JP5026588B2 - Ｌｎｇ再ガス化および発電 - Google Patents

Description

本出願は、２００７年５月３０日に出願された本発明者らによる同時係属中の米国仮特許出願第６０／９４０７８７号に対して優先権を主張するものである。

本発明の分野は、特に同時発電を伴った液化天然ガス（ＬＮＧ）の再ガス化である。

ＬＮＧの再ガス化はかなり大量の熱エネルギーを必要とし、典型的なＬＮＧ再ガス化施設では既存のパイプライン網にガスを供給する前にＬＮＧを気化するために外部熱源を採用している。たとえば、外部熱源は、海水、燃焼排ガス、発電からの廃熱、および外気を含む。具体的な熱源に応じて、ＬＮＧ気化器は、オープンラック海水気化器、水中燃焼気化器、中間媒体式気化器（たとえば、水−グリコール混合液を用いた）、または外気気化器として構成されてもよい。さらに、ＬＮＧ再ガス化は、気化されたＬＮＧ生成物をパイプラインに供給するためにＬＮＧポンプとコンプレッサとを作動させる信頼性の高い電源も必要とする。

また、比較的最近では、ＬＮＧの冷凍容量が発電においてヒートシンクとして採用されている。たとえば、ガスタービン排気または熱発電機関からの廃熱がＬＮＧを気化するために直接的または間接的に（すなわち、熱伝導流体の有無にかかわらず）使用される場合、米国特許第４，０３６，０２８号明細書および米国特許第４，２３１，２２６号明細書に記載されるように、発電所がＬＮＧ再ガス化と一体化されてもよい。同様の構成が、熱伝導流体を介してＬＮＧの気化を統合することによって複合サイクル発電所の効率が高められる場合について米国特許第６，３６７，２５８号明細書に示されており、ここでは、発電量をさらに高めるためにガスタービンの空気取入れ口から熱をさらに除去している。このような構成は、多くの場合、エネルギー効率が優れているが、一般に、既存の発電所および／または他の高温熱源との統合を必要とする。同様に、欧州特許第０４９６２８３号明細書で教示されるように、電力は、ガスタービン排気によって加熱されＬＮＧ再ガス化回路によって冷却される作動流体（この場合は水）で駆動される蒸気膨張タービンによって発生される。このような構成は発電所の効率をある程度まで高めるが、いくつかの問題が残る。たとえば、ＬＮＧの極低温冷凍容量の利用は、熱伝導媒体の凝固点が比較的高いために、多くの場合、制限される。このような問題を克服するために、非水流体がランキンサイクル発電における作動流体として採用されてもよく、このランキンサイクル発電は米国特許第４，３８８，０９２号明細書に例示されている。ここでは、発電効率を最大にするために組成が蒸留によって変えられる多成分炭化水素流体が作動流体として使用される。しかしながら、このような多成分システムの運転と制御は、複雑で困難であり、また非現実的であることも少なくない。同様に、熱伝導流体を用いてＬＮＧが気化される、国際公開第２００６／１１９５７号パンフレットに記載されるような密閉サイクル発電方式が採用されてもよい。しかしながら、これらの構成は、典型的に、高い循環流量の熱伝導流体を必要とし、気化されるＬＮＧの温度をパイプライン仕様まで高めるためにさらにヒーターを必要とする。したがって、知られている構成のいくつかは発電効率をある程度まで改善するものの、効率の増加は僅かな場合が多くこのような構成のプロセスの複雑さをおおよそ正当化するには及ばない。

典型的な５００ＭＭｓｃｆｄのＬＮＧ再ガス化ターミナルは、他の方法では外部の電力供給網から供給されねばならない約１０，０００ｋＷを消費するのでＬＮＧ冷凍容量を発電におけるヒートシンクとして使用することがきわめて望ましい。このような電源に信頼がおけない場合、ターミナルはやはり内部発電所を含むことになり、内部発電所は望ましくない量の廃棄蒸気、排出物、温室効果ガスを発生することが多い。したがって、特に、信頼性の高い電源のない沖合いや遠隔地では、ＬＮＧ再ガス化ターミナルの操業が困難になり、あるいは不可能ですらある。

したがって、再ガス化にヒートシンクとしてＬＮＧを利用する発電に関しては様々なプロセスおよび構成が当該技術分野で知られているが、それらすべてまたはほとんどすべてに、１つ以上の欠点がある。したがって、ＬＮＧ再ガス化プラント用にやはり改良された発電方式を提供する必要性がある。

本発明は、好ましくは外気、海水、または他の低質熱源を用いた同時発電を伴うＬＮＧ再ガス化の構成および方法を対象としている。最も好ましくは、電力は、作動流体が少なくとも２段階で膨張される多段ランキンサイクルを用いて発生され、下段作動流体はＬＮＧ冷凍容量を用いて凝縮され、中間作動流体は暖められたＬＮＧおよび下段作動流体凝縮液の冷凍容量を用いて凝縮される。最も典型的には、作動流体の凝縮は保冷容器内で行なわれる。

本発明の主題の一態様では、ＬＮＧ再ガス化および発電システムは保冷容器を含み、保冷容器内で、下段作動流体蒸気がＬＮＧを用いて凝縮され、中間段作動流体蒸気がＬＮＧおよび下段作動流体凝縮液を用いて凝縮され、供給されたＬＮＧが気化される。このようなシステムは、保冷容器に流体結合される第１の膨張タービンと、第１の膨張タービンが保冷容器に対して中間段作動流体蒸気の第２の部分を供給し第２の膨張タービンに対して中間段作動流体蒸気の第１の部分を供給するよう第２の膨張タービンとをさらに含むことになる。最も好ましくは、第２の膨張タービンが下段作動流体蒸気を発生し、第１の膨張タービンが中間段作動流体凝縮液および下段作動流体凝縮液を典型的に混合ストリームとして受け入れる。

特に意図されたシステムでは、下段作動流体凝縮液を中間段作動流体蒸気に注入することができ、中間段作動流体凝縮液、下段作動流体凝縮液、および／または中間段作動流体蒸気の第１の部分を加熱するためのヒーターをさらに含む。最も好ましくは、ヒーターには、外気、海水、または廃熱の熱容量が使用されることになる。第１の膨張タービンは中間段作動流体蒸気の第１の部分を５０から２５０ｐｓｉａの圧力で保冷容器に供給するように構成され、第２の膨張タービンは下段作動流体蒸気を５から５０ｐｓｉａの圧力で発生することがさらに好ましい。さらに、中間段作動流体蒸気の第２の部分に対する中間段作動流体蒸気の第１の部分の比が少なくとも１．１であることが一般に好ましい。

したがって、ＬＮＧの再ガス化および発電の方法は、第１の膨張タービン内の作動流体を膨張させて中間圧力作動流体蒸気および電力を発生させるステップと、第２の膨張タービン内の中間圧力作動流体蒸気の第１の部分を膨張させて低圧作動流体蒸気および追加電力を発生させるさらなるステップとを含む。なおさらなるステップにおいて、低圧作動流体蒸気はＬＮＧの冷凍容量を用いて凝縮されて加熱されたＬＮＧおよび第２の凝縮液を発生し、第２の凝縮液および加熱されたＬＮＧの冷凍容量は中間圧力作動流体蒸気の第２の部分を凝縮させて第１の凝縮液および気化されたＬＮＧを発生するために使用される。最も典型的には、この後、第１および第２の凝縮液が混合されて作動流体を形成する。

特に好ましい方法では、第１および第２の凝縮液が熱交換器内で混合され、かつ／または第１および第２の凝縮液が保冷容器の各交換器で形成される。混合された凝縮液と中間圧力作動流体蒸気の第１の部分との少なくとも一方はヒーターで加熱され、ヒーターは最も好ましくは熱源として外気、海水、または廃熱によって加熱されることがさらに好ましい。

最も典型的には、特に作動流体が炭化水素および／または混合流体である場合、混合凝縮液は第１の膨張タービンに入る前に１００から５００ｐｓｉａの圧力を有し、中間圧力作動流体蒸気は５０から２５０ｐｓｉａの圧力を有し、低圧作動流体蒸気は５から５０ｐｓｉａの圧力を有する。さらに、中間圧力作動流体蒸気の第１の部分と中間圧力作動流体蒸気の第２の部分との比は少なくとも１．１であることが一般に好ましい。

本発明の様々な目的、特徴、態様、および利点は、本発明の好ましい実施形態の以下の詳細な説明からより明らかになる。

低圧作動流体と中間圧力作動流体を外部で混合する密閉サイクル発電を伴うＬＮＧ再ガス化の例示的な構成である。 低圧作動流体と中間圧力作動流体を内部で混合する密閉サイクル発電を伴うＬＮＧ再ガス化の別の例示的な構成である。 保冷容器を用いた、作動流体としてのＬＮＧとプロパンとの間の複合熱曲線を示す略図である。 保冷容器を用いた、作動流体としてのＬＮＧと混合流体との間の複合熱曲線を示す略図である。

本発明者は、ＬＮＧは少なくとも２つの熱交換段で再ガス化されて熱交換段の各々は各タービンまたはタービン段から膨張した作動流体蒸気を受け入れる多段ランキンサイクル構成で作動流体を使用することによって、ＬＮＧの冷凍容量が有利にはＬＮＧ再ガス化施設において発電に採用され得ることを発見している。特に好ましい構成では、中間圧力作動流体が暖められたＬＮＧ（低圧作動流体の凝縮によって生成される）と低圧作動流体凝縮液との両方の冷凍容量を用いて凝縮され、作動流体は様々な低温加熱源によって加熱される。

したがって、ＬＮＧ再ガス化および発電は大気気化器、海水気化器、および／または廃熱を利用して燃料ガスを使用せずに実現される可能性があることを認識すべきである。さらに、このような構成は、典型的に、気化ＬＮＧの温度を上昇させるためのヒーターをさらに必要とせずに、パイプライン輸送に適した気化ＬＮＧを生産することになる。意図された方法および構成は、既存のＬＮＧ再ガス化プラントへのリトロフィット時に既存のＬＮＧ気化器を発電用に改造することによって採用されてもよく、または新規に実施されてもよい。本発明の主題のさらに好ましい態様では、膨張器出口における過度な凝縮を回避するために膨張器入口における作動流体蒸気温度を上昇させるための過熱器が採用されることを理解すべきである。最も好ましくは、低圧作動流体の冷凍容量は高圧作動流体（典型的に、暖められたＬＮＧの冷凍容量とともに）を凝縮するために使用され、この後、凝縮流体は熱交換器の内部または外部で混合され得る。

多段ランキンパワーサイクルの１つの例示的構成が図１に図式的に示され、ここでは、両ランキンサイクルがＬＮＧ再ガス化プラントに流体結合されている。当然ながら、ここでは２段膨張方式が示されているが、３段以上の膨張段（図示せず）も適用可能であることを認識すべきである。また、意図された構成は特定のＬＮＧセントアウト流量またはＬＮＧ組成に限定されず、意図されたプラントは種々のＬＮＧおよび作動流体組成のより高い流量、またはより低い流量を受け入れる可能性があることに留意すべきである。

図１をさらに参照すると、５００ＭＭｓｃｆｄのセントアウト流量のＬＮＧ流１（ＬＮＧ貯蔵タンクなどのＬＮＧ源からの）は、典型的に、７０ｐｓｉｇから１００ｐｓｉｇの圧力および約−２６０°Ｆから−２５０°Ｆの温度にある。ＬＮＧ流１は、ＬＮＧポンプ５１によって典型的に約１２００から１８００ｐｓｉｇの適当な圧力までポンピングされ、パイプライン要件を満たすのに必要な加圧ＬＮＧ流２を形成する。再ガス化されたＬＮＧは、パイプライン圧力および約４０から７０°Ｆの温度にある流れ３として熱交換器６１を経由して保冷容器６２を出る。本明細書で使用される、数字に関連する用語「約」は、その数字の絶対値の２０％を下回る数字からその数字の絶対値の２０％を上回る数字の範囲（両数字を含む）を指す。たとえば、用語「約−１５０°Ｆ」は−１２０°Ｆから−１８０°Ｆの範囲を指し、用語「約１５００ｐｓｉｇ」は１２００ｐｓｉｇから１８００ｐｓｉｇの範囲を指す。ランキンパワーサイクルで採用される作動流体は、純粋成分流体、多成分流体（たとえば、炭化水素および／または他の有機物）であってもよい。容易に分かるように、作動流体の具体的な組成は、一般に輸入ＬＮＧ固有の組成、パイプライン圧力、および所望のパワーサイクル圧力によって決定される。また、発電効率を最大にするために必要に応じて作動流体組成および／またはサイクル動作圧力を変えることが望ましい場合がある。

流量６，０００ｇｐｍ、典型的に４０°Ｆで１８０ｐｓｉａから３８０ｐｓｉａにおける、高圧液体流１３は、気化され、過熱器５７で約６０°Ｆから１５０°Ｆまで過熱されて、高圧膨張器５３全体にわたって約１００ｐｓｉａまで膨張される流れ４を形成する。発電機５４は膨張器５２および５３に動作可能に（典型的に同軸上に）結合されて電力を発生する。過熱器５７には適切な熱源として、外気、海水、または他の廃熱源が使用されてもよいことに留意すべきである。典型的に４０°Ｆから８０°Ｆの膨張蒸気流５は、２つの部分、流れ７と流れ６に分流される。分流比（すなわち、流れ５に対する流れ７）は、典型的に０．６であり、作動流体の組成と熱交換器６０におけるＬＮＧ気化によって利用できる冷凍容量とに依存することになる。流れ７は、ヒーター５８において約６０°Ｆから９０°Ｆまで直接的または間接的に加熱されて流れ８を形成する。さらに、ヒーター５８には外気または海水からの熱、あるいは中間熱伝導流体（たとえば、水グリコール溶液）からの熱が採用され得ることが一般に好ましい。こうして加熱された蒸気８は、低圧膨張器５２全体にわたって約１８ｐｓｉａまで膨張して流れ９を形成する。流れ６は、交換機６０で冷却されて凝縮され、飽和液流１５を形成する。流れ９は交換器５９で完全に凝縮されて流れ１０を形成し、流れ１０は低圧ポンプ５５に供給される。

低圧ポンプ吐出流１１における冷凍容量は、典型的に約−４０°Ｆから−８０°Ｆにあり、熱交換器６３介して流れ６の凝縮に（交換器６１における暖められたＬＮＧ流とともに）使用され、典型的に４０°Ｆの流れ１４を形成する。流れ１４および１５は、混合されて過冷却流１２を形成し、過冷却流１２は、この後、高圧ポンプ５６によって約１８０ｐｓｉａまでポンピングされて、流れ１３を形成する。このような構成では、パワーサイクルが５００ＭＭｓｃｆｄのセントアウト流量のＬＮＧプラント用発電機５４を用いて約１０，０００ｋＷの電力を発生することを理解すべきである。

あるいは、プラントは、図２に示されるような構成を有してもよく、図２では、同様の構成部品は図１に照らして同様の数字を有する。ここでは、低圧ポンプ吐出流１１が熱交換器６０の中に直接注入されており、したがって、図１の熱交換器６３を不要にしている。このような構成では、蒸気流６は、流れ１１からの熱伝導によって部分的に凝縮され、交換器６１において温められたＬＮＧの冷凍容量を用いて過冷却流１２にまで完全に凝縮される。適切な熱交換器に関して、熱交換器のタイプはスパイラル式熱交換器、プレートフィン式熱交換器、アルミろう付け熱交換器、あるいは新しいＬＮＧ再ガス化プラントまたは既存プラントのリトロフィットに適したコアタイプ熱交換器であってもよいことを認識すべきである。

ＬＮＧと種々の作動流体との複合加熱曲線が図３（プロパン）および図４（混合流体）に示されている。前述のように、作動流体組成および凝縮温度はまた、パワーサイクル動作圧力に依存する。複数段（２段よりも多い）は、作動流体とＬＮＧとの温度差をさらに狭めることになり、作業ロスを減らして発電出力および効率を高める。したがって、多段ランキンサイクルは、発電と効率をさらに高めるが、追加装備に対する高い資本コストを必要とすることになる。

熱交換器の一方または両方に適した熱源は、特に、海水、外気、発電所のガスタービン排気、ガスタービン入口空気、および冷却塔への冷却水を含む。しかしながら、複合サイクルプラント以外のプラントで見られるユニットを含む、数多くの代替熱源も検討されている。同様に、低温のＬＮＧに適した容器は、数多くの極低温プロセス（たとえば、空気分離装置）を含んでもよく、この場合、ＬＮＧは空気などの気体を冷却し、プロセスは煙道ガス（たとえば、燃焼タービン、改質装置煙道ガスなど）を提供し、他のプロセスは低温シンク（たとえば、液体二酸化炭素生産プラント、海水淡水化プラント、または食品冷凍施設）の機能を果たす。

本発明の主題についてさらに意図された態様では、発電がＬＮＧ再ガス化施設および／またはＬＮＧ受入ターミナルと操業可能に統合されていることが一般に好ましく、特に好ましい構成はＬＮＧがプロセスにおいて再ガス化される構成を含み、そのプロセスにおいて低温ＬＮＧの少なくとも一部が電力を発生するために使用される。適切な例示的構成は、本発明者らが共有する同時係属中の特許協力条約に基づく国際特許出願、米国特許出願第０３／２５３７２号（国際公開第２００４／１０９２０６Ａ１号パンフレットとして公開）および米国特許出願第０３／２６８０５号（国際公開第２００４／１０９１８０Ａ１号パンフレットとして公開）に記載されており、これらは参照により本明細書に組み込まれる。

その結果、具体的な熱源に応じて、ＬＮＧの再ガス化に必要なエネルギーは、全体として、あるいは一部に限り、意図されたランキンサイクルから熱遮断によって供給されてもよいことを認識すべきである。熱源が作動流体を気化して過熱するのに十分な熱量を供給しない場合、熱が補給されてもよいことを認識すべきである。熱の適当な補給源として、蒸気タービン吐出口からの廃熱、煙道ガスからの凝縮負荷、空気（空調を建物に供給することによる）、海水、または燃料ガスを用いた周囲加熱が挙げられる。したがって、意図された構成およびプロセスは内部消費用の既存の再ガス化プラントにリトロフィットするために、あるいは発電効率および柔軟性を改善するために使用されてもよく、あるいは新しい設備で使用されてもよいことを理解すべきである。

したがって、本発明の主題に照らした構成を用いて数多くの利点が実現される可能性があることを理解すべきである。とりわけ、意図された構成は、プロパンまたは炭化水素またはＬＮＧとは異なる他の混合物などの作動流体を用いることによって海水ＬＮＧ気化を除外している。本明細書で意図されたシステムおよびプロセスは、発電に独立に利用可能であり、あるいは、いかなる発電所とも一体化されてなお利益をもたらし効率を改善することができる。特に好ましい構成では、作動流体として純粋成分または多成分を用いた多段ランキンサイクルで低温ＬＮＧを利用して高い熱効率を実現する一方で、セントアウトＬＮＧは超臨界圧までポンピングされて、作動流体からの熱遮断を用いて再ガス化される。作動流体は、ポンピングされ、過熱され、より低い圧力まで膨張して電力を発生し、膨張した作動流体はセントアウトＬＮＧの冷媒容量を利用して凝縮される。本発明の主題に従った発電構成は、既存のＬＮＧ施設へのリトロフィットとして実施されてもよく、新規の施設で実施されてもよいことを認識すべきである。

このように、統合されたＬＮＧ再ガス化と一体的な発電の構成および方法の具体的な実施形態および用途が開示されている。しかしながら、既に説明した変更のほかにさらに多くの変更が本明細書における本発明の概念から逸脱することなく可能であることは当業者にとって明らかなはずである。したがって、本発明の主題は本開示の精神に沿う場合を除いて制限されるべきでない。さらに、本明細書および意図された特許請求の範囲を解釈する際、すべての表現は前後関係と整合する最大限広範な意味に解釈されるべきである。特に、用語「備える」および「備えている」は、非独占的な要素、構成部品、またはステップに言及しており、言及された要素、構成部品、またはステップが存在し、あるいは利用され、あるいは明示的に言及されていない他の要素、構成部品、またはステップと結合される可能性があることを示唆するものと解釈されるべきである。さらに、本明細書に参照により組み込まれる、参考文献における用語の定義または使用が、本明細書に記載される用語の定義と矛盾する場合、またはこれに反する場合、本明細書に記載されるその用語の定義が適用され、参考文献におけるその用語の定義は適用されない。

Claims (15)

1. ＬＮＧの再ガス化および発電の方法であって、
   中間圧力作動流体蒸気および電力を発生するために第１の膨張タービンにおいて作動流体を膨張させるステップと、
   低圧作動流体蒸気および追加電力を発生するために第２の膨張タービンにおいて中間圧力作動流体蒸気の第１の部分を膨張させるステップと、
   加熱されたＬＮＧおよび第２の凝縮液を発生させるためにＬＮＧの冷凍容量を用いて低圧作動流体蒸気を凝縮させるステップと、
   中間圧力作動流体蒸気の第２の部分を凝縮させ、第１の凝縮液および気化されたＬＮＧを発生させるために第２の凝縮液と加熱されたＬＮＧとの冷凍容量を用いるステップと、
   作動流体を形成するために第１および第２の凝縮液を混合するステップとを備える、ＬＮＧの再ガス化および発電の方法。
2. 第１および第２の凝縮液を混合するステップが熱交換器内で実行される、請求項１に記載の方法。
3. 第１および第２の凝縮液が保冷容器内の各交換器で形成される、請求項１に記載の方法。
4. 混合された凝縮液と中間圧力作動流体蒸気の第１の部分との少なくとも一方を加熱するステップをさらに備える、請求項１に記載の方法。
5. 加熱するステップには、熱源として、外気、海水、または廃熱が利用される、請求項４に記載の方法。
6. 混合される凝縮液が第１の膨張タービンに入る前に６８９．５から３４４７．５ｋＰａＡ（１００から５００ｐｓｉａ）の圧力を有し、中間圧力作動流体蒸気が３４４．７から１７２３．７ｋＰａＡ（５０から２５０ｐｓｉａ）の圧力を有し、低圧作動流体蒸気が３４．５ｋＰａＡから３４４．７ｋＰａＡ（５から５０ｐｓｉａ）の圧力を有する、請求項１に記載の方法。
7. 中間圧力作動流体蒸気の第２の部分に対する中間圧力作動流体蒸気の第１の部分の比が少なくとも１．１である、請求項１に記載の方法。
8. 作動流体が炭化水素を含む、請求項１に記載の方法。
9. ＬＮＧが１４．２百万標準ｍ ^３ ／日（５００ＭＭｓｃｆｄ）の流量で再ガス化される、請求項１に記載の方法。
10. ＬＮＧの再ガス化および発電システムであって、
    ＬＮＧを用いて下段作動流体蒸気を凝縮することができ、ＬＮＧと下段作動流体凝縮液とを用いて中間段作動流体蒸気を凝縮することができるように構成される保冷容器であって、保冷容器がＬＮＧを気化することができるようにさらに構成される、保冷容器と、
    第１の膨張タービンが中間段作動流体蒸気の第２の部分を保冷容器に供給し、中間段作動流体蒸気の第１の部分を第２の膨張タービンに供給するように、保冷容器と第２の膨張タービンに流体結合される第１の膨張タービンとを備え、
    第２の膨張タービンが下段作動流体蒸気を発生するように構成され、
    第１の膨張タービンが中間段作動流体凝縮液および下段作動流体凝縮液を受け入れるように構成される、ＬＮＧの再ガス化および発電システム。
11. 保冷容器が下段作動流体凝縮液を中間段作動流体蒸気の中に注入することができるように構成される、請求項１０に記載のシステム。
12. 中間段作動流体凝縮液、下段作動流体凝縮液、または中間段作動流体蒸気の第１の部分を加熱することができるように構成されるヒーターをさらに備える、請求項１０に記載のシステム。
13. ヒーターが、中間段作動流体凝縮液、下段作動流体凝縮液、または中間段作動流体蒸気の第１の部分を加熱するために、外気、海水、または廃熱の熱容量を使用するように構成される、請求項１２に記載のシステム。
14. 第１の膨張タービンが中間段作動流体蒸気の第１の部分を保冷容器に３４４．７ｋＰａＡから１７２３．７ｋＰａＡ（５０から２５０ｐｓｉａ）の圧力で供給するように構成され、第２の膨張タービンが下段作動流体蒸気を３４．５ｋＰａＡから３４４．７ｋＰａＡ（５から５０ｐｓｉａ）の圧力で発生するように構成される、請求項１０に記載のシステム。
15. 中間段作動流体蒸気の第２の部分に対する中間段作動流体蒸気の第１の部分の比が少なくとも１．１である、請求項１０に記載のシステム。

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