タービン８０から流出した天然ガスとを熱交換させることによって当該天然ガスを加温する。追加加温部Ｅ４は、Ｕ字状に形成された伝熱管により構成されている。本実施形態では、追加加温部Ｅ４は、ケーシング６１に収容されている。換言すれば、本実施形態のケーシング６１は、加温部Ｅ３及び追加加温部Ｅ４をまとめて収容可能な形状を有している。このケーシング６１には、フランジ７５を介して、互いに仕切板７４で仕切られた入口室７２及び出口室７３がさらに接続されている。入口室７２及び出口室７３は、追加加温部Ｅ４内と連通している。直接膨張タービン８０から流出した天然ガスは、入口室７２に流入した後、追加加温部Ｅ４を通過する過程で加温部バイパス流路３３を介してケーシング６１内に流入した水によって加熱され、出口室７３に流入する。この追加加温部Ｅ４も、入口室７２、出口室７３及び仕切板７４とともにケーシング６１から取り外すことが可能である。このため、追加加温部Ｅ４の清掃（洗浄）も容易になる。
【００５３】
また、本実施形態では、加温部Ｅ３から流出した天然ガスの有するエネルギーが膨張タービン発電機９０において電力として回収されるので、システム全体としての発電量が増加する。
【００５４】
また、直接膨張タービン８０から流出した天然ガスを加熱するための専用の加熱媒体ではなく、冷却器２０から流出した水によって直接膨張タービン８０を通過することにより低下した天然ガスの温度を上昇させることができる。具体的に、天然ガスが直接膨張タービン８０を通過することにより当該天然ガスの温度は低下するものの、冷却器２０から流出した水の熱量の一部が加温部Ｅ３に投入される代わりに加温部バイパス流路３３を通じて追加加温部Ｅ４に投入されるので、直接膨張タービン８０から流出した天然ガスが有効に昇温する。なお、追加加温部Ｅ４での天然ガスの加温後においても、水は十分な熱量を有しているので、その水によって中間媒体蒸発部Ｅ１において中間媒体Ｍが有効に加温される。
【００５５】
なお、今回開示された実施形態は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した実施形態の説明ではなく特許請求の範囲によって示され、さらに特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれる。
【００５６】
例えば、加温部Ｅ３及び追加加温部Ｅ４は、それぞれ異なるケーシングに収容されてもよい。この場合においても、追加加温部Ｅ４から流出した水は、中間媒体蒸発部Ｅ１に供給されることが好ましい。
【符号の説明】
【００５７】
１    天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム
１０    気化器
２０    冷却器
３０    循環流路
３２    冷却器バイパス流路
３３    加温器バイパス流路
４０    ポンプ
４５    冷熱回収部
５０    ガスタービンコンバインド発電装置
５２    ガスタービン
５４    蒸気タービン
５５    ガスタービン発電機
６０    加温器
７０    加温器
８０    膨張タービン
Ｅ１    中間媒体蒸発部
Ｅ２    液化天然ガス気化部
Ｅ３    加温部
Ｅ４    追加加温部
Ｍ    中間媒体
【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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