JP2015001185A - 液化天然ガス冷熱発電システム - Google Patents
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Abstract
【課題】安定且つ安全操業を確保しながら液化天然ガスの冷熱を有効に利用可能な液化天然ガス冷熱発電システムを提供する。
【解決手段】自然熱を有する自然熱媒ＳＷが通流する自然熱媒回路３を備えると共に、前記冷媒蒸気発生部ＨＸ７が、自然熱媒回路３を通流する自然熱媒ＳＷとの熱交換により前記冷媒液を加熱し、熱発生装置ＣＯから供給され自然熱媒ＳＷよりも高温の加熱熱媒ＨＷが通流する加熱熱媒回路４を備えると共に、天然ガス直膨回路１において天然ガス膨張タービンＮＧＴに供給される天然ガスＮＧを、加熱熱媒回路４を通流する加熱熱媒ＨＷとの熱交換により加熱する天然ガス加熱部ＨＸ８と、ランキンサイクル回路２において冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴに供給される冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）を、加熱熱媒回路４を通流する加熱熱媒ＨＷとの熱交換により加熱する冷媒蒸気加熱部ＨＸ９とを備える。
【選択図】図１
【解決手段】自然熱を有する自然熱媒ＳＷが通流する自然熱媒回路３を備えると共に、前記冷媒蒸気発生部ＨＸ７が、自然熱媒回路３を通流する自然熱媒ＳＷとの熱交換により前記冷媒液を加熱し、熱発生装置ＣＯから供給され自然熱媒ＳＷよりも高温の加熱熱媒ＨＷが通流する加熱熱媒回路４を備えると共に、天然ガス直膨回路１において天然ガス膨張タービンＮＧＴに供給される天然ガスＮＧを、加熱熱媒回路４を通流する加熱熱媒ＨＷとの熱交換により加熱する天然ガス加熱部ＨＸ８と、ランキンサイクル回路２において冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴに供給される冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）を、加熱熱媒回路４を通流する加熱熱媒ＨＷとの熱交換により加熱する冷媒蒸気加熱部ＨＸ９とを備える。
【選択図】図１
Description
本発明は、液化天然ガスの冷熱を利用して発電動力を得るための液化天然ガス冷熱発電システムに関する。
液化天然ガスはわが国に１９６９年に導入され、１９７３年の石油危機では、エネルギー価格の高騰で省エネ機運が高まったことから、液化天然ガスの冷熱を利用して発電動力を得る液化天然ガス冷熱発電システムの技術開発が積極的に取り組まれた。
そして、当時から約４０年が経過した現在においても、節電の要請から液化天然ガス冷熱発電システムが再び注目を浴びている。
従来の液化天然ガス冷熱発電システムとしては、液化天然ガスが有する冷熱エクセルギー（力学的な仕事として取り出せるエネルギー）を、気化後の高圧の天然ガスを直接膨張タービンで膨張させて発電動力を得るための動力エネルギーとして回収する天然ガス直膨回路を備えたもの（例えば特許文献１を参照。）、かかる天然ガス直膨回路に加えて、液化天然ガスが有する冷熱エクセルギーを、冷媒蒸気を冷却し冷媒液に復水させるための冷熱エネルギーとして回収するランキンサイクル回路を備えたもの（例えば特許文献２及び３を参照。）が知られている。
そして、当時から約４０年が経過した現在においても、節電の要請から液化天然ガス冷熱発電システムが再び注目を浴びている。
従来の液化天然ガス冷熱発電システムとしては、液化天然ガスが有する冷熱エクセルギー（力学的な仕事として取り出せるエネルギー）を、気化後の高圧の天然ガスを直接膨張タービンで膨張させて発電動力を得るための動力エネルギーとして回収する天然ガス直膨回路を備えたもの（例えば特許文献１を参照。）、かかる天然ガス直膨回路に加えて、液化天然ガスが有する冷熱エクセルギーを、冷媒蒸気を冷却し冷媒液に復水させるための冷熱エネルギーとして回収するランキンサイクル回路を備えたもの（例えば特許文献２及び３を参照。）が知られている。
具体的に、液化天然ガス冷熱発電システムが備える天然ガス直膨回路は、貯留タンクから供給された液化天然ガスを加熱して天然ガスに気化させる液化天然ガス気化部と、当該液化天然ガス気化部で気化した天然ガスを膨張させて発電動力を出力する天然ガス膨張タービンと、当該天然ガス膨張タービンで膨張した天然ガスを取り出し可能な天然ガス取出部とを配置してなる天然ガス直膨回路とを配置して構成される。そして、かかる天然ガス直膨回路において、液化天然ガスの冷熱エクセルギーは、天然ガス膨張タービンの駆動源として回収されて発電動力として出力される。
また、特許文献１に記載の液化天然ガス冷熱発電システムでは、液化天然ガス気化部の加熱源として、海水が用いられている。
また、特許文献１に記載の液化天然ガス冷熱発電システムでは、液化天然ガス気化部の加熱源として、海水が用いられている。
一方、液化天然ガス冷熱発電システムが備えるランキンサイクル回路は、液化石油ガスやフロンなどの冷媒を循環させる循環回路として構成され、冷媒液を加熱して冷媒蒸気に気化させる冷媒蒸気発生部と、当該冷媒蒸気発生部で気化した冷媒蒸気を膨張させて発電動力を出力する冷媒蒸気膨張タービンと、当該冷媒蒸気膨張タービンで膨張した冷媒蒸気を冷却して冷媒液に復水させる冷媒蒸気復水部と、当該冷媒蒸気復水部で復水した冷媒液を前記冷媒蒸気発生部に供給する冷媒液ポンプとを配置して構成される。更に、このランキンサイクル回路の冷媒蒸気復水部は、上述した天然ガス直膨回路の液化天然ガス気化部を兼ねており、液化天然ガスと冷媒蒸気との間で熱交換を行う熱交換器で構成される。そして、かかるランキンサイクル回路において、液化天然ガスの冷熱エクセルギーは、冷媒蒸気復水部として機能する熱交換器の冷熱源として回収され、冷媒蒸気膨張タービンの発電動力として出力される。
また、特許文献２及び３の液化天然ガス冷熱発電システムでは、液化天然ガス気化部及び冷媒蒸気発生部の加熱源として、海水を用いることなく、ガス燃料を燃焼させて発電動力を得るガスタービンの排ガスが用いられている。
また、特許文献２及び３の液化天然ガス冷熱発電システムでは、液化天然ガス気化部及び冷媒蒸気発生部の加熱源として、海水を用いることなく、ガス燃料を燃焼させて発電動力を得るガスタービンの排ガスが用いられている。
加熱源として海水を利用する液化天然ガス冷熱発電システムでは、その海水が無尽蔵に存在することから安定操業が確保されるものの、天然ガス膨張タービンや冷媒蒸気膨張タービンに導入されるガスの温度が０℃（冬季）〜２５℃（夏季）と比較的低く、各膨張タービンを出たガスの温度が−４０℃〜−３０℃と低くなることから、低温の天然ガスの冷熱エクセルギーは、海水と熱交換することで無駄に捨てられることになっていた。
一方、加熱源としてガスタービンの排ガスを利用する液化天然ガス冷熱発電システムでは、その排ガスが比較的高温であることから、各膨張タービンを出たガスの温度を常温まで昇温できることからエクセルギー損失を低減できるものの、ガスタービンの運転状態の影響を受けやすく、安定した加熱源の確保が困難な場合があった。
一方、加熱源としてガスタービンの排ガスを利用する液化天然ガス冷熱発電システムでは、その排ガスが比較的高温であることから、各膨張タービンを出たガスの温度を常温まで昇温できることからエクセルギー損失を低減できるものの、ガスタービンの運転状態の影響を受けやすく、安定した加熱源の確保が困難な場合があった。
本発明は、かかる点に着目してなされたものであり、その目的は、安定且つ安全操業を確保しながら液化天然ガスの冷熱を有効に利用可能な液化天然ガス冷熱発電システムを提供する点にある。
この目的を達成するための本発明に係る液化天然ガス冷熱発電システムは、
貯留タンクから液化天然ガスポンプによって供給された液化天然ガスを加熱して天然ガスに気化させる液化天然ガス気化部と、当該液化天然ガス気化部で気化した天然ガスを膨張させて発電動力を出力する天然ガス膨張タービンと、当該天然ガス膨張タービンで膨張した天然ガスを取り出し可能な天然ガス取出部とを配置してなる天然ガス直膨回路を備え、
冷媒液を加熱して冷媒蒸気に気化させる冷媒蒸気発生部と、当該冷媒蒸気発生部で気化した冷媒蒸気を膨張させて発電動力を出力する冷媒蒸気膨張タービンと、当該冷媒蒸気膨張タービンで膨張した冷媒蒸気を冷却して冷媒液に復水させる冷媒蒸気復水部と、当該冷媒蒸気復水部で復水した冷媒液を前記冷媒蒸気発生部に供給する冷媒液ポンプとを配置してなるランキンサイクル回路を備え、
前記液化天然ガス気化部及び前記冷媒蒸気復水部が、液化天然ガスと冷媒蒸気との間で熱交換を行う熱交換器で構成されている液化天然ガス冷熱発電システムであって、
その特徴構成は、
自然熱を有する自然熱媒が通流する自然熱媒回路を備えると共に、前記冷媒蒸気発生部が、当該自然熱媒回路を通流する自然熱媒との熱交換により前記冷媒液を加熱し、
熱発生装置から供給され前記自然熱媒よりも高温の加熱熱媒が通流する加熱熱媒回路を備えると共に、前記天然ガス直膨回路において前記天然ガス膨張タービンに供給される天然ガスを、前記加熱熱媒回路を通流する加熱熱媒との熱交換により加熱する天然ガス加熱部と、前記ランキンサイクル回路において前記冷媒蒸気膨張タービンに供給される冷媒蒸気を、前記加熱熱媒回路を通流する加熱熱媒との熱交換により加熱する冷媒蒸気加熱部とを備えた点にある。
尚、本願において自然熱媒とは、海水、河川水、温泉水、地熱水などのように、自然熱を保有し、安定した温度に維持され、安定して必要量が確保できる熱媒を示す。
貯留タンクから液化天然ガスポンプによって供給された液化天然ガスを加熱して天然ガスに気化させる液化天然ガス気化部と、当該液化天然ガス気化部で気化した天然ガスを膨張させて発電動力を出力する天然ガス膨張タービンと、当該天然ガス膨張タービンで膨張した天然ガスを取り出し可能な天然ガス取出部とを配置してなる天然ガス直膨回路を備え、
冷媒液を加熱して冷媒蒸気に気化させる冷媒蒸気発生部と、当該冷媒蒸気発生部で気化した冷媒蒸気を膨張させて発電動力を出力する冷媒蒸気膨張タービンと、当該冷媒蒸気膨張タービンで膨張した冷媒蒸気を冷却して冷媒液に復水させる冷媒蒸気復水部と、当該冷媒蒸気復水部で復水した冷媒液を前記冷媒蒸気発生部に供給する冷媒液ポンプとを配置してなるランキンサイクル回路を備え、
前記液化天然ガス気化部及び前記冷媒蒸気復水部が、液化天然ガスと冷媒蒸気との間で熱交換を行う熱交換器で構成されている液化天然ガス冷熱発電システムであって、
その特徴構成は、
自然熱を有する自然熱媒が通流する自然熱媒回路を備えると共に、前記冷媒蒸気発生部が、当該自然熱媒回路を通流する自然熱媒との熱交換により前記冷媒液を加熱し、
熱発生装置から供給され前記自然熱媒よりも高温の加熱熱媒が通流する加熱熱媒回路を備えると共に、前記天然ガス直膨回路において前記天然ガス膨張タービンに供給される天然ガスを、前記加熱熱媒回路を通流する加熱熱媒との熱交換により加熱する天然ガス加熱部と、前記ランキンサイクル回路において前記冷媒蒸気膨張タービンに供給される冷媒蒸気を、前記加熱熱媒回路を通流する加熱熱媒との熱交換により加熱する冷媒蒸気加熱部とを備えた点にある。
尚、本願において自然熱媒とは、海水、河川水、温泉水、地熱水などのように、自然熱を保有し、安定した温度に維持され、安定して必要量が確保できる熱媒を示す。
本特徴構成によれば、ランキンサイクル回路では、冷媒液ポンプにより供給された冷媒液が、冷媒蒸気発生部において自然熱媒との熱交換により加熱されて冷媒蒸気に気化し、更にその冷媒蒸気が、冷媒蒸気加熱部において加熱熱媒との熱交換により加熱された後に、冷媒蒸気膨張タービンに供給されることになる。よって、自然熱媒及び加熱熱媒の一方のみを加熱源として利用する場合と比較して、冷媒蒸気膨張タービンに供給される冷媒蒸気の圧力を高めに維持することができるので、当該膨張タービンで出力する発電動力を増加させることができる。
また、このランキンサイクル回路では、冷媒蒸気膨張タービンで膨張した後に冷媒蒸気復水部として機能する熱交換器に供給される冷媒蒸気の温度も比較的高めに維持されることになる。よって、天然ガス直膨回路では、貯留タンクから供給されて液化天然ガスポンプで昇圧された液化天然ガスが、液化天然ガス気化部として機能する熱交換器において比較的高めの温度の冷媒蒸気との熱交換により加熱されて天然ガスに気化し、更にその天然ガスが、天然ガス加熱部において加熱熱媒との熱交換により加熱された後に、天然ガス膨張タービンに供給されることになる。よって、自然熱媒及び加熱熱媒の一方のみを加熱源として利用する場合と比較して、天然ガス膨張タービンに供給される天然ガスの温度を高めに維持することができるので、当該膨張タービンが出力する発電動力を増加させることができる。
更に、熱発生装置の停止等に伴って、加熱熱媒回路への加熱熱媒の供給が停止した場合でも、自然熱媒回路への自然熱媒の供給は安定して確保されるので、冷媒蒸気発生部における自然熱媒との熱交換による冷媒液の気化を維持してランキンサイクル回路の運転を継続し、更には、熱交換器における冷媒蒸気との熱交換による液化天然ガスの気化を維持して天然ガス直膨回路の運転を継続することができる。
従って、本発明により、安定且つ安全操業を確保しながら液化天然ガスの冷熱を有効に利用可能な液化天然ガス冷熱発電システムを実現することができる。
また、このランキンサイクル回路では、冷媒蒸気膨張タービンで膨張した後に冷媒蒸気復水部として機能する熱交換器に供給される冷媒蒸気の温度も比較的高めに維持されることになる。よって、天然ガス直膨回路では、貯留タンクから供給されて液化天然ガスポンプで昇圧された液化天然ガスが、液化天然ガス気化部として機能する熱交換器において比較的高めの温度の冷媒蒸気との熱交換により加熱されて天然ガスに気化し、更にその天然ガスが、天然ガス加熱部において加熱熱媒との熱交換により加熱された後に、天然ガス膨張タービンに供給されることになる。よって、自然熱媒及び加熱熱媒の一方のみを加熱源として利用する場合と比較して、天然ガス膨張タービンに供給される天然ガスの温度を高めに維持することができるので、当該膨張タービンが出力する発電動力を増加させることができる。
更に、熱発生装置の停止等に伴って、加熱熱媒回路への加熱熱媒の供給が停止した場合でも、自然熱媒回路への自然熱媒の供給は安定して確保されるので、冷媒蒸気発生部における自然熱媒との熱交換による冷媒液の気化を維持してランキンサイクル回路の運転を継続し、更には、熱交換器における冷媒蒸気との熱交換による液化天然ガスの気化を維持して天然ガス直膨回路の運転を継続することができる。
従って、本発明により、安定且つ安全操業を確保しながら液化天然ガスの冷熱を有効に利用可能な液化天然ガス冷熱発電システムを実現することができる。
本発明に係る液化天然ガス冷熱発電システムの更なる特徴構成は、
前記熱発生装置が、天然ガスを燃料として駆動して電気と熱とを発生するコージェネレーション装置であり、前記加熱熱媒が当該コージェネレーション装置で生成された温水である点にある。
前記熱発生装置が、天然ガスを燃料として駆動して電気と熱とを発生するコージェネレーション装置であり、前記加熱熱媒が当該コージェネレーション装置で生成された温水である点にある。
本特徴構成によれば、近隣に設置されたコージェネレーション装置で生成された温水を加熱熱媒回路に通流させる加熱熱媒として利用することができ、コージェネレーション装置の停止や故障等に起因して温水の供給が停止した場合でも、自然熱媒を加熱源として利用することで、ランキンサイクル回路及び天然ガス直膨回路の運転を継続することができる。
本発明に係る液化天然ガス冷熱発電システムの更なる特徴構成は、
前記加熱熱媒回路において、前記冷媒蒸気加熱部と前記冷媒蒸気加熱部とが並列配置されている点にある。
前記加熱熱媒回路において、前記冷媒蒸気加熱部と前記冷媒蒸気加熱部とが並列配置されている点にある。
本特徴構成によれば、加熱熱媒回路において、熱発生装置で生成される加熱熱媒をそのままの状態で天然ガス加熱部と冷媒蒸気加熱部とへ分配供給することができる。よって、天然ガス加熱部と冷媒蒸気加熱部とを直列配置する場合と比較して、天然ガス加熱部と冷媒蒸気加熱部との両方で加熱対象となるガスとの温度差を大きくとることができ、各膨張タービンに供給されるガスを効率良く加熱することができるので、各膨張タービンが出力する発電動力を増加させると共に、加熱熱媒の必要供給量を減らすことができる。
本発明に係る液化天然ガス冷熱発電システムの更なる特徴構成は、
前記天然ガス膨張タービンとして、前記液化天然ガス気化部で気化した高圧天然ガスを膨張させて発電動力を出力する高圧天然ガス膨張タービンと、当該高圧天然ガス膨張タービンで膨張した前記高圧天然ガスよりも低圧な中圧天然ガスを膨張させて発電動力を出力する中圧天然ガス膨張タービンとを備えると共に、
前記天然ガス取出部として、前記高圧天然ガスを取り出し可能な高圧天然ガス取出部と、前記中圧天然ガスを取り出し可能な中圧天然ガス取出部と、前記中圧天然ガス膨張タービンで膨張した前記中圧天然ガスよりも低圧な低圧天然ガスを取り出し可能な低圧天然ガス取出部とを備えた点にある。
前記天然ガス膨張タービンとして、前記液化天然ガス気化部で気化した高圧天然ガスを膨張させて発電動力を出力する高圧天然ガス膨張タービンと、当該高圧天然ガス膨張タービンで膨張した前記高圧天然ガスよりも低圧な中圧天然ガスを膨張させて発電動力を出力する中圧天然ガス膨張タービンとを備えると共に、
前記天然ガス取出部として、前記高圧天然ガスを取り出し可能な高圧天然ガス取出部と、前記中圧天然ガスを取り出し可能な中圧天然ガス取出部と、前記中圧天然ガス膨張タービンで膨張した前記中圧天然ガスよりも低圧な低圧天然ガスを取り出し可能な低圧天然ガス取出部とを備えた点にある。
本特徴構成によれば、天然ガス直膨回路において、液化天然ガス気化部として機能する熱交換器で気化した高圧天然ガスを高圧天然ガス取出部から取り出すことができる上に、天然ガス膨張タービンを、高圧天然ガス膨張タービンと中圧天然ガス膨張タービンとを互いに直列配置する形態で多段に構成することで、高圧天然ガス膨張タービンで膨張した中圧天然ガスと中圧天然ガス膨張タービンで膨張した低圧天然ガスとを中圧天然ガス取出部と低圧天然ガス取出部とから夫々各別に取り出すことができる。
本発明に係る液化天然ガス冷熱発電システムの更なる特徴構成は、
前記天然ガス直膨回路において、前記天然ガス膨張タービンで膨張した天然ガスを前記液化天然ガスとの熱交換により冷却する天然ガス冷却部と、当該天然ガス冷却部で冷却された天然ガスを液相成分と気相成分に分離する気液分離部と、前記気液分離部で分離された液相成分を液化石油ガスとして取り出し可能な液化石油ガス取出部と、前記気液分離部で分離された気相成分を加圧して前記液化天然ガス気化部に供給される液化天然ガスに還流させる天然ガス還流ポンプとを配置した点にある。
前記天然ガス直膨回路において、前記天然ガス膨張タービンで膨張した天然ガスを前記液化天然ガスとの熱交換により冷却する天然ガス冷却部と、当該天然ガス冷却部で冷却された天然ガスを液相成分と気相成分に分離する気液分離部と、前記気液分離部で分離された液相成分を液化石油ガスとして取り出し可能な液化石油ガス取出部と、前記気液分離部で分離された気相成分を加圧して前記液化天然ガス気化部に供給される液化天然ガスに還流させる天然ガス還流ポンプとを配置した点にある。
本特徴構成によれば、天然ガス膨張タービンで膨張した天然ガスを天然ガス冷却部において貯留タンクから供給された極低温の液化天然ガスとの熱交換により冷却することで、その一部が液化され、その液化した液相成分が気液分離部で気相成分から分離されることになる。
天然ガスに含まれる炭化水素のうち、プロパンやブタンなどの炭素数が多いものは、メタンやエタンなどの炭素数が少ないものよりも沸点が高いことから、気液分離部で分離された液相成分は、プロパンやブタンを多く含む液化石油ガスに近い比較的発熱量が高いものとなり、一方、気液分離部で分離された気相成分は、メタンやエタンを多く含む比較的発熱量の低いものとなる。
よって、気液分離部で分離された液相成分については、液化石油ガス取出部により取り出して通常の液化石油ガスとして利用することができる。
一方、気液分離部で分離された気相成分については、適宜液化天然ガスとの熱交換により過冷却して液化した上で、天然ガス還流ポンプにより液化天然ガス気化部に供給される液化天然ガスに還流されるので、天然ガス直膨回路において、あたかも液化天然ガスを用いたランキンサイクルのように循環量が増加して、天然ガス膨張タービンで出力される発電動力を増加させることができる。
天然ガスに含まれる炭化水素のうち、プロパンやブタンなどの炭素数が多いものは、メタンやエタンなどの炭素数が少ないものよりも沸点が高いことから、気液分離部で分離された液相成分は、プロパンやブタンを多く含む液化石油ガスに近い比較的発熱量が高いものとなり、一方、気液分離部で分離された気相成分は、メタンやエタンを多く含む比較的発熱量の低いものとなる。
よって、気液分離部で分離された液相成分については、液化石油ガス取出部により取り出して通常の液化石油ガスとして利用することができる。
一方、気液分離部で分離された気相成分については、適宜液化天然ガスとの熱交換により過冷却して液化した上で、天然ガス還流ポンプにより液化天然ガス気化部に供給される液化天然ガスに還流されるので、天然ガス直膨回路において、あたかも液化天然ガスを用いたランキンサイクルのように循環量が増加して、天然ガス膨張タービンで出力される発電動力を増加させることができる。
本発明に係る液化天然ガス冷熱発電システムの更なる特徴構成は、
前記天然ガス直膨回路において、前記天然ガス加熱部に供給される天然ガスを、前記自然熱媒回路を通流する自然熱媒との熱交換により予熱する天然ガス予熱部を備えた点にある。
前記天然ガス直膨回路において、前記天然ガス加熱部に供給される天然ガスを、前記自然熱媒回路を通流する自然熱媒との熱交換により予熱する天然ガス予熱部を備えた点にある。
本特徴構成によれば、天然ガス直膨回路において、液化天然ガス気化部として機能する熱交換器において冷媒蒸気との熱交換により加熱され気化された天然ガスが、天然ガス予熱部において自然熱媒との熱交換により予熱された後に、天然ガス加熱部において加熱熱媒との熱交換により加熱されて、天然ガス膨張タービンに供給されることになる。よって、天然ガス膨張タービンに供給される天然ガスを所望温度に加熱するために必要な熱量の一部を、自然冷媒との熱交換により賄うことになるので、加熱熱媒による加熱に必要な熱量をできるだけ小さくし、高効率化を図ることができる。
本発明に係る液化天然ガス冷熱発電システムの実施形態について図面に基づいて説明する。
図１に示す液化天然ガス冷熱発電システムは、液化天然ガスＬＮＧの冷熱を利用して発電動力を得るためのシステムであって、詳細については後述するが、液化天然ガスＬＮＧが有する冷熱エクセルギーを気化後の高圧の天然ガスＮＧを直接天然ガス膨張タービンＮＧＴで膨張させて発電動力を得るための動力エネルギーとして回収する天然ガス直膨回路１と、液化天然ガスＬＮＧが有する冷熱エクセルギーを冷媒ＲＧを冷却し復水させるための冷熱エネルギーとして回収するランキンサイクル回路２とが設けられている。
更に、天然ガスＮＧや冷媒ＲＧを加熱するための熱媒を確保するべく、自然熱を有する常温（例えば約２０℃）の海水ＳＷ（自然熱媒の一例）が所定流量（例えば約７２６ｍ3／ｈ）で通流する海水回路３（自然熱媒回路の一例）と、天然ガスＮＧを燃料として駆動して電気と熱とを発生するコージェネレーション装置ＣＯ（熱発生装置の一例）から供給され海水ＳＷよりも高温（例えば約７０℃）の温水ＨＷ（加熱熱媒の一例）が所定流量（例えば約２５５ｍ3／ｈ）で通流する温水回路４（加熱熱媒回路の一例）とが設けられている。
尚、本実施形態において、これら海水回路３及び温水回路４は、複数の熱交換器に対して海水ＳＷ及び温水ＨＷを供給するものであるが、夫々の熱媒回路３，４においてそれら複数の熱交換器は並列配置されている。
以下、天然ガス直膨回路１とランキンサイクル回路２との夫々の詳細構成について順に説明する。
図１に示す液化天然ガス冷熱発電システムは、液化天然ガスＬＮＧの冷熱を利用して発電動力を得るためのシステムであって、詳細については後述するが、液化天然ガスＬＮＧが有する冷熱エクセルギーを気化後の高圧の天然ガスＮＧを直接天然ガス膨張タービンＮＧＴで膨張させて発電動力を得るための動力エネルギーとして回収する天然ガス直膨回路１と、液化天然ガスＬＮＧが有する冷熱エクセルギーを冷媒ＲＧを冷却し復水させるための冷熱エネルギーとして回収するランキンサイクル回路２とが設けられている。
更に、天然ガスＮＧや冷媒ＲＧを加熱するための熱媒を確保するべく、自然熱を有する常温（例えば約２０℃）の海水ＳＷ（自然熱媒の一例）が所定流量（例えば約７２６ｍ3／ｈ）で通流する海水回路３（自然熱媒回路の一例）と、天然ガスＮＧを燃料として駆動して電気と熱とを発生するコージェネレーション装置ＣＯ（熱発生装置の一例）から供給され海水ＳＷよりも高温（例えば約７０℃）の温水ＨＷ（加熱熱媒の一例）が所定流量（例えば約２５５ｍ3／ｈ）で通流する温水回路４（加熱熱媒回路の一例）とが設けられている。
尚、本実施形態において、これら海水回路３及び温水回路４は、複数の熱交換器に対して海水ＳＷ及び温水ＨＷを供給するものであるが、夫々の熱媒回路３，４においてそれら複数の熱交換器は並列配置されている。
以下、天然ガス直膨回路１とランキンサイクル回路２との夫々の詳細構成について順に説明する。
〔天然ガス直膨回路〕
天然ガス直膨回路１は、貯留タンクＬＴから液化天然ガスポンプＰ１によって供給された液化天然ガスＬＮＧを加熱して天然ガスＮＧに気化させる液化天然ガス気化部ＨＸ３ａと、当該液化天然ガス気化部ＨＸ３ａで気化した天然ガスＮＧを膨張させて発電動力を出力する天然ガス膨張タービンＮＧＴと、当該天然ガス膨張タービンＮＧＴで膨張した天然ガスＮＧを取り出し可能な天然ガス取出部ＮＧＯとを配置してなる。
具体的に、天然ガス膨張タービンＮＧＴとしては、液化天然ガス気化部ＨＸ３ａで気化した高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）を膨張させて発電動力を出力する高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）と、当該高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）で膨張した高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）よりも低圧な中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）を膨張させて発電動力を出力する中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）とが設けられている。
天然ガス直膨回路１は、貯留タンクＬＴから液化天然ガスポンプＰ１によって供給された液化天然ガスＬＮＧを加熱して天然ガスＮＧに気化させる液化天然ガス気化部ＨＸ３ａと、当該液化天然ガス気化部ＨＸ３ａで気化した天然ガスＮＧを膨張させて発電動力を出力する天然ガス膨張タービンＮＧＴと、当該天然ガス膨張タービンＮＧＴで膨張した天然ガスＮＧを取り出し可能な天然ガス取出部ＮＧＯとを配置してなる。
具体的に、天然ガス膨張タービンＮＧＴとしては、液化天然ガス気化部ＨＸ３ａで気化した高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）を膨張させて発電動力を出力する高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）と、当該高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）で膨張した高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）よりも低圧な中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）を膨張させて発電動力を出力する中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）とが設けられている。
そして、天然ガス取出部ＮＧＯとしては、液化天然ガス気化部ＨＸ３ａで気化した高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）を取り出し可能な高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）と、高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）で膨張した中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）を取り出し可能な中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）と、中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）で膨張した中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）よりも低圧な低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）を取り出し可能な低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）とが設けられている。
ここで、天然ガスＮＧを送出するガス送出ラインとしては、高圧幹線用送出ライン、火力発電燃料供給用送出ライン、中圧導管用送出ラインがある。そして、高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）は、高圧幹線用送出ラインに接続されることから、高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）の圧力は約７ＭＰａＧに設定されている。また、中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）は火力発電燃料供給ラインに接続されていることから、中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）の圧力は約３ＭＰａＧに設定されている。また、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）は中圧導管用送出ラインに接続されていることから、低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）の圧力は約１．５ＭＰａＧに設定されている。
天然ガス直膨回路１における液化天然ガス気化部ＨＸ３ａの下流側には、高圧天然ガス海水熱交換器ＨＸ４（天然ガス予熱部）が設けられており、この高圧天然ガス海水熱交換器ＨＸ４では、液化天然ガス気化部ＨＸ３ａで気化した高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）が、海水回路３を通流する約２０℃の海水ＳＷとの熱交換により、約１５℃に予熱される。そして、この予熱された高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）の一部が、高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）に取り出され、残部が高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）に供給される。
天然ガス直膨回路１における高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）の上流側には、高圧天然ガス温水熱交換器ＨＸ８（天然ガス加熱部の一例）が設けられており、この高圧天然ガス温水熱交換器ＨＸ８では、高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）に供給される高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）が、温水回路４を通流する約７０℃の温水ＨＷとの熱交換により、約６５℃に加熱される。
よって、高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）では、約７ＭＰａＧで約６５℃の高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）が供給され、その高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）を約３ＭＰａＧで約１７℃の中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）に膨張させることで、約２，５００ｋＷの発電動力を出力することができる。
よって、高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）では、約７ＭＰａＧで約６５℃の高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）が供給され、その高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）を約３ＭＰａＧで約１７℃の中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）に膨張させることで、約２，５００ｋＷの発電動力を出力することができる。
天然ガス直膨回路１における高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）の下流側には、中圧天然ガス海水熱交換器ＨＸ５が設けられており、この中圧天然ガス海水熱交換器ＨＸ５では、高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）で膨張した中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）が、海水回路３を通流する約２０℃の海水ＳＷとの熱交換により、約１７℃に加熱される。そして、この常温程度に予熱された中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）の一部が、中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）に取り出され、残部が中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）に供給される。
よって、中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）では、約３ＭＰａＧで約１７℃の中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）が供給され、その中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）を約１．５ＭＰａＧで約−２０℃の低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）に膨張させることで、約１，０００ｋＷの発電動力を出力することができる。
中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）で膨張した低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）の一部が、低圧天然ガス海水熱交換器ＨＸ６において約２０℃の海水ＳＷとの熱交換により、約２０℃に加熱された後に、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）から取り出される。一方、低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）のうち低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）から取り出されなかった残部は、天然ガス冷却用熱交換器ＨＸ２に供給される。
天然ガス冷却用熱交換器ＨＸ２は、中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）で膨張した低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）を、後述する天然ガス復水用熱交換器ＨＸ１から排出された約−８７℃の液化天然ガスＬＮＧとの熱交換により冷却する天然ガス冷却部として機能する。
すると、天然ガス冷却用熱交換器ＨＸ２からは、低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）に含まれる炭化水素のうち、炭素数が多く沸点が比較的高いプロパンやブタンなどが主に凝縮して液相成分として排出され、炭素数が少なく沸点が比較的低いメタンやエタンなどが主に気相成分として排出されることになる。
すると、天然ガス冷却用熱交換器ＨＸ２からは、低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）に含まれる炭化水素のうち、炭素数が多く沸点が比較的高いプロパンやブタンなどが主に凝縮して液相成分として排出され、炭素数が少なく沸点が比較的低いメタンやエタンなどが主に気相成分として排出されることになる。
そして、この天然ガス冷却用熱交換器ＨＸ２で冷却された低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）を液相成分と気相成分に分離する気液分離器ＳＰ（気液分離部の一例）と、気液分離器ＳＰで分離された液相成分を液化石油ガスＬＰＧとして取り出し可能な液化石油ガス取出部ＬＰＧＯとが設けられており、液化石油ガス取出部ＬＰＧＯで取り出した液化石油ガスＬＰＧは高発熱量の通常の液化石油ガスＬＰＧとして利用することができ、例えば、この液化石油ガス取出部ＬＰＧＯで取り出した液化石油ガスＬＰＧを比較的発熱量が低いシェールガスの増熱用として利用することができる。
気液分離器ＳＰで分離されたメタンやエタンを多く含む気相成分については、適宜天然ガス復水用熱交換器ＨＸ１において液化天然ガスポンプＰ１から供給された約−１５４℃の液化天然ガスＬＮＧとの熱交換により冷却されて凝縮し、天然ガス還流ポンプＰ２により液化天然ガスＬＮＧと約７ＭＰａＧに加圧されて、液化天然ガス気化部ＨＸ３ａに供給される液化天然ガスＬＮＧに還流される。
このことにより、天然ガス直膨回路１では、あたかも液化天然ガスＬＮＧを用いたランキンサイクルのように天然ガスＮＧの循環量が増加し、天然ガス膨張タービンＮＧＴで出力される発電動力が増加されることになる。
また、この還流される天然ガスＮＧは、高発熱量のプロパンやブタンが取り出されることでメタンやエタンの含有率が増加した低発熱量のものであることから、天然ガス直膨回路１を循環し各天然ガス取出部ＮＧＯで取り出される天然ガスＮＧの発熱量を、貯留タンクＬＴから供給された液化天然ガスＬＮＧの発熱量よりも低下させて、例えばシェールガスと同等の発熱量とすることができる。
このことにより、天然ガス直膨回路１では、あたかも液化天然ガスＬＮＧを用いたランキンサイクルのように天然ガスＮＧの循環量が増加し、天然ガス膨張タービンＮＧＴで出力される発電動力が増加されることになる。
また、この還流される天然ガスＮＧは、高発熱量のプロパンやブタンが取り出されることでメタンやエタンの含有率が増加した低発熱量のものであることから、天然ガス直膨回路１を循環し各天然ガス取出部ＮＧＯで取り出される天然ガスＮＧの発熱量を、貯留タンクＬＴから供給された液化天然ガスＬＮＧの発熱量よりも低下させて、例えばシェールガスと同等の発熱量とすることができる。
また、天然ガス冷却用熱交換器ＨＸ２で冷却された低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）を、気液分離器ＳＰ（気液分離部の一例）をバイパスして天然ガス復水用熱交換器ＨＸ１に流量調整を伴って供給するバイパス弁Ｖが設けられている。
そして、このバイパス弁Ｖの開度調整により、気液分離器ＳＰを介して液化石油ガス取出部ＬＰＧＯで取り出される液化石油ガスＬＰＧの量を調整することができる。
このように液化石油ガス取出部ＬＰＧＯで取り出される液化石油ガスＬＰＧの量を調整すれば、液化天然ガス気化部ＨＸ３ａに供給される液化天然ガスＬＮＧに還流される天然ガスＮＧの発熱量の低下幅も調整することができるので、結果、天然ガス直膨回路１を循環し各天然ガス取出部ＮＧＯで取り出される天然ガスＮＧの発熱量の低下幅も適当なものに調整することができる。
そして、このバイパス弁Ｖの開度調整により、気液分離器ＳＰを介して液化石油ガス取出部ＬＰＧＯで取り出される液化石油ガスＬＰＧの量を調整することができる。
このように液化石油ガス取出部ＬＰＧＯで取り出される液化石油ガスＬＰＧの量を調整すれば、液化天然ガス気化部ＨＸ３ａに供給される液化天然ガスＬＮＧに還流される天然ガスＮＧの発熱量の低下幅も調整することができるので、結果、天然ガス直膨回路１を循環し各天然ガス取出部ＮＧＯで取り出される天然ガスＮＧの発熱量の低下幅も適当なものに調整することができる。
尚、本実施形態において、貯留タンクＬＴから天然ガス直膨回路１への液化天然ガスＬＮＧの導入量を１００，０００ｋｇ／ｈとし、高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）からの高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）の送出量を４２，０００ｋｇ／ｈとし、中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）からの中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）の送出量を５０，０００ｋｇ／ｈとし、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）からの低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）の送出量を５，０００ｋｇ／ｈとし、液化石油ガス取出部ＬＰＧＯからの液化石油ガスＬＰＧの送出量を３，０００ｋｇ／ｈとしている。
尚、このような液化天然ガス冷熱発電システムでは、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）からの低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）の送出量を増加させるほど、また高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）からの高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）の送出量を減少させるほど、天然ガス膨張タービンＮＧＴへの天然ガスＮＧの供給量が増加するため、全体の発電動力の出力が増加することになる。
尚、このような液化天然ガス冷熱発電システムでは、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）からの低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）の送出量を増加させるほど、また高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）からの高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）の送出量を減少させるほど、天然ガス膨張タービンＮＧＴへの天然ガスＮＧの供給量が増加するため、全体の発電動力の出力が増加することになる。
〔ランキンサイクル回路〕
ランキンサイクル回路２は、冷媒ＲＧとして液化石油ガスＬＰＧを利用した液化石油ガスＬＰＧランキンサイクル回路であって、冷媒液ＲＧ（Ｌ）を加熱して冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）に気化させる冷媒蒸気発生用熱交換器ＨＸ７（冷媒蒸気発生部の一例）と、当該冷媒蒸気発生用熱交換器ＨＸ７で気化した冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）を膨張させて発電動力を出力する冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴと、当該冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴで膨張した冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）を冷却して冷媒液ＲＧ（Ｌ）に復水させる冷媒蒸気復水部ＨＸ３ｂと、当該冷媒蒸気復水部ＨＸ３ｂで復水した冷媒液ＲＧ（Ｌ）を冷媒蒸気発生用熱交換器ＨＸ７に供給する冷媒液ポンプＰ４とを配置してなる。
そして、上述した天然ガス直膨回路１の液化天然ガス気化部ＨＸ３ａと、このランキンサイクル回路２の冷媒蒸気復水部ＨＸ３ｂとが、液化天然ガスＬＮＧと冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴで膨張した冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）との間で熱交換を行う液化天然ガス冷媒蒸気熱交換器ＨＸ３で構成されている。
尚、この液化天然ガス冷媒蒸気熱交換器ＨＸ３は、液化天然ガスＬＮＧと冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）との間で熱交換を行うのに加え、冷媒液ポンプＰ４により冷媒蒸気発生用熱交換器ＨＸ７に供給される冷媒液ＲＧ（Ｌ）を冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）との熱交換により予熱する所謂３流体型熱交換器として構成されている。
ランキンサイクル回路２は、冷媒ＲＧとして液化石油ガスＬＰＧを利用した液化石油ガスＬＰＧランキンサイクル回路であって、冷媒液ＲＧ（Ｌ）を加熱して冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）に気化させる冷媒蒸気発生用熱交換器ＨＸ７（冷媒蒸気発生部の一例）と、当該冷媒蒸気発生用熱交換器ＨＸ７で気化した冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）を膨張させて発電動力を出力する冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴと、当該冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴで膨張した冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）を冷却して冷媒液ＲＧ（Ｌ）に復水させる冷媒蒸気復水部ＨＸ３ｂと、当該冷媒蒸気復水部ＨＸ３ｂで復水した冷媒液ＲＧ（Ｌ）を冷媒蒸気発生用熱交換器ＨＸ７に供給する冷媒液ポンプＰ４とを配置してなる。
そして、上述した天然ガス直膨回路１の液化天然ガス気化部ＨＸ３ａと、このランキンサイクル回路２の冷媒蒸気復水部ＨＸ３ｂとが、液化天然ガスＬＮＧと冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴで膨張した冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）との間で熱交換を行う液化天然ガス冷媒蒸気熱交換器ＨＸ３で構成されている。
尚、この液化天然ガス冷媒蒸気熱交換器ＨＸ３は、液化天然ガスＬＮＧと冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）との間で熱交換を行うのに加え、冷媒液ポンプＰ４により冷媒蒸気発生用熱交換器ＨＸ７に供給される冷媒液ＲＧ（Ｌ）を冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）との熱交換により予熱する所謂３流体型熱交換器として構成されている。
更に、ランキンサイクル回路２における冷媒蒸気発生用熱交換器ＨＸ７と冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴとの間には、当該冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴに供給される冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）を、温水回路４を通流する温水ＨＷとの熱交換により加熱する冷媒蒸気温水熱交換器ＨＸ９（冷媒蒸気加熱部の一例）が設けられている。
具体的に、冷媒蒸気発生用熱交換器ＨＸ７では、約２．５ＭＰａＧで約−２７℃の冷媒液ＲＧ（Ｌ）が供給され、その冷媒液ＲＧ（Ｌ）が海水回路３を通流する約２０℃の海水ＳＷとの熱交換により加熱されて、常温程度（例えば約１５℃）の冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）が発生する。
次に、冷媒蒸気温水熱交換器ＨＸ９では、その常温程度で高圧の冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）が、温水回路４を通流する温水ＨＷとの熱交換により加熱されて、高温（例えば約６５℃）に加熱する。
よって、冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴでは、約２．５ＭＰａＧで約６５℃の冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）が供給され、その冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）を約０．４ＭＰａＧで約−８℃の冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）に膨張させることで、約３，３００ｋＷの発電動力を出力することができる。
次に、冷媒蒸気温水熱交換器ＨＸ９では、その常温程度で高圧の冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）が、温水回路４を通流する温水ＨＷとの熱交換により加熱されて、高温（例えば約６５℃）に加熱する。
よって、冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴでは、約２．５ＭＰａＧで約６５℃の冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）が供給され、その冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）を約０．４ＭＰａＧで約−８℃の冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）に膨張させることで、約３，３００ｋＷの発電動力を出力することができる。
冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴで膨張した冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）は、液化天然ガス冷媒蒸気熱交換器ＨＸ３において−７８℃の液化天然ガスＬＮＧとの熱交換により、約−７２℃に冷却されて凝縮して、冷媒液ＲＧ（Ｌ）となる。
この冷媒液ＲＧ（Ｌ）は、冷媒液ポンプＰ４により約２．５ＭＰａＧに加圧され、更に液化天然ガス冷媒蒸気熱交換器ＨＸ３において約−８℃の冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）との熱交換により−２７℃に加熱した後に、冷媒蒸気発生用熱交換器ＨＸ７に供給されることになる。
この冷媒液ＲＧ（Ｌ）は、冷媒液ポンプＰ４により約２．５ＭＰａＧに加圧され、更に液化天然ガス冷媒蒸気熱交換器ＨＸ３において約−８℃の冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）との熱交換により−２７℃に加熱した後に、冷媒蒸気発生用熱交換器ＨＸ７に供給されることになる。
以上のように構成された液化天然ガス冷熱発電システムでは、コージェネレーション装置ＣＯの停止等に伴って、温水回路４への温水ＨＷの供給が停止した場合でも、海水回路３への海水ＳＷの供給は安定して確保される。よって、冷媒蒸気発生用熱交換器ＨＸ７における海水ＳＷとの熱交換による冷媒液ＲＧ（Ｌ）の気化を維持されてランキンサイクル回路の運転が継続され、更には、液化天然ガス冷媒蒸気熱交換器ＨＸ３における冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）との熱交換による液化天然ガスＬＮＧの気化が維持されて天然ガス直膨回路１の運転が継続されることになる。
温水回路４において、高圧天然ガス温水熱交換器ＨＸ８と冷媒蒸気温水熱交換器ＨＸ９とが並列配置されている。このことにより、高圧天然ガス温水熱交換器ＨＸ８と冷媒蒸気温水熱交換器ＨＸ９との夫々には、コージェネレーション装置ＣＯから供給された約７０℃の温水ＨＷがそのまま供給されることになる。
よって、高圧天然ガス温水熱交換器ＨＸ８において加熱対象となる高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）に対する温水ＨＷの温度差を大きくとることができるので、天然ガス直膨回路１におけるその下流側にある高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）が出力する発電動力を増加させると共に、温水ＨＷの必要供給量を減らすことができる。
また、冷媒蒸気温水熱交換器ＨＸ９においても加熱対象となる冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）に対する温水ＨＷの温度差を大きくとることができるので、ランキンサイクル回路２におけるその下流側にある冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴが出力する発電動力を増加させることができると共に、温水ＨＷの必要供給量を減らすことができる。
よって、高圧天然ガス温水熱交換器ＨＸ８において加熱対象となる高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）に対する温水ＨＷの温度差を大きくとることができるので、天然ガス直膨回路１におけるその下流側にある高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）が出力する発電動力を増加させると共に、温水ＨＷの必要供給量を減らすことができる。
また、冷媒蒸気温水熱交換器ＨＸ９においても加熱対象となる冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）に対する温水ＨＷの温度差を大きくとることができるので、ランキンサイクル回路２におけるその下流側にある冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴが出力する発電動力を増加させることができると共に、温水ＨＷの必要供給量を減らすことができる。
〔その他の実施形態〕
最後に、本発明のその他の実施形態について説明する。尚、以下に説明する各実施形態の構成は、それぞれ単独で適用されるものに限られず、矛盾が生じない限り、他の実施形態の構成と組み合わせて適用することも可能である。
最後に、本発明のその他の実施形態について説明する。尚、以下に説明する各実施形態の構成は、それぞれ単独で適用されるものに限られず、矛盾が生じない限り、他の実施形態の構成と組み合わせて適用することも可能である。
（１）上記実施形態では、温水回路４において、高圧天然ガス温水熱交換器ＨＸ８と冷媒蒸気温水熱交換器ＨＸ９とを並列配置すると共に、夫々に対してコージェネレーション装置ＣＯで加熱された約７０℃の温水ＨＷを通流させるように構成したが、例えば、コージェネレーション装置ＣＯで加熱された温水ＨＷの代わりに、別の熱発生装置で加熱された温水を当該温水回路４に通流させても構わない。また、この温水回路４に通流させる温水ＨＷの温度は、できるだけ高い方が各膨張タービンが出力する発電動力を増加させる上で好ましいが、高圧天然ガス温水熱交換器ＨＸ８及び冷媒蒸気温水熱交換器ＨＸ９において、これら温水ＨＷは、常温程度と比較的低温の高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）及び冷媒蒸気ＲＧ（Ｓ）の加熱用に利用するため、例えば６０℃〜７０℃と熱利用上低質な温水についても利用することができる。
また、温水回路４において、高圧天然ガス温水熱交換器ＨＸ８と冷媒蒸気温水熱交換器ＨＸ９とを直列配置することもできる。
また、温水回路４において、高圧天然ガス温水熱交換器ＨＸ８と冷媒蒸気温水熱交換器ＨＸ９とを直列配置することもできる。
（２）上記実施形態では、天然ガス膨張タービンＮＧＴを、高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）と中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）との２段で構成したが、取り出す天然ガスＮＧの圧力の種類等に合わせて、１段又は３段以上で構成しても構わない。
（３）上記実施形態では、液化石油ガスＬＰＧを取り出すために気液分離器ＳＰを設けたが、液化石油ガスＬＰＧを取り出す必要がない場合には、かかる気液分離器ＳＰを省略し、例えば、天然ガス冷却用熱交換器ＨＸ２で冷却された低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）の全部を、適宜天然ガス復水用熱交換器ＨＸ１において液化天然ガスＬＮＧとの熱交換により冷却して凝縮させた後に、天然ガス還流ポンプＰ２により加圧して、液化天然ガス気化部ＨＸ３ａに供給される液化天然ガスＬＮＧに還流しても構わない。
本発明は、天然ガス直膨回路とランキンサイクル回路とを備え、天然ガス直膨回路の液化天然ガス気化部及びランキンサイクル回路の冷媒蒸気復水部が、液化天然ガスと冷媒蒸気との間で熱交換を行う熱交換器で構成されている液化天然ガス冷熱発電システムとして好適に利用可能である。
１ ：天然ガス直膨回路
２ ：ランキンサイクル回路
３ ：海水回路（自然媒体回路）
４ ：温水回路（加熱媒体回路）
ＬＮＧ ：液化天然ガス
ＮＧ ：天然ガス
ＮＧ（Ｈ） ：高圧天然ガス
ＮＧ（Ｍ） ：中圧天然ガス
ＮＧ（Ｌ） ：低圧天然ガス
ＬＰＧ ：液化石油ガス
ＳＷ ：海水（自然熱媒）
ＨＷ ：温水（加熱熱媒）
ＲＧ ：冷媒
ＲＧ（Ｓ） ：冷媒蒸気
ＲＧ（Ｌ） ：冷媒液
ＮＧＯ ：天然ガス取出部
ＮＧＯ（Ｈ）：高圧天然ガス取出部
ＮＧＯ（Ｍ）：中圧天然ガス取出部
ＮＧＯ（Ｌ）：低圧天然ガス取出部
ＬＰＧＯ ：液化石油ガス取出部
ＨＸ１ ：天然ガス復水用熱交換器
ＨＸ２ ：天然ガス冷却用熱交換器（天然ガス冷却部）
ＨＸ３ ：液化天然ガス冷媒蒸気熱交換器
ＨＸ３ａ ：液化天然ガス気化部
ＨＸ３ｂ ：冷媒蒸気復水部
ＨＸ４ ：高圧天然ガス海水熱交換器（天然ガス予熱部）
ＨＸ５ ：中圧天然ガス海水熱交換器
ＨＸ６ ：低圧天然ガス海水熱交換器
ＨＸ７ ：冷媒蒸気発生用熱交換器（冷媒蒸気発生部）
ＨＸ８ ：高圧天然ガス温水熱交換器（天然ガス加熱部）
ＨＸ９ ：冷媒蒸気温水熱交換器（冷媒蒸気加熱部）
ＮＧＴ ：天然ガス膨張タービン
ＮＧＴ（Ｈ）：高圧天然ガス膨張タービン
ＮＧＴ（Ｍ）：中圧天然ガス膨張タービン
ＲＧＴ ：冷媒蒸気膨張タービン
Ｐ１ ：液化天然ガスポンプ
Ｐ２ ：天然ガス還流ポンプ
Ｐ３ ：海水ポンプ
Ｐ４ ：冷媒液ポンプ
Ｐ５ ：温水ポンプ
ＣＯ ：コージェネレーション装置
ＬＴ ：貯留タンク
ＳＰ ：気液分離器（気液分離部）
Ｖ ：バイパス弁
２ ：ランキンサイクル回路
３ ：海水回路（自然媒体回路）
４ ：温水回路（加熱媒体回路）
ＬＮＧ ：液化天然ガス
ＮＧ ：天然ガス
ＮＧ（Ｈ） ：高圧天然ガス
ＮＧ（Ｍ） ：中圧天然ガス
ＮＧ（Ｌ） ：低圧天然ガス
ＬＰＧ ：液化石油ガス
ＳＷ ：海水（自然熱媒）
ＨＷ ：温水（加熱熱媒）
ＲＧ ：冷媒
ＲＧ（Ｓ） ：冷媒蒸気
ＲＧ（Ｌ） ：冷媒液
ＮＧＯ ：天然ガス取出部
ＮＧＯ（Ｈ）：高圧天然ガス取出部
ＮＧＯ（Ｍ）：中圧天然ガス取出部
ＮＧＯ（Ｌ）：低圧天然ガス取出部
ＬＰＧＯ ：液化石油ガス取出部
ＨＸ１ ：天然ガス復水用熱交換器
ＨＸ２ ：天然ガス冷却用熱交換器（天然ガス冷却部）
ＨＸ３ ：液化天然ガス冷媒蒸気熱交換器
ＨＸ３ａ ：液化天然ガス気化部
ＨＸ３ｂ ：冷媒蒸気復水部
ＨＸ４ ：高圧天然ガス海水熱交換器（天然ガス予熱部）
ＨＸ５ ：中圧天然ガス海水熱交換器
ＨＸ６ ：低圧天然ガス海水熱交換器
ＨＸ７ ：冷媒蒸気発生用熱交換器（冷媒蒸気発生部）
ＨＸ８ ：高圧天然ガス温水熱交換器（天然ガス加熱部）
ＨＸ９ ：冷媒蒸気温水熱交換器（冷媒蒸気加熱部）
ＮＧＴ ：天然ガス膨張タービン
ＮＧＴ（Ｈ）：高圧天然ガス膨張タービン
ＮＧＴ（Ｍ）：中圧天然ガス膨張タービン
ＲＧＴ ：冷媒蒸気膨張タービン
Ｐ１ ：液化天然ガスポンプ
Ｐ２ ：天然ガス還流ポンプ
Ｐ３ ：海水ポンプ
Ｐ４ ：冷媒液ポンプ
Ｐ５ ：温水ポンプ
ＣＯ ：コージェネレーション装置
ＬＴ ：貯留タンク
ＳＰ ：気液分離器（気液分離部）
Ｖ ：バイパス弁
Claims (6)
- 貯留タンクから液化天然ガスポンプによって供給された液化天然ガスを加熱して天然ガスに気化させる液化天然ガス気化部と、当該液化天然ガス気化部で気化した天然ガスを膨張させて発電動力を出力する天然ガス膨張タービンと、当該天然ガス膨張タービンで膨張した天然ガスを取り出し可能な天然ガス取出部とを配置してなる天然ガス直膨回路を備え、
冷媒液を加熱して冷媒蒸気に気化させる冷媒蒸気発生部と、当該冷媒蒸気発生部で気化した冷媒蒸気を膨張させて発電動力を出力する冷媒蒸気膨張タービンと、当該冷媒蒸気膨張タービンで膨張した冷媒蒸気を冷却して冷媒液に復水させる冷媒蒸気復水部と、当該冷媒蒸気復水部で復水した冷媒液を前記冷媒蒸気発生部に供給する冷媒液ポンプとを配置してなるランキンサイクル回路を備え、
前記液化天然ガス気化部及び前記冷媒蒸気復水部が、液化天然ガスと冷媒蒸気との間で熱交換を行う熱交換器で構成されている液化天然ガス冷熱発電システムであって、
自然熱を有する自然熱媒が通流する自然熱媒回路を備えると共に、前記冷媒蒸気発生部が、当該自然熱媒回路を通流する自然熱媒との熱交換により前記冷媒液を加熱し、
熱発生装置から供給され前記自然熱媒よりも高温の加熱熱媒が通流する加熱熱媒回路を備えると共に、前記天然ガス直膨回路において前記天然ガス膨張タービンに供給される天然ガスを、前記加熱熱媒回路を通流する加熱熱媒との熱交換により加熱する天然ガス加熱部と、前記ランキンサイクル回路において前記冷媒蒸気膨張タービンに供給される冷媒蒸気を、前記加熱熱媒回路を通流する加熱熱媒との熱交換により加熱する冷媒蒸気加熱部とを備えた液化天然ガス冷熱発電システム。 - 前記熱発生装置が、天然ガスを燃料として駆動して電気と熱とを発生するコージェネレーション装置であり、前記加熱熱媒が当該コージェネレーション装置で生成された温水である請求項１に記載の液化天然ガス冷熱発電システム。
- 前記加熱熱媒回路において、前記冷媒蒸気加熱部と前記冷媒蒸気加熱部とが並列配置されている請求項１又は２に記載の液化天然ガス冷熱発電システム。
- 前記天然ガス膨張タービンとして、前記液化天然ガス気化部で気化した高圧天然ガスを膨張させて発電動力を出力する高圧天然ガス膨張タービンと、当該高圧天然ガス膨張タービンで膨張した前記高圧天然ガスよりも低圧な中圧天然ガスを膨張させて発電動力を出力する中圧天然ガス膨張タービンとを備えると共に、
前記天然ガス取出部として、前記高圧天然ガスを取り出し可能な高圧天然ガス取出部と、前記中圧天然ガスを取り出し可能な中圧天然ガス取出部と、前記中圧天然ガス膨張タービンで膨張した前記中圧天然ガスよりも低圧な低圧天然ガスを取り出し可能な低圧天然ガス取出部とを備えた請求項１〜３の何れか１項に記載の液化天然ガス冷熱発電システム。 - 前記天然ガス直膨回路において、前記天然ガス膨張タービンで膨張した天然ガスを前記液化天然ガスとの熱交換により冷却する天然ガス冷却部と、当該天然ガス冷却部で冷却された天然ガスを液相成分と気相成分に分離する気液分離部と、前記気液分離部で分離された液相成分を液化石油ガスとして取り出し可能な液化石油ガス取出部と、前記気液分離部で分離された気相成分を加圧して前記液化天然ガス気化部に供給される液化天然ガスに還流させる天然ガス還流ポンプとを配置した請求項１〜４の何れか１項に記載の液化天然ガス冷熱発電システム。
- 前記天然ガス直膨回路において、前記天然ガス加熱部に供給される天然ガスを、前記自然熱媒回路を通流する自然熱媒との熱交換により予熱する天然ガス予熱部を備えた請求項１〜５の何れか１項に記載の液化天然ガス冷熱発電システム。
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