JP6767546B1

JP6767546B1 - 液化天然ガス気化器及び冷水供給方法

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Publication number: JP6767546B1
Application number: JP2019123985A
Authority: JP
Inventors: 正英岩崎; 朝寛鈴木
Original assignee: Kobe Steel Ltd
Current assignee: Kobe Steel Ltd
Priority date: 2019-07-02
Filing date: 2019-07-02
Publication date: 2020-10-14
Anticipated expiration: 2039-07-02
Also published as: WO2021002231A1; CN114026358A; TW202117225A; CN114026358B; KR102522339B1; KR20220004217A; JP2021008942A; TWI792015B

Abstract

【課題】着氷を抑制しつつ気化器から流出する冷水の温度を下げることが可能な液化天然ガス気化器を提供する。【解決手段】液化天然ガス気化器は、液状の中間媒体と水とを熱交換させることにより、液状の前記中間媒体の少なくとも一部を蒸発させる中間媒体蒸発部と、前記中間媒体蒸発部で液状の前記中間媒体が蒸発することにより発生したガス状の前記中間媒体と液化天然ガスとを熱交換させることにより、前記液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる液化天然ガス気化部と、前記液化天然ガス気化部で前記液化天然ガスが気化することにより発生した天然ガスと、前記中間媒体蒸発部で液状の前記中間媒体との熱交換により冷却された前記水とを、伝熱部を介して熱交換させることにより、前記水をさらに冷却する水冷却部と、を備えている。【選択図】図１

Description

本発明は、液化天然ガス気化器及び冷水供給方法に関する。

従来、特許文献１に記載されているように、液化天然ガス（ＬｉｑｕｅｆｉｅｄＮａｔｕｒａｌＧａｓ；ＬＮＧ）を気化する気化器として、中間媒体式気化器（ＩＦＶ；ＩｎｔｅｒｍｅｄｉａｔｅＦｌｕｉｄｔｙｐｅＶａｐｏｒｉｚｅｒ）が知られている。中間媒体式気化器は、プロパン等の中間媒体を介して海水等の熱源によりＬＮＧを気化するものであり、熱源とＬＮＧとを直接熱交換させる気化器に比べて着氷トラブルを抑制可能なものである。

特許文献１に記載された中間媒体式気化器は、液相の中間媒体と水とを熱交換させることによって中間媒体を蒸発させる中間媒体蒸発部と、液化天然ガスと気相の中間媒体とを熱交換させることによって液化天然ガスを気化させる液化天然ガス気化部と、を有している。また中間媒体蒸発部で液相の中間媒体により冷却された水は、当該中間媒体蒸発部から流出した後、ガスタービンコンバインド発電装置（ＧＴＣＣ；ＧａｓＴｕｒｂｉｎｅＣｏｍｂｉｎｅｄＣｙｃｌｅ）におけるガスタービン駆動用の空気を冷却する冷却器に導入される。

特開２０１８−１１９５１１号公報

ここで、ＧＴＣＣにおける発電効率を上げるために、より低温の冷水を空気冷却器に供給することが要求される場合がある。しかし、特許文献１に記載された中間媒体式気化器において中間媒体蒸発部から流出する冷水の温度を下げ過ぎると（例えば４〜５℃よりも低温まで下げると）、伝熱管の内表面で着氷が起こり易くなるという問題がある。したがって、従来では、着氷を抑制しつつ気化器から流出する冷水の温度を下げるのが困難という問題がある。

本発明は、上記課題に鑑みてなされたものであり、その目的は、着氷を抑制しつつ気化器から流出する冷水の温度を下げることが可能な液化天然ガス気化器及び当該液化天然ガス気化器を用いた冷水供給方法を提供することである。

本発明の一局面に係る液化天然ガス気化器は、液状の中間媒体と水とを熱交換させることにより、液状の前記中間媒体の少なくとも一部を蒸発させる中間媒体蒸発部と、前記中間媒体蒸発部で液状の前記中間媒体が蒸発することにより発生したガス状の前記中間媒体と液化天然ガスとを熱交換させることにより、前記液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる液化天然ガス気化部と、前記液化天然ガス気化部で前記液化天然ガスが気化することにより発生した天然ガスと、前記中間媒体蒸発部で液状の前記中間媒体との熱交換により冷却された前記水とを、伝熱部を介して熱交換させることにより、前記水をさらに冷却する水冷却部と、を備えている。

本発明者等は、液化天然ガス気化器において、着氷を抑制しつつ当該気化器から流出する冷水の温度を下げるための方策について鋭意検討を行い、以下の知見を得て本発明に想到した。

一般に、中間媒体式の液化天然ガス気化器では、液状の中間媒体が水により加熱されて蒸発し、液化天然ガスがガス状の中間媒体により加熱されて天然ガスが発生する。ここで、水と中間媒体とを熱交換させる中間媒体蒸発部では、水から熱回収した中間媒体が液相から気相へ状態変化するため、中間媒体側の境膜伝熱係数が大きくなる。このため、中間媒体蒸発部では、伝熱管壁の温度が水の温度よりも中間媒体の温度に近づき、下がり易い傾向にある。このような理由から、従来の液化天然ガス気化器では、着氷を抑制しつつ気化器から流出する冷水の温度をより下げるのが困難であった。

そこで、本発明者等は、上記問題点を解決するための方策として、中間媒体蒸発部で液状の中間媒体により冷却された水を、液化天然ガス気化部で発生した天然ガスの冷熱を利用してさらに冷却する水冷却部を設けることに着想した。この水冷却部では、天然ガスが水から熱回収する際に状態変化が起こらないため、天然ガス側の境膜伝熱係数が中間媒体蒸発部における中間媒体側の境膜伝熱係数よりも小さくなる。このため、水冷却部では、中間媒体蒸発部に比べて、伝熱管壁の温度が下がり難くなる。したがって、本発明の液化天然ガス気化器によれば、気化器から流出する冷水の温度を例えば４〜５℃よりも低温まで下げた時でも、気化器内における着氷を抑制することが可能になる。

上記液化天然ガス気化器は、前記水冷却部で前記水と熱交換した前記天然ガスと、前記中間媒体蒸発部に流入する前の前記水と、を熱交換させることにより、前記天然ガスを加温する天然ガス加温部をさらに備えていてもよい。

この構成によれば、天然ガスの温度を要求温度まで容易に上げることができる。

本発明の他の局面に係る冷水供給方法は、上記液化天然ガス気化器の前記水冷却部から流出した前記水を、ガスタービンコンバインド発電装置におけるガスタービン駆動用空気の冷却水として供給する方法である。

この方法によれば、水冷却部で十分な低温まで冷却された冷水によりガスタービン駆動用空気を冷却することができる。これにより、空気の含水量が下がるため燃焼効率が向上し、その結果、ガスタービンコンバインド発電装置における発電効率を上げることができる。

以上の説明から明らかなように、本発明によれば、着氷を抑制しつつ気化器から流出する冷水の温度を下げることが可能な液化天然ガス気化器及び当該液化天然ガス気化器を用いた冷水供給方法を提供することができる。

本発明の実施形態１に係る液化天然ガス気化器の構成を模式的に示す図である。ガスタービンコンバインド発電装置の構成を模式的に示す図である。本発明の実施形態２に係る液化天然ガス気化器の構成を模式的に示す図である。

以下、図面に基づいて、本発明の実施形態に係る液化天然ガス気化器及び冷水供給方法を詳細に説明する。

（実施形態１）
＜液化天然ガス気化器＞
まず、本発明の実施形態１に係る液化天然ガス気化器１の構成を、図１を参照して説明する。本実施形態に係る液化天然ガス気化器１は、中間媒体を介して水Ｗ１（例えば工業用水）により液化天然ガス（ＬＮＧ）を気化する中間媒体式気化器であり、ＬＮＧ基地エリアに設置して使用される。図１に示すように、液化天然ガス気化器１は、中間媒体蒸発部Ｅ１と、液化天然ガス気化部Ｅ２と、天然ガス加温部Ｅ３と、水冷却部Ｅ４と、を主に備えている。

中間媒体蒸発部Ｅ１は、液状の中間媒体Ｍ１と水Ｗ１とを熱交換させることにより、液状の中間媒体Ｍ１の少なくとも一部を蒸発させる。中間媒体Ｍ１は、水Ｗ１の温度とＬＮＧの温度との間に沸点及び凝縮点を有する熱媒体であり、例えばプロパンである。本実施形態における中間媒体蒸発部Ｅ１は、シェルアンドチューブ式熱交換器により構成されている。

具体的には、図１に示すように、中間媒体蒸発部Ｅ１は、水平方向に長い形状を有し且つ液状の中間媒体Ｍ１に充填されたシェル１０と、液状の中間媒体Ｍ１に浸るようにシェル１０内の下部に配置された複数の伝熱管１１と、を有している。シェル１０の一方の側部には水入口室１２が設けられており、シェル１０の他方の側部には水出口室１３が設けられている。複数の伝熱管１１の各々は、水入口室１２及び水出口室１３と連通しており、水入口室１２から水出口室１３まで延びる水平姿勢で配置されている。

中間媒体蒸発部Ｅ１では、水入口室１２から伝熱管１１内に流入した水Ｗ１が、水出口室１３に向かって伝熱管１１内を流れる過程で液状の中間媒体Ｍ１と熱交換する（水Ｗ１から液状の中間媒体Ｍ１への放熱が起こる）。これにより、水Ｗ１から熱回収した液状の中間媒体Ｍ１が蒸発してガス状の中間媒体Ｍ２が発生し、一方で水Ｗ１が液状の中間媒体Ｍ１から冷熱を回収することにより冷却される。液状の中間媒体Ｍ１の温度は、例えば−１０〜−５℃程度であり、冷却後の水Ｗ１の温度は例えば４〜５℃程度である。

液化天然ガス気化部Ｅ２は、中間媒体蒸発部Ｅ１で液状の中間媒体Ｍ１が蒸発することにより発生したガス状の中間媒体Ｍ２とＬＮＧとを熱交換させることにより、ＬＮＧの少なくとも一部を気化させる。本実施形態における液化天然ガス気化部Ｅ２は、中間媒体蒸発部Ｅ１と同様に、シェルアンドチューブ式熱交換器により構成されている。

図１に示すように、液化天然ガス気化部Ｅ２は、シェル１０と、シェル１０内の上部（液状の中間媒体Ｍ１の液面よりも上側）に配置されたＵ字形状の伝熱管２１と、を有している。シェル１０の側部（水出口室１３の上側）には、ＬＮＧ入口室２２及びＮＧ出口室２３がそれぞれ設けられており、両室は仕切り板２４により互いに仕切られている。伝熱管２１は、ＬＮＧ入口室２２内に連通する管入口２１Ａと、ＮＧ出口室２３内に連通する管出口２１Ｂと、を有し、管入口２１Ａから水平方向一方側に延びた後屈曲し、当該屈曲部から管出口２１Ｂに向かって水平方向他方側に延びる形状を有している。

液化天然ガス気化部Ｅ２では、ＬＮＧ入口室２２から伝熱管２１内にＬＮＧが流入すると共に、中間媒体蒸発部Ｅ１で発生したガス状の中間媒体Ｍ２が伝熱管２１の近傍の位置まで上昇する。そして、ＬＮＧがガス状の中間媒体Ｍ２から熱回収することにより蒸発して天然ガス（ＮＧ；ＮａｔｕｒａｌＧａｓ）が発生し、一方でＬＮＧにより冷却されたガス状の中間媒体Ｍ２が凝縮してシェル１０内の底部側に溜まる。ＮＧは、伝熱管２１の管出口２１ＢからＮＧ出口室２３内に流出する。

水冷却部Ｅ４は、液化天然ガス気化部Ｅ２でＬＮＧが気化することにより発生したＮＧと、中間媒体蒸発部Ｅ１で液状の中間媒体Ｍ１との熱交換により冷却された水Ｗ１とを、伝熱部を介して熱交換させることにより、水Ｗ１をさらに冷却する。本実施形態における水冷却部Ｅ４は、中間媒体蒸発部Ｅ１及び液化天然ガス気化部Ｅ２と同様に、シェルアンドチューブ式熱交換器により構成されている。図１に示すように、水冷却部Ｅ４は、第１連絡管５１により液化天然ガス気化部Ｅ２に接続されていると共に、第２連絡管５２により中間媒体蒸発部Ｅ１に接続されている。また水冷却部Ｅ４は、ＮＧの流路上において、液化天然ガス気化部Ｅ２よりも下流側で且つ天然ガス加温部Ｅ３よりも上流側（液化天然ガス気化部Ｅ２と天然ガス加温部Ｅ３との間）に配置されている。

より具体的には、水冷却部Ｅ４は、水平方向に長い形状のシェル４１と、シェル４１内に配置されたＵ字形状の伝熱管４２と、伝熱管４２の管入口４２Ａに連通するＮＧ入口室４３と、伝熱管４２の管出口４２Ｂに連通すると共に仕切り板４５によりＮＧ入口室４３に対して仕切られたＮＧ出口室４４と、を有している。

図１に示すように、第１連絡管５１は、上流端が液化天然ガス気化部Ｅ２のＮＧ出口室２３に接続されていると共に、下流端が水冷却部Ｅ４のＮＧ入口室４３に接続されている。また第２連絡管５２は、上流端が中間媒体蒸発部Ｅ１の水出口室１３に接続されていると共に、下流端が水冷却部Ｅ４のシェル４１の上部に設けられた水入口４１Ａに接続されている。

伝熱管４２は、液化天然ガス気化部Ｅ２から流出したＮＧが流通するものであり、管入口４２Ａから水平方向一方側に延びた後屈曲し、当該屈曲部から管出口４２Ｂに向かって水平方向他方側に延びる形状を有している。シェル４１内の空間には、中間媒体蒸発部Ｅ１から流出した冷却後の水Ｗ１が第２連絡管５２を通じて流入し、当該水Ｗ１は、シェル４１の下部に設けられた水出口４１Ｂからシェル４１の外へ流出する。

上記構成により、液化天然ガス気化部Ｅ２（ＮＧ出口室２３）から流出したＮＧは、第１連絡管５１を通じてＮＧ入口室４３内に流入し、その後、管入口４２Ａから伝熱管４２内に流入する。そして、ＮＧは、伝熱管４２内を管入口４２Ａから管出口４２Ｂに向かって流通した後、ＮＧ出口室４４内へ流出する。

一方、中間媒体蒸発部Ｅ１（水出口室１３）から流出した水Ｗ１は、第２連絡管５２を通じて水入口４１Ａからシェル４１内に流入する。そして、水Ｗ１は、伝熱管４２内を流通するＮＧと当該伝熱管４２の管壁部（伝熱部）を介して熱交換し、ＮＧから冷熱を回収することにより４〜５℃よりも低温まで冷却された後、水出口４１Ｂからシェル４１の外へ流出する。一方、ＮＧは、水Ｗ１から熱回収することにより加温された後、伝熱管４２の管出口４２ＢからＮＧ出口室４４へ流出する。

天然ガス加温部Ｅ３は、水冷却部Ｅ４で水Ｗ１と熱交換したＮＧと、中間媒体蒸発部Ｅ１に流入する前の水Ｗ１と、を熱交換させることにより、ＮＧを加温する。本実施形態における天然ガス加温部Ｅ３は、中間媒体蒸発部Ｅ１、液化天然ガス気化部Ｅ２及び水冷却部Ｅ４と同様に、シェルアンドチューブ式熱交換器により構成されており、第３連絡管５３により水冷却部Ｅ４に接続されている。

図１に示すように、天然ガス加温部Ｅ３は、水平方向に長い形状のシェル３１と、シェル３１内に配置されたＵ字形状の伝熱管３２と、伝熱管３２の管入口３２Ａに連通するＮＧ入口室３３と、伝熱管３２の管出口３２Ｂに連通すると共に仕切り板３５によりＮＧ入口室３３に対して仕切られたＮＧ出口室３４と、を有している。第３連絡管５３は、上流端が水冷却部Ｅ４のＮＧ出口室４４に接続されていると共に、下流端が天然ガス加温部Ｅ３のＮＧ入口室３３に接続されている。

伝熱管３２は、水冷却部Ｅ４から流出したＮＧが流通するものであり、管入口３２Ａから水平方向一方側に延びた後屈曲し、当該屈曲部から管出口３２Ｂに向かって水平方向他方側に延びる形状を有している。シェル３１内の空間には、中間媒体蒸発部Ｅ１に流入する前の水Ｗ１が流入し、当該水Ｗ１は、シェル３１の下部に設けられた水出口３１Ｂからシェル３１の外へ流出する。

天然ガス加温部Ｅ３では、水冷却部Ｅ４（ＮＧ出口室４４）から流出したＮＧが、第３連絡管５３を通じてＮＧ入口室３３内に流入し、その後、管入口３２Ａから伝熱管３２内に流入する。そして、ＮＧは、伝熱管３２内を管入口３２Ａから管出口３２Ｂに向かって流れる過程で、シェル３１内に流入した水Ｗ１から熱回収することにより加温され、ＮＧ出口室３４へ流出する。

＜ガスタービンコンバインド発電装置＞
次に、上記液化天然ガス気化器１で発生したＮＧ（天然ガス加温部Ｅ３のＮＧ出口室３４から流出したＮＧ）を燃料として発電するガスタービンコンバインド発電装置２の構成を、図２を主に参照して説明する。図２に示すように、ガスタービンコンバインド発電装置２は、冷却器８１と、空気圧縮機８２と、ガスタービン８３と、排熱回収ボイラ８４と、蒸気タービン８６と、ガスタービン発電機８５と、を主に有している。

空気圧縮機８２は、冷却器８１で冷却された空気を圧縮する。ガスタービン８３は、空気圧縮機８２から吐出された圧縮空気によりＮＧが燃焼し、その燃焼により発生した燃焼ガスによって回転駆動される。

排熱回収ボイラ８４は、ガスタービン８３から流出した燃焼ガスが流通する第１流路８４Ａと、水が流通する第２流路８４Ｂと、を有しており、当該燃焼ガスと水とを熱交換させることにより水を蒸発させる。蒸気タービン８６は、排熱回収ボイラ８４で発生した蒸気により回転駆動される。ガスタービン発電機８５は、ガスタービン８３及び蒸気タービン８６に接続されており、当該ガスタービン８３及び蒸気タービン８６の回転エネルギーを電気エネルギーに変換する。

＜水循環機構＞
次に、液化天然ガス気化器１とガスタービンコンバインド発電装置２との間で水Ｗ１を循環させる水循環機構３の構成を、図１及び図２を参照して説明する。図１に示すように、水循環機構３は、液化天然ガス気化器１から冷却器８１へ水Ｗ１（冷水）を供給する冷水供給流路６２と、冷却器８１から液化天然ガス気化器１へ水Ｗ１（温水）を供給する温水供給流路６３と、を有している。

冷水供給流路６２は、配管により構成されており、上流端が水冷却部Ｅ４のシェル４１の水出口４１Ｂに接続されていると共に、下流端が冷却器８１の第１流路８１Ａの入口に接続されている。図１に示すように、冷水供給流路６２には、水冷却部Ｅ４から流出した水Ｗ１（冷水）を貯留する冷水タンク７０と、水冷却部Ｅ４から流出した水Ｗ１を冷却器８１に向かって送り出す冷水循環ポンプ７１とが、水Ｗ１の流通方向の上流側から下流側に向かって順に配置されている。なお、冷水タンク７０は省略されてもよい。

温水供給流路６３は、配管により構成されており、上流端が冷却器８１の第１流路８１Ａの出口に接続されていると共に、下流端が中間媒体蒸発部Ｅ１の水入口室１２に接続されている。温水供給流路６３には、冷却器８１から流出した水Ｗ１（温水）を海水等の熱源によりさらに加熱するバックアップ加温器７２と、冷却器８１から流出した水Ｗ１を貯留する温水タンク７３と、冷却器８１から流出した水Ｗ１を液化天然ガス気化器１に向かって送り出す温水循環ポンプ７４とが、水Ｗ１の流通方向の上流側から下流側に向かって順に配置されている。なお、バックアップ加温器７２及び温水タンク７３はそれぞれ省略されてもよい。

水循環機構３は、温水側分岐流路６３Ａをさらに有している。図１に示すように、温水側分岐流路６３Ａは、温水供給流路６３のうち温水循環ポンプ７４よりも下流側の部位Ｐ１と天然ガス加温部Ｅ３のシェル３１の水入口３１Ａとを接続する第１流路部分６３ＡＡと、当該シェル３１の水出口３１Ｂと温水供給流路６３のうち部位Ｐ１よりも下流側の部位Ｐ２とを接続する第２流路部分６３ＡＢと、を有している。この構成により、温水供給流路６３を流通する水Ｗ１（温水）の一部を部位Ｐ１から分流させ、天然ガス加温部Ｅ３のシェル３１内の空間を通過させた後に、部位Ｐ２において温水供給流路６３を流通する水Ｗ１に合流させることができる。

上記構成により、冷水供給流路６２及び温水供給流路６３を通じて、液化天然ガス気化器１と冷却器８１との間で水Ｗ１を循環させることができる。この循環流路上において、水冷却部Ｅ４は、中間媒体蒸発部Ｅ１の下流側において当該中間媒体蒸発部Ｅ１と直列に配置されている。

＜冷水供給方法＞
次に、本発明の実施形態１に係る冷水供給方法を説明する。本実施形態に係る冷水供給方法は、上記の液化天然ガス気化器１の水冷却部Ｅ４（シェル４１）から流出した水Ｗ１（冷水）を、ガスタービンコンバインド発電装置２におけるガスタービン駆動用空気の冷却水として供給する方法である。

まず、温水循環ポンプ７４を作動させることによって、水Ｗ１（温水）を、温水供給流路６３を通じて中間媒体蒸発部Ｅ１の水入口室１２内へ流入させる。この時、一部の水Ｗ１を部位Ｐ１から温水側分岐流路６３Ａ（第１流路部分６３ＡＡ）へ分流させ、天然ガス加温部Ｅ３のシェル３１内を通過させた後に、水入口室１２の直ぐ上流側（部位Ｐ２）で温水供給流路６３に合流させてもよい。

次に、水Ｗ１を水入口室１２から伝熱管１１内に流入させると共に、当該水入口室１２から水出口室１３に向かって伝熱管１１内を流通させる。この時、伝熱管１１の管壁部を介して水Ｗ１と液状の中間媒体Ｍ１との熱交換が起こり、水Ｗ１が液状の中間媒体Ｍ１から冷熱を回収することにより、例えば４〜５℃程度まで冷却される。そして、冷却された水Ｗ１（冷水）は、伝熱管１１から水出口室１３へ流出する。

次に、水出口室１３から流出した水Ｗ１を、第２連絡管５２を通じて水冷却部Ｅ４のシェル４１内に流入させる。この時、伝熱管４２の管壁部を介して水Ｗ１とＮＧとの熱交換が起こり、水Ｗ１がＮＧから冷熱を回収することにより４〜５℃よりも低温までさらに冷却される。そして、冷却された水Ｗ１は、シェル４１の水出口４１Ｂから冷水供給流路６２内に流出する。

次に、冷水循環ポンプ７１を作動させることによって、水冷却部Ｅ４でＮＧにより４〜５℃より低温まで冷却された水Ｗ１を、冷水供給流路６２を通じて冷却器８１（第１流路８１Ａ）へ供給する。これにより、冷却器８１の第２流路８１Ｂ内に吸い込まれた空気が、第１流路８１Ａを流通する水Ｗ１（冷水）により冷却される。

以上の通り、本実施形態に係る液化天然ガス気化器１は、液化天然ガス気化部Ｅ２で発生したＮＧの冷熱を利用して水Ｗ１を冷却する水冷却部Ｅ４を備えている。これにより、以下の通り、液化天然ガス気化器１内における着氷を抑制しつつ当該液化天然ガス気化器１から流出する水Ｗ１（冷水）の温度を４〜５℃よりも低温まで下げることができる。

すなわち、上述の通り、液化天然ガス気化器１では、液状の中間媒体Ｍ１が水Ｗ１により加熱されて蒸発し、ＬＮＧがガス状の中間媒体Ｍ２により加熱されてＮＧが発生する。ここで、中間媒体蒸発部Ｅ１では、水Ｗ１から熱回収した中間媒体が液体から気体へ状態変化する。つまり、液状の中間媒体Ｍ１は、潜熱として水Ｗ１から熱回収するため、伝熱管１１の外側（液状の中間媒体Ｍ１側）の境膜伝熱係数が大きくなる。このため、中間媒体蒸発部Ｅ１では伝熱管１１の管壁温度が液状の中間媒体Ｍ１の影響により下がり易くなり、水Ｗ１を４〜５℃よりも低温まで下げると、伝熱管１１の管壁内面における着氷の懸念が大きくなる。

これに対し、水冷却部Ｅ４では、ＮＧが顕熱として水Ｗ１から熱回収する。つまり、水冷却部Ｅ４では、中間媒体蒸発部Ｅ１とは異なり、水Ｗ１と熱交換する相手側の媒体（ＮＧ）の状態変化は起こらない。このため、伝熱管４２の内側（ＮＧ側）の境膜伝熱係数は小さくなり、したがって伝熱管４２の管壁温度が過度に低下するのを抑制することができる。よって、本実施形態に係る液化天然ガス気化器１によれば、水冷却部Ｅ４により水Ｗ１を４〜５℃よりもさらに低温まで冷却する要求がある場合、水Ｗ１の循環量を増加させ又は水Ｗ１としてブライン水等を使用しなくても、伝熱管４２の外壁面における着氷を抑制することができる。さらに、水冷却部Ｅ４を新たな熱交換部として設けることにより、その他の熱交換部（中間媒体蒸発部Ｅ１、液化天然ガス気化部Ｅ２及び天然ガス加温部Ｅ３）における熱負荷を低減することも可能になる。

（実施形態２）
次に、本発明の実施形態２に係る液化天然ガス気化器１Ａの構成を、図３を参照して説明する。実施形態２に係る液化天然ガス気化器１Ａは、基本的に上記実施形態１に係る液化天然ガス気化器１と同様の構成を備え且つ同様の作用効果を奏するものであるが、天然ガス加温部Ｅ３の構成が省略されている点で上記実施形態１と異なっている。

図３に示すように、実施形態２に係る液化天然ガス気化器１Ａは、中間媒体蒸発部Ｅ１、液化天然ガス気化部Ｅ２及び水冷却部Ｅ４の３つの熱交換部により構成されている。このような液化天然ガス気化器１Ａは、常温のＮＧの供給が要求されず、０℃付近の低温のＮＧの供給が要求される用途において用いることができる。

上記の通り開示された実施形態は、全ての点で例示であって、制限的なものではないと解されるべきである。本発明の範囲は、上記した説明ではなくて特許請求の範囲により示され、特許請求の範囲と均等の意味及び範囲内での全ての変更が含まれることが意図される。したがって、本発明の範囲には、以下の実施形態も含まれる。

上記実施形態１では、水冷却部Ｅ４がフィンアンドチューブ式熱交換器により構成されている場合を説明したが、これに限定されない。水冷却部Ｅ４は、例えばプレート式熱交換器や固定管板式熱交換器により構成されていてもよい。また天然ガス加温部Ｅ３も、プレート式熱交換器や固定管板式熱交換器により構成されていてもよい。

また図１では、天然ガス加温部Ｅ３及び水冷却部Ｅ４の各シェル３１，４１内において、水Ｗ１が上側から下側に向かって流れる場合を示しているが、各シェル３１，４１内において水Ｗ１が下側から上側に向かって流れてもよい。つまり、水入口がシェル３１，４１の下部にそれぞれ形成されると共に、水出口がシェル３１，４１の上部にそれぞれ形成されてもよい。

また図１では、天然ガス加温部Ｅ３及び水冷却部Ｅ４の各々において、伝熱管３２，４２の内側をＮＧが流通すると共に当該伝熱管３２，４２の外側を水Ｗ１が流通するが、これに限定されない。すなわち、伝熱管３２，４２の内側を水Ｗ１が流通すると共に、伝熱管３２，４２の外側（シェル３１，４１内の空間）をＮＧが流通する構成でもよい。

上記実施形態１では、水Ｗ１（温水）の一部を天然ガス加温部Ｅ３に分流させる構成を説明したが、水Ｗ１（温水）の全量を天然ガス加温部Ｅ３及び中間媒体蒸発部Ｅ１に対して連続的に流通させてもよい。

上記実施形態１では、水冷却部Ｅ４から流出する水Ｗ１（冷水）が利用される用途として、ガスタービンコンバインド発電装置２におけるガスタービン駆動用空気の冷却について説明したが、これに限定されない。例えば、各種施設の冷房に用いられる熱交換器や発電ケーブルの冷却等、その他の用途にも冷却後の水Ｗ１を利用することが可能である。

１，１Ａ液化天然ガス気化器
２ガスタービンコンバインド発電装置
Ｅ１中間媒体蒸発部
Ｅ２液化天然ガス気化部
Ｅ３天然ガス加温部
Ｅ４水冷却部
Ｍ１液状の中間媒体
Ｍ２ガス状の中間媒体
Ｗ１水

Claims

液化天然ガス気化器であって、
液状の中間媒体と水とを熱交換させることにより、液状の前記中間媒体の少なくとも一部を蒸発させる中間媒体蒸発部と、
前記中間媒体蒸発部で液状の前記中間媒体が蒸発することにより発生したガス状の前記中間媒体と液化天然ガスとを熱交換させることにより、前記液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる液化天然ガス気化部と、
前記液化天然ガス気化部で前記液化天然ガスが気化することにより発生した天然ガスと、前記中間媒体蒸発部で液状の前記中間媒体との熱交換により冷却された前記水とを、伝熱部を介して熱交換させることにより、前記水をさらに冷却する水冷却部と、を備えた、液化天然ガス気化器。
前記水冷却部で前記水と熱交換した前記天然ガスと、前記中間媒体蒸発部に流入する前の前記水と、を熱交換させることにより、前記天然ガスを加温する天然ガス加温部をさらに備えた、請求項１に記載の液化天然ガス気化器。
請求項１又は２に記載の液化天然ガス気化器の前記水冷却部から流出した前記水を、ガスタービンコンバインド発電装置におけるガスタービン駆動用空気の冷却水として供給する、冷水供給方法。