JPWO2002077515A1 - Electric power leveling method and methane hydrate cold energy power generation system in gas supply business - Google Patents

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Abstract

蒸気タービン及びガスタービンにより発電機を駆動する複合発電設備である。該複合発電設備にメタンハイドレート貯槽を併設し、該メタンハイドレート貯槽内のメタンハイドレートが分解した時に生じた冷水を、前記ガスタービンに付随する吸気冷却器に導入して燃焼用吸気を冷却すると共に蒸気タービン復水器の冷却水として使用する。また、夏期以外の期間においては、前記ガスタービンから排出される排ガスの一部を燃焼用吸気に混合させて年間を通じて燃焼用吸気を所定温度に保持する。This is a combined power generation facility that drives a generator by a steam turbine and a gas turbine. A methane hydrate storage tank is provided in the combined power generation facility, and cold water generated when methane hydrate in the methane hydrate storage tank is decomposed is introduced into an intake cooler attached to the gas turbine to cool combustion intake air. And use it as cooling water for the steam turbine condenser. Further, during periods other than the summer, a part of the exhaust gas discharged from the gas turbine is mixed with the intake air for combustion to maintain the intake air for combustion at a predetermined temperature throughout the year.

Description

技 術 分 野
本発明は、ガス供給事業における電力平準化方法及びメタンハイドレート冷熱利用発電システムに関するものである。
背 景 技 術
近年、環境問題が重要視され、特に、炭酸ガスの排出に伴う地球温暖化防止のため、クリーンな燃料である天然ガスの利用促進が推奨されている。
天然ガスは、通常、ＬＮＧ（液化天然ガス）として輸入されているが、天然ガスをＬＮＧに転換するには大規模な冷凍設備や、多大な電力（約３８０ｋＷｈ／ｔ）を必要とするため、埋蔵量の多い大規模なガス田や、大電力を賄える特化された地域からの導入に限られている。
しかし、天然ガスの需要に応ずるために、上記以外の地域、例えば、中小規模のガス田などからの導入が望まれている。このような中小規模のガス田などの天然ガスは、ガス状のまま輸入される可能性もあり、その対応についても今から検討しておく必要がある。
一方、ガスの昼夜の需要バランスが偏っていることも事実であり、この点に関しては、ガスも電力と同じである。しかし、天然ガスを需要先や消費地に送給するガス供給事業者の立場からすれば、仮に、夜間に天然ガスの送給が可能であれば、需要量がほぼ決まっているため、ガスの需要先に応じて需要地の近郊に天然ガスと水との水和物であるガスハイドレートの製造及び貯蔵タンクを用意すると、ガス受入れ基地における過大なガスホルダーの設置が不要となり、ガス受入れ基地における設備投資を大幅に軽減することが可能となる。
この場合、ガス受入れ基地の抱える問題を各地に分散することになるが、その反面、需要地の特性（需要パターン）に応じたガスの供給が可能となるなどの利点がある。特に、ＬＮＧではなく、ガス状で導入する場合には、極めて有効なガスの送給と貯蔵とが可能となる。
天然ガスをガスハイドレートにすると、天然ガスの体積は、約１／１５０〜１／１７０に縮小するが、仮に、これに相当する容積に天然ガスを圧縮して貯蔵する場合には、導管圧力が３０ａｔａ（約２．９ＭＰａ）とすれば、約５倍の圧縮動力が必要となる。つまり、天然ガスを１５０気圧以上に圧縮する必要がある。
従って、天然ガスの圧縮貯蔵は、高圧容器を要するから極めて高価な設備が必要となるとともに、漏洩の危険がある。
ところで、導管圧力を３０ａｔａとしてガスハイドレートを製造する場合の所要動力と、天然ガスを３０ａｔａから１５０ａｔａ（約１４．７ＭＰａ）まで昇圧する場合の所要動力とを比較して見ると、前者で２８０３ｋＷ、後者で１２００ｋＷとなり、前者より後者の方が有利となるが、前者のガスハイドレート製造手段を先に出願したメタンハイドレート冷熱利用発電システムと一体化することにより、前者の不利（冷凍機動力が圧縮機動力を上回ること）を解消することが可能となる。
発 明 の 開 示
本発明は、上記の知見に基づいたものであり、ガス供給事業における電力平準化を計ることができるガス供給事業における電力平準化方法を提供することを目的とするものである。また、年間を通じてガスハイドレートの冷熱を利用した高効率発電が計れることができるメタンガスハイドレート冷熱利用発電システムを提供することを目的とするものである。
上記目的を達成するため、本発明のガス供給事業における電力平準化方法は、天然ガスをガス導入基地からガス消費地区に送給するに際し、前記ガス導入基地のガス圧送用コンプレッサを夜間電力を用いて運転してガス導入基地の天然ガスをガス消費地区の近郊に設置したガスハイドレート生成貯蔵設備に送給する工程と、該ガスハイドレート生成貯蔵設備を夜間電力を用いて運転して天然ガスと水の水和物であるガスハイドレートを生成する工程と、該ガスハイドレートを前記ガスハイドレート生成貯蔵設備に貯蔵する工程とから構成されている。
上記のように、本発明は、天然ガス導入基地のガス圧送用コンプレッサや、ガスハイドレート生成貯蔵設備などを夜間電力を使用して運転するので、比較的安価な夜間電力を用いて夜間に天然ガス導入基地からガスハイドレート生成貯蔵設備に天然ガスを供給することが可能になるとともに、ガスハイドレート生成貯蔵設備において夜間にガスハイドレートを生成することができる。その上、昼夜の消費電力を平準化することができるので、工業上、非常に有益である。
一方、本発明のメタンハイドレート冷熱利用発電システムは、蒸気タービン及びガスタービンにより発電機を駆動する複合発電設備において、該複合発電設備にメタンハイドレート貯槽を併設し、該メタンハイドレート貯槽内のメタンハイドレートが分解した時に生じた冷水を、前記ガスタービンに付随する吸気冷却器に導入して燃焼用吸気を冷却すると共に、夏期以外の期間においては、前記ガスタービンから排出される排ガスの一部を燃焼用吸気に混合させて年間を通じて燃焼用吸気を所定温度に保持することを特徴としている。
上記のように、本発明は、複合発電システムにおいて、ガスタービンに付随する吸気冷却器にメタンハイドレート分解時に生じた冷水を導入して燃焼用吸気を冷却すると共に、夏期以外の期間においては、ガスタービンから排出される排ガスの一部を燃焼用吸気に混合させて年間を通じて燃焼用吸気を所定温度に保持するようにしたので、年間を通じてメタンハイドレート分解時の冷熱を有効に利用することが可能になり、ガスタービンを年間を通じて最高効率点で運転することができるとともに、温排水の問題も解消し、環境に悪影響を及ぼすことも皆無となった。
また、本発明のメタンハイドレート冷熱利用発電システムは、ガスタービンに付随する吸気冷却器及びメタンハイドレート貯槽を含むループ状の閉回路を形成するとともに、該閉回路にメタンハイドレートの分解時に生じた冷熱を循環させ、かつ、メタンハイドレート分解時に生じた余剰冷水を前記閉回路の系外に排出することを特徴としている。
また、本発明のメタンハイドレート冷熱利用発電システムは、メタンハイドレート貯槽、蒸気タービン復水器及びガスタービン吸気冷却器によりループ状の閉回路を形成するとともに、該閉回路にメタンハイドレートの分解時に生じた冷熱を循環させることを特徴としている。
更に、本発明のメタンハイドレート冷熱利用発電システムは、ガス導入基地からガス消費地区に至るガス導管沿いにメタンハイドレート生成貯槽設備及び複合発電設備を設け、前記メタンハイドレート生成貯槽設備は、メタンハイドレート生成槽と、冷凍機と、熱交換器と、補給水タンクと、メタンハイドレート貯蔵タンクとから構成され、前記複合発電設備は、蒸気タービンと、発電機と、ガスタービン吸気冷却器と、吸気圧縮機と、燃焼器と、ガスタービンと、廃熱ボイラと、蒸気タービン復水器及び膨張タービンとから構成されたメタンハイドレート冷熱利用発電システムであって、前記メタンハイドレート生成貯槽設備に蓄えられた冷熱を、前記吸気冷却器及び蒸気タービン復水器に送給することを特徴としている。
上記のように、本発明は、メタンハイドレート生成貯槽内に蓄えた冷熱、すなわち、メタンハイドレートスラリーを吸気冷却器及び蒸気タービン復水器に送給するようにしたので、水で燃焼用空気や復水を冷却する場合に比べて発電機の出力が大幅に向上する。特に、メタンハイドレート生成貯槽内に蓄えた冷熱、すなわち、メタンハイドレートスラリーを蒸気タービン復水器に送給すると、水で冷却する場合に比べて蒸気タービンの排気圧力が大幅に低下し、発電機の出力が大幅に向上する。更に、本発明は、高圧の天然ガスを膨張タービンで膨張させるので、発電機の出力向上に寄与することとなる。
上記メタンハイドレート生成貯槽設備に蓄えられた冷熱は、スラリー状のメタンハイドレートである。
発明を実施するための最良の形態
以下、本発明の実施の形態を図面を用いて説明する。図１は、本発明に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムの概略図である。
図１において、１は、複合発電装置であり、蒸気タービン２及びガスタービン３によって発電機４を駆動して発電するようになっている。このガスタービン３は、吸気冷却器５と、吸気圧縮機６と、燃焼器７と、膨張タービン８とから構成され、膨張タービン８の排ガスａを廃熱ボイラ９に導入して熱回収するようになっている。また、蒸気タービン２は、仕事後の蒸気ｂを復水器１０に導入して液化させた後、復水ｃをポンプ１１によって廃熱ボイラ９に給水するようになっている。そして、廃熱ボイラ９で発生した蒸気ｄは、蒸気タービン２に導入され、発電に供するようになっている。
一方、復水器１０と、吸気冷却器５と、メタンハイドレート貯槽１２と、ポンプ１３とは、連通管１４によって連通され、ループ状の閉回路１５を構成している。この閉回路１５には、吸気冷却器５を迂回するバイパス１６が設けられている。１７は、吸気導入管であり、燃焼用空気ｅを吸気冷却器５を経て吸気圧縮機６に導入するようになっている。この吸気導入管１７には、吸気冷却器５より上流側において排気導入管１８が接続しており、ガスタービン３から排出された排ガスａの一部が導入されるようになっている。排気導入管１８は、ブロアー１９を備えている。
上記メタンハイドレート貯槽１２には、メタンハイドレートｆが貯蔵されているが、メタンハイドレートｆの分解によって得られたメタンｇの一部は、配管２０を通ってガスタービン燃焼器７に導入され、残りのメタンｇは、配管２０から分岐する枝管２１を通って消費ゾーン（図示せず）に供給される。配管２０は、ブースタ２２を備えている。メタンハイドレート貯槽１２の内部は、多孔板２３によって上下に仕切られており、多孔板２３上にメタンハイドレートｆが貯蔵され、貯槽１２の底部に冷水ｈが貯蔵されている。
この冷水ｈは、ポンプ１３によって閉回路１５内に送出され、先ず、復水器１０にて蒸気タービン２から排出された蒸気ｂを復水させる。次に、吸気冷却器５にてガスタービン圧縮機６に導入される燃焼用空気ｅを設計温度（摂氏２０℃）に冷却する。しかる後に、メタンハイドレート貯槽１２に戻り、図示しないノズルから貯槽１２内のメタンハイドレートｆ上に噴射され、メタンハイドレートｆをメタンｇと水ｈに分解させる。
メタンハイドレート貯槽１２内で再生されたメタンｇは、燃料として、その一部がガスタービン燃焼器７に供給され、残りのメタンｇは、枝管２１を経て消費ゾーン（図示せず）に供給される。メタンハイドレート分解時に生じた余剰冷水ｈ′は、閉ループの枝管２４から系外に排出される。この余剰冷水ｈ′は、かなり低温（摂氏５℃）であるから、メタンハイドレート生成水として図示しない貯水槽に貯蔵される。
また、メタンハイドレート貯槽１２の冷たい水ｈを、先ず最初に、復水器１０に通水することにより復水器１０の真空度が上がるため、復水器を海水などの常用の冷却水で冷却する場合に比べて蒸気タービン２の断熱熱落差を大幅に高めることが可能である。
復水器１０を出た後の冷水ｈは、夏場のガスタービンの吸気温度を、平均気温である摂氏１５〜２０℃程度に冷却することが可能であり、蒸気タービン２及びガスタービン３の出力増大に寄与することができる。一般的に、冷水ｈは、夏場を除けば、吸気冷却器５を迂回するバイパス１６を通って閉回路１５に戻ることになるが、メタンハイドレート貯槽１２の再生ガス量が同じであると仮定すると、冷水ｈが吸気冷却器５を通らないために、メタンハイドレートを分解させる分解熱量が不足する。
従って、本発明にあっては、吸気冷却器５に冷水ｈを、常時、流し続けると共に、夏場以外の冬期及び中間期においては、ガスタービンの膨張タービン８から排出される排ガスａの一部を燃焼用空気ｅに混合させ、吸気冷却器５の入口温度を一定に保持する。その結果、ガスタービン３は、年間を通じ、常に設計温度（例えば、摂氏１５℃）で運転される。排ガスａの供給量は、排気導入管１８に配設させた制御弁２５によって調整される。
ガスタービン７の排ガスの一部が燃焼用空気に混入することによってガスタービン燃焼空気の酸素濃度は、新鮮な空気に比べて、若干、下がることになるが、ガスタービンの排ガス中の酸素濃度は、比較的高いことでもあり、燃焼上、問題がないと考えられる。
上記のように、本発明によれば、年間を通じ、メタンハイドレート分解時の冷熱を有効に利用することができる。その結果、ガスタービンを、年間を通じて最高効率点で運転することができる。また、温排水の問題も解消し、環境に悪影響を及ぼすこともない。
次に、本発明に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムの他の実施形態及びガス供給事業における電力平準化方法について説明する。
図３に示すように、ガス田３１で採取した天然ガスｇは、ガス圧送用ステーション３２、パイプライン３３及びガス前処理設備３４を経て液化プラント３５に送給され、液化天然ガス（以下、ＬＮＧという）となってＬＮＧタンク３６に貯蔵される。
ＬＮＧタンク３６内のＬＮＧは、ＬＮＧタンカー３７により輸送され、ガス導入基地３８側のＬＮＧタンク３９に貯蔵される。このＬＮＧタンク３９内のＬＮＧは、ＬＮＧポンプ４０で気化器４１に送給され、高圧の天然ガスｇに再生される。この高圧の天然ガスｇは、ガス主幹線４２を経て第１の工場４４ａ及び発電所４５ａに送給される。
更に、ガス主幹線４２に設けられた１段目のガバナー弁４６ａによって減圧された中圧の天然ガスｇ′は、枝管４３を経て第２の工場４４ｂ及び発電所４５ｂに送給される。更に、ガス主幹線４２に設けられた２段目のガバナー弁４６ｂによって減圧された低圧の天然ガスｇ″は、枝管４３を経て一般家庭４７及び業務施設４８に送給される。
ところで、本発明では、第１の工場４４ａや発電所４５ａの近郊にガスハイドレート生成貯蔵設備１２及び発電所１を設置する以外に、消費地域Ａ，Ｂ，Ｃ，〜の近郊にガスハイドレート生成貯蔵設備１２及び発電所１を設置する。
一方、天然ガスｇの一部は、ガスブースター４９により昇圧され、海底パイプライン５０を経て天然ガスバッファータンク５１に送給される。この天然ガスバッファータンク５１の天然ガスｇは、ガス圧送用コンプレッサ５２により圧送され、上記ガス主幹線４２及び枝管４３を経て工場４４、発電所４５、一般家庭４７、業務施設４８及び消費地域Ａ，Ｂ，Ｃ，〜に送給される。その際、上記ガス圧送用コンプレッサ５２は、夜間電力を使用して運転されているので、電力の平準化を計ることができる。また、上記発電所１で発電された電力は、上記工場４４、一般家庭４７、業務施設４８及び消費地域Ａ，Ｂ，Ｃ，〜に送電される。
上記のガスハイドレート生成貯蔵設備１２及び発電所１は、図２に示すように構成されている。
ガスハイドレート生成貯蔵設備１２は、メタンハイドレート生成槽６１と、冷凍機６２と、熱交換器６３と、補給水タンク６４と、メタンハイドレート貯蔵タンク６５から構成され、夜間電力を使用して運転されている。
上記ガバナー弁４６より上流側のガス主幹線４２ａから分岐した枝管６６からメタンハイドレート生成槽６１に天然ガスｇが供給されるとともに、補給水タンク６４内の水ｈが補給水ポンプ６７によってメタンハイドレート生成槽６１に供給されると、メタンハイドレート生成槽６１内でメタンを主成分とする天然ガスと水の水和物であるメタンハイドレートｆが生成される。
ここで、メタンハイドレート生成槽内の圧力及び温度としては、例えば、１〜４℃、３０〜１００気圧の範囲が好ましい。また、水ｈは、メタンハイドレート生成槽６１に噴霧状態で供給することが好ましい。
このメタンハイドレート生成槽６１内の水ｈ及びメタンハイドレートｆは、攪拌手段６８により攪拌されてスラリーｆ′になるとともに、スラリー循環ポンプ６９により導出される。そして、メタンハイドレート貯蔵タンク６５に貯蔵されるとともに、その一部は、スラリー循環ライン７０を経てメタンハイドレート生成槽６１に戻される。このスラリー循環ライン７０は、その途中に熱交換器６３及び冷凍機６２を備え、スラリー循環ライン７０を循環するメタンハイドレートスラリーｆ′を所定温度に冷却する。また、メタンハイドレート貯蔵タンク６５内でメタンハイドレートスラリーｆ′から分離した水ｈは、スラリー移送ポンプ７１及び水循環ライン７２により補給水タンク６４に戻される。
一方、発電所である複合発電設備１は、蒸気タービン２と、発電機４と、ガスタービン吸気冷却器５と、吸気圧縮機６と、燃焼器７と、ガスタービン８と、廃熱ボイラ９と、蒸気タービン復水器１０及び膨張タービン２５から構成され、上記発電機４を、蒸気タービン２と、ガスタービン８及び膨張タービン２５により駆動するようになっている。
更に、この複合発電設備１は、上記水循環ライン７２と、上記ガバナー弁４６により下流側のガス主幹線４２ｂとを結ぶメタンハイドレート分解ライン７３に、上記スラリー移送ポンプ７１から上記ガス主幹線４２ｂ側に向かって、順次、ガスタービン吸気冷却器５、ガス分離器７４、除湿器７５、加熱器７６及び膨張タービン２５を配している。
しかして、メタンハイドレート貯蔵タンク６５のメタンハイドレートスラリーｆ′をメタンハイドレート分解ライン７３に送給すると、メタンハイドレートスラリーｆ′は、ガスタービン吸気冷却器５にて燃焼用空気ｅを冷却する一方、自分自身、水と天然ガスに分解する。この天然ガスｇは、ガス分離器７４で水ｈと分離した後、除湿器７５を経て上記燃焼器７に供給される。この天然ガスｇの一部は、加熱器７６で加熱されて高圧となり、発電機４と軸を同じくする膨張タービン２５を駆動した後、ガス主幹線４２ｂを経て需要地又は消費地に供給される。
上記燃焼器７に供給された天然ガスｇは、吸気圧縮機６で圧縮された燃焼用空気ｅと混合燃焼してガスタービン８に導入され、発電機４及び吸気圧縮機６を駆動する原動力となる。ガスタービン８を出た排ガスａは、廃熱ボイラ９に導入され、廃熱が回収される。廃熱ボイラ９で生じた高温高圧の蒸気ｄは、蒸気タービン２に導入され、発電に寄与する。蒸気タービン２を出た蒸気ｂは、蒸気タービン復水器１０に導入され、冷却される。復水ｃは、図示しないポンプにより廃熱ボイラ９に戻される。
更に、この複合発電設備１は、上記水循環ライン７２にガスタービン吸気冷却器５を迂回するバイパスライン７７を配するとともに、このバイパスライン７７に上記蒸気タービン復水器１０及びガス分離器７４を配しており、上記メタンハイドレート貯蔵タンク６５のメタンハイドレートスラリーｆ′をバイパスライン７７に送給すると、メタンハイドレートスラリーｆ′は、蒸気タービン復水器１０にて廃熱ボイラ９から導出された蒸気ｂを冷却して復水させる一方、自分自身、水と天然ガスに分解する。この天然ガスｇは、ガス分離器７４で水ｈと分離した後、除湿器７５を経て上記燃焼器７に供給される。一方、ガス分離器７４で分離された水ｈは、ドレン移送ポンプ７８により上記水循環ライン７２に戻される。
（実施例）
本発明のメタンハイドレート冷熱利用発電システム（図１参照）と、従来の複合発電システムとを比較した。設定条件は次の通りとした。
・ガスタービン基準吸気温度：摂氏１５℃
・定格出力（発電端）：２０，０００ｋＷ
・発電効率（発電端）：３１％
・排 気 流 量 ：８０ｋｇ／ｓ
・排 気 温 度 ：５００℃
・燃 料 ：天然ガス
その結果、本発明では、
・蒸気タービン出力 ： ７，３５５ｋＷ
・ガスタービン出力 ：１８，０００ｋＷ
・復水器圧力 ：０．０１７ａｔａ
・ガスタービン吸気温度：２０℃
となり、従来例では、
・蒸気タービン出力 ： ５，９８０ｋＷ
・ガスタービン出力 ：１６，４００ｋＷ
・復水器圧力 ：０．０７５ａｔａ
・ガスタービン吸気温度：３２℃
となる。
従って、本発明の方が従来例に比べて２９７５ｋＷ（＝（７３５５＋１８０００）−（５９８０＋１６４００））だけ出力が増加した。
なお、発電出力増加分を、メタンハイドレート解離ガス量で割り算したメタン処理量当たりの値は、
（（７３５５＋１８０００）−（５９８０＋１６４００））／１５．５＝１９２ｋＷ／ｔ（ＣＨ４）
となり、メタンハイドレート生成単位にほぼ匹敵する結果となった。その結果、メタンハイドレートを生成するに要する動力を、ほぼ１００％回収可能であることが分かった。
【図面の簡単な説明】
第１図は本発明に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムの概略図である。
第２図は本発明に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムの他の実施形態を示す概略図である。
第３図は本発明に係るガス供給事業における電力平準化方法の概略図である。TECHNICAL FIELD The present invention relates to an electric power leveling method in a gas supply business and a methane hydrate cold-heat power generation system.
Background Technology In recent years, environmental issues have become increasingly important, and in particular, promotion of the use of natural gas, which is a clean fuel, has been recommended to prevent global warming due to carbon dioxide emissions.
Natural gas is usually imported as LNG (liquefied natural gas), but converting natural gas to LNG requires large-scale refrigeration equipment and a large amount of electric power (about 380 kWh / t). Installations are limited to large gas fields with large reserves and specialized areas that can provide high power.
However, in order to meet the demand for natural gas, introduction from other regions, for example, small and medium-sized gas fields is desired. Natural gas from such small and medium-sized gas fields may be imported as gas, and it is necessary to consider how to deal with it.
On the other hand, it is also true that the demand balance between gas and daytime is uneven, and in this regard, gas is the same as electric power. However, from the point of view of a gas supplier that supplies natural gas to consumers and consumers, if the supply of natural gas is possible at night, the demand is almost fixed, Producing gas hydrate, a hydrate of natural gas and water, and preparing storage tanks in the vicinity of the demand area according to the demand destination makes it unnecessary to install an excessive gas holder at the gas receiving base, and the gas receiving base Can greatly reduce capital investment.
In this case, the problem of the gas receiving base is dispersed in various places, but on the other hand, there is an advantage that the gas can be supplied according to the characteristics of the demand area (demand pattern). Particularly when gas is introduced instead of LNG, extremely effective gas supply and storage can be achieved.
When natural gas is converted to gas hydrate, the volume of the natural gas is reduced to about 1/150 to 1/170. However, if the natural gas is compressed and stored to the corresponding volume, the pressure of the conduit is reduced. Is about 30 ata (about 2.9 MPa), about 5 times the compression power is required. That is, it is necessary to compress natural gas to 150 atm or more.
Accordingly, compressed storage of natural gas requires a high-pressure vessel, so that extremely expensive equipment is required and there is a risk of leakage.
By the way, comparing the required power for producing gas hydrate with a conduit pressure of 30 ata and the required power for increasing the pressure of natural gas from 30 ata to 150 ata (about 14.7 MPa), the former requires 2803 kW, The latter is 1200 kW, and the latter is more advantageous than the former. However, by integrating the former gas hydrate production means with the methane hydrate cold-heat power generation system filed earlier, the former disadvantage (refrigerating machine power is reduced) Exceeding the power of the compressor).
DISCLOSURE OF THE INVENTION The present invention is based on the above findings, and an object of the present invention is to provide a power leveling method in a gas supply business capable of measuring power leveling in a gas supply business. . It is another object of the present invention to provide a methane gas hydrate cold heat power generation system capable of measuring high efficiency power generation using gas hydrate cold throughout the year.
In order to achieve the above object, the power leveling method in the gas supply business of the present invention uses natural gas to supply natural gas from a gas introduction base to a gas consuming area, using a gas pressure transmission compressor of the gas introduction base at night. Supplying natural gas from the gas introduction terminal to a gas hydrate generation and storage facility installed near the gas consuming area, and operating the gas hydrate generation and storage facility using nighttime power to operate the natural gas. And a step of generating a gas hydrate, which is a hydrate of water, and a step of storing the gas hydrate in the gas hydrate generation and storage facility.
As described above, the present invention operates a gas pumping compressor and a gas hydrate generation and storage facility of a natural gas introduction terminal using nighttime electric power. Natural gas can be supplied from the gas introduction terminal to the gas hydrate generation and storage facility, and the gas hydrate can be generated in the gas hydrate generation and storage facility at night. In addition, power consumption during the day and night can be leveled, which is very useful in industry.
On the other hand, in the methane hydrate cold heat power generation system of the present invention, in a combined power generation facility that drives a generator by a steam turbine and a gas turbine, the combined power generation facility is provided with a methane hydrate storage tank, and the inside of the methane hydrate storage tank is provided. Chilled water generated when methane hydrate is decomposed is introduced into an intake air cooler attached to the gas turbine to cool combustion intake air, and during a period other than summer, one of exhaust gas discharged from the gas turbine is cooled. It is characterized in that the section is mixed with the intake air for combustion to maintain the intake air for combustion at a predetermined temperature throughout the year.
As described above, the present invention provides a combined power generation system that cools combustion intake air by introducing chilled water generated during methane hydrate decomposition into an intake cooler associated with a gas turbine, and in a period other than summer, A part of the exhaust gas discharged from the gas turbine is mixed with the intake air for combustion, and the intake air for combustion is maintained at a predetermined temperature throughout the year.Thus, it is possible to effectively use the cold heat generated during the decomposition of methane hydrate throughout the year. This enabled the gas turbine to operate at the highest efficiency point throughout the year, eliminated the problem of hot water drainage, and had no negative impact on the environment.
Further, the methane hydrate cold-heat power generation system of the present invention forms a loop-shaped closed circuit including an intake cooler and a methane hydrate storage tank associated with a gas turbine, and generates a methane hydrate in the closed circuit when the methane hydrate is decomposed. It is characterized by circulating cold heat and discharging excess cold water generated during decomposition of methane hydrate to the outside of the closed circuit system.
Further, the methane hydrate cold heat power generation system of the present invention forms a loop-shaped closed circuit by a methane hydrate storage tank, a steam turbine condenser, and a gas turbine intake air cooler, and decomposes methane hydrate in the closed circuit. It is characterized by circulating cold generated at times.
Further, the methane hydrate cold heat power generation system of the present invention is provided with a methane hydrate generation storage facility and a combined power generation facility along a gas conduit from a gas introduction base to a gas consuming area, and the methane hydrate generation storage facility is provided with methane hydrate. A hydrate generation tank, a refrigerator, a heat exchanger, a makeup water tank, and a methane hydrate storage tank, and the combined power generation facility includes a steam turbine, a generator, a gas turbine intake cooler, A methane hydrate cold heat power generation system comprising: an intake compressor, a combustor, a gas turbine, a waste heat boiler, a steam turbine condenser, and an expansion turbine, wherein the methane hydrate generation and storage equipment Is supplied to the intake air cooler and the steam turbine condenser.
As described above, according to the present invention, since the cold heat stored in the methane hydrate generation storage tank, that is, the methane hydrate slurry is supplied to the intake cooler and the steam turbine condenser, the combustion air with water is used. The output of the generator is greatly improved as compared with the case where the condensate is cooled. In particular, when the chilled heat stored in the methane hydrate generation storage tank, that is, methane hydrate slurry is fed to the steam turbine condenser, the exhaust pressure of the steam turbine drops significantly compared to when cooling with water, and power generation occurs. The output of the machine is greatly improved. Further, the present invention expands the high-pressure natural gas by the expansion turbine, thereby contributing to an improvement in the output of the generator.
The cold heat stored in the methane hydrate production storage facility is slurry-like methane hydrate.
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. FIG. 1 is a schematic diagram of a methane hydrate cold heat power generation system according to the present invention.
In FIG. 1, reference numeral 1 denotes a combined power generation device, which is configured to generate power by driving a generator 4 by a steam turbine 2 and a gas turbine 3. The gas turbine 3 includes an intake air cooler 5, an intake compressor 6, a combustor 7, and an expansion turbine 8, and the exhaust gas a of the expansion turbine 8 is introduced into a waste heat boiler 9 to recover heat. It has become. Further, the steam turbine 2 introduces the worked steam b into the condenser 10 to liquefy it, and then supplies the condensate c to the waste heat boiler 9 by the pump 11. Then, the steam d generated in the waste heat boiler 9 is introduced into the steam turbine 2 to be used for power generation.
On the other hand, the condenser 10, the intake air cooler 5, the methane hydrate storage tank 12, and the pump 13 are connected by a communication pipe 14 to form a loop-shaped closed circuit 15. The closed circuit 15 is provided with a bypass 16 that bypasses the intake air cooler 5. Reference numeral 17 denotes an intake introduction pipe, which introduces combustion air e into the intake compressor 6 via the intake cooler 5. An exhaust introduction pipe 18 is connected to the intake introduction pipe 17 on the upstream side of the intake air cooler 5 so that a part of the exhaust gas a discharged from the gas turbine 3 is introduced. The exhaust introduction pipe 18 has a blower 19.
The methane hydrate storage tank 12 stores methane hydrate f, and a part of methane g obtained by decomposition of the methane hydrate f is introduced into the gas turbine combustor 7 through the pipe 20. The remaining methane g is supplied to a consumption zone (not shown) through a branch pipe 21 branched from a pipe 20. The pipe 20 has a booster 22. The inside of the methane hydrate storage tank 12 is vertically partitioned by a perforated plate 23, methane hydrate f is stored on the perforated plate 23, and cold water h is stored at the bottom of the storage tank 12.
The cold water h is sent into the closed circuit 15 by the pump 13, and first, the steam b discharged from the steam turbine 2 is condensed by the condenser 10. Next, the intake air cooler 5 cools the combustion air e introduced into the gas turbine compressor 6 to a design temperature (20 ° C.). Thereafter, the methane hydrate f returns to the methane hydrate storage tank 12 and is sprayed from a nozzle (not shown) onto the methane hydrate f in the storage tank 12 to decompose the methane hydrate f into methane g and water h.
A part of the methane g regenerated in the methane hydrate storage tank 12 is supplied to the gas turbine combustor 7 as fuel, and the remaining methane g is supplied to a consumption zone (not shown) via the branch pipe 21. Is done. Excess cold water h ′ generated during the decomposition of methane hydrate is discharged out of the system from the closed loop branch pipe 24. Since the surplus cold water h 'has a considerably low temperature (5 degrees Celsius), it is stored in a storage tank (not shown) as methane hydrate generated water.
In addition, since the degree of vacuum of the condenser 10 is increased by first passing the cold water h of the methane hydrate storage tank 12 to the condenser 10, the condenser is filled with common cooling water such as seawater. The adiabatic heat drop of the steam turbine 2 can be greatly increased as compared with the case of cooling.
The cold water h after leaving the condenser 10 can cool the intake temperature of the gas turbine in summer to about 15 to 20 ° C., which is the average temperature, and the output of the steam turbine 2 and the gas turbine 3 Can contribute to the increase. Generally, the cold water h returns to the closed circuit 15 through the bypass 16 bypassing the intake air cooler 5 except in summer, but it is assumed that the amount of the regenerated gas in the methane hydrate storage tank 12 is the same. Then, since the cold water h does not pass through the intake air cooler 5, the amount of heat of decomposition for decomposing methane hydrate is insufficient.
Therefore, in the present invention, the cold water h is continuously supplied to the intake air cooler 5 and a part of the exhaust gas a discharged from the expansion turbine 8 of the gas turbine in the winter and the intermediate period other than the summer. It is mixed with the combustion air e to keep the inlet temperature of the intake air cooler 5 constant. As a result, the gas turbine 3 is always operated at the design temperature (for example, 15 ° C.) throughout the year. The supply amount of the exhaust gas a is adjusted by a control valve 25 provided in the exhaust gas introduction pipe 18.
When a part of the exhaust gas of the gas turbine 7 is mixed with the combustion air, the oxygen concentration of the combustion air of the gas turbine is slightly lower than that of the fresh air. Is relatively high, and it is considered that there is no problem in combustion.
As described above, according to the present invention, it is possible to effectively utilize the cold heat during the decomposition of methane hydrate throughout the year. As a result, the gas turbine can be operated at the highest efficiency point throughout the year. It also eliminates the problem of hot drainage and does not adversely affect the environment.
Next, another embodiment of the methane hydrate cold heat power generation system according to the present invention and a power leveling method in a gas supply business will be described.
As shown in FIG. 3, the natural gas g collected in the gas field 31 is sent to a liquefaction plant 35 through a gas pumping station 32, a pipeline 33 and a gas pretreatment facility 34, and is liquefied natural gas (hereinafter, LNG). ) And stored in the LNG tank 36.
LNG in the LNG tank 36 is transported by the LNG tanker 37 and stored in the LNG tank 39 on the gas introduction base 38 side. The LNG in the LNG tank 39 is supplied to the vaporizer 41 by the LNG pump 40, and is regenerated into high-pressure natural gas g. The high-pressure natural gas g is supplied to the first factory 44a and the power plant 45a via the gas main line 42.
Further, the medium-pressure natural gas g ′ depressurized by the first-stage governor valve 46 a provided on the gas main line 42 is supplied to the second factory 44 b and the power plant 45 b via the branch pipe 43. Further, the low-pressure natural gas g ″ depressurized by the second-stage governor valve 46 b provided on the gas main line 42 is supplied to the general home 47 and the business facility 48 via the branch pipe 43.
By the way, in the present invention, in addition to installing the gas hydrate generation and storage facility 12 and the power plant 1 near the first factory 44a and the power plant 45a, the gas hydrate is stored near the consumption regions A, B, C,. The production storage facility 12 and the power plant 1 are installed.
On the other hand, a part of the natural gas g is pressurized by the gas booster 49 and sent to the natural gas buffer tank 51 via the submarine pipeline 50. The natural gas g in the natural gas buffer tank 51 is pumped by a gas pumping compressor 52 and passes through the gas main line 42 and the branch pipe 43 to a factory 44, a power plant 45, a general household 47, a business facility 48, and a consumption area A. , B, C,. At this time, since the gas pressure compressor 52 is operated using nighttime electric power, electric power can be leveled. The electric power generated by the power plant 1 is transmitted to the factory 44, the general household 47, the business facility 48, and the consumption areas A, B, C,.
The above-mentioned gas hydrate generation and storage facility 12 and the power plant 1 are configured as shown in FIG.
The gas hydrate generation and storage facility 12 includes a methane hydrate generation tank 61, a refrigerator 62, a heat exchanger 63, a makeup water tank 64, and a methane hydrate storage tank 65, and uses nighttime electric power. You are driving.
Natural gas g is supplied to the methane hydrate production tank 61 from a branch pipe 66 branched from the gas main line 42a upstream of the governor valve 46, and water h in the makeup water tank 64 is supplied to the makeup water pump 67 by methane. When supplied to the hydrate generation tank 61, methane hydrate f, which is a hydrate of water and natural gas containing methane as a main component, is generated in the methane hydrate generation tank 61.
Here, the pressure and temperature in the methane hydrate production tank are preferably in the range of, for example, 1 to 4 ° C. and 30 to 100 atm. Further, the water h is preferably supplied to the methane hydrate production tank 61 in a spray state.
The water h and the methane hydrate f in the methane hydrate production tank 61 are stirred by the stirring means 68 to become the slurry f ′, and are discharged by the slurry circulation pump 69. Then, while being stored in the methane hydrate storage tank 65, a part thereof is returned to the methane hydrate generation tank 61 via the slurry circulation line 70. The slurry circulation line 70 includes a heat exchanger 63 and a refrigerator 62 in the middle thereof, and cools the methane hydrate slurry f ′ circulating in the slurry circulation line 70 to a predetermined temperature. The water h separated from the methane hydrate slurry f ′ in the methane hydrate storage tank 65 is returned to the makeup water tank 64 by the slurry transfer pump 71 and the water circulation line 72.
On the other hand, the combined power generation facility 1 as a power plant includes a steam turbine 2, a generator 4, a gas turbine intake cooler 5, an intake compressor 6, a combustor 7, a gas turbine 8, a waste heat boiler 9 And the steam turbine condenser 10 and the expansion turbine 25, and the power generator 4 is driven by the steam turbine 2, the gas turbine 8, and the expansion turbine 25.
Further, the combined cycle power generation facility 1 includes a methane hydrate decomposition line 73 connecting the water circulation line 72 and the downstream gas main line 42b by the governor valve 46, and a methane hydrate decomposition line 73 from the slurry transfer pump 71 to the gas main line 42b side. , A gas turbine intake air cooler 5, a gas separator 74, a dehumidifier 75, a heater 76, and an expansion turbine 25 are sequentially arranged.
When the methane hydrate slurry f 'in the methane hydrate storage tank 65 is fed to the methane hydrate decomposition line 73, the methane hydrate slurry f' cools the combustion air e in the gas turbine intake cooler 5. Meanwhile, you decompose yourself into water and natural gas. After the natural gas g is separated from the water h by the gas separator 74, the natural gas g is supplied to the combustor 7 through the dehumidifier 75. A portion of this natural gas g is heated by the heater 76 to a high pressure, drives the expansion turbine 25 having the same axis as the generator 4, and is supplied to a demand area or a consumption area via the gas main line 42b. .
The natural gas g supplied to the combustor 7 is mixed and combusted with the combustion air e compressed by the intake compressor 6 and introduced into the gas turbine 8 to drive the generator 4 and the intake compressor 6. Become. Exhaust gas a exiting the gas turbine 8 is introduced into a waste heat boiler 9 to recover waste heat. The high-temperature and high-pressure steam d generated in the waste heat boiler 9 is introduced into the steam turbine 2 and contributes to power generation. The steam b exiting the steam turbine 2 is introduced into the steam turbine condenser 10 and cooled. The condensate c is returned to the waste heat boiler 9 by a pump (not shown).
Further, in the combined cycle power plant 1, the water circulation line 72 is provided with a bypass line 77 bypassing the gas turbine intake air cooler 5, and the bypass line 77 is provided with the steam turbine condenser 10 and the gas separator 74. When the methane hydrate slurry f 'in the methane hydrate storage tank 65 is supplied to the bypass line 77, the methane hydrate slurry f' is led out of the waste heat boiler 9 by the steam turbine condenser 10. The steam b is cooled and condensed, while decomposing itself into water and natural gas. After the natural gas g is separated from the water h by the gas separator 74, the natural gas g is supplied to the combustor 7 through the dehumidifier 75. On the other hand, the water h separated by the gas separator 74 is returned to the water circulation line 72 by the drain transfer pump 78.
(Example)
The methane hydrate cold power generation system of the present invention (see FIG. 1) was compared with a conventional combined power generation system. The setting conditions were as follows.
・ Gas turbine reference intake air temperature: 15 ° C
・ Rated output (power generation end): 20,000kW
・ Power generation efficiency (power generation end): 31%
・ Exhaust air flow: 80 kg / s
・ Exhaust temperature: 500 ℃
・ Fuel: Natural gas As a result, in the present invention,
・ Steam turbine output: 7,355kW
・ Gas turbine output: 18,000kW
・ Condenser pressure: 0.017ata
・ Gas turbine intake air temperature: 20 ° C
In the conventional example,
・ Steam turbine output: 5,980kW
・ Gas turbine output: 16,400kW
・ Condenser pressure: 0.075ata
・ Gas turbine intake air temperature: 32 ° C
It becomes.
Therefore, the output of the present invention increased by 2975 kW (= (7355 + 18000)-(5980 + 16400)) as compared with the conventional example.
In addition, the value per methane treatment amount obtained by dividing the increase in power generation output by the amount of methane hydrate dissociated gas is:
((7355 + 18000) - ( 5980 + 16400)) / 15.5 = 192kW / t (CH 4)
Which is almost equivalent to the methane hydrate generation unit. As a result, it was found that almost 100% of the power required to generate methane hydrate could be recovered.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a schematic diagram of a methane hydrate cold heat power generation system according to the present invention.
FIG. 2 is a schematic view showing another embodiment of the methane hydrate cold heat power generation system according to the present invention.
FIG. 3 is a schematic diagram of a power leveling method in a gas supply business according to the present invention.

Claims (6)

天然ガスをガス導入基地からガス消費地区に送給するに際し、前記ガス導入基地のガス圧送用コンプレッサを夜間電力を用いて運転してガス導入基地の天然ガスをガス消費地区の近郊に設置したガスハイドレート生成貯蔵設備に送給する工程と、該ガスハイドレート生成貯蔵設備を夜間電力を用いて運転して天然ガスと水の水和物であるガスハイドレートを生成する工程と、該ガスハイドレートを前記ガスハイドレート生成貯蔵設備に貯蔵する工程とからなるガス供給事業における電力平準化方法。When sending natural gas from a gas introduction terminal to a gas consuming area, a gas pressure transmission compressor of the gas introduction terminal is operated using nighttime electric power, and the natural gas of the gas introduction terminal is installed in a suburb of the gas consuming area. Feeding the gas hydrate to the hydrate generating storage facility, operating the gas hydrate generating storage facility using nighttime power to generate a gas hydrate that is a hydrate of natural gas and water, Storing the gas rate in the gas hydrate generation and storage facility. 蒸気タービン及びガスタービンにより発電機を駆動する複合発電設備において、該複合発電設備にメタンハイドレート貯槽を併設し、該メタンハイドレート貯槽内のメタンハイドレートが分解した時に生じた冷水を、前記ガスタービンに付随する吸気冷却器に導入して燃焼用吸気を冷却すると共に、夏期以外の期間においては、前記ガスタービンから排出される排ガスの一部を燃焼用吸気に混合させて年間を通じて燃焼用吸気を所定温度に保持することを特徴とするメタンハイドレート冷熱利用発電システム。In a combined power plant that drives a generator by a steam turbine and a gas turbine, a methane hydrate storage tank is provided in the combined power plant, and chilled water generated when methane hydrate in the methane hydrate storage tank is decomposed is supplied to the gas. In addition to cooling the intake air for combustion by introducing it to an intake air cooler attached to the turbine, during a period other than summer, a part of the exhaust gas discharged from the gas turbine is mixed with the intake air for combustion so that the intake air for combustion is provided throughout the year. Methane hydrate cold energy power generation system, characterized in that methane hydrate is maintained at a predetermined temperature. ガスタービンに付随する吸気冷却器及びメタンハイドレート貯槽を含むループ状の閉回路を形成するとともに、該閉回路にメタンハイドレートの分解時に生じた冷熱を循環させ、かつ、メタンハイドレート分解時に生じた余剰冷水を前記閉回路の系外に排出することを特徴とする請求項２記載のメタンハイドレート冷熱利用発電システム。A loop-shaped closed circuit including an intake cooler and a methane hydrate storage tank associated with the gas turbine is formed, and the cold generated during the decomposition of methane hydrate is circulated through the closed circuit. 3. The methane hydrate cold heat power generation system according to claim 2, wherein the surplus chilled water is discharged outside the closed circuit system. メタンハイドレート貯槽、蒸気タービン復水器及びガスタービン吸気冷却器によりループ状の閉回路を形成するとともに、該閉回路にメタンハイドレートの分解時に生じた冷熱を循環させる請求項２又は３記載のメタンハイドレート冷熱利用発電システム。The methane hydrate storage tank, the steam turbine condenser, and the gas turbine intake air cooler form a loop-shaped closed circuit, and circulate cold generated during decomposition of methane hydrate through the closed circuit. Power generation system using methane hydrate cold energy. ガス導入基地からガス消費地区に至るガス導管沿いにメタンハイドレート生成貯槽設備及び複合発電設備を設け、前記メタンハイドレート生成貯槽設備は、メタンハイドレート生成槽と、冷凍機と、熱交換器と、補給水タンクと、メタンハイドレート貯蔵タンクとから構成され、前記複合発電設備は、蒸気タービンと、発電機と、ガスタービン吸気冷却器と、吸気圧縮機と、燃焼器と、ガスタービンと、廃熱ボイラと、蒸気タービン復水器及び膨張タービンとから構成されたメタンハイドレート冷熱利用発電システムであって、前記メタンハイドレート生成貯槽設備に蓄えられた冷熱を、前記吸気冷却器及び蒸気タービン復水器に送給することを特徴とするメタンハイドレート冷熱利用発電システム。A methane hydrate generation storage tank facility and a combined power generation facility are provided along a gas conduit from a gas introduction base to a gas consumption area, and the methane hydrate generation storage tank facility includes a methane hydrate generation tank, a refrigerator, and a heat exchanger. , A makeup water tank, and a methane hydrate storage tank, and the combined power generation facility includes a steam turbine, a generator, a gas turbine intake cooler, an intake compressor, a combustor, a gas turbine, A methane hydrate cold heat utilizing power generation system including a waste heat boiler, a steam turbine condenser and an expansion turbine, wherein the cold stored in the methane hydrate generation storage tank facility is supplied to the intake cooler and the steam turbine. A methane hydrate cold-heat power generation system characterized by feeding to a condenser. 前記メタンハイドレート生成貯槽設備に蓄えられた冷熱がスラリー状のメタンハイドレートである請求項５記載のメタンハイドレート冷熱利用発電システム。The methane hydrate cold-heat power generation system according to claim 5, wherein the cold stored in the methane hydrate generation storage tank facility is slurry methane hydrate.
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