JP2008064213A - Ｂｏｇ加温器付圧縮機及びこれを有する発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】ＢＯＧ圧縮機の熱負荷を軽減することによりそのコストを低減し得るＢＯＧ加温器付圧縮機を提供する。
【解決手段】ＬＮＧを燃料とする発電システムで発生するＢＯＧを吸引・圧縮して昇圧した後、気化器２を介して気化させたＬＮＧと混合するＢＯＧ圧縮機３と、前記発電システムで利用する冷却水である熱媒体と熱交換してＢＯＧを昇温するようＢＯＧ圧縮機３の前段に配設したＢＯＧ加温器７とを有する。
【選択図】図１

Description

本発明はＢＯＧ加温器付圧縮機及びこれを有する発電システムに関し、特にＬＮＧを燃料とする発電システムに適用して有用なものである。

ＬＮＧを燃料とした火力発電システムは、硫黄酸化物や煤塵の発生が少なく、窒素酸化物も少ない上に、地球温暖化の原因となる二酸化炭素の排出量も他の火力発電システムに比較して十分少なく、環境にやさしいという特長を有している。特に、ＬＮＧを燃料としてガスタービンを駆動することで発電機を駆動すると同時に、前記ガスタービンの排ガスで発生させた蒸気で蒸気タービンを駆動することで前記発電機を駆動するコンバインド発電方式を採用すれば熱効率が改善され、さらに経済的なものとなる。

この種の発電システムにおいては、ＬＮＧ配管やＬＮＧタンクからの入熱、ポンプ運転における機械的な発熱に起因する入熱により、絶えず−１６０〜−１４０℃のＢＯＧ（Ｂｏｉｌ Ｏｆｆ Ｇａｓ）が発生している。そこで、当該発電システムにおいては、発生したＢＯＧをＢＯＧ圧縮機により吸引・圧縮して昇圧した後、ＬＮＧと混合して前記ガスタービンに供給している。ここで、ＢＯＧは加圧・圧縮により、気化器で気化された後のＬＮＧと同程度の温度に昇温され、かかる状態で前述の如く気化されたＬＮＧと混合され、前記ガスタービンに燃料として供給される。

なお、ＢＯＧの処理に関する公知技術として特許文献１を挙げることができる。

特開２００５−２７３６８１号公報

しかしながら、前記ＢＯＧ圧縮機の吸込温度は、約−１６０〜−１４０℃の極低温であり、かかる極低温のＢＯＧを加圧・圧縮することにより常温付近まで昇温している。そこで、ＢＯＧ圧縮機の主要部品は、アルミニウムやオーステナイトステンレス鋼等の極低温にも耐える高価な材料で構成されている。このため、ＢＯＧ圧縮機の設備費は高く、またメンテナンスにも多大な費用を要する。

本発明は、上記従来技術に鑑み、ＢＯＧ圧縮機の熱負荷を軽減することによりそのコストを低減し得るＢＯＧ加温器付圧縮機及びこれを有する発電システムを提供することを目的とする。

上記目的を達成するための本発明の第１の態様は、
液化ガスを燃料とする発電システムで発生するボイルオフガス（ＢＯＧ）を吸引・圧縮して昇圧した後、気化器を介して気化させた前記液化ガスと混合する圧縮機と、
前記発電システムで利用する冷却水である熱媒体と熱交換して前記ボイルオフガスを昇温するよう前記圧縮機の前段に配設したＢＯＧ加温器とを有することを特徴とするＢＯＧ加温器付圧縮機にある。

本発明の第２の態様は、
上記第１の態様に記載するＢＯＧ加温器付圧縮機において、
前記圧縮機は複数台をタンデムに接続して構成したことを特徴とするＢＯＧ加温器付圧縮機にある。

本発明の第３の態様は、
上記第２の態様に記載するＢＯＧ加温器付圧縮機において、
各圧縮機の前段にそれぞれＢＯＧ加温器を配設するとともに、前記熱媒体は最終段のＢＯＧ加温器に供給され、このＢＯＧ加温器で熱交換した後、隣接する前段のＢＯＧ加温器に順に供給されるように構成したことを特徴とするＢＯＧ加温器付圧縮機にある。

本発明の第４の態様は、
気化器で気化させた液化ガスと、前記気化器に至る前の前記液化ガスの蒸発により発生する前記ボイルオフガスを圧縮機で吸引・圧縮して昇圧した後、前記気化器を介して気化させた前記液化ガスと混合するとともに、この混合ガスを燃料として発電を行なう発電システムにおいて、
上記第１乃至第３の態様の何れか一つに記載するＢＯＧ加温器付圧縮機を有することを特徴とする発電システムにある。

本発明によれば、ＢＯＧ圧縮機で吸引・圧縮されるＢＯＧをＢＯＧ加温器で予め昇温することができるので、その分ＢＯＧ圧縮機の熱負荷を低減することができる。ちなみに、従来、ＢＯＧ圧縮機の吸込口で約−１６０〜−１４０℃の極低温であったＢＯＧ温度を約−２０〜１０℃程度にまで昇温できる。

この結果、ＢＯＧ圧縮機の各部の部品を安価な通常の材料で構成することができ、特にピストンリング等の消耗品も安価な通常の材料で構成することができるので、当該部分のコストの低減を図り得るばかりでなく、メンテナンス費用の低減や、圧縮動力の削減も実現し得る。

一方、ＢＯＧ加温器で熱交換される熱媒体はＢＯＧに吸熱されて冷却される結果良好な冷却水となる。すなわち、当該ＢＯＧ加温器付圧縮機を有するシステムの冷却水として利用することで全体の熱効率を向上させることができる。

＜第１の実施の形態＞
図１は本発明の第１の実施の形態に係るＢＯＧ加温器付圧縮機を有する発電システムを示すブロック線図である。当該発電システムはコンバインドサイクル方式を採用するＬＮＧ火力発電システムである。勿論、コンバインドサイクル方式のものに限定する必要はない。

図１に示すように、当該ＬＮＧ火力発電システムは、ＬＮＧタンク１から供給して気化器２で気化させたＬＮＧと、気化器２に至る前のＬＮＧの蒸発により発生するＢＯＧをＢＯＧ圧縮機３で吸引・圧縮して昇圧した後、気化器２を介して気化させたＬＮＧと混合するとともに、この混合ガス（ＬＮＧ）をガスタービン４に燃料として供給するようになっている。

ここで、ＬＮＧタンク１はＬＮＧを貯留しておくタンクであり、管路５を介して気化器２にＬＮＧを送給する。気化器２は海水（通常１０〜２５℃）を熱媒体とする熱交換器で、ＬＮＧタンク１から送給されるＬＮＧから吸熱させることによりＬＮＧを気化させる。ＬＮＧと熱交換した海水は冷却されて海水中に戻される。この結果、気化器２から吐出されるＬＮＧは、例えば２０℃程度のガスとなる。

一方、外部からの入熱等によりＬＮＧタンク１内等に発生したＢＯＧは一旦ＢＯＧ圧縮機入口ドラム６に貯留された後、ＢＯＧ加温器７を介してＢＯＧ圧縮機３に供給される。すなわち、本形態においてはＢＯＧ加温器７とＢＯＧ圧縮機３とでＢＯＧ加温器付圧縮機Ｉを構成している。

ここで、ＢＯＧ加温器７は、ＢＯＧ圧縮機３の前段に配設してあり、当該ＬＮＧ火力発電システムで利用するプロセス冷却水等である熱媒体とＢＯＧとの間で熱交換させて、ＢＯＧを、例えば約−２０〜１０℃程度にまで昇温する。この結果、前記熱媒体は冷却されて良好な冷却水となるが、これは当該ＬＮＧ火力発電システムの各部の冷却水、例えばＢＯＧ圧縮機３の冷却水として好適である。

ＢＯＧ圧縮機３はＢＯＧ加温器７で昇温されたＢＯＧを吸引・圧縮して昇圧することにより気化器２を介して気化させたＬＮＧと同程度に昇温して混合する。

ここで、本例はコンバインドサイクル方式を採用するので、混合ガス（ＬＮＧ）は燃料としてガスタービン４に供給されるが、このガスタービン４の排熱を利用して発生させた蒸気で蒸気タービン８を駆動し、これらガスタービン４及び蒸気タービン８を原動機として発電機９を駆動することにより所定の発電電力を得ている。

本形態によれば、ＢＯＧ圧縮機３で吸引・圧縮されるＢＯＧをＢＯＧ加温器７で予め昇温することができるので、その分ＢＯＧ圧縮機３の熱負荷を低減することができる。ちなみに、従来、ＢＯＧ圧縮機の吸込口で約−１６０〜−１４０℃の極低温であったＢＯＧ温度を約−２０〜１０℃程度にまで昇温できる。

一方、ＢＯＧ加温器７で熱交換される熱媒体はＢＯＧに吸熱されて冷却される結果良好な冷却水となる。すなわち、当該ＢＯＧ加温器付圧縮機を有するシステムの冷却水として利用することができる。

＜第２の実施の形態＞
図２は本発明の第２の実施の形態に係るＢＯＧ加温器付圧縮機を示すブロック線図である。同図に示すように、本形態は３台のＢＯＧ圧縮機３−１，３−２，３−３をタンデムに接続したものである。勿論、３台に限定するものではなく、コスト及び効率等の観点から適切な複数の台数を選択すれば良い。

ここで、ＢＯＧ加温器７は第１段のＢＯＧ圧縮機３−１の前段に配設してある。ＢＯＧは第１段のＢＯＧ圧縮機３−１で吸引・圧縮された後、第２段のＢＯＧ圧縮機３−２で同様に吸引・圧縮され、最後に第３段のＢＯＧ圧縮機３−３で同様に吸引・圧縮されて所定の圧力及び温度となる。

本形態によれば、第１段のＢＯＧ圧縮機３−１の入口側で例えば−４０℃であるＢＯＧを最終段のＢＯＧ圧縮機３−３の出口側で例えば２０℃にまで加圧して昇温する場合、複数段（本形態では３段）で徐々に昇温することができるので、その分一段当たりのＢＯＧ圧縮機３−１，３−２，３−３の負荷を低減させることができる。熱負荷が低減される分、ＢＯＧ圧縮機３−１，３−２，３−３においてＢＯＧに接触する部分の材料の選択の余地が広がり、その分経済的な設計をすることができる。

＜第３の実施の形態＞
図３は本発明の第３の実施の形態に係るＢＯＧ加温器付圧縮機を示すブロック線図である。同図に示すように、本形態も第２の実施の形態と同様に複数台（本形態では３台）のＢＯＧ圧縮機３−１，３−２，３−３をタンデムに接続してなる場合であるが、本形態では、各圧縮機３−１，３−２，３−３の前段にそれぞれＢＯＧ加温器７−１，７−２，７−３を配設して構成してある。すなわち、各ＢＯＧ圧縮機３−１，３−２，３−３のそれぞれに対応させてＢＯＧ加温器７−１，７−２，７−３が設けてある。そして、各ＢＯＧ加温器７−１，７−２，７−３でＢＯＧと熱交換する熱媒体は最初に最終段（本形態では３段目）のＢＯＧ加温器７−３に供給され、このＢＯＧ加温器７−３で熱交換した後、隣接する前段のＢＯＧ加温器７−２，７−１に順に供給されるように構成してある。すなわち、ＢＯＧ加温器７−３，７−２，７−１は、最終段のＢＯＧ加温器７−３が排出する熱媒体が隣接する前段のＢＯＧ加温器７−２に供給され、このＢＯＧ加温器７−２が排出する熱媒体が同様に隣接する前段のＢＯＧ加温器７−１に供給され、一段毎に徐々に熱媒体の温度を低下させるようになっている。一例を挙げれば、４０℃でＢＯＧ加温器７−３に供給された熱媒体を１０℃まで冷却し、さらにＢＯＧ加温器７−２で０℃まで冷却するとともに、ＢＯＧ加温器７−１で−５℃に冷却する等、熱媒体を適宜選択するとともにこれを循環させることにより０℃以下の冷却液を得ることもできる。

なお、ＢＯＧ加温器７−１，７−２，７−３を流通させる熱媒体の入口管１０と出口管１１との間に流量調整弁１２を設けても良く、このように流量調整弁１２を設けることにより熱媒体の一部をこの部分でバイパスさせることができ、このことによっても熱媒体の温度を調節することができる。

本発明は発電設備を製造、販売、運用する産業分野で利用することができる。

本発明の第１の実施の形態に係るＢＯＧ加温器付圧縮機を有する発電システムを示すブロック線図である。 本発明の第２の実施の形態に係るＢＯＧ加温器付圧縮機を示すブロック線図である。 本発明の第３の実施の形態に係るＢＯＧ加温器付圧縮機を示すブロック線図である。

符号の説明

Ｉ ＢＯＧ加温器付圧縮機
１ ＬＮＧタンク
２ 気化器
３ ＢＯＧ圧縮機
７ ＢＯＧ加温器

Claims (4)

1. 液化ガスを燃料とする発電システムで発生するボイルオフガス（ＢＯＧ）を吸引・圧縮して昇圧した後、気化器を介して気化させた前記液化ガスと混合する圧縮機と、
   前記発電システムで利用する冷却水である熱媒体と熱交換して前記ボイルオフガスを昇温するよう前記圧縮機の前段に配設したＢＯＧ加温器とを有することを特徴とするＢＯＧ加温器付圧縮機。
2. 請求項１に記載するＢＯＧ加温器付圧縮機において、
   前記圧縮機は複数台をタンデムに接続して構成したことを特徴とするＢＯＧ加温器付圧縮機。
3. 請求項２に記載するＢＯＧ加温器付圧縮機において、
   各圧縮機の前段にそれぞれＢＯＧ加温器を配設するとともに、前記熱媒体は最終段のＢＯＧ加温器に供給され、このＢＯＧ加温器で熱交換した後、隣接する前段のＢＯＧ加温器に順に供給されるように構成したことを特徴とするＢＯＧ加温器付圧縮機。
4. 気化器で気化させた液化ガスと、前記気化器に至る前の前記液化ガスの蒸発により発生する前記ボイルオフガスを圧縮機で吸引・圧縮して昇圧した後、前記気化器を介して気化させた前記液化ガスと混合するとともに、この混合ガスを燃料として発電を行なう発電システムにおいて、
   請求項１乃至請求項３の何れか一つに記載するＢＯＧ加温器付圧縮機を有することを特徴とする発電システム。

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