JP7121185B2 - 天然ガス再ガス化を含む発電プラント - Google Patents

Description

本発明は、発電プラントならびにこれを運転するための方法に関する。ここでこの方法は特に、液化天然ガスがガスおよび蒸気のタービンプラント、あるいはガス発電プラントに直接結合された場合の、液化天然ガスのエネルギー的かつ経済的に最適な気化に関する。

液化天然ガス（ＬＮＧ＝liquid natural gas、（Ｔ＝－１６２℃））は、通常は環境熱（空気／海水）または化学的な熱を用いて気化される。代替としてカスケード有機ランキンサイクルによって、冷熱をエネルギー的に利用することを目的としたアイデアが開発されている。

本発明の課題は、出力の改善あるいは効率の改善を可能とし、そして同時にできる限り簡単かつ安価に製造される、発電プラントを提供することである。本発明のさらなる課題は、このような発電プラントの運転に対応する方法を提示することである。

本発明は、発電プラントに対する課題を解決するものであり、ここで本発明は、圧縮器、燃焼室、およびタービンを備えるガスタービンと、当該ガスタービンに液化天然ガスおよび気化天然ガスを輸送するための天然ガス配管と、液化天然ガス圧力を高めるために天然ガス配管に接続された圧縮機と、同様に当該天然ガス配管に接続された膨張器とを有し、さらに圧縮器と膨張器との間に配設された、液化天然ガスを気化するための第１の熱交換器と、再ガス化された天然ガスをさらに加熱するための第２の熱交換器と、を備える発電プラントを提案し、ここで当該発電プラントは、排熱回収蒸気発生器を備え、そして当該第２の熱交換器は、当該排熱回収蒸気発生器内の復水予熱器と結合されている。

液化天然ガス気化部を、この下流に接続された膨張器に結合することによって、最高の効率で発電するための冷熱の最大限の利用を達成することが可能となる。第２の熱交換器を復水予熱器、すなわち排熱回収蒸気発生器内の最後の加熱面と結合することによって、既に気化された天然ガスがさらに約１３０～１７０℃に加熱される。

第３の熱交換器が天然ガス配管において膨張器に対して下流で接続されている場合、本発電プラントの効率に対し特に有利である。確かに膨張後であっても天然ガスが適宜予熱されて燃焼部に供給され得るように、第２の熱交換器を用いて天然ガスを加熱する可能性も理論的にはあり、こうして費用を考慮して第３の熱交換器を省くことができる。しかしながら技術的により良い変形例は、膨張の下流に接続された、この第３の熱交換器を用いたさらなる加熱部を有するものである。

本発明の１つの有利な実施形態においては、第１の熱交換器は、熱輸送媒体循環路を介してガスタービンの吸入空気配管に接続されている。

もう１つの有利な実施形態においては、第１の熱交換器は、熱輸送媒体循環路を介して発電プラントの冷却システムに接続されている。この際ガスタービン吸入空気あるいは冷却システムからの熱は、並列または直列に接続されて使用することができる。

この際、熱輸送媒体の凍結および熱伝導率の観点から、熱輸送媒体循環路が水・グリコール循環路であると好適である。

安全性の観点から、天然ガスの洩れた場合の望ましくない水・蒸気循環路への侵入を防止するために、第２の熱交換器のための高温復水取り出し点が、給水の流れ方向において高圧給水ポンプの後に配置され、この結果高い圧力に晒されることが好適である。

代替として、望ましくない天然ガスの侵入を防止するための対策として、第２の熱交換器のための高温復水取り出し点が、復水の流れ方向において復水再循環ポンプの後に配置され、そしてこの第２の熱交換器が二重壁の安全熱交換器であると好適である。この代替の高温復水取出点の配設は、効率において有利となる。

第３の熱交換器に関しては、これが排熱回収蒸気発生器の給水システムに結合されていると有利である。予熱された天然ガスが、ガスタービン運転のために必要なガス圧力レベルまで、膨張器によって発電しながら減圧された後では、ガス温度は４０～７０℃となる。性能を考慮した最大許容可能なガスタービンの燃料温度に到達するために、この第３の熱交換器が膨張器とガスタービンの間で天然ガス配管に配設される。この第３の熱交換器は、その熱を排熱回収蒸気発生器の中圧給水または高圧給水から取り出す。

このアプローチは、ガスタービン発電プラントでも、たとえその発電プラント構成に排熱回収蒸気発生器が設けられていなくとも、使用することができる。第２および第３の熱交換器に排ガス熱を統合するために必要な伝熱面は、たとえばガスタービンの内部の煙突バイパスに配設されていてよく、この煙突バイパスで、高温の排ガスが、加熱面を有する分離された通路を介して引き回されて冷却され、そして主排ガス質量流に再び混合される。

方法に対する課題は、液化天然ガス気化部を有する発電プラントを運転するための方法によって解決され、この方法では、液化天然ガスが少なくとも１５０バール（１５０×１０^５Ｐａ）にまで加圧され、ここで液化天然ガスを気化するためにガスタービン吸入空気および／またはこの発電プラントの冷却システムからの熱が利用され、そしてここで次のステップで天然ガスが排熱回収蒸気発生器の復水予熱器からの高温復水との熱交換においてさらに加熱される。

この際このさらに加熱された天然ガスが、ガスタービン運転のために必要なガス圧レベルまで、膨張器によって発電しながら減圧されると好適である。

さらに、この減圧された天然ガスが給水との熱交換においてさらに加熱されると有利である。

ガスタービンを有するが水・蒸気循環路を有しない発電プラントでは、高温の排ガスは、液化天然ガスの気化および加熱のための加熱面を有する分離された通路を介して引き回されて冷却され、そして主排ガス質量流に再び混合されてよい。

再気化部を下流に接続された膨張器に結合することによって、そしてこれに伴う複数の熱交換器を介したＣＣＧＴプロセスとの最適な冷熱／熱統合によって、大幅に改善されたＣＣＧＴ性能を、ＣＣＧＴ出力の観点からも（約＋１０％まで）、またＣＣＧＴ効率に関しても（約＋０．３～＋０．５％ポイント）達成することができる。このアイデアでは、ＬＮＧタンクを、これに接続された加圧部を用いて約１５０バール（１５０×１０^５Ｐａ）にまで加圧する。下流に接続された熱交換器において、ＬＮＧの気化は、高圧で約５℃までの温度で行われる（第２の熱交換器において十分な熱水が利用可能である限り、０℃を僅かに下回る温度も許容される）。

このアイデアでの利点は、性能を明らかに改善する他に、特にこの性能改善を比較的安価に達成することであるが、これは膨張器（発電機および補助システム含む）および第２の熱交換器を除く全ての構成要素が、対応するＬＮＧ火力発電所において使用されなければならないか（第１の熱交換器および液化ガスポンプ）あるいは使用されることになるであろう（第３の熱交換器）からである。

本発明を、例示的に図を参照して詳細に説明する。これらの図は概略的に示すものであり、縮尺は正確ではない。

本発明によるガスおよび蒸気のタービンプラントを示す。 ガスタービンプラントを示す。

図１は、ガスおよび蒸気のタービンプラントとして実施された本発明による発電プラント１を概略的かつ例示的に示す。

発電プラント１は、圧縮器３、燃焼室４およびタービン５を有するガスタービン２を備える。図１は、液化天然ガスおよび気化天然ガスを輸送するための、天然ガスタンク２２から分岐する天然ガス配管６を示し、この天然ガス配管に液化天然ガス圧を高めるための天然ガス圧縮機７および膨張器８が接続されている。

天然ガス圧縮機７と膨張器８との間には、液化天然ガスを気化するための第１の熱交換器９および再ガス化された天然ガスをさらに過熱するための第２の熱交換器１０が接続されている。膨張器８の後には、さらに第３の熱交換器１１が天然ガス配管６に配設されている。

第１の熱交換器９は、熱輸送媒体循環路１２および第４の熱交換器２８を介して、ガスタービン２の吸入空気配管１３に接続されており、そして第５の熱交換器２９を介して発電プラント１の冷却システムに接続されている。図１の実施例においては、第４の熱交換器２８および第５の熱交換器２９は直列に接続されている。しかしながら並列に配設することも可能である。

熱輸送媒体循環路１２は、通常は水・グリコール循環路である。

図１に示すように、発電プラント１がガスおよび蒸気のタービンプラントであると、これよりこの発電プラントはさらに、排熱回収蒸気発生器１４を備え、ここで第２の熱交換器１０が排熱回収蒸気発生器１４内の復水予熱器１５に結合されている。図１は、この第２の熱交換器１０用の高温復水取り出しの２つの選択肢を示す。第１のケースでは、高温復水取り出し点１６は、高圧給水ポンプ１７の後に配置されている。第２のケースでは、高温復水取り出し点１６は、復水再循環ポンプ１８の後に配置されている。このケースでは第２の熱交換器１０は、二重壁の安全熱交換器として実装されていることになる。

最後に図１は、第３の熱交換器１１が、排熱回収蒸気発生器１４の給水システム１９に結合されていることを示す。

第３の熱交換器１１を介して天然ガスを加熱するために、高圧部分２３または中圧部分２４から給水を取り出すことが可能である。図１は両方の変形例を示している。

本発明のアイデアは、他のタイプの発電プラントにも移植可能である。図２は、排ガス煙突２６ならびにこの排ガス煙突２６での煙突バイパス２０を有するガスタービンプラント２５を示す。天然ガスを再ガス化するための構成要素の配置は、図１のプラントに対して変更されていない。第２の熱交換器１０および第３の熱交換器１１用の熱は、ここで排ガス煙突２６の煙突バイパス２０内の対応する伝熱面２１を介して、ガスタービン排ガスから得られる。運転中には、排ガスの一部が煙突バイパス２０を介して引き回され、そしてその熱を対応する伝熱面２１に放出した後、再び主ガス流２７に混合される。

Claims (11)

1. 圧縮器（３）、燃焼室（４）、およびタービン（５）を備えるガスタービン（２）と、さらに前記ガスタービン（２）に液化天然ガスおよび気化天然ガスを輸送するための天然ガス配管（６）と、液化天然ガス圧力を高めるために前記天然ガス配管（６）に接続された天然ガス圧縮機（７）と、同様に前記天然ガス配管（６）に接続され、前記ガスタービン（２）と前記天然ガス圧縮機（７）との間に配設された膨張器（８）と、を有し、さらに天然ガス圧縮機（７）と膨張器（８）との間に配設された、液化天然ガスを気化するための第１の熱交換器（９）と、再ガス化された天然ガスをさらに加熱するための第２の熱交換器（１０）と、を備える発電プラント（１）であって、
   前記発電プラントは、排熱回収蒸気発生器（１４）を備え、そして前記第２の熱交換器（１０）は、前記排熱回収蒸気発生器（１４）内の復水予熱器（１５）と結合されていることを特徴とする発電プラント。
2. 請求項１に記載の発電プラント（１）において、
   さらに前記天然ガス配管（６）において前記膨張器（８）に対して下流で接続されている、第３の熱交換器（１１）を備えることを特徴とする発電プラント。
3. 請求項１または２に記載の発電プラント（１）において、
   前記第１の熱交換器（９）は、熱輸送媒体循環路（１２）を介して前記ガスタービン（２）の吸入空気配管（１３）に接続されていることを特徴とする発電プラント。
4. 請求項１乃至３のいずれか１項に記載の発電プラント（１）において、
   前記第１の熱交換器（９）は、熱輸送媒体循環路（１２）を介して前記発電プラント（１）の冷却システムに接続されていることを特徴とする発電プラント。
5. 請求項３または４に記載の発電プラント（１）において、
   前記熱輸送媒体循環路（１２）は、水・グリコール循環路であることを特徴とする発電プラント。
6. 請求項１乃至５のいずれか１項に記載の発電プラント（１）において、
   前記第２の熱交換器（１０）のための高温復水取り出し点（１６）が、給水の流れ方向において高圧給水ポンプ（１７）の後に配置されることを特徴とする発電プラント。
7. 請求項１乃至６のいずれか１項に記載の発電プラント（１）において、
   前記第２の熱交換器（１０）のための高温復水取り出し点（１６）が、復水の流れ方向において復水再循環ポンプ（１８）の後に配置され、そして前記第２の熱交換器（１０）が二重壁の安全熱交換器であることを特徴とする発電プラント。
8. 請求項２、または、請求項２を直接または間接的に引用する請求項３乃至７のいずれか１項に記載の発電プラント（１）において、
   前記第３の熱交換器（１１）は、前記排熱回収蒸気発生器（１４）の給水システム（１９）に結合されていることを特徴とする発電プラント。
9. 液化天然ガスが少なくとも１５０バール（１５０×１０^５Ｐａ）にまで加圧され、そして液化天然ガスを気化するためにガスタービン吸入空気および／または発電プラント（１）の冷却システムからの熱が利用される、液化天然ガス気化部を有する、請求項１乃至８のいずれか１項に記載の発電プラント（１）を運転するための方法であって、
   天然ガスが前記排熱回収蒸気発生器（１４）の前記復水予熱器（１５）からの高温復水との熱交換によって、さらに加熱されることを特徴とする方法。
10. 請求項９に記載の方法において、
    さらに加熱された前記天然ガスが、ガスタービンの運転のために必要なガス圧レベルまで、前記膨張器（８）によって発電しながら減圧されることを特徴とする方法。
11. 請求項１０に記載の方法において、
    減圧された前記天然ガスが給水との熱交換によって、さらに加熱されることを特徴とする方法。
    
    

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