JP2021006719A - Natural gas-fired combined cycle power generation method - Google Patents
Natural gas-fired combined cycle power generation method Download PDFInfo
- Publication number
- JP2021006719A JP2021006719A JP2020171652A JP2020171652A JP2021006719A JP 2021006719 A JP2021006719 A JP 2021006719A JP 2020171652 A JP2020171652 A JP 2020171652A JP 2020171652 A JP2020171652 A JP 2020171652A JP 2021006719 A JP2021006719 A JP 2021006719A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- natural gas
- water
- vaporizer
- power generation
- intermediate medium
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000010248 power generation Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 62
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 60
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 51
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 30
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims abstract description 30
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 claims abstract description 24
- 230000008014 freezing Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000007710 freezing Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 58
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 48
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 12
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 abstract description 16
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 abstract description 16
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 abstract 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 abstract 1
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 8
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 4
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 3
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- AEDZKIACDBYJLQ-UHFFFAOYSA-N ethane-1,2-diol;hydrate Chemical compound O.OCCO AEDZKIACDBYJLQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005338 heat storage Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;dihydrate Chemical compound O.O.[Na+].[Cl-] XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Description
本発明は、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法に関するものである。 The present invention relates to a natural gas-fired combined cycle power generation method.
従来、液化天然ガス(LNG)を気化させるための気化器において液化天然ガスから回収した冷熱を、ガスタービンコンバインド発電装置に供給する空気の冷却に利用する天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システムが知られている。 Conventionally, a natural gas-fired combined cycle power generation system is known in which cold heat recovered from liquefied natural gas in a vaporizer for vaporizing liquefied natural gas (LNG) is used to cool the air supplied to a gas turbine combined power generation device. There is.
例えば、特許文献1には、LNG気化器と、ガスタービン吸気冷却器と、ガスタービン吸気冷却水循環系路と、ガスタービン吸気冷却水循環ポンプと、ガスタービン発電装置と、を備えるLNG焚きコンバインドサイクル発電設備が開示されている。LNG気化器は、LNGを流すための伝熱管を含んでいる。このLNG気化器では、伝熱管内を流れるLNGと伝熱管の表面に接触する水とを熱交換させることによってLNGを気化させる。ガスタービン吸気冷却器は、LNG気化器から流出した水(冷却水)と空気とを熱交換させることによって空気を冷却する。ガスタービン吸気冷却水循環系路は、LNG気化器及びガスタービン吸気冷却器を接続している。水は、ガスタービン吸気冷却水循環系路を循環することにより、LNG気化器及びガスタービン吸気冷却器をこの順に流れる。ガスタービン吸気冷却水循環ポンプは、ガスタービン吸気冷却水循環系路のうちガスタービン吸気冷却器の下流側の部位に設けられている。ガスタービン発電装置は、冷却器から流出した空気を圧縮するガスタービン圧縮機と、ガスタービン圧縮機から吐出された空気と天然ガス(NG)の燃焼ガスとの混合ガスにより駆動されるガスタービンと、ガスタービンに接続された発電機と、を有している。この設備では、LNG気化器において水がLNGから回収した冷熱により、ガスタービン発電装置のガスタービン圧縮機に供給される空気が冷却されている。 For example, Patent Document 1 includes an LNG vaporizer, a gas turbine intake cooler, a gas turbine intake cooling water circulation system path, a gas turbine intake cooling water circulation pump, and a gas turbine power generation device. The equipment is disclosed. The LNG vaporizer includes a heat transfer tube for flowing LNG. In this LNG vaporizer, LNG is vaporized by exchanging heat between LNG flowing in the heat transfer tube and water in contact with the surface of the heat transfer tube. The gas turbine intake cooler cools the air by exchanging heat between the water (cooling water) flowing out from the LNG vaporizer and the air. The gas turbine intake cooling water circulation system path connects the LNG vaporizer and the gas turbine intake cooling system. Water flows through the LNG vaporizer and the gas turbine intake cooler in this order by circulating in the gas turbine intake cooling water circulation system path. The gas turbine intake cooling water circulation pump is provided in a portion of the gas turbine intake cooling water circulation system path on the downstream side of the gas turbine intake cooler. The gas turbine power generator includes a gas turbine compressor that compresses the air flowing out of the cooler, and a gas turbine that is driven by a mixed gas of the air discharged from the gas turbine compressor and the combustion gas of natural gas (NG). It has a generator, which is connected to a gas turbine. In this facility, the air supplied to the gas turbine compressor of the gas turbine power generator is cooled by the cold heat recovered from the LNG by the water in the LNG vaporizer.
特許文献1に記載されるLNG焚きコンバインドサイクル発電設備の気化器では、LNGが流れる伝熱管の表面に着氷が生じる場合がある。 In the vaporizer of the LNG-fired combined cycle power generation facility described in Patent Document 1, icing may occur on the surface of the heat transfer tube through which LNG flows.
本発明の目的は、気化器における着氷の発生を抑制することが可能な天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム及び天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法を提供することである。 An object of the present invention is to provide a natural gas-fired combined cycle power generation system and a natural gas-fired combined cycle power generation method capable of suppressing the occurrence of icing in a vaporizer.
本発明は、液化天然ガスを気化させるための気化器において前記液化天然ガスから回収した冷熱を、ガスタービン及び前記ガスタービンに接続されたガスタービン発電機を有するガスタービンコンバインド発電装置に供給される空気の冷却に利用する天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法であって、水で前記液化天然ガスを加熱することによって当該液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる気化工程と、前記気化工程で水が前記液化天然ガスから回収した冷熱により、前記ガスタービンコンバインド発電装置に供給される空気を冷却器において冷却する冷却工程と、前記気化工程において得られた天然ガスと前記冷却器から流出した水の一部とを加温部において熱交換させることによって前記天然ガスを加温する工程と、を備え、前記気化工程では、前記気化器内において、前記冷却工程で空気を冷却することにより水が空気から回収した熱を水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体に供給することによって当該中間媒体の少なくとも一部を蒸発させることと、前記中間媒体で前記液化天然ガスを加熱することにより当該液化天然ガスの少なくとも一部を気化させることと、が行われ、前記冷却器から流出した水の他部を、前記加温部を通過させることなく前記気化器に流入させる、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法を提供する。 According to the present invention, cold heat recovered from the liquefied natural gas in a vaporizer for vaporizing the liquefied natural gas is supplied to a gas turbine and a gas turbine combined power generation device having a gas turbine generator connected to the gas turbine. A natural gas-fired combined cycle power generation method used for cooling air, in which the vaporization step of heating at least a part of the liquefied natural gas with water and the water in the vaporization step are described. A cooling step in which the air supplied to the gas turbine combined power generator is cooled in the cooler by the cold heat recovered from the liquefied natural gas, and a part of the natural gas obtained in the vaporization step and the water flowing out from the cooler. The natural gas is heated by exchanging heat in the heating unit, and in the vaporization step, water is recovered from the air by cooling the air in the cooling step in the vaporizer. By supplying the generated heat to an intermediate medium having a freezing point lower than the freezing point of water to evaporate at least a part of the intermediate medium, and by heating the liquefied natural gas with the intermediate medium, the liquefied natural gas Provided is a natural gas-fired combined cycle power generation method in which at least a part of water is vaporized and another part of water flowing out of the cooler is allowed to flow into the vaporizer without passing through the heating part. To do.
本天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法の気化工程では、気化器内において、水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体(プロパン等)を介して液化天然ガスの気化が行われるので、気化器における着氷の発生が抑制される。 In the vaporization step of this natural gas-fired combined cycle power generation method, the liquefied natural gas is vaporized in the vaporizer via an intermediate medium (propane or the like) having a freezing point lower than the freezing point of water. The generation of ice is suppressed.
前記加温部で前記天然ガスと熱交換した前記水の一部を、前記水の他部に合流させて前記気化器に流入させてもよい。 A part of the water that has exchanged heat with the natural gas in the heating portion may be merged with the other portion of the water and flowed into the vaporizer.
以上のように、本発明によれば、気化器における着氷の発生を抑制することが可能な天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム及び天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法を提供することができる。 As described above, according to the present invention, it is possible to provide a natural gas-fired combined cycle power generation system and a natural gas-fired combined cycle power generation method capable of suppressing the occurrence of icing in a vaporizer.
本発明の好ましい実施形態について、以下、図面を参照しながら説明する。 A preferred embodiment of the present invention will be described below with reference to the drawings.
(第1実施形態)
本発明の第1実施形態の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム1について、図1及び図2を参照しながら説明する。本天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム1は、液化天然ガス(LNG)を気化させるための気化器10において水を介して液化天然ガスから回収した冷熱を、ガスタービンコンバインド発電装置50に供給する空気の冷却に利用しつつ、ガスタービンコンバインド発電装置50で発電する発電システムである。具体的に、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム1は、気化器10と、冷却器20と、循環流路30と、ポンプ40と、ガスタービンコンバインド発電装置50と、を備えている。循環流路30は、気化器10及び冷却器20をこの順に接続している。
(First Embodiment)
The natural gas-fired combined cycle power generation system 1 of the first embodiment of the present invention will be described with reference to FIGS. 1 and 2. In the natural gas-fired combined cycle power generation system 1, the cold heat recovered from the liquefied natural gas via water in the
気化器10は、水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体(プロパン等)を介して水と液化天然ガスとを熱交換させることによって液化天然ガスを気化させる中間媒体式気化器(IFV)である。つまり、この気化器10では、ブライン等ではなく水によって中間媒体が加熱され、その中間媒体によって液化天然ガスが加熱される。この気化器10の詳細については、後述する。
The
冷却器20は、気化器10から流出した水と空気とを熱交換させることによって当該空気を冷却する。
The
ポンプ40は、循環流路30のうち気化器10の下流側の部位に設けられている。ポンプ40は、気化器10から流出した水(冷却水)を冷却器20に送る。本実施形態では、循環流路30のうち冷却器20の下流側の部位にも、ポンプ41が設けられている。このポンプ41は、冷却器20から流出した水(温水)を気化器10に送る。また、循環流路30のうち気化器10とポンプ40との間の部位には、冷熱を貯留する機能を有する冷熱貯留タンク42が設けられてもよい。同様に、循環流路30のうち冷却器20とポンプ41との間の部位には、温熱を貯留する機能を有する温熱貯留タンク43が設けられてもよい。さらに、循環流路30のうち冷却器20と温熱貯留タンク43との間の部位には、熱源(海水等)によって水を加熱するバックアップ加温器44が設けられてもよい。
The
ガスタービンコンバインド発電装置50は、空気圧縮機51と、ガスタービン52と、排熱回収ボイラ53と、蒸気タービン54と、ガスタービン発電機55と、を含む。空気圧縮機51は、冷却器20から流出した空気を圧縮する。ガスタービン52は、空気圧縮機51から吐出された圧縮空気と、天然ガス(NG)の燃焼により生じた燃焼ガスと、の混合ガスにより駆動される。排熱回収ボイラ53は、ガスタービン52から排出された排ガスと水とを熱交換させることによって水を蒸発させる。蒸気タービン54は、排熱回収ボイラ53から流出した蒸気によって駆動される。ガスタービン発電機55は、ガスタービン52及び蒸気タービン54に接続されており、これらの回転により電力を生成する。
The gas turbine combined
天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム1は、循環流路30のうち冷却器20と気化器10との間の部位に設けられた加温器60をさらに有していてもよい。
The natural gas-fired combined cycle power generation system 1 may further have a warmer 60 provided at a portion of the
ここで、図2を参照しながら、気化器10及び加温器60について説明する。
Here, the
気化器10は、中間媒体蒸発部E1と、液化天然ガス気化部E2と、中間媒体蒸発部E1、液化天然ガス気化部E2及び中間媒体Mを収容可能なシェル11と、を有する。
The
中間媒体蒸発部E1は、液相の中間媒体Mと、冷却器20から流出した水(温水)とを熱交換させることによって中間媒体Mの少なくとも一部を蒸発させる。本実施形態では、中間媒体蒸発部E1は、伝熱管により構成されている。中間媒体蒸発部E1は、シェル11内の下部(シェル11内のうち液相の中間媒体Mに浸る位置)に配置されている。つまり、中間媒体蒸発部E1内を流れる水によって中間媒体蒸発部E1に接する中間媒体Mが加熱される。
The intermediate medium evaporation unit E1 evaporates at least a part of the intermediate medium M by exchanging heat between the liquid phase intermediate medium M and the water (warm water) flowing out of the
液化天然ガス気化部E2は、液化天然ガスと気相の中間媒体Mとを熱交換させることによって液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる。本実施形態では、液化天然ガス気化部E2は、U字状に形成された伝熱管により構成されている。液化天然ガス気化部E2は、シェル11内の上部(シェル11内のうち液相の中間媒体Mの表面よりも上方の領域)に配置されている。つまり、液化天然ガス気化部E2内を流れる液化天然ガスは、液化天然ガス気化部E2の表面に接する気相の中間媒体Mによって加熱される。
The liquefied natural gas vaporization unit E2 vaporizes at least a part of the liquefied natural gas by exchanging heat between the liquefied natural gas and the intermediate medium M of the gas phase. In the present embodiment, the liquefied natural gas vaporization unit E2 is composed of a U-shaped heat transfer tube. The liquefied natural gas vaporization unit E2 is arranged in the upper part of the shell 11 (the region in the
シェル11には、互いに仕切板14で仕切られた入口室12及び出口室13が接続されている。入口室12は、当該入口室12内と液化天然ガス気化部E2内とが連通するように液化天然ガス気化部E2の一端に接続されている。出口室13は、当該出口室13内と液化天然ガス気化部E2内とが連通するように液化天然ガス気化部E2の他端に接続されている。つまり、入口室12から液化天然ガス気化部E2内に流入した液化天然ガスは、液化天然ガス気化部E2を通過する過程で気相の中間媒体Mに加熱されることによってその少なくとも一部が気化し、出口室13に流入する。
An
また、シェル11には、水入口室15と、水出口室16と、が接続されている。水入口室15は、当該水入口室15内と中間媒体蒸発部E1内とが連通するようにシェル11の一方側に接続されている。水出口室16は、当該水出口室16内と中間媒体蒸発部E1内とが連通するようにシェル11の他方側に接続されている。つまり、水入口室15から中間媒体蒸発部E1内に流入した水は、中間媒体蒸発部E1を通過する過程で液相の中間媒体Mから冷熱を回収し、水出口室16を経由して循環流路30に流出する。
Further, the
加温器60は、循環流路30のうち気化器10の上流側の部位に設けられている。加温器60は、気化器10から流出した天然ガスを加熱する。加温器60は、加温部E3と、加温部E3を収容するケーシング61と、を有している。
The warmer 60 is provided in a portion of the
加温部E3は、液化天然ガス気化部E2から流出した天然ガスと冷却器20から流出した水とを熱交換させることによって前記天然ガスを加温する。本実施形態では、加温部E3は、U字状に形成された伝熱管により構成されている。 The heating unit E3 heats the natural gas by exchanging heat between the natural gas flowing out from the liquefied natural gas vaporizing unit E2 and the water flowing out from the cooler 20. In the present embodiment, the heating portion E3 is composed of a heat transfer tube formed in a U shape.
ケーシング61には、フランジ65を介して、互いに仕切板64で仕切られた入口室62及び出口室63が接続されている。なお、入口室62及び出口室63の構成は、シェル11に接続された入口室12及び出口室13の構成と同じである。気化器10の出口室13から流出した天然ガスは、入口室62に流入した後、加温部E3を通過する過程でケーシング61内の水によって加熱され、出口室63に流入する。フランジ65は、ケーシング61に対して着脱可能に接続されている。つまり、加温部E3、入口室62、出口室63及び仕切板64は、ケーシング61から取り外すことが可能である。
An
図1に示されるように、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム1は、熱量調整流路31を有している。熱量調整流路31は、循環流路30に接続されており、加温器60をバイパスする。このため、中間媒体蒸発部E1には、冷却器20から流出した後加温器60を通過した水と、熱量調整流路31を経由した水と、が流入する。
As shown in FIG. 1, the natural gas-fired combined cycle power generation system 1 has a heat quantity adjusting
以上に説明したように、本実施形態の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム1では、水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体(プロパン等)を介して水と液化天然ガスとの熱交換が行われるので、水と液化天然ガスとが直接熱交換を行う場合に比べ、中間媒体蒸発部E1での着氷の発生が抑制される。また、着氷トラブルを防止するために、冷熱媒体として高価なブライン水(エチレングリコール水等)を使用する必要もない。 As described above, in the natural gas-fired combined cycle power generation system 1 of the present embodiment, heat exchange between water and liquefied natural gas is performed via an intermediate medium (propane or the like) having a freezing point lower than that of water. Therefore, the occurrence of icing in the intermediate medium evaporation section E1 is suppressed as compared with the case where water and liquefied natural gas directly exchange heat. Further, in order to prevent icing trouble, it is not necessary to use expensive brine water (ethylene glycol water or the like) as a cooling medium.
また、気化器10の上流側に、冷却器20から流出した水によって天然ガスを加熱する加温器60が設けられている。このため、液化天然ガス気化部E2から流出した天然ガスを冷却器20から流出した水とは別の加熱媒体で加温する場合に比べ、簡単な構造で天然ガスが加熱される。
Further, a warmer 60 for heating the natural gas with the water flowing out from the cooler 20 is provided on the upstream side of the
また、加温器60では、加温部E3、入口室62、出口室63及び仕切板64がケーシング61から取り外すことが可能である。このため、加温部E3及びケーシング61内の清掃(洗浄)が容易になる。
Further, in the warmer 60, the heating portion E3, the
また、図3に示されるように、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム1は、冷却器バイパス流路32と、冷熱回収部45と、をさらに備えていてもよい。冷却器バイパス流路32は、循環流路30に接続されており、冷却器20をバイパスする。冷熱回収部45は、気化器10から流出した水の冷熱を回収する。冷熱回収部45としては、室内やケーブルピットを冷却する冷却装置が挙げられる。この態様では、冷却器20での空気の冷却に必要な冷熱の余剰分が、冷熱回収部45で有効に回収される。
Further, as shown in FIG. 3, the natural gas-fired combined cycle power generation system 1 may further include a cooler
(第2実施形態)
次に、図4及び図5を参照しながら、本発明の第2実施形態の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム1について説明する。なお、第2実施形態では、第1実施形態と異なる部分についてのみ説明を行い、第1実施形態と同じ構造、作用及び効果の説明は省略する。
(Second Embodiment)
Next, the natural gas-fired combined cycle power generation system 1 of the second embodiment of the present invention will be described with reference to FIGS. 4 and 5. In the second embodiment, only the parts different from the first embodiment will be described, and the description of the same structure, action and effect as in the first embodiment will be omitted.
本実施形態の天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム1は、直接膨張タービン80と、膨張タービン発電機90と、加温部バイパス流路33と、追加加温部E4と、をさらに備えている。
The natural gas-fired combined cycle power generation system 1 of the present embodiment further includes a
直接膨張タービン80は、加温部E3から流出した天然ガスにより駆動される。膨張タービン発電機90は、直接膨張タービン80に接続されている。
The
加温部バイパス流路33は、循環流路30に接続されており加温部E3をバイパスする。
The heating section
追加加温部E4は、加温部バイパス流路33に設けられている。追加加温部E4は、加温部バイパス流路33を流れる水と直接膨張タービン80から流出した天然ガスとを熱交換させることによって当該天然ガスを加温する。追加加温部E4は、U字状に形成された伝熱管により構成されている。本実施形態では、追加加温部E4は、ケーシング61に収容されている。換言すれば、本実施形態のケーシング61は、加温部E3及び追加加温部E4をまとめて収容可能な形状を有している。このケーシング61には、フランジ75を介して、互いに仕切板74で仕切られた入口室72及び出口室73がさらに接続されている。入口室72及び出口室73は、追加加温部E4内と連通している。直接膨張タービン80から流出した天然ガスは、入口室72に流入した後、追加加温部E4を通過する過程で加温部バイパス流路33を介してケーシング61内に流入した水によって加熱され、出口室73に流入する。この追加加温部E4も、入口室72、出口室73及び仕切板74とともにケーシング61から取り外すことが可能である。このため、追加加温部E4の清掃(洗浄)も容易になる。
The additional heating unit E4 is provided in the heating unit
また、本実施形態では、加温部E3から流出した天然ガスの有するエネルギーが膨張タービン発電機90において電力として回収されるので、システム全体としての発電量が増加する。
Further, in the present embodiment, the energy of the natural gas flowing out from the heating unit E3 is recovered as electric power in the
また、直接膨張タービン80から流出した天然ガスを加熱するための専用の加熱媒体ではなく、冷却器20から流出した水によって直接膨張タービン80を通過することにより低下した天然ガスの温度を上昇させることができる。具体的に、天然ガスが直接膨張タービン80を通過することにより当該天然ガスの温度は低下するものの、冷却器20から流出した水の熱量の一部が加温部E3に投入される代わりに加温部バイパス流路33を通じて追加加温部E4に投入されるので、直接膨張タービン80から流出した天然ガスが有効に昇温する。なお、追加加温部E4での天然ガスの加温後においても、水は十分な熱量を有しているので、その水によって中間媒体蒸発部E1において中間媒体Mが有効に加温される。
Further, the temperature of the natural gas lowered by passing directly through the
なお、今回開示された実施形態は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した実施形態の説明ではなく特許請求の範囲によって示され、さらに特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれる。 It should be noted that the embodiments disclosed this time are exemplary in all respects and are not considered to be restrictive. The scope of the present invention is shown by the scope of claims rather than the description of the above-described embodiment, and further includes all modifications within the meaning and scope equivalent to the scope of claims.
例えば、加温部E3及び追加加温部E4は、それぞれ異なるケーシングに収容されてもよい。この場合においても、追加加温部E4から流出した水は、中間媒体蒸発部E1に供給されることが好ましい。 For example, the heating unit E3 and the additional heating unit E4 may be housed in different casings. Also in this case, it is preferable that the water flowing out from the additional heating unit E4 is supplied to the intermediate medium evaporation unit E1.
1 天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム
10 気化器
20 冷却器
30 循環流路
32 冷却器バイパス流路
33 加温器バイパス流路
40 ポンプ
45 冷熱回収部
50 ガスタービンコンバインド発電装置
52 ガスタービン
54 蒸気タービン
55 ガスタービン発電機
60 加温器
70 加温器
80 膨張タービン
E1 中間媒体蒸発部
E2 液化天然ガス気化部
E3 加温部
E4 追加加温部
M 中間媒体
1 Natural gas-fired combined cycle
Claims (2)
水で前記液化天然ガスを加熱することによって当該液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる気化工程と、
前記気化工程で水が前記液化天然ガスから回収した冷熱により、前記ガスタービンコンバインド発電装置に供給される空気を冷却器において冷却する冷却工程と、
前記気化工程において得られた天然ガスと前記冷却器から流出した水の一部とを加温部において熱交換させることによって前記天然ガスを加温する工程と、を備え、
前記気化工程では、前記気化器内において、前記冷却工程で空気を冷却することにより水が空気から回収した熱を水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体に供給することによって当該中間媒体の少なくとも一部を蒸発させることと、前記中間媒体で前記液化天然ガスを加熱することにより当該液化天然ガスの少なくとも一部を気化させることと、が行われ、
前記冷却器から流出した水の他部を、前記加温部を通過させることなく前記気化器に流入させる、天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法。 The cold heat recovered from the liquefied natural gas in the vaporizer for vaporizing the liquefied natural gas is used to cool the air supplied to the gas turbine and the gas turbine combined power generator having the gas turbine generator connected to the gas turbine. It is a natural gas-fired combined cycle power generation method to be used.
A vaporization step of vaporizing at least a part of the liquefied natural gas by heating the liquefied natural gas with water.
A cooling step in which the air supplied to the gas turbine combined power generator is cooled in the cooler by the cold heat recovered from the liquefied natural gas in the vaporization step.
A step of heating the natural gas by exchanging heat between the natural gas obtained in the vaporization step and a part of the water flowing out of the cooler in a heating section is provided.
In the vaporization step, at least of the intermediate medium is supplied to an intermediate medium having a freezing point lower than the freezing point of water in the vaporizer by supplying the heat recovered from the air by cooling the air in the cooling step. A part of the liquefied natural gas is vaporized and at least a part of the liquefied natural gas is vaporized by heating the liquefied natural gas with the intermediate medium.
A natural gas-fired combined cycle power generation method in which another part of water flowing out of the cooler is allowed to flow into the vaporizer without passing through the heating part.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2020171652A JP6913808B2 (en) | 2017-01-27 | 2020-10-12 | Natural gas-fired combined cycle power generation method |
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2017012868A JP6779146B2 (en) | 2017-01-27 | 2017-01-27 | Natural gas-fired combined cycle power generation system and natural gas-fired combined cycle power generation method |
JP2020171652A JP6913808B2 (en) | 2017-01-27 | 2020-10-12 | Natural gas-fired combined cycle power generation method |
Related Parent Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2017012868A Division JP6779146B2 (en) | 2017-01-27 | 2017-01-27 | Natural gas-fired combined cycle power generation system and natural gas-fired combined cycle power generation method |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2021006719A true JP2021006719A (en) | 2021-01-21 |
JP6913808B2 JP6913808B2 (en) | 2021-08-04 |
Family
ID=74165106
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2020171652A Active JP6913808B2 (en) | 2017-01-27 | 2020-10-12 | Natural gas-fired combined cycle power generation method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP6913808B2 (en) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS51148134A (en) * | 1975-06-16 | 1976-12-20 | Hitachi Ltd | Temperature control device for hot water used for atomization of lique fied gas fuel |
JPH06231001A (en) * | 1993-02-01 | 1994-08-19 | Nec Corp | Symbol name input device |
JPH0914587A (en) * | 1995-06-23 | 1997-01-17 | Chubu Electric Power Co Inc | Fuel lng vaporizing device for natural gas burning gas turbine combined cycle electric power plant |
JP2007040286A (en) * | 2005-07-30 | 2007-02-15 | Yoshihide Nakamura | Gas turbine plant |
US20130139543A1 (en) * | 2011-10-22 | 2013-06-06 | Larry L. Baxter | Systems and methods for integrated energy storage and cryogenic carbon capture |
-
2020
- 2020-10-12 JP JP2020171652A patent/JP6913808B2/en active Active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS51148134A (en) * | 1975-06-16 | 1976-12-20 | Hitachi Ltd | Temperature control device for hot water used for atomization of lique fied gas fuel |
JPH06231001A (en) * | 1993-02-01 | 1994-08-19 | Nec Corp | Symbol name input device |
JPH0914587A (en) * | 1995-06-23 | 1997-01-17 | Chubu Electric Power Co Inc | Fuel lng vaporizing device for natural gas burning gas turbine combined cycle electric power plant |
JP2007040286A (en) * | 2005-07-30 | 2007-02-15 | Yoshihide Nakamura | Gas turbine plant |
US20130139543A1 (en) * | 2011-10-22 | 2013-06-06 | Larry L. Baxter | Systems and methods for integrated energy storage and cryogenic carbon capture |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP6913808B2 (en) | 2021-08-04 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP6779146B2 (en) | Natural gas-fired combined cycle power generation system and natural gas-fired combined cycle power generation method | |
US11300010B2 (en) | Cooling equipment, combined cycle plant comprising same, and cooling method | |
JPH10288047A (en) | Liquefied natural gas evaporating power generating device | |
JP2015155689A (en) | Liquefied gas cold utilization system and liquefied gas cold utilization method | |
JP6913808B2 (en) | Natural gas-fired combined cycle power generation method | |
CN105972673B (en) | A kind of relaying energy site type great temperature difference heat supply system and method | |
WO2021002231A1 (en) | Liquefied natural gas vaporizer and cold water supply method | |
JP2005291094A (en) | Power plant facility using liquefied gas vaporizing device | |
JP6366411B2 (en) | Liquefied natural gas cold energy facility | |
KR101847019B1 (en) | Floating vessel including device of heat exchange of medium and method of heat exchange of medium of the floating vessel | |
WO2022216519A1 (en) | Bottoming cycle power system | |
CA3098832C (en) | Electric power generating system | |
JP7011516B2 (en) | Liquefied natural gas vaporization system | |
CN208040471U (en) | The heated type refrigeration and generation circulatory system | |
JP5269006B2 (en) | Power generator that reuses liquid air | |
JP2021021433A (en) | Liquefied gas vaporizer | |
US10001025B2 (en) | Combined electricity, heat, and chill generation for a Rankine engine | |
CN108343484A (en) | The heated type refrigeration and generation circulatory system | |
KR100542806B1 (en) | Combination Energy System of Heat Pump and Brown Gas | |
CN111699302A (en) | Method, apparatus and thermodynamic cycle for generating power from a variable temperature heat source | |
JPH08200017A (en) | Rankine cycle of thermal power plant | |
JP2013163993A (en) | Intake cooling system | |
KR200334105Y1 (en) | Combination Energy System of Heat Pump and Brown Gas | |
KR20100050449A (en) | The cooling system for engine of vehicle strengthened cooling capacity |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20201109 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20210629 |
|
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20210706 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20210712 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6913808 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |