JP5958730B2 - 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、及び冷熱発電システムの利用方法、エネルギシステムの利用方法、及び冷熱発電システムのプレオーバーブースト圧力の設定方法 - Google Patents

Description

本発明は、貯蔵タンクに貯蔵された低温の液化ガスの冷熱を利用する冷熱発電システム、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、エネルギシステムの利用方法、及び冷熱発電システムのプレオーバーブースト圧力の設定方法に関する。

低温の液化ガスとしては、例えば液化天然ガス（ＬＮＧ）が知られている。液化天然ガスは、外国の産地で産出された天然ガス（ＮＧ）を、電力を使用して冷却し液化したものである。液化して体積を減少させた液化天然ガスは、ＬＮＧ輸送タンカーで輸入される。液化天然ガスは、通常、輸入地においてオープンラック式気化器などで気化される。その際、液化天然ガスと海水を熱交換させることで、液化天然ガスの冷熱エネルギは海水中に廃棄される。なお図１５に、１年間に日本に輸入される液化天然ガスの冷熱利用状況を推定した結果を示す。冷熱エネルギの多くが回収されずに未利用のまま廃棄されている。

そこで、冷熱エネルギを有効利用するために、液化天然ガスの冷熱エネルギを利用する冷熱利用システムが知られている。冷熱利用システムとしては、具体的には例えば、冷熱発電システムが知られている。既存の冷熱発電システムとしては、ランキンサイクル方式、直接膨張方式、及びそれらの併用方式のものがある。

ランキンサイクル方式は、炭化水素やフロン等の作動流体（中間媒体）を凝縮器において液化天然ガスの冷熱によって凝縮させ、凝縮させた作動流体を気化器において気化させる。そして、気化させた作動流体によってタービンを駆動させることにより発電する。直接膨張方式のものは、液化天然ガスを気化器において気化させ、気化させた天然ガスによってタービンを駆動させることにより発電する。

一方、併用方式の冷熱発電システムは、例えば下記特許文献１，２に見られるように、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ものである。併用方式のものは、ランキンサイクル方式及び直接膨張方式のそれぞれ単独のものよりも、液化天然ガスの有効冷熱エネルギ（冷熱エクセルギ）の回収率が高く、発電能力が高い。

特開平９−１５１７０７号公報 特開平５−３０２５０４号公報

併用方式の冷熱発電システムにおいて、液化天然ガスの冷熱エクセルギ（有効エネルギ）は、ランキンサイクルを循環する作動流体を凝縮させる温度エクセルギと、上記作動流体との熱交換により気化された天然ガスで直接膨張方式のタービンを駆動させる圧力エクセルギとして用いられる。

ここで、液化天然ガスの冷熱エクセルギのうち、ガス送出圧力エクセルギとして利用される分が多いと、図１６に示すように、冷熱利用可能分が減少する。なお図１６は、従来の冷熱利用システムにおけるＬＮＧ輸入基地ごとの冷熱エクセルギの利用可能分を例示した図である。

このため、ガス供給先が要求するガス送出圧力が高い場合、直接膨張方式のタービンで利用できる圧力エクセルギが低下し、発電量が低下してしまう。図１７及び図１８に、冷熱発電システムの実績を示す。詳しくは、図１７は、冷熱発電システムの実績一覧表であり、図１８は、図１７におけるガス送出圧力と冷熱発電の発電原単位との関係を示す図である。図１７及び図１８に示すように、ガス送出圧力が高いほど、発電原単位が低下する傾向にある。

特に近年では、電気事業におけるガスタービンコンバインドサイクル発電の普及、及びガス事業におけるガス送出量の増加により、ガス送出圧力が高くなっている。このため、液化天然ガスの冷熱エクセルギのうち送出ガスの圧力エクセルギに変換される割合が高くなり、冷熱発電システムにおいて電力に変換可能な冷熱エクセルギが減少傾向となっている。その結果、冷熱発電システムによる発電量が減少傾向となり、冷熱発電システムは普及していない。

なお、冷熱発電システムに限らず、冷熱を利用するシステムであれば、ガス供給先が要求するガス送出圧力が高い場合に、直接膨張方式のタービンにおいて利用可能なガスの圧力エクセルギが低下してしまう問題が同様に生じ得る。また、この問題は、液化天然ガスに限らず、低温の液化ガスを用いる冷熱利用システムであれば同様に生じ得る。

本発明は、直接膨張方式のタービン出口側のガス送出圧力を自在に設定，制御しつつ、液化ガスの冷熱エクセルギの利用効率を高めることができる冷熱発電システム及びその最適運転条件を提供することを主たる目的とする。

上記課題を解決すべく、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、前記昇圧ポンプによって昇圧された前記液化ガスと所定の冷熱交換対象とを熱交換させることにより、前記冷熱交換対象を冷却させるとともに前記液化ガスを気化させる気化器を有する１次装置と、前記気化器において気化された前記液化ガスである気化ガスによって駆動される２次タービンを有する２次装置と、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温度を規定する点であるタービン入口点（Ｃ３）、又は前記気化器の出口側における前記ガスの圧力及び温度を規定する点（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２次タービンの入口側における前記ガスの圧力及び温度を規定する点であるタービン入口点（Ｃ３）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、前記合計エンタルピ差に基づいて設定されていることを特徴とする。

本発明では、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ポンプによって昇圧させる。そして、１次装置を構成する気化器において、昇圧ポンプによって昇圧された液化ガスと所定の冷熱交換対象（中間媒体）とを熱交換させる。これにより、冷熱交換対象が冷却されるとともに、液化ガスが気化されて気化ガスとなる。そして、気化器から流出した気化ガスにより、２次装置を構成する２次タービンが駆動される。このように、貯蔵タンクに貯蔵された低温の液化ガスの冷熱エクセルギは、１次装置において冷熱交換対象を冷却させる温度エクセルギと、２次装置においてタービンを駆動させる圧力エクセルギとして用いられる。

ここで本願発明者は、液化ガスの冷熱エクセルギの利用効率を把握するために、上記第１エンタルピ差、第２エンタルピ差、及び第３エンタルピ差に基づく合計エンタルピ差を用いることが有効であるとの知見を得た。詳しくは、合計エンタルピ差は、その値が大きいほど、液化ガスの冷熱エクセルギの利用効率が高いことを示す。そして、合計エンタルピ差は、プレオーバーブースト点におけるガス圧力に依存することを見出し、冷熱エクセルギの利用効率の高くなる合計エンタルピ差に対応するプレオーバーブースト点の圧力を上記所定圧力に設定することにより、冷熱エクセルギの利用効率を高めることができる。この点に鑑み、本発明では、合計エンタルピ差に基づいて所定圧力を設定することにより、冷熱エクセルギの利用効率を高めることができる。

また、昇圧ポンプによって液化ガスの圧力を上昇させると、２次タービン出口側のガス送出圧力が上昇する。本発明では、昇圧ポンプによって液化ガスの圧力を昇圧（プレオーバーブースト）するため、２次タービン出口側のガス送出圧力を自在に設定，制御することができる。

ここで、本発明の冷熱利用システムは、例えば以下のように具体化することができる。詳しくは、冷熱利用システムは、貯蔵タンクに貯蔵された低温の液化ガスを、その臨界圧力以上の所定圧力まで液状態のまま昇圧する昇圧ポンプと、前記昇圧ポンプによって昇圧された前記液化ガスと所定の冷熱交換対象（中間媒体）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、前記冷熱交換対象を冷却させるとともに前記液化ガスを気化させる気化器を有する１次装置と、前記気化器において気化された前記液化ガスである気化ガスによって駆動される２次タービンを有する２次装置と、を備えることを特徴とする。

上記構成において、気化器において液化ガスをその臨界圧力以上の状態に維持したまま気化させる工程は、液化ガスの冷熱エクセルギを効率的に利用するためのものである。詳しくは、気化工程入口（Ｃ２）における液化ガスのエンタルピと、気化工程出口（Ｃ３又はＣＡ）における気化ガスのエンタルピとの差が大きいほど、液化ガスの冷熱エクセルギのうち、１次装置で用いられる温度エクセルギに変換される割合が高くなる。ここで、１次装置の気化器を用いた冷熱エクセルギの回収には、伝熱を伴う。伝熱を伴う冷熱エクセルギの回収率は、ガスの圧力エクセルギで２次タービンを駆動させて冷熱エクセルギを回収する効率よりも低い。このため、液化ガスの冷熱エクセルギのうち、１次装置で用いられる温度エクセルギに変換される割合が高くなることは、冷熱エクセルギの利用効率を低下させることにつながる。

ここで、液化ガスの圧力を臨界圧力以上とすることにより、気化工程入口の後の液化ガスのエンタルピ（例えば、モリエル線図の沸騰曲線におけるエンタルピ）と、気化工程出口における気化ガスのエンタルピ（例えば、モリエル線図の凝縮曲線におけるエンタルピ）との差（いわゆる蒸発潜熱）が小さくなる。これにより、１次装置において温度エクセルギに変換される冷熱エクセルギが減少するものの、２次装置において圧力エクセルギに変換される冷熱エクセルギが増加する。したがって、気化器において液化ガスの圧力を臨界圧力以上に維持したまま熱交換させる本発明では、冷熱利用システム全体で見た場合において、液化ガスの冷熱エクセルギの利用効率を高めることができる。

冷熱発電システムの概略を示す図。 モリエル線図上における冷熱発電プロセスの概略を示す図。 天然ガスの各パラメータのＲＥＦＰＲＯＰによる計算例を示す図。 ２次膨張タービン入口温度（Ｔ３）が２０℃の場合の第１エンタルピ差Δｈ１、第２エンタルピ差Δｈ２、及び第３エンタルピ差Δｈ３の計算結果。 ２次膨張タービン入口温度（Ｔ３）が２０℃の場合の式（１）「Δｈ２＋Δｈ３−Δｈ１」の計算結果。 ２次膨張タービン入口温度（Ｔ３）が５０℃の場合の第１エンタルピ差Δｈ１、第２エンタルピ差Δｈ２、及び第３エンタルピ差Δｈ３の計算結果。 ２次膨張タービン入口温度（Ｔ３）が５０℃の場合の式（１）「Δｈ２＋Δｈ３−Δｈ１」の計算結果。 ２次膨張タービン入口温度（Ｔ３）が２０℃の場合の式（３）「α×Δｈ２＋Δｈ３−Δｈ１」の計算結果。 ２次膨張タービン入口温度（Ｔ３）が５０℃の場合の式（３）「α×Δｈ２＋Δｈ３−Δｈ１」の計算結果。 モリエル線図上における液化天然ガスの冷熱発電プロセスと、天然ガスの液化プロセスとを示す図。 その他の実施形態にかかる第２エンタルピ差Δｈ２ｒａｎｋの定義を説明するためのモリエル線図。 その他の実施形態にかかる２次膨張タービン入口温度（Ｔ３）が２０℃の場合の式（４）「α×Δｈ２ｒａｎｋ＋Δｈ３−Δｈ１」の計算結果。 その他の実施形態にかかる２次膨張タービン入口温度（Ｔ３）が５０℃の場合の式（４）「α×Δｈ２ｒａｎｋ＋Δｈ３−Δｈ１」の計算結果。 式（４）「α×Δｈ２ｒａｎｋ＋Δｈ３−Δｈ１」を用いた場合のガス送出圧力に対する発電量の試算結果の一例を示す図。 １年間に日本に輸入されるＬＮＧの冷熱利用状況の推定結果を示す図。 エネルギ情報工学研究会議の資料による従来の冷熱利用システムにおけるＬＮＧ輸入基地ごとの冷熱エクセルギの利用可能分を例示した図。 冷熱発電システムの実績一覧を示す図。 ガス送出圧力と冷熱発電システムの発電原単位との関係を示す図。

以下、本発明を冷熱発電システムとして具体化した一実施形態について、図面を参照しつつ説明する。まず、図１を用いて、冷熱発電システムの全体構成について説明する。冷熱発電システムは、貯蔵タンク１０に貯蔵されている液化天然ガス（ＬＮＧ）の冷熱を利用して発電するものである。本実施形態では、冷熱発電システムを、貯蔵タンク１０に貯蔵されている液化天然ガスを気化し、天然ガス（ＮＧ）として外部に送出する気化装置に適用した例を示す。

図示されるように、貯蔵タンク１０に貯蔵されている液化天然ガスは、プライマリーポンプ１１によって昇圧され、セカンダリポンプ１２に供給される。供給された液化天然ガスは、セカンダリポンプ１２によってさらに昇圧される。セカンダリポンプ１２によって昇圧された液化天然ガスは、第１気化器１３と、ターシャリーポンプ１４とに供給される。第１気化器１３は、セカンダリポンプ１２から供給された液化天然ガスと熱媒体とを熱交換させることにより、液化天然ガスを加熱して気化させる。本実施形態では、第１気化器１３として、オープンラック式の気化器（ＯＲＶ）を用いている。また、第１気化器１３における熱媒体として、常温の水（海水）を用いている。

ターシャリーポンプ１４は、セカンダリポンプ１２から供給された液化天然ガスを、プレオーバーブースト圧力までさらに昇圧する昇圧ポンプである。ターシャリーポンプ１４によって昇圧された液化天然ガスは、メイン気化器１５に供給される。メイン気化器１５は、供給された液化天然ガスとランキンサイクルの作動流体（中間媒体）とを熱交換させることにより、液化天然ガスを気化させて天然ガスにする。本実施形態では、メイン気化器１５として、シェルアンドチューブ式の気化器（ＳＴＶ）を用いている。なお本実施形態では、上記作動流体（中間媒体）として石油ガス（ＰＧ）を用いている。

上記メイン気化器１５は、ランキンサイクル方式の１次発電装置を構成する。１次発電装置は、メイン気化器１５に加え、循環ポンプ１６、中間媒体蒸発器１７、及び１次タービン発電機１８を備えている。１次発電装置において、メイン気化器１５は、ターシャリーポンプ１４によって昇圧された液化天然ガスで、ランキンサイクルを循環する作動流体を冷却することにより、作動流体を凝縮させる凝縮器として機能する。

メイン気化器１５において凝縮された作動流体（中間媒体）は、循環ポンプ１６によって中間媒体蒸発器１７に供給される。中間媒体蒸発器１７は、低温の作動流体と熱媒体とを熱交換させることにより、作動流体を気化させる。本実施形態では、中間媒体蒸発器１７としてＳＴＶを用いており、中間媒体蒸発器１７における熱媒体として常温の水（海水）又は常温の水よりも温度の高い温水を用いている。温水は、例えば、近隣の工場の排熱エネルギによって生成されたものである。中間媒体蒸発器１７において気化された作動流体は、１次タービン発電機１８の１次膨張タービンに流入し、１次膨張タービンを駆動させる。１次膨張タービンの駆動により、１次タービン発電機１８の発電機が発電する。このように、貯蔵タンク１０に貯蔵された液化天然ガスの冷熱エクセルギが温度エクセルギとして用いられることにより、１次発電装置が発電する。

メイン気化器１５から流出した天然ガスは、第１加熱器１９に供給される。第１加熱器１９は、供給された天然ガスと熱媒体とを熱交換させることにより、天然ガスを加熱して昇温させる。第１加熱器１９における熱媒体としては、例えば、常温の水（海水）又は温水を用いることができる。第１加熱器１９において加熱された天然ガスは、２次タービン発電機２０の２次膨張タービンに流入し、２次膨張タービンを駆動させる。２次膨張タービンの駆動により、２次タービン発電機２０の発電機が発電する。このように、液化天然ガスの冷熱エクセルギが圧力エクセルギとして用いられることにより、直接膨張方式の２次発電装置が発電する。なお図１には、２次膨張タービンが１つのみの構成を図示したが、この構成に限らない。２次膨張タービンと、２次膨張タービンから流出したガスを再加熱する加熱器とが交互に接続された多段膨張式の構成であってもよい。

２次タービン発電機２０の２次膨張タービンから流出した天然ガスは、第２加熱器２１に供給される。第２加熱器２１は、天然ガスと熱媒体とを熱交換させることにより、天然ガスを加熱して昇温させる。第２加熱器２１における熱媒体としては、例えば常温の水（海水）を用いることができる。第２加熱器２１において加熱された天然ガスと、上記第１気化器１３において気化された天然ガスとは合流して、例えば都市ガスとしてガス導管に送出される。これにより、天然ガスが外部の供給先に供給される。なお、第２加熱器２１において加熱された天然ガスと、上記第１気化器１３において気化された天然ガスとは、合流することなく、独立したガス導管のそれぞれに送出されてもよい。

続いて、ターシャリーポンプ１４によって昇圧される液化天然ガスの上記プレオーバーブースト圧力の設定手法について説明する。この設定手法は、実施形態により、下式（１）、式（３）又は式（４）に基づくものである。

Δｈｔｏｔａｌ＝Δｈ２＋Δｈ３−Δｈ１ … （１）
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。

図２において、貯蔵タンク１０に貯蔵されている液化天然ガスの状態を第１点Ｃ１にて示し、ターシャリーポンプ１４によって昇圧された液化天然ガスの状態を第２点Ｃ２にて示す。また、２次タービン発電機２０の２次膨張タービンの入口における天然ガスの状態を第３点Ｃ３にて示し、２次膨張タービンの出口における天然ガスの状態を第４点Ｃ４にて示し、第２加熱器２１の出口における天然ガスの状態を第５点Ｃ５にて示す。また、図２において、第１点Ｃ１の圧力，温度を第１圧力Ｐ１，第１温度Ｔ１とし、第２点Ｃ２の圧力を第２圧力Ｐ２とする。本実施形態において、第１点Ｃ１から第２点Ｃ２までの動作点の推移は、等エントロピ変化（断熱圧縮）に従う。また、第３点Ｃ３の圧力，温度を第３圧力Ｐ３，第３温度Ｔ３とする。本実施形態において、第２点Ｃ２から第３点Ｃ３までの動作点の推移は、等圧変化に従う。このため、第３圧力Ｐ３と第２圧力Ｐ２とは等しい。

第４点Ｃ４の圧力，温度を第４圧力Ｐ４，第４温度Ｔ４とする。また、第５点Ｃ５の圧力，温度を第５圧力Ｐ５，第５温度Ｔ５とする。ここで本実施形態では、第５温度Ｔ５と第３温度Ｔ３とが等しいとする。また、第３点Ｃ３から第４点Ｃ４までの動作点の推移のうち２次膨張タービンにおける動作点の推移は、等エントロピ変化（断熱膨張）に従う。

第１エンタルピ差Δｈ１は、第２点Ｃ２における比エンタルピから第１点Ｃ１における比エンタルピを減算した値として定義される。第２エンタルピ差Δｈ２は、第３点Ｃ３における比エンタルピから第２点Ｃ２における比エンタルピを減算した値として定義される。

第３エンタルピ差Δｈ３は、モリエル線図上において動作点が気液平衡曲線Ｂよりも液相側に入らないように、動作点が第３点Ｃ３から第４点Ｃ４となるまでに２次膨張タービンによってなされる天然ガスの単位質量あたりの仕事として定義される。ここで、モリエル線図上において動作点が気液平衡曲線Ｂよりも液相側に入らないようにするとの条件は、ガスの再凝縮を防止し、２次膨張タービンの潰食や壊食による破損を回避するためのものである。この条件を満たすために、本実施形態では、第３点Ｃ３の第３圧力Ｐ３，第３温度Ｔ３の設定値に応じて、２次膨張タービンによる断熱膨張と、膨張後のガスの再加熱とを交互に繰り返す多段膨張を実施することとする。図２には、４段膨張を実施する場合を例示した。本実施形態において、多段膨張における再加熱では、熱媒体として例えば上記温水を用い、天然ガスが第３温度Ｔ３まで等圧変化に従って昇温されることとする。

上式（１）を用いる理由は、液化ガスを加熱する気化プロセス（メイン気化器１５における気化工程）における熱エネルギの吸収プロセスを効果（メリット）としてプラス側に評価するためである。本システムとは逆に、水蒸気における超臨界圧発電においては、水の加熱気化プロセスは燃料による熱エネルギの損失と捉えるため、上式（１）に代えて、「Δｈ３−Δｈ２−Δｈ１」が用いられる。したがって、水蒸気における超臨界発電におけるΔｈ２の符号は、上式（１）におけるΔｈ２の符号と逆になる。なぜなら、対象物と環境温度との温度上の位置関係、つまり、極低温液化ガスは燃料を加えなくても、環境温度の熱エネルギで気化するのに対して、水蒸気は燃料による加熱によって気化させ、環境温度から所定の温度に上昇させるものであるためである。

次に、液化ガスの冷熱エネルギは、
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。

そして、変換後の温度エネルギと圧力エネルギの有効エネルギ（エクセルギ）回収率を比較すると、温度エクセルギ回収率が熱力学第２法則（カルノー効率）の制約を受けるため、圧力エクセルギ回収率よりも低い。そこで、冷熱エクセルギの回収率を上げるためには、冷熱エネルギを温度エネルギよりも圧力エネルギに変換させることが有効である。つまり、冷熱をより優位に圧力エネルギに変換させる方法が有効である。

その実施方法として、液化ガスを高圧に加圧した状態で気化させる方法が適当である。液化ガスのモリエル線図から、より高圧で気化させるほど、液化ガスの蒸発潜熱が小さくなって、気化プロセスにおけるエンタルピ差は小さくなるものの、気化されたガスの圧力エクセルギは逆に増大する。

そして、液化ガスの臨界圧力以上の圧力まで昇圧し、さらに、臨界圧力以上であっても蒸発または凝縮が生じるクリコンデンバールを超えると、蒸発潜熱は見えなくなる。また、気化プロセスにおけるエンタルピ差Δｈ２は、図４（ｂ）及び図６（ｂ）のとおり、昇圧するほど減少していく。したがって、超臨界圧下で液化ガスを気化させると、より多くの冷熱エネルギを圧力エネルギに変換することが可能となる。その結果、エクセルギ回収率が高い圧力エネルギを利用して、高効率に冷熱エネルギを仕事（電力）に変換することができる。

上式（１）で表される合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌは、ある第２圧力Ｐ２において最大値をとる。この最大値に対応する第２圧力Ｐ２をプレオーバーブースト圧力に設定することにより、冷熱エクセルギの仕事への変換効率を最大とすることができる。そこで、合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌが最大となるブレオーバーブースト圧力を特定する方法について説明する。以下の説明において、圧力は絶対圧とする。プレオーバーブースト圧力の特定手法の説明に先立ち、計算で用いた天然ガスの組成及び物性値と、冷熱発電プロセスの各動作点とについて説明する。

＜天然ガスの組成及び物性値＞
・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。

なお、図２には、天然ガスの臨界点をＡ１にて示し、天然ガスの圧力がクリコンデンバールとなる動作点をＡ２にて示す。また、上記組成の天然ガスを−１６２℃から２０℃とするまでに利用可能な天然ガスの冷熱量の計算結果は９０６ｋＪ／ｋｇであった。

以下、第３温度Ｔ３を２０℃，５０℃のそれぞれに設定する場合におけるプレオーバーブースト圧力の計算例について説明する。なお、計算では、第１点Ｃ１における第１圧力Ｐ１を０．１０１ＭＰａに設定し、第１温度Ｔ１を−１６２℃に設定した。

まず、第３温度Ｔ３を２０℃に設定する場合について説明する。この場合、第１加熱器１９及び第２加熱器２１における熱媒体として、例えば常温の水を用いる。

第１エンタルピ差Δｈ１は、第２圧力Ｐ２と比例関係にある。このため、第１エンタルピ差Δｈ１は、図４（ａ）に示すように、第２圧力Ｐ２が高くなるほど大きくなる。ここでは、液化天然ガスを液状態で昇圧することから、第１点Ｃ１から第２点Ｃ２までの動作点の推移線は、等エンタルピ線（図２に１点鎖線にて示す）と略平行となる。このため、液化天然ガスを小さいエンタルピ差で高圧にすることができる。

第２エンタルピ差Δｈ２は、図４（ｂ）に示すように、第２圧力Ｐ２が高くなるほど小さくなる。これは、第２圧力Ｐ２が高いほど、第２点Ｃ２における比エンタルピが大きくなるためである。なお、モリエル線図において、ガス圧力が臨界圧力以上になると、第３点Ｃ３の比エンタルピは４２ＭＰａ付近で増加に転じるものの、一方で、ガス圧力の上昇に伴い第２点Ｃ２の比エンタルピも上昇し続けるため、図４（ｂ）に示すように、第２エンタルピ差Δｈ２は減少し続ける。

第３エンタルピ差Δｈ３は、図４（ｃ）に示すように、第２圧力Ｐ２が高いほど大きくなる。これは、第２圧力Ｐ２が高いほど、２次膨張タービンに流入するガスの密度が増加するためである。特に、第２圧力Ｐ２が臨界圧力付近までの第２圧力Ｐ２の上昇分に対する第３エンタルピ差Δｈ３の増加分の勾配は、第２圧力Ｐ２が臨界圧力よりも高くなる場合の上記勾配よりも大きい。また、第３エンタルピ差Δｈ３は、第４圧力Ｐ４が低いほど大きくなる。これは、２次膨張タービンの出口圧力が低いほど、２次膨張タービンによってなされる仕事が増加するためである。図４（ｃ）には、０．２〜１．０ＭＰａまでの範囲において、第４圧力Ｐ４を０．１ＭＰａ毎に設定した場合の第３エンタルピ差Δｈ３の計算結果を示した。なお、第３エンタルピ差Δｈ３は、第２圧力Ｐ２を上げるにつれて、第２エンタルピ差Δｈ２と第１エンタルピ差Δｈ１との加算値と略同一の値となる（Δｈ３≒Δｈ１＋Δｈ２）。

上述した方法で算出した第１，第２，第３エンタルピ差Δｈ１，Δｈ２，Δｈ３を上式（１）に代入して算出した合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌと、第２圧力Ｐ２との関係を図５に示す。図５に示すように、合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌによって最高変換効率を示す第２圧力Ｐ２が特定される。第３温度Ｔ３が２０℃の場合の計算例では、合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌが最大となる第２圧力Ｐ２が、ほぼ臨界圧に近い６．８ＭＰａとして特定された。換言すれば、第２圧力Ｐ２を上昇させていく場合に合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌが最初に極大となる第２圧力Ｐ２が６．８ＭＰａとして特定された。また、最高変換効率を示す第２圧力Ｐ２は、第４点Ｃ４のガス圧力（第５点Ｃ５のガス送出圧力と同値）を変更しても、同一の値を示す。なお、図５には、０．２〜１．０ＭＰａまでの範囲において、第４圧力Ｐ４を０．１ＭＰａ毎に設定した場合の合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌの計算結果を示した。

なお、Δ第３エンタルピ差ｈ３の値は、本計算上、第５点Ｃ５を基準点とする第３点Ｃ３のエクセルギ量（Flow Exergy）として算出している。エクセルギは保存量ではないため、一般的に、状態変化のエネルギ量としては同一に扱えないが、上式（１）においては、特定プロセス点のエネルギ合計量をみているため、問題はない。

続いて、第３温度Ｔ３を５０℃に設定する場合について説明する。この場合、第１加熱器１９の熱媒体として、例えば排熱エネルギによって生成された温水を用い、第２加熱器２１における熱媒体として、例えば常温の水（海水）を用いる。

第１エンタルピ差Δｈ１は、図６（ａ）に示すように、第２圧力Ｐ２が高くなるほど大きくなる。なお、第１エンタルピ差Δｈ１は、第１点Ｃ１及び第２点Ｃ２のそれぞれの比エンタルピで定まるため、図６（ａ）の計算結果は、先の図４（ａ）の計算結果と同じである。

第２エンタルピ差Δｈ２は、図６（ｂ）に示すように、第２圧力Ｐ２が高くなるほど小さくなり、第３エンタルピ差Δｈ３は、図６（ｃ）に示すように、第２圧力Ｐ２が高いほど大きくなる。

上述した方法で算出した第１，第２，第３エンタルピ差Δｈ１，Δｈ２，Δｈ３を上式（１）に代入して算出した合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌと、第２圧力Ｐ２との関係を図７に示す。図７に示すように、合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌによって最高変換効率を示す第２圧力Ｐ２が特定される。第３温度Ｔ３が５０℃の場合の計算例では、合計エンタルピ差が最大となる第２圧力Ｐ２が、臨界圧力（かつ、クリコンデンバール）以上の９．４ＭＰａとして特定された。また、最高変換効率を示す第２圧力Ｐ２は、第４点Ｃ４のガス圧力（第５点Ｃ５のガス送出圧力と同値）を変更しても、同一の値を示す。

したがって、上式（１）により、最高変換効率を示すプレオーバーブースト圧力が特定され、気化熱源の温度及びガス送出圧力を変更しても、同様に、最高変換効率を示すプレオーバーブースト圧力が特定される。

以上の結果は、液化ガスの組成と、気化熱源の温度との２条件を特定すれば、液化ガスの冷熱エクセルギを最高効率で仕事（電力）に変換するプレオーバーブースト圧力を特定できることを示している。また、上記２条件に加えて、システム出口の最終圧力（気化ガス送出圧力）の条件を特定すれば、合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌの大きさが決まり、システム全体の発電装置の出力（発電電力）を特定することができる。

続いて、上式（１）の実用システムに適用する場合の次式について説明する。

Δｈｔｏｔａｌ＝α×Δｈ２＋Δｈ３−Δｈ１ … （３）
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。

図８に、第３温度Ｔ３が２０℃の場合において、先の図４の各エンタルピ差Δｈ１，Δｈ２，Δｈ３と効率係数αとに基づいて計算した上式（３）の合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌを示す。ここでは、効率係数αを、カルノーサイクルの理論熱効率である０．６２１とした。理論熱効率は、第２点Ｃ２における第２温度Ｔ２（＝−１６２℃）と、第３点Ｃ３における第３温度Ｔ３（＝２０℃）とを用いて以下のように計算できる。
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。

第３温度Ｔ３を２０℃に設定する場合、第４圧力Ｐ４の大小にかかわらず、合計エンタルピ差が最大となる第２圧力Ｐ２が、クリコンデンバール以上の圧力である９．７ＭＰａとして計算された。このため、第３温度Ｔ３を２０℃に設定する場合、プレオーバーブースト圧力を９．７ＭＰａに設定することにより、冷熱エクセルギの電力変換効率を最大にできるとの試算結果を得た。

図９に、第３温度Ｔ３が５０℃の場合において、図４の各エンタルピ差Δｈ１，Δｈ２，Δｈ３と効率係数αとに基づいて計算した上式（３）の合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌを示す。ここでは、効率係数αは、カルノーサイクルの理論熱効率である０．６５６とした。この値は、第２点Ｃ２における第２温度Ｔ２（＝−１６２℃）と、第３点Ｃ３における第３温度Ｔ３（＝５０℃）とから計算できる。

第３温度Ｔ３を５０℃に設定する場合、第４圧力Ｐ４の大小にかかわらず、合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌが最大となる第２圧力Ｐ２が、クリコンデンバール以上の圧力である１４．１ＭＰａとして計算された。このため、第３温度Ｔ３を５０℃に設定する場合、プレオーバーブースト圧力を１４．１ＭＰａに設定することにより、冷熱エクセルギの電力変換効率を最大にできるとの試算結果を得た。

プレオーバーブースト圧力を天然ガスの臨界圧力以上に設定するため、本発明者は、本実施形態にかかる冷熱発電システムを、ＬＮＧ超臨界圧冷熱発電システム（LNG supercritical pressure cold energy power generation system：ＬＳＧ）と称すこととした。

ちなみに、第３温度Ｔ３を高くすることにより、第２，第３エンタルピ差Δｈ２，Δｈ３が大きくなり、また、冷熱源と加熱源との温度差を大きくすることができ、カルノーサイクルの理論熱効率を高くすることができる。その結果、ＬＳＧにおける冷熱エクセルギの電力変換効率を高くすることができる。また、第３温度Ｔ３を高くすることにより、第３点Ｃ３から第４点Ｃ４までにおける膨張と再加熱との段数を減らすことができ、ＬＳＧの設備費用を低減できる。

以上説明した本実施形態によれば、合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌの概念を用いてプレオーバーブースト圧力を設定することにより、冷熱エクセルギの電力変換効率を高めることができる。つまり、天然ガスの気化工程入口（第２点Ｃ２）における液化天然ガスのエンタルピと、気化工程出口（第３点Ｃ３）における天然ガスのエンタルピとの差Δｈ２が大きいほど、液化天然ガスの冷熱エクセルギのうち、ランキンサイクル方式の１次発電装置で用いられる温度エクセルギに変換される割合が高くなる。ここで、ランキンサイクルは、伝熱の不可逆過程を含む。このため、１次発電装置における冷熱エクセルギの回収率（例えば、２０〜３０％）は、直接膨張方式の２次発電装置における冷熱エクセルギの回収率（例えば、７０〜８０％）よりも低い。したがって、上式（２）より、液化天然ガスの冷熱エクセルギのうち、１次発電装置で用いられる温度エクセルギに変換される割合を高くすれば、冷熱エクセルギの電力変換効率を低下させることになり、逆に、温度エクセルギに変換される割合を低くすれば、冷熱エクセルギの電力変換効率を高くすることができる。

ここで、プレオーバーブースト圧力を高圧（例えば臨界圧力以上）とすることにより、メイン気化器１５の気化工程入口における液化天然ガスのエンタルピと、気化工程出口における天然ガスのエンタルピとの差Δｈ２が小さくなり、気化工程におけるガスの蒸発潜熱（図２モリエル線図で気液境界線間のエンタルピ）が小さくなり、クリコンデンバール圧力以上では蒸発潜熱は見えなくなる。これにより、温度エクセルギに変換される冷熱エクセルギが減少するものの、圧力エクセルギに変換される冷熱エクセルギが増加する。したがって、ランキンサイクル方式の１次発電装置の発電量は減少するものの、ランキンサイクル方式よりも冷熱エクセルギの回収率（電力変換率）の高い直接膨張方式の２次発電装置の発電量を増加させることができる。その結果、冷熱発電システム全体で見た場合において、液化天然ガスの冷熱エクセルギの電力変換効率を高めることができる。

特に、プレオーバーブースト圧力をクリコンデンバール以上の圧力に設定することにメリットがあるとの試算結果がでる場合、メイン気化器１５において、天然ガスの圧力をクリコンデンバール以上に維持したまま天然ガスを気化させることとなる。これにより、冷熱エクセルギの電力変換効率をいっそう高めることができる。つまり、非共沸混合物である液化天然ガスは、その圧力が臨界圧力以上であっても、クリコンデンバール未満であれば、凝縮が発生する。そこで、プレオーバーブースト圧力をクリコンデンバール以上の圧力に設定することにより、液化天然ガスは、気化工程において気液混合相を介さず気化される。これにより、気化工程において液化天然ガスの蒸発潜熱は見られなくなり、ランキンサイクルを循環する作動流体の凝縮に用いられる液化天然ガスの蒸発潜熱を減少させることができる。したがって、気液混合相を介して液化天然ガスを気化させる構成と比較して、温度エクセルギに変換される冷熱エクセルギをより減少させることができる。その結果、圧力エクセルギに変換される冷熱エクセルギをより増加させることができ、システム全体の冷熱エクセルギの電力変換効率をいっそう高めることができる。

また、本実施形態によれば、プレオーバーブースト圧力（Ｐ２）を高くするほど、第４点Ｃ４における第４圧力Ｐ４の設定可能範囲が広がる。このため、２次タービン出口圧力の調整により、外部へのガス送出圧力を自在に設定することができる。

なお、本実施形態は、液化天然ガスの冷熱エネルギを低い温度から逆カスケード利用するものである。これは、天然ガスの液化プロセスの逆のプロセスを用いたものである。ここで、図１０に、本実施形態にかかる冷熱発電プロセス（ＬＳＧ）とあわせて、天然ガスの液化プロセス（ＬＮＧ）を示した。液化プロセスは、一般に、気液混合領域を避けるため、臨界圧力付近まで天然ガスを昇圧した後、冷却するので、多段圧縮（Adiabatic Compression）、予冷却（Precooling）、液化（Liquefaction）、過冷却（Subcooling）及びジュールトムソン膨張（Joule-Thomson Throttling）からなる。また、液化天然ガスのメタン成分割合が増加して軽質化してもＬＳＧには問題がない。重炭化水素分が減れば、天然ガスが再液化しにくくなるため、ＬＳＧによってより有効に発電できる。

以上説明した実施形態は、例えば以下のような利用形態において実施することもできる。

・上記実施形態では、合計エンタルピ差の計算に用いる効率係数αを、カルノーサイクルの理論熱効率としたがこれに限らず、計算対象となるＬＳＧの仕様等に応じて、効率係数αを、０よりも大きくてかつ上記理論熱効率未満の値に設定してもよい。

・上記実施形態では、液化天然ガスの冷熱エネルギを、１次発電装置の１次膨張タービンを駆動させる機械的エネルギに変換した。ただし、冷熱エネルギを機械的エネルギに変換することに限らず、例えば、冷熱エネルギを熱のまま利用し、冷蔵倉庫を冷却したり、液化炭酸を製造したりするためのエネルギに変換してもよい。この場合、第２エンタルピ差Δｈ２を、効率係数αを用いることなく、第３点Ｃ３における比エンタルピから第２点Ｃ２における比エンタルピを減算した値として定義してもよい。

・上記実施形態では、第２エンタルピ差を、第３点Ｃ３における比エンタルピから第２点Ｃ２における比エンタルピを減算した値として定義したがこれに限らず、例えば以下に説明するように定義してもよい。図１１に示すように、モリエル線図において、メイン気化器１５の出口における天然ガスの状態をＡ点ＣＡにて示す。そして、第２エンタルピ差Δｈ２ｒａｎｋを、Ａ点ＣＡにおける比エンタルピから第２点Ｃ２における比エンタルピを減算した値として定義してもよい。この場合の合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌを次式で表す。

Δｈｔｏｔａｌ＝α×Δｈ２ｒａｎｋ＋Δｈ３−Δｈ１ … （４）
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。

図１２に示すように、第３温度Ｔ３を２０℃に設定する場合、第４圧力Ｐ４の大小にかかわらず、第２圧力Ｐ２を０から上昇させていく場合に上式（４）の合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌが最初に極大となる第２圧力Ｐ２が、６．０ＭＰａとして計算された。このため、プレオーバーブースト圧力を６．０ＭＰａに設定できる。また、図１３に示すように、第３温度Ｔ３を５０℃に設定する場合、第４圧力Ｐ４の大小にかかわらず、第２圧力Ｐ２を０から上昇させていく場合に上式（４）の合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌが最初に極大となる第２圧力Ｐ２が、６．５ＭＰａとして計算された。このため、プレオーバーブースト圧力を６．５ＭＰａに設定できる。ちなみに、図１２及び図１３には、プレオーバーブースト圧力が臨界圧力未満の圧力として特定される例を示したがこれに限らない。ガス組成等によっては、第２圧力Ｐ２を０から上昇させていく場合に上式（４）の合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌが最初に極大となる第２圧力Ｐ２が、臨界圧力以上の圧力として特定される場合もあり得る。このため、上式（４）を用いてプレオーバーブースト圧力を特定する場合、プレオーバーブースト圧力が、臨界圧力以上の圧力として特定されることもある。

なお、図１２及び図１３に示すように、第２圧力Ｐ２を０から上昇させていくと、合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌが極大となる。さらに第２圧力Ｐ２を上昇させていくと、合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌが一旦低下するものの、その後微少ながらも合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌが増加し続ける。このため、第２圧力Ｐ２を０から上昇させていく場合に合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌが最初に極大となる第２圧力Ｐ２をプレオーバーブースト圧力に設定する手法によれば、例えば、冷熱利用システムを構成する設備に要求される耐圧を過度に上昇させることなく、冷熱エクセルギの電力変換効率を高めることができる。

・上式（１），（３），（４）を用いたプレオーバーブースト圧力の特定は、冷熱利用プロセスにおいて、冷熱エネルギを最高効率で電力に変換する最適条件であるプロセス（第３点Ｃ３から第４点Ｃ４までのプロセス）の膨張タービン入口圧力を特定していることを示している。

・上記実施形態では、１次タービン発電機１８の１次発電機と、２次タービン発電機２０の２次発電機とを各別のものとしたがこれに限らない。１次，２次タービン発電機１８，２０の発電機を共通の発電機としてもよい。

・上記実施形態では、１次発電装置を、ランキンサイクルを用いる方式としたがこれに限らず、ランキンサイクル以外の他の蒸気動力サイクルを用いる方式としてもよい。

・上記実施形態では、合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌが最大となる第２圧力Ｐ２をプレオーバーブースト圧力に設定したがこれに限らない。例えば、合計エンタルピ差Δｈｔｏｔａｌが０よりも大きくてかつその最大値未満の値となる第２圧力Ｐ２をプレオーバーブースト圧力に設定してもよい。

・貯蔵タンクに貯蔵される低温の液化ガスとしては、液化天然ガスに限らず、例えば、液化石油ガスや、液化フロン、液化水素であってもよい。

・ＬＳＧの発電量の試算結果の一例を図１４に示す。詳しくは、図１４に、上式（４）を用い、第２圧力Ｐ２（プレオーバーブースト圧力）を１０．１ＭＰａとし、第３温度Ｔ３を２０℃，５０℃とした場合のガス送出圧力（Ｐ４＝Ｐ５）に対する発電量の試算結果の一例を示す。なお、図１４の試算では、ランキンサイクルの作動流体（中間媒体）としてＬＰＧを用い、効率係数αを０．１３６とした。

・既存の冷熱発電システムは、電力会社など外部からの商用電源の喪失時には運転を停止することを前提にしている。このため、既存の冷熱発電システムは、商用電源の停電時などには、発電システムであるにもかかわらず、発電することができない。

そこで、商用電源の喪失時（停電時）において、冷熱発電システム（ＬＳＧ）に、別の非常用発電機の電力を用いて、制御用電源、海水及び液化天然ガス（具体的には、セカンダリポンプ１２からの液化天然ガス）を供給することにより、優先的にＬＳＧを起動させる。ＬＳＧで発電された電力を、構内電力と系統連携させて構内の他の製造プラントへと給電し、他の製造プラントを順に稼働させることができる。すなわち、ＬＳＧは、外部商用電源の喪失時や停電などの非常時には、「非常用電源装置」として機能し、平常時には、構内電力のベースロード電源として機能する。

・液化天然ガスは、外国の産地の天然ガス液化工程において大量の電気を使用して製造され、その後タンカーで輸送される。ここでＬＳＧは、天然ガス及び産地の液化電力の両方を利用するものであるから、ＬＮＧ輸送タンカーは「液化天然ガス」＋「液化電力」を輸送している。すなわち、ＬＳＧは、天然ガス産地で使用された冷却電力（低価格電力）を、天然ガス消費地の電力（高価格電力）として、効率的に回収利用するシステムである。このため、ＬＮＧ輸送タンカーは「液化天然ガスキャリア」と「電力キャリア」の価値があり、液化天然ガスを購入することは、液化天然ガスと産地電力とをセットで購入することと同じである。したがって、ＬＮＧ輸送タンカーと、ＬＳＧとを備えるエネルギシステムを構成することにより、ＬＮＧ輸送タンカーを「液化天然ガスキャリア」及び「電力キャリア」（ＬＮＧの上流（産地）と下流（消費地）における電力バリューチェーン）とするビジネスモデルを提供することができる。

・液化天然ガスの輸入国では、液化天然ガスを貯蔵タンクに貯蔵する。液化天然ガスの冷熱を効率的に取り出すＬＳＧの利用により、貯蔵タンクには「液化天然ガス貯蔵所」及び「電力貯蔵所」の価値が生まれる。すなわち、液化天然ガスの冷熱エネルギを効率的に回収すると、液化天然ガスの貯蔵タンクは、電力貯蔵所として、昼夜間消費ピーク電力の平準化及び昼夜間電力使用原単位の改善に貢献する。このため、貯蔵タンクとＬＳＧとを備えるエネルギシステムを構成することにより、液化天然ガスを貯蔵している貯蔵タンクを、「液化天然ガス貯槽所」及び「電力貯蔵所」とするビジネスモデルを提供することができる。

・液化天然ガスを輸入する事業者は、液化天然ガスの気化基地において、ＬＳＧによって液化天然ガスの冷熱エネルギを利用して効率的に発電し自己託送（電気事業法の制度改正により発電地以外での電力消費が可能になった）することにより、事業者の全地域における設備で使用する全電力量を自給できる。このため、「ゼロエミッション事業」のビジネスモデルを提供することができる。また、ＬＳＧと、液化天然ガスの液化設備とを備えるエネルギシステムを構成することにより、液化天然ガスが貯蔵タンク内で自然入熱などにより気化したボイルオフガス（ＢＯＧ）を夜間電力で液化し、昼間にＬＳＧで発電し電力を取り出せば、昼夜間電力使用量の平準化を図ることができる。このため、「昼夜間ピーク電力の平準化」のビジネスモデルを提供することができる。

１０…貯蔵タンク、１４…ターシャリーポンプ（昇圧ポンプ）、１５…メイン気化器、１８…１次タービン発電機（１次タービン，１次発電機）、２０…２次タービン発電機（２次タービン，２次発電機）。

Claims (14)

1. 貯蔵タンクに貯蔵された低温の液化ガスをプレオーバーブースト圧力まで液状態のまま昇圧する昇圧ポンプと、
   蒸気動力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を有し、前記気化器において凝縮された作動流体により発電する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プレオーバーブースト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、
   前記モリエル線図上において前記ガスの状態が前記プロセス開始点における状態から前記プレオーバーブースト点における状態となるまでに前記昇圧ポンプによってなされた仕事を第１仕事（Δｈ１）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前記プレオーバーブースト点における状態から前記中間点における状態となるまでに、発電のために前記１次発電装置によってなされる仕事を第２仕事（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次タービンによってなされる仕事を第３仕事（Δｈ３）として定義し、
   前記プレオーバーブースト圧力は、前記第２仕事及び前記第３仕事の加算値から前記第１仕事を減算した値（Δｈｔｏｔａｌ）に基づいて設定されていることを特徴とする冷熱発電システム。
2. 前記プレオーバーブースト圧力は、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に記載の冷熱発電システム。
3. 前記１次発電装置は、前記気化器において凝縮された作動流体を蒸発させたガスによって駆動される１次タービンをさらに有し、前記１次タービンが駆動されることにより発電するものであり、
   前記第２仕事は、前記モリエル線図上において前記ガスの状態が前記プレオーバーブースト点における状態から前記中間点における状態となるまでに前記１次タービンによってなされる仕事として定義されていることを特徴とする請求項１又は２に記載の冷熱発電システム。
4. 前記第３仕事は、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次タービンによってなされる仕事として定義されていることを特徴とする請求項１〜３のいずれか１項に記載の冷熱発電システム。
5. 前記タービン入口点は、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として定義されており、
   前記第３仕事は、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として定義されていることを特徴とする請求項４に記載の冷熱発電システム。
6. 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５のいずれか１項に記載の冷熱発電システム。
7. 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、
   前記プレオーバーブースト圧力は、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６のいずれか１項に記載の冷熱発電システム。
8. 貯蔵タンクに貯蔵された低温の液化ガスをプレオーバーブースト圧力まで液状態のまま昇圧する昇圧ポンプと、
   前記昇圧ポンプによって昇圧された前記液化ガスと所定の冷熱交換対象とを熱交換させることにより、前記冷熱交換対象を冷却させるとともに前記液化ガスを気化させる気化器を有し、冷却された前記冷熱交換対象により発電する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プレオーバーブースト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、
   前記モリエル線図上において前記ガスの状態が前記プロセス開始点における状態から前記プレオーバーブースト点における状態となるまでに前記昇圧ポンプによってなされた仕事を第１仕事（Δｈ１）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前記プレオーバーブースト点における状態から前記中間点における状態となるまでに、発電のために前記１次発電装置によってなされる仕事を第２仕事（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次タービンによってなされる仕事を第３仕事（Δｈ３）として定義し、
   前記プレオーバーブースト圧力は、前記第２仕事及び前記第３仕事の加算値から前記第１仕事を減算した値（Δｈｔｏｔａｌ）に基づいて設定されていることを特徴とする冷熱発電システム。
9. 液化ガスを輸送する輸送タンカーと、請求項１ないし８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。
10. 液化ガスを貯蔵する貯蔵タンクと、請求項１ないし８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。
11. 請求項１ないし８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。
12. 液化ガスを貯蔵する貯蔵タンクと、請求項１ないし８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。
13. 貯蔵タンクに貯蔵された低温の液化ガスをプレオーバーブースト圧力まで液状態のまま昇圧する昇圧ポンプと、
    前記昇圧ポンプによって昇圧された前記液化ガスと所定の冷熱交換対象とを熱交換させることにより、前記所定の冷熱交換対象を冷却させるとともに前記液化ガスを気化させる気化器を有し、冷却された前記冷熱交換対象により発電する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、を備える冷熱発電システムの前記プレオーバーブースト圧力を設定する圧力設定方法であって、
    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プレオーバーブースト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、
    前記モリエル線図上において前記ガスの状態が前記プロセス開始点における状態から前記プレオーバーブースト点における状態となるまでに前記昇圧ポンプによってなされた仕事である第１仕事（Δｈ１）を算出するステップと、
    前記モリエル線図上において前記ガスの状態が前記プレオーバーブースト点における状態から前記中間点における状態となるまでに、発電のために前記１次発電装置によってなされる仕事である第２仕事（Δｈ２）を算出するステップと、
    前記モリエル線図上において前記ガスの状態が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次タービンによってなされる仕事である第３仕事（Δｈ３）を算出するステップと、
    算出された前記第２仕事及び前記第３仕事の加算値から、算出された前記第１仕事を減算した値（Δｈｔｏｔａｌ）に基づいて、前記プレオーバーブースト圧力を設定するステップと、を含むことを特徴とする圧力設定方法。
14. 貯蔵タンクに貯蔵された低温の液化ガスをプレオーバーブースト圧力まで液状態のまま昇圧する昇圧ポンプと、
    蒸気動力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を有し、前記気化器において凝縮された作動流体により発電する１次発電装置と、
    前記気化器から流出した前記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、を備える冷熱発電システムの前記プレオーバーブースト圧力を設定する圧力設定方法であって、
    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プレオーバーブースト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、
    前記モリエル線図上において前記ガスの状態が前記プロセス開始点における状態から前記プレオーバーブースト点における状態となるまでに前記昇圧ポンプによってなされた仕事である第１仕事（Δｈ１）を算出するステップと、
    前記モリエル線図上において前記ガスの状態が前記プレオーバーブースト点における状態から前記中間点における状態となるまでに、発電のために前記１次発電装置によってなされる仕事である第２仕事（Δｈ２；Δｈ２ｒａｎｋ）を算出するステップと、
    前記モリエル線図上において前記ガスの状態が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次タービンによってなされる仕事である第３仕事（Δｈ３）を算出するステップと、
    算出された前記第２仕事及び前記第３仕事の加算値から、算出された前記第１仕事を減算した値（Δｈｔｏｔａｌ）に基づいて、前記プレオーバーブースト圧力を設定するステップと、を含むことを特徴とする圧力設定方法。

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