JP2017075594A - 液化ガスによる超臨界圧冷熱発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】２流体サイクルであるランキンサイクル方式と直接膨張方式を併用するシステムにおいて、既存の水蒸気の超臨界圧発電システムを適用し、ＬＮＧを超臨界圧力で気化させることにより、冷熱エクセルギ回収率を向上する冷熱発電システムを提供する。【解決手段】液化天然ガス貯槽（ＬＮＧ貯槽）からポンプで液化天然ガスを払出し、海水、温水又は大気と熱交換し気化させて天然ガスを製造するプロセスにおいて、液化天然ガスを液状態で超臨界圧まで昇圧して気化させることにより発電効率を上げる。超臨界圧まで過昇圧させて気化する装置（ＳＴＶ）により、高温側が中間媒体を使用するランキンサイクル方式により発電するとともに、低温側が気化した天然ガスによる直接膨張方式による発電する２流体サイクルのシステムを使用することにより発電効率を上げて発電力を増加させる。【選択図】図７

Description

本発明は極低温流体の液化ガスの超臨界圧を利用する超臨界圧冷熱発電システム（ＬＳＧ）及びＬＳＧの最高効率発電点の特定方法に関するものである。

低温の液化ガスとしては、例えば、液化天然ガス（ＬＮＧ）が知られている。液化天然ガスは、外国の産地で産出された天然ガス（ＮＧ）を、電力を使用して冷却し液化したものである。液化して体積を減少させたＬＮＧは、ＬＮＧ輸送タンカーで輸入される。ＬＮＧは、通常、輸入地においてオープンラック式気化器などで気化され、その際、ＬＮＧを海水等と熱交換させることで、ＬＮＧの冷熱エネルギは海水中に廃棄される。日本に輸入されるＬＮＧ量は、図１のとおり２０１４年で８９２０万トンと膨大であるが、大半の冷熱エネルギは回収されずに廃棄されている。

ＬＮＧ冷熱エネルギを有効利用するために、電力として利用する冷熱発電システムがあり、既存の冷熱発電システムとして、ランキンサイクル方式、直接膨張方式及びそれらの併用方式のものがある。併用方式のものは２流体サイクルを構成している。冷熱エネルギはエクセルギ（有効エネルギ）評価が適切であり、ＬＮＧは組成により異なるが、約９００ｋＪ／ｋｇの冷熱エクセルギを持っている。

ランキンサイクル方式は、炭化水素やフロン等の作動流体（中間媒体）を凝縮器においてＬＮＧの冷熱によって凝縮させ、凝縮させた作動流体を気化器において気化させる。そして、気化させた作動流体によってタービンを駆動させることにより発電する。直接膨張方式のものは、ＬＮＧを気化器において気化させ、気化されたＮＧによってタービンを駆動させることにより発電する。

一方、併用方式の冷熱発電システムは、例えば下記特許文献に見られるように、ランキンサイクル方式と直接膨張方式とを組み合わせたものである。併用方式のものは、ランキンサイクル方式及び直接膨張方式のそれぞれ単独のものよりも、液化天然ガスの冷熱エクセルギ回収率が高く、発電能力が高い。

特開平９−１５１７０７号公報 特開平５−３０２５０４号公報 特開昭５１−１０４１５１号公報

冷熱エネルギをエクセルギで評価すると、併用方式の冷熱発電システムにおいて、ＬＮＧの冷熱エクセルギは、高温側サイクルのランキンサイクルを循環する作動流体を凝縮させる温度エクセルギ（１次発電）と、低温側プロセスで上記作動流体との熱交換により気化されたＮＧにより直接膨張方式のタービンを駆動させる圧力エクセルギ（２次発電）として用いられる。

ここで、ＬＮＧの冷熱エクセルギのうち、ガス送出圧力エクセルギとして利用される分が多いと、図１２に示すとおり、冷熱利用可能分が減少する。なお、図１２の左上の起点のＬＮＧ液（Ｔ＝１１１Ｋ）の微少のフローエクセルギの変化はＬＮＧ昇圧による増加分である。大気圧下の気化曲線が０．１ＭＰａであり、Ｔ＝２９３Ｋ（常温）に気化されたＮＧの圧力毎にガス送出圧力分エクセルギと冷熱利用分エクセルギの配分がわかる。

このため、ガス供給先が要求するガス送出圧力が高い場合、直接膨張方式のタービンで利用できる圧力エクセルギが低下し、発電量が低下する。そこで、図２及び図３に、冷熱発電システムの実績を示す。図２は、冷熱発電システムの実績一覧表であり、図３は、図２の実績におけるガス送出圧力と冷熱発電の発電原単位との関係を示している。図２及び図３に示すとおり、ガス送出圧力が高いほど、発電原単位が低下する傾向にある。

特に近年では、電気事業におけるガスタービンコンバインドサイクル発電の普及、及びガス事業におけるガス送出量の増加により、ガス送出圧力が高くなっている。このため、ＬＮＧの冷熱エクセルギのうち送出ガスの圧力エクセルギに変換される割合が高くなり、冷熱発電システムにおいて電力に変換可能な冷熱エクセルギが減少傾向となっている。その結果、冷熱発電システムによる発電量が減少傾向となり、冷熱発電システムは普及していない。

従来から、併用方式（２流体サイクル）の冷熱発電システムは利用されているが、ガス送出圧力が低い場合においてのみ適用できるとされてきた。また、従来の併用方式の冷熱発電システムでは、圧力エクセルギと温度エクセルギの評価が不十分であるため、冷熱エクセルギ回収率が低く、冷熱エクセルギを高効率に回収して発電できていない。

本発明は、２流体サイクルであるランキンサイクル方式と直接膨張方式を併用するシステムにおいて、既存の水蒸気の超臨界圧発電システムを適用し、ＬＮＧを超臨界圧力で気化させることにより、冷熱エクセルギ回収率を上げるものであり、また、最大発電効率点を求める方法を提供する。さらに、ＬＮＧを超臨界圧で気化させるため、２次発電の直接膨張タービン出口のＮＧ圧力を調整することにより、必要なガス送出圧力を自在に設定できる。

上記手段を説明する。本発明のＬＳＧは、ＬＮＧを気化させると式１のとおり冷熱エクセルギは圧力エクセルギと温度エクセルギに変換され、エクセルギの電力への回収率（エクセルギ回収率）は温度エクセルギよりも圧力エクセルギの方が高いため、ＬＳＧは冷熱エクセルギをより多く圧力エクセルギに変換させる方法によりエクセルギ回収率を上げて発電力を増加させることを特徴とする。
冷熱エクセルギ＝温度エクセルギ＋圧力エクセルギ ・・（式１）

本発明のＬＳＧは、図７のとおり、貯蔵タンクに貯蔵された低温の液化ガスを所定圧力まで液状態のまま昇圧する昇圧ポンプと、前記昇圧ポンプによって昇圧された前記液化ガスと所定の冷熱交換対象とを熱交換させることにより、前記冷熱交換対象を冷却させるとともに前記液化ガスを気化させる気化器を有する１次装置と、前記気化器において気化された前記液化ガスである気化ガスによって駆動される２次タービンを有する２次装置とを備え、２流体サイクルの高温側サイクルとして中間媒体を使用するランキンサイクル方式発電、及び低温側プロセスとして気化ＮＧによる直接膨張式発電を併用する発電プロセスを備える。

図２から、ＬＮＧ冷熱発電設備の実績は１８基あり、その発電方式はランキンサイクル方式が５基、直接膨張方式が８基、それらの併用方式が５基である．図３に示す現在のＬＮＧ冷熱発電設備における各冷熱発電方式別のガス送出圧力と冷熱発電出力（発電原単位）の関係をみると、各方式ともガス送出圧力の上昇に伴い冷熱発電原単位が下がっていくことがわかる。その理由は、ＬＮＧ気化プロセスで、（式１）のとおり冷熱エクセルギは温度エクセルギと圧力エクセルギに変換されるため、圧力エクセルギに変換される割合、つまり、最終的にガス送出圧力エクセルギに変換される割合が大きくなると、冷熱発電システムで電力に変換可能な冷熱エクセルギ量が相対的に減少するためである。

図４はＬＮＧのモル％組成が、Ｃ１メタン＝９２％、Ｃ２エタン＝４％、Ｃ３プロパン＝３％、Ｃ４ｎブタン＝１％の例で作成したＰ−ｈモリエル線図であり、蒸気特性、等温度線、等密度線及び等エントロピ線を付記した。物性計算はアメリカ国立標準技術研究所（ＮＩＳＴ）製の冷媒熱物性データベースソフトウェアであるＲＥＦＰＲＯＰ Ｖｅｒ９．１を用いた。組成例の物性値計算結果は、Ｍｏｌａｒ ｍａｓｓ：１７．８６６ｋｇ／ｋｍｏｌ、臨界点Ｃｒｉｔｉｃａｌ Ｐｏｉｎｔ：２１５．８５（Ｋ）、６．８３６２（ＭＰａ）、２０６．８７（ｋｇ／ｍ３）、最高凝縮温度Ｃｒｉｃｏｎｄｅｎｔｈｅｒｍ：２４７．３５（Ｋ）、４．８９６５（ＭＰａ）、５４．７０８（ｋｇ／ｍ３）、最高凝縮圧力Ｃｒｉｃｏｎｄｅｎｂａｒ：２３１．４（Ｋ）、７．６３１６（ＭＰａ）、１４１．５８（ｋｇ／ｍ３）である。

ＮＧの液化プロセスは図４において、臨界圧力付近の圧力下のモリエル線図の気液境界線の上端部付近を通過し、気液境界線の左上部位置で完全に液化される。つまり、ＮＧ液化プロセス（破線）が、液化プロセスの効率及び安定性上、非共沸混合物の気液混合相を避けて、ＮＧを臨界圧力付近で所定温度まで冷却・液化し、最後に降圧する方法が採られ、一方、本発明のＬＳＧ（実線）は液化プロセスの逆をたどり、液化プロセスで使用された電力を回収する方法である。

本発明のＬＳＧの発電原理を説明する。ＬＳＧの発電原理は、図４で液化プロセスの逆工程（実線）をたどり、液化プロセスで使用された電力を回収するため、第１工程でＬＮＧを等エントロピ断熱圧縮により超臨界圧力まで昇圧した後、第２工程でＬＮＧを等圧気化させ温度エクセルギを利用し、第３工程で気化ＮＧの圧力エクセルギを等エントロピ断熱膨張で利用する。冷熱エクセルギは（式１）のとおり温度エクセルギと圧力エクセルギに変換されるが、変換後の温度エクセルギと圧力エクセルギのエクセルギ回収率を比較すると、温度エクセルギ回収率はカルノー効率の制約により圧力エクセルギ回収率よりも低い。したがって、冷熱エクセルギ回収率を上げるには冷熱エクセルギを温度エクセルギよりも圧力エクセルギに多く変換させる方法が有効であり、ＬＳＧは図５のように、ＬＮＧを液状態でガス送出圧力以上にプレオーバーブーストさせ、冷熱エクセルギを圧力エクセルギへ変換する割合を増やす方法を採る。このとき、プレブースト圧力の設定が問題になる。

ＬＳＧの発電原理を図５で説明すると、ＬＮＧをプレオーバーブーストさせて、一旦、冷熱エクセルギを過分に圧力エクセルギに変換させ直接膨張方式でタービン発電した後、所要のガス送出圧力まで降圧調整する。一方、温度エクセルギに変換された冷熱エクセルギはランキンサイクル方式で冷熱発電する。最終的に冷熱利用設備で利用可能な冷熱エクセルギが同じ５５％（Ｐ＝２．１ＭＰａ）でも、「圧力エクセルギ効率＞温度エクセルギ効率」であるため、圧力エクセルギを経由する方が効率的に冷熱エクセルギを回収できる。直接膨張方式とランキンサイクル方式ともに圧力エクセルギによるタービン発電のためである。

ＬＳＧの発電原理を２流体サイクルで高温側サイクルにＬＰＧ中間媒体のランキンサイクルを用いたＰ−ｈモリエル線図及びＴ−ｓ線図で模式的に図６（ａ）及び（ｂ）に示す。高温側サイクルの中間媒体ＬＰＧは海水からの入熱Ｑｉｎにより気化されランキンサイクル発電の後、凝縮液化でＱｏｕｔを放熱し、低温側サイクルのＬＮＧはＱｏｕｔ及び海水入熱Ｑｉｎ１により気化され、Ｑｉｎ２の再熱プロセスを含め直接膨張発電の後、最終に海水入熱Ｑｉｎ３で再加熱されてガス送出される。図６（ａ）でＬＮＧ気化圧力を上昇させると、ＬＮＧ潜熱相当分エネルギ（温度エクセルギの一部）が減少するため、高温側プロセスのランキンサイクルの中間媒体ＬＰＧの流量が低下し、ランキンサイクル発電力（Ｗ１）が低下する。一方、低温側のＮＧ直接膨張プロセスは、冷熱エクセルギの圧力エクセルギ変換分が増加し直接膨張プロセス発電力（Ｗ２）がそれ以上に増加する。ランキンサイクル方式と直接膨張方式を併用した２流体サイクルの場合、合計発電力が最大となる条件はＬＮＧ気化圧力で制御でき、圧力が一定の超臨界圧のとき合計発電力（Ｗ１＋Ｗ２）は最大となる。同様に、図６（ｂ）のＴ−ｓ線図で、超臨界圧でＬＮＧ気化する方法により冷熱エクセルギ回収率を最大とする。以上のとおり、既存の水蒸気の超臨界圧発電では少ない気化熱で蒸気的流体を得られるので、熱効率上超臨界圧発電メリットがあり、一方、本発明のＬＳＧは２流体サイクルを利用して、水蒸気の超臨界圧発電を極低温流体のＬＮＧに適用したものであるが、２流体サイクルでは気化吸熱が低温側サイクルで熱利用される違いがある。

図７にＬＳＧのプロセスの例を示す。海水を加熱源として、中間媒体ＬＰＧのランキンサイクル方式を１次発電とし、気化ＮＧの直接膨張方式（再熱多段膨張タービン）を２次発電とする．ＬＮＧは３段のＬＮＧポンプで超臨界圧まで昇圧され、２次発電の後、圧力調整しＯＲＶで気化したＮＧと合流してガス送出されるケースである。図４と図７で、貯蔵タンクＬＮＧをプロセス開始点Ｍ１、ＬＮＧ気化器入口をプレオーバーブースト点Ｍ２、２次タービンの入口をタービン入口点Ｍ３、２次タービンの出口をタービン出口点Ｍ４、加熱器の出口のＮＧをプロセス終了点Ｍ５とし、各点ＭＸの温度及び圧力をＴＸ、ＰＸと表す。Ｍ１から

とする。また、ＬＮＧ気化器出口点をＭ２’とし、Ｍ２からＭ２’へのプロセス

ＬＳＧの最適運転条件を求める方法を示す。ＬＳＧのプロセスＩ、ＩＩ、ＩＩＩの合計エンタルピ差は２流体サイクルであるから（式２）で示される。

各プロセスのエンタルピ量を電力Ｗに置き換えると、プロセスＩのＬＮＧ液昇圧ポンプ効率α、プロセスＩＩの電力変換効率β、プロセスＩＩＩの膨張タービン効率γとして、（式２）は（式３）となる。

また、１次発電がランキンサイクルの場合、プロセスＩＩの気化熱の一部が利用さ

る。

各定数は実績値でα＝０．６５、γ＝０．８５とし、βは中間媒体ＬＰＧ（プロパン）のランキンサイクルの運転条件Ｐ＝０．５→０．１ＭＰａ、Ｔ＝−４２→２０℃で、プロパンのＬＰＧモリエル線図の凝縮と膨張プロセスのエンタルピ比をＲＥＦＰＲＯＰで求め、ランキンサイクルロス０．９０、タービン効率０．８５からβ（ＬＰＧ）＝エンタルピ比×０．９０×０．８５＝（６０９−５２６）／（５２６−１００）×０．９０×０．８５＝０．１５０とする。ＭＦＲ中間媒体は、東京ガスの組成例（モル％）メタン＝３０％、エタン＝５０％、プロパン＝１５％、ブタン＝５％において、Ｐ２＝２．５ＭＰａでＴ＝−１５７→−３０

す。

ＭＰａ付近までリニアに以降は緩やかに減少し、Ｐ２＝４２．１ＭＰａでＭ３の

と近似するため、図４から基準状態をＴ＝２５０Ｋ、各Ｐ４（＝Ｐ５）とし、Ｐ２（＝Ｐ３）とＰ４の組み合わせでフローエクセルギを求めると図８（ｄ）となる。

図８を基に、β（ＬＰＧ）＝０．１６５とβ（ＭＦＲ）＝０．２０２のＷｔｏｔａｌ’を求め図９各図に示す。図９（ａ）のランキンサイクル（ＬＰＧ）＋ＬＳＧ及び（ｂ）のランキンサイクル（ＭＦＲ）＋ＬＳＧもともに、発電力Ｗｔｏｔａｌ’はガス送出圧力Ｐ５（＝Ｐ４）とは関係なく、Ｐ２＝７．５ＭＰａで最大値となる．ＬＰＧとＭＦＲともにプロセスＩとＩＩＩは同じであるが、温度エクセルギの利用温度域がＬＰＧ：−１６２→−４２℃、ＭＦＲ：−１６２→−３０℃と異なるため、利用する中間媒体によってプロセスＩＩ’の影響が出るが、ＬＰＧと本ＭＦＲ組成ではＷｔｏｔａｌ’が最大値となる条件は同じＰ２＝７．５ＭＰａとなる。ＬＮＧ液昇圧ポンプ効率αや発電タービン効率γが変われば、Ｗｔｏｔａｌ’が最大値となるＰ２は動くが、Ｐ２＝７〜８ＭＰａの超臨界圧となる。したがって、Ｗｔｏｔａｌ’が最大値となる条件は、中間媒体を決めれば、一定のプレブースト圧力（Ｐ２）により一義的に定まる。

ＬＳＧの発電原単位を説明する。図９を基に、発電原単位Ｗｔｏｔａｌ’とガス送出圧力Ｐ５（＝Ｐ４）の関係を求め図１０各図に示すと、図１０（ａ）（ｂ

０ＭＰａ以下あたりが実用可能な発電原単位となる。表２の４番のランキンサイクル（ＬＰＧ）方式と直接膨張方式併用のＫｉｔａｋｙｕｓｙｕ例（Ｐ２＝５．１ＭＰａ、Ｐ５＝１．０ＭＰａ、Ｗ＝２２６ｋＪ／ｋｇ）は、ＬＳＧ方式を採用しＰ２＝５．１→７．３ＭＰａの変更で、原単位２３５ ｋＪ／ｋｇと約４％上昇する。Ｔ＝２０℃の場合、図１０（ａ）ランキンサイクル（ＬＰＧ）＋ＬＳＧでは（Ｐ５、Ｗｔｏｔａｌ’）＝（２．１、１６７）、（０．５．３０２）、（０．２、３９１）、図１０（ａ）ランキンサイクル（ＭＦＲ）＋ＬＳＧでは（Ｐ５、Ｗｔｏｔａｌ’）＝（２．１、２０８）、（０．５、３２６）、（０．２、４３３）となり、最大で冷熱エクセルギ９３６ｋＪ／ｋｇの約４２〜４６％を電力として回収できる。さらに、温水の気化熱源がありＴ３＝５０℃の場合、原単位は数％上昇する。以上より、ガス送出圧力が低くなると発電原単位（冷熱エクセルギ回収量）は急速に大きくなるため、例えば、国内に４０数基あるＬＮＧ小規模基地では低圧力送出であるため、マイクロ蒸気タービン又はスクリューによるマイクロバイナリ発電などの高効率・小型ＬＳＧの開発ができる。

ＬＳＧによる年間発電量及び年間発電ベネフィットを説明する。運転条件をＬＮＧ気化量６０ｔ／ｈ、加熱源温度Ｔ３＝２０℃、年間平均稼働率９０％、電力単価２２円／ｋＷｈ（平成２７年度の陸上風力発電の買取価格）として求め、図１１に示す。

ＭＦＲの効果について説明する。ランキンサイクル（ＭＦＲ）は、１．ＬＮＧとＭＦＲの熱交換時の温度差を小さくすること、２．ＭＦＲガスとの自己熱交換によりＭＦＲと加熱源の温度差を小さくすることで効率化され、ＭＦＲ組成はＬＮＧ組成で決まる。
東京ガスのＭＦＲ組成例の物性値は、
組成：メタン／エタン／プロパン／ブタン、モル組成％：０．３／０．５／０．１５／０．０５、モル質量：２９．３６８ｋｇ／ｋｍｏｌ、
臨界点：３０９．５５（Ｋ）、７．２４７７（ＭＰａ）、２２５．１３（ｋｇ／ｍ３）
東京電力のＭＦＲ組成例の物性値は、
組成：メタン／エタン／プロパン／ブタン、モル組成％：０．５／０．３５／０．１／０．０５、モル質量：２５．８６１ｋｇ／ｋｍｏｌ、
臨界点：２８１．１７（Ｋ）、７．１２８（ＭＰａ）、２１８．３６（ｋｇ／ｍ３）
を使用し、本ＬＮＧ組成例とＴ−ｈ線図で比較し図１３（ａ）に示す。
非共沸混合冷媒は、気体から液体に相変化する等圧過程でも温度変化（温度すべ

め、冷凍プロセスのローレンツサイクルと同様に高効率となる。また、ＮＧ液化プロセスでカスケード液化方式はプロパン、エタン、メタン等の冷媒を順に使用しＮＧを液化するのに対して、混合冷媒の液化方式は上記と同様の理由で熱効率

定性の悪化、与受熱間流体の温度差が接近するピンチポイントなど運転制御の難しさの課題がある。
一方、ＬＮＧ超臨界圧の気化曲線は図１３（ｂ）のとおり直線化するため、Ｌ

中間媒体の選択可能性が生じる。

ＬＳＧにより、外国産地のＮＧ液化電力（低価格電力）を消費地の電力（高価格電力）として効率的に回収利用できるため、ＬＮＧ輸送タンカーはＬＮＧと液化電力を輸送している。ＬＮＧ輸送タンカーとＬＳＧのシステムを構成すれば、ＬＮＧ輸送タンカーを「ＬＮＧキャリア」及び「電力キャリア」として、ＬＮＧ産地（上流）と消費地（下流）間の電力バリューチェーンのモデルシステムを提供できる。

ＬＳＧにより、ＬＮＧ貯蔵タンクは電力貯蔵所の価値が生まれ、例えば２５万キロリットルのＬＮＧタンクで約９８ＴＪの冷熱エネルギがあり、電力として回収できる。貯蔵タンクとＬＳＧのシステムを構成すれば、ＬＮＧ貯蔵タンクを「ＬＮＧ貯蔵所」及び「電力貯蔵所」とするモデルシステムを提供でき、消費ピーク電力平準化や災害時非常用電源などとして活用できる。

ＬＳＧの発電電力を自己託送（電気事業法改正により発電地以外で電力消費が可能）すれば、事業者の全地域の使用電力を自給でき、ＬＳＧは「エネルギ・ゼロ・エミッション事業」のモデルシステムを提供できる。また、ＬＳＧとＢＯＧ（Ｂｏｉｌ−Ｏｆｆ Ｇａｓ）再液化設備のシステムを構成し、ＢＯＧを夜間電力で液化し、昼間にＬＳＧで電力を取り出せば、「昼夜間ピーク電力平準化」のモデルシステムを提供できる。

本発明のＬＳＧは既存の水蒸気による超臨界圧発電を、２流体サイクルを利用して極低温流体に適用したもので、圧力エクセルギを経由することで冷熱エクセルギを逆カスケード利用して高効率に電力へ変換している。すなわち、極低温流体の冷熱エクセルギは、単に、温度エクセルギとして評価するのではなく、圧力エクセルギとしても評価し、「温度エクセルギと圧力エクセルギのバランス」を見直すことにより、再びガス化する際に、より高率的に冷熱エクセルギを電力として回収できる。その理由は、圧力エクセルギの方が温度エクセルギよりもエクセルギ回収率が高いためである。

従来、ガス送出圧力が低い場合に冷熱発電が適応できるとされたが、本発明のＬＳＧで液化ガスの超臨界圧気化を利用すれば、高効率に冷熱エクセルギを電力として回収できる。また、ガス送出圧力も２次タービン出口圧力の調節により設定できるため、冷熱発電の適応範囲が広がる．その際、液化ガス組成、加熱源温度（Ｔ３）及びガス送出圧力（Ｐ５）の３条件を決めれば、最大の電力変換効率点が存在することを特定し、ＬＮＧ組成例の最大点を示すことができる。最大点の運転条件は、ＬＮＧ気化圧力Ｐ２（＝２次発電膨張タービン入口圧力Ｐ３）により、一義的に特定される。

世界の天然ガスパイプラインの最大輸送圧力は２０数ＭＰａで運用され、ガス田の噴出圧力などを利用して超臨界圧で天然ガスの輸送が行われている。本発明のＬＳＧは冷熱発電原単位図（図１０）で冷熱発電ベネフィットを概略計算でき、加えて、未利用エネルギ利用の補助金給付などがあるので、コストとベネフィットのバランスは大きく改善されるため、冷熱エクセルギ回収が可能となる。

本発明のＬＳＧの効率は、温度エクセルギ利用プロセス（プロセスＩＩ）の効率に依存するため、例えば、ランキンサイクルの中間媒体物質の検討、その他の温度エクセルギ回収率の高い熱利用サイクルの開発により、ＬＮＧやＬＨ２などで産地と消費地間の電力チェーンによるエネルギ有効利用ができる。

本発明のＬＳＧは「燃料不要の発電装置」でＣＯ２フリーであり、近年、大気中の二酸化炭素などの温暖化ガスが増加しており、未利用エネルギの活用は省エネルギにとどまらず、地球温暖化防止の環境保全に貢献できる。

日本のＬＮＧ輸入量及び世界全体のＬＮＧ輸入量の推移 ＬＮＧ冷熱発電システムの実績 ガス送出圧力とＬＮＧ冷熱発電システム（実績）の発電原単位 本ＬＮＧ組成例のＰ−ｈモリエル線図 ＬＳＧの発電原理 ＬＳＧのＰ−ｈ線図及びＴ−ｓ線図の模式図 ＬＳＧのプロセス プロセスＩ・ＩＩ・ＩＩ’・ＩＩＩのエンタルピ変化量 ＬＮＧ気化圧力とＬＳＧ発電原単位 ガス送出圧力とＬＳＧ発電原単位 ＬＳＧの年間発電量と年間発電ベネフィット ＬＮＧ気化圧力とエクセルギバランス ＬＮＧとＭＦＲのＴ−ｈ線図

Ｆｌｏｗ Ｅｘｅｒｇｙ フローエクセルギ
Ｐｒｅｓｓｕｒｅ 圧力
Ｄｅｎｓｉｔｙ 密度
Ｅｎｔａｈｌｐｙ、ｈ エンタルピ
Ｅｎｔｒｏｐｙ、ｓ エントロピ
Ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ、Ｔ 温度
Ｒａｎｋｉｎｅ（ＬＰＧ） 中間媒体ＬＰＧのランキンサイクル
Ｒａｎｋｉｎｅ（ＭＦＲ） 中間媒体ＭＦＲのランキンサイクル
ＭＦＲ 混合媒体
Ｒａｎｋｉｎｅ（ＬＰＧ）＋ＬＳＧ ＬＰＧランキンサイクルとＬＳＧを組み合わせた ２流体サイクル
Ｒａｎｋｉｎｅ（ＭＦＲ）＋ＬＳＧ ＭＦＲランキンサイクルとＬＳＧを組み合わせた ２流体サイクル
Ｖａｐｏｒｉｚｅｄ Ｐｒｅｓｓｕｒｅ 気化圧力
ＴＧ 東京ガス（株）
ＴＥ 東京電力（株）

Claims (13)

1. 液化天然ガス（以下「ＬＮＧ」という）をＬＮＧ貯槽からＬＮＧポンプで払出し、海水、温水又は大気と熱交換し気化させて天然ガス（以下「ＮＧ」という）を製造するプロセスにおいて、ＬＮＧ冷熱エネルギを利用して電力を発電するプロセスとして、ＬＮＧを液状態で超臨界圧まで昇圧して気化させることにより発電効率を上げる「液化ガスの超臨界圧冷熱発電システム」（以下「ＬＳＧ」という）。
2. ＬＳＧは、ＬＮＧを超臨界圧まで過昇圧（プレオーバーブースト）させて気化する装置で、高温側が中間媒体を使用するランキンサイクル方式による発電（１次発電）及び低温側がＬＮＧを気化したＮＧによる直接膨張方式による発電（２次発電）を併用する２流体サイクルのシステムであり、既存の水蒸気による超臨界圧発電を低温液化ガスのＬＮＧに適用することで発電効率を上げて発電力を増加させることを特徴とする冷熱発電システム。
3. 冷熱エネルギを状態量のエクセルギ（有効エネルギ）で評価し、ＬＮＧを気化させると冷熱エクセルギは圧力エクセルギと温度エクセルギに変換され、エクセルギの電力への回収率（エクセルギ回収率）は温度エクセルギよりも圧力エクセルギの方が高いため、ＬＳＧは冷熱エクセルギをより多く圧力エクセルギに変換させる方法によりエクセルギ回収率を上げて発電力を増加させることを特徴とする冷熱発電システム。
4. ＬＳＧは冷熱エクセルギをより多く圧力エクセルギに変換させる方法として、ＬＮＧを超臨界圧で気化させる方法によるシステムで、ＬＮＧを超臨界圧で気化させることにより、温度エクセルギを利用するランキンサイクル方式の１次発電力を低下させて、圧力エクセルギを利用する直接膨張方式の２次発電力を１次発電力の低下分以上に増加させて、２流体サイクルの１次発電と２次発電の合計発電力を増加させることを特徴とする冷熱発電システム。
5. 前記合計発電力は、２流体サイクルの各エンタルピ差を発電力に置き換え、合計エンタルピ差から合計発電力を求める方法。
6. 前記合計発電力の最大発電効率点は、ＬＮＧ組成、加熱源温度及びガス送出圧力の３条件により特定し、その最大発電効率点の運転条件は、ＬＮＧ気化圧力により特定することで制御する方法。
7. ＬＳＧは２流体サイクルの高温側サイクルのランキンサイクルの中間媒体（与熱流体）として、液化石油ガス（以下「ＬＰＧ」という）、フロン又はそれらの混合媒体（以下「ＭＦＲ」という）を使用する冷熱発電システム。
8. 請求項６において、ＬＳＧの中間媒体ＭＦＲはＬＮＧ（受熱流体）と熱交換されるため、ＭＦＲの温度―エンタルピ気化曲線（Ｔ−ｈ線図）を受熱流体のＬＮ
   

   

   ちＭＦＲの飽和気化温度をＬＮＧより高く設定してエクセルギ損失が小さい高効率のＭＦＲ組成を、気化するＬＮＧの組成に合わせてＴ−ｈ線図をもとに選定する方法。
9. 請求項１ないし７のいずれかに記載のＬＳＧにより、産地のＮＧ液化電力を消費地の電力として効率的に回収する方法で、ＬＮＧ輸送タンカーを「ＬＮＧキャリア」及び「電力キャリア」とする電力バリューチェーンのモデルシステム。
10. 請求項１ないし７のいずれかに記載のＬＳＧにより、ＬＮＧ受入基地のＬＮＧ貯槽のＬＮＧ冷熱を電力として効率的に取り出すことで、ＬＮＧ貯槽を「ＬＮＧ貯槽所」及び「電力貯蔵所」とするモデルシステム。
11. 請求項１ないし７のいずれかに記載のＬＳＧにより、ＬＮＧ受入基地のＬＮＧ貯槽のＬＮＧ冷熱を電力として効率的に取り出し、発電電力を自己託送することで、ＬＮＧ受入事業者が自社の全域で使用する全電力を自給することにより、「ゼロエミッション事業」のモデルシステム。
12. 請求項１ないし７のいずれかに記載のＬＳＧにより、昼間はＬＮＧ受入基地のＬＮＧ貯槽のＬＮＧ冷熱を効率的に電力として取り出し給電し、夜間はＬＮＧ貯槽内で自然入熱によりＬＮＧが気化したボイルオフガス（ＢＯＧ）を夜間電力で液化しＬＮＧとして貯蔵することにより、「昼夜間ピーク電力の平準化」のモデルシステム。
13. 請求項１ないし１１におけるＬＳＧの冷熱エネルギ源の液化ガスとして、ＬＮＧ以外で、環境温度に対して低温状態で液化する低温液化ガスの液化水素、ＬＰＧ及びフロンを利用する冷熱発電システム。

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