JP5885114B1 - 冷熱発電システム、冷熱発電システムを備えるエネルギシステム、冷熱発電システムの利用方法、及びエネルギシステムの利用方法 - Google Patents
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Abstract
Description
上式(1)において、Δh1を第1エンタルピ差と称し、Δh2を第2エンタルピ差と称し、Δh3を第3エンタルピ差と称し、Δhtotalを合計エンタルピ差と称すこととする。各エンタルピ差Δh1,Δh2,Δh3を定義するために、図2に示すモリエル線図における冷熱利用プロセス(冷熱発電プロセス)の各動作点についてまず説明する。
冷熱エネルギ=温度エネルギ+圧力エネルギ … (2)
と変換される。
・モル%(Mole percent)
メタン(CH4)=92%、エタン(C2H6)=4%、プロパン(C3H8)=3%、ブタン(C4H10)=1%
・重量%(Mass percent)
メタン=82.61%、エタン=6.7321%、プロパン=7.4043%、ブタン=3.2531%
・Molor mass
17.866(kg/kmol)
本実施形態では、上記組成の天然ガスの物性値を、アメリカ国立標準技術研究所(NIST)製の冷媒熱物性データベースソフトウェアであるREFPROP(Version9.1)を用いて計算した。その計算結果を以下に示す。
・臨界点A1(Critical point)
215.85(K)、6.8362(MPa)、206.87(kg/m^3)
・クリコンデンバール(Cricondenbar)
231.4(K)、7.6316(MPa)、141.58(kg/m^3)
・クリコンデンサーム(Cricondentherm)
247.35(K)、4.8965(MPa)、54.708(kg/m^3)
図3に、第1点C1から第2点C2の昇圧プロセス(等エントロピ変化)における天然ガスの各パラメータを、REFPROPを用いて計算した例を示す。
上式(3)は、気化プロセスにおける温度エクセルギの利用について、熱力学第2法則の効率(カルノー効率)の制約を課した式である。気化プロセスの全エンタルピ差を利用して、温度エクセルギを仕事に変換できるシステムを想定している。以下、上式(3)に基づくプレオーバーブースト圧力の特定手法について説明する。
α=1−T2/T3
=1−(−162+273.15)/(20+273.15)=0.621
なお、第1点C1から第2点C2までにおける等エントロピ変化において、液化天然ガスの温度が微小ではあるが上昇する。このため、第2圧力P2の大小に応じて第2温度T2が変化し、効率係数αが変化する。ただし本実施形態では、計算の簡単化のため、効率係数αの算出において、第1点C1から第2点C2までにおける液化天然ガスの温度変化が無いものとした。
この場合、効率係数αは、第2点C2における第2温度T2とA点CAにおけるガス温度とのそれぞれによって定まるカルノーサイクルの理論熱効率以下の値であってかつ0よりも大きい値として定義される。1次発電装置のランキンサイクルの作動流体を例えばLPG(プロパン)とする場合、A点CAにおける温度を例えば−44℃に設定する。そして、カルノーサイクルの理論熱効率は、第2点C2における第2温度T2(=−162℃)と、A点CAにおける温度TA(=−44℃)とを用いて以下のように計算できる。
α=1−T2/TA
=1−(−162+273.15)/(−44+273.15)=0.515
図12に、第3温度T3が20℃の場合における先の図4の第1,第3エンタルピ差Δh1,Δh3、及び第2エンタルピ差Δh2rankを上式(4)に代入して算出した合計エンタルピ差Δhtotalと、第2圧力P2との関係を示す。また、図13に、第3温度T3が50℃の場合における先の図6の第1,第3エンタルピ差Δh1,Δh3、及び第2エンタルピ差Δh2rankを上式(4)に代入して算出した合計エンタルピ差Δhtotalと、第2圧力P2との関係を示す。なお、図12及び図13のそれぞれにおける効率係数αを0.515とした。
Claims (10)
- 貯蔵タンクに貯蔵された低温の液化ガスを所定圧力まで液状態のまま昇圧する昇圧ポンプと、
ランキンサイクルを循環する作動流体と前記昇圧ポンプによって昇圧された前記液化ガスとを熱交換させることにより、前記作動流体を凝縮させるとともに前記液化ガスを気化させる気化器、前記気化器において凝縮された作動流体を蒸発させる蒸発器、及び前記蒸発器において蒸発された作動流体によって駆動される1次タービンを有し、前記1次タービンが駆動されることにより発電する1次発電装置と、
前記気化器から流出した気化ガスを加熱して昇温させる加熱器と、
前記加熱器によって昇温された気化ガスで駆動される2次タービンを有し、前記2次タービンが駆動されることにより発電する直接膨張方式の2次発電装置と、を備え、
前記貯蔵タンクの貯蔵対象となるガスのモリエル線図上において、前記貯蔵タンクに貯蔵された状態の前記ガスの圧力及び温度を規定する動作点をプロセス開始点(C1)と定義し、
前記モリエル線図上において、前記気化器の入口側における前記ガスの前記所定圧力及び温度を規定する動作点をプレオーバーブースト点(C2)と定義し、
前記モリエル線図上において、前記2次タービンの入口側における前記ガスの圧力及び所定温度を規定する動作点をタービン入口点(C3)と定義し、
前記タービン入口点、又は前記モリエル線図上において、前記気化器の出口側かつ前記加熱器の上流側における前記ガスの圧力及び温度を規定する動作点(CA)のいずれかを中間点と定義し、
前記モリエル線図上において、前記2次タービンの出口側における前記ガスの圧力及び温度を規定する動作点をタービン出口点(C4)と定義し、
前記プレオーバーブースト点におけるエンタルピから前記プロセス開始点におけるエンタルピを減算した値を第1エンタルピ差(Δh1)として定義し、
前記プレオーバーブースト点から前記中間点までの動作点の推移が等圧変化に従う場合において、前記中間点におけるエンタルピから前記プレオーバーブースト点におけるエンタルピを減算した値を第2エンタルピ差(Δh2;Δh2rank)として定義し、
前記モリエル線図上において前記ガスの状態が気液混合相に入らないように前記タービン入口点における状態から前記タービン出口点における状態となるまでに、前記2次タービンによる前記ガスの断熱膨張と、該断熱膨張後の前記ガスが前記所定温度まで等圧変化に従って昇温される再加熱とを交互に繰り返す多段膨張が実施されることで前記2次タービンによってなされる仕事を第3エンタルピ差(Δh3)として定義し、
前記第2エンタルピ差及び前記第3エンタルピ差の加算値から前記第1エンタルピ差を減算した値、又は前記プレオーバーブースト点及び前記中間点のそれぞれの温度によって定まるカルノーサイクルの理論熱効率以下の値であって0よりも大きい値である効率係数を前記第2エンタルピ差に乗算した値と前記第3エンタルピ差との加算値から、前記第1エンタルピ差を減算した値のいずれかを合計エンタルピ差(Δhtotal)として定義し、
前記所定圧力は、前記プレオーバーブースト点における前記ガスの圧力を0から上昇させていく場合に前記合計エンタルピ差が最初に極大となる圧力に設定されていることを特徴とする冷熱発電システム。 - 前記合計エンタルピ差は、前記第2エンタルピ差及び前記第3エンタルピ差の加算値から前記第1エンタルピ差を減算した値として定義されることを特徴とする請求項1に記載の冷熱発電システム。
- 前記合計エンタルピ差は、前記効率係数を前記第2エンタルピ差に乗算した値と前記第3エンタルピ差との加算値から、前記第1エンタルピ差を減算した値として定義されるものであることを特徴とする請求項1に記載の冷熱発電システム。
- 前記所定圧力は、前記液化ガスの臨界圧力以上の圧力に設定されており、
前記気化器は、前記昇圧ポンプによって昇圧された前記液化ガスと前記作動流体とを、前記液化ガスの圧力を前記臨界圧力以上に維持したまま熱交換させることにより、前記作動流体を凝縮させるとともに前記液化ガスを気化させるものであることを特徴とする請求項1ないし3のいずれか1項に記載の冷熱発電システム。 - 前記液化ガスは、液化天然ガスであることを特徴とする請求項1ないし4のいずれか1項に記載の冷熱発電システム。
- 前記液化ガスは、2種以上の組成からなる混合ガスであり、
前記所定圧力は、前記液化ガスのクリコンデンバール以上の圧力に設定されており、
前記気化器は、前記液化ガスの圧力を前記クリコンデンバール以上に維持したまま前記液化ガスと前記作動流体とを熱交換させるものであることを特徴とする請求項1ないし5のいずれか1項に記載の冷熱発電システム。 - 液化ガスを輸送する輸送タンカーと、請求項1ないし6のいずれか1項に記載の冷熱発電システムと、を備えることを特徴とするエネルギシステム。
- 液化ガスを貯蔵する貯蔵タンクと、請求項1ないし6のいずれか1項に記載の冷熱発電システムと、を備えることを特徴とするエネルギシステム。
- 請求項1ないし6のいずれか1項に記載の冷熱発電システムの利用方法であって、
前記冷熱発電システムを稼働させている事業者の設備の電力供給源として、前記冷熱発電システムを利用することを特徴とする冷熱発電システムの利用方法。 - 液化ガスを貯蔵する貯蔵タンクと、請求項1ないし6のいずれか1項に記載の冷熱発電システムと、を備えるエネルギシステムの利用方法であって、
前記貯蔵タンク内で液化ガスが気化したボイルオフガスを夜間電力で液化するとともに前記貯蔵タンクに液化ガスとして再度貯蔵させることを特徴とするエネルギシステムの利用方法。
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