JP4328191B2 - 昇圧設備を有する燃料ガスパイプライン施設、及び排熱回収コンプレッサの投資回収可能性を見積もるための投資回収計画支援システム - Google Patents

Description

本発明は、昇圧設備を有する燃料ガスパイプライン施設、及び排熱回収コンプレッサの投資回収可能性を見積もるための投資回収計画支援システムに関する。

天然ガスや石油のパイプラインには、パイプライン内を流れる流体の圧力低下を補充するため、およそ１００ｋｍごとに昇圧ステーションが設けられている。この昇圧ステーションでは、輸送対象の燃料ガスや石油等の流体を燃料としてガスタービンを駆動し、このガスタービンの駆動力により、輸送対象である流体を昇圧するコンプレッサ又はポンプを駆動している。

このような昇圧ステーションの状態監視を行うために、特許文献１には、パイプライン上に設置された、ガスタービンにより駆動されるコンプレッサを用いて輸送流体を昇圧する複数の昇圧ステーションをプライベートネットワークで接続し、最上流の昇圧ステーションがインターネットを介して遠隔監視センタに接続されることで、遠隔監視センタにおいて各昇圧ステーションの運転管理および状態管理を行える監視システムが開示されている。

ところで、このような昇圧ステーションで用いられるコンプレッサを駆動するためのガスタービンは、およそ３５％の熱効率を有しているが、ガスタービンを駆動した後の燃焼ガスは、排熱としてすべて放出されている。この排熱を有効利用することで、熱効率を上昇させることができれば、昇圧ステーションで利用されるガスタービンを駆動する燃料を削減することが可能である。

また、近年、二酸化炭素等の排出による地球温暖化が環境問題として取り上げられており、先進国においては、二酸化炭素の排出量を削減することが全世界的に要求されている。一方で、開発途上国においては、産業の発展のために今後も二酸化炭素の排出がやむを得ないこともあり、二酸化炭素等の温室効果ガスの排出枠を取引することが多数国間で計画されている。前記した昇圧ステーションにおける燃料の削減は、二酸化炭素排出量の削減につながり、削減された二酸化炭素量は排出枠として、多数国間で取引できる可能性がある。

しかしながら、前記した特許文献１に記載の監視システムでは、昇圧ステーションの状態監視をすることが目的であるため、ガスタービンの排熱利用は考えられていなかった。また、このような昇圧ステーションの燃料削減に伴い発生する排出枠を定量的に算出するシステムはこれまで見当たらなかった。

特開２００２−１８９５１７号公報（段落番号００２０〜００２５、図１）

本発明は、これらの背景のもとでなされたものであり、二酸化炭素の排出量削減に貢献する昇圧設備を有する燃料ガスパイプライン施設及び排熱回収コンプレッサの投資回収可能性を見積もるための投資回収計画支援システムを提供することを課題とする。

また、このような燃料パイプラインが敷設される地域は、周囲に水源が存在しないことが多く、昇圧ステーションで利用される水の確保が困難である。したがって、本発明が解決しようとする別の課題は、昇圧ステーションで利用される水の自給を可能とする燃料ガスパイプライン施設を提供することである。

本発明は、前記した課題を解決すべく、従来廃棄されていたガスタービンの燃焼ガスの熱を、排熱回収ボイラにより回収して、この回収したエネルギによりコンプレッサを駆動することで、コンプレッサの能力を高くした。このようにすることで、燃料ガスパイプラインから、コンプレッサに分流させる燃料が減少し、燃料ガスパイプラインの本来の目的である、燃料ガスの供給を効率良く行うことができる。また、このような排熱回収ボイラと、回収したエネルギにより駆動するコンプレッサ（排熱回収コンプレッサ）を、既設のコンプレッサに付設することで、既にある設備を生かしたまま、コンプレッサの能力を高くすることができる。

本発明でいうコンプレッサは、典型的には、燃料ガスパイプラインの途中でガスの圧力を昇圧する昇圧ステーションであるが、例えば、天然ガスをタンカーで輸送する前に液化する液化プラントにおけるコンプレッサに適用することもできる。

また、前記した別の課題を解決すべく、本発明は、水回収装置を用いて、ガスタービンから廃棄され、排熱回収ボイラで熱を吸収された燃焼ガス中に含まれる水蒸気を回収し、水の自給を可能とした。

また、排熱回収コンプレッサを貸与し、既設のコンプレッサの能力向上により得られる利益の一部を貸与料金として回収する事業を行うことにより、高効率のコンプレッサを普及させ、温室効果ガスの排出を全世界的に抑制することが可能になる。そのため、前記排熱回収コンプレッサには、燃料ガスの流量を測定するための瞬時流量モニタや積算流量モニタを設け、これらのモニタが測定した瞬時流量データ又は積算流量データを遠隔地へ通信手段で送信することで、燃料ガスの流量を管理し、事業の効率化を図ることが可能になる。

さらに、前記した事業のためには、投資回収の見込みが必要であるので、本発明では、排熱回収コンプレッサの付設によりコンプレッサの燃料消費率の向上から、得られる収入を計算し、投資回収可能性を見積もる投資回収計画支援システムを提供する。

本発明によれば、天然ガスパイプライン等の燃料ガスパイプラインにおいて、ガスコンプレッサの効率を向上できる。そのため、温暖化効果ガスである二酸化炭素の排出量を低減でき、環境保護にも貢献できる。また、二酸化炭素の排出量の低減分、又はガスコンプレッサの効率を向上したことにより、ＣＯ₂排出枠の認証を受け、このＣＯ₂排出枠を換金することで、利益を得ることができる。若しくは、託送量の増分を換金することで利益を得ることができる。

さらに、排ガス中に含まれる水蒸気を回収することが可能であるため、水源の確保が難しい地域であっても、昇圧ステーションの設置が容易になる。

次に、本発明の実施形態について適宜図面を参照しながら説明する。
（天然ガスパイプライン）
図１に示すように、燃料ガスパイプラインの一例である天然ガスパイプラインは、天然ガスの産出地域である天然ガス供給元ＰからパイプラインＰＬにより天然ガスの消費地域である天然ガス需用者Ａ，Ｂへ託送される。または、天然ガス需用者が海を越えた遠隔地である場合には、液化プラントＣにおいて天然ガスを冷却、圧縮することにより液化して体積を少なくした後、専用のＬＮＧ(Liquefied Natural Gas)タンカーに積載して輸送される。

パイプラインＰＬの途中には、所定間隔、例えば１００ｋｍごとに天然ガスの流れを良くするため、圧力を上げる昇圧ステーションＢＳ１〜ＢＳｎが適宜設けられている。
なお、本実施形態では、燃料ガスパイプラインの典型例として、天然ガスパイプラインを例示しているが、石油パイプラインの場合にも、同様の構成を有し、本発明を適用することが可能である。

（昇圧ステーション）
昇圧ステーションＢＳ１〜ＢＳｎ（以下、「ＢＳ」とする）は、図２に例示すように、主として吸気フィルタ１、空気圧縮機２、燃焼器３、ガスタービン４、第１コンプレッサ５及び排熱回収コンプレッサ１０を備えて構成されている。

吸気フィルタ１は、管１ａにより空気圧縮機２の空気導入側へ接続されている。空気圧縮機２はタービンの回転により空気を圧縮する圧縮機であり、その排出側が管２ａにより燃焼器３に接続されている。

燃焼器３には、パイプラインＰＬから分流した燃料ガスを導入する分流管３ａが接続されている。そして、空気圧縮機２から送られてきた圧縮空気を利用して分流管３ａから導入された燃料ガスを燃焼させる。燃焼器３の排出側は、ガスタービン４の流入側に管３ｂにより接続されている。

分流管３ａには、燃焼器３に入り込む燃料ガスの流量を測定する流量計６が設けられている。流量計６としては、例えば、瞬時流量を測定する瞬時流量モニタが適用できる。流量計６が検出した瞬時流量データは、常時管理端末７に送られ、管理端末７から通信線ＣＬを介して遠隔地の管理システムへ送信される。ここでは、管理端末７が請求の範囲にいう通信手段に相当する。なお、流量計６として、瞬時流量モニタではなく、積算流量を測定する積算流量モニタを利用することもできる。この場合、積算流量データを定期的又は不定期的に管理端末７へ送信すればよい。また、燃焼器３が複数の燃焼器からなるときは、それぞれの燃焼器の前段階に流量計を設けて、それらが測定した流量の和をとっても良いし、分流管３ａのうち、複数の燃焼器に分流する前の部分に一つ流量モニタを設けるようにすることもできる。

また、分流管３ａには、燃料ガスの成分を分析する成分分析器８が設けられている。これは、燃料ガスの削減分から、ＣＯ₂の排出枠を計算するため、燃料ガス中の炭素割合を求めるのに使用される。成分分析器８は、定期的又は不定期的に成分分析を行い、その分析結果は、前記管理端末７へ出力される。成分分析器８としては、ガスクロマトグラフィ等が使用できる。

また、ガスタービン４で燃焼した排ガスをサンプルとして、ＣＯ₂の濃度を直接測定するように、ガスタービン４より後段に成分分析器８を設けても良い。この場合は、燃料ガスの流量を測定する代わりに燃焼後の排ガス量を測定する。

ガスタービン４は、空気圧縮機２と軸４ａにより結合されており、燃焼ガスによるガスタービン４の回転トルクにより、空気圧縮機２を駆動している。また、ガスタービン４は、軸４ｂにより第１コンプレッサ５のロータとも接続されており、ガスタービン４の回転トルクにより、第１コンプレッサ５が駆動されるようになっている。なお、ガスタービン４は、一段式でも複数段式でもどちらでもよい。

以上説明した吸気フィルタ１、空気圧縮機２、燃焼器３、ガスタービン４、第１コンプレッサ５からなる部分であるガスコンプレッサ９が、従来からある昇圧ステーションである。なお、ガスコンプレッサ９は、既設のものであっても良いし、新たに建設するものであっても構わない。

ここで、ガスタービン４から排出された排ガスは、未だ５００〜６００℃程度の熱を有しており、この熱を利用して排熱回収コンプレッサ１０が駆動される。

（排熱回収コンプレッサ）
排熱回収コンプレッサ１０は、排熱回収ボイラ１１と、蒸気タービン１２と、発電機１３と、モータ１４と、第２コンプレッサ１５と、水回収装置１６とを備えて構成されている。

排熱回収ボイラ１１は、前記ガスタービン４から導入される排熱により、水を加熱して蒸気を生成する。この蒸気は、管１１ａを介して蒸気タービン１２へ送られ、蒸気タービン１２を出た蒸気は、復水器１１ｂに入って外気や循環冷却水等により冷却されることにより凝縮し、再び排熱回収ボイラ１１へ供給され、排熱回収ボイラ１１と蒸気タービン１２の間を循環する。

発電機１３は、軸１３ａにより蒸気タービン１２と結合されている。発電機１３の出力は、モータ１４に接続され、モータ１４の出力軸が第２コンプレッサ１５の軸１５ａと結合されている。

第２コンプレッサ１５は、前記した第１コンプレッサ５の後段に接続されている。すなわち、第１コンプレッサ５により圧縮されたパイプラインＰＬの燃料ガスをさらに圧縮して送出する。

水回収装置１６は、排熱回収ボイラ１１において熱を吸収されて排出された排ガスから水を回収する。ガスタービン４からの排ガスには、燃料ガスの燃焼反応によって生じた水蒸気が含まれている。水回収装置１６は、この水蒸気を冷却、凝縮させて回収するものである。

復水器１１ｂで水蒸気から液体に凝縮された水の一部は、給水ポンプ１６ａにより、水回収装置１６の上部から噴霧される。この水は、排熱回収ボイラ１１を通過したガスタービンからの排ガスと直接接触し、排ガスを冷却する。これにより、排ガス中の水蒸気が凝縮し、水が回収される。回収された水は、管１６ｂを介して排熱回収ボイラ１１の給水口へ供給される。そして、水回収後の排ガスは外気に放出される。
回収された水は、排熱回収ボイラへの補給水として用いられる他、ガスタービンへの供給空気を冷却して、動力効率を向上させる目的で用いることができる。

以上のような排熱回収コンプレッサ１０によれば、従来廃棄していたガスタービン４からの排熱により蒸気タービン１２を回転させ、この蒸気タービン１２の出力トルクを利用して第２コンプレッサ１５を駆動し、第２コンプレッサ１５によりパイプラインＰＬの燃料ガスをさらに昇圧する。従って、昇圧ステーションＢＳ全体で昇圧の効率が良くなる。
そのため、排熱回収コンプレッサ１０を付設した状態と、付設しない状態とで比較すると、燃料ガスの昇圧の能力を一定にした（燃料ガスの託送量を一定にした）稼働方法を採れば、分流管３ａを通って燃焼器３へ供給される燃焼ガスの量を少なくできる。従って、温室効果ガスである二酸化炭素の排出量を少なくすることができる。また、昇圧ステーションＢＳで必要とする燃料費を少なくすることができる。

また、昇圧ステーションＢＳに分流管３ａから供給する燃料ガスの量を、排熱回収コンプレッサ１０を付設した状態と、付設しない状態とで一定にすると、付設した状態では、昇圧ステーションＢＳの昇圧能力が高くなることにより、ＰＬの耐圧に余裕があれば、託送量を多くすることができる。

また、水回収装置１６により排ガス中の水を回収することが可能であり、これにより、水源の確保が難しい地域であっても昇圧ステーションを設置することが容易になる。

（昇圧ステーションの他の形態）
前記した昇圧ステーションＢＳは、次のような変形が可能である。
図２の構成では、排熱回収コンプレッサ１０の蒸気タービン１２の出力トルクにより、発電機１３を回転させ、発電機１３の出力によりモータ１４を駆動し、モータ１４の出力軸と第２コンプレッサ１５の軸１５ａを結合するようにしたが、図３に示すように、第２コンプレッサ１５の軸１５ａを蒸気タービン１２の出力軸と直結するように構成してもよい。このように構成することで、図２で示した発電機１３及びモータ１４におけるエネルギの損失がないので、より高い効率の昇圧ステーション又は排熱回収コンプレッサとすることができる。

また、図４に示すように、ガスタービン４、蒸気タービン１２、及び第１コンプレッサ５を同軸上に配置し、それぞれの軸を機械的に結合するように構成することもできる。この例の場合にも、図２の場合と比較して、蒸気タービン１２の出力を発電機１３、モータ１４により失うことなく第１コンプレッサ５を駆動できるので、高い効率の昇圧ステーションとすることができる。また、図３の場合と比較しても、ガスタービン４と蒸気タービン１２により、同軸上の一つの第１コンプレッサ５を駆動しているので、コンプレッサの機械的損失が少なく、より高い効率で燃焼ガスを昇圧できる。加えて、昇圧ステーションを構成する部品点数も少なくできるので、設備コストを低くすることができる。なお、第１コンプレッサ５は、一つのものとして図示してあるが、同軸上に複数のコンプレッサを配置して、複数段のコンプレッサで圧縮することもできる。

また、図５に示すように、図２の昇圧ステーションＢＳに対し、発電機１３が、外部電源又は外部負荷を接続する系統連携器１７と接続されるように構成することもできる。このような構成によれば、昇圧ステーションに要求される能力が時間的に変化した場合に、柔軟に対応することができる。例えば、昇圧ステーションに高い能力が必要とされたときには、外部電源から系統連携器１７を介して電力を供給してインバータ１７ａにより供給電源の周波数を上げて、モータ１４の能力を上げ、要求能力に対応し、逆に、それほど能力が必要とされない場合には、系統連携器１７を介して発電機１３で発電した電力を外部負荷に供給することができる。外部負荷としては、例えば、昇圧ステーションを管理する事務所等の所内電源が考えられる。また、発電会社に売電してもよい。これにより、既存の昇圧ステーションに、本発明に係る排熱回収コンプレッサ１０を付設することで、ガスタービン４による動力と、発電機１３による電力とを発生するコジェネレーションシステムとして運用することも可能である。

さらに、この構成によれば、ガスタービン４を停止させた時でも、例えば発電会社から買電することでモータ１４を駆動して第２コンプレッサ１５を駆動するという使い方も可能である。つまり、ガスタービン４等の一部の故障等、トラブルが発生した場合にも、モータ１４により稼働することが可能である。

また、系統連携器１7を設ける場合には、系統連携器１７を介して外部負荷へ流出する電力を測定する電力モニタ１８を設けるのが望ましい。電力モニタ１８としては、例えば、瞬時電力を測定する瞬時電力モニタが適用できる。電力モニタ１８が検出した瞬時電力データは、常時管理端末７に送られ、管理端末７から通信線ＣＬを介して遠隔地の管理システムへ送信される。ここでは、管理端末７が請求の範囲にいう通信手段に相当する。なお、電力モニタ１８として、瞬時電力モニタではなく、積算電力を測定する積算電力モニタを利用することもできる。この場合、積算電力データを定期的又は不定期的に管理端末７へ送信すればよい。

また、これらの昇圧ステーションＢＳとパイプラインＰＬの接続部には、図６に示すように、昇圧ステーションへの燃料ガスの流入側のパイプラインＰＬ上に設けられた流入バルブ２０と、流出側のパイプラインＰＬ上に設けられた流出バルブ２１と、流入側のパイプラインＰＬと流出側のパイプラインＰＬを結ぶバイパス上に設けられたバイパスバルブ１９とを配置することができる。これらのバルブの開閉状態は、昇圧ステーションＢＳ稼動時には、流入バルブ２０及び流出バルブ２１は「開放」、バイパスバルブ１９は「閉止」となっており、昇圧ステーションＢＳ休止時には、流入バルブ２０及び流出バルブ２１は「閉止」、バイパスバルブ１９は「開放」となっている。これらのバルブの操作により、パイプラインＰＬを稼動させた状態で、メンテナンスなどにより、特定の昇圧ステーションＢＳを休止させることができる。
なお、本発明を輸送対象流体が石油であるパイプラインＰＬに適用する場合には、第１コンプレッサ５及び第２コンプレッサ１５にはそれぞれ、昇圧ポンプを用いることになる。

（ビジネススキーム）
次に、本発明の燃料ガスパイプライン施設におけるガスコンプレッサ又は排熱回収コンプレッサ（以下、適宜「ガスコンプレッサ等」という。）を、実際の事業に適用する例について説明する。

図７に示すようなビジネススキームの場合、ガスコンプレッサ又は排熱回収コンプレッサは、圧縮機事業部門９６から託送業者（パイプライン業者）９１に貸与される。この貸与の際には、ガスコンプレッサ等の使用により得られる利益の分配方法について契約しておく。なお、貸与は、契約上譲渡であっても構わない。

天然ガスは天然ガス生産者９０が生産し、託送業者９１により液化業者９２に託送される。なお、パイプラインで直接繋がれた地域であれば、液化することなく、ガス需用者９４に天然ガスを供給することができる。液化業者９２は、天然ガスを液化してＬＮＧを輸送業者９３に渡し、輸送業者９３がＬＮＧをガス需用者９４に供給する。そして、ガス需用者９４は、天然ガスの使用量に応じてファイナンス部門９７へ購入代金を支払う。なお、実施の形態の説明において、圧縮機事業部門９６、ファイナンス部門９７、及び興起する自家発電部門９５は同じ会社のグループに属している例なので、「部門」としている。

一方、託送業者９１は、前記した契約に従い、託送枠や、温室効果ガス（ＣＯ₂）排出枠を圧縮機事業部門９６に譲渡する。

ファイナンス部門９７は、託送業者９１に設置するガスコンプレッサ等の出資者としての役割を果たしており、圧縮機事業部門９６の所有権を有するガスコンプレッサ等の使用料を託送業者９１に代わって圧縮機事業部門９６に支払う。これに対し、圧縮機事業部門９６は、託送業者９１から受け取った託送枠やＣＯ₂排出枠をファイナンス部門９７へ譲渡する。

ファイナンス部門９７は、この受け取ったＣＯ₂排出枠をＣＯ₂排出企業又はＣＯ₂排出枠市場において換金して利益を得る。また、前記託送枠については、ガス需用者９４等に売り、または低コストＬＮＧによる自家発電電力の販売などにより換金する。
自家発電部門９５は、輸送業者９３からＬＮＧを供給され、発電した電力を電力需用者９８に供給すると共に料金を電力需用者９８から受け取る。また、ＬＮＧの燃料費はファイナンス部門９７へ支払う。

ファイナンス部門９７は、自家発電部門９５が使用したＬＮＧ及びガス需用者９４が使用したＬＮＧに対応する燃料代金を天然ガス生産者９０へ支払う。また、ＬＮＧの輸送代金についてファイナンス部門９７が輸送業者９３へ支払う。

以上のようなビジネススキームによれば、託送業者９１は、資金を必要とせずして託送能力を上げることができ、この能力増強分の一部の利益が分配されることで利益を得ることができる。また、圧縮機事業部門９６は、託送業者９１がリスクを負わずにコンプレッサを導入してくれることから、コンプレッサの導入が促進され、利益を得ることができる。さらに、コンプレッサの導入が容易であることは、ファイナンス部門９７に、新たな投資先を提供することになる。

また、本発明の燃料ガスパイプライン施設におけるガスコンプレッサ等は、液化業者９２が使用することもできるので、図８に示すように、ガスコンプレッサ又は排熱回収コンプレッサを圧縮機事業部門９６から液化業者９２へ貸与することもできる。この場合、貸与したガスコンプレッサ等により、減少した燃料量や増加した液化枠に応じて、ＣＯ₂排出枠や液化枠が液化業者から圧縮機事業部門９６へ譲渡される。そして、ファイナンス部門９７は圧縮機事業部門９６に使用料を支払うのと引き替えに圧縮機事業部門９６からＣＯ₂排出枠や液化枠を受け取る。さらに、ファイナンス部門９７は、ＣＯ₂排出枠をＣＯ₂排出企業に売り、若しくはＣＯ₂排出枠市場で売ることで換金し、液化枠をガス需用者９４等に売り、または低コストＬＮＧによる自家発電電力の販売などにより換金する。

また、図９に示すように、ガスコンプレッサ等をファイナンス部門９７が所有してもよい。この場合、ファイナンス部門９７は圧縮機事業部門９６に、ガスコンプレッサ等の注文をすると共に代金を支払い、圧縮機事業部門９６は、その設備を託送業者９１や液化業者９２に建設する。契約は、託送業者９１とファイナンス部門９７の間、液化業者９２とファイナンス部門９７の間でそれぞれ交わされ、この契約に従って、託送業者９１は設備の使用代として託送枠又はＣＯ₂排出枠をファイナンス部門９７に譲渡し、液化業者９２は、液化枠やＣＯ₂排出枠をファイナンス部門９７に譲渡する。そして、ファイナンス部門９７は、前記した図７、図８の場合と同様にして託送枠、液化枠、又はＣＯ₂排出枠を換金する。このようなビジネススキームによれば、圧縮機事業部門９６は、ガスコンプレッサ等を売って終わりとなるので、ガスの需用変動等によるリスクを負わなくて済む。

（排熱回収コンプレッサの適用による取引例）
前記したビジネススキームに従い、本発明の燃料ガスパイプライン施設におけるガスコンプレッサ等を利用して事業を行う場合、ガスコンプレッサ等の導入により得られる利益の考え方としては３つ考えられる。なお、以下において、本発明の燃料ガスパイプライン施設におけるガスコンプレッサ又は排熱回収コンプレッサのうち、排熱回収コンプレッサを既設のガスコンプレッサに増設する形で導入する形態を例にして説明するが、本発明の燃料ガスパイプライン施設におけるガスコンプレッサを新たに導入する場合にも同様に考えることができる。

１つ目は、排熱回収コンプレッサを導入する前と、導入した後とで、託送量を変えない場合である。このときの利益は、昇圧ステーションにおいて消費した天然ガスの量が減ることにより、燃料費が減り、及びＣＯ₂排出枠が余ることからこれを換金することで利益が生まれる（取引例１）。

２つ目は、排熱回収コンプレッサを導入する前と、導入した後とで、昇圧ステーションで消費する燃料ガスの量を変えない場合である。このときの利益は、昇圧ステーションの能力向上により託送量が増え、この分の天然ガスを換金することにより利益が生まれる（取引例２）。

３つ目は、取引例２と同様、排熱回収コンプレッサを導入する前と、導入した後とで、昇圧ステーションで消費する燃料ガスの量を変えない場合で、天然ガスを換金するのに加え、ＣＯ₂の全体排出量は増えたものの、効率化の努力を図ったことにより認められるＣＯ₂排出枠を換金して利益を得る（取引例３）
以下、この取引例１〜３について、事業の計画から設備の稼働、ＣＯ₂の取引までを順次説明する。

（取引例１）
図１０に示すように、本発明の燃料ガスパイプライン施設における排熱回収コンプレッサを適用する事業では、主として、図７に示したような託送業者（ユーザ）９１と、圧縮機事業部門（設備供給者）９６と、ファイナンス部門（出資者）９７との間で事業が計画され、稼働される。

まず、託送業者９１は、既設の昇圧ステーション（ガスコンプレッサ、現有設備）に関する情報を圧縮機事業部門９６に渡す（Ｓ１０１）。昇圧ステーションに関する情報としては、例えば、現在の設備構成・能力や、これまでの稼働状況、並びに今後の稼働見通しが含まれる。
そして、圧縮機事業部門９６は、受け取った現有設備情報に基づき、現有設備の改修計画を策定する（Ｓ１０２）。

次に、圧縮機事業部門９６は、策定した改修計画をファイナンス部門９７に報告する（Ｓ１０３）。この時の改修計画の報告には、改修（排熱回収コンプレッサの導入）による燃料ガスの削減率（燃料削減率）、機器コスト及び設置コストを含む初期費用、設備の運転・保守コストの情報が含まれる。

次に、ファイナンス部門９７は、報告された改修計画に基づき、投資回収計画を立てる（Ｓ１０４）。投資回収計画は、後記する投資回収計画支援システムを用いて行う。投資の回収のためには、現有設備の改修により得られる利益の一部をファイナンス部門９７が受け取る必要があるが、その設定対価をいくらにするかをファイナンス部門９７が計算する。ファイナンス部門９７は、設定対価が決定したならば、設定対価として、託送量あたりに受け取るＣＯ₂排出枠、託送量あたりの削減燃料費、保証稼働率、回収期間等の情報を含めて圧縮機事業部門９６へ報告する（Ｓ１０５）。なお、保証稼働率を設定する際には、事前の稼働状況と、稼働計画調査に基づいて設定する。

次に、圧縮機事業部門９６は、改修計画とファイナンス部門９７から報告された設定対価について託送業者９１へ報告する（Ｓ１０６）。
託送業者９１では、受け取った改修計画と設定対価の情報に基づき、改修（排熱回収コンプレッサの導入）について検討する（Ｓ１０７）。検討の結果、託送業者９１が排熱回収コンプレッサの導入を決定したならば、託送業者９１と圧縮機事業部門９６の間で導入契約を結び（Ｓ１０８）、圧縮機事業部門９６とファイナンス部門９７の間で購買契約を結ぶ（Ｓ１０９）。

次に、ファイナンス部門９７は、購買代金を圧縮機事業部門９６に支払い（Ｓ１１０）、圧縮機事業部門９６は排熱回収コンプレッサを託送業者９１の既設の昇圧ステーション（ガスコンプレッサ）に導入（改修）する（Ｓ１１１）。
そして、導入が済んだならば、託送業者９１は、改修後の昇圧ステーションを運転する。圧縮機事業部門９６は、託送業者９１とのオプション契約に従い、設備の運転・保守サービスを行う（Ｓ１１３）。

また、託送業者９１は、運転に伴い、託送量、及び使用した燃料ガス流量を測定し、使用した燃料ガスの減少量に応じてＣＯ₂排出枠認証を受ける（Ｓ１１４）。
そして、託送業者９１は、導入契約に従い、一定期間ごとに、ファイナンス部門９７に対価を支払う（Ｓ１１５）。対価の支払いは、ＣＯ₂排出枠で支払う場合もあるし、節約された燃料費のうち契約により定められた分配率をかけた金銭で支払う場合もあるし、その両方である場合もある。
ファイナンス部門９７は、ＣＯ₂排出枠で対価を受けとった場合には、排出枠市場ＥＭにおいてＣＯ₂排出枠を売って換金する（Ｓ１１６）。

以上の取引例１の中で、ファイナンス部門９７が投資回収計画を立てる場合には、次のような投資回収計画支援システムを用いるとよい。

（投資回収計画支援システム）
図１１に示すように、投資回収計画支援システム３０は、一般的なコンピュータにプログラムを実行させることでなり、演算、一時記憶、比較等を行う中央処理装置（ＣＰＵ）３０ａ、プログラムや各種データベースを記憶する記憶装置３０ｂ、入力装置としてのキーボード３０ｃ、出力装置としてのディスプレイ３０ｄを有している。

投資回収計画支援システム３０は、機能的に示すと図１２のように構成されている。すなわち、投資回収の計算をするための値を入力するための各種入力部３１、入力された値に基づいて収入を計算する収入算出部３２、回収可能性判定部３３、出力部３４を備えている。これらの各部３１〜３４は、ＣＰＵ３０ａが記憶装置３０ｂ内のプログラムを適宜読み込んで処理することにより実現される。また、投資回収計画支援システム３０は、記憶装置３０ｂ内に、データベース３５を備えている。
入力部３１は、初期費用入力部３１ａ、燃料削減率入力部３１ｂ、託送量入力部３１ｃ、分配率入力部３１ｄ、回収期間入力部３１ｅ、託送量増分入力部３１ｆ、及び単位託送料入力部３１ｇを有する。
初期費用入力部３１ａは、排熱回収コンプレッサを導入するのに必要な機器コスト及び設置コストを含む初期費用を入力する部分である。
燃料削減率入力部３１ｂは、排熱回収コンプレッサの導入による単位託送量あたりの燃料削減量である燃料削減率を入力する部分である。燃料削減率を入力する際、若しくは投資回収計画支援システム３０に計算させる際には、

燃料削減率＝（改修前の燃料消費率−改修後の燃料消費率）
／改修前の燃料消費率×１００［％］

により求めることができる。

託送量入力部３１ｃは、単位期間あたりの託送量である期間託送量を入力する部分である。
分配率入力部３１ｄは、燃料削減により得られる利益のうち、予め締結された契約に従い配分される分配率を入力する部分である。
回収期間入力部３１ｅは、投資回収期間を入力する部分である。
託送量増分入力部３１ｆは、排熱回収コンプレッサの導入により得られる託送量の増分を入力する部分である。
単位託送料入力部３１ｇは、単位託送量あたりの託送料金である単位託送料を入力する部分である。

データベース３５には、ガス市場データベース３５ａ、排出枠市場データベース３５ｂ、ユーザ信用度データベース３５ｃが含まれている。
ガス市場データベース３５ａは、少なくとも天然ガス（燃料ガス）の相場を記憶しており、例えば、時系列での相場を記憶している。
排出枠市場データベース３５ｂは、少なくともＣＯ₂排出枠（温室効果ガス排出枠）の相場を記憶しており、例えば、時系列での相場を記憶している。
ユーザ信用度データベース３５ｃは、ユーザの支払い能力を数値化したデータを記憶している。

収入算出部３２は、設定された計算モードに従い、入力された各値から得られる収入を算出する部分である。具体的には、燃料の削減により利益を得ようとする場合には、託送量と、燃料削減率と、分配率との積、すなわち、

収入＝託送量×燃料削減率×分配率

を回収期間分だけ積分することにより、収入を算出する。
そして、ＣＯ₂排出枠が余ることにより、これを換金して利益を得ようとする場合には、収入算出部３２が、排出枠市場データベース３５ｂから、排出枠の市場価格を抽出し、これに譲渡可能なＣＯ₂排出枠と、分配率とを乗じて、すなわち、

収入＝ＣＯ₂排出枠×排出枠市場価格×分配率

を回収期間分だけ積分することにより、収入を算出する。
また、燃料の削減と、排出枠の譲渡の両方で利益を得ようとする場合には、これらの和を求めれば良い。

さらに、取引例２の場合のように、昇圧ステーションで消費する燃料ガスの量を変えず、昇圧ステーションの能力向上により託送量が増え、この分の天然ガス（燃料ガス）を換金することにより利益を得ようとする場合には、託送量の増分に、ガス市場データベース３５ａから抽出したガスの市場価格、分配率を乗じて、すなわち、

収入＝託送量の増分×ガス市場価格×分配率

を回収期間分だけ積分することにより、収入を算出する。
なお、以上の計算において、諸々のリスクを加味して、事業を安全に行うためには、排出枠市場データベース３５ｂから求めた排出枠市場価格変動リスク係数、ガス市場データベース３５ａから求めたガス市場価格変動リスク係数、ユーザ信用度データベース３５ｃから求めたユーザリスク係数を適宜乗じると良い。

回収可能性判定部３３は、計算された回収期間に得られる収入と、入力された初期費用とを比較し、初期費用の方が大きければ、回収困難であることを示すデータを出力し、初期費用の方が小さければ、回収可能であることを示すデータを出力する。なお、回収可能性の判定は種々の方法で行うことができるので、他の手法をとってもよい。例えば、初期費用と各年の収入から、利回りを計算して出力するように構成しても良い。
出力部３４は、回収可能性判定部３３が出力した判定結果としてのデータを、ディスプレイ３０ｄに出力する機能を有する。

このような投資回収計画支援システムによれば、初期費用等の各入力値を入力すると、収入算出部３２により収入が計算されるとともに、この収入と初期費用との比較により、回収可能性が判定される。従って、排熱回収コンプレッサの導入により投資の回収が可能かどうかの判断を容易に行うことができる。

また、取引例１の中で、ＣＯ₂排出枠の取引は、次のようにして行われる。
（ＣＯ₂排出枠取引システム）
ＣＯ₂排出枠取引システムの取引では、図１３に示すように、託送業者９１、ファイナンス部門９７の他に、排出枠認証機関４１、排出枠登録簿管理機関４２、取引ログ管理機関４３、排出枠取得希望者４４が関係する。そして、これらの託送業者９１、ファイナンス部門９７、排出枠認証機関４１、排出枠登録簿管理機関４２、取引ログ管理機関４３、排出枠取得希望者４４は、それぞれ通信手段９１ａ，９７ａ，４１ａ，４２ａ，４３ａ，４４ａを有し、各通信手段９１ａ，９７ａ，４１ａ，４２ａ，４３ａ，４４ａがネットワーク４０に接続されている。ネットワーク４０は、例えばインターネットを用いたり、セキュリティを考慮して専用回線により構築したネットワークを用いることもできる。
託送業者９１は、通信手段９１ａにより通信可能な端末装置９１ｂを有している。なお、通信手段９１ａ、端末装置９１ｂは、前記した図２から図５における管理端末７に相当する。

ファイナンス部門９７は、託送業者９１から送信された、昇圧ステーションでの燃料ガス使用量及びを受信し、この燃料ガス使用量データに基づいて取得を希望する排出枠（以下、「取得希望排出枠」という。）を算出する排出枠算出機能と、燃料ガス使用量データを蓄積する蓄積機能と、を含んだサーバ９７ｂを有する。サーバ９７ｂは、通信手段９７ａを介してネットワーク４０に接続されている。

排出枠認証機関４１は、託送業者９１等で排出枠の余りが発生した場合に、その検証及び排出枠量の決定を行う、ファイナンス部門９７等の取引を行う主体とは異なる第三者の機関である。排出枠認証機関４１は、託送業者９１から、燃料ガス使用量データ及び燃料ガス成分データを受信し、このデータについて検証を行い、排出枠を決定する排出枠認証機能と、決定された排出枠に関する情報のうち、閲覧を許可されたものを検索できるデータベース機能と、ネットワーク４０を介して他のコンピュータと通信する通信機能とを含んだサーバ４１ｂを有している。サーバ４１ｂは、前記した通信手段４１ａを介してネットワーク４０に接続されている。

排出枠登録簿管理機関４２は、排出枠を口座として登録・管理している機関であり、取引主体とは異なる第三者が運営している。排出枠登録簿管理機関４２は、事業者（取引主体）ごとに割り当てた口座と呼ばれるフォルダに、排出枠が排出枠情報ファイルとして蓄積される蓄積機能と、口座の所有者である事業者から、排出権の移転を申請する情報を受信すると、取引ログ管理機関４３に問い合わせを行い、取引ログ管理機関４３から取引を認証する情報を受信すると口座の所有者である事業者が送信した排出枠の移転を申請する情報に従って、排出枠情報ファイルを所望の口座に移転（書き出）し、元の排出枠情報ファイルを消去する排出枠移転機能と、ネットワーク４０を介して他のコンピュータと通信する通信機能を含んだサーバ４２ｂを有している。サーバ４２ｂは、通信手段４２ａを介してネットワーク４０と接続されている。

取引ログ管理機関４３は、排出枠取引ログ（経過）を監視している機関であり、取引主体とは異なる第三者が運営している。取引ログ管理機関４３は、排出枠取引が正常に行われているかを監視し、排出枠取引の認証を与える認証機能と、排出枠取引のログを蓄積する蓄積機能と、排出枠取引に関する情報のうち、閲覧を許可されたものを検索できるデータベース機能と、ネットワーク４０を介して他のコンピュータと通信する通信機能とを含んだサーバ４３ｂを有する。サーバ４３ｂは、通信手段４３ａを介してネットワーク４０と接続されている。
排出枠取得希望者４４は、端末装置４４ｂを有し、端末装置４４ｂは、通信手段４４ａを介してネットワーク４０に接続されている。

（ＣＯ₂排出枠取引システムの動作）
次に、本実施形態における、ＣＯ₂排出枠取引システムの動作についてファイナンス部門９７が排出枠を取得するまでの過程を示した図１４を参照しながら説明する。

初めに、託送業者９１と、ファイナンス部門９７は、排熱回収コンプレッサの設置により得られるＣＯ₂排出枠（以下、動作の説明において、単に「排出枠」とする）の分配方法について契約しておく（Ｓ１２０）。なお、本実施形態では、託送業者９１とファイナンス部門９７は、それぞれ排出枠を設定されている事業者（例えば、京都議定書の附属書１国の事業者）を想定しており、取引の対象となる排出枠は、燃料ガスの消費量削減によ
り余剰となる託送業者９１の保有している排出枠である。また、本実施形態の託送業者９１とファイナンス部門９７の契約では、排熱回収コンプレッサの稼働によって生じる取得排出枠は、すべて託送業者９１の口座にある排出枠を転化させることとし、一例として、生じる取得排出枠のうち、６割をファイナンス部門９７が取得し、４割を託送業者９１が取得することとする。したがって、この事業により取得できる排出枠量の６割に相当する託送業者９１の保有する排出枠を、ファイナンス部門９７の口座に移転すればよいこととなる。

次に、託送業者９１とファイナンス部門９７は、第三者である排出枠認証機関４１に、前記契約の内容を登録する（Ｓ１２１）。排出枠認証機関４１は、事業内容と契約内容を検証し、問題が無い場合は、前記契約を承認する。

次に、契約に従って、託送業者９１は、排熱回収コンプレッサを稼働させる（Ｓ１２２）。この際、適宜、流量計６により、燃料ガスの流量（燃料ガス使用量）を測定し、成分分析器８により、燃料ガスの成分を測定する。なお、燃料ガス使用量と燃料ガスの成分のデータを「モニタリングデータ」と呼ぶ。
託送業者９１の端末装置９１ｂは、定期的又は不定期的にモニタリングデータをファイナンス部門９７のサーバ９７ｂへ送信する（Ｓ１２３）。

次に、託送業者９１の端末装置９１ｂは、モニタリングデータに基づき、取得しようとする排出枠を計算する（Ｓ１２４）。より具体的には、次のようにして行う。まず、流量計６が瞬時流量である場合には、計算期間内の積算流量（燃料ガス使用量）を算出する。流量計６が積算流量計である場合には、積算流量計が測定した、データをそのまま使用すればよい。そして、成分分析器８が測定した結果に基づき、二酸化炭素排出量を算出する。具体的には、排出ガス中の二酸化炭素濃度を測定しているのであれば、

ＣＯ₂排出量[kg]＝排出ガス中の単位体積当たりのＣＯ₂濃度[kg/m³]
×排出ガス総量[m³]

で求められる。また、成分分析器８が燃料中の炭素組成量を測定しているのであれば、燃料中の炭素成分が完全燃焼して、すべて二酸化炭素に変化するとみなして、

ＣＯ₂排出量[kg]＝燃料消費率[m³/h]×稼働時間[h]
×燃料中の炭素組成量[kg/m³]×(ＣＯ₂分子量／炭素原子量）

で求めることができる。

そして、この算出した二酸化炭素量を、予め測定しておいた排熱回収コンプレッサを導入前の二酸化炭素排出量から差し引くことで、排出二酸化炭素の減少量を算出することができる。この減少量が取得希望排出枠データとなる。

次に、託送業者９１の端末装置９１ｂは、定期的にモニタリングデータと、ステップＳ１２２で算出した取得希望排出枠データを排出枠認証機関４１のサーバ４１ｂへ送信する（Ｓ１２５）。

排出枠認証機関４１のサーバ４１ｂは、送られてきたモニタリングデータと取得希望排出枠データを受信し、データの不備が無いかの確認や、取得希望排出枠データを検討して、問題が無い場合には排出枠量の決定を行う（Ｓ１２６）。そして、決定した排出枠量を託送業者９１へ通知し（Ｓ１２７）、さらにファイナンス部門９７にも通知する（Ｓ１２８）。

次に、託送業者９１は、ファイナンス部門９７との契約内容に従い、排出枠認証機関４１が決定した排出枠量のうちの６割を、託送業者９１の口座から、ファイナンス部門９７の口座へ移転するように排出枠登録簿管理機関４２へ申請する。すなわち、託送業者９１の端末装置９１ｂから排出枠登録簿管理機関４２のサーバ４２ｂへ、転換元口座の識別、移転先口座の識別、移転する排出枠量のデータ等を送信する（Ｓ１２９）。排出枠移転申請の情報の例を表１に示す。

表１に示すように、移転前は、託送業者９１の口座に排出枠があったが、移転後は、排出枠の識別番号が変化して、ファイナンス部門９７に移転されている。これは、排出枠の識別番号を変化させることで、移転する排出枠が、温室効果ガス削減事業により生じた排出枠であることを示すためである。
なお、排出枠の識別番号とは排出枠１ｔごとに一意に付けられた番号である。

排出枠移転申請の情報を受信した、排出枠登録簿管理機関４２のサーバ４２ｂは、排出枠移転申請の情報を取引ログ管理機関４３のサーバ４３ｂに転送し、申請された排出枠の移転に問題がないか移転認証確認を行う（Ｓ１３０）。ここで、申請された移転に問題がないと取引ログ管理機関４３のサーバ４３ｂが判断した場合には、サーバ４３ｂは、排出枠登録簿管理機関４２のサーバ４２ｂに移転の認証の情報を送信する（Ｓ１３１）。

移転の認証の情報を受信した排出枠登録簿管理機関４２のサーバ４２ｂは、排出枠移転申請の情報に従って排出枠登録簿を書き換え（Ｓ１３２）、排出枠を託送業者９１の口座からファイナンス部門９７の口座に移転する。
排出枠登録簿の書き換えが終了した後で、排出枠登録簿管理機関４２のサーバ４２ｂは、ファイナンス部門９７のサーバ９７ｂに、排出枠の移転終了の通知を送信し（Ｓ１３３）、また託送業者９１の端末装置９１ｂに排出枠の移転終了の通知を送信する（Ｓ１３４）。

以上のような過程を経て炭鉱掘削に伴って発生するメタンを利用した発電事業による取得排出枠がファイナンス部門９７と託送業者９１に分配される。
さらに、ファイナンス部門９７がＣＯ₂排出枠を換金したい場合には、託送業者９１からファイナンス部門９７へＣＯ₂排出枠を移転したのと同様にして、ファイナンス部門９７から排出枠取得希望者４４へＣＯ₂排出枠を移転すればよい。

（取引例２）
次に取引例２の場合について説明する。なお、取引例２は、取引例１と基本的な流れは同じであるので、異なる部分を中心に説明する。

取引例２では、燃料ガスの消費量を一定にして、託送量を増やす場合なので、託送量を基準として利益を計算するのが簡便である。そのため、図１５に示すように、託送業者９１から圧縮機事業部門９６に現有設備の情報を渡す時（Ｓ１４１）に、単位量あたりの託送料金も情報として提供する。
そして、対価の計算に託送量を使用するので、ステップＳ１４２に示すように、稼働中に託送量を計測し（Ｓ１４２）、この託送量に単位量あたりの託送料を乗じて、収入を計算する。

そして、託送業者９１とファイナンス部門９７の間の契約で決めた分配率に従い、託送業者９１が得た収入の一部を対価としてファイナンス部門９７に支払う（Ｓ１４３）。もしくは、金銭に代えて、パイプラインの無償使用権を託送業者９１からファイナンス部門９７へ譲渡する（Ｓ１４３）。
ファイナンス部門９７は、パイプラインの無償使用権で対価を得た場合には、ガス市場ＧＭにおいて換金して金銭を得る（Ｓ１４４）。

この取引例２のように、託送量で収入を計算する場合には、託送量を測定する流量計を設置する必要があるが、天然ガス生産者９０が従来から託送料の計算に使うための流量計があれば、それをそのまま利用すればよい。既設の流量計が無い場合には、例えば託送業者９１の所掌範囲のパイプラインの下流端に流量計を設置し、天然ガス（燃料ガス）の流量を常時又は定期的、不定期的に測定する。あるいは、図１で示した特定位置の昇圧ステーションＢＳｎを通過する天然ガスの流量から、それより下流の昇圧ステーションＢＳｎ＋１，ＢＳｎ＋２・・・で、ガスコンプレッサの動力として消費されるガスの総量を差し引くことでも、託送量を測定することができる。

（取引例３）
取引例３では、昇圧ステーションのガスコンプレッサで消費する燃料ガスの量を変えずに、排熱回収コンプレッサ１０を導入して稼働し、取引例２の場合と同様に託送量の増分を元に収入を得、さらに、ガスコンプレッサの能力を向上したことにより、ＣＯ₂排出枠を認定してもらい、このＣＯ₂排出枠をＣＯ₂排出枠市場で換金して収入を得る。
そのため、増加した託送量のデータ及び取得希望排出枠データを託送業者９１の端末装置９１ｂから排出枠認証機関４１のサーバ４１ｂに送信し、認証を受信する。
認証を受信して、排出枠が認められた後は、取引例１の場合と同様である。

以上本発明の望ましい形態について説明したが、本発明は、その趣旨に反しない限り適宜変更して実施することができる。

天然ガスパイプラインの模式図である。 燃料ガスの昇圧ステーションの構成図である。 昇圧ステーションの第１の変形例を示す図である。 昇圧ステーションの第２の変形例を示す図である。 昇圧ステーションの第３の変形例を示す図である。 昇圧ステーションとパイプラインとの接続部の概略図である。 本発明を利用したビジネススキームの一例を示す図である。 本発明を利用したビジネススキームの他の例を示す図である。 本発明を利用したビジネススキームのさらに他の例を示す図である。 本発明を利用した取引例を示すフローチャートである。 投資回収計画支援システムの構成図である。 投資回収計画支援システムの機能ブロック図である。 ＣＯ₂排出枠の取引形態を示す図である。 ＣＯ₂排出枠の取引例を示すフローチャートである。 本発明を利用した他の取引例を示すフローチャートである。

符号の説明

２ 空気圧縮機
３ 燃焼機
３ａ 分流管
４ ガスタービン
５ 第１コンプレッサ
６ 流量計
７ 管理端末
１０ 排熱回収コンプレッサ
１１ 排熱回収ボイラ
１２ 蒸気タービン
１３ 発電機
１４ モータ
１５ 第２コンプレッサ
１６ 水回収装置
１７ 系統連携器
１８ 電力モニタ
１９ バイパスバルブ
２０ 流入バルブ
２１ 流出バルブ
３０ 投資回収計画支援システム
３１ａ 初期費用入力部
３１ｂ 燃料削減率入力部
３１ｃ 託送量入力部
３１ｄ 分配率入力部
３１ｅ 回収期間入力部
３１ｆ 託送量増分入力部
３２ 収入算出部
３３ 回収可能性判定部
３５ａ ガス市場データベース
３５ｂ 排出枠市場データベース
ＢＳ 昇圧ステーション
ＰＬ パイプライン

Claims (19)

1. 燃料ガスパイプラインの途中に輸送対象である燃料ガスの昇圧設備を有する燃料ガスパイプライン施設であって、
   前記昇圧設備には、空気圧縮機と、前記空気圧縮機により圧縮された圧縮空気を利用して、供給燃料を燃焼させる燃焼器と、前記燃焼器から排出される燃焼ガスにより駆動されるガスタービンと、前記ガスタービンの出力トルクを利用して駆動され、前記輸送対象である燃料ガスを昇圧するコンプレッサと、前記ガスタービンから排出される排熱を回収する排熱回収ボイラと、前記排熱回収ボイラが排出する蒸気により駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンの出力軸に結合された発電機と、前記発電機で発生した電力により駆動されるモータとを備え、
   前記コンプレッサ又は他のコンプレッサは前記モータにより駆動され、
   前記発電機は、外部電源又は外部負荷を接続する系統連携器と接続され、
   前記蒸気タービンの出力トルクを利用して前記コンプレッサ又は前記輸送対象である燃料ガスを昇圧する他のコンプレッサを駆動するように構成したこと
   を特徴とする燃料ガスパイプライン施設。
2. 燃料ガスパイプラインの途中に輸送対象である燃料ガスの昇圧設備を有する燃料ガスパイプライン施設であって、
   前記昇圧設備には、空気圧縮機と、前記空気圧縮機により圧縮された圧縮空気を利用して、供給燃料を燃焼させる燃焼器と、前記燃焼器から排出される燃焼ガスにより駆動されるガスタービンと、前記ガスタービンの出力トルクを利用して駆動され、前記輸送対象である燃料ガスを昇圧するコンプレッサと、前記ガスタービンから排出される排熱を回収する排熱回収ボイラと、前記排熱回収ボイラが排出する蒸気により駆動される蒸気タービンと、を備え、
   前記排熱回収ボイラに水回収装置を付設し、
   前記蒸気タービンの出力トルクを利用して前記コンプレッサ又は前記輸送対象である燃料ガスを昇圧する他のコンプレッサを駆動するように構成したこと
   を特徴とする燃料ガスパイプライン施設。
3. 前記燃焼器への供給燃料は前記パイプラインから分流して供給された燃料ガスであること、
   を特徴とする請求項１または２に記載の燃料ガスパイプライン施設。
4. 前記パイプラインの前記昇圧設備の前後には、開閉バルブを設けること、
   を特徴とする請求項１または２に記載の燃料ガスパイプライン施設。
5. 前記パイプラインは、前記昇圧設備ルートとは別にバイパス管を設け、当該バイパス管上に開閉バルブを設けることを特徴とする請求項４に記載の燃料ガスパイプライン施設。
6. 燃料ガスパイプラインの途中に輸送対象である燃料ガスの昇圧設備を有する燃料ガスパイプライン施設であって、
   前記昇圧設備は、
   空気圧縮機と、前記空気圧縮機により圧縮された圧縮空気を利用して、供給燃料を燃焼させる燃焼器と、前記燃焼器から排出される燃焼ガスにより駆動されるガスタービンと、
   前記ガスタービンの出力トルクを利用して駆動され、前記輸送対象である燃料ガスを昇圧する第１コンプレッサとを備えた既設ガスコンプレッサと、
   前記ガスタービンから排出される排熱を回収する排熱回収ボイラと、前記排熱回収ボイラが排出する蒸気により駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンの回転トルクを利用して駆動され、前記輸送対象である燃料ガスを昇圧する第２コンプレッサとを備えた、前記既設ガスコンプレッサに付設される排熱回収コンプレッサとから構成され、
   前記昇圧設備はさらに、
   前記蒸気タービンの出力軸に結合された発電機と、前記発電機で発生した電力により駆動されるモータとを備え、
   前記第２コンプレッサは前記モータにより駆動され、
   前記発電機は、外部電源又は外部負荷を接続する系統連携器と接続されていること、
   を特徴とする燃料ガスパイプライン施設。
7. 燃料ガスパイプラインの途中に輸送対象である燃料ガスの昇圧設備を有する燃料ガスパイプライン施設であって、
   前記昇圧設備は、
   空気圧縮機と、前記空気圧縮機により圧縮された圧縮空気を利用して、供給燃料を燃焼させる燃焼器と、前記燃焼器から排出される燃焼ガスにより駆動されるガスタービンと、
   前記ガスタービンの出力トルクを利用して駆動され、前記輸送対象である燃料ガスを昇圧する第１コンプレッサとを備えた既設ガスコンプレッサと、
   前記ガスタービンから排出される排熱を回収する排熱回収ボイラと、前記排熱回収ボイラが排出する蒸気により駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンの回転トルクを利用して駆動され、前記輸送対象である燃料ガスを昇圧する第２コンプレッサとを備えた、前記既設ガスコンプレッサに付設される排熱回収コンプレッサとから構成され、
   前記昇圧設備はさらに、
   前記排熱回収ボイラに付設する水回収装置を備えること、
   を特徴とする燃料ガスパイプライン施設。
8. 前記燃焼器への供給燃料は前記パイプラインから分流して供給された燃料ガスであること、
   を特徴とする請求項６または７に記載の燃料ガスパイプライン施設。
9. 前記パイプラインの前記昇圧設備の前後には、開閉バルブを設けること、
   を特徴とする請求項６または７に記載の燃料ガスパイプライン施設。
10. 前記パイプラインには、前記昇圧設備ルートとは別にバイパス管を設け、当該バイパス管上に開閉バルブを設けること、
    を特徴とする請求項９に記載の燃料ガスパイプライン施設。
11. 前記燃焼器に前記供給燃料を導入する分流管と、
    前記分流管に燃料ガスの瞬時流量を測定する瞬時流量モニタと、この瞬時流量モニタが検出した瞬時流量データを遠隔地の装置へ送信する通信手段を備えたこと、
    を特徴とする請求項１または２に記載の燃料ガスパイプライン施設。
12. 前記燃焼器に前記供給燃料を導入する分流管と、
    前記分流管に燃料ガスの積算流量を測定する積算流量モニタと、この積算流量モニタが検出した積算流量データを遠隔地の装置へ送信する通信手段を備えたこと、
    を特徴とする請求項１または２に記載の燃料ガスパイプライン施設。
13. 前記系統連携器を介して前記発電機から外部負荷へ流出する瞬時電力を測定する瞬時電力モニタと、この瞬時電力モニタが検出した瞬時電力データを遠隔地の装置へ送信する通信手段を備えたこと、
    を特徴とする請求項６または７に記載の燃料ガスパイプライン施設。
14. 前記系統連携器を介して前記発電機から外部負荷へ流出する積算電力を測定する積算電力モニタと、この積算電力モニタが検出した積算電力データを遠隔地の装置へ送信する通信手段を備えたこと、
    を特徴とする請求項６または７に記載の燃料ガスパイプライン施設。
15. 請求項６ないし１０のいずれか１項に記載の燃料ガスパイプライン施設において、
    前記排熱回収コンプレッサを燃料ガスパイプラインの既設のガスコンプレッサに付設することにより得られる利益から、当該排熱回収コンプレッサの投資回収可能性を見積もるための投資回収計画支援システムであって、
    少なくとも前記燃料ガスの相場を記憶したガス市場データベースを有し、
    前記排熱回収コンプレッサの少なくとも機器コスト及び設置コストを含む初期費用を入力する初期費用入力部と、
    前記排熱回収コンプレッサの導入による単位託送量あたりの燃料削減量である燃料削減率を入力する燃料削減率入力部と、
    単位期間あたりの託送量である期間託送量を入力する託送量入力部と、
    燃料削減により得られる利益のうち、契約上配分される割合である分配率を入力する分配率入力部と、
    投資回収期間を入力する回収期間入力部と、
    前記燃料削減率、前記期間託送量、前記分配率、及び前記ガス市場データベースに基づき算出されたガス相場の積を投資回収期間だけ積分して収入を算出する収入算出部と、
    前記収入算出部により算出された収入と、前記初期費用を比較する回収可能性判定部と
    を備えることを特徴とする投資回収計画支援システム。
16. 少なくとも温室効果ガス排出枠の相場を記憶した排出枠市場データベースを有し、
    前記収入算出部は、前記排熱回収コンプレッサの導入により得られる温室効果ガス排出枠の取引により得られる利益を前記排出枠市場データベースに基づいて求め、この値を加えて収入を算出するように構成したこと、
    を特徴とする請求項１５に記載の投資回収計画支援システム。
17. 請求項６ないし１０のいずれか１項に記載の燃料ガスパイプライン施設において、
    前記排熱回収コンプレッサを燃料ガスパイプラインの既設のガスコンプレッサに付設することにより得られる利益から、当該排熱回収コンプレッサの投資回収可能性を見積もるための投資回収計画支援システムであって、
    前記排熱回収コンプレッサの少なくとも機器コスト及び設置コストを含む初期費用を入力する初期費用入力部と、
    前記排熱回収コンプレッサの導入により得られる託送量の増分を入力する託送量増分入力部と、
    単位託送量あたりの託送料金である単位託送料を入力する単位託送料入力部と、
    燃料削減により得られる利益のうち、契約上配分される割合である分配率を入力する分配率入力部と、
    投資回収期間を入力する回収期間入力部と、
    前記託送料の増分、前記単位託送料、及び前記分配率の積を投資回収期間だけ積分して収入を算出する収入算出部と、
    前記収入算出部により算出された収入と、前記初期費用を比較する回収可能性判定部とを備えること、
    を特徴とする投資回収計画支援システム。
18. 前記燃焼器に前記供給燃料を導入する分流管と、
    前記分流管に燃料ガスの瞬時流量を測定する瞬時流量モニタと、この瞬時流量モニタが検出した瞬時流量データに基づき、所定期間内の積算流量データを算出するとともに、この積算流量データから温暖化効果ガス排出枠量を算出し、この温暖化効果ガス排出枠量のデータを遠隔地の装置へ送信する通信手段を備えたこと、
    を特徴とする請求項１または２に記載の燃料ガスパイプライン施設。
19. 前記燃焼器に前記供給燃料を導入する分流管と、
    前記分流管に燃料ガスの積算流量を測定する積算流量モニタと、この積算流量モニタが検出した積算流量データから温暖化効果ガス排出枠量を算出し、この温暖化効果ガス排出枠量のデータを遠隔地の装置へ送信する通信手段を備えたこと、
    を特徴とする請求項１または２に記載の燃料ガスパイプライン施設。
    
    
    

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