液化ガスの冷熱を利用した複合発電システム
【課題】ＬＮＧの気化に二酸化炭素を作動流体とするランキンサイクルを適用し、高熱源を小型ガスタービンの排熱とすることで、ＬＮＧ気化に海水を必要としないＬＮＧ気化設備と、小型高効率の発電システムを実現する。
【解決手段】発電システム１が、ＬＮＧを燃料とするガスタービン２と、ガスタービンの排熱を回収する排熱回収ボイラ２１と、排熱回収ボイラにおいて加熱された二酸化炭素から動力を得る二酸化炭素タービン３と、二酸化炭素タービンの排気二酸化炭素を凝縮させるコンデンサとを備え、コンデンサは、ＬＮＧラインに設けられ、排気二酸化炭素をＬＮＧの気化に供される熱源として使用するとともに、使用後の排気二酸化炭素を排熱回収ボイラに循環させる。
【解決手段】発電システム１が、ＬＮＧを燃料とするガスタービン２と、ガスタービンの排熱を回収する排熱回収ボイラ２１と、排熱回収ボイラにおいて加熱された二酸化炭素から動力を得る二酸化炭素タービン３と、二酸化炭素タービンの排気二酸化炭素を凝縮させるコンデンサとを備え、コンデンサは、ＬＮＧラインに設けられ、排気二酸化炭素をＬＮＧの気化に供される熱源として使用するとともに、使用後の排気二酸化炭素を排熱回収ボイラに循環させる。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、液化天然ガス（以下、ＬＮＧと称する。）などの液化ガスの冷熱を利用した複合発電システムに関する。
【０００２】
通常、極低温（約−162℃）のＬＮＧを気化し常温まで加熱する場合には大量の海水が使用される。そこで、その冷熱エネルギーを有効利用する目的で、ＬＮＧの冷熱発電システムが既に数例設置されている。冷熱発電は、低熱源をＬＮＧ冷熱ＱＬ（ＬＮＧの潜熱と約−162℃から常温までの顕熱）、高熱源を海水の熱量Ｑｈとするランキンサイクルとなり、Ａ＝Ｑｈ−ＱＬがシステムから回収できるエネルギーとなる。ところが、通常の発電システムでは高熱源と低熱源の温度差が比較的低いため、移動する熱量のＱｈ、ＱＬと比較して回収動力Ａすなわち発電量が相対的に小さくなって高価な発電設備となり、その普及は少ない。また必要となる海水量は、冷熱発電を設置しない場合は、熱量ＱＬ相当であるが、冷熱発電を採用すると熱量Ｑｈ相当となり、かえって、海水の使用量が増加するという欠点がある。
【０００３】
そこで、冷熱発電でなく、そのような廃熱および冷熱の有効利用を図るべく、例えば、液化燃料を気化する気化器と、この気化器で気化された燃料を加熱する加熱器と、加熱器で加熱された燃料の燃焼ガスにより水を蒸発させて水蒸気を発生する蒸気発生器と、蒸気発生器で発生した水蒸気により駆動される蒸気タービンと、この蒸気タービンを駆動した水蒸気を復水する復水器とを備え、復水器での冷却に用いられた冷却水（温排水）等によって液化燃料を気化することにより、蒸気発生器での水蒸気の発生に用いられた燃焼ガスから熱を回収して加熱器での燃料の加熱に用いるようにした発電システムが存在する（特許文献１参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２００５−９８２４０号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
ところが上記装置では、極低温（約−162℃）のＬＮＧを、ほぼ常温の空気と熱交換するため大きな温度差におけるエネルギー授受となり、大きなエクセルギーロス伴う冷熱回収となる。また極低温のＬＮＧと空気の熱交換では霜の発生対策を含めて、熱交換システムのハード設計は難しい。また大型発電所に天然ガスを供給する上記気化設備が、大型発電所が稼動してないと機能しないと言う運用面の難点もある。
【０００６】
本発明は、このような従来技術の課題を鑑みて案出されたものであり、ＬＮＧ冷熱を低熱源とし、気化するＬＮＧ量の約5％程度の燃料ガスを消費する比較的小型のガスタービンの排熱を高熱源とする、ＣＯ２を作動流体としたランキンサイクルを適用することにより、海水を不要とするＬＮＧ気化設備と、従来の冷熱発電より安い発電単価の冷熱発電システムを提供することを目的としている。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
上記課題を解決するためになされた第１の発明は、液化ガスを燃料とするガスタービンと、前記ガスタービンによって駆動される第１発電機と、前記ガスタービンの排ガスでＣＯ２を加熱することによって排熱を回収する排熱回収装置と、前記排熱回収装置において加熱されたＣＯ２から動力を得るＣＯ２タービンと、前記ＣＯ２タービンによって駆動される第２発電機と、前記ＣＯ２タービンから排気されたＣＯ２を凝縮させるコンデンサとを備え、前記コンデンサは、前記排気されたＣＯ２を前記液化ガスの気化に供される熱源として使用し、前記排熱回収装置は、前記コンデンサで使用された後のＣＯ２を加熱する構成とする。
【０００８】
また、第２の発明として、前記コンデンサは、前記液化ガスの流路において、当該液化ガスの圧力レベルに応じて複数設けられ、当該複数のコンデンサには、前記ＣＯ２タービンから互いに温度が異なるＣＯ２がそれぞれ供給される構成とすることができる。
【０００９】
また、第３の発明として、前記ＣＯ２タービンから前記コンデンサに至るＣＯ２の往路流路を通過する前記ＣＯ２により、前記各コンデンサから前記排熱回収装置に至るＣＯ２の復路流路に通過する前記ＣＯ２を加熱する加熱器を更に備えた構成とすることができる。
【００１０】
また、第４の発明として、前記排熱回収装置は、互い伝熱壁を介して隣接する前記排気ＣＯ２が通過する第１流路および前記排ガスが通過する第２流路を有し、前記排気ＣＯ２は、前記第１流路の流入部から排出部まで通過する間に前記排ガスから受熱し、前記第１流路は、前記流入部と前記排出部との間の中間部に前記排気ＣＯ２の少なくとも一部を注入する注入流路が設けられた構成とすることができる。
【発明の効果】
【００１１】
上記第１の発明によれば、ＬＮＧを気化する熱を、ＣＯ２を作動流体とするランキンサイクルの低熱源とすることにより、ＬＮＧの気化に必要となる海水が不要となる。また所内動力を賄う、小型ガスタービンの排ガスエネルギーを当該ＣＯ２ランキンサイクルの高熱源に利用することで、蒸気タービンを組み合えあせた複合サイクルと比較して、コンパクトで、かつ蒸気の復水器に海水などの冷却水を必要としない小規模高効率複合サイクル発電システムを実現できるという優れた効果を奏する。
また、上記第２の発明によれば、各コンデンサにおける熱交換の温度条件を適正化して液化ガスの冷熱をより有効に活用することが可能となり、ＣＯ２を作動流体としたランキンサイクルの効率を向上させることができる。
また、上記第３の発明によれば、循環するＣＯ２の温度および圧力を適切に調整することが可能となり、ＣＯ２を作動流体としたランキンサイクルの効率をより向上させることができる。
また、上記第４の発明によれば、注入管から注入するＣＯ２の量を適切に制御することにより、排熱回収装置内の各部（流入部、中間部、排出部）におけるＣＯ２の温度のプロファイルを最適化することができ、高効率な熱交換を実施することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１２】
【図１】実施形態に係る発電システムの概略を示す構成図である。
【図２】図１の発電システムの一部を変更して示す要部詳細図である。
【発明を実施するための形態】
【００１３】
以下、図１を参照しながら、本発明の実施形態に係る発電システムの構成について説明する。図１では、ＣＯ２やＬＮＧの流れの方向を矢印で示している。
【００１４】
発電システム１は、気化されたＬＮＧを燃料とするガスタービン２と、ガスタービン２の排ガスを熱源とするＣＯ２タービン３とを備え、ガスタービン２およびＣＯ２タービン３によりそれぞれ駆動される第１発電機４および第２発電機５で発電を行うものである。この発電システム１においては、ＬＮＧタンク６に貯蔵されたＬＮＧが、ＬＮＧポンプ７によって所定の流量（ここでは、100ｔ／ｈｒ）でＬＮＧライン８を通して輸送され、輸送途中に設けられた複数（ここでは、２台）のコンデンサＣａ・Ｃｂによって段階的に昇温および気化される。気化されたＬＮＧは、その所定量（ここでは、4.6ｔ／ｈｒ）がガスタービン２に送られるとともに、残量（ここでは、95.4ｔ／ｈｒ）がＬＮＧライン８から分岐する都市ガス向けの供給配管９に送られる。
【００１５】
この発電システム１においては、ＣＯ２はＬＮＧの気化による低温熱源によって凝縮され、この密度が高くなったＣＯ２に高温熱源であるガスタービン２の排ガスからの熱エネルギが供給される。このようなプロセスにより、エネルギが蓄積された作動流体であるＣＯ２はＣＯ２タービン３を回転させて発電を行う。
【００１６】
ガスタービン２では、コンデンサＣａ・Ｃｂによって気化されたＬＮＧの一部と、軸流式のコンプレッサ１１で圧縮された燃焼用空気とが燃焼器１２に送り込まれ、そこで圧縮空気と混合されたＬＮＧが燃焼する。そして、この燃焼により発生した高温高圧の燃焼ガスの運動エネルギにより軸流式のタービン１３を回転させる。第１発電機４は、ガスタービン２の出力軸２ａに接続され、この出力軸２ａの回転力を電力（ここでは、約20ＭＷの出力）に変換する。
【００１７】
また、ガスタービン２には、その排熱を回収するための向流熱交換器として排熱回収ボイラ２１が付設されている。排熱回収ボイラ２１では、ガスタービン２からボイラ本体の煙道（第２流路）に供給された排ガス（燃焼ガス）と、この煙道内に配設された伝熱管（第１流路）２２を流れるＣＯ２との間で伝熱壁を介した熱交換が行われる。詳細は図示しないが、ボイラ本体内には伝熱管群からなる複数の加熱ユニットが設けられており、排ガスとＣＯ２と効率的な熱交換が可能となっている。
【００１８】
ＣＯ２タービン３は、排熱回収ボイラ２１で加熱されたＣＯ２（すなわち、ガスタービン２の排熱）を高熱源とする一方、ＬＮＧのガス化の際の冷熱を低熱源とし、ＣＯ２を作動流体としたランキンサイクルにより、その出力軸３ａに接続された第２発電機５によって高効率の発電（ここでは、約15ＭＷの出力）を行う。ＣＯ２タービン３では、排熱回収ボイラ２１から供給される高温高圧のＣＯ２の運動エネルギにより図示しないタービン翼を回転させる。
【００１９】
ＣＯ２タービン３には、抽出または排出されたＣＯ２（以下、排気ＣＯ２という。）をコンデンサＣａ・Ｃｂまで輸送するための複数（ここでは、２系統）の往路配管Ｌａ・Ｌｂが接続されている。往路配管Ｌａ・Ｌｂには、各コンデンサＣａ・ＣｂにおけるＬＮＧの昇温および気化の条件に応じて、互いに異なる温度および圧力の排気ＣＯ２がＣＯ２タービン３から供給される。往路配管Ｌａ・Ｌｂの下流側は、それぞれコンデンサＣａ・Ｃｂを介して復路配管Ｍａ・Ｍｂへと連なる。復路配管Ｍａには高圧用のフィードポンプ３１が設けられており、復路配管Ｍａの下流側は排熱回収ボイラ２１に接続されている。また、復路配管Ｍｂには低圧用のコンデンセートポンプ３２が設けられており、復路配管Ｍｂの下流側はコンデンサＣａに接続されている。
【００２０】
往路配管Ｌａおよび往路配管Ｌｂには、それぞれ複数の加熱器Ｈａ１・Ｈａ２および加熱器Ｈｂ１・Ｈｂ２が設けられている。これらの加熱器Ｈａ１・Ｈａ２・Ｈｂ１・Ｈｂ２は、ＣＯ２タービン３からコンデンサＣａ・Ｃｂに供給される比較的高温の排気ＣＯ２と、コンデンサＣａ・Ｃｂから排熱回収ボイラ２１に循環する比較的低温の排気ＣＯ２との間で熱交換を行って再生サイクルを実現するものである。復路配管Ｍａで輸送されるＣＯ２は、加熱器Ｈｂ１および加熱器Ｈａ１に順に導入され、往路配管Ｌｂ・Ｌａで輸送されるＣＯ２と熱交換された後に排熱回収ボイラ２１に戻される。同様に、復路配管Ｍｂで輸送されるＣＯ２は、加熱器Ｈｂ２および加熱器Ｈａ２に順に導入され、往路配管Ｌｂ・Ｌａで輸送されるＣＯ２と熱交換された後にコンデンサＣａに再び導入される。
【００２１】
次に、図２を参照しながら、発電システム１の動作の詳細について説明する。なお、図２に示す発電ステム１は、コンデンサ、加熱器、及びＬＮＧポンプの数量および配置等について一部変更が加えられていることを除けば、図１に示した発電システム１と同様のシステムである。図２において、図１の場合と同様の構成要素については、同一の符号を付して詳細な説明を省略する。
【００２２】
発電システム１では、排熱回収ボイラ２１において、ガスタービン２から供給された排ガスは加熱流体としてボイラ本体の一方側から導入されて図２中の水平方向に流れる。一方、ＣＯ２は、受熱流体として排ガスの流れに対向するように排熱回収ボイラ２１の下流部（すなわち、排ガス流れの低温部）に導入され、伝熱管２２を通して上流部（すなわち、排ガス流れの高温部）に向けて送られる。ＣＯ２は排ガスとの熱交換により超臨界状態（すなわち、臨界温度31℃、臨界圧力7.38ＭＰａ以上の状態）となり、最終的に得られた高温高圧（ここでは、温度：507℃、圧力：20ＭＰａＡ）のＣＯ２がＣＯ２タービン３に導入される。超臨界状態のＣＯ２は、蒸気の場合に比べて体積変化が小さいため、比較的簡易な構成でコンパクトな設備を実現できる。
【００２３】
ＣＯ２タービン３には、排気ＣＯ２をコンデンサＣａ・Ｃｂまで輸送するための複数（ここでは、４系統）の往路配管Ｌａ・Ｌｂ・Ｌｃ・Ｌｄが接続されている。ここで、ＣＯ２タービン３からの排気ＣＯ２の温度および圧力は、往路配管Ｌａに導入されるＣＯ２（ここでは、温度：366℃、圧力：6.1ＭＰａＡ）が最も高く、以下、往路配管Ｌｂに導入されるＣＯ２（ここでは、温度：306℃、圧力：3.5ＭＰａＡ）、往路配管Ｌｂに導入されるＣＯ２（ここでは、温度：234℃、圧力：1.68ＭＰａＡ）、及び往路配管Ｌｂに導入されるＣＯ２（ここでは、温度：165℃、圧力：0.74ＭＰａＡ）の順により低温低圧となる。
【００２４】
往路配管Ｌａ・Ｌｂ・Ｌｃ・Ｌｄの下流側は、それぞれコンデンサＣａ・Ｃｂ・Ｃｃ・Ｃｄを介して復路配管Ｍａ・Ｍｂ・Ｍｃ・Ｍｄへと連なる。コンデンサＣａ・Ｃｂ・Ｃｃ・Ｃｄは、ＬＮＧライン８の下流側（すなわち、ＬＮＧ流れの高温側）から上流側（すなわち、ＬＮＧ流れの低温側）へと順に配置されている。また、復路配管Ｍａ・Ｍｃおよび分岐管Ｍｄ１・Ｍｄ２上には、それぞれＣＯ２の流量を調節するためのバルブＶ１〜Ｖ４が設けられいる。
【００２５】
復路配管ＭａはコンデンサＣｂに接続されている。また、復路配管Ｍｂには高圧用のフィードポンプ３１が設けられており、復路配管Ｍｂの下流側は分岐管Ｍｂ１・Ｍｂ２に分岐した後に排熱回収ボイラ２１に接続されている。また、復路配管Ｍｃには低圧用のコンデンセートポンプ３２が設けられており、復路配管Ｍｃの下流側はコンデンサＣｂに接続されている。また、復路配管Ｍｄにはコンデンセートポンプ３２よりも更に低圧用のコンデンセートポンプ３３が設けられており、復路配管Ｍｄの下流側はコンデンサＣｂに接続されている。
【００２６】
往路配管Ｌａ・Ｌｂ・Ｌｃ・Ｌｄには、それぞれ複数の加熱器Ｈａ１〜Ｈａ３、加熱器Ｈｂ１〜Ｈｂ３、加熱器Ｈｃ１・Ｈｃ２、及び加熱器Ｈｄ１・Ｈｄ２が設けられている。復路配管Ｍａで輸送されるＣＯ２（ここでは、温度：21℃、圧力：60ＭＰａＡ）は、コンデンサＣｂに再び導入される。
【００２７】
復路配管Ｍｂで輸送されるＣＯ２（ここでは、温度：−0.9℃、圧力：3.4ＭＰａＡ）は、排熱回収ボイラ２１へ循環する。復路配管Ｍｂに連なる分岐管Ｍｂ１で輸送される比較的低温のＣＯ２は、加熱器Ｈｃ１および加熱器Ｈａ１に順に導入され、往路配管Ｌｃ・Ｌａで輸送される比較的高温のＣＯ２と熱交換された後に排熱回収ボイラ２１に戻される。また、分岐管Ｍｂ２で輸送される比較的低温のＣＯ２は、加熱器Ｈｄ１および加熱器Ｈｂ１に順に導入され、往路配管Ｌｃ・Ｌａで輸送される比較的高温のＣＯ２と熱交換された後に排熱回収ボイラ２１へ循環する。なお、分岐管Ｍｂ１・Ｍｂ２へにおけるＣＯ２の流量は、バルブＶ５・Ｖ７により適切に調節することが可能である。
【００２８】
分岐管Ｍｂ１の下流側から更に分岐されたＣＯ２注入管３５は、排熱回収ボイラ２１の伝熱管２２の中間部に接続されている。このＣＯ２注入管３５から注入するＣＯ２の量を、バルブＶ７を用いて適切に制御することにより、排熱回収ボイラ２１内の各部（上流部、中間部、下流部）におけるＣＯ２の温度のプロファイルを最適化することができる。すなわち、超臨界状態のＣＯ２の比熱は高温程小さくなるが、中間部におけるＣＯ２の注入により、排ガスの温度低下とＣＯ２の温度上昇とを略一定の温度差で実現することが可能となり、高効率な熱交換を実施することができる。
【００２９】
復路配管Ｍｃで輸送される比較的低温のＣＯ２（ここでは、温度：−26.5℃、圧力：1.6ＭＰａＡ）は、加熱器Ｈｂ３および加熱器Ｈａ３に順に導入され、往路配管Ｌｂ・Ｌａで輸送される比較的高温のＣＯ２と熱交換された後にコンデンサＣｂに再び導入される。
【００３０】
復路配管Ｍｄで輸送されるＣＯ２（ここでは、温度：−49.4℃、圧力：0.7ＭＰａＡ）は、コンデンサＣｂに再び導入される。復路配管Ｍｄは、その下流側で分岐管Ｍｄ１・Ｍｄ２に分岐されている。分岐管Ｍｄ１で輸送される比較的低温のＣＯ２は、加熱器Ｈｃ２および加熱器Ｈａ２に順に導入され、往路配管Ｌｃ・Ｌａで輸送される比較的高温のＣＯ２と熱交換された後にコンデンサＣｂに再び導入される。また、分岐管Ｍｄ２で輸送される比較的低温のＣＯ２は、加熱器Ｈｄ２および加熱器Ｈｂ２に順に導入され、往路配管Ｌｄ・Ｌｂで輸送される比較的高温のＣＯ２と熱交換された後にコンデンサＣｂに再び導入される。
【００３１】
上記発電システムでは、ＣＯ２タービン３の排気ＣＯ２を凝縮させるコンデンサＣａ・Ｃｂ・Ｃｃ・ＣｄがＬＮＧライン８に設けられ、排気ＣＯ２を熱源としてＬＮＧを気化するとともに、熱交換後の排気ＣＯ２を排熱回収ボイラ２１に循環させる構成としたため、従来の蒸気タービンの復水器に用いられるような海水等の冷却水を必要とすることなく、また、ＣＯ２は水蒸気と比べて比体積が小さいため、小型で高効率の発電システムを実現することができる。さらに、ＣＯ２は、空気や水に対して化学的に不活性であるため、配管系統や周辺設備の損傷が生じても漏洩による環境的なトラブルを回避することができるという利点もある。
【００３２】
また、上記発電システムでは、コンデンサＣａ・Ｃｂ・Ｃｃ・Ｃｄが、ＬＮＧライン８におけるＬＮＧの圧力レベルに応じて複数設けられ、しかもコンデンサＣａ・Ｃｂ・Ｃｃ・Ｃｄには、ＣＯ２タービンから互いに温度が異なるＣＯ２がそれぞれ供給される構成としたため、各コンデンサＣａ・Ｃｂ・Ｃｃ・Ｃｄにおける熱交換の温度条件を適正化して、ＬＮＧの冷熱をより有効に活用することが可能となり、ＣＯ２を作動流体としたランキンサイクルの効率を向上させることができる。また、昇圧能力の異なるＬＮＧ用のポンプを効率的に使い分けることができるという利点もある。特に、ＣＯ２タービン３からコンデンサＣａ・Ｃｂ・Ｃｃ・Ｃｄに対して供給される比較的高温の排気ＣＯ２により、熱交換後の比較的低温の排気ＣＯ２を加熱する加熱器Ｈａ１〜Ｈａ３、加熱器Ｈｂ１〜Ｈｂ３、加熱器Ｈｃ１・Ｈｃ２、及び加熱器Ｈｄ１・Ｈｄ２を備えるため、再生サイクルにより、ランキンサイクルの効率がより向上する。
【００３３】
本発明を特定の実施形態に基づいて詳細に説明したが、上記実施形態はあくまでも例示であって、本発明はこれらの実施形態によって限定されるものではない。例えば、本発明に係る発電システムにおいて、コンデンサ、加熱器、及びポンプの数量および配置は、システムの規模や使用環境に応じて種々の変更が可能であり、また、ＣＯ２の流路には圧力を調整するためのレギュレータを更に用いることもできる。
【符号の説明】
【００３４】
１ 発電システム
２ ガスタービン
３ ＣＯ２タービン
４ 第１発電機
５ 第２発電機
６ ＬＮＧタンク
８ ＬＮＧライン（液化ガスの流路）
１１ コンプレッサ
１２ 燃焼器
１３ タービン
２１ 排熱回収ボイラ（排熱回収装置）
２２ 伝熱管
３５ ＣＯ２注入管（注入流路）
Ｃ コンデンサ
Ｈ 加熱器
Ｌ 往路配管（ＣＯ２の往路流路）
Ｍ 復路配管（ＣＯ２の復路流路）
Ｖ バルブ
【技術分野】
【０００１】
本発明は、液化天然ガス（以下、ＬＮＧと称する。）などの液化ガスの冷熱を利用した複合発電システムに関する。
【０００２】
通常、極低温（約−162℃）のＬＮＧを気化し常温まで加熱する場合には大量の海水が使用される。そこで、その冷熱エネルギーを有効利用する目的で、ＬＮＧの冷熱発電システムが既に数例設置されている。冷熱発電は、低熱源をＬＮＧ冷熱ＱＬ（ＬＮＧの潜熱と約−162℃から常温までの顕熱）、高熱源を海水の熱量Ｑｈとするランキンサイクルとなり、Ａ＝Ｑｈ−ＱＬがシステムから回収できるエネルギーとなる。ところが、通常の発電システムでは高熱源と低熱源の温度差が比較的低いため、移動する熱量のＱｈ、ＱＬと比較して回収動力Ａすなわち発電量が相対的に小さくなって高価な発電設備となり、その普及は少ない。また必要となる海水量は、冷熱発電を設置しない場合は、熱量ＱＬ相当であるが、冷熱発電を採用すると熱量Ｑｈ相当となり、かえって、海水の使用量が増加するという欠点がある。
【０００３】
そこで、冷熱発電でなく、そのような廃熱および冷熱の有効利用を図るべく、例えば、液化燃料を気化する気化器と、この気化器で気化された燃料を加熱する加熱器と、加熱器で加熱された燃料の燃焼ガスにより水を蒸発させて水蒸気を発生する蒸気発生器と、蒸気発生器で発生した水蒸気により駆動される蒸気タービンと、この蒸気タービンを駆動した水蒸気を復水する復水器とを備え、復水器での冷却に用いられた冷却水（温排水）等によって液化燃料を気化することにより、蒸気発生器での水蒸気の発生に用いられた燃焼ガスから熱を回収して加熱器での燃料の加熱に用いるようにした発電システムが存在する（特許文献１参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２００５−９８２４０号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
ところが上記装置では、極低温（約−162℃）のＬＮＧを、ほぼ常温の空気と熱交換するため大きな温度差におけるエネルギー授受となり、大きなエクセルギーロス伴う冷熱回収となる。また極低温のＬＮＧと空気の熱交換では霜の発生対策を含めて、熱交換システムのハード設計は難しい。また大型発電所に天然ガスを供給する上記気化設備が、大型発電所が稼動してないと機能しないと言う運用面の難点もある。
【０００６】
本発明は、このような従来技術の課題を鑑みて案出されたものであり、ＬＮＧ冷熱を低熱源とし、気化するＬＮＧ量の約5％程度の燃料ガスを消費する比較的小型のガスタービンの排熱を高熱源とする、ＣＯ２を作動流体としたランキンサイクルを適用することにより、海水を不要とするＬＮＧ気化設備と、従来の冷熱発電より安い発電単価の冷熱発電システムを提供することを目的としている。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
上記課題を解決するためになされた第１の発明は、液化ガスを燃料とするガスタービンと、前記ガスタービンによって駆動される第１発電機と、前記ガスタービンの排ガスでＣＯ２を加熱することによって排熱を回収する排熱回収装置と、前記排熱回収装置において加熱されたＣＯ２から動力を得るＣＯ２タービンと、前記ＣＯ２タービンによって駆動される第２発電機と、前記ＣＯ２タービンから排気されたＣＯ２を凝縮させるコンデンサとを備え、前記コンデンサは、前記排気されたＣＯ２を前記液化ガスの気化に供される熱源として使用し、前記排熱回収装置は、前記コンデンサで使用された後のＣＯ２を加熱する構成とする。
【０００８】
また、第２の発明として、前記コンデンサは、前記液化ガスの流路において、当該液化ガスの圧力レベルに応じて複数設けられ、当該複数のコンデンサには、前記ＣＯ２タービンから互いに温度が異なるＣＯ２がそれぞれ供給される構成とすることができる。
【０００９】
また、第３の発明として、前記ＣＯ２タービンから前記コンデンサに至るＣＯ２の往路流路を通過する前記ＣＯ２により、前記各コンデンサから前記排熱回収装置に至るＣＯ２の復路流路に通過する前記ＣＯ２を加熱する加熱器を更に備えた構成とすることができる。
【００１０】
また、第４の発明として、前記排熱回収装置は、互い伝熱壁を介して隣接する前記排気ＣＯ２が通過する第１流路および前記排ガスが通過する第２流路を有し、前記排気ＣＯ２は、前記第１流路の流入部から排出部まで通過する間に前記排ガスから受熱し、前記第１流路は、前記流入部と前記排出部との間の中間部に前記排気ＣＯ２の少なくとも一部を注入する注入流路が設けられた構成とすることができる。
【発明の効果】
【００１１】
上記第１の発明によれば、ＬＮＧを気化する熱を、ＣＯ２を作動流体とするランキンサイクルの低熱源とすることにより、ＬＮＧの気化に必要となる海水が不要となる。また所内動力を賄う、小型ガスタービンの排ガスエネルギーを当該ＣＯ２ランキンサイクルの高熱源に利用することで、蒸気タービンを組み合えあせた複合サイクルと比較して、コンパクトで、かつ蒸気の復水器に海水などの冷却水を必要としない小規模高効率複合サイクル発電システムを実現できるという優れた効果を奏する。
また、上記第２の発明によれば、各コンデンサにおける熱交換の温度条件を適正化して液化ガスの冷熱をより有効に活用することが可能となり、ＣＯ２を作動流体としたランキンサイクルの効率を向上させることができる。
また、上記第３の発明によれば、循環するＣＯ２の温度および圧力を適切に調整することが可能となり、ＣＯ２を作動流体としたランキンサイクルの効率をより向上させることができる。
また、上記第４の発明によれば、注入管から注入するＣＯ２の量を適切に制御することにより、排熱回収装置内の各部（流入部、中間部、排出部）におけるＣＯ２の温度のプロファイルを最適化することができ、高効率な熱交換を実施することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１２】
【図１】実施形態に係る発電システムの概略を示す構成図である。
【図２】図１の発電システムの一部を変更して示す要部詳細図である。
【発明を実施するための形態】
【００１３】
以下、図１を参照しながら、本発明の実施形態に係る発電システムの構成について説明する。図１では、ＣＯ２やＬＮＧの流れの方向を矢印で示している。
【００１４】
発電システム１は、気化されたＬＮＧを燃料とするガスタービン２と、ガスタービン２の排ガスを熱源とするＣＯ２タービン３とを備え、ガスタービン２およびＣＯ２タービン３によりそれぞれ駆動される第１発電機４および第２発電機５で発電を行うものである。この発電システム１においては、ＬＮＧタンク６に貯蔵されたＬＮＧが、ＬＮＧポンプ７によって所定の流量（ここでは、100ｔ／ｈｒ）でＬＮＧライン８を通して輸送され、輸送途中に設けられた複数（ここでは、２台）のコンデンサＣａ・Ｃｂによって段階的に昇温および気化される。気化されたＬＮＧは、その所定量（ここでは、4.6ｔ／ｈｒ）がガスタービン２に送られるとともに、残量（ここでは、95.4ｔ／ｈｒ）がＬＮＧライン８から分岐する都市ガス向けの供給配管９に送られる。
【００１５】
この発電システム１においては、ＣＯ２はＬＮＧの気化による低温熱源によって凝縮され、この密度が高くなったＣＯ２に高温熱源であるガスタービン２の排ガスからの熱エネルギが供給される。このようなプロセスにより、エネルギが蓄積された作動流体であるＣＯ２はＣＯ２タービン３を回転させて発電を行う。
【００１６】
ガスタービン２では、コンデンサＣａ・Ｃｂによって気化されたＬＮＧの一部と、軸流式のコンプレッサ１１で圧縮された燃焼用空気とが燃焼器１２に送り込まれ、そこで圧縮空気と混合されたＬＮＧが燃焼する。そして、この燃焼により発生した高温高圧の燃焼ガスの運動エネルギにより軸流式のタービン１３を回転させる。第１発電機４は、ガスタービン２の出力軸２ａに接続され、この出力軸２ａの回転力を電力（ここでは、約20ＭＷの出力）に変換する。
【００１７】
また、ガスタービン２には、その排熱を回収するための向流熱交換器として排熱回収ボイラ２１が付設されている。排熱回収ボイラ２１では、ガスタービン２からボイラ本体の煙道（第２流路）に供給された排ガス（燃焼ガス）と、この煙道内に配設された伝熱管（第１流路）２２を流れるＣＯ２との間で伝熱壁を介した熱交換が行われる。詳細は図示しないが、ボイラ本体内には伝熱管群からなる複数の加熱ユニットが設けられており、排ガスとＣＯ２と効率的な熱交換が可能となっている。
【００１８】
ＣＯ２タービン３は、排熱回収ボイラ２１で加熱されたＣＯ２（すなわち、ガスタービン２の排熱）を高熱源とする一方、ＬＮＧのガス化の際の冷熱を低熱源とし、ＣＯ２を作動流体としたランキンサイクルにより、その出力軸３ａに接続された第２発電機５によって高効率の発電（ここでは、約15ＭＷの出力）を行う。ＣＯ２タービン３では、排熱回収ボイラ２１から供給される高温高圧のＣＯ２の運動エネルギにより図示しないタービン翼を回転させる。
【００１９】
ＣＯ２タービン３には、抽出または排出されたＣＯ２（以下、排気ＣＯ２という。）をコンデンサＣａ・Ｃｂまで輸送するための複数（ここでは、２系統）の往路配管Ｌａ・Ｌｂが接続されている。往路配管Ｌａ・Ｌｂには、各コンデンサＣａ・ＣｂにおけるＬＮＧの昇温および気化の条件に応じて、互いに異なる温度および圧力の排気ＣＯ２がＣＯ２タービン３から供給される。往路配管Ｌａ・Ｌｂの下流側は、それぞれコンデンサＣａ・Ｃｂを介して復路配管Ｍａ・Ｍｂへと連なる。復路配管Ｍａには高圧用のフィードポンプ３１が設けられており、復路配管Ｍａの下流側は排熱回収ボイラ２１に接続されている。また、復路配管Ｍｂには低圧用のコンデンセートポンプ３２が設けられており、復路配管Ｍｂの下流側はコンデンサＣａに接続されている。
【００２０】
往路配管Ｌａおよび往路配管Ｌｂには、それぞれ複数の加熱器Ｈａ１・Ｈａ２および加熱器Ｈｂ１・Ｈｂ２が設けられている。これらの加熱器Ｈａ１・Ｈａ２・Ｈｂ１・Ｈｂ２は、ＣＯ２タービン３からコンデンサＣａ・Ｃｂに供給される比較的高温の排気ＣＯ２と、コンデンサＣａ・Ｃｂから排熱回収ボイラ２１に循環する比較的低温の排気ＣＯ２との間で熱交換を行って再生サイクルを実現するものである。復路配管Ｍａで輸送されるＣＯ２は、加熱器Ｈｂ１および加熱器Ｈａ１に順に導入され、往路配管Ｌｂ・Ｌａで輸送されるＣＯ２と熱交換された後に排熱回収ボイラ２１に戻される。同様に、復路配管Ｍｂで輸送されるＣＯ２は、加熱器Ｈｂ２および加熱器Ｈａ２に順に導入され、往路配管Ｌｂ・Ｌａで輸送されるＣＯ２と熱交換された後にコンデンサＣａに再び導入される。
【００２１】
次に、図２を参照しながら、発電システム１の動作の詳細について説明する。なお、図２に示す発電ステム１は、コンデンサ、加熱器、及びＬＮＧポンプの数量および配置等について一部変更が加えられていることを除けば、図１に示した発電システム１と同様のシステムである。図２において、図１の場合と同様の構成要素については、同一の符号を付して詳細な説明を省略する。
【００２２】
発電システム１では、排熱回収ボイラ２１において、ガスタービン２から供給された排ガスは加熱流体としてボイラ本体の一方側から導入されて図２中の水平方向に流れる。一方、ＣＯ２は、受熱流体として排ガスの流れに対向するように排熱回収ボイラ２１の下流部（すなわち、排ガス流れの低温部）に導入され、伝熱管２２を通して上流部（すなわち、排ガス流れの高温部）に向けて送られる。ＣＯ２は排ガスとの熱交換により超臨界状態（すなわち、臨界温度31℃、臨界圧力7.38ＭＰａ以上の状態）となり、最終的に得られた高温高圧（ここでは、温度：507℃、圧力：20ＭＰａＡ）のＣＯ２がＣＯ２タービン３に導入される。超臨界状態のＣＯ２は、蒸気の場合に比べて体積変化が小さいため、比較的簡易な構成でコンパクトな設備を実現できる。
【００２３】
ＣＯ２タービン３には、排気ＣＯ２をコンデンサＣａ・Ｃｂまで輸送するための複数（ここでは、４系統）の往路配管Ｌａ・Ｌｂ・Ｌｃ・Ｌｄが接続されている。ここで、ＣＯ２タービン３からの排気ＣＯ２の温度および圧力は、往路配管Ｌａに導入されるＣＯ２（ここでは、温度：366℃、圧力：6.1ＭＰａＡ）が最も高く、以下、往路配管Ｌｂに導入されるＣＯ２（ここでは、温度：306℃、圧力：3.5ＭＰａＡ）、往路配管Ｌｂに導入されるＣＯ２（ここでは、温度：234℃、圧力：1.68ＭＰａＡ）、及び往路配管Ｌｂに導入されるＣＯ２（ここでは、温度：165℃、圧力：0.74ＭＰａＡ）の順により低温低圧となる。
【００２４】
往路配管Ｌａ・Ｌｂ・Ｌｃ・Ｌｄの下流側は、それぞれコンデンサＣａ・Ｃｂ・Ｃｃ・Ｃｄを介して復路配管Ｍａ・Ｍｂ・Ｍｃ・Ｍｄへと連なる。コンデンサＣａ・Ｃｂ・Ｃｃ・Ｃｄは、ＬＮＧライン８の下流側（すなわち、ＬＮＧ流れの高温側）から上流側（すなわち、ＬＮＧ流れの低温側）へと順に配置されている。また、復路配管Ｍａ・Ｍｃおよび分岐管Ｍｄ１・Ｍｄ２上には、それぞれＣＯ２の流量を調節するためのバルブＶ１〜Ｖ４が設けられいる。
【００２５】
復路配管ＭａはコンデンサＣｂに接続されている。また、復路配管Ｍｂには高圧用のフィードポンプ３１が設けられており、復路配管Ｍｂの下流側は分岐管Ｍｂ１・Ｍｂ２に分岐した後に排熱回収ボイラ２１に接続されている。また、復路配管Ｍｃには低圧用のコンデンセートポンプ３２が設けられており、復路配管Ｍｃの下流側はコンデンサＣｂに接続されている。また、復路配管Ｍｄにはコンデンセートポンプ３２よりも更に低圧用のコンデンセートポンプ３３が設けられており、復路配管Ｍｄの下流側はコンデンサＣｂに接続されている。
【００２６】
往路配管Ｌａ・Ｌｂ・Ｌｃ・Ｌｄには、それぞれ複数の加熱器Ｈａ１〜Ｈａ３、加熱器Ｈｂ１〜Ｈｂ３、加熱器Ｈｃ１・Ｈｃ２、及び加熱器Ｈｄ１・Ｈｄ２が設けられている。復路配管Ｍａで輸送されるＣＯ２（ここでは、温度：21℃、圧力：60ＭＰａＡ）は、コンデンサＣｂに再び導入される。
【００２７】
復路配管Ｍｂで輸送されるＣＯ２（ここでは、温度：−0.9℃、圧力：3.4ＭＰａＡ）は、排熱回収ボイラ２１へ循環する。復路配管Ｍｂに連なる分岐管Ｍｂ１で輸送される比較的低温のＣＯ２は、加熱器Ｈｃ１および加熱器Ｈａ１に順に導入され、往路配管Ｌｃ・Ｌａで輸送される比較的高温のＣＯ２と熱交換された後に排熱回収ボイラ２１に戻される。また、分岐管Ｍｂ２で輸送される比較的低温のＣＯ２は、加熱器Ｈｄ１および加熱器Ｈｂ１に順に導入され、往路配管Ｌｃ・Ｌａで輸送される比較的高温のＣＯ２と熱交換された後に排熱回収ボイラ２１へ循環する。なお、分岐管Ｍｂ１・Ｍｂ２へにおけるＣＯ２の流量は、バルブＶ５・Ｖ７により適切に調節することが可能である。
【００２８】
分岐管Ｍｂ１の下流側から更に分岐されたＣＯ２注入管３５は、排熱回収ボイラ２１の伝熱管２２の中間部に接続されている。このＣＯ２注入管３５から注入するＣＯ２の量を、バルブＶ７を用いて適切に制御することにより、排熱回収ボイラ２１内の各部（上流部、中間部、下流部）におけるＣＯ２の温度のプロファイルを最適化することができる。すなわち、超臨界状態のＣＯ２の比熱は高温程小さくなるが、中間部におけるＣＯ２の注入により、排ガスの温度低下とＣＯ２の温度上昇とを略一定の温度差で実現することが可能となり、高効率な熱交換を実施することができる。
【００２９】
復路配管Ｍｃで輸送される比較的低温のＣＯ２（ここでは、温度：−26.5℃、圧力：1.6ＭＰａＡ）は、加熱器Ｈｂ３および加熱器Ｈａ３に順に導入され、往路配管Ｌｂ・Ｌａで輸送される比較的高温のＣＯ２と熱交換された後にコンデンサＣｂに再び導入される。
【００３０】
復路配管Ｍｄで輸送されるＣＯ２（ここでは、温度：−49.4℃、圧力：0.7ＭＰａＡ）は、コンデンサＣｂに再び導入される。復路配管Ｍｄは、その下流側で分岐管Ｍｄ１・Ｍｄ２に分岐されている。分岐管Ｍｄ１で輸送される比較的低温のＣＯ２は、加熱器Ｈｃ２および加熱器Ｈａ２に順に導入され、往路配管Ｌｃ・Ｌａで輸送される比較的高温のＣＯ２と熱交換された後にコンデンサＣｂに再び導入される。また、分岐管Ｍｄ２で輸送される比較的低温のＣＯ２は、加熱器Ｈｄ２および加熱器Ｈｂ２に順に導入され、往路配管Ｌｄ・Ｌｂで輸送される比較的高温のＣＯ２と熱交換された後にコンデンサＣｂに再び導入される。
【００３１】
上記発電システムでは、ＣＯ２タービン３の排気ＣＯ２を凝縮させるコンデンサＣａ・Ｃｂ・Ｃｃ・ＣｄがＬＮＧライン８に設けられ、排気ＣＯ２を熱源としてＬＮＧを気化するとともに、熱交換後の排気ＣＯ２を排熱回収ボイラ２１に循環させる構成としたため、従来の蒸気タービンの復水器に用いられるような海水等の冷却水を必要とすることなく、また、ＣＯ２は水蒸気と比べて比体積が小さいため、小型で高効率の発電システムを実現することができる。さらに、ＣＯ２は、空気や水に対して化学的に不活性であるため、配管系統や周辺設備の損傷が生じても漏洩による環境的なトラブルを回避することができるという利点もある。
【００３２】
また、上記発電システムでは、コンデンサＣａ・Ｃｂ・Ｃｃ・Ｃｄが、ＬＮＧライン８におけるＬＮＧの圧力レベルに応じて複数設けられ、しかもコンデンサＣａ・Ｃｂ・Ｃｃ・Ｃｄには、ＣＯ２タービンから互いに温度が異なるＣＯ２がそれぞれ供給される構成としたため、各コンデンサＣａ・Ｃｂ・Ｃｃ・Ｃｄにおける熱交換の温度条件を適正化して、ＬＮＧの冷熱をより有効に活用することが可能となり、ＣＯ２を作動流体としたランキンサイクルの効率を向上させることができる。また、昇圧能力の異なるＬＮＧ用のポンプを効率的に使い分けることができるという利点もある。特に、ＣＯ２タービン３からコンデンサＣａ・Ｃｂ・Ｃｃ・Ｃｄに対して供給される比較的高温の排気ＣＯ２により、熱交換後の比較的低温の排気ＣＯ２を加熱する加熱器Ｈａ１〜Ｈａ３、加熱器Ｈｂ１〜Ｈｂ３、加熱器Ｈｃ１・Ｈｃ２、及び加熱器Ｈｄ１・Ｈｄ２を備えるため、再生サイクルにより、ランキンサイクルの効率がより向上する。
【００３３】
本発明を特定の実施形態に基づいて詳細に説明したが、上記実施形態はあくまでも例示であって、本発明はこれらの実施形態によって限定されるものではない。例えば、本発明に係る発電システムにおいて、コンデンサ、加熱器、及びポンプの数量および配置は、システムの規模や使用環境に応じて種々の変更が可能であり、また、ＣＯ２の流路には圧力を調整するためのレギュレータを更に用いることもできる。
【符号の説明】
【００３４】
１ 発電システム
２ ガスタービン
３ ＣＯ２タービン
４ 第１発電機
５ 第２発電機
６ ＬＮＧタンク
８ ＬＮＧライン（液化ガスの流路）
１１ コンプレッサ
１２ 燃焼器
１３ タービン
２１ 排熱回収ボイラ（排熱回収装置）
２２ 伝熱管
３５ ＣＯ２注入管（注入流路）
Ｃ コンデンサ
Ｈ 加熱器
Ｌ 往路配管（ＣＯ２の往路流路）
Ｍ 復路配管（ＣＯ２の復路流路）
Ｖ バルブ
【特許請求の範囲】
【請求項１】
液化ガスを燃料とするガスタービンと、
前記ガスタービンによって駆動される第１発電機と、
前記ガスタービンの排ガスでＣＯ２を加熱することによって排熱を回収する排熱回収装置と、
前記排熱回収装置において加熱されたＣＯ２から動力を得るＣＯ２タービンと、
前記ＣＯ２タービンによって駆動される第２発電機と、
前記ＣＯ２タービンから排気されたＣＯ２を凝縮させるコンデンサと
を備え、
前記コンデンサは、前記排気されたＣＯ２を前記液化ガスの気化に供される熱源として使用し、前記排熱回収装置は、前記コンデンサで使用された後のＣＯ２を加熱することを特徴とする複合発電システム。
【請求項２】
前記コンデンサは、前記液化ガスの流路において、当該液化ガスの圧力レベルに応じて複数設けられ、当該複数のコンデンサには、前記ＣＯ２タービンから互いに温度が異なるＣＯ２がそれぞれ供給されることを特徴とする、請求項１に記載の複合発電システム。
【請求項３】
前記ＣＯ２タービンから前記コンデンサに至るＣＯ２の往路流路を通過する前記ＣＯ２により、前記各コンデンサから前記排熱回収装置に至るＣＯ２の復路流路に通過する前記ＣＯ２を加熱する加熱器を更に備えたことを特徴とする、請求項２に記載の複合発電システム。
【請求項４】
前記排熱回収装置は、互い伝熱壁を介して隣接する前記排気ＣＯ２が通過する第１流路および前記排ガスが通過する第２流路を有し、
前記排気ＣＯ２は、前記第１流路の流入部から排出部まで通過する間に前記排ガスから受熱し、
前記第１流路は、前記流入部と前記排出部との間の中間部に前記排気ＣＯ２の少なくとも一部を注入する注入流路が設けられたことを特徴とする、請求項１から請求項３のいずれかに記載の複合発電システム。
【請求項１】
液化ガスを燃料とするガスタービンと、
前記ガスタービンによって駆動される第１発電機と、
前記ガスタービンの排ガスでＣＯ２を加熱することによって排熱を回収する排熱回収装置と、
前記排熱回収装置において加熱されたＣＯ２から動力を得るＣＯ２タービンと、
前記ＣＯ２タービンによって駆動される第２発電機と、
前記ＣＯ２タービンから排気されたＣＯ２を凝縮させるコンデンサと
を備え、
前記コンデンサは、前記排気されたＣＯ２を前記液化ガスの気化に供される熱源として使用し、前記排熱回収装置は、前記コンデンサで使用された後のＣＯ２を加熱することを特徴とする複合発電システム。
【請求項２】
前記コンデンサは、前記液化ガスの流路において、当該液化ガスの圧力レベルに応じて複数設けられ、当該複数のコンデンサには、前記ＣＯ２タービンから互いに温度が異なるＣＯ２がそれぞれ供給されることを特徴とする、請求項１に記載の複合発電システム。
【請求項３】
前記ＣＯ２タービンから前記コンデンサに至るＣＯ２の往路流路を通過する前記ＣＯ２により、前記各コンデンサから前記排熱回収装置に至るＣＯ２の復路流路に通過する前記ＣＯ２を加熱する加熱器を更に備えたことを特徴とする、請求項２に記載の複合発電システム。
【請求項４】
前記排熱回収装置は、互い伝熱壁を介して隣接する前記排気ＣＯ２が通過する第１流路および前記排ガスが通過する第２流路を有し、
前記排気ＣＯ２は、前記第１流路の流入部から排出部まで通過する間に前記排ガスから受熱し、
前記第１流路は、前記流入部と前記排出部との間の中間部に前記排気ＣＯ２の少なくとも一部を注入する注入流路が設けられたことを特徴とする、請求項１から請求項３のいずれかに記載の複合発電システム。
【図１】
【図２】
【図２】
【公開番号】特開２０１１−３２９５４（Ｐ２０１１−３２９５４Ａ）
【公開日】平成２３年２月１７日（２０１１．２．１７）
【国際特許分類】
【出願番号】特願２００９−１８１１９７（Ｐ２００９−１８１１９７）
【出願日】平成２１年８月４日（２００９．８．４）
【出願人】（０００００３２８５）千代田化工建設株式会社 (162)
【Ｆターム（参考）】
【公開日】平成２３年２月１７日（２０１１．２．１７）
【国際特許分類】
【出願日】平成２１年８月４日（２００９．８．４）
【出願人】（０００００３２８５）千代田化工建設株式会社 (162)
【Ｆターム（参考）】
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