JP2015155689A - Liquefied gas cold utilization system and liquefied gas cold utilization method - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、液化ガスの冷熱利用システム及び液化ガスの冷熱利用方法に関し、特に、LNG受入基地及びガスタービン発電プラント間におけるLNGの冷熱を利用する液化ガスの冷熱利用システム及びその冷熱利用方法に関する。 The present invention relates to a liquefied gas cold energy utilization system and a liquefied gas cold energy utilization method, and more particularly to a liquefied gas cold energy utilization system that utilizes the LNG cold energy between an LNG receiving terminal and a gas turbine power plant, and a cold energy utilization method thereof.
従来、LNG(LiquefiedNaturalGas:液化天然ガス)受入基地及びその近傍のガスタービン発電プラント等では、LNGがガスタービン発電機による発電に利用されている。このようなガスタービン発電機では、燃焼器に燃料ガスと燃焼用空気とが供給され、燃料ガスを燃焼させて得られた高温ガスはタービンに供給されて、タービンを回転させる。前記回転駆動力によってガスタービン発電機を回転駆動して電力を発生させるとともに、空気圧縮機を回転駆動し、燃焼用空気を圧縮している。前記燃焼用空気(以下、吸気ともいう)は、夏場等の高温度下においてその密度が小さくなり、その質量流量が減少して、ガスタービン発電機の出力が低下する。前記ガスタービン発電機の出力を定格値まで維持するためには、空気圧縮機の吸気を冷却してその空気密度を増加させる必要がある。 Conventionally, LNG is used for power generation by a gas turbine generator in a LNG (Liquid Natural Gas) receiving base and a gas turbine power plant in the vicinity thereof. In such a gas turbine generator, fuel gas and combustion air are supplied to the combustor, and high-temperature gas obtained by burning the fuel gas is supplied to the turbine to rotate the turbine. The gas turbine generator is rotationally driven by the rotational driving force to generate electric power, and the air compressor is rotationally driven to compress the combustion air. The combustion air (hereinafter also referred to as intake air) decreases in density at high temperatures such as in summer, the mass flow rate decreases, and the output of the gas turbine generator decreases. In order to maintain the output of the gas turbine generator to the rated value, it is necessary to cool the intake air of the air compressor and increase its air density.
このような吸気冷却方法としては、水ミストの潜熱を用いる方法、機械式の冷凍機を用いる方法又はLNGの冷熱を利用する方法が考えられる。水ミスト潜熱を用いる場合、湿度が高い地域では限定的な効果を得ることしかできない。機械式の冷凍機を用いる場合、その設備費及び運転費が大きくなるため、実用化には不向きである。LNGの冷熱を利用する場合、その設備費及び運転費は比較的小さいため、実用的である。 As such an intake air cooling method, a method using latent heat of water mist, a method using a mechanical refrigerator, or a method using cold heat of LNG can be considered. When water mist latent heat is used, only a limited effect can be obtained in areas with high humidity. In the case of using a mechanical refrigerator, the equipment cost and the operating cost are increased, which is not suitable for practical use. When using the cold energy of LNG, the equipment cost and operation cost are comparatively small, so it is practical.
このようなLNGの冷熱利用方法としては、LNGの冷熱を、EGW(Ethylen Glycol−Water:エチレングリコール水)、フロン等を中間冷媒として利用し、更に、水を介して取り出す方法が知られている(特許文献1参照)。 As such a method for utilizing the cold energy of LNG, a method is known in which the cold heat of LNG is taken out using EGW (Ethylen Glycol-Water: ethylene glycol water), chlorofluorocarbon or the like as an intermediate refrigerant, and further taken out through water. (See Patent Document 1).
前記事情に対して、本発明は、液化ガス冷熱を効率よく活用してガスタービン発電機の出力低下を防ぐとともに、その設備費及び運転費を低減させる液化ガスの冷熱利用システム及び液化ガスの冷熱利用方法を提供することを目的とする。 In view of the above circumstances, the present invention efficiently utilizes the liquefied gas cold energy to prevent a decrease in the output of the gas turbine generator, and reduces the facility cost and operating cost of the liquefied gas cold heat utilization system and the liquefied gas cold heat. The purpose is to provide usage.
前記目的を達成するため、本発明に係る液化ガスの冷熱利用システムは、液化ガスの冷熱と中間冷媒とを熱交換させる第一の熱交換器と、前記中間冷媒と前記液化ガスの冷熱を要する冷却対象物とを熱交換させて、前記冷却対象物に前記液化ガスの冷熱を供給する第二の熱交換器とを少なくとも備えることを特徴としている。 In order to achieve the above object, the liquefied gas cold energy utilization system according to the present invention requires a first heat exchanger for exchanging heat between the liquefied gas cold energy and the intermediate refrigerant, and the intermediate refrigerant and the liquefied gas cold energy. It is characterized by comprising at least a second heat exchanger for exchanging heat with the object to be cooled and supplying the cooling object with cold heat of the liquefied gas.
本発明に係る液化ガスの冷熱利用システムでは、冷熱の移動媒体に水等の第二の冷媒を用いないことでシステム設備の熱交換器の数量を削減して、システムの設備構成が簡略化される。 In the liquefied gas cold heat utilization system according to the present invention, the number of heat exchangers in the system equipment is reduced by not using a second refrigerant such as water as the cold heat transfer medium, and the system equipment configuration is simplified. The
また、前記液化ガスはLNGであり、前記中間冷媒は不燃性であり、前記冷却対象物はガスタービン発電機の燃焼用空気とすることが好適である。 Further, it is preferable that the liquefied gas is LNG, the intermediate refrigerant is nonflammable, and the object to be cooled is combustion air of a gas turbine generator.
このような場合、可燃性のLNGを高温稼働するガスタービン付近まで引き回すことは回避され、且つ、不燃性の中間冷媒をLNG受入基地とガスタービン発電プラントとの間の冷熱移動に利用できる。 In such a case, it is avoided that the flammable LNG is routed to the vicinity of the gas turbine operating at a high temperature, and the nonflammable intermediate refrigerant can be used for cold heat transfer between the LNG receiving terminal and the gas turbine power plant.
また、前記中間冷媒は、不燃性であるHFC−23、HFC−134a、HCFC−22、HCFC−124、PFC−14、PFC−116、PFC−218又はそれらの混合物から成る冷媒であることが好適である。 The intermediate refrigerant is preferably a non-flammable refrigerant made of HFC-23, HFC-134a, HCFC-22, HCFC-124, PFC-14, PFC-116, PFC-218, or a mixture thereof. It is.
このような中間冷媒であれば、中間冷媒の潜熱がLNGの冷熱移動に活用され、中間冷媒の循環流量が低減され、中間冷媒の仕込み量も低減される。これにより、LNGの冷熱の利用効率を向上できる。また、冷熱を必要とする対象物(以下、冷却対象物ともいう。)の使用温度に合わせ、効率よく冷熱を取り出すことができる。すなわち、空気中の水分の氷結を避ける必要がある場合は、中間冷媒の運転圧力を上げることにより冷熱の取り出し温度を高めに設定することも可能であるし、より低い温度で冷熱を取り出したい場合は、運転圧力を下げることにより、熱媒の温度に関係なくより低い温度の冷熱を取り出すことが可能となる。冷媒の凝固点は十分低いため、LNGの冷熱の取り出し温度をより低く設定しても、システム又は熱交換器内の中間冷媒が凍結したり、その粘性が増大することもすくない。これにより、システムのハンドリング性を向上できる。その結果、冷熱利用の対象が広がる上、その設備費及び運転費が低減される。前記中間冷媒がHFC−134aである場合、水やEGWを用いた場合と比較すると、中間冷媒の循環流量は約1/7程度に低減され、冷媒の仕込み量は約1/8程度に低減される。このように液化ガスの冷熱の利用効率が向上することにより、システムの設備構成を簡略化し、その設備費及び運転費は低減される。すなわち、循環流量は、ポンプ動力に影響し、冷媒の仕込み量は熱交換器のサイズに影響するためである。 With such an intermediate refrigerant, the latent heat of the intermediate refrigerant is utilized for LNG cooling transfer, the circulation flow rate of the intermediate refrigerant is reduced, and the amount of intermediate refrigerant charged is also reduced. Thereby, the utilization efficiency of the cold of LNG can be improved. Further, cold heat can be efficiently extracted in accordance with the use temperature of an object that requires cold heat (hereinafter also referred to as a cooling object). In other words, when it is necessary to avoid freezing of moisture in the air, it is possible to set the extraction temperature of the cold heat higher by increasing the operating pressure of the intermediate refrigerant, or when you want to extract the cold heat at a lower temperature By lowering the operating pressure, it becomes possible to take out cold heat at a lower temperature regardless of the temperature of the heat medium. Since the freezing point of the refrigerant is sufficiently low, even if the LNG cold extraction temperature is set lower, the intermediate refrigerant in the system or the heat exchanger is not frozen or its viscosity does not increase. Thereby, the handling property of the system can be improved. As a result, the use of cold energy is expanded, and the facility cost and operation cost are reduced. When the intermediate refrigerant is HFC-134a, compared with the case where water or EGW is used, the circulation flow rate of the intermediate refrigerant is reduced to about 1/7, and the charging amount of the refrigerant is reduced to about 1/8. The Thus, the utilization efficiency of the cold heat of the liquefied gas is improved, so that the equipment configuration of the system is simplified, and the equipment cost and operation cost are reduced. That is, the circulation flow rate affects the pump power, and the charging amount of the refrigerant affects the size of the heat exchanger.
また、前記中間冷媒は、HFC−134aとHFC−32との混合物であることが好適である。 The intermediate refrigerant is preferably a mixture of HFC-134a and HFC-32.
HFC−134aとHFC−32との混合物を利用することにより、HFC−134aを使用できない温度範囲を有する低温プラントに対しても、冷熱利用システムを適用することが可能となる。 By using a mixture of HFC-134a and HFC-32, it is possible to apply the cold utilization system even to a low-temperature plant having a temperature range in which HFC-134a cannot be used.
また、本発明は、別の形態で、前記第一の熱交換器にて液化ガスを気化させるための熱量が不足した際に、所定量の液化ガスを供給し、系外の熱媒により別途気化させる前記第一の熱交換器に対して併設された気化器をさらに備えることができる。 Further, the present invention is another embodiment in which when the amount of heat for vaporizing the liquefied gas in the first heat exchanger is insufficient, a predetermined amount of liquefied gas is supplied and separately supplied by a heat medium outside the system. A vaporizer attached to the first heat exchanger to be vaporized can be further provided.
この形態では、第一の熱交換器にて、液化ガスを全量気化するための熱量が不足した際に、第一の熱交換器に対して並設された気化器において、所定量の液化ガスを海水等の系外熱媒により別途気化させる。したがって、可燃性の液化ガスを外部に持ち出すことなく、その全量がガスタービン発電機に利用される。 In this embodiment, when the amount of heat for vaporizing the entire amount of the liquefied gas is insufficient in the first heat exchanger, a predetermined amount of the liquefied gas is provided in the vaporizer arranged in parallel to the first heat exchanger. Is vaporized separately by an external heat medium such as seawater. Accordingly, the entire amount of the combustible liquefied gas is used for the gas turbine generator without taking it out.
本発明は、別の側面で、液化ガスの冷熱利用方法である。本発明に係る液化ガスの冷熱利用方法は、第一の熱交換器にて液化ガスの冷熱と中間冷媒とを熱交換させることと、第二の熱交換器にて前記中間冷媒と前記液化ガスの冷熱を要する冷却対象物とを熱交換させて、前記冷却対象物に前記液化ガスの冷熱を供給することとを少なくとも備えることを特徴としている。 In another aspect, the present invention is a method for using cold energy of a liquefied gas. The method for utilizing the cold heat of the liquefied gas according to the present invention includes heat exchange between the cold heat of the liquefied gas and the intermediate refrigerant in the first heat exchanger, and the intermediate refrigerant and the liquefied gas in the second heat exchanger. Heat exchange with an object to be cooled that requires the above-described cold heat, and supplying at least the cold heat of the liquefied gas to the object to be cooled.
このような本発明に係る液化ガスの冷熱利用方法では、液化ガスの冷熱を効率よく活用して冷却対象物の温度を低下させるとともに、冷熱利用設備の熱交換器の物量を低減して、その設備構成が簡略化される。その結果、その設備費及び運転費は低減される。 In such a cold gas utilization method of the liquefied gas according to the present invention, the cold heat of the liquefied gas is efficiently utilized to lower the temperature of the object to be cooled, and the quantity of the heat exchanger of the cold energy utilization facility is reduced, The equipment configuration is simplified. As a result, the equipment cost and operation cost are reduced.
前記目的に照らして、本発明によれば、液化ガスの冷熱を効率よく活用してガスタービン発電機の出力低下を防ぐとともに、その設備費及び運転費を低減させる液化ガスの冷熱利用システム及び液化ガスの冷熱利用方法が提供される。 In light of the above-described object, according to the present invention, a system for utilizing cold energy of liquefied gas and liquefaction that efficiently uses the cold energy of the liquefied gas to prevent a reduction in the output of the gas turbine generator and reduce its equipment and operating costs. A method for utilizing cold energy of gas is provided.
以下、本発明に係る液化ガスの冷熱利用システムの第一実施の形態について、添付図面を参照しながら詳細に説明する。 Hereinafter, a first embodiment of a liquefied gas cooling / heating system according to the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings.
図1は、本発明に係る液化ガスの冷熱利用システムについて、第一及び第二実施の形態を説明する概念図である。図1に示すように、本実施の形態の液化ガスの冷熱利用システムは、LNGと燃焼用空気(以下、冷却対象物ともいう。)との熱交換を実施するために、第一の熱交換器1と、第二の熱交換器3と、を備えている。また、前記燃焼用空気としては、実用的な観点より、ガスタービン発電機の燃焼用空気を用いることができる。
FIG. 1 is a conceptual diagram illustrating first and second embodiments of a liquefied gas cooling / heating system according to the present invention. As shown in FIG. 1, the liquefied gas cold heat utilization system of the present embodiment performs first heat exchange in order to exchange heat between LNG and combustion air (hereinafter also referred to as a cooling object). The apparatus 1 and the
第一の熱交換器1は、液化ガスの冷熱と中間冷媒とを熱交換させる、シェルアンドチューブ型の熱交換器である。第一の熱交換器1は、LNG供給ライン6から分岐してLNGが流れ込むライン7と、LNGを気化させたNG(NaturalGas:天然ガス)を流出させるライン8と、中間冷媒が流れ込むライン9と、LNGの冷熱を受けた中間冷媒を流出させるライン11と、に接続されている。また、LNG供給ライン6は、ライン7とライン18とに分岐され、図示しないLNG貯蔵タンクから供給されたLNGをライン7に流入し、必要に応じて所定量のLNGをライン18に流入するように構成されている。これらのシステムは、LNG受入基地とガスタービン発電プラントが近設されることが好適である。
The first heat exchanger 1 is a shell-and-tube heat exchanger that exchanges heat between the cold heat of the liquefied gas and the intermediate refrigerant. The first heat exchanger 1 is branched from the
第一の熱交換器1は、ライン7と連通する上流ヘッダと、上流ヘッダと連通して互いに並列に複数設けられた伝熱管と、ライン9と連通して第一の熱交換器1の胴体(通常は円筒状を有する)によって囲まれた冷媒室と、ライン11と連通する下流ヘッダと、を備えている。また、第一の熱交換器1は、前記伝熱管内を流れるLNGと前記冷媒室内を流れる中間冷媒とで熱交換できるように構成されている。LNGとの熱交換するための熱源として、不燃性の中間冷媒が用いられている。このため、LNGと空気とを直接的に熱交換する熱交換器やエチレングリコール等の可燃性の中間冷媒と空気を直接熱交換する熱交換器を有するシステムにて、媒体漏洩により可燃性のLNG/熱媒と空気との混合気体が発生する事態を防ぐことができる。
The first heat exchanger 1 includes an upstream header that communicates with the
上流ヘッダはライン7から流れ込んだLNGを伝熱管へ流出させ、伝熱管には上流ヘッダから流れ込んだLNGを熱交換させて下流ヘッダへ流出させ、下流ヘッダはLNGを気化させたNGをライン8へ流出させるように構成されている。また、冷媒室はライン9から流れ込んだ中間冷媒を熱交換させてライン11へ流出するよう構成されている。前記伝熱管の内部では、前記中間冷媒との熱交換によりLNGが気化されてNGとなる。一方、前記冷媒室の内部では、LNGの冷熱を受けた気体状態の中間冷媒は、その温度が低下して液化される。なお、熱交換時のLNGと中間冷媒との流れ方向は、向流でも、並流でもよい。
The upstream header causes the LNG flowing from the
また、前記圧力センサによって冷媒の流量が監視され、制御弁の開度を調整することによって、ライン13に流れる冷媒のうち、熱交換器1の内圧が所定の範囲に保たれるような所定量が、ライン13を経て第二の熱交換器3に供給される。過剰の量と判断された中間冷媒は、ライン14に流入され、熱交換器1に戻される。熱交換器1内は、不燃性の中間冷媒のみが貯蔵され、その内圧が所定の範囲に保たれているため、安定した状態で維持されている。
Further, the refrigerant flow rate is monitored by the pressure sensor, and by adjusting the opening of the control valve, a predetermined amount of the refrigerant flowing through the
第二の熱交換器3は、中間冷媒と液化ガスの冷熱を要する燃焼用空気とを熱交換させて、燃焼用空気に液化ガスの冷熱を供給する熱交換器である。第二の熱交換器3は、中間冷媒が流入するライン13と、中間冷媒を流出するライン9と、燃焼用空気が流入するライン15と、燃焼用空気を流出させるライン16と、に接続されている。第二の熱交換器3は、ライン13から流入した中間冷媒と、ライン15から中間冷媒と燃焼用空気とで、互いに熱交換を行うよう構成されている。また、第二の熱交換器3には、フィンチューブ式熱交換器を用いることができる。
The
ライン15は第二の熱交換器3までの所定の位置にてライン17に分岐し、ライン17はライン16と合流してライン22となる。また、ライン22には、その内部の温度及び流量を監視するための図示しない温度センサ及び流量センサが設けられ、ライン17には、図示しない制御弁が設けられている。前記センサ及び制御弁は、ライン15からライン17へ流入される燃焼用空気の量を調整し、ライン22からガスタービンに供給される燃焼用空気の温度を所定の温度に維持するよう構成されている。中間冷媒は、第一の熱交換器1によるLNGの冷熱回収と、第二の熱交換器3による吸気冷却のための熱交換の両方に利用される。
The
冷媒冷却装置4は、第一の熱交換器1と、第二の熱交換器3と、それらに介在するラインとで構成されている。冷媒冷却装置4は、LNGから必要な冷熱量を取り出して、中間冷媒を介してガスタービン発電機の燃焼用空気を冷却するように機能する。
The refrigerant cooling device 4 includes a first heat exchanger 1, a
また、本実施の形態では、第一の熱交換器1に対して、オープンラック式の気化器(ORV:Open−Rack−typeVaporizer)5を並設されている。なお、「並設」とは、LNGの流れ方向で見て互いに並列に設けるという意味である。 In the present embodiment, an open rack type vaporizer (ORV: Open-Rack-type Vaporizer) 5 is provided in parallel to the first heat exchanger 1. “Parallel arrangement” means that they are provided in parallel with each other when viewed in the flow direction of the LNG.
気化器5は、パネル状に並べた複数の伝熱管を備えてなり、第一の熱交換器1にて熱量が不足した際に、所定量の液化ガスを供給し、系外の熱媒により別途気化させる。気化器5は、ライン6から分岐してLNGを流入するライン18と、LNGが気化したNGが流出するライン19と、に接続されている。気化器5は、熱源として例えば海水を用い、大気中で海水を前記複数の伝熱管の外面に散水することにより、その内部のLNGを気化させるよう構成されている。すなわち、気化器5は、LNGの残冷熱を熱交換させるための熱交換器として、LNGの全量を気化させるための熱量を外部の熱源から補うことができ、且つ、ガスタービンの燃焼器へNGを送り込む装置として機能するよう構成されている。
The vaporizer 5 includes a plurality of heat transfer tubes arranged in a panel shape. When the amount of heat is insufficient in the first heat exchanger 1, a predetermined amount of liquefied gas is supplied, and a heat medium outside the system is used. Vaporize separately. The vaporizer 5 branches from the
ライン19は、ライン8と合流して、気化器5から流出したNGをライン20へ流すように構成されている。ライン20は、図示しないガスタービン燃焼器へ接続されている。ライン8には、加熱器23を設けることができる。加熱器23により、ガスタービンの燃焼器に送られるライン20内のNGは、その温度が下がり過ぎないように調整される。これにより、ガスタービン発電機の様々な運転状態に対応することを可能としている。
The
中間冷媒としては、熱媒に対して不燃性の冷媒が用いられ、LNGから冷熱を回収する冷媒及びガスタービンの吸気を冷却する冷媒として機能する。中間冷媒としては、HFC−23(CHF3)、HFC−134a(CH2FCF3)等のハイドロフロロカーボン(HFC)類、HCFC−22(CHClF2)、HCFC−124(CHClCF3)等のハイドロクロロフロロカーボン(HCFC)類、PFC−14(CF4)、PFC−116(C2F6)、PFC−218(C3F8)等のパーフロロカーボン(PFC)類、二酸化炭素(CO2)、二酸化硫黄(SO2)等の無機化合物及び前記中間冷媒としての使用条件を満たす範囲でそれらの混合物を用いることができる。 As the intermediate refrigerant, a refrigerant that is incombustible with respect to the heat medium is used, and functions as a refrigerant that collects cold heat from LNG and a refrigerant that cools the intake air of the gas turbine. Intermediate refrigerants include hydrofluorocarbons (HFCs) such as HFC-23 (CHF 3 ) and HFC-134a (CH 2 FCF 3 ), hydrochlorocarbons such as HCFC-22 (CHClF 2 ) and HCFC-124 (CHClCF 3 ). Perfluorocarbons (PFC) such as fluorocarbons (HCFCs), PFC-14 (CF 4 ), PFC-116 (C 2 F 6 ), PFC-218 (C 3 F 8 ), carbon dioxide (CO 2 ), dioxide An inorganic compound such as sulfur (SO 2 ) and a mixture thereof can be used as long as the use condition as the intermediate refrigerant is satisfied.
中間冷媒は、不燃性であるHFC−23、HFC−134a、HCFC−22、HCFC−124、PFC−14、PFC−116、PFC−218又はそれらの混合物から成る冷媒であることが好ましく、HFC−134aとHFC−32との混合物であることがより好ましい。この場合、LNGの冷熱の運用中に、中間冷媒が凍結することがなく、システム上のハンドリング性を良好にさせることができる。また、LNGの冷熱の取り出し温度をより低く設定しても、中間冷媒が凍結することがないため、システムのハンドリング性を確保しつつ、その潜熱を利用した効率のよい冷熱利用が可能となる。その結果、システム構成を簡略化し、その設備費及び運転費が低減される。更に、中間冷媒がHFC−134aである場合、例えば、EGWを用いた場合と比較して、その循環流量を約1/7に低減でき、その冷媒の仕込み量を約1/8に低減することができる。 The intermediate refrigerant is preferably a refrigerant composed of non-flammable HFC-23, HFC-134a, HCFC-22, HCFC-124, PFC-14, PFC-116, PFC-218, or a mixture thereof. More preferably, it is a mixture of 134a and HFC-32. In this case, the intermediate refrigerant is not frozen during the operation of the cold LNG, and the handling property on the system can be improved. Further, even if the LNG cold heat extraction temperature is set lower, the intermediate refrigerant does not freeze, so that efficient heat utilization utilizing the latent heat is possible while ensuring the handling of the system. As a result, the system configuration is simplified and the equipment cost and operation cost are reduced. Furthermore, when the intermediate refrigerant is HFC-134a, for example, compared with the case where EGW is used, the circulation flow rate can be reduced to about 1/7, and the charging amount of the refrigerant can be reduced to about 1/8. Can do.
本実施の形態によれば、LNGの冷熱を効率よく活用して燃焼用空気の温度を低下させるとともに、システム設備の数量、特に熱交換器の数を削減することができる。例えば、LNGの冷熱が、LNG、中間冷媒、水、空気と移動するガスタービンの吸気冷却システムでは、熱交換器が3つ必要となる。本実施の形態では、第一の熱交換器1及び第二の熱交換器3の2つの熱交換器により、ガスタービンの吸気冷却を可能としている。その結果、システムの設備構成を簡略化して、その設備費及び運転費を低減できる。
According to the present embodiment, the temperature of combustion air can be lowered by efficiently utilizing the cold energy of LNG, and the number of system equipment, particularly the number of heat exchangers, can be reduced. For example, in an intake air cooling system for a gas turbine in which LNG cold moves with LNG, intermediate refrigerant, water, and air, three heat exchangers are required. In the present embodiment, the two heat exchangers of the first heat exchanger 1 and the
中間冷媒としてその顕熱しか利用できない冷媒、例えばEGWを用いると、冷熱の利用効率が低く、且つ大量の中間冷媒をLNG受入基地からガスタービン発電プラントまでポンプ輸送する必要がある。これにより、その設備費及び運転費が大きくなる。本実施の形態によれば、中間冷媒の潜熱をLNGの冷熱移動に活用することができ、中間冷媒の循環流量、その冷媒の仕込み量及び中間冷媒をLNG受入基地からガスタービン発電プラントまでポンプ輸送するポンプ動力も低減できる。その結果、システム構成を簡略化して、その設備費及び運転費を低減することができる。 When a refrigerant that can use only the sensible heat, for example, EGW, is used as an intermediate refrigerant, the utilization efficiency of cold heat is low, and it is necessary to pump a large amount of intermediate refrigerant from the LNG receiving terminal to the gas turbine power plant. Thereby, the installation cost and the operating cost increase. According to the present embodiment, the latent heat of the intermediate refrigerant can be used for the LNG cold transfer, and the intermediate refrigerant circulation flow rate, the charging amount of the refrigerant, and the intermediate refrigerant are pumped from the LNG receiving base to the gas turbine power plant. Pump power to be reduced can also be reduced. As a result, the system configuration can be simplified and the equipment cost and operation cost can be reduced.
LNGの温度は比較的低いため、中間冷媒、水及び空気の全てに凍結する虞が存在しており、システム上のハンドリング性に問題がある。特に、ガスタービンの発電出力を維持するためにLNGの冷熱の取り出し温度を低く設定した場合、熱交換器中の中間冷媒が凍結又は粘性増大する虞があり、冷熱の取り出し温度の範囲が限定されてしまう。したがって、システム上のハンドリング性が悪くなるとともに、LNGの冷熱の利用効率も低下することとなる。本実施の形態によれば、LNGの冷熱の運用中に、LNGの冷熱の取り出し温度をより低く設定しても、システム又は熱交換器内の中間冷媒が凍結したり、その粘性が増大することも防ぐことができる。これにより、LNGの冷熱の利用効率を向上するとともに、システムのハンドリング性を向上させることができる。したがって、システム運用中に燃焼用空気の水分の凍結することも防止することができる。その結果、システム構成を簡略化し、その設備費及び運転費を低減できる。 Since the temperature of LNG is relatively low, there is a risk of freezing in all of the intermediate refrigerant, water, and air, and there is a problem in handling properties on the system. In particular, if the LNG cold extraction temperature is set low in order to maintain the power generation output of the gas turbine, the intermediate refrigerant in the heat exchanger may freeze or increase in viscosity, and the range of the cold extraction temperature is limited. End up. Therefore, the handling property on the system is deteriorated, and the utilization efficiency of the cold heat of LNG is also lowered. According to the present embodiment, even if the LNG cold extraction temperature is set lower during the operation of LNG cold, the intermediate refrigerant in the system or heat exchanger freezes or its viscosity increases. Can also prevent. Thereby, while improving the utilization efficiency of the cold of LNG, the handling property of a system can be improved. Therefore, it is possible to prevent the moisture of the combustion air from freezing during system operation. As a result, the system configuration can be simplified and the equipment cost and operation cost can be reduced.
例えば、中間冷媒としてEGWを用いた場合と比較すると、EGWの凝固点は比較的高く(−13℃〜0℃)、熱交換器内の低流量域やデッドスペースにおいて、低温のLNGと熱交換した際の凍結により、システム内の装置の損傷や中間冷媒固化物の脱落によるライン閉塞が生じる可能性があるが、本実施の形態によれば、凝固点が比較的低い中間冷媒を用いることができる(例えば、HFC−134aの凝固点は、約−101℃)。また、EGWの粘性が低温域においてEGWの粘性が増大してハンドリング性が悪くなるという欠点が存在している。本実施の形態によれば、システムのハンドリング性を向上させるとともに、中間冷媒が固化する虞を回避することができる。 For example, compared with the case where EGW is used as an intermediate refrigerant, the freezing point of EGW is relatively high (−13 ° C. to 0 ° C.), and heat exchange is performed with low-temperature LNG in a low flow rate region or dead space in the heat exchanger. The freezing at the time may cause damage to the apparatus in the system or line clogging due to the fall of the intermediate refrigerant solidified material. However, according to the present embodiment, an intermediate refrigerant having a relatively low freezing point can be used ( For example, the freezing point of HFC-134a is about −101 ° C.). Moreover, there exists a fault that the viscosity of EGW increases in the low temperature range, and handling property worsens by the viscosity of EGW. According to the present embodiment, it is possible to improve the handling properties of the system and avoid the possibility that the intermediate refrigerant is solidified.
前記低減できる中間冷媒の循環流量としては、例えば、中間冷媒としてHFC−134a(潜熱:217kJ/kg)を用いてEGW(60.0wt%、比熱:2.90kJ/kg/℃)と比較すると、EGWの入温度が10.0℃及び出温度が20.0℃で使用した場合、HFC−134aとEGWとの循環量(質量)の比は、HFC−134aの潜熱とEGWの顕熱との比に対応するので、2.90×10.0/217=0.134(およそ1/7)となる。 As the circulation flow rate of the intermediate refrigerant that can be reduced, for example, HFC-134a (latent heat: 217 kJ / kg) is used as the intermediate refrigerant and compared with EGW (60.0 wt%, specific heat: 2.90 kJ / kg / ° C.) When the EGW input temperature is 10.0 ° C and the output temperature is 20.0 ° C, the ratio of the circulation amount (mass) between HFC-134a and EGW is the difference between the latent heat of HFC-134a and the sensible heat of EGW. Since it corresponds to the ratio, 2.90 × 10.0 / 217 = 0.134 (approximately 1/7).
前記低減できる中間冷媒の冷媒仕込み量としては、例えば、本実施の形態では、中間冷媒としてHFC−134a(液比重:1.19)を用いてEGW(60.0wt%、液比重:1.08)と比較すると、入温度が10.0℃及び出温度が20.0℃で使用した場合、HFC−134aとEGWとの冷媒量(容積)の比は、循環量に液比重の比を掛け合わせて算出されるので、0.134×1.08/1.19=0.122(およそ1/8)となる。 As the refrigerant charge amount of the intermediate refrigerant that can be reduced, for example, in the present embodiment, EGW (60.0 wt%, liquid specific gravity: 1.08) using HFC-134a (liquid specific gravity: 1.19) as the intermediate refrigerant. ), When the inlet temperature is 10.0 ° C and the outlet temperature is 20.0 ° C, the ratio of refrigerant volume (volume) between HFC-134a and EGW is multiplied by the ratio of liquid specific gravity. Since they are calculated together, 0.134 × 1.08 / 1.19 = 0.122 (approximately 1/8).
更にまた、液化ガスを全量気化するための熱量が不足した際に、所定量の液化ガスを系外の熱媒により別途気化させ、ガスタービンに利用することができる。したがって、可燃性の液化ガスを外部に持ち出すことなく、その全量をガスタービン発電機に利用することができる。 Furthermore, when the amount of heat for vaporizing the entire amount of the liquefied gas is insufficient, a predetermined amount of the liquefied gas can be separately vaporized by a heat medium outside the system and used for the gas turbine. Therefore, the whole quantity can be utilized for a gas turbine generator, without taking out combustible liquefied gas outside.
本発明に係る液化ガスの冷熱利用システムの第二実施の形態について、図1に基づき、詳細に説明する。本実施の形態と第一実施の形態とは中間冷媒に差異があり、第一実施の形態と同じ構成は説明を省略する。 A second embodiment of the liquefied gas cold energy utilization system according to the present invention will be described in detail with reference to FIG. There is a difference in the intermediate refrigerant between the present embodiment and the first embodiment, and the description of the same configuration as the first embodiment is omitted.
中間冷媒としては、HFC−134aとHFC−32(CH2F2)とからなる混合物を用いる。また、HFC−134aの混合量は35mоl%〜70mоl%が好ましく、HFC−32の混合量は30mоl%〜65mоl%であることが好ましい。前記混合量の範囲内であれば、凝固点が−150℃と十分に低い中間冷媒を得ることができる。 As the intermediate refrigerant, a mixture composed of HFC-134a and HFC-32 (CH 2 F 2 ) is used. The mixing amount of HFC-134a is preferably 35 mol% to 70 mol%, and the mixing amount of HFC-32 is preferably 30 mol% to 65 mol%. If it is within the range of the mixing amount, an intermediate refrigerant having a sufficiently low freezing point of −150 ° C. can be obtained.
本実施の形態によれば、HFC−134aより低い凝固点及び高い蒸気圧を有する中間冷媒を利用することができるため、HFC−134aが使用できなかった使用温度範囲、例えば、−40℃〜27℃の使用温度範囲を有する低温プラントに対しても、本発明に係る液化ガスの冷熱利用システムを適用することが可能となる。 According to the present embodiment, since an intermediate refrigerant having a lower freezing point and higher vapor pressure than HFC-134a can be used, the operating temperature range in which HFC-134a could not be used, for example, −40 ° C. to 27 ° C. It is possible to apply the liquefied gas cold energy utilization system according to the present invention to a low temperature plant having the operating temperature range.
また、中間冷媒として用いる混合物の凝固点及び蒸気圧を、HFC−134aとHFC−32との混合割合により調整することができる。したがって、使用温度範囲の異なるプラントに適した混合割合の中間冷媒を用いることにより、使用温度範囲の異なるプラントに対して、本発明に係る液化ガスの冷熱利用システムを選択的に適用することが可能となる。 Moreover, the freezing point and vapor pressure of the mixture used as an intermediate refrigerant can be adjusted by the mixing ratio of HFC-134a and HFC-32. Therefore, by using an intermediate refrigerant having a mixing ratio suitable for a plant having a different operating temperature range, the liquefied gas cooling / heating system according to the present invention can be selectively applied to a plant having a different operating temperature range. It becomes.
次に、先に説明した液化ガスの冷熱利用システム(第一実施の形態)について、その作動形態を説明することにより、本発明に係る液化ガスの冷熱利用方法の第一実施の形態を説明する。 Next, the operation mode of the liquefied gas cold heat utilization system (first embodiment) described above will be described to explain the first embodiment of the liquefied gas cold heat utilization method according to the present invention. .
LNGを、LNG供給ライン6からライン7を介して第一の熱交換器1へ送り込む。LNGは、第一の熱交換器1の上流ヘッダに流入し、第一の熱交換器1内にて並列に設けられた複数の伝熱管内に流出する。一方、中間冷媒をライン9から第一の熱交換器1の冷媒室内に送り込む。
LNG is fed from the
伝熱管内に流入したLNGと冷媒室に流れ込んだ中間冷媒との間で熱交換が実施される。LNGは、中間冷媒の潜熱を受けることにより、その温度が上昇し、気化してNGとなる。一方、中間冷媒は、LNGの冷熱を受けて、その温度が低下し、液化する。NGは、第一の熱交換器1の下流ヘッダからライン8へ流れ出る。一方、中間冷媒は、冷媒室からライン11へ流れ出て、第二の熱交換器3に流れ込む。LNGとの熱交換するための熱源として不燃性の中間冷媒を用いた場合、LNGと空気とを直接的に熱交換する方法と比較すると、媒体漏洩により可燃性のLNGと空気との混合気体が発生する事態を防ぐことができる。
Heat exchange is performed between the LNG flowing into the heat transfer tube and the intermediate refrigerant flowing into the refrigerant chamber. When LNG receives the latent heat of the intermediate refrigerant, its temperature rises and vaporizes to become NG. On the other hand, the intermediate refrigerant receives the cold heat of LNG, and its temperature decreases and liquefies. NG flows from the downstream header of the first heat exchanger 1 to the
中間冷媒は、図示しない流量センサにより、そのライン11内の流量が監視されている。ライン13に流入する所定量を超えてその量が過剰と判断された場合、過剰な中間冷媒は、図示しない制御弁の開度を調整することによって、送出ポンプ12を介してライン14に流入され、熱交換器1に戻る。熱交換器1内の内圧は、ライン21に設置された制御弁の開度を調整することにより、所定の範囲に保たれている。熱交換器1内は、中間冷媒のみが貯蔵され、その内圧が所定の範囲に保たれているため、安定した状態を維持している。
The flow rate in the
第二の熱交換器3内では、ライン13から流れ込んだ中間冷媒と、ライン15から中間冷媒と向流するように流れ込んだ燃焼用空気との間で熱交換が行われる。中間冷媒は、燃焼用空気との熱交換によりその温度が上昇して、気化する。一方、燃焼用空気は、中間冷媒との熱交換によりその温度が低下することにより、吸気冷却される。気化した中間冷媒は第二の熱交換器3からライン9へ流れ出る。一方、冷却された燃焼用空気は、第二の熱交換器3からライン16へ流れ出る。LNGとの熱交換するための熱源として不燃性の中間冷媒を用いた場合、LNGと空気とを直接的に熱交換する熱交換器を用いる方法と比較して、媒体漏洩により可燃性のLNGと空気との混合気体が発生する事態を防ぐことができる。
In the
燃焼用空気の一部は、ライン15からライン17へ流入する。ライン17内の燃焼用空気は、ライン16内の燃焼用空気と合流し、ライン22へ流入する。ライン22内の温度は、図示しない温度センサにより監視されている。ライン22内の燃焼用空気の温度が所定の温度範囲外である場合、ライン17に設けた図示しない制御弁の開度を調製することにより、ライン15からライン17へ流入する燃焼用空気の量を変えて、ライン22からガスタービンに供給される燃焼用空気の温度を所定の温度範囲内に維持することができる。
Part of the combustion air flows from
中間冷媒としては、熱媒に対して不燃性の冷媒が用いられ、LNGから冷熱を回収する冷媒及びガスタービンの吸気を冷却する冷媒として機能する。中間冷媒としては、HFC−23(CHF3)、HFC−134a(CH2FCF3)等のハイドロフロロカーボン(HFC)類、HCFC−22(CHClF2)、HCFC−124(CHClCF3)等のハイドロクロロフロロカーボン(HCFC)類、PFC−14(CF4)、PFC−116(C2F6)、PFC−218(C3F8)等のパーフロロカーボン(PFC)類、二酸化炭素(CO2)、二酸化硫黄(SO2)等の無機化合物及び前記中間冷媒としての使用条件を満たす範囲でそれらの混合物を用いることができる。 As the intermediate refrigerant, a refrigerant that is incombustible with respect to the heat medium is used, and functions as a refrigerant that collects cold heat from LNG and a refrigerant that cools the intake air of the gas turbine. Examples of the intermediate refrigerant include hydrofluorocarbons (HFC) such as HFC-23 (CHF 3 ) and HFC-134a (CH 2 FCF 3 ), and hydrochlorocarbons such as HCFC-22 (CHClF 2 ) and HCFC-124 (CHClCF 3 ). Perfluorocarbons (PFC) such as fluorocarbons (HCFCs), PFC-14 (CF 4 ), PFC-116 (C 2 F 6 ), PFC-218 (C 3 F 8 ), carbon dioxide (CO 2 ), dioxide An inorganic compound such as sulfur (SO 2 ) and a mixture thereof can be used as long as the use condition as the intermediate refrigerant is satisfied.
中間冷媒としては、HFC−23、HFC−134a、HCFC−22、HCFC−124、PFC−14、PFC−116、PFC−218又はそれらの混合物を用いることが好ましく、HFC−134a又はその混合物を用いることがより好ましい。この場合、LNGの冷熱の運用中に、中間冷媒が凍結することがなく、システム上のハンドリング性を良好にさせることができる。また、LNGの冷熱の取り出し温度をより低く設定しても、中間冷媒が凍結することがないため、システムのハンドリング性を確保しつつ、その潜熱を利用した効率のよい冷熱利用が可能となる。その結果、システム構成を簡略化し、その設備費及び運転費が低減される。更に、中間冷媒がHFC−134aである場合、例えば、EGWを用いた場合と比較して、その循環流量を約1/7に低減でき、その冷媒仕込み量を1/8に低減することができる。 As the intermediate refrigerant, HFC-23, HFC-134a, HCFC-22, HCFC-124, PFC-14, PFC-116, PFC-218 or a mixture thereof is preferably used, and HFC-134a or a mixture thereof is used. It is more preferable. In this case, the intermediate refrigerant is not frozen during the operation of the cold LNG, and the handling property on the system can be improved. Further, even if the LNG cold heat extraction temperature is set lower, the intermediate refrigerant does not freeze, so that efficient heat utilization utilizing the latent heat is possible while ensuring the handling of the system. As a result, the system configuration is simplified and the equipment cost and operation cost are reduced. Further, when the intermediate refrigerant is HFC-134a, for example, compared with the case where EGW is used, the circulation flow rate can be reduced to about 1/7, and the refrigerant charge amount can be reduced to 1/8. .
供給するLNGの量が多い場合、LNGを系外に持ち出すことは極力避ける必要がある。このような場合、LNGをライン6からライン18に流入させて、気化器5に供給する。気化器5では、LNGが熱源(例えば、海水)からの潜熱を奪って、気化される。これにより、LNGの残冷熱が熱交換され、供給されるLNGの全量を気化させることができる。また、季節によって、第二の熱交換器3に供給される燃焼用空気の温度が変動した場合、第一の熱交換器1に流れ込むライン7のLNG量を増減することにより、ガスタービンに供給する燃焼用空気の温度を所定の範囲内にすることができる。
When the amount of LNG to be supplied is large, it is necessary to avoid taking LNG out of the system as much as possible. In such a case, LNG is supplied from the
第一の熱交換器1からのNGと気化器5からのNGとは、ライン8及びライン19を介してライン20で合流し、その後、ガスタービンの燃焼器に送り込まれる。なお、ライン8には、図示のようにLNG加熱器23を設けることができる。LNG加熱器23を設ける形態とした場合には、ガスタービンの燃焼器に供給されるNGの温度を下がり過ぎないようにコントロールすることができる。
The NG from the first heat exchanger 1 and the NG from the vaporizer 5 merge at the
各ラインにおける温度の関係を一例として示す。LNGの温度が−157℃の場合、ライン6及びそこから分岐したライン7並びにライン18には、ほぼ同程度の温度のLNGが流れている。第一の熱交換器1では、ライン7から供給された−157℃のLNGが伝熱管に流入され、ライン9から供給された9℃の中間冷媒、HFC−134aが冷媒室に流入されている。HFC−134aの沸点(凝縮点)は、0.4MPaの圧力下にて9℃である。伝熱管と冷媒室では、LNGと中間冷媒との熱交換により、中間冷媒の潜熱が奪われ、LNGは気化して5℃のNGとなる。ライン8には、LNGが気化した5℃のNGが流れ、ライン11には、9℃の中間冷媒が流れている。なお、必要に応じて、ライン8には、LNG加熱器23により加熱された5℃以上のNGが流れる。
The temperature relationship in each line is shown as an example. When the temperature of the LNG is −157 ° C., the LNG having substantially the same temperature flows through the
第二の熱交換器3では、ライン13から供給された9℃の中間冷媒が伝熱管に流入され、ライン15から供給された30℃の燃焼用空気が流入されている。第二の熱交換器3では、中間冷媒と燃焼空気との熱交換により、中間冷媒の潜熱が奪われ、燃焼用空気の温度は30℃から24℃まで低下している。ライン9には9℃の中間冷媒が流れ、ライン16には、24℃の燃焼用空気が流れている。ライン22には、ガスタービンに供給される24℃の燃焼用空気が流れている。
In the
気化器5では、ライン18から供給された−157℃のLNGが伝熱管に流入され、図示しないラインから供給された海水が流入されている。気化器5内のLNGが海水から潜熱を奪うことにより、LNGは気化して5℃のNGとなり、ライン19へ流出されている。ガスタービンには、ライン19がライン8と合流したライン20内の5℃のNGが供給されている。
In the vaporizer 5, LNG at −157 ° C. supplied from the
このように、ガスタービンの燃焼用空気を冷却する中間冷媒の温度は、低温ではあっても9℃程度であり、LNGの冷熱によりその潜熱が失われても、中間冷媒及び燃焼用空気中の水分が凍結したり、中間冷媒の粘性が増大することはない。 Thus, even if the temperature of the intermediate refrigerant that cools the combustion air of the gas turbine is low, it is about 9 ° C. Even if the latent heat is lost due to the cold heat of LNG, the temperature of the intermediate refrigerant and the combustion air Water does not freeze and the viscosity of the intermediate refrigerant does not increase.
本実施の形態によれば、LNGの冷熱を効率よく活用して燃焼用空気の温度を低下させるとともに、システム設備の数量、特に熱交換器の数を削減することができる。例えば、LNGの冷熱が、LNG、中間冷媒、水、空気と移動するガスタービンの吸気冷却方法では、熱交換器が3つ必要となる。本実施の形態では、第一の熱交換器1及び第二の熱交換器3の2つの熱交換器により、ガスタービンの吸気冷却を可能としている。その結果、冷熱利用設備の構成を簡略化して、その設備費及び運転費を低減できる。
According to the present embodiment, the temperature of combustion air can be lowered by efficiently utilizing the cold energy of LNG, and the number of system equipment, particularly the number of heat exchangers, can be reduced. For example, in a gas turbine intake air cooling method in which LNG cold moves with LNG, intermediate refrigerant, water, and air, three heat exchangers are required. In the present embodiment, the two heat exchangers of the first heat exchanger 1 and the
中間冷媒としてその顕熱しか利用できない冷媒、例えばEGWを用いると、冷熱の利用効率が低く、且つ大量の中間冷媒をLNG受入基地からガスタービン発電プラントまでポンプ輸送する必要がある。これにより、その設備費及び運転費が大きくなる。本実施の形態によれば、中間冷媒の潜熱をLNGの冷熱移動に活用することができ、中間冷媒の循環流量、その冷媒の仕込み量及び中間冷媒をLNG受入基地からガスタービン発電プラントまでポンプ輸送するポンプ動力も低減できる。その結果、冷熱利用設備の構成を簡略化して、その設備費及び運転費を低減することができる。 When a refrigerant that can use only the sensible heat, for example, EGW, is used as an intermediate refrigerant, the utilization efficiency of cold heat is low, and it is necessary to pump a large amount of intermediate refrigerant from the LNG receiving terminal to the gas turbine power plant. Thereby, the installation cost and the operating cost increase. According to the present embodiment, the latent heat of the intermediate refrigerant can be used for the LNG cold transfer, and the intermediate refrigerant circulation flow rate, the charging amount of the refrigerant, and the intermediate refrigerant are pumped from the LNG receiving base to the gas turbine power plant. Pump power to be reduced can also be reduced. As a result, the configuration of the cold energy utilization facility can be simplified and the facility cost and operation cost can be reduced.
LNGの温度は比較的低いため、中間冷媒、水及び空気の全てに凍結する虞が存在しており、冷熱利用上のハンドリング性に問題がある。特に、ガスタービンの発電出力を維持するためにLNGの冷熱の取り出し温度を低く設定した場合、熱交換器中の中間冷媒が凍結又は粘性増大する虞があり、冷熱の取り出し温度の範囲が限定されてしまう。したがって、冷熱利用上のハンドリング性が悪くなるとともに、LNGの冷熱の利用効率も低下することとなる。本実施の形態によれば、LNGの冷熱の運用中に、LNGの冷熱の取り出し温度をより低く設定しても、冷熱利用設備又は熱交換器内の中間冷媒が凍結したり、その粘性が増大することも防ぐことができる。これにより、LNGの冷熱の利用効率を向上するとともに、冷熱利用上のハンドリング性を向上させることができる。したがって、冷熱運用中に燃焼用空気の水分の凍結することも防止することができる。その結果、冷熱利用設備の構成を簡略化し、その設備費及び運転費を低減できる。 Since the temperature of LNG is relatively low, there is a risk of freezing in all of the intermediate refrigerant, water, and air, and there is a problem in handling properties when using cold energy. In particular, if the LNG cold extraction temperature is set low in order to maintain the power generation output of the gas turbine, the intermediate refrigerant in the heat exchanger may freeze or increase in viscosity, and the range of the cold extraction temperature is limited. End up. Therefore, the handling property in the utilization of cold heat is deteriorated, and the utilization efficiency of cold heat of LNG is also lowered. According to the present embodiment, even when the LNG cold heat extraction temperature is set lower during the operation of LNG cold heat, the intermediate refrigerant in the cold energy utilization facility or the heat exchanger freezes or its viscosity increases. Can also be prevented. Thereby, while improving the utilization efficiency of the cold of LNG, the handling property in utilization of cold can be improved. Therefore, it is possible to prevent the moisture of the combustion air from freezing during the cold operation. As a result, the configuration of the cold energy utilization facility can be simplified, and the facility cost and operation cost can be reduced.
例えば、中間冷媒としてEGWを用いた場合と比較すると、EGWの凝固点は比較的高く(−13℃〜0℃)、熱交換器内の低流量域やデッドスペースにおいて、低温のLNGと熱交換した際の凍結により、冷熱利用設備内の装置の損傷や中間冷媒固化物の脱落によるライン閉塞が生じる危険性があるが、本実施の形態によれば、凝固点が比較的低い中間冷媒を用いることができる(例えば、HFC−134aの凝固点は−101℃程度)。また、EGWの粘性が低温域においてEGWの粘性が増大してハンドリング性が悪くなるという欠点が存在している。本実施の形態によれば、冷熱利用上のハンドリング性を向上させるとともに、中間冷媒が固化する危険性を回避することができる。 For example, compared with the case where EGW is used as an intermediate refrigerant, the freezing point of EGW is relatively high (−13 ° C. to 0 ° C.), and heat exchange is performed with low-temperature LNG in a low flow rate region or dead space in the heat exchanger. There is a risk that the freezing at the time may cause damage to the equipment in the cold energy utilization facility or the line clogging due to the fall of the intermediate refrigerant solidified material, but according to the present embodiment, it is necessary to use an intermediate refrigerant with a relatively low freezing point. (For example, the freezing point of HFC-134a is about -101 ° C.). Moreover, there exists a fault that the viscosity of EGW increases in the low temperature range, and handling property worsens by the viscosity of EGW. According to the present embodiment, it is possible to improve the handling property in using cold energy and to avoid the risk of solidifying the intermediate refrigerant.
前記低減できる中間冷媒の循環流量としては、例えば、中間冷媒としてHFC−134a(潜熱:217kJ/kg)を用いてEGW(60.0wt%、比熱:2.90kJ/kg/℃)と比較すると、EGWの入温度が10.0℃及び出温度が20.0℃で使用した場合、HFC−134aとEGWとの循環量(質量)の比は、HFC−134aの潜熱とEGWの顕熱との比に対応するので、2.90×10.0/217=0.134(およそ1/7)となる。 As the circulation flow rate of the intermediate refrigerant that can be reduced, for example, HFC-134a (latent heat: 217 kJ / kg) is used as the intermediate refrigerant and compared with EGW (60.0 wt%, specific heat: 2.90 kJ / kg / ° C.) When the EGW input temperature is 10.0 ° C and the output temperature is 20.0 ° C, the ratio of the circulation amount (mass) between HFC-134a and EGW is the difference between the latent heat of HFC-134a and the sensible heat of EGW. Since it corresponds to the ratio, 2.90 × 10.0 / 217 = 0.134 (approximately 1/7).
前記低減できる中間冷媒の冷媒仕込み量としては、例えば、本実施の形態では、中間冷媒としてHFC−134a(液比重:1.19)を用いてEGW(60.0wt%、液比重:1.08)と比較すると、入温度が10.0℃及び出温度が20.0℃で使用した場合、HFC−134aとEGWとの冷媒量(容積)の比は、循環量に液比重の比を掛け合わせて算出されるので、0.134×1.08/1.19=0.122(およそ1/8)となる。 As the refrigerant charge amount of the intermediate refrigerant that can be reduced, for example, in the present embodiment, EGW (60.0 wt%, liquid specific gravity: 1.08) using HFC-134a (liquid specific gravity: 1.19) as the intermediate refrigerant. ), When the inlet temperature is 10.0 ° C and the outlet temperature is 20.0 ° C, the ratio of refrigerant volume (volume) between HFC-134a and EGW is multiplied by the ratio of liquid specific gravity. Since they are calculated together, 0.134 × 1.08 / 1.19 = 0.122 (approximately 1/8).
更にまた、本実施の形態によれば、第一の熱交換器1にて、液化ガスを全量気化するための熱量が不足した際に、第一の熱交換器1に対して並設された気化器において、所定量の液化ガスを海水等の系外熱媒により別途気化させ、ガスタービンに利用することができる。したがって、可燃性の液化ガスを外部に持ち出すことなく、その全量をガスタービン発電機に利用することができる。 Furthermore, according to the present embodiment, when the amount of heat for vaporizing the entire amount of the liquefied gas is insufficient in the first heat exchanger 1, the first heat exchanger 1 is arranged in parallel with the first heat exchanger 1. In the carburetor, a predetermined amount of liquefied gas can be separately vaporized by an external heat medium such as seawater and used for a gas turbine. Therefore, the whole quantity can be utilized for a gas turbine generator, without taking out combustible liquefied gas outside.
次に、液化ガスの冷熱利用システム(第二実施の形態)について、その作動形態を説明することにより、本発明に係る液化ガスの冷熱利用方法の第二の実施の形態について、詳細に説明する。本実施の形態と第一実施の形態とは中間冷媒に差異があり、第一実施の形態と同じ構成は説明を省略する。 Next, the operation mode of the liquefied gas cold heat utilization system (second embodiment) will be described in detail to describe the second embodiment of the liquefied gas cold heat utilization method according to the present invention. . There is a difference in the intermediate refrigerant between the present embodiment and the first embodiment, and the description of the same configuration as the first embodiment is omitted.
中間冷媒としては、HFC−134aとHFC−32(CH2F2)とからなる混合物を用いる。また、HFC−134aの混合量は35mоl%〜70mоl%が好ましく、HFC−32の混合量は30mоl%〜65mоl%であることが好ましい。前記混合量の範囲内であれば、凝固点が−150℃と十分に低い中間冷媒を得ることができる。 As the intermediate refrigerant, a mixture composed of HFC-134a and HFC-32 (CH 2 F 2 ) is used. The mixing amount of HFC-134a is preferably 35 mol% to 70 mol%, and the mixing amount of HFC-32 is preferably 30 mol% to 65 mol%. If it is within the range of the mixing amount, an intermediate refrigerant having a sufficiently low freezing point of −150 ° C. can be obtained.
本実施の形態によれば、HFC−134aより低い凝固点及び高い蒸気圧を有する中間冷媒を利用することができるため、HFC−134aが使用できなかった使用温度範囲、例えば、−40℃〜27℃の使用温度範囲を有する低温プラントに対しても、本発明に係る液化ガスの冷熱利用方法を適用することが可能となる。 According to the present embodiment, since an intermediate refrigerant having a lower freezing point and higher vapor pressure than HFC-134a can be used, the operating temperature range in which HFC-134a could not be used, for example, −40 ° C. to 27 ° C. It becomes possible to apply the cold heat utilization method of the liquefied gas according to the present invention also to a low temperature plant having the operating temperature range of
また、中間冷媒として用いる混合物の凝固点及び蒸気圧を、HFC−134aとHFC−32との混合割合により調整することができる。したがって、使用温度範囲の異なるプラントに適した混合割合の中間冷媒を用いることにより、使用温度範囲の異なるプラントに対して、本発明に係る液化ガスの冷熱利用方法を選択的に適用することが可能となる。 Moreover, the freezing point and vapor pressure of the mixture used as an intermediate refrigerant can be adjusted by the mixing ratio of HFC-134a and HFC-32. Therefore, by using an intermediate refrigerant having a mixing ratio suitable for a plant having a different operating temperature range, the method for utilizing the cold energy of the liquefied gas according to the present invention can be selectively applied to a plant having a different operating temperature range. It becomes.
なお、前述した実施の形態では、気化器5として、オープンラック式の気化器を採用している。しかしながら、シェルアンドチューブ型の熱交換器を採用することも可能である。気化器5がシェルアンドチューブ型の熱交換器であれば、より小型化が容易であり、LNGを、FSRU(FloatingStorageandREGWasificationUnit)、FPSO(FloatingProduction,StorageandOffloading)等の洋上浮体、LNG船等の船舶で再ガス化する際に有利である。 In the above-described embodiment, an open rack type vaporizer is employed as the vaporizer 5. However, it is also possible to employ a shell and tube type heat exchanger. If the vaporizer 5 is a shell-and-tube type heat exchanger, it is easier to reduce the size, and the LNG can be re-used by an offshore floating body such as FSRU (Floating Storage and REGWification Unit) or FPSO (Floating Production, Storage and Offloading), or an LNG ship. This is advantageous when gasifying.
本発明に係る液化ガスの冷熱利用システム及び液化ガスの冷熱利用方法によれば、液化ガスの冷熱を効率よく活用して、ガスタービン発電機の出力低下を防ぐことができ、且つその設備費及び運転費を低減させることができる。 According to the cold gas utilization system and the cold gas utilization method according to the present invention, it is possible to efficiently utilize the cold energy of the liquefied gas, to prevent a reduction in the output of the gas turbine generator, and to reduce the equipment cost and The operating cost can be reduced.
1 第一の熱交換器
3 第二の熱交換器
4 冷媒冷却装置
5 気化器
6 LNG供給ライン
12 送出ポンプ
23 LNG加熱器
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1
Claims (10)
前記中間冷媒と前記液化ガスの冷熱を要する冷却対象物とを熱交換させて、前記冷却対象物に前記液化ガスの冷熱を供給する第二の熱交換器と
を備えていることを特徴とする液化ガスの冷熱利用システム。 A first heat exchanger for exchanging heat between the cold heat of the liquefied gas and the intermediate refrigerant;
A heat exchanger that exchanges heat between the intermediate refrigerant and a cooling target that requires cooling of the liquefied gas, and that supplies the cooling heat of the liquefied gas to the cooling target. Liquefied gas cooling system.
第二の熱交換器にて前記中間冷媒と前記液化ガスの冷熱を要する冷却対象物とを熱交換させて、前記冷却対象物に前記液化ガスの冷熱を供給することと
を特徴とする液化ガスの冷熱利用方法。 Heat exchange between the cold of the liquefied gas and the intermediate refrigerant in the first heat exchanger;
Heat exchange between the intermediate refrigerant and a cooling target requiring cooling of the liquefied gas in a second heat exchanger, and supply the cooling heat of the liquefied gas to the cooling target. How to use cold energy.
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