JPWO2021064869A1 - Ｌｎｇ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム - Google Patents

Ｌｎｇ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム Download PDF

Info

Publication number
JPWO2021064869A1
JPWO2021064869A1 JP2019566845A JP2019566845A JPWO2021064869A1 JP WO2021064869 A1 JPWO2021064869 A1 JP WO2021064869A1 JP 2019566845 A JP2019566845 A JP 2019566845A JP 2019566845 A JP2019566845 A JP 2019566845A JP WO2021064869 A1 JPWO2021064869 A1 JP WO2021064869A1
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
cold water
heat
cold
lng
temperature
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
Application number
JP2019566845A
Other languages
English (en)
Other versions
JP6671651B1 (ja
Inventor
伊藤　信三
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
EUREKA ENGINEERING INC.
Original Assignee
EUREKA ENGINEERING INC.
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by EUREKA ENGINEERING INC. filed Critical EUREKA ENGINEERING INC.
Application granted granted Critical
Publication of JP6671651B1 publication Critical patent/JP6671651B1/ja
Publication of JPWO2021064869A1 publication Critical patent/JPWO2021064869A1/ja
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25D—REFRIGERATORS; COLD ROOMS; ICE-BOXES; COOLING OR FREEZING APPARATUS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F25D3/00—Devices using other cold materials; Devices using cold-storage bodies
    • F25D3/10—Devices using other cold materials; Devices using cold-storage bodies using liquefied gases, e.g. liquid air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28D—HEAT-EXCHANGE APPARATUS, NOT PROVIDED FOR IN ANOTHER SUBCLASS, IN WHICH THE HEAT-EXCHANGE MEDIA DO NOT COME INTO DIRECT CONTACT
    • F28D20/00—Heat storage plants or apparatus in general; Regenerative heat-exchange apparatus not covered by groups F28D17/00 or F28D19/00
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28D—HEAT-EXCHANGE APPARATUS, NOT PROVIDED FOR IN ANOTHER SUBCLASS, IN WHICH THE HEAT-EXCHANGE MEDIA DO NOT COME INTO DIRECT CONTACT
    • F28D20/00—Heat storage plants or apparatus in general; Regenerative heat-exchange apparatus not covered by groups F28D17/00 or F28D19/00
    • F28D20/02—Heat storage plants or apparatus in general; Regenerative heat-exchange apparatus not covered by groups F28D17/00 or F28D19/00 using latent heat
    • 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
    • Y02E60/14—Thermal energy storage

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Steam Or Hot-Water Central Heating Systems (AREA)

Abstract

液化天然ガスが気化するときに生じるＬＮＧ冷熱を熱交換するＬＮＧ気化器によって産業設備で使用される天然ガスを生成するＬＮＧサテライト基地と、ＬＮＧサテライト基地に近接して配置され、ＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を利用する冷水利用部が設けられた冷水利用施設と、ＬＮＧ気化器と冷水利用施設との間に設けられ、ＬＮＧ冷熱を蓄熱する蓄熱槽と、ＬＮＧ気化器における冷凍能力が冷水利用施設における冷熱需要を超えるとき、冷凍能力が冷熱需要を越える余剰冷熱分のＬＮＧ冷熱を蓄熱槽に蓄熱し、冷水利用施設における冷熱需要が冷凍能力を超えるとき、冷凍能力が冷熱需要に対して不足する不足冷熱を蓄熱槽から冷水利用部に低温冷水で供給するように制御する制御装置と、を備えたＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システムである。

Description

本発明は、液化天然ガスを気化するＬＮＧ気化器で生じるＬＮＧ冷熱を利用する冷水供給システムに関する。
地球温暖化問題はますます深刻度を増しており、二酸化炭素（ＣＯ2）排出係数が大きい石炭や石油から排出係数が小さい天然ガスへの燃料シフトが始まっており、多くの液化天然ガス（ＬＮＧ）サテライト基地が建設されている。ＬＮＧサテライト基地では大量のＬＮＧ冷熱が発生する。
ＬＮＧ冷熱は極めて有用であるにも拘わらず、その有効活用はほとんど行われておらず、海水や温水で気化されて捨てられている。
また、近年、消費者の食品に対する安全・安心への志向が高まり、これに応えるように人工環境において植物を生産する植物工場に関する技術革新が著しく、植物工場をＬＮＧ冷熱で冷房することが行われている。
太陽光利用型植物工場は、従来のハウス栽培の延長線上にあり、栽培植物はサラダ菜、リーフレタス等の葉菜類の他、トマト、イチゴ等の果采類である。この方式は平面に限られるので広大な用地を必要とする。また、日射の有無や外気温の変化で室内環境が左右されるので冷熱需要の変化が激しく、夏季の冷房と冬季の暖房に多大なエネルギーを必要とする。
完全制御型植物工場の栽培植物は葉菜類に限られるが、天候や場所に左右されず、多層型の栽培が可能で狭い土地で大量生産することができる。しかし、建屋・冷房装置・栽培装置（照明装置を含む）の建設コストが高く、年間を通して必要となる照明用電力および冷暖房用電力の消費量が非常に大きくなる。このように植物工場では電力コストが大きいことが問題であり、液化天然ガスを気化するＬＮＧ気化器で生じるＬＮＧ冷熱を植物工場において冷房に利用することが行われている。
特許文献１には、液化天然ガスを気化させるべく液化天然ガスと第１中間媒体とを熱交換させるＬＮＧ気化器と、第１中間媒体と第２中間媒体とを熱交換させる第１熱交換器と、第２中間媒体と植物工場内の空気とを熱交換させる第２熱交換器と、を備えたＬＮＧ冷熱を利用する植物工場システムが開示されている。
特許文献２には、栽培植物を栽培する温室内を空調する植物工場における空調システムにおいて、蓄冷熱槽内の水を夜間電力で冷却して蓄冷し、その蓄冷熱槽内の冷水を充填式空調機に導入し、充填式空調機で温室内の局所空間から吸引した空気と熱交換して冷気を局所空間に供給するランニングコストを低減できる植物工場における空調システムが開示されている。
特許文献３には、二酸化炭素の発生源となる産業プラントと、液化天然ガスを貯蔵するＬＮＧ基地と、植物を生産する植物工場と、産業プラントで発生した二酸化炭素を液化天然ガスを用いてドライアイスとするドライアイス製造設備とを備え、植物工場は、ドライアイス製造設備が製造したドライアイスを植物への二酸化炭素施用の供給源および冷房用の冷熱源として用いる空調システムが記載されている。
実用新案登録第３２０９６４２号 特開２０００−９３０１０号公報 特開２０１１−２５０７５９号公報
ＬＮＧ冷熱の供給能力（冷凍能力）は、例えば発電量の増減に応じて天然ガス（ＮＧ）の消費量が変化するので、一日を通して変化する。ＬＮＧを利用する施設の冷熱需要（冷房負荷またはプロセス等の冷却負荷）も一日を通して変化する。この冷凍能力と冷熱需要の変化動向は一致しないので、ＬＮＧ冷熱を無駄なく有効に利用することが困難であった。
特許文献１に記載されたシステムでは、一日を通しての天然ガスの消費量の変化に応じて液化天然ガスの気化量が変化することによるＬＮＧ気化器における冷凍能力の変化動向と、植物工場における冷熱需要の変化動向との差異のために植物工場を適切に冷房できない不具合が生じる。従って、植物工場における冷熱需要がＬＮＧ気化器における冷凍能力を超えない規模の植物工場しか建設することができない。
特許文献２に記載された装置では、冷水を貯留する蓄冷熱槽内の水を夜間電力で冷却して蓄冷し、その蓄冷熱槽内の冷水を昼間に充填式空調機に導入して空気を冷やし、冷気を温室内に供給するものであるので、夜間の電力使用料は必要である。また、夜間電力の利用だけでは冷凍機および蓄熱槽の容量が大きくなる。
特許文献３に記載されたシステムでは、産業プラントで発生した二酸化炭素をＬＮＧ基地から供給される液化天然ガスを用いてドライアイスにし、このドライアイスを植物工場で炭酸ガスにして植物に与えているので、産業プラントで発生した排ガスから二酸化炭素を分離してドライアイスにするドライアイス製造設備が必要になる。
本発明の目的は、産業設備に天然ガスを供給するＬＮＧサテライト基地と冷水利用施設との間に、ＬＮＧサテライト基地で生じたＬＮＧ冷熱を蓄熱する蓄熱槽を備え、一日を通してのＬＮＧ気化器における冷凍能力の変化動向と冷水利用施設における冷熱需要の変化動向との差異に拘わらず、ＬＮＧ冷熱のみによって冷水利用施設で利用するＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を提供可能なＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システムを提供することである。
本発明は、液化天然ガスが気化するときに生じるＬＮＧ冷熱を熱交換するＬＮＧ気化器によって産業設備で使用される天然ガスを生成するＬＮＧサテライト基地と、前記ＬＮＧサテライト基地に近接して配置され、前記ＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を利用する冷水利用部が設けられた冷水利用施設と、前記ＬＮＧ気化器と前記冷水利用施設との間に設けられ、前記ＬＮＧ冷熱を蓄熱する蓄熱槽と、前記ＬＮＧ気化器における冷凍能力が前記冷水利用施設における冷熱需要を超えるとき、前記冷凍能力が前記冷熱需要を越える余剰冷熱分の前記ＬＮＧ冷熱を前記蓄熱槽に蓄熱し、前記冷水利用施設における冷熱需要が前記冷凍能力を超えるとき、前記冷凍能力が前記冷熱需要に対して不足する不足冷熱を前記蓄熱槽から前記冷水利用部に前記低温冷水で供給するように制御する制御装置と、を備えたＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システムである。
前記ＬＮＧ気化器が、液化天然ガスが気化するときに生じるＬＮＧ冷熱を前記液化天然ガスと冷水との間で直接熱交換して前記冷水を低温冷水とする冷水式ＬＮＧ気化器である場合、前記蓄熱槽は、前記低温冷水を貯留する冷水蓄熱槽であり、前記冷水式ＬＮＧ気化器から前記低温冷水を前記冷水蓄熱槽に供給し、前記冷水蓄熱槽から前記冷水を前記冷水式ＬＮＧ気化器に戻す第１冷水循環回路と、前記冷水蓄熱槽から前記ＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を前記冷水利用部に供給し前記ＬＮＧ冷熱を放出させて高温冷水とし、前記高温冷水を前記冷水蓄熱槽に戻す第２冷水循環回路と、を備える。
前記ＬＮＧ気化器が、液化天然ガスが気化するときに生じるＬＮＧ冷熱を前記液化天然ガスと不凍熱媒体との間で熱交換するＬＮＧ気化器であり、熱交換器に前記不凍熱媒体を循環させて前記不凍熱媒体と冷水との間で前記ＬＮＧ冷熱を熱交換して前記冷水を低温冷水にする第1不凍熱媒体循環回路を備える場合、前記蓄熱槽は、前記低温冷水を貯留する冷水蓄熱槽であり、前記熱交換器から前記低温冷水を前記冷水蓄熱槽に供給し、前記冷水蓄熱槽から前記冷水を前記熱交換器に戻す第３冷水循環回路と、前記冷水蓄熱槽から前記ＬＮＧ冷熱で冷却された前記冷水を前記冷水利用部に供給し前記ＬＮＧ冷熱を放出させて高温冷水とし、前記高温冷水を前記冷水蓄熱槽に戻す第４冷水循環回路と、を備える。
前記ＬＮＧ気化器が、液化天然ガスが気化するときに生じるＬＮＧ冷熱を不凍熱媒体に熱交換するＬＮＧ気化器であり、前記蓄熱槽が、熱交換コイルが配置された製氷部が形成された氷蓄熱槽である場合、前記ＬＮＧ気化器と前記熱交換コイルとの間で前記不凍熱媒体を循環させ、前記ＬＮＧ冷熱を前記氷蓄熱槽の前記製氷部に貯留された冷水に放出して氷結させる第２不凍熱媒体循環回路と、前記氷蓄熱槽から前記ＬＮＧ冷熱で冷却された前記冷水を前記冷水利用部に供給し、前記ＬＮＧ冷熱を放出させて高温冷水とし、前記高温冷水を前記氷蓄熱槽に戻す第５冷水循環回路と、を備える。
本発明のＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システムは、ＬＮＧサテライト基地におけるＬＮＧ冷熱の供給能力である冷凍能力が冷水利用施設における冷熱需要を超えるとき、冷凍能力が冷熱需要を越える余剰冷熱分のＬＮＧ冷熱を蓄熱槽に貯留し、冷熱水利用施設における冷熱需要がＬＮＧサテライト基地の冷凍能力を超えるとき、冷凍能力が冷熱需要に対して不足する不足冷熱分のＬＮＧ冷熱を蓄熱槽に蓄熱された低温冷水で冷水利用施設に供給する。これにより、一日を通してのＬＮＧサテライト基地における冷凍能力の変化動向と冷水利用施設における冷熱需要の変化動向との差異に拘わらず、ＬＮＧ冷熱のみによって冷水利用施設で利用する冷熱を賄うことができ、ＬＮＧ冷熱を最大限活用でき、省エネ効果が大きい。また、冷水利用施設のランニングコストも低減することができる。
冷凍能力が冷熱需要に対して不足する不足冷熱分のＬＮＧ冷熱を蓄熱槽に貯留されたＬＮＧ冷熱から冷水利用施設に供給するので、冷水利用施設の冷熱需要の最大量が、冷水利用施設における冷熱需要がＬＮＧサテライト基地における冷凍能力を超えるときの冷凍能力に限定される必要がなくなり、冷水利用施設を大型化することができる。
通常、施設の冷房には、冷凍機、冷却塔が必要であり、冷却塔で膨大な量の用水（冷却塔補給水）が冷却のために使用されて大気に放出されるが、本発明では冷凍機、冷却塔が不要であり、ＬＮＧサテライト基地で生じたＬＮＧ冷熱を蓄熱して最大限活用するので、水資源の節約効果が大きい。
第１実施形態に係るＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システムの全体構成を示すブロック図である。 冷水式ＬＮＧ気化器における冷凍能力と完全制御型植物工場の冷房負荷とを一日の時刻別に示す図である。 ）温度成層式冷水蓄熱装置を示す図である。 第２実施形態に係るＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システムの全体構成を示すブロック図である。 冷水式ＬＮＧ気化器における冷凍能力と太陽光利用型植物工場の冷房負荷とを一日の時刻別に示す図である。 第３実施形態に係るＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システムの全体構成を示すブロック図である。図である。 第４実施形態に係るＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システムの全体構成を示すブロック図である。 第４実施形態における氷蓄熱槽を示す図である。
１．第１実施形態の構成
第１実施形態に係るＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム１ａは、図１に示すように、液化天然ガス（ＬＮＧ）を気化する冷水式ＬＮＧ気化器１１を備えたＬＮＧサテライト基地１０と、冷水式ＬＮＧ気化器１１で気化された天然ガス（ＮＧ）を燃焼させて利用する産業設備としてのＧＴＣＣ（ガスタービンコンバインドサイクル）発電プラント２０と、ＬＮＧサテライト基地１０とＧＴＣＣ発電プラント２０とに近接して配置された冷水利用施設としての完全制御型の植物工場３０と、冷水式ＬＮＧ気化器１１と植物工場３０との間に設けられ、低温冷水を貯留する冷水蓄熱槽４０と、冷水式ＬＮＧ気化器１１から低温冷水を冷水蓄熱槽４０に供給し、冷水蓄熱槽４０から冷水を冷水式ＬＮＧ気化器１１に戻す第１冷水循環回路５０と、冷水蓄熱槽４０からＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を冷水利用部に供給しＬＮＧ冷熱を放出させて高温冷水とし、高温冷水を冷水蓄熱槽４０に戻す第２冷水循環回路６０と、を備える。
ＬＮＧサテライト基地１０は、産業設備であるＧＴＣＣ発電プラント２０の近傍に設けられ、港湾からＬＮＧタンクローリーで運搬された液化天然ガスを貯留するＬＮＧタンク１２と、ＬＮＧタンク１２から供給された液化天然ガスを１２〜３０℃の冷水で気化させて天然ガスとする冷水式ＬＮＧ気化器１１を備える。これにより、ＬＮＧサテライト基地１０は、液化天然ガスが気化するときに生じるＬＮＧ冷熱を液化天然ガスと冷水との間で直接熱交換して冷水を低温冷水とする冷水式ＬＮＧ気化器１１によってＧＴＣＣ発電プラント２０で使用される天然ガスを生成する。冷水式ＬＮＧ気化器１１としては、例えば、特許第４４２２９７７号公報に記載されている低温液化ガス気化装置を用いる。この低温液化ガス気化装置は、株式会社神戸製鋼所によってＫＯＢＥＬＣＯ冷水式ＬＮＧ気化器の型式ＫＳＨとして販売されている。
ＧＴＣＣ発電プラント２０は公知であり、冷水式ＬＮＧ気化器１１から供給された天然ガスの燃焼によって作動されるガスタービン発電装置と、このガスタービンから排出された排気ガスから排熱回収ボイラで熱回収して生成した蒸気で作動される復水タービン発電装置とから構成されている。ＧＴＣＣ発電プラント２０には冷却装置２１が設けられ、復水タービン発電装置から排出された蒸気は冷却装置２１の凝縮部２２で復水され、排熱回収ボイラに戻される。冷却装置２１は、凝縮部２２と冷却塔２３との間で冷却水を循環させる循環回路２４を備えている。なお、冷却装置２１は、冷却水に代えて海水を使用し、海からポンプで海水を汲み上げて凝縮部２２に供給し、蒸気を復水させた後に海に放出するようにしてもよい。
冷水利用施設である完全制御型の植物工場３０は、ＬＮＧサテライト基地１０およびＧＴＣＣ発電プラント２０に近接して配置され、照明によって明期と暗期を作り、電力、炭酸ガス、水、肥料などを自動的に供給されて植物を人工的に栽培する。植物工場３０には、冷房用冷水コイル３１とファンを備えた冷房室内機が設けられ、冷房利用施設の冷水利用部である冷房用冷水コイル３１には、冷水蓄熱槽４０との間で冷水が第２冷水循環回路６０によって循環され、ＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を利用して植物工場３０を冷房する。
ＬＮＧサテライト基地１０と植物工場３０との間には、低温冷水を貯留する冷水蓄熱槽４０が設けられている。冷水蓄熱槽４０は、低温冷水（例えば８℃）を貯留する低温部４３と高温冷水（例えば２０℃）を貯留する高温部４４が形成されている。冷水蓄熱槽としては、特許第３５７８９７３号公報に記載されているような上側に高温部が形成され下側に低温部が形成される公知の温度成層式冷水蓄熱槽、あるいは公知の多槽（連結完全混合槽）式蓄熱槽を用いる。
第１冷水循環回路５０は、ＬＮＧサテライト基地１０の冷水式ＬＮＧ気化器１１の冷水流出口を冷水蓄熱槽４０の下側に形成される低温部４３に管路５１で接続し、冷水蓄熱槽４０の上側に形成される高温部４４を冷水式ＬＮＧ気化器１１の冷水流入口に管路５２で接続する。管路５２には三方弁５３および定流量ポンプ５４が上流側から順次介在され、三方弁５３の２個の流入口に冷水蓄熱槽４０の高温部４４および低温部４３がそれぞれ接続されている。
管路５２には、定流量ポンプ５４と冷水式ＬＮＧ気化器１１との間にバックアップ用熱交換器７０が設けられ、冷水蓄熱槽４０から冷水式ＬＮＧ気化器１１に戻る冷水がバックアップ用熱交換器７０によって昇温されるようになっている。これにより、冷水式ＬＮＧ気化器１１に戻る冷水の温度が冷水式ＬＮＧ気化器１１において液化天然ガスを冷水が氷結することなく気化させるために必要な温度より低い場合、冷水の温度をバックアップして昇温させることができる。
ＧＴＣＣ発電プラント２０の冷却装置２１の循環回路２４の凝縮部２２と冷却塔２３との中間部分とバックアップ用熱交換器７０との間で、凝縮部２２で蒸気と熱交換して昇温した冷却水が循環され、冷水式ＬＮＧ気化器１１に戻る冷水をバックアップして昇温させる。
管路５２にはバックアップ用熱交換器７０と冷水式ＬＮＧ気化器１１との間に三方弁７１が介在され、三方弁７１の流入口と流出口が管路５２に接続されている。管路５２には定流量ポンプ５４とバックアップ用熱交換器７０との間で戻り管路７２の一端が接続され、戻り管路７２の他端は三方弁７１の他の流入口に接続されている。三方弁７１を調整することによりバックアップ用熱交換器７０を通る冷水の流量とバックアップ用熱交換器７０を通らない冷水の流量とを調整し、冷水式ＬＮＧ気化器１１に戻る冷水の温度を調整する。
第２冷水循環回路６０は、冷水蓄熱槽４０の低温部４３を冷房用冷水コイル３１の入口に管路６１で接続し、冷房用冷水コイル３１の出口を冷水蓄熱槽４０の高温部４４に管路６２で接続する。管路６１には三方弁６３および可変流量ポンプ６４が上流側から順次介在され、三方弁６３の２個の流入口に冷水蓄熱槽４０の低温部４３および高温部４４がそれぞれ接続されている。管路６２には二方弁６５が介在されている。
８０は排ガス供給装置で、ＧＴＣＣ発電プラント２０において天然ガスの燃焼によって生じた１００℃以上の排ガスを排ガス冷却装置８１で冷却して植物工場３０に供給し炭酸ガスを補給する。排ガス冷却装置８１は、可変流量ポンプ６４が吐出したＬＮＧ冷熱で冷却された冷水の一部を二方弁８２で流量制御して循環させ、排ガスと熱交換させて高温冷水にして冷水蓄熱槽４０の高温部４４に戻すように構成されている。
制御装置９０は、冷水式ＬＮＧ気化器１１から流出する低温冷水の温度が一定の低温、例えば８℃になるように第１冷水循環回路５０を制御する。制御装置９０は、定流量ポンプ５４で一定流量の冷水を第１冷水循環回路５０循環させ、冷水式ＬＮＧ気化器１１から流出した低温冷水の温度Ｔ１を計測し、温度Ｔ１が例えば８℃となるように三方弁５３を制御して冷水蓄熱槽４０から流出する高温冷水と低温冷水との混合割合を調整して、冷水式ＬＮＧ気化器１１に流入する冷水の温度を制御する。これにより、冷水式ＬＮＧ気化器１１における一日を通しての冷凍能力の変化に拘わらず、冷水式ＬＮＧ気化器１１から流出する低温冷水の温度Ｔ１を一定（８℃）に維持できる。冷水式ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力が安定状態で、冷水蓄熱槽４０に貯留されている低温冷水および高温冷水の温度が、例えば８℃と２０℃である場合、冷水式ＬＮＧ気化器１１に流入する冷水の温度は例えば１５℃になる。
制御装置９０は、植物工場３０の室内温度が要求温度（例えば２５℃）になり、冷房用冷水コイル３１から冷水蓄熱槽４０に戻されるＬＮＧ冷熱を放出した高温冷水の温度が例えば２０℃となるように第２冷水循環回路６０を制御する。制御装置９０は、植物工場３０内の温度Ｔ２を計測し、温度Ｔ２が例えば２５℃となるように、冷水蓄熱槽４０から可変流量ポンプ６４で吸い出されて冷房用冷水コイル３１を通って冷水蓄熱槽４０の高温部４４に戻される冷水の流量を二方弁６５で制御する。冷水蓄熱槽４０に貯留されている低温冷水および高温冷水の温度が、例えば８℃と２０℃である場合、冷房用冷水コイル３１から冷水蓄熱槽４０に戻されるＬＮＧ冷熱を放出した高温冷水の温度を２０℃とするためには、三方弁６３を制御して冷水蓄熱槽４０から流出する高温冷水と低温冷水との混合割合を調整し、冷房用冷水コイル３１に流入するＬＮＧ冷熱で冷却された冷水の温度を例えば１０℃に調整する。これにより、植物工場３０の冷房負荷（冷熱需要）が日射の有無や外気温度によって一日を通して変化するにも拘わらず、植物工場３０の室内温度を要求温度に維持できる。
このようにして、制御装置９０は、冷水式ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力が植物工場３０における冷熱需要を超えるとき、冷凍能力が冷熱需要を越える余剰冷熱分の低温冷水を冷水蓄熱槽４０に貯留し、植物工場３０における冷熱需要が冷水式ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力を超えるとき、冷凍能力が冷熱需要に対して不足する不足冷熱を冷水蓄熱槽４０に貯留された低温冷水で植物工場３０の冷房用冷水コイル３１に供給するように第１冷水循環回路５０および第２冷水循環回路６０を制御する。
２．第１実施形態の作動および効果
第１冷水循環回路５０の定流量ポンプ５４が駆動されることにより、冷水蓄熱槽４０から高温冷水と低温冷水が三方弁５３で制御される割合で汲出されて混合された冷水が冷水式ＬＮＧ気化器１１に戻される。冷水式ＬＮＧ気化器１１は、液化天然ガスと冷水との間でＬＮＧ冷熱を直接熱交換して天然ガスを生成してＧＴＣＣ発電プラント２０に送出するとともに、ＬＮＧ冷熱を有する低温冷水を冷水蓄熱槽４０の低温部４３に供給する。このとき、冷水式ＬＮＧ気化器１１から流出した低温冷水の温度Ｔ１が計測され、温度Ｔ１が、冷水式ＬＮＧ気化器１１における一日を通しての冷凍能力の変化に拘わらず、一定の低温となるように三方弁５３で制御される。ＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム１ａの安定運転状態において、冷水式ＬＮＧ気化器１１に流入する冷水の温度は約１５℃となる。
第２冷水循環回路６０の可変流量ポンプ６４が駆動されることにより、冷水蓄熱槽４０から低温冷水（８℃）と高温冷水（２０℃）が三方弁６３で制御される割合で汲出されて混合され、ＬＮＧ冷熱で冷却された冷水（１０℃）が生成される。ＬＮＧ冷熱で冷却された冷水は冷房用冷水コイル３１に送られＬＮＧ冷熱を放出して植物工場３０の室内温度を要求温度（２５℃）に制御し、二方弁６５を介して冷水蓄熱槽４０の高温部４４に戻される。このとき、植物工場３０内の温度Ｔ２が要求温度となるように、冷水の流量が二方弁６５で制御される。可変流量ポンプはＬＮＧ冷熱で冷却された冷水の流量を確保する吐出量となるように制御される。冷水蓄熱槽４０から冷房用冷水コイル３１に供給されるＬＮＧ冷熱で冷却された冷水の温度を１０℃とするために、三方弁６３を制御して冷水蓄熱槽４０から汲出される低温冷水と高温冷水の割合を調整する。
植物工場３０が完全制御型の場合、光源の点灯で照明して明期をつくり、消灯して暗期をつくる。図２に示すように、０時から９時および１７時から２４時の明期では点灯する光源の発熱を冷却するために冷房が必要であるので、冷熱需要が発生する。しかし、９時から１７時の暗期は消灯するので照明による冷熱需要が生じない。天然ガスの使用量は夜間より日中の方が多くなるので、ＬＮＧサテライト基地１０の冷水式ＬＮＧ気化器１１による液化天然ガスの気化量は天然ガスの使用量に連動して増加し、冷水式ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力は、０時から２４時の間で図２に示すように変動する。
制御装置９０は、０時から２４時の間、定流量ポンプ５４を作動させて冷水式ＬＮＧ気化器１１の冷凍能力に応じて生じる冷熱を有する低温冷水を冷水蓄熱槽４０の低温部４３に送出し、０時から９時の間および１７時から２４時の間は可変流量ポンプ６４を作動させて冷水蓄熱槽４０からＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を冷房用冷水コイル３１に植物工場３０における冷熱需要に応じた流量で供給し、冷房用冷水コイル３１でＬＮＧ冷熱を放出した高温冷水を冷水蓄熱槽４０の高温部４４に戻す。
このようにして、制御装置９０は、冷水式ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力が植物工場３０における冷熱需要を超える９時から１７時の間は、冷凍能力が冷熱需要を越える余剰冷熱分のＬＮＧ冷熱を有する低温冷水を冷水蓄熱槽４０の低温部４３に貯留し、植物工場３０における冷熱需要が冷水式ＬＮＧ気化器１１の冷凍能力を超える０時から９時の間および１７時から２４時の間は、冷凍能力が冷熱需要に対して不足する不足冷熱を冷水蓄熱槽４０の低温部４３に貯留された低温冷水で植物工場３０の冷房用冷水コイル３１に供給する。
冷凍能力と冷熱需要のバランスが予想より崩れ、冷水式ＬＮＧ気化器１１で熱交換する冷水の温度を高くする必要がある場合、三方弁７１を必要度合いに応じた開度で開いて冷水式ＬＮＧ気化器１１に戻る冷水の一部をバックアップ用熱交換器７０で加温する。これにより、ＧＴＣＣ発電プラント２０の冷却装置２１の循環回路２４から供給される約２０℃の冷却水または海水によって冷水が加熱され、冷水式ＬＮＧ気化器１１に供給する冷水の温度を高めることができる。冷却水または海水は約１５℃に冷やされて循環回路２４に戻る。
ＧＴＣＣ発電プラント２０において、ガスタービンを駆動し排熱回収ボイラを加熱した後に排出される排ガスを必要に応じて植物工場３０に炭酸ガスとして補給する。排ガス供給装置８０は、放出される１００℃以上の排ガスを排ガス冷却装置８１によって約２０℃に冷却して植物工場３０に供給する。排ガス冷却装置８１には、冷水蓄熱槽４０の低温部４３から低温冷水が供給され、排ガスと熱交換して約２０℃に昇温され、冷水蓄熱槽４０の高温部４４に戻される。これにより、冷水式ＬＮＧ気化器１１で液化天然ガスがＬＮＧ冷熱を放出して生成された天然ガスが産業設備で燃焼した後に排出される排ガスをＬＮＧ冷熱によって冷却して植物工場に炭酸ガスとして補給することができる。
ＧＴＣＣ発電プラント２０での天然ガス（ＮＧ）の消費量は、発電量に応じて変化するので、冷水式ＬＮＧ気化器１１におけるＬＮＧ冷熱の供給能力（冷凍能力）は一日を通して変化する。植物工場３０の冷房負荷（冷熱需要）は日射の有無や外気温度によって一日を通して変化する。これにより、一日を通しての冷水式ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力の変化動向と植物工場３０における冷熱需要の変化動向に差異が生じる。第１実施形態によれば、このような一日を通しての冷水式ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力の変化動向と植物工場３０における冷熱需要の変化動向の差異に拘わらず、冷水式ＬＮＧ気化器１１で生じる冷熱を有する低温冷水のみによって植物工場３０を冷房することができ、冷熱を無駄なく利用でき省エネ効果が大きい。
第１実施形態では、冷水式ＬＮＧ気化器１１を用いているので、冷水式ＬＮＧ気化器１１で生じるＬＮＧ冷熱を有する低温冷水を冷水蓄熱槽４０の低温部４３に直接流入させて貯蓄した後に、植物工場３０の冷房用冷水コイル３１にＬＮＧ冷熱で冷却された冷水として供給することができる。これにより、簡素な構成でＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を植物工場３０の冷房に効率よく使用することができる。
さらに、冷水蓄熱槽４０を温度成層式冷水蓄熱槽４１とすれば、冷水蓄熱槽４０をＬＮＧサテライト基地１０と植物工場３０との間で地上に設置しても、高い蓄熱効率でＬＮＧ冷熱を有する低温冷水を貯留することができる。さらに、冷水蓄熱槽４０を収納する例えば地下二重スラブ空間を設けなくてよいので、植物工場３０を低コストで建設することができ、ＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する植物生産システム建設のイニシャルコストを低減することができる。
温度成層式冷水蓄熱槽４１は、図３に示すように、タンク４２の内部に例えば８℃の低温冷水を貯留する低温部４３が下側に形成され、例えば２０℃の高温冷水を貯留する高温部４４が上側に形成されている。タンク４２の一方側には、上端が天面と密接し、下端が底面から僅かに離脱した壁４５ａで囲まれた低温冷水路４５が形成され、他方側には、下端が底面と密接し、上端が天面から僅かに離脱した壁４６ａで囲まれた高温冷水路４６が形成されている。低温冷水路４５には低温冷水が高温部４４の上面と同位に充填されており、高温冷水路４６には高温部４４の高温冷水が底面まで充填されている。タンク４２の天面にはベント４７が設けられている。低温冷水路４５および高温冷水路４６には、三方弁６３の２個の流入口が接続され、さらに、三方弁５３の２個の流入口が接続されている。低温冷水路４５の下部に冷水式ＬＮＧ気化器１１が管路５１で接続され、高温冷水路４６の上部に冷房用冷水コイル３１の出口が管路６２で接続されている。
実施形態１では、冷水式ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力が植物工場３０における冷熱需要に対して不足する不足冷熱を冷水蓄熱槽４０からＬＮＧ冷熱で冷却された冷水として植物工場３０に供給するので、植物工場３０の冷熱需要の最大量が、植物工場３０における冷熱需要が冷水式ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力を超えるときの冷凍能力の大きさに限定される必要がなくなり、植物工場３０を大型化することができる。
３．第２実施形態の構成
第２実施形態に係るＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム１ｂは、産業設備を淡水化プラント２５とし、植物工場３０を太陽熱利用型とし、植物工場に暖房用温水コイル８６を設けた点以外は第１実施形態と同じであるので、相違点について説明し、第１実施形態と同じ構成要素には同一の参照番号を付して説明を省略する。
第２実施形態では、図４に示すように、産業設備として淡水化プラント、例えば公知の多段フラッシュ法淡水化プラント２５を用いる。多段フラッシュ法淡水化プラント２５は、エゼクタを高速で流れる蒸気によって生成した負圧で蒸発器を減圧し、加熱器で蒸気によって加熱された海水を負圧の蒸発器で沸騰蒸発させて発生した水蒸気を凝縮して淡水を生産する。エゼクタを通過した蒸気は、冷却装置２６の凝縮部２７で海水と熱交換して復水され、排熱回収ボイラに戻される。冷却装置２６は、海水をポンプで海から汲み上げ、凝縮部２７を経由して海に戻す循環回路２８を備えている。淡水化プラント２５は、冷水式ＬＮＧ気化器１１から供給された天然ガスの燃焼によって作動されるガスタービンによって駆動されるガスタービン発電装置と並設されるケースが多く、エゼクタを高速で流れる蒸気は、ガスタービンから排出された排気ガスから排熱回収ボイラで熱回収して生成した蒸気を用いる。
淡水化プラント２５に設けられた冷却装置２６の凝縮部２７と植物工場３０に設けられた暖房用温水コイル８６との間にヒートポンプ８５が設けられている。ヒートポンプ８５は、凝縮部２７で昇温した海水の一部から熱を吸収し、暖房用温水コイル８６を循環する熱媒体に温熱を供給し、植物工場３０の室内を必要に応じて暖房する。
４．第２実施形態の作動および効果
植物工場３０が太陽光利用型の場合、植物工場３０における冷熱需要は日射の有無や外気温度に従って変動し、外気温度は夜明けから日没の間に上昇する。従って、太陽光利用型の植物工場３０における冷熱需要は、図５に示すように時刻によって変動し、０時から８時までの間および１８時から２４時までの間は０であり、８時から１８時の間に急増する。冷水式ＬＮＧ気化器１１の冷凍能力の変動は、完全制御型の植物工場３０の場合と同じである。
制御装置９０は、０時から２４時の間、定流量ポンプ５４を作動させて冷水式ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力に応じて生じる冷熱を有する低温冷水を冷水蓄熱槽４０の低温部４３に送出し、８時から１８時の間は可変流量ポンプ６４を作動させて冷水蓄熱槽４０からＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を冷房用冷水コイル３１に植物工場３０における冷熱需要に応じた流量で供給し、冷房用冷水コイル３１でＬＮＧ冷熱を放出した高温冷水を冷水蓄熱槽４０の高温部４４に戻す。
このようにして、制御装置９０は、冷水式ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力が太陽光利用型の植物工場３０における冷熱需要を超える０時から８時の間および１８時から２４時の間は、冷凍能力が冷熱需要を越える余剰冷熱分のＬＮＧ冷熱を有する低温冷水を冷水蓄熱槽４０の低温部４３に貯留し、植物工場３０における冷熱需要が冷水式ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力を超える８時から１８時の間は、冷凍能力が冷熱需要に対して不足する不足冷熱を冷水蓄熱槽４０の低温部４３から低温冷水で植物工場３０の冷房用冷水コイル３１に供給するように第１冷水循環回路５０および第２冷水循環回路６０を制御する。
太陽光利用型の植物工場３０を暖房する場合は、ヒートポンプ８５を起動する。これにより、約２０℃の海水が冷却装置２６の循環回路２８からヒートポンプ８５に供給され、熱媒体と熱交換して温熱を放出した後、温度が約１５℃になって循環回路２８に戻される。ヒートポンプ８５で温熱を得て約５０℃に加熱された熱媒体は植物工場３０の暖房用温水コイル８６に供給されて温熱を放出した後、温度が約４５℃に低下してヒートポンプ８５に戻される。
第１実施形態と第２実施形態において、産業設備としてのＧＴＣＣ発電プラント２０と淡水化プラント２５とを入れ替えても良い。入れ替えた場合でも、産業設備に設けられた凝縮部２２、２７は、冷却水または海水で冷却されることになる。
第２実施形態は第１実施形態と同様の効果を奏する。さらに、冷水式ＬＮＧ気化器１１で生成された天然ガスが燃焼して排出される排ガスによって排熱回収ボイラで生成された蒸気を水に凝縮させる産業設備の凝縮部２７を冷却する冷却水または海水からヒートポンプ８５で熱を吸収し、植物工場３０に設けられた暖房用温水コイル８６で放出して植物工場３０の室内を必要に応じて暖房するので、植物工場３０のランニングコストを低減することができる。
５．第３実施形態の構成
第３実施形態にかかるＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム１ｃは、図６に示すように、液化天然ガスを気化させる気化器が、ＬＮＧ冷熱を液化天然ガスと不凍熱媒体との間で熱交換するＬＮＧ気化器１５であり、ＬＮＧ気化器１５と冷水蓄熱槽４０との間に熱交換器１６を設けた点以外は第１実施形態と同じであるので、相違点について説明し、第１実施形態と同じ構成要素には同一の参照番号を付して説明を省略する。
ＬＮＧサテライト基地１０は、ＬＮＧタンク１２から供給された液化天然ガスを不凍熱媒体で気化させて天然ガスとするＬＮＧ気化器１５を備える。ＬＮＧ気化器１５と冷水蓄熱槽４０との間には熱交換器１６が設けられ、ＬＮＧ気化器１５と熱交換器１６とは不凍熱媒体が循環する第１不凍熱媒体循環回路７５で接続されている。
第１不凍熱媒体循環回路７５には、ＬＮＧ気化器１５の熱媒体出口側と熱交換器１６の熱媒体入口側との間に定流量ポンプ７９が介在され、一定流量の不凍熱媒体を第１不凍熱媒体循環回路７５を循環させる。これにより、ＬＮＧ気化器１５で液化天然ガスの気化で生じるＬＮＧ冷熱によって例えば−５℃に低下された不凍熱媒体は熱交換器１６に供給され、冷水蓄熱槽４０から熱交換器１６に戻った冷水と熱交換して温度が例えば２℃に上昇される。熱交換器１６で不凍熱媒体と熱交換して温度が例えば４℃に低下した低温冷水は冷水蓄熱槽４０の低温部４３に供給される。
第３実施形態の第３冷水循環回路５５は、第１実施形態の第１冷水循環回路５０が冷水式ＬＮＧ気化器１１と冷水蓄熱槽４０との間に設けられているのに対し、熱交換器１６と冷水蓄熱槽４０との間に設けられている。第３冷水循環回路５５には、定流量ポンプ５４と熱交換器１６の冷水入口側との間にバックアップ用熱交換器７０および三方弁７１が上流側から順次介在され、定流量ポンプ５４とバックアップ用熱交換器７０との間に戻り管路７２の一端が接続されている。戻り管路７２の他端は三方弁７１の他の流入口に接続されている。なお、バックアップ用熱交換器７０、三方弁７１および戻り管路７２は、第３冷水循環回路５５に設けることなく、第１不凍熱媒体循環回路７５の熱交換器１６の熱媒体出口側とＬＮＧ気化器１５の熱媒体入口側との間に設けてもよい。
６．第３実施形態の作動および効果
制御装置９０は、熱交換器１６から流出する低温冷水の温度が一定の低温、例えば４℃になるように第３冷水循環回路５５を制御する。制御装置９０は、定流量ポンプ５４で一定流量の冷水を第３冷水循環回路５５循環させ、熱交換器１６から流出した低温冷水の温度Ｔ１を計測し、温度Ｔ１が例えば４℃となるように三方弁５３を制御して冷水蓄熱槽４０から流出する高温冷水と低温冷水との混合割合を調整して、熱交換器１６に流入する冷水の温度を制御する。これにより、ＬＮＧ気化器１５における一日を通しての冷凍能力の変化に拘わらず、ＬＮＧ気化器１５からＬＮＧ冷熱を移転された熱交換器１６から流出する低温冷水の温度Ｔ１を一定（４℃）に維持できる。ＬＮＧ気化器１５における冷凍能力が安定状態で、冷水蓄熱槽４０に貯留されている低温冷水および高温冷水の温度が、例えば４℃と１８℃である場合、熱交換器１６に流入する冷水の温度は例えば１１℃になる。
制御装置９０は、植物工場３０の室内温度が要求温度（例えば２５℃）になり、冷房用冷水コイル３１から冷水蓄熱槽４０に戻されるＬＮＧ冷熱を放出した高温冷水の温度が例えば１８℃となるように第４冷水循環回路６６を制御する。制御装置９０は、植物工場３０内の温度Ｔ２を計測し、温度Ｔ２が例えば２５℃となるように、冷水蓄熱槽４０から可変流量ポンプ６４で吸い出されて冷房用冷水コイル３１を通って冷水蓄熱槽４０の高温部４４に戻される冷水の流量を二方弁６５で制御する。冷水蓄熱槽４０に貯留されている低温冷水および高温冷水の温度が、例えば４℃と１８℃である場合、冷房用冷水コイル３１から冷水蓄熱槽４０に戻されるＬＮＧ冷熱を放出した高温冷水の温度を１８℃とするためには、三方弁６３を制御して冷水蓄熱槽４０から流出する高温冷水と低温冷水との混合割合を調整し、冷房用冷水コイル３１に流入するＬＮＧ冷熱で冷却された冷水の温度を例えば６℃に調整する。これにより、植物工場３０の冷房負荷（冷熱需要）が日射の有無や外気温度によって一日を通して変化するにも拘わらず、植物工場３０の室内温度を要求温度に維持できる。
このようにして、制御装置９０は、ＬＮＧ気化器１５における冷凍能力が植物工場３０における冷熱需要を超えるとき、冷凍能力が冷熱需要を越える余剰冷熱分の低温冷水を冷水蓄熱槽４０に貯留し、植物工場３０における冷熱需要がＬＮＧ気化器１５における冷凍能力を超えるとき、冷凍能力が冷熱需要に対して不足する不足冷熱を冷水蓄熱槽４０に貯留された低温冷水で植物工場３０の冷房用冷水コイル３１に供給するように第３冷水循環回路５５および第４冷水循環回路６６を制御する。
ＬＮＧ気化器１５と冷水蓄熱槽４０との間に熱交換器１６を介在させたことにより、ＬＮＧ気化器１５で不凍熱交換媒体を使用することが可能となり、熱交換器１６で氷結することなくＬＮＧ冷熱を不凍熱媒体と例えば１１℃の冷水との間で熱交換して冷水を４℃の低温冷水にすることができ、低温冷水と高温冷水の温度差を第1実施形態における１２℃から１４℃に広げることができる。冷水蓄熱槽４０は、低温部４３に貯留される低温冷水と高温部４４に貯留される高温冷水の温度差を大きくすることにより、蓄熱する冷熱量が同じであれば体積を小さくすることができる。さらに、低温冷水の温度を４℃と低くできるので、冷水利用施設での冷房のエネルギー効率を高くすることができる。
第３実施形態において、第２実施形態のように産業設備を淡水化プラント２５とし、植物工場３０を太陽熱利用型とし、植物工場３０に暖房用温水コイル８６を設けてもよい。第３実施形態にかかるＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム１ｃのその他の構成、作用および効果は、第１実施形態のものと同様であるので説明を省略する。
７．第４実施形態の構成
第４実施形態にかかるＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム１ｄは、図７に示すように、冷水式ＬＮＧ気化器１１を、ＬＮＧ冷熱を液化天然ガスと不凍熱媒体との間で熱交換するＬＮＧ気化器１５とし、冷水蓄熱槽４０を氷蓄熱槽９１とし、第１冷水循環回路を第２不凍熱媒体循環回路７６とした点以外は第１実施形態と同じであるので、相違点について説明し、第１実施形態と同じ構成要素には同一の参照番号を付して説明を省略する。第５冷水循環回路６７は第３実施形態の第４冷水循環回路６６と同じである。
ＬＮＧサテライト基地１０は、液化天然ガスを不凍熱媒体で気化させて天然ガスとする冷水式ＬＮＧ気化器１１を備える。ＬＮＧ気化器１５と氷蓄熱槽９１との間には、不凍熱媒体が定流量ポンプ７９によって循環される第２不凍熱媒体循環回路７６が設けられている。第２不凍熱媒体循環回路７６には、ＬＮＧ気化器１５内で液化天然ガスと不凍熱媒体との間で熱交換させて不凍熱媒体を例えば−２０℃に冷却する熱交換コイルと、氷蓄熱槽９１内で不凍熱媒体と製氷部９７の冷水との間で熱交換させて製氷部９７の冷水を氷結させ、不凍熱媒体を例えば−１３℃に昇温させる熱交換コイル７７が設けられている。
氷蓄熱槽９１は、図８に示すように、タンク９２の内部に例えば４℃の低温冷水を貯留する低温部９３が下端部に形成され、例えば１８℃の高温冷水を貯留する高温部９４が上端部に形成されている。タンク９２の上下方向中央部には製氷部９７が形成され、製氷部９７に第２不凍熱媒体循環回路７６の熱交換コイル７７が配置されている。タンク９２の一方側には、上端が天面と密接し、下端が底面から僅かに離脱した壁９５ａで囲まれた低温冷水路９５が形成され、他方側には、下端が底面と密接し、上端が天面から僅かに離脱した壁９６ａで囲まれた高温冷水路９６が形成されている。低温冷水路９５には低温冷水が高温部９４の上面と同位に充填されており、高温冷水路９６には高温部９４の高温冷水が底面まで充填されている。タンク９２の天面にはベント９８が設けられている。低温冷水路９５に第５冷水循環回路６７の管路６１が接続され、管路６１に三方弁６３および可変流量ポンプ６４が上流側から順次介在されている。三方弁６３の他の流入口には高温冷水路９６が接続されている。高温冷水路９６に接続された管路６２には植物工場３０内の冷房用冷水コイル３１の出口が二方弁６５を介して接続されている。
第２不凍熱媒体循環回路７６には、熱交換コイル７７の熱媒体出口側とＬＮＧ気化器１５の熱媒体入口側との間にバックアップ用熱交換器７０および三方弁７１が上流側から順次介在され、熱交換コイル７７の熱媒体出口側とバックアップ用熱交換器７０との間に戻り管路７２の一端が接続されている。戻り管路７２の他端は三方弁７１の他の流入口に接続されている。第２不凍熱媒体循環回路７６には、ＬＮＧ気化器１５の熱媒体出口側と熱交換コイル７７の熱媒体入口側との間に定流量ポンプ７９が介在されている。
７．第４実施形態の作動
第２不凍熱媒体循環回路７６の定流量ポンプ７９が駆動されることにより、熱交換コイル７７で製氷し、例えば−１３℃に昇温した不凍熱媒体がＬＮＧ気化器１５に戻される。ＬＮＧ気化器１５は、液化天然ガスと不凍熱媒体との間でＬＮＧ冷熱を熱交換して天然ガスを生成してＧＴＣＣ発電プラント２０に送出するとともに、ＬＮＧ冷熱を有する不凍熱媒体を製氷部９７の熱交換コイル７７に供給する。
これにより、ＬＮＧ気化器１５における冷凍能力が安定状態で、冷水蓄熱槽４０に貯留されている低温冷水および高温冷水の温度が、例えば４℃と１８℃である場合、ＬＮＧ気化器１５に流入する不凍熱媒体の温度は例えば−１３℃になる。
そして、制御装置９０は、ＬＮＧ気化器１５における冷凍能力が植物工場３０における冷熱需要を超えるとき、冷凍能力が冷熱需要を越える余剰冷熱分のＬＮＧ冷熱によって製氷部９７の冷水を氷結させ、植物工場３０における冷熱需要がＬＮＧ気化器１５における冷凍能力を超えるとき、冷凍能力が冷熱需要に対して不足する不足冷熱を製氷部９７での解凍で補充するように第２不凍熱媒体循環回路７６および第５冷水循環回路６７を制御する。
ＬＮＧ気化器１５と氷蓄熱槽９１との間で不凍熱媒体を循環させるようにしたことにより、ＬＮＧ冷熱を氷結の潜熱（融解熱８０Ｋｃａｌ／Ｋｇ）で大量に蓄熱することができるので、蓄熱量が同じである場合、蓄熱槽の容積を大幅に縮小することができる。さらに、低温冷水の温度を４℃と低くできるので、冷水利用施設での冷房のエネルギー効率を高くすることができる。
第４実施形態において、第２実施形態のように産業設備を淡水化プラント２５とし、植物工場３０を太陽熱利用型とし、植物工場３０に暖房用温水コイル８６を設けてもよい。第４実施形態にかかるＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム１ｄのその他の構成、作用および効果は、第１実施形態あるいは第３実施形態のものと同様であるので説明を省略する。
上記実施形態では、冷水利用施設を完全制御型または太陽光利用型の植物工場としたが、これに限定されるものではない。冷水利用施設をデータセンター又はスパコン解析センターとする場合、本冷水供給システムは、冷房用およびＣＰＵ冷却用にＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を供給し、産業設備であるＧＴＣＣ発電プラントに隣接する。冷水利用施設を電力多消費型精密環境工場（例えば半導体工場）とする場合、本冷水供給システムは、冷房用およびプロセス冷却用にＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を供給し、ＬＮＧサテライト基地と自家発電システムで構成されるエナジーセンターの一部にする。冷水利用施設を大規模空港施設とする場合、本冷水供給システムは、施設の冷房用にＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を供給し、ＬＮＧサテライト基地と自家発電システムで構成されるエナジーセンターの一部にする。冷水利用施設を市街化再開発地域とする場合、本冷水供給システムは、地域冷房用にＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を供給し、ＬＮＧサテライト基地と自家発電システムで構成されるエナジーセンターの一部にする。冷水利用施設を冷蔵倉庫または醸造工場など低温室内環境を必要とする施設とする場合、本冷水供給システムは、施設の冷房用にＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を供給し、産業設備であるＧＴＣＣ発電プラントに隣接して設ける。
１ａ〜１ｄ：ＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム、１０：ＬＮＧサテライト基地、１１：冷水式ＬＮＧ気化器、１２：ＬＮＧタンク、１５：ＬＮＧ気化器、１６熱交換器、２０：ガスタービンコンバインドサイクル発電プラント（産業設備）、２５：淡水化プラント（産業設備）、２１，２６：冷却装置、２２，２７：凝縮部、２３：冷却塔、２４，２８：循環回路、３０：植物工場、３１：冷房用冷水コイル、４０：冷水蓄熱槽、４１：温度成層式冷水蓄熱槽、４３：低温部、４４：高温部、５０：第１冷水循環回路、５３，６３：三方弁、５４：定流量ポンプ、５５：第３冷水循環回路、６０：第２冷水循環回路、６４：可変流量ポンプ、６５，８２：二方弁、６６：第４冷水循環回路、６７：第５冷水循環回路、７０：バックアップ用熱交換器、７１：三方弁、７２：戻り管路、７５：第１不凍熱媒体循環回路、７６：第２不凍熱媒体循環回路、７９：定流量ポンプ、８０：排ガス供給装置、８１：排ガス冷却装置、８５：ヒートポンプ、８６：暖房用温水コイル、９０：制御装置、９１：氷蓄熱槽、９３：低温部、９４：高温部、９７：製氷部。
本発明は、液化天然ガスを気化するＬＮＧ気化器で生じるＬＮＧ冷熱を利用する冷水供給システムに関する。
地球温暖化問題はますます深刻度を増しており、二酸化炭素（ＣＯ２）排出係数が大きい石炭や石油から排出係数が小さい天然ガスへの燃料シフトが始まっており、多くの液化天然ガス（ＬＮＧ）サテライト基地が建設されている。ＬＮＧサテライト基地では大量のＬＮＧ冷熱が発生する。
ＬＮＧ冷熱は極めて有用であるにも拘わらず、その有効活用はほとんど行われておらず、海水や温水で気化されて捨てられている。
また、近年、消費者の食品に対する安全・安心への志向が高まり、これに応えるように人工環境において植物を生産する植物工場に関する技術革新が著しく、植物工場をＬＮＧ冷熱で冷房することが行われている。
太陽光利用型植物工場は、従来のハウス栽培の延長線上にあり、栽培植物はサラダ菜、リーフレタス等の葉菜類の他、トマト、イチゴ等の果采類である。この方式は平面に限られるので広大な用地を必要とする。また、日射の有無や外気温の変化で室内環境が左右されるので冷熱需要の変化が激しく、夏季の冷房と冬季の暖房に多大なエネルギーを必要とする。
完全制御型植物工場の栽培植物は葉菜類に限られるが、天候や場所に左右されず、多層型の栽培が可能で狭い土地で大量生産することができる。しかし、建屋・冷房装置・栽培装置（照明装置を含む）の建設コストが高く、年間を通して必要となる照明用電力および冷暖房用電力の消費量が非常に大きくなる。このように植物工場では電力コストが大きいことが問題であり、液化天然ガスを気化するＬＮＧ気化器で生じるＬＮＧ冷熱を植物工場において冷房に利用することが行われている。
特許文献１には、液化天然ガスを気化させるべく液化天然ガスと第１中間媒体とを熱交換させるＬＮＧ気化器と、第１中間媒体と第２中間媒体とを熱交換させる第１熱交換器と、第２中間媒体と植物工場内の空気とを熱交換させる第２熱交換器と、を備えたＬＮＧ冷熱を利用する植物工場システムが開示されている。
特許文献２には、栽培植物を栽培する温室内を空調する植物工場における空調システムにおいて、蓄冷熱槽内の水を夜間電力で冷却して蓄冷し、その蓄冷熱槽内の冷水を充填式空調機に導入し、充填式空調機で温室内の局所空間から吸引した空気と熱交換して冷気を局所空間に供給するランニングコストを低減できる植物工場における空調システムが開示されている。
特許文献３には、二酸化炭素の発生源となる産業プラントと、液化天然ガスを貯蔵するＬＮＧ基地と、植物を生産する植物工場と、産業プラントで発生した二酸化炭素を液化天然ガスを用いてドライアイスとするドライアイス製造設備とを備え、植物工場は、ドライアイス製造設備が製造したドライアイスを植物への二酸化炭素施用の供給源および冷房用の冷熱源として用いる空調システムが記載されている。
実用新案登録第３２０９６４２号 特開２０００−９３０１０号公報 特開２０１１−２５０７５９号公報
ＬＮＧ冷熱の供給能力（冷凍能力）は、例えば発電量の増減に応じて天然ガス（ＮＧ）の消費量が変化するので、一日を通して変化する。ＬＮＧを利用する施設の冷熱需要（冷房負荷またはプロセス等の冷却負荷）も一日を通して変化する。この冷凍能力と冷熱需要の変化動向は一致しないので、ＬＮＧ冷熱を無駄なく有効に利用することが困難であった。
特許文献１に記載されたシステムでは、一日を通しての天然ガスの消費量の変化に応じて液化天然ガスの気化量が変化することによるＬＮＧ気化器における冷凍能力の変化動向と、植物工場における冷熱需要の変化動向との差異のために植物工場を適切に冷房できない不具合が生じる。従って、植物工場における冷熱需要がＬＮＧ気化器における冷凍能力を超えない規模の植物工場しか建設することができない。
特許文献２に記載された装置では、冷水を貯留する蓄冷熱槽内の水を夜間電力で冷却して蓄冷し、その蓄冷熱槽内の冷水を昼間に充填式空調機に導入して空気を冷やし、冷気を温室内に供給するものであるので、夜間の電力使用料は必要である。また、夜間電力の利用だけでは冷凍機および蓄熱槽の容量が大きくなる。
特許文献３に記載されたシステムでは、産業プラントで発生した二酸化炭素をＬＮＧ基地から供給される液化天然ガスを用いてドライアイスにし、このドライアイスを植物工場で炭酸ガスにして植物に与えているので、産業プラントで発生した排ガスから二酸化炭素を分離してドライアイスにするドライアイス製造設備が必要になる。
本発明の目的は、産業設備に天然ガスを供給するＬＮＧサテライト基地と冷水利用施設との間に、ＬＮＧサテライト基地で生じたＬＮＧ冷熱を蓄熱する温度成層式冷水蓄熱槽を備え、一日を通してのＬＮＧ気化器における冷凍能力の変化動向と冷水利用施設における冷熱需要の変化動向との差異に拘わらず、ＬＮＧ冷熱のみによって冷水利用施設で利用するＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を提供可能なＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システムを提供することである。
課題を解決するための第１の手段は、液化天然ガスが気化するときに生じるＬＮＧ冷熱を前記液化天然ガスと冷水との間で直接熱交換して前記冷水を低温冷水とする冷水式ＬＮＧ気化器によって産業設備で使用される天然ガスを生成するＬＮＧサテライト基地と、前記ＬＮＧサテライト基地に近接して配置され、前記ＬＮＧ冷熱で冷却された前記低温冷水を利用する冷水利用部が設けられた冷水利用施設と、前記冷水式ＬＮＧ気化器と前記冷水利用施設との間に設けられ、前記冷水式ＬＮＧ気化器から供給される前記低温冷水を貯留する低温部と前記冷水利用部から戻される高温冷水を貯留する高温部が形成される温度成層式冷水蓄熱槽と、前記温度成層式冷水蓄熱槽を前記冷水式ＬＮＧ気化器の冷水流入口に接続する管路に第１三方弁および定流量ポンプが順次介在され、前記第１三方弁の２個の流入口が前記温度成層式冷水蓄熱槽の前記高温部と前記低温部にそれぞれ接続されて前記冷水を前記冷水式ＬＮＧ気化器に戻し、前記冷水式ＬＮＧ気化器から前記低温冷水を前記温度成層式冷水蓄熱槽の前記低温部に供給する第１冷水循環回路と、前記温度成層式冷水蓄熱槽と前記冷水利用部の入口との間に第２三方弁および可変流量ポンプが順次介在され、前記第２三方弁の２個の流入口が前記温度成層式冷水蓄熱槽の前記低温部および前記高温部にそれぞれ接続され、前記第２三方弁によって混合割合を調整された前記低温冷水と前記高温冷水とを前記冷水利用部に供給し前記ＬＮＧ冷熱を放出させて前記高温冷水とし、流量を制御する二方弁を介して前記高温冷水を前記冷水利用部の出口から前記温度成層式冷水蓄熱槽の前記高温部に戻す第２冷水循環回路と、前記産業設備に設けられた凝縮部を冷却水または海水で冷却する冷却装置と、前記管路に前記定流量ポンプと前記冷水式ＬＮＧ気化器との間に設けられ、前記凝縮部で熱交換して昇温した前記冷却水または海水の一部が供給されて、前記冷水式ＬＮＧ気化器に戻る前記冷水をバックアップして昇温するバックアップ用熱交換器と、前記定流量ポンプで一定流量の前記冷水を前記第１冷水循環回路に循環させ、前記第１三方弁を制御して前記温度成層式冷水蓄熱槽から流出する前記高温冷水と前記低温冷水との混合割合を調整して、前記冷水式ＬＮＧ気化器から流出して前記温度成層式冷水蓄熱槽の前記低温部に供給される前記低温冷水の温度を制御し、前記第２三方弁を制御して前記温度成層式冷水蓄熱槽から前記可変流量ポンプで汲出される前記高温冷水と前記低温冷水との混合割合を調整するとともに、前記冷水利用部を通って前記高温部に戻される前記高温冷水の流量を前記二方弁で制御して、前記冷水利用部から前記温度成層式冷水蓄熱槽の前記高温部に戻される前記高温冷水の温度を制御し、前記冷水式ＬＮＧ気化器における冷凍能力が前記冷水利用施設における冷熱需要を超えるとき、前記冷凍能力が前記冷熱需要を越える余剰冷熱分の前記低温冷水を前記温度成層式冷水蓄熱槽に貯留し、前記冷水利用施設における冷熱需要が前記冷水式ＬＮＧ気化器における冷凍能力を超えるとき、前記冷凍能力が前記冷熱需要に対して不足する不足冷熱を前記温度成層式冷水蓄熱槽に貯留された前記低温冷水で前記冷水利用部に供給するように前記第１冷水循環回路および前記第２冷水循環回路を制御する制御装置と、を備えたＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システムである。
課題を解決するための第２の手段は、液化天然ガスが気化するときに生じるＬＮＧ冷熱を前記液化天然ガスと不凍熱媒体との間で熱交換するＬＮＧ気化器によって産業設備で使用される天然ガスを生成するＬＮＧサテライト基地と、前記ＬＮＧサテライト基地に近接して配置され、前記ＬＮＧ冷熱で冷却された低温冷水を利用する冷水利用部が設けられた冷水利用施設と、前記ＬＮＧ気化器と前記冷水利用施設との間に設けられ、前記低温冷水を貯留する低温部と前記冷水利用部から戻される高温冷水を貯留する高温部が形成される温度成層式冷水蓄熱槽と、前記ＬＮＧ気化器と前記温度成層式冷水蓄熱槽との間に設けられた熱交換器と、前記ＬＮＧ気化器と前記熱交換器との間で前記不凍熱媒体を循環させ、前記ＬＮＧ気化器で生じたＬＮＧ冷熱を前記熱交換器で前記不凍熱媒体と冷水とで熱交換して前記低温冷水とし、前記ＬＮＧ冷熱を放出した前記不凍熱媒体を前記ＬＮＧ気化器に戻す第１不凍熱媒体循環回路と、前記温度成層式冷水蓄熱槽を前記熱交換器の冷水入口に接続する管路に第１三方弁および定流量ポンプが順次介在され、前記第１三方弁の２個の流入口が前記温度成層式冷水蓄熱槽の前記高温部と前記低温部にそれぞれ接続されて前記冷水を前記熱交換器に戻し、前記熱交換器から前記低温冷水を前記温度成層式冷水蓄熱槽の前記低温部に供給する第３冷水循環回路と、前記温度成層式冷水蓄熱槽と前記冷水利用部の入口との間に第２三方弁および可変流量ポンプが順次介在され、前記第２三方弁の２個の流入口が前記温度成層式冷水蓄熱槽の前記低温部および前記高温部にそれぞれ接続され、前記第２三方弁によって混合割合を調整された前記低温冷水と前記高温冷水とを前記冷水利用部に供給し前記ＬＮＧ冷熱を放出させて前記高温冷水とし、流量を制御する二方弁を介して前記高温冷水を前記冷水利用部の出口から前記温度成層式冷水蓄熱槽の前記高温部に戻す第４冷水循環回路と、前記産業設備に設けられた凝縮部を冷却水または海水で冷却する冷却装置と、前記管路に前記定流量ポンプと前記熱交換器との間に設けられ、前記凝縮部で熱交換して昇温した前記冷却水または海水の一部が供給されて、前記熱交換器に戻る前記冷水をバックアップして昇温するバックアップ用熱交換器と、前記定流量ポンプで一定流量の前記冷水を前記第３冷水循環回路に循環させ、前記第１三方弁を制御して前記温度成層式冷水蓄熱槽から流出する前記高温冷水と前記低温冷水との混合割合を調整して、前記熱交換器から流出して前記温度成層式冷水蓄熱槽の前記低温部に供給される前記低温冷水の温度を制御し、前記第２三方弁を制御して前記温度成層式冷水蓄熱槽から前記可変流量ポンプで汲出される前記高温冷水と前記低温冷水との混合割合を調整するとともに、前記冷水利用部を通って前記高温部に戻される前記高温冷水の流量を前記二方弁で制御して、前記冷水利用部から前記温度成層式冷水蓄熱槽の前記高温部に戻される前記高温冷水の温度を制御し、前記ＬＮＧ気化器における冷凍能力が前記冷水利用施設における冷熱需要を超えるとき、前記冷凍能力が前記冷熱需要を越える余剰冷熱分の前記低温冷水を前記温度成層式冷水蓄熱槽に貯留し、前記冷水利用施設における冷熱需要が前記ＬＮＧ気化器における冷凍能力を超えるとき、前記冷凍能力が前記冷熱需要に対して不足する不足冷熱を前記温度成層式冷水蓄熱槽に貯留された前記低温冷水で前記冷水利用部に供給するように前記第３冷水循環回路および第４冷水循環回路を制御する制御装置と、を備えＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システムである。
削除
削除
本発明のＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システムは、ＬＮＧサテライト基地におけるＬＮＧ冷熱の供給能力である冷凍能力が冷水利用施設における冷熱需要を超えるとき、冷凍能力が冷熱需要を越える余剰冷熱分のＬＮＧ冷熱を温度成層式冷水蓄熱槽に貯留し、冷熱水利用施設における冷熱需要がＬＮＧサテライト基地の冷凍能力を超えるとき、冷凍能力が冷熱需要に対して不足する不足冷熱分のＬＮＧ冷熱を温度成層式冷水蓄熱槽に蓄熱された低温冷水で冷水利用施設に供給する。これにより、一日を通してのＬＮＧサテライト基地における冷凍能力の変化動向と冷水利用施設における冷熱需要の変化動向との差異に拘わらず、ＬＮＧ冷熱のみによって冷水利用施設で利用する冷熱を賄うことができ、ＬＮＧ冷熱を最大限活用でき、省エネ効果が大きい。また、冷水利用施設のランニングコストも低減することができる。
さらに、第１の手段では、定流量ポンプで一定流量の冷水を第１冷水循環回路に循環させ、第１三方弁を制御して温度成層式冷水蓄熱槽から流出する高温冷水と低温冷水との混合割合を調整することによって、冷水式ＬＮＧ気化器から流出して温度成層式冷水蓄熱槽の低温部に供給される低温冷水の温度を制御することができる。そして、第２三方弁を制御して温度成層式冷水蓄熱槽から可変流量ポンプで汲出される高温冷水と低温冷水との混合割合を調整するとともに、冷水利用部を通って高温部に戻される高温冷水の流量を二方弁で制御することによって、冷水利用部から温度成層式冷水蓄熱槽の高温部に戻される高温冷水の温度を制御することができる。さらに、冷水式ＬＮＧ気化器に戻る冷水をバックアップして昇温するバックアップ用熱交換器が設けられているので、冷水の温度が冷水式ＬＮＧ気化器において液化天然ガスを冷水が氷結することなく気化させるために必要な温度より低い場合、冷水の温度をバックアップして昇温させることができる。
第２の手段では、定流量ポンプで一定流量の冷水を第３冷水循環回路に循環させ、第１三方弁を制御して温度成層式冷水蓄熱槽から流出する高温冷水と低温冷水との混合割合を調整することによって、熱交換器から流出して温度成層式冷水蓄熱槽の低温部に供給される低温冷水の温度を制御することができる。そして、第２三方弁を制御して温度成層式冷水蓄熱槽から可変流量ポンプで汲出される高温冷水と低温冷水との混合割合を調整するとともに、冷水利用部を通って高温部に戻される高温冷水の流量を二方弁で制御することによって、冷水利用部から温度成層式冷水蓄熱槽の高温部に戻される高温冷水の温度を制御することができる。さらに、熱交換器に戻る冷水をバックアップして昇温するバックアップ用熱交換器が設けられているので、熱交換器で冷水が氷結しないように冷水の温度をバックアップして昇温させることができる。
冷凍能力が冷熱需要に対して不足する不足冷熱分のＬＮＧ冷熱を温度成層式冷水蓄熱槽に貯留されたＬＮＧ冷熱から冷水利用施設に供給するので、冷水利用施設の冷熱需要の最大量が、冷水利用施設における冷熱需要がＬＮＧサテライト基地における冷凍能力を超えるときの冷凍能力に限定される必要がなくなり、冷水利用施設を大型化することができる。
通常、施設の冷房には、冷凍機、冷却塔が必要であり、冷却塔で膨大な量の用水（冷却塔補給水）が冷却のために使用されて大気に放出されるが、本発明では冷凍機、冷却塔が不要であり、ＬＮＧサテライト基地で生じたＬＮＧ冷熱を蓄熱して最大限活用するので、水資源の節約効果が大きい。
第１実施形態に係るＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システムの全体構成を示すブロック図である。 冷水式気化器における冷凍能力と完全制御型植物工場の冷房負荷とを一日の時刻別に示す図である。 ）温度成層式冷水蓄熱装置を示す図である。 第２実施形態に係るＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システムの全体構成を示すブロック図である。 冷水式気化器における冷凍能力と太陽光利用型植物工場の冷房負荷とを一日の時刻別に示す図である。 第３実施形態に係るＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システムの全体構成を示すブロック図である。図である。 参考例に係るＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システムの全体構成を示すブロック図である。 参考例における氷蓄熱槽を示す図である。
１．第１実施形態の構成
第１実施形態に係るＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム１ａは、図１に示すように、液化天然ガス（ＬＮＧ）を気化する冷水式ＬＮＧ気化器１１を備えたＬＮＧサテライト基地１０と、冷水式ＬＮＧ気化器１１で気化された天然ガス（ＮＧ）を燃焼させて利用する産業設備としてのＧＴＣＣ（ガスタービンコンバインドサイクル）発電プラント２０と、ＬＮＧサテライト基地１０とＧＴＣＣ発電プラント２０とに近接して配置された冷水利用施設としての完全制御型の植物工場３０と、冷水式ＬＮＧ気化器１１と植物工場３０との間に設けられ、低温冷水を貯留する冷水蓄熱槽４０と、冷水式ＬＮＧ気化器１１から低温冷水を冷水蓄熱槽４０に供給し、冷水蓄熱槽４０から冷水を冷水式ＬＮＧ気化器１１に戻す第１冷水循環回路５０と、冷水蓄熱槽４０からＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を冷水利用部に供給しＬＮＧ冷熱を放出させて高温冷水とし、高温冷水を冷水蓄熱槽４０に戻す第２冷水循環回路６０と、を備える。
ＬＮＧサテライト基地１０は、産業設備であるＧＴＣＣ発電プラント２０の近傍に設けられ、港湾からＬＮＧタンクローリーで運搬された液化天然ガスを貯留するＬＮＧタンク１２と、ＬＮＧタンク１２から供給された液化天然ガスを１２〜３０℃の冷水で気化させて天然ガスとする冷水式気化器１１を備える。これにより、ＬＮＧサテライト基地１０は、液化天然ガスが気化するときに生じるＬＮＧ冷熱を液化天然ガスと冷水との間で直接熱交換して冷水を低温冷水とする冷水式ＬＮＧ気化器１１によってＧＴＣＣ発電プラント２０で使用される天然ガスを生成する。冷水式気化器１１としては、例えば、特許第４４２２９７７号公報に記載されている低温液化ガス気化装置を用いる。この低温液化ガス気化装置は、株式会社神戸製鋼所によってＫＯＢＥＬＣＯ冷水式ＬＮＧ気化器の型式ＫＳＨとして販売されている。
ＧＴＣＣ発電プラント２０は公知であり、冷水式ＬＮＧ気化器１１から供給された天然ガスの燃焼によって作動されるガスタービン発電装置と、このガスタービンから排出された排気ガスから排熱回収ボイラで熱回収して生成した蒸気で作動される復水タービン発電装置とから構成されている。ＧＴＣＣ発電プラント２０には冷却装置２１が設けられ、復水タービン発電装置から排出された蒸気は冷却装置２１の凝縮部２２で復水され、排熱回収ボイラに戻される。冷却装置２１は、凝縮部２２と冷却塔２３との間で冷却水を循環させる循環回路２４を備えている。なお、冷却装置２１は、冷却水に代えて海水を使用し、海からポンプで海水を汲み上げて凝縮部２２に供給し、蒸気を復水させた後に海に放出するようにしてもよい。
冷水利用施設である完全制御型の植物工場３０は、ＬＮＧサテライト基地１０およびＧＴＣＣ発電プラント２０に近接して配置され、照明によって明期と暗期を作り、電力、炭酸ガス、水、肥料などを自動的に供給されて植物を人工的に栽培する。植物工場３０には、冷房用冷水コイル３１とファンを備えた冷房室内機が設けられ、冷房利用施設の冷水利用部である冷房用冷水コイル３１には、冷水蓄熱槽４０との間で冷水が第２冷水循環回路６０によって循環され、ＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を利用して植物工場３０を冷房する。
ＬＮＧサテライト基地１０と植物工場３０との間には、低温冷水を貯留する冷水蓄熱槽４０が設けられている。冷水蓄熱槽４０は、低温冷水（例えば８℃）を貯留する低温部４３と高温冷水（例えば２０℃）を貯留する高温部４４が形成されている。冷水蓄熱槽としては、特許第３５７８９７３号公報に記載されているような上側に高温部が形成され下側に低温部が形成される公知の温度成層式冷水蓄熱槽を用いる。
第１冷水循環回路５０は、ＬＮＧサテライト基地１０の冷水式ＬＮＧ気化器１１の冷水流出口を冷水蓄熱槽４０の下側に形成される低温部４３に管路５１で接続し、冷水蓄熱槽４０の上側に形成される高温部４４を冷水式ＬＮＧ気化器１１の冷水流入口に管路５２で接続する。管路５２には第１三方弁５３および定流量ポンプ５４が上流側から順次介在され、第１三方弁５３の２個の流入口に冷水蓄熱槽４０の高温部４４および低温部４３がそれぞれ接続されている。
管路５２には、定流量ポンプ５４と冷水式ＬＮＧ気化器１１との間にバックアップ用熱交換器７０が設けられ、冷水蓄熱槽４０から冷水式ＬＮＧ気化器１１に戻る冷水がバックアップ用熱交換器７０によって昇温されるようになっている。これにより、冷水式ＬＮＧ気化器１１に戻る冷水の温度が冷水式ＬＮＧ気化器１１において液化天然ガスを冷水が氷結することなく気化させるために必要な温度より低い場合、冷水の温度をバックアップして昇温させることができる。
ガスタービンコンバインドサイクル発電プラント２０の冷却装置２１の循環回路２４の凝縮部２２と冷却塔２３との中間部分とバックアップ用熱交換器７０との間で、凝縮部２２で蒸気と熱交換して昇温した冷却水が循環され、冷水式ＬＮＧ気化器１１に戻る冷水をバックアップして昇温させる。
管路５２にはバックアップ用熱交換器７０と冷水式ＬＮＧ気化器１１との間に三方弁７１が介在され、三方弁７１の流入口と流出口が管路５２に接続されている。管路５２には定流量ポンプ５４とバックアップ用熱交換器７０との間で戻り管路７２の一端が接続され、戻り管路７２の他端は三方弁７１の他の流入口に接続されている。三方弁７１を調整することによりバックアップ用熱交換器７０を通る冷水の流量とバックアップ用熱交換器７０を通らない冷水の流量とを調整し、冷水式ＬＮＧ気化器１１に戻る冷水の温度を調整する。
第２冷水循環回路６０は、冷水蓄熱槽４０の低温部４３を冷房用冷水コイル３１の入口に管路６１で接続し、冷房用冷水コイル３１の出口を冷水蓄熱槽４０の高温部４４に管路６２で接続する。管路６１には第２三方弁６３および可変流量ポンプ６４が上流側から順次介在され、第２三方弁６３の２個の流入口に冷水蓄熱槽４０の低温部４３および高温部４４がそれぞれ接続されている。管路６２には二方弁６５が介在されている。
８０は排ガス供給装置で、ガスタービンコンバインドサイクル発電プラント２０において天然ガスの燃焼によって生じた１００℃以上の排ガスを排ガス冷却装置８１で冷却して植物工場３０に供給し炭酸ガスを補給する。排ガス冷却装置８１は、可変流量ポンプ６４が吐出したＬＮＧ冷熱で冷却された冷水の一部を二方弁８２で流量制御して循環させ、排ガスと熱交換させて高温冷水にして冷水蓄熱槽４０の高温部４４に戻すように構成されている。
制御装置９０は、冷水式ＬＮＧ気化器１１から流出する低温冷水の温度が一定の低温、例えば８℃になるように第１冷水循環回路５０を制御する。制御装置９０は、定流量ポンプ５４で一定流量の冷水を第１冷水循環回路５０に循環させ、冷水式ＬＮＧ気化器１１から流出した低温冷水の温度Ｔ１を計測し、温度Ｔ１が例えば８℃となるように第１三方弁５３を制御して冷水蓄熱槽４０から流出する高温冷水と低温冷水との混合割合を調整して、冷水式ＬＮＧ気化器１１に流入する冷水の温度を制御する。これにより、ＬＮＧ気化器１１における一日を通しての冷凍能力の変化に拘わらず、冷水式ＬＮＧ気化器１１から流出する低温冷水の温度Ｔ１を一定（８℃）に維持できる。ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力が安定状態で、冷水蓄熱槽４０に貯留されている低温冷水および高温冷水の温度が、例えば８℃と２０℃である場合、ＬＮＧ気化器１１に流入する冷水の温度は例えば１５℃になる。
制御装置９０は、植物工場３０の室内温度が要求温度（例えば２５℃）になり、冷房用冷水コイル３１から冷水蓄熱槽４０に戻されるＬＮＧ冷熱を放出した高温冷水の温度が例えば２０℃となるように第２冷水循環回路６０を制御する。制御装置９０は、植物工場３０内の温度Ｔ２を計測し、温度Ｔ２が例えば２５℃となるように、冷水蓄熱槽４０から可変流量ポンプ６４で吸い出されて冷房用冷水コイル３１を通って冷水蓄熱槽４０の高温部４４に戻される冷水の流量を二方弁６５で制御する。冷水蓄熱槽４０に貯留されている低温冷水および高温冷水の温度が、例えば８℃と２０℃である場合、冷房用冷水コイル３１から冷水蓄熱槽４０に戻されるＬＮＧ冷熱を放出した高温冷水の温度を２０℃とするためには、第２三方弁６３を制御して冷水蓄熱槽４０から流出する高温冷水と低温冷水との混合割合を調整し、冷房用冷水コイル３１に流入するＬＮＧ冷熱で冷却された冷水の温度を例えば１０℃に調整する。これにより、植物工場３０の冷房負荷（冷熱需要）が日射の有無や外気温度によって一日を通して変化するにも拘わらず、植物工場３０の室内温度を要求温度に維持できる。
このようにして、制御装置９０は、冷水式ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力が植物工場３０における冷熱需要を超えるとき、冷凍能力が冷熱需要を越える余剰冷熱分の低温冷水を冷水蓄熱槽４０に貯留し、植物工場３０における冷熱需要が冷水式ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力を超えるとき、冷凍能力が冷熱需要に対して不足する不足冷熱を冷水蓄熱槽４０に貯留された低温冷水で植物工場３０の冷房用冷水コイル３１に供給するように第１冷水循環回路５０および第２冷水循環回路６０を制御する。
２．第１実施形態の作動および効果
第１冷水循環回路５０の定流量ポンプ５４が駆動されることにより、冷水蓄熱槽４０から高温冷水と低温冷水が第１三方弁５３で制御される割合で汲出されて混合された冷水が冷水式ＬＮＧ気化器１１に戻される。冷水式ＬＮＧ気化器１１は、液化天然ガスと冷水との間でＬＮＧ冷熱を直接熱交換して天然ガスを生成してＧＴＣＣ発電プラント２０に送出するとともに、ＬＮＧ冷熱を有する低温冷水を冷水蓄熱槽４０の低温部４３に供給する。このとき、冷水式ＬＮＧ気化器１１から流出した低温冷水の温度Ｔ１が計測され、温度Ｔ１が、冷水式ＬＮＧ気化器１１における一日を通しての冷凍能力の変化に拘わらず、一定の低温となるように第１三方弁５３で制御される。ＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム１ａの安定運転状態において、冷水式ＬＮＧ気化器１１に流入する冷水の温度は約１５℃となる。
第２冷水循環回路６０の可変流量ポンプ６４が駆動されることにより、冷水蓄熱槽４０から低温冷水（８℃）と高温冷水（２０℃）が第２三方弁６３で制御される割合で汲出されて混合され、ＬＮＧ冷熱で冷却された冷水（１０℃）が生成される。ＬＮＧ冷熱で冷却された冷水は冷房用冷水コイル３１に送られＬＮＧ冷熱を放出して植物工場３０の室内温度を要求温度（２５℃）に制御し、二方弁６５を介して冷水蓄熱槽４０の高温部４４に戻される。このとき、植物工場３０内の温度Ｔ２が要求温度となるように、冷水の流量が二方弁６５で制御される。可変流量ポンプはＬＮＧ冷熱で冷却された冷水の流量を確保する吐出量となるように制御される。冷水蓄熱槽４０から冷房用冷水コイル３１に供給されるＬＮＧ冷熱で冷却された冷水の温度を１０℃とするために、第２三方弁６３を制御して冷水蓄熱槽４０から汲出される低温冷水と高温冷水の割合を調整する。
植物工場３０が完全制御型の場合、光源の点灯で照明して明期をつくり、消灯して暗期をつくる。図２に示すように、０時から９時および１７時から２４時の明期では点灯する光源の発熱を冷却するために冷房が必要であるので、冷熱需要が発生する。しかし、９時から１７時の暗期は消灯するので照明による冷熱需要が生じない。天然ガスの使用量は夜間より日中の方が多くなるので、ＬＮＧサテライト基地１０の冷水式ＮＧ気化器１１による液化天然ガスの気化量は天然ガスの使用量に連動して増加し、冷水式ＮＧ気化器１１における冷凍能力は、０時から２４時の間で図２に示すように変動する。
制御装置９０は、０時から２４時の間、定流量ポンプ５４を作動させて冷水式ＬＮＧ気化器１１の冷凍能力に応じて生じる冷熱を有する低温冷水を冷水蓄熱槽４０の低温部４３に送出し、０時から９時の間および１７時から２４時の間は可変流量ポンプ６４を作動させて冷水蓄熱槽４０からＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を冷房用冷水コイル３１に植物工場３０における冷熱需要に応じた流量で供給し、冷房用冷水コイル３１でＬＮＧ冷熱を放出した高温冷水を冷水蓄熱槽４０の高温部４４に戻す。
このようにして、制御装置９０は、冷水式ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力が植物工場３０における冷熱需要を超える９時から１７時の間は、冷凍能力が冷熱需要を越える余剰冷熱分のＬＮＧ冷熱を有する低温冷水を冷水蓄熱槽４０の低温部４３に貯留し、植物工場３０における冷熱需要が冷水式ＬＮＧ気化器１１の冷凍能力を超える０時から９時の間および１７時から２４時の間は、冷凍能力が冷熱需要に対して不足する不足冷熱を冷水蓄熱槽４０の低温部４３に貯留された低温冷水で植物工場３０の冷房用冷水コイル３１に供給する。
冷凍能力と冷熱需要のバランスが予想より崩れ、冷水式ＬＮＧ気化器１１で熱交換する冷水の温度を高くする必要がある場合、三方弁７１を必要度合いに応じた開度で開いて冷水式ＬＮＧ気化器１１に戻る冷水の一部をバックアップ用熱交換器７０で加温する。これにより、ガスタービンコンバインドサイクル発電プラント２０の冷却装置２１の循環回路２４から供給される約２０℃の冷却水または海水によって冷水が加熱され、冷水式ＬＮＧ気化器１１に供給する冷水の温度を高めることができる。冷却水または海水は約１５℃に冷やされて循環回路２４に戻る。
ガスタービンコンバインドサイクル発電プラント２０において、ガスタービンを駆動し排熱回収ボイラを加熱した後に排出される排ガスを必要に応じて植物工場３０に炭酸ガスとして補給する。排ガス供給装置８０は、放出される１００℃以上の排ガスを排ガス冷却装置８１によって約２０℃に冷却して植物工場３０に供給する。排ガス冷却装置８１には、冷水蓄熱槽４０の低温部４３から低温冷水が供給され、排ガスと熱交換して約２０℃に昇温され、冷水蓄熱槽４０の高温部４４に戻される。これにより、ＬＮＧ気化器１１で液化天然ガスがＬＮＧ冷熱を放出して生成された天然ガスが産業設備で燃焼した後に排出される排ガスをＬＮＧ冷熱によって冷却して植物工場に炭酸ガスとして補給することができる。
ＧＴＣＣ発電プラント２０での天然ガス（ＮＧ）の消費量は、発電量に応じて変化するので、冷水式ＬＮＧ気化器１１におけるＬＮＧ冷熱の供給能力（冷凍能力）は一日を通して変化する。植物工場３０の冷房負荷（冷熱需要）は日射の有無や外気温度によって一日を通して変化する。これにより、一日を通してのＬＮＧ気化器１１における冷凍能力の変化動向と植物工場３０における冷熱需要の変化動向に差異が生じる。第１実施形態によれば、このような一日を通してのＬＮＧ気化器１１における冷凍能力の変化動向と植物工場３０における冷熱需要の変化動向の差異に拘わらず、ＬＮＧ気化器１１で生じる冷熱を有する低温冷水のみによって植物工場３０を冷房することができ、冷熱を無駄なく利用でき省エネ効果が大きい。
第１実施形態では、冷水式ＬＮＧ気化器１１を用いているので、冷水式ＬＮＧ気化器１１で生じるＬＮＧ冷熱を有する低温冷水を冷水蓄熱層３０の低温部４３に直接流入させて貯蓄した後に、植物工場３０の冷房用冷水コイル３１にＬＮＧ冷熱で冷却された冷水として供給することができる。これにより、簡素な構成でＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を植物工場３０の冷房に効率よく使用することができる。
さらに、冷水蓄熱槽４０を温度成層式冷水蓄熱槽４１とすれば、冷水蓄熱槽４０をＬＮＧサテライト基地１０と植物工場３０との間で地上に設置しても、高い蓄熱効率でＬＮＧ冷熱を有する低温冷水を貯留することができる。さらに、冷水蓄熱槽４０を収納する例えば地下二重スラブ空間を設けなくてよいので、植物工場３０を低コストで建設することができ、ＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する植物生産システム建設のイニシャルコストを低減することができる。
温度成層式冷水蓄熱槽４１は、図３に示すように、タンク４２の内部に例えば８℃の低温冷水を貯留する低温部４３が下側に形成され、例えば２０℃の高温冷水を貯留する高温部４４が上側に形成されている。タンク４２の一方側には、上端が天面と密接し、下端が底面から僅かに離脱した壁４５ａで囲まれた低温冷水路４５が形成され、他方側には、下端が底面と密接し、上端が天面から僅かに離脱した壁４６ａで囲まれた高温冷水路４６が形成されている。低温冷水路４５には低温冷水が高温部４４の上面と同位に充填されており、高温冷水路４６には高温部４４の高温冷水が底面まで充填されている。タンク４２の天面にはベント４７が設けられている。低温冷水路４５および高温冷水路４６には、第２三方弁６３の２個の流入口が接続され、さらに、第１三方弁５３の２個の流入口が接続されている。低温冷水路４５の下部に冷水式ＬＮＧ気化器１１が管路５１で接続され、高温冷水路４６の上部に冷房用冷水コイル３１の出口が管路６２で接続されている。
実施形態１では、冷水式ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力が植物工場３０における冷熱需要に対して不足する不足冷熱を冷水蓄熱槽４０からＬＮＧ冷熱で冷却された冷水として植物工場４０に供給するので、植物工場３０の冷熱需要の最大量が、植物工場３０における冷熱需要がＬＮＧ気化器１１における冷凍能力を超えるときの冷凍能力の大きさに限定される必要がなくなり、植物工場３０を大型化することができる。
３．第２実施形態の構成
第２実施形態に係るＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する植物生産システム１ｂは、産業設備を淡水化プラント２５とし、植物工場３０を太陽熱利用型とし、植物工場に暖房用温水コイル８６を設けた点以外は第１実施形態と同じであるので、相違点について説明し、第１実施形態と同じ構成要素には同一の参照番号を付して説明を省略する。
第２実施形態では、図４に示すように、産業設備として淡水化プラント、例えば公知の多段フラッシュ法淡水化プラント２５を用いる。多段フラッシュ法淡水化プラント２５は、エゼクタを高速で流れる蒸気によって生成した負圧で蒸発器を減圧し、加熱器で蒸気によって加熱された海水を負圧の蒸発器で沸騰蒸発させて発生した水蒸気を凝縮して淡水を生産する。エゼクタを通過した蒸気は、冷却装置２６の凝縮部２７で海水と熱交換して復水され、排熱回収ボイラに戻される。冷却装置２６は、海水をポンプで海から汲み上げ、凝縮部２７を経由して海に戻す循環回路２８を備えている。淡水化プラント２５は、冷水式ＬＮＧ気化器１１から供給された天然ガスの燃焼によって作動されるガスタービンによって駆動されるガスタービン発電装置と並設されるケースが多く、エゼクタを高速で流れる蒸気は、ガスタービンから排出された排気ガスから排熱回収ボイラで熱回収して生成した蒸気を用いる。
淡水化プラント２５に設けられた冷却装置２６の凝縮部２７と植物工場３０に設けられた暖房用温水コイル８６との間にヒートポンプ８５が設けられている。ヒートポンプ８５は、凝縮部２７で昇温した海水の一部から熱を吸収し、暖房用温水コイル８６を循環する熱媒体に温熱を供給し、植物工場３０の室内を必要に応じて暖房する。
４．第２実施形態の作動および効果
植物工場３０が太陽光利用型の場合、植物工場３０における冷熱需要は日射の有無や外気温度に従って変動し、外気温度は夜明けから日没の間に上昇する。従って、太陽光利用型の植物工場３０における冷熱需要は、図５に示すように時刻によって変動し、０時から８時までの間および１８時から２４時までの間は０であり、８時から１８時の間に急増する。冷水式ＮＧ気化器１１の冷凍能力の変動は、完全制御型の植物工場３０の場合と同じである。
制御装置９０は、０時から２４時の間、定流量ポンプ５４を作動させて冷水式ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力に応じて生じる冷熱を有する低温冷水を冷水蓄熱槽４０の低温部４３に送出し、８時から１８時の間は可変流量ポンプ６４を作動させて冷水蓄熱槽４０からＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を冷房用冷水コイル３１に植物工場３０における冷熱需要に応じた流量で供給し、冷房用冷水コイル３１でＬＮＧ冷熱を放出した高温冷水を冷水蓄熱槽４０の高温部４４に戻す。
このようにして、制御装置９０は、冷水式ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力が太陽光利用型の植物工場３０における冷熱需要を超える０時から８時の間および１８時から２４時の間は、冷凍能力が冷熱需要を越える余剰冷熱分のＬＮＧ冷熱を有する低温冷水を冷水蓄熱槽４０の低温部４３に貯留し、植物工場３０における冷熱需要が冷水式ＬＮＧ気化器１１における冷凍能力を超える８時から１８時の間は、冷凍能力が冷熱需要に対して不足する不足冷熱を冷水蓄熱槽４０の低温部４３から低温冷水で植物工場３０の冷房用冷水コイル３１に供給するように第１冷水循環回路５０および第２冷水循環回路６０を制御する。
太陽光利用型の植物工場３０を暖房する場合は、ヒートポンプ８５を起動する。これにより、約２０℃の海水が冷却装置２６の循環回路２８からヒートポンプ８５に供給され、熱媒体と熱交換して温熱を放出した後、温度が約１５℃になって循環回路２８に戻される。ヒートポンプ８５で温熱を得て約５０℃に加熱された熱媒体は植物工場３０の暖房用温水コイル８６に供給されて温熱を放出した後、温度が約４５℃に低下してヒートポンプ８５に戻される。
第１実施形態と第２実施形態において、産業設備としてのガスタービンコンバインドサイクル発電プラント２０と淡水化プラント２５とを入れ替えても良い。入れ替えた場合でも、産業設備に設けられた凝縮部２２、２５は、冷却水または海水で冷却されることになる。
第２実施形態は第１実施形態と同様の効果を奏する。さらに、冷水式ＬＮＧ気化器１１で生成された天然ガスが燃焼して排出される排ガスによって排熱回収ボイラで生成された蒸気を水に凝縮させる産業設備の凝縮部２７を冷却する冷却水または海水からヒートポンプ８５で熱を吸収し、植物工場３０に設けられた暖房用温水コイル８６で放出して植物工場３０の室内を必要に応じて暖房するので、植物工場３０のランニングコストを低減することができる。
５．第３実施形態の構成
第３実施形態にかかるＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する植物生産システム１ｃは、図６に示すように、液化天然ガスを気化させる気化器が、ＬＮＧ冷熱を液化天然ガスと不凍熱媒体との間で熱交換するＬＮＧ気化器１５であり、ＬＮＧ気化器１５と冷水蓄熱槽４０との間に熱交換器１６を設けた点以外は第１実施形態と同じであるので、相違点について説明し、第１実施形態と同じ構成要素には同一の参照番号を付して説明を省略する。
ＬＮＧサテライト基地１０は、ＬＮＧタンク１２から供給された液化天然ガスを不凍熱媒体で気化させて天然ガスとするＬＮＧ気化器１５を備える。ＬＮＧ気化器１５と冷水蓄熱槽４０との間には熱交換器１６が設けられ、ＬＮＧ気化器１５と熱交換器１６とは不凍熱媒体が循環する第１不凍熱媒体循環回路７５で接続されている。
第１不凍熱媒体循環回路７５には、ＬＮＧ気化器１５の熱媒体出口側と熱交換器１６の熱媒体入口側との間に定流量ポンプ７９が介在され、一定流量の不凍熱媒体を第１不凍熱媒体循環回路７５を循環させる。これにより、ＬＮＧ気化器１５で液化天然ガスの気化で生じるＬＮＧ冷熱によって例えば−５℃に低下された不凍熱媒体は熱交換器１６に供給され、冷水蓄熱槽４０から熱交換器１６に戻った冷水と熱交換して温度が例えば２℃に上昇される。熱交換器１５で不凍熱媒体と熱交換して温度が例えば４℃に低下した低温冷水は冷水蓄熱槽４０の低温部４３に供給される。
第３実施形態の第３冷水循環回路５５は、第１実施形態の第１冷水循環回路５０が冷水式ＬＮＧ気化器１１と冷水蓄熱槽４０との間に設けられているのに対し、熱交換器１６と冷水蓄熱槽４０との間に設けられている。第三冷水循環回路５５には、定流量ポンプ５４と熱交換器１６の冷水入口側との間にバックアップ用熱交換器７０および三方弁７１が上流側から順次介在され、定流量ポンプ５４とバックアップ用熱交換器７０との間に戻り管路７２の一端が接続されている。戻り管路７２の他端は三方弁７１の他の流入口に接続されている。なお、バックアップ用熱交換器７０、三方弁７１および戻り管路７２は、第３冷水循環回路５５に設けることなく、第１不凍熱媒体循環回路７５の熱交換器１６の熱媒体出口側とＬＮＧ気化器１５の熱媒体入口側との間に設けてもよい。
６．第３実施形態の作動および効果
制御装置９０は、熱交換器１６から流出する低温冷水の温度が一定の低温、例えば４℃になるように第３冷水循環回路５５を制御する。制御装置９０は、定流量ポンプ５４で一定流量の冷水を第３冷水循環回路５５循環させ、熱交換器１６から流出した低温冷水の温度Ｔ１を計測し、温度Ｔ１が例えば４℃となるように第１三方弁５３を制御して冷水蓄熱槽４０から流出する高温冷水と低温冷水との混合割合を調整して、熱交換器１６に流入する冷水の温度を制御する。これにより、ＬＮＧ気化器１５における一日を通しての冷凍能力の変化に拘わらず、ＬＮＧ気化器１５からＬＮＧ冷熱を移転された熱交換器１６から流出する低温冷水の温度Ｔ１を一定（４℃）に維持できる。ＬＮＧ気化器１５における冷凍能力が安定状態で、冷水蓄熱槽４０に貯留されている低温冷水および高温冷水の温度が、例えば４℃と１８℃である場合、熱交換器１６に流入する冷水の温度は例えば１１℃になる。
制御装置９０は、植物工場３０の室内温度が要求温度（例えば２５℃）になり、冷房用冷水コイル３１から冷水蓄熱槽４０に戻されるＬＮＧ冷熱を放出した高温冷水の温度が例えば１８℃となるように第４冷水循環回路６６を制御する。制御装置９０は、植物工場３０内の温度Ｔ２を計測し、温度Ｔ２が例えば２５℃となるように、冷水蓄熱槽４０から可変流量ポンプ６４で吸い出されて冷房用冷水コイル３１を通って冷水蓄熱槽４０の高温部４４に戻される冷水の流量を二方弁６５で制御する。冷水蓄熱槽４０に貯留されている低温冷水および高温冷水の温度が、例えば４℃と１８℃である場合、冷房用冷水コイル３１から冷水蓄熱槽４０に戻されるＬＮＧ冷熱を放出した高温冷水の温度を１８℃とするためには、第２三方弁６３を制御して冷水蓄熱槽４０から流出する高温冷水と低温冷水との混合割合を調整し、冷房用冷水コイル３１に流入するＬＮＧ冷熱で冷却された冷水の温度を例えば６℃に調整する。これにより、植物工場３０の冷房負荷（冷熱需要）が日射の有無や外気温度によって一日を通して変化するにも拘わらず、植物工場３０の室内温度を要求温度に維持できる。
このようにして、制御装置９０は、ＬＮＧ気化器１５における冷凍能力が植物工場３０における冷熱需要を超えるとき、冷凍能力が冷熱需要を越える余剰冷熱分の低温冷水を冷水蓄熱槽４０に貯留し、植物工場３０における冷熱需要がＬＮＧ気化器１５における冷凍能力を超えるとき、冷凍能力が冷熱需要に対して不足する不足冷熱を冷水蓄熱槽４０に貯留された低温冷水で植物工場３０の冷房用冷水コイル３１に供給するように第３冷水循環回路５５および第４冷水循環回路６６を制御する。
ＬＮＧ気化器１５と冷水蓄熱槽４０との間に熱交換器１６を介在させたことにより、ＬＮＧ気化器１５で不凍熱交換媒体を使用することが可能となり、熱交換器１６で氷結することなくＬＮＧ冷熱を不凍熱媒体と例えば１１℃の冷水との間で熱交換して冷水を４℃の低温冷水にすることができ、低温冷水と高温冷水の温度差を第1実施形態における１２℃から１４℃に広げることができる。冷水蓄熱槽４０は、低温部４３に貯留される低温冷水と高温部４４に貯留される高温冷水の温度差を大きくすることにより、蓄熱する冷熱量が同じであれば体積を小さくすることができる。さらに、低温冷水の温度を４℃と低くできるので、冷水利用施設での冷房のエネルギー効率を高くすることができる。
第３実施形態において、第２実施形態のように産業設備を淡水化プラント２５とし、植物工場３０を太陽熱利用型とし、植物工場３０に暖房用温水コイル８６を設けてもよい。第３実施形態にかかるＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム１ｃのその他の構成、作用および効果は、第１実施形態のものと同様であるので説明を省略する。
７．参考例の構成
参考例にかかるＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する植物生産システム１ｄは、図７に示すように、冷水式ＬＮＧ気化器１１を、ＬＮＧ冷熱を液化天然ガスと不凍熱媒体との間で熱交換するＬＮＧ気化器１５とし、冷水蓄熱槽４０を氷蓄熱槽９１とし、第１冷水循環回路を第２不凍熱媒体循環回路７６とした点以外は第１実施形態と同じであるので、相違点について説明し、第１実施形態と同じ構成要素には同一の参照番号を付して説明を省略する。第５冷水循環回路６７は第３実施形態の第４冷水循環回路６６と同じである。
ＬＮＧサテライト基地１０は、液化天然ガスを不凍熱媒体で気化させて天然ガスとするＬＮＧ気化器１１を備える。ＬＮＧ気化器１５と氷蓄熱槽４２との間には、不凍熱媒体が定流量ポンプ７９によって循環される第２不凍熱媒体循環回路７６が設けられている。第２不凍熱媒体循環回路７６には、ＬＮＧ気化器１５内で液化天然ガスと不凍熱媒体との間で熱交換させて不凍熱媒体を例えば−２０℃に冷却する熱交換コイルと、氷蓄熱槽４１内で不凍熱媒体と製氷部９７の冷水との間で熱交換させて製氷部９７の冷水を氷結させ、不凍熱媒体を例えば−１３℃に昇温させる熱交換コイル７７が設けられている。
氷蓄熱槽９１は、図８に示すように、タンク９２の内部に例えば４℃の低温冷水を貯留する低温部９３が下端部に形成され、例えば１８℃の高温冷水を貯留する高温部９４が上端部に形成されている。タンク９２の上下方向中央部には製氷部９７が形成され、製氷部９７に第２不凍熱媒体循環回路７６の熱交換コイル７７が配置されている。タンク９２の一方側には、上端が天面と密接し、下端が底面から僅かに離脱した壁９５ａで囲まれた低温冷水路９５が形成され、他方側には、下端が底面と密接し、上端が天面から僅かに離脱した壁９６ａで囲まれた高温冷水路９６が形成されている。低温冷水路９５には低温冷水が高温部９４の上面と同位に充填されており、高温冷水路９４には高温部９４の高温冷水が底面まで充填されている。タンク９２の天面にはベント９８が設けられている。低温冷水路９５に第５冷水循環回路６７の管路６１が接続され、管路６１に第２三方弁６３および可変流量ポンプ６４が上流側から順次介在されている。第２三方弁６３の他の流入口には高温冷水路９６が接続されている。高温冷水路９６に接続された管路６２には植物工場３０内の冷房用冷水コイル３１の出口が二方弁６５を介して接続されている。
第２不凍熱媒体循環回路７６には、熱交換コイル７７の熱媒体出口側とＬＮＧ気化器１５の熱媒体入口側との間にバックアップ用熱交換器７０および三方弁７１が上流側から順次介在され、熱交換コイル７７の熱媒体出口側とバックアップ用熱交換器７０との間に戻り管路７２の一端が接続されている。戻り管路７２の他端は三方弁７１の他の流入口に接続されている。第２不凍熱媒体循環回路７６には、ＬＮＧ気化器１５の熱媒体出口側と熱交換コイル７７の熱媒体入口側との間に定流量ポンプ７９が介在されている。
８．参考例の作動
第２不凍熱媒体循環回路７６の定流量ポンプ７９が駆動されることにより、熱交換コイル７７で製氷し、例えば−１３℃に昇温した不凍熱媒体がＬＮＧ気化器１５に戻される。ＬＮＧ気化器１５は、液化天然ガスと不凍熱媒体との間でＬＮＧ冷熱を熱交換して天然ガスを生成してＧＴＣＣ発電プラント２０に送出するとともに、ＬＮＧ冷熱を有する不凍熱媒体を製氷部９７の熱交換コイル７７に供給する。
これにより、ＬＮＧ気化器１５における冷凍能力が安定状態で、冷水蓄熱槽４０に貯留されている低温冷水および高温冷水の温度が、例えば４℃と１８℃である場合、ＬＮＧ気化器１５に流入する不凍熱媒体の温度は例えば−１３℃になる。
そして、制御装置９０は、ＬＮＧ気化器１５における冷凍能力が植物工場３０における冷熱需要を超えるとき、冷凍能力が冷熱需要を越える余剰冷熱分のＬＮＧ冷熱によって製氷部９７の冷水を氷結させ、植物工場３０における冷熱需要がＬＮＧ気化器１５における冷凍能力を超えるとき、冷凍能力が冷熱需要に対して不足する不足冷熱を氷結部９７での解凍で補充するように第２不凍熱媒体循環回路７６および第５冷水循環回路６７を制御する。
ＬＮＧ気化器１５と氷蓄熱槽９１との間で不凍熱媒体を循環させるようにしたことにより、ＬＮＧ冷熱を氷結の潜熱（融解熱８０Ｋｃａｌ／Ｋｇ）で大量に蓄熱することができるので、蓄熱量が同じである場合、蓄熱槽の容積を大幅に縮小することができる。さらに、低温冷水の温度を４℃と低くできるので、冷水利用施設での冷房のエネルギー効率を高くすることができる。
参考例において、第２実施形態のように産業設備を淡水化プラント２５とし、植物工場３０を太陽熱利用型とし、植物工場３０に暖房用温水コイル８６を設けてもよい。参考例にかかるＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム１ｄのその他の構成、作用および効果は、第１実施形態あるいは第３実施形態のものと同様であるので説明を省略する。
上記実施形態では、冷水利用施設を完全制御型または太陽光利用型の植物工場としたが、これに限定されるものではない。冷水利用施設をデータセンター又はスパコン解析センターとする場合、本冷水供給システムは、冷房用およびＣＰＵ冷却用にＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を供給し、産業設備であるＧＴＣＣ発電プラントに隣接する。冷水利用施設を電力多消費型精密環境工場（例えば半導体工場）とする場合、本冷水供給システムは、冷房用およびプロセス冷却用にＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を供給し、ＬＮＧサテライト基地と自家発電システムで構成されるエナジーセンターの一部にする。冷水利用施設を大規模空港施設とする場合、本冷水供給システムは、施設の冷房用にＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を供給し、ＬＮＧサテライト基地と自家発電システムで構成されるエナジーセンターの一部にする。冷水利用施設を市街化再開発地域とする場合、本冷水供給システムは、地域冷房用にＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を供給し、ＬＮＧサテライト基地と自家発電システムで構成されるエナジーセンターの一部にする。冷水利用施設を冷蔵倉庫または醸造工場など低温室内環境を必要とする施設とする場合、本冷水供給システムは、施設の冷房用にＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を供給し、産業設備であるＧＴＣＣ発電プラントに隣接して設ける。
１ａ〜１ｄ：ＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム、１０：ＬＮＧサテライト基地、１１：冷水式ＬＮＧ気化器、１２：ＬＮＧタンク、１５：ＬＮＧ気化器、１６熱交換器、２０：ガスタービンコンバインドサイクル発電プラント（産業設備）、２５：淡水化プラント（産業設備）、２１，２６：冷却装置、２２，２７：凝縮部、２３：冷却塔、２４，２８：循環回路、３０：植物工場、３１：冷房用冷水コイル、４０：冷水蓄熱槽、４１：温度成層式冷水蓄熱槽、４３：低温部、４４：高温部、５０：第１冷水循環回路、５３：第１三方弁，６３：第２三方弁、５４：定流量ポンプ、５５：第３冷水循環回路、６０：第２冷水循環回路、６４：可変流量ポンプ、６５，８２：二方弁、６６：第４冷水循環回路、６７：第５冷水循環回路、７０：バックアップ用熱交換器、７１：三方弁、７２：戻り管路、７５：第１不凍熱媒体循環回路、７６：第２不凍熱媒体循環回路、７９：定流量ポンプ、８０：排ガス供給装置、８１：排ガス冷却装置、８５：ヒートポンプ、８６：暖房用温水コイル、９０：制御装置、９１：氷蓄熱槽、９３：低温部、９４：高温部、９７：製氷部。

Claims (6)

  1. 液化天然ガスが気化するときに生じるＬＮＧ冷熱を前記液化天然ガスと冷水との間で直接熱交換して前記冷水を低温冷水とする冷水式ＬＮＧ気化器によって産業設備で使用される天然ガスを生成するＬＮＧサテライト基地と、
    前記ＬＮＧサテライト基地に近接して配置され、前記ＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を利用する冷水利用部が設けられた冷水利用施設と、
    前記冷水式ＬＮＧ気化器と前記冷水利用施設との間に設けられ、前記低温冷水を貯留する冷水蓄熱槽と、
    前記冷水式ＬＮＧ気化器から前記低温冷水を前記冷水蓄熱槽に供給し、前記冷水蓄熱槽から前記冷水を前記冷水式ＬＮＧ気化器に戻す第１冷水循環回路と、
    前記冷水蓄熱槽から前記ＬＮＧ冷熱で冷却された前記冷水を前記冷水利用部に供給し前記ＬＮＧ冷熱を放出させて高温冷水とし、前記高温冷水を前記冷水蓄熱槽に戻す第２冷水循環回路と、
    前記冷水式ＬＮＧ気化器における冷凍能力が前記冷水利用施設における冷熱需要を超えるとき、前記冷凍能力が前記冷熱需要を越える余剰冷熱分の前記低温冷水を前記冷水蓄熱槽に貯留し、前記冷水利用施設における冷熱需要が前記冷水式ＬＮＧ気化器における冷凍能力を超えるとき、前記冷凍能力が前記冷熱需要に対して不足する不足冷熱を前記冷水蓄熱槽に貯留された前記低温冷水で前記冷水利用部に供給するように前記第１冷水循環回路および前記第２冷水循環回路を制御する制御装置と、
    を備えたＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム。
  2. 液化天然ガスが気化するときに生じるＬＮＧ冷熱を前記液化天然ガスと不凍熱媒体との間で熱交換するＬＮＧ気化器によって産業設備で使用される天然ガスを生成するＬＮＧサテライト基地と、
    前記ＬＮＧサテライト基地に近接して配置され、前記ＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を利用する冷水利用部が設けられた冷水利用施設と、
    前記ＬＮＧ気化器と前記冷水利用施設との間に設けられ、低温冷水を貯留する冷水蓄熱槽と、
    前記ＬＮＧ気化器と前記冷水蓄熱槽との間に設けられた熱交換器と、
    前記ＬＮＧ気化器と前記熱交換器との間で前記不凍熱媒体を循環させ、前記ＬＮＧ気化器で生じたＬＮＧ冷熱を前記熱交換器で前記不凍熱媒体と冷水とで熱交換して前記低温冷水とし、前記ＬＮＧ冷熱を放出した前記不凍熱媒体を前記ＬＮＧ気化器に戻す第１不凍熱媒体循環回路と、
    前記熱交換器から前記低温冷水を前記冷水蓄熱槽に供給し、前記冷水蓄熱槽から前記冷水を前記熱交換器に戻す第３冷水循環回路と、
    前記冷水蓄熱槽から前記ＬＮＧ冷熱で冷却された前記冷水を前記冷水利用部に供給し前記ＬＮＧ冷熱を放出させて高温冷水とし、前記高温冷水を前記冷水蓄熱槽に戻す第４冷水循環回路と、
    前記ＬＮＧ気化器における冷凍能力が前記冷水利用施設における冷熱需要を超えるとき、前記冷凍能力が前記冷熱需要を越える余剰冷熱分の前記低温冷水を前記冷水蓄熱槽に貯留し、前記冷水利用施設における冷熱需要が前記ＬＮＧ気化器における冷凍能力を超えるとき、前記冷凍能力が前記冷熱需要に対して不足する不足冷熱を前記冷水蓄熱槽に貯留された前記低温冷水で前記冷水利用部に供給するように前記第３冷水循環回路および第４冷水循環回路を制御する制御装置と、
    を備えＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム。
  3. 液化天然ガスが気化するときに生じるＬＮＧ冷熱を前記液化天然ガスと不凍熱媒体との間で熱交換するＬＮＧ気化器によって産業設備で使用される天然ガスを生成するＬＮＧサテライト基地と、
    前記ＬＮＧサテライト基地に近接して配置され、前記ＬＮＧ冷熱で冷却された冷水を利用する冷水利用部が設けられた冷水利用施設と、
    前記ＬＮＧ気化器と前記冷水利用施設との間に設けられ、熱交換コイルが配置された製氷部が形成された氷蓄熱槽と、
    前記ＬＮＧ気化器と前記熱交換コイルとの間で前記不凍熱媒体を循環させ、前記ＬＮＧ冷熱を前記製氷部に貯留された冷水に放出して氷結させる第２不凍熱媒体循環回路と、
    前記氷蓄熱槽から前記ＬＮＧ冷熱で冷却された前記冷水を前記冷水利用部に供給し、前記ＬＮＧ冷熱を放出させて高温冷水とし、前記高温冷水を前記氷蓄熱槽に戻す第５冷水循環回路と、
    前記ＬＮＧ気化器における冷凍能力が前記冷水利用施設における冷熱需要を超えるとき、前記冷凍能力が前記冷熱需要を越える余剰冷熱分の前記ＬＮＧ冷熱によって前記製氷部の前記冷水を氷結させ、前記冷水利用施設における冷熱需要が前記ＬＮＧ気化器における冷凍能力を超えるとき、前記冷凍能力が前記冷熱需要に対して不足する不足冷熱を前記製氷部での解凍で補充するように前記第２不凍熱媒体循環回路および前記第５冷水循環回路を制御する制御装置と、
    を備えたＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム。
  4. 前記産業設備に設けられた凝縮部を冷却水または海水で冷却する冷却装置と、
    前記凝縮部で熱交換して昇温した前記冷却水または海水の一部が供給されて、前記冷水式ＬＮＧ気化器に戻る前記冷水または前記ＬＮＧ気化器に戻る前記ＬＮＧ冷熱を放出した前記不凍熱媒体をバックアップして昇温するバックアップ用熱交換器と、
    を備えた請求項１乃至３のいずれか１項に記載のＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム。
  5. 前記産業設備に設けられた凝縮部を冷却水または海水で冷却する冷却装置と、
    前記凝縮部で昇温した前記冷却装置の前記冷却水または前記海水の一部から熱を吸収し、前記冷水利用施設に設けられた暖房用温水コイルに温熱を供給するヒートポンプと、
    を備えた請求項１乃至４のいずれか1項に記載のＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム。
  6. 前記冷水利用施設は植物工場であり、
    前記冷水蓄熱槽または前記氷蓄熱槽から前記ＬＮＧ冷熱で冷却された前記冷水が供給され、前記産業設備において前記天然ガスの燃焼によって生じた排ガスを前記ＬＮＧ冷熱で冷却された前記冷水で冷却する排ガス冷却装置を備え、前記排ガスを前記排ガス冷却装置で冷却して前記植物工場に供給する排ガス供給装置を備えた請求項１乃至５のいずれか１項に記載のＬＮＧ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム。
JP2019566845A 2019-10-01 2019-10-01 Ｌｎｇ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム Active JP6671651B1 (ja)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2019/038786 WO2021064869A1 (ja) 2019-10-01 2019-10-01 Ｌｎｇ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP6671651B1 JP6671651B1 (ja) 2020-03-25
JPWO2021064869A1 true JPWO2021064869A1 (ja) 2021-11-04

Family

ID=70000911

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2019566845A Active JP6671651B1 (ja) 2019-10-01 2019-10-01 Ｌｎｇ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム

Country Status (2)

Country Link
JP (1) JP6671651B1 (ja)
WO (1) WO2021064869A1 (ja)

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH06129211A (ja) * 1992-10-21 1994-05-10 Shimizu Corp 熱電供給システム
JP3358845B2 (ja) * 1993-04-27 2002-12-24 大阪瓦斯株式会社 蓄冷熱利用の液化天然ガス気化装置
JP2866939B1 (ja) * 1998-02-03 1999-03-08 工業技術院長 液化天然ガス気化器およびこれを用いる冷熱システム
CN101344354A (zh) * 2007-09-29 2009-01-14 上海海事大学 一种lng冷能利用新方法
US20100175426A1 (en) * 2009-01-09 2010-07-15 Hunton Energy Holdings, LLC Power Management For Gasification Facility
JP5451473B2 (ja) * 2010-03-18 2014-03-26 大阪瓦斯株式会社 温室栽培システム
EP2668441A4 (en) * 2011-01-28 2018-01-10 Exxonmobil Upstream Research Company Regasification plant
US20160010899A1 (en) * 2014-06-27 2016-01-14 Surna, Inc. Climate control systems and methods

Also Published As

Publication number Publication date
JP6671651B1 (ja) 2020-03-25
WO2021064869A1 (ja) 2021-04-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US20210207895A1 (en) Energy Storage Systems
US4813242A (en) Efficient heater and air conditioner
US7905110B2 (en) Thermal energy module
US8567482B2 (en) Heat tube device utilizing cold energy and application thereof
EP2122257B1 (en) Co2 based district energy system
CN102239372B (zh) 用于提供蒸汽压缩循环的系统及控制蒸汽压缩循环的方法
Ghorbani et al. Concentrated solar energy system and cold thermal energy storage (process development and energy analysis)
US7832217B1 (en) Method of control of thermal energy module background of the invention
Jabari et al. Biogas fueled combined cooling, desalinated water and power generation systems
US10883728B2 (en) Broad band district heating and cooling system
KR20130059070A (ko) 온실용 냉난방 시스템 및 그의 냉난방 방법
US6889520B2 (en) Inter-region thermal complementary system by distributed cryogenic and thermal devices
Ismail et al. Utilizing the solar ice storage system in improving the energy, exergy, economic and environmental assessment of conventional air conditioning system
Titlov et al. Development of cooling systems on the basis of absorption water-ammonia refrigerating machines of low refrigeration capacity
Farzan The study of thermostat impact on energy consumption in a residential building by using TRNSYS
KR101500489B1 (ko) 해수 히트펌프 배출수를 이용한 해양 온도차 발전시스템
JP6671651B1 (ja) Ｌｎｇ冷熱を蓄熱して利用する冷水供給システム
JP2005291094A (ja) 液化ガス気化装置利用発電設備
KR101933057B1 (ko) 온실복합단지 냉난방 시스템 및 방법
US20230375280A1 (en) Integrated Heat Storage System into Heat Recovery
US11754347B2 (en) Multiple channel heat exchanger
Joemann et al. All-weather snow machine driven by solar energy
SU1548624A1 (ru) Теплонасосна установка воздушного отоплени , охлаждени и гор чего водоснабжени с рекуперацией и аккумул цией теплоты
Tsoy et al. Development of autonomous cooling systems on the basis of renewable and waste sources of heat energy
KR101150183B1 (ko) 해양심층수를 이용한 냉난방시스템

Legal Events

Date Code Title Description
A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20191211

A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20191211

A871 Explanation of circumstances concerning accelerated examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A871

Effective date: 20191211

A975 Report on accelerated examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971005

Effective date: 20191224

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20200218

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20200218

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 6671651

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250