WO2020235497A1 - 発電システム及び発電方法 - Google Patents

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WO2020235497A1
WO2020235497A1 PCT/JP2020/019492 JP2020019492W WO2020235497A1 WO 2020235497 A1 WO2020235497 A1 WO 2020235497A1 JP 2020019492 W JP2020019492 W JP 2020019492W WO 2020235497 A1 WO2020235497 A1 WO 2020235497A1
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heat
power generation
temperature
heat medium
medium
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PCT/JP2020/019492
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English (en)
French (fr)
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信郎 柿崎
恵一 古関
康之 池上
健 安永
Original Assignee
日揮グローバル株式会社
Ｊｘｔｇエネルギー株式会社
国立大学法人佐賀大学
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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • F01K25/08—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours
    • F01K25/10—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours the vapours being cold, e.g. ammonia, carbon dioxide, ether

Definitions

  • the present invention relates to a power generation system and a power generation method for generating power by utilizing waste heat when vaporizing LNG.
  • the present application claims priority based on Japanese Patent Application No. 2019-095521 filed in Japan on May 21, 2019 and Japanese Patent Application No. 2019-176005 filed in Japan on September 26, 2019. The contents are used here.
  • thermal power generation By the way, in the islands of Southeast Asia, electricity is supplied by thermal power generation. In thermal power generation in these areas, internal-combustion power generation using heavy oil is mainly performed. Internal-combustion power generation operates an internal combustion engine such as a diesel engine that uses heavy oil as fuel, and obtains electric power from a generator connected to an output shaft of the internal combustion engine. However, internal-combustion power generation that burns heavy oil emits a large amount of carbon dioxide and nitrogen oxides, and there are concerns about environmental problems. Therefore, in recent years, thermal power generation using liquefied natural gas (LNG: Liquefied Natural Gas) has been introduced as an alternative to internal-combustion power generation. LNG thermal power generation can reduce emissions of carbon dioxide and the like as compared with internal-combustion power generation.
  • LNG Liquefied Natural Gas
  • LNG is cooled to -162 [° C.] and is in a liquid state, and it has been studied to generate temperature difference power generation by utilizing the latent heat of this cold temperature (see, for example, Patent Document 1 and Patent Document 2). ).
  • a heat engine is attached to the LNG thermal power generation. This heat engine operates by causing a cycle of vaporization and condensation in the working medium, and the vaporized working medium is condensed by a condenser using the cold heat of LNG.
  • a vaporizer that heats LNG in the process of evaporating and vaporizing LNG is used.
  • a heat medium is brought into contact with the outside of a pipeline through which LNG flows, heat is exchanged between the LNG and the heat medium, and LNG is gasified.
  • An object of the present invention is to provide a power generation system and a power generation method using temperature difference power generation, which can reduce the environmental load while improving the thermal efficiency and reduce the maintenance cost.
  • the present invention is a power generation system that generates power by using waste heat generated in equipment using liquefied gas, and includes an acquisition unit that acquires a heat medium, a vaporizer that vaporizes the liquefied gas using the heat medium as a heat source, and the like.
  • the working medium is vaporized using the temperature difference between a low-temperature heat medium that uses cold heat that is heat-exchanged and discharged by the vaporizer as a heat source and a hot heat medium that has a higher temperature than the low-temperature heat medium.
  • It is a power generation system including a heat engine that operates by causing a cycle with condensation.
  • liquefied gas as a cold heat source of a heat engine used for temperature difference power generation, it is not necessary to pump up deep seawater in the deep sea, and running costs and equipment costs can be reduced.
  • the acquisition unit may be configured to acquire water having a predetermined condition of at least TOC 1.3 [mg / l] or less as the heat medium.
  • a low-temperature heat medium can be generated with liquefied gas, so that biological contamination in the apparatus can be reduced and maintenance cost can be reduced.
  • the acquisition unit may be configured to acquire seawater having a predetermined condition at least 100 [m] or deeper as the heat medium.
  • seawater satisfying a predetermined condition can be used as a water source for a low-temperature heat medium, so that the running cost and equipment cost for pumping can be reduced.
  • the present invention may be configured to allow the water to flow through the vaporizer to prevent organisms from adhering to the inside of the vaporizer.
  • the present invention may be further provided with ancillary equipment that utilizes the temperature of the thermal heat medium through which the heat engine has flowed or the temperature of the low temperature heat medium through which the heat engine has flowed.
  • the present invention it is possible to improve the thermal efficiency by ancillary equipment using waste heat, reduce the temperature difference when releasing the thermal heat medium or the low temperature heat medium, and reduce the adverse effect on the environment.
  • the present invention may be further provided with an air conditioner that utilizes the cold temperature of the low temperature heat medium that has passed through the heat engine.
  • the present invention it is possible to utilize the cold energy of the low-temperature heat medium after circulating the heat engine, improve the thermal efficiency, and adversely affect the environment when the low-temperature heat medium such as seawater is discharged as it is. Can be reduced.
  • the present invention may be further provided with aquaculture equipment for cultivating marine products using the seawater that has passed through the heat engine.
  • marine products can be cultivated using components contained in seawater that satisfy predetermined conditions, and a new industry can be created around the installation site.
  • the present invention may be further provided with a factory for producing by-products produced from the seawater that has passed through the heat engine.
  • the present invention it is possible to operate a factory that manufactures by-products using components contained in seawater that satisfy predetermined conditions, and it is possible to create a new industry around the installation site.
  • the present invention may be further provided with equipment for cultivating or storing agricultural products using the seawater that has passed through the heat engine.
  • the present invention it is possible to operate a facility for cultivating or storing agricultural products by using components contained in seawater that satisfy a predetermined condition, and it is possible to create a new industry around the installation site.
  • the present invention may be further provided with a regeneration unit that collects the boil-off gas generated from the liquefied gas and condenses the boil-off gas using surplus electric power to generate a regenerated liquefied gas.
  • the boil-off gas generated when the liquefied gas is stored can be substantially stored in the regenerated liquefied gas. it can.
  • the acquisition unit acquires a first heat medium that is a heat source for vaporizing the working medium, and a second heat medium that is a heat source for vaporizing the liquefied gas and condensing the working medium. It may be configured to include a second acquisition unit for acquiring the above.
  • the first heat medium acquired by the first acquisition unit can be used as a heat source on the high temperature side of the heat engine, and the second heat medium acquired by the second acquisition unit can be used on the low temperature side of the heat engine. It can be used as a heat source.
  • the present invention includes a first intermediate facility provided between the first acquisition unit and the heat engine, and the first intermediate facility circulates the thermal heat medium using the first heat medium as a heat source. It may be configured as follows.
  • a thermal heat medium using the first heat medium acquired by the first acquisition unit as a heat source is circulated in the first intermediate facility to serve as a heat source for the heat engine, whereby the first heat medium of the heat engine is used. Contamination can be reduced.
  • the present invention includes a second intermediate facility provided between the second acquisition unit and the vaporizer, and the second intermediate facility is cooled by the vaporizer using the second heat medium as a heat source.
  • the low temperature heat medium may be configured to circulate.
  • a thermal heat medium using the second heat medium acquired by the second acquisition unit as a heat source is circulated in the second intermediate facility to serve as a heat source for the heat engine, whereby the second heat medium of the heat engine is used. Contamination can be reduced.
  • the present invention is a power generation method for generating electricity by using waste heat generated in equipment using liquefied gas, and comprises a step of acquiring a heat medium and a step of vaporizing the liquefied gas in a vaporizer using the heat medium as a heat source.
  • Power generation including a step of vaporizing an operating medium using a medium as a heat source to generate electricity with a generator of a heat engine, and a step of condensing the vaporized working medium circulated through the generator using the low temperature heat medium as a heat source.
  • the present invention by using liquefied gas as the cold heat source of the external combustion engine used for temperature difference power generation, it is not necessary to pump up deep seawater in the deep sea, and running costs and equipment costs can be reduced.
  • the power generation system 1 includes a power generation facility 100 using LNG (liquefied gas) and a temperature difference power generation device 200 that performs temperature difference power generation using waste heat generated from the power generation facility 100. ..
  • the power generation facility 100 is, for example, an LNG power generation facility installed on the ground.
  • the power generation system 1 includes an acquisition unit 2 that acquires seawater as a heat medium.
  • the acquisition unit 2 includes a first acquisition unit 3 for acquiring surface seawater and a second acquisition unit 4 for acquiring deep seawater.
  • the first acquisition unit 3 acquires surface seawater as the first heat medium.
  • the first acquisition unit 3 includes a pump for circulating surface seawater.
  • An evaporator 201, which will be described later, of a temperature difference power generation device 200 that performs temperature difference power generation is connected to the downstream side of the first acquisition unit 3.
  • the surface seawater is, for example, seawater having a temperature of at least 18 [° C.] to 30 [° C.].
  • the surface seawater is used as a thermal heat medium having heat in the evaporator 201 of the temperature difference power generation device 200. It is desirable that the thermal heat medium acquired by the first acquisition unit 3 satisfies a predetermined condition as described later so that organisms do not adhere to the evaporator 201 or the like.
  • the second acquisition unit 4 acquires deep seawater of about 15 [° C.] at a depth of 100 [m] or deeper (for example, about 100 [m] to 600 [m]) from the seawater surface as the second heat medium.
  • the second acquisition unit 4 includes a pump for circulating deep seawater.
  • Deep seawater has, for example, predetermined conditions of at least TOC (Total Organic Carbon) of 1.3 [mg / l] or less.
  • the predetermined conditions are set so that organisms do not adhere to the vaporizer 104, which will be described later.
  • the second acquisition unit 4 does not necessarily have to acquire seawater at the above depth as long as the above predetermined conditions are satisfied so that organisms do not adhere to the heat medium. Therefore, the second acquisition unit 4 may acquire fresh water as a heat medium. That is, the second acquisition unit 4 acquires water having a predetermined condition of at least TOC 1.3 [mg / l] or less as a heat medium.
  • the predetermined conditions for water are DOC (Dissolved Organic Carbon), POC (Particulate Organic Carbon), and the number of bacteria, in addition to TOC, as long as organisms do not adhere to the device.
  • DOC Dissolved Organic Carbon
  • POC Porate Organic Carbon
  • Other index values such as dissolved oxygen amount may be used.
  • the deep seawater becomes a low-temperature heat medium having a cold heat having a lower temperature than the surface seawater, and the surface seawater becomes a hot heat medium having a higher temperature than the low-temperature heat medium.
  • the power generation facility 100 is connected to the downstream side of the second acquisition unit 4.
  • a temperature difference power generation device 200 is connected to the downstream side of the power generation facility 100.
  • the power generation facility 100 includes a first storage unit 101 that stores LNG.
  • the first storage unit 101 is a tank for storing liquefied LNG at -162 [° C.].
  • boil-off gas is generated in which LNG is vaporized by receiving heat from the outside. Therefore, the first storage unit 101 is provided with a compressor 102 that collects and reliquefies the boil-off gas.
  • a second storage section 103 for storing boil-off gas is provided adjacent to the first storage section 101.
  • Boil-off gas generated in the first storage section 101 flows into the second storage section 103 via a pipe.
  • the boil-off gas stored in the second storage unit 103 is reliquefied by the compressor 102 to generate LNG (regenerated liquefied gas).
  • the regenerated liquefied gas is generated by the compressor 102, for example, using the surplus electric power generated at night.
  • the regenerated liquefied gas generated by using the surplus electric power serves as fuel for the power generation facility 100 supplied according to the demand.
  • the compressor 102 and the second storage unit 103 form a regenerating unit that generates regenerated liquefied gas. That is, the regeneration unit is a chemical power storage device that stores surplus power in the form of LNG.
  • the boil-off gas may be used as a fuel for driving the power supply device of the compressor 102.
  • the surplus electric power may be supplied from another power generation facility, or may be supplied from the temperature difference power generation device 200.
  • a vaporizer 104 for revaporizing LNG is connected to the downstream side of the first storage unit 101 via a pipe B.
  • the downstream side of the second acquisition unit 4 is connected to the vaporizer 104.
  • the vaporizer 104 includes a heat exchanger. LNG in a liquid state flows into the vaporizer 104 from the first storage unit 101 via the pipe B. Deep seawater flows into the vaporizer 104 from the second acquisition unit 4 via the pipe F.
  • the LNG that has flowed into the vaporizer 104 is heated by deep seawater in a heat exchanger to generate vaporized gas (NG).
  • NG vaporized gas
  • the power generation system 1 deep seawater satisfying at least the above predetermined conditions is acquired from the second acquisition unit 4 and distributed, so that marine organisms are prevented from adhering to the inside of the vaporizer 104. Therefore, in the power generation system 1, the running cost can be reduced by omitting the steps of disassembling and cleaning the vaporizer 104.
  • the gas generated through the heat exchanger of the vaporizer 104 is discharged via the gas pipe G.
  • a generator 105 is connected to the downstream side of the gas pipe G of the vaporizer 104.
  • the inflowing gas is used as fuel for power generation in the generator 105.
  • the generator 105 for example, a gas turbine type generator is used.
  • the gas turbine type power generation principle is general, and detailed description thereof will be omitted.
  • the gas generated by the vaporizer 104 may be supplied to other power generation facilities, or may be used as fuel for a power source of a pump that circulates the operating medium of the temperature difference power generation device 200. This pump may be driven by the electric power generated by the generator 105.
  • the deep seawater that has passed through the heat exchanger of the vaporizer 104 is cooled by heat exchange with LNG and discharged from the piping for the heat medium as a low-temperature heat medium having cold heat.
  • a condenser 202 of the temperature difference power generation device 200 is connected to the downstream side of the heat medium piping of the vaporizer 104.
  • the deep seawater acquired from the second acquisition unit 4 may be configured to be distributed to the vaporizer 104 after being distributed through the condenser 202.
  • a pipe D for connecting the second acquisition unit 4 and the condenser 202 is provided, and the cooled deep seawater flowing into the condenser 202 from the vaporizer 104 is mixed with the deep seawater acquired from the second acquisition unit 4 to obtain a temperature. May be adjusted.
  • the cooled deep seawater discharged from the vaporizer 104 may return to the vaporizer 104 again to form a flow path through which the deep seawater circulates.
  • the temperature difference power generation device 200 operates by causing a cycle of vaporization and condensation in the working medium.
  • the temperature difference power generation device 200 is a heat engine including a turbine type generator 203.
  • the temperature difference power generation device 200 vaporizes the working medium using surface seawater (first heat medium) as a heat source.
  • the temperature difference power generation device 200 condenses the working medium using deep seawater (second heat medium) that has become low temperature by vaporizing LNG as a heat source.
  • the temperature difference power generation device 200 operates using, for example, ammonia boiling at a low temperature as an operating medium.
  • a mixture of ammonia and water may be used as the working medium.
  • the mixture is produced, for example, at a ratio of about 10 [%] of water to 90 [%] of ammonia.
  • Ammonia and mixtures are vaporized at room temperature.
  • the working medium liquefies when pressurized to, for example, about 11 atmospheres.
  • the pressurized working medium boils and vaporizes at a temperature of the surface seawater acquired from the first acquisition unit 3 at about 30 [° C.].
  • the temperature difference power generation device 200 includes a flow path 210 of an operating medium.
  • the working medium circulates in the flow path 210 in a pressurized and liquefied state.
  • a pump 205 for circulating the working medium is provided in the middle of the flow path 210.
  • the working medium discharged from the pump 205 flows into the evaporator 201.
  • the evaporator 201 includes a heat exchanger.
  • a pipe H connected to the first acquisition unit 3 is connected to the heat exchanger, and surface seawater flows in from the first acquisition unit 3.
  • a flow path 210 is connected to the heat exchanger.
  • the heat exchanger is configured so that the surface seawater comes into contact with the outside of the flow path 210, and the working medium flowing in the flow path 210 and the surface seawater exchange heat.
  • the working medium is heated and vaporized by surface seawater in a heat exchanger.
  • the vaporized working medium flows into the generator 203 connected to the downstream side of the evaporator 201.
  • the vaporized working medium rotates the turbine of the generator 203.
  • the turbine is provided with an output shaft that outputs rotational force.
  • a power generation device that generates electric power by electromagnetic induction is connected to the output shaft, and the power generation device outputs electric power in conjunction with the rotation of the turbine.
  • the vaporized working medium flows into the condenser 202 connected to the downstream side of the generator 203.
  • the condenser 202 includes a heat exchanger.
  • a pipe C connected to the downstream side of the vaporizer 104 is connected to the heat exchanger, and deep seawater acquired from the second acquisition unit 4 and cooled by LNG flows into the heat exchanger.
  • a flow path 210 is connected to the heat exchanger.
  • the heat exchanger is configured so that the deep seawater comes into contact with the outside of the flow path 210, and the vaporized working medium flowing in the flow path 210 and the deep seawater exchange heat.
  • the vaporized working medium is cooled in deep seawater in a heat exchanger and condensed to return to a liquid.
  • a pump 205 is connected to the downstream side of the condenser 202. The working medium that has returned to liquid is recirculated through the flow path by the pump 205.
  • the temperature difference power generation device 200 uses the deep seawater cooled by LNG for the condenser 202, and has a low temperature of 600 [m] to 1000 [m] required for normal temperature difference power generation. Compared with the case of using deep seawater, it is possible to reduce the cost of pumping seawater and the cost of installing piping equipment.
  • the deep seawater that has been heat-exchanged by the condenser 202 is discharged from the condenser 202 at a temperature of about 6 [° C].
  • the deep seawater discharged from the condenser 202 still contains cold latent heat and has a temperature difference from the surface seawater, and if it is released into the ocean as it is, there is a concern about the impact on the environment. Therefore, the temperature difference power generation device 200 is provided with ancillary equipment Q that uses the deep seawater discharged through the condenser 202.
  • Ancillary equipment Q is, for example, air conditioning equipment Q1 that directly utilizes the cold temperature of deep sea water discharged from the discharge port 208 through the condenser 202.
  • the air conditioner Q1 is a cooling facility that uses deep seawater discharged from the condenser 202 as a refrigerant.
  • the air conditioner Q1 includes, for example, a heat exchanger (not shown) through which deep seawater discharged from the condenser 202 flows.
  • the air conditioner Q1 circulates air at room temperature through a heat exchanger to generate cooled air. According to the air conditioner Q1, the running cost is reduced because the cold heat of the deep seawater discharged from the condenser 202 is used. According to the air conditioning equipment Q1, the device for circulating the refrigerant and the compressor are not required, and the installation cost is reduced.
  • Ancillary equipment Q may be aquaculture equipment Q2 using deep seawater.
  • deep seawater is rich in inorganic nutrients (nitrate nitrogen: NO3, phosphate phosphorus: PO4, silicon: Si) necessary for the growth of phytoplankton. Therefore, when deep seawater is discharged into the surface seawater area, plankton is generated by abundant inorganic nutrients, and the area becomes a suitable place for fishing grounds and aquaculture grounds.
  • Deep seawater contains almost no pollutants and has a low temperature, so that the amount of germs is 1/1000 or less of that of surface seawater. Therefore, if deep seawater is used, it is possible to install aquaculture facility Q2 for cultivating safe marine products such as oysters that do not cause food poisoning.
  • the aquaculture facility Q2 may be provided on the sea or may be a cage provided on land.
  • the aquaculture facility Q2 may be used to cultivate algae for producing biofuel.
  • Ancillary equipment Q may be a factory Q3 that manufactures by-products such as cosmetics, foods, beverages, and resources containing rare metals produced using deep seawater.
  • Ancillary equipment Q may be farm Q4 using deep seawater.
  • deep seawater When deep seawater is used for agriculture, it may be used as agricultural water for cultivating agricultural products by refrigerating it using distillation or a back-penetration membrane, or it may be used for house cultivation using the low temperature of deep seawater. It may be used as a refrigerant for air conditioning and temperature control of crop soil, or as a refrigerant for a refrigerating facility for storing crops.
  • the incidental facility Q may be a water supply facility, an agricultural facility, or an aquaculture facility for drinking water generated by desalinating deep seawater and adjusting the components.
  • the above-mentioned incidental equipment Q exemplifies the equipment that utilizes the temperature of the low-temperature heat medium, but the present invention is not limited to this, and may be one that utilizes the temperature of the thermal heat medium.
  • the ancillary equipment Q may be an air conditioning equipment or an agricultural product storage equipment that directly utilizes the temperature of the surface seawater after being acquired from the first acquisition unit 3 and used for the temperature difference power generation.
  • the incidental facility Q may be a residual heat utilization facility that directly utilizes the waste heat discharged from the generator 105 of the power generation facility 100.
  • the temperature of LNG is about ⁇ 160 [° C.] when the pipe B is circulated from the first storage unit 101 (see FIG. 1).
  • LNG vaporizes to become NG, and when the gas pipe G is circulated at a flow rate of 7.3 [kg / s], the temperature is about -122 to -105 [ °C] rises.
  • the deep seawater is acquired from the second acquisition unit 4 at a flow rate of 2.31 [kg / s] and circulates at a flow rate of 0.23 [t / s] in the circulation path flowing through the vaporizer 104 and the condenser 202. , Is discharged from the discharge port 208 at a flow rate of 2.31 [kg / s].
  • the deep seawater is input to the vaporizer 104 at a temperature of 6.2 [° C.], cooled to a temperature of 1 [° C.], and discharged from the vaporizer 104.
  • Deep seawater is input to the condenser 202 at a temperature of 1 [° C], is heated to 6.1 [° C] and discharged from the condenser 202, and is discharged from the condenser 202 at a temperature of 6.1 [° C]. Is discharged from. A part of the deep seawater discharged from the condenser 202 is circulated so as to be re-input to the vaporizer 104.
  • the surface seawater is acquired from the first acquisition unit 3 at a flow rate of 0.23 [t / s], is input to the evaporator 201 at a temperature of 30 [° C.], is cooled to 27 [° C.], and is an evaporator. It is discharged from 201.
  • the working medium circulates in the flow path 210, is input to the evaporator 201 in a liquid state with a temperature of 4 [° C.], and is vaporized by being heated to a temperature of 26 [° C.]. It is discharged from the evaporator 201.
  • the working medium is input to the generator 203 at a temperature of 26 [° C.] and discharged from the generator 203 at a temperature of 5 [° C.].
  • the working medium is input to the condenser 202 at a temperature of 5 [° C.], and is discharged from the condenser 202 in a state of being cooled to a temperature of 4 [° C.] and liquefied.
  • the working medium is pumped back into the flow path 210 by the pump 205 in a liquid state having a temperature of 4 [° C.] and circulates in the flow path 210.
  • the power generation system 1 can operate with a GT gas supply amount of 200 [MW].
  • the above thermal cycle is an example, and each numerical value fluctuates depending on the amount of power generated by the power generation system 1.
  • the power generation system 1 by using the cold heat of the LNG of the fuel of the power generation facility 100 as the cold heat source of the temperature difference power generation, the low temperature 600 [] required for the normal temperature difference power generation as the cold heat source. It is not necessary to pump deep seawater of m] to 1000 [m], and the cost of pumping seawater and the installation cost of piping equipment can be reduced. According to the power generation system 1, by acquiring seawater of about 100 [m] to 600 [m] from the seawater surface as a cold heat source, it is possible to reduce biological pollution in the vaporizer 104 and reduce maintenance costs. be able to. According to the power generation system 1, the thermal efficiency can be significantly improved by the temperature difference power generation device 200 attached to the LNG power generation facility 100.
  • the power generation system 1A is configured to include two temperature difference power generation devices 200A1 and 200A2.
  • the temperature difference power generation device 200A1 uses the surface seawater acquired from the first acquisition unit 3 to perform temperature difference power generation using the cold temperature of LNG.
  • the surface seawater acquired from the first acquisition unit 3 flows into the vaporizer 104.
  • the surface seawater cooled by the vaporizer 104 flows into the condenser 202 of the temperature difference power generator 200A1.
  • a part of the surface seawater acquired from the first acquisition unit 3 is branched and flows into the evaporator 201 of the temperature difference power generation device 200A1.
  • the surface seawater circulated through the evaporator 201 is mixed with the surface seawater circulated through the condenser 202, adjusted so that the temperature difference from the seawater at the drainage destination is less than 4 [° C.], and drained into the sea.
  • the temperature difference power generation device 200A2 performs temperature difference power generation using the deep seawater acquired from the second acquisition unit 4.
  • the deep seawater acquired from the second acquisition unit 4 flows into the condenser 202.
  • the surface seawater acquired from the first acquisition unit 3 flows into the evaporator 201.
  • the surface seawater discharged from the condenser 202 is used in the ancillary equipment Q.
  • temperature difference power generation using the cold temperature of LNG can be performed using the surface seawater acquired from the first acquisition unit 3, and the amount of power generation by the temperature difference power generation is increased. Can be made to.
  • the circulation path of deep seawater in the power generation facility 100 is different from that of the power generation system 1 of the first embodiment, and the second acquisition unit 4
  • the deep seawater obtained from is first input to the condenser 202 of the temperature difference power generation device 200, and then is input to the vaporizer 104.
  • Deep seawater is acquired from the second acquisition unit 4 at a flow rate of 2.64 [t / s]. Deep seawater is input to the condenser 202 and discharged from the discharge port 208 at a flow rate of 2.64 [t / s]. A part of the deep seawater discharged from the condenser 202 is input to the vaporizer 104 at a flow rate of 0.4 [t / s] and joins the path input to the condenser 202. Therefore, the deep seawater is input to the condenser 202 at a flow rate of 3.04 [t / s].
  • Deep seawater is input to the condenser 202 at a temperature of 7 [° C], heated to a temperature of 10 [° C], and discharged from the condenser 202. After that, the deep seawater is discharged from the discharge port 208 at a temperature of 10 [° C.].
  • a part of the deep seawater drained from the condenser 202 is input to the vaporizer 104 at a temperature of 10 [° C.], cooled to a temperature of 7 [° C.], discharged from the vaporizer 104, and input to the condenser 202.
  • a part of the deep seawater drained from the condenser 202 circulates between the condenser 202 and the vaporizer 104.
  • the temperature of the LNG circulating in the pipe B is about-when the gas pipe G is circulated at a flow rate of 7.3 [kg / s] after being heat-exchanged by the vaporizer 104 and vaporized to become NG. It rises to about 122 to ⁇ 105 [° C.].
  • the surface seawater is acquired from the first acquisition unit 3 at a flow rate of 3.04 [t / s], is input to the evaporator 201 at a temperature of 30 [° C.], is cooled to 27 [° C.], and is an evaporator. It is discharged from 201.
  • the working medium circulates in the flow path 210 of the temperature difference power generation device 200, is input to the evaporator 201 in a liquid state with a temperature of 4 [° C.], and is heated to a temperature of 26 [° C.]. It is discharged from the evaporator 201 in a vaporized state.
  • the working medium is input to the generator 203 at a temperature of 26 [° C.] and discharged from the generator 203 at a temperature of 5 [° C.].
  • the working medium is input to the condenser 202 at a temperature of 5 [° C.], and is discharged from the condenser 202 in a state of being cooled to a temperature of 4 [° C.] and liquefied.
  • the working medium is pumped back into the flow path 210 by the pump 205 in a liquid state having a temperature of 4 [° C.] and circulates in the flow path 210.
  • the power generation system 1B according to the third embodiment can be operated with a GT gas supply amount of 200 [MW].
  • the above thermal cycle is an example, and each numerical value fluctuates depending on the amount of power generated by the power generation system 1B.
  • the power generation system 1C according to the fourth embodiment is configured by adding desalination equipment to the power generation system 1B according to the third embodiment.
  • the power generation system 1C is configured so that the cooling water of the generator 105 of the power generation facility 100 (see FIG. 1) is input from the first acquisition unit 3.
  • Deep seawater is acquired from the second acquisition unit 4 at a flow rate of 1.54 [t / s], is input to the condenser 202, and is discharged from the discharge port 208 at a flow rate of 1.54 [t / s].
  • a part of the deep seawater discharged from the condenser 202 is input to the vaporizer 104 at a flow rate of 0.4 [t / s] and joins the path input to the condenser 202. Therefore, deep seawater is input to the condenser 202 at a flow rate of 1.94 [t / s].
  • Deep seawater is input to the condenser 202 at a temperature of 10 [° C], heated to a temperature of 13 [° C], and discharged.
  • a part of the deep seawater drained from the condenser 202 is input to the vaporizer 104 at a temperature of 13 [° C.].
  • the deep seawater is cooled to 10 [° C.] by the vaporizer 104, discharged, and joins the path input to the condenser 202.
  • the deep seawater drained from the condenser 202 circulates in the heat exchanger 8 that exchanges heat between the deep seawater and the surface seawater, is heated to 16.8 [° C.], and is discharged from the discharge port 208. ..
  • the temperature of the LNG circulating in the pipe B is about-when the gas pipe G is circulated at a flow rate of 7.3 [kg / s] after being heat-exchanged by the vaporizer 104 and vaporized to become NG. It rises to about 122 to ⁇ 105 [° C.].
  • the surface seawater that cooled the generator 105 was acquired from the first acquisition unit 3 at a flow rate of 1.94 [t / s], was input to the evaporator 201 at a temperature of 37 [° C.], and the temperature was 34 [° C.]. ], And discharged from the evaporator 201.
  • the surface seawater discharged from the evaporator 201 passes through the desalination apparatus 7, is partially desalinated, circulates in the heat exchanger 8, and is cooled to a temperature of 31 [° C.] to 1000 [t / day]. ] Is produced by the production volume.
  • the surface seawater that has not been desalinated is discharged at a flow rate of 1.93 [t / s] and a temperature of 33 [° C.].
  • the working medium circulates in the flow path 210 of the temperature difference power generation device 200, is input to the evaporator 201 in a liquid state with a temperature of 4 [° C.], is heated to a temperature of 26 [° C.], and is vaporized. It is discharged from the evaporator 201. After that, the vaporized working medium is input to the generator 203 at a temperature of 26 [° C.] and discharged from the generator 203 at a temperature of 5 [° C.]. The working medium is input to the condenser 202 at a temperature of 5 [° C.], and is discharged from the condenser 202 in a state of being cooled to a temperature of 4 [° C.] and liquefied. The working medium is pumped back into the flow path 210 by the pump 205 in a liquid state having a temperature of 4 [° C.] and circulates in the flow path 210.
  • the temperature difference power generation device 200 of the power generation system 1C according to the fourth embodiment can be operated with a GT gas supply amount of 200 [MW].
  • the above thermal cycle is an example, and each numerical value fluctuates depending on the amount of power generated by the power generation system 1C.
  • the power generation system 1C can utilize the waste heat of the generator 105 and desalinate seawater.
  • the power generation system 1D according to the fifth embodiment is configured by adding a first intermediate facility 300 for indirect heat exchange to the power generation system 1 according to the first embodiment.
  • the first intermediate facility 300 is provided, for example, between the first acquisition unit 3 and the temperature difference power generation device 200.
  • the first working medium circulates in the flow path 310.
  • the first working medium is, for example, cooling water such as ethylene glycol.
  • the first intermediate facility 300 includes a heat exchanger 301 that exchanges heat between the first heat medium and the first working medium acquired by the first acquisition unit 3, and a pump 302 that circulates the heated first working medium. ..
  • the first intermediate equipment 300 heats the first working medium using the first heat medium acquired by the first acquisition unit 3 as a heat source.
  • the heated first working medium serves as a heat source for the evaporator 201 of the temperature difference power generation device 200 connected to the downstream side.
  • the power generation system 1E according to the sixth embodiment is configured by adding a second intermediate facility 400 for indirect heat exchange to the power generation system 1D according to the fifth embodiment. ..
  • the second intermediate facility 400 is provided, for example, between the vaporizer 104 and the temperature difference power generation device 200.
  • the second working medium circulates in the pipe 410 of the second intermediate facility 400.
  • the second working medium is, for example, propane.
  • the second intermediate facility 400 cools the operating medium of the temperature difference power generation device 200 using the second heat medium cooled by using LNG as a heat source as a cold heat source.
  • the second intermediate facility 400 includes, for example, a heat exchanger 401 for cooling the second working medium and a pump 402 for circulating the second working medium in the pipe 410.
  • the condenser 202 of the temperature difference power generation device 200 is connected to the upstream side of the pump 402, and the heat exchanger 401 is connected to the downstream side.
  • the working medium of the temperature difference power generation device 200 is cooled and condensed by the condenser 202 by the cooled second working medium.
  • the second intermediate facility 400 cools the second working medium using the cold heat generated from the vaporizer 104 in the heat exchanger 401 as a heat source.
  • the second intermediate facility 400 may be an intermediate medium vaporizer (Intermediate Fluid type Vaporizer: IFV).
  • the second acquisition unit 4 may provide a blower 140 on the downstream side and circulate air as a second heat medium to the vaporizer 104 or the heat exchanger 401 of the second intermediate equipment 400.
  • the air acquired from the second acquisition unit 4 vaporizes LNG in the vaporizer 104, and even if the cooled air is circulated to the heat exchanger 401 to cool the second working medium of the second intermediate facility 400. Good.
  • the contamination of the temperature difference power generation device 200 is reduced.
  • the power generation system 1 has acquired seawater as a heat medium.
  • the place where the power generation system 1 is applied does not have to be near the ocean.
  • the power generation system 1 may acquire water from a water source such as a lake, a river, a pond, a water tank, or groundwater as a heat medium as long as the water meets a predetermined condition.
  • the power generation system 1 may be not only the equipment on the ground but also the equipment provided in the floating storage & regasification unit (FSRU) equipped with the regasification equipment in the ship.
  • the FSRU may be a new ship or may be provided by modifying an existing hull.
  • the power generation system 1 has acquired a thermal heat medium having thermal heat from surface seawater, but the present invention is not limited to this, and the thermal power emitted when the generator 105 burns the vaporized LNG and the abolition of factories other than the power plant. Using other heat such as heat, waste heat of the FSRU engine, and geothermal heat, the thermal heat medium is heated by heating seawater, water from the above water source, working fluid such as cooling water commonly used in the power generation system 1. It may be generated.
  • the power generation system 1 may utilize the latent heat of the vaporized cold temperature of LNG for the incidental equipment Q.

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Abstract

液化ガスを用いた設備で生じる廃熱を用いて発電する発電システム（１）であって、熱媒体を取得する取得部（２）と、熱媒体を熱源として液化ガスを気化する気化装置（１０４）と、気化装置により熱交換されて排出される冷熱を熱源とする低温熱媒体と、低温熱媒体に比して温度が高い温熱を有する温熱熱媒体との温度差を用いて作動媒体に気化と凝縮とのサイクルを生じさせて稼働する熱機関と、を備える、発電システムである。

Description

発電システム及び発電方法
　本発明は、ＬＮＧを気化する際の廃熱を利用して発電を行う発電システム及び発電方法に関する。
　本願は、２０１９年５月２１日に、日本に出願された特願２０１９－０９５５２１号及び２０１９年９月２６日に、日本に出願された特願２０１９－１７６００５号に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。
　赤道直下の地域では、１年を通して太陽エネルギーが海洋の表層に蓄積されている。このエネルギーは、夜間でも安定しているため、海面付近の温かい表層水と深海の冷たい深層海水との温度差を利用する海洋温度差発電が開発されている。海洋温度差発電は、表層水を用いてアンモニア等の低沸点の作動媒体を気化させてタービンを稼働し、海面から１０００［ｍ］程度の深海から汲み上げられた３［℃］程度の深層海水を用いて気化された作動媒体を冷却して凝縮するランキンサイクルを利用する発電方法である。
　海洋温度差発電に必要な温度差を得るためには、６００～１０００［ｍ］程度のより深い深層の海水を利用する必要があり、取水配管の建設コストや深海から深層海水を汲み上げるポンプのランニングコストが嵩むと共に、設置可能な場所に制約があり普及の妨げとなっていた。
　ところで、東南アジア地域の島嶼部では、火力発電により電力が供給されている。これらの地域における火力発電では、主に重油を用いた内燃力発電が行われている。内燃力発電は、重油を燃料に用いたディーゼルエンジン等の内燃機関を稼働させ、内燃機関の出力軸に連結された発電機から電力を得るものである。しかし、重油を燃焼させる内燃力発電は、二酸化炭素や窒素酸化物の排出量が多く、環境問題が懸念されている。そのため、近年では内燃力発電の代替として液化天然ガス（ＬＮＧ：Liquefied Natural Gas）を用いた火力発電が導入されつつある。ＬＮＧ火力発電は、内燃力発電に比べて二酸化炭素等の排出量を低減することができる。
　ＬＮＧは、－１６２［℃］に冷却されて液体の状態となっており、この冷温の潜熱を利用して温度差発電を行うことが検討されている（例えば、特許文献１及び特許文献２参照）。特許文献１及び特許文献２に記載された発電システムによれば、ＬＮＧ火力発電に熱機関が付帯されている。この熱機関は、作動媒体に気化と凝縮とのサイクルを生じさせて稼働するものであり、気化した作動媒体を凝縮器でＬＮＧの冷熱を利用して凝縮させている。
　そしてこの発電システムでは、ＬＮＧを蒸発させて気化する工程でＬＮＧを加熱する気化装置が用いられている。この気化装置によれは、ＬＮＧが流通する管路の外部に熱媒体を接触させ、ＬＮＧと熱媒体との間で熱交換し、ＬＮＧをガス化させている。
特許第５８７５２５３号公報 特開昭５７－１７１００９号公報
　特許文献１及び特許文献２に記載された発電システムによれば、海水を用いてＬＮＧを気化させており、この工程においてＬＮＧで冷却された海水が排出される。しかしながら、冷却された海水をそのまま海に放出すると周囲の生態系に影響を及ぼす等の環境問題が発生する虞がある。装置に海水を流通させると、配管や熱交換器に貝等の生物が付着し、装置の熱交換性能を低下させるため、装置を定期的に分解、洗浄する必要が生じる。特許文献１及び特許文献２に記載された発電システムによれば、冷却された海水を放出することによる環境対策や、気化装置等の生物汚染に対する対策については考慮されていなかった。
　本発明は、熱効率を向上させつつ環境負荷を低減すると共に、メンテナンスコストを低減することができる温度差発電を用いた発電システム及び発電方法を提供することを目的とする。
　本発明は、液化ガスを用いた設備で生じる廃熱を用いて発電する発電システムであって、熱媒体を取得する取得部と、前記熱媒体を熱源として前記液化ガスを気化する気化装置と、前記気化装置により熱交換されて排出される冷熱を熱源とする低温熱媒体と、前記低温熱媒体に比して温度が高い温熱を有する温熱熱媒体との温度差を用いて作動媒体に気化と凝縮とのサイクルを生じさせて稼働する熱機関と、を備える、発電システムである。
　本発明によれば、温度差発電に用いる熱機関の冷熱源に液化ガスを用いることで、深海の深層海水を汲み上げる必要が無くなり、ランニングコストや設備コストを低減することができる。
　本発明は、前記取得部が前記熱媒体として少なくともＴＯＣ１．３［ｍｇ／ｌ］以下の所定条件を有する水を取得するように構成されていてもよい。
　本発明によれば、所定条件を満たす水が確保できれば液化ガスで低温熱媒体を生成することができるため、装置内の生物汚染を低減することができ、メンテナンスコストを低減することができる。
　本発明は、前記取得部が前記熱媒体として少なくとも１００［ｍ］以深の所定条件を有する海水を取得するように構成されていてもよい。
　本発明によれば、所定条件を満たす海水を低温熱媒体の水源とすることができるため、汲み上げるランニングコストや設備コストを低減することができる。
　本発明は、前記水を前記気化装置に流通させて前記気化装置の内部に生物が付着することを防止するように構成されていてもよい。
　本発明によれば、所定条件の水又は海水を気化装置の熱媒体として用いることで、生物汚染を防止し、メンテナンスコストを低減することができる。
　本発明は、前記熱機関を流通した前記温熱熱媒体の温度又は前記熱機関を流通した前記低温熱媒体の温度を利用する付帯設備を更に備えるように構成されていてもよい。
　本発明によれば、廃熱を利用する付帯設備により熱効率を向上させると共に、温熱熱媒体や低温熱媒体を放出する際の温度差を低減し、環境への悪影響を低減することができる。
　本発明は、前記熱機関を流通した前記低温熱媒体の冷温を利用する空調設備を更に備えるように構成されていてもよい。
　本発明によれば、熱機関を流通した後の低温熱媒体が有する冷熱のエネルギーを利用することができ、熱効率を向上させると共に、海水等の低温熱媒体をそのまま放出した際の環境への悪影響を低減することができる。
　本発明は、前記熱機関を流通した前記海水を用いて海産物の養殖を行う養殖設備を更に備えるように構成されていてもよい。
　本発明によれば、所定条件を満たす海水に含まれる成分を利用して海産物の養殖を行うことができ、設置場所の周辺において新産業を創出することができる。
　本発明は、前記熱機関を流通した前記海水から生成される副産物を製造する工場を更に備えるように構成されていてもよい。
　本発明によれば、所定条件を満たす海水に含まれる成分を利用した副産物を製造する工場を稼働することができ、設置場所の周辺において新産業を創出することができる。
　本発明は、前記熱機関を流通した前記海水を用いて農作物の栽培又は貯蔵を行う設備を更に備えるように構成されていてもよい。
　本発明によれば、所定条件を満たす海水に含まれる成分を利用して農作物の栽培又は貯蔵を行う設備を稼働することができ、設置場所の周辺において新産業を創出することができる。
　本発明は、前記液化ガスから発生するボイルオフガスを収集し、余剰電力を用いて前記ボイルオフガスを凝縮して再生液化ガスを生成する再生部を更に備えるように構成されていてもよい。
　本発明によれば、液化ガスの貯蔵時に発生するボイルオフガスを夜間等の発電需要が低い時間帯の余剰電力を用いて再生液化ガスを生成するため、再生液化ガスで実質的に蓄電することができる。
　本発明は、前記取得部が前記作動媒体を気化する熱源となる第１熱媒体を取得する第１取得部と、前記液化ガスを気化すると共に前記作動媒体を凝縮する熱源となる第２熱媒体を取得する第２取得部と、を備えるように構成されていてもよい。
　本発明によれば、第１取得部が取得した第１熱媒体を熱機関の高温側の熱源として利用することができ、第２取得部が取得した第２熱媒体を熱機関の低温側の熱源として利用することができる。
　本発明は、前記第１取得部と前記熱機関との間に設けられた第１中間設備を備え、前記第１中間設備は、前記第１熱媒体を熱源とした前記温熱熱媒体が循環するように構成されていてもよい。
　本発明によれば、第１中間設備に前記第１取得部が取得した第１熱媒体を熱源とした温熱熱媒体を循環させて熱機関の熱源とすることにより熱機関の第１熱媒体による汚染を低減することができる。
　本発明は、前記第２取得部と前記気化装置との間に設けられた第２中間設備を備え、前記第２中間設備は、前記第２熱媒体を熱源とする前記気化装置により冷却される前記低温熱媒体が循環するように構成されていてもよい。
　本発明によれば、第２中間設備に前記第２取得部が取得した第２熱媒体を熱源とした温熱熱媒体を循環させて熱機関の熱源とすることにより熱機関の第２熱媒体による汚染を低減することができる。
　本発明は、液化ガスを用いた設備で生じる廃熱を用いて発電する発電方法であって、熱媒体を取得する工程と、前記熱媒体を熱源として気化装置において前記液化ガスを気化する工程と、前記気化装置における熱交換により排出される冷熱を熱源として低温熱媒体を冷却する工程と、前記低温熱媒体に比して温度が高い温熱を有する温熱熱媒体を取得する工程と、前記温熱熱媒体を熱源として作動媒体を気化させて熱機関の発電機で発電する工程と、前記低温熱媒体を熱源として前記発電機を流通した気化後の前記作動媒体を凝縮する工程と、を備える、発電方法である。
　本発明によれば、温度差発電に用いる外燃機関の冷熱源に液化ガスを用いることで、深海の深層海水を汲み上げる必要が無くなり、ランニングコストや設備コストを低減することができる。
　本発明によれば、熱効率を向上させつつ環境負荷を低減すると共に、メンテナンスコストを低減することができる。
本発明の第１実施形態に係る発電システムの構成を示す図である。 第１実施形態に係る発電システムの熱収支を示す図である。 第２実施形態に係る発電システムの構成を示す図である。 第３実施形態に係る発電システムの熱収支を示す図である。 第４実施形態に係る発電システムの熱収支を示す図である。 第５実施形態に係る発電システムの構成を示す図である。 第６実施形態に係る発電システムの構成を示す図である。
　以下、図面を参照しつつ、本発明の実施形態に係る発電システム及び発電方法について説明する。
［第１実施形態］
　図１に示されるように、発電システム１は、ＬＮＧ（液化ガス）を利用した発電設備１００と、発電設備１００から生じる廃熱を利用して温度差発電を行う温度差発電装置２００とを備える。発電設備１００は、例えば、地上に設置されたＬＮＧ発電設備である。
　発電システム１は、熱媒体として海水を取得する取得部２を備える。取得部２は、表層海水を取得する第１取得部３と、深層海水を取得する第２取得部４とを備える。第１取得部３は、第１熱媒体として表層の海水を取得する。第１取得部３は、表層海水を流通させるポンプを備える。第１取得部３の下流側には、温度差発電を行う温度差発電装置２００の後述の蒸発器２０１が接続されている。表層海水は、例えば、少なくとも１８［℃］～３０［℃］程度の温度の海水である。表層海水は、温度差発電装置２００の蒸発器２０１において温熱を有する温熱熱媒体として用いられる。第１取得部３が取得する温熱熱媒体は、蒸発器２０１等に生物が付着しないように後述のような所定条件を満たすことが望ましい。
　第２取得部４は、第２熱媒体として海水面から１００［ｍ］以深（例えば、１００［ｍ］～６００［ｍ］程度）で１５［℃］程度の深層海水を取得する。第２取得部４は、深層海水を流通させるポンプを備える。深層海水は、例えば、少なくともＴＯＣ（Total Organic Carbon：全有機体炭素）１．３［ｍｇ／ｌ］以下の所定条件を有する。所定条件は、後述の気化装置１０４において生物が付着しないような条件に設定されている。第２取得部４は、熱媒体として生物が付着しないように上記所定条件が満たされるのであれば必ずしも上記深さの海水を取得しなくてもよい。従って、第２取得部４は、淡水を熱媒体として取得してもよい。即ち、第２取得部４は、熱媒体として少なくともＴＯＣ１．３［ｍｇ／ｌ］以下の所定条件を有する水を取得する。
　水の所定条件は、装置内に生物が付着しない条件であれば、ＴＯＣの他に、ＤＯＣ（Dissolved Organic Carbon：溶存性有機体炭素）、ＰＯＣ（Particulate Organic Carbon：粒子性有機炭素）、細菌数、溶存酸素量等の他の指標値を用いてもよい。
　上記所定条件により、深層海水は表層海水に比して温度が低い冷熱を有する低温熱媒体となり、表層海水は低温熱媒体に比して温度が高い温熱を有する温熱熱媒体となる。
　第２取得部４の下流側には、発電設備１００が接続されている。発電設備１００の下流側には温度差発電装置２００が接続されている。
　発電設備１００は、ＬＮＧを貯蔵する第１貯蔵部１０１を備える。第１貯蔵部１０１は、－１６２［℃］の液化したＬＮＧを貯蔵するタンクである。第１貯蔵部１０１内では、ＬＮＧが外部からの熱を受けて気化したボイルオフガスが発生している。そのため、第１貯蔵部１０１には、ボイルオフガスを収集し再液化する圧縮機１０２が設けられている。第１貯蔵部１０１に隣接して、ボイルオフガスを貯蔵するための第２貯蔵部１０３が設けられている。
　第２貯蔵部１０３には、配管を介して第１貯蔵部１０１内で発生したボイルオフガスが流入する。第２貯蔵部１０３内に貯蔵されたボイルオフガスは、圧縮機１０２により再液化されてＬＮＧ（再生液化ガス）が生成される。再生液化ガスは、例えば、夜間に生じる余剰電力を用いて圧縮機１０２により生成される。余剰電力を用いて生成された再生液化ガスは、需要に応じて供給される発電設備１００の燃料となる。圧縮機１０２と第２貯蔵部１０３とで再生液化ガスを生成する再生部を構成する。即ち、再生部は、余剰電力をＬＮＧの形で蓄電するケミカル蓄電装置である。ボイルオフガスは、圧縮機１０２の電源装置を駆動する燃料として用いられてもよい。余剰電力は、他の発電設備から供給されてもよいし、温度差発電装置２００から生じるものが供給されてもよい。
　第１貯蔵部１０１の下流側には、ＬＮＧを再気化させる気化装置１０４が配管Ｂを介して接続されている。気化装置１０４には、第２取得部４の下流側が接続されている。気化装置１０４は、熱交換器を備える。気化装置１０４には、配管Ｂを介して第１貯蔵部１０１から液体の状態のＬＮＧが流入する。気化装置１０４には、配管Ｆを介して第２取得部４から深層海水が流入する。気化装置１０４に流入したＬＮＧは熱交換器で深層海水により加熱され、気化したガス（ＮＧ）が生成される。通常、熱交換器の熱交換に海水を用いると、貝等の海生生物が付着し、熱交換の効率が低下する。そのため、海水を用いる場合、気化装置は定期的に洗浄することが必要となる。
　これに対して、発電システム１では、上記所定条件を少なくとも満たす深層海水を第２取得部４から取得して流通させるので、海生生物が気化装置１０４内部に付着することが防止される。このため、発電システム１では、気化装置１０４の分解及び洗浄のメンテナンスの工程を省略してランニングコストを低減することができる。
　気化装置１０４の熱交換器を流通して生成されたガスは、ガス配管Ｇを介して排出される。気化装置１０４のガス配管Ｇの下流側には、発電機１０５が接続されている。発電機１０５には、流入したガスを燃料として発電する。発電機１０５は、例えば、ガスタービン式の発電機が用いられる。ガスタービン式の発電原理は一般的なものであり、詳細な説明は省略する。気化装置１０４で発生したガスは、他の発電設備に供給してもよいし、温度差発電装置２００の作動媒体を循環させるポンプの電源の燃料として用いられてもよい。このポンプは、発電機１０５で発生した電力で駆動されてもよい。
　気化装置１０４の熱交換器を流通した深層海水は、ＬＮＧとの熱交換により冷却され、冷熱を有する低温熱媒体として熱媒体用の配管から排出される。気化装置１０４の熱媒体用の配管の下流側には、温度差発電装置２００の凝縮器２０２が接続されている。
　上記構成の他、第２取得部４から取得された深層海水が凝縮器２０２を流通した後、気化装置１０４に流通するように構成されていてもよい。第２取得部４と凝縮器２０２とを接続する配管Ｄを設け、気化装置１０４から凝縮器２０２に流入する冷却された深層海水と第２取得部４から取得された深層海水を混合して温度を調整するようにしてもよい。気化装置１０４から排出される冷却された深層海水が再び気化装置１０４に戻って深層海水が循環する流路を形成してもよい。
　温度差発電装置２００は、作動媒体に気化と凝縮とのサイクルを生じさせて稼働する。温度差発電装置２００は、タービン式の発電機２０３を備える熱機関である。温度差発電装置２００は、表層海水（第１熱媒体）を熱源として作動媒体を気化する。温度差発電装置２００は、ＬＮＧを気化して低温となった深層海水（第２熱媒体）を熱源として作動媒体を凝縮する。
　温度差発電装置２００は、例えば、低温で沸騰するアンモニアを作動媒体として稼働する。作動媒体は、アンモニアと水との混合物が用いられてもよい。混合物は、例えば、アンモニア９０［％］に対して水１０［％］程度の割合で生成されている。アンモニアや混合物は、常温では蒸気化している。作動媒体は、例えば、１１気圧程度に加圧されると液化する。加圧された作動媒体は、第１取得部３から取得された表層海水の温度３０［℃］程度で沸騰し気化する。
　温度差発電装置２００は、作動媒体の流路２１０を備える。作動媒体は、流路２１０内で加圧されて液化した状態で循環する。流路２１０の途中には、作動媒体を循環させるポンプ２０５が設けられている。ポンプ２０５から吐出された作動媒体は、蒸発器２０１に流入する。蒸発器２０１は、熱交換器を備える。熱交換器には、第１取得部３に接続された配管Ｈが接続され、第１取得部３から表層海水が流入する。熱交換器には、流路２１０が接続されている。熱交換器は、流路２１０の外部に表層海水が接触するよう構成されており、流路２１０内を流通する作動媒体と表層海水とが熱交換される。作動媒体は、熱交換器において表層海水で温められて気化する。
　気化した作動媒体は、蒸発器２０１の下流側に接続された発電機２０３に流入する。気化した作動媒体は、発電機２０３が有するタービンを回転させる。タービンには回転力を出力する出力軸が設けられている。出力軸には電磁誘導で発電する発電装置が連結されており、発電装置はタービンの回転に連動して電力を出力する。タービンを回転させた後、気化した作動媒体は、発電機２０３の下流側に接続された凝縮器２０２に流入する。
　凝縮器２０２は、熱交換器を備える。熱交換器には、気化装置１０４の下流側に接続された配管Ｃが接続され、第２取得部４から取得され、ＬＮＧにより冷却された深層海水が流入する。熱交換器には、流路２１０が接続されている。熱交換器は、流路２１０の外部に深層海水が接触するよう構成されており、流路２１０内を流通する気化した作動媒体と深層海水とが熱交換される。気化した作動媒体は、熱交換器において深層海水で冷やされて凝縮されて液体に戻る。凝縮器２０２の下流側には、ポンプ２０５が接続されている。液体に戻った作動媒体は、ポンプ２０５により流路を再循環される。
　上記のように、温度差発電装置２００では、ＬＮＧで冷却された深層海水を凝縮器２０２に利用するものであり、通常の温度差発電で必要な低温の６００［ｍ］～１０００［ｍ］の深層海水を利用する場合に比して、海水の汲み上げコストや配管設備の設置コストを低減することができる。
　凝縮器２０２で熱交換された深層海水は、６［℃］程度の温度で凝縮器２０２から排出される。凝縮器２０２から排出される深層海水は、まだ冷温の潜熱を含み、表層海水との温度差があり、そのまま海洋放出すると環境への影響が懸念される。そこで、温度差発電装置２００には、凝縮器２０２を流通して排出される深層海水を利用する付帯設備Ｑが設けられている。
　付帯設備Ｑは、例えば、凝縮器２０２を流通して排出口２０８から排出される深層海水の冷温を直接的に利用する空調設備Ｑ１である。空調設備Ｑ１は、凝縮器２０２から排出される深層海水を冷媒として利用した冷房設備である。空調設備Ｑ１は、例えば、凝縮器２０２から排出される深層海水が流通する熱交換器（不図示）を備える。空調設備Ｑ１は、熱交換器に常温の空気を流通させ、冷却された空気を生成する。空調設備Ｑ１によれば、凝縮器２０２から排出される深層海水の冷熱を利用するのでランニングコストが低減される。空調設備Ｑ１によれば、冷媒を循環させる装置やコンプレッサーが不要となり、設置コストが低減される。
　付帯設備Ｑは、深層海水を利用した養殖設備Ｑ２であってもよい。深層海水は、表層海水に比べて、植物プランクトンの成長に必要な無機栄養塩（硝酸態窒素：ＮＯ３、リン酸態リン：ＰＯ４、ケイ素：Ｓｉ）が豊富に含まれている。従って、深層海水を表層海水の領域に放水すると豊富な無機栄養塩によってプランクトンが発生し、その領域は、漁場や養殖場に適した場所となる。
　即ち、深層海水を用いてカキ、アワビ、エビ等の海産物を養殖することができる。そして深層海水は、汚染物質がほとんど含まれず、低温であるため雑菌が表層海水の１／１０００以下である。そのため、深層海水を用いれば、食あたりを起こさない安全なカキなどの海産物を養殖する養殖設備Ｑ２を設置することができる。養殖設備Ｑ２は、海上に設けられていてもよいし、陸上に設けられた生け簀であってもよい。養殖設備Ｑ２は、バイオ燃料を生成するための藻類を養殖するものであってもよい。
　付帯設備Ｑは、深層海水を用いて生成される化粧品、食品、飲料、レアメタルを含む資源などの副産物を製造する工場Ｑ３であってもよい。付帯設備Ｑは、深層海水を用いた農場Ｑ４であってもよい。深層海水を農業に利用する場合は、蒸留や逆浸透膜などを用いて淡水化して農作物を栽培するための農業用水として用いてもよいし、深層海水の低温の温度を利用してハウス栽培の空調や農作物の土壌の温度調整のための冷媒や農作物を貯蔵する冷蔵施設の冷媒として用いてもよい。
　その他、付帯設備Ｑは、深層海水を淡水化すると共に、成分調整して生成される飲料水の水道設備や農業設備や養殖設備であってもよい。上記の付帯設備Ｑは、低温熱媒体の温度を利用するものを例示したが、これに限らず温熱熱媒体の温度を利用するものであってもよい。即ち、付帯設備Ｑは、第１取得部３から取得されて温度差発電に利用された後の表層海水の温度を直接的に利用する空調設備や農作物の貯蔵設備であってもよい。更に、付帯設備Ｑは、発電設備１００の発電機１０５から排出される廃熱を直接的に利用した余熱利用設備であってもよい。
　次に、発電システム１の熱サイクルについて説明する。
　図２に示されるように、ＬＮＧは、第１貯蔵部１０１（図１参照）から配管Ｂを流通している際、温度が約－１６０［℃］程度である。ＬＮＧは、気化装置１０４で熱交換された後、気化してＮＧとなってガス配管Ｇを７．３［ｋｇ／ｓ］の流量で流通している際、温度が約－１２２～－１０５［℃］程度に上昇する。
　深層海水は、第２取得部４から２．３１［ｋｇ／ｓ］の流量で取得され、気化装置１０４及び凝縮器２０２を流通する循環路で０．２３［ｔ／ｓ］の流量で循環し、排出口２０８から２．３１［ｋｇ／ｓ］の流量で排出される。深層海水は、温度が６．２［℃］で気化装置１０４に入力され、温度が１［℃］に冷却されて気化装置１０４から排出される。深層海水は、温度が１［℃］で凝縮器２０２に入力され、温度が６．１［℃］に加温されて凝縮器２０２から排出され、温度が６．１［℃］で排出口２０８から排出される。凝縮器２０２から排出された深層海水の一部は、気化装置１０４に再入力されるように循環する。
　表層海水は、第１取得部３から０．２３［ｔ／ｓ］の流量で取得され、温度が３０［℃］で蒸発器２０１に入力され、温度が２７［℃］に冷却されて蒸発器２０１から排出される。
　温度差発電装置２００において作動媒体は、流路２１０を循環し、温度が４［℃］の液体の状態で蒸発器２０１に入力され、温度が２６［℃］に加温されて気化した状態で蒸発器２０１から排出される。作動媒体は、温度が２６［℃］で発電機２０３に入力され、温度が５［℃］で発電機２０３から排出される。作動媒体は、温度が５［℃］で凝縮器２０２に入力され、温度が４［℃］に冷却されて液化した状態で凝縮器２０２から排出される。作動媒体は、温度が４［℃］の液体の状態でポンプ２０５により流路２１０内に再び圧送され流路２１０内を循環する。
　上記の熱サイクルにより、発電システム１は、２００［ＭＷ］のＧＴガス供給量稼働することができる。但し、上記の熱サイクルは一例であり、発電システム１の発電量により各数値は変動する。
　上述したように、発電システム１によれば、温度差発電の冷熱源に発電設備１００の燃料のＬＮＧが有する冷熱を利用することで、冷熱源として通常の温度差発電で必要な低温の６００［ｍ］～１０００［ｍ］の深層海水を汲み上げる必要が無く、海水の汲み上げコストや配管設備の設置コストを低減することができる。発電システム１によれば、冷熱源として海水面から１００［ｍ］～６００［ｍ］程度の海水を取得することで、気化装置１０４内の生物汚染を低減することができ、メンテナンスコストを低減することができる。発電システム１によれば、ＬＮＧの発電設備１００に付帯する温度差発電装置２００により、熱効率を大幅に向上させることができる。
［第２実施形態］
　以下の説明では、第１実施形態と同一の構成については同一の名称及び符号を用い、重複する説明については適宜省略する。
　図３に示されるように、第２実施形態に係る発電システム１Ａは、２つの温度差発電装置２００Ａ１，２００Ａ２を備えるように構成されている。
　温度差発電装置２００Ａ１は、第１取得部３から取得された表層海水を用いてＬＮＧの冷温を利用した温度差発電を行う。発電設備１００Ａにおいて気化装置１０４には、第１取得部３から取得された表層海水が流入する。但し、表層海水は、生物が繁殖しないように所定条件を満たすことが望ましい。気化装置１０４で冷却された表層海水は、温度差発電装置２００Ａ１の凝縮器２０２に流入する。第１取得部３から取得された表層海水の一部は分岐されて温度差発電装置２００Ａ１の蒸発器２０１に流入する。蒸発器２０１を流通した表層海水は、凝縮器２０２を流通した表層海水と混合されて排水先の海水との温度差が４［℃］未満となるように調整されて海に排水される。
　温度差発電装置２００Ａ２は、第２取得部４から取得された深層海水を用いて温度差発電を行う。温度差発電装置２００Ａ２において、凝縮器２０２には、第２取得部４から取得された深層海水が流入する。蒸発器２０１には、第１取得部３から取得された表層海水が流入する。凝縮器２０２から排出された表層海水は、付帯設備Ｑにおいて利用される。
　第２実施形態に係る発電システム１Ａによれば、第１取得部３から取得された表層海水を用いてＬＮＧの冷温を利用した温度差発電を行うことができ、温度差発電による発電量を増加させることができる。
［第３実施形態］
　以下の説明では、第１実施形態と同一の構成については同一の名称及び符号を用い、重複する説明については適宜省略する。以下、第３実施形態に係る発電システム１Ｂの構成を熱サイクルに従って説明する。
　図４に示されるように、第３実施形態に係る発電システム１Ｂは、発電設備１００（図１参照）における深層海水の循環経路が第１実施形態の発電システム１と異なり、第２取得部４から取得された深層海水が最初に温度差発電装置２００の凝縮器２０２に入力され、その後、気化装置１０４に入力されるように構成されている。
　深層海水は、第２取得部４から２．６４［ｔ／ｓ］の流量で取得される。深層海水は、凝縮器２０２に入力され、排出口２０８から２．６４［ｔ／ｓ］の流量で排出される。凝縮器２０２から排出された深層海水の一部は、０．４［ｔ／ｓ］の流量で気化装置１０４に入力され、凝縮器２０２に入力される経路に合流する。従って、深層海水は、３．０４［ｔ／ｓ］の流量で、凝縮器２０２に入力される。
　深層海水は、温度が７［℃］で凝縮器２０２に入力され、温度が１０［℃］に加温されて凝縮器２０２から排出される。その後、深層海水は、温度が１０［℃］で排出口２０８から排出される。凝縮器２０２から排水された深層海水の一部は、温度が１０［℃］で気化装置１０４に入力され、温度が７［℃］に冷却されて気化装置１０４から排出され、凝縮器２０２に入力される経路に合流する。凝縮器２０２から排水された深層海水の一部は、凝縮器２０２と気化装置１０４とを循環する。
　配管Ｂを流通するＬＮＧは、気化装置１０４で熱交換された後、気化してＮＧとなってガス配管Ｇを７．３［ｋｇ／ｓ］の流量で流通している際、温度が約－１２２～－１０５［℃］程度に上昇する。
　表層海水は、第１取得部３から３．０４［ｔ／ｓ］の流量で取得され、温度が３０［℃］で蒸発器２０１に入力され、温度が２７［℃］に冷却されて蒸発器２０１から排出される。
　温度差発電装置２００において作動媒体は、温度差発電装置２００の流路２１０を循環し、温度が４［℃］の液体の状態で蒸発器２０１に入力され、温度が２６［℃］に加温されて気化した状態で蒸発器２０１から排出される。作動媒体は、温度が２６［℃］で発電機２０３に入力され、温度が５［℃］で発電機２０３から排出される。作動媒体は、温度が５［℃］で凝縮器２０２に入力され、温度が４［℃］に冷却されて液化した状態で凝縮器２０２から排出される。作動媒体は、温度が４［℃］の液体の状態でポンプ２０５により流路２１０内に再び圧送され流路２１０内を循環する。
　上記の熱サイクルにより、第３実施形態に係る発電システム１Ｂは、２００［ＭＷ］のＧＴガス供給量で稼働することができる。但し、上記の熱サイクルは一例であり、発電システム１Ｂの発電量により各数値は変動する。
［第４実施形態］
　以下の説明では、第１実施形態と同一の構成については同一の名称及び符号を用い、重複する説明については適宜省略する。以下、第４実施形態に係る発電システム１Ｃの構成を熱サイクルの流れに従って説明する。
　図５に示されるように、第４実施形態に係る発電システム１Ｃは、第３実施形態に係る発電システム１Ｂに淡水化設備が追加されて構成されている。発電システム１Ｃは、第１取得部３から発電設備１００（図１参照）の発電機１０５の冷却水が入力されように構成されている。
　深層海水は、第２取得部４から１．５４［ｔ／ｓ］の流量で取得され、凝縮器２０２に入力され、排出口２０８から１．５４［ｔ／ｓ］の流量で排出される。凝縮器２０２から排出された一部の深層海水は、０．４［ｔ／ｓ］の流量で気化装置１０４に入力され、凝縮器２０２に入力される経路に合流する。そのため、深層海水は、１．９４［ｔ／ｓ］の流量で、凝縮器２０２に入力される。
　深層海水は、温度が１０［℃］で凝縮器２０２に入力され、温度が１３［℃］に加温されて排出される。凝縮器２０２から排水された一部の深層海水は、温度が１３［℃］で気化装置１０４に入力される。深層海水は、気化装置１０４で温度が１０［℃］に冷却されて排出され、凝縮器２０２に入力される経路に合流する。
　凝縮器２０２から排水された深層海水は、深層海水と表層海水との熱交換を行う熱交換器８を流通し、温度が１６．８［℃］に加温されて排出口２０８から排出される。
　配管Ｂを流通するＬＮＧは、気化装置１０４で熱交換された後、気化してＮＧとなってガス配管Ｇを７．３［ｋｇ／ｓ］の流量で流通している際、温度が約－１２２～－１０５［℃］程度に上昇する。
　第１取得部３からは、発電機１０５を冷却した表層海水が１．９４［ｔ／ｓ］の流量で取得され、温度が３７［℃］で蒸発器２０１に入力され、温度が３４［℃］に冷却されて蒸発器２０１から排出される。蒸発器２０１から排出された表層海水は、淡水化装置７を通過し、一部が淡水化され、熱交換器８内を流通し、３１［℃］の温度に冷却されて１０００［ｔ／day］の生産量で生成される。淡水化されなかった表層海水は、１．９３［ｔ／ｓ］の流量で且つ温度が３３［℃］で排出される。
　作動媒体は、温度差発電装置２００の流路２１０を循環し、温度が４［℃］の液体の状態で蒸発器２０１に入力され、温度が２６［℃］に加温されて気化した状態で蒸発器２０１から排出される。その後、気化後の作動媒体は温度が２６［℃］で発電機２０３に入力され、温度が５［℃］で発電機２０３から排出される。作動媒体は、温度が５［℃］で凝縮器２０２に入力され、温度が４［℃］に冷却されて液化した状態で凝縮器２０２から排出される。作動媒体は、温度が４［℃］の液体の状態でポンプ２０５により流路２１０内に再び圧送され流路２１０内を循環する。
　上記の熱サイクルにより、第４実施形態に係る発電システム１Ｃの温度差発電装置２００は、２００［ＭＷ］のＧＴガス供給量で稼働することができる。但し、上記の熱サイクルは一例であり、発電システム１Ｃの発電量により各数値は変動する。発電システム１Ｃは、発電機１０５の廃熱を利用すると共に、海水を淡水化することができる。
［第５実施形態］
　図６に示されるように、第５実施形態に係る発電システム１Ｄは、第１実施形態に係る発電システム１に間接的な熱交換を行う第１中間設備３００が追加されて構成されている。第１中間設備３００は、例えば、第１取得部３と温度差発電装置２００との間に設けられている。第１中間設備３００内には、第１作動媒体が流路３１０内を循環している。第１作動媒体は、例えば、エチレングリコール等の冷却水である。
　第１中間設備３００は、第１取得部３が取得した第１熱媒体と第１作動媒体との熱交換を行う熱交換器３０１と、加熱された第１作動媒体を循環させるポンプ３０２を備える。第１中間設備３００は、第１取得部３が取得した第１熱媒体を熱源として第１作動媒体を加熱する。加熱された第１作動媒体は下流側に接続された温度差発電装置２００の蒸発器２０１の熱源となる。第１中間設備３００を用いることにより、温度差発電装置２００の汚染が低減される。
［第６実施形態］
　図７に示されるように、第６実施形態に係る発電システム１Ｅは、第５実施形態に係る発電システム１Ｄに更に間接的な熱交換を行う第２中間設備４００が追加されて構成されている。第２中間設備４００は、例えば、気化装置１０４と温度差発電装置２００との間に設けられている。第２中間設備４００の配管４１０には、第２作動媒体が循環している。第２作動媒体は、例えば、プロパンである。第２中間設備４００は、ＬＮＧを熱源として冷却された第２熱媒体を冷熱源として温度差発電装置２００の作動媒体を冷却する。
　第２中間設備４００は、例えば、第２作動媒体を冷却する熱交換器４０１と、第２作動媒体を配管４１０内で循環させるポンプ４０２とを備える。第２中間設備４００は、ポンプ４０２の上流側に温度差発電装置２００の凝縮器２０２が接続され、下流側に熱交換器４０１が接続されている。第２中間設備４００は、冷却された第２作動媒体により凝縮器２０２で温度差発電装置２００の作動媒体を冷却し凝縮させる。第２中間設備４００は、熱交換器４０１において気化装置１０４から生じる冷熱を熱源として第２作動媒体を冷却する。
　第２中間設備４００は、中間媒体式気化器（Intermediate Fluid type Vaporizer：IFV）であってもよい。第２取得部４は、例えば、下流側にブロワ１４０を設けて空気を第２熱媒体として気化装置１０４や第２中間設備４００の熱交換器４０１に流通させてもよい。第２取得部４から取得された空気は、気化装置１０４においてＬＮＧを気化すると共に、冷却された空気を熱交換器４０１に流通させ、第２中間設備４００の第２作動媒体を冷却してもよい。第２中間設備４００を用いることにより、温度差発電装置２００の汚染が低減される。
［変形例］
　上記実施形態に係る発電システム１は、海水を熱媒体として取得していた。発電システム１が適用される場所は、海洋の近くでなくてもよい。発電システム１は、湖、川、池、貯水槽、地下水等の水源からの水が所定条件を満たすのであれば、これらの水を熱媒体として取得してもよい。発電システム１は、地上の設備だけでなく、船体内に再ガス化設備を備える浮体式ＬＮＧ貯蔵最ガス化設備（ＦＳＲＵ：Floating Storage & Regasification Unit）に設けられる設備であってもよい。ＦＳＲＵは、新造船であってもよいし、既存の船体を改造して設けられるものであってもよい。発電システム１がＦＳＲＵに設けられた場合、季節等の時期毎に変動する電力需要に柔軟に対応することができる。
　発電システム１は、温熱を有する温熱熱媒体を表層海水から取得していたが、これに限らず、発電機１０５が気化したＬＮＧを燃焼した際に排出する温熱や、発電所以外の工場の廃熱、ＦＳＲＵのエンジンの廃熱、地熱等の他の温熱を利用して海水、上記水源の水、発電システム１で共通に用いられる冷却水等の作動流体等を加温して温熱熱媒体を生成してもよい。発電システム１は、気化したＬＮＧの冷温の潜熱を付帯設備Ｑに利用してもよい。
　以上、本発明を実施するための形態について実施形態を用いて説明したが、本発明はこうした実施形態に何等限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲内において種々の変形及び置換を加えることができる。例えば、温度差発電装置２００の冷熱源にＬＮＧが用いられていたが、これに限らず他の低温の液化ガスが用いられてもよい。
１、１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、１Ｄ、１Ｅ…発電システム
２…取得部
３…第１取得部
４…第２取得部
７…淡水化装置
８…熱交換器
１０１…第１貯蔵部
１０２…圧縮機
１０３…第２貯蔵部
１０４…気化装置
１０５…発電機
１４０…ブロワ
２００、２００Ａ１、２００Ａ２…温度差発電装置
２０１…蒸発器
２０２…凝縮器
２０３…発電機
２０５…ポンプ
２０８…排出口
２１０…流路
３００…第１中間設備
３０１…熱交換器
３０２…ポンプ
３１０…流路
４００…第２中間設備
４０１…熱交換器
４０２…ポンプ
４１０…配管
Ｂ、Ｃ、Ｄ、Ｆ、Ｈ…配管
Ｇ…ガス配管
ＮＧ…ガス

Claims (14)

  1. 　液化ガスを用いた設備で生じる廃熱を用いて発電する発電システムであって、
    　熱媒体を取得する取得部と、
    　前記熱媒体を熱源として前記液化ガスを気化する気化装置と、
    　前記気化装置により熱交換されて排出される冷熱を熱源とする低温熱媒体と、前記低温熱媒体に比して温度が高い温熱を有する温熱熱媒体との温度差を用いて作動媒体に気化と凝縮とのサイクルを生じさせて稼働する熱機関と、を備える、
    発電システム。
  2. 　前記取得部は、前記熱媒体として少なくともＴＯＣ１．３［ｍｇ／ｌ］以下の所定条件を有する水を取得する、
    請求項１に記載の発電システム。
  3. 　前記取得部は、前記熱媒体として少なくとも１００［ｍ］以深の所定条件を有する海水を取得する、
    請求項２に記載の発電システム。
  4. 　前記水を前記気化装置に流通させて前記気化装置の内部に生物が付着することを防止する、
    請求項２に記載の発電システム。
  5. 　前記熱機関を流通した前記温熱熱媒体の温度又は前記熱機関を流通した前記低温熱媒体の温度を利用する付帯設備を更に備える、
    請求項１に記載の発電システム。
  6. 　前記熱機関を流通した前記低温熱媒体の冷温を利用する空調設備を更に備える、
    請求項１に記載の発電システム。
  7. 　前記熱機関を流通した前記海水を用いて海産物の養殖を行う養殖設備を更に備える、
    請求項３に記載の発電システム。
  8. 　前記熱機関を流通した前記海水から生成される副産物を製造する工場を更に備える、
    請求項３に記載の発電システム。
  9. 　前記熱機関を流通した前記海水を用いて農作物の栽培又は貯蔵を行う設備を更に備える、
    請求項３に記載の発電システム。
  10. 　前記液化ガスから発生するボイルオフガスを収集し、余剰電力を用いて前記ボイルオフガスを凝縮して再生液化ガスを生成する再生部を更に備える、
    請求項１から８のうちいずれか１項に記載の発電システム。
  11. 　前記取得部は、
    　前記作動媒体を気化する熱源となる第１熱媒体を取得する第１取得部と、
    　前記液化ガスを気化すると共に前記作動媒体を凝縮する熱源となる第２熱媒体を取得する第２取得部と、を備える、
    請求項１０に記載の発電システム。
  12. 　前記第１取得部と前記熱機関との間に設けられた第１中間設備を備え、
    　前記第１中間設備は、前記第１熱媒体を熱源とした前記温熱熱媒体が循環する、
    請求項１１に記載の発電システム。
  13. 　前記第２取得部と前記気化装置との間に設けられた第２中間設備を備え、
    　前記第２中間設備は、前記第２熱媒体を熱源とする前記気化装置により冷却される前記低温熱媒体が循環する、
    請求項１１又は１２に記載の発電システム。
  14. 　液化ガスを用いた設備で生じる廃熱を用いて発電する発電方法であって、
    　熱媒体を取得する工程と、
    　前記熱媒体を熱源として気化装置において前記液化ガスを気化する工程と、
    　前記気化装置における熱交換により排出される冷熱を熱源として低温熱媒体を冷却する工程と、
    　前記低温熱媒体に比して温度が高い温熱を有する温熱熱媒体を取得する工程と、
    　前記温熱熱媒体を熱源として作動媒体を気化させて熱機関の発電機で発電する工程と、
    　前記低温熱媒体を熱源として前記発電機を流通した気化後の前記作動媒体を凝縮する工程と、を備える、
    発電方法。
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JPS57171009A (en) * 1981-04-14 1982-10-21 Chiyoda Chem Eng & Constr Co Ltd Controlling method for recovering power from mixed medium rankine cycle utilizing cryogenic heat of liquefied natural gas and controlling device therefor
JPH02271080A (ja) * 1989-04-12 1990-11-06 Central Res Inst Of Electric Power Ind 海洋・廃熱温度差発電システム
JP2018530692A (ja) * 2015-08-24 2018-10-18 サウジ アラビアン オイル カンパニー 有機ランキンサイクルに基づく、ガス処理プラント廃熱の電力及び冷却への変換

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