JPH0914587A - 天然ガス焚きガスタービン複合サイクル発電所の燃料用ｌｎｇ気化装置 - Google Patents

Abstract

(57)【要約】 【目的】 ＮＧ焚きガスタービン複合発電所において、
発電所の負荷に応じて必要量のＮＧガスを迅速に発生で
き、しかも設備内で水の氷結が起きない安全かつ経済性
の高いＬＮＧ気化装置を提供すること。 【構成】 ガスタービン吸気を吸気冷却器（２０）で冷
却して受熱した冷却水を熱源水とし、熱媒蒸発器（１）
とＬＮＧ気化器（３），（４）および熱媒蒸発（１２）
とＬＮＧ気化器（１）で不燃性の熱媒Ａを介して、ＬＮ
Ｇを気化させる。また必要により、発電所内の機器類
（３１）を冷却した冷却水を所内冷却器（３９）の入口
から熱媒蒸発器（１２）および（１）に導いて、熱源水
とする。

Description

【発明の詳細な説明】

【０００１】

【産業上の利用分野】本発明は天然ガス焚きガスタービ
ン複合サイクル発電所の燃料用ＬＮＧ（液化天然ガス）
の気化装置に関し、さらに詳しくは発電所のガスタービ
ンの吸気を冷却して得られる熱や同発電所の機器類を冷
却して得られる熱を利用して、発電所が必要する量のＬ
ＮＧを気化させるとともに、そのＬＮＧの冷熱を利用し
てガスタービンの吸気を冷却してガスタービンの出力を
向上させる装置に関する。

【０００２】

【従来の技術】ＬＮＧを燃料とする発電所は、エネルギ
ーを有効利用する上から、近年、ガスタービンと蒸気タ
ービンを併用したガスタービン複合サイクル発電所が主
流となってきている。

【０００３】しかし、ガスタービン複合サイクル発電設
備は、ガスタービンの吸引空気流量が容積流量一定のた
め、大気温度が高くなると吸引される空気の質量流量が
小さくなってガスタービンの出力が低下する特性があ
り、電力消費が高くなる夏場において発電能力が低下す
るという問題がある。

【０００４】この問題を改善するため、ＬＮＧの冷熱を
利用してガスタービンの吸気を冷却するとともに、吸気
を冷却して得られる熱を利用してＬＮＧを気化させる手
段が考えられ、例えば図３に示す特開平１−１４２２１
９号公報に示された手段が提案されている。

【０００５】この提案の骨子は、図３に示すようにＬＮ
Ｇの気化気（３）とガスタービンの吸気冷却装置（８）
の間に蓄熱器（４）を設け、ＬＮＧ気化器（３）と蓄熱
器（４）間に第１熱媒体の循環系を設けるとともに蓄熱
器（４）と吸気冷却装置（８）の間に第２熱媒体の循環
系を設けて、第１熱媒体の循環系でＬＮＧの気化と蓄熱
器内にある蓄熱剤（４ａ）の冷却を行い、第２熱媒体の
循環系でガスタービンの吸気を冷却する手段である。

【０００６】この従来の手段はＬＮＧの気化熱源をガス
タービンの吸気を冷却して得られる熱のみに頼っており
気化天然ガス（ＮＧ）の発生量及びＮＧの温度が大気条
件によって左右されるばかりでなく、冬場などガスター
ビン吸気の冷却を行う必要がない場合にはＬＮＧの気化
熱源がなくなるため、海水等を熱源とする新たなＬＮＧ
気化器を必要とする欠点がある。

【０００７】海水を熱源として使用するＬＮＧ気化器に
おいては、周知の如く次のような欠点がある。

【０００８】（１）ＬＮＧの気化熱源として大量の海水
を必要とするため、海水ポンプや取水設備を初めとする
大容量の海水供給設備が必要であり、ＬＮＧ気化設備の
構成が複雑となる。

【０００９】（２）海水供給設備の接水部には海棲生物
の付着や材料の腐蝕等の問題が発生しやすく、これがＬ
ＮＧ気化設備の保守作業を煩雑化かつ長期化させる原因
となる。

【００１０】（３）ＬＮＧの気化熱源として使用した後
の海水は海洋に放流されるが、低温であるため海洋生態
系に何らかの影響を及ぼすことになり、ＬＮＧ気化設備
の立地における一つの制約条件となる。

【００１１】また、海水まはた温水を熱源流体に使用し
てＬＮＧを気化・加熱する従来の装置として、図４に示
す特公昭６１−２４６３４号公報に示された装置が提案
されている。

【００１２】この提案の骨子は、図４に示すように、中
間熱媒体１ａを内蔵した中間熱媒体式間接熱交換器１内
において、該熱交換器１内の管群に導管４から供給さ
れ、導管５から流出する熱源流体によって中間熱媒体１
ａを加熱・蒸発させ、その蒸発した中間熱媒体蒸気で、
熱交換器１内に収容された管群７に導管６から供給され
るＬＮＧを加熱する。中間熱媒体の蒸気は、ＬＮＧとの
熱交換によって凝縮液化して、下方の液相部に落下し
て、再度蒸発を繰返す。熱交換器１で加熱されたＬＮＧ
は、導管８を通って多管式熱交換器２に供給され、該熱
交換器２内で導管３から供給される熱源流体によってさ
らに加熱され、使用に適した温度まで加熱された後、気
化ＮＧとして導管９から排出される方式の装置である。

【００１３】この従来方式の装置の欠点は次の２点であ
る。

【００１４】（１）多管式熱交換器２内で、ＬＮＧと熱
源流体が中間熱媒体を介することなく直接熱交換する方
式が採用されており、可燃性のＬＮＧが熱源流体ライン
に漏洩する可能性が大きい。その理由は、この種ＬＮＧ
気化装置内でのＬＮＧの操作圧力は通常２０〜５０ｋｇ
／ｃｍ² Ｇであるのに対し、熱源流体の操作圧力は１０
ｋｇ／ｃｍ² Ｇ以下と低く、熱交換器２内でピンホール
などの小さな欠陥が発生した場合でも、熱源流体ライン
に大量のＬＮＧが漏洩することになる。特に熱源流体と
して、発電所の温水を使用する場合には、この温水ライ
ンにＬＮＧが漏洩すると発電所内に可燃性ガスを拡散さ
せることになり発電所の保安上問題となる。

【００１５】（２）０℃近くの温度で氷結する熱源流体
とＬＮＧを置換熱交換させることは、熱交換器２内で熱
源流体を氷結させる可能性が常につきまとうこととな
る。熱交換器２内で氷結が発生した場合には、その融氷
には長時間を要するとともに融氷操作の間、ＬＮＧの気
化操作を停止しなければならなくなる。また、氷結まで
は到らなくても氷を生成させると、離脱した氷片による
エロージョンが発生し、熱交換器２が破損して、ＬＮＧ
が熱源流体ラインに漏洩する可能性を増長することとな
る。この従来方式において、熱交換器２で氷が生成しな
い温度になるまでＬＮＧが加熱されるように熱交換器１
の設計がなされていたとしても、ＬＮＧの負荷変動時あ
るいは熱源流体の流量変動等が発生した場合には、依然
として氷結の可能性がある。特に、多管式熱交換器では
管群内を流れる流体に偏流が発生しやすく、流体の流速
が遅くなる管では氷が生成しやすくなる。

【００１６】

【発明が解決しようとする課題】本発明の目的は、天然
ガス焚きガスタービン複合サイクル発電所の燃料用ＬＮ
Ｇを、少なくとも同発電所が必要とするだけ常時気化で
き、かつそのＬＮＧの冷熱を利用してガスタービンの吸
気冷却を行い、夏場などにおける発電所の発電能力の低
下を防止でき、しかも安全性と経済性に優れたＬＮＧ気
化装置を提供することにある。この目的を達成するため
には次の課題を解決する必要がある。

【００１７】 発電所の安全確保上、系外に可燃性ガ
スを漏洩させない対策と、少量の漏洩でも容易に検出で
きる方策がとられていること。

【００１８】 ＬＮＧの冷熱を利用してガスタービン
の吸気が冷却でき、かつガスタービンの吸気を冷却して
得られる熱がＬＮＧの気化熱源として利用できること。

【００１９】 発電設備のあらゆる運用状況下におい
て、発電所が必要とするＬＮＧを全量気化するのに必要
とする熱を賄える安価な熱源が準備されており、かつそ
の熱源はガスタービンの吸気を冷却して得られる熱の補
助熱源としていつでも使用できること。

【００２０】 ＬＮＧ気化装置の運転に使用する動
力、及び水蒸気などの新たな熱源が少なくできること。

【００２１】 ガスタービンの吸気冷却を行う夏場に
おいては、大気温度の上昇に応じてガスタービンの吸気
冷却効果を向上させる機能が備わっていること。

【００２２】 熱源流体の氷結など、ＬＮＧ気化設備
の正常操業を阻害する要因を排除できること。

【００２３】 発電設備の負荷変動に追従して、必要
とするＬＮＧの全量を気化できること。

【００２４】 ＮＧの温度は、発電設備の保全上、０
℃以上であること。

【００２５】

【課題を解決するための手段】本発明の発明者らは、前
記課題を解決するための手段として、次の〔１）ないし
〔６〕に示される天然ガス焚きガスタービン複合サイク
ル発電所の燃料用ＬＮＧ気化装置を提案するものであ
る。

【００２６】〔１〕金属壁を隔てて熱媒蒸気でＬＮＧを
加熱するとともにその熱媒蒸気を冷却し凝縮させるＬＮ
Ｇ気化器と；該ＬＮＧ気化器で冷却され凝縮した前記熱
媒液を水で加熱して蒸発させ前記熱媒蒸気を発生させる
とともに前記水を冷却する熱媒蒸発器と；該熱媒蒸発器
で冷却された前記水により天然ガス焚きガスタービン複
合サイクル発電所のガスタービン吸気を冷却する吸気冷
却器と；前記発電所の機器類を冷却するための水を海水
によって冷却する所内冷却水冷却器と；該所内冷却水冷
却器に前記発電所の機器類を冷却した後の水を供給する
所内冷却水循環ポンプの水出口を前記所内冷却水冷却器
の水入口に通過する管路と；前記所内冷却水循環ポンプ
の水出口を前記所内冷却水冷却器をバイパスして前記発
電所の機器類に連通する管路と；前記吸気冷却器の水出
口を前記熱媒蒸発器の水入口に連通する管路と；前記所
内冷却水循環ポンプの水出口を前記熱媒蒸発器の水入口
に連通する管路と；前記熱媒蒸発器の水出口を前記吸気
冷却器の水入口に連通する管路と；前記熱媒蒸発器の水
出口及び前記吸気冷却器の水出口の少なくともいずれか
一方を前記所内冷却水冷却器の水入口及び水出口の少な
くともいずれか一方に連通する管路とを備えたことを特
徴とする天然ガス焚きガスタービン複合サイクル発電所
の燃料用ＬＮＧ気化装置。

【００２７】〔２〕前記熱媒が１，２，２，２−テトラ
フルオロエタン〔ＨＦＣ−１３４ａ〕であることを特徴
とする前記〔１〕記載の天然ガス焚きガスタービン複合
サイクル発電所の燃料用ＬＮＧ気化装置。

【００２８】〔３〕前記所内冷却水循環ポンプの水出口
を前記所内冷却水冷却器の水入口に通過する管路及び前
記所内冷却水循環ポンプの水出口を前記所内冷却水冷却
器をバイパスして前記発電所の機器類に連通する管路の
少くともいずれか一方に設けられた所内冷却水温度調節
用流量制御弁と、前記発電所の機器類を冷却するための
水の温度を検出する温度検出計と、該温度検出計の検出
値に基づいて前記所内冷却水温度調節用流量制御弁の開
度を調節する手段とを備えたことを特徴とする前記
〔１〕または前記〔２〕記載の天然ガス焚きガスタービ
ン複合サイクル発電所の燃料用ＬＮＧ気化装置。

【００２９】〔４〕前記吸気冷却器の水出口を前記熱媒
蒸発器の水入口に連通する管路及び前記所内冷却水循環
ポンプの水出口を前記熱媒蒸発器の水入口に連通する管
路の少くともいずれか一方に設けられた熱媒蒸発器供給
水温度調節用流量制御弁と、前記熱媒蒸発器に供給され
る水の温度を検出する温度検出計と、該温度検出計の検
出値に基づいて前記熱媒蒸発器供給水温度調節用流量制
御弁の開度を調節する手段とを備えたことを特徴とする
前記〔１〕、前記〔２〕または前記〔３〕記載の天然ガ
ス焚きガスタービン複合サイクル発電所の燃料用ＬＮＧ
気化装置。

【００３０】〔５〕上方部分には熱媒蒸気相を有し、下
方部分には熱媒液相を有する第１熱媒蒸発器胴体内の前
記液相部に収容した第１熱媒蒸発器と；前記第１熱媒蒸
発器の設置位置より高い位置に設置され、上方部分を前
記第１熱媒蒸発器胴体内の熱媒蒸気に連通する管路で結
ばれ、下方部分を前記第１熱媒蒸発器胴体内の熱媒液相
に連通する管路で結ばれた胴体内に収容した第１ＬＮＧ
気化器及び第２ＬＮＧ気化器と；熱媒を封入した胴体内
の上部の熱媒蒸気相部に収容した第３ＬＮＧ気化器と；
前記の熱媒を封入した胴体内の下部の熱媒液相部に収容
した第２熱媒蒸発器と；前記第１ＬＮＧ気化器のＬＮＧ
出口を前記第２ＬＮＧ気化器のＬＮＧ入口に連通する管
路と；前記第２ＬＮＧ気化器のＬＮＧ出口を前記第３Ｌ
ＮＧ気化器のＬＮＧ入口に連通する管路と；前記第２熱
媒蒸発器の水入口を前記吸気冷却器の水出口及び前記所
内冷却水循環ポンプの水出口に連通する管路と；前記第
２熱媒蒸発器の水出口を前記第１熱媒蒸発器の水入口に
連通する管路と；前記第１熱媒蒸発器の水出口を前記吸
気冷却器の水入口に連通する管路とを備えたことを特徴
とする前記〔１〕、前記〔２〕、前記〔３〕または前記
〔４〕記載の天然ガス焚きガスタービン複合サイクル発
電所の燃料用ＬＮＧ気化装置。

【００３１】〔６〕前記第１熱媒蒸発器内の圧力を検出
して制御信号を出力する圧力検出・調節計と、同圧力検
出・調節計の出力信号と水供給量のディマンド信号とを
入力してそのうちの何れか小さい方の信号を水供給量の
設定信号として出力する水流量信号選択器と、前記第１
熱媒蒸発器に供給される水の流量を検出する水流量検出
器と、同水流量検出器の検出信号と前記水流量信号選択
器の出力信号とを入力して水流量制御信号を出力する水
流量調節計と、同水流量調節計の出力信号により制御さ
れる前記第１熱媒蒸発器への水供給量制御弁とで構成さ
れる水供給量制御手段と；前記第１熱媒蒸発器内の圧力
を検出して制御信号を出力する圧力検出・調節計と、同
圧力検出・調節計の出力信号とＬＮＧ供給量のディマン
ド信号とを入力してそのうちの何れか小さい方の信号を
ＬＮＧ供給量の設定信号として出力するＬＮＧ流量信号
選択器と、前記第１ＬＮＧ気化器に供給されるＬＮＧの
流量を検出するＬＮＧ流量検出器と、同ＬＮＧ流量検出
器の検出信号と前記ＬＮＧ流量選択器の出力信号とを入
力してＬＮＧ流量制御信号を出力するＬＮＧ流量調節計
と、前記第１ＬＮＧ気化器のＬＮＧ入口に設けられ前記
ＬＮＧ流量調節計の出力信号により制御されるＬＮＧ流
量制御弁とで、構成されるＬＮＧ供給量制御手段とを備
えたことを特徴とする前記〔５〕記載の天然ガス焚きガ
スタービン複合サイクル発電所の燃料用ＬＮＧ気化装
置。

【００３２】

【作用】

１）前記解決手段〔１〕においては、金属壁を隔てて水
で加熱され蒸発した熱媒によって金属壁を隔ててＬＮＧ
を加熱し気化させるので、水の循環系にＬＮＧが漏洩す
ることはない。熱媒とＬＮＧを隔てている金属壁に、万
が一ピンホールなどの欠陥が発生したにしても、ＬＮＧ
は熱媒中に漏洩するので、通常のプロセス計器でその漏
洩は容易に検知できる。

【００３３】また、熱媒を介してＬＮＧによって冷却さ
れた水によりガスタービンの吸気を冷却するので、大気
温度が高い場合でも、ガスタービンの出力低下を防止で
きる。そしてガスタービンの吸気で加熱された前記水は
熱媒の加熱に用いられるので、ガスタービンの吸気を冷
却して得られる熱が間接的にＬＮＧの加熱・気化に利用
される。

【００３４】更に発電所の機器類を冷却した後の温水が
上記熱媒の加熱に利用できるばかりでなく発電所の機器
類の発生熱が必要量だけ利用できる。このことは、従来
捨てられていた熱源が必要量だけＬＮＧの加熱・気化熱
源に利用できることを意味する。

【００３５】そのうえ、発電所の機器類の発生熱が少な
い場合は、同機器類を冷却するための水（所内冷却水）
を海水で冷却する所内冷却水冷却器の水入口に、ＬＮＧ
で冷却された前記水を供給して海水による加熱ができる
ようにしているため、例えは発電所の機器類の発生熱が
少ない場合は、海水が保有する熱をＬＮＧの加熱・気化
熱源に利用でき、発電設備のあらゆる運用状況下で発電
所が必要とするＬＮＧの加熱気化熱源が確保できる。

【００３６】また、発電所の機器類の発生熱が多い場合
は、ＬＮＧで冷却された低温の前記水を、前記所内冷却
水冷却器の水出口に供給できるようにしているため、前
記所内冷却水冷却器に供給する海水のポンプ動力を少な
くすることができる。

【００３７】２）前記解決手段〔２〕においては、熱媒
として不燃性のＨＦＣ−１３４ａを用いるので、熱媒が
水の循環系に万一漏洩したとしても爆発・火災等の心配
がなく、またＨＦＣ−１３４ａは毒性がなく、かつオゾ
ン破壊係数が０であるため地球環境保全上も問題ない。

【００３８】３）前記解決手段〔３〕においては、発電
所の機器類を冷却した後の所内冷却水を所内冷却水冷却
器に供給する管路及び同所内冷却水が該所内冷却器をバ
イパスする管路の少くともいずれか一方に流量制御弁を
設け、発電所の機器類を冷却するための所内冷却水の温
度に基づいてこの流量制御弁の開度を調節するので、発
電所の機器類の発生熱量に応じて所内冷却水の温度を任
意に調節することができる。

【００３９】このことは発電所の機器類の発生熱量の大
小にかかわらずＬＮＧの加熱・気化熱源の確保を確実に
するものであり、また所内冷却水温度を高く設定するこ
とによって、熱媒蒸発器に供給する所内冷却水量を少な
くでき、冷却水の輸送動力を少なくすることができる。

【００４０】４）前記解決手段〔４〕において、ガスタ
ービンの吸気を冷却した後の水を熱媒蒸発器に供給する
管路及び発電所の機器類を冷却した後の水を熱媒蒸発器
に供給する管路の少くともいずれか一方に流量制御弁を
設け、熱媒蒸発器に供給される熱源水の温度に基づいて
この流量制御弁の開度を調節するので、ガスタービンの
吸気を冷却して得られる熱の補助熱源として発電所の機
器類を冷却して得られる熱を必要に応じて使用でき、ま
た熱媒蒸発器に供給する熱源水の温度を所定の値に保つ
ことができる。

【００４１】５）前記解決手段〔５〕において、第１と
第２の熱媒蒸発器を設け、熱源水すなわちガスタービン
吸気を冷却した後の水及び発電所の機器類を冷却した後
の温度の高い水の少くともいずれか一方は、先ず第２の
熱媒蒸発器に導入され冷却された後、次いで第１の熱媒
蒸発器に導入され冷却された後吸気冷却器及び発電所の
所内冷却水循環系の少くともいずれか一方に供給され
る。またＬＮＧは、先ず第１ＬＮＧ気化器に導入され、
次いで第２ＬＮＧ気化器、第３ＬＮＧ気化器へと順次供
給され、最終的に第３ＬＮＧ気化器に供給されたＬＮＧ
は、第２熱媒蒸発器で発生する温度の高い熱媒蒸気で加
熱されるため、容易に０℃以上のＮＧとなる。一方、ガ
スタービンの吸気冷却に使用される冷却水は、第１熱媒
蒸発器において冷却水が氷結しない範囲内で低温にする
ことができる。

【００４２】このことは、気化ＮＧ温度を０℃以上に保
ちつつ、ガスタービンの吸気冷却水温度を低くできるこ
とを意味し、ガスタービンの吸気冷却効果を向上させる
ことができる。

【００４３】６）前記解決手段〔６〕においては、第１
熱媒蒸発器内の熱媒圧力を検出して、その熱媒圧力が一
定になるように第１熱媒蒸発器に供給する水量を調節し
ようとする信号と、第１熱媒蒸発器に供給したい水供給
量のディマンド信号を比較して、そのうちの何れか小さ
い方の信号で第１熱媒蒸発器に供給する水量が調節され
る。またＬＮＧの供給量は、第１熱媒蒸発器内の熱媒圧
力を検出して、その熱媒圧力が一定になるようにＬＮＧ
の供給量を調節しようとする信号と、希望するＬＮＧ供
給量のディマンド信号を比較して、そのうちの何れか小
さい方の信号で調節される。

【００４４】この手段を用いると、第１熱媒蒸発器内の
熱媒圧力の制御目標値を温度０℃の熱媒の飽和蒸気圧以
上の圧力に設定しておけば、熱媒蒸発器内で水が氷結す
ることはなくなる。

【００４５】また、ＬＮＧの供給量を制御するための熱
媒圧力の制御目標値を温度０℃の熱媒の飽和蒸気圧以上
にして、かつ水供給量を制御するための熱媒圧力の制御
目標値より低い値に設定した条件下で、ガスタービンの
吸気冷却効果を最大にしたい夏場においては水供給量の
設定値（ディマンド信号）を設備上許容される流量に設
定したうえ、ＬＮＧ供給量を最大値に設定した運用を行
う。そうすると、水を氷結させることなく設備の性能を
最大限発揮して冷却された温度の冷却水が得られ、ガス
タービンの吸気冷却効果を最大にすることができる。

【００４６】また、ＬＮＧ気化装置の運転に使用する動
力、すなわち熱媒蒸発器への熱源水供給ポンプの動力を
少なくしたい冬場においては、前記解決手段〔３〕，
〔４〕を用いて第２熱媒蒸発器に供給される熱源水温度
を高温に調節したうえ、ＬＮＧの供給量を希望する値に
設定した運用を行うと、熱源水の流量は自動的にそのＬ
ＮＧの気化に必要な最小流量となり、ポンプ動力を少な
くすることができる。

【００４７】

【実施例】図１及び図２は本発明の一実施例を示す系統
図である。即ち図１の左端に示すＸ，Ｙ，Ｚが、図２の
右端に示すＸ，Ｙ，Ｚと連通して本実施例が完成するも
のであり、以下、ここで両者が連通されているものとし
て説明する。

【００４８】（１）は胴内に伝熱管群（１ａ）が配設さ
れた第１熱媒蒸発器である。この第１熱媒蒸発器（１）
の胴側に収容された熱媒（Ａ）は、水供給管（２３）を
通って水供給口（２３ｉ）から伝熱管群（１ａ）内へ流
れる水により加熱されて蒸発する。蒸発した熱媒蒸気
は、熱媒蒸気排出口（５θ）から排出される。伝熱管群
（１ａ）内を流れて管外の熱媒（Ａ）の蒸発潜熱で冷却
された水は、水排出口（２２θ）から排出される。

【００４９】（２）は、第１ＬＮＧ気化器（３）のＵ字
形管群（３ａ）と第２ＬＮＧ気化器（４）のＵ字形管路
（４ａ）が配設された胴体を示し、その胴体（２）の胴
側には、前記第１熱媒蒸発器（１）で蒸発した熱媒蒸気
が導管（５）を経て熱媒蒸発気供給口（５ｉ）から導入
される。一方ＬＮＧは、ＬＮＧ供給管（７）を通って、
まず第１ＬＮＧ気化器（３）にＬＮＧ供給口（７ｉ）か
ら導入され、Ｕ字形管群（３ａ）を通ってＬＮＧ排出口
（８θ）からＬＮＧ導管（８）に排出され、さらにＬＮ
Ｇ導管（８）を通ってＬＮＧ供給口（８ｉ）から第２Ｌ
ＮＧ気化器（４）に導入され、Ｕ字形管群（４ａ）を通
ってＬＮＧ排出口（９θ）からＬＮＧ導管（９）に排出
される。ＬＮＧはＵ字形管群（３ａ）及び（４ａ）を通
る間に熱媒蒸気供給口（５ｉ）から供給される熱媒蒸気
によって加熱・気化される。

【００５０】一方、熱媒蒸気はＬＮＧを加熱・気化させ
ることによって凝縮液化し、その凝縮液化した熱媒は熱
媒排出口（６θ）から排出され、導管（６）を通って熱
媒供給口（６ｉ）から第１熱媒蒸発器（１）の胴内に循
環される。すなわち、第１ＬＮＧ気化器（３）及び第２
ＬＮＧ気化器（４）を収容した胴体（２）は、第１熱媒
蒸発器（１）の設置位置より高い位置に設置されて、熱
媒が第１熱媒蒸発器（１）と第１ＬＮＧ気化器（３）及
び第２ＬＮＧ気化器（４）を収容した胴体（２）との間
で自己循環されるようになっている。

【００５１】第１ＬＮＧ気化器（３）及び第２ＬＮＧ気
化器（４）は別々の胴体に収容し第１熱媒蒸発器（１）
で発生する熱媒蒸気を別々に導入してもよく、またＬＮ
Ｇ気化器の構成基数も任意に選定することができる。し
かし、−１００℃以下の極低温のＬＮＧが導入される第
１ＬＮＧ気化器（３）の管板は、熱応力対策上小さいこ
とが好ましく、第１ＬＮＧ気化器（３）の伝熱面積を大
きくしないよう配慮する必要がある。このため、第１Ｌ
ＮＧ気化器（３）ではＬＮＧの予熱すなわちＬＮＧを沸
点近傍まで加熱するのにとどめ、大きな熱量を必要とす
るＬＮＧの気化操作は第２ＬＮＧ気化器（４）で行うの
が好ましい。また、設備費を低減する上から第１ＬＮＧ
気化器（３）及び第２ＬＮＧ気化器（４）は、一つの胴
体（２）内に収容するのが得策である。

【００５２】（１０）は、第２熱媒蒸発器（１２）の管
群（１２ａ）と第３ＬＮＧ気化器（１１）のＵ字形管群
（１１ａ）が配設された胴体を示し、その胴体（１０）
の胴側に収容された熱媒（Ａ）は水供給管（２４）を通
って水供給口（２４ｉ）から伝熱管群（１２ａ）内を流
れ、水排出口（２３θ）から水供給管（２３）へ排出さ
れる水により加熱されて蒸発する。蒸発した熱媒蒸気
は、ＬＮＧ導管（９）を通ってＬＮＧ供給口（９ｉ）か
らＵ字形管群（１１ａ）内を流れるＬＮＧを加熱するこ
とによってＵ字形管群（１１ａ）の管壁で凝縮液化し、
熱媒（Ａ）の液面に自重で落下する。一方、熱媒蒸気に
よって加熱されたＬＮＧは、０℃以上のＮＧとなってＮ
Ｇ排出口（１３θ）からＮＧ導管（１３）に排出され
る。

【００５３】第２熱媒蒸発器（１２）と第３ＬＮＧ気化
器（１１）は、前述の第１熱媒蒸発器（１）と第１ＬＮ
Ｇ気化器（３）及び第２ＬＮＧ気化器（４）を収容した
胴体（２）と同じように別々の胴体に収容したうえ、両
方の胴体を熱媒蒸気導管と熱媒液導管で連結してもよい
が、設備費を低減する上から同一胴体（１０）内に収容
するのが好ましい。

【００５４】第１熱媒蒸発器（１）及び第２熱媒蒸発器
の胴体（１０）内に充填される熱媒（Ａ）は、熱媒蒸発
器で気化しＬＮＧ気化器で液化するというような、いわ
ゆる気化設備の操業条件下で気液の相変化をして、これ
に伴って熱を移動させる物質である必要がある。また凝
固点が低く、不燃性で、毒性がなくかつ地球環境保全上
問題のない物質が好ましい。このような物質として例え
ば１，２，２，２−テトラフルオロエタン（ＨＦＣ−１
３４ａ）を使用するのが好適である。すなわちＨＦＣ−
１３４ａの凝固点は−１０１℃と低く、極低温のＬＮＧ
を気化させる場合においても、ＬＮＧ気化器においてＨ
ＦＣ−１３４ａが凝固して正常操業を阻害する懸念は全
くない。ＬＮＧ気化設備の正常操業を阻害する最大の懸
念は、熱媒蒸発器における熱源水の氷結であるが、この
問題は後述の手段を用いて熱媒蒸発器内の熱媒温度を０
℃以上に保持することにより解決できる。

【００５５】熱媒としてＨＦＣ−１３４ａを使用する
と、熱源水は不燃性のＨＦＣ−１３４ａの液体と熱交換
し、ＬＮＧは不燃性のＨＦＣ−１３４ａの蒸気と熱交換
することになる。すなわち、従来のＬＮＧ気化装置の如
く熱源水とＬＮＧが直接熱交換する箇所はすべて排除さ
れており、ＬＮＧが熱源水内に漏洩する可能性は全くな
い。

【００５６】例えば、気化器の欠陥でＬＮＧが熱媒蒸気
内に漏洩したとしても、ＬＮＧは熱媒の操作条件下では
液状で存在することはなく、熱媒蒸発器側の熱媒液中に
ＬＮＧが混入することはない。また、熱媒蒸気中に漏洩
したＬＮＧは不凝縮ガスとなって気化器内での熱媒蒸気
とＬＮＧ間の熱交換を阻害する。このため微量の漏洩で
も熱媒蒸気系の圧力が熱媒体の飽和蒸気圧以上に上昇す
る。

【００５７】従って、熱媒蒸気系の圧力と温度を適当な
プロセス計器（図系なし）を用いて監視することでＬＮ
Ｇの微小漏洩が容易に検知でき、この検知をもとにＬＮ
Ｇの供給を遮断するといった対策で熱源水中へのＬＮＧ
の漏洩を完全に防止することができる。また、ＬＮＧの
大気への漏洩は、従来この種ガス設備で採用されている
ガス検知手段によって容易に検知できる。すなわち本実
施例によれば前記の課題が解決でき、発電所の温水を
熱源水として使用することができる。

【００５８】（２１）はガスタービン設備を示し、空気
圧縮機（２１ａ）、燃焼器（２１ｂ）、ガスタービン
（２１ｃ）の主要設備で構成される。燃料用ＮＧはＮＧ
導管（１３）を通って燃焼器（２１ｂ）に導入され、燃
焼用空気は吸気ダクト（１９）から空気圧縮器（２１
ａ）に吸引されて燃焼器（２１ｂ）に供給され、燃焼ガ
スはガスタービン（２１ｃ）に導入される。周知の如
く、ガスタービン（２１ｃ）の空気圧縮機（２１ａ）は
定容量式のため吸気温度が高くなると吸引される空気の
質量が小さくなり、結果としてガスタービン（２１ｃ）
の出力を低下させる。

【００５９】このため、電力消費量が大きくなる夏場に
おいて発電量が低下する欠点があり、この欠点を解消し
ようとするのもここでの課題である。すなわち、ＬＮＧ
の冷熱を利用してガスタービン（２１ｃ）の吸気を冷却
しようとするもので、ガスタービン（２１ｃ）の吸気ダ
クト（１９）には、ガスタービン（２１ｃ）の吸気を冷
却するための吸気冷却器（２０）が空気流入口（１９
ｉ）及び空気流出口（１９θ）で接続されている。

【００６０】この吸気冷却器（２０）と前記の第２熱媒
蒸発器（１２）及び第１熱媒蒸発器（１）とは吸気冷却
水循環ポンプ（２５）を介して水の導管（２４），（２
３）及び（２２）の順に連結され、ガスタービン吸気冷
却水の循環系が形成されている。

【００６１】すなわち、−１００℃以下の極低温のＬＮ
Ｇを０℃以上のＮＧにするために、第２熱媒蒸発器（１
２）及び第１熱媒蒸発器（１）で蒸発する熱媒の蒸発潜
熱で冷却された水によってガスタービン（２１ｃ）の吸
気を冷却し、またガスタービン（２１ｃ）の吸気を冷却
することによって加熱された水によって熱媒を加熱・蒸
発させ、その蒸発した熱媒蒸気でＬＮＧを加熱・気化さ
せるようになっている。

【００６２】ガスタービン（２１ｃ）の吸気は、出来る
だけ冷却して吸気冷却効果を上げた方がよい。このため
吸気冷却器（２０）には、水を流すフィン付伝熱管群
（２０ａ）が水供給口（２２ｉ）及び水排出口（２４
θ）に連通して配設されている。この吸気冷却器の伝熱
管群としては色々な形式のものが選定できるが、空気の
流通圧損が小さく、かつ吸気冷却器単位容積あたりの伝
熱面積が大きくとれるフィン付管群が好適である。

【００６３】吸気冷却効果を上げるためには、吸気冷却
器（２０）に供給される冷却水、すなわち第１熱媒蒸発
器出口（２２θ）の水温を低くする必要があるが、水温
はやみくもに低くできるものではなく、気化ＮＧ温度を
０℃以上に確保し，かつ熱媒蒸発器き水管内で氷を生成
させないという制約がある。

【００６４】しかし、本実施例によれば、第２熱媒蒸発
器（１２）において温い水で加熱・蒸発した熱媒蒸気
で、最終的にＮＧは加熱されるため第１熱媒蒸発器出口
（２２θ）の水温を低くしたにしても気化ＮＧ温度は容
易に０℃以上にすることができる。また、水管内で氷が
生成するおそれがある箇所は第１熱媒蒸発器（１）の水
管内であるが、後述するように本実施例によれば、これ
も容易に解決できる。

【００６５】大気温度が低くなると、ガスタービンの吸
気を冷却して得られる熱だけでは、ガスタービンコンバ
インドブラントが必要とするＬＮＧを全量気化させるこ
とが出来なくなるが、この対策として、本実施例では発
電所の機器類を冷却して得られる熱、すなわち従来全く
利用されていなかった熱源も利用しようとするものであ
る。

【００６６】（３１）は発電所の機器類を示し、（３
４）は発電所の機器類（３１）を冷却するための水（所
内冷却水）を循環するための所内冷却水循環ポンプを示
し、（３９）は所内冷却水を海水によって冷却するため
の所内冷却水冷却器を示す。発電所の機器類（３１）冷
却する通常の手段は、これらの機器を導管（３３），
（３５）及び（３２）で連結して所内冷却水循環系を形
成させているのみである。

【００６７】すなわち、発電所の機器類（３１）を冷却
することによって加熱された所内冷却水は導管（３３）
を通って所内冷却水循環ポンプ（３４）に吸引された
後、導管（３５）を通して所内冷却水冷却器（３９）の
胴側に水入口（３５ｉ）から供給され、導管（４０）か
ら導入されて伝熱管群（３９ａ）を通り導管（４１）か
ら流出する海水によって冷却された後、水出口（２３
θ）から排出され導管（３２）を通して再び発電所の機
器類（３１）の冷却に利用されるようになっている。

【００６８】この通常の手段の最大の欠点は所内冷却水
温度を所定値に調節することが出来ず、結果として発電
所の機器類（３１）を冷却して得られる熱がＬＮＧの気
化熱源に利用できなくなることである。しかし、この不
都合も本実施例の手段を用いれば容易に解決することが
できる。

【００６９】本実施例では、前記所内冷却水循環ポンプ
（３４）の水出口（３５θ）と所内冷却水冷却器（３
９）の水入口（３５ｉ）を連通する管路（３５）に加え
て、所内冷却水冷却器（３９）をバイパスして所内冷却
水を流す管路、すなわち所内冷却水冷却器（３９）の水
出口（３２θ）と発電所の機器類（３１）とを連通する
管路（３２）と前記管路（３５）を連通させる管路（３
６）を設け、所内冷却水冷却器（３９）に供給される水
量を調節して、所内冷却水冷却器（３９）での除熱量を
調節できるようにしたものである。

【００７０】所内冷却水冷却器（３９）での除熱量を調
節するには、本実施例では、所内冷却水循環ポンプ（３
４）から所内冷却水冷却器（３９）に水を供給する管路
（３５）及び所内冷却水冷却器（３９）をバイパスさせ
て水を流す管路（３６）に、互いに逆作動する流量制御
弁（３７ａ）及び（３７ｂ）を設けるとともに、発電所
の機器類（３１）の冷却に供される所内冷却水の温度
を、温度検出・調節計（３７）で検出し、その検出値に
基づいて流量制御弁（３７ａ）及び（３７ｂ）の開度を
制御する。流量制御弁（３７ｂ）を流れる水は所内冷却
水冷却器（３９）で冷却されるため、流量制御弁（３７
ａ）を流れる水より低温となる。

【００７１】従って温度検出・調節計（３７）の検出温
度が制御目標温度より低い場合は流量制御弁（３７ａ）
の開度は開ける方向に、逆に流量制御弁（３７ｂ）の開
度は閉める方向に作動して、所内冷却水温度を制御目標
値に制御する。この制御の目的とする所は、所内冷却水
冷却器（３９）の除熱量を調節して所内冷却水の温度を
所定値に制御しようとするものであり、流量制御弁（３
７ａ）及び（３７ｂ）は何れか一つを設置するだけでも
よく、また流量制御弁の設置位置も所内冷却水冷却器
（３９）への供給水量が調節できる所であれば任意に選
定することができる。

【００７２】このように、所内冷却水温度を所定値に調
節できる手段を採用したことにより、発電所の機器類
（３１）を冷却して得られる熱をＬＮＧの気化熱源とし
て利用することができる。具体的には、吸気冷却水循環
ポンプ（２５）を介して、前記吸気冷却器（２０）の水
出口（２４θ）と前記第２熱媒蒸発器（１２）の水入口
（２４ｉ）を連通する導管（２４）と前記所内冷却水循
環系の導管（３５）を連通させる導管（３８）を設けて
前記所内冷却水循環ポンプ（３４）の水出口（３５θ）
を吸気冷却水循環ポンプ（２５）を介して前記第２熱媒
蒸発器（１２）の水入口（２４ｉ）に連通させて発電所
の機器類（３１）を冷却した後の所内冷却水を熱媒蒸発
器に供給できるようにする。

【００７３】こうすることによって、発電所の機器類
（３１）を冷却して得られる熱が、熱媒（Ａ）を介して
間接的にＬＮＧの気化熱源として利用できることにな
る。

【００７４】また前記導管（２４）と（３５）を連通さ
せる導管（２６），（２８）及び前記導管（２４）と
（３２）を連通させる導管（２６），（２９）を設け
て、前記吸気冷却器（２０）の水出口（２４θ）と前記
所内冷却水冷却器（３９）の水入口（３５ｉ）及び水出
口（３２θ）を連通させる。こうすることによって、ガ
スタービン（２１ｃ）の吸気を冷却した後の水が吸気冷
却水循環系に供給される所内冷却水と同量だけ所内冷却
水冷却器（３９）の水入口（３５ｉ）または所内冷却水
冷却器（３９）で冷却された後の所内の冷却水中に戻せ
ることになる。

【００７５】吸気冷却水循環系に供給される所内冷却水
量の調節は、本実施例では前記吸気冷却器（２０）の水
出口（２４θ）が吸気冷却水循環ポンプ（２５）を介し
て前記第２熱媒蒸発器の水入口（２４ｉ）に連通する管
路（２４）の吸気冷却水循環ポンプ（２５）の水吸引側
及び前記管路（３８）に、互いに逆作動する流量制御弁
（３０ａ）及び（３０ｂ）を設けるとともに、第２熱媒
蒸発器（１２）に供給される水の温度を温度検出・調節
計（３０）で検出し、その検出値に基づいて流量制御弁
（３０ａ）及び（３０ｂ）の開度を制御する。この制御
にあたっては、流量制御弁（３０ａ）を流れる水を低温
流体、流量制御弁（３０ｂ）を流れる水を高温流体とし
て、温度検出・調節計（３０）の検出温度が制御目標値
より低い場合は流量制御弁（３０ａ）の開度は閉める方
向に、逆に流量制御弁（３０ｂ）の開度は開ける方向に
作動して、熱媒蒸発器に供給する水の温度が所定値に制
御される。なお、流量制御弁（３０ａ），（３０ｂ）
は、いずれか一方を設置するだけでもよく、また、その
設置位置も第２熱媒蒸発器（１０）への供給水量が調節
できる所であれば任意に選定することができる。

【００７６】大気温度が低く、ガスタービン吸気を冷却
する必要のない冬期においては所内冷却水のみを熱媒蒸
発器に供給し、熱媒蒸発器出口の水は吸気冷却器（２
０）を通さずにそのまま所内冷却水冷却器（３９）の水
入口（３５ｉ）または所内冷却水冷却器出口（３２θ）
の水流中に返す。すなわち、第１熱媒蒸発器（１）の水
出口（２２θ）と吸気冷却器（２０）の水入口（２２
ｉ）を連通する管路（２２）と、前記管路（２８）及び
（２９）に連通する管路（２７）を設けて、熱媒蒸発器
で冷却された水が所内冷却水冷却器（３９）の水入口
（３５ｉ）または所内冷却水冷却器（３９）の水出口
（３２θ）から流出する水流中に返す。

【００７７】所内冷却水冷却器（３９）の水入口（３５
ｉ）に、熱媒蒸発器で冷却された水を返すことは、通常
所内冷却水の冷却に使用されている海水によって熱媒蒸
発器で冷却された水を加熱しようとするもので、特に所
内冷却水系の処理熱量の小さいプラントにおいては、Ｌ
ＮＧの気化熱源を確保する上で有効な手段となる。

【００７８】国内でＬＮＧ焚きガスタービン複合サイク
ル発電所が設置される場所の周辺海水温度は、冬期にお
いても７〜８℃以上であり、熱媒蒸発器で１〜４℃に冷
却された水を加熱することができる。すなわち、熱媒蒸
発器で１〜４℃に冷却された水は所内冷却水冷却器（３
９）で海水温度近くまで加熱された後、さらに発電所の
機器類（３１）の発生熱で加熱されて、ＬＮＧの気化用
熱源水となる。所内冷却水冷却器の海水からの入熱及び
発電所の機器類（３１）の発生熱だけでは、所要のＬＮ
Ｇの気化熱源が不足する場合は、別のＬＮＧ気化用補助
熱源が必要となる。

【００７９】このＬＮＧ気化用補助熱源としては、発電
所で容易に入手できる水蒸気が適当であり、吸気冷却水
循環ポンプ（２５）の吐出ラインに工業的に多用されて
いる水蒸気加熱器（図示なし）を設置して熱媒蒸発器に
供給する熱源水温度を調節する手段が採用できる。

【００８０】一方、所内冷却水系の処理熱量が大きく、
所要のＬＮＧの気化熱源が十分確保できるコンバインド
プラントにおいては、熱媒蒸発器で冷却された水は所内
冷却水冷却器（３９）の水出口（３２θ）から流出する
水流中に返すのが適当である。これは、熱媒蒸発器で冷
却された水を発電所の機器類（３１）の冷却に使用しよ
うとするもので、こうすることによって所内冷却水冷却
器（３９）の熱負荷を低減することができ、結果として
所内冷却水冷却用の海水ポンプの負荷を低減することが
できる。

【００８１】次に本実施例のＬＮＧ気化器周りの制御手
段について説明する。

【００８２】ＬＮＧ気化器周りの制御系に要求される機
能は次のとおりである。

【００８３】 いかなる運用条件下においても熱媒蒸
発器の水管内で氷を生成させないこと。

【００８４】 発電設備の負荷変動等にも追従して、
ＬＮＧの負荷量が調節できること。

【００８５】 大気温度の高い夏場においては、ＬＮ
Ｇの供給量を設備上許容される最大流量に設定すれば、
冷却水量が設備上許容される最大流量となり、かつ冷却
水温度が設備の性能上達成し得る最低温度となって、ガ
スタービンの吸気冷却効果を最大にすることができるこ
と。

【００８６】 ガスタービンの吸気冷却を必要としな
い冬場においては、ＬＮＧの供給量を発電プラントの燃
料消費量と同等程度に設定すれば、熱媒蒸発器に供給さ
れる熱源水流量がＬＮＧの気化に必要な最小流量となっ
て、ポンフ動力が低減できること。

【００８７】以上の機能は、本実施例の制御手段を用い
ることにより容易に達成できる。

【００８８】まず水の流量制御手段について述べると、
（１８ａ）は第２熱媒蒸発器（１２）及び第１熱媒蒸発
器（１）に供給される水の流量検出器を示し、（１８）
は水の流量調節計、（１８ｂ）は水の流量制御弁を示
す。また，（１６ｂ）は第１熱媒蒸発器（１）内の圧力
検出・調節計を示し、（１７）は水流量信号選択器を示
す。圧力検出・調節計（１６ｂ）は第１熱媒蒸発器
（１）内の圧力が設定値以下になれば水の流量を増やす
方向の信号すなわち出力信号が大きい値となり、逆に圧
力が設定値以上になれば水の流量を減らす方向の信号、
すなわち出力信号が小さくなるように作動する。

【００８９】水流量信号選択器（１７）は水供給量のデ
ィマンド信号、すなわち水供給量の設定信号と圧力検出
・調節計（１６ｂ）からの信号を受入れて、小さい方の
信号すなわち水の流量制御弁（１８ｂ）の開度を小さく
する方の信号を選択して、その信号を水の流量調節計
（１８）に出力する機能を持つ。また、水の流量調節計
（１８）は、水の流量検出器（１８ａ）の検出信号と前
記水流量信号選択器（１７）の出力信号を入力して、前
記水の流量制御弁（１８ｂ）に制御信号を出力する機能
を持つ。

【００９０】次にＬＮＧの供給量制御手段について説明
する。

【００９１】（１４ａ）はＬＮＧ気化器に供給するＬＮ
Ｇの流量検出器を示し、（１４）はＬＮＧの流量調節
計、（１４ｂ）はＬＮＧの流量制御弁を示す。また、
（１６ａ）は第１熱媒蒸発器（１）内の圧力検出・調節
計を示し、（１５）はＬＮＧ流量信号選択器を示す。圧
力検出・調節計（１６ａ）は、第１熱媒蒸発器（１）内
の圧力が設定値以下になれば、前記水の流量制御の場合
とは逆にＬＮＧの流量を減らす方向の信号すなわち出力
信号が小さくなり、また圧力が設定値以上になればＬＮ
Ｇの流量を増やす方向の信号、すなわち出力信号が大き
くなるように作動する。

【００９２】ＬＮＧ流量信号選択器（１５）は、ＬＮＧ
供給量のディマンド信号及び圧力検出・調節計（１６
ａ）の出力信号を受入れて、両者のうち小さい方の信号
すなわちＬＮＧの流量制御弁（１４ｂ）の開度を小さく
する方の信号を選択して、その信号をＬＮＧの流量調節
計（１４）に出力する機能を持つ。また、ＬＮＧの流量
調節計（１４）は、ＬＮＧ流量検出器（１４ａ）の検出
信号とＬＮＧ流量信号選択器（１５）の出力信号を入力
して、前記ＬＮＧ流量制御弁（１４ｂ）に制御信号を出
力する機能を持つ。

【００９３】第１熱媒蒸発器（１）内の圧力は、該蒸発
器内の熱媒の飽和蒸気圧とほぼ等しく、圧力検出・調節
計（１６ａ）及び（１６ｂ）の設定値を０℃における熱
媒の飽和蒸気圧以上とすれば、第１熱媒蒸発器（１）内
の熱媒温度は０℃以下にはならず、第１熱媒蒸発器の管
群（１ａ）内で水が氷結することは全くなく、かつ第１
熱媒蒸発器（１）に供給する前の温い水が供給される第
２熱媒蒸発器の管群（１２ａ）内で氷が生成することも
全くない。

【００９４】また、ＬＮＧの流量を調節するための圧力
検出・調節計（１６ａ）の設定値をＬＮＧの供給量を設
備の許容最大流量にした時の許容最低値（例えば０℃に
おける熱媒の飽和蒸気圧）に設定し、また水の流量を調
節するための圧力検出・調節計（１６ｂ）の設定値を、
ＬＮＧの負荷変動時においても熱媒温度が０℃以下にな
らない圧力（例えば１℃における熱媒の飽和蒸気圧）に
設定しておけば、熱媒蒸発器の水管内で氷を生成させる
ことがなく、ＬＮＧの負荷変動にも追従し、かつガスタ
ービンの吸気冷却効果を最大にする運用及び前記吸気冷
却水循環ポンプ（２５）のポンプ動力を最小化できる運
用が容易に可能となる。

【００９５】その理由を更に詳しく説明する。

【００９６】いま、水供給量ディマンド信号すなわち水
供給量の設定値を設備上許容される最大流量に設定し、
圧力検出・調節計（１６ａ）の設定値を０℃における熱
媒の飽和蒸気圧に、圧力検出・調節計（１６ｂ）の設定
値を１℃における熱媒の飽和蒸気圧に設定し、かつ吸気
冷却水循環ポンプ（２５）出口の熱源水温度が所定の温
度に制御されている状態で考える。

【００９７】まず、ガスタービンの吸気冷却効果を最大
化する目的でＬＮＧ供給量のディマンド信号を最大値に
設定したとすると、第１熱媒蒸発器（１）内の圧力は圧
力検出・調節計（１６ａ）の設定値近くになって熱媒温
度は０℃近くまで低下する。この状態になると、水の流
量を調節するための圧力検出・調節計（１６ｂ）の出力
信号は水供給量ディマンド信号より大きくなって、水流
量信号選択器（１７）からの出力信号は水供給量ディマ
ンド信号となり、水の供給量は設備上許容される最大流
量（設定値）に制御される。

【００９８】一方、ＬＮＧの流量を調節するための圧力
検出・調節計（１６ａ）の出力信号は、ＬＮＧ供給量の
ディマンド信号より小さくなって、ＬＮＧ流量信号選択
器（１５）からの出力信号は圧力検出・調節計（１６
ａ）からの信号となり、ＬＮＧの供給量は第１熱媒蒸発
器（１）内の圧力が圧力検出・調節計（１６ａ）の設定
値になるよう制御される。

【００９９】このような状態は、水の供給量及びＬＮＧ
の供給量が設備上許容される最大流量で、かつ第１熱媒
蒸発器（１）内の熱媒温度も最低温度となっているた
め、この熱媒で冷却される水も低温となる。すなわち、
吸気冷却器（２０）に供給される冷却水は、設備上許容
される最大流量であって、かつ設備性能を最大限発揮し
て冷却されたものであり、吸気冷却効果も最大化され
る。また、このような状態は第１熱媒蒸発器（１）の水
管（１ａ）内の水の流速が最大で氷が生成しにくい条件
であり、かつＬＮＧの負荷も最大となっていてＬＮＧの
負荷上昇もない条件であり、第１熱媒蒸発器（１）内の
熱媒温度を０℃にしても水管内で氷が生成する懸念は全
くない。なお、このような運用を行うと気化ＮＧ量が発
電所の燃料消費量以上となることがあるが、この場合は
余剰のＮＧは他の燃料に流用する。

【０１００】次に吸気冷却を必要としない冬場など、Ｌ
ＮＧの供給量を発電所の燃料消費量程度に少なくした場
合の系の特性について説明する。

【０１０１】ＬＮＧ供給量のディマンド信号を小さい値
に設定したとすると、第１熱媒蒸発器（１）内の圧力は
圧力検出・調節計（１６ｂ）の設定値近傍となって熱媒
温度は１℃近くまで上昇し、圧力検出・調節計（１６
ｂ）の出力信号は水供給量のディマンド信号より小さく
なって水流量信号選択器（１７）からの出力信号は圧力
検出・調節計（１６ｂ）からの信号となり、水の供給量
は第１熱媒蒸発器（１）内の圧力が圧力検出・調節計
（１６ｂ）の設定値になる必要最小流量で制御される。

【０１０２】一方、ＬＮＧの流量を調節するための圧力
検出・調節計（１６ａ）の出力信号は、ＬＮＧ供給量の
ディマンド信号より大きくなって、ＬＮＧ流量信号選択
器（１５）からの出力信号はＬＮＧ供給量のディマンド
信号となって、ＬＮＧの供給量は、ＬＮＧ供給量のディ
マンド信号で制御される。

【０１０３】すなわち、本実施例によれば、所定のＬＮ
Ｇを気化させる熱源水量を必要最少限にすることを可能
にしたものであり、ＬＮＧの気化操作に要する動力を節
減することが可能である。特に、吸気冷却を必要としな
い冬場においては、前記〔３〕の手段を用いて熱源水温
度を高めに設定すると、ＬＮＧの気化操作に要する動力
の節減効果がさらに向上する。また、ＬＮＧの供給量が
設備容量の限界値以下でＬＮＧの負荷上昇が起こり得る
条件下では、第１熱媒蒸発器（１）内の熱媒温度が高い
温度に保持され、かつ熱源水の流量も設備上余裕のある
状態で運用されており、ＬＮＧの負荷を上げた場合でも
第１熱媒蒸発器（１）の水管内で氷を生成させることな
くＬＮＧの気化操作が可能となる。

【０１０４】なお、本実施例では、第１熱媒蒸発器
（１）の水出口（２２θ）から連絡する導管（２２）→
（２７）及び吸気冷却器（２０）の水出口（２４θ）か
ら連絡する導管（２４）→（２６）を、所内冷却水冷却
器（３９）の水入口（３５ｉ）へ連絡する導管（２８）
及び水出口（３２θ）へ連絡する導管（２９）へそれぞ
れ連通したものとして説明したが、上記導管（２７），
（２６），（２８）及び（２９）の途中にそれぞれ必要
に応じて流量制御弁または流量調整弁を介装し、各流量
制御弁または流量調整弁を相互に関連づけて制御または
調整すれば、発電所の稼働状況に応じた多彩な流量分布
の制御・調整が可能であり、そのような応用例が本発明
の技術的思想の範囲に包含されることは勿論である。

【０１０５】なおまた、本発明は上記実施例に限定され
ることなく、特許請求の範囲に示す本発明の範囲内で、
その具体的構成に種々の変更を加えてよいことはいうま
でもない。

【０１０６】

【発明の効果】以上詳細に説明したことからも明らかな
ように、本発明によれば次の効果が得られる。

【０１０７】（ア）天然ガス焚きガスタービン複合サイ
クル発電所の燃料用ＬＮＧの冷熱を利用してガスタービ
ンの吸気を冷却することが可能となり、発電所の夏場の
出力低下を防止することができる。

【０１０８】（イ）発電所の燃料用ＬＮＧの気化熱源と
して、ガスタービンの吸気を冷却して得られる熱源のみ
ならず、発電所の機器類を冷却して得られる良質な熱源
及び発電所に必要不可欠な所内冷却水冷却器の海水から
の入熱を必要に応じて利用できるようにしたので、冬場
においても発電所が必要とする量のＬＮＧを安定して気
化させることができるとともに、ＬＮＧの気化操作に要
する動力及び補助熱源を節減することができる。

【０１０９】（ウ）ＬＮＧ気化設備と発電設備との熱の
授受、すなわち上記（ア），（イ）を行うのに所内冷却
水の閉ループ系が使用されるため、海水をＬＮＧの気化
熱源に使用する従来のＬＮＧ気化設備のような海水の取
水・排水設備等の特殊な設備の設置、海生物の寄生・付
着に対するそれら設備のメインテナンス、公共海域への
冷水・温水の流出等々、海水利用に伴う問題点が回避で
きるばかりでなく、閉ループ系であるため、所内冷却水
の水質保全も容易である。

【０１１０】（エ）熱源水とＬＮＧとの熱交換を不燃性
の熱媒を介して行うことにより、ＬＮＧ気化設備から、
系外、特に発電設備への可燃性ガス漏洩が防止され、上
記（ア），（イ），（ウ）を実施する上で発電所の安全
が確保される。

【０１１１】（オ）本発明のＬＮＧ気化設備は、発電所
の燃料に適した気化天然ガスを、発電所の負荷変動に追
従して、必要量いつでも発生でき、かつ設備の正常操業
を阻害する設備内での水の氷結といった懸念が解消され
ており、信頼性の高い発電用燃料設備を提供したことに
なる。すなわち、本発明は性能、安全性及び経済性に優
れ、公共性の高い発電設備として最適な天然ガス焚きガ
スタービン複合サイクル発電所の燃料用ＬＮＧ気化装置
を提供するものである。

【図面の簡単な説明】

【図１】本発明の一実施例の半分を示す系統図。

【図２】本発明の一実施例の残りの半分を示す系統図。

【図３】ＬＮＧの冷熱を利用してガスタービンの吸気冷
却を行う従来の手段を示す系統図。

【図４】従来のＬＮＧ気化装置を示す系統図。

【符号の説明】

（１） 第１熱媒蒸
発器 （１ａ），（１２ａ），（３９ａ） 伝熱管群 （Ａ） 熱媒 （２），（１０） 胴体 （３） 第１ＬＮＧ
気化器 （３ａ），（４ａ），（１１ａ） Ｕ字形管群 （４） 第２ＬＮＧ
気化器 （５） 熱媒蒸気導
管 （５ｉ） 熱媒蒸気供
給口 （５θ） 熱媒蒸気排
出口 （６） 熱媒導管 （６ｉ） 熱媒供給口 （６θ） 熱媒排出口 （７） ＬＮＧ供給
管 （７ｉ），（８ｉ），（９ｉ） ＬＮＧ供給
口 （８），（９） ＬＮＧ導管 （８θ），（９θ） ＬＮＧ排出
口 （１１） 第３ＬＮＧ
気化器 （１２） 第２熱媒蒸
発器 （１３） 気化ＮＧ導
管 （１３θ） 気化ＮＧ排
出口 （１４） ＬＮＧの流
量調節計 （１４ａ） ＬＮＧの流
量検出器 （１４ｂ） ＬＮＧの流
量制御弁 （１５） ＬＮＧ流量
信号選択器 （１６ａ），（１６ｂ） 圧力検出・
調節計 （１７） 水流量信号
選択器 （１８） 水の流量調
節計 （１８ａ） 水の流量検
出器 （１８ｂ） 水の流量制
御弁 （１９） ガスタービ
ンの吸気ダクト （１９ｉ） 空気流入口 （１９θ） 空気流出口 （２０） 吸気冷却器 （２０ａ） フィン付伝
熱管群 （２１） ガスタービ
ン設備 （２１ａ） 空気圧縮機 （２１ｂ） 燃焼器 （２１ｃ） ガスタービ
ン （２２），（２３），（２４），（２６） 水の導管 （２７），（２８），（２９），（３２） 水の導管 （３３），（３５），（３６），（３８） 水の導管 （２２ｉ），（２３ｉ），（２４ｉ） 水供給口 （３３ｉ），（３５ｉ） 水供給口 （２２θ），（２３θ），（２４θ） 水排出口 （３２θ），（３５θ） 水排出口 （２５） 吸気冷却水
循環ポンプ （３０），（３７） 温度検出・
調節計 （３０ａ），（３０ｂ），（３７ａ） 流量制御弁 （３７ｂ） 流量制御弁 （３１） 発電所の機
器類 （３４） 所内冷却水
循環ポンプ （３９） 所内冷却水
冷却器 （４０），（４１） 海水の導管

───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 牧原 洋 広島市西区観音新町四丁目６番22号 三菱 重工業株式会社広島研究所内 (72)発明者 吉田 圭二郎 東京都千代田区丸の内二丁目５番１号 三 菱重工業株式会社内 (72)発明者 矢嶋 春喜 兵庫県高砂市荒井町新浜二丁目１番１号 三菱重工業株式会社高砂製作所内

Claims (6)

【特許請求の範囲】
1. 【請求項１】 金属壁を隔てて熱媒蒸気でＬＮＧを加熱
   するとともにその熱媒蒸気を冷却し凝縮させるＬＮＧ気
   化器と；該ＬＮＧ気化器で冷却され凝縮した前記熱媒液
   を水で加熱して蒸発させ前記熱媒蒸気を発生させるとと
   もに前記水を冷却する熱媒蒸発器と；該熱媒蒸発器で冷
   却された前記水により天然ガス焚きガスタービン複合サ
   イクル発電所のガスタービン吸気を冷却する吸気冷却器
   と；前記発電所の機器類を冷却するための水を海水によ
   って冷却する所内冷却水冷却器と；該所内冷却水冷却器
   に前記発電所の機器類を冷却した後の水を冷却する所内
   冷却水循環ポンプの水出口を前記所内冷却水冷却器の水
   入口に連通する管路と；前記所内冷却水循環ポンプの水
   出口を前記所内冷却水冷却器をバイパスして前記発電所
   の機器類に連通する管路と；前記吸気冷却器の水出口を
   前記熱媒蒸発器の水入口に連通する管路と；前記所内冷
   却水循環ポンプの水出口を前記熱媒蒸発器の水入口に連
   通する管路と；前記熱媒蒸発器の水出口を前記吸気冷却
   器の水入口に連通する管路と；前記熱媒蒸発器の水出口
   及び前記吸気冷却器の水出口の少くともいずれか一方を
   前記所内冷却水冷却器の水入口及び水出口の少くともい
   ずれか一方に連通する管路とを備えたことを特徴とする
   天然ガス焚きガスタービン複合サイクル発電所の燃料用
   ＬＮＧ気化装置。
2. 【請求項２】 前記熱媒が１，２，２，２−デトラフル
   オロエタン〔ＨＦＣ−１３４ａ〕であることを特徴とす
   る請求項１記載の天然ガス焚きガスタービン複合サイク
   ル発電所の燃料用ＬＮＧ気化装置。
3. 【請求項３】 前記所内冷却水循環ポンプの水出口を前
   記所内冷却水冷却器の水入口に連通する管路及び前記所
   内冷却水循環ポンプの水出口を前記所内冷却水冷却器を
   バイパスして前記発電所の機器類に連通する管路の少く
   ともいずれか一方に設けられた所内冷却水温度調節用流
   量制御弁と、前記発電所の機器類を冷却するための水の
   温度を検出する温度検出計と、該温度検出計の検出値に
   基づいて前記所内冷却水温度調節用流量制御弁の開度を
   調節する手段とを備えたことを特徴とする請求項１また
   は請求項２記載の天然ガス焚きガスタービン複合サイク
   ル発電所の燃料用ＬＮＧ気化装置。
4. 【請求項４】 前記吸気冷却器の水出口を前記熱媒蒸発
   器の水入口に連通する管路及び前記所内冷却水循環ポン
   プの水出口を前記熱媒蒸発器の水入口に連通する管路の
   少くともいずれか一方に設けられた熱媒蒸発器供給水温
   度調節用流量制御弁と、前記熱媒蒸発器に供給される水
   の温度を検出する温度検出計と、該温度検出計の検出値
   に基づいて前記熱媒蒸発器供給水温度調節用流量制御弁
   の開度を調節する手段とを備えたことを特徴とする請求
   項１、請求項２または請求項３記載の天然ガス焚きガス
   タービン複合サイクル発電所の燃料用ＬＮＧ気化装置。
5. 【請求項５】 上方部分には熱媒蒸発気相を有し、下方
   部分には熱媒液相を有する第１熱媒蒸発器胴体内の前記
   液相部に収容した第１熱媒蒸発器と；前記第１熱媒蒸発
   器の設置位置より高い位置に設置され、上方部分を前記
   第１熱媒蒸発器胴体内の熱媒蒸気相に連通する管路で結
   ばれ、下方部分を前記第１熱媒蒸発器胴体内の熱媒液相
   に連通する管路で結ばれた胴体内に収容した第１ＬＮＧ
   気化器及び第２ＬＮＧ気化器と；熱媒を封入した胴体内
   の上部の熱媒蒸気相部に収容した第３ＬＮＧ気化器と；
   前記熱媒を封入した胴体内の下部の熱媒液相部に収容し
   た第２熱媒蒸発器と；前記第１ＬＮＧ気化器のＬＮＧ出
   口を前記第２ＬＮＧ気化器のＬＮＧ入口に連通する管路
   と；前記第２ＬＮＧ気化器のＬＮＧ出口を前記第３ＬＮ
   Ｇ気化器のＬＮＧ入口に連通する管路と；前記第２熱媒
   蒸発器の水入口を前記吸気冷却器の水出口、及び前記所
   内冷却水循環ポンプの水出口に連通する管路と；前記第
   ２熱媒蒸発器の水出口を前記第１熱媒蒸発器の水入口に
   連通する管路と；前記第１熱媒蒸発器の水出口を前記吸
   気冷却器の水入口に連通する管路とを備えたことを特徴
   とする請求項１、請求項２、請求項３または請求項４記
   載の天然ガス焚きガスタービン複合サイクル発電所の燃
   料用ＬＮＧ気化装置。
6. 【請求項６】 前記第１熱媒蒸発器内の圧力を検出して
   制御信号を出力する圧力検出・調節計と、同圧力検出・
   調節計の出力信号と水供給量のディマンド信号とを入力
   して、そのうちの何れか小さい方の信号を水供給量の設
   定信号として出力する水流量信号選択器と、前記第１熱
   媒蒸発器に供給される水の流量を検出する水流量検出器
   と、同水流量検出器の検出信号と前記水流量信号選択器
   の出力信号とを入力して水流量制御信号を出力する水流
   量調節計と、同水流量調節計の出力信号により制御され
   る前記第１熱媒蒸発器への水供給量制御弁とで構成され
   る水供給量制御手段と；前記第１熱媒蒸発器内の圧力を
   検出して制御信号を出力する圧力検出・調節計と、同圧
   力検出・調節計の出力信号とＬＮＧ供給量のディマンド
   信号とを入力して、そのうちの何れか小さい方の信号を
   ＬＮＧ供給量の設定信号として出力するＬＮＧ流量信号
   選択器と、前記第１ＬＮＧ気化器に供給されるＬＮＧの
   流量を検出するＬＮＧ流量検出器と、同ＬＮＧ流量検出
   器の検出信号と前記ＬＮＧ流量選択器の出力信号とを入
   力してＬＮＧ流量制御信号を出力するＬＮＧ流量調節計
   と、前記第１ＬＮＧ気化器のＬＮＧ入口に設けられ前記
   ＬＮＧ流量調節計の出力信号により制御されるＬＮＧ流
   量制御弁とで構成されるＬＮＧ供給量制御手段とを備え
   たことを特徴とする請求項５記載の天然ガス焚きガスタ
   ービン複合サイクル発電所の燃料用ＬＮＧ気化装置。