JP2005291094A - 液化ガス気化装置利用発電設備 - Google Patents

Abstract

【課題】 既存のＬＮＧ気化器を改造すれば冷熱利用が可能となるＬＮＧ気化器利用発電設備を提供する。
【解決手段】 中間熱媒体蒸発器２１で蒸発する中間熱媒体は、膨張タービン２３を回転駆動して、発電機２４から発電出力が得られる。膨張タービン２３から排出される中間熱媒体は、吸気冷却媒体熱交換器３０で、吸気冷却媒体と熱交換する。吸気冷却媒体は、吸気冷却器３１に送込まれ、ガスタービン発電装置１４のガスタービンで圧縮する吸気を冷却する。吸気冷却によって、ガスタービン発電装置１４の発電出力を増加させることができる。ＬＮＧ気化器１２としては、既存の装置を利用することができる。
【選択図】 図１

Description

本発明は、低温液化天然ガス（以下、「ＬＮＧ」と略称する。）や低温液化石油ガス（以下、「ＬＰＧ」と略称する。）等の冷熱を利用して発電を行う液化ガス気化装置利用発電設備に関する。

従来から、都市ガスの原料や火力発電所の燃料などに、ＬＮＧが利用されている。ＬＮＧは、海外などの天然ガス（以下、「ＮＧ」と略称する。）産地で冷却して液化され、ＬＮＧタンカーなどで、臨海地区などに設けられるＬＮＧ基地に輸送されて来る。ＬＮＧ基地には、ＬＮＧを貯留するＬＮＧタンクとＬＮＧ気化器とが設けられ、需要に応じてＬＮＧを気化して供給する。ＬＮＧは、−１５５℃程度の低温であり、ＮＧとして供給する際には、常温付近まで加温する必要もある。臨海地区に設けるＬＮＧ基地では、ＬＮＧ気化器でＬＮＧの気化とＮＧの加温とを行うための熱源水として、海水や河川水などが利用される。

図６は、海水を熱源とするＬＮＧ気化器１の概略的な構成を示す。このようなＬＮＧ気化器１は、本件出願人の商標で、「ＴＲＩ−ＥＸ式気化器」と呼ばれ、本件出願人から関連する技術がさらに提案されている（たとえば、特許文献１参照）。ＬＮＧ気化器１では、ＬＮＧを気化させるＬＮＧ蒸発器２と、気化したＮＧの温度を常温付近まで昇温するように加温するＮＧ加温器３とを備える。ＬＮＧ蒸発器２およびＮＧ加温器３は、それぞれシェル・アンド・チューブ型の熱交換器である。ＬＮＧ蒸発器２とＮＧ加温器３との間には、中間部４が設けられる。ＬＮＧ蒸発器２内には、上方に複数の伝熱管５が配置され、各伝熱管５内をＬＮＧが流れて気化する。ＬＮＧ蒸発器２内の下方にも複数の伝熱管６が配置され、各伝熱管６にはＮＧ加温器３でＮＧを加温した熱源水が流れる。ＮＧ加温器３内には、複数の伝熱管７が配置され、各伝熱管７内を気化したＮＧが流れて加温される。なお、都市ガスを製造するＬＮＧ気化器１では、液化石油ガス（ＬＰＧ）などがＬＮＧに添加されて、熱量調整が行われ、ＮＧ加温器３から得られるＮＧは都市ガスとして一定の熱量を有するように成分が調整される。

ＬＮＧ蒸発器２内には、中間熱媒体が貯留され、下方には液相の中間熱媒体液８が貯留される。伝熱管６は、中間熱媒体液８に浸漬される。中間熱媒体液８は、伝熱管６内の海水から与えられる熱で蒸発して、ＬＮＧ蒸発器２内の上方では気相の中間熱媒体蒸気９となる。中間熱媒体としては、Ｒ２２などのフロン系の冷媒や、炭化水素系の冷媒などが使用される。中間熱媒体蒸気９は、上方の伝熱管５内のＬＮＧによって冷却され、凝縮される中間媒体液８が下方の液相に加わる。伝熱管６内の海水は、ＮＧ加温器３で伝熱管７中を流れながら、複数の邪魔板１０を迂回するような流路で流れるＮＧを加温する。

図６に示すようなＬＮＧ気化器１では、ＬＮＧの有する冷熱は熱源となる海水などを冷却するのに使われ、ほとんど利用していない。本件出願人は、ＬＮＧ気化器１などの中間熱媒体を抽出して、ガスタービンの吸気冷却や冷蔵倉庫などに直接冷熱として利用する冷熱発生機能付きガス気化装置などを提案している（たとえば、特許文献２参照）。

特開平８−２６９４６８号公報 特開２００１−８１４８４号公報

ガスタービンでは、燃焼用の空気を空気圧縮機で圧縮してから燃料ガスと混合して燃焼させ、燃焼排ガスを膨張させながらタービンを回転させる。タービンの回転軸は、空気圧縮機と発電機とを回転駆動する。ガスタービンの吸気温度特性としては、吸気温度が高くなると、空気圧縮動力が増加し、発電出力が低下するようになる。ＬＮＧを燃料としてガスタービンを使用する火力発電設備などでは、ＬＮＧ冷熱と熱交換した冷媒を冷熱源として、吸気を冷却する方式が提案されている。ガスタービンの吸気冷却のために、ＬＮＧ冷熱を直接利用して、空気とＬＮＧを熱交換しようとすると、空気に含まれる水分が低温のＬＮＧによって霜や氷となってしまうので、熱交換器内に、多量の着霜および着氷が生じる。着霜や着氷を防ぐためには、熱交換前に空気を充分に除湿する除湿装置が必要となり、また着霜や着氷が生じるとその除去のための除去装置が必要となり、設備費用が高くなってしまう。

ＬＮＧを気化させるＬＮＧ気化器を、気化したＬＮＧを燃料とするガスタービン専用とし、中間熱媒体でガスタービンの吸気冷却を行うような設備であれば、ＬＮＧ冷熱を有効に利用し、発電出力を高めることができる。しかしながら、燃料は熱量を調節しないＮＧを用いるため、都市ガス用に熱量調整しているＬＮＧ気化器を利用することができず、専用の気化器が必要となる。したがって、図６に示すようなＬＮＧ気化器１が既に稼働しているような場合、新たな気化器を設ける必要がある。

特許文献２のように、ＬＮＧ気化器に使用している中間熱媒体をガスタービンの吸気冷却用の冷媒として用いる場合は、０℃よりも低い温度、たとえば−４０℃の中間熱媒体を、ＬＮＧ気化器から距離があるガスタービン発電装置まで輸送し、再びＬＮＧ気化器に戻るように循環させなければならない。

本発明の目的は、既存の液化ガス気化装置を改造すれば冷熱利用が可能となる液化ガス気化装置利用発電設備を提供することである。

本発明は、低温液化ガスを中間熱媒体を介して常温の熱源液と熱交換して気化させ、常温のガスを生成する中間熱媒体式の液化ガス気化装置と、
液化ガス気化装置から中間熱媒体の蒸気を抽出して冷熱発電を行い、発電に使用した中間熱媒体の蒸気を液化ガス気化装置に戻す冷熱発電装置と、
ガスタービンで発電機を駆動するガスタービン発電装置と、
液化ガス気化装置で得られる冷熱で、冷却媒体を０℃と常温との間で予め設定される温度範囲となるように冷却し、該冷却媒体を循環させてガスタービンの吸気を冷却する吸気冷却装置とを含むことを特徴とする液化ガス気化装置利用発電設備である。

また本発明は、前記吸気冷却装置は、前記中間熱媒体との熱交換で前記冷却媒体を冷却することを特徴とする。

また本発明は、前記吸気冷却装置は、前記常温の熱源液を前記冷却媒体として利用することを特徴とする。

また本発明は、前記液化ガス気化装置で気化させる低温液化ガス量を制御可能な低温液化ガス制御弁と、
前記熱源液を保温可能な保温装置と、
発電停止時に、低温液化ガス制御弁によって低温液化ガスを減少させて液化ガス気化装置をクールダウン状態に保ち、保温装置によって熱源液の保温を行うように制御する制御装置とを、さらに含むことを特徴とする。

また本発明は、前記ガスタービン発電装置は、前記ガスタービンの排熱を利用して、蒸気サイクルを組み合わせたコンバインドサイクルを形成して発電を行い、
該蒸気サイクルの復水器は、熱回収で前記液化ガス気化装置の熱源液を加温することを特徴とする。

本発明によれば、中間熱媒体式の液化ガス気化装置から中間熱媒体の蒸気を抽出して冷熱発電を行い、発電に使用した中間熱媒体を液化ガス気化装置に戻すので、冷熱発電の過程でも、周囲の環境から熱を取込んで発電に利用することができる。吸気冷却装置は、液化ガス気化装置で得られる冷熱で、ガスタービンの吸気を冷却するので、ガスタービン発電装置では、吸気の圧縮に要する動力を低減して、発電出力を増大させ、効率よく発電を行うことができる。既存の液化ガス気化装置を利用して発電を行う場合は、中間熱媒体を抽出しての冷熱発電と、ガスタービン発電での吸気冷却とを併用するので、効率よく発電出力を得ることができる。

また本発明によれば、吸気冷却装置は、中間熱媒体との熱交換で冷却媒体を冷却するので、冷却媒体を低温の低温液化ガスと直接熱交換する必要はなく、冷却媒体を冷却する設備の構成を簡素化して、設備コストを低減することができる。

また本発明によれば、吸気冷却装置は、常温の熱源液を冷却媒体として利用するので、中間熱媒体は冷熱発電のみに利用することができる。

また本発明によれば、低温液化ガス制御弁と、保温装置と、制御装置とをさらに含む。低温液化ガス制御弁は、液化ガス気化装置で気化させる低温液化ガス量を制御可能である。保温装置は、熱源液を保温可能である。制御装置は、発電停止時に、低温液化ガス制御弁によって低温液化ガスを減少させて液化ガス気化装置をクールダウン状態に保ち、保温装置によって熱源の保温を行うように制御するので、熱源液の凍結を避けることができる。

また本発明によれば、ガスタービン発電装置は、ガスタービンの排熱を利用して、蒸気サイクルを組み合わせたコンバインドサイクルを形成して発電を行うので、効率よく発電出力を得ることができる。蒸気サイクルの復水器は、熱回収で液化ガス気化装置の熱源液を加温するので、蒸気サイクルからの低位の排熱も、低温液化ガス気化の熱源として有効に利用することができる。

図１は、本発明の実施の一形態であるＬＮＧ気化器利用発電設備１１の概略的な配管構成を示す。ＬＮＧ気化器１１は、図６と同様な構成を有する既存のＬＮＧ気化器１２を利用して発電を行うために、冷熱発電装置１３およびガスタービン発電装置１４を備え、ガスタービンの吸気冷却のための吸気冷却装置１５も備えている。ＬＮＧ気化器１２は、たとえばフロンＲ２２などを中間熱媒体として使用し、中間熱媒体蒸発器２１および中間熱媒体凝縮器２２を含む。中間熱媒体蒸発器２１および中間熱媒体凝縮器２２は、図６のＬＮＧ蒸発器２内の下方部分および上方部分にそれぞれ相当する。冷熱発電装置１３は、膨張タービン２３および発電機２４を含む。中間熱媒体蒸発器２１で蒸発する中間熱媒体は、たとえばフロンＲ２２では約１６℃程度（０．７ＭＰａＧ）であり、膨張タービン２３に導かれて、膨張タービン２３を回転駆動する。膨張タービン２３の回転軸には発電機２４の回転軸が連結されており、膨張タービン２３の回転で発電機２４も回転して発電出力が得られる。膨張タービン２３から排出される中間熱媒体は、たとえばフロンＲ２２ではその沸点付近の約−４０℃（７ｋＰａＧ）程度であり、中間熱媒体凝縮器２２に戻り、−１５５℃程度のＬＮＧと熱交換して、凝縮する。中間熱媒体としは、ＬＰＧなどを利用することもできる。

吸気冷却装置１５は、中間熱媒体ポンプ２５、三方弁２６、開閉弁２７，２８、流量制御弁２９、吸気冷却媒体熱交換器３０、吸気冷却器３１および吸気冷却媒体ポンプ３２を含む。中間熱媒体ポンプ２５は、中間熱媒体凝縮器２２で凝縮する中間熱媒体を吸引し、吸気冷却媒体熱交換器３０を経て中間熱媒体蒸発器２１に向うように送出する。中間熱媒体ポンプ２５と吸気冷却媒体熱交換器３０との間には、三方弁２６が設けられ、中間熱媒体の一部が吸気冷却媒体熱交換器３０をバイパスして中間熱媒体蒸発器２１に送られるように制御することができる。三方弁２６と吸気冷却媒体熱交換器３０との間には、開閉弁２７が設けられ、通常は開弁状態であり、必要に応じて閉弁状態に切換えることができる。三方弁２６がバイパスする経路と平行に、通常は閉弁状態である開閉弁２８も設けられ、必要に応じて開弁状態に切換えることもできる。三方弁２６と中間熱媒体蒸発器２１との間には、流量制御弁２９も設けられ、冷熱発電装置１３および吸気冷却装置１５で冷熱を利用する中間熱媒体の流量を調整することができる。

吸気冷却媒体熱交換器３０では、中間熱媒体と吸気冷却媒体であるブラインとが熱交換する。ブラインとしては、たとえばエチレングリコール系やプロピレングリコール系などを使用する。中間熱媒体として、約−４０℃まで冷却されるフロンＲ２２を使用する場合、吸気冷却媒体はたとえば１５℃で吸気冷却媒体熱交換器３０に流入し、５℃に冷却され、吸気冷却媒体ポンプ３２に吸引されて吸気冷却媒体熱交換器３０から流出する。吸気冷却媒体熱交換器３０で冷却される吸気冷却媒体は、吸気冷却媒体ポンプ３２によって吸気冷却器３１に送込まれる。

吸気冷却器３１は、伝熱管３３に吸気冷却媒体を流しながら、伝熱管３３の周囲を通過させるガスタービン発電装置１４へ供給する空気を冷却する。吸気冷却器３１には、伝熱管３３、吸気フィルタ３４、およびエリミネータ３５が含まれる。吸気となる空気の温度および湿度は、夏季を想定して、気温が３５℃、相対湿度が５５％ＲＨであり、これを２０℃まで冷却する場合を想定する。吸気フィルタ３４は、吸入される空気からゴミなどを除去する。エリミネータ３５は、吸気に残存している水分などを除去する。除去される水分などは、ドレン３６となって、吸気冷却器３１の外部に排出される。

たとえば、ＬＮＧ気化器１２で、１２０ｔ／ｈの割合でＬＮＧを気化する場合、中間熱媒体としてのフロンＲ２２の循環量は、２９０ｔ／ｈ程度となる。中間熱媒体としてのフロンＲ２２の圧力は０．７ＭＰａＧ程度となる。中間熱媒体蒸発器２１から膨張タービン２３に入る中間熱媒体の温度は１６℃程度となる。膨張タービン２３から出る中間熱媒体は、−４０℃に冷却され、７ｋＰａＧ程度まで減圧される。−４０℃の中間熱媒体は、吸気冷却媒体熱交換器３０でブラインなどの吸気冷却媒体と熱交換して０℃まで昇温し、中間熱媒体蒸発器２１に戻る。吸気冷却媒体熱交換器３０では、吸気冷却媒体であるブラインに対して、４１０ｔ／ｈの流量分を１５℃から５℃に冷却することができる。冷却された吸気冷却媒体は、吸気冷却器３１で４３５ｔ／ｈの吸気を、約２０℃まで冷却することができる。この吸気冷却に必要なＬＮＧは約１７ｔ／ｈである。

図２は、図１の吸気冷却媒体熱交換器３０で中間熱媒体としてフロンＲ２２を利用する場合の温度と交換熱量との関係を示す。吸気冷却媒体であるブラインの温度は、５〜１５℃の範囲で使用する。中間熱媒体としてのフロンＲ２２は、沸点である１６℃よりも低い温度範囲で使用するので、顕熱を冷熱利用することになる。吸気冷却は、２０℃であるので、冬季は吸気冷却の必要はない。

ＬＮＧ気化器利用発電設備１１としてＬＮＧ気化器１２を使用する場合の制御は、次のように行う。
１）ＬＮＧ気化器１２内の伝熱管の凍結を防止するために、吸気冷却媒体と循環させるブライン量は、常時４１０ｔ／ｈで運用する。
２）ＬＮＧ気化量を制御し、ＬＮＧ気化器１２から排出される海水に対する出口温度をコントロールする。ＬＮＧ気化器１２出口からの海水温度が７℃以下になると、ＬＮＧ制御弁によってＬＮＧ流量を減らすようにする。

図３は、図１のＬＮＧ気化器利用発電設備１１の詳細な配管構成を示す。図２に示すように、中間熱媒体であるフロンＲ２２は−４０℃まで冷却されても、吸気冷却媒体は５〜１５℃の温度範囲で使用することができ、ブラインの凍結のおそれはない。

さらに、中間熱媒体の循環路には三方制御弁４２を設け、中間熱媒体温度検出器４３および吸気冷却媒体温度検出器４４が検出する温度に従って、吸気冷却媒体熱交換器３０であるブライン冷却器への中間熱媒体の供給をバイパスする制御を行い、ブラインの凍結を防止するようにしている。吸気冷却媒体温度検出器４４は、吸気冷却媒体熱交換器３０からのブライン出口温度Ｔ１を検出する。中間熱媒体温度検出器４３は、吸気冷却媒体熱交換器からの中間熱媒体出口温度Ｔ２を検出する。三方制御弁４２は、ブライン出口温度Ｔ１が５℃で中間熱媒体出口温度Ｔ２が５℃未満となるように、吸気冷却媒体熱交換器３０であるブライン冷却器に流入する中間熱媒体の流量を制御する。ただし、中間熱媒体出口温度Ｔ２が５℃を越えるときは、三方制御弁４２は吸気冷却媒体熱交換器３０をバイパスする中間熱媒体の流量を増やして、中間熱媒体の温度上昇を抑える。また、中間熱媒体出口温度Ｔ２が５℃以下で、ブライン出口温度Ｔ１が５℃未満となるときは、三方制御弁４２は吸気冷却媒体熱交換器３０をバイパスする中間熱媒体の流量を増やして、ブラインの温度低下を抑える。中間熱媒体出口温度Ｔ２が５℃以下で、ブライン出口温度Ｔ１が５℃を越えるときは、三方制御弁４２は吸気冷却媒体熱交換器３０をバイパスする中間熱媒体の流量を減らして、ブラインの温度上昇を抑える。

中間熱媒体蒸発器２１内に貯留される中間熱媒体の量は、液面計４５が液面の高さとして検出する。流量制御弁２９は、液面計４５の検出する液面の高さが一定となるように、中間熱媒体の流量を制御する。中間熱媒体の循環路には、バイパス路も設けられ、流量制御弁４６を流量検出器４７が検出する中間熱媒体の流量に従って制御し、中間熱媒体の一部を直接中間熱媒体凝縮器２２に戻す。吸気冷却媒体であるブラインは、ブラインポンプとしての吸気冷却媒体ポンプ３２でブライン冷却器としての吸気冷却媒体熱交換器３０に送り込まれ、ブラインタンクとしての吸気冷却媒体タンク４８を設けて貯留する。本実施形態のＬＮＧ気化器利用発電設備１１では、ＬＮＧ気化器１２および冷熱発電装置１３を気化器エリアに設置し、ガスタービン発電装置を発電エリアに分けて設置し、気化器エリアと発電エリアとの間でブラインを往復させて結合させることができる。図１のＬＮＧ気化器利用発電設備１１でも、吸気冷却媒体であるブラインの往復配管を設ければ、気化器エリアと発電エリアとの間を結合することができる。このような吸気冷却媒体を用いると、吸気冷却器３１では、霜付着による伝熱阻害が起らず、効率よく熱交換を行うことができる。また、−４０℃などの低温に冷却される中間熱媒体の低温配管で気化器エリアと発電エリアとの間を結合する必要がないので、配管工事費を安価にすることができる。

図４は、本発明の実施の他の形態であるＬＮＧ気化器利用発電設備５１の概略的な配管構成を示す。本実施形態で、図１および図３のＬＮＧ気化器利用発電設備１１に対応する部分には同一の参照符を付し、重複する説明を省略する。本実施形態では、ＬＮＧ気化器１２の熱源水として海水ではなく、河川水などの真水を用いる。吸気冷却媒体に、ＬＮＧ気化器１２で熱源として利用している水の一部を利用する。ＬＮＧ気化器１２の中間熱媒体であるフロンＲ２２は、冷熱発電装置１３でのみ利用する。ＬＮＧ気化器１２に海水ではなく、吸気冷却器３１であるガスタービン吸気冷却器の冷却水を直接通水することによって、ＬＮＧ気化器１２を図１および図３の吸気冷却媒体熱交換器３０としても機能させることができる。ＬＮＧ気化器１２内で、冷却水は中間熱媒体と熱交換し、ＬＮＧとは直接熱交換しないので凍結のおそれはない。凍結のおそれがないので、ブラインを使用しないでも問題はない。

ＬＮＧ気化器１２へのＬＮＧの流入側には、ＬＮＧ制御弁５２を設け、ブラインに対しては保温装置５３を設ける。ＬＮＧ制御弁５２および保温装置５３は、制御装置５４によって制御する。なお、ＬＮＧ制御弁５２は、通常、ＬＮＧ気化器１２から取出される冷水の出口温度を検出する吸気冷媒温度検出器５５が検出する温度に応答し、冷水温度が５℃となるようにＬＮＧ流量を制御する。吸気冷却器３１で冷却される吸気の温度が２０℃となるように、吸気温度検出器５７で温度を検出し、三方制御弁５８で冷水の一部が吸気冷却器３１をバイパスするように流量調整する。

大気温度があまり高くないときや、ガスタービンの負荷が小さいときは、制御装置５４の制御で、ＬＮＧ制御弁５２での流量調整を行い、ＬＮＧ流量を絞ることによって、必要な量のみ冷熱を供給し、冷却水温度を制御して、凍結するような温度まで低下しないようにする。ＬＮＧ気化器１２は、クールダウン状に保たれる。また、ガスタービンへの吸気を冷却する吸気冷却器３１の近傍に三方制御弁５８を設け、急激な負荷変動時の空気温度を制御する。冷水の加温用に、蒸気などの熱源を利用する保温装置５３を設け、冷水の凍結を防ぐ。吸気冷却媒体は７〜１３℃の温度範囲で使用することができ、水を媒体として利用しても、凍結のおそれはない。

図５は、図１または図４のＬＮＧ気化器利用発電設備１１，５１で、ガスタービン発電装置１４に代えて使用することができるコンバインドサイクル６０の概略的な装置構成を示す。コンバインドサイクル６０は、ガスタービン発電装置１４とともに、そのガスタービンからの排熱を利用して水蒸気を発生させる排熱回収ボイラ６１と、排熱回収ボイラ６１から発生する水蒸気で発電機を回転駆動する蒸気タービン発電装置６２と、水蒸気を水として回収する復水器６３とを含む。復水器６３で回収される水は、ポンプ６４で排熱回収ボイラ６１に戻す。この水は、温水であるので、ＬＮＧ気化器１２の熱源液として利用することもできる。コンバインドサイクル６０とＬＮＧ気化器１２とを組合わせれば、従来よりも低位の排熱をカスケードに利用して、効率よく発電を行うことができる。なお、水蒸気による発電は、蒸気タービンを用いずに、蒸気エンジンを用いることもできる。

また、実施の各形態のガスタービン発電装置１４では、コージェネレーション装置として、発電出力とともに、熱出力も利用することができる。ガスタービンの燃料としては、ＬＮＧタンクから発生するボイルオフガス（ＢＯＧ）を専用の圧縮機で昇圧して用いるようにすることもできる。さらに、冷熱は、ＬＮＧばかりではなく、ＬＰＧなど、他の低温液化ガスを気化する設備で発生するものを、同様に利用することができる。

本発明の実施の一形態であるＬＮＧ気化器利用発電設備１１の詳細な構成を示す配管系統図である。 図１の吸気冷却媒体熱交換器３０で中間熱媒体としてフロンＲ２２を利用する場合の温度と交換熱量との関係を示すグラフである。 図１のＬＮＧ気化器利用発電設備１１の詳細な構成を示す配管系統図である。 本発明の実施のさらに他の形態であるＬＮＧ気化器利用発電設備５１の概略的な構成を示す配管系統図である。 図１または図４のＬＮＧ気化器利用発電設備１１，５１で、ガスタービン発電装置１４に代えて使用することができるコンバインドサイクル６０の概略的な装置構成を示す配管系統図である。 従来からのＬＮＧ気化器１の概略的な構成を示す配管系統図である。

符号の説明

１１，５１ ＬＮＧ気化器利用発電設備
１２ ＬＮＧ気化器
１３ 冷熱発電装置
１４ ガスタービン発電装置
１５ 吸気冷却装置
２１ 中間熱媒体蒸発器
２２ 中間熱媒体凝縮器
２３ 膨張タービン
２５ 中間熱媒体ポンプ
２６ 三方弁
２９ 流量制御弁
３０ 吸気冷却媒体熱交換器
３１ 吸気冷却器
３２ 吸気冷却媒体ポンプ
４２ 三方制御弁
４３ 中間熱媒体温度検出器
４４，５５ 吸気冷却媒体温度検出器
５２ ＬＮＧ制御弁
５３ 保温装置
５４ 制御装置

Claims (5)

1. 低温液化ガスを中間熱媒体を介して常温の熱源液と熱交換して気化させ、常温のガスを生成する中間熱媒体式の液化ガス気化装置と、
   液化ガス気化装置から中間熱媒体の蒸気を抽出して冷熱発電を行い、発電に使用した中間熱媒体の蒸気を液化ガス気化装置に戻す冷熱発電装置と、
   ガスタービンで発電機を駆動するガスタービン発電装置と、
   液化ガス気化装置で得られる冷熱で、冷却媒体を０℃と常温との間で予め設定される温度範囲となるように冷却し、該冷却媒体を循環させてガスタービンの吸気を冷却する吸気冷却装置とを含むことを特徴とする液化ガス気化装置利用発電設備。
2. 前記吸気冷却装置は、前記中間熱媒体との熱交換で前記冷却媒体を冷却することを特徴とする請求項１記載の液化ガス気化装置利用発電設備。
3. 前記吸気冷却装置は、前記常温の熱源液を前記冷却媒体として利用することを特徴とする請求項１記載の液化ガス気化装置利用発電装置。
4. 前記液化ガス気化装置で気化させる低温液化ガス量を制御可能な低温液化ガス制御弁と、
   前記熱源液を保温可能な保温装置と、
   発電停止時に、低温液化ガス制御弁によって低温液化ガスを減少させて液化ガス気化装置をクールダウン状態に保ち、保温装置によって熱源液の保温を行うように制御する制御装置とを、さらに含むことを特徴とする請求項１〜３のいずれか１つに記載の液化ガス気化装置利用発電設備。
5. 前記ガスタービン発電装置は、前記ガスタービンの排熱を利用して、蒸気サイクルを組み合わせたコンバインドサイクルを形成して発電を行い、
   該蒸気サイクルの復水器は、熱回収で前記液化ガス気化装置の熱源液を加温することを特徴とする請求項１〜４のいずれか１つに記載の液化ガス気化装置利用発電設備。

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