JP4859980B2

JP4859980B2 - Ｌｎｇ冷熱利用ガスタービン及びｌｎｇ冷熱利用ガスタービンの運転方法

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Publication number: JP4859980B2
Application number: JP2009512850A
Authority: JP
Inventors: 康雄高橋; 眞一樋口; 睦堀次
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Current assignee: Hitachi Ltd
Priority date: 2007-04-26
Filing date: 2007-04-26
Publication date: 2012-01-25
Anticipated expiration: 2027-04-26
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Description

本発明は、液体天然ガスの冷熱を利用して冷媒コンプレッサや発電機を駆動するＬＮＧ冷熱利用ガスタービン及びＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの運転方法に関する。

近年、世界的な環境問題に対する観点から、よりクリーンなエネルギーとして天然ガスが注目されている。その天然ガスを冷却して液化し液化天然ガス（以下、「ＬＮＧ」と略称する）を製造するための液化基地や、ＬＮＧを貯蔵、気化して、発電燃料や都市ガス原料として供給する受入基地では、天然ガスを冷却する冷凍コンプレッサの駆動用や電力を発生させる発電用としてガスタービンが利用されている。

ＬＮＧは非常に低温（−１６２℃）の液体であり、ＬＮＧが蒸発して常温の天然ガスに戻るとき周囲媒体から熱を奪って冷却する冷熱エネルギーが発生する。

このＬＮＧ冷熱エネルギーをガスタービンに有効利用した一例として、特開平１１−１７３１６１号公報には、図１６に示した実施例にガスタービンの圧縮機の吸気を冷却する熱交換器に供給されるＬＮＧなどの低温冷媒温度を制御して前記熱交換器でドレインの発生を最小限に抑え、ガスタービンの出力と効率との双方を向上させる技術が開示されている。

また、特開平８−２９１７１９号公報には、液化ガス燃料を気化及び加熱してガスタービンに燃料として供給するガスタービンの液化ガス燃料の気化装置において、ガスタービンのロータを冷却した空気を熱媒体として液化ガス燃料の気化及び加熱に用いるようにして、液化ガス燃料を気化する単独の気化装置及び気化のための熱源を不要にした技術が開示されている。

また、ガスタービンの性能向上を図る有力な手段として、タービンのケーシング内壁と翼先端との間のクリアランスを小さな間隙となるように制御する技術がある。

例えば特開平２００１−２４８４０６号公報には、ガスタービンを構成するタービンのケーシングを冷却するために供給する冷却蒸気の温度、流量、圧力を調節することで、タービンのケーシング内壁と動翼先端との間のクリアランスを熱伸び差を抑制して接触を回避する適切な間隙に制御する技術が開示されている。

特開平１１−１７３１６１号公報特開平８−２９１７１９号公報特開２００１−２４８４０６号公報

前記した特開平１１−１７３１６１号公報、及び特開平８−２９１７１９号公報に開示されたガスタービンの吸気や高温部のロータの冷却にＬＮＧ等の冷熱を利用する技術では、ＬＮＧ等は吸気や高温部であるロータを冷却した後にガスタービンの燃焼器に供給されて燃料として燃焼されるため、ＬＮＧ等の冷熱エネルギーを十分に有効活用しないまま燃焼器の燃料として利用されている。

また、前記特開平２００１−２４８４０６号公報に開示されたタービンのケーシング内壁と翼先端との間のクリアランスの制御技術では、ガスタービンと蒸気タービンを駆動して、蒸気タービンのボトミング系から蒸気の一部をガスタービンのケーシングに冷却蒸気として導入し、ケーシングと動翼先端との間のクリアランスの制御を行っているため、冷却蒸気源となる蒸気タービンのボトミング系を構成する装置が大型化せざるを得ないという課題がある。

本発明の目的は、ＬＮＧの冷熱を有効に利用して、ガスタービンの出力向上と熱効率向上を可能にすると共に、装置の小型化を図ったＬＮＧ冷熱利用ガスタービン及びＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの運転方法を提供することにある。

本発明のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンは、吸気した空気を圧縮する圧縮機と、前記圧縮機で圧縮された圧縮空気と燃料の天然ガスとを混合させて燃焼し燃焼ガスを生成する燃焼器と、前記燃焼器で生成した燃焼ガスによって駆動されるタービンと、該タービンで駆動される負荷とを有するガスタービンを備えたＬＮＧ冷熱利用ガスタービンにおいて、前記圧縮機に吸気を導く吸気系統に設置されて該吸気を冷却する吸気冷却装置と、前記圧縮機から抽気した抽気空気をタービンの高温部に供給する抽気冷却系統を配設してこの抽気冷却系統に設置された該抽気冷却系統を流下する抽気空気を冷却する抽気冷却装置と、前記タービンに設置されて該タービンのケーシングを冷却するケーシング冷却装置と、前記タービンから該タービンを駆動した排ガスを排出する排ガス系統に設置されて該排ガスから排熱を回収する排熱回収装置とを備え、前記吸気冷却装置、抽気冷却装置、ケーシング冷却装置、及び排熱回収装置の冷却媒体として天然ガスを供給する天然ガス冷却系統をガスタービンに配設して該天然ガス冷却系統を流下する天然ガスの冷熱を冷却に利用するように構成し、前記天然ガス冷却系統を流下する冷却媒体の天然ガスは、前記天然ガス冷却系統にガスタービンの熱源とそれぞれ熱交換を行なう複数の熱交換器を設置し、前記ガスタービンの低温部から高温部にかけて発生する熱をこれらの熱交換器を通じて順次、天然ガス冷却系統を流下する天然ガスに熱回収して前記天然ガスの温度を上昇させるように構成し、前記圧縮機から抽気してタービンの高温部に供給する抽気空気を冷却する前記抽気冷却装置、前記タービンのケーシングを冷却する前記ケーシング冷却部、及び前記タービンから排出した排ガスから排熱を回収する前記排熱回収装置と、冷却媒体として天然ガスを流下させる前記天然ガス冷却系統に設置された複数の熱交換器との間に蒸発伝熱管をそれぞれ配設し、前記蒸発伝熱管を循環する熱媒体として水、フレオン系、アンモニアの何れかの流体を用いてこの流体の相変化を利用するように構成した。

また、本発明のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの運転方法は、吸気した空気を圧縮機で圧縮し、この圧縮機で圧縮した圧縮空気と燃料の天然ガスとを燃焼器で混合させて燃焼して燃焼ガスを生成し、この燃焼器で生成した燃焼ガスによって負荷を駆動するタービンを駆動させるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの運転方法において、前記圧縮機に吸気を吸い込む吸気系統に設置した吸気冷却装置によって該吸気を冷却し、前記圧縮機から抽気した抽気空気を配設された抽気冷却系統を通じてタービンの高温部に供給すると共にこの抽気冷却系統に設けた抽気冷却装置によって該抽気冷却系統を流下する抽気空気を冷却し、前記タービンのケーシングに設置したケーシング冷却装置によってこのタービンのケーシングを冷却し、前記タービンから排ガスを排出する排ガス系統に設置した排熱回収装置によって排ガスから排熱を回収し、ガスタービンに配設された天然ガス冷却系統に前記吸気冷却装置、前記抽気冷却装置、前記ケーシング冷却装置、及び前記排熱回収装置を冷却する冷却媒体として天然ガスを供給してこの天然ガス冷却系統を流下する前記天然ガスの冷熱を冷却に利用し、前記天然ガス冷却系統を流下する冷却媒体の天然ガスは、前記天然ガス冷却系統に設置された複数の熱交換器によってガスタービンの熱源とそれぞれ熱交換を行なって前記ガスタービンの低温部から高温部にかけて発生する熱をこれらの熱交換器を通じて順次、天然ガス冷却系統を流下する天然ガスに熱回収して前記天然ガスの温度を上昇させるようにし、前記圧縮機から抽気してタービンの高温部に供給する抽気空気を冷却する前記抽気冷却装置、前記タービンのケーシングを冷却する前記ケーシング冷却部、及び前記タービンから排出した排ガスから排熱を回収する前記排熱回収装置と、冷却媒体として天然ガスを流下させる前記天然ガス冷却系統に設置された複数の熱交換器との間に蒸発伝熱管をそれぞれ配設し、前記蒸発伝熱管を循環する熱媒体として水、フレオン系、アンモニアの何れかの流体を用いてこの流体の相変化を利用するように構成した。

本発明によれば、ＬＮＧの冷熱を有効に利用することによって、ガスタービンの出力向上と熱効率向上を可能にすると共に、装置の小型化を図ったＬＮＧ冷熱利用ガスタービン及びＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの運転方法が実現できる。

本発明の一実施例であるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの構成を示すガスタービン系統図。本発明の他の実施例の１つであるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの構成を示すガスタービン系統図。本発明の他の実施例の別の１つであるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの構成を示すガスタービン系統図。本発明の他の実施例の別の１つであるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの構成を示すガスタービン系統図。本発明の他の実施例の別の１つであるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの構成を示すガスタービン系統図。本発明の他の実施例の別の１つであるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの構成を示すガスタービン系統図。本発明の他の実施例の別の１つであるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの構成を示すガスタービン系統図。本発明の実施例であるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンにおけるタービン動翼とケーシングとの間隙の時間変化を示す概略図。

符号の説明

１：圧縮機、２：燃焼器、３：タービン、４：負荷機器、５：ロータ、６：吸気冷却装置、７：排熱回収装置、１１ａ：吸気、１２、１３：流路、１３ａ：燃焼ガス、１４：燃料制御弁、１４ａ：燃料、１５：排ガス系統、１５ａ：排ガス、１６、１７：抽気冷却系統、１６ａ、１７ａ：抽気空気、２１：ＬＮＧタンク、２２：ＢＯＧ圧縮機、３１ａ：ＢＯＧ、３１、３３：系統、３４：ＬＮＧ系統、３４ａ：ＬＮＧ、３５：天然ガス冷却系統、３５ａ：天然ガス、３６：吸気系統、４１〜４４：凝縮器、４５、４６：抽気冷却装置、４７：ケーシング冷却装置、５１〜５４：蒸発伝熱管、６１〜６４：循環ポンプ、１００：ガスタービン、２００：ＬＮＧ利用設備。

本発明の実施例であるＬＮＧ冷熱利用ガスタービン及びＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの運転方法について図面を参照して以下に説明する。

本発明の一実施例であるＬＮＧ冷熱利用ガスタービン及びＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの運転方法について図１を用いて詳細に説明する。

図１は、本発明の一実施例であるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの系統図を示すものであり、ＬＮＧ液化基地やＬＮＧ受入基地では、冷凍コンプレッサ駆動用や発電用としてガスタービン１００が用いられている。

ガスタービン１００は、吸気１１ａである空気を吸気系統３６を通じて吸入して圧縮する圧縮機１と、この圧縮機１で圧縮された加圧空気１２ａと燃料１４ａとを混合させて燃焼して高温高圧の燃焼ガス１３ａを生成する燃焼器２と、この燃焼器２で燃焼して生成された高温高圧の燃焼ガス１３ａを燃焼器２から導いて回転駆動する動力を得るタービン３と、このタービン３によって駆動される発電機や冷凍コンプレッサ等の負荷４を備えている。

この圧縮機１とタービン３とはロータ軸５によって互いに連結されており、さらに、圧縮機１の反タービン側には、発電機や冷凍コンプレッサなどの負荷４がロータ軸５によって連結されている。

そして負荷４が発電機の場合には、タービン３の回転動力を電気的エネルギーへ変換させて発電を行なう。

次に、ガスタービン１００の作動流体の流れについて説明する。

吸気系統３６を通じて圧縮機１に吸込まれた吸気１１ａは、圧縮機１の回転駆動によって所定の圧力比まで昇圧、昇温され、高圧、高温の加圧空気１２ａとなる。
この高圧、高温の加圧空気１２ａは、圧縮機１から流路１２を通じて燃焼器２に供給され、この燃焼器２にて燃料１４と混合されて燃焼し、高温高圧の燃焼ガス１３ａを発生する。

燃焼器２で燃焼して生成された高温高圧の燃焼ガス１３ａは燃焼器２から流路１３を通じてタービン３に導かれてこのタービン３を回転駆動した後に、タービン３から排気ガス１５ａとして排出され、排ガス系統１５を経由して大気へ放出される。

燃焼器２で燃焼して発生した高温高圧の燃焼ガス１３ａは、非常に高温（例えば、１３００〜１５００℃）であるため、この高温高圧の燃焼ガス１３ａが流入するタービン３を構成するケーシングに設置された静止体である静翼、及びタービン３を構成するロータ軸に設置された回転体である動翼は、耐熱性の観点から十分に冷却する必要がある。

そこで、圧縮機１の中間段から加圧された空気を抽気し、この抽気した加圧された抽気空気１６ａ、１７ａを冷却空気としてタービン３の高温部に供給して冷却する抽気冷却系統１６及び抽気冷却系統１７が圧縮機１とタービン３との間に配設されており、この抽気冷却系統１６及び抽気冷却系統１７を通じて抽気空気１６ａ、１７ａを圧縮機１から導いてタービン３に冷却空気として供給し、タービン３の高温部を冷却する。

そして抽気冷却系統１６及び抽気冷却系統１７を通じて圧縮機１から導かれ、タービン３の高温部を冷却した後の抽気空気１６ａ、１７ａは、タービン３の内部を流下する高温高圧の燃焼ガス中に流入して該燃焼ガスと共にタービン３から排ガス系統１５を経由して排気ガス１５ａが放出される。

次にＬＮＧ液化基地やＬＮＧ受入基地におけるガスタービンの燃料である天然ガスの燃料系統について説明する。

ＬＮＧ液化基地やＬＮＧ受入基地に設置されているＬＮＧタンク２１内に貯蔵されたＬＮＧでは、ＬＮＧタンク２１内のＬＮＧの液面で外部入熱や液面変動により絶えず−１６４℃の超低温ボイルオフガス（ＢＯＧ）３１ａが発生している。

ＬＮＧタンク２１内を一定圧に保持するためには、ＬＮＧタンク２１内で発生したＢＯＧ３１ａを吸引する必要があり、系統３１を通じてＢＯＧ圧縮機２２に吸引されたＢＯＧ３１ａはこのＢＯＧ圧縮機２２によって所定の圧力まで昇圧される。

昇圧後のＢＯＧ３１ａは発電用のガスタービン１００や都市ガスの圧送ラインに送出されて燃料として利用される。

また、吸引されたＢＯＧ３１ａをＢＯＧ圧縮機２２で昇圧してＢＯＧ３１ａを再液化し、系統３３を通じてＬＮＧタンク２１に戻す場合もある。

一方、ガスタービン１００では、一般的に用いられる体積流量一定の定回転数の圧縮機１では、夏場など吸気の温度が高くなった場合、空気密度が小さくなり吸入空気の質量流量が低減するため、吸入空気の質量流量の低減に合わせて燃焼器２で燃焼させる燃料１４ａの燃料流量も低減せざるをえない。

つまり圧縮機１の吸気１１ａの温度が高くなれば吸気１１ａの空気密度が小さくなるので、燃焼器２でこの吸気１１ａと燃料１４ａとを混合して燃焼して発生する燃焼ガス１３ａの流量が減少するので、該燃焼ガス１３ａでタービン３を駆動するガスタービン１００の出力は低下することになる。

これは、ＬＮＧタンク２１で発生したＢＯＧ３１ａをＢＯＧ圧縮機２２で昇圧してこのＢＯＧ３１ａをガスタービン１００の燃焼器２の燃料として利用することを考えた場合に、ガスタービン１００の圧縮機１の吸気１１ａの温度変化によって燃焼器２の燃料流量が変動するため、ＢＯＧ圧縮機２２で生成されるＬＮＧ量と圧縮機１の吸気１１ａの温度を同時に制御する必要があることを意味する。

また、ガスタービン１００のタービン３の回転体であるロータに設置した動翼先端と、タービンの静止体であるケーシングとの間に形成されたクリアランスは、ガスタービンの起動時から定格運転時に至るまで、熱伸びを考慮した最適なクリアランスが存在する。

ガスタービンの起動時は、タービン３の回転体である動翼先端と、タービンの静止体であるケーシングとの間のクリアランスは所定量を保って始動するが、ケーシングとロータ及び動翼の熱容量の違いにより、ケーシングより先にロータ及び動翼が早く加熱されるので、動翼先端のクリアランスが小さくなる。

タービン３の動翼先端とケーシングとの間隙であるクリアランスが小さくなり過ぎると、動翼とケーシングとが接触してラビングが発生する可能性があるので、このラビングの発生を回避する必要がある。

反対にこのクリアランスを大きく設定しすぎると、タービン３を駆動する動作流体である燃焼ガス１３ａの一部がこのクリアランスから下流側に流下して定格運転時のガスタービン１００の性能低下を招くことになる。

そのため、タービン３のこのクリアランス量をガスタービンの起動時から定格運転時に至るまで熱伸びで大きく変化させずに最適な量にコントロールする必要がある。

また、ガスタービン１００のタービン３から排ガス系統１５を通じて外部に排出される排ガス１５ａの排気ガス温度は５００〜６００℃程度と高温であり、この排気ガス１５ａを大気に放出する前に、排ガス系統１５に設置された排熱回収装置７により排気ガス１５ａから排熱を回収してその熱エネルギーをガスタービン１００に戻すことで、ガスタービン１００の熱効率を向上させることができる。

本発明の実施例であるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンにおいては、ＬＮＧ３４ａの再ガス化による冷熱エネルギーや、ＬＮＧタンク２１から常時発生するＢＯＧ３１ａの冷熱を利用して、ガスタービン１００の効率向上と夏場の出力増大を図っている。

図１を用いて、本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの構成について更に説明すると、ガスタービン１００はＢＯＧ３１ａをＢＯＧ圧縮機２２によって再液化されたＬＮＧ３４ａと、圧縮機１の吸気１１ａとを後述する熱交換機で熱交換することによってこのＬＮＧ３４ａを再気化し、圧縮機１の吸気１１ａを冷却して圧縮機１に導入される吸気１１ａの密度を大きくすることができる吸気冷却装置６を圧縮機１の吸気系統３６に備えている。

さらに、圧縮機１の途中段から抽気した加圧された抽気空気を圧縮機１からタービン３の高温部に導くように抽気冷却系統１６及び抽気冷却系統１７を配設すると共に、これらの抽気冷却系統１６及び抽気冷却系統１７に抽気冷却装置４６及び抽気冷却装置４５をそれぞれ設置するように構成している。

また、タービン３には、ケーシングを冷却して該ケーシングと動翼先端との間に形成されるクリアランスの寸法を制御することができるケーシング冷却装置４７が具備されている。

そして、タービン３を駆動して該タービン３から排出される高温の排気ガス１５ａの排ガス系統流路１５には、この排出された排気ガス１５ａから熱エネルギーを回収することができる排熱回収装置７が設置されている。

上記した抽気冷却系統１６及び抽気冷却系統１７に夫々設置された抽気冷却装置４６及び抽気冷却装置４５と、タービン３に設置されたケーシング冷却装置４７と、タービン３から排出された排ガス１５ａの排ガス系統１５に設置された排熱回収装置７は、例えば水を冷却媒体としている。

また、ガスタービン１００には、圧縮機１の吸気１１ａを冷却する吸気冷却装置６で吸気系統３６を通じて流入する吸気１１ａと熱交換して昇温された天然ガス３５ａを、ガスタービン１００の燃焼器２に燃料として供給できる天然ガス冷却系統３５が配設されている。

この天然ガス冷却系統３５には、該天然ガス冷却系統３５を流下する天然ガス３５ａの冷熱によって熱交換する凝縮器４１、凝縮器４２、凝縮器４３及び凝縮器４４が上流側から下流側に沿って順次配設されている。

抽気冷却系統１７に設置した抽気空気を冷却する抽気冷却装置４５と、天然ガス冷却系統３５に設置した天然ガス３５ａを加熱する凝縮器４１との間には、循環ポンプ６３を備えた蒸発伝熱管５１が配設されており、この蒸発伝熱管５１を循環する冷却媒体の水を介して前記抽気冷却装置４５を流下する抽気空気と凝縮器４１を流下する天然ガス３５ａとの間の熱交換を行い、抽気空気を冷却すると共に天然ガス３５ａを加熱する。

同様に、抽気冷却系統１６に設置した抽気空気を冷却する抽気冷却装置４６と、天然ガス冷却系統３５の凝縮器４１の下流側に設置した天然ガス３５ａを加熱する凝縮器４２との間には、循環ポンプ６４を備えた蒸発伝熱管５２が配設されており、この蒸発伝熱管５２を循環する冷却媒体の水を介して前記抽気冷却装置４６を流下する抽気空気と凝縮器４２を流下する天然ガス３５ａとの間の熱交換を行い、抽気空気を冷却すると共に天然ガス３５ａを加熱する。

同様に、ガスタービン３に設置したガスタービンのケーシングを冷却するケーシング冷却装置４７と、天然ガス冷却系統３５の凝縮器４２の下流側に設置した天然ガス３５ａを加熱する凝縮器４３との間には、循環ポンプ６１を備えた蒸発伝熱管５３が配設されており、この蒸発伝熱管５３を循環する冷却媒体の水を介して前記ケーシング冷却装置４７と凝縮器４３を流下する天然ガス３５ａとの間の熱交換を行い、ケーシング冷却装置４７を冷却すると共に天然ガス３５ａを加熱する。

同様に、排ガス系統１５に設置され該排ガス系統１５を流下する排ガス１５ａから排熱を回収する排熱回収装置７と、天然ガス冷却系統３５の凝縮器４３の下流側に設置した天然ガス３５ａを加熱する凝縮器４４との間には、循環ポンプ６２を備えた蒸発伝熱管５４が配設されており、この蒸発伝熱管５４を循環する冷却媒体の水を介して前記排熱回収装置７を流下する排ガス１５ａとを流下する天然ガス３５ａとの間の熱交換を行い、排ガス１５ａから排熱を回収すると共に天然ガス３５ａを更に加熱する。

このように、ガスタービン１００の低温部から高温部へ向かって天然ガス冷却系統３５を流下する低温の天然ガス３５ａは凝縮器４１、凝縮器４２、及び凝縮器４３によって順次熱交換され、最終的に天然ガス冷却系統３５に設けられた最下流の熱交換器である凝縮器４４で熱交換されて温度が上昇した天然ガス３５ａを、ガスタービン１００の燃焼器２に燃料１４ａとして供給して、この燃焼器２で燃料１４ａと吸気１１ａとを混合して燃焼させて高温高圧の燃焼ガス１３ａを発生させるように構成されている。

なお、図１に示した実施例のガスタービン１００では、圧縮機１から抽気空気を抽気してタービン３に導く抽気冷却系統１６及び抽気冷却系統１７は２系統だけ配設したが、圧縮機１から抽気空気を抽気する抽気部は抽気冷却系統１６又は抽気冷却系統１７のうちのどちらか１系統としても良い。

次に、本実施例であるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンにおける運転方法について説明する。

圧縮機１に流入する空気である吸気１１ａは、圧縮機１の上流側の吸気系統３６に設置された吸気冷却装置６に導かれる。

一方、ＬＮＧタンク２１の内部で発生したＢＯＧ３１ａは系統３１を通じて吸引され、ＢＯＧ圧縮機２２で圧縮されて再液化されたＬＮＧ３４ａとなって、ＬＮＧ系統３４を通じて吸気冷却装置６に導かれる。

そしてこの吸気冷却装置６では、該吸気冷却装置６の内部に配設した対向流熱交換器によって吸気１１ａとＬＮＧ３４ａとが熱交換され、ＬＮＧ３４ａの蒸発潜熱で吸気１１ａを冷却して空気密度を高めた吸気１１ａが吸気系統３６を通じて圧縮機１に導入される。

圧縮機１に導入された吸気１１ａは、圧縮機１によって所定の圧力比まで昇温昇圧されて高温、高圧の吸気１１ａとなり、燃焼器２に供給される。

圧縮機１の中間段では、タービン３の高温部の冷却のために抽気されるが、圧縮機１の中間段からそれぞれ抽気された抽気空気１６ａ、抽気空気１７ａは、抽気冷却系統１６及び抽気冷却系統１７にそれぞれ設けられた水を冷却媒体とした抽気冷却装置４６及び抽気冷却装置４５に導かれ、前記抽気冷却装置４６及び抽気冷却装置４５によって冷却されて、冷却空気としてタービン３の高温部にそれぞれ導入される。

そして前記抽気空気１６ａ、抽気空気１７ａはタービン３の高温部を冷却した後に、タービン３の内部を流れる高温の燃焼ガス１３ａ中に流入して燃焼ガス１３ａと混合する。

また、圧縮機１で加圧された高温、高圧の吸気１１ａは流路１２を通じて燃焼器２に供給され、燃焼器２にて燃料である天然ガス３５ａを加熱した燃料１４ａは燃料制御弁１４を経由して燃焼器２に供給され、この燃焼器２で吸気１１ａと燃料１４ａとが混合されて燃焼さして高温高圧の燃焼ガス１３ａを生成し、流路１３を通じてタービン３に導入されてこのタービン３を駆動する。

そしてタービン３に導入された燃焼ガス１３ａはタービン３を駆動した後に排ガス１５ａとなって排ガス系統１５を通して排出され、この排ガス系統１５に設けられ排ガス１５ａから排熱を回収する排熱回収装置７で熱交換された後に大気へ放出される。

本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの燃料である天然ガス３５ａの動作について説明すると、ＬＮＧ液化基地やＬＮＧ受入基地に設置されたＬＮＧタンク２１から常時発生するＢＯＧ３１ａは、再液化するために系統３１を通じてＢＯＧ圧縮機２２に導入される。

ＢＯＧ圧縮機２２でＢＯＧ３１ａを昇圧して再液化されたＬＮＧ３４ａは、ＬＮＧタンク２１へ系統３３を通じて送られるが、ＬＮＧ３４ａの一部をこの系統３３から分岐したＬＮＧ系統３４を通じてガスタービン１００に供給する。

ＢＯＧ圧縮機２２で昇圧され供給されたＬＮＧ３４ａは、ガスタービン１００の圧縮機１の吸気１１ａを冷却するために吸気系統３６に設置した吸気冷却装置６に最初に導かれて熱交換し、この吸気冷却装置６でＬＮＧ３４ａは圧縮機１に導かれる吸気１１ａとの熱交換により再気化されて低温の天然ガス３５ａとなる。

吸気冷却装置６で熱交換してＬＮＧ３４ａが再気化するときの蒸発潜熱（約１２０ｋｃａｌ／ｋｇ）によって圧縮機１に導かれる吸気空気１１ａは冷却されて空気密度を高くすることができる。

通常、ＬＮＧ３４ａの再ガス化では加熱媒体に海水を用いており、その蒸発潜熱は海水に放出されているが、本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンでは、上記した構成によってＬＮＧ３４ａの蒸発潜熱を圧縮機１の吸気１１ａを冷却することに利用する。

よって、圧縮機１に導入される吸気１１ａは冷却されることにより空気密度が高くなるので、燃焼器２でこの吸気１１ａと燃料１４ａとを混合して燃焼して発生する燃焼ガス１３ａの流量が増加し、この増加した燃焼ガス１３ａで駆動されるタービン３を備えたガスタービン１００の出力は増加することになる。

なお、吸気冷却装置６内では、ＬＮＧ３４ａの再気化による吸気１１ａの冷却で蒸発伝熱管の表面に水滴が発生するが、この水滴は吸気冷却装置６から回収され、図示していない水回収装置へドレイン系統８１を通じて排出される。

吸気冷却装置６で再気化した天然ガス３５ａは、天然ガス冷却系統３５を通じて流下し、この天然ガス冷却系統３５に設置された凝縮器４１及び、該凝縮器４１の下流側に設置された凝縮器４２に導入される。

凝縮器４１及び凝縮器４２では内部に配設された蒸発伝熱管５１及び蒸発伝熱管５２を循環する冷却媒体である水と熱交換して水を凝縮し、その凝縮潜熱を回収して天然ガス３５ａの温度を上昇させる。

この温度が上昇した天然ガス３５ａは、タービン３に設けたケーシング冷却装置４７でタービン３のケーシングを冷却した熱を回収するために、天然ガス冷却系統３５の凝縮器４２の下流側に設置された凝縮器４３へ導入される。

この凝縮器４３では内部に配設された蒸発伝熱管５３を循環する冷却媒体の水を凝縮して、その凝縮潜熱を回収して天然ガス３５ａの温度を上昇させる。

この温度が上昇した天然ガス３５ａは、排熱回収装置７でタービン３から排出される排ガス１５ａの排熱を回収するために、天然ガス冷却系統３５の凝縮器４３の下流側に設置された凝縮器４４へ導入される。

この凝縮器４４では内部に配設された蒸発伝熱管５４を循環する冷却媒体の水を凝縮して、その凝縮潜熱を更に回収して天然ガス３５ａの温度を上昇させる。

ガスタービン１００を構成する機器から十分に熱エネルギーを回収して温度が上昇した天然ガス３５ａは、天然ガス冷却系統３５を通じて流下して燃料１４ａとして燃焼器２に供給される。

これにより、天然ガス３５ａの冷熱を利用して回収された熱エネルギーは上述したようにガスタービン１００で有効利用できるので、ガスタービンの出力が増加してガスタービンの熱効率の向上が図れる。

次に、冷却媒体をして用いる水の動作について説明する。抽気冷却系統１６に設置された抽気冷却装置４６、及び抽気冷却系統１７に設置された抽気冷却装置４５と、天然ガス冷却系統３５に設置された凝縮器４１及び凝縮器４２との間の熱交換には、水を冷却媒体として熱交換される。

この冷却媒体の水は、抽気冷却装置４５と凝縮器４１との間に配設された蒸発伝熱管５１の内部を、該蒸発伝熱管５１に設置した循環ポンプ６３の駆動によって循環することによって、抽気冷却装置４５を介して抽気冷却系統１７を流下する抽気空気１７ａと、凝縮器４１を介して天然ガス冷却系統３５を流下する天然ガス３５ａとの間の熱交換を行なう。

同様に、冷却媒体の水は、抽気冷却装置４６と凝縮器４２との間に配設された蒸発伝熱管５２の内部を、該蒸発伝熱管５２に設置した循環ポンプ６４の駆動によって循環することによって、抽気冷却装置４６を介して抽気冷却系統１６を流下する抽気空気１６ａと、凝縮器４２を介して天然ガス冷却系統３５を流下する天然ガス３５ａとの間の熱交換を行なう。

即ち、蒸発伝熱管５２内の水は、圧縮機１から抽気した抽気空気１６ａから抽気冷却装置４６で熱エネルギーを奪って蒸発し、水から蒸気へ相変化する。この水が蒸発するときの蒸発潜熱によって抽気空気１６ａは冷却される。

蒸発伝熱管５２内で発生した蒸気と水は循環ポンプ６４により蒸発伝熱管５２内を循環し、天然ガス冷却系統３５に設置した凝縮器４２に供給される。

この凝縮器４２では天然ガス冷却系統３５を流下する低温の天然ガス３５ａと熱交換して蒸気は熱を放出して凝縮し、水へ相変化する。

そしてこの凝縮するときの凝縮潜熱により、天然ガス３５ａは熱エネルギーを供給される。凝縮した水は、再び蒸発と凝縮を繰り返しながら循環ポンプ６４によって蒸発伝熱管５２を循環する。

同様に、タービン３に設置したケーシング冷却装置４７と天然ガス冷却系統３５に設置した凝縮器４３との間に配設された蒸発伝熱管５３内を熱交換のために循環する冷却媒体の水は、蒸発伝熱管５３内を循環ポンプ６１によって循環している。

ケーシング冷却装置４７に蒸発伝熱管５３を通じて供給される冷却媒体の水は、タービン３のケーシングから熱エネルギーを奪って蒸発し、水から蒸気へ相変化する。

このようにケーシング冷却装置４７と天然ガス冷却系統３５に設置した凝縮器４３との間に配設された蒸発伝熱管５３内を冷却媒体の水を循環させることによってタービン３のケーシングを冷却し、ケーシング温度をコントロールすることができる。

発生した蒸気と水は、循環ポンプ６１により蒸発伝熱管５３を通じて凝縮器４３へ供給される。

この凝縮器４３では天然ガス冷却系統３５を流下する低温の天然ガス３５ａと熱交換して蒸気は熱を放出して凝縮し、水へと相変化する。

そしてこのときに発生する凝縮潜熱により、天然ガス３５ａは熱エネルギーを供給される。凝縮した水は、再度、蒸発と凝縮を繰り返しながら循環ポンプ６１によって蒸発伝熱管５３内を循環する。

タービン３から排ガス１５ａを排出する排ガス系統１５に設置された排熱回収装置７と、天然ガス冷却系統３５に設置された凝縮器４４との間の熱交換に使用される冷却媒体の水は、排熱回収装置７と凝縮器４４との間に配設された蒸発伝熱管５４内を循環ポンプ６２によって循環している。

排熱回収装置７に蒸発伝熱管５４を通じて供給される冷却媒体の水は、排ガス系統１５を流下するタービン３から排出された排ガス１５ａから熱エネルギーを奪って蒸発し、水から蒸気へ相変化する。

このように、タービン３から排出された排ガス１５ａから排熱を回収し、その熱エネルギーを保持した蒸発伝熱管５４を循環する蒸気は、該蒸発伝熱管５４を通じて天然ガス冷却系統３５に設置された凝縮器４４へ供給される。

そしてこの凝縮器４４では、天然ガス冷却系統３５を流下する低温の天然ガス３５ａと熱交換して蒸気は熱を放出して凝縮し、水へと相変化する。

そしてこのときに発生する凝縮潜熱により、天然ガス３５ａは熱エネルギーを供給される。凝縮した水は、再び蒸発と凝縮を繰り返し、排ガス１５ａからの排熱回収と天然ガス３５ａへのエネルギーを放出しながら循環ポンプ６２によって蒸発伝熱管５４を循環する。

次に本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの効果について説明する。

図１に示したガスタービン１００においては、ＬＮＧタンク２１から発生したＢＯＧ３１ａをＢＯＧ圧縮機２２で昇圧して再液化したＬＮＧ３４ａを吸気系統３６に設置した吸気冷却装置６に供給し、ＬＮＧ３４ａが再気化するときの蒸発潜熱を利用して圧縮機１に導入される吸気１１ａを冷却をすることで吸気１１ａの空気密度を高め、夏場や高温地域などの圧縮機１の吸気温度が高い場合のガスタービンの出力を増加させることが可能である。

また、既存のＢＯＧ圧縮機２２で昇圧して再液化したＬＮＧ３４ａの一部を利用できるため、ガスタービン１００の燃焼器２に燃料として供給するための昇圧コンプレッサが不要となり、コスト低減にも繋がる。

また、ＬＮＧ３４ａの蒸発潜熱を有効に利用した熱交換器である吸気冷却装置６をＬＮＧ冷却系統３５に配置した構成であるため、低温の天然ガス３５ａの顕熱だけを利用した熱交換器を配置したものに比べて伝熱面積を小さくすることができ、熱交換器自体の設備のコンパクト化が可能である。

また、抽気冷却装置４５、４６を備えた抽気冷却系統１７、１６を配設して圧縮機１から抽気した抽気空気１６ａ、１７ａを冷却してタービン３の高温部に冷却空気として供給することで、タービン３の高温部の冷却効率を向上すると共に冷却空気量を低減することが可能となり、これによってガスタービンの効率を向上することができる。

そして、タービン３にケーシング冷却装置４７を設置してタービン３のケーシングを冷却することでタービン３の動翼先端とケーシングとのクリアランスを所定の間隙に制御することが可能となり、ガスタービンの効率向上を図ることが可能となる。

そしてこのタービン３の高温部の冷却効率の向上によってタービン３に用いる動翼及び静翼の信頼性を確保することができる。

また、クリアランスを所望の間隙に制御することによってタービン３の動翼先端とケーシングとのラビングを回避することが可能であり、信頼性も向上することができる。

さらに、タービン３から排出される排ガス１５ａの排熱を排熱回収装置７を設置して回収して、その回収した熱量を天然ガス冷却系統３５を流下する天然ガス３５ａに与えて温度を昇温させて燃料としてガスタービン１００の燃焼器２に供給するため、ガスタービン１００の熱効率を増加させること可能となる。

次に本発明の実施例による出力と熱効率の効果についての試算例を説明する。

出力３０ＭＷ級のガスタービンに対して本発明の実施例を適用した場合の具体的な数値効果について説明する。

（１）吸気冷却の効果
夏場など大気温度上昇によるガスタービン出力低下を抑制するために圧縮機の吸気をＬＮＧの冷熱で熱交換する吸気冷却によれば、例えば、大気温度４０℃を１５℃まで冷却する場合に、ガスタービンの出力は５〜１０％アップし、ガスタービンの熱効率は１ｐｔ％のアップを望める。

（２）ケーシング冷却によるチップクリアランス制御の効果
タービンのケーシングを冷却して動翼チップクリアランスを制御することで、例えば、冷却しないときの動翼とケーシングの間隙を、ケーシング冷却によって前記間隙を半分にすることができ、その結果、ガスタービンの熱効率が０．５ｐｔ％向上する。

（３）再生サイクルによる効果（排熱回収による効果）
ガスタービンの排熱をＬＮＧの冷熱を利用して熱回収し、この熱回収したＬＮＧ又は天然ガスをガスタービンの燃料として利用することで、ガスタービンの熱効率が５ｐｔ％程度向上する。

以上の説明から明らかなように、前記（１）及び（２）の効果を組合せることで、ガスタービンの出力は５〜１０％アップし、ガスタービンの熱効率は１．５ｐｔ％向上させることになる。

また前記（１）及び（３）の効果を組合せると、ガスタービンの排気温度が下がることができるため、排熱回収の効果は減少するが、ガスタービンの出力は５〜１０％アップし、ガスタービンの熱効率は５ｐｔ％程度向上させることができる。

また前記（１）、（２）及び（３）の効果を全て組合せると、ガスタービンの出力は５〜１０％アップし、ガスタービンの熱効率も６ｐｔ％程度の向上が望めるが、プラントの設備が複雑化するのでコスト高になる。

次に本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの運転方法によるクリアランス制御の間隙量と時間の変化について説明する。

ガスタービンの起動時は、蒸発伝熱管５１〜５４にそれぞれ設置された循環ポンプ６１〜６４の運転は停止状態とし、熱交換は実施しない。

そして抽気冷却装置４５、４６の蒸発伝熱管５１、５２の冷媒である水を循環させる循環ポンプ６３、６４は、タービン３のホイールスペースの温度を監視することによって起動させる。

また、排熱回収装置７の蒸発伝熱管５４に設置された循環ポンプ６２はタービン排気温度を監視することで起動させる。

そしてタービン３のケーシング冷却装置４７に配設した蒸発伝熱管５３に設置された循環ポンプ６２は、翼先端のクリアランスをタービン３の内部に設置した計測装置によって計測しながら起動する。

そしてタービン３のケーシングを冷却しながら、最適な間隙δｏｐｔを保持するようにガスタービン１００の運転を制御する。

即ち、本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンによるクリアランス制御は、図８に示すように、起動時はタービン３のケーシングは冷えているが、ロータおよび動翼は急速に加熱されて、その熱伸び差により、時間Ｔｍｉｎのとき最小のクリアランスδｍｉｎとなる。

クリアランスの制御がない場合には、図８に点線で示したようになり、コールド間隙δｃが小さすぎると時間Ｔｍｉｎで動翼をケーシングでラビングが発生し、動翼が破損するポテンシャルがある。

逆に、コールド間隙δｃが大きすぎると、定格運転時のホット間隙δｈが増加するので、ガスタービンの性能が低下する。

従って、本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンでは、ガスタービン起動時に翼先端のクリアランスをタービン３の内部に設置した計測装置によって計測しながら、図９に実線で示したように、最小間隙のＴｍｉｎを通過した後に、タービン３に設けたケーシング冷却装置４７と天然ガス冷却系等３５に設けた凝縮器４３との間に配設された蒸発伝熱管５３の冷却媒体である水を循環させる循環ポンプ６１を起動し、タービン３のケーシングを冷却しながら、最適な間隙δｏｐｔを保持するようにガスタービン１００の運転を制御する。

このようにガスタービンを運転制御することによって、ガスタービンの性能を高い状態で維持することができ、信頼性も向上することが可能である。

また、本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンでは、天然ガス３５ａの冷熱を利用して、ガスタービン１００の低温部から高温部にかけて順次熱交換することで熱回収しながら天然ガス３５ａの温度を上昇させて、最終的に高温の燃焼１４ａとして燃焼器２に供給することで効率良く熱回収することが可能となり、その結果、ガスタービンの熱効率を向上させることができる。

そして、天然ガス冷却系統３５を流下する天然ガス３５ａと熱交換する熱交換器は冷却媒体に水を用いて水の蒸発潜熱と凝縮潜熱を利用した熱交換器を使用したため、水の顕熱だけを利用した熱交換器に比べて伝熱面積を小さくすることができ、熱交換器自体のコンパクト化が可能である。

そして、天然ガス冷却系統３５を流下する天然ガス３５ａと、この天然ガス３５ａと熱交換する熱交換器との間に蒸発伝熱管を配設し、この蒸発伝熱管を循環する冷却媒体は水にすることで、液二相による熱交換となり、気体だけの熱交換に対して熱交換性能が向上するため、熱交換器をさらにコンパクトにすることが可能となる。

なお、上記した実施例では、冷却媒体として水を採用したが、この水に替えて蒸発伝熱管を循環する大気温度以下の冷却媒体としてフレオン系や、アンモニアなどの流体を用いてこれらの流体の相変化を利用するようにしても可能である。

上記した本発明の実施例であるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンによると、ＬＮＧの冷熱を利用した圧縮機の吸気冷却により圧縮機動力の低減が可能であり、夏場などの大気温度の高温時におけるガスタービン出力低下を抑制することができる。

そして、タービンの高温部へ供給される冷却空気の温度を低減することが可能となり、冷却空気量の低減によりタービンの効率向上に繋がる。

また、タービンのケーシングの冷却によってタービン動翼とケーシングのクリアランスの量を最適に設定することが可能となり、タービン効率を向上することができ、かつ、ケーシングと動翼のラビングを回避でき、信頼性も向上することができる。

また、タービンの排気から熱回収した熱を燃焼器で回収することにより、ガスタービンの熱効率向上させることができる。

このように、ＬＮＧの冷熱を最大限に利用して、ＬＮＧ液化基地およびＬＮＧ受入基地の冷凍コンプレッサ駆動用および発電用ガスタービンの出力と効率に優れたガスタービンシステムを提供できる。

また、ＬＮＧ液化基地およびＬＮＧ受入基地の既存設備圧縮機を利用することで装置の大型化を抑制することができ、また、ガスタービンの低温部から高温部に向かって順次、効率的に熱回収し、最終的にその熱エネルギーを燃料として回収できるためガスタービンの熱効率向上に効果的である。

上記した説明から明らかのように、本発明の実施例によればＬＮＧの冷熱を有効に利用することによって、ガスタービンの出力向上と熱効率向上を可能にすると共に、装置の小型化を図ったＬＮＧ冷熱利用ガスタービン及びＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの運転方法が実現できる。

次に本発明の他の実施例であるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンについて図２を参照して説明する。

尚、図２に示した本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンは図１に示した先の実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンと基本構成は共通しているので、共通した構成については説明を省略し、相違する構成についてのみ以下に説明する。

図２に示した本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンにおいて、図１に示した先の実施例との相違は、圧縮機１から冷却空気として抽気した抽気空気１６ａ、１７ａをタービン３に供給する抽気冷却系統１６及び抽気冷却系統１７にそれぞれ設置された抽気冷却装置４６及び抽気冷却装置４５には、抽気空気１６ａ、１７ａを冷却する冷却媒体として水を利用する代わりに直接、低温の天然ガス３５ａで熱交換させるように構成している。

即ち、圧縮機１の吸気系統３６に設置された吸気冷却装置６で吸気１１ａとの熱交換によってＬＮＧ３４ａが再気化した天然ガス３５ａは吸気冷却装置６を経た後に天然ガス冷却系統３５を流下する。

この天然ガス冷却系統３５は抽気冷却系統１７に設けられた抽気冷却装置４５に抽気空気１７ａを冷却する冷却媒体として天然ガス３５ａを供給されるように配設されている。

更にこの天然ガス冷却系統３５は抽気冷却装置４５を経た後に抽気冷却系統１６に設けられた抽気冷却装置４６に抽気空気１６ａを冷却する冷却媒体として天然ガス３５ａを供給されるように配設されている。

そしてこの天然ガス冷却系統３５は抽気冷却装置４６を経た後に凝縮器４３を冷却する冷却媒体として天然ガス３５ａを供給するように構成されている。

この抽気冷却装置４５では、低温の天然ガス３５ａと抽気空気１７ａとが熱交換することで、抽気空気１７ａは冷却される。

さらに、抽気冷却装置４５で熱交換された天然ガス３５ａは、抽気空気１６ａを冷却する冷却媒体として抽気冷却装置４６に供給される。

そしてこの抽気冷却装置４６でも、抽気冷却装置４５を経た低温の天然ガス３５ａと抽気空気１６ａとが熱交換することで、抽気空気１６ａが冷却される。

この抽気冷却装置４６で熱交換された天然ガス３５ａは、タービン３に設けたケーシング冷却装置４７と凝縮器４３との間に配設した蒸発伝熱管５３を循環する冷却媒体の水を冷却するために前記凝縮器４３に導入される。

これらの低温の天然ガス３５ａと抽気空気１６ａ、１７ａとの直接の熱交換は、図１に示した先の実施例における水を冷却媒体とした熱交換と異なり、低温の天然ガス３５ａの顕熱のみを利用している。

したがって、本実施例では図１に示した先の実施例の相変化を伴う熱交換よりも熱交換性能は多少低下するが、しかしながら本実施例では圧縮機１の前段側における抽気は抽気空気の温度がそれほど高温でないため、水を冷却媒体に用いた場合でも図１に示した先の実施例における抽気冷却装置４５及び抽気冷却装置４６に配設した蒸発伝熱管内で冷却媒体の水が相変化することによる蒸発潜熱を利用できるとは限らない。

このため、圧縮機１から抽気される抽気空気の温度が低温の場合には、水を冷却媒体とすることで装置が大型化する可能性がある。

以上のことから、圧縮機１から抽気される抽気空気の熱交換方法については、圧縮機１から抽気される抽気空気の温度と熱交換性能から決定する必要がある。

上記した本発明の実施例によっても、ＬＮＧの冷熱を有効に利用することによって、ガスタービンの出力向上と熱効率向上を可能にすると共に、装置の小型化を図ったＬＮＧ冷熱利用ガスタービン及びＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの運転方法が実現できる。

更に本実施例では、先の実施例と比較してほぼ同等の性能を達成するだけでなく、ガスタービンの系統の構成がシンプル化できるので設備コストの低減を図ることが可能となる。

次に本発明の更に他の実施例の一つであるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンについて図３を参照して説明する。

尚、図３に示した本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンは図１に示した先の実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンと基本構成は共通しているので、共通した構成については説明を省略し、相違する構成についてのみ以下に説明する。

図３に示した本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンにおいて、図１に示した先の実施例との相違は、ＬＮＧタンク２１から発生するＢＯＧ３１ａを昇圧して再液化するＢＯＧ圧縮機２２の中間段から、低温の天然ガス３５ａを抽気してガスタービン内へ供給する系統３８を備えた構成にある。

図１に示した先の実施例では夏場など圧縮機１に吸い込む吸気１１ａの温度が高くなった場合に、吸気系統３６に設置した吸気冷却装置６によってＬＮＧ３４ａが気化するときの蒸発潜熱を利用して吸気１１ａを冷却するように構成したが、圧縮機１に吸い込まれる吸気１１ａの温度がいつも高温とは限らない。

特に冬場など大気温度が低下したときにさらに吸気１１ａを冷却すると、大気中の水分が氷結し、圧縮機１の内部にこの氷が導入されると圧縮機１の内部に設置された翼を傷付けるポテンシャルがある。

そこで本実施例では、ＢＯＧ圧縮機２２の中間段から低温の天然ガス３５ａの状態で圧縮機１の吸気検討３６に設置した吸気冷却装置６に冷却媒体として供給する系統３８を設けるように構成した。

吸気冷却装置６では低温の天然ガス３５ａと吸気１１ａとの顕熱を利用した熱交換のため、蒸発潜熱を利用した熱交換に比べて熱交換性能を低くすることができる。

これにより、大気温度が低下したときも圧縮機１に吸い込む吸気１１ａ中の水分の氷結を抑制でき、ガスタービン１００の信頼性を確保することができる。

尚、一般的に大流量のＢＯＧ３１ａを再液化することに用いられるＢＯＧ圧縮機２２は、遠心形ターボ圧縮機が用いられているが、レシプロ圧縮機でも使用可能である。

また本実施例では、先の実施例と比較してほぼ同等の性能を達成するだけでなく、ガスタービンの系統の構成がシンプル化できるので設備コストの低減を図ることが可能となる。

次に本発明の更に他の実施例の一つであるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンについて図４を参照して説明する。

尚、図４に示した本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンは図１に示した先の実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンと基本構成は共通しているので、共通した構成については説明を省略し、相違する構成についてのみ以下に説明する。

図４に示した本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンにおいて、図１に示した先の実施例との相違は、圧縮機１に吸い込む吸気１１ａを冷却する吸気系統３６に設置した吸気冷却装置６に供給するＬＮＧ３４ａは、ＢＯＧ圧縮機の昇圧により再液化したＬＮＧではなく、ＬＮＧタンク２１から系統３４を通じて直接供給する構成にある。

即ち、ＬＮＧタンク２１から発生するＢＯＧは常に一定ではなく変動している。従って、ＢＯＧ圧縮機を設置してもＢＯＧ圧縮機の圧縮によって再液化されるＬＮＧの量も変動するため、発生するＢＯＧが大きく変動した場合にはＢＯＧ圧縮機から吸気冷却装置６に再液化したＬＮＧを供給すると、ガスタービンの冷却系統の流量および燃料の流量を制御することが困難となるポテンシャルがある。

そこで、本実施例のようにＢＯＧ圧縮機を不要とする構成にして、ＬＮＧタンク２１から系統３４を通じてＬＮＧ３４ａを直接、吸気冷却装置６に冷却媒体として供給することで、ガスタービン１００の安定した運用を確保することができる。

また本実施例では、先の実施例と比較してほぼ同等の性能を達成するだけでなく、ＢＯＧ圧縮機が不要となるので設備コストの低減を図ることが可能となる。

次に本発明の更に他の実施例の一つであるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンについて図５を参照して説明する。

尚、図５に示した本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンは図１に示した先の実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンと基本構成はほぼ共通しているので、共通した構成については説明を省略し、相違する構成についてのみ以下に説明する。

図５に示した本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンは複数台のガスタービンを備えたＬＮＧ冷熱利用ガスタービンである。

ＬＮＧの製造プラントでは天然ガスを冷却して液化したＬＮＧを製造するために、天然ガスの冷却に使用する冷媒を加圧する圧縮機を設ける必要があるので、これらの圧縮機の動力源としてガスタービンが複数台設置されている場合が多い。

図５に示した本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンにおいては、この複数台からなるガスタービン１０１〜１０５は、図１に示した実施例のガスタービン１００が有する複数の熱交換器の一部をそれぞれ有する構成である、吸気系統３６に設けた吸気冷却装置６と、熱交換して再気化した天然ガス３５ａを燃焼器２に供給する天然ガス供給系統３５とを備えたガスタービン１０１を備えている。

同様に圧縮機１から抽気した抽気空気を冷却してタービン３の高温部に供給する抽気冷却装置４５とＬＮＧ冷却系統３４に設けた凝縮器４１と、熱交換して再気化した天然ガス３５ａを燃焼器２に供給する天然ガス供給系統３５とを備えたガスタービン１０２を備えている。

同様にタービン３に設けたケーシング冷却装置４７と、ＬＮＧ冷却系統３４に設けた凝縮器４３と、熱交換して再気化した天然ガス３５ａを燃焼器２に供給する天然ガス供給系統３５とを備えたガスタービン１０３を備えている。

同様にタービン３から排ガス１５ａを排出する排ガス系統１５に設けた排熱回収装置７と、ＬＮＧ冷却系統３４に設けた凝縮器４４と、熱交換して再気化した天然ガス３５ａを燃焼器２に供給する天然ガス供給系統３５とを備えたガスタービン１０４を備えている。

更にＬＮＧタンク２１からＬＮＧ３４ａをＬＮＧ冷却系統３４を通じて燃焼器２に供給する通常のシンプルサイクルのガスタービン１０５を備えている。

そして本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンは上記した５台のガスタービン１０１〜１０５を備えており、それぞれ発電機や冷凍コンプレッサ等の負荷４を駆動するように構成されている。

上記した負荷４を駆動する複数台のガスタービン１０１乃至１０５を備えて構成されるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンのプラントでは、ＬＮＧタンク２１からガスタービンの燃料となるＬＮＧ３４ａが天然ガス冷却系統３５とＬＮＧ冷却系統３４をそれぞれ通じて最終的に各ガスタービンの燃焼器２に供給されて燃焼する。

このような構成のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンのプラントでは、５台の全てのガスタービン１０１乃至１０５を常時、起動しているのではなく、５台のガスタービンのうちの一部を電力不足時のバックアップ用のガスタービンとしても利用することができる。

例えば、ＬＮＧ冷熱利用ガスタービンを構成する複数台のガスタービン１０１乃至１０５では、吸気冷却装置６を備えたガスタービン１０１を夏場の電力不足のときにだけ起動したり、定期点検のためガスタービン１０２が停止しているときに通常の構成のガスタービン１０５を起動して電力を供給することが可能となる。

なお、本実施例の構成では、複数のガスタービンとして５台のガスタービン１０１〜１０５を備えて構成したが、ＬＮＧ３４ａの冷熱を利用したガスタービンを複数台組合せて構成されるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンのプラントであっても良い。

また本実施例では、先の実施例と比較してほぼ同等の性能を達成するだけでなく、ＬＮＧの冷熱を回収する熱交換器の設備コストをそれほどアップさせずにＬＮＧの冷熱を有効に回収してガスタービンの出力向上と熱効率向上を図ることが可能となる。

次に本発明の更に他の実施例の一つであるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンについて図６を参照して説明する。

尚、図６に示した本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンは図１に示した先の実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンと基本構成はほぼ共通しているので、共通した構成については説明を省略し、相違する構成についてのみ以下に説明する。

図６に示した本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンも図５の実施例と同様に複数台のガスタービンを備えたＬＮＧ冷熱利用ガスタービンである。

図６に示した本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンにおいては、この複数台からなるガスタービンは、図１に示した実施例のガスタービン１００が有する複数の熱交換器の一部を有する構成であるタービン３から排ガス１５ａを排出する排ガス系統１５に設けた排熱回収装置７とＬＮＧ冷却系統３４に設けた凝縮器４４とを備えたガスタービン１０４と、通常のシンプルサイクルの２台のガスタービン１０５と、ボイラなどのガスタービン以外のＬＮＧ利用設備２００から構成されており、ＬＮＧ３４ａを再気化して天然ガス３５ａを生成する熱源にガスタービン１０４の排熱を利用したものである。

そしてＬＮＧタンク２１からＬＮＧ冷却系統３４を通じて凝縮器４４に供給されるＬＮＧ３４ａは、この凝縮器４４において排熱回収装置７と凝縮器４４との間に配設された蒸発伝熱管５４を循環する熱媒体の水を通じて排熱回収装置７から排ガス１５ａの排熱を回収し、この回収した排熱を利用して前記凝縮器４４でＬＮＧ３４ａと熱交換して蒸発気化し天然ガス３５ａを生成する。

ＬＮＧ３４ａの蒸発潜熱を奪った天然ガス３５ａは天然ガス冷却系統３５を通じて複数台のガスタービン１０４、１０５に燃料１４ａとして供給されると共に、天然ガス利用設備２００に原料或いはエレルギー源として導入されるように構成されている。

このように構成することによって、１台のガスタービンの燃料量だけを熱交換するＬＮＧ冷熱利用ガスタービンとしてよりも多量の燃料を熱交換することができるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンとなるので、熱交換量が増加してＬＮＧ冷熱利用ガスタービンのプラント全体の効率向上が可能となる。

また、複数台のガスタービンの全てにＬＮＧ冷熱を利用する熱交換装置を設けないで１台のガスタービンだけに熱交換装置を設け、他のガスタービンには燃料である天然ガスを供給できる系統を設置すればよいので、ＬＮＧ冷熱利用ガスタービンのプラント全体の設備費用を低減させることが可能である。

また本実施例では、先の実施例と比較してほぼ同等の性能を達成するだけでなく、ＬＮＧの冷熱を回収する熱交換器の設備コストを低減させ、ＬＮＧの冷熱を有効に回収してガスタービンの出力向上と熱効率向上を図ることが可能となる。

次に本発明の更に他の実施例の一つであるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンについて図７を参照して説明する。

尚、図７に示した本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンは図１に示した先の実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンと基本構成はほぼ共通しているので、共通した構成については説明を省略し、相違する構成についてのみ以下に説明する。

図７に示した本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンも図５の実施例と同様に複数台のガスタービンを備えたＬＮＧ冷熱利用ガスタービンである。

図７に示した本実施例のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンにおいては、この複数台からなるガスタービンは、図１に示した実施例のガスタービン１００が有する複数の熱交換器の一部をそれぞれ有する構成である、タービン３に設けたケーシング冷却装置４７とＬＮＧ冷却系統３４に設けた凝縮器４３とを備えたガスタービン１０３と、タービン３から排ガス１５ａを排出する排ガス系統１５に設けた排熱回収装置７とＬＮＧ冷却系統３４に設けた凝縮器４４とを備えたガスタービン１０４と、ＬＮＧタンク２１と、ＢＯＧ３１ａを圧縮して再液化するＢＯＧ圧縮機２２と、ボイラなどのガスタービン以外のＬＮＧ利用設備２００とから構成されている。

ＬＮＧタンク２１からは絶えずＢＯＧ３１ａが発生しており、このＢＯＧ３１ａをすべてガスタービンの燃料１４ａとして利用することはできない。

そこで、本実施例では、ＬＮＧ３４ａをＬＮＧ冷却系統３４を通じて供給して該ＬＮＧ冷却系統３４に設けたガスタービンのケーシング冷却装置４７や排熱回収装置７で気化させたときの冷熱エネルギーを利用して生成した天然ガス３５ａの一部を天然ガス冷却系統３５を通じて燃焼器２に供給してガスタービンの燃料１４ａとして使用すると共に、燃焼器２に供給されないその他の気化した天然ガス３５ａは天然ガス冷却系統３５を通じてガスタービン以外の例えばボイラなどのＬＮＧ利用設備００に燃料或いは原料として供給する構成である。

このように構成することによって、ＬＮＧ３４ａが再気化するときの冷熱エネルギーをガスタービンで回収することが可能であり、また、ＬＮＧタンク２１から発生した多量のＢＯＧ３１ａを効果的に利用することができる。

そして、ＬＮＧ３４ａの冷熱を回収する熱交換量が、ガスタービンの燃焼器２に供給する燃料分だけでなく、ＬＮＧ利用設備２００へ供給する燃料分、或いは原料分の熱交換量も増加するので、ＬＮＧ冷熱利用ガスタービンのプラントの効率向上が可能となる。

なお、図７の実施例では、タービン３のケーシング冷却装置４７とＬＮＧ冷却系統３４に設けた凝縮器４３とを備えたガスタービン１０３と、タービン３から排ガス１５ａを排出する排ガス系統１５に設けた排熱回収装置７とＬＮＧ冷却系統３４に設けた凝縮器４４とを備えたガスタービン１０４とを設けたＬＮＧ冷熱利用ガスタービンとしたが、吸気冷却装置や抽気冷却装置を設けたガスタービンを利用することが可能である。

上記した本発明の実施例でも、ＬＮＧの冷熱を有効に利用することによってガスタービンの出力向上と熱効率向上を可能にすると共に、装置の小型化を図ったＬＮＧ冷熱利用ガスタービン及びＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの運転方法が実現できる。

本発明は、液体天然ガスの冷熱を利用して冷媒コンプレッサや発電機を駆動するＬＮＧ冷熱利用ガスタービン及びＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの運転方法に適用できる。

Claims

吸気した空気を圧縮する圧縮機と、前記圧縮機で圧縮された圧縮空気と燃料の天然ガスとを混合させて燃焼し燃焼ガスを生成する燃焼器と、前記燃焼器で生成した燃焼ガスによって駆動されるタービンと、該タービンで駆動される負荷とを有するガスタービンを備えたＬＮＧ冷熱利用ガスタービンにおいて、
前記圧縮機に吸気を導く吸気系統に設置されて該吸気を冷却する吸気冷却装置と、前記圧縮機から抽気した抽気空気をタービンの高温部に供給する抽気冷却系統を配設してこの抽気冷却系統に設置された該抽気冷却系統を流下する抽気空気を冷却する抽気冷却装置と、前記タービンに設置されて該タービンのケーシングを冷却するケーシング冷却装置と、前記タービンから該タービンを駆動した排ガスを排出する排ガス系統に設置されて該排ガスから排熱を回収する排熱回収装置とを備え、前記吸気冷却装置、抽気冷却装置、ケーシング冷却装置、及び排熱回収装置の冷却媒体として天然ガスを供給する天然ガス冷却系統をガスタービンに配設して該天然ガス冷却系統を流下する天然ガスの冷熱を冷却に利用するように構成し、
前記天然ガス冷却系統を流下する冷却媒体の天然ガスは、前記天然ガス冷却系統にガスタービンの熱源とそれぞれ熱交換を行なう複数の熱交換器を設置し、前記ガスタービンの低温部から高温部にかけて発生する熱をこれらの熱交換器を通じて順次、天然ガス冷却系統を流下する天然ガスに熱回収して前記天然ガスの温度を上昇させるように構成し、
前記圧縮機から抽気してタービンの高温部に供給する抽気空気を冷却する前記抽気冷却装置、前記タービンのケーシングを冷却する前記ケーシング冷却部、及び前記タービンから排出した排ガスから排熱を回収する前記排熱回収装置と、冷却媒体として天然ガスを流下させる前記天然ガス冷却系統に設置された複数の熱交換器との間に蒸発伝熱管をそれぞれ配設し、前記蒸発伝熱管を循環する熱媒体として水、フレオン系、アンモニアの何れかの流体を用いてこの流体の相変化を利用するようにしたことを特徴とするＬＮＧ冷熱利用ガスタービン。
請求項１に記載のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンにおいて、液体天然ガスを貯蔵するＬＮＧタンクと、このＬＮＧタンクの内部で発生するボイルオフガスを昇圧してＬＮＧとして再液化するボイルオフガス圧縮機と、このボイルオフガス圧縮機で再液化したＬＮＧを前記天然ガス冷却系統に導くＬＮＧ系統とを備えることによって、冷却媒体として利用する前記天然ガスは前記天然ガス冷却系統に供給されていることを特徴とするＬＮＧ冷熱利用ガスタービン。
請求項２に記載のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンにおいて、冷熱として利用する前記天然ガスは、ＬＮＧタンクから発生するボイルオフガスをボイルオフガス圧縮機で昇圧して再液化されたＬＮＧを気化させた天然ガスであり、前記ボイルオフガス圧縮機からＬＮＧタンクへ再液化したＬＮＧを導入するＬＮＧ系統から分岐して前記天然ガス冷却系統に接続させて再液化されたＬＮＧをこの天然ガス冷却系統に供給していることを特徴とするＬＮＧ冷熱利用ガスタービン。
請求項２に記載のＬＮＧ冷熱利用ガスタービンにおいて、前記ボイルオフガス圧縮機中間段からボイルオフガスを抽出して前記吸気冷却装置にこの抽出したボイルオフガスを冷熱として供給する系統を配設したことを特徴とするＬＮＧ冷熱利用ガスタービン。
吸気した空気を圧縮機で圧縮し、この圧縮機で圧縮した圧縮空気と燃料の天然ガスとを燃焼器で混合させて燃焼して燃焼ガスを生成し、この燃焼器で生成した燃焼ガスによって負荷を駆動するタービンを駆動させるＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの運転方法において、
前記圧縮機に吸気を吸い込む吸気系統に設置した吸気冷却装置によって該吸気を冷却し、前記圧縮機から抽気した抽気空気を配設された抽気冷却系統を通じてタービンの高温部に供給すると共にこの抽気冷却系統に設けた抽気冷却装置によって該抽気冷却系統を流下する抽気空気を冷却し、前記タービンのケーシングに設置したケーシング冷却装置によってこのタービンのケーシングを冷却し、前記タービンから排ガスを排出する排ガス系統に設置した排熱回収装置によって排ガスから排熱を回収し、ガスタービンに配設された天然ガス冷却系統に前記吸気冷却装置、前記抽気冷却装置、前記ケーシング冷却装置、及び前記排熱回収装置を冷却する冷却媒体として天然ガスを供給してこの天然ガス冷却系統を流下する前記天然ガスの冷熱を冷却に利用し、
前記天然ガス冷却系統を流下する冷却媒体の天然ガスは、前記天然ガス冷却系統に設置された複数の熱交換器によってガスタービンの熱源とそれぞれ熱交換を行なって前記ガスタービンの低温部から高温部にかけて発生する熱をこれらの熱交換器を通じて順次、天然ガス冷却系統を流下する天然ガスに熱回収して前記天然ガスの温度を上昇させるようにし、
前記圧縮機から抽気してタービンの高温部に供給する抽気空気を冷却する前記抽気冷却装置、前記タービンのケーシングを冷却する前記ケーシング冷却部、及び前記タービンから排出した排ガスから排熱を回収する前記排熱回収装置と、冷却媒体として天然ガスを流下させる前記天然ガス冷却系統に設置された複数の熱交換器との間に蒸発伝熱管をそれぞれ配設し、前記蒸発伝熱管を循環する熱媒体として水、フレオン系、アンモニアの何れかの流体を用いてこの流体の相変化を利用するようにしたことを特徴とするＬＮＧ冷熱利用ガスタービンの運転方法。