JP6142360B2 - 再ガス化プラント - Google Patents

Description

本発明の例示の実施形態は、パイプライン輸送天然ガス、送電網への電気又はこれら両方を提供する適応性を備えた液化天然ガス基地に関する。

〔関連出願の説明〕
本願は、２０１１年１月２８日に出願された米国特許仮出願第６１／４３７，３９２号（発明の名称：REGASIFICATION PLANT）及び２０１１年１２月７日に出願された米国特許仮出願第６１／５６７，８１８号（発明の名称：REGASIFICATION PLANT）の優先権主張出願であり、米国特許仮出願第６１／５６７，８１８号を参照により引用し、その記載内容全体を本明細書の一部とする。

多量の天然ガス（即ち、主としてメタン）が世界の遠隔地に存在している。このガスは、これを市場に経済的に運ぶことができれば非常に価値がある。天然ガス貯留層が市場のほどほどの近さに位置する場合且つ２つの場所相互間の地形が許す場合、典型的には、天然ガスを産出し、次に水中（海中）及び／又は陸上パイプラインにより市場に輸送する。しかしながら、パイプラインの布設が実現できず又は経済的に見合わない場所でガスが産出される場合、このガスを市場に提供するには他の技術を利用しなければならない。

ガスの非パイプライン輸送のために通常用いられている技術では、ガスを産出現場又はその近くで液化し、次に液化天然ガスを輸送船に載せた専用設計の貯蔵タンクに入れて市場に輸送する。天然ガスを冷却し、そして液体状態に凝縮させ、それにより液化天然ガス（“ＬＮＧ”）を得る。ＬＮＧは、実質的に大気圧で且つ約−１６２℃（−２６０°Ｆ）の温度で輸送される場合が多く、それにより輸送船上の特定の貯蔵タンク内に貯蔵することができるガスの量が著しく増大する。ＬＮＧ輸送船がその目的地にいったん達すると、ＬＮＧを典型的には他の貯蔵タンク内に揚荷し、次に、ＬＮＧをこのような貯蔵タンクから必要に応じて再気化させてパイプライン等によりガスとして最終使用者に輸送することができる。天然ガスは、種々の目的に用いられ、これらのうちの１つは、発電である。ＬＮＧは、主要なエネルギー消費国に天然ガスを供給するためのますます普及している輸送手段である。

再ガス化プロセス中、天然ガス温度は、販売仕様に応じて約−１６０℃から約１５℃まで変化する。再ガス化に必要な熱は、典型的には、産出天然ガスのうちの何割かを燃料燃焼式気化器、例えば燃焼式加熱装置を備えた水中燃焼気化器（ＳＣＶ）又はシェルアンドチューブ（shell-and-tube）式（「多管式」とも呼ばれる）気化器（ＳＴＶ）内で燃焼させることによって供給される。この燃料燃焼式気化器は、燃料として産出天然ガスの約１．５〜２．０％を消費する。燃料消費量は、結果的に産出物それ自体の何割かを消費することによって多大な経常費が生じるだけでなく、ＣＯ₂及びＮＯ_Xの形態の多量の環境に対するエミッションが生じる。他の熱源、例えば海水や周囲空気を用いると、最終的なエミッションを減少させることができるが、これらにはこれら自体の欠点がある。例えば、海水を使用するには、多大な設備投資が必要であり、必要とされる海水の極めて多くの量及び低い温度の排出に起因して船舶寿命に悪影響が生じる場合がある。多くの場所では、規制機関から海水の使用許可を得る手続きは、極めて複雑な場合がある。周囲空気熱の使用は、暑い気候においてのみ実行可能なオプションであると言って良く、但し、温度及び湿度の日々の且つ季節的な変動によって利益が大幅に減少する。

上述の一般的な方法は、ＬＮＧ中に含まれている冷熱を捕捉するために種々の熱源を利用しており、冷熱は、エミッションの減少、ＬＮＧ受け入れ機器のプロセス効率及び経済効果の向上のために用いられる場合がある。したがって、研究努力は、燃料消費量を減少させて経常費を減少させると共に例えばＬＮＧ冷熱を利用することによってＬＮＧ再ガス化プロセスと関連したエミッションを減少させる方法を見出すことに的が絞られている。

先行技術において、エミッションを減少させる問題に取り組むと共にＬＮＧ冷熱を用いて何らかの利点が得られるようにする幾つかの方法が提案された。このような一方法では、ＬＮＧ再ガス化を発電と一体化させるものである。効率的な一発電方法は、複合サイクル発電プラント（ＣＣＧＴ）である。ＣＣＧＴプラントは、ガスタービン発電機（ＧＴＧ）を含み、このガスタービン発電機は、圧縮器、燃焼器、ガスタービン（ＧＴ）等を更に含む場合がある。この場合、ガスタービンからの排熱を回収するために排熱回収ユニット（ＨＲＵ）が用いられる場合がある。ＨＲＵの一例は、排熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）（「排熱回収ボイラ」ともいう）である。ＨＲＳＧは、蒸気発生のためにＧＴからの排熱を使用し、次に、蒸気を蒸気タービン発電機（ＳＴＧ）及び復水器中に送る。復水器は、凝縮のためにＬＮＧ再ガス化からの冷却効果を利用する場合がある。さらに、ＣＣＧＴは、冷却剤を復水器に提供するために冷却塔を有する場合がある。

ガスタービン利用発電プラント内の入口空気又は複合サイクル発電プラントから蒸気タービンを出た凝縮用蒸気を冷却するためにＬＮＧ冷熱を利用することは、先行技術において開示されている。例えば、マック（Mak）に付与された米国特許第７，５７４，８５６号明細書は、ＬＮＧ再ガス化と一体化された発電を開示している。ＬＮＧからの冷熱は、電力出力を増大させるよう複合発電所で用いられる。種々の形態において、第１段ＬＮＧ冷熱は、開放又は閉鎖電力サイクルに冷却作用を提供する。ＬＮＧの一部分は、第１段階で気化される。第２段階では、蒸気出力タービンへの冷却水及び発電所内の燃焼タービンの吸気チラーのための冷凍作用を提供するために用いられる熱伝達媒体のための冷却作用を提供する。

ブリューシュ等（Brieshch et al.）に付与された米国特許第７，２９９，６１９号明細書は、電力サイクルにおける効率を向上させるためのＬＮＧの気化の利用を開示している。ガスタービンのための入口空気冷却は、ＬＮＧの気化によって行われる。このサイクルは、燃焼器空気の予熱のための再生を使用する。このプロセスは、６０％を超えるガスタービンサイクルの潜在的な効率を提供する。これらシステム及び方法により、周囲空気を用いたＬＮＧの気化が可能であり、その結果、過冷却空気の圧縮が容易である。変形実施形態では、ＬＮＧの気化は、ガスタービンシステムの効率を向上させるためのボトミングサイクルの一部として利用される場合がある。

ケラー（Keller）名義の米国特許出願公開第２００３／０００５６９８号明細書は、ＬＮＧ再ガス化のためのプロセス及びシステムを開示している。ＬＮＧを気化するシステムは、発電サイクルの作業流体を凝縮させるためにＬＮＧの残留冷却能力を利用する。ＬＮＧは又、空気を冷却するための直接接触式熱伝達システムに利用される液体を冷却することができる。低温空気は、複合サイクル発電プラントと連係して作動する燃焼ガスタービンに空気を供給するために用いられる。

ウェン等（Wen et al.）に付与された米国特許第６，３６７，２５８号明細書は、複合サイクル発電プラントにおけるＬＮＧの気化を開示している。複合サイクル発電プラントの効率の増大は、液化天然ガス（“ＬＮＧ”）又は液化石油ガス（ＬＰＧ）を含む低温液体の気化を用いることによって可能である。気化は、ＬＮＧ／ＬＰＧ気化器に熱を伝達するために温かい熱伝達流体を循環させることによって支援される。熱伝達流体は、ＬＮＧ／ＬＰＧ低温液体気化によって冷却され、ガスタービンからの熱によって加温される。熱伝達流体は、ガスタービンの空気取り入れ口及び複合サイクル発電プラント内で循環している二次熱伝達流体から熱を吸収する。

十分に大型の発電プラントをＬＮＧ再ガス化設置場所に設置することができればＬＮＧ再ガス化と関連した燃料消費量をなくす可能性が存在する。この方式は又、タービン入口空気を冷却して低温冷却媒体をタービン復水器に提供することによって発電プラントの効率及び電力出力を向上させる。ＬＮＧ冷熱は又、ＧＴＧの圧縮機のための中間冷却器にも使用可能である。

ＬＮＧ基地からのエミッションを減少させるもう１つの方法は、ＬＮＧ再ガス化のための周囲空気熱を利用することである。周囲空気熱の利用により燃料消費量が減少するので、基地の経済性が著しく向上可能である。周囲空気気化器には多くの形式があり、このような形式としては、例えば、直接式（自然通風と強制通風の両方）、フィン‐ファン（空気冷却に類似している）及び加温塔（「逆冷却塔」及び「加熱塔」とも呼ばれる）が挙げられる。加温塔の使用は、ＬＮＧ再ガス化に関して先行技術において文献記載されている。

例えば、アイアーマン（Eyermann）に付与された米国特許第６，６４４，０４１号明細書は、給水塔を用いた液化天然ガスの気化を開示している。水の流れの温度は、給水塔内で増大する場合がある。加温された水を第１の熱交換器中に通すと共に循環流体も又第１の熱交換器中に通すと、熱を加温水から循環流体に伝達することができる。ＬＮＧを第２の熱交換器中に通すと共に第１の熱交換器からの加熱状態の循環流体を第２の熱交換器中に通すと、熱を循環流体からＬＮＧガスに伝達することができる。気化した天然ガスは、第２の熱交換器から排出される。

さらに、マックリー等（Mockry et al.）に付与された米国特許第７，１３７，６２３号明細書は、出口空気と入口空気を隔離する加熱塔を開示している。加熱塔は、空気流を入口から加熱塔中に引き込んで空気流を充填媒体上に通すことによって流体を加熱するために使用できる。流体が出口を介する加熱塔からの空気流の排出と共に充填媒体上に通される。この方法は、入口空気流を出口空気流から隔離するステップを更に含む。

上述の技術では、ＬＮＧ再ガス化プロセスと一体化された発電プラントは、エミッションを減少させると共にＬＮＧ冷熱を利用することができる一方で、ＬＮＧ再ガス化のための加温塔の使用は、エミッションの問題しか取り扱っていない。しかしながら、発電プラントのサイズは、ＬＮＧからの冷熱を十分利用するためには極めて大きいであろう。例えば、２ＢＣＦＤ（１日当たり１０億立方フィート（１立方フィート＝０．０２８ｍ³））の天然ガスの販売では、発電プラントは、冷熱を利用するのに５００ＭＷ級であることが必要な場合がある。発電プラントのこのサイズは、極めて多大な設備投資となる。さらに、発電プラントにより発電される電気にとって大きな市場が必要であろう。

発電プラントと加温塔オプションの両方は、季節的に生じる場合のある天然ガスに関する需要が十分ではない場合に魅力が乏しくなる。天然ガスの需要が少ないことは、ＬＮＧから利用できる冷熱が少ないことを意味する。利用できる冷熱が少ないことにより、設置機器の作動効率が低下する。加温塔の使用は、主な周囲条件、例えば温度及び湿度によって一段と拘束される場合がある。したがって、上述の技術の両方は、ＬＮＧ冷熱の利用に関して融通性がない状態の部分的解決手段を提供するに過ぎない。

関連情報が米国特許第５，２９５，３５０号明細書、同第５，４５７，９５１号明細書、同第６，３２４，８６７号明細書、同第６，３６７，２５８号明細書、同第６，３７４，５９１号明細書、同第７，２９９，６１９号明細書及び同第７，６４４，５７３号明細書に見受けられる。別の情報が米国特許出願公開第２００３／０００５６９８号明細書、同第２００８／０３０７７８９号明細書、同第２００８／００３４７２７号明細書、同第２００８／００４７２８０号明細書、同第２００８／０１７８６１１号明細書、同第２００８／０１９０１０６号明細書、同第２００８／０２５０７９５号明細書、同第２００８／０２７６６１７号明細書及び同第２００８／０３０７７８９号明細書にも見受けられる。別の情報は又、ロゼッタ・エム・ジェイ（Rosetta M. J）及びヒンメルバーガー（Himmelberger），「インテグレーティング・アンビアント・エアー・ベーパライゼーション・テクノロジー・ウィズ・ウエィスト・ヒート・リカバリー‐ア・フレッシュ・アプローチ・ツー・エルエヌジー・ベーパライゼーション（Integrating Ambient Air Vaporization Technology with Waste Heat Recovery-A Fresh approach to LNG Vaporization）」，「ザ・エイティーフィフス・アニュアル・コンベンション・オブ・ザ・ガス・プロセッサーズ・オブ・アメリカ（ジーピーエー２００６）（the 85th annual convention of the Gas Processors of America(GPA 2006)），テキサス州グレープヴァイン，２００６年３月５日〜８日、チョー・ジェイ・エイチ（Cho J.H），エバン・デー（Ebbem D），コトッツォ・エイチ（Kotzot H）及びデュール・シー（Durr C），「マリング・エルエヌジー・アンド・パワー・ジェネレーション（Marrying LNG and Power Generation）」，エナジー・マーケッツ（Energy Markets），２００５年１０月／１１月，１０，８，エービーアイ／インフォーム トレード・アンド・インダストリー（ABI/INFORM Trade & Industry），ｐ２８、ラジーヴ・ナンダ（Rajeev Nanda）及びジョン・リツォプールス（John Rizopoulos），「ユーティランジング・エアー・ベースド・テクノロジーズ・アズ・ヒート・ソース・フォー・エルエヌジー・ベーパライゼーション（Utilizing Air Based Technologies as Heat Source for LNG Vaporization）」，テキサス州サンアントニオ（San Antonio TX），ザ・エイティーシックスス・アニュアル・コンベンション・オブ・ザ・ガス・プロセッサーズ・オブ・アメリカ（ジーピーエー２００７）（the 86th Annual convention of the Gas Processors of America (GPA 2007) ），２００７年３月１１日‐１４日に見受けられる。

米国特許第７，５７４，８５６号明細書 米国特許第７，２９９，６１９号明細書 米国特許出願公開第２００３／０００５６９８号明細書 米国特許第６，３６７，２５８号明細書 米国特許第６，６４４，０４１号明細書 米国特許第７，１３７，６２３号明細書 米国特許第５，２９５，３５０号明細書 米国特許第５，４５７，９５１号明細書 米国特許第６，３２４，８６７号明細書 米国特許第６，３６７，２５８号明細書 米国特許第６，３７４，５９１号明細書 米国特許第７，２９９，６１９号明細書 米国特許第７，６４４，５７３号明細書 米国特許出願公開第２００３／０００５６９８号明細書 米国特許出願公開第２００８／０３０７７８９号明細書 米国特許出願公開第２００８／００３４７２７号明細書 米国特許出願公開第２００８／００４７２８０号明細書 米国特許出願公開第２００８／０１７８６１１号明細書 米国特許出願公開第２００８／０１９０１０６号明細書 米国特許出願公開第２００８／０２５０７９５号明細書 米国特許出願公開第２００８／０２７６６１７号明細書 米国特許出願公開第２００８／０３０７７８９号明細書

ロゼッタ・エム・ジェイ（Rosetta M. J）及びヒンメルバーガー（Himmelberger），「インテグレーティング・アンビアント・エアー・ベーパライゼーション・テクノロジー・ウィズ・ウエィスト・ヒート・リカバリー‐ア・フレッシュ・アプローチ・ツー・エルエヌジー・ベーパライゼーション（Integrating Ambient Air Vaporization Technology with Waste Heat Recovery-A Fresh approach to LNG Vaporization）」，「ザ・エイティーフィフス・アニュアル・コンベンション・オブ・ザ・ガス・プロセッサーズ・オブ・アメリカ（ジーピーエー２００６）（the 85th annual convention of the Gas Processors of America(GPA 2006)），テキサス州グレープヴァイン，２００６年３月５日〜８日 チョー・ジェイ・エイチ（Cho J.H），エバン・デー（Ebbem D），コトッツォ・エイチ（Kotzot H）及びデュール・シー（Durr C），「マリング・エルエヌジー・アンド・パワー・ジェネレーション（Marrying LNG and Power Generation）」，エナジー・マーケッツ（Energy Markets），２００５年１０月／１１月，１０，８，エービーアイ／インフォーム トレード・アンド・インダストリー（ABI/INFORM Trade & Industry），ｐ２８ ラジーヴ・ナンダ（Rajeev Nanda）及びジョン・リツォプールス（John Rizopoulos），「ユーティランジング・エアー・ベースド・テクノロジーズ・アズ・ヒート・ソース・フォー・エルエヌジー・ベーパライゼーション（Utilizing Air Based Technologies as Heat Source for LNG Vaporization）」，テキサス州サンアントニオ（San Antonio TX），ザ・エイティーシックスス・アニュアル・コンベンション・オブ・ザ・ガス・プロセッサーズ・オブ・アメリカ（ジーピーエー２００７）（the 86th Annual convention of the Gas Processors of America (GPA 2007) ），２００７年３月１１日‐１４日

例示の実施形態は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を再ガス化する方法を提供する。この方法は、熱を発電プラントからＬＮＧ再ガス化プロセスに提供するステップを含む。熱が十分ではない場合、加温塔形態で作動されている冷却塔から熱をＬＮＧ再ガス化プロセスに提供するのが良い。

この方法は、発電プラントが稼働しているとき、冷却塔内で水を冷却するステップを含むのが良い。冷却塔を用いて熱伝達流体を加温するのが良い。熱をＬＮＧ再ガス化プロセスに伝達することによってガスタービン用の取り入れ空気を冷やすのが良い。エネルギーをＬＮＧ再ガス化プロセスに伝達することによって蒸気タービンからの水蒸気を熱交換器内で凝縮させるのが良い。

熱伝達流体を介してエネルギーを発電プラントからＬＮＧ再ガスプロセスに伝達するのが良い。熱伝達流体の少なくとも一部分をガスタービンのための取り入れ空気流によって加熱するのが良い。熱伝達流体の少なくとも一部分を発電プラント内の凝縮水蒸気によって加熱するのが良い。

別の実施形態は、極低温流体を気化させる方法を提供する。この方法は、極低温流体を熱伝達流体によって気化させるステップと、発電プラントから熱エネルギーを熱伝達流体に提供するステップとを含む。発電プラントからの熱が極低温流体を気化させるのに十分ではない場合、加温モードで作動している発電プラントの冷却塔から熱エネルギーを伝熱流体に提供する。

熱伝達流体の少なくとも一部分をガスタービン用の取り入れ流によって加熱するのが良い。熱伝達流体の少なくとも一部分を発電プラント内の凝縮流体によって加熱するのが良い。

別の実施形態は、液化天然ガスを再ガス化するシステムを提供する。このシステムは、ＬＮＧの流れを再ガス化するよう構成された極低温熱交換器、発電プラント、冷却モードか加温モードかのいずれかで作動するよう構成された冷却塔及び熱伝達流体を含む。熱伝達流体は、発電プラントから熱を極低温熱交換器に提供し、熱が十分ではない場合、熱の少なくとも一部分を冷却塔から極低温熱交換器に提供するようになっている。

このシステムは、熱を冷却塔から熱伝達流体に伝達するよう構成された中間熱交換器を含むのが良い。中間熱交換器は、プレート‐フレーム式、シェルアンドチューブ式、チューブインチューブ式若しくはプレートアンドシェル式又はこれらの任意の組み合わせであって良い。

発電プラントは、ガスタービン発電機及び排熱回収蒸気発生器を含む複合サイクル発電プラントであるのが良い。システムは、ガスタービン発電機に設けられ、熱を熱伝達流体に伝達するよう構成された入口空気冷却器を含むのが良い。システムは、復水器及び熱エネルギーを復水器から熱伝達流体に伝達するよう構成された熱交換器を含むのが良い。発電プラントは、蒸気発生器、蒸気タービン発電機、復水器及び再循環ポンプを含むのが良い。発電プラントは、地熱発電所であるのが良い。地熱発電所は、二流体サイクル発電所であるのが良い。

熱伝達流体は、単相流体、例えば水又は水／グリコール混合物であるのが良い。熱伝達流体は、相変化流体、例えばプロパン、フレオン、相変化冷媒又はこれらの任意の組み合わせであっても良い。

本発明の利点は、以下の詳細な説明及び添付の図面を参照すると良好に理解される。

複合ＬＮＧ基地／発電プラントのブロック図であり、ＬＮＧを再ガス化するための発電プラントからの熱の使用の仕方を示す図である。 ＬＮＧを気化させるために発電プラントからの熱を使用する一システムを記載したブロック図である。 上述のシステムで利用できるＬＮＧ再ガス化方法のプロセスフローチャートである。 ＬＮＧ再ガス化プロセスと複合サイクル発電プラントの両方を有する複合プラントのプロセス図である。 別個の中間熱伝達流体を用いないＬＮＧ再ガス化プロセスと複合サイクル発電プラントの両方を有する複合プラントのプロセス図である。 ＬＮＧ再ガス化側で中間熱伝達流体を用いるＬＮＧ再ガス化プロセスと複合サイクル発電プラントの両方を有する複合プラントのプロセス図である。 蒸気発電所と組み合わせたＬＮＧ再ガス化プラントを有する複合プラントのプロセス図である。

以下の詳細な説明の項において、本発明の特定の実施形態を好ましい実施形態と関連して説明する。しかしながら、以下の説明が本発明の特定の実施形態又は特定の使用に特有である範囲まで、これは、例示目的にのみ行われ、例示の実施形態についての説明を提供するに過ぎない。したがって、本発明は、以下に説明する特定の実施形態には限定されず、それどころか、本発明は、特許請求の範囲に記載された本発明の範囲に含まれるあらゆる変形例、改造例及び均等例を含む。

始めに、参照の便宜上、本明細書で用いられる或る特定の用語及び本発明との関連で用いられるこれらの意味について説明する。本明細書において用いられる用語が以下において定義されていない範囲については、当業者が与える最も広い定義が少なくとも１つの刊行物又は発行された特許に反映されている用語に与えられるべきである。さらに、本発明は、以下に示されている用語の使い方によって限定されることはない。というのは、全ての均等例、同義語、新たな事情及び同一又は類似の目的を達成する用語又は技術は、特許請求の範囲に記載された本発明の範囲に含まれると見なされるからである。

「二流体サイクル発電プラント」は、蒸気発電所の場合よりも低温の地熱貯留層を使用することができる形式の発電プラントである。二流体サイクル地熱発電プラントでは、地熱井から高温の水を熱交換器中に圧送するためにポンプが用いられ、冷却水は、地下貯留層に戻される。沸点の低い二次循環流体、例えば、ブタン、イソブタン、ペンタン、アルコール又はケトンが熱交換器中に圧送され、このような二次循環流体は、この中で地熱貯留層からの高温の水によって気化され、次にタービン中に差し向けられる。次に、タービンを出た蒸気は、凝縮用流体、例えば熱伝達流体又は低温の水によって凝縮され、そして熱交換器を通って循環して戻される。二流体サイクル発電プラントの効率は、地熱貯留層と凝縮用流体の温度差につれて増大することができる。

「複合サイクル発電プラント」は、ガスタービン、蒸気タービン、発電機及び排熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）を含み、蒸気タービンとガスタービンの両方を利用して発電を行う。ガスタービンは、開ブレイトンサイクルで作動し、蒸気タービンは、ランキンサイクルで作動する。典型的には、複合サイクル発電プラントは、ガスタービン排出部からの熱を利用して排熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）中の水を沸騰させ、それにより水蒸気を発生させる。生じた水蒸気は、蒸気タービンに動力供給するために利用される。蒸気タービンに動力供給した後、水蒸気は、凝縮されるのが良く、結果として得られた水は、ＨＲＳＧに戻される。ガスタービン及び蒸気タービンは、別個独立の発電機に別々に動力供給するよう利用でき又は変形例として蒸気タービンは、ガスタービンと組み合わさって一緒になって共通駆動シャフトを介して単一の発電機を駆動する。これら複合サイクルガス／蒸気発電プラントは、一般に、ガス単独プラント又は蒸気単独プラントよりもエネルギー変換効率が高い。複合サイクルプラントの効率は、５０％〜６０％という高い効率である場合がある。複合サイクルプラントの効率が高いことは、ガスタービンと蒸気タービンの組み合わせの相乗的利用の結果として得られる。

本明細書で用いられる「極低温流体」は、周囲圧力条件において約−１３０℃未満の沸点を有する任意の流体を含む。このような流体としては、液化天然ガス（ＬＮＧ）、液体窒素、液体酸素、液体水素、液体ヘリウム、液体二酸化炭素等が挙げられる。

「ガス」という用語は、「蒸気」と区別なく用いられ、この用語は、液体状態又は固体状態から区別されるガス又は気体の状態の物質又は物質の混合物を意味する。同様に、「液体」という用語は、気体状態又は固体状態から区別される液体状態の物質又は物質の混合物を意味する。

「炭化水素」は、主として元素としての水素及び炭素を含む有機化合物であるが、窒素、硫黄、酸素、金属又は幾つかの他の元素が少量で存在する場合がある。本明細書で用いられる炭化水素は、一般に、貯留層と呼ばれる炭化水素を含む地下岩層から取り出された有機物質を意味する。例えば、天然ガスは、炭化水素である。

「液化天然ガス」又は“ＬＮＧ”は、一般に高い割合のメタンを含むが、更に他の要素及び／又はエタン、プロパン、ブタン、二酸化炭素、窒素、ヘリウム、硫化水素又はこれらの組み合わせを含む（これらには限定されない）他化合物を含むものとして知られている天然ガスの極低温液体形態である。天然ガスは、１種類又は２種類以上の成分（例えば、ヘリウム）又は不純物（例えば、水及び／又は重炭化水素）を除去するよう処理され、次に冷却によって凝縮され、ほぼ大気圧で液体になる。

本明細書で用いられている「天然ガス」という用語は、原油田（随伴ガス）又は地下ガス貯留地層（非随伴ガス）から得られた多成分ガスを意味している。天然ガスの組成及び圧力は、千差万別である。典型的な天然ガス流は、主要成分としてメタン（Ｃ₁）を含む。原料のままの天然ガス流は、エタン（Ｃ₂）、これよりも分子の高い炭化水素（例えば、二酸化炭素、硫化水素、硫化カルボニル、二硫化炭素、メルカプタン）、少量の汚染要因物、例えば水、窒素、硫化鉄、蝋及び原油を更に含む場合がある。本明細書で用いられる天然ガスは、汚染要因物、例えば水、酸性ガス及び大きな分子量の炭化水素を除去するよう精製された液化天然ガスの再ガス化の結果として得られたガスを含む。

「圧力」という用語は、ガスにより容積部の壁に及ぼされる単位面積当たりの力である。圧力は、平方インチ当たりのポンド（ｐｓｉ）で示される場合がある。「大気圧」という用語は、大気の局所圧力を意味している。「絶対圧」（ｐｓｉａ）は、大気圧（標準条件では１４．７ｐｓｉａ）にゲージ圧（ｐｓｉｇ）を加えた合計を意味している。「ゲージ圧」（ｐｓｉｇ）は、ゲージ（計器）によって測定される圧力を有し、ゲージは、局所大気圧を超える圧力だけを指示する（即ち、０ｐｓｉｇというゲージ圧は、１４．７ｐｓｉａの絶対圧に一致する）。「蒸気圧」という用語は、通常の熱力学的意味を有する。所与の圧力状態における閉鎖系内での純粋成分の場合、成分蒸気圧は、本質的に、系中の全圧に等しい。

本明細書で用いられる「ランキン発電プラント」は、蒸気発生器、蒸気タービン、復水器及び再循環ポンプを含む。蒸気発生器は、水を沸騰させて水蒸気を発生させるガス燃焼ボイラである場合が多い。しかしながら、実施形態によれば、蒸気発生器は、地熱エネルギー源、例えば地下地層中の火山層である場合がある。水蒸気は、蒸気タービン発電機で電気を発生させるために用いられ、減圧水蒸気は、次に、復水器内で凝縮される。結果的に得られる水は、蒸気発生器に再循環され、それによりループが構成される。

物質又はその特定の特性の量又は大きさに関して用いられる場合の「実質的に」という用語は、物質又は特性が提供しようする効果を提供するのに十分な量を意味している。許容可能な正確なばらつき度は、幾つかの場合、特定の前後関係で決まる場合がある。

概観
本明細書において説明する実施形態は、燃料燃焼式気化器と関連したエミッションを減少させると共にＬＮＧ冷熱を利用する適応性を高めた液化天然ガス（ＬＮＧ）再ガス化技術及びシステムを提供する。一実施形態では、ＬＮＧは、ガスタービン入口空気冷却又は中間冷却から利用できる熱、及び複合サイクル発電プラントの復水器からの熱を用いて再ガス化される。幾つかの実施形態では、中間熱伝達流体（ＨＴＦ）は、熱を発電プラント又は給水塔からＬＮＧ気化器に伝達することができる。

図１は、複合ＬＮＧ基地／発電プラント１００のブロック図であり、ＬＮＧを再ガス化するための発電プラントからの熱の使用の仕方を示している。ＬＮＧ基地／発電プラント１００では、輸送船からのＬＮＧ１０２をＬＮＧ貯蔵システム１０４に揚荷するのが良く、ＬＮＧ貯蔵システムとしては、極低温タンク又は船舶それ自体が挙げられる。貯蔵部１０６からのＬＮＧは、ＬＮＧ貯蔵システム１０４から、再ガス化プロセス１０８を通して移送されるのが良く、発電プラント１１２からの熱１１０が再ガス化プロセスで用いられて再ガス化を助ける。結果として生じる天然ガス１１４を市場に出すのが良い。さらに、天然ガスの一部分１１６は、燃料として用いられるよう発電プラント１１２に分岐されるのが良い。本明細書において説明する形態では、発電プラントは、利用可能な廃熱を全て利用するために基地全能力に合ったサイズのものである必要はない場合がある。熱の伝達について図２を参照して詳細に説明する。

図２は、ＬＮＧを気化させるために発電プラントからの熱を使用する一システム２００を記載したブロック図である。明らかなように、以下に説明するように種々の実施形態において他のシステム構成を利用することができる。同一の符号は、図１を参照して説明したとおりである。図１を参照して説明するように、貯蔵部１０６からのＬＮＧを、例えば、極低温熱交換器２０２内で気化される再ガス化プロセス１０８を通すのが良い。極低温熱交換器２０２としては、シェルアンドチューブ式（多管式）熱交換器又は任意の数の他形式の熱交換器が挙げられ、このような熱交換器内において、液体ＬＮＧ２０４は、熱伝達流体２０６のエネルギーによって気化する。結果として得られる冷却された中間流体２０８は、例えば加温塔形態で作動している冷却塔２１４から来る温水２１２によって中間熱交換器内で加熱されるのが良い。

冷却塔２１４内では、中間熱交換器２１０から来た冷水２１６を周囲空気によって、若しくは発電プラントから来た熱エネルギーによって、又はこれら両方によって加温することができる。冷却塔２１４は、落下水又は蒸発式冷却塔、フィン‐ファン式冷却塔又は流体を周囲空気流によって加温するよう作動可能な任意他形式の冷却塔であって良い。冷却塔２１４は、これを冷却モードと加温モードの両方で作動させることができるよう再設計されるのが良い。冷却状態の中間流体１０８は又、発電プラント内の熱交換器２１８内で加熱されるのが良い。これら熱交換器２１８としては、ガスタービンへの入口空気側、ガスタービン用の中間冷却器、ＣＯ₂隔離プロセスに用いられる排ガス分離ユニット、復水器又は発電プラント内の任意他の熱源に設けられた熱交換器が挙げられる。発電プラントが十分な熱エネルギーを提供していない期間中、発電プラントの冷却塔２１４は、ＬＮＧ２０４を再ガス化するために用いられる過剰の熱を提供することができる。これにより、発電プラントと関連した初期設備投資を減少させることができる。上述のシステムは、例えば図３を参照して説明する方法を利用してＬＮＧガス化プロセスに熱を提供する融通性のある能力を提供する。

図３は、上述したシステムで利用することができるＬＮＧ再ガス化方法３００のプロセスのフローチャートである。この方法３００は、ブロック３０２において、例えば極低温熱交換器２１８（図２）内の中間流体によるＬＮＧの加熱で始まる。ブロック３０４で決定されるように、発電プラントが中間流体に十分な熱エネルギーを提供している場合、中間流体の全てをブロック３０６で示されているように発電プラント内で加熱することができる。この状況では、冷却塔は、復水器の冷却デューティを提供するよう作動される必要はないと言える。しかしながら、発電プラントがオフライン状態にある場合又は減少能力で作動している場合、提供される熱が不十分である場合がある。これら作動条件下においては、ブロック３０８において、中間流体の一部分又はそれどころか全てを加温供用状態で用いられている冷却塔内で加熱することができる。図４〜図６を参照して説明するように種々の実施形態において任意の数のプラント形態を利用することができる。

本明細書で用いられる「十分な熱エネルギー」は、天然ガス（ＮＧ）の市場又はパイプライン需要に合うのに十分なＬＮＧを気化させるのに必要な熱の量によって定められる。例えば、発電プラントが完全稼働状態にあり、ＮＧが需要されていない場合、発電プラントの全ての冷却は、冷却塔によって実施されるのが良い。ＮＧ需要が増大すると、より多くの熱エネルギーが再ガス化プロセスに提供され、発電プラントの全冷却が再ガス化プロセスによって提供されることになる。その時点において、更にＮＧ供給が要求される場合、発電プラントからの熱エネルギーは、ＮＧ需要を満たすのに必要なＬＮＧを気化させるには十分でなく、したがって他の源からの補充熱が必要とされることになる。したがって、冷却塔は、補充熱を提供するよう加温塔形態で作動されるのが良い。同様に、発電プラントがオフライン状態にあり又は減少レートで作動している場合、加温塔形態で作動されている冷却塔からの補充熱エネルギーは、再ガス化プロセスの十分な熱を提供するよう使用されるのが良い。

複合サイクル発電プラント／ＬＮＧ基地
図４は、ＬＮＧ再ガス化プロセスと複合サイクル発電プラントの両方を有する複合プラント４００のプロセスブロック図である。複合プラント４００では、ＬＮＧ４０２をポンプ４０４中に通し、ポンプ４０４は、ＬＮＧを最終ガスの販売圧力まで昇圧させる。次に、ＬＮＧ４０２を極低温熱交換器４０８内で熱伝達流体（ＨＴＦ）の温かい流れ４０６によって再ガス化する。温かいＨＴＦは、低温ＬＮＧよりも高く、４０°Ｆ（４．４℃）よりも高く、５０°Ｆ（１０℃）よりも高く且つ６０°Ｆ（１５．６℃）よりも高い温度を有する。再ガスプロセスからの天然ガス４１０を市場に提供することができ、又、その一部分を用いて発電プラントに燃料供給することができる。ＬＮＧ気化器として用いられる極低温熱交換器４０８は、シェルアンドチューブ式、チューブインチューブ式又は他形式の熱交換器の任意のものであって良い。

極低温熱交換器４０８を通過した後、低温ＨＴＦ４１２を発電プラント内で加熱するのが良い。例えば、低温ＨＴＦ４１２の一部分４１４を入口空気冷却器４１６内で加熱するのが良く、ガスタービン発電機（ＧＴＧ）４１８のための入口空気流がこの入口空気冷却器内で冷却される。入口空気を冷却することにより、入口空気の密度が増大し、ＧＴＧ４１８の電力出力が増大する。

ＨＴＦ４１２を入口空気冷却器４１６に加えて、又はこれに代えて、発電プラント内の多くの他の熱交換器内で加熱することができる。例えば、ＨＴＦ４１２の別の部分４２０を熱交換器４２２中に再循環させると、水の流れ４２４を冷やすことができる。冷やされた水４２６を次に復水器４２８中に送るのが良い。復水器４２８からの凝縮水４３０を排熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）４３４に戻すためにポンプ４３２中に送るのが良い。ＨＲＳＧ４３４内では、水の流れ４３０は、ＧＴＧ４１８の排ガスから伝達された熱によって水蒸気４３６に変換され、水蒸気４３６は、蒸気タービン発電機（ＳＴＧ）４３８を駆動するために用いられる。次に、ＳＴＧ４３８からの低圧流を復水器４２８に戻してサイクルを再開するのが良い。

復水器４２８からの高温の水の流れ４４０を冷却塔４４２に送って過剰の熱を除くのが良い。冷却塔は、蒸発式空気伝達熱交換器であるのが良く、このような熱交換器内において、水は、大気から熱を伝達し又は大気に熱を伝達する。フィン‐ファン（fin-fan）式冷却塔が用いられる場合、熱伝達流体も又、熱を大気に伝達し又は熱を大気に伝達するために使用されるのが良い。冷却水４４４をポンプ４４６に送り、そして冷却サイクルに戻す。バイパス４４８により、復水器４２８周りの循環ループ内の水が例えば熱交換器４２２を通って流れている低温ＨＴＦ４１２がＨＴＧ４３８からの水蒸気の全て又は一部を凝縮させるのに十分である場合、冷却塔４４２をバイパスすることができる。また、冷却塔４４２により、発電プラントは、ＬＮＧ４０２からの冷熱が利用できない場合又は熱エネルギーの全てを除去するのに不十分な流れ状態にあるときでも稼働することができる。

他の状況では、ＬＮＧ４０２からの冷熱は、発電プラントが入口空気冷却、中間冷却及び復水のために用いることができるレベルよりも多いと言える。この状況では、冷却塔４４２を逆又は加温塔形態で作動させるのが良く、それにより図４に点線で示されているようにＬＮＧ４０２を気化させるのに必要なエネルギーの幾分か又は全てが提供される。加温モードでは、ＨＴＦ４１２の幾分か又はそれどころか全てが流れ４５０にそらされるのが良く、このような流れは、中間熱交換器４５２中に送られるのが良い。中間熱交換器４５２は、プレート‐フレーム（plate-frame）式、シェルアンドチューブ式、チューブインチューブ式又はプレートアンドシェル（plate and shell）式又はこれらの任意の組み合わせであって良い。中間熱交換器４５２内では、低温流４５０を冷却塔４４２からの温水４５４の流れによって加温することができる。次に、中間熱交換器４５２からの冷却水４５６を冷却塔４４２に戻して大気からの周囲熱によって加温するのが良い。ＨＴＦ４１２の加温された流れ４５８を再循環ループに戻して入口冷却器４１６及び復水器４２８からの温かいＨＴＦ４０６と共に極低温熱交換器４０８に循環して戻す。加温塔形態では、冷却塔４４２は、周囲空気が冷水によって冷却されているときに周囲から水分を凝縮させることによって清水をも生じさせる。冷却塔４４２は又、発電プラントが稼働状態にない場合又は保守のために稼働停止状態にあるとき、加温塔形態で利用でき、それにより再ガス化基地の連続稼働が保証される。

ＨＴＦ４１２は、例えば、とりわけ水及び水／グリコール混合物を含む単相流体であるのが良い。種々の相変化流体、例えばアンモニア、プロパン、フレオン又は他の冷媒も又、ＨＴＦ４１２として使用することも可能である。単相熱伝達流体が用いられる場合、温かいＨＴｆ４０６は、例えば約３２°Ｆ（０℃）以下から約７０°Ｆ（２１．１℃）以上の温度を有する場合がある。低温ＨＴＦ４１２は、例えば約３２°Ｆ以下から約４５°Ｆ（７．２℃）以上の温度を有する場合がある。このような温度範囲は、相変化流体の場合、低い場合があり、例えば、プロパンが用いられる場合−４０°Ｆ（−４０℃）以上である場合がある。と言うのは、エネルギーの大部分は相変化それ自体によって奪われる場合があるからである。

中間熱交換器４５２は、極低温熱交換器と発電プラントとの間で循環する熱伝達流体の選択に応じて必要な場合あり又は必要ではない場合がある。例えば、熱伝達流体として水が用いられる場合、中間熱交換器は、冷却塔ループ内で水と組み合わされるのが良い。図５を参照して説明するように、冷却・加温循環は、単一一体形ループであるのが良い。

図５は、別個の中間熱伝達流体を用いていないＬＮＧ再ガス化プロセスと複合サイクル発電プラントの両方を有する複合プラント５００のプロセスブロック図である。同一の参照符号で示された構成要素は、図４に関して説明されている通りである。複合プラント５００では、水は、熱の流れを発電プラントのプロセスユニットを通って運ぶために使用されるのが良い。種々の熱交換器、例えば熱交換器４１６，４２２及び冷却塔４４２から戻された温水流５０２は、極低温熱交換器４０８内でＬＮＧ４０２を再ガス化するための熱エネルギーを提供するよう使用するのが良い。結果として生じる低温水流５０４は、発電プラントの他の部分に冷却作用を提供するよう用いられるのが良い。

幾つかの実施形態では、極低温熱交換器４０８は、水中燃焼気化器（ＳＣＶ）であるのが良い。水中燃焼気化器では、燃料及び酸化剤、例えば天然ガス及び空気が水充填容器内の水中バーナノズルに送られるのが良い。バーナからの火炎が水を加熱し、この水は、熱を例えばＬＮＧが流通している水中管に伝達する。他の源、例えば発電プラント又は冷却塔（加温塔モードで作動されている）からの熱が十分である限り、ＳＣＶは、非燃焼モードで作動されても良い。ＳＣＶが極低温熱交換器４０８として用いられる場合、バーナは、他の源からの熱が十分ではないに用いられるのが良い。

例えば、極低温熱交換器４０８からの低温水流５０４の第１の部分５０６は、入口冷却器４１６に送られてＧＴＦ４１８のための入口冷却を行うのが良い。第２の部分５０８は、熱交換器４２２中に送られて復水器４２８のための冷却作用を提供するのが良く、それによりＳＴＧ４３８からの流れの凝縮を助ける。第３の部分５１８は、発電プラントからの熱エネルギーがＬＮＧ４０２を再ガス化するのに十分ではない場合、周囲空気により加温するために例えば周囲空気によって加温可能に冷却塔４２２に直接送られるのが良い。冷却塔４４２からの温水流５１２を復水器４２８側の熱交換器４２２からの戻り流及びＧＴＧ４１８側の入口冷却器４１６からの戻り流５１６と合流させるのが良い。結果として生じる温水流５０２を次に極低温熱交換器４０８に戻すのが良く、それによりループが閉じられる。認識されるように、これは、使用することができる唯一の形態であるというわけではない。任意の数の熱源を極低温熱交換器４０８からの低温水流４１２によって冷却することができる。さらに、本発明の技術は、上述したようにＧＴＧ４１８及びＨＲＳＧ４３４を用いる複合サイクル発電プラントには限定されず、他の発電サイクルを利用した発電プラント、例えば図６を参照して説明するようにランキンサイクルを利用する蒸気発電プラントにも利用できる。

図５Ａは、熱交換器５１８が追加されている点を除き図５とほぼ同じであり、この場合、中間熱伝達流体、例えばグリコール、水又はこれらの組み合わせ等が、別の熱伝達流体、例えば水との熱交換によってＬＮＧを再ガス化するために用いられる。好ましくは、ＧＴＧ入口冷却のための部分、復水器及び冷却塔を含むシステムの残部に用いられる。“ａ”で示される流れ線、即ち、５０２ａ，５０８ａ，５１０ａ，５１２ａ，５１４ａ及び５１６ａは、図５の流れ線に該当している。しかしながら、“ａ”は、図５と比較して潜在的に異なる流量、温度及び組成を表している。熱交換器５１８、質量収支及びエネルギー収支の追加により生じる流量及び温度の差は、当業者であれば容易に求められる。新たな線５２０，５２２は、熱交換器５１８からのそれぞれ出力及び入力である。

図６は、蒸気発電プラントと組み合わされたＬＮＧ再ガス化プラントを有する複合プラント６００のプロセスブロック図である。同一の番号で示されたユニットは、図４を参照して説明した通りである。図６に示されているように、ランキンサイクル発電プラントは、主要構成要素として、蒸気発電機６０２、蒸気タービン６０４、復水器６０６及び循環ポンプ６０８を含む。復水器６０６からの熱エネルギーを冷却塔４４２内で又は極低温熱交換器４０８から来る低温ＨＴＦ４１２の一部分４２０とのエネルギー交換によって除去することができる。熱交換器４２２を通って流れているＨＴＦ４１２の部分４２０からの冷却が十分である場合、冷却ループは、冷却塔４４２をバイパスするのが良く、これに代えてバイパス４４８を通って流れる。

しかしながら、ＬＮＧ４０２を再ガス化するのに必要な熱エネルギーは、復水器６０６又は発電プラント内の他の源からの熱エネルギーよりも大きい場合がある。発電プラントからの熱エネルギーがＬＮＧ４０２の全てを再ガス化するのに十分ではない場合、ＨＴＦ４１２の一部分４５４を中間熱交換器４５２中に送って冷却塔４４２からの温水の流れ４５４によって加温されるのが良い。さらに、発電プラントが稼働状態ではない場合、熱エネルギーの全てが冷却塔４４２から提供されるのが良い。

複合プラント６００は、発電システムのための任意の数の他の熱エネルギー源を更に含むのが良い。例えば、発電は、地熱エネルギー源、例えば火山層から熱を取り出すことによって実施されるのが良い。この形態は、全体として図６の複合プラント６００に示されているようなものであるのが良い。しかしながら、この場合、蒸気発生器６０２は、地熱源、例えば地下の火山層であるのが良い。火山層中の割れ目中に水を圧送して火山層から生じる水蒸気を取り出すことによって火山層中の熱にアクセスすることができる。

しかしながら、地熱エネルギー源は、例えば水を沸騰させることによってエネルギーをランキンサイクルに効果的に提供するのに十分高い温度を備えていない場合がある。この場合、沸点の低い二次循環流体、例えばイソブタン、アルコール又は他の相変化流体を二流体サイクル発電プラントに用いるのが良い。二流体サイクル発電プラントでは、蒸気発生器６０２に代えて地熱熱交換器を用いても良く、この地熱熱交換器は、地熱エネルギー源からの加温水の流れによって二次循環流体を瞬間蒸発させるために使用できる。二次循環蒸気をタービン発電機中に循環させ、その後熱交換器、例えば熱交換器６０６内で凝縮させる。凝縮後、二次循環流体を次に地熱熱交換器に戻してループを閉じる。二次循環流体の凝縮から得られるエネルギーを熱交換器４２２を通って循環しているＨＴＦ４１２の一部分４２０によって除去するのが良い。ＨＴＦ４１２と地熱エネルギー源との間に存在する場合のある大きな温度差は、二流体サイクル発電の効率を向上させることができると共に僅かな地熱エネルギー源を費用効果の良い仕方で利用することも可能である。

複合プラントの任意の数の他の形態を利用すると、ＬＮＧ４０２を再ガス化するための廃熱を利用することができる。例えば、冷却作用を凝縮器に提供することに加えて、ＬＮＧ再ガス化プロセスは、排ガス又は煙道ガスからＣＯ₂を隔離するために用いられる隔離プロセスのための冷却を提供することができる。さらに、冷却塔４４２は、水の向流を利用する必要はなく、フィン‐ファン式熱交換器であっても良い。フィン‐ファン熱交換器は、循環流体からのエネルギーを周囲空気と交換するために使用でき、例えば、高温水流４４０を冷却し又は中間熱交換器４５２からの冷却水４５６を加温する。この形態は、水資源が限られた地域、例えば乾燥した気候の地域で有用であると言える。

複合プラントの形態は、ＬＮＧ４０２からの冷熱の利用を最適化する能力を提供することができる一方で、ＬＮＧ再ガス化と関連した環境に対するエミッションを減少させることができる。例えば、２５０メガワット（ＭＷ）発電プラントが天然ガス４１０の産出のために１日当たり２０億立方フィート（ＢＣＦＤ）能力を備えた再ガス化基地に設置される場合、発電プラントは、天然ガス４１０の１ＢＣＦＤだけの等価な量であるＬＮＧ４０２からの冷熱を使用することができる。この時点まで、発電プラントの冷却塔４４２は、発電プラントからの熱エネルギーを除去するために利用されていない場合がある。

天然ガス４１０の販売量が１ＢＣＦＤを超える場合、発電プラントの冷却塔４４２は、販売需要を満たすために加温塔として稼働されるのが良い。同様に、電気需要の減少の場合、発電プラントと冷却塔４４２の両方を稼働させて天然ガス４１０の販売需要を満たすのが良い。発電プラントが稼働状態にない場合に天然ガスの需要を満たすのを助けるため、冷却塔４４２は、発電プラントが加温塔モードで稼働されているときに十分なＬＮＧ４１０を再ガス化することができるよう大きめのサイズになっているのが良い。注目できるように、ライフサイクルの経済学的な分析は、発電プラントと加温塔サイズの他の組み合わせを示唆している場合があり、本明細書において説明した値は、例示に過ぎず、本発明を限定するものではない。

以上要約すると、本明細書において説明した実施形態は、燃料燃焼式気化器と比較して利点を提供しており、このような利点としては、例えば、設置機器、例えば冷却塔の効果的な使用が挙げられる。さらに、提供された技術により、ＬＮＧ４０２中に含まれる冷熱を利用すると共にＬＮＧ４１０を気化させるのに用いられる燃料の量を減少させるよう融通性を高めており、基地からの天然ガス４１０の販売及び収益が増大する。燃料燃焼式気化器をなくし又は減らすことにより、関連の設備投資及び経常費を減少させることができ、しかも基地での気化器の燃料消費と関連したエミッション、例えばＣＯ₂及びＮＯ_Xの減少が可能である。ＬＮＧ４０２からの冷熱の利用は又、発電プラントの効率及び連続出力の増大をもたらす。加うるに、凝縮は、排熱回収容器発生器４３４への給水として使用できる相当な量の清水を生じさせることができる。

本発明の技術には種々の改造及び変形形態が可能であるが、上述の例示の実施形態は、例示として示されているに過ぎない。再度確認的に理解されるべきこととして、本発明は、本明細書において開示された特定の実施形態に限定されるわけではない。もっとはっきりと言えば、本発明は、特許請求の範囲に記載された本発明の精神及び範囲に含まれる全ての改造例、均等例及び変形例を含む。

Claims (28)

1. 液化天然ガス（ＬＮＧ）を再ガス化する方法であって、
   熱を発電プラントからＬＮＧ再ガスプロセスに提供するステップを備え、
   加温塔形態と冷却塔形態の両方で作動するように構成された前記発電プラントの冷却塔内で、
   前記熱が十分でない場合、加温塔形態で稼働されている冷却塔から前記ＬＮＧ再ガスプロセスに追加の熱を提供するステップと、
   前記熱が十分な場合、冷却塔形態で稼働されている冷却塔で前記発電プラント用の冷却水を冷却するステップと、備えている、
   ことを特徴とする方法。
2. 前記発電プラントが稼働しているとき、前記冷却塔内で水を冷却するステップを更に備えている、
   請求項１記載の方法。
3. 前記冷却塔を用いて熱伝達流体を加温するステップを更に備えている、
   請求項１記載の方法。
4. 熱を前記ＬＮＧ再ガス化プロセスに伝達することによってガスタービン用の取り入れ空気を冷やすステップを更に備えている、
   請求項１記載の方法。
5. エネルギーを前記ＬＮＧ再ガス化プロセスに伝達することによって蒸気タービンからの水蒸気を熱交換器内で凝縮させるステップを更に備えている、
   請求項１記載の方法。
6. 熱伝達流体を介してエネルギーを前記発電プラントから前記ＬＮＧ再ガスプロセスに伝達するステップを更に備えている、
   請求項１記載の方法。
7. 前記熱伝達流体の少なくとも一部分をガスタービンのための取り入れ空気流によって加熱するステップを更に備えている、
   請求項６記載の方法。
8. 前記熱伝達流体の少なくとも一部分を前記発電プラント内の凝縮水蒸気によって加熱するステップを更に備えている、
   請求項６記載の方法。
9. 極低温流体を気化させる方法であって、
   前記極低温流体を熱伝達流体によって気化させるステップと、
   発電プラントから熱エネルギーを前記熱伝達流体に提供するステップと、
   前記発電プラントからの前記熱が前記極低温流体を気化させるのに十分ではない場合、加温モードで作動している前記発電プラントの冷却塔から熱エネルギーを前記伝熱流体に提供するステップと、を備えている、
   ことを特徴とする方法。
10. 前記熱伝達流体の少なくとも一部分をガスタービン用の取り入れ流によって加熱するステップを更に備えている、
    請求項９記載の方法。
11. 前記熱伝達流体の少なくとも一部分を発電プラント内の凝縮流体によって加熱するステップを更に備えている、請求項９記載の方法。
12. 液化天然ガス（ＬＮＧ）を再ガス化するシステムであって、
    ＬＮＧの流れを再ガス化するよう構成された極低温熱交換器と、
    発電プラントと、
    冷却モードおよび加温モードの両方で作動するよう構成された冷却塔と、
    熱伝達流体と、を備え、前記熱伝達流体は、
    前記発電プラントから熱を前記極低温熱交換器に提供し、
    前記熱が十分ではない場合、前記熱の少なくとも一部分を前記冷却塔から前記極低温熱交換器に提供するように構成されている、
    ことを特徴とするシステム。
13. 前記熱を前記冷却塔から熱伝達流体に伝達するよう構成された中間熱交換器を更に備えている、
    請求項１２記載のシステム。
14. 前記中間熱交換器は、プレート‐フレーム式、シェルアンドチューブ式、チューブインチューブ式若しくはプレートアンドシェル式又はこれらの任意の組み合わせである、
    請求項１３記載のシステム。
15. 前記発電プラントは、ガスタービン発電機及び排熱回収蒸気発生器を備えている複合サイクル発電プラントから成る、
    請求項１２記載のシステム。
16. 前記ガスタービン発電機に設けられ、前記熱を前記熱伝達流体に伝達するよう構成された入口空気冷却器を更に備えている、
    請求項１５記載のシステム。
17. 復水器及び熱エネルギーを前記復水器から前記熱伝達流体に伝達するよう構成された熱交換器を備えている、
    請求項１２記載のシステム。
18. 前記発電プラントは、蒸気発生器、蒸気タービン発電機、復水器及び再循環ポンプを備えている、
    請求項１２記載のシステム。
19. 前記発電プラントは、地熱発電所から成る、
    請求項１２記載のシステム。
20. 前記地熱発電所は、二流体サイクル発電所から成る、
    請求項１９記載のシステム。
21. 前記熱伝達流体は、単相流体である、
    請求項１２記載のシステム。
22. 前記熱伝達流体は、水又は水／グリコール混合物である、
    請求項１２記載のシステム。
23. 前記熱伝達流体は、相変化流体である、
    請求項１２記載のシステム。
24. 前記熱伝達流体は、プロパン、フレオン、相変化冷媒又はこれらの任意の組み合わせである、
    請求項１２記載のシステム。
25. 前記冷却塔は、蒸発式冷却塔又はフィン‐ファン冷却塔である、
    請求項１２記載のシステム。
26. 前記極低温熱交換器は、水中燃焼気化器（ＳＣＶ）である、
    請求項１２記載のシステム。
27. 前記ＳＣＶは、追加の熱を提供するよう燃焼モードで用いられる、
    請求項２６記載のシステム。
28. 前記極低温熱交換器は、シェルアンドチューブ式気化器である、
    請求項１２記載のシステム。

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