JP2005098240A - 発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】運転の効率化を図った発電システムを提供する。
【解決手段】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ことで、燃焼ガスでの排熱を低減し、発電システムの効率的な運転が図られる。復水器から熱を回収して気化器での液化燃料の気化に用いることで、復水器からの排熱をより低減し、発電システムのより効率的な運転が図られる。
【選択図】図１

Description

本発明は、液化燃料、例えば、ＬＮＧを用いて発電を行う発電システムに関する。

液化天然ガス（ＬＮＧ）をエネルギー源として発電を行う発電システムがある。このような発電システムには、ＬＮＧの燃焼ガスでガスタービンを回転するガスタービン発電システム、ＬＮＧを燃焼した熱で水蒸気を発生させて蒸気タービンを回転させる蒸気タービン発電システム、さらにはこれらを組み合わせたコンバインド発電システムがある。
いずれのシステムでもＬＮＧを燃焼することで発生した熱エネルギーがタービン等により電気エネルギーに変換される。なお、ＬＮＧの気化は海水等を用いて行える（特許文献１参照）
特開平１１−１０１１３０

しかしながら、ＬＮＧを燃焼することで発生した熱エネルギーが電気エネルギーに変換される際に、その一部を廃熱として捨てている。
例えば、ガスタービンの回転や蒸気の発生に用いられた燃焼ガスを排ガスとして捨てていることから、廃熱が発生する。また、水蒸気を復水するときに暖められた冷却水からも廃熱が発生する。
本発明はこのような課題を解決するためになされたもので、運転の効率化を図った発電システムを提供することを目的としている。

Ａ．上記目的を達成するために本発明に係る発電システムは、液化燃料を気化する気化器と、前記気化器で気化された燃料を加熱する加熱器と、前記加熱器で加熱された燃料を燃焼した燃焼ガスにより、水を蒸発させて水蒸気を発生する蒸気発生器と、を具備し、前記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前記加熱器での燃料の加熱に用いる、ことを特徴とする。
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前記加熱器での燃料の加熱に用いることで、燃焼ガスでの排熱を低減し、発電システムの効率的な運転が図られる。

ここで、発電システムが、前記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、前記蒸気タービンを駆動した水蒸気を復水する復水器と、をさらに具備し、前記復水器から熱を回収して前記気化器での液化燃料の気化に用いてもよい。
復水器から熱を回収して気化器での液化燃料の気化に用いることで、復水器からの排熱を低減できる。

Ｂ．上記目的を達成するために本発明に係る発電システムは、液化燃料を気化する気化器と、前記気化器で気化された燃料を燃焼した燃焼ガスにより駆動されるガスタービンと、前記ガスタービンを駆動した燃焼ガスにより、水を蒸発させて水蒸気を発生する蒸気発生器と、を具備し、前記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前記気化器での液化燃料の気化、加熱に用いる、ことを特徴とする。
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気化器での液化燃料の気化、加熱に用いることで、燃焼ガスでの排熱を低減することができる。

１．ここで、前記燃焼ガスからの熱の回収、および液化燃料の気化が、水を熱媒体として行われてもよい。
水により熱を伝達することで、燃焼ガスの排熱を液化燃料の気化に利用することができる。

２．前記燃焼ガスからの熱の回収、および液化燃料の気化が、空気を熱媒体として行われてもよい。
空気により熱を伝達することで、燃焼ガスの排熱を液化燃料の気化に利用することができる。

３．発電システムが、前記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、前記蒸気タービンを駆動した水蒸気を復水する復水器と、をさらに具備し、前記復水器から熱を回収して前記気化器での液化燃料の気化に用いてもよい。

（１）前記燃焼ガスおよび前記復水器からの熱の回収、および液化燃料の気化が、水を熱媒体として行われてもよい。
水により熱を伝達することで、復水器および燃焼ガスの排熱を液化燃料の気化に利用することができる。

（２）前記燃焼ガスおよび前記復水器からの熱の回収、および液化燃料の気化が、空気を熱媒体として行われてもよい。
空気によって熱を伝達することで、復水器および燃焼ガスの排熱を液化燃料の気化に利用することができる。

以上説明したように、本発明によれば運転の効率化を図った発電システムを提供できる。

本発明の実施形態では、ガスタービンの駆動や蒸気の発生に用いられた燃焼ガス（排ガス）、復水器での蒸気の復水に用いられた冷媒（水冷のときの温排水、空冷のときの温風）をＬＮＧの気化や加熱に利用することで、排ガス、冷媒からの廃熱の有効利用を図っている。即ち、ＬＮＧからの冷熱と、排ガス、冷媒からの廃熱とを相殺することで、冷熱、排熱双方の有効利用を図る。
このために、必要に応じて、ＬＮＧ、排ガス、冷媒から冷熱、排熱の回収が図られる。
以下、図面を参照して、本発明の実施の形態を詳細に説明する。

（第１実施形態）
図１は本発明の第１実施形態に係る発電システム１０の構成を示す模式図である。
発電システム１０は、ＬＮＧタンク１１，気化器１２，熱交換器１３，ボイラー１４，熱交換器１５，煙突１６，発電機２１，蒸気タービン２２，復水器２３，ポンプ２４，２５を有する汽力発電システムである。

ＬＮＧタンク１１は，ＬＮＧ（Liquefied Natural Gas：液化天然ガス）を蓄積するタンクである。ＬＮＧタンク１１内のＬＮＧはタンク内のポンプ（図示せず）によって気化器１２に送られる。
気化器１２は，ＬＮＧを気化して気体状の天然ガスを発生するための装置である。本実施形態では紙面上方から温水をシャワー状にして流すことで気化器１２中を通過するＬＮＧを気化する。後述のように、この温水に復水器２３の冷却水として使用された温排水を用いることで、発電システム１０での排熱の低減が図られる。
熱交換器１３は，気化されたＬＮＧを熱交換器１５から送られてきた熱によって加熱するための加熱器である。後述のように、この加熱には、ボイラー１４からの排ガスが用いられることから、発電システム１０での排熱の低減が図られる。
ボイラー１４は，ＬＮＧを燃焼させ、この燃焼の際に発生する熱により水を蒸発させて水蒸気を発生する蒸気発生器である。
熱交換器１５は，ボイラー１４で燃焼され、水の気化に用いられたＬＮＧの排ガスから熱を回収する熱回収装置である。熱交換器１５で回収された排熱は熱交換器１３に送られて気化器１２でのＬＮＧの気化に用いられる。この結果、発電システム１０での排熱の低減および運転の効率化が図られる。
煙突１６は，ボイラー１４で利用された排ガスを大気中に放出する。

発電機２１は，蒸気タービン２２により駆動されることで、発電を行う（電力の発生）。
蒸気タービン２２は，ボイラー１４で発生された蒸気により回転され、発電機２１を駆動する。
復水器２３は，蒸気タービン２２の回転に用いられた蒸気を冷却して水に戻し再利用する。蒸気の冷却に取水口３１から採取された冷却水（例えば、海水や、河川水等の陸水）が用いられる。冷却水は取水口３１からポンプ２４により復水器２３に送られ、蒸気を冷却して温排水となった後に、ポンプ２５によって気化器１２に送られ、ＬＮＧの気化に用いられる。この結果、復水器２３からの排熱がＬＮＧの気化に利用され、発電システム１０での排熱の低減および運転の効率化が図られる。
ポンプ２４，２５はそれぞれ、取水口３１から復水器２３へ、復水器２３から気化器１２へと冷却水を搬送する。

取水口３１は、海洋、河川等に接続され、海水、または陸水を取り入れることができる。取水口３１から採取された冷却水は、地点Ｐ１で２つに区分され、その一部がポンプ２４を通じて復水器２３に送られる他に、その他は復水器２３を迂回する。これは、復水器２３、気化器１２それぞれで必要とする冷却水の流量が必ずしも一致しないことから、両者間で流量を調節するためである。
復水器２３を通過した、または迂回した冷却水はその後に地点Ｐ２で合流し、ポンプ２５により気化器１２に送られ、気化器１２でＬＮＧの気化に用いられた後に、ポンプ２４により復水器２３に戻る。このように冷却水は繰り返し利用することが可能である。
放水口３２，３３は、取水口３１から採取された冷却水を弁の開閉により適宜に放出する放出口である。

（発電システム１０の動作）
続いて、図を参照してこの第１実施形態の発電システム１０の動作について説明する。
ＬＮＧタンク１１内のＬＮＧは気化器１２で気化され、熱交換器１３で加熱された後に、ボイラー１４で燃焼されて水蒸気の発生に用いられる。その後、燃焼ガスは熱交換器１５を経由して煙突１６から大気中に排ガスとして排出される。
ボイラー１４で発生した水蒸気は蒸気タービン２２の回転に用いられた後に、復水器２３で復水されて、ボイラー１４に再送され、水蒸気の発生に再利用される。
冷却水は取水口３１から取り入れられ、地点Ｐ１で分岐して、ポンプ２４を経由して復水器２３を通過、または復水器を迂回して、地点Ｐ２で合流する。その後、冷却水は、ポンプ２５を経由して気化器１２に送られＬＮＧの気化に用いられた後に、復水器２３に戻って再利用される。

発電システム１０では、以下のように排熱の回収、有効利用が図られる。
復水器２３での復水に用いられた冷却水（温排水）が気化器１２でのＬＮＧの気化に用いられる。
また、熱交換器１５によりボイラー１４からの排ガスの熱が回収され、熱交換器１３での気化されたＬＮＧの加熱に用いられる。

以上のような発電システム１０での排熱の低減、およびそれによる効率の向上を定量的に考える。
ここでは、話を判りやすくするために、排ガスによる燃料の加熱のみについて考える。即ち、気化器１２でのＬＮＧの気化は取水口３１から採取された冷却水（例えば海水）をそのまま用い、復水器２３からの排熱の利用は行わないこととする。また、排ガスとして煙突中での排ガスを考えることとする。

発電システムとして１０００ＭＷ出力の汽力発電プラントを考えるとそのスペックは典型的には以下のようになる。
発電出力Ｐ： １０００ＭＷ
ＬＮＧ入熱Ｑｌ：２４６９ＭＷ
発電効率η：４０．５％（＝Ｐ／Ｑｌ＊１００＝１０００／２４６９＊１００）
ＬＮＧ流量Ｇｌ：４５．５ｋｇ／ｓ
ＬＮＧ液体（気化前）温度Ｔ０：−１５０℃
ＬＮＧ気体（気化後）温度Ｔ１： ２０℃
煙突排ガス熱量Ｑｇ：３６８ＭＷ
煙突排ガス流量Ｇｇ：８２９ｋｇ／ｓ
煙突排ガス温度Ｔｇ：１０５℃

以上から、煙突排ガスを用いた場合でも気化されたＬＮＧを２０℃から７０℃程度まで加熱することが可能であることが判る。
既述のようにＬＮＧの気化は海水（−１５０℃から２０℃まで昇温）によって、気化されたＬＮＧの加熱は煙突排ガス（２０℃から７０℃まで昇温）によって行われることとしている。煙突排ガスのみを用いてＬＮＧの気化、加熱の双方を行うことも可能であり、その方が排熱の低減および運転の効率化を図ることができる。しかしながら、ここでは煙突排ガスの温度が低下して排煙排出基準への適合性が変化する可能性を考慮して、煙突排ガスの温度の低下を押さえた条件で試算を行う。

このとき、煙突排ガスからのＬＮＧの単位時間当たりの受熱量ΔＱは、次の式（１）で表される。
ΔＱ＝（ｈ（Ｔ１）−ｈ（Ｔ０））・Ｇｌ ……式（１）
ここで、
ｈ（Ｔ０）：気化前（温度Ｔ０）のＬＮＧのエンタルピ
ｈ（Ｔ１）：気化後（温度Ｔ１）のＬＮＧのエンタルピ
である。
このときの発電効率η１は次の式（２）で表される。
η１＝Ｐ／（Ｑｌ−ΔＱ）・１００ ……式（２）

式（１）、（２）に上述の１０００ＭＷ出力の汽力発電プラントのスペックを当てはめると次の式（３）のように表される。
ΔＱ＝５ＭＷ
η１＝１０００ＭＷ／（２４６９ＭＷ−５ＭＷ）・１００
＝４０．６％ ……式（３）
式（３）から、ＬＮＧの加熱を行わない場合のη＝４０．５％と比較すると発電効率が０．１％向上したことが判る。これは、ＬＮＧを年間で１０００ｔ以上節約可能なことを意味する。

（第２実施形態）
図２は本発明の第２実施形態に係る発電システム１１０の構成を示す模式図である。
発電システム１１０は、ＬＮＧタンク１１１，熱交換器１１２，燃焼室１１３，ガスタービン１１４，排熱回収ボイラー１１５，煙突１１６，熱回収装置１１７，発電機１２１，蒸気タービン１２２，復水器１２３，冷却塔１２４，ポンプ１２５，１２６を有するコンバインドサイクル発電システムである。

ＬＮＧタンク１１１は，ＬＮＧを蓄積するタンクである。ＬＮＧタンク１１１内のＬＮＧはタンク内のポンプ（図示せず）によって気化器１１２に送られる。
熱交換器１１２は，ＬＮＧを気化して気体状の天然ガスを発生する気化器および加熱器として機能する。熱交換器１１２は、復水器１２３での冷却に用いられた温排水を排ガス（排熱回収ボイラー１１５から煙突１１６への排出ガス）によって加熱した温水によってＬＮＧを気化、加熱する。復水器１２３からの温排水、および排熱回収ボイラー１１５からの排ガスの熱を用いてＬＮＧを気化、加熱することで、発電システム１１０での排熱の低減が図られる。
燃焼室１１３は、ガスタービン１１４内に設置され、気化されたＬＮＧを燃焼して燃焼ガスを発生する。
ガスタービン１１４は，燃焼室１１３で発生された燃焼ガスにより回転され、発電機１２１を駆動する。
排熱回収ボイラー１１５は，ガスタービン１１４の回転に用いられた排ガスの熱により水を蒸発させて水蒸気を発生する蒸気発生器である。
煙突１１６は，排熱回収ボイラー１１５で利用された排ガスを大気中に放出する。煙突１１６には、排ガスから熱を回収する熱回収装置１１７（熱交換器）が設置される。熱回収装置１１７で回収された排熱は熱交換器１１２に送られてＬＮＧの気化に用いられる。

発電機１２１は，ガスタービン１１４および蒸気タービン１２２により駆動されることで、発電を行う（電力の発生）。
蒸気タービン１２２は，排熱回収ボイラー１１５で発生された蒸気により回転され、発電機１２１を駆動する。
復水器１２３は，蒸気タービン１２２の回転に用いられた蒸気を冷却して水に戻し再利用する。
冷却塔１２４は、熱交換器１１２でのＬＮＧの気化に用いられた水を冷却する。水を大気の流れに接触させてその一部を蒸発させることで、水を冷却し、復水器１２３の冷却水として再利用できるようにする。なお、熱交換器１１２と冷却塔１２４を気化器に変更してもよい。
ポンプ１２５，１２６はそれぞれ、冷却水を冷却塔１２４から復水器１２３へ、蒸気発生用の水を復水器１２３から排熱回収ボイラー１１５へと搬送する。

（発電システム１１０の動作）
続いて、図を参照してこの第２実施形態の発電システム１１０の動作について説明する。
ＬＮＧタンク１１１内のＬＮＧは熱交換器１１２で気化、加熱された後に、燃焼室１１３で燃焼されて、燃焼ガスとなり、ガスタービン１１４の回転に用いられる。その後、燃焼ガスは排熱回収ボイラー１１５での水蒸気の発生に用いられた後に、煙突１１６から大気中に排ガスとして排出される。
排熱回収ボイラー１１５で発生した水蒸気は蒸気タービン１２２の回転に用いられた後に、復水器１２３で復水されて、ポンプ１２６により排熱回収ボイラー１１５に再送され、水蒸気の発生に再利用される。
さらに、冷却水は冷却塔１２４からポンプ１２５を経由して復水器１２３に送られ、復水に用いられた後、熱回収装置１１７による排ガスからの熱回収に用いられる。その後、熱交換器１１２に送られＬＮＧの気化、加熱に用いられた後に、冷却塔１２４に戻って再利用のために冷却される。

発電システム１１０では、以下のように排熱の回収、有効利用が図られる。
復水器１２３での復水に用いられた冷却水（温排水）が熱交換器１１２でのＬＮＧの気化に用いられる。
また、熱回収装置１１７により排ガスの熱が回収され、熱交換器１１２でのＬＮＧの気化に用いられる。

（第３実施形態）
図３は本発明の第３実施形態に係る発電システム２１０の構成を示す模式図である。
発電システム２１０は、ＬＮＧタンク２１１，熱交換器２１２，燃焼室２１３，ガスタービン２１４，排熱回収ボイラー２１５，煙突２１６，熱回収装置２１７，発電機２２１，蒸気タービン２２２，復水器２２３，熱交換器２２４，送風機２２５，ポンプ２２６を有するコンバインドサイクル発電システムである。

ＬＮＧタンク２１１は，ＬＮＧを蓄積するタンクである。ＬＮＧタンク２１１内のＬＮＧはタンク内のポンプ（図示せず）によって気化器２１２に送られる。
熱交換器２１２は，ＬＮＧを気化して気体状の天然ガスを発生する気化器および加熱器として機能する。熱交換器２１２は、復水器２２３での冷却に用いられた温風を排ガス（排熱回収ボイラー２１５から煙突２１６への排出ガス）によって加熱した温風によってＬＮＧを気化、加熱する。復水器２２３からの温風、および熱回収装置２１７で回収された排ガスの熱を用いてＬＮＧを気化、加熱することで、発電システム２１０での排熱の低減および運転の効率化が図られる。
燃焼室２１３は、ガスタービン２１４内に設置され、気化されたＬＮＧを燃焼して燃焼ガスを発生する。
ガスタービン２１４は，燃焼室２１３で発生された燃焼ガスにより回転され、発電機２２１を駆動する。
排熱回収ボイラー２１５は，ガスタービン２１４の回転に用いられた排ガスの熱により水を蒸発させて水蒸気を発生する蒸気発生器である。
煙突２１６は，排熱回収ボイラー２１５で利用された排ガスを大気中に放出する。煙突２１６には、排ガスから熱を回収する熱回収装置２１７（熱交換器）が設置される。熱回収装置２１７で回収された排熱は熱交換器２２４に送られて空気の加熱に用いられる。

発電機２２１は，ガスタービン２１４および蒸気タービン２２２により駆動されることで、発電を行う。
蒸気タービン２２２は，排熱回収ボイラー２１５で発生された蒸気により回転され、発電機２２１を駆動する。
復水器２２３は，蒸気タービン２２２の回転に用いられた蒸気を冷却して水に戻し再利用する。復水器２２３は空冷であり、送風機２２５によって大気を取り入れて蒸気を復水し、加熱された温風を熱交換器２２４に送る。
熱交換器２２４は、復水器２２３から送られた温風を熱回収装置２１７で回収された熱によりさらに加熱して、熱交換器２１２へと送る。
ポンプ２２６は、蒸気発生用の水を復水器２２３から排熱回収ボイラー２１５へと搬送する。

（発電システム２１０の動作）
続いて、図を参照してこの第３実施形態の発電システム２１０の動作について説明する。
ＬＮＧタンク２１１内のＬＮＧは熱交換器２１２で気化、加熱された後に、燃焼室２１３で燃焼されて、燃焼ガスとなり、ガスタービン２１４の回転に用いられる。その後、燃焼ガスは排熱回収ボイラー２１５での水蒸気の発生に用いられた後に、煙突２１６から大気中に排ガスとして排出される。
排熱回収ボイラー２１５で発生した水蒸気は蒸気タービン２２２の回転に用いられた後に、復水器２２３で復水されて、排熱回収ボイラー２１５に再送され、水蒸気の発生に再利用される。
さらに、冷却用の空気は復水器２２３で取り入れられ、復水に用いられた後、熱回収装置２１７により排ガスから回収された熱により加熱され、熱交換器２１２に送られＬＮＧの気化、加熱に用いられる。

発電システム２１０では、以下のように排熱の回収、有効利用が図られる。
復水器２２３での復水に用いられた冷却用空気（温風）が熱交換器２１２でのＬＮＧの気化、加熱に用いられる。
また、熱回収装置２１７により排ガスの熱が回収され、熱交換器２１２でのＬＮＧの気化、加熱に用いられる。

本発明に係る第１実施形態に係る発電システムの構成を表すブロック図である。 本発明に係る第２実施形態に係る発電システムの構成を表すブロック図である。 本発明に係る第３実施形態に係る発電システムの構成を表すブロック図である。

符号の説明

１０ 発電システム
１１ ＬＮＧタンク
１２ 気化器
１３ 熱交換器
１４ ボイラー
１５ 熱交換器
１６ 煙突
２１ 発電機
２２ 蒸気タービン
２３ 復水器
１１０ 発電システム
１１１ ＬＮＧタンク
１１２ 熱交換器
１１３ 燃焼室
１１４ ガスタービン
１１５ 廃熱回収ボイラー
１１６ 煙突
１２１ 発電機
１２２ 蒸気タービン
１２３ 復水器
２１０ 発電システム
２１１ ＬＮＧタンク
２１２ 熱交換器
２１３ 燃焼室
２１４ ガスタービン
２１５ 廃熱回収ボイラー
２１６ 煙突
２２１ 発電機
２２２ 蒸気タービン
２２３ 復水器

Claims (8)

1. 液化燃料を気化する気化器と、
   前記気化器で気化された燃料を加熱する加熱器と、
   前記加熱器で加熱された燃料を燃焼した燃焼ガスにより、水を蒸発させて水蒸気を発生する蒸気発生器と、を具備し、
   前記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前記加熱器での燃料の加熱に用いる、
   ことを特徴とする発電システム。
2. 前記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、
   前記蒸気タービンを駆動した水蒸気を復水する復水器と、をさらに具備し、
   前記復水器から熱を回収して前記気化器での液化燃料の気化に用いる、
   ことを特徴とする請求項１記載の発電システム。
3. 液化燃料を気化する気化器と、
   前記気化器で気化された燃料を燃焼した燃焼ガスにより駆動されるガスタービンと、
   前記ガスタービンを駆動した燃焼ガスにより、水を蒸発させて水蒸気を発生する蒸気発生器と、を具備し、
   前記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前記気化器での液化燃料の気化に用いる、
   ことを特徴とする発電システム。
4. 前記燃焼ガスからの熱の回収、および液化燃料の気化が、水を熱媒体として行われる
   ことを特徴とする請求項３記載の発電システム。
5. 前記燃焼ガスからの熱の回収、および液化燃料の気化が、空気を熱媒体として行われる
   ことを特徴とする請求項３記載の発電システム。
6. 前記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、
   前記蒸気タービンを駆動した水蒸気を復水する復水器と、をさらに具備し、
   前記復水器から熱を回収して前記気化器での液化燃料の気化に用いる、
   ことを特徴とする請求項３記載の発電システム。
7. 前記燃焼ガスおよび前記復水器からの熱の回収、および液化燃料の気化が、水を熱媒体として行われる
   ことを特徴とする請求項６記載の発電システム。
8. 前記燃焼ガスおよび前記復水器からの熱の回収、および液化燃料の気化が、空気を熱媒体として行われる
   ことを特徴とする請求項６記載の発電システム。

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