JP4684709B2 - 発電所におけるガスハイドレート分解熱供給方法及び装置 - Google Patents

Description

本発明は、発電所におけるガスハイドレート分解熱供給方法及び装置、より詳しくは、天然ガスを主たる燃料とするガスタービン複合発電所、あるいは石炭と少量の天然ガスとの混合燃料を燃料とする石炭火力発電所におけるガスハイドレート分解熱供給方法及び装置に関するものである。

昨今、液化天然ガス（以下、ＬＮＧという。）を燃料源とするガスタービン複合発電所（ＧＴＣＣ）が稼働しているが、将来、ＬＮＧの停滞が余儀なくされる状況が考えられる。現に、ＬＮＧ生産国の間でＬＮＧの輸出を制限するような言動などがあることがＴＶや新聞などの報道機関によって報道されている。

また、ＬＮＧを燃料源とする既存のガスタービン複合発電所に隣接する場所に新規にガスタービン複合発電所を建設することが考えられる。その場合、新設するガスタービン複合発電所の燃料としては、値段の高価なＬＮＧに頼らず、新しい燃料として、昨今、注目されている天然ガスハイドレート（以下、ＮＧＨという。）を導入することが考えられる。すなわち、ＬＮＧの補完的燃料としてＮＧＨを使用することが考えられる。

ＮＧＨを、ＬＮＧの補完的燃料として使用する場合、海外のガス田から天然ガスの水和物として輸入されるＮＧＨをＮＧＨ輸入基地において、再度、天然ガスに変換する必要がある。ＮＧＨ輸入基地において、ＮＧＨを天然ガスと水（母液）とに分解する際には、ＮＧＨを加熱する必要がある。

ＮＧＨを加熱する場合、一般に、熱源として海水を使用するが、海水は、夏場と冬場において水温が異なる。すなわち、地域差もあるが、海水温は、夏場で約３０℃前後、冬場で約１０℃前後であり、その温度差が約２０℃もあることから、海水は、年間を通して安定した熱源になり難いという問題がある。

一方、ＮＧＨを分解する時、０℃以上の熱源が必要である。然るに、冬場の海水温は、上記のように、約１０℃であり、ＮＧＨとの温度差が小さいことから、ＮＧＨのガス化熱源として不適当である。ＮＧＨの温度は、製造あるいは輸送条件にもよるが、例えば、−２０℃程度と言われている。

また、海水を熱源とする熱交換器を適用し、冬場においても所定のガス量を確保しようとした場合、それに見合った新たな熱交換器の設計が必要となり、設備コストを圧迫するという問題がある。

従来、ガスハイドレートの熱分解によって得られたガスをガスタービンの燃料に供し、水を廃熱ボイラに補給水として供給するコージェネレーションシステムが提案されているが（例えば、特許文献１参照。）、ガスハイドレート貯槽内のガスハイドレートの分解熱源について言及されていない。
特開２００２−３７１８６２号公報

本発明は、ガスハイドレートの熱分解に海水を用いることによる不都合を解消するためになされたものであり、その目的とするところは、ＮＧＨの分解に必要な熱源が安定的に得られると共に、冬場の海水温に見合った熱交換器の設計などが不要となる発電所におけるガスハイドレート分解熱供給方法及び装置を提供することにある。

上記の課題を解決するため、本発明は、次のように構成されている。

請求項１に係る発明は、液化天然ガスを主又は従たる燃料とする発電所にガス化槽を設置し、該ガス化槽と発電所の排気ガスより熱を回収する熱回収器との間で熱媒体を循環させる工程と、この熱媒体を用いてガス化槽内のガスハイドレートを熱分解する工程と、ガスハイドレートの熱分解によって得られたガス化槽内の天然ガスを前記発電所に燃料として補完的に供給する発電所におけるガスハイドレート分解熱供給方法において、前記ガス化槽内に噴射ノズル管を設け、該噴射ノズル管から熱媒体である加熱水を噴射して前記ガス化槽内のペレット状のガスハイドレートを熱分解することを特徴とする発電所におけるガスハイドレート分解熱供給方法である。

請求項２に係る発明は、前記熱回収器に、前記発電所の少なくとも１軸分の排気ガスを供給することを特徴とする請求項１記載の発電所におけるガスハイドレート分解熱供給方法である。

請求項３に係る発明は、液化天然ガスを主又は従たる燃料とする発電所にガスハイドレートをガス化するガス化槽を設置すると共に、前記発電所の排気路に熱回収器を設け、更に、前記ガス化槽と熱回収器との間にこれらの機器を巡る循環ラインを設け、かつ、ガス化槽内の天然ガス供給管と前記発電所の天然ガス供給管とを接続し、前記ガス化槽内の天然ガスを前記発電所に燃料として補完的に供給する発電所におけるガスハイドレート分解熱供給装置において、前記ガス化槽内に噴射ノズル管を設け、該噴射ノズル管から前記熱回収器で加熱された水を噴射して前記ガス化槽内のペレット状のガスハイドレートを熱分解することを特徴とする発電所におけるガスハイドレート分解熱供給装置である。

請求項４に係る発明は、前記熱回収器が、直接又は間接加熱式の温水発生器である請求項３記載の発電所におけるガスハイドレート分解熱供給装置である。

請求項５に係る発明は、前記熱回収器の伝熱管表面をコーティングすることを特徴とする請求項３又は４記載の発電所におけるガスハイドレート分解熱供給装置である。

上記のように、請求項１の記載に係る発明は、液化天然ガスを主たる燃料又は従たる燃料とする発電所において、前記発電所に設置したガス化槽と、前記発電所の排気ガスより熱回収する温水発生器との間でガスハイドレート熱分解用の循環水を循環させる工程と、この循環水を用いてガス化槽内のガスハイドレートを熱分解する工程と、前記ガスハイドレートの熱分解によって得られたガス化槽内の天然ガスを前記発電所に燃料として補完的に供給するので、ＮＧＨの分解に必要な熱源をガスタービンや石炭火力ボイラの排気ガスから安定的に得ることができる。従って、液化天然ガス（ＬＮＧ）を主たる燃料源とするガスタービン複合発電所や、液化天然ガス（ＬＮＧ）を従たる燃料源とする石炭火力ボイラの燃料源の安定確保およびＣＯ₂ の排出抑制が可能となった。

請求項２の記載に係る発明は、前記温水発生器に、前記発電所の少なくとも多軸分の排気ガスを供給するため、ＮＧＨの分解に必要な熱源をガスタービン又は石炭火力ボイラの排気ガスから安定的に得ることができる。

請求項３の記載に係る発明は、液化天然ガスを主たる燃料又は従たる燃料とする発電所において、前記発電所にガスハイドレートをガス化するガス化槽を設置すると共に、前記発電所の排気路に温水発生器を設け、更に、前記ガス化槽と温水発生器との間にこれらの機器を巡る循環水ラインを設け、かつ、前記ガス化槽の天然ガス供給管と前記発電所の天然ガス供給管とを接続し、前記ガス化槽内の天然ガスを前記発電所に燃料として補完的に供給するので、従来のガスタービン複合発電所や石炭火力発電所の設備を大幅に改造することなく、ＮＧＨの分解に必要な熱源をガスタービン排気ガス又は石炭火力ボイラの排ガスから安定的に得ることができる。従って、液化天然ガス（ＬＮＧ）を燃料源とするガスタービン複合発電所や石炭火力発電所の燃料源の安定確保が可能となった。

請求項４の記載に係る発明は、前記温水発生器が、直接又は間接加熱式の温水発生器であるから、ガスハイドレート分解用の循環水を安定的に加熱することができる。

請求項５の記載に係る発明は、前記温水発生器の伝熱管表面をコーティングするので、結露が発生しても温水発生器の伝熱管の腐食を未然に防止することができる。

以下、本発明の実施の形態を図面を用いて説明する。なお、この実施形態は、新設したガスタービン複合発電所の場合について説明するが、これに限らず、例えば、石炭火力発電所にも適用することができる。

図１において、符号Ａは、ＬＮＧを燃料源とするガスタービン複合発電所であり、このガスタービン複合発電所Ａには、ガスタービン複合発電装置１が複数軸（例えば、７軸）、並列に設置されている。

このガスタービン複合発電装置１は、それぞれ、ガスタービン部２と、発電機３と、蒸気タービン部４とを備えている。

ここで、１軸とは、ガスタービン部と、発電機と、蒸気タービン部とが１体化したものをいう。

更に詳しく説明すると、ガスタービン部２は、空気圧縮機５と、燃焼器６と、膨張タービン７とより構成されている。

しかして、空気圧縮機５で圧縮された圧縮空気ａと、後述するＬＮＧタンク１０より供給される天然ガスｇとを上記燃焼器６に導入して燃焼させ、その燃焼ガスｂを膨張タービン７に導入して膨張タービン７を回転させることによって上記発電機３を稼働するようになっている。膨張タービン７から排出された排気ガスｂ’は、排ガスライン８を経て煙突９から大気中に排出される。

他方、蒸気タービン部４は、蒸気タービン１５と、復水器１６と、給水ポンプ１７と、排熱回収ボイラ１８により構成されている。その上、この排熱回収ボイラ１８は、上記排ガスライン８上に配設されている。また、復水器１６は、冷媒として海水ｄを用いている。

しかして、排熱回収ボイラ１８は、膨張タービン７から排出された排気ガスｂ’から排熱を回収して蒸気を生成し、その蒸気ｓを蒸気タービン１５に供給して蒸気タービン１５を回転させることによって上記発電機３を稼働するようになっている。蒸気タービン１５から排出された蒸気ｓは、復水器１６で復水後、給水ポンプ１７によって排熱回収ボイラ１８に供給するようになっている。

図１中、符号１０は、ＬＮＧ貯蔵タンクであり、このＬＮＧ貯蔵タンク１０内に貯蔵されているＬＮＧは、海水ｄを熱媒とする熱交換器１１によってガス化された後、メインの高圧ガス管２０および分岐管２１を経て各ガスタービン複合発電装置１に供給されるようになっている。このメインの高圧ガス管２０は、各ガスタービン複合発電装置１毎にバルブ２２を備えている。なお、上記熱交換器１１は、その前後にバルブ１２，１３を備えている。

更に、この発明は、ガスタービン複合発電所Ａ内にＮＧＨを熱分解するガス化槽３０を設置すると共に、上記排ガスライン８に温水発生器３１を備えている。この温水発生器３１は、複数軸（例えば、３軸）のガスタービン複合発電装置１の共有になっている関係で、第１のガスタービン複合発電装置１ａの排ガスライン８ａに設置されている。このため、この温水発生器３１の上流側に第２，第３のガスタービン複合発電装置の排ガスライン８ｂ，８ｃを接続している。

この温水発生器３１は、直接加熱式の熱交換器であるが、図２（ａ）に示すように、間接加熱式の熱交換器とすると、循環水ｗの温度を更に高くすることができ、結果的にガス化槽３０を小型化できる利点がある。但し、循環水ライン３５側の熱交換器３３の伝熱面は大きくなるが、ガス化槽を小型化する方が有利になり得る。図中、２９は循環ポンプ、３２は排気ガスライン８側の熱交換器である。

排ガス出口温度Ｔ₂ における管壁温度は、間接式では熱媒温度ｔｗ₁ に支配され、直接式では循環水温度ｔｒ₁ に支配される。後者の場合は、管壁温度が低くなる可能が高いため、結露し易くなり、間接式は腐食のリスクを軽減できる。尚、図２（ｂ）は、排ガス温度降下に対して、直接、間接式熱交換におけるそれぞれの場合の循環水温度変化を示す線図である。

図１に戻って説明すると、符号３５は、温水発生器３１を含む循環水ラインであり、その一端は、ガス化槽３０の底部に接続し、他端は、ガス化槽３０内に設けた噴射ノズル管３６に接続している。

この際、ガスタービン複合発電装置１の排気ガスｂ’中には、微量なＮＯｘが含まれ、温水発生器３１で排気ガスｂ’中の水分が結露すると、硝酸を生成することが考えられるので、腐食を防止するため、温水発生器３１の伝熱管３４の表面に、例えば、エナメルコーティングなどのコーティングを施す必要がある。

この循環水ライン３５は、往路中に循環水ポンプ３７を備え、ガス化槽３０内の水ｗを循環するようになっいている。また、この循環水ライン３５から分解水回収ライン３８が分岐し、余分な水を排水するようになっいている。

また、上記ガス化槽３０は、その上方にフィードドラム３９を備え、ペレット状に加工されたＮＧＨペレットｐを導入するようになっいている。また。ガス化槽３０の上部に設けたガス排出管４０は、バルブ４１を介して上記メインの高圧ガス管２０と接続している。

次に、このガスタービン複合発電所の運転について説明する。

既に説明したように、ＬＮＧタンク１０内に貯蔵されているＬＮＧは、ＬＮＧタンク１０から抜き出された後、海水ｄを熱源とする熱交換器１１によってガス化され、天然ガスｇとなって各ガスタービン複合発電装置１に供給される。

各ガスタービン複合発電装置１は、上記天然ガスｇを燃料として使用してガスタービン部２を稼働し、発電機３による発電を行っている。更に、排熱回収ボイラ１８によってガスタービン部２から排出された高温の排気ガスｂ’の熱を回収し、そこで得られた蒸気ｓを蒸気タービン１５に供給して前記発電機３の稼働に供するようになっている。

他方、循環水ポンプ３７を運転してガス化槽３０内の水ｗを循環させると、循環水ｗは、温水発生器３１によって加熱された後、噴射ノズル管３６からガス化槽３０内に噴射される。

しかる後に、フィードドラム３９からガス化槽３０内にＮＧＨペレットｐを供給すると、ＮＧＨペレットｐは、加熱された循環水ｗによって天然ガスｇと水ｗとに熱分解する。そして、ＮＧＨペレットｐからガス化した天然ガスｇは、ガス化槽３０の上部に充満する。

しかして、ガス化槽３０のガス排出管４０と、ガスタービン複合発電所の高圧ガス管２０とを繋ぐバルブ２２を「閉」から「開」に切り替えると、ガス化槽３０内の天然ガスｇがガスタービン複合発電所Ａの高圧ガス管２０に補完的に供給され、ガスタービン複合発電装置１の燃料の一部として使用される。

上記のように、新設のガスタービン複合発電所の場合、温水発生器３１は、複数軸、例えば、３軸のガスタービン複合発電装置の共有となるが、既存のガスタービン複合発電装置の場合は、個々に温水発生器３１を設けるものとする。この場合、循環水ライン３５は、温水発生器３１の数に合わせて分岐させるものとする。

他方、図３は、石炭火力発電所の排煙処理設備のフロー図であり、石炭火力ボイラ５１から排出された排ガスｆは、脱硝装置５２、空気予熱器５３、熱回収器５４、集塵機５５、脱硫装置５６、温水器５７、集塵器５８、再加熱器５９を経て図示しない煙突から大気中に放出されるが、この排ガスｆは、温水器５７の入口で６０℃の温度を有しているから、ガス化槽３０から供給される循環水ｗを２５〜３０℃程度に加熱することができる。

従って、温水器５７で加熱された循環水ｗは、ガスハイドレートペレットｐ分解用の熱源水として、十分に機能する。

また、上記ガス化槽３０で熱分解された天然ガスは、発電所のみならず、一般需要家にも供給することができる。

ここで、実施例により更に詳しく説明する。

（実施例）
［発電諸元］
・発 電 出 力： ３７０ＭＷ
・軸 数： １軸
・消 費 ガ ス 量： ５０ｔ／ｈ
・排 ガ ス 量： ６８０ｋｇ／ｓ／基
［ＮＧＨガス化槽諸元］
・Ｎ Ｇ Ｈ 供 給 量： ３８０ｔ／ｈ
・循 環 水 量： ９２５５ｔ／ｈ
・熱源水温度（入）： ２８℃
・熱源水温度（出）： ２１℃
・供 給 熱 量： ５３，８１０ｋＷ
・ガス化槽操作温度： ７℃
［温水発生器諸元］
・排ガス温度（入）： １００℃
・排ガス温度（出）： ７４℃

上記データは、４００ＭＷクラスのガスタービン複合発電所（ＧＴＣＣ）１軸の諸元である。また、供給するガス量に見合うＮＧＨ量及びそのＮＧＨを分解するガス化槽の諸元である。

しかし、供給熱量からＧＴＣＣ３軸の排ガスが必要である。すなわち、熱源として、温水発生器諸元に示すように、排ガス温度は、燃焼ガス中の水分結露から上記記載の温度レベル以下に下げられないために、３軸のＧＴＣＣで１軸に相当するＮＧＨ分解熱量が得られるように計画される。

本発明に係るガスハイドレート分解熱供給装置の概略構成図である。 （ａ）間接加熱式の温水発生器の概略図、（ｂ）排ガス温度降下に対して、直接、間接式熱交換におけるそれぞれの場合の循環水温度変化を示す線図である。 石炭火力発電所の排煙処理設備のフロー図である。

符号の説明

１ 複合発電装置 ２ ガスタービン
３ 発電機 ４ 蒸気タービン部
５ 空気圧縮タービン ６ 燃焼器
７ 膨張タービン ８ 排ガスライン
１０ ＬＮＧタンク １１ 熱交換器
１５ 蒸気タービン １６ 復水器
１７ 給水ポンプ １８ 排熱回収ボイラ
２０ 高圧ガス管 ２１ 分岐管
２２ バルブ ２９ 循環ポンプ
３０ ガス化槽 ３１ 温水発生器
３２，３３ 熱交換器 ３３ 熱交換器
３４ 伝熱管 ３５ 循環水ライン
３６ 噴射ノズル管 ３７ 循環水ポンプ
３８ 分解水回収ライン ３９ ドラム
４０ ガス排出管 Ａ ガスタービン複合発電所
ａ 圧縮空気 ｂ 燃焼ガス
ｂ’ 排気ガス ｄ 海水
ｆ 排ガス ｇ 天然ガス
ｐ ＮＧＨペレット ｓ 蒸気
ｗ 循環水

Claims (5)

1. 液化天然ガスを主又は従たる燃料とする発電所にガス化槽を設置し、該ガス化槽と発電所の排気ガスより熱を回収する熱回収器との間で熱媒体を循環させる工程と、この熱媒体を用いてガス化槽内のガスハイドレートを熱分解する工程と、ガスハイドレートの熱分解によって得られたガス化槽内の天然ガスを前記発電所に燃料として補完的に供給する発電所におけるガスハイドレート分解熱供給方法において、前記ガス化槽内に噴射ノズル管を設け、該噴射ノズル管から熱媒体である加熱水を噴射して前記ガス化槽内のペレット状のガスハイドレートを熱分解することを特徴とする発電所におけるガスハイドレート分解熱供給方法。
2. 前記熱回収器に、前記発電所の少なくとも１軸分の排気ガスを供給することを特徴とする請求項１記載の発電所におけるガスハイドレート分解熱供給方法。
3. 液化天然ガスを主又は従たる燃料とする発電所にガスハイドレートをガス化するガス化槽を設置すると共に、前記発電所の排気路に熱回収器を設け、更に、前記ガス化槽と熱回収器との間にこれらの機器を巡る循環ラインを設け、かつ、ガス化槽内の天然ガス供給管と前記発電所の天然ガス供給管とを接続し、前記ガス化槽内の天然ガスを前記発電所に燃料として補完的に供給する発電所におけるガスハイドレート分解熱供給装置において、前記ガス化槽内に噴射ノズル管を設け、該噴射ノズル管から前記熱回収器で加熱された水を噴射して前記ガス化槽内のペレット状のガスハイドレートを熱分解することを特徴とする発電所におけるガスハイドレート分解熱供給装置。
4. 前記熱回収器が、直接又は間接加熱式の温水発生器である請求項３記載の発電所におけるガスハイドレート分解熱供給装置。
5. 前記熱回収器の伝熱管表面をコーティングすることを特徴とする請求項３又は４記載の発電所におけるガスハイドレート分解熱供給装置。

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