JP4166822B2 - 液化天然ガス(lng)を燃料とする複合サイクル発電プラントおよびlngを燃料とするガスタービンプラント - Google Patents
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Description
本発明は複合サイクルプラント(ガスタービンプラント/蒸気タービンプラント)またはガスタービンプラントにおけるLNGの使用に関する。このLNGは再ガス化されて熱交換流体を冷却し、この熱交換流体はガスタービンの吸入空気を冷却して高密度化するのに用いられる。次いで、熱交換流体は1つまたはそれ以上の熱輸送ステップで用いられる。再ガス化されたLNGはガスタービンの燃料としても用いられ、選択任意には他の発電プラントおよび天然ガス分配システムに分配される。
背景技術および発明の簡単な要約
ガスタービンプラントに廃熱ボイラを設けるよう拡張し、ガスタービンプラントを蒸気タービンプラントと組み合わせることは実際、当該技術分野で行われていることである。ガスタービンおよび蒸気タービンはそれぞれ固有の発電機を駆動し、或いは共通のシャフトを介して単一の発電機を駆動する。複合サイクルプラントと称されるこれらの複合プラントは通常、50から52%のオーダーの非常に高い変換効率によって区別される。これらの高い効率はガスタービンを少なくとも1つの蒸気タービンプラントと協働せしめることにより得られる。ガスタービンの排気ガスは廃熱ボイラを通過し、蒸気タービンに供給するために必要な蒸気を生成するのにこれらの廃ガスの残存熱エネルギが用いられる。複合サイクルプラントにおいてLNGは燃焼エネルギ源として用いられる。
LNGは通常、特別な容器内に収容された極低温燃料として海外へ輸送される。受け取りターミナルにおいて、概ね大気圧かつ127℃(260°F)程度にあるこの極低温燃料を再ガス化し、周囲温度かつ適当に昇圧して、典型的には80気圧まで昇圧して分配システムに供給しなければならない。液体は要求される圧力まで汲み上げられ、加熱されて再ガス化されたときに残存天然ガスを圧縮する必要がないようにされる。
LNGの大きな冷熱を利用するために専ら受け取りターミナルにおける様々な提案がなされ、様々な装置が構成されてきているが、冷熱は捨てられ、LNGは大流量の海水によりただ単に加熱され、これは氷が生成されないように適用する必要がある。
空気分離プラントまたは同様な極低温装置において、或いは食品を冷凍貯蔵するために冷却ポテンシャルを用いるターミナルもある。電気エネルギを生成する発電サイクルにおいて低温のLNGをヒートシンクとして用いることも提案されている。可能性のあるサイクルもいくつか提案されており、すなわちLNGを加熱せしめる大きな温度差と、特有の加熱曲線とに基づく不具合を克服しようとするものである。しかしながら比較的簡単なサイクルであっても、利用可能な冷却ポテンシャルのわずかな一部しかを利用できないことが確認されている。効率を高めるための提案では、互いに異なる圧力レベル間で作動する多数のタービンを含むさらに複雑なサイクルが採用されている。
米国特許第3,978,663号明細書には吸入空気流れをLNGで冷却することによりガスタービンの効率を改善するプロセスが広く開示されている。しかしながらこのプロセスは冷媒を空気と混合して分離された水の氷点を低下せしめる必要がある。
米国特許第4,036,028号明細書にもLNGを用いてガスタービンの吸入空気を冷却することが開示されている。しかしながらこの場合も冷媒を空気と混合して分離された水が凍るのを阻止しなければならない。
米国特許第4,995,663号明細書には高圧の天然ガスと高圧高温の二酸化炭素とを用いてタービンを駆動するようにした発電システムが開示されている。ガスタービンの吸入空気を冷却するために吸入空気は天然ガスと直接的に熱交換するよう配置される。
本願出願人の親出願における発明は特に周囲温度が15.5℃(60°F)よりも高いときに複合サイクルプラントの出力を最大で9%、かつプラントの効率を最大で約2%改良するシステムおよびプロセスを具現化している。LNG燃料供給システムは複合サイクルプラントと組み合わされて使用されている。主熱交換流体はLNG燃料供給システム内において2つのステップにより冷却され、次いでガスタービンプロセスにおいてガスタービンの吸入空気を冷却して高密度化するのに用いられる。主熱交換流体は蒸気タービンプロセスにおいても蒸気タービンからの廃蒸気を凝縮するのに用いられる。さらに、主熱交換流体はLNG燃料供給システムに戻されてこのLNG燃料供給システムにおいて再冷却される。主熱交換流体は吸入空気を冷却して高密度化すると共に蒸気タービンから排出された蒸気を凝縮しつつ、さらにLNG燃料供給システム内において再冷却されるときにも閉ループ内を流通する。
本願は本願出願人の親出願と同様に出力を9%、効率を2%それぞれ改良しつつ、この親出願に開示される発明の更なる2つの変更可能な実施態様を開示する。本願はLNGの熱エネルギの効果的な使用を具現化する。熱交換流体はLNG燃料供給システム内において単一のステップで冷却されるが、この初めに冷却された熱交換流体はガスタービンの吸入空気を冷却して高密度化するのに用いられる。この熱交換流体は次いで、戻されて膨張するLNGにより再冷却される前に発電プロセスの少なくとも1つの別の熱交換ステップにおいて用いられる。本発明の一実施態様において、熱交換流体は吸入空気を冷却して高密度化した後に、蒸気タービンプラントに付設された凝縮器を介し流れ、次いで再冷却される。本発明の他の実施態様において、熱交換流体は吸入空気を冷却して高密度化した後に、熱回収式熱交換器を介し流れ、次いで再冷却される。
さらに特に本発明の一実施態様において、水/グリコール混合物からなる熱交換流体はLNG燃料供給システム内の再ガス化器/冷却器(熱交換器)を介し流れる。この熱交換流体は次いでガスタービン内の熱交換器を介し流れる。ガス化されたLNGが燃料として供給されるガスタービンプラントは発電機を駆動する。ガスタービンプラントは吸気ダクトと、熱交換器と、水分離器と、エアコンプレッサと、燃焼器と、ガスタービンと、排気ポートとを有する。熱交換器は吸気ダクト内に配置される。熱交換流体はこの熱交換器を介し流れ、吸入空気流れを冷却して高密度化するために冷却された冷凍流を供給する。吸入空気は次いでエアコンプレッサ内に流入する。
廃熱ボイラはガスタービンの排気ポートの下流に、かつこの排気ポートと連通するよう配置される。ガスタービンからの排気物はボイラを介し流れる蒸気を高圧蒸気に変換する。
蒸気タービンプラントは蒸気タービンと、廃蒸気を凝縮する凝縮器とを具備する。ボイラからの高圧蒸気は蒸気タービンを駆動するのに用いられる。タービンからの廃蒸気は凝縮器内に流入する。熱交換流体は凝縮器を介し流通して廃蒸気を凝縮する。熱交換流体は次いでLNG燃料供給システム内の再ガス化器/冷却器に戻ってこの再ガス化器/冷却器内を介し流れる。
本発明の他の実施態様において、水/グリコール混合物からなる熱交換流体はLNG燃料供給システム内の再ガス化器/冷却器(熱交換器)を介し流れる。LNGは熱交換流体を冷却し、この熱交換流体は次いでガスタービンプラント内の熱交換器を介し流れる。ガス化されたLNGが燃料として供給されるガスタービンプラントは発電機を駆動する。ガスタービンプラントは吸気ダクトと、熱交換器と、水分離器と、エアコンプレッサと、燃焼器と、ガスタービンと、排気ポートとを有する。熱交換器は吸気ダクト内に配置される。主熱交換流体はこの熱交換器を介し流れ、エアコンプレッサへの吸入空気流れを冷却して高密度化するために冷却された冷凍流を供給する。
熱回収式熱交換器はガスタービンの排気ポートの下流に、かつこの排気ポートと連通するよう配置される。熱交換流体は熱回収式熱交換器を介し流れる。熱交換流体は次いで熱回収式熱交換器LNG燃料供給システム内の再ガス化器/冷却器に戻ってこの再ガス化器/冷却器を介し流れる。
【図面の簡単な説明】
図1は本発明を具現化する一システムのプロセスフロー線図、
図2は本発明を具現化する別のシステムのプロセスフロー線図、
図3は図1または図2のシステムのための改良型再ガス化器/冷却器を示す図である。
好ましい実施態様の説明
図1を参照すると、本発明の一実施態様のシステムは液化天然ガス(LNG)燃料供給システム10と複合サイクル発電部署とを具備し、この複合サイクル発電部署はガスタービンプラント20と、蒸気タービンプラント40と、これら2つのプラント間に介在せしめられた廃熱ボイラ36とを具備する。なお、熱交換流体のための循環ポンプは図示していない。
LNG燃料供給システム10は供給タンク12とポンプ14と再ガス化器/冷却器(熱交換器)16とを具備する。
再ガス化器/冷却器16からの天然ガスはガスタービンプラント20と、他の発電プラントおよび/または天然ガス分配システムとに流入する。ガスタービンプラントは吸気ダクト22と、この吸気ダクト22内に受容された熱交換器24と、エアコンプレッサ28の上流に配置された下流型水およびパティキュレートフィルタ26とを具備する。
LNG燃料供給システム10内の再ガス化器/冷却器16からの水は熱交換器24を介して流れる。吸入空気は熱交換器24を横切って流れ、冷却されて高密度化される。冷却されかつ高密度化された空気はエアコンプレッサ28内に流入する。
燃焼器30はエアコンプレッサ28からの吸入空気を受け取り、この吸入空気を再ガス化器/冷却器16からの天然ガスと混合して高温の燃焼ガスをガスタービン32に輸送する。
この燃焼ガスはガスタービン32と付設された発電機34とを駆動する。好ましくは、エアコンプレッサ28、ガスタービン32、および発電機34は同一の駆動シャフト上に取り付けられる。
ガスタービン32からの排気ガスは廃熱ボイラ36内に流入する。この廃熱ボイラ36では、コイル38を介し流通する水が高圧蒸気に変換せしめられる。
蒸気タービンプラント40は発電機44が付設された蒸気タービン42を具備し、好ましくはこれら蒸気タービン42および発電機44は同一の駆動シャフト上に取り付けられる。変更可能には、大型の単一の発電機をガスタービンおよび蒸気タービンに対し共通のシャフト上に取り付けることもできる。蒸気タービン42の下流には凝縮器46が設けられ、この凝縮器46を介し熱交換流体が流通する。LNG燃料供給システムが非接続状態にあり或いは要求される冷却負荷に対し不十分の場合には、補助凝縮器48設けられる。凝縮器46は蒸気タービン42からの流出物(廃蒸気)を凝縮し、この流出物は廃熱ボイラ36に戻されて再利用される。熱交換流体はバッファタンク50を介して再ガス化器/冷却器16に戻る。
熱交換流体(温水)は「フライホイール」として作用するバッファタンク50内に流入し、このバッファタンク50から熱交換流体が再ガス化器/冷却器16に汲み上げられる。バッファタンク50内の流体を約35℃(95°F)のような「程度の低い」熱が要求されるあらゆる別の場所で用いることもできる。要求される熱を提供するのに十分温かい状態に流体を維持するために、複合サイクルプラントからの熱を利用できないときには予備ヒータ(図示しない)を用いることもできる。
LNG再ガス化器の非作動時には、凝縮負荷全体を処理するのに十分な冷却水を外部から提供することによって複合サイクルプラントをLNG再ガス化器から独立して作動させることができる。プラントの非作動時には循環水を加熱するための外部予備ヒータを設けることによってLNG再ガス化器をプラントから独立して作動させることができる。
図2を参照すると、本発明の別の実施態様のシステムが示される。このシステムは液化天然ガス(LNG)燃料供給システム100と、ガスタービンプラント120と、これらガスタービンプラント120とLNG燃料供給システム100間に介在せしめられた熱回収式熱交換器136とを具備する。なお、熱交換流体のための循環ポンプは図示していない。
LNG燃料供給システム100は供給タンク112とポンプ114と再ガス化器/冷却器(熱交換器)116とを具備する。
再ガス化器/冷却器116からの天然ガスはガスタービンプラント120と、他の発電プラントおよび/または天然ガス分配システムとに流入する。ガスタービンプラントは吸気ダクト122と、この吸気ダクト122内に受容された熱交換器124と、エアコンプレッサ128の上流に配置された下流型水およびパティキュレートフィルタ126とを具備する。
LNG燃料供給システム100内のの再ガス化器/冷却器116からの水は熱交換器124を介して流れる。吸入空気は熱交換器124を横切って流れると共に冷却されて高密度化される。冷却されかつ高密度化された空気はエアコンプレッサ128内に流入する。
燃焼器130はエアコンプレッサ128からの吸入空気を受け取り、この吸入空気を再ガス化器/冷却器116からの天然ガスと混合して高温の燃焼ガスをガスタービン132に輸送する。
この燃焼ガスはガスタービン132と付設された発電機134とを駆動する。好ましくは、エアコンプレッサ128、ガスタービン132、および発電機134は同一の駆動シャフト上に取り付けられる。
ガスタービン132からの排気ガスは熱回収式熱交換器136を介し流れる。熱交換流体は熱交換器124からコイル138を介し流れ、次いでバッファタンク150を介し再ガス化器/冷却器116内に流入する。
熱交換流体(温水)は「フライホイール」として作用するバッファタンク150内に流入し、このバッファタンク150から熱交換流体が再ガス化器/冷却器116に汲み上げられる。バッファタンク150内の流体を約35℃(95°F)またはそれよりも低い温度のような「程度の低い」熱が要求されるあらゆる別の場所で用いることもできる。要求される熱を提供するのに十分温かい状態に流体を維持するために、熱回収式熱交換器の熱を利用できないときには予備ヒータ(図示しない)を用いることもできる。
図3を参照すると、図1および図2に示されるシステムの変更可能な実施態様において、熱交換流体側における着氷状態に対し再ガス化器/冷却器16(116)が改良されている。これは、熱交換流体として水/グリコール混合物ではなく水が用いられるときに特に好ましい。具体的には、バッファタンク50(150)から約35℃(95°F)で流出する温かい流体は熱交換器160を介し流れて約1.7℃(35°F)まで冷却され、次いで吸気ダクト22(122)を介し流れる。水/グリコール混合物はポンプ162により熱交換器160および再ガス化器/冷却器16(116)を介し閉ループで流通せしめられて温かい流体を冷却する。供給タンク12(112)からの再ガス化されたLNGは再ガス化器/冷却器16(116)を介し約7.2℃(45°F)で燃焼器30(130)内に流入する。
本発明の両実施態様において熱交換流体は閉ループ内で流通する。
LNG燃料供給システム内において純水が凍る可能性をなくすために、熱交換流体は好ましくは水/グリコール混合物からなる。水/グリコール比は4:1から1:1の間で変更することができる。
LNGを再ガス化するのに用いられる熱交換流体はLNGにより低温、例えば1.7℃(35°F)まで冷却され、ガスタービンプラントに戻されてタービン燃焼空気を予冷却する。16℃(60°F)から38℃(100°F)までの温度範囲の周囲空気が吸気ダクト内に流入すると図1および図2に示すシステムのエネルギ収支および物質収支が制御されて吸気温が約4.4℃(40°F)から16℃(60°F)の間にまで低下せしめられる。
LNG再ガス化システム内の再ガス化器/冷却器(熱交換器)は交流型からなり、最小アプローチ温度は13.9℃(25°F)に定められている。冷端における壁温は0℃(32°F)よりもいくらか低く、氷の薄い層によって氷の外側の温度を0℃(32°F)まで上昇させるのに十分なほど輸送効率が低減せしめられる。
水/グリコールを用いた場合、LNG再ガス化器/冷却器のための流体流れの温度は以下の通りである。
流入側水/グリコール 35℃(95°F)
流出側水/グリコール 1.7℃(35°F)
流入側LNG −162℃(−260°F)
流出側天然ガス 7.2℃(45°F)
水を用いた場合、LNG再ガス化器/冷却器のための流体流れの温度は以下の通りである。
流入側水 35℃(95°F)
流出側水 1.7℃(35°F)
流入側LNG −162℃(−260°F)
流出側天然ガス 7.2℃(45°F)
再ガス化器/冷却器から流出する熱交換流体の温度は流出側流れにおける制御弁(図示しない)を調節して利用可能な冷凍作用が低下するにつれてすなわちLNGの流速が低下するにつれて流体の流速が低減するようにすることにより制御される。
再ガス化器/冷却器で冷却される熱交換流体は主として、ガスタービンの燃焼空気を予冷却するために用いられる。冷却された熱交換流体を、様々なプラントの冷却に用いることもでき、このプラントにはバッファタンク150内の流体を「程度の低い」冷凍、例えば35℃(95°F)またはそれよりも高い温度、が要求されるあらゆる別の場所が含まれる。
LNG燃料供給システムはプラントの冷却および内部冷却のために多量の冷熱を提供することができる。これに対し、プラントはプラントの性能を低下させることなくLNG燃料供給システムに多量の熱を提供することができる。プラントとLNG燃料供給システム間を循環する熱交換流体によってこのことが可能となる。
これまでの記載は本発明の特定の実施態様に限定されたものである。しかしながら本発明の一部またはすべての利点を維持しつつ本発明を変更または改良することができることは明らかである。したがって添付した請求の範囲の目的とするところは本発明の真の精神および範囲内にあるこのようなすべての変更および改良を包含することである。
Claims (7)
- ガスタービンプラントの出力および効率を高める方法であって、
LNGを再ガス化器/冷却器内に流入せしめ、
熱交換流体を該再ガス化器/冷却器内に流入せしめて該LNGを再ガス化すると共に該熱交換流体を冷却し、
該再ガス化されたLNGをガスタービンプラントの燃焼器内に流入せしめ、
該冷却された熱交換流体を、エアコンプレッサのための吸入空気が流れる熱交換領域を介し流通せしめて該吸入空気を冷却すると共に高密度化し、
該冷却されかつ高密度化された空気をエアコンプレッサにおいて圧縮し、
再ガス化されたLNGを該圧縮された空気と燃焼器において混合して高温の燃焼ガスを形成し、
該高温の燃焼ガスをガスタービンに輸送して該ガスタービンを駆動し、
該ガスタービンから排気ガスを排出し、
熱交換領域からの熱交換流体を熱回収式熱交換器を介し流通せしめて該熱交換流体を暖め、
次いで再ガス化器/冷却器内のLNGと熱交換するように熱交換流体を配置するために、熱回収式熱交換器からの熱交換流体を再ガス化器/冷却器に戻るよう流通せしめ、
再ガス化器/冷却器内に流入し、熱交換領域を通り、熱交換領域から熱回収式熱交換器を通り、熱回収式熱交換器から再ガス化器/冷却器に戻るという熱交換流体の流れ全体を通じて熱交換流体が液相のままである、
方法。 - LNG複合サイクルプラントシステムであって、
LNG燃料供給システムであって、
LNG源と、
該LNG源と流体流れ可能に連通するLNGのための再ガス化器/冷却器とを具備したLNG燃料供給システムと、
ガスタービンプラントであって、
エアコンプレッサと、
該エアコンプレッサ上流の吸気ダクトと、
該吸気系と熱交換するように配置された熱交換器と、
ガスタービンと、
エアコンプレッサとガスタービン間に介在せしめられてガスタービンを駆動するエネルギを提供する燃焼器と、
ガスタービンに結合された発電機と、
ガスタービンから排気を排出せしめる手段と
を具備したガスタービンプラントと、
該ガスタービン下流の熱回収式熱交換器であって、
ガスタービンからの排気を該熱回収式熱交換器に導入する手段と、
液相の熱交換流体を、前記LNG複合サイクルプラントシステムを介し単一の連続流れ経路内を流通せしめる流通手段と、
を具備した熱回収式熱交換器と、
を具備し、該流通手段が、
熱交換流体を、再ガス化器/冷却器を介し流通せしめて該熱交換流体を冷却する手段と、
熱交換流体を該再ガス化器/冷却器から吸気ダクト内の熱交換器を介し流通せしめて吸気ダクトを介し流通した後にコンプレッサに流入する吸入空気を冷却すると共に高密度化する手段と、
熱交換流体を、熱交換器から熱回収式熱交換器を介し流通せしめて暖める手段と、
熱交換流体を該熱回収式熱交換器から再ガス化器/冷却器を介し流通せしめる手段と、
を具備したLNG複合サイクルプラントシステム。 - ガスタービンプラントの出力および効率を高める方法であって、
LNGを再ガス化器/冷却器内に流入せしめ、
熱交換流体を該再ガス化器/冷却器内に流入せしめて該LNGを再ガス化すると共に該熱交換流体を冷却し、前記熱交換流体が水/グリコール混合物からなり、
該再ガス化されたLNGをガスタービンプラント内の燃焼器まで流通せしめ、
該冷却された熱交換流体を、ガスタービンプラント内のエアコンプレッサのための吸入空気が流れる熱交換領域を介し流通せしめて該熱交換流体により該吸入空気を冷却すると共に高密度化し、
該冷却されかつ高密度化された空気を再ガス化されたLNGと燃焼器において混合して高温の燃焼ガスを形成し、
該高温の燃焼ガスをガスタービンプラント内のガスタービンまで流通せしめて該タービンを駆動し、
高温の排気ガスを、熱交換することなく直接、該ガスタービンから排出せしめて熱回収式熱交換器まで流通せしめ、
エアコンプレッサ上流の熱交換領域からの熱交換流体を該熱回収式熱交換器を介し流通せしめて該熱交換流体を暖め、
熱回収式熱交換器からの熱交換流体を再ガス化器/冷却器内まで流通せしめる方法。 - 前記熱交換流体を前記吸入空気と間接的に熱交換するように配置する請求項3に記載の方法。
- 前記再ガス化器/冷却器に流入する前記水/グリコール混合物の温度が約35℃(95°F)であり、該再ガス化器/冷却器から流出する該水/グリコール混合物の温度が約1.7℃(35°F)であり、該再ガス化器/冷却器から流出する再ガス化されたLNGの温度が約7.2℃(45°F)である請求項3に記載の方法。
- 前記ガスタービンプラントの出力を最大で9%改良する請求項3に記載の方法。
- 前記ガスタービンプラントの効率を最大で約2%高める請求項3に記載の方法。
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