JP6980110B2 - 超臨界膨張による流体の再ガス化に際する発電のための改善された方法 - Google Patents

Description

本発明は、再ガス化の際の発電装置と、対応する発電方法と、に関する。

発電所の建設では、大型の、化石燃料を用いた発電所から、風や太陽光等の再生可能なエネルギー生産へと移行する傾向が存在している。さらに、分散型のエネルギー生産も、ますます大きな役割を果たしている。

ネットワークの安定性及び供給の確実性への要求を考慮するためには、将来的に、貯蔵という解決策がますます重要になる。その際、依然として、それぞれの使用の個別な要求の他に、経済性が大変重要である。エネルギー貯蔵装置は、耐久性を有し、迅速に利用可能であり、環境を有毒物質で汚染せず、地理的な所与条件の影響を受けず、大きな出力範囲と、エネルギー含量と、高い効率とを有するべきであり、さらに費用効率が高いと最良である。

１つの可能性は、液体空気の形でのエネルギー貯蔵（ＬＡＥＳ＝液体空気エネルギー貯蔵）である。ＬＡＥＳ技術は、未だ初期段階にあり、改善及びさらなる費用削減の可能性が依然として存在しているように思われる。手短に言えば、ＬＡＥＳ法は、純粋な貯蔵プロセスのために、空気液化装置と、液体空気のためのタンクと、再転換ユニットとから構成されており、再転換ユニット内では、液体空気が、高圧下でポンプによって圧送され、気化し、タービンにおいて多段式に、中間加熱を行って、膨張する。効率を高めるために、空気液化の際に発生する圧縮熱は、貯蔵され、再転換サイクルにおいて、タービンへの流入前に、空気の温度を上昇させるために用いられる。

同様に、再転換サイクルにおいて、空気の気化の際に発生する「冷熱」が、液化サイクルにおけるエネルギー消費を最小限に抑えるために貯蔵され得る。

さらに、ＬＡＥＳを、例えばガスタービンプロセス等の別の方法と組み合わせることもある。加えて、さもなければ廃棄される冷熱を、例えば液化天然ガス気化装置によって、有利に、ＬＡＥＳに取り込むことが可能である。同じことは、産業プロセスからの低値の廃熱に関しても当てはまり、当該廃熱は、ＬＡＥＳ法の低い下側プロセス温度ゆえに、依然として経済的に利用され得る。

気化した空気と引き換えに液化される有機化合物を、冷熱貯蔵装置と呼ぶことができる。

特に、投資費用の削減が、目下のところ、商業面で成功するためには重要であると思われる。

天然ガスは、輸送目的で液化されるが、そのために、多くのエネルギーを消費しなければならない。ＬＮＧターミナルでは、液化天然ガス（ＬＮＧ）が加圧され、気化し、パイプラインに供給される。

液化天然ガスに存在する冷熱の、発電に関する潜在的な可能性を利用するため、及び、液化に際して消費されるエネルギーの一部を再獲得するための方法としては、これまで、低い効率を提供する、及び／又は、高価で複雑な方法が存在するのみであった。一般的には、付加的な作動媒体を必要とし、多くの部材を含む方法が用いられる。利用可能性は低く、そのために、複雑さは一層大きくなる。

本発明の課題は、高い効率で貯蔵及び再転換を行うための装置及び方法であって、同時に、費用効率が高く、単純で、信頼度の高い装置及び方法を供給することにある。

本発明は、装置に関連する課題を、このような再ガス化に際する発電のための装置であって、低温流体のためのタンクと、当該タンクに第１の導管を通じて接続された第１のポンプと、第１のポンプに第２の導管を通じて接続された第１の熱交換器と、第１の熱交換器の下流に接続された第２の熱交換器と、第２の熱交換器のすぐ下流に接続された第１のタービンと、を含む装置において、第１のタービンからは、第３の導管が分岐し、第１の熱交換器に合流しており、この第１の熱交換器からは、第４の導管が分岐し、第２の導管に合流しており、第２のポンプは、第４の導管に接続されていることを定めることによって解決する。

有利な一実施形態では、第３の熱交換器は、第２のポンプの上流において、第２の導管と、第４の導管とに接続されている。この第３の熱交換器（復熱装置）は、装置が得られる電気出力を増大させるが、必ずしも必要なものではないので、投資費用を節約するために、復熱装置を省略することも可能である。装置の電気出力は、復熱装置を省略した場合、約１％低下する。

第５の導管が、第１のタービンから分岐し、パイプラインに合流すると有利である。しかしまた、代替的に、かつ、使用される媒体に依存して、ガスタービン燃焼室、冷熱貯蔵装置、又は、さらなる膨張の後での大気へのブローダクトも考えられる。

さらに、第５の導管に、第４の熱交換器が接続されていると有利である。

必要なパイプラインの圧力が、必要な超臨界膨張圧よりも低い場合、パイプラインに向かう流れは、さらなるタービン段において、パイプラインの圧力レベルに膨張し得る。この場合、第５の導管に第２のタービンが接続されており、第４の熱交換器は、第２のタービンの下流に配置されているであろう。

その際、最後の膨張段の前に、加熱を行うことが可能である。すなわち、第５の熱交換器が、第２のタービンの上流において、第５の導管に配置されていると有利である。

代替的な有利な一実施形態では、第１の熱交換器と、第３の熱交換器と、第４の導管の第２の導管への導入位置は、１つの部材に組み込まれている。

本発明の好ましい一実施形態では、タンクは、液化天然ガス（ＬＮＧ）を含んでいる。しかし、液体空気、液体窒素、液体酸素又は液体アルゴンもまた、考慮の対象となる流体である。

本発明の基本理念は、例えば天然ガスが作動媒体として、タービン内で、超臨界圧に膨張することにある。これによって、大きな部分フローが、再び返送され、ポンプで圧送され、タービンにおける膨張の前に、熱を周囲から、及び／又は、他のプロセスから吸収することができる。従って、最小の消費で、電気出力を増大させることが可能である。十分に低い電力消費で動作するポンプへの部分フローの返送は、超臨界膨張によってのみ可能である。なぜなら、それによって、天然ガス−天然ガス熱交換器内では、両方の材料の流れが、類似した温度推移を示し、生じる温度差が小さく、従って、良好な伝熱が得られるからである。それによって、ポンプ流入温度は十分に低く、ポンプ出力は対応して小さい。

従って、方法に関連する課題は、発電するための方法によって解決され、当該方法においては、流体が第１の圧力にされ、それによって高圧フローが形成され、当該高圧フローは、当該高圧フローよりも大きい第２の流体フローと合流し、成立した総流体フローは、第１の熱交換器に誘導され、第１の熱交換器内では、総流体フローは、第２の流体フローによって加熱され、次に、加熱された総流体フローは、第２の熱交換器内で、周囲の熱及び／又は別のプロセスからの廃熱の導入によってさらに加熱され、この、さらに加熱された総流体フローは、第１のタービン内で、より低いが、超臨界の圧力に膨張し、第１のタービンから流出する総流体フローは、第２の流体フローと、より小さい第３の流体フローとに分割され、第２の流体フローは、その熱を総流体フローに放出した後、高圧フローの圧力レベルにされる。

その際、第２の流体フローが、高圧フローの圧力レベルにされる前に、第３の熱交換器によってさらに冷却され、高圧フローは加熱されると有利である。

有利には、当該流体は、タンクから取り出される。当該方法は、最終的には、タンクに貯蔵される液状媒体の再ガス化に関連している。

第１のポンプを用いて、タンクから取り出された流体が、１５０ｂａｒａを超える圧力にされると有利である。

さらなる加熱が、可能な限り高いタービン流入温度につながると有利である。周囲の熱のみが利用可能である場合は、さらなる加熱が、可能な限り密に、周囲温度に達するが、少なくとも周囲温度より５℃低い温度までで行われると有利である。周囲の熱が、空気又は海水から取り出されると有利である。

さらに、より低いが、超臨界の圧力が、７０ｂａｒａを超えていると有利である。超臨界膨張の利点は、以上においてすでに記載されている。

第３の流体フローの、考えられる有意義な利用は、さらなる利用のための第３の流体フローのパイプラインへの供給であり、例えば、タンクから取り出された流体が、液化天然ガスである場合である。しかしまた、例えば液体空気、液体窒素、液体酸素、又は、液体アルゴン等の、別の流体も、本発明に係る方法において使用可能である。

有利には、第１のタービンにおいて多段式に膨張及び中間加熱が行われる場合、効率がさらに改善され得る。

本発明によって、以下の利点が生じる：
−効率が比較的高い。
−非常に単純なコンセプトである。低い複雑性で、安定した制御と自動化とが得られる。
−少数の部材及び機械によって、動作に関する大きな柔軟性が可能である。同様に、迅速な負荷変動は、大きな問題ではない。
−流体（例えば天然ガス）自体以外に、さらなる作動媒体が不要である。
−複雑性が低いゆえに、新しい方法は、低い誤差率と、従って、高い利用可能性とを提供し、これは、顧客の支持にとって非常に重要である。
−文献において理論的に扱われる他の方法とは異なり、部材の新規開発に関する費用が不要である。
−（例えば）天然ガスフローの間で大きな熱が伝達されることによって、周囲の熱によってさらに加熱されねばならない天然ガスの温度は、すでに非常に高い。これによって、費用効率がより高い熱交換器がもたらされる。なぜなら、今や、海水の凍結、又は、空気中の湿気の凍結がもたらす問題は、明らかに少なくなるからである。

計画中のＬＮＧターミナルに関しても、既存のターミナルに関しても、追加装備として、再ガス化の際の発電に関する完全な解決法が供給され得る。

顧客の視点からは、投資費用が見通せる場合に、運転費用を明らかに削減する可能性が生じる。なぜなら、新しい解決法によって、固有の需要を削減することが可能であり、場合によっては、余剰の電流をネットワークに供給することさえ可能だからである。

天然ガスの一部が、気化のために燃焼される一般的な再ガス化の解決法と比較すると、経済性は明らかに向上する。なぜなら、フロー全体をパイプラインに供給することが可能であり、さらに、電流が生成されるからである。

本発明を、例示的に図面を用いて、詳細に説明する。示されている図面は、概略的であり、正確な縮尺ではない。

本発明に係る発電プロセスのための基本回路を示す図である。 より低いパイプライン圧力のための回路を示す図である。 復熱装置の省略によって費用を最適化するための回路を示す図である。 熱交換器が組み込まれた態様を示す図である。 本発明に係る方法のフローチャートを示す図である。

図１は、本発明に係る、再ガス化の際に発電するための装置１の基本回路を、概略的かつ例示的に示している。装置１は、低温流体のためのタンク２を含んでおり、液化天然ガス（ＬＮＧ）が好ましいが、液体空気、液体窒素、液体酸素、又は、液体アルゴンも可能である。第１のポンプ４は、第１の導管３を通じて、タンク２に接続されている。第２の導管５は、第１のポンプ４を、第１の熱交換器６に接続しており、第１の熱交換器６の下流には、第２の熱交換器７が接続されており、第２の熱交換器７の下流には、第１のタービン８が接続されている。本発明によると、第１のタービン８からは、第３の導管９が分岐し、第１の熱交換器６に合流し、第１の熱交換器６からは、第４の導管１０が分岐し、第２の導管５に合流する。

この第４の導管１０には、第２のポンプ１１が接続されており、第２のポンプ１１の上流には、第３の熱交換器１２が接続されている。第３の熱交換器１２は、さらに、第２の導管５に接続されている。

図１の実施例では、第５の導管１３は、第１のタービン８から分岐し、パイプライン１４に合流する。さらに、第５の導管１３には、第４の熱交換器１５が接続されている。

図２の回路は、より低いパイプライン圧力に関して最適化されている。この際、第５の導管１３には、第２のタービン１６が接続されており、第４の熱交換器１５は、第２のタービン１６の下流に配置されている。加えて、第５の熱交換器１７は、第２のタービン１６の上流において、第５の導管１３に配置されている。

図３の実施例は、費用の最適化に資するものである。導管１０における第３の熱交換器１２が省略されている。流体は、第２の導管５に返送される前に、第１の熱交換器６から第２のポンプ１１に、直接到達する。

図４は、最後に、熱交換器１８が組み込まれた態様を示しており、つまり、第１の熱交換器６と、第３の熱交換器１２と、第４の導管１０の第２の導管５への導入位置１９とは、１つの部材に組み込まれている。

図５は、発電方法のチャートを示している。第１のステップ１０１において、流体（液体空気、液化天然ガス、液体窒素、液体酸素又は液体アルゴン）は、タンク２から取り出される。

第２のステップ１０２では、タンク２から取り出された流体が、第１の圧力にされ、それによって、高圧フローが形成される。この第１の圧力は、１５０ｂａｒａを超えている。

当該高圧フローは、第３のステップ１０３において、当該高圧フローよりも大きい第２の流体フローと合流する。

第４のステップ１０４では、成立した総流体フローが、第１の熱交換器６に誘導され、第１の熱交換器６内で、総流体フローは、第２の流体フローによって加熱される。

第５のステップ１０５では、加熱された総流体フローが、第２の熱交換器７内で、周囲の熱及び／又は別のプロセスからの廃熱の導入によって、さらに加熱される。周囲の熱の場合、これは、空気又は例えば海水を通じて行われ得るものであり、得られる温度は、周囲温度に可能な限り近い温度であるべきである。この得られる温度は、用いられる熱交換器の温度差に依存する。目標温度は、可能な限り高い方がよいが、いずれにしても、周囲温度よりも５℃低い温度を超えない方がよい。

第６のステップ１０６では、さらに加熱された総流体フローが、第１のタービン８内で、より低いが超臨界の圧力に膨張する。この圧力は、典型的には７０ｂａｒａを超えている。

第５のステップ１０５及び第６のステップ１０６は、実施形態に応じて繰り返すことが可能であり、それによって、第１のタービン８内では、多段式に膨張と中間加熱とが行われる。

第７のステップ１０７では、第１のタービン８から流出した総流体フローが、第２の流体フローと、より小さな第３の流体フローとに分割される。

第８のステップ１０８では、第２の流体フローが、総流体フローに熱を放出する。

第９のステップ１０９では、第２の流体フローが、高圧フローと合流する前に、高圧フローの圧力レベルにされる（ステップ３）。

第１０のステップ１１０では、第３の流体フローが、パイプライン１４に供給される。

１ 装置
２ タンク
３ 第１の導管
４ 第１のポンプ
５ 第２の導管
６ 第１の熱交換器
７ 第２の熱交換器
８ 第１のタービン
９ 第３の導管
１０ 第４の導管
１１ 第２のポンプ
１２ 第３の熱交換器
１３ 第５の導管
１４ パイプライン
１５ 第４の熱交換器
１６ 第２のタービン
１７ 第５の熱交換器
１８ 熱交換器
１９ 導入位置
１０１ 第１のステップ
１０２ 第２のステップ
１０３ 第３のステップ
１０４ 第４のステップ
１０５ 第５のステップ
１０６ 第６のステップ
１０７ 第７のステップ
１０８ 第８のステップ
１０９ 第９のステップ
１１０ 第１０のステップ

Claims (18)

1. 再ガス化の際に発電するための装置（１）であって、低温流体のためのタンク（２）と、前記タンク（２）に第１の導管（３）を通じて接続された第１のポンプ（４）と、前記第１のポンプ（４）に第２の導管（５）を通じて接続された第１の熱交換器（６）と、前記第１の熱交換器（６）の下流に接続された第２の熱交換器（７）と、前記第２の熱交換器（７）のすぐ下流に接続された第１のタービン（８）と、を含む装置において、
   前記第１のタービン（８）からは、第３の導管（９）が分岐し、前記第１の熱交換器（６）に合流しており、前記第１の熱交換器（６）からは、第４の導管（１０）が分岐し、前記第１のポンプ（４）と前記第２の熱交換器（７）との間で、前記第２の導管（５）に合流しており、第２のポンプ（１１）は、前記第４の導管（１０）に接続されていることを特徴とする装置（１）。
2. 第３の熱交換器（１２）が、前記第２のポンプ（１１）の上流において、前記第２の導管（５）及び前記第４の導管（１０）に接続されている、請求項１に記載の装置（１）。
3. 第５の導管（１３）が、前記第１のタービン（８）から分岐し、パイプライン（１４）に合流する、請求項１又は２に記載の装置（１）。
4. 前記第５の導管（１３）には、第４の熱交換器（１５）が接続されている、請求項３に記載の装置（１）。
5. 前記第５の導管（１３）に、第２のタービン（１６）が接続されており、前記第４の熱交換器（１５）は、前記第２のタービン（１６）の下流に配置されている、請求項４に記載の装置（１）。
6. 第５の熱交換器（１７）が、前記第２のタービン（１６）の上流において、前記第５の導管（１３）に配置されている、請求項５に記載の装置（１）。
7. 前記第１の熱交換器（６）と、前記第３の熱交換器（１２）と、前記第４の導管（１０）の前記第２の導管（５）への導入位置（１９）とが、一体化した熱交換器（１８）内に配置されている、請求項２に記載の装置（１）。
8. 前記タンク（２）が、液化天然ガス（ＬＮＧ）を含んでいる、請求項１から７のいずれか一項に記載の装置（１）。
9. 発電するための方法であって、流体が第１の圧力にされ、それによって高圧フローが形成され、前記高圧フローは、前記高圧フローよりも大きい第２の流体フローと合流し、成立した総流体フローは、第１の熱交換器（６）に誘導され、前記第１の熱交換器内では、前記総流体フローは、前記第２の流体フローによって加熱され、次に、加熱された前記総流体フローは、第２の熱交換器（７）内で、周囲の熱及び／又は別のプロセスからの廃熱の導入によってさらに加熱され、さらに加熱された前記総流体フローは、第１のタービン（８）内で、より低いが、超臨界の圧力に膨張し、前記第１のタービン（８）から流出する総流体フローは、前記第２の流体フローと、より小さい第３の流体フローとに分割され、前記第２の流体フローは、前記第２の流体フローの熱を前記総流体フローに放出した後、前記高圧フローの圧力レベルにされる方法。
10. 前記第２の流体フローが、前記高圧フローの圧力レベルにされる前に、第３の熱交換器（１２）によってさらに冷却され、前記高圧フローは加熱される、請求項９に記載の方法。
11. 前記流体が、タンク（２）から取り出される、請求項９又は１０に記載の方法。
12. 第１のポンプ（４）を用いて、前記タンク（２）から取り出された流体が、１５０ｂａｒを超える圧力にされる、請求項１１に記載の方法。
13. 周囲の熱が、空気又は海水から取り出される、請求項９から１２のいずれか一項に記載の方法。
14. さらなる加熱が、周囲温度よりも少なくとも５℃低い温度までで行われる、請求項９から１３のいずれか一項に記載の方法。
15. より低いが、超臨界の圧力が、７０ｂａｒを超えている、請求項９から１４のいずれか一項に記載の方法。
16. 前記第３の流体フローが、パイプライン（１４）に供給される、請求項９から１５のいずれか一項に記載の方法。
17. 前記第１のタービン（８）において、多段式に膨張及び中間加熱が行われる、請求項９から１６のいずれか一項に記載の方法。
18. 前記タンクから取り出される流体が、液体空気、液化天然ガス、液体窒素、液体酸素又は液体アルゴンである、請求項１１又は１２に記載の方法。

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