(57)【要約】【課題】設備コストと運転コストとをともに大幅に低減化させることが可能となる低温液化ガスの２次基地を提供する。【解決手段】低温液化ガスの貯槽１０と、この貯槽１０から抜き出された低温液化ガスを気化させる気化器１２ａ、１２ｂと、この気化器１２ａ、１２ｂにおいて気化されたガスを燃料とするガスタービン１３とを備えた低温液化ガスの２次基地において、気化器１２ａ、１２ｂにおいて低温液化ガスを気化させる熱交換媒体の熱源として、ガスタービン１３の排ガスによって生成された蒸気を用いたことを特徴とする。【選択図】      図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
低温液化ガスの貯槽と、この貯槽から抜き出された上記低温液化ガスを気化させる気化器と、この気化器において気化されたガスを燃料とするガスタービンとを備えた低    温液化ガスの２次基地において、
上記気化器において上記低温液化ガスを気化させる熱交換媒体の熱源として、上記ガスタービンの排ガスによって生成された蒸気を用いたことを特徴とする低温液化ガスの２次基地。
【請求項２】
上記気化器の前段に、上記ガスタービンの入口における上記燃料ガスの圧力が当該ガスタービンへの供給に充分な圧力となるように、上記貯槽から抜き出した上記低温液化ガスを昇圧する払出ポンプを設けたことを特徴とする請求項１に記載の低温液化ガスの２次基地。
【請求項３】
上記熱交換媒体は、上記気化器に循環供給される冷媒であり、かつ上記気化器の前段に、当該冷媒を上記蒸気によって昇温させる熱交換器を設けるとともに、上記気化器の後段に、当該気化器を経た上記冷媒によって上記ガスタービンへの燃焼用空気を冷却する吸気冷却器を設けたことを特徴とする請求項１または２に記載の低温液化ガスの２次基地。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、発電用ガスタービンへの燃料供給用等として、当該ガスタービンに近接して設けられる低温液化ガスの２次基地に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
近年、低温液化ガスの一種である液化天然ガス（以下、ＬＮＧと略称する。）を燃料として使用するガスタービンと、ボイラー／蒸気タービンとを組合わせた複合（コンバインド）サイクルを設置した発電所が数多く建設されている。
上記蒸気・ガスタービン複合サイクルによる発電システムによれば、ガスタービンにおけるブレイトンサイクルと、蒸気タービンにおけるランキンサイクルとの組み合わせにより、特に高効率が得られるとともに、低公害性に優れるという利点がある。
【０００３】
ここで、上記発電用ガスタービンにおいて燃料として用いられるＬＮＧは、メタンを主成分とする天然ガス（以下、ＮＧと略称する。）を、搬送および貯蔵の便宜上、常圧下で−１６２℃以下に冷却することにより液化したものである。そして、上記ＬＮＧは、専用の運搬船によって搬送され、一旦海岸近くに設置された１次基地のＬＮＧ貯槽に蓄えられたうえで、必要に応じて抜き出され、気化器において気化されて隣接する発電所へと送られて行くようになっている。
この際に、上記１次基地においては、海に近接しているために安価な海水を利用することができる。このため、ＬＮＧを気化させる上記気化器として、海水を熱媒とするオープンラック式気化器が多く使用されている。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】
ところで、上記発電所が１次基地から遠隔な地に設けられている場合には、１次基地で気化させた後に、当該発電所まで送気することは現実的ではない。そこで、通常上記発電所に近接した箇所に、一定量のＬＮＧを貯留する２次基地を設け、この２次基地の貯槽から必要に応じてＬＮＧを抜き出し、気化器によって気化させて上記ガスタービンへと供給するようにしている。
【０００５】
図２は、従来のこの種のＬＮＧの２次基地を示すもので、図中符合１がＬＮＧの貯槽である。この貯槽１は、１００ｋｌ〜２００ｋｌの容量を有する断熱性に優れた２重管構造の容器であり、当該２次基地の規模に応じて、複数基（図ではそのうちの１基を示す。）設置されている。この貯槽１の底部には、ローリー２によって搬送されてきたＬＮＧを貯槽１内に取り入れるための受入管３と、この貯槽１内のＬＮＧを抜き出す払出管４が接続されている。そして、払出管４には、ＬＮＧを気化させる気化器５が設けられている。
【０００６】
ここで、上記２次基地において気化された天然ガスは、通常発電用のみならず一般の都市ガスとしても利用されるために、気化器５の出口における天然ガスの圧力は、上記都市ガスの供給圧力に調整されている。そこで、気化器５の後段の図示されないガスタービンへ送る払出管４には、上記天然ガスをガスタービンの入口における供給圧力まで昇圧させるためのガスコンプレッサ６が設けられている。
【０００７】
このような従来のＬＮＧの２次基地にあっては、気化器５の熱源として、１次基地のような安価な海水を使用することができない。このため、空気を熱源とする空温気化器が用いられているが、設置面積が大きく、かつそのメンテナンスに多くの手間を要するという問題点があった。
そこで、当該問題点を解消するために、ＬＮＧを燃焼させた熱を利用する小型で効率の良い温水気化器も適用可能であるが、熱源自体が高価であり、経済性に劣るという問題点があった。
【０００８】
さらに、上記気化器５において得られた燃料ガスをを昇圧するための高価なガスコンプレッサ６を設置する必要があり、投資コストが嵩むとともに、その運転にも大きな動力消費が生じるという問題点があった。
このように、従来のＬＮＧの２次基地にあっては、総じて、設備コストが高く、かつ運転のための動力消費が多いために、より一層の低設備コスト化および高効率化が望まれていた。
【０００９】
本発明は、かかる事情に鑑みてなされたもので、設備コストと運転コストとをともに大幅に低減化させることが可能となる低温液化ガスの２次基地を提供することを目的とするものである。
【００１０】
【課題を解決するための手段】
請求項１に記載の本発明に係る低温液化ガスの２次基地は、低温液化ガスの貯槽と、この貯槽から抜き出された上記低温液化ガスを気化させる気化器と、この気化器において気化されたガスを燃料とするガスタービンとを備えた低温液化ガスの２次基地において、上記気化器において上記低温液化ガスを気化させる熱交換媒体の熱源として、上記ガスタービンの排ガスによって生成された蒸気を用いたことを特徴とするものである。
【００１１】
また、請求項２に記載の発明は、請求項１に記載の気化器の前段に、上記ガスタービンの入口における上記燃料ガスの圧力が当該ガスタービンへの供給に充分な圧力となるように、上記貯槽から抜き出した上記低温液化ガスを昇圧する払出ポンプを設けたことを特徴とするものである。
【００１２】
さらに、請求項３に記載の発明は、請求項１または２に記載の発明において、上記熱交換媒体が、上記気化器に循環供給される冷媒であり、かつ上記気化器の前段に、当該冷媒を上記蒸気によって昇温させる熱交換器を設けるとともに、上記気化器の後段に、当該気化器を経た上記冷媒によって上記ガスタービンへの燃焼用空気を冷却する吸気冷却器を設けたことを特徴とするものである。
【００１３】
請求項１〜３のいずれかに記載の発明においては、気化器において低温液化ガスを気化させる熱交換媒体の熱源として、ガスタービンの排ガスによって生成された蒸気を用いているので、この蒸気自体を熱交換媒体とすることにより、あるいは水、エチレングリコール、メタノール等を上記熱交換媒体とし、これを蒸気によって昇温して気化器に送ることにより、低温液化ガスの気化が行われる。
【００１４】
この際、特に上述したコンバインドサイクルを用いた発電所や大量に蒸気を利用する工場等においては、ガスタービンの排ガスによって蒸気を発生させて、後段の蒸気タービンや工場の蒸気ヘッダー等へと送るボイラーが設置されているため、当該ボイラで発生した蒸気のごく一部を分岐させるのみで、上記気化器の熱源とすることができる。この結果、気化器の小型化を図ることができるとともに、安価な熱源による効率的な低温液化ガスの気化を行うことが可能となる。
【００１５】
これに加えて、請求項２に記載の発明によれば、気化器の前段に、ガスタービンの入口における燃料ガスの圧力が供給圧力として充分な圧力となるように、貯槽から抜き出した低温液化ガスを昇圧する払出ポンプを設けているので、従来のような高価なガスコンプレッサが不要になって経済性に優れる。しかも、気化したガスを圧縮するガスコンプレッサの消費動力よりも、液体の状態で昇圧する上記払出ポンプの消費動力の方が大幅に少なくて済むために、発電効率が上昇し、かつ運転コストの低減化も図ることが可能になる。
【００１６】
ところで、上記複合サイクルによる発電システムあるいは蒸気を併合する熱電併給システム（いわゆるコージェネレーションシステム）においては、ガスタービンの出力が、主として燃料流量、燃焼ガス温度および燃焼圧力によって決定される。一方、燃焼用の空気は、ガスタービンおよび発電機と同軸の空気圧縮機で燃焼圧力以上まで昇圧される。この空気圧縮機は、上記発電機と同じ回転数、すなわち一定回転で運転されるので、気温が高く空気の密度が小さい時には、その特性上、当該空気圧縮機における処理重量空気量を所定量にすべく作動する。この結果、体積空気量の増加をきたし、ガスタービン付帯のコンプレッサーの所要電力が増加することになる結果、発電出力が低下することになる。
【００１７】
このため、従来の発電用のガスタービンにあっては、発電所として最も需要の大きい真夏の日中に、気温の上昇によって空気の密度が小さくなる結果、当該空気圧縮機の所要軸動力が増加してしまい、逆にガスタービンの軸出力が１０％以上低下してしまうという問題点があった。
【００１８】
この点、請求項３に記載の発明によれば、気化器に冷媒を循環供給するとともに、この気化器の後段に、当該気化器を経た冷媒によってガスタービンへの燃焼用空気を冷却する吸気冷却器を設けているので、大気温度が高い時期に上記吸気冷却器を作動させることにより、発電用ガスタービンの効率化を図ることができる。この際に、冷媒を蒸気によって昇温させる熱交換器を設けているので、冷媒の温度を適宜調整することにより、空気中の水分が吸気冷却器の伝熱面で凍結して空気冷却性能が低下する等の問題が生じることを未然に防止することができる。
【００１９】
【発明の実施の形態】
図１は、本発明に係る液化低温ガスの２次基地を、蒸気・ガスタービン複合サイクルによる発電システムを有する発電所又は熱電併給のコージェネレーションシステムに燃料ガスを供給するためのＬＮＧの２次基地に適用した一実施形態を示すものである。
この２次基地においても、ローリー２によって搬送されてきたＬＮＧ（低温液化ガス）を、受入管３を介して内部に貯蔵するための貯槽１０と、この貯槽１０から払出管１１を介して抜き出されたＬＮＧを気化させる複数基（図では２基）の気化器１２ａ、１２ｂと、この気化器１２ａ、１２ｂにおいて気化されたガスを燃料とするガスタービン１３とが設置されている。ちなみに、上記貯槽１０も、図２に示したものと同様の構成のもので、図では複数基設けられているもののうちの１基を示している。
【００２０】
そして、この２次基地においては、気化器の前段の払出管１１に、上記ガスタービン１３の燃焼器１４の入口における天然ガスの圧力が、充分な供給圧力となるようにＬＮＧを昇圧する払出ポンプ１５が設けられている。
また、気化器１２ａ、１２ｂにおいて気化された天然ガスは、それぞれの出口側配管１６ａ、１６ｂが合流接続された天然ガス供給管１７から、上記燃焼器１４の入口に導かれている。ここで、天然ガス供給管１７には、ガスタービン１３の負荷変動に対応するためのバッファタンク１７ａが介装されており、このバッファタンク１７ａ内には、活性炭が充填されている。
【００２１】
他方、これら気化器１２ａ、１２ｂにおいてＬＮＧと熱交換する熱交換媒体は、２次基地に隣接する工場の冷凍設備（図示を略す。）における冷媒として循環供給されるようになっている。すなわち、上記冷凍設備からの戻りライン１８に循環ポンプ１９が設けられ、この循環ポンプ１９の吐出側が一方の気化器１２ａに接続されている。さらにこの気化器１２ａの出口側配管２０が、他方の気化器１２ｂに接続され、当該気化器１２ｂにおいてＬＮＧとの熱交換により冷却された冷媒が冷媒供給管２１から上記冷凍設備へと供給されるようになっている。
【００２２】
ちなみに、上述した循環供給される上記冷媒としては、例えば上記冷凍設備において必要な冷媒温度が−２０℃〜−３０℃である場合にはメタノール等が、−１０℃程度である場合にはエチレングリコール等が、さらに上記工場に数℃の冷水として供給する場合には水が好適に使用される。
そして、これら冷媒の熱源として、ガスタービン１３の排気ガスを利用して排熱ボイラ２２において発生し、供給管２３から図示されない蒸気タービン又は工場の蒸気ヘッダーへと送られる蒸気の一部が使用されている。
【００２３】
すなわち、冷媒の戻りライン１８には、冷媒加熱器（熱交換器）２４が介装され、この冷媒加熱器２４に、蒸気の供給管２３から枝配管された蒸気管２５が導入されている。また、この蒸気管２５は、気化器１２ｂの出口側配管１６ｂに介装された天然ガス昇温器２６にも導入されている。そして、これら冷媒加熱器２４および天然ガス昇温器２６において熱交換することにより液化した蒸気は、給水管２７から図示されないボイラ給水ラインへと戻されるようになっている。
【００２４】
また、この２次基地においては、ガスタービン１３の燃焼用空気を冷却するための吸気冷却器３０が設けられている。そして、この吸気冷却器３０への冷却熱源として、気化器１２ａを経た冷媒の出口側配管２０からの枝配管３１が導入されており、吸気冷却器３０を経た冷媒は上記戻りライン１８へと戻されるようになっている。他方、吸気冷却器３０において冷却された燃焼用空気は、その供給管３２からコンプレッサ３３へと導かれている。なお、図中符合３４は、発電機である。
【００２５】
以上の構成からなるＬＮＧの２次基地の構成は、コンバインドサイクルの発電所におけるガスタービン１３への燃料供給用のものであるが、当該２次基地のＬＮＧ貯槽１０から別途都市ガスを供給する場合には、図中点線で示す構成を増設することにより対応することができる。
この構成について説明すると、図中符合１２ｃは、上記気化器１２ａ、１２ｂと同様の気化器であり、その熱源としては、冷媒加熱器２４において蒸気により昇温された後の冷媒を、戻りライン１８から枝配管することにより使用可能である。
【００２６】
そして、この気化器１２ｃにおいて気化された天然ガスは、ＢＯＧミキシングタンク４０に導入され、貯槽１０内で発生して適宜抜き出された蒸発ガス（ＢＯＧ）とミキシングされ、さらに付臭設備４１に送られて臭気が付与された後に、送ガスミキシングタンク４２から都市ガス供給ライン４３へと供給される。なお、図中符合４４は、必要に応じてミキシングされるＬＰＧガスの供給ラインであり、符合４５はこれらのガスを混合するためのミキサである。
【００２７】
以上の構成からなるＬＮＧの２次基地においては、図示されないＬＮＧの１次基地等から抜き出されたＬＮＧが、ローリー２によって上記２次基地まで搬送され、受入管３から貯槽１０内に取り入れられる。そして、貯槽１０内のＬＮＧをガスタービン１３の燃料として使用する場合には、払出ポンプ１５によってＬＮＧをガスタービン１３の燃焼器１４入口における圧力が、供給圧力として充分な圧力となるように昇圧した上で、気化器１２ａ、１２ｂへと送る。そして、これら気化器１２ａ、１２ｂにおいて、循環供給される冷媒によって気化させ、一定量をバッファタンク１７ａ内の活性炭に吸着保持させたうえで、使用量に応じて天然ガス供給管１７から燃焼器１４へと供給する。
【００２８】
次いで、この燃焼器１４において、上記天然ガスと、供給管３２から導入されてコンプレッサ３３により圧縮された空気とが混合・燃焼され、その燃焼ガスによってガスタービン１３が回転駆動されることにより発電機３４による発電が行われる。この際に、発電機３４に負荷変動が生じて、短時間に天然ガスの使用量が増加した場合には、バッファタンク１７ａ内の天然ガスが使用されることにより、上記負荷変動に追従する。また、当該燃焼によって生じた高温の排ガスは、後段の排熱ボイラ２２に送られる。そして、この排熱ボイラ２２において発生した蒸気が、供給管３３から図示されない蒸気タービン又は工場の蒸気ヘッダーへと送られることにより、別途発電又は蒸気利用の工程に使用される。
【００２９】
他方、排熱ボイラ２２において発生した蒸気の一部は、供給管２３に枝配管された蒸気管２５から冷媒加熱器２４へと送られ、戻り管１８から戻された冷媒と熱交換する。そして、冷媒加熱器２４において所定温度まで昇温された冷媒は、循環ポンプ１９によって一方の気化器１２ａに送られ、上述したＬＮＧの気化に使用される。次いで、上記気化器１２ａを経た冷媒は、その出口側配管２０から他方の気化器１２ｂへと送られて、同様にＬＮＧの気化に使用される。このようにして、気化器１２ａ、１２ｂにおいてＬＮＧと熱交換することにより低温となった冷媒は、冷媒供給管２１から、上記２次基地に隣接する図示されない工場の冷凍設備における冷媒として供給され、再び戻りライン１８から冷媒加熱器２４へと循環される。
【００３０】
この際に、気化器１２ｂに供給される冷媒は、一方の気化器１２ａを経ることにより温度が低下しているために、当該気化器１２ｂによって気化した後の天然ガスの温度も、一方の気化器１２ａを経た後の天然ガスの温度より低くなる。そこで、気化器１２ｂを経た天然ガスについては、天然ガス昇温器２６において、蒸気管２５から供給される蒸気の一部により、気化器１２ａを経た天然ガスの温度とほぼ等しい温度まで昇温される。
以上のように冷媒や天然ガスと熱交換した後の蒸気あるいは水は、給水管２７から別途排熱ボイラ２２の給水ラインへと戻されて行く。
【００３１】
また、夏季や特にその日中のような大気温度が高い時期には、気化器１２ａを経た冷媒の一部を、枝配管３１から吸気冷却器３０へ送り、ガスタービン１３の燃焼用空気を冷却した後に、コンプレッサ３３へと送る。これにより、ガスタービン１３の効率化を図ることができる。ちなみに、空気冷却を必要としない季節や時間帯においては、枝配管３１への冷媒の供給を止めたり、あるいは吸気冷却器３０への冷媒配管にバイパスを設けて、当該冷媒を、吸気冷却器３０を迂回させて戻りライン１８へと戻す等により対応することが可能である。
【００３２】
このように、上記構成からなるＬＮＧの２次基地によれば、気化器１２ａ、１２ｂにおいてＬＮＧを気化させる冷媒の昇温用熱源および後段の気化器１２ｂを経た天然ガスの昇温用熱源として、発電用ガスタービン１３の排ガスによって排熱ボイラ２２で生成された蒸気を用いているので、空気を熱源として用いている従来のものと比較して、気化器１２ａ、１２ｂの小型化を図ることができるとともに、安価な熱源による効率的なＬＮＧの気化を行うことができる。
また、図中点線で示したように、将来都市ガスを供給する基地として使用する場合にも、増設する気化器１２ｃとして、上記気化器１２ａ、１２ｂと同様の小型のものを使用することができるため、小コスト化を図ることが可能となる。
【００３３】
加えて、気化器１２ａ、１２ｂの前段に、ガスタービン１３の入口における燃料ガスの圧力が供給圧力として充分な圧力となるように、貯槽１０から抜き出したＬＮＧを昇圧する払出ポンプ１５を設けているので、従来のような高価なガスコンプレッサが不要になる。しかも、気化した天然ガスを圧縮するガスコンプレッサの消費動力よりも、ＬＮＧの状態で昇圧する払出ポンプ１５の方が、消費動力が大幅に少なくなるために、上述した設備コストの低減化のみならず、発電効率の上場および運転コストの低減化も併せて達成することが可能になる。
【００３４】
さらに、気化器１２ａの後段に、この気化器１２ａを経た冷媒によってガスタービン１３への燃焼用空気を冷却する吸気冷却器３０を設けているので、大気温度が高い時期に吸気冷却器３０を作動させることにより、発電用ガスタービン１３の効率化を図ることができる。この際に、冷媒を冷媒加熱器２４において蒸気によって昇温させているので、吸気冷却器３０へ送られる冷媒の温度を過度に低温にならないように調整することにより、吸気冷却器３０の伝熱面で空気中の水分が凍結することにより空気冷却性能が低下する等の問題が生じることを未然に防止することができる。
【００３５】
また、このＬＮＧの２次基地においては、天然ガス供給管１７に、ガスタービン１３の負荷変動に応じた天然ガスの供給量の変動を吸収するバッファタンク１７ａを設け、かつこのバッファタンク１７ａ内に、活性炭を充填しているので、上記活性炭による天然ガスの吸着作用によって、当該バッファタンク１７ａの容量を従来のものと比較して１／３程度に小型化することができる。
【００３６】
さらに、冷媒を工場の冷凍設備の冷媒としても循環供給しているので、上記工場の冷凍設備において冷凍能力が不足する夏場においても、確実に所要の冷媒を確保することができ、よって当該工場における生産量の増加や冷凍機動力の低減化も併せて図ることができる。この際、特に上記２次基地においては、冷媒の流れ方向に沿って、気化器１２ａ、１２ｂを直列的に配置しているので、後段の気化器１２ｂの出口においては低温の冷媒を得ることができる。このため、上記冷凍設備が−３０℃といった低温の冷媒を必要とする場合においいても、容易にこれに対応することができる。
【００３７】
【発明の効果】
以上説明したように、請求項１〜３のいずれかに記載の低温液化ガスの２次基地によれば、低温液化ガスの気化器の熱源としてガスタービンの排ガスによって発生させた蒸気を使用することにより、上記気化器の小型化を図ることができるとともに、安価な熱源による効率的な低温液化ガスの気化を行うことが可能となる。
【００３８】
また、請求項２に記載の発明によれば、気化器の前段に設けた払出ポンプによって、予め低温液化ガスを昇圧し、直接ガスタービンへと供給しているので、従来のような高価なガスコンプレッサが不要になって経済性に優れるとともに、気化したガスを圧縮するガスコンプレッサの消費動力よりも、液体の状態で昇圧する上記払出ポンプの消費動力の方が大幅に少なくて済むために、ガスタービン補機設備が省エネ型になり、発電効率も高くなるとともに、運転コストの低減化も図ることが可能になる。
【００３９】
さらに、請求項３に記載の発明によれば、上記気化器を経た冷媒によってガスタービンへの燃焼用空気を冷却する吸気冷却器を設けているので、大気温度が高い時期に上記吸気冷却器を作動させることにより、発電用ガスタービンの効率化を図ることができるといった効果が得られる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の低温液化ガスの２次基地の一実施形態を示す構成図である。
【図２】従来の２次基地を示す概略構成図である。
【符号の説明】
１０  貯槽
１１  払出管
１２ａ、１２ｂ、１２ｃ  気化器
１３  ガスタービン
１４  燃焼器
１５  払出ポンプ
１８  冷媒の戻りライン
２１  冷媒供給管
２２  排熱ボイラ
２４  冷媒加熱器（熱交換器）
２５  蒸気管
３０  吸気冷却器
３３  コンプレッサ
３４  発電機
【図１】
2004301000.tif 000003
【図２】
2004301000.tif 000004