(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
ガスタービンプラントの出力および効率を高める方法であって、
ＬＮＧを再ガス化器／冷却器内に流入せしめ、
熱交換流体を該再ガス化器／冷却器内に流入せしめて該ＬＮＧを再ガス化すると共に該熱交換流体を冷却し、
該再ガス化されたＬＮＧをガスタービンプラントの燃焼器内に流入せしめ、
該冷却された熱交換流体を、エアコンプレッサのための吸入空気が流れる熱交換領域を介し流通せしめて該吸入空気を冷却すると共に高密度化し、
該冷却されかつ高密度化された空気をエアコンプレッサにおいて圧縮し、
再ガス化されたＬＮＧを該圧縮された空気と燃焼器において混合して高温の燃焼ガスを形成し、
該高温の燃焼ガスをガスタービンに輸送して該ガスタービンを駆動し、
該ガスタービンから排気ガスを排出し、
熱交換領域からの熱交換流体を熱回収式熱交換器を介し流通せしめて該熱交換流体を暖め、
次いで再ガス化器／冷却器内のＬＮＧと熱交換するように熱交換流体を配置するために、熱回収式熱交換器からの熱交換流体を再ガス化器／冷却器に戻るよう流通せしめ、
再ガス化器／冷却器内に流入し、熱交換領域を通り、熱交換領域から熱回収式熱交換器を通り、熱回収式熱交換器から再ガス化器／冷却器に戻るという熱交換流体の流れ全体を通じて熱交換流体が液相のままである、
方法。
【請求項２】
ＬＮＧ複合サイクルプラントシステムであって、
ＬＮＧ燃料供給システムであって、
ＬＮＧ源と、
該ＬＮＧ源と流体流れ可能に連通するＬＮＧのための再ガス化器／冷却器とを具備したＬＮＧ燃料供給システムと、
ガスタービンプラントであって、
エアコンプレッサと、
該エアコンプレッサ上流の吸気ダクトと、
該吸気系と熱交換するように配置された熱交換器と、
ガスタービンと、
エアコンプレッサとガスタービン間に介在せしめられてガスタービンを駆動するエネルギを提供する燃焼器と、
ガスタービンに結合された発電機と、
ガスタービンから排気を排出せしめる手段と
を具備したガスタービンプラントと、
該ガスタービン下流の熱回収式熱交換器であって、
ガスタービンからの排気を該熱回収式熱交換器に導入する手段と、
液相の熱交換流体を、前記ＬＮＧ複合サイクルプラントシステムを介し単一の連続流れ経路内を流通せしめる流通手段と、
を具備した熱回収式熱交換器と、
を具備し、該流通手段が、
熱交換流体を、再ガス化器／冷却器を介し流通せしめて該熱交換流体を冷却する手段と、
熱交換流体を該再ガス化器／冷却器から吸気ダクト内の熱交換器を介し流通せしめて吸気ダクトを介し流通した後にコンプレッサに流入する吸入空気を冷却すると共に高密度化する手段と、
熱交換流体を、熱交換器から熱回収式熱交換器を介し流通せしめて暖める手段と、
熱交換流体を該熱回収式熱交換器から再ガス化器／冷却器を介し流通せしめる手段と、
を具備したＬＮＧ複合サイクルプラントシステム。
【請求項３】
ガスタービンプラントの出力および効率を高める方法であって、
ＬＮＧを再ガス化器／冷却器内に流入せしめ、
熱交換流体を該再ガス化器／冷却器内に流入せしめて該ＬＮＧを再ガス化すると共に該熱交換流体を冷却し、前記熱交換流体が水／グリコール混合物からなり、
該再ガス化されたＬＮＧをガスタービンプラント内の燃焼器まで流通せしめ、
該冷却された熱交換流体を、ガスタービンプラント内のエアコンプレッサのための吸入空気が流れる熱交換領域を介し流通せしめて該熱交換流体により該吸入空気を冷却すると共に高密度化し、
該冷却されかつ高密度化された空気を再ガス化されたＬＮＧと燃焼器において混合して高温の燃焼ガスを形成し、
該高温の燃焼ガスをガスタービンプラント内のガスタービンまで流通せしめて該タービンを駆動し、
高温の排気ガスを、熱交換することなく直接、該ガスタービンから排出せしめて熱回収式熱交換器まで流通せしめ、
エアコンプレッサ上流の熱交換領域からの熱交換流体を該熱回収式熱交換器を介し流通せしめて該熱交換流体を暖め、
熱回収式熱交換器からの熱交換流体を再ガス化器／冷却器内まで流通せしめる方法。
【請求項４】
前記熱交換流体を前記吸入空気と間接的に熱交換するように配置する請求項３に記載の方法。
【請求項５】
前記再ガス化器／冷却器に流入する前記水／グリコール混合物の温度が約３５℃（９５°Ｆ）であり、該再ガス化器／冷却器から流出する該水／グリコール混合物の温度が約１．７℃（３５°Ｆ）であり、該再ガス化器／冷却器から流出する再ガス化されたＬＮＧの温度が約７．２℃（４５°Ｆ）である請求項３に記載の方法。
【請求項６】
前記ガスタービンプラントの出力を最大で９％改良する請求項３に記載の方法。
【請求項７】
前記ガスタービンプラントの効率を最大で約２％高める請求項３に記載の方法。
【発明の詳細な説明】
技術分野
本発明は複合サイクルプラント（ガスタービンプラント／蒸気タービンプラント）またはガスタービンプラントにおけるＬＮＧの使用に関する。このＬＮＧは再ガス化されて熱交換流体を冷却し、この熱交換流体はガスタービンの吸入空気を冷却して高密度化するのに用いられる。次いで、熱交換流体は１つまたはそれ以上の熱輸送ステップで用いられる。再ガス化されたＬＮＧはガスタービンの燃料としても用いられ、選択任意には他の発電プラントおよび天然ガス分配システムに分配される。
背景技術および発明の簡単な要約
ガスタービンプラントに廃熱ボイラを設けるよう拡張し、ガスタービンプラントを蒸気タービンプラントと組み合わせることは実際、当該技術分野で行われていることである。ガスタービンおよび蒸気タービンはそれぞれ固有の発電機を駆動し、或いは共通のシャフトを介して単一の発電機を駆動する。複合サイクルプラントと称されるこれらの複合プラントは通常、５０から５２％のオーダーの非常に高い変換効率によって区別される。これらの高い効率はガスタービンを少なくとも１つの蒸気タービンプラントと協働せしめることにより得られる。ガスタービンの排気ガスは廃熱ボイラを通過し、蒸気タービンに供給するために必要な蒸気を生成するのにこれらの廃ガスの残存熱エネルギが用いられる。複合サイクルプラントにおいてＬＮＧは燃焼エネルギ源として用いられる。
ＬＮＧは通常、特別な容器内に収容された極低温燃料として海外へ輸送される。受け取りターミナルにおいて、概ね大気圧かつ１２７℃（２６０°Ｆ）程度にあるこの極低温燃料を再ガス化し、周囲温度かつ適当に昇圧して、典型的には８０気圧まで昇圧して分配システムに供給しなければならない。液体は要求される圧力まで汲み上げられ、加熱されて再ガス化されたときに残存天然ガスを圧縮する必要がないようにされる。
ＬＮＧの大きな冷熱を利用するために専ら受け取りターミナルにおける様々な提案がなされ、様々な装置が構成されてきているが、冷熱は捨てられ、ＬＮＧは大流量の海水によりただ単に加熱され、これは氷が生成されないように適用する必要がある。
空気分離プラントまたは同様な極低温装置において、或いは食品を冷凍貯蔵するために冷却ポテンシャルを用いるターミナルもある。電気エネルギを生成する発電サイクルにおいて低温のＬＮＧをヒートシンクとして用いることも提案されている。可能性のあるサイクルもいくつか提案されており、すなわちＬＮＧを加熱せしめる大きな温度差と、特有の加熱曲線とに基づく不具合を克服しようとするものである。しかしながら比較的簡単なサイクルであっても、利用可能な冷却ポテンシャルのわずかな一部しかを利用できないことが確認されている。効率を高めるための提案では、互いに異なる圧力レベル間で作動する多数のタービンを含むさらに複雑なサイクルが採用されている。
米国特許第３，９７８，６６３号明細書には吸入空気流れをＬＮＧで冷却することによりガスタービンの効率を改善するプロセスが広く開示されている。しかしながらこのプロセスは冷媒を空気と混合して分離された水の氷点を低下せしめる必要がある。
米国特許第４，０３６，０２８号明細書にもＬＮＧを用いてガスタービンの吸入空気を冷却することが開示されている。しかしながらこの場合も冷媒を空気と混合して分離された水が凍るのを阻止しなければならない。
米国特許第４，９９５，６６３号明細書には高圧の天然ガスと高圧高温の二酸化炭素とを用いてタービンを駆動するようにした発電システムが開示されている。ガスタービンの吸入空気を冷却するために吸入空気は天然ガスと直接的に熱交換するよう配置される。
本願出願人の親出願における発明は特に周囲温度が１５．５℃（６０°Ｆ）よりも高いときに複合サイクルプラントの出力を最大で９％、かつプラントの効率を最大で約２％改良するシステムおよびプロセスを具現化している。ＬＮＧ燃料供給システムは複合サイクルプラントと組み合わされて使用されている。主熱交換流体はＬＮＧ燃料供給システム内において２つのステップにより冷却され、次いでガスタービンプロセスにおいてガスタービンの吸入空気を冷却して高密度化するのに用いられる。主熱交換流体は蒸気タービンプロセスにおいても蒸気タービンからの廃蒸気を凝縮するのに用いられる。さらに、主熱交換流体はＬＮＧ燃料供給システムに戻されてこのＬＮＧ燃料供給システムにおいて再冷却される。主熱交換流体は吸入空気を冷却して高密度化すると共に蒸気タービンから排出された蒸気を凝縮しつつ、さらにＬＮＧ燃料供給システム内において再冷却されるときにも閉ループ内を流通する。
本願は本願出願人の親出願と同様に出力を９％、効率を２％それぞれ改良しつつ、この親出願に開示される発明の更なる２つの変更可能な実施態様を開示する。本願はＬＮＧの熱エネルギの効果的な使用を具現化する。熱交換流体はＬＮＧ燃料供給システム内において単一のステップで冷却されるが、この初めに冷却された熱交換流体はガスタービンの吸入空気を冷却して高密度化するのに用いられる。この熱交換流体は次いで、戻されて膨張するＬＮＧにより再冷却される前に発電プロセスの少なくとも１つの別の熱交換ステップにおいて用いられる。本発明の一実施態様において、熱交換流体は吸入空気を冷却して高密度化した後に、蒸気タービンプラントに付設された凝縮器を介し流れ、次いで再冷却される。本発明の他の実施態様において、熱交換流体は吸入空気を冷却して高密度化した後に、熱回収式熱交換器を介し流れ、次いで再冷却される。
さらに特に本発明の一実施態様において、水／グリコール混合物からなる熱交換流体はＬＮＧ燃料供給システム内の再ガス化器／冷却器（熱交換器）を介し流れる。この熱交換流体は次いでガスタービン内の熱交換器を介し流れる。ガス化されたＬＮＧが燃料として供給されるガスタービンプラントは発電機を駆動する。ガスタービンプラントは吸気ダクトと、熱交換器と、水分離器と、エアコンプレッサと、燃焼器と、ガスタービンと、排気ポートとを有する。熱交換器は吸気ダクト内に配置される。熱交換流体はこの熱交換器を介し流れ、吸入空気流れを冷却して高密度化するために冷却された冷凍流を供給する。吸入空気は次いでエアコンプレッサ内に流入する。
廃熱ボイラはガスタービンの排気ポートの下流に、かつこの排気ポートと連通するよう配置される。ガスタービンからの排気物はボイラを介し流れる蒸気を高圧蒸気に変換する。
蒸気タービンプラントは蒸気タービンと、廃蒸気を凝縮する凝縮器とを具備する。ボイラからの高圧蒸気は蒸気タービンを駆動するのに用いられる。タービンからの廃蒸気は凝縮器内に流入する。熱交換流体は凝縮器を介し流通して廃蒸気を凝縮する。熱交換流体は次いでＬＮＧ燃料供給システム内の再ガス化器／冷却器に戻ってこの再ガス化器／冷却器内を介し流れる。
本発明の他の実施態様において、水／グリコール混合物からなる熱交換流体はＬＮＧ燃料供給システム内の再ガス化器／冷却器（熱交換器）を介し流れる。ＬＮＧは熱交換流体を冷却し、この熱交換流体は次いでガスタービンプラント内の熱交換器を介し流れる。ガス化されたＬＮＧが燃料として供給されるガスタービンプラントは発電機を駆動する。ガスタービンプラントは吸気ダクトと、熱交換器と、水分離器と、エアコンプレッサと、燃焼器と、ガスタービンと、排気ポートとを有する。熱交換器は吸気ダクト内に配置される。主熱交換流体はこの熱交換器を介し流れ、エアコンプレッサへの吸入空気流れを冷却して高密度化するために冷却された冷凍流を供給する。
熱回収式熱交換器はガスタービンの排気ポートの下流に、かつこの排気ポートと連通するよう配置される。熱交換流体は熱回収式熱交換器を介し流れる。熱交換流体は次いで熱回収式熱交換器ＬＮＧ燃料供給システム内の再ガス化器／冷却器に戻ってこの再ガス化器／冷却器を介し流れる。
【図面の簡単な説明】
図１は本発明を具現化する一システムのプロセスフロー線図、
図２は本発明を具現化する別のシステムのプロセスフロー線図、
図３は図１または図２のシステムのための改良型再ガス化器／冷却器を示す図である。
好ましい実施態様の説明
図１を参照すると、本発明の一実施態様のシステムは液化天然ガス（ＬＮＧ）燃料供給システム１０と複合サイクル発電部署とを具備し、この複合サイクル発電部署はガスタービンプラント２０と、蒸気タービンプラント４０と、これら２つのプラント間に介在せしめられた廃熱ボイラ３６とを具備する。なお、熱交換流体のための循環ポンプは図示していない。
ＬＮＧ燃料供給システム１０は供給タンク１２とポンプ１４と再ガス化器／冷却器（熱交換器）１６とを具備する。
再ガス化器／冷却器１６からの天然ガスはガスタービンプラント２０と、他の発電プラントおよび／または天然ガス分配システムとに流入する。ガスタービンプラントは吸気ダクト２２と、この吸気ダクト２２内に受容された熱交換器２４と、エアコンプレッサ２８の上流に配置された下流型水およびパティキュレートフィルタ２６とを具備する。
ＬＮＧ燃料供給システム１０内の再ガス化器／冷却器１６からの水は熱交換器２４を介して流れる。吸入空気は熱交換器２４を横切って流れ、冷却されて高密度化される。冷却されかつ高密度化された空気はエアコンプレッサ２８内に流入する。
燃焼器３０はエアコンプレッサ２８からの吸入空気を受け取り、この吸入空気を再ガス化器／冷却器１６からの天然ガスと混合して高温の燃焼ガスをガスタービン３２に輸送する。
この燃焼ガスはガスタービン３２と付設された発電機３４とを駆動する。好ましくは、エアコンプレッサ２８、ガスタービン３２、および発電機３４は同一の駆動シャフト上に取り付けられる。
ガスタービン３２からの排気ガスは廃熱ボイラ３６内に流入する。この廃熱ボイラ３６では、コイル３８を介し流通する水が高圧蒸気に変換せしめられる。
蒸気タービンプラント４０は発電機４４が付設された蒸気タービン４２を具備し、好ましくはこれら蒸気タービン４２および発電機４４は同一の駆動シャフト上に取り付けられる。変更可能には、大型の単一の発電機をガスタービンおよび蒸気タービンに対し共通のシャフト上に取り付けることもできる。蒸気タービン４２の下流には凝縮器４６が設けられ、この凝縮器４６を介し熱交換流体が流通する。ＬＮＧ燃料供給システムが非接続状態にあり或いは要求される冷却負荷に対し不十分の場合には、補助凝縮器４８設けられる。凝縮器４６は蒸気タービン４２からの流出物（廃蒸気）を凝縮し、この流出物は廃熱ボイラ３６に戻されて再利用される。熱交換流体はバッファタンク５０を介して再ガス化器／冷却器１６に戻る。
熱交換流体（温水）は「フライホイール」として作用するバッファタンク５０内に流入し、このバッファタンク５０から熱交換流体が再ガス化器／冷却器１６に汲み上げられる。バッファタンク５０内の流体を約３５℃（９５°Ｆ）のような「程度の低い」熱が要求されるあらゆる別の場所で用いることもできる。要求される熱を提供するのに十分温かい状態に流体を維持するために、複合サイクルプラントからの熱を利用できないときには予備ヒータ（図示しない）を用いることもできる。
ＬＮＧ再ガス化器の非作動時には、凝縮負荷全体を処理するのに十分な冷却水を外部から提供することによって複合サイクルプラントをＬＮＧ再ガス化器から独立して作動させることができる。プラントの非作動時には循環水を加熱するための外部予備ヒータを設けることによってＬＮＧ再ガス化器をプラントから独立して作動させることができる。
図２を参照すると、本発明の別の実施態様のシステムが示される。このシステムは液化天然ガス（ＬＮＧ）燃料供給システム１００と、ガスタービンプラント１２０と、これらガスタービンプラント１２０とＬＮＧ燃料供給システム１００間に介在せしめられた熱回収式熱交換器１３６とを具備する。なお、熱交換流体のための循環ポンプは図示していない。
ＬＮＧ燃料供給システム１００は供給タンク１１２とポンプ１１４と再ガス化器／冷却器（熱交換器）１１６とを具備する。
再ガス化器／冷却器１１６からの天然ガスはガスタービンプラント１２０と、他の発電プラントおよび／または天然ガス分配システムとに流入する。ガスタービンプラントは吸気ダクト１２２と、この吸気ダクト１２２内に受容された熱交換器１２４と、エアコンプレッサ１２８の上流に配置された下流型水およびパティキュレートフィルタ１２６とを具備する。
ＬＮＧ燃料供給システム１００内のの再ガス化器／冷却器１１６からの水は熱交換器１２４を介して流れる。吸入空気は熱交換器１２４を横切って流れると共に冷却されて高密度化される。冷却されかつ高密度化された空気はエアコンプレッサ１２８内に流入する。
燃焼器１３０はエアコンプレッサ１２８からの吸入空気を受け取り、この吸入空気を再ガス化器／冷却器１１６からの天然ガスと混合して高温の燃焼ガスをガスタービン１３２に輸送する。
この燃焼ガスはガスタービン１３２と付設された発電機１３４とを駆動する。好ましくは、エアコンプレッサ１２８、ガスタービン１３２、および発電機１３４は同一の駆動シャフト上に取り付けられる。
ガスタービン１３２からの排気ガスは熱回収式熱交換器１３６を介し流れる。熱交換流体は熱交換器１２４からコイル１３８を介し流れ、次いでバッファタンク１５０を介し再ガス化器／冷却器１１６内に流入する。
熱交換流体（温水）は「フライホイール」として作用するバッファタンク１５０内に流入し、このバッファタンク１５０から熱交換流体が再ガス化器／冷却器１１６に汲み上げられる。バッファタンク１５０内の流体を約３５℃（９５°Ｆ）またはそれよりも低い温度のような「程度の低い」熱が要求されるあらゆる別の場所で用いることもできる。要求される熱を提供するのに十分温かい状態に流体を維持するために、熱回収式熱交換器の熱を利用できないときには予備ヒータ（図示しない）を用いることもできる。
図３を参照すると、図１および図２に示されるシステムの変更可能な実施態様において、熱交換流体側における着氷状態に対し再ガス化器／冷却器１６（１１６）が改良されている。これは、熱交換流体として水／グリコール混合物ではなく水が用いられるときに特に好ましい。具体的には、バッファタンク５０（１５０）から約３５℃（９５°Ｆ）で流出する温かい流体は熱交換器１６０を介し流れて約１．７℃（３５°Ｆ）まで冷却され、次いで吸気ダクト２２（１２２）を介し流れる。水／グリコール混合物はポンプ１６２により熱交換器１６０および再ガス化器／冷却器１６（１１６）を介し閉ループで流通せしめられて温かい流体を冷却する。供給タンク１２（１１２）からの再ガス化されたＬＮＧは再ガス化器／冷却器１６（１１６）を介し約７．２℃（４５°Ｆ）で燃焼器３０（１３０）内に流入する。
本発明の両実施態様において熱交換流体は閉ループ内で流通する。
ＬＮＧ燃料供給システム内において純水が凍る可能性をなくすために、熱交換流体は好ましくは水／グリコール混合物からなる。水／グリコール比は４：１から１：１の間で変更することができる。
ＬＮＧを再ガス化するのに用いられる熱交換流体はＬＮＧにより低温、例えば１．７℃（３５°Ｆ）まで冷却され、ガスタービンプラントに戻されてタービン燃焼空気を予冷却する。１６℃（６０°Ｆ）から３８℃（１００°Ｆ）までの温度範囲の周囲空気が吸気ダクト内に流入すると図１および図２に示すシステムのエネルギ収支および物質収支が制御されて吸気温が約４．４℃（４０°Ｆ）から１６℃（６０°Ｆ）の間にまで低下せしめられる。
ＬＮＧ再ガス化システム内の再ガス化器／冷却器（熱交換器）は交流型からなり、最小アプローチ温度は１３．９℃（２５°Ｆ）に定められている。冷端における壁温は０℃（３２°Ｆ）よりもいくらか低く、氷の薄い層によって氷の外側の温度を０℃（３２°Ｆ）まで上昇させるのに十分なほど輸送効率が低減せしめられる。
水／グリコールを用いた場合、ＬＮＧ再ガス化器／冷却器のための流体流れの温度は以下の通りである。
流入側水／グリコール  ３５℃（９５°Ｆ）
流出側水／グリコール  １．７℃（３５°Ｆ）
流入側ＬＮＧ  −１６２℃（−２６０°Ｆ）
流出側天然ガス  ７．２℃（４５°Ｆ）
水を用いた場合、ＬＮＧ再ガス化器／冷却器のための流体流れの温度は以下の通りである。
流入側水  ３５℃（９５°Ｆ）
流出側水  １．７℃（３５°Ｆ）
流入側ＬＮＧ  −１６２℃（−２６０°Ｆ）
流出側天然ガス  ７．２℃（４５°Ｆ）
再ガス化器／冷却器から流出する熱交換流体の温度は流出側流れにおける制御弁（図示しない）を調節して利用可能な冷凍作用が低下するにつれてすなわちＬＮＧの流速が低下するにつれて流体の流速が低減するようにすることにより制御される。
再ガス化器／冷却器で冷却される熱交換流体は主として、ガスタービンの燃焼空気を予冷却するために用いられる。冷却された熱交換流体を、様々なプラントの冷却に用いることもでき、このプラントにはバッファタンク１５０内の流体を「程度の低い」冷凍、例えば３５℃（９５°Ｆ）またはそれよりも高い温度、が要求されるあらゆる別の場所が含まれる。
ＬＮＧ燃料供給システムはプラントの冷却および内部冷却のために多量の冷熱を提供することができる。これに対し、プラントはプラントの性能を低下させることなくＬＮＧ燃料供給システムに多量の熱を提供することができる。プラントとＬＮＧ燃料供給システム間を循環する熱交換流体によってこのことが可能となる。
これまでの記載は本発明の特定の実施態様に限定されたものである。しかしながら本発明の一部またはすべての利点を維持しつつ本発明を変更または改良することができることは明らかである。したがって添付した請求の範囲の目的とするところは本発明の真の精神および範囲内にあるこのようなすべての変更および改良を包含することである。
【図１】
0004166822.tif 000002
【図２】
0004166822.tif 000003
【図３】
0004166822.tif 000004