JP5473720B2 - タービン装置及びそのタービン装置を備えた冷熱発電システム - Google Patents

Description

本発明は、駆動流体が供給される流体供給路と駆動流体が排出される流体排出路とが接続されたタービンを備えたタービン装置、及び、そのタービン装置を備えた冷熱発電システムに関する。

かかるタービン装置は、流体供給路を通して高圧の駆動流体を供給することによりタービンを駆動するものであり、タービンを通過した駆動流体は流体排出路に排出される。
直接膨張方式の冷熱発電システムは、液化天然ガスを気化させて得られた高圧の天然ガスを駆動流体としてタービンを駆動し、そのタービンにより発電機を駆動するものであり、液化天然ガスの気化により得られた高圧の天然ガスの圧力を需要先に供給する圧力に減圧する際に発生する圧力エネルギを利用して発電している。

ところで、駆動流体はタービンを通過することにより螺旋状の旋回流となっているので、タービンから吐出された駆動流体は流体排出路を螺旋状に旋回する状態で流動する。
そして、流体排出路を螺旋状に旋回する状態で流動する駆動流体の旋回中心が動くと流体排出路が振動する場合があるので、その振動を抑制する手段を講じる必要があった。
例えば、流体排出路は、金属パイプ等の直管と共に、流路を曲げるためのエルボ等の曲がり管を用いて構成されるが、特にこの曲がり管の部分で旋回流の中心が動き易く、流体排出路が振動し易い。

そこで、このようなタービン装置において、従来は、流体排出路の振動を抑制するために、流体排出路に駆動流体の旋回を抑制するための整流機構が設けられていた（例えば、特許文献１参照。）。
ちなみに、整流機構としては、管軸心に略平行な平板状体にて形成された正方形状の格子の目を有する格子体が流路を横断する形態で設けられていた。

特開昭５９−２２２６０６号公報

ところで、このようなタービン装置は、タービン前後の駆動流体の差圧によりタービン出力が得られるものである。
一方、タービンから排出された駆動流体が所定の用途に供給されて使用される場合（例えば都市ガスとして供給される場合）があり、そのような場合は、タービンの駆動に供されたのちに所定の用途に供給される駆動流体の圧力を所定の圧力に維持する必要がある。
例えば、このようなタービン装置を備えた冷熱発電システムでは、タービンから排出された駆動流体としての天然ガスが需要先に供給されて消費されるものであるので、需要先に供給される天然ガスの圧力を所定の圧力に維持する必要がある。

しかしながら、従来のタービン装置では、流体排出路に設けられた整流機構により圧力損失が生じるので、所定の用途に供給される駆動流体の圧力を所定の圧力に維持するには、整流機構による圧力損失分だけ、タービンから排出される駆動流体の圧力を高く設定する必要がある。
従って、従来のタービン装置では、タービン前後の駆動流体の差圧が小さくなるので、タービン出力が低下するという問題があった。
又、このようなタービン装置を備えた冷熱発電システムでは、タービン出力が低下する分、発電出力が低下するという問題があった。

本発明は、かかる実情に鑑みてなされたものであり、その目的は、流体排出路の振動を抑制しながらタービン出力を向上し得るタービン装置、及び、流体排出路の振動を抑制しながら発電出力を向上し得る冷熱発電システムを提供することにある。

本発明に係るタービン装置は、駆動流体が供給される流体供給路と駆動流体が排出される流体排出路とが接続されたタービンを備えたものであって、
その特徴構成は、
前記流体排出路を旋回状態で流動する駆動流体の旋回を抑制するように、旋回抑制用流体を前記流体排出路に供給する旋回抑制流路が設けられ、
前記流体排出路において前記旋回抑制流路から当該流体排出路に流入させる旋回抑制用流体の流入方向を、当該流体排出路を流動する前記タービンからの駆動流体の旋回状態の吐出流に対向衝突する方向として、前記流体排出路に前記旋回抑制流路が接続されている点にある。

上記特徴構成によれば、旋回抑制流路により、流体排出路を旋回状態で流動する駆動流体の旋回を抑制するように旋回抑制用流体が供給されるので、流体排出路を流動する駆動流体の旋回が抑制される。
しかも、流体排出路を流動する駆動流体の旋回を抑制するに当たって、駆動流体の圧力損失を現出させるような部材を流体排出路内に設けるような従来技術によるものではなく、駆動流体の旋回を抑制するように旋回抑制用流体を流体排出路に供給するものであって、流体排出路に部材を設けるような従来技術に比べて流体排出路を流動する駆動流体に圧力損失を生じさせないので、タービン前後の駆動流体の差圧を従来技術に比べて大きく設定することが可能となり、それにより、タービン出力を従来に比べて充分に向上することが可能となる。
更に、流体排出路における駆動流体の旋回状態の吐出流に対向衝突するように、旋回抑制流路から旋回抑制用流体が流体排出路に流入するので、駆動流体の吐出流の旋回成分が効果的に抑制されることになって、流体排出路を流動する駆動流体の旋回が効果的に抑制される。
従って、流体排出路の振動を抑制しながらタービン出力を向上し得るタービン装置を提供することができるようになった。

本発明に係るタービン装置の更なる特徴構成は、
前記旋回抑制流路が、前記流体供給路から駆動流体の一部を前記旋回抑制用流体として取り出し、前記タービンを迂回させて前記流体排出路に供給するバイパス路にて構成されている点にある。

上記特徴構成によれば、流体供給路を流動する駆動流体の一部が旋回抑制用流体としてバイパス路に取り出されて、そのバイパス路によりタービンを迂回して流体排出路に供給される。
そして、駆動流体は流体供給路を直進流動し、バイパス路に旋回抑制用流体として取り出された駆動流体も直進流動するので、そのような駆動流体の直進流が、タービンから吐出された駆動流体が旋回流動する流体排出路に供給されることにより、流体排出路を流動する駆動流体の旋回が効果的に抑制される。
しかも、流体供給路からの駆動流体の取り出し流量を、流体排出路の振動を抑制するのに必要最小限の流量に抑えることにより、タービン出力を従来に比べて充分に向上することが可能となる。
従って、流体排出路の振動をより的確に抑制することができるようにできるようになった。

本発明に係るタービン装置の更なる特徴構成は、
前記旋回抑制流路が、前記流体排出路から駆動流体の一部を前記旋回抑制用流体として取り出したのち、前記流体排出路を流動する駆動流体の旋回状態の吐出流に対抗衝突させるように当該流体排出路における駆動流体の取り出し部位よりも下流側の部位に供給する取り出し流路にて構成されている点にある。

上記特徴構成によれば、取り出し流路により、流体排出路から駆動流体の一部が旋回抑制用流体として取り出されて、流体排出路を流動する駆動流体の旋回状態の吐出流に対向衝突するように当該流体排出路における駆動流体の取り出し部位よりも下流側の部位に供給される。
つまり、取り出し流路に旋回抑制用流体として取り出された駆動流体も旋回しているが、その取り出し流路から駆動流体が流体排出路を旋回状態で流動する駆動流体の旋回状態の吐出流に対向衝突するように供給されるので、その衝突により流体排出路を流動する駆動流体の旋回が抑制される。
しかも、旋回抑制用流体としては、流体排出路を流動する駆動流体の一部を用いるので、流体供給路を流動する駆動流体の全量によりタービンが駆動されることになる。
従って、タービン出力を更に向上することができるようになった。

本発明に係るタービン装置の更なる特徴構成は、
前記バイパス路を開閉する開閉弁と、
前記流体排出路が振動する振動状態が発生するか否かを判別可能な情報を取得する判別用情報取得手段と、
その判別用情報取得手段の取得情報に基づいて、前記振動状態が発生すると判別すると開弁し、前記振動状態にないと判別すると閉弁する形態で、前記開閉弁の作動を制御する制御手段とが設けられている点にある。

上記特徴構成によれば、制御手段は、判別用情報取得手段の取得情報に基づいて、流体排出路が振動する振動状態が発生するか否かを判別して、振動状態が発生すると判別すると開閉弁を開弁し、振動状態にないと判別すると開閉弁を閉弁するので、流体排出路が振動する可能性があるときは、流体供給路を流動する駆動流体の一部がバイパス路を通して流体排出路に供給され、流体排出路が振動する可能性がないときは、流体供給路を流動する駆動流体の全量がタービンに供給されるようになる。

つまり、振動状態が発生するか否かは、タービンから吐出される駆動流体の状態、例えば圧力や流量等に左右されるので、そのようなタービンから吐出される駆動流体の状態を変動させるパラメータに関する情報に基づいて、振動状態が発生するか否か判別することができ、そのようなパラメータに関する情報が、振動状態が発生するか否かを判別可能な情報となる。
そして、そのような情報を取得して、その取得情報に基づいて、振動状態が発生すると判別した場合は、流体供給路から駆動流体の一部を取り出して流体排出路に供給することにより流体排出路の振動を抑制し、一方、振動状態にないと判別した場合は、流体供給路からの駆動流体の取り出しを停止することにより、タービン出力を更に向上するのである。
従って、流体排出路の振動を抑制しながら、タービン出力を更に向上することができるようになった。

本発明に係るタービン装置の更なる特徴構成は、
前記バイパス路により前記流体供給路から前記旋回抑制用流体として取り出す駆動流体の流量が、前記流体供給路を流動する駆動流体の流量の１％以下である点にある。

上記特徴構成によれば、流体供給路を流動する駆動流体の流量の１％以下の流量で、流体供給路から駆動流体がバイパス路に取り出されて流体排出路に供給される。
つまり、流体排出路の振動を抑制するために、流体供給路から駆動流体の一部を取り出して流体排出路に供給するにしても、その取り出し流量を少なくするほどタービン出力を従来に比べてより一層向上することができる。
そして、流体供給路からの駆動流体の取り出し流量と流体排出路の振動の抑制能力との関係について、鋭意調べた結果、取り出し流量を流体供給路における駆動流体の流量の１％以下にしても、流体排出路の振動を十分に抑制できることを見出した。ちなみに、本願発明の効果が得られる取り出し流量の下限は、例えば、流体供給路における駆動流体の流量の０．１％程度である。
従って、流体排出路の振動を抑制しながら、タービン出力をより一層向上することができるようになった。

本発明に係るタービン装置の更なる特徴構成は、
前記流体排出路に、流路を曲げるための曲がり管が備えられ、
前記旋回抑制流路が、前記流体排出路における前記曲がり管よりも上流側の箇所に接続されている点にある。

上記特徴構成によれば、流体排出路における曲がり管よりも上流側の箇所に、旋回抑制流路から旋回抑制用流体が供給されて、流体排出路における曲がり管よりも上流側で駆動流体の旋回が抑制されるので、流体排出路の振動を的確に抑制することができる。
従って、流体排出路の配管の自由度を向上するために、曲がり管を用いて流体排出路を曲げて配管する場合において、流体排出路が曲がり管の部分で特に振動し易いにも拘らず、流体排出路の振動を的確に抑制することができるようになった。

本発明に係る冷熱発電システムは、これまで説明してきたタービン装置のいずれかを備えたものであって、
その特徴構成は、
液化天然ガスとそれよりも高温の気化用熱媒体とを熱交換させて液化天然ガスを気化させる液化天然ガス気化器と、
前記タービンにより駆動される発電機とが設けられ、
前記液化天然ガス気化器にて気化された天然ガスが駆動流体として、前記流体供給路を通して前記タービンに供給される点にある。

上記特徴構成によれば、液化天然ガス気化器において、液化天然ガスが気化用熱媒体との熱交換により気化されて高圧の天然ガスが生成され、その高圧の天然ガスが駆動流体として流体供給路を通してタービンに供給されてタービンが駆動され、そのタービンによって発電機が駆動される。
そして、旋回抑制流路を介して旋回抑制用流体が流体排出路に供給されるので、流体排出路の振動が抑制される。
しかも、タービン装置について先に説明したのと同様に、流体排出路を流動する駆動流体の旋回を抑制するに当たって、流体排出路に整流機構を設けるような従来技術と比べて流体排出路を流動する駆動流体に圧力損失を生じさせないので、タービン出力を従来に比べて充分に向上することが可能となり、それによって、発電出力を従来に比べて充分に向上することが可能となる。
従って、流体排出路の振動を抑制しながら発電出力を向上し得る冷熱発電システムを提供することができるようになった。

本発明に係る冷熱発電システムの更なる特徴構成は、
液化天然ガスよりも高温の液状の中間熱媒体とその中間熱媒体よりも高温の高温熱媒体とを熱交換させて中間熱媒体を気化させる中間熱媒体気化器と、
その中間熱媒体気化器により気化された気体状の中間熱媒体にて駆動される中間熱媒体タービンが設けられ、
その中間熱媒体タービンから排出された気体状の中間熱媒体が、前記気化用熱媒体として前記液化天然ガス気化器に供給され、その液化天然ガス気化器にて凝縮された中間熱媒体が前記中間熱媒体気化器に供給されるように構成され、
前記中間熱媒体タービンが前記発電機を駆動するように構成されている点にある。

上記特徴構成によれば、中間熱媒体気化器において、液状の中間熱媒体が高温熱媒体との熱交換により気化され、その気化された気体状の中間熱媒体が中間熱媒体タービンの駆動に供されたのち、その中間熱媒体タービンから排出される。その中間熱媒体タービンから排出された気体状の中間熱媒体は、気化用熱媒体として液化天然ガス気化器に供給されて、液化天然ガスとの熱交換により凝縮され、その凝縮された液状の中間熱媒体が中間熱媒体気化器に供給される。つまり、中間熱媒体が、中間熱媒体気化器、中間熱媒体タービン、液化天然ガス気化器を巡る循環経路を気化、凝縮を繰り返しながら循環することになり、ランキンサイクルが構成される。
そして、発電機がタービンと中間熱媒体タービンとの協働で駆動される。
従って、ランキンサイクル方式とそのランキンサイクル方式により気化された天然ガスにより発電機を駆動する直接膨張方式とを組み合わせた冷熱発電システムにおいて、流体排出路の振動を抑制しながら発電出力を向上することができるようになった。

第１実施形態に係るタービン装置を備えた冷熱発電システムの全体概略構成を示すブロック図 第１実施形態に係るタービン装置の天然ガス排出路におけるバイパス路との接続部分の断面図 第２実施形態に係るタービン装置を備えた冷熱発電システムの全体概略構成を示すブロック図 第３実施形態に係るタービン装置を備えた冷熱発電システムの全体概略構成を示すブロック図

以下、図面に基づいて、本発明の実施の形態を説明する。
〔第１実施形態〕
先ず、第１実施形態を説明する。
図１は、本発明に係るタービン装置Ｔを備えた冷熱発電システムの全体概略構成を示すブロック図である。
図１に示すように、この冷熱発電システムに備えられるタービン装置Ｔは、駆動流体としての天然ガスＮＧが供給される天然ガス供給路１（流体供給路に相当する）と天然ガスＮＧが排出される天然ガス排出路２（流体排出路に相当する）とが接続された天然ガスタービン３（タービンに相当する）を備えて構成されている。
本発明では、天然ガス排出路２を旋回状態で流動する天然ガスＮＧの旋回を抑制するように、旋回抑制用流体を天然ガス排出路２に供給する旋回抑制流路Ｒが設けられている。
この第１実施形態では、旋回抑制流路Ｒが、天然ガス供給路１から天然ガスＮＧの一部を取り出し、天然ガスタービン３を迂回させて天然ガス排出路２に供給するバイパス路４にて構成されている。

更に、この第１実施形態では、タービン装置Ｔには、バイパス路４を開閉する開閉弁５と、天然ガス排出路２が振動する振動状態が発生するか否かを判別可能な情報を取得する判別用情報取得手段Ｇと、その判別用情報取得手段Ｇの取得情報に基づいて、振動状態が発生すると判別すると開弁し、振動状態にないと判別すると閉弁する形態で、開閉弁５の作動を制御する制御手段としての制御部６とが設けられている。

そして、バイパス路４により天然ガス供給路１から取り出す天然ガスＮＧの流量が、天然ガス供給路１を流動する天然ガスＮＧの流量の１％以下のバイパス用設定流量になるように、バイパス路４を形成する管体の径が設定されている。あるいは、バイパス路４を流動する天然ガスＮＧの流量がバイパス用設定流量になるように、バイパス路４に絞り部材を設けても良い。例えば、前記バイパス用設定流量は、天然ガス排出路２の振動を十分に抑制できる条件で、天然ガス供給路１を流動する天然ガスＮＧの流量の０．１〜１．０％の範囲の極力少ない流量に設定される。

冷熱発電システムには、液化天然ガスＬＮＧを貯留する液化天然ガスタンク７と、その液化天然ガスタンク７からの液化天然ガスＬＮＧとそれよりも高温の気化用熱媒体とを熱交換させて液化天然ガスＬＮＧを気化させる液化天然ガス気化器８と、タービン装置Ｔを構成する前記天然ガスタービン３により駆動される発電機９とが設けられている。
そして、液化天然ガス気化器８にて気化された天然ガスＮＧが駆動流体として、天然ガス供給路１を通して天然ガスタービン３に供給されて、天然ガスタービン３を駆動するように構成されている。

更に、この実施形態では、液化天然ガスＬＮＧよりも高温の液状の中間熱媒体としての液化石油ガスＬＰＧとその液化石油ガスＬＰＧよりも高温の高温熱媒体としての海水ＳＷとを熱交換させて液化石油ガスＬＰＧを気化させる液化石油ガス気化器１０（中間熱媒体気化器に相当する）と、その液化石油ガス気化器１０により気化された気体状の中間熱媒体（プロパンガスを主成分とするので、以下、プロパンガスＰＧと記載する）にて駆動されるプロパンガスタービン１１（中間熱媒体タービンに相当する）が設けられている。
そして、そのプロパンガスタービン１１から排出されたプロパンガスＰＧが、前記気化用熱媒体として液化天然ガス気化器８に供給され、その液化天然ガス気化器８にて凝縮された液化石油ガスＬＰＧが液化石油ガス気化器１０に供給されるように構成されている。
又、プロパンガスタービン１１が前記発電機９を駆動するように構成されている。
つまり、この実施形態の冷熱発電システムは、プロパンを中間熱媒体として用いてプロパンガスタービン１１を駆動するランキンサイクル方式と、そのランキンサイクル方式により気化された天然ガスＮＧにより天然ガスタービン３を駆動する直接膨張方式とを組み合わせたシステムである。
ここで、天然ガスタービン３及びプロパンガスタービン１１は、例えば軸流タービンにて構成され、発電機９は、例えば同期発電機にて構成される。

更に、液化天然ガス気化器８にて気化されて天然ガス供給路１を流動する天然ガスＮＧを海水ＳＷとの熱交換により加熱する前流アフターヒータ１２、及び、天然ガスタービン３から排出されて天然ガス排出路２を流動する天然ガスＮＧを海水ＳＷとの熱交換により加熱する後流アフターヒータ１３が設けられている。

液化石油ガス気化器１０は、缶体１０ｃの内部に伝熱管１０ｐを備え、並びに、缶体１０ｃの上部に缶体１０ｃ内に液化石油ガスＬＰＧを滴下する滴下器１０ｄを備えて構成され、液化天然ガス気化器８は、缶体８ｃの内部に伝熱管８ｐを備えて構成されている。
前流アフターヒータ１２は、缶体１２ｃの内部に伝熱管１２ｐを備えて構成され、後流アフターヒータ１３も、缶体１３ｃの内部に伝熱管１３ｐを備えて構成されている。

液化石油ガス気化器１０の伝熱管１０ｐの入口、出口にそれぞれ海水供給路１４、海水排出路１５が接続されている。
液化石油ガス気化器１０の缶体１０ｃの上部とプロパンガスタービン１１の駆動流体入口とが、プロパンガス供給路１６にて接続され、プロパンガスタービン１１の駆動流体出口と液化天然ガス気化器８の缶体８ｃの側方部とがプロパンガス排出路１７にて接続され、液化天然ガス気化器８の底部の液溜まり部と液化石油ガス気化器１０の滴下器１０ｄとが液化石油ガス供給路１８にて接続されている。
又、その液化石油ガス供給路１８には、液化天然ガス気化器８の液溜まり部の液化石油ガスＬＰＧを液化石油ガス気化器１０の滴下器１０ｄに圧送する液化石油ガスポンプ１９が設けられている。

液化天然ガス気化器８の伝熱管８ｐの入口には、液化天然ガスタンク７から液化天然ガスＬＮＧが送出される液化天然ガス供給路２０が接続され、液化天然ガス気化器８の伝熱管８ｐの出口と天然ガスタービン３の駆動流体入口とが前記天然ガス供給路１にて接続されている。
又、液化天然ガス供給路２０には、液化天然ガスタンク７から液化天然ガスＬＮＧを液化天然ガス気化器８の伝熱管８ｐに圧送する液化天然ガスポンプ２１が設けられている。

前流アフターヒータ１２の缶体１２ｃが、天然ガス供給路１の中間箇所に介装され、前流アフターヒータ１２の伝熱管１２ｐの入口、出口にそれぞれ海水供給路２２、海水排出路２３が接続されている。
この前流アフターヒータ１２の伝熱管１２ｐに接続されている海水供給路２２には、その伝熱管１２ｐに供給される海水ＳＷの温度を検出する海水温度センサ２４が設けられている。

前記天然ガス排出路２は、前記天然ガスタービン３の駆動流体出口に接続され、その天然ガス排出路２の中間箇所には、エルボ２５（曲り管に相当する）が介装されて、そのエルボ２５によって天然ガス排出路２が曲げられている。
前記バイパス路４は、ティーズ状の前流側継手部材２６を介して天然ガス供給路１における前流アフターヒータ１２よりも下流側の箇所に接続され、並びに、ティーズ状の後流側継手部材２７を介して天然ガス排出路２におけるエルボ２５による流路曲り部分よりも上流側の箇所に接続されている。
又、後流アフターヒータ１３の缶体１３ｃが、天然ガス排出路２におけるエルボ２５による流路曲り部分よりも下流側の箇所に介装され、後流アフターヒータ１３の伝熱管１３ｐの入口、出口にそれぞれ海水供給路２８、海水排出路２９が接続されている。

図２にも示すように、前流側、後流側の２つの継手部材２６，２７はいずれも、軸心が同心で互いに対向する２つの接続口と、軸心がそれら２つの接続口の軸心に直交する１つの接続口との３つの接続口を有している。そして、２つの継手部材２６，２７が、それぞれ、互いに対向する２つの接続口を用いて天然ガス供給路１、天然ガス排出路２に介装され、バイパス路４が、天然ガス供給路１に介装された前流側継手部材２６の残りの接続口と天然ガス排出路２に介装された後流側継手部材２７の残りの接続口とに接続されている。
つまり、バイパス路４が、その長手方向が天然ガス排出路２の長手方向と直交する形態で天然ガス排出路２に接続されている。

図２に示すように、天然ガスタービン３から吐出された天然ガスＮＧは天然ガス排出路２を螺旋状に旋回する形態で流動し、バイパス路４から天然ガスＮＧが天然ガス排出路２の長手方向に直交する方向に沿って天然ガス排出路２に流入する。すると、天然ガス排出路２を螺旋状に旋回する状態で流動する天然ガスＮＧの吐出流に対して、対向衝突するようにバイパス路４から天然ガスＮＧの直進流が流入するので、天然ガス排出路２を流動する天然ガスＮＧの旋回が効果的に抑制されることになる。
つまり、天然ガス排出路２においてバイパス路４から当該天然ガス排出路２に流入させる天然ガスＮＧの流入方向が当該天然ガス排出路２を流動する天然ガスタービン３からの天然ガスＮＧの吐出流の流動方向に対向するように、天然ガス排出路２にバイパス路４が接続されていることになる。

次に、上述のように構成された冷熱発電システムの作用を説明する。
液化石油ガス気化器１０においては、海水ＳＷが流動する伝熱管１０ｐに液化石油ガスＬＰＧが液化石油ガスポンプ１９により滴下器１０ｄから滴下されて、液化石油ガスＬＰＧが海水ＳＷとの熱交換により気化してプロパンガＰＧが生成される。そのプロパンガスＰＧがプロパンガス供給路１６を通してプロパンガスタービン１１に供給されて、そのプロパンガスタービン１１を駆動して減圧されたのちプロパンガス排出路１７に排出され、更に、そのプロパンガス排出路１７を通して液化天然ガス気化器８の缶体８ｃ内に供給される。
液化天然ガス気化器８においては、液化天然ガスポンプ２１により圧送されて伝熱管８ｐを流動する液化天然ガスＬＮＧとプロパンガス排出路１７から缶体８ｃ内に供給されたプロパンガスＰＧとが熱交換して、液化天然ガスＬＮＧが気化して天然ガスＮＧが生成されると共に、プロパンガスＰＧが凝縮して液化石油ガスＬＰＧが生成される。
つまり、プロパンは、液化石油ガス気化器１０、プロパンガス供給路１６、プロパンガスタービン１１、プロパンガス排出路１７、液化天然ガス気化器８、液化石油ガス供給路１８を巡る閉回路を気化、凝縮を繰り返しながら循環することになる。

液化天然ガス気化器８にて生成された天然ガスＮＧは、前流アフターヒータ１２において伝熱管１２ｐを流動する海水ＳＷとの熱交換により加熱されたのち、天然ガス供給路１を通して天然ガスタービン３に供給されて、その天然ガスタービン３を駆動して減圧されたのち天然ガス排出路２に吐出され、並びに、天然ガス供給路１を流動する天然ガスＮＧの一部がバイパス路４を通して天然ガスタービン３を迂回して天然ガス排出路２に供給されて、天然ガスタービン３から吐出された天然ガスＮＧに合流する。そのように合流した天然ガスＮＧが後流アフターヒータ１３において伝熱管１３ｐを流動する海水ＳＷとの熱交換により加熱されたのち、需要先に供給される。
又、発電機９は、天然ガスタービン３とプロパンガスタービン１１との協働で駆動されて、発電電力が需要先に供給される。

そして、上述したように、天然ガス排出路２を螺旋状に旋回する状態で流動する天然ガスＮＧに対向衝突するように、バイパス路４から天然ガス排出路２に天然ガスＮＧの直進流が流入することにより、天然ガス排出路２を流動する天然ガスＮＧの旋回が効果的に抑制されるので、天然ガス排出路２の振動が抑制される。
しかも、天然ガス排出路２を流動する天然ガスＮＧの旋回を抑制するために、天然ガスＮＧの圧力損失を現出させるような部材を天然ガス排出路２内に設けるものではなく、天然ガス供給路１から天然ガスＮＧの一部を取り出して天然ガス排出路２に供給するものであり、そして、その天然ガスＮＧの取り出し流量を、天然ガス排出路２の振動を抑制するのに必要最小限の流量に抑えるので、タービン出力、延いては発電出力を従来に比べて充分に向上することができる。

ここで、前流アフターヒータ１２においては、缶体１２ｃ内の天然ガスＮＧが伝熱管１２ｐを流動する海水ＳＷとの熱交換により加熱されることになるので、缶体１２ｃから流出して天然ガス供給路１を通して天然ガスタービン３に供給される天然ガスＮＧの圧力は、伝熱管１２ｐを流動する海水ＳＷの温度に応じて、海水ＳＷの温度が高くなるに伴って高くなる形態で変化することになる。
そして、天然ガスタービン３に供給される天然ガスＮＧの圧力が高くなるほど、天然ガスタービン３から吐出されて天然ガス排出路２を流動する天然ガスＮＧの圧力が高くなって、天然ガス排出路２が振動し易くなる。
そこで、海水温度センサ２４にて検出される海水ＳＷの温度に基づいて、天然ガス排出路２が振動する振動状態が発生するか否かを判別することが可能となる。
つまり、この実施形態では、判別用情報取得手段Ｇが海水温度センサ２４により構成されて、天然ガス排出路２が振動する振動状態が発生するか否かを判別可能な情報として、前流アフターヒータ１２において天然ガスＮＧと熱交換させる海水ＳＷの温度を取得するように構成されている。

次に、制御部６の制御動作について説明を加える。
天然ガスタービン３から吐出される天然ガスＮＧの圧力が高くなるほど、天然ガス排出路２を振動させ易いので、予め実験等により、天然ガス排出路２を振動させる可能性のある天然ガスＮＧの最低圧力が排出側規制圧力として求められる。又、天然ガスタービン３から吐出される天然ガスＮＧの圧力が排出側規制圧力となるときの、天然ガスタービン３に供給される天然ガスＮＧの圧力が求められて、その圧力が供給側規制圧力として設定されている。
そして、アフターヒータ１２から流出する天然ガスＮＧの圧力が供給側規制圧力になるときに対応して、アフターヒータ１２の伝熱管１２ｐに供給される海水ＳＷの温度が求められて、その温度が設定海水温度として設定されている。

制御部６は、この冷熱発電システムの運転中は海水温度センサ２４の検出温度を監視して、海水温度センサ２４の検出温度が設定海水温度以上になると開閉弁５を開弁し、海水温度センサ２４の検出温度が設定海水温度よりも低くなると開閉弁５を閉弁する。
従って、天然ガス排出路２が振動する可能性のあるときは、天然ガス供給路１から天然ガスＮＧの一部が取り出されて天然ガス排出路２に供給されるので、天然ガスタービン３のタービン出力、延いては発電出力を従来に比べて向上しながらも、天然ガス排出路２の振動を抑制することができる。又、天然ガス排出路２が振動する可能性のないときは、天然ガス供給路１からの天然ガスＮＧの取り出しが停止されて、天然ガス供給路１を流動する天然ガスＮＧの全量が天然ガスタービン３に供給されるので、天然ガスタービン３のタービン出力、延いては発電出力を更に向上することができる。

以下、本発明の第２及び第３の各実施形態を説明するが、各実施形態は旋回抑制流路Ｒの別の実施形態を説明するものであって、冷熱発電システムの構成は上記の第１実施形態と同様であるので、各実施形態では、冷熱発電システムの構成の説明を省略する。

〔第２実施形態〕
以下、第２実施形態を説明する。
図３に示すように、この第２実施形態では、旋回抑制流路Ｒが、天然ガス排出路２から天然ガスＮＧの一部を旋回抑制用流体として取り出したのち、天然ガス排出路２を流動する天然ガスＮＧに衝突させるように当該天然ガス排出路２における天然ガスＮＧの取り出し部位よりも下流側の部位に供給する取り出し流路３０にて構成されている。

取り出し流路３０は、夫々ティーズ状の上流側継手部材３１及び下流側継手部材３２により、天然ガス排出路２に接続されている。
上流側、下流側の２つの継手部材３１，３２はいずれも、軸心が同心で互いに対向する２つの接続口と、軸心がそれら２つの接続口の軸心に直交する１つの接続口との３つの接続口を有している。そして、２つの継手部材３１，３２が、それぞれ、互いに対向する２つの接続口を用いて天然ガス排出路２に介装され、取り出し流路３０が、上流側継手部材３１の残りの接続口と下流側継手部材の残りの接続口とに接続されている。

ちなみに、取り出し流路３０により天然ガス排出路２から取り出す天然ガスＮＧの流量が、天然ガス排出路２を流動する天然ガスＮＧの流量の５０％よりも少ない取り出し用設定流量（例えば４０％以下の流量）になるように、取り出し流路３０を形成する管体の径が設定されている。あるいは、取り出し流路３０を流動する天然ガスＮＧの流量が取り出し用設定流量になるように、取り出し流路３０に絞り部材を設けても良い。前記取り出し用設定流量は、天然ガス排出路２の振動を十分に抑制できる条件で、天然ガス排出路２を流動する天然ガスＮＧの流量の５０％以下の極力少ない流量に設定される。

この第２実施形態では、取り出し流路３０によって、天然ガス排出路２を流動する天然ガスＮＧの一部が取り出されて、天然ガス排出路２を螺旋状に旋回する状態で流動する天然ガスＮＧの吐出流に対向衝突するように供給されるので、天然ガス排出路２を流動する天然ガスＮＧの旋回が効果的に抑制されることになる。
つまり、天然ガス排出路２において取り出し流路３０から当該天然ガス排出路２に流入させる天然ガスＮＧの流入方向が当該天然ガス排出路２を流動する天然ガスタービン３からの天然ガスＮＧの吐出流の流動方向に対向するように、天然ガス排出路２にバイパス路４が接続されていることになる。

〔第３実施形態〕
以下、第３実施形態を説明する。
図４に示すように、この第３実施形態では、旋回抑制流路Ｒが、天然ガス排出路２を流動する天然ガスＮＧを２等分する流量比率で旋回抑制用流体として分流させたのち、互いに均等な流量の流れが対向して衝突するように合流させる２系統の分流路３３にて構成されている。
分流路３３は、夫々ティーズ状の上流側継手部材３４及び下流側継手部材３５により、天然ガス排出路２の途中に介装されている。
上流側、下流側の２つの継手部材３４，３５はいずれも、軸心が同心で互いに対向する２つの接続口と、軸心がそれら２つの接続口の軸心に直交する１つの接続口との３つの接続口を有している。そして、２系統の分流路３３が、上流側継手部材３４の互いに対向する２つの接続口を用いて天然ガス排出路２から分岐され、下流側継手部材３５の互いに対向する２つの接続口を用いて天然ガス排出路２に合流されている。

この第３実施形態では、天然ガス排出路２を流動する天然ガスＮＧが２系統の分流路３３に分流された後、互いに衝突するように再び合流して天然ガス排出路２を流動するので、合流後の天然ガスＮＧの旋回が効果的に抑制される。

〔別実施形態〕
次に別実施形態を説明する。
（イ） 天然ガスタービン３から吐出される天然ガスＮＧの圧力が高くなるほど、天然ガス排出路２が振動し易くなる。そして、天然ガスタービン３から吐出される天然ガスＮＧの圧力は、天然ガスタービン３に供給される天然ガスＮＧの圧力が高くなるほど高くなる。
そこで、上記の第１実施形態において、バイパス路４に天然ガスＮＧの流量を調整自在な比例弁を設けて、海水温度センサ２４の検出温度に基づいて、その検出温度が高くなるほど開度を大きくする形態で、比例弁の開度を調整するように構成しても良い。

（ロ） 上記の第１実施形態では、バイパス路４に開閉弁５を設けたが、このような開閉弁５を省略しても良い。

（ハ） 天然ガス排出路２を振動させるか否かは、天然ガスタービン３から吐出される天然ガスＮＧの圧力や流量に左右され、その天然ガスタービン３から吐出される天然ガスＮＧの圧力や流量を変動させるパラメータとしては、上記の第１実施形態において説明した海水ＳＷの温度の他に、液化天然ガス気化器８に供給されるプロパンガスＰＧの温度、冷熱発電システムが設置される箇所の気温等が挙げられる。
そこで、判別用情報取得手段Ｇを、液化天然ガス気化器８に供給されるプロパンガスＰＧの温度を検出する手段や、冷熱発電システムが設置される箇所の気温を検出する手段により構成しても良い。
あるいは、判別用情報取得手段Ｇを、天然ガスタービン３から吐出される天然ガスＮＧの圧力を検出する手段や、天然ガスタービン３から吐出される天然ガスＮＧの流量を検出する手段により構成することも可能である。
あるいは、天然ガスタービン３から吐出される天然ガスＮＧの圧力、流量は、それぞれ天然ガスタービン３に供給される天然ガスＮＧの圧力、流量に応じて変動する。
そこで、判別用情報取得手段Ｇを、天然ガスタービン３に供給される天然ガスＮＧの圧力を検出する手段や、天然ガスタービン３に供給される天然ガスＮＧの流量を検出する手段により構成することも可能である。

（ニ） 上記の第１実施形態において、バイパス路４により天然ガス供給路１から取り出す天然ガスＮＧの取り出し流量は、天然ガス供給路１を流動する天然ガスＮＧの流量の１％以下に限定されるものではなく、１％よりも多い流量でも良い。但し、天然ガスタービン３の出力の減少を極力抑制する上では、天然ガスＮＧの取り出し流量は極力少なくするのが好ましい。

（ホ） 天然ガス排出路２において旋回抑制流路（バイパス路４、取り出し流路３０）から当該天然ガス排出路２に流入させる天然ガスＮＧの流入方向は、上記の実施形態において例示した方向、即ち、天然ガス排出路２の長手方向と直交する方向に限定されるものではない。
例えば、旋回抑制流路（バイパス路４、取り出し流路３０）の先方側ほど天然ガス排出路２の上流側に位置する形態で、天然ガス排出路２の長手方向と直交する方向に対して傾斜する方向や、旋回抑制流路（バイパス路４、取り出し流路３０）の先方側ほど天然ガス排出路２の下流側に位置する形態で、天然ガス排出路２の長手方向と直交する方向に対して傾斜する方向でも良い。

（ヘ） 中間熱媒体としては、上記の実施形態において例示したプロパンに限定されるものではなく、フロン、ブタン等、種々のものを適用することができる。

（ト） 本発明を適用可能な冷熱発電システムは、上記の実施形態で例示したシステム、即ち、ランキンサイクル方式と直接膨張方式とを組み合わせたシステムに限定されるものではなく、ランキンサイクル方式によるシステムや、直接膨張方式によるシステムにも適用することが可能である。
ちなみに、ランキンサイクル方式によるシステムでは、上記の実施形態における天然ガスタービン３を省略して、液化天然ガス気化器８で生成された天然ガスＮＧを海水ＳＷにより昇温して需要先に供給するように構成する。
又、直接膨張方式では、海水等を気化用熱媒体として用いて液化天然ガスＬＮＧを気化させて、高圧の天然ガスＮＧを発生させ、その天然ガスＮＧでタービンを駆動するように構成する。

（チ） 本発明を適用可能なタービン装置Ｔは、上記の実施形態で例示した如き駆動流体として天然ガスＮＧを用いるものに限定されるものではなく、燃焼ガスや水蒸気等、種々の流体を駆動流体として用いるものに適用することができる。

（リ） 本発明を適用可能なタービン装置Ｔは、上記の実施形態で例示した如き冷熱発電システムで用いるものに限定されるものではなく、種々の用途で用いるタービン装置Ｔに適用することができる。

以上説明したように、流体排出路の振動を抑制しながらタービン出力を向上し得るタービン装置、及び、流体排出路の振動を抑制しながら発電出力を向上し得る冷熱発電システムを提供することができる。

１ 天然ガス供給路（流体供給路）
２ 天然ガス排出路（流体排出路）
３ 天然ガスタービン（タービン）
４ バイパス路
５ 開閉弁
６ 制御部（制御手段）
８ 液化天然ガス気化器
９ 発電機
１０ 液化石油ガス気化器（中間熱媒体気化器）
１１ プロパンガスタービン（中間熱媒体タービン）
２５ エルボ（曲がり管）
３０ 取り出し流路
３３ 分流路
Ｇ 判別用情報取得手段
ＬＮＧ 液化天然ガス
ＬＰＧ 液化石油ガス（中間熱媒体）
ＮＧ 天然ガス（駆動流体）
ＰＧ プロパンガス（気化用熱媒体、気体状の中間熱媒体）
Ｒ 旋回抑制流路
ＳＷ 海水（高温熱媒体）
Ｔ タービン装置

Claims (8)

1. 駆動流体が供給される流体供給路と駆動流体が排出される流体排出路とが接続されたタービンを備えたタービン装置であって、
   前記流体排出路を旋回状態で流動する駆動流体の旋回を抑制するように、旋回抑制用流体を前記流体排出路に供給する旋回抑制流路が設けられ、
   前記流体排出路において前記旋回抑制流路から当該流体排出路に流入させる旋回抑制用流体の流入方向を、当該流体排出路を流動する前記タービンからの駆動流体の旋回状態の吐出流に対向衝突する方向として、前記流体排出路に前記旋回抑制流路が接続されているタービン装置。
2. 前記旋回抑制流路が、前記流体供給路から駆動流体の一部を前記旋回抑制用流体として取り出し、前記タービンを迂回させて前記流体排出路に供給するバイパス路にて構成されている請求項１に記載のタービン装置。
3. 前記旋回抑制流路が、前記流体排出路から駆動流体の一部を前記旋回抑制用流体として取り出したのち、前記流体排出路を流動する駆動流体の旋回状態の吐出流に対向衝突させるように当該流体排出路における駆動流体の取り出し部位よりも下流側の部位に供給する取り出し流路にて構成されている請求項１に記載のタービン装置。
4. 前記バイパス路を開閉する開閉弁と、
   前記流体排出路が振動する振動状態が発生するか否かを判別可能な情報を取得する判別用情報取得手段と、
   その判別用情報取得手段の取得情報に基づいて、前記振動状態が発生すると判別すると開弁し、前記振動状態にないと判別すると閉弁する形態で、前記開閉弁の作動を制御する制御手段とが設けられている請求項２に記載のタービン装置。
5. 前記バイパス路により前記流体供給路から前記旋回抑制用流体として取り出す駆動流体の流量が、前記流体供給路を流動する駆動流体の流量の１％以下である請求項２又は４に記載のタービン装置。
6. 前記流体排出路に、流路を曲げるための曲がり管が備えられ、
   前記旋回抑制流路が、前記流体排出路における前記曲がり管よりも上流側の箇所に接続されている請求項１〜５のいずれか１項に記載のタービン装置。
7. 請求項１〜６のいずれか１項に記載のタービン装置を備えた冷熱発電システムであって、
   液化天然ガスとそれよりも高温の気化用熱媒体とを熱交換させて液化天然ガスを気化させる液化天然ガス気化器と、
   前記タービンにより駆動される発電機とが設けられ、
   前記液化天然ガス気化器にて気化された天然ガスが駆動流体として、前記流体供給路を通して前記タービンに供給される冷熱発電システム。
8. 液化天然ガスよりも高温の液状の中間熱媒体とその中間熱媒体よりも高温の高温熱媒体とを熱交換させて中間熱媒体を気化させる中間熱媒体気化器と、 その中間熱媒体気化器により気化された気体状の中間熱媒体にて駆動される中間熱媒体タービンが設けられ、
   その中間熱媒体タービンから排出された気体状の中間熱媒体が、前記気化用熱媒体として前記液化天然ガス気化器に供給され、その液化天然ガス気化器にて凝縮された中間熱媒体が前記中間熱媒体気化器に供給されるように構成され、
   前記中間熱媒体タービンが前記発電機を駆動するように構成されている請求項７に記載の冷熱発電システム。

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