JP4554641B2 - Methane hydrate cold power generation system - Google Patents

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    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]

Description

本発明は、メタンハイドレート冷熱利用発電システムに関するものである。   The present invention relates to a methane hydrate cold power generation system.

近年、環境問題が重要視され、特に、炭酸ガスの排出に伴う地球温暖化防止のため、クリーンな燃料である天然ガスの利用促進が推奨されている。   In recent years, environmental issues have been emphasized, and in particular, promotion of the use of natural gas, which is a clean fuel, has been recommended in order to prevent global warming associated with carbon dioxide emissions.

天然ガスは、通常、ＬＮＧ（液化天然ガス）として輸入されているが、天然ガスをＬＮＧに転換するには大規模な冷凍設備や、多大な電力（約３８０ｋＷｈ／ｔ）を必要とするため、埋蔵量の多い大規模なガス田や、大電力を賄える特化された地域からの導入に限られている。   Natural gas is usually imported as LNG (liquefied natural gas). However, in order to convert natural gas to LNG, a large-scale refrigeration facility and a large amount of electric power (about 380 kWh / t) are required. The introduction is limited to large gas fields with large reserves and specialized areas that can supply large amounts of electricity.

しかし、天然ガスの需要に応ずるために、上記以外の地域、例えば、中小規模のガス田などからの導入が望まれている。このような中小規模のガス田などの天然ガスは、ガス状のまま輸入される可能性もあり、その対応についても今から検討しておく必要がある。   However, in order to meet the demand for natural gas, introduction from regions other than the above, for example, small and medium-sized gas fields is desired. Natural gas from such small and medium-sized gas fields may be imported in a gaseous state, and it is necessary to consider how to deal with it.

一方、ガスの昼夜の需要バランスが偏っていることも事実であり、この点に関しては、ガスも電力と同じである。しかし、天然ガスを需要先や消費地に送給するガス供給事業者の立場からすれば、仮に、夜間に天然ガスの送給が可能であれば、需要量がほぼ決まっているため、ガスの需要先に応じて需要地の近郊に天然ガスと水との水和物であるガスハイドレートの製造及び貯蔵タンクを用意すると、ガス受入れ基地における過大なガスホルダーの設置が不要となり、ガス受入れ基地における設備投資を大幅に軽減することが可能となる。   On the other hand, it is also true that the demand balance of gas day and night is biased. In this respect, gas is the same as electric power. However, from the standpoint of a gas supply company that supplies natural gas to customers and consumption areas, if natural gas can be supplied at night, the demand is almost fixed. If a gas hydrate production and storage tank, which is a hydrate of natural gas and water, is prepared in the suburbs of the demand area according to the demand destination, it is not necessary to install an excessive gas holder at the gas acceptance base. It is possible to greatly reduce the capital investment in

この場合、ガス受入れ基地の抱える問題を各地に分散することになるが、その反面、需要地の特性（需要パターン）に応じたガスの供給が可能となる利点がある。特に、ＬＮＧではなく、ガス状で導入する場合には、極めて有効なガスの送給と貯蔵とが可能となる。   In this case, the problems of the gas receiving base are dispersed in various places. On the other hand, there is an advantage that the gas can be supplied according to the characteristics (demand pattern) of the demand area. In particular, when gas is introduced instead of LNG, extremely effective gas supply and storage are possible.

天然ガスをガスハイドレートにすると、天然ガスの体積は、約１／１５０〜１／１７０に縮小するが、仮に、これに相当する容積に天然ガスを圧縮して貯蔵する場合には、導管圧力が３０ａｔａ（約２．９ＭＰａ）とすれば、約５倍の圧縮動力が必要となる。つまり、天然ガスを１５０気圧以上に圧縮する必要がある。   When natural gas is converted to gas hydrate, the volume of natural gas is reduced to about 1/150 to 1/170, but if the natural gas is compressed and stored in a volume corresponding to this, the pressure of the conduit is reduced. Is 30 data (about 2.9 MPa), about 5 times as much compression power is required. That is, it is necessary to compress natural gas to 150 atm or more.

従って、天然ガスの圧縮貯蔵は、高圧容器を要するから極めて高価な設備が必要となるとともに、漏洩の危険がある。   Therefore, since the compressed storage of natural gas requires a high-pressure vessel, extremely expensive equipment is required and there is a risk of leakage.

ところで、導管圧力を３０ａｔａとしてガスハイドレートを製造する場合の所要動力と、天然ガスを３０ａｔａから１５０ａｔａ（約１４．７ＭＰａ）まで昇圧する場合の所要動力とを比較して見ると、前者で２８０３ｋＷ、後者で１２００ｋＷとなり、前者より後者の方が有利となるが、前者のガスハイドレート製造手段を先に出願したメタンハイドレート冷熱利用発電システムと一体化することにより、前者の不利（冷凍機動力が圧縮機動力を上回ること）を解消することが可能となる。   By the way, when comparing the required power when producing gas hydrate with a conduit pressure of 30 ata and the required power when boosting natural gas from 30 ata to 150 ata (about 14.7 MPa), the former is 2803 kW, The latter is 1200 kW, and the latter is more advantageous than the former. However, by integrating the former gas hydrate production means with the methane hydrate cold-heating power generation system filed earlier, the former disadvantage (refrigerator power is reduced). Exceeding the compressor power) can be eliminated.

本発明は、上記の知見に基づいたものであり、ガスハイドレートの冷熱を利用して高効率発電が計れるメタンガスハイドレート冷熱利用発電システムを提供することを目的とするものである。   The present invention is based on the above-described knowledge, and an object of the present invention is to provide a methane gas hydrate cold-heat power generation system that can perform high-efficiency power generation using the cold heat of gas hydrate.

請求項１に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムは、蒸気タービン及びガスタービンにより発電機を駆動する複合発電設備にメタンハイドレート貯槽を併設し、該メタンハイドレート貯槽内のメタンハイドレートが分解した時に生じた冷水を、前記ガスタービンに付随する吸気冷却器に導入して燃焼用吸気を冷却すると共に、夏期以外の期間においては、前記ガスタービンから排出される排ガスの一部を燃焼用吸気に混合させて年間を通じて燃焼用吸気を所定温度に保持するメタンハイドレート冷熱利用発電システムにおいて、前記ガスタービンに付随する吸気冷却器及びメタンハイドレート貯槽を含むループ状の閉回路を形成するとともに、該閉回路にメタンハイドレートの分解時に生じた冷熱を循環させ、かつ、メタンハイドレートの分解時に生じた余剰冷水を前記閉回路の系外に排出することを特徴とする。 Methane hydrate cold use power generation system according to claim 1, it features a methane hydrate reservoir to combined cycle power generation facility that drives a generator by the steam turbine and gas turbine, methane hydrate in the methane hydrate reservoir decomposition The chilled water generated at the time of cooling is introduced into an intake air cooler associated with the gas turbine to cool the intake air for combustion, and in a period other than summer, a part of the exhaust gas discharged from the gas turbine is in methane hydrate cold use power system that holds the intake combustion to a predetermined temperature through by mixing year, to form a loop-like closed circuit including an intake air cooler and methane hydrate reservoir associated with the gas turbine with the Circulating the cold heat generated during the decomposition of methane hydrate in the closed circuit, and methane hydrate Excess cold water generated during preparative decomposition, characterized in that discharged from the system of the closed circuit.

請求項２に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムは、メタンハイドレート貯槽、蒸気タービン復水器及びガスタービン吸気冷却器によりループ状の閉回路を形成するとともに、該閉回路にメタンハイドレートの分解時に生じた冷熱を循環させることを特徴とする。 The methane hydrate cold power generation system according to claim 2 forms a closed loop circuit with a methane hydrate storage tank, a steam turbine condenser and a gas turbine intake air cooler, and decomposes methane hydrate into the closed circuit. It is characterized by circulating cold heat generated at times.

請求項３に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムは、ガス導入基地からガス消費地区に至るガス導管沿いにメタンハイドレート生成貯槽設備及び複合発電設備を設け、前記メタンハイドレート生成貯槽設備は、メタンハイドレート生成槽と、冷凍機と、熱交換器と、補給水タンクと、メタンハイドレート貯蔵タンクとから構成され、前記複合発電設備は、蒸気タービンと、発電機と、ガスタービン吸気冷却器と、吸気圧縮機と、燃焼器と、ガスタービンと、廃熱ボイラと、蒸気タービン復水器及び膨張タービンとから構成されたメタンハイドレート冷熱利用発電システムであって、前記メタンハイドレート生成貯槽設備に蓄えられた冷熱を、前記吸気冷却器及び蒸気タービン復水器に送給することを特徴とする。 The methane hydrate cold power generation system according to claim 3 is provided with a methane hydrate generation storage tank facility and a combined power generation facility along a gas conduit extending from a gas introduction base to a gas consumption area. A hydrate generation tank, a refrigerator, a heat exchanger, a makeup water tank, and a methane hydrate storage tank, and the combined power generation facility includes a steam turbine, a generator, a gas turbine intake air cooler, A methane hydrate cold power generation system comprising an intake compressor, a combustor, a gas turbine, a waste heat boiler, a steam turbine condenser and an expansion turbine, wherein the methane hydrate generation storage tank facility The cool heat stored in is supplied to the intake air cooler and the steam turbine condenser.

請求項４に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムは、前記メタンハイドレート生成貯槽設備に蓄えられた冷熱がスラリー状のメタンハイドレートである。 In the methane hydrate cold power generation system according to claim 4, the cold heat stored in the methane hydrate production and storage tank facility is slurry-like methane hydrate.

上記のように、請求項１に係る発明は、複合発電システムにおいて、ガスタービンに付随する吸気冷却器にメタンハイドレート分解時に生じた冷水を導入して燃焼用吸気を冷却すると共に、夏期以外の期間においては、ガスタービンから排出される排ガスの一部を燃焼用吸気に混合させて年間を通じて燃焼用吸気を所定温度に保持するようにしたので、年間を通じてメタンハイドレート分解時の冷熱を有効に利用することが可能になり、ガスタービンを年間を通じて最高効率点で運転することができるとともに、温排水の問題も解消し、環境に悪影響を及ぼすことも皆無となった。   As described above, in the combined power generation system, the invention according to claim 1 cools the combustion intake air by introducing the cold water generated at the time of methane hydrate decomposition into the intake air cooler associated with the gas turbine, During the period, a part of the exhaust gas discharged from the gas turbine was mixed with the combustion intake air so that the combustion intake air was maintained at a predetermined temperature throughout the year. As a result, the gas turbine can be operated at the highest efficiency throughout the year, and the problem of hot drainage has been eliminated, which has no negative impact on the environment.

また、請求項４に係る発明は、メタンハイドレート生成貯槽内に蓄えた冷熱、すなわち、メタンハイドレートスラリーを吸気冷却器及び蒸気タービン復水器に送給するようにしたので、水で燃焼用空気や復水を冷却する場合に比べて発電機の出力が大幅に向上する。特に、メタンハイドレート生成貯槽内に蓄えた冷熱、すなわち、メタンハイドレートスラリーを蒸気タービン復水器に送給すると、水で冷却する場合に比べて蒸気タービンの排気圧力が大幅に低下し、発電機の出力が大幅に向上する。更に、本発明は、高圧の天然ガスを膨張タービンで膨張させるので、発電機の出力向上に寄与することとなる。   Further, in the invention according to claim 4, since the cold heat stored in the methane hydrate production storage tank, that is, the methane hydrate slurry is fed to the intake air cooler and the steam turbine condenser, Compared to cooling air or condensate, the generator output is greatly improved. In particular, when the cold heat stored in the methane hydrate production storage tank, that is, the methane hydrate slurry is fed to the steam turbine condenser, the exhaust pressure of the steam turbine is greatly reduced compared with the case of cooling with water. The output of the machine is greatly improved. Furthermore, since this invention expands a high pressure natural gas with an expansion turbine, it will contribute to the output improvement of a generator.

以下、本発明の実施の形態を図面を用いて説明する。図１は、本発明に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムの概略図である。   Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. FIG. 1 is a schematic view of a methane hydrate cold power generation system according to the present invention.

図１において、１は、複合発電装置であり、蒸気タービン２及びガスタービン３によって発電機４を駆動して発電するようになっている。このガスタービン３は、吸気冷却器５と、吸気圧縮機６と、燃焼器７と、膨張タービン８とから構成され、膨張タービン８の排ガスａを廃熱ボイラ９に導入して熱回収するようになっている。また、蒸気タービン２は、仕事後の蒸気ｂを復水器１０に導入して液化させた後、復水ｃをポンプ１１によって廃熱ボイラ９に給水するようになっている。そして、廃熱ボイラ９で発生した蒸気ｄは、蒸気タービン２に導入され、発電に供するようになっている。   In FIG. 1, reference numeral 1 denotes a combined power generator, which generates power by driving a generator 4 by a steam turbine 2 and a gas turbine 3. The gas turbine 3 includes an intake air cooler 5, an intake air compressor 6, a combustor 7, and an expansion turbine 8. The exhaust gas a of the expansion turbine 8 is introduced into a waste heat boiler 9 to recover heat. It has become. In addition, the steam turbine 2 introduces steam b after work into the condenser 10 to liquefy it, and then supplies the condensate c to the waste heat boiler 9 by the pump 11. The steam d generated in the waste heat boiler 9 is introduced into the steam turbine 2 and used for power generation.

一方、復水器１０と、吸気冷却器５と、メタンハイドレート貯槽１２と、ポンプ１３とは、連通管１４によって連通され、ループ状の閉回路１５を構成している。この閉回路１５には、吸気冷却器５を迂回するバイパス１６が設けられている。１７は、吸気導入管であり、燃焼用空気ｅを吸気冷却器５を経て吸気圧縮機６に導入するようになっている。この吸気導入管１７には、吸気冷却器５より上流側において排気導入管１８が接続しており、ガスタービン３から排出された排ガスａの一部が導入されるようになっている。排気導入管１８は、ブロアー１９を備えている。   On the other hand, the condenser 10, the intake air cooler 5, the methane hydrate storage tank 12, and the pump 13 are communicated by a communication pipe 14 to form a loop-shaped closed circuit 15. The closed circuit 15 is provided with a bypass 16 that bypasses the intake air cooler 5. Reference numeral 17 denotes an intake air introduction pipe which introduces combustion air e into the intake air compressor 6 via the intake air cooler 5. An exhaust introduction pipe 18 is connected to the intake introduction pipe 17 on the upstream side of the intake air cooler 5 so that a part of the exhaust gas a discharged from the gas turbine 3 is introduced. The exhaust introduction pipe 18 includes a blower 19.

上記メタンハイドレート貯槽１２には、メタンハイドレートｆが貯蔵されているが、メタンハイドレートｆの分解によって得られたメタンｇの一部は、配管２０を通ってガスタービン燃焼器７に導入され、残りのメタンｇは、配管２０から分岐する枝管２１を通って消費ゾーン（図示せず）に供給される。配管２０は、ブースタ２２を備えている。メタンハイドレート貯槽１２の内部は、多孔板２３によって上下に仕切られており、多孔板２３上にメタンハイドレートｆが貯蔵され、貯槽１２の底部に冷水ｈが貯蔵されている。   Although the methane hydrate f is stored in the methane hydrate storage tank 12, a part of the methane g obtained by the decomposition of the methane hydrate f is introduced into the gas turbine combustor 7 through the pipe 20. The remaining methane g is supplied to a consumption zone (not shown) through a branch pipe 21 branched from the pipe 20. The pipe 20 includes a booster 22. The inside of the methane hydrate storage tank 12 is partitioned vertically by a porous plate 23, methane hydrate f is stored on the porous plate 23, and cold water h is stored at the bottom of the storage tank 12.

この冷水ｈは、ポンプ１３によって閉回路１５内に送出され、先ず、復水器１０にて蒸気タービン２から排出された蒸気ｂを復水させる。次に、吸気冷却器５にてガスタービン圧縮機６に導入される燃焼用空気ｅを設計温度（摂氏２０℃）に冷却する。しかる後に、メタンハイドレート貯槽１２に戻り、図示しないノズルから貯槽１２内のメタンハイドレートｆ上に噴射され、メタンハイドレートｆをメタンｇと水ｈに分解させる。   The cold water h is sent into the closed circuit 15 by the pump 13, and first, the steam b discharged from the steam turbine 2 is condensed in the condenser 10. Next, the combustion air e introduced into the gas turbine compressor 6 by the intake air cooler 5 is cooled to a design temperature (20 ° C.). After that, the methane hydrate storage tank 12 is returned to, and injected from a nozzle (not shown) onto the methane hydrate f in the storage tank 12 to decompose the methane hydrate f into methane g and water h.

メタンハイドレート貯槽１２内で再生されたメタンｇは、燃料として、その一部がガスタービン燃焼器７に供給され、残りのメタンｇは、枝管２１を経て消費ゾーン（図示せず）に供給される。メタンハイドレート分解時に生じた余剰冷水ｈ′は、閉ループの枝管２４から系外に排出される。この余剰冷水ｈ′は、かなり低温（摂氏５℃）であるから、メタンハイドレート生成水として図示しない貯水槽に貯蔵される。   Part of the methane g regenerated in the methane hydrate storage tank 12 is supplied as fuel to the gas turbine combustor 7, and the remaining methane g is supplied to the consumption zone (not shown) via the branch pipe 21. Is done. Excess chilled water h ′ generated during the decomposition of methane hydrate is discharged out of the system from the closed-loop branch pipe 24. Since this excess cold water h ′ is considerably low temperature (5 ° C.), it is stored in a water tank (not shown) as methane hydrate product water.

また、メタンハイドレート貯槽１２の冷たい水ｈを、先ず最初に、復水器１０に通水することにより復水器１０の真空度が上がるため、復水器を海水などの常用の冷却水で冷却する場合に比べて蒸気タービン２の断熱熱落差を大幅に高めることが可能である。   In addition, since the cold water h in the methane hydrate storage tank 12 is first passed through the condenser 10 to increase the vacuum degree of the condenser 10, the condenser is used with ordinary cooling water such as seawater. The adiabatic heat drop of the steam turbine 2 can be significantly increased as compared with the case of cooling.

復水器１０を出た後の冷水ｈは、夏場のガスタービンの吸気温度を、平均気温である摂氏１５〜２０℃程度に冷却することが可能であり、蒸気タービン２及びガスタービン３の出力増大に寄与することができる。一般的に、冷水ｈは、夏場を除けば、吸気冷却器５を迂回するバイパス１６を通って閉回路１５に戻ることになるが、メタンハイドレート貯槽１２の再生ガス量が同じであると仮定すると、冷水ｈが吸気冷却器５を通らないために、メタンハイドレートを分解させる分解熱量が不足する。   The chilled water h after leaving the condenser 10 can cool the intake temperature of the gas turbine in the summer to about 15 to 20 ° C., which is an average temperature, and the output of the steam turbine 2 and the gas turbine 3. It can contribute to the increase. Generally, the cold water h returns to the closed circuit 15 through the bypass 16 bypassing the intake air cooler 5 except in summer, but the amount of regenerated gas in the methane hydrate storage tank 12 is assumed to be the same. Then, since the cold water h does not pass through the intake air cooler 5, the amount of decomposition heat for decomposing methane hydrate is insufficient.

従って、本発明にあっては、吸気冷却器５に冷水ｈを、常時、流し続けると共に、夏場以外の冬期及び中間期においては、ガスタービンの膨張タービン８から排出される排ガスａの一部を燃焼用空気ｅに混合させ、吸気冷却器５の入口温度を一定に保持する。その結果、ガスタービン３は、年間を通じ、常に設計温度（例えば、摂氏１５℃）で運転される。排ガスａの供給量は、排気導入管１８に配設させた制御弁２５によって調整される。   Accordingly, in the present invention, the cold water h is continuously supplied to the intake air cooler 5, and a part of the exhaust gas a discharged from the expansion turbine 8 of the gas turbine is partially discharged in winter and intermediate periods other than summer. Mixing with the combustion air e, the inlet temperature of the intake air cooler 5 is kept constant. As a result, the gas turbine 3 is always operated at a design temperature (for example, 15 degrees Celsius) throughout the year. The supply amount of the exhaust gas a is adjusted by a control valve 25 disposed in the exhaust introduction pipe 18.

ガスタービン７の排ガスの一部が燃焼用空気に混入することによってガスタービン燃焼空気の酸素濃度は、新鮮な空気に比べて、若干、下がることになるが、ガスタービンの排ガス中の酸素濃度は、比較的高いことでもあり、燃焼上、問題がないと考えられる。   When a part of the exhaust gas of the gas turbine 7 is mixed into the combustion air, the oxygen concentration of the gas turbine combustion air is slightly lower than that of fresh air, but the oxygen concentration in the exhaust gas of the gas turbine is It is also relatively expensive, and it is considered that there is no problem in combustion.

上記のように、本発明によれば、年間を通じ、メタンハイドレート分解時の冷熱を有効に利用することができる。その結果、ガスタービンを、年間を通じて最高効率点で運転することができる。また、温排水の問題も解消し、環境に悪影響を及ぼすこともない。   As described above, according to the present invention, the cold energy during methane hydrate decomposition can be used effectively throughout the year. As a result, the gas turbine can be operated at the highest efficiency point throughout the year. It also eliminates the problem of hot drainage and does not adversely affect the environment.

次に、本発明に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムの他の実施形態について説明する。   Next, another embodiment of the methane hydrate cold power generation system according to the present invention will be described.

図３に示すように、ガス田３１で採取した天然ガスｇは、ガス圧送用ステーション３２、パイプライン３３及びガス前処理設備３４を経て液化プラント３５に送給され、液化天然ガス（以下、ＬＮＧという）となってＬＮＧタンク３６に貯蔵される。   As shown in FIG. 3, the natural gas g collected in the gas field 31 is supplied to a liquefaction plant 35 via a gas pressure sending station 32, a pipeline 33, and a gas pretreatment facility 34, and liquefied natural gas (hereinafter referred to as LNG). And stored in the LNG tank 36.

ＬＮＧタンク３６内のＬＮＧは、ＬＮＧタンカー３７により輸送され、ガス導入基地３８側のＬＮＧタンク３９に貯蔵される。このＬＮＧタンク３９内のＬＮＧは、ＬＮＧポンプ４０で気化器４１に送給され、高圧の天然ガスｇに再生される。この高圧の天然ガスｇは、ガス主幹線４２を経て第１の工場４４ａ及び発電所４５ａに送給される。   The LNG in the LNG tank 36 is transported by the LNG tanker 37 and stored in the LNG tank 39 on the gas introduction base 38 side. The LNG in the LNG tank 39 is supplied to the vaporizer 41 by the LNG pump 40 and regenerated into a high-pressure natural gas g. The high-pressure natural gas g is supplied to the first factory 44a and the power plant 45a through the gas main line 42.

更に、ガス主幹線４２に設けられた１段目のガバナー弁４６ａによって減圧された中圧の天然ガスｇ′は、枝管４３を経て第２の工場４４ｂ及び発電所４５ｂに送給される。更に、ガス主幹線４２に設けられた２段目のガバナー弁４６ｂによって減圧された低圧の天然ガスｇ″は、枝管４３を経て一般家庭４７及び業務施設４８に送給される。   Further, the medium-pressure natural gas g ′ decompressed by the first-stage governor valve 46 a provided on the gas main line 42 is supplied to the second factory 44 b and the power plant 45 b through the branch pipe 43. Further, the low-pressure natural gas g ″ decompressed by the second-stage governor valve 46 b provided on the gas main line 42 is sent to the general household 47 and the business facility 48 through the branch pipe 43.

ところで、本発明では、第１の工場４４ａや発電所４５ａの近郊にガスハイドレート生成貯蔵設備１２及び発電所１を設置するほか、消費地域Ａ，Ｂ，Ｃ，〜の近郊にガスハイドレート生成貯蔵設備１２及び発電所１を設置する。   By the way, in this invention, in addition to installing the gas hydrate generation and storage facility 12 and the power plant 1 in the vicinity of the first factory 44a and the power plant 45a, gas hydrate is generated in the suburbs of the consumption areas A, B, C,. The storage facility 12 and the power plant 1 are installed.

一方、天然ガスｇの一部は、ガスブースター４９により昇圧され、海底パイプライン５０を経て天然ガスバッファータンク５１に送給される。この天然ガスバッファータンク５１の天然ガスｇは、ガス圧送用コンプレッサ５２により圧送され、上記ガス主幹線４２を経て工場４４、発電所４５、一般家庭４７、業務施設４８及び消費地域Ａ，Ｂ，Ｃ，〜に送給される。その際、上記ガス圧送用コンプレッサ５２は、夜間電力を使用して運転されるので、電力の平準化を計ることができる。また、上記発電所１で発電された電力は、上記工場４４、一般家庭４７、業務施設４８及び消費地域Ａ，Ｂ，Ｃ，〜に送電される。   On the other hand, a part of the natural gas g is boosted by the gas booster 49 and fed to the natural gas buffer tank 51 through the submarine pipeline 50. The natural gas g in the natural gas buffer tank 51 is pumped by the gas pumping compressor 52, passes through the gas main line 42, the factory 44, the power plant 45, the general household 47, the business facility 48, and the consumption areas A, B, C. , Sent to. At that time, the gas pressure compressor 52 is operated by using nighttime power, so that the power can be leveled. In addition, the electric power generated at the power plant 1 is transmitted to the factory 44, the general household 47, the business facility 48, and the consumption areas A, B, C,.

上記のガスハイドレート生成貯蔵設備１２及び発電所１は、図２に示すように構成されている。   The gas hydrate generation and storage facility 12 and the power plant 1 are configured as shown in FIG.

ガスハイドレート生成貯蔵設備１２は、メタンハイドレート生成槽６１と、冷凍機６２と、熱交換器６３と、補給水タンク６４と、メタンハイドレート貯蔵タンク６５から構成され、夜間電力を使用して運転されている。   The gas hydrate production and storage facility 12 is composed of a methane hydrate production tank 61, a refrigerator 62, a heat exchanger 63, a makeup water tank 64, and a methane hydrate storage tank 65, and uses nighttime power. It is driving.

上記ガバナー弁４６より上流側のガス主幹線４２ａから分岐した枝管６６からメタンハイドレート生成槽６１に天然ガスｇが供給されるとともに、補給水タンク６４内の水ｈが補給水ポンプ６７によってメタンハイドレート生成槽６１に供給されると、メタンハイドレート生成槽６１内でメタンを主成分とする天然ガスと水の水和物であるメタンハイドレートｆが生成される。   The natural gas g is supplied to the methane hydrate production tank 61 from the branch pipe 66 branched from the gas main line 42 a upstream from the governor valve 46, and the water h in the make-up water tank 64 is supplied to the methane by the make-up water pump 67. When supplied to the hydrate production tank 61, methane hydrate f, which is a hydrate of natural gas and water mainly composed of methane, is produced in the methane hydrate production tank 61.

ここで、メタンハイドレート生成槽内の圧力及び温度としては、例えば、１〜４℃、３０〜１００気圧の範囲が好ましい。また、水ｈは、メタンハイドレート生成槽６１に噴霧状態で供給することが好ましい。   Here, as a pressure and temperature in a methane hydrate production | generation tank, the range of 1-4 degreeC and 30-100 atmospheres is preferable, for example. The water h is preferably supplied to the methane hydrate production tank 61 in a sprayed state.

このメタンハイドレート生成槽６１内の水ｈ及びメタンハイドレートｆは、攪拌手段６８により攪拌されてスラリーｆ′になるとともに、スラリー循環ポンプ６９により導出される。そして、メタンハイドレート貯蔵タンク６５に貯蔵されるとともに、その一部は、スラリー循環ライン７０を経てメタンハイドレート生成槽６１に戻される。このスラリー循環ライン７０は、その途中に熱交換器６３及び冷凍機６２を備え、スラリー循環ライン７０を循環するメタンハイドレートスラリーｆ′を所定温度に冷却する。また、メタンハイドレート貯蔵タンク６５内でメタンハイドレートスラリーｆ′から分離した水ｈは、スラリー移送ポンプ７１及び水循環ライン７２により補給水タンク６４に戻される。   The water h and methane hydrate f in the methane hydrate production tank 61 are agitated by the agitating means 68 to become a slurry f ′, and are led out by the slurry circulation pump 69. And while being stored in the methane hydrate storage tank 65, a part thereof is returned to the methane hydrate production tank 61 through the slurry circulation line 70. The slurry circulation line 70 includes a heat exchanger 63 and a refrigerator 62 in the middle thereof, and cools the methane hydrate slurry f ′ circulating through the slurry circulation line 70 to a predetermined temperature. The water h separated from the methane hydrate slurry f ′ in the methane hydrate storage tank 65 is returned to the makeup water tank 64 by the slurry transfer pump 71 and the water circulation line 72.

一方、発電所である複合発電設備１は、蒸気タービン２と、発電機４と、ガスタービン吸気冷却器５と、吸気圧縮機６と、燃焼器７と、ガスタービン８と、廃熱ボイラ９と、蒸気タービン復水器１０及び膨張タービン２５から構成され、上記発電機４を、蒸気タービン２と、ガスタービン８及び膨張タービン２５により駆動するようになっている。   On the other hand, the combined power generation facility 1 which is a power plant includes a steam turbine 2, a generator 4, a gas turbine intake air cooler 5, an intake compressor 6, a combustor 7, a gas turbine 8, and a waste heat boiler 9. And the steam turbine condenser 10 and the expansion turbine 25, and the generator 4 is driven by the steam turbine 2, the gas turbine 8, and the expansion turbine 25.

更に、この複合発電設備１は、上記水循環ライン７２と、上記ガバナー弁４６より下流側のガス主幹線４２ｂとを結ぶメタンハイドレート分解ライン７３に、上記スラリー移送ポンプ７１から上記ガス主幹線４２ｂ側に向かって、順次、ガスタービン吸気冷却器５、ガス分離器７４、除湿器７５、加熱器７６及び膨張タービン２５を配している。   Further, the combined power generation facility 1 is connected to the methane hydrate decomposition line 73 connecting the water circulation line 72 and the gas main line 42b downstream of the governor valve 46, from the slurry transfer pump 71 to the gas main line 42b side. The gas turbine intake air cooler 5, the gas separator 74, the dehumidifier 75, the heater 76, and the expansion turbine 25 are arranged sequentially.

しかして、メタンハイドレート貯蔵タンク６５のメタンハイドレートスラリーｆ′をメタンハイドレート分解ライン７３に送給すると、メタンハイドレートスラリーｆ′は、ガスタービン吸気冷却器５にて燃焼用空気ｅを冷却する一方、自分自身、水と天然ガスに分解する。この天然ガスｇは、ガス分離器７４で水ｈと分離した後、除湿器７５を経て上記燃焼器７に供給される。この天然ガスｇの一部は、加熱器７６で加熱されて高圧となり、発電機４と軸を同じくする膨張タービン２５を駆動した後、ガス主幹線４２ｂを経て需要地又は消費地に供給される。   When the methane hydrate slurry f ′ in the methane hydrate storage tank 65 is fed to the methane hydrate decomposition line 73, the methane hydrate slurry f ′ cools the combustion air e in the gas turbine intake cooler 5. Meanwhile, it decomposes itself into water and natural gas. The natural gas g is separated from the water h by the gas separator 74 and then supplied to the combustor 7 through the dehumidifier 75. A part of the natural gas g is heated by the heater 76 to become high pressure, and after driving the expansion turbine 25 having the same shaft as the generator 4, is supplied to the demand place or the consumption place through the gas main line 42 b. .

上記燃焼器７に供給された天然ガスｇは、吸気圧縮機６で圧縮された燃焼用空気ｅと混合燃焼してガスタービン８に導入され、発電機４及び吸気圧縮機６を駆動する原動力となる。ガスタービン８を出た排ガスａは、廃熱ボイラ９に導入され、廃熱が回収される。廃熱ボイラ９で生じた高温高圧の蒸気ｄは、蒸気タービン２に導入され、発電に寄与する。蒸気タービン２を出た蒸気ｂは、蒸気タービン復水器１０に導入され、冷却される。復水ｃは、図示しないポンプにより廃熱ボイラ９に戻される。   The natural gas g supplied to the combustor 7 is mixed with the combustion air e compressed by the intake compressor 6 and introduced into the gas turbine 8 to drive the generator 4 and the intake compressor 6. Become. The exhaust gas a exiting the gas turbine 8 is introduced into the waste heat boiler 9, and the waste heat is recovered. The high-temperature and high-pressure steam d generated in the waste heat boiler 9 is introduced into the steam turbine 2 and contributes to power generation. The steam b exiting the steam turbine 2 is introduced into the steam turbine condenser 10 and cooled. Condensate c is returned to the waste heat boiler 9 by a pump (not shown).

更に、この複合発電設備１は、上記水循環ライン７２にガスタービン吸気冷却器５を迂回するバイパスライン７７を配するとともに、このバイパスライン７７に上記蒸気タービン復水器１０及びガス分離器７４を配しており、上記メタンハイドレート貯蔵タンク６５のメタンハイドレートスラリーｆ′をバイパスライン７７に送給すると、メタンハイドレートスラリーｆ′は、蒸気タービン復水器１０にて廃熱ボイラ９から導出された蒸気ｂを冷却して復水させる一方、自分自身、水と天然ガスに分解する。この天然ガスｇは、ガス分離器７４で水ｈと分離した後、除湿器７５を経て上記燃焼器７に供給される。一方、ガス分離器７４で分離された水ｈは、ドレン移送ポンプ７８により上記水循環ライン７２に戻される。   Further, in the combined power generation facility 1, a bypass line 77 that bypasses the gas turbine intake air cooler 5 is arranged in the water circulation line 72, and the steam turbine condenser 10 and the gas separator 74 are arranged in the bypass line 77. When the methane hydrate slurry f 'in the methane hydrate storage tank 65 is fed to the bypass line 77, the methane hydrate slurry f' is led out from the waste heat boiler 9 by the steam turbine condenser 10. While the steam b is cooled and condensed, it decomposes itself into water and natural gas. The natural gas g is separated from the water h by the gas separator 74 and then supplied to the combustor 7 through the dehumidifier 75. On the other hand, the water h separated by the gas separator 74 is returned to the water circulation line 72 by the drain transfer pump 78.

本発明のメタンハイドレート冷熱利用発電システム（図１参照）と、従来の複合発電システムとを比較した。設定条件は、次の通りとした。
・ガスタービン基準吸気温度：摂氏１５℃
・定格出力（発電端）：２０，０００ｋＷ
・発電効率（発電端）：３１％
・排 気 流 量 ：８０ｋｇ／ｓ
・排 気 温 度 ：５００℃
・燃 料 ：天然ガス The methane hydrate cold power generation system (see FIG. 1) of the present invention was compared with a conventional combined power generation system. The setting conditions were as follows.
・ Gas turbine reference intake temperature: 15 ℃
・ Rated output (power generation end): 20,000 kW
・ Power generation efficiency (power generation end): 31%
・ Exhaust flow rate: 80kg / s
・ Exhaust temperature: 500 ℃
・ Fuel: Natural gas

その結果、本発明では、
・蒸気タービン出力 ： ７，３５５ｋＷ
・ガスタービン出力 ：１８，０００ｋＷ
・復水器圧力 ：０．０１７ａｔａ
・ガスタービン吸気温度：２０℃
となり、従来例では、
・蒸気タービン出力 ： ５，９８０ｋＷ
・ガスタービン出力 ：１６，４００ｋＷ
・復水器圧力 ：０．０７５ａｔａ
・ガスタービン吸気温度：３２℃
となり、本発明の方が従来例に比べて２９７５ｋＷ（＝（７３５５＋１８０００）−（５９８０＋１６４００））だけ出力が増加した。 As a result, in the present invention,
・ Steam turbine output: 7,355 kW
・ Gas turbine output: 18,000 kW
・ Condenser pressure: 0.017 ata
・ Gas turbine intake temperature: 20 ℃
In the conventional example,
・ Steam turbine output: 5,980 kW
・ Gas turbine output: 16,400 kW
・ Condenser pressure: 0.075 ata
・ Gas turbine intake temperature: 32 ℃
Thus, the output of the present invention increased by 2975 kW (= (7355 + 18000) − (5980 + 16400)) compared to the conventional example.

なお、発電出力増加分を、メタンハイドレート解離ガス量で割り算したメタン処理量当たりの値は、
（（７３５５＋１８０００）−（５９８０＋１６４００））／１５．５
＝１９２ｋＷ／ｔ（ＣＨ4 ）
となり、メタンハイドレート生成単位にほぼ匹敵する結果となった。その結果、メタンハイドレートを生成するに要する動力を、ほぼ１００％回収可能であることが分かった。 Note that the value per unit of methane treatment obtained by dividing the increase in power generation output by the amount of methane hydrate dissociation gas is
((7355 + 18000)-(5980 + 16400)) / 15.5
= 192 kW / t (CH 4 )
The result was almost comparable to the methane hydrate production unit. As a result, it was found that almost 100% of the power required to produce methane hydrate can be recovered.

本発明に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムの概略図である。1 is a schematic view of a methane hydrate cold power generation system according to the present invention. 本発明に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムの他の実施形態を示す概略図である。It is the schematic which shows other embodiment of the methane hydrate cold-heating power generation system which concerns on this invention. 図２のメタンハイドレート冷熱利用発電システムを含むガス供給事業全体の概略図である。It is the schematic of the whole gas supply business including the methane hydrate cold utilization power generation system of FIG.

符号の説明Explanation of symbols

ａ 排ガス
ｅ 燃焼用空気
ｆ メタンハイドレート
ｈ 冷水
２ 蒸気タービン
３ ガスタービン
４ 発電機
５ 吸気冷却器 a exhaust gas e combustion air f methane hydrate h cold water 2 steam turbine 3 gas turbine 4 generator 5 intake air cooler

Claims (4)

蒸気タービン及びガスタービンにより発電機を駆動する複合発電設備にメタンハイドレート貯槽を併設し、該メタンハイドレート貯槽内のメタンハイドレートが分解した時に生じた冷水を、前記ガスタービンに付随する吸気冷却器に導入して燃焼用吸気を冷却すると共に、夏期以外の期間においては、前記ガスタービンから排出される排ガスの一部を燃焼用吸気に混合させて年間を通じて燃焼用吸気を所定温度に保持するメタンハイドレート冷熱利用発電システムにおいて、前記ガスタービンに付随する吸気冷却器及びメタンハイドレート貯槽を含むループ状の閉回路を形成するとともに、該閉回路にメタンハイドレートの分解時に生じた冷熱を循環させ、かつ、メタンハイドレートの分解時に生じた余剰冷水を前記閉回路の系外に排出することを特徴とするメタンハイドレート冷熱利用発電システム。 It features a methane hydrate reservoir to combined cycle power generation facility that drives a generator by the steam turbine and gas turbine, methane hydrate in the methane hydrate reservoir is cold water generated upon decomposition, associated with the gas turbine inlet Introduced into a cooler to cool the combustion intake air, and during periods other than summer, a part of the exhaust gas discharged from the gas turbine is mixed with the combustion intake air to keep the combustion intake air at a predetermined temperature throughout the year. in methane hydrate cold use power generation systems that, to form a loop-like closed circuit including an intake air cooler and methane hydrate reservoir associated with the gas turbine, generated during the decomposition of methane hydrate in the closed circuit cold is circulated, and, discharging the excess cold water generated during the decomposition of methane hydrate to the outside of said closed circuit Methane hydrate cold use power generation systems, wherein the door. メタンハイドレート貯槽、蒸気タービン復水器及びガスタービン吸気冷却器によりループ状の閉回路を形成するとともに、該閉回路にメタンハイドレートの分解時に生じた冷熱を循環させる請求項１記載のメタンハイドレート冷熱利用発電システム。 The methane hydrate according to claim 1, wherein a methane hydrate storage tank, a steam turbine condenser and a gas turbine intake air cooler form a loop-shaped closed circuit and circulates cold heat generated during decomposition of methane hydrate in the closed circuit. Rate cold power generation system. ガス導入基地からガス消費地区に至るガス導管沿いにメタンハイドレート生成貯槽設備及び複合発電設備を設け、前記メタンハイドレート生成貯槽設備は、メタンハイドレート生成槽と、冷凍機と、熱交換器と、補給水タンクと、メタンハイドレート貯蔵タンクとから構成され、前記複合発電設備は、蒸気タービンと、発電機と、ガスタービン吸気冷却器と、吸気圧縮機と、燃焼器と、ガスタービンと、廃熱ボイラと、蒸気タービン復水器及び膨張タービンとから構成されたメタンハイドレート冷熱利用発電システムであって、前記メタンハイドレート生成貯槽設備に蓄えられた冷熱を、前記吸気冷却器及び蒸気タービン復水器に送給することを特徴とするメタンハイドレート冷熱利用発電システム。 A methane hydrate generation storage tank facility and a combined power generation facility are provided along the gas conduit from the gas introduction base to the gas consumption area. The methane hydrate generation storage tank facility includes a methane hydrate generation tank, a refrigerator, a heat exchanger, The combined power generation facility comprises a steam turbine, a generator, a gas turbine intake air cooler, an intake compressor, a combustor, a gas turbine, A methane hydrate cold power generation system comprising a waste heat boiler, a steam turbine condenser and an expansion turbine, wherein the cold heat stored in the methane hydrate generation storage tank facility is converted into the intake air cooler and the steam turbine. A methane hydrate cold power generation system characterized by being fed to a condenser . 前記メタンハイドレート生成貯槽設備に蓄えられた冷熱がスラリー状のメタンハイドレートである請求項３記載のメタンハイドレート冷熱利用発電システム。 The methane hydrate cold energy generation system according to claim 3, wherein the cold energy stored in the methane hydrate production and storage tank facility is slurry methane hydrate .
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