JPH03215139A - 発電方法 - Google Patents
発電方法Info
- Publication number
- JPH03215139A JPH03215139A JP2008324A JP832490A JPH03215139A JP H03215139 A JPH03215139 A JP H03215139A JP 2008324 A JP2008324 A JP 2008324A JP 832490 A JP832490 A JP 832490A JP H03215139 A JPH03215139 A JP H03215139A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- power generation
- gas
- natural gas
- pressure
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 214
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 107
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 107
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 46
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims abstract description 38
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 claims abstract description 33
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 15
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 9
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims description 9
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 4
- 239000000446 fuel Substances 0.000 abstract description 4
- 108010053481 Antifreeze Proteins Proteins 0.000 abstract 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 11
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 7
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 6
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 description 6
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 5
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 3
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 2
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 2
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 2
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MVWDJLOUEUAWIE-UHFFFAOYSA-N O=C=O.O=C=O Chemical compound O=C=O.O=C=O MVWDJLOUEUAWIE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 210000003323 beak Anatomy 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- -1 methanol and ethanol Chemical class 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/16—Mechanical energy storage, e.g. flywheels or pressurised fluids
Abstract
(57)【要約】本公報は電子出願前の出願データであるた
め要約のデータは記録されません。
め要約のデータは記録されません。
Description
【発明の詳細な説明】
［産業上の利用分野］
本発明は貯蔵エネルギーを利用する発電方法に関する。
［従来の技術］
三重点における二酸化炭素をエネルギー貯蔵媒体とし、
その貯蔵されたエネルギーを利用する発電システムにつ
いては、特開昭６３−２３９３０２に示されている。
その貯蔵されたエネルギーを利用する発電システムにつ
いては、特開昭６３−２３９３０２に示されている。
このシステムでは、固体二酸化炭素の含有量の多い三重
点における二酸化炭素を作り、貯槽に貯蔵する。この貯
槽から、液体二酸化炭素のみを吸引し、高温高圧の気体
にし、これを膨張タービンに導き、エネルギー回収を行
って発電する。膨張タービンを出た二酸化炭素は、最終
的には貯槽に戻され、貯槽中の固体二酸化炭素を融解す
ることにより自身は液化する。
点における二酸化炭素を作り、貯槽に貯蔵する。この貯
槽から、液体二酸化炭素のみを吸引し、高温高圧の気体
にし、これを膨張タービンに導き、エネルギー回収を行
って発電する。膨張タービンを出た二酸化炭素は、最終
的には貯槽に戻され、貯槽中の固体二酸化炭素を融解す
ることにより自身は液化する。
このシステムによれば、夜間電力等を利用して一重点に
おける二酸化炭素を作り、電力需要の多い時間帯にその
エネルギーを利用して発電でき、他の貯蔵エネルギー利
用発電システム（揚水発電や圧縮空気発電）に比へてコ
ストが低く済むことを始めとする利点がある。
おける二酸化炭素を作り、電力需要の多い時間帯にその
エネルギーを利用して発電でき、他の貯蔵エネルギー利
用発電システム（揚水発電や圧縮空気発電）に比へてコ
ストが低く済むことを始めとする利点がある。
しかしながら上記の貯蔵エネルギー利用発電においても
、貯蔵したエネルギーを全て取り出すことはできず、貯
蔵したエネルギーの利用効率は低い状況であった。
、貯蔵したエネルギーを全て取り出すことはできず、貯
蔵したエネルギーの利用効率は低い状況であった。
本発明は、上記の発電システムを改良し、さらに効率に
優れ、貯蔵したエネルギーの利用効率を極めて高くする
ことのできる発電方法を提供することを目的とする。
優れ、貯蔵したエネルギーの利用効率を極めて高くする
ことのできる発電方法を提供することを目的とする。
［課題を解決するための手段］
本発明は、液化天然ガスと不凍液とを熱交換させること
により天然ガスを気化し、かつ不凍液を冷却する工程、
気化した天然ガスを燃焼させ、発電手段が接続されたガ
スタービンによりこの燃焼ガスのエネルギーを電気に変
換する工程、三重点における二酸化炭素が貯蔵された貯
槽から液体二酸化炭素のみを取り出す工程、取り出した
二酸化炭素を加圧する工程、取り出した二酸化炭素を前
記気化した天然ガスを燃やすことにより得られたガスと
熱交換させることにより加熱する工程、この加圧及び加
熱の工程により得られる高温高圧の気体二酸化炭素を膨
張タービンに導き膨張させ、膨張タービンに接続された
発電手段により高温高圧の二酸化炭素のエネルギーを電
気に変換する工程、膨張タービンから導かれた気体二酸
化炭素の少なくとも一部を前記冷却された不凍液により
液化する工程、この少なくとも一部が液化した二酸化炭
素を前記貯槽に戻す工程、を有する発電方法である。
により天然ガスを気化し、かつ不凍液を冷却する工程、
気化した天然ガスを燃焼させ、発電手段が接続されたガ
スタービンによりこの燃焼ガスのエネルギーを電気に変
換する工程、三重点における二酸化炭素が貯蔵された貯
槽から液体二酸化炭素のみを取り出す工程、取り出した
二酸化炭素を加圧する工程、取り出した二酸化炭素を前
記気化した天然ガスを燃やすことにより得られたガスと
熱交換させることにより加熱する工程、この加圧及び加
熱の工程により得られる高温高圧の気体二酸化炭素を膨
張タービンに導き膨張させ、膨張タービンに接続された
発電手段により高温高圧の二酸化炭素のエネルギーを電
気に変換する工程、膨張タービンから導かれた気体二酸
化炭素の少なくとも一部を前記冷却された不凍液により
液化する工程、この少なくとも一部が液化した二酸化炭
素を前記貯槽に戻す工程、を有する発電方法である。
本発明によれば、二酸化炭素にエネルギーな貯蔵し膨張
タービンにより発電を行う方法と、液化天然ガス（以下
ＬＮＧと称す）を燃料としガスタービンにより発電する
方法とを組合せることにより、両発電方法の特徴を最大
限に生かし、それぞれ単独で行う場合より一層効率良く
発電できるようになる。より具体的にはＬＮＧを二酸化
炭素の冷却に使用し、かつガスタービンの燃料として用
いることで、貯蔵したエネルギーをフルに利用すること
が可能になる。
タービンにより発電を行う方法と、液化天然ガス（以下
ＬＮＧと称す）を燃料としガスタービンにより発電する
方法とを組合せることにより、両発電方法の特徴を最大
限に生かし、それぞれ単独で行う場合より一層効率良く
発電できるようになる。より具体的にはＬＮＧを二酸化
炭素の冷却に使用し、かつガスタービンの燃料として用
いることで、貯蔵したエネルギーをフルに利用すること
が可能になる。
ＬＮＧは、先ずボンブ等により適宜加圧され、熱交換器
等の熱交換手段により、ＬＮＧより高温の不凍液と熱交
換し、気化する。気化圧力はガスタービン発電設備の燃
焼装置に供給するのに充分な圧力とすれば良く、通常２
０〜３０ｋｇ／ｃｍ２Ｇが好ましい。この圧力に相当す
る気化温度は−９０℃〜− １１０℃である。なおＬＮ
Ｇと二酸化炭素を直接熱交換させずに、ＬＮＧの冷熱を
一旦不凍液に移行させることにより、Ｌ Ｎ Ｇと二酸
化炭素の双方の運転変動を吸収することができる。冷却
された不凍液は、二酸化炭素の膨張タービンからの低圧
二酸化炭素の冷却、凝縮の一部に利用され、システム効
率向上に寄与する。
等の熱交換手段により、ＬＮＧより高温の不凍液と熱交
換し、気化する。気化圧力はガスタービン発電設備の燃
焼装置に供給するのに充分な圧力とすれば良く、通常２
０〜３０ｋｇ／ｃｍ２Ｇが好ましい。この圧力に相当す
る気化温度は−９０℃〜− １１０℃である。なおＬＮ
Ｇと二酸化炭素を直接熱交換させずに、ＬＮＧの冷熱を
一旦不凍液に移行させることにより、Ｌ Ｎ Ｇと二酸
化炭素の双方の運転変動を吸収することができる。冷却
された不凍液は、二酸化炭素の膨張タービンからの低圧
二酸化炭素の冷却、凝縮の一部に利用され、システム効
率向上に寄与する。
不凍液はＬＮＧとの熱交換において流動性を保てるもの
であれば良いが、メタノール、エタノールなどのアルコ
ール単体あるいはその水溶液、また塩化ナトリウム等の
塩を添加したその水溶液が好ましく用いられる。
であれば良いが、メタノール、エタノールなどのアルコ
ール単体あるいはその水溶液、また塩化ナトリウム等の
塩を添加したその水溶液が好ましく用いられる。
不凍液はＬＮＧにより−５５〜−７０℃程度に冷却する
のが良い。これは運転変動によっては、二酸化炭素との
熱交換に際して、二酸化炭素がその三重点温度（ −
５６． ７℃）より低い温度になる場合があり、しかも
ＬＮＧと二酸化炭素による熱交換ではＬＮＧ側の伝熱係
数が不凍液の場合より高いので、二酸化炭素の固化によ
る熱交換器および流路閉塞を防止するためである。
のが良い。これは運転変動によっては、二酸化炭素との
熱交換に際して、二酸化炭素がその三重点温度（ −
５６． ７℃）より低い温度になる場合があり、しかも
ＬＮＧと二酸化炭素による熱交換ではＬＮＧ側の伝熱係
数が不凍液の場合より高いので、二酸化炭素の固化によ
る熱交換器および流路閉塞を防止するためである。
不凍液との熱交換により気化した天然ガスは、ガスター
ビン発電の燃料として用いられるが、その前に適宜熱交
換されてもよい。この天然ガスの温度が低い場合（例え
ば−９０〜−１１０゜Ｃ）、海水等で適度に加温してか
ら、そのまま燃焼させるよりは、ガスタービンの燃焼装
置の燃焼用空気等を冷却する等、冷却用媒体として用い
るとよい。特に燃焼用空気の冷却は発電出力の向上につ
ながり好ましい。
ビン発電の燃料として用いられるが、その前に適宜熱交
換されてもよい。この天然ガスの温度が低い場合（例え
ば−９０〜−１１０゜Ｃ）、海水等で適度に加温してか
ら、そのまま燃焼させるよりは、ガスタービンの燃焼装
置の燃焼用空気等を冷却する等、冷却用媒体として用い
るとよい。特に燃焼用空気の冷却は発電出力の向上につ
ながり好ましい。
不凍液とＬＮＧとの熱交換、すなわちＬＮＧの冷熱回収
は、前記ガスタービン発電設備以外（例えばホイラー）
に使用されるＬＮＧについても合せて行うことができる
。この場合、発電システム全体の効率は極めて高くなる
。また低温で発電を行う通常のＬＮＧ冷熱発電にくらへ
て運転が安定し、経済的でもある。
は、前記ガスタービン発電設備以外（例えばホイラー）
に使用されるＬＮＧについても合せて行うことができる
。この場合、発電システム全体の効率は極めて高くなる
。また低温で発電を行う通常のＬＮＧ冷熱発電にくらへ
て運転が安定し、経済的でもある。
ガスタービンまわりの構成は特に限定されず、従来公知
のものから適宜選択すれば良い。
のものから適宜選択すれば良い。
三重点における固液混合二酸化炭素は、電力需要のオフ
ビーク時に二酸化炭素を加圧、冷却して作り、貯蔵して
おくことが好ましい。そして電力需要の多いときに貯槽
から液体二酸化炭素のみを取り出し、加熱、加圧して膨
張タービンに導き、膨張タービンに接続された発電手段
により発電する。
ビーク時に二酸化炭素を加圧、冷却して作り、貯蔵して
おくことが好ましい。そして電力需要の多いときに貯槽
から液体二酸化炭素のみを取り出し、加熱、加圧して膨
張タービンに導き、膨張タービンに接続された発電手段
により発電する。
二酸化炭素の加圧にはボンブ等、通常の加圧手段を用い
れば良く、加熱はシステム中の他のラインの流体と適宜
熱交換すること等で行えば良い。
れば良く、加熱はシステム中の他のラインの流体と適宜
熱交換すること等で行えば良い。
ただし発電システムの効率を高くするために、前記不凍
液との熱交換で気化した天然ガスを燃やすことにより得
られたガスと、二酸化炭素とを熱交換させて二酸化炭素
を加熱することが必要である。ここでいう「天然ガスを
燃やすことにより得られたガス」は前記ガスタービン発
電設備からの排ガスでも良いし、他の燃焼設備（例えば
上に例示したボイラー）の燃焼ガスでも良く、またその
両者であっても構わない。
液との熱交換で気化した天然ガスを燃やすことにより得
られたガスと、二酸化炭素とを熱交換させて二酸化炭素
を加熱することが必要である。ここでいう「天然ガスを
燃やすことにより得られたガス」は前記ガスタービン発
電設備からの排ガスでも良いし、他の燃焼設備（例えば
上に例示したボイラー）の燃焼ガスでも良く、またその
両者であっても構わない。
上記加圧は約５０ｋｇ／ｃｍ２Ｇ以上、上記加熱は約３
００℃以上まで行うのが好ましい。
００℃以上まで行うのが好ましい。
このように高温高圧にされた二酸化炭素を、膨張タービ
ンにより減圧することで発電を行う。
ンにより減圧することで発電を行う。
膨張タービンまわりの構成は特に限定されず、他段式の
ものや中間熱交換器を備えたもの等でも良く、従来公知
のものから適宜選択すれば良い。
ものや中間熱交換器を備えたもの等でも良く、従来公知
のものから適宜選択すれば良い。
膨張タービンからの低圧となった気体二酸化炭素は適宜
熱交換により冷却される。ただし前記ＬＮＧにより冷却
された不凍液との熱交換により、この気体二酸化炭素を
冷却し、その少なくとも一部を液化することが必要であ
る。
熱交換により冷却される。ただし前記ＬＮＧにより冷却
された不凍液との熱交換により、この気体二酸化炭素を
冷却し、その少なくとも一部を液化することが必要であ
る。
少なくとも一部が液化した二酸化炭素は、最終的に前記
貯槽に戻され、そのうちの気体部分は、貯槽内の固体二
酸化炭素を融解し、自身は液化し、サイクルを終える。
貯槽に戻され、そのうちの気体部分は、貯槽内の固体二
酸化炭素を融解し、自身は液化し、サイクルを終える。
［実施例］
第１図に本発明を実施するためのプロセスの一例を示す
。
。
ｌ）二酸化炭素による発電部分
二酸化炭素の貯槽１には、二酸化炭素が−５６７℃、５
． ２７ｋｇ／ｃｍ２Ａにて固体と液体の混合状態で存
在する。液体二酸化炭素は管２を介して低圧二酸化炭素
ポンプ３に吸引され、５０ｋｇ／ｃｍ２Ｇ以上Ｇこ昇圧
される。次いて液体二酸化炭素は管４を介して第１二酸
化炭素熱交換器５に入り、気化しなし１程度に加熱され
る。
． ２７ｋｇ／ｃｍ２Ａにて固体と液体の混合状態で存
在する。液体二酸化炭素は管２を介して低圧二酸化炭素
ポンプ３に吸引され、５０ｋｇ／ｃｍ２Ｇ以上Ｇこ昇圧
される。次いて液体二酸化炭素は管４を介して第１二酸
化炭素熱交換器５に入り、気化しなし１程度に加熱され
る。
加熱された二酸化炭素は管６を介して高圧二酸化炭素ボ
ンブ７に導かれＩＯＯｋｇ／ｃｍ”Ｇ以上に昇圧される
。次いで管８を介してガスタービン発電設備の排気ダク
ト９の低温部に配置された第２二酸化炭素熱交換器ＩＯ
に入り、加熱されて気化し、更に過熱状態になる。
ンブ７に導かれＩＯＯｋｇ／ｃｍ”Ｇ以上に昇圧される
。次いで管８を介してガスタービン発電設備の排気ダク
ト９の低温部に配置された第２二酸化炭素熱交換器ＩＯ
に入り、加熱されて気化し、更に過熱状態になる。
熱交換器１０からの過熱状態の二酸化炭素は管１１を介
して第３二酸化炭素熱交換器ｌ２に、次いで管ｌ３を介
して、排気ダクト９に配置された第４二酸化炭素熱交換
器ｌ４に入り、３００℃以上に加熱される。
して第３二酸化炭素熱交換器ｌ２に、次いで管ｌ３を介
して、排気ダクト９に配置された第４二酸化炭素熱交換
器ｌ４に入り、３００℃以上に加熱される。
次いで高温高圧の二酸化炭素は、管１５を介して第１膨
張タービン発電機１６に入り、１５〜５０ｋｇ／ｃｍ”
Ｇに減圧され、そのエネルギーが発電に利用される。
張タービン発電機１６に入り、１５〜５０ｋｇ／ｃｍ”
Ｇに減圧され、そのエネルギーが発電に利用される。
膨張タービン１６て減圧され、低温となった二酸化炭素
は管ｌ７を介して排気ダクト９の高温部に配置された第
５二酸化炭素熱交換器ｌ８て３００℃以上に再熱される
。再熱された二酸化炭素は管１９を介して第２膨張ター
ビン発電機２０に入り、８〜ｌｌｋｇ／ｃｍ２Ｇ程度に
減圧され、そのエネルギーが発電に利用される。
は管ｌ７を介して排気ダクト９の高温部に配置された第
５二酸化炭素熱交換器ｌ８て３００℃以上に再熱される
。再熱された二酸化炭素は管１９を介して第２膨張ター
ビン発電機２０に入り、８〜ｌｌｋｇ／ｃｍ２Ｇ程度に
減圧され、そのエネルギーが発電に利用される。
膨張タービン２０て減圧された二酸化炭素は、管２１及
び２２を介して熱交換器１２及び熱交換器５に入り、そ
の高温の排熱が回収され、自身は−４５℃程度まで冷却
される。
び２２を介して熱交換器１２及び熱交換器５に入り、そ
の高温の排熱が回収され、自身は−４５℃程度まで冷却
される。
次いて管２３を介して、不凍液／二酸化炭素熱交換器２
４に入り−６０〜−７０℃の不凍液により冷却され、二
酸化炭素の一部が−４５℃近くて液化する。
４に入り−６０〜−７０℃の不凍液により冷却され、二
酸化炭素の一部が−４５℃近くて液化する。
次いて管２５を介して一部液体の二酸化炭素は貯槽１に
戻り、貯槽内の固体二酸化炭素を融解し、自身の全部か
液化する。
戻り、貯槽内の固体二酸化炭素を融解し、自身の全部か
液化する。
２）液化天然ガスの冷熱回収部分
液化天然ガスは管２６を介して天然ガスボンプ２７に吸
引され、所要圧力まで加圧され、管２８を介して液化天
然ガス気化器２９に入る。
引され、所要圧力まで加圧され、管２８を介して液化天
然ガス気化器２９に入る。
気化器２９ては液化天然ガスは不凍液と熱交換を行い気
化する。気化圧力はガスタービン発電設備の燃焼装置３
５に充分な圧力であり、通常２０〜３０ｋｇ／ｃｍ２Ｇ
である。この圧力に相当する気化温度は９０〜− １１
０℃である。
化する。気化圧力はガスタービン発電設備の燃焼装置３
５に充分な圧力であり、通常２０〜３０ｋｇ／ｃｍ２Ｇ
である。この圧力に相当する気化温度は９０〜− １１
０℃である。
気化した天然ガスは管３０を介して海水（もしくは温水
）／天然ガス熱交換器３１てーｌＯ〜１０℃に加温され
、管３２を介して空気／天然ガス熱交換器３３に導かれ
る。
）／天然ガス熱交換器３１てーｌＯ〜１０℃に加温され
、管３２を介して空気／天然ガス熱交換器３３に導かれ
る。
熱交換器３３ては−１０〜ｌＯ℃の天然ガスがガスター
ビン発電設備の空気圧縮機３７に供給される空気を冷却
する。冷却された空気は圧縮機３７で圧縮され、管３４
を介して供給される加温された天然ガスとともに燃焼装
置３５に導かれ、燃焼に供される。
ビン発電設備の空気圧縮機３７に供給される空気を冷却
する。冷却された空気は圧縮機３７で圧縮され、管３４
を介して供給される加温された天然ガスとともに燃焼装
置３５に導かれ、燃焼に供される。
燃焼によって生じた高温の燃焼ガスは、ガスタービン３
８に供給されそのエネルギーは発電に利用される。管３
４からは管３６が分岐されており、ボイラーなど他の燃
焼設備に加温された天然ガスが供給できるようになって
いる。
８に供給されそのエネルギーは発電に利用される。管３
４からは管３６が分岐されており、ボイラーなど他の燃
焼設備に加温された天然ガスが供給できるようになって
いる。
不凍液／二酸化炭素熱交換器２４に供給される不凍液は
、不凍液貯槽３９に用意される。例えば不凍液として９
５重量％以上のエタノール水溶液を選んだ場合、その凍
結温度は− １１５℃程度であり、気化器２９の液化天
然ガス温度が、気化圧力２０ｋｇ／ｃｍ２Ｇで−１０６
℃、気化圧力３０ｋｇ／ｃｍ２Ｇで−９６℃程度てあり
、凍結することなく使用できる。
、不凍液貯槽３９に用意される。例えば不凍液として９
５重量％以上のエタノール水溶液を選んだ場合、その凍
結温度は− １１５℃程度であり、気化器２９の液化天
然ガス温度が、気化圧力２０ｋｇ／ｃｍ２Ｇで−１０６
℃、気化圧力３０ｋｇ／ｃｍ２Ｇで−９６℃程度てあり
、凍結することなく使用できる。
不凍液は不凍液貯槽３９から管４０を介して不凍液ボン
プ４１に導かれ、４ ｋｇ／ｃｍ２Ｇ程度に加圧されて
から、熱交換器２４に入り、二酸化炭素を冷却、凝縮す
る。熱交換器２４において二酸化炭素の冷却、凝縮に供
されて−５０゜Ｃ程度になった不凍液は、管４３を介し
て気化器２９に供され、液化天然ガスによって−６０℃
〜−７０℃程度に冷却され、貯槽３９に戻る、貯槽３９
を設置することで液化天然ガス及び一酸化炭素の変動を
吸収することができる。
プ４１に導かれ、４ ｋｇ／ｃｍ２Ｇ程度に加圧されて
から、熱交換器２４に入り、二酸化炭素を冷却、凝縮す
る。熱交換器２４において二酸化炭素の冷却、凝縮に供
されて−５０゜Ｃ程度になった不凍液は、管４３を介し
て気化器２９に供され、液化天然ガスによって−６０℃
〜−７０℃程度に冷却され、貯槽３９に戻る、貯槽３９
を設置することで液化天然ガス及び一酸化炭素の変動を
吸収することができる。
３）二酸化炭素の固体と液体の混合物を生成させる部分
管４５を介して二酸化炭素貯槽１の上部から気体の二酸
化炭素が電動機駆動の二酸化炭素圧縮機４６により吸引
される。これにより液体二酸化炭素が気化し、貯槽内に
固体二酸化炭素が生成する。
化炭素が電動機駆動の二酸化炭素圧縮機４６により吸引
される。これにより液体二酸化炭素が気化し、貯槽内に
固体二酸化炭素が生成する。
吸引された二酸化炭素は２０ｋｇ／ｃｍ２Ｇ程度に圧縮
され、管４７を介して二酸化炭素凝縮器４８に導かれる
。凝縮器４８では−３０゜Ｃ程度で蒸発する冷媒（例え
ばフレオン、アンモニア）によって冷却され、二酸化炭
素が−２５℃程度で液化する。液化した二酸化炭素は管
４９、サージタンク５０、管５ｌ及び管２５を介して貯
槽１に戻る。
され、管４７を介して二酸化炭素凝縮器４８に導かれる
。凝縮器４８では−３０゜Ｃ程度で蒸発する冷媒（例え
ばフレオン、アンモニア）によって冷却され、二酸化炭
素が−２５℃程度で液化する。液化した二酸化炭素は管
４９、サージタンク５０、管５ｌ及び管２５を介して貯
槽１に戻る。
二酸化炭素凝縮器４８て二酸化炭素の液化に使用された
冷媒は、気化して気体となり、電動機駆動の、複数のケ
ーシングを持つ冷媒圧縮機５３によって、常温で凝縮す
る圧力まで圧縮される。
冷媒は、気化して気体となり、電動機駆動の、複数のケ
ーシングを持つ冷媒圧縮機５３によって、常温で凝縮す
る圧力まで圧縮される。
圧縮された冷媒は管５４を介して冷媒凝縮器５５に導か
れ、海水、冷却水あるいは空気等によって冷却、凝縮さ
れ、液化する。液化した冷媒は管５６、タンク５９及び
管６０を介して二酸化炭素ａ縮器５５に循環する。
れ、海水、冷却水あるいは空気等によって冷却、凝縮さ
れ、液化する。液化した冷媒は管５６、タンク５９及び
管６０を介して二酸化炭素ａ縮器５５に循環する。
二酸化炭素圧縮機４６および冷媒圧縮機５３の稼動は、
夜間電力など才フビーク時の電力を利用して行うことが
できる。
夜間電力など才フビーク時の電力を利用して行うことが
できる。
上記のプロセスに基づいて発電した本発明の実施例と、
ＬＮＧによる二酸化炭素の冷却を行わないプロセスであ
る比較例について、設計諸元および発電性能をそれぞれ
第１表、第２表に示す。比較例は実施例のプロセスから
不凍液回り（熱交換器２４、気化器２９、タンク３９、
ボンブ４ｌおよびこれらを結ぶ配管４０〜４４）を取り
去ったもので、ＬＮＧの気化は全て海水で加温すること
による。比較例において、二酸化炭素の系と天然ガスの
系は独立てはなく、ガスタービンの排ガスのエネルギー
が二酸化炭素の加熱に利用されている。
ＬＮＧによる二酸化炭素の冷却を行わないプロセスであ
る比較例について、設計諸元および発電性能をそれぞれ
第１表、第２表に示す。比較例は実施例のプロセスから
不凍液回り（熱交換器２４、気化器２９、タンク３９、
ボンブ４ｌおよびこれらを結ぶ配管４０〜４４）を取り
去ったもので、ＬＮＧの気化は全て海水で加温すること
による。比較例において、二酸化炭素の系と天然ガスの
系は独立てはなく、ガスタービンの排ガスのエネルギー
が二酸化炭素の加熱に利用されている。
実施例、比較例とも二酸化炭素に貯蔵したエネルギー（
第２表の■）は同じであるのに、そのエネルギーを利用
しつつ発電できる時間（同■）は実施例のほうがはるか
に長く、貯蔵エネルギーの再生効率（同■）も実施例の
ほうがはるかに高い。ここで再生効率は次のように定義
される。
第２表の■）は同じであるのに、そのエネルギーを利用
しつつ発電できる時間（同■）は実施例のほうがはるか
に長く、貯蔵エネルギーの再生効率（同■）も実施例の
ほうがはるかに高い。ここで再生効率は次のように定義
される。
再生効率（％）＝ ｛ （Ａ−Ｂ）／Ｃ）ｘ １ｏｏＡ
才ンビーク時二酸化炭素膨張タービンによる発電出力
の合計（ＭＷｈ） Ｂ．オンビーク時二酸化炭素ボンブ、ＬＮＧボンブおよ
び不凍液ポンプの入力の合計（ＭＷｈ）Ｃ・オフビーク
時二酸化炭素圧縮機および冷凍圧縮機の入力の合計（Ｍ
Ｗｈ） 第１表 システムの設計緒元 表１ つづき 第２表 システム全体の性能 ［発明の効果］ 本発明により、貯蔵したエネルギーを最大限に利用でき
る発電方法が提供され、電力の負荷変動に好適に対処す
ることが可能になる。
才ンビーク時二酸化炭素膨張タービンによる発電出力
の合計（ＭＷｈ） Ｂ．オンビーク時二酸化炭素ボンブ、ＬＮＧボンブおよ
び不凍液ポンプの入力の合計（ＭＷｈ）Ｃ・オフビーク
時二酸化炭素圧縮機および冷凍圧縮機の入力の合計（Ｍ
Ｗｈ） 第１表 システムの設計緒元 表１ つづき 第２表 システム全体の性能 ［発明の効果］ 本発明により、貯蔵したエネルギーを最大限に利用でき
る発電方法が提供され、電力の負荷変動に好適に対処す
ることが可能になる。
第１図は、実施例のプロセスを示すフロー図である。
１．二酸化炭素貯槽
３ 低圧二酸化炭素ボンブ
５ 第１二酸化炭素熱交換器
７：高圧二酸化炭素ポンプ
９・排気ダクト
０：第２二酸化炭素熱交換器
２．第３二酸化炭素熱交換器
４：第４二酸化炭素熱交換器
６ 第１二酸化炭素膨張タービン
８：第５二酸化炭素熱交換器
２０・第２二酸化炭素膨張タービン
２４・不凍液／二酸化炭素熱交換器
２７・液化天然ガスボンブ
２９．液化天然ガス気化器
３ｌ．海水／天然ガス熱交換器
３３．空気／天然ガス熱交換器
３５・燃焼装置
３７ 空気圧縮機
３８：ガスタービン
３９：不凍液貯槽
４１：不凍液ポンプ
４６．二酸化炭素圧縮機
４８ 二酸化炭素凝縮器
５０．サージタンク
５３ 冷媒圧縮機
５５：冷媒凝縮器
５７・タンク
５９．タンク
２，４， ６， ８， Ｉ１， ＋３． １５． １７
， １９． ２１， ２２， ２３， ２５． ２６，
２８， ３０３２， ３４， ３６， ４０， ４２
， ４３，４４， ４５， ４７， ４９， ５］，
５２， ５４， ５６． ５８および６０ 管
， １９． ２１， ２２， ２３， ２５． ２６，
２８， ３０３２， ３４， ３６， ４０， ４２
， ４３，４４， ４５， ４７， ４９， ５］，
５２， ５４， ５６． ５８および６０ 管
Claims (1)
- （１）液化天然ガスと不凍液とを熱交換させることによ
り天然ガスを気化し、かつ不凍液を冷却する工程、 気化した天然ガスを燃焼させ、発電手段が接続されたガ
スタービンによりこの燃焼ガスのエネルギーを電気に変
換する工程、 三重点における二酸化炭素が貯蔵された貯槽から液体二
酸化炭素のみを取り出す工程、 取り出した二酸化炭素を加圧する工程、 取り出した二酸化炭素を、前記気化した天然ガスを燃や
すことにより得られたガスと熱交換させることにより加
熱する工程、 この加圧及び加熱の工程により得られる高温高圧の気体
二酸化炭素を膨張タービンに導き膨張させ、膨張タービ
ンに接続された発電手段により高温高圧の二酸化炭素の
エネルギーを電気に変換する工程、 膨張タービンから導かれた気体二酸化炭素の少なくとも
一部を前記冷却された不凍液により液化する工程、 この少なくとも一部が液化した二酸化炭素を前記貯槽に
戻す工程、 を有する発電方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2008324A JP2641581B2 (ja) | 1990-01-19 | 1990-01-19 | 発電方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2008324A JP2641581B2 (ja) | 1990-01-19 | 1990-01-19 | 発電方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH03215139A true JPH03215139A (ja) | 1991-09-20 |
| JP2641581B2 JP2641581B2 (ja) | 1997-08-13 |
Family
ID=11689999
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2008324A Expired - Fee Related JP2641581B2 (ja) | 1990-01-19 | 1990-01-19 | 発電方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP2641581B2 (ja) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2762706A2 (en) | 2013-02-01 | 2014-08-06 | Hitachi, Ltd. | Thermal power generation system and method for generating thermal electric power |
| US9118226B2 (en) | 2012-10-12 | 2015-08-25 | Echogen Power Systems, Llc | Heat engine system with a supercritical working fluid and processes thereof |
| US9341084B2 (en) | 2012-10-12 | 2016-05-17 | Echogen Power Systems, Llc | Supercritical carbon dioxide power cycle for waste heat recovery |
| CN106837443A (zh) * | 2017-01-25 | 2017-06-13 | 上海发电设备成套设计研究院 | 一种直接燃烧加热的超临界二氧化碳动力循环系统和方法 |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2010121255A1 (en) | 2009-04-17 | 2010-10-21 | Echogen Power Systems | System and method for managing thermal issues in gas turbine engines |
| US9316404B2 (en) | 2009-08-04 | 2016-04-19 | Echogen Power Systems, Llc | Heat pump with integral solar collector |
| US8613195B2 (en) | 2009-09-17 | 2013-12-24 | Echogen Power Systems, Llc | Heat engine and heat to electricity systems and methods with working fluid mass management control |
| US8813497B2 (en) | 2009-09-17 | 2014-08-26 | Echogen Power Systems, Llc | Automated mass management control |
| US8869531B2 (en) | 2009-09-17 | 2014-10-28 | Echogen Power Systems, Llc | Heat engines with cascade cycles |
| US8794002B2 (en) | 2009-09-17 | 2014-08-05 | Echogen Power Systems | Thermal energy conversion method |
| US8783034B2 (en) | 2011-11-07 | 2014-07-22 | Echogen Power Systems, Llc | Hot day cycle |
| US8857186B2 (en) | 2010-11-29 | 2014-10-14 | Echogen Power Systems, L.L.C. | Heat engine cycles for high ambient conditions |
| US8616001B2 (en) | 2010-11-29 | 2013-12-31 | Echogen Power Systems, Llc | Driven starter pump and start sequence |
| US9062898B2 (en) | 2011-10-03 | 2015-06-23 | Echogen Power Systems, Llc | Carbon dioxide refrigeration cycle |
| EP2893162B1 (en) | 2012-08-20 | 2017-11-08 | Echogen Power Systems LLC | Supercritical working fluid circuit with a turbo pump and a start pump in series configuration |
| WO2014117074A1 (en) | 2013-01-28 | 2014-07-31 | Echogen Power Systems, L.L.C. | Process for controlling a power turbine throttle valve during a supercritical carbon dioxide rankine cycle |
| WO2014117068A1 (en) | 2013-01-28 | 2014-07-31 | Echogen Power Systems, L.L.C. | Methods for reducing wear on components of a heat engine system at startup |
| JP2016519731A (ja) | 2013-03-04 | 2016-07-07 | エコージェン パワー システムズ エル.エル.シー.Echogen Power Systems, L.L.C. | 高正味電力の超臨界二酸化炭素回路を有する熱機関システム |
| US10570777B2 (en) | 2014-11-03 | 2020-02-25 | Echogen Power Systems, Llc | Active thrust management of a turbopump within a supercritical working fluid circuit in a heat engine system |
| US11187112B2 (en) | 2018-06-27 | 2021-11-30 | Echogen Power Systems Llc | Systems and methods for generating electricity via a pumped thermal energy storage system |
| US11435120B2 (en) | 2020-05-05 | 2022-09-06 | Echogen Power Systems (Delaware), Inc. | Split expansion heat pump cycle |
| AU2021397292A1 (en) | 2020-12-09 | 2023-07-06 | Supercritical Storage Company, Inc. | Three reservoir electric thermal energy storage system |
-
1990
- 1990-01-19 JP JP2008324A patent/JP2641581B2/ja not_active Expired - Fee Related
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9118226B2 (en) | 2012-10-12 | 2015-08-25 | Echogen Power Systems, Llc | Heat engine system with a supercritical working fluid and processes thereof |
| US9341084B2 (en) | 2012-10-12 | 2016-05-17 | Echogen Power Systems, Llc | Supercritical carbon dioxide power cycle for waste heat recovery |
| EP2762706A2 (en) | 2013-02-01 | 2014-08-06 | Hitachi, Ltd. | Thermal power generation system and method for generating thermal electric power |
| US9828882B2 (en) | 2013-02-01 | 2017-11-28 | Mitsubishi Hitachi Power Systems, Ltd. | Thermal power generation system and method using supercritical carbon dioxide as working fluid |
| CN106837443A (zh) * | 2017-01-25 | 2017-06-13 | 上海发电设备成套设计研究院 | 一种直接燃烧加热的超临界二氧化碳动力循环系统和方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2641581B2 (ja) | 1997-08-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP2641581B2 (ja) | 発電方法 | |
| US7299619B2 (en) | Vaporization of liquefied natural gas for increased efficiency in power cycles | |
| US9705382B2 (en) | Electricity generation device and method employing cryogenic fluid, evaporator, superheater, and expansion turbine | |
| JP7169305B2 (ja) | 分段蓄冷式超臨界圧縮空気エネルギー貯蔵システムおよび方法 | |
| CN109386316B (zh) | 一种lng冷能和bog燃烧能联合利用系统及方法 | |
| KR101320593B1 (ko) | 히트펌프를 사용하는 열병합 발전시스템 | |
| US20150000280A1 (en) | Electricity generation device and method | |
| JPH04127850A (ja) | 液体空気貯蔵発電システム | |
| JP2001193483A (ja) | ガスタービンシステム | |
| WO2021118470A1 (en) | Cryogenic energy system for cooling and powering an indoor environment | |
| JPH11343865A (ja) | 深冷タービン発電システム | |
| US20220389841A1 (en) | Charge, Storage, and Discharge Energy System Using Liquid Air and sCO2 | |
| KR102391287B1 (ko) | 액체공기를 이용한 가스터빈 발전 시스템 | |
| CN210509312U (zh) | 一种基于联合循环法的回冷式lng冷能发电系统 | |
| KR102391289B1 (ko) | 액체산소를 이용한 가스터빈 발전 시스템 | |
| CN113309591A (zh) | Lng冷能利用装置 | |
| KR102474221B1 (ko) | 액체공기를 이용한 가스터빈 발전 시스템 | |
| JP2001241304A (ja) | ガス圧力エネルギを利用した複合発電システム | |
| JP2641587B2 (ja) | 発電方法 | |
| US11598261B2 (en) | Re-condensing power cycle for fluid regasification | |
| JPH11159342A (ja) | エネルギー貯蔵型ガスタービン発電システム | |
| WO1999022189A1 (fr) | Moteur thermique a difference de temperature negative | |
| KR20200033648A (ko) | 액체공기를 이용한 가스터빈 발전 시스템 | |
| CN215633192U (zh) | Lng冷能利用装置 | |
| JPH11343864A (ja) | 深冷タービン発電システム |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 19970325 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |