JP2015155689A - 液化ガスの冷熱利用システム及びその冷熱利用方法 - Google Patents

Abstract

【課題】その設備費及び運転費を低減させるとともに、液化ガスの冷熱を効率よく活用することにより燃焼用空気の温度を低下させて、ガスタービン発電機の出力低下を防ぐ液化ガスの冷熱利用システム及び液化ガスの冷熱利用方法を提供する。【解決手段】本発明に係る液化ガスの冷熱利用システムは、液化ガスの冷熱と中間冷媒とを熱交換させる第一の熱交換器１と、前記中間冷媒と前記液化ガスの冷熱を要する冷却対象物とを熱交換させて、前記冷却対象物に前記液化ガスの冷熱を供給する第二の熱交換器３とを備えている。【選択図】 図１

Description

本発明は、液化ガスの冷熱利用システム及び液化ガスの冷熱利用方法に関し、特に、ＬＮＧ受入基地及びガスタービン発電プラント間におけるＬＮＧの冷熱を利用する液化ガスの冷熱利用システム及びその冷熱利用方法に関する。

従来、ＬＮＧ（ＬｉｑｕｅｆｉｅｄＮａｔｕｒａｌＧａｓ：液化天然ガス）受入基地及びその近傍のガスタービン発電プラント等では、ＬＮＧがガスタービン発電機による発電に利用されている。このようなガスタービン発電機では、燃焼器に燃料ガスと燃焼用空気とが供給され、燃料ガスを燃焼させて得られた高温ガスはタービンに供給されて、タービンを回転させる。前記回転駆動力によってガスタービン発電機を回転駆動して電力を発生させるとともに、空気圧縮機を回転駆動し、燃焼用空気を圧縮している。前記燃焼用空気（以下、吸気ともいう）は、夏場等の高温度下においてその密度が小さくなり、その質量流量が減少して、ガスタービン発電機の出力が低下する。前記ガスタービン発電機の出力を定格値まで維持するためには、空気圧縮機の吸気を冷却してその空気密度を増加させる必要がある。

このような吸気冷却方法としては、水ミストの潜熱を用いる方法、機械式の冷凍機を用いる方法又はＬＮＧの冷熱を利用する方法が考えられる。水ミスト潜熱を用いる場合、湿度が高い地域では限定的な効果を得ることしかできない。機械式の冷凍機を用いる場合、その設備費及び運転費が大きくなるため、実用化には不向きである。ＬＮＧの冷熱を利用する場合、その設備費及び運転費は比較的小さいため、実用的である。

このようなＬＮＧの冷熱利用方法としては、ＬＮＧの冷熱を、ＥＧＷ（Ｅｔｈｙｌｅｎ Ｇｌｙｃｏｌ−Ｗａｔｅｒ：エチレングリコール水）、フロン等を中間冷媒として利用し、更に、水を介して取り出す方法が知られている（特許文献１参照）。

特開２００１−８１４８３公報

前記事情に対して、本発明は、液化ガス冷熱を効率よく活用してガスタービン発電機の出力低下を防ぐとともに、その設備費及び運転費を低減させる液化ガスの冷熱利用システム及び液化ガスの冷熱利用方法を提供することを目的とする。

前記目的を達成するため、本発明に係る液化ガスの冷熱利用システムは、液化ガスの冷熱と中間冷媒とを熱交換させる第一の熱交換器と、前記中間冷媒と前記液化ガスの冷熱を要する冷却対象物とを熱交換させて、前記冷却対象物に前記液化ガスの冷熱を供給する第二の熱交換器とを少なくとも備えることを特徴としている。

本発明に係る液化ガスの冷熱利用システムでは、冷熱の移動媒体に水等の第二の冷媒を用いないことでシステム設備の熱交換器の数量を削減して、システムの設備構成が簡略化される。

また、前記液化ガスはＬＮＧであり、前記中間冷媒は不燃性であり、前記冷却対象物はガスタービン発電機の燃焼用空気とすることが好適である。

このような場合、可燃性のＬＮＧを高温稼働するガスタービン付近まで引き回すことは回避され、且つ、不燃性の中間冷媒をＬＮＧ受入基地とガスタービン発電プラントとの間の冷熱移動に利用できる。

また、前記中間冷媒は、不燃性であるＨＦＣ−２３、ＨＦＣ−１３４ａ、ＨＣＦＣ−２２、ＨＣＦＣ−１２４、ＰＦＣ−１４、ＰＦＣ−１１６、ＰＦＣ−２１８又はそれらの混合物から成る冷媒であることが好適である。

このような中間冷媒であれば、中間冷媒の潜熱がＬＮＧの冷熱移動に活用され、中間冷媒の循環流量が低減され、中間冷媒の仕込み量も低減される。これにより、ＬＮＧの冷熱の利用効率を向上できる。また、冷熱を必要とする対象物（以下、冷却対象物ともいう。）の使用温度に合わせ、効率よく冷熱を取り出すことができる。すなわち、空気中の水分の氷結を避ける必要がある場合は、中間冷媒の運転圧力を上げることにより冷熱の取り出し温度を高めに設定することも可能であるし、より低い温度で冷熱を取り出したい場合は、運転圧力を下げることにより、熱媒の温度に関係なくより低い温度の冷熱を取り出すことが可能となる。冷媒の凝固点は十分低いため、ＬＮＧの冷熱の取り出し温度をより低く設定しても、システム又は熱交換器内の中間冷媒が凍結したり、その粘性が増大することもすくない。これにより、システムのハンドリング性を向上できる。その結果、冷熱利用の対象が広がる上、その設備費及び運転費が低減される。前記中間冷媒がＨＦＣ−１３４ａである場合、水やＥＧＷを用いた場合と比較すると、中間冷媒の循環流量は約１／７程度に低減され、冷媒の仕込み量は約１／８程度に低減される。このように液化ガスの冷熱の利用効率が向上することにより、システムの設備構成を簡略化し、その設備費及び運転費は低減される。すなわち、循環流量は、ポンプ動力に影響し、冷媒の仕込み量は熱交換器のサイズに影響するためである。

また、前記中間冷媒は、ＨＦＣ−１３４ａとＨＦＣ−３２との混合物であることが好適である。

ＨＦＣ−１３４ａとＨＦＣ−３２との混合物を利用することにより、ＨＦＣ−１３４ａを使用できない温度範囲を有する低温プラントに対しても、冷熱利用システムを適用することが可能となる。

また、本発明は、別の形態で、前記第一の熱交換器にて液化ガスを気化させるための熱量が不足した際に、所定量の液化ガスを供給し、系外の熱媒により別途気化させる前記第一の熱交換器に対して併設された気化器をさらに備えることができる。

この形態では、第一の熱交換器にて、液化ガスを全量気化するための熱量が不足した際に、第一の熱交換器に対して並設された気化器において、所定量の液化ガスを海水等の系外熱媒により別途気化させる。したがって、可燃性の液化ガスを外部に持ち出すことなく、その全量がガスタービン発電機に利用される。

本発明は、別の側面で、液化ガスの冷熱利用方法である。本発明に係る液化ガスの冷熱利用方法は、第一の熱交換器にて液化ガスの冷熱と中間冷媒とを熱交換させることと、第二の熱交換器にて前記中間冷媒と前記液化ガスの冷熱を要する冷却対象物とを熱交換させて、前記冷却対象物に前記液化ガスの冷熱を供給することとを少なくとも備えることを特徴としている。

このような本発明に係る液化ガスの冷熱利用方法では、液化ガスの冷熱を効率よく活用して冷却対象物の温度を低下させるとともに、冷熱利用設備の熱交換器の物量を低減して、その設備構成が簡略化される。その結果、その設備費及び運転費は低減される。

前記目的に照らして、本発明によれば、液化ガスの冷熱を効率よく活用してガスタービン発電機の出力低下を防ぐとともに、その設備費及び運転費を低減させる液化ガスの冷熱利用システム及び液化ガスの冷熱利用方法が提供される。

図１は、本発明に係る液化ガスの冷熱利用システム及び液化ガスの冷熱利用方法について、第一及び第二実施の形態を説明する概念図である。

以下、本発明に係る液化ガスの冷熱利用システムの第一実施の形態について、添付図面を参照しながら詳細に説明する。

図１は、本発明に係る液化ガスの冷熱利用システムについて、第一及び第二実施の形態を説明する概念図である。図１に示すように、本実施の形態の液化ガスの冷熱利用システムは、ＬＮＧと燃焼用空気（以下、冷却対象物ともいう。）との熱交換を実施するために、第一の熱交換器１と、第二の熱交換器３と、を備えている。また、前記燃焼用空気としては、実用的な観点より、ガスタービン発電機の燃焼用空気を用いることができる。

第一の熱交換器１は、液化ガスの冷熱と中間冷媒とを熱交換させる、シェルアンドチューブ型の熱交換器である。第一の熱交換器１は、ＬＮＧ供給ライン６から分岐してＬＮＧが流れ込むライン７と、ＬＮＧを気化させたＮＧ（ＮａｔｕｒａｌＧａｓ：天然ガス）を流出させるライン８と、中間冷媒が流れ込むライン９と、ＬＮＧの冷熱を受けた中間冷媒を流出させるライン１１と、に接続されている。また、ＬＮＧ供給ライン６は、ライン７とライン１８とに分岐され、図示しないＬＮＧ貯蔵タンクから供給されたＬＮＧをライン７に流入し、必要に応じて所定量のＬＮＧをライン１８に流入するように構成されている。これらのシステムは、ＬＮＧ受入基地とガスタービン発電プラントが近設されることが好適である。

第一の熱交換器１は、ライン７と連通する上流ヘッダと、上流ヘッダと連通して互いに並列に複数設けられた伝熱管と、ライン９と連通して第一の熱交換器１の胴体（通常は円筒状を有する）によって囲まれた冷媒室と、ライン１１と連通する下流ヘッダと、を備えている。また、第一の熱交換器１は、前記伝熱管内を流れるＬＮＧと前記冷媒室内を流れる中間冷媒とで熱交換できるように構成されている。ＬＮＧとの熱交換するための熱源として、不燃性の中間冷媒が用いられている。このため、ＬＮＧと空気とを直接的に熱交換する熱交換器やエチレングリコール等の可燃性の中間冷媒と空気を直接熱交換する熱交換器を有するシステムにて、媒体漏洩により可燃性のＬＮＧ／熱媒と空気との混合気体が発生する事態を防ぐことができる。

上流ヘッダはライン７から流れ込んだＬＮＧを伝熱管へ流出させ、伝熱管には上流ヘッダから流れ込んだＬＮＧを熱交換させて下流ヘッダへ流出させ、下流ヘッダはＬＮＧを気化させたＮＧをライン８へ流出させるように構成されている。また、冷媒室はライン９から流れ込んだ中間冷媒を熱交換させてライン１１へ流出するよう構成されている。前記伝熱管の内部では、前記中間冷媒との熱交換によりＬＮＧが気化されてＮＧとなる。一方、前記冷媒室の内部では、ＬＮＧの冷熱を受けた気体状態の中間冷媒は、その温度が低下して液化される。なお、熱交換時のＬＮＧと中間冷媒との流れ方向は、向流でも、並流でもよい。

また、前記圧力センサによって冷媒の流量が監視され、制御弁の開度を調整することによって、ライン１３に流れる冷媒のうち、熱交換器１の内圧が所定の範囲に保たれるような所定量が、ライン１３を経て第二の熱交換器３に供給される。過剰の量と判断された中間冷媒は、ライン１４に流入され、熱交換器１に戻される。熱交換器１内は、不燃性の中間冷媒のみが貯蔵され、その内圧が所定の範囲に保たれているため、安定した状態で維持されている。

第二の熱交換器３は、中間冷媒と液化ガスの冷熱を要する燃焼用空気とを熱交換させて、燃焼用空気に液化ガスの冷熱を供給する熱交換器である。第二の熱交換器３は、中間冷媒が流入するライン１３と、中間冷媒を流出するライン９と、燃焼用空気が流入するライン１５と、燃焼用空気を流出させるライン１６と、に接続されている。第二の熱交換器３は、ライン１３から流入した中間冷媒と、ライン１５から中間冷媒と燃焼用空気とで、互いに熱交換を行うよう構成されている。また、第二の熱交換器３には、フィンチューブ式熱交換器を用いることができる。

ライン１５は第二の熱交換器３までの所定の位置にてライン１７に分岐し、ライン１７はライン１６と合流してライン２２となる。また、ライン２２には、その内部の温度及び流量を監視するための図示しない温度センサ及び流量センサが設けられ、ライン１７には、図示しない制御弁が設けられている。前記センサ及び制御弁は、ライン１５からライン１７へ流入される燃焼用空気の量を調整し、ライン２２からガスタービンに供給される燃焼用空気の温度を所定の温度に維持するよう構成されている。中間冷媒は、第一の熱交換器１によるＬＮＧの冷熱回収と、第二の熱交換器３による吸気冷却のための熱交換の両方に利用される。

冷媒冷却装置４は、第一の熱交換器１と、第二の熱交換器３と、それらに介在するラインとで構成されている。冷媒冷却装置４は、ＬＮＧから必要な冷熱量を取り出して、中間冷媒を介してガスタービン発電機の燃焼用空気を冷却するように機能する。

また、本実施の形態では、第一の熱交換器１に対して、オープンラック式の気化器（ＯＲＶ：Ｏｐｅｎ−Ｒａｃｋ−ｔｙｐｅＶａｐｏｒｉｚｅｒ）５を並設されている。なお、「並設」とは、ＬＮＧの流れ方向で見て互いに並列に設けるという意味である。

気化器５は、パネル状に並べた複数の伝熱管を備えてなり、第一の熱交換器１にて熱量が不足した際に、所定量の液化ガスを供給し、系外の熱媒により別途気化させる。気化器５は、ライン６から分岐してＬＮＧを流入するライン１８と、ＬＮＧが気化したＮＧが流出するライン１９と、に接続されている。気化器５は、熱源として例えば海水を用い、大気中で海水を前記複数の伝熱管の外面に散水することにより、その内部のＬＮＧを気化させるよう構成されている。すなわち、気化器５は、ＬＮＧの残冷熱を熱交換させるための熱交換器として、ＬＮＧの全量を気化させるための熱量を外部の熱源から補うことができ、且つ、ガスタービンの燃焼器へＮＧを送り込む装置として機能するよう構成されている。

ライン１９は、ライン８と合流して、気化器５から流出したＮＧをライン２０へ流すように構成されている。ライン２０は、図示しないガスタービン燃焼器へ接続されている。ライン８には、加熱器２３を設けることができる。加熱器２３により、ガスタービンの燃焼器に送られるライン２０内のＮＧは、その温度が下がり過ぎないように調整される。これにより、ガスタービン発電機の様々な運転状態に対応することを可能としている。

中間冷媒としては、熱媒に対して不燃性の冷媒が用いられ、ＬＮＧから冷熱を回収する冷媒及びガスタービンの吸気を冷却する冷媒として機能する。中間冷媒としては、ＨＦＣ−２３（ＣＨＦ_３）、ＨＦＣ−１３４ａ（ＣＨ_２ＦＣＦ_３）等のハイドロフロロカーボン（ＨＦＣ）類、ＨＣＦＣ−２２（ＣＨＣｌＦ_２）、ＨＣＦＣ−１２４（ＣＨＣｌＣＦ_３）等のハイドロクロロフロロカーボン（ＨＣＦＣ）類、ＰＦＣ−１４（ＣＦ_４）、ＰＦＣ−１１６（Ｃ_２Ｆ_６）、ＰＦＣ−２１８（Ｃ_３Ｆ_８）等のパーフロロカーボン（ＰＦＣ）類、二酸化炭素（ＣＯ_２）、二酸化硫黄（ＳＯ_２）等の無機化合物及び前記中間冷媒としての使用条件を満たす範囲でそれらの混合物を用いることができる。

中間冷媒は、不燃性であるＨＦＣ−２３、ＨＦＣ−１３４ａ、ＨＣＦＣ−２２、ＨＣＦＣ−１２４、ＰＦＣ−１４、ＰＦＣ−１１６、ＰＦＣ−２１８又はそれらの混合物から成る冷媒であることが好ましく、ＨＦＣ−１３４ａとＨＦＣ−３２との混合物であることがより好ましい。この場合、ＬＮＧの冷熱の運用中に、中間冷媒が凍結することがなく、システム上のハンドリング性を良好にさせることができる。また、ＬＮＧの冷熱の取り出し温度をより低く設定しても、中間冷媒が凍結することがないため、システムのハンドリング性を確保しつつ、その潜熱を利用した効率のよい冷熱利用が可能となる。その結果、システム構成を簡略化し、その設備費及び運転費が低減される。更に、中間冷媒がＨＦＣ−１３４ａである場合、例えば、ＥＧＷを用いた場合と比較して、その循環流量を約１／７に低減でき、その冷媒の仕込み量を約１／８に低減することができる。

本実施の形態によれば、ＬＮＧの冷熱を効率よく活用して燃焼用空気の温度を低下させるとともに、システム設備の数量、特に熱交換器の数を削減することができる。例えば、ＬＮＧの冷熱が、ＬＮＧ、中間冷媒、水、空気と移動するガスタービンの吸気冷却システムでは、熱交換器が３つ必要となる。本実施の形態では、第一の熱交換器１及び第二の熱交換器３の２つの熱交換器により、ガスタービンの吸気冷却を可能としている。その結果、システムの設備構成を簡略化して、その設備費及び運転費を低減できる。

中間冷媒としてその顕熱しか利用できない冷媒、例えばＥＧＷを用いると、冷熱の利用効率が低く、且つ大量の中間冷媒をＬＮＧ受入基地からガスタービン発電プラントまでポンプ輸送する必要がある。これにより、その設備費及び運転費が大きくなる。本実施の形態によれば、中間冷媒の潜熱をＬＮＧの冷熱移動に活用することができ、中間冷媒の循環流量、その冷媒の仕込み量及び中間冷媒をＬＮＧ受入基地からガスタービン発電プラントまでポンプ輸送するポンプ動力も低減できる。その結果、システム構成を簡略化して、その設備費及び運転費を低減することができる。

ＬＮＧの温度は比較的低いため、中間冷媒、水及び空気の全てに凍結する虞が存在しており、システム上のハンドリング性に問題がある。特に、ガスタービンの発電出力を維持するためにＬＮＧの冷熱の取り出し温度を低く設定した場合、熱交換器中の中間冷媒が凍結又は粘性増大する虞があり、冷熱の取り出し温度の範囲が限定されてしまう。したがって、システム上のハンドリング性が悪くなるとともに、ＬＮＧの冷熱の利用効率も低下することとなる。本実施の形態によれば、ＬＮＧの冷熱の運用中に、ＬＮＧの冷熱の取り出し温度をより低く設定しても、システム又は熱交換器内の中間冷媒が凍結したり、その粘性が増大することも防ぐことができる。これにより、ＬＮＧの冷熱の利用効率を向上するとともに、システムのハンドリング性を向上させることができる。したがって、システム運用中に燃焼用空気の水分の凍結することも防止することができる。その結果、システム構成を簡略化し、その設備費及び運転費を低減できる。

例えば、中間冷媒としてＥＧＷを用いた場合と比較すると、ＥＧＷの凝固点は比較的高く（−１３℃〜０℃）、熱交換器内の低流量域やデッドスペースにおいて、低温のＬＮＧと熱交換した際の凍結により、システム内の装置の損傷や中間冷媒固化物の脱落によるライン閉塞が生じる可能性があるが、本実施の形態によれば、凝固点が比較的低い中間冷媒を用いることができる（例えば、ＨＦＣ−１３４ａの凝固点は、約−１０１℃）。また、ＥＧＷの粘性が低温域においてＥＧＷの粘性が増大してハンドリング性が悪くなるという欠点が存在している。本実施の形態によれば、システムのハンドリング性を向上させるとともに、中間冷媒が固化する虞を回避することができる。

前記低減できる中間冷媒の循環流量としては、例えば、中間冷媒としてＨＦＣ−１３４ａ（潜熱：２１７ｋＪ／ｋｇ）を用いてＥＧＷ（６０．０ｗｔ％、比熱：２．９０ｋＪ／ｋｇ／℃）と比較すると、ＥＧＷの入温度が１０．０℃及び出温度が２０．０℃で使用した場合、ＨＦＣ−１３４ａとＥＧＷとの循環量（質量）の比は、ＨＦＣ−１３４ａの潜熱とＥＧＷの顕熱との比に対応するので、２．９０×１０．０／２１７＝０．１３４（およそ１／７）となる。

前記低減できる中間冷媒の冷媒仕込み量としては、例えば、本実施の形態では、中間冷媒としてＨＦＣ−１３４ａ（液比重：１．１９）を用いてＥＧＷ（６０．０ｗｔ％、液比重：１．０８）と比較すると、入温度が１０．０℃及び出温度が２０．０℃で使用した場合、ＨＦＣ−１３４ａとＥＧＷとの冷媒量（容積）の比は、循環量に液比重の比を掛け合わせて算出されるので、０．１３４×１．０８／１．１９＝０．１２２（およそ１／８）となる。

更にまた、液化ガスを全量気化するための熱量が不足した際に、所定量の液化ガスを系外の熱媒により別途気化させ、ガスタービンに利用することができる。したがって、可燃性の液化ガスを外部に持ち出すことなく、その全量をガスタービン発電機に利用することができる。

本発明に係る液化ガスの冷熱利用システムの第二実施の形態について、図１に基づき、詳細に説明する。本実施の形態と第一実施の形態とは中間冷媒に差異があり、第一実施の形態と同じ構成は説明を省略する。

中間冷媒としては、ＨＦＣ−１３４ａとＨＦＣ−３２（ＣＨ_２Ｆ_２）とからなる混合物を用いる。また、ＨＦＣ−１３４ａの混合量は３５ｍоｌ％〜７０ｍоｌ％が好ましく、ＨＦＣ−３２の混合量は３０ｍоｌ％〜６５ｍоｌ％であることが好ましい。前記混合量の範囲内であれば、凝固点が−１５０℃と十分に低い中間冷媒を得ることができる。

本実施の形態によれば、ＨＦＣ−１３４ａより低い凝固点及び高い蒸気圧を有する中間冷媒を利用することができるため、ＨＦＣ−１３４ａが使用できなかった使用温度範囲、例えば、−４０℃〜２７℃の使用温度範囲を有する低温プラントに対しても、本発明に係る液化ガスの冷熱利用システムを適用することが可能となる。

また、中間冷媒として用いる混合物の凝固点及び蒸気圧を、ＨＦＣ−１３４ａとＨＦＣ−３２との混合割合により調整することができる。したがって、使用温度範囲の異なるプラントに適した混合割合の中間冷媒を用いることにより、使用温度範囲の異なるプラントに対して、本発明に係る液化ガスの冷熱利用システムを選択的に適用することが可能となる。

次に、先に説明した液化ガスの冷熱利用システム（第一実施の形態）について、その作動形態を説明することにより、本発明に係る液化ガスの冷熱利用方法の第一実施の形態を説明する。

ＬＮＧを、ＬＮＧ供給ライン６からライン７を介して第一の熱交換器１へ送り込む。ＬＮＧは、第一の熱交換器１の上流ヘッダに流入し、第一の熱交換器１内にて並列に設けられた複数の伝熱管内に流出する。一方、中間冷媒をライン９から第一の熱交換器１の冷媒室内に送り込む。

伝熱管内に流入したＬＮＧと冷媒室に流れ込んだ中間冷媒との間で熱交換が実施される。ＬＮＧは、中間冷媒の潜熱を受けることにより、その温度が上昇し、気化してＮＧとなる。一方、中間冷媒は、ＬＮＧの冷熱を受けて、その温度が低下し、液化する。ＮＧは、第一の熱交換器１の下流ヘッダからライン８へ流れ出る。一方、中間冷媒は、冷媒室からライン１１へ流れ出て、第二の熱交換器３に流れ込む。ＬＮＧとの熱交換するための熱源として不燃性の中間冷媒を用いた場合、ＬＮＧと空気とを直接的に熱交換する方法と比較すると、媒体漏洩により可燃性のＬＮＧと空気との混合気体が発生する事態を防ぐことができる。

中間冷媒は、図示しない流量センサにより、そのライン１１内の流量が監視されている。ライン１３に流入する所定量を超えてその量が過剰と判断された場合、過剰な中間冷媒は、図示しない制御弁の開度を調整することによって、送出ポンプ１２を介してライン１４に流入され、熱交換器１に戻る。熱交換器１内の内圧は、ライン２１に設置された制御弁の開度を調整することにより、所定の範囲に保たれている。熱交換器１内は、中間冷媒のみが貯蔵され、その内圧が所定の範囲に保たれているため、安定した状態を維持している。

第二の熱交換器３内では、ライン１３から流れ込んだ中間冷媒と、ライン１５から中間冷媒と向流するように流れ込んだ燃焼用空気との間で熱交換が行われる。中間冷媒は、燃焼用空気との熱交換によりその温度が上昇して、気化する。一方、燃焼用空気は、中間冷媒との熱交換によりその温度が低下することにより、吸気冷却される。気化した中間冷媒は第二の熱交換器３からライン９へ流れ出る。一方、冷却された燃焼用空気は、第二の熱交換器３からライン１６へ流れ出る。ＬＮＧとの熱交換するための熱源として不燃性の中間冷媒を用いた場合、ＬＮＧと空気とを直接的に熱交換する熱交換器を用いる方法と比較して、媒体漏洩により可燃性のＬＮＧと空気との混合気体が発生する事態を防ぐことができる。

燃焼用空気の一部は、ライン１５からライン１７へ流入する。ライン１７内の燃焼用空気は、ライン１６内の燃焼用空気と合流し、ライン２２へ流入する。ライン２２内の温度は、図示しない温度センサにより監視されている。ライン２２内の燃焼用空気の温度が所定の温度範囲外である場合、ライン１７に設けた図示しない制御弁の開度を調製することにより、ライン１５からライン１７へ流入する燃焼用空気の量を変えて、ライン２２からガスタービンに供給される燃焼用空気の温度を所定の温度範囲内に維持することができる。

中間冷媒としては、熱媒に対して不燃性の冷媒が用いられ、ＬＮＧから冷熱を回収する冷媒及びガスタービンの吸気を冷却する冷媒として機能する。中間冷媒としては、ＨＦＣ−２３（ＣＨＦ_３）、ＨＦＣ−１３４ａ（ＣＨ_２ＦＣＦ_３）等のハイドロフロロカーボン（ＨＦＣ）類、ＨＣＦＣ−２２（ＣＨＣｌＦ_２）、ＨＣＦＣ−１２４（ＣＨＣｌＣＦ_３）等のハイドロクロロフロロカーボン（ＨＣＦＣ）類、ＰＦＣ−１４（ＣＦ_４）、ＰＦＣ−１１６（Ｃ_２Ｆ_６）、ＰＦＣ−２１８（Ｃ_３Ｆ_８）等のパーフロロカーボン（ＰＦＣ）類、二酸化炭素（ＣＯ_２）、二酸化硫黄（ＳＯ_２）等の無機化合物及び前記中間冷媒としての使用条件を満たす範囲でそれらの混合物を用いることができる。

中間冷媒としては、ＨＦＣ−２３、ＨＦＣ−１３４ａ、ＨＣＦＣ−２２、ＨＣＦＣ−１２４、ＰＦＣ−１４、ＰＦＣ−１１６、ＰＦＣ−２１８又はそれらの混合物を用いることが好ましく、ＨＦＣ−１３４ａ又はその混合物を用いることがより好ましい。この場合、ＬＮＧの冷熱の運用中に、中間冷媒が凍結することがなく、システム上のハンドリング性を良好にさせることができる。また、ＬＮＧの冷熱の取り出し温度をより低く設定しても、中間冷媒が凍結することがないため、システムのハンドリング性を確保しつつ、その潜熱を利用した効率のよい冷熱利用が可能となる。その結果、システム構成を簡略化し、その設備費及び運転費が低減される。更に、中間冷媒がＨＦＣ−１３４ａである場合、例えば、ＥＧＷを用いた場合と比較して、その循環流量を約１／７に低減でき、その冷媒仕込み量を１／８に低減することができる。

供給するＬＮＧの量が多い場合、ＬＮＧを系外に持ち出すことは極力避ける必要がある。このような場合、ＬＮＧをライン６からライン１８に流入させて、気化器５に供給する。気化器５では、ＬＮＧが熱源（例えば、海水）からの潜熱を奪って、気化される。これにより、ＬＮＧの残冷熱が熱交換され、供給されるＬＮＧの全量を気化させることができる。また、季節によって、第二の熱交換器３に供給される燃焼用空気の温度が変動した場合、第一の熱交換器１に流れ込むライン７のＬＮＧ量を増減することにより、ガスタービンに供給する燃焼用空気の温度を所定の範囲内にすることができる。

第一の熱交換器１からのＮＧと気化器５からのＮＧとは、ライン８及びライン１９を介してライン２０で合流し、その後、ガスタービンの燃焼器に送り込まれる。なお、ライン８には、図示のようにＬＮＧ加熱器２３を設けることができる。ＬＮＧ加熱器２３を設ける形態とした場合には、ガスタービンの燃焼器に供給されるＮＧの温度を下がり過ぎないようにコントロールすることができる。

各ラインにおける温度の関係を一例として示す。ＬＮＧの温度が−１５７℃の場合、ライン６及びそこから分岐したライン７並びにライン１８には、ほぼ同程度の温度のＬＮＧが流れている。第一の熱交換器１では、ライン７から供給された−１５７℃のＬＮＧが伝熱管に流入され、ライン９から供給された９℃の中間冷媒、ＨＦＣ−１３４ａが冷媒室に流入されている。ＨＦＣ−１３４ａの沸点（凝縮点）は、０．４ＭＰａの圧力下にて９℃である。伝熱管と冷媒室では、ＬＮＧと中間冷媒との熱交換により、中間冷媒の潜熱が奪われ、ＬＮＧは気化して５℃のＮＧとなる。ライン８には、ＬＮＧが気化した５℃のＮＧが流れ、ライン１１には、９℃の中間冷媒が流れている。なお、必要に応じて、ライン８には、ＬＮＧ加熱器２３により加熱された５℃以上のＮＧが流れる。

第二の熱交換器３では、ライン１３から供給された９℃の中間冷媒が伝熱管に流入され、ライン１５から供給された３０℃の燃焼用空気が流入されている。第二の熱交換器３では、中間冷媒と燃焼空気との熱交換により、中間冷媒の潜熱が奪われ、燃焼用空気の温度は３０℃から２４℃まで低下している。ライン９には９℃の中間冷媒が流れ、ライン１６には、２４℃の燃焼用空気が流れている。ライン２２には、ガスタービンに供給される２４℃の燃焼用空気が流れている。

気化器５では、ライン１８から供給された−１５７℃のＬＮＧが伝熱管に流入され、図示しないラインから供給された海水が流入されている。気化器５内のＬＮＧが海水から潜熱を奪うことにより、ＬＮＧは気化して５℃のＮＧとなり、ライン１９へ流出されている。ガスタービンには、ライン１９がライン８と合流したライン２０内の５℃のＮＧが供給されている。

このように、ガスタービンの燃焼用空気を冷却する中間冷媒の温度は、低温ではあっても９℃程度であり、ＬＮＧの冷熱によりその潜熱が失われても、中間冷媒及び燃焼用空気中の水分が凍結したり、中間冷媒の粘性が増大することはない。

本実施の形態によれば、ＬＮＧの冷熱を効率よく活用して燃焼用空気の温度を低下させるとともに、システム設備の数量、特に熱交換器の数を削減することができる。例えば、ＬＮＧの冷熱が、ＬＮＧ、中間冷媒、水、空気と移動するガスタービンの吸気冷却方法では、熱交換器が３つ必要となる。本実施の形態では、第一の熱交換器１及び第二の熱交換器３の２つの熱交換器により、ガスタービンの吸気冷却を可能としている。その結果、冷熱利用設備の構成を簡略化して、その設備費及び運転費を低減できる。

中間冷媒としてその顕熱しか利用できない冷媒、例えばＥＧＷを用いると、冷熱の利用効率が低く、且つ大量の中間冷媒をＬＮＧ受入基地からガスタービン発電プラントまでポンプ輸送する必要がある。これにより、その設備費及び運転費が大きくなる。本実施の形態によれば、中間冷媒の潜熱をＬＮＧの冷熱移動に活用することができ、中間冷媒の循環流量、その冷媒の仕込み量及び中間冷媒をＬＮＧ受入基地からガスタービン発電プラントまでポンプ輸送するポンプ動力も低減できる。その結果、冷熱利用設備の構成を簡略化して、その設備費及び運転費を低減することができる。

ＬＮＧの温度は比較的低いため、中間冷媒、水及び空気の全てに凍結する虞が存在しており、冷熱利用上のハンドリング性に問題がある。特に、ガスタービンの発電出力を維持するためにＬＮＧの冷熱の取り出し温度を低く設定した場合、熱交換器中の中間冷媒が凍結又は粘性増大する虞があり、冷熱の取り出し温度の範囲が限定されてしまう。したがって、冷熱利用上のハンドリング性が悪くなるとともに、ＬＮＧの冷熱の利用効率も低下することとなる。本実施の形態によれば、ＬＮＧの冷熱の運用中に、ＬＮＧの冷熱の取り出し温度をより低く設定しても、冷熱利用設備又は熱交換器内の中間冷媒が凍結したり、その粘性が増大することも防ぐことができる。これにより、ＬＮＧの冷熱の利用効率を向上するとともに、冷熱利用上のハンドリング性を向上させることができる。したがって、冷熱運用中に燃焼用空気の水分の凍結することも防止することができる。その結果、冷熱利用設備の構成を簡略化し、その設備費及び運転費を低減できる。

例えば、中間冷媒としてＥＧＷを用いた場合と比較すると、ＥＧＷの凝固点は比較的高く（−１３℃〜０℃）、熱交換器内の低流量域やデッドスペースにおいて、低温のＬＮＧと熱交換した際の凍結により、冷熱利用設備内の装置の損傷や中間冷媒固化物の脱落によるライン閉塞が生じる危険性があるが、本実施の形態によれば、凝固点が比較的低い中間冷媒を用いることができる（例えば、ＨＦＣ−１３４ａの凝固点は−１０１℃程度）。また、ＥＧＷの粘性が低温域においてＥＧＷの粘性が増大してハンドリング性が悪くなるという欠点が存在している。本実施の形態によれば、冷熱利用上のハンドリング性を向上させるとともに、中間冷媒が固化する危険性を回避することができる。

前記低減できる中間冷媒の循環流量としては、例えば、中間冷媒としてＨＦＣ−１３４ａ（潜熱：２１７ｋＪ／ｋｇ）を用いてＥＧＷ（６０．０ｗｔ％、比熱：２．９０ｋＪ／ｋｇ／℃）と比較すると、ＥＧＷの入温度が１０．０℃及び出温度が２０．０℃で使用した場合、ＨＦＣ−１３４ａとＥＧＷとの循環量（質量）の比は、ＨＦＣ−１３４ａの潜熱とＥＧＷの顕熱との比に対応するので、２．９０×１０．０／２１７＝０．１３４（およそ１／７）となる。

前記低減できる中間冷媒の冷媒仕込み量としては、例えば、本実施の形態では、中間冷媒としてＨＦＣ−１３４ａ（液比重：１．１９）を用いてＥＧＷ（６０．０ｗｔ％、液比重：１．０８）と比較すると、入温度が１０．０℃及び出温度が２０．０℃で使用した場合、ＨＦＣ−１３４ａとＥＧＷとの冷媒量（容積）の比は、循環量に液比重の比を掛け合わせて算出されるので、０．１３４×１．０８／１．１９＝０．１２２（およそ１／８）となる。

更にまた、本実施の形態によれば、第一の熱交換器１にて、液化ガスを全量気化するための熱量が不足した際に、第一の熱交換器１に対して並設された気化器において、所定量の液化ガスを海水等の系外熱媒により別途気化させ、ガスタービンに利用することができる。したがって、可燃性の液化ガスを外部に持ち出すことなく、その全量をガスタービン発電機に利用することができる。

次に、液化ガスの冷熱利用システム（第二実施の形態）について、その作動形態を説明することにより、本発明に係る液化ガスの冷熱利用方法の第二の実施の形態について、詳細に説明する。本実施の形態と第一実施の形態とは中間冷媒に差異があり、第一実施の形態と同じ構成は説明を省略する。

中間冷媒としては、ＨＦＣ−１３４ａとＨＦＣ−３２（ＣＨ_２Ｆ_２）とからなる混合物を用いる。また、ＨＦＣ−１３４ａの混合量は３５ｍоｌ％〜７０ｍоｌ％が好ましく、ＨＦＣ−３２の混合量は３０ｍоｌ％〜６５ｍоｌ％であることが好ましい。前記混合量の範囲内であれば、凝固点が−１５０℃と十分に低い中間冷媒を得ることができる。

本実施の形態によれば、ＨＦＣ−１３４ａより低い凝固点及び高い蒸気圧を有する中間冷媒を利用することができるため、ＨＦＣ−１３４ａが使用できなかった使用温度範囲、例えば、−４０℃〜２７℃の使用温度範囲を有する低温プラントに対しても、本発明に係る液化ガスの冷熱利用方法を適用することが可能となる。

また、中間冷媒として用いる混合物の凝固点及び蒸気圧を、ＨＦＣ−１３４ａとＨＦＣ−３２との混合割合により調整することができる。したがって、使用温度範囲の異なるプラントに適した混合割合の中間冷媒を用いることにより、使用温度範囲の異なるプラントに対して、本発明に係る液化ガスの冷熱利用方法を選択的に適用することが可能となる。

なお、前述した実施の形態では、気化器５として、オープンラック式の気化器を採用している。しかしながら、シェルアンドチューブ型の熱交換器を採用することも可能である。気化器５がシェルアンドチューブ型の熱交換器であれば、より小型化が容易であり、ＬＮＧを、ＦＳＲＵ（ＦｌｏａｔｉｎｇＳｔｏｒａｇｅａｎｄＲＥＧＷａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎＵｎｉｔ）、ＦＰＳＯ（ＦｌｏａｔｉｎｇＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎ,ＳｔｏｒａｇｅａｎｄＯｆｆｌｏａｄｉｎｇ）等の洋上浮体、ＬＮＧ船等の船舶で再ガス化する際に有利である。

本発明に係る液化ガスの冷熱利用システム及び液化ガスの冷熱利用方法によれば、液化ガスの冷熱を効率よく活用して、ガスタービン発電機の出力低下を防ぐことができ、且つその設備費及び運転費を低減させることができる。

１ 第一の熱交換器
３ 第二の熱交換器
４ 冷媒冷却装置
５ 気化器
６ ＬＮＧ供給ライン
１２ 送出ポンプ
２３ ＬＮＧ加熱器

Claims (10)

1. 液化ガスの冷熱と中間冷媒とを熱交換させる第一の熱交換器と、
   前記中間冷媒と前記液化ガスの冷熱を要する冷却対象物とを熱交換させて、前記冷却対象物に前記液化ガスの冷熱を供給する第二の熱交換器と
   を備えていることを特徴とする液化ガスの冷熱利用システム。
2. 前記液化ガスがＬＮＧであり、前記中間冷媒が不燃性であり、前記冷却対象物がガスタービン発電機の燃焼用空気である請求項１に記載された液化ガスの冷熱利用システム。
3. 前記中間冷媒が、不燃性であるＨＦＣ−２３、ＨＦＣ−１３４ａ、ＨＣＦＣ−２２、ＨＣＦＣ−１２４、ＰＦＣ−１４、ＰＦＣ−１１６、ＰＦＣ−２１８又はそれらの混合物から成る冷媒である請求項１又は２に記載された液化ガスの冷熱利用システム。
4. 前記中間冷媒が、ＨＦＣ−１３４ａとＨＦＣ−３２との混合物である請求項１又は２に記載された液化ガスの冷熱利用システム。
5. 前記第一の熱交換器にて液化ガスを気化させるための熱量が不足した際に、所定量の液化ガスを供給し、系外の熱媒により別途気化させる第一の熱交換器に対して併設された気化器をさらに備えている請求項１〜４の何れか一項に記載された液化ガスの冷熱利用システム。
6. 第一の熱交換器にて液化ガスの冷熱と中間冷媒とを熱交換させることと、
   第二の熱交換器にて前記中間冷媒と前記液化ガスの冷熱を要する冷却対象物とを熱交換させて、前記冷却対象物に前記液化ガスの冷熱を供給することと
   を特徴とする液化ガスの冷熱利用方法。
7. 前記液化ガスがＬＮＧであり、前記中間冷媒が不燃性であり、前記冷却対象物がガスタービン発電機の燃焼用空気である請求項６に記載された液化ガスの冷熱利用方法。
8. 前記中間冷媒が、不燃性であるＨＦＣ−２３、ＨＦＣ−１３４ａ、ＨＣＦＣ−２２、ＨＣＦＣ−１２４、ＰＦＣ−１４、ＰＦＣ−１１６、ＰＦＣ−２１８又はそれらの混合物から成る冷媒である請求項６又は７に記載された液化ガスの冷熱利用方法。
9. 前記中間冷媒が、ＨＦＣ−１３４ａとＨＦＣ−３２との混合物である請求項６又は７に記載された液化ガスの冷熱利用方法。
10. 前記第一の熱交換器にて液化ガスを気化させるための熱量が不足した際に、所定量の液化ガスを供給し、系外の熱媒により前記第一の熱交換器に対して併設された気化器にて別途気化させることを特徴とする請求項６〜９の何れか一項に記載された液化ガスの冷熱利用方法。

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