JP2008506883A - Ｌｎｇ再ガス化と統合された発電のための構造及び方法 - Google Patents

Abstract

ＬＮＧ冷熱は、パワー出力を増加させるため複合発電プラントの複数のサイクルで使用される。特に、好ましいプラント構造は、複合サイクル発電プラントを、第１のステージにおいてＬＮＧ冷熱がオープンパワーサイクル又はクローズパワーサイクルで冷却を行う再ガス化工程と統合する。より好ましくは、ＬＮＧの大部分が第１のステージにおいて気化される。第２のステージにおいて、ＬＮＧ冷熱は、スチームパワータービンへの冷却水を冷却するため使用される熱伝達媒体を冷却し、発電プラント内の燃焼タービンの吸気冷却器を冷却する。

Description

本願は、２００４年７月１４日に出願された、参照により全文が本明細書に取り込まれる、出願番号が第６０／５８８，２７５号である米国特許仮出願の優先権を主張する。

本発明の分野は、液体天然ガス（ＬＮＧ）を使用する発電であり、特に、本発明は、ＬＮＧ再ガス化設備における発電、及び／又は、複合サイクル発電プラントへの統合に関係する。

米国は数十年間に亘ってエネルギーキャリアとして原油を輸入しているが、天然ガス需要は主に国内供給業者から満たされている。しかし、天然ガスの国内供給は、工業的消費者、居住消費者、及び／又は、電気事業消費者からの需要増加のために減少し始めている。この状況は、旧来の発電プラントの新しい「クリーン燃焼」天然ガス発電プラントへの交換によりさらに悪化している。その結果、ＬＮＧ輸入は、経済的に魅力が増し始め、既存のＬＮＧ再ガス化設備が今や拡大されているのと同時に、新しい再ガス化設備が追加されている。従来型のＬＮＧ再ガス化設備は、典型的に、オープンラック式海水気化器、液中燃焼式気化器、（たとえば、グリコール−水の混合物を使用する）中間的な流体気化器、又は、外気気化器のような外部熱源を必要とする。ＬＮＧ気化は、比較的エネルギー集約型プロセスであり、典型的に、ＬＮＧ中のエネルギー含有量の約３％の熱エネルギーを必要とする。

複合サイクル発電プラントは、発電するためにスチームタービンとガスタービンの両方を使用し、一般的に、ガス又はスチームだけのプラントよりも高いエネルギー変換効率を達成する。発電プラントは、Ｍａｎｄｒｉｎによる米国特許第４，０３６，０２８号明細書及びＧｒｉｅｐｅｎｔｒｏｇによる米国特許第４，２３１，２２６号明細書それぞれに記載されているように、ＬＮＧ再ガス化と結合されてもよい。類似した構造が、Ｋｅｌｌｅｒによる米国特許出願公開第２００３／０００５６９８号明細書と、Ｊｏｈｎｓｏｎらによる欧州特許第０６８３８４７号明細書及び欧州特許第０８２８９２５号明細書と、Ｋｅｌｌｅｒによる国際公開第０２／０９７２５２号パンフレットと、Ｊｏｈｎｓｏｎによる国際公開第９５／１６１０５号パンフレット及び国際公開第９６／３８６５６号パンフレットで報告されている。このような知られた構造では、ＬＮＧの再ガス化のための熱は、タービン排気又は複合サイクル発電プラントと熱交換する熱交換流体によって供給される。

上記の構造の一部はＬＮＧ再ガス化のエネルギー消費を削減するが、発電効率の増加は多くの場合に大きくない。なおさらに、まだ他にも困難なことはあるが、これらの構造の一部における熱伝達は熱伝達媒体の凝固点によって制限される。その上、ＬＮＧの冷却内容物は少なくともある程度まで利用されるが、電力又はその他のパワーはこのような構造から取り出されない。

欧州特許第０４９６２８３号明細書に記載されているように、さらなる知られている構造では、パワーは、ガスタービン排気によって加熱され、ＬＮＧ再ガス化回路によって冷却される作動流体（ここでは、水）によって駆動されるスチーム膨張タービンによって発生される。このような構造はプラントの効率を少なくともある程度まで増大するが、いくつかの問題が残る。たとえば、水又は水とグリコールの混合物の凝固点は比較的高いので、ＬＮＧの極低温冷却内容物は典型的に使用されない。高い凝固温度に関連した困難を解決するため、水を含有しない流体がランキン（Ｒａｎｋｉｎｅ）サイクル発電における作動流体として利用される。このような構造は、流体がバッチ蒸留サイクルにおいて動作する蒸留塔によって供給されている、Ｍａｔｓｕｍｏｔｏ及びＡｏｋｉによる米国特許第４，３８８，０９２号明細書に例示されている。しかし、このようなバッチシステムの操作は困難であり、かつ、複雑である。その上、このようなランキンサイクルプロセスの大半は、ＬＮＧ再ガス化において全温度範囲を利用できない。Ｍａｋによる欧州特許第０００９３８７号明細書、Ｍｉｎｔａによる国際公開第９９／５０５３６号パンフレット、又は、Ｂｏｗｅｎによる国際公開第９９／５０５３９号パンフレットに記載されているようなさらなるクローズサイクル動作では、クローズサイクルプロセスは、パワーを生産するため、ＬＮＧ又はＰＬＮＧ中の冷熱内容物を利用する。このような概念的に比較的単純なプロセスは、ＬＮＧ冷熱から少なくともある程度のエネルギーを供給するが、上記の欠点に類似した種々の欠点が残る。

ＬＮＧが典型的により低い発熱量で典型的に希薄ＬＮＧに処理される場合に、ＬＮＧは、Ｊ．Ｍａｋによって国際公開第２００４／１０９１８０号パンフレット及び国際公開第２００４／１０９２０６号パンフレットに記載されているように、蒸留プロセス内のオープンサイクルで作動流体として使用される。このような構造では、フラッシュＬＮＧの一部分が圧力をかけるため送り込まれ、冷熱の大部分が抽出された後に膨張する。このように膨張したＬＮＧは、次に処理のため脱メタン化器へ供給される。このようなプロセスは、典型的に、パワー副産物を伴う希薄ＬＮＧの生産においてかなりのエネルギー節約を行う。さらに、これらのプロセスは、濃厚ＬＮＧからの比較的純粋なエタンとより重い炭化水素成分の生産もまた可能にする。しかし、このような構造は、典型的に、名目的な発電要件を伴うＬＮＧプロセシングに限定され、ＬＮＧ再ガス化設備内の発電におけるＬＮＧ冷熱の完全利用には役立たない。

したがって、ＬＮＧ利用及び再ガス化の多数のプロセス及び構造が技術的に知られているが、それらの全部、殆ど全部は一つ以上の不利な問題がある。よって、ＬＮＧ利用及び再ガス化のための改良された構造及び方法を提供することが依然として必要とされている。

本発明は、ＬＮＧ中の冷却内容物が複合パワー生産設備の複数のステージにおいて発電を行い、及び／又は、発電を増加させるために利用されるプラント内でＬＮＧを処理する構造及び方法を対象とする。

本発明の本旨の一態様において、発電プラントは、ＬＮＧを受け入れ、作動流体を冷却し、それによって、加熱されたＬＮＧを発生するように構成された第１の熱交換器を有する。膨張器がさらに設けられ、作動流体を受け入れ、発電機を駆動するように構成される。第２の熱交換器は、加熱されたＬＮＧを受け入れ、熱伝達媒体流体を冷却し、それによって、気化されたＬＮＧを発生するように構成される。意図されたプラントは、熱伝達媒体を受け入れ、それぞれ吸気冷却器及びスチームタービンサイクルを冷却するように構成された第３及び第４の熱交換器をさらに含む。

作動流体はクローズサイクル内で循環させられ、好ましくは、多成分作動流体からなることに注意すべきである。典型的に、第１の熱交換器は、加熱されたＬＮＧが少なくとも部分的に気化されるように構成される。意図されたプラントにおける熱伝達媒体に関しては、一般的に、媒体はグリコール−水混合物を含むことが好ましい。第１の熱交換器中のＬＮＧは、好ましくは、約−２５０°Ｆ〜約−５０°Ｆの温度を有し、第２の熱交換器中のＬＮＧは、好ましくは、約−５０°Ｆ〜約４０°Ｆの温度を有する。クローズサイクルを伴う構造では、典型的に、好ましくは、ＬＮＧは、ＬＮＧが第１の熱交換器へ入る前に、パイプライン圧力まで送り込まれる。所望に応じて、意図されたプラントは、吸気冷却器から燃料ガス加湿器へ凝縮水を供給する凝縮水ラインを備える。

或いは、作動流体は、オープンパワー生産サイクルを形成するためＬＮＧでもよい。このような構造では、典型的に、好ましくは、ＬＮＧは、（たとえば、燃料燃焼式ヒーター、海水ヒーター、排気ガスヒーター、及び／又は、極低温プロセスコンポーネントのような）第１の熱交換器に入る前に、超臨界圧力まで送り込まれ、次に、膨張器内でパイプライン圧力まで膨張させられる。効率を高めるため、補助熱交換器が、膨張器からの膨張器放出を使用して超臨界ＬＮＧを予熱するため設けられる。よって、加熱され、加圧されたＬＮＧは、膨張器に入る前に、３００°Ｆ〜５００°Ｆの温度を有する。

その結果、プラントを運転する方法は、作動流体を冷却し、それによって、加熱されたＬＮＧを発生するため、第１の熱交換器内でＬＮＧが加熱されるステップを有する。作動流体は、次に、発電機に連結された膨張器を駆動し、それによって電気を生産するため利用され、加熱されたＬＮＧは、熱伝達媒体流体を冷却し、それによって、気化したＬＮＧを発生するため、第２の熱交換器でさらに加熱される。熱伝達媒体は、次に、それぞれ吸気冷却器及びスチームタービンサイクルを冷却するため第３及び第４の熱交換器で使用される。

本発明の種々の目的、特長、態様、及び／又は、利点は、添付図面と共に、発明の好ましい実施形態についての以下の詳細な説明からより明らかになるであろう。

発明者は、ＬＮＧ中の再ガス化内容物は、気化されたＬＮＧを供給する（より好ましくは、気化されたＬＮＧはパイプライン圧力で供給される）プロセスにおける発電のため効率的に使用され、プラント内の複数の地点でパワーが発生され、及び／又は、発電が増大されることを発見した。特に好ましい態様では、プラントは、燃焼タービン発電機と熱回収スチーム発電機をＬＮＧ再ガス化ユニットと組み合わせ、燃焼タービンがガス化されたＬＮＧの一部分の燃焼によって駆動される。

特に好ましいプラント構造では、パワーは、ランキンパワーサイクルを使用する第１のステージで生産され、作動流体は、典型的に、ＬＮＧの極低温（好ましくは、約−２５０°Ｆ〜−５０°Ｆの範囲内）の使用を最適化するために多成分流体混合物を含む。或いは、ＬＮＧは、第１のステージ内のオープンランキンパワーサイクルでも使用され、それによって、外部作動流体の使用をなくす。特定の構造（オープンサイクル又はクローズサイクル）とは無関係に、一般的に、好ましくは、ＬＮＧは、少なくともパイプライン圧力（たとえば、約１２００ｐｓｉｇ〜約１５００ｐｓｉｇ）、又は、それより高い圧力まで送り込まれる。

パワー生産及び／又は発電の増加の第２のステージは、好ましくは、プラントの出力を最大化するため、ＬＮＧ冷却内容物を使用する種々のプロセス成分及び／又は流体の冷却を含む。最も好ましくは、燃焼タービン吸気及び排気は、ランキンサイクルで予め加熱されたＬＮＧの残留低温内容物（典型的に約−５０°Ｆ〜４０°Ｆの範囲内）を利用する複合サイクル発電プラントにおいて冷却される。よって、極低温冷却内容物は、残留ＬＮＧ冷熱が一以上のプロセスにおいてパワー生産を促進するため活用されている間に、発電サイクルで利用され得ることが理解されるべきである。オプション的な第３のステージでは、第２のステージの冷蔵されたガスタービン吸気からの凝縮水が回収され、ガスタービン燃料ガスを少なくとも部分的に飽和させるため使用され得る。

本明細書で使用されているように、以下の例において、数字に関連した用語「約」は、その数字の絶対値より２０％下から始まり、その数字の絶対値より２０％上までを含む範囲を表す。たとえば、用語「約−１００°Ｆ」は、−８０°Ｆ〜−１２０°Ｆの範囲を表し、用語「約１０００ｐｓｉｇ」は８００ｐｓｉｇ〜１２００ｐｓｉｇの範囲を表す。

図１に示されるような第１の典型的な構造では、ランキンパワーサイクルは、多成分作動流体を使用し、発電がＬＮＧ再ガス化及び／又は処理プラントと動作的に結合されたクローズパワーサイクルである。最も典型的に、ＬＮＧ再ガス化プラントは、表１に示されたガス組成をもつ１．２ＢＳＣＦＤの天然ガスを生産するように構成される。ここで、貯蔵庫（又は、その他の適切な供給源）からのＬＮＧストリーム１は、約２５ｐｓｉｇ〜８０ｐｓｉｇの圧力と約−２６０°Ｆ〜−２５０°Ｆの温度で供給される。ストリーム１は、ＬＮＧポンプ５１によって、典型的に、加圧されたＬＮＧストリーム２を形成するために約１２００〜１５００ｐｓｉｇである適切な圧力まで、又は、特定のパイプライン要件を満たすために必要とされるようなその他の圧力まで送り込まれる。加圧されたＬＮＧストリーム２は、交換器５２内で作動流体ストリーム１５により約−５０°Ｆの温度まで加熱される。ＬＮＧ再ガス化中の冷却放出は、多成分作動流体を凝縮するため使用される。

多成分作動流体に関して、一般的に好ましくは、作動流体組成は、再ガス化中にＬＮＧの極低温温度、典型的に約−２５０°Ｆ〜約−５０°Ｆを効率的に利用するため選択される。したがって、典型的な好ましい多成分作動流体は、１０％のメタンと、４０％のエタンと、５０％のプロパンとからなる。しかし、代替的な適切な成分及びモル分率もまた適切であるとみなされ、主に所望の熱交換曲線と、ＬＮＧの温度及び組成と、所望の発電とに依存する。その結果として、適切な多成分流体は、約０°Ｆ〜１００°Ｆ（露点温度）から約−１５０°Ｆ〜−１８０°Ｆ（沸点温度）までの可変温度で凝縮する。多成分流体の可変凝縮温度は、近接した温度アプローチ及び効率的なパワーサイクルを実現する際に非常に望ましい最小損失仕事をもつ可変ＬＮＧ再ガス化温度を有利に利用することが理解されるべきである。なおさらに、混合された作業流体の組成及び成分は、典型的にＬＮＧ組成及び再ガス化圧力によって決定されるＬＮＧ気化曲線と適合するように必要に応じて調整され得ることが認められるべきである。よって、混合された作業流体は窒素のような炭化水素ではない成分をさらに含有する。熱交換器５２の典型的な熱交換曲線は図６に示されている。

図１をさらに参照すると、作業流体ストリーム１０は、ポンプ５３によって約１５００ｐｓｉｇ（又は、それ以上、たとえば、１５００−２５００ｐｓｉｇ）までストリーム１１へ送り込まれ、ストリーム１２を形成するため、膨張器放出ストリーム１４によって交換器６８内で加熱される。加熱された流体はヒーター５４内で、好ましくは、外部熱媒体９１を用いて約５００°Ｆまでさらに加熱される。あらゆるタイプの外部熱源がここで用いるため適切であると考えられ、典型的な熱源はガスタービン、廃熱回収ユニット、及び／又は、燃焼式ヒーターからの排気ガスを含むことが認められるであろう。よって、さらに加熱されたストリーム１３の温度は著しく変化する。しかし、一般的に好ましくは、温度は少なくとも３００°Ｆであり、より好ましくは、少なくとも３５０°Ｆ〜４５０°Ｆであり、最も好ましくは、約５００°Ｆ以上（たとえば、５５０°Ｆ〜７００°Ｆ以上）である。このようにして発生させられた高圧高温作業流体１３は、次に、ストリーム１４を形成する膨張器５５内で約１５ｐｓｉｇ〜４５ｐｓｉｇまで膨張させられ、発電機を駆動するため使用され得るパワーを発生する。膨張器放出ストリーム１４中の残りの熱容量は、好ましくは、続いて、ランキンサイクルを繰り返すためにストリーム１０を形成する交換器５２において極低温温度で凝縮されるストリーム１５を形成する交換器６８内で回収される。

このような典型的な構造では、約５０００ＧＰＭの作動流体がランキンパワーサイクル内を循環させられ、約５５０００ｋＷの電力を発生する。勿論、発電効率はより高い温度の作動流体を使用することによりさらに高められることに注意すべきである。代替的に、又は、付加的に、作動流体の圧力は、パワー生産を増やすため（たとえば、１５００及び３０００ｐｓｉｇ以上に）高められる。最終的に、経済上の考慮（たとえば、機器費用及び加熱所要量）は、作動流体の最も望ましい圧力及び温度を決定する。

図１による構造の第２の発電ステージにおいて、ストリーム３からの（約−５０°Ｆ〜４０°Ｆ）のＬＮＧの残留冷却内容物は、複合サイクル発電プラント内で循環させられる熱伝達媒体（たとえば、グリコール−水混合物又はアルコールベースの溶媒）を冷やすために利用される。ここで、ＬＮＧは、グリコール−水混合物ストリーム２１を用いて交換器５６内で加熱される。ＬＮＧは、約４０°Ｆまで気化されてストリーム４を形成し、一方、グリコール−水混合物は約０°Ｆ〜２０°Ｆまで冷却される。最も好ましい態様では、冷やされたグリコール−水混合物２２は、最初に、空気予冷却器５７内で約１００°Ｆから約４０°〜５０°Ｆまで燃焼用空気（ストリーム２５）を冷やすため使用される。この冷却ステップにおいて、空気中の水分内容物の大部分は凝縮される（ストリーム２６）。吸気からの水分内容物の除去は、有利的に、ガスタービン６１による質量流量及び圧縮を削減し、これによって、ガスタービン発電機の電力消費を低減し、全体的な発電効率を高める。吸気からの凝縮水の量は大きく（たとえば、多湿性の場所で１０体積百分率と同じ量）、発電効率は、その結果、実質的に高められることに注意すべきである。さらに、空気予冷却は、（冷やされた空気の密度の増加に起因して）ガスタービンを流れる空気質量流量をより高くすることをさらに可能にし、このことがガスタービンパワー出力及び効率を再び高める。典型的な図５Ａ及び５Ｂは、周囲空気温度が従来型の複合サイクル発電プラントの発電に与える影響を示す。さらに、ガスタービン吸気冷却は、発電能力を周囲温度の変化から切り離すことに注意すべきである。従来型の発電プラントは、周囲温度が上昇するとき、パワー出力の降下に直面する。ガスタービン吸気冷却によって、パワー出力及び発電効率は、年間を通じて最適レベルに保たれ、発電プラントの経済的側面を劇的に改善する。図５Ａ及び５Ｂに示されているように、空気予冷却は、典型的に、ガスタービン出力性能を約１５％ずつ改善する。しかし、空気予冷却器に除氷装置が装備され、ガスタービンがより高い流量を取り扱うため設計されているならば、周囲空気がさらに冷却されるとき、より高い効率及び出力が達成されることが認められるであろう。

図１をさらに参照すると、ガスタービン発電機６１は、冷却され、好ましくは、乾燥した空気（ストリーム２７）及び燃料ガス（ストリーム３０）を発電のため使用する。燃料ガスは、気化されたＬＮＧ（ストリーム４）の一部分が典型的に２５０ｐｓｉｇ、又は、ガスタービンによって必要とされる他の圧力まで減圧された後、その気化されたＬＮＧの一部分から供給される。燃料ガスの減圧は、付加的なパワーを生産するため（たとえば、ポンプ、コンプレッサ、又は、その他のコンポーネントを作動し、又は、発電するため）さらに使用されることが認められるであろう。ガスタービン排気（ストリーム３３）からの熱は、典型的に、付加的なスチーム及びパワーの発生のための熱回収スチーム発生ユニット６２（ＨＲＳＧ）によって捕捉される。冷却された燃料ガスストリーム３４は、約３００°Ｆ以下の温度でＨＲＳＧから雰囲気へ出る。

殆どの好ましい構造では、スチームサイクルは、典型的に、発電用の過熱されたスチーム４１によって駆動される複数のマルチステージスチームタービン６３を含む。グリコール−水冷却剤ストリーム２３の使用によって、このようなサイクルにおける発電は実質的に促進されることに注意すべきである。ここで、典型的に水道システムからの約８０°Ｆの冷却水ストリーム５０は、交換器６６内で冷却剤によって約５０°Ｆまで冷やされ、それによって、ポンプ６７により送り込まれてストリーム２１を形成するストリーム２４を形成する。冷やされた冷却水５１は、次に、蒸気表面復水器６４内で使用され、スチーム排気圧が低下され、発電が増大させられるので有利であるより低い温度で蒸気復水器が動作することを可能にする。たとえば、８０°Ｆの冷却水を用いる従来型の蒸気表面復水器は、典型的に、約２ｐｓｉａで動作し、一方、本発明の主旨による蒸気表面復水器は、約１ｐｓｉａ以下の低い動作圧を有する。表面復水器の動作圧が低下することは、タービン排気圧が低下することを意味する。復水器４３は、ポンプ６５によって、ストリーム４０を形成するために望ましい圧力まで送り込まれる。スチームタービンパワー出力は、典型的に、約１０％〜１３％増加される。

必要に応じて、意図された構造は、図２に概略的に示されているように燃料ガス飽和器をさらに含む。ここで、第２のステージの空気予冷却器５７から凝縮された水は、ストリーム２６を介してポンプ５８によって送り込まれてストリーム２８を形成し、ストリーム２８は加熱されたストリーム２９を形成する約２５０°Ｆまで外部熱源９２を使用するヒーター５９でさらに加熱される。温水のストリーム２９は、燃料ガスストリーム３０と混合するため、典型的に向流接触装置であるカラム６０へ送られる。技術的には多数の適切な接触装置が知られているが、特に好ましい装置は、熱と質量の伝達動作のため構成されたカラムパッキング又はカラムトレイを含む。このようにして飽和した燃料ガスは、次に、含水燃料ガスストリーム３２としてガスタービン６１の燃焼器へ供給され、余分の水はストリーム３１を介して除去される。ガスタービンの膨張器セクションへの質量流量が増加すると、パワー出力が約１０％増加することが認められるであろう。図２の残りの要素に関して、図１の同様の番号をもつ同様のコンポーネントに対する検討と同じ検討が適用される。

図３に示されているような（たとえば、外部作動流体が利用できないか、又は、望ましくない）第２の典型的な構造では、ＬＮＧはオープンランキンサイクルにおいて作動流体として使用される。このような構造では、ＬＮＧストリーム２は、第２のＬＮＧポンプ５３によって、好ましくは超臨界圧（たとえば、約１５００ｐｓｉｇ〜２５００ｐｓｉｇ、又は、それ以上）まで送り込まれ、約１５０°Ｆのストリーム３を形成するため膨張器放出ストリーム１５と熱交換されるストリーム１４を形成する。超臨界ＬＮＧは、ヒーター５４内で外部熱源９１を用いて約３００°Ｆ〜５００°Ｆ（又はそれ以上）までさらに加熱され、次に、発電機を駆動するため使用されるパワーを発生するため、膨張器５５の中で約１０００ｐｓｉｇ（又はその他の圧力、そして、最も好ましくはパイプライン圧力）まで膨張される。このようなオープンランキンパワーサイクルは、匹敵する動作条件下で約４５０００ｋＷを発生するように計算される。図３の残りの要素に関して、図１の同様の番号をもつ同様のコンポーネントに対する検討と同じ検討が適用される。

上記の図２のクローズ型混合コンポーネントサイクルと同じように、図３の意図されたオープンサイクル構造は、図４に概略的に示されるような燃料ガス飽和器をさらに含む。ここで、空気予冷却器５７から凝縮された水は、燃料ガスを飽和させるため利用される。燃料飽和プロセスに関して、構造及び動作的特長は前の図２の構造において説明された構造及び動作的特長と実質的に同じであることに注意すべきである。図４の残りの要素に関して、図２及び図３の同様の番号をもつ同様のコンポーネントに対する検討と同じ検討が適用される。

一般的に好ましくは、意図されたプラントの第１のステージにおいて、ＬＮＧストリームは所望の圧力まで送り込まれ、ランキンパワーサイクルを動作させるために低温を供給する。このようなプラントにおいて、ＬＮＧは、熱伝達媒体を冷やし、それによって、複合サイクルプラントのパワー出力と効率を高めるためにさらに使用される。その上、ガスタービン吸気口冷却器からの凝縮された水は、発電プラントへの燃料ガスを飽和させるため使用されてもよい。したがって、ＬＮＧ再ガス化は燃料ガス燃焼式ヒーター又は海水ヒーターを用いることなく実現されることが認められる。

その結果として、また、別の観点から見ると、ＬＮＧ再ガス化プラントは、仕事を生産するために、少なくとも１種以上の炭化水素又はその他の成分（たとえば、１０％のメタン、４０％のエタン、及び、５０％のプロパン）、又は、超臨界ＬＮＧを含有する多成分作動流体を膨張させる膨張器を含むランキンパワーサイクルを含む。ランキンサイクルは、好ましくは、パイプライン圧力以上の圧力までＬＮＧを送り込み、任意で、膨張器排気を用いて加圧されたＬＮＧを予熱し、外部熱源（たとえば、ガスタービン、廃熱回収ユニット、及び／又は、燃焼式ヒーターからの排気ガス）によってＬＮＧを加熱する。ランキンサイクルを出るＬＮＧは、約−５０°Ｆの温度で、少なくとも部分的に気化される（たとえば、少なくとも３０％、より典型的には少なくとも５０％、そしてより典型的には少なくとも７０〜９０％気化される）。したがって、このように加熱されたＬＮＧから低温がさらに取り出される。

好ましいプラントにおいて、第２のステージが組み込まれ、（典型的に約−５０°Ｆ〜４０°Ｆで）予熱されたＬＮＧ中の残りの比較的高レベルの低温が熱伝達媒体（たとえば、グリコール−水混合物）を冷却するため使用され、この熱伝達媒体が次にガスタービンへの燃焼タービン吸気を冷却し、及び／又は、（たとえば、ＨＲＳＧの）スチームサイクル内の表面復水器への冷却水を冷やす。このような構造は、実質的に複合サイクル発電プラントにおける発電効率を実質的に高める。

さらに、意図されたプラントは、ガスタービンへの燃料ガスを飽和させるために第２のステージにおけるガスタービン空気予冷却器からの凝縮水を使用する第３のステージをさらに備える。飽和ステップは、典型的に、水の気化熱を供給するため、約２００°Ｆ〜３００°Ｆの外部熱源（たとえば、ガスタービン、廃熱回収ユニット、及び／又は、燃焼式ヒーターからの排気ガス）を使用する。通常は雰囲気へ放出される廃熱回収ユニットからの排気ガス（約３００°Ｆ）からのような低レベルの廃熱が利用できることも認められるであろう。したがって、第３のステージは、ガスタービンの膨張器セクションへの質量流量を増加させ、それによって、ガスタービン発電効率及び出力をなおさらに増加させる。

ＬＮＧはオープンランキンパワーサイクル中の作動流体として第１のステージで利用されるが、一般的に好ましくは、ＬＮＧは（ここでは、臨界凝縮圧力（ｃｒｉｃｏｎｄｅｎｂａｒ）より高い）超臨界圧まで送り込まれ、膨張器排気及び（たとえば、プラントと一体化した、又は、プラントと熱的に結合された）付加的な熱源によって加熱され、パイプラインまで膨張させられる。このように膨張させられたＬＮＧは、次に、第２のステージにおいて発電プラントへの冷却剤として利用され、その後にパイプラインガスになる。よって、一部の好ましい構造では、発電サイクルと、発電プラントの一体化は、ＬＮＧを再ガス化すると共に、低温内容物を利用する（ここで、ＬＮＧの組成と再ガス化されたＬＮＧの組成は実質的に同じである）。膨張器吐き出し圧力は、好ましくは、およそパイプライン圧力であるので、膨張器の膨張比は制限され、したがって、前の多成分作動流体より効率が低い。しかし、このような構造は、外部作動流体を用いずに動作される点が有利であり、プロセス構造及び動作を実質的に簡単化することが認められであろう。

適切な熱源は、ガスタービン燃焼用空気、表面復水器への冷却水、及び／又は、ガスタービン又は燃料燃焼式ヒーターからの排気ガスを特に含む。しかし、多数の代替的な熱源もまた考えられ、複合サイクルプラント以外のユニットもまた熱源として適切であると考えられることがわかるであろう。たとえば、適切な代替的な熱源は、ＬＮＧが空気又はその他のガスを冷却する多数の極低温プロセス（たとえば、空気分離プラント）と、排気ガスを供給するプロセス（たとえば、燃焼タービン、改質排気ガスなど）と、冷シンクとして機能するその他のプロセス（たとえば、液体二酸化炭素生産プラント、淡水化プラント、又は、食品冷凍設備）とを含む。

一般的に好ましくは、適切なプラントは、ＬＮＧ再ガス化設備及びＬＮＧ受入基地を含み、特に好ましい構造は、ＬＮＧの少なくとも一部が発電するため使用されるプロセスにおいてＬＮＧが再ガス化され、好ましくは、複合パワーサイクルに一体化された、ＬＮＧ再ガス化設備及びＬＮＧ受入基地を含む。本明細書で提案された教示と併せて使用するため適した典型的な構造は、参照してここに組み込まれた、出願番号がＰＣＴ／ＵＳ０３／２５３７２及びＰＣＴ／ＵＳ０３／２６８０５である同一出願人による同時係属中の国際特許出願に記載されている。よって、特定の熱源に依存して、ＬＮＧの再ガス化に必要なエネルギーは、意図された熱源によって完全に、又は、部分的に供給される。熱源がＬＮＧをガス化するために不十分な量の熱を供給する場合、補助的な熱が供給されることがわかるであろう。適切な補助熱源は、スチームタービン放出からの廃熱、排気ガスからの凝縮負荷、（たとえば、建物に空調を設置することによる）空気、海水による周囲加熱、又は、燃料ガスを含む。その結果、意図された構造及びプロセスは、発電効率及び柔軟性を改良するために既存の再ガス化プラントを改造するため使用されてもよく、又は、新しい設備に使用されてもよいことがわかるであろう。

したがって、多数の利点が本発明の主旨による構造を使用して達成されることが認められるであろう。特に、意図された構造は、従来型の複合サイクル発電プラントと結合され得る外部作動流体の有無にかかわらず、非常に効率的なＬＮＧ発電サイクルを提供する。さらに、殆どの構造において、ＬＮＧ再ガス化のための外部加熱は不要であり、よって、従来型のＬＮＧ再ガス化においてＬＮＧを加熱するためにこれまで必要とされていた燃料ガス又は海水の必要性がなくなる。

したがって、ＬＮＧ再ガス化が一体化された発電の構造及び方法に関する具体的な実施形態及びアプリケーションが開示されている。しかし、上記された変更以外のより多数の変更が本明細書における発明の概念を逸脱することなく可能であることは当業者に明白であろう。したがって、本発明の主旨は、本開示の精神を除いては制限されるべきでない。その上、明細書を解釈する上で、すべての用語は、前後関係と一致したできるだけ広義に解釈されるべきである。特に、用語「備える、含む（ｃｏｍｐｒｉｓｅｓ）」及び「備えている、含んでいる（ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ）」は、非排他的な意味で要素、コンポーネント、又は、ステップを参照していると解釈されるべきであり、参照された要素、コンポーネント、又は、ステップが、存在するか、利用されるか、明示的に参照されていない他の要素、コンポーネント、又は、ステップと組み合わされることを示している。

多成分流体ランキンパワーサイクル用の本発明の本旨による典型的な一パワーサイクル構造の概略図である。 燃料ガス飽和を含む多成分流体ランキンパワーサイクル用の本発明の本旨による別の典型的なパワーサイクル構造の概略図である。 ＬＮＧ ランキンパワーサイクル用の本発明の本旨によるさらなる典型的なパワーサイクル構造の概略図である。 燃料ガス飽和を含むＬＮＧ ランキンパワーサイクル用の本発明の本旨によるなおさらなる典型的なパワーサイクル構造の概略図である。 種々の周囲温度での複合サイクル発電プラント出力のグラフである。 種々の周囲温度での複合サイクル発電プラント出力のグラフである。 熱交換器５２の典型的な放熱曲線を示すグラフである。

Claims (20)

1. ＬＮＧを受け入れ、加熱されたＬＮＧを発生するため作動流体を冷却するように構成された第１の熱交換器、及び、発電機を駆動するために作動流体を受け入れるように構成された膨張器と、
   加熱されたＬＮＧを受け入れ、気化されたＬＮＧを発生するため熱伝達媒体流体を冷却するように構成された第２の熱交換器と、
   熱伝達媒体を受け入れ、それぞれ吸気冷却器及びスチームタービンサイクルを冷却するように構成された第３の熱交換器及び第４の熱交換器と
   を備える、発電プラント。
2. 作動流体がクローズサイクル内で循環させられる、請求項１に記載の発電プラント。
3. 作動流体が多成分作動流体である、請求項２に記載の発電プラント。
4. 第１の熱交換器が、加熱されたＬＮＧが少なくとも部分的に気化されるように構成される、請求項１に記載の発電プラント。
5. 熱伝達媒体がグリコール−水混合物を含む、請求項１に記載の発電プラント。
6. 第１の熱交換器中のＬＮＧが−２５０°Ｆ〜−５０°Ｆの温度を有し、第２の熱交換器中のＬＮＧが−５０°Ｆ〜４０°Ｆの温度を有する、請求項１に記載の発電プラント。
7. 第１の熱交換器及び第２の熱交換器が、ＬＮＧがおよそ１日当たり約２億標準立方フィート〜１日当たり２０億標準立方フィートの流速で気化されるように構成される、請求項１に記載の発電プラント。
8. ＬＮＧが第１の熱交換器へ入る前にＬＮＧをパイプライン圧力まで送り込むポンプをさらに備える、請求項１に記載の発電プラント。
9. 吸気冷却器から燃料ガス加湿器へ凝縮水を供給する凝縮水ラインをさらに備える、請求項１に記載の発電プラント。
10. 作動流体がオープンパワー生産サイクルを形成するようにＬＮＧである、請求項１に記載の発電プラント。
11. ＬＮＧを超臨界圧力まで送り込むポンプをさらに備える、請求項１０に記載の発電プラント。
12. 第１の熱交換器が、燃料燃焼式ヒーター、海水ヒーター、排気ガスヒーター、及び、極低温プロセスコンポーネントからなる群より選択されたコンポーネントを備える、請求項１１に記載の発電プラント。
13. 膨張器が超臨界ＬＮＧをパイプライン圧力まで膨張させるように構成される、請求項１１に記載の発電プラント。
14. 膨張器からの膨張器放出を使用して超臨界ＬＮＧを予熱するように構成された補助熱交換器をさらに備える、請求項１１に記載の発電プラント。
15. 第１の熱交換器及び補助熱交換器が、超臨界ＬＮＧが約３００°Ｆ〜５００°Ｆの温度を有するように構成される、請求項１４に記載の発電プラント。
16. 作動流体を冷却し、それによって、加熱されたＬＮＧを発生するため、第１の熱交換器内でＬＮＧを加熱するステップと、
    電気を発電するために発電機に連結された膨張器を駆動するように作動流体を使用するステップと、
    熱交換媒体流体を冷却し、それによって、気化されたＬＮＧを発生するため、第２の熱交換器内で加熱されたＬＮＧをさらに加熱するステップと、
    それぞれ吸気冷却器及びスチームタービンサイクルを冷却するため、第３の熱交換器及び第４の熱交換器内で熱伝達媒体を使用するステップと
    を備える、プラントを運転する方法。
17. 第１の熱交換器が、加熱されたＬＮＧが少なくとも部分的に気化されるように構成される、請求項１６に記載の方法。
18. 作動流体が多成分作動流体である、請求項１６に記載の方法。
19. 作動流体がＬＮＧである、請求項１６に記載の方法。
20. ＬＮＧが第１の熱交換器へ入る前に少なくともパイプライン圧力まで送り込まれる、請求項１６に記載の方法。

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