JP4879321B2 - Natural gas liquefaction plant and operation method thereof - Google Patents
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Description
本発明は、複数のガスタービン発電装置を備えた天然ガス液化プラント及びその運転方法に関する。 The present invention relates to a natural gas liquefaction plant including a plurality of gas turbine power generators and an operation method thereof.
天然ガス液化プラントは、少なくとも1つの冷凍サイクル系統を有し、精製された天然ガスを冷凍サイクル系統の冷媒により冷却して液化するものである。例えば冷凍サイクル系統の冷媒圧縮機は、ガスタービンが直結されて駆動するものが知られているが、一般にガスタービンは作動回転数が限られているため、冷媒圧縮機の作動条件の自由度が小さくなる。そこで、例えば冷媒圧縮機に電動機を直結させるとともに、この電動機に電力を供給するガスタービン発電装置を設けた構成が開示されている(例えば、特許文献1参照)。 The natural gas liquefaction plant has at least one refrigeration cycle system, and purifies natural gas with a refrigerant of the refrigeration cycle system for liquefaction. For example, a refrigerant compressor of a refrigeration cycle system is known to be driven by a gas turbine connected directly. Generally, since a gas turbine has a limited number of operating revolutions, the operating conditions of the refrigerant compressor have a high degree of freedom. Get smaller. Therefore, for example, a configuration in which an electric motor is directly connected to a refrigerant compressor and a gas turbine power generator that supplies electric power to the electric motor is provided is disclosed (for example, see Patent Document 1).
例えば何らかの理由でガスタービン発電装置が故障して稼働停止した場合、冷媒圧縮機を駆動する電動機が電力不足となるため、運転条件の変更が余儀なくされて液化天然ガスの製造量が低下するか、若しくはプラント停止に至る可能性がある。そこで、これに対応するため、予備機を含め複数のガスタービン発電装置を備えさせ、例えば複数のガスタービン発電装置のうちのいずれかが故障して稼働停止した場合に、予備機を起動させる方法が考えられる。ところが、この場合でも、予備機が起動するまでに数分から数十分程度の時間を要し、その間は発電量が低下するため、やはり液化天然ガスの製造量が低下する可能性がある。かといって、予備機を常にスタンバイ状態とすれば、起動時間を無くすことができるものの、燃料を無駄に消費し発電効率が低下することとなる。 For example, if the gas turbine power generation device breaks down due to some reason, the electric motor that drives the refrigerant compressor becomes insufficient in power, so the operating conditions are forced to change, and the production amount of liquefied natural gas decreases, Or there is a possibility of plant stoppage. Therefore, in order to cope with this, a method of providing a plurality of gas turbine power generators including a spare machine and starting the spare machine when, for example, one of the plurality of gas turbine power generators fails and stops operation Can be considered. However, even in this case, it takes about several minutes to several tens of minutes until the spare machine is started, and during this time, the amount of power generation decreases, so the production amount of liquefied natural gas may also decrease. However, if the spare machine is always in the standby state, the startup time can be eliminated, but the fuel is wasted and the power generation efficiency is reduced.
本願発明者らは、上述した観点から、予備機が起動するまでの間、稼働継続中のガスタービン発電装置を一時的に過負荷運転させて発電量を増加させることが望ましいとの考えに至った。しかしながら、ガスタービン発電装置を過負荷運転させる方法として例えば燃料を増加させる場合は、ガスタービン発電装置の高温部が通常運転時よりも高温となるため、冷却手段の能力を予め大きくするか新たな冷却手段を設ける必要があり、コスト増大の要因となる。また、ガスタービン発電装置を過負荷運転させる方法として例えば作動流体とは異なる流体を混入させて流量を増加させる場合は、その流体を新たに用意する必要があり、コスト増大の要因となる。 From the viewpoints described above, the inventors of the present application have led to the idea that it is desirable to temporarily overload the gas turbine power generator that is in operation until the spare machine is started to increase the power generation amount. It was. However, as a method of overloading the gas turbine power generation device, for example, when increasing the fuel, the high temperature portion of the gas turbine power generation device is hotter than during normal operation. It is necessary to provide a cooling means, which causes an increase in cost. Further, as a method of overloading the gas turbine power generator, for example, when a flow rate is increased by mixing a fluid different from the working fluid, it is necessary to newly prepare the fluid, which causes an increase in cost.
本発明の目的は、コスト低減を図りつつガスタービン発電装置を過負荷運転させることができ、プラント電源の安定化しいてはプラント操業の安定化を図ることができる天然ガス液化プラント及びその運転方法を提供することにある。 An object of the present invention is to provide a natural gas liquefaction plant capable of overloading a gas turbine power generator while reducing costs, and stabilizing the plant operation by stabilizing the plant power supply and its operating method. It is to provide.
上記目的を達成するために、本発明は、少なくとも1つの冷凍サイクル系統を有し、精製された天然ガスを前記冷凍サイクル系統の冷媒により冷却して液化する天然ガス液化設備と、前記冷凍サイクル系統の冷媒圧縮機を駆動する電動機に電力を供給する複数のガスタービン発電装置を有する発電設備とを備えた天然ガス液化プラントにおいて、天然ガスの精製過程で得られた二酸化炭素又は窒素を前記複数のガスタービン発電装置に弁を介して供給する供給系統と、前記複数のガスタービン発電装置のうちのいずれかが稼働停止した場合、前記供給系統の弁を開放する指令信号を出力して稼働継続中の前記ガスタービン発電装置に二酸化炭素又は窒素を供給し、稼働継続中の前記ガスタービン発電装置を過負荷運転させる制御手段とを備える。 In order to achieve the above object, the present invention comprises at least one refrigeration cycle system, a natural gas liquefaction facility for cooling and liquefying purified natural gas with a refrigerant of the refrigeration cycle system, and the refrigeration cycle system In a natural gas liquefaction plant comprising a plurality of gas turbine power generators that supply electric power to an electric motor that drives the refrigerant compressor, carbon dioxide or nitrogen obtained in a natural gas purification process is A supply system that supplies a gas turbine power generation device via a valve, and when one of the plurality of gas turbine power generation devices stops operating, a command signal for opening the valve of the supply system is output to continue operation Control means for supplying carbon dioxide or nitrogen to the gas turbine power generator and overloading the gas turbine power generator during operation. .
本発明によれば、コスト低減を図りつつガスタービン発電装置を過負荷運転させることができ、プラント電源の安定化しいてはプラント操業の安定化を図ることができる。 According to the present invention, the gas turbine power generator can be overloaded while reducing costs, and the plant power can be stabilized and the plant operation can be stabilized.
1 冷媒圧縮機
5 電動機
23 低圧段冷媒圧縮機
24 高圧段冷媒圧縮機
60 第一の冷凍サイクル系統
61 第二の冷凍サイクル系統
65 電動機
68 天然ガス液化設備
71 発電設備
72a〜72e ガスタービン発電装置
77 冷凍装置
78 貯蔵タンク
79 遮断弁
79a〜79e 弁
80 蒸発器
81 全体制御装置(制御手段)
81a〜81e 制御装置(制御手段)
85 供給系統
85A 供給系統
85B 供給系統
86a〜86e 分岐系統
87a〜87e 分岐系統
88a〜88c 注入系統DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Refrigerant compressor 5
81a to 81e Control device (control means)
85
以下、本発明の実施形態を、図面を参照しつつ説明する。 Embodiments of the present invention will be described below with reference to the drawings.
本発明の第1の実施形態を図1及び図2により説明する。 A first embodiment of the present invention will be described with reference to FIGS.
図1は、本実施形態による天然ガス液化プラントの構成を表す概略図であり、図2は、天然ガス液化設備の構成を表す概略図である。 FIG. 1 is a schematic diagram illustrating a configuration of a natural gas liquefaction plant according to the present embodiment, and FIG. 2 is a schematic diagram illustrating a configuration of a natural gas liquefaction facility.
これら図1及び図2において、天然ガス液化プラントは、大きく分けて、配管69から導入した天然ガス原料を精製する天然ガス精製設備70と、この天然ガス精製設備70で精製した天然ガス(気体状態)を冷却して液化する天然ガス液化設備68と、発電設備71とを備えている。天然ガス精製設備70は、天然ガスの液化のために必要な例えば酸性ガス除去工程や水分除去工程等の精製処理(前処理)を行い、天然ガス原料から二酸化炭素等を含む酸性ガスや水分等を分離するようになっている。
1 and 2, the natural gas liquefaction plant is roughly divided into a natural
天然ガス液化設備68は、天然ガス精製設備70から配管20を介して導入した高圧の天然ガスを例えば混合冷媒により冷却して液化する主熱交換器21と、この主熱交換器21に供給する混合冷媒を作動流体とした冷凍サイクル系統60と、この冷凍サイクル系統60の混合冷媒を冷却する例えばプロパン冷媒を作動流体とした冷媒サイクル系統61とを備えている。
The natural
冷凍サイクル系統60は、例えばメタン、エタン、及びプロパンからなる混合冷媒を作動流体としており、この混合冷媒を圧縮する低圧段冷媒圧縮機23と、この低圧段冷媒圧縮機23で圧縮した混合冷媒を冷却する中間冷却器25と、この中間冷却器25で冷却した混合冷媒を圧縮する高圧段冷媒圧縮機24と、この高圧段冷媒圧縮機24で圧縮した混合冷媒を冷却する後置冷却器26と、この後置冷却器26で冷却した混合冷媒をさらに段階的に冷却する高圧蒸発器15、中圧蒸発器16、及び低圧蒸発器17と、この低圧蒸発器17で例えば−35℃程度まで冷却した混合冷媒を気液分離する気液分離器27とを有している。低圧段冷媒圧縮機23及び高圧段冷媒圧縮機24は、電動機65に同軸で連結されており、電動機65は、発電設備71からの電力が供給されるようになっている。
The
主熱交換器21の内部には、天然ガス製造設備70からの配管20が延在しており、主熱交換器21の内部における配管20には伝熱経路31,32が設けられている。また、主熱交換器21の内部には、気液分離器27の液体出口側と接続された配管43が延在しており、主熱交換器23の内部における配管43には伝熱経路28が設けられている。配管43の伝熱経路28の下流側は、主熱交換器23の外部に取り出されて膨張弁33が設けられ、この膨張弁33の下流側には、主熱交換器23の内部に配置されたノズル35が接続されている。また、主熱交換器23の内部には、気液分離器27の気体出口側と接続された配管44が延在しており、主熱交換器23の内部における配管44には伝熱経路29,30が設けられている。配管44の伝熱経路30の下流側は、主熱交換器23の外部に取り出されて膨張弁34が設けられ、この膨張弁34の下流側には、主熱交換器23の内部に配置されたノズル36が接続されている。
A
そして、配管43,44を流通する混合冷媒は、膨張弁33,34で断熱膨張して温度が低下し、ノズル35,36から主熱交換器21の内部に散布されるようになっている。これにより、配管43を流通する液相の混合冷媒は、散布された混合冷媒と伝熱経路28において熱交換して自冷却されるようになっている。また、配管44を流通する気相の混合冷媒は、散布された混合冷媒と伝熱経路29,30において熱交換して自冷却され、その大部分が凝縮するようになっている。また、配管20を流通する天然ガスは、散布された混合冷媒と伝熱経路31,32において熱交換して、例えば−150℃程度まで冷却されるようになっている。そして、主熱交換器21で冷却された天然ガスは、配管22を経由し膨張弁37に導かれ、膨張弁37で断熱膨張して温度が低下するようになっている。一方、主熱交換器21の内部に散布された冷媒は、伝熱経路28〜32における熱交換により温度上昇して蒸発し、配管40を介し低圧段圧縮機23に供給されるようになっている。
Then, the mixed refrigerant flowing through the
冷凍サイクル系統61は、作動流体であるプロパン冷媒を圧縮する冷媒圧縮機1と、この冷媒圧縮機1で圧縮したプロパン冷媒を大気又は海水等に放熱して凝縮させる凝縮器10と、この凝縮器10で凝縮したプロパン冷媒を受け入れる受液器11と、この受液器11からのプロパン冷媒を段階的に膨張させて温度を低下させる高圧膨張弁12、中圧膨張弁13、及び低圧膨張弁14と、これら膨張弁12,13,14で低温となったプロパン冷媒との熱交換により上記冷凍サイクル系統60の混合冷媒を段階的に冷却する上記高圧蒸発器15、中圧蒸発器16、及び低圧蒸発器17とで構成されている。冷媒圧縮機1は、低圧段冷媒圧縮機2、中圧段冷媒圧縮機3、及び高圧段冷媒圧縮機4で構成され、これら冷媒圧縮機2,3,4は電動機5に同軸で連結されており、電動機5は、発電設備70からの電力が供給されるようになっている。
The
高圧蒸発器15は配管51を介し受液器11に接続され、その配管51に高圧膨張弁12が設けられている。また、中圧蒸発器16は配管52を介し高圧蒸発器15の液体出口側に接続され、その配管52に中圧膨張弁13が設けられている。また、低圧蒸発器17は配管53を介し中圧蒸発器16の液体出口側に接続され、その配管53に低圧膨張弁14が設けられている。
The
高圧蒸発器15の気体出口側は配管54を介し高圧段冷媒圧縮機4の吸込側に接続され、その配管54に高圧吸込調整機構62が設けられている。また、中圧蒸発器16の気体出口側は配管55を介し中圧段冷媒圧縮機3の吸込側に接続され、その配管55に中圧吸込調整機構63が設けられている。また、低圧蒸発器17の気体出口側は配管56を介し低圧段冷媒圧縮機2の吸込側に接続され、その配管56に低圧吸込調整機構64が設けられている。これら吸込調整機構62,63,64は、運転状態に応じて操作され、冷媒圧縮機1の吸気流量を調整可能としている。
A gas outlet side of the high-
そして、高圧蒸発器15は、高圧膨張弁12で断熱膨張されて温度が低下し気液混合状態となったプロパン冷媒が導入され、プロパン冷媒の液相の一部が蒸発して、その蒸発潜熱を奪うことにより後置冷却器26からの混合冷媒を冷却するようになっている。また、高圧蒸発器15は、気相のプロパン冷媒を高圧段冷媒圧縮機4に供給し、液相のプロパン冷媒を中圧蒸発器16に供給するようになっている。中圧蒸発器16は、中圧膨張弁13で断熱膨張されて温度が低下し気液混合状態となったプロパン冷媒が導入され、プロパン冷媒の液相の一部が蒸発して、その蒸発潜熱を奪うことにより高圧蒸発器15からの混合冷媒をさらに冷却するようになっている。また、中圧蒸発器16は、気相のプロパン冷媒を中圧段冷媒圧縮機3に供給し、液相のプロパン冷媒を低圧蒸発器17に供給するようになっている。低圧蒸発器17は、低圧膨張弁14で断熱膨張されて温度が低下し気液混合状態となったプロパン冷媒が導入され、プロパン冷媒の液相の全部が蒸発し、その蒸発潜熱を奪うことにより中圧蒸発器16からの混合冷媒をさらに冷却するようになっている。また、低圧蒸発器17は、気相のプロパン冷媒を低圧段冷媒圧縮機2に供給するようになっている。
The high-
発電設備71は、例えば5つのガスタービン発電装置72a〜72eと、これらガスタービン装置72a〜72eに係わる機器をそれぞれ制御する制御装置81a〜81e(制御手段)と、ガスタービン発電装置72a〜72eの運転状態等に係わる情報を取得するとともに、それらの情報に応じて所定の演算処理が行って生成した指令信号を制御装置81a〜81e等に出力する全体制御装置81(制御手段)とを備えている。ガスタービン発電装置72a〜72eは、例えばこの種のものとして公知のシンプルサイクルガスタービンであり、それぞれ、吸気ダクト(図示せず)から外気を吸入して圧縮する空気圧縮機74と、圧縮した空気と燃料を混合して燃焼させ高温高圧の燃焼ガスを生成する燃焼器75と、燃焼ガスを膨張させて運動エネルギーに変換するタービン76と、このタービン76の運動エネルギーを電力に変換する発電機73とを備えている。なお、本実施形態では、通常運転時、4つのガスタービン発電装置72a〜72dを稼働させ、1つのガスタービン発電装置72eは予備機として停止させるものとする。
The
ところで、本実施形態の天然ガス精製設備70は、例えばガス田で採掘された天然ガス原料を精製しており、天然ガス原料に多く含まれる二酸化炭素(気体状態)を分離している。そのため、分離された二酸化炭素を処理する処理装置83と、天然ガス精製設備70から弁82を介し処理装置83に二酸化炭素を供給する処理系統84とが設けられている。
By the way, the natural
そして、本実施形態の大きな特徴として、処理系統84の弁82の上流側で分岐接続され、二酸化炭素を発電設備71のガスタービン発電装置72a〜72eに供給する供給系統85が設けられている。供給系統85は、遮断弁79と、この遮断弁79の下流側で分岐接続され、二酸化炭素をガスタービン発電72a〜72dのタービン76の高温部(例えば動翼や静翼等)を冷却する冷却系統にそれぞれ注入する分岐系統86a〜86eと、これら分岐系統86a〜86eにそれぞれ設けた弁79a〜79eとを有している。そして、通常は、処理系統84の弁82が開き状態、供給系統85の遮断弁79が閉じ状態にあり、天然ガス精製設備70で分離された二酸化炭素は、処理系統84を介し処理装置83に供給されて処理されるようになっている。
As a major feature of the present embodiment, a
次に、本実施形態の動作及び作用効果を説明する。 Next, the operation and effect of this embodiment will be described.
例えば何らかの理由でガスタービン発電装置72aが故障して稼働停止した場合、全体制御装置81は、取得した停止情報に応じて制御装置81eに起動指令信号を出力し、これに応じて制御装置81eは、予備機であるガスタービン発電装置72eを起動させる。しかし、この起動には数分から数十分程度の時間を要する。そこで、全体制御装置81は、制御装置81b〜81dに出力増加指令信号を出力し、これに応じて制御装置81b〜81dは、稼働継続中のガスタービン発電装置72b〜72dの燃焼器75に供給する燃料を増加させて、ガスタービン発電装置72b〜72dを過負荷運転させる。これにより、燃焼器75の燃焼ガス温度が上昇し、ガスタービン発電装置72b〜72dの発電量が増加する。本実施形態では、ガスタービン発電装置72b〜72dのそれぞれの発電量増加分は、通常運転時の1台当たりの発電量の1/3に設定されており、合計すると通常運転時の4台分の発電量を確保することができ、プラント電源の安定化しいてはプラント操業の安定化を図ることができる。すなわち、天然ガス液化設備68の運転条件を維持することができ、プラント能力を維持することができる。
For example, when the gas turbine
また、このガスタービン発電装置72b〜72dの過負荷運転において、全体制御装置81は、処理系統84の弁82に制御信号を出力して閉じ状態に切換えるとともに、供給系統85の遮断弁79に制御信号を出力して開き状態に切換える。また、制御装置80b〜80dは、供給系統85の弁79b〜79dに制御信号を出力して開き状態とする。これにより、天然ガス精製設備70で分離された二酸化炭素は、供給系統85を介しガスタービン発電装置72b〜72dのタービン76の高温部を冷却する冷却系統に供給されて、タービン76の高温部を冷却する。その結果、燃焼ガス温度の増加に伴って通常運転時よりも高温となるタービン76の高温部の冷却能力を高めることができ、高温部のメタル温度を設計許容値に抑えて健全性を保つことができ、寿命を維持することができる。
Further, in the overload operation of the gas
その後、予備機であるガスタービン発電装置72eが定格発電運転に達すると、全体制御装置81は、制御装置81b〜81dに出力増加の解除指令信号を出力し、これに応じて制御装置81b〜81dは、ガスタービン発電装置72b〜72dを通常運転に復帰させる。同時に、全体制御装置81は、供給系統85の遮断弁79に制御信号を出力して閉じ状態に切換えるとともに、処理系統84の弁82に制御信号を出力して開き状態に切換える。また、制御装置81b〜81dは、供給系統85の弁79b〜79dに制御信号を出力して閉じ状態とする。
Thereafter, when the gas turbine
このようにして本実施形態においては、ガスタービン発電装置を過負荷運転させた場合に通常運転時よりも高温となるタービン76の高温部の冷却材として、天然ガスの精製過程で得られ通常処分される二酸化炭素を有効利用することができる。また、ガスタービン発電装置のタービン76の高温部を冷却する冷却材を新たに用意する必要がないため、コストの低減を図ることができる。したがって、コスト低減を図りつつガスタービン発電装置を過負荷運転させることができ、プラント電源の安定化しいてはプラント操業の安定化を図ることができる。
In this way, in the present embodiment, when the gas turbine power generator is overloaded, it is obtained as a coolant in the high temperature portion of the
本発明の第2の実施形態を図3により説明する。本実施形態は、例えば天然ガス原料に含まれる二酸化炭素が少ない場合に適用したものであり、天然ガス精製設備70で分離された二酸化炭素を液化して貯蔵する実施形態である。
A second embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. This embodiment is applied when, for example, the carbon dioxide contained in the natural gas raw material is small, and is an embodiment in which the carbon dioxide separated by the natural
図3は、本実施形態による天然ガス液化プラントの構成を表す概略図である。なお、この図3において、上記第1の実施形態と同等の部分には同一の符号を付し、適宜説明を省略する。 FIG. 3 is a schematic diagram showing the configuration of the natural gas liquefaction plant according to the present embodiment. In FIG. 3, parts that are the same as in the first embodiment are given the same reference numerals, and descriptions thereof are omitted as appropriate.
本実施形態では、天然ガス精製設備70で分離された二酸化炭素を発電設備71のガスタービン発電装置72a〜72eに供給する供給系統85Aが設けられている。供給系統85Aは、天然ガス精製設備70で分離された二酸化炭素(気体状態)を液化する冷凍装置77と、この冷凍装置77で液化した二酸化炭素を貯蔵する貯蔵タンク78と、この貯蔵タンク78から遮断弁79を介し供給された二酸化炭素を気化する蒸発器80と、この蒸発器80からの二酸化炭素(気体状態)をガスタービン発電装置72a〜72eのタービン76の高温部(例えばタービン76の動翼や静翼等)を冷却する冷却系統にそれぞれ注入する分岐系統86a〜86eと、これら分岐系統86a〜86eにそれぞれ設けた弁79a〜79eとを有している。
In the present embodiment, a
冷凍装置77は、詳細を図示しないが、例えば天然ガス液化設備68の冷凍サイクル系統60又は61の冷媒の一部を用いて、二酸化炭素を冷却するようになっている。貯蔵タンク78の容量は、予備機であるガスタービン発電装置72eが起動した際の定格発電運転に達するまでの時間に基づいて決められている。また、貯蔵タンク78は、ガスタービン発電装置72a〜72eのタービン76の高温部への注入に十分な内部圧力が確保できるように設定されている。なお、貯蔵タンク78の出口側に加圧ポンプを設けることにより、貯蔵タンク78の内部圧力を低くして壁厚みを小さくすることも可能である。
Although the details are not shown in the
以上のように構成された本実施形態においても、上記第1の実施形態と同様、コスト低減を図りつつガスタービン発電装置を過負荷運転させることができ、プラント電源の安定化しいてはプラント操業の安定化を図ることができる。また本実施形態においては、二酸化炭素を液化して貯蔵するので、例えば二酸化炭素を気相のまま貯蔵する場合に比べ、貯蔵タンク78の内部圧力が低くなり、その壁厚みを小さくしコスト低減を図ることができる。また、貯蔵タンク78の容積が減少し、スペース低減を図ることができる。
In the present embodiment configured as described above, similarly to the first embodiment, the gas turbine power generator can be overloaded while reducing the cost, and the plant power can be stabilized if the plant power is stabilized. Stabilization can be achieved. In the present embodiment, since carbon dioxide is liquefied and stored, the internal pressure of the
なお、上記第1及び第2の実施形態においては、特に説明しなかったが、全体制御装置81及び制御装置81a〜81eは、ガスタービン発電装置を過負荷運転させる場合に燃料の増加量がそれぞれ異なるように制御してもよく、燃料の増加量に応じて弁79a〜79eの開度をそれぞれ制御してもよい。このような場合も、上記同様の効果を得ることができる。
Although not specifically described in the first and second embodiments, the
また、上記第1及び第2の実施形態においては、供給系統85,85Aは、ガスタービン発電装置のタービン76の高温部(例えば動翼や静翼等)を冷却する冷却系統に二酸化炭素を供給して冷却させる場合を例にとって説明したが、これに限られない。すなわち、他の高温部として、例えば燃焼器ライナ、燃焼器とタービンとを接続するダクト、及びタービン排気ディフューザ等に供給して冷却させてもよい。この場合も、上記同様の効果を得ることができる。
In the first and second embodiments, the
また、上記第1及び第2の実施形態においては、特に説明しなかったが、例えばタービン76の高温部を冷却した後の二酸化炭素を、タービン76のガス流路に流出させてもよい。また、例えば供給系統85,85Aの分岐系統86a〜86bはそれぞれ、圧縮機74の出口又は燃焼器75の入口に二酸化炭素を注入する注入系統を設けてもよい。これらの場合には、作動流体の流量が増加し、ガスタービン発電装置の発電量をさらに増加させることができる。
Further, although not particularly described in the first and second embodiments, for example, carbon dioxide after cooling the high temperature portion of the
本発明の第3の実施形態を図4により説明する。本実施形態は、貯蔵タンク78で貯蔵した液相の二酸化炭素をそのままガスタービン発電装置72a〜72eに供給する実施形態である。
A third embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. In the present embodiment, the liquid phase carbon dioxide stored in the
図4は、本実施形態による天然ガス液化プラントの構成を表す概略図である。なお、この図4において、上記第2の実施形態と同等の部分には同一の符号を付し、適宜説明を省略する。 FIG. 4 is a schematic diagram illustrating the configuration of the natural gas liquefaction plant according to the present embodiment. In FIG. 4, the same parts as those in the second embodiment are denoted by the same reference numerals, and description thereof will be omitted as appropriate.
本実施形態では、供給系統85Bは、天然ガス精製設備70で分離された二酸化炭素(気体状態)を液化する冷凍装置77と、この冷凍装置77で液化した二酸化炭素を貯蔵する貯蔵タンク78と、この貯蔵タンク78からの二酸化炭素(液体状態)を遮断弁79を介しガスタービン発電装置72a〜72eにそれぞれ供給する分岐系統87a〜87eと、これら分岐系統87a〜87eにそれぞれ設けた弁79a〜79eとを有している。分岐系統87aの弁79aの下流側には、圧縮機の73の吸気側に二酸化炭素を注入する注入系統88aと、圧縮機73の中間段に二酸化炭素を注入する注入系統88bと、圧縮機73の出口又は燃焼器の入口に二酸化炭素を注入する注入系統88cとが分岐して設けられている。また、分岐系統87b〜87eにも、同様の注入系統88a〜88cがそれぞれ設けられている。
In the present embodiment, the supply system 85B includes a
次に、本実施形態の動作及び作用効果を説明する。 Next, the operation and effect of this embodiment will be described.
例えば何らかの理由でガスタービン発電装置72aが故障して稼働停止した場合、全体制御装置81は、取得した停止情報に応じて制御装置81eに起動指令信号を出力し、制御装置81eは、予備機であるガスタービン発電装置72eを起動させる。また、全体制御装置81は、供給系統85Bの遮断弁79に制御信号を出力して開き状態に切換えるとともに、制御装置81b〜81dに出力増加指令信号を出力する。これに応じて、制御装置81a〜81dは、供給系統85の弁79b〜79dに制御信号を出力して開き状態とする。そして、注入系統88aから注入した二酸化炭素が蒸発し、その蒸発潜熱を奪うことにより圧縮機73の吸気が冷却されて密度が大きくなり、かつ蒸発した二酸化炭素が混入することによって作動流体の流量が増加する。また、注入系統88bから注入した二酸化炭素が蒸発し、その蒸発潜熱を奪うことにより圧縮機73の圧縮過程の空気が冷却されて後段の圧縮動力が低減する。また、注入系統88cから注入した二酸化炭素が混入することによって作動流体の流量が増加する。その結果、燃焼ガス温度が通常時と同じであっても、ガスタービン発電装置72a〜72dの発電量を増加させることができる。
For example, when the gas turbine
このように本実施形態においては、ガスタービン発電装置を過負荷運転させるために作動流体に混入させる流体として、天然ガスの精製過程で得られて通常処分される二酸化炭素を有効利用することができる。また、作動流体に混入させる流体を新たに用意する必要がないため、コストの低減を図ることができる。したがって、コスト低減を図りつつ、ガスタービン発電装置を過負荷運転させることができる。 As described above, in the present embodiment, carbon dioxide obtained in the process of refining natural gas and normally disposed of can be effectively used as a fluid to be mixed into the working fluid in order to overload the gas turbine power generator. . Further, since it is not necessary to prepare a new fluid to be mixed into the working fluid, the cost can be reduced. Therefore, the gas turbine power generator can be overloaded while reducing costs.
なお、上記第3の実施形態においては、供給系統85Bは、液体状態の二酸化炭素を圧縮機74の吸気側、圧縮機74の中間段、圧縮機74の出口又は燃焼器75の入口に注入する場合を例にとって説明したが、これに限られない。すなわち、例えば液体状態の二酸化炭素をガスタービン発電装置の高温部(例えばタービン動翼や静翼、燃焼器ライナ、燃焼器とタービンとを接続するダクト、及びタービン排気ディフューザ等)に供給してもよい。但し、この場合、注入部の低温側メタル温度が低下しすぎて熱応力が増加する可能性があるため、注入部位及び注入量の設計には細心の注意を払う必要がある。
In the third embodiment, the supply system 85B injects liquid carbon dioxide into the intake side of the
なお、以上においては、天然ガスの精製過程で得られた二酸化炭素をガスタービン発電装置に供給する場合を例にとって説明したが、これに限られない。すなわち、例えば天然ガスの精製過程で得られた窒素をガスタービン発電装置に供給するようにしてもよく、この場合も上記同様の効果を得ることができる。但し、窒素に比べて二酸化炭素は、液化温度が低いので液化しやすく、蒸発潜熱が大きいので冷却効果が高いため、好ましい。 In the above description, the case where carbon dioxide obtained in the process of refining natural gas is supplied to the gas turbine power generator has been described as an example. However, the present invention is not limited thereto. That is, for example, nitrogen obtained in the process of refining natural gas may be supplied to the gas turbine power generator, and in this case, the same effect as described above can be obtained. However, carbon dioxide is preferable because it has a low liquefaction temperature and is easy to liquefy, and has a large cooling effect because of large latent heat of vaporization.
また、ガスタービン発電装置72a〜72eは、シンプルサイクルガスタービンの構成とする場合を例にとって説明したが、これに限られず、例えば蒸気タービン等と組み合わせたコンバインドサイクルガスタービンの構成としてもよいことは言うまでもない。
In addition, the gas
Claims (7)
天然ガスの精製過程で得られた二酸化炭素又は窒素を前記複数のガスタービン発電装置に弁を介して供給する供給系統と、
前記複数のガスタービン発電装置のうちのいずれかが稼働停止した場合、前記供給系統の弁を開放する指令信号を出力して稼働継続中の前記ガスタービン発電装置に二酸化炭素又は窒素を供給し、稼働継続中の前記ガスタービン発電装置を過負荷運転させる制御手段とを備えたことを特徴とする天然ガス液化プラント。Supplying power to a natural gas liquefaction facility having at least one refrigeration cycle system for cooling and liquefying the purified natural gas with the refrigerant of the refrigeration cycle system, and an electric motor that drives the refrigerant compressor of the refrigeration cycle system In a natural gas liquefaction plant comprising a power generation facility having a plurality of gas turbine power generation devices,
A supply system for supplying carbon dioxide or nitrogen obtained in the refining process of natural gas to the plurality of gas turbine power generators via a valve;
When any one of the plurality of gas turbine power generation devices is stopped, a command signal for opening the valve of the supply system is output to supply carbon dioxide or nitrogen to the gas turbine power generation device in operation. A natural gas liquefaction plant, comprising: control means for overloading the gas turbine power generation device in operation.
前記複数のガスタービン発電装置のうちのいずれかが稼働停止した場合、稼働継続中の前記ガスタービン発電装置の燃料を増加させるとともに、天然ガスの精製過程で得られた二酸化炭素又は窒素を稼働継続中の前記ガスタービン発電装置の高温部に供給することを特徴とする天然ガス液化プラントの運転方法。Supplying power to a natural gas liquefaction facility having at least one refrigeration cycle system for cooling and liquefying the purified natural gas with the refrigerant of the refrigeration cycle system, and an electric motor that drives the refrigerant compressor of the refrigeration cycle system In a method of operating a natural gas liquefaction plant comprising a power generation facility having a plurality of gas turbine power generation devices,
When one of the gas turbine power generation devices stops operating, the fuel of the gas turbine power generation device in operation is increased and the carbon dioxide or nitrogen obtained in the natural gas refining process is continuously operated. An operation method of a natural gas liquefaction plant, characterized in that it is supplied to a high-temperature part of the gas turbine power generation device.
前記複数のガスタービン発電装置のうちのいずれかが稼働停止した場合、稼働継続中の前記ガスタービン発電装置の燃料を増加させるとともに、天然ガスの精製過程で得られた二酸化炭素又は窒素を稼働継続中の前記ガスタービン発電装置の作動流体に混入するように供給することを特徴とする天然ガス液化プラントの運転方法。Supplying power to a natural gas liquefaction facility having at least one refrigeration cycle system for cooling and liquefying the purified natural gas with the refrigerant of the refrigeration cycle system, and an electric motor that drives the refrigerant compressor of the refrigeration cycle system In a method of operating a natural gas liquefaction plant comprising a power generation facility having a plurality of gas turbine power generation devices,
When one of the gas turbine power generation devices stops operating, the fuel of the gas turbine power generation device in operation is increased and the carbon dioxide or nitrogen obtained in the natural gas refining process is continuously operated. An operation method for a natural gas liquefaction plant, characterized in that the gas turbine generator is supplied so as to be mixed with the working fluid of the gas turbine power generator.
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