JPS59188005A - 液化天然ガス冷熱利用発電設備 - Google Patents
液化天然ガス冷熱利用発電設備Info
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- JPS59188005A JPS59188005A JP6062184A JP6062184A JPS59188005A JP S59188005 A JPS59188005 A JP S59188005A JP 6062184 A JP6062184 A JP 6062184A JP 6062184 A JP6062184 A JP 6062184A JP S59188005 A JPS59188005 A JP S59188005A
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- Japan
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- natural gas
- lng
- expansion turbine
- liquefied natural
- liquefied
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- 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
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- Engineering & Computer Science (AREA)
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- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
(57)【要約】本公報は電子出願前の出願データであるた
め要約のデータは記録されません。
め要約のデータは記録されません。
Description
【発明の詳細な説明】
〔発明の利用分野〕
本発明は液化天然ガス冷熱利用発電設備ｔこ係り、特に
海水等の熱源を使用して液化天然ガス（以下ＬＮＧと略
す。）を気化し、膨張タービンで膨張させた天然ガスの
一部を上記Ｌ％Ｇで冷却して再液化させ、ポンプで昇圧
後再び上記ＬＡＧとともｔこ海水等の熱源で気化し、上
記膨張タービンに循環させるようｔこする再生サイクル
を備えた液化天然ガス冷熱利用発電設備の改良に関する
ものである。
海水等の熱源を使用して液化天然ガス（以下ＬＮＧと略
す。）を気化し、膨張タービンで膨張させた天然ガスの
一部を上記Ｌ％Ｇで冷却して再液化させ、ポンプで昇圧
後再び上記ＬＡＧとともｔこ海水等の熱源で気化し、上
記膨張タービンに循環させるようｔこする再生サイクル
を備えた液化天然ガス冷熱利用発電設備の改良に関する
ものである。
従来、ＬＮＧの冷熱を利用した発電設備ｅこＬＮＧの直
接膨張方式ｅこよるものがある。この方式の発電設備は
、ＬＮＧをポンプで昇圧し、気化器で海水等の熱源を使
用して気化したものを膨張タービン、加熱器、膨張ター
ビン、加熱器の順ｔこ流し、この繰り返し冷熱を利用し
て発電しながら、ＬＮＧを気化供給するようにしである
。しかし、この方式ｅこよれば、設備は簡単であるが、
冷熱利用による発電量が比較的少ないので、発電量を多
くするため、膨張タービンで膨張させた天然ガスの一部
をＬＮＧで冷却して再液化させ、ポンプで昇圧後再び他
のＬＮＧと一緒？こして海水等の熱源で気化させ、上記
膨張ターピン？こ循環させるようかこしたものが提案さ
れている。このｈ式Ｐこすれば、再液化および再気化さ
せる循環ＬＮＧの社が膨張タービンの装置増加をもたら
し、発電量を増加することができる。
接膨張方式ｅこよるものがある。この方式の発電設備は
、ＬＮＧをポンプで昇圧し、気化器で海水等の熱源を使
用して気化したものを膨張タービン、加熱器、膨張ター
ビン、加熱器の順ｔこ流し、この繰り返し冷熱を利用し
て発電しながら、ＬＮＧを気化供給するようにしである
。しかし、この方式ｅこよれば、設備は簡単であるが、
冷熱利用による発電量が比較的少ないので、発電量を多
くするため、膨張タービンで膨張させた天然ガスの一部
をＬＮＧで冷却して再液化させ、ポンプで昇圧後再び他
のＬＮＧと一緒？こして海水等の熱源で気化させ、上記
膨張ターピン？こ循環させるようかこしたものが提案さ
れている。このｈ式Ｐこすれば、再液化および再気化さ
せる循環ＬＮＧの社が膨張タービンの装置増加をもたら
し、発電量を増加することができる。
第１図は一般的なこの種再生サイクルを備えたＬＮＧ冷
熱利用発電設備の系統図である。第１図において、ＬＮ
Ｇは導管１よりＬＮ’Ｇポンプ２で所定の圧力まで昇圧
され、導管３より再液化器４ｒこ入る。ここで導管５よ
りの天然ガスを再液化させ、そｎｖこより温度上昇した
ＬＮＧは、導管６より送り出される。再液化器４で再液
化したＬＮＧは、導管７を通り、循環ポンプ８で昇圧さ
れて、自動弁９．導管１０を経て導管６からのＬＮＧに
仲流し、その後ＬＮＧ気化器】１トこ入り、ここで海水
等の熱源１こより気化し、導管１２を経て膨張ターヒレ
１３１０入り、ここで膨張した天然ガスは導管１４より
天然ガス加熱器１５に入り、海水等の熱源ｔこより昇温
されて導管】６を経て膨張タービン１．７ Ｃ入り、そ
の後天然ガス加熱器１８１こ入り、ここで常温まで昇温
した天然ガスは、導管】９より次段の機器１こ供給され
る。膨張タービン１３で膨張した天然ガスの一部は、導
管５を経て上記したようｔこ再液化器４に入り、再液化
して導管６からのＬＮＧと一緒）こＬＮＧ気化器１１に
入り、以下この循環を繰り返す。なお、膨張タービン１
３．１７は発電機２０ｒこ連結してあり、膨張タービン
１３．１７の回転は電力として回収される。
熱利用発電設備の系統図である。第１図において、ＬＮ
Ｇは導管１よりＬＮ’Ｇポンプ２で所定の圧力まで昇圧
され、導管３より再液化器４ｒこ入る。ここで導管５よ
りの天然ガスを再液化させ、そｎｖこより温度上昇した
ＬＮＧは、導管６より送り出される。再液化器４で再液
化したＬＮＧは、導管７を通り、循環ポンプ８で昇圧さ
れて、自動弁９．導管１０を経て導管６からのＬＮＧに
仲流し、その後ＬＮＧ気化器】１トこ入り、ここで海水
等の熱源１こより気化し、導管１２を経て膨張ターヒレ
１３１０入り、ここで膨張した天然ガスは導管１４より
天然ガス加熱器１５に入り、海水等の熱源ｔこより昇温
されて導管】６を経て膨張タービン１．７ Ｃ入り、そ
の後天然ガス加熱器１８１こ入り、ここで常温まで昇温
した天然ガスは、導管】９より次段の機器１こ供給され
る。膨張タービン１３で膨張した天然ガスの一部は、導
管５を経て上記したようｔこ再液化器４に入り、再液化
して導管６からのＬＮＧと一緒）こＬＮＧ気化器１１に
入り、以下この循環を繰り返す。なお、膨張タービン１
３．１７は発電機２０ｒこ連結してあり、膨張タービン
１３．１７の回転は電力として回収される。
このような再生サイクルｅこおいては、循環ポンプ８の
安全運転の面から、種々の運転条件や制御系応答性を考
鳳して再液化器４での再液化温度が過冷却状態Ｖこなる
ような制御か法を採用するようＶこしている。例えば、
第１図ｔこ示す如く、再液化器４を出たＬＮＧの循環ポ
ンプ８０入口導管７での温度が所定の過冷却温度Ｖこな
るようｅこ、循環ポンプ流量を自動弁９で制御している
。ところで、循環ポンプ８の安全性を考えれば、過冷却
温度を高くするのが好ましいが、このようにすると、再
液化器４の交換熱量が一定であるとすれば、過冷却温度
を高くするｒこは、単位流置当りの再液化熟成を大きく
しなければならないので、再液化器（循環量）を減少し
なければならない。こｎｖこともないタービン風徴が減
少し、発電量が減少することｔこなる。このことから循
環ポンプ８を安全にし、かつ、循ｆｆ１ｌをいかｔこ多
くするかが再生サイクルの特徴を生かすポイントとなる
。しかし、第１図１こ示す従来のＬＮＧ冷熱利用発電設
備ではそれを充分満足する構成となっておらず、その改
善が望まれている。
安全運転の面から、種々の運転条件や制御系応答性を考
鳳して再液化器４での再液化温度が過冷却状態Ｖこなる
ような制御か法を採用するようＶこしている。例えば、
第１図ｔこ示す如く、再液化器４を出たＬＮＧの循環ポ
ンプ８０入口導管７での温度が所定の過冷却温度Ｖこな
るようｅこ、循環ポンプ流量を自動弁９で制御している
。ところで、循環ポンプ８の安全性を考えれば、過冷却
温度を高くするのが好ましいが、このようにすると、再
液化器４の交換熱量が一定であるとすれば、過冷却温度
を高くするｒこは、単位流置当りの再液化熟成を大きく
しなければならないので、再液化器（循環量）を減少し
なければならない。こｎｖこともないタービン風徴が減
少し、発電量が減少することｔこなる。このことから循
環ポンプ８を安全にし、かつ、循ｆｆ１ｌをいかｔこ多
くするかが再生サイクルの特徴を生かすポイントとなる
。しかし、第１図１こ示す従来のＬＮＧ冷熱利用発電設
備ではそれを充分満足する構成となっておらず、その改
善が望まれている。
本発明は上記νこ鑑みてなされたもので、その目的とす
るところは、再液化温度を飽和点付近の温度としても安
全した運転を行うことができ、それ？こともない再液化
天然ガスの循環量を多くすることができ、発電はを増大
することができる液化天然ガス冷熱利用ｆｆ型設備を提
供することにある。
るところは、再液化温度を飽和点付近の温度としても安
全した運転を行うことができ、それ？こともない再液化
天然ガスの循環量を多くすることができ、発電はを増大
することができる液化天然ガス冷熱利用ｆｆ型設備を提
供することにある。
本発明は、再液化器で再液化された膨張タービンからの
天然ガスを一巨しシーバタンクｔこため、このレシーバ
タンク内の液化天然ガスの液面を一定ンこ保持した状態
で上記レシーバタンク内（７） 液化天然ガスを循環ポ
ンプを用いて、供給された液化天然ガスと上記再液化天
然ガスとを気化させる気化器を経て上記膨張タービンｔ
こ循環させるようＶこしたものである。
天然ガスを一巨しシーバタンクｔこため、このレシーバ
タンク内の液化天然ガスの液面を一定ンこ保持した状態
で上記レシーバタンク内（７） 液化天然ガスを循環ポ
ンプを用いて、供給された液化天然ガスと上記再液化天
然ガスとを気化させる気化器を経て上記膨張タービンｔ
こ循環させるようＶこしたものである。
以下本発明を第２図に示した実施例を用いて詳細に説明
する。
する。
第２図は本発明の発電設備の一実施例を示す系統図で、
第１図と同一部分は同じ符号で示し、ここでは説明を省
略する。第２図においては、再液化器４ｖこて再液化さ
ルたＬＮＧを導管７よりレシーバタンク２１に導き、レ
シーバタンク２１内のＬＮＧを循環ポンプ８で抜き出し
て昇圧し、この昇圧されたＬＮＧをレシーバタンク２」
内のＬＮＧの液面および流量Ｖこ応じて動作する自動弁
２２゜導管１０を介して導管６からのＬＮＧと合流させ
てＬＮＧ気化器ｌｉｔこ送るようＶこしである。
第１図と同一部分は同じ符号で示し、ここでは説明を省
略する。第２図においては、再液化器４ｖこて再液化さ
ルたＬＮＧを導管７よりレシーバタンク２１に導き、レ
シーバタンク２１内のＬＮＧを循環ポンプ８で抜き出し
て昇圧し、この昇圧されたＬＮＧをレシーバタンク２」
内のＬＮＧの液面および流量Ｖこ応じて動作する自動弁
２２゜導管１０を介して導管６からのＬＮＧと合流させ
てＬＮＧ気化器ｌｉｔこ送るようＶこしである。
ここで、レシーバタンク２１内のＬＮＧを飽和温度ｔこ
保持するなめ、液面調整器２３を取り付は液面が変化し
た場合は、液面調整器２３からの液面変化信号により液
面が所定値に戻るまで自動弁２２を流量調節器２４から
の信号１こよるよりも優先的ｔこ調節するようにしであ
る。したがって、循環ホンプ８の安全運転ｐこついては
、レシーバタンク２１内のＬＮＧが飽和状態ｒこあって
も液面が一定範囲内になるようｔこ制御されるから、循
環ポンプ８より要求されるＮＰＳＨを満足するよう１こ
計画すれば、問題なく確保することができる。
保持するなめ、液面調整器２３を取り付は液面が変化し
た場合は、液面調整器２３からの液面変化信号により液
面が所定値に戻るまで自動弁２２を流量調節器２４から
の信号１こよるよりも優先的ｔこ調節するようにしであ
る。したがって、循環ホンプ８の安全運転ｐこついては
、レシーバタンク２１内のＬＮＧが飽和状態ｒこあって
も液面が一定範囲内になるようｔこ制御されるから、循
環ポンプ８より要求されるＮＰＳＨを満足するよう１こ
計画すれば、問題なく確保することができる。
要するｔこ、第２図に示す実施例によれば、再液化する
ＬＮＧ液化温度が飽和温度付近Ｖこなるような状態で運
転することができ、従来の場８Ｖこ比較して再液化’Ｌ
Ｎ Ｇの循環量を増加して、膨張タービン１３の風量
を増加し、発電量を増加することができる。
ＬＮＧ液化温度が飽和温度付近Ｖこなるような状態で運
転することができ、従来の場８Ｖこ比較して再液化’Ｌ
Ｎ Ｇの循環量を増加して、膨張タービン１３の風量
を増加し、発電量を増加することができる。
なお、第２図１こ示す実施例ｒこおいては、膨張タービ
ン１３からの天然ガスの一部を再液化するよう１こしで
あるが、これを膨張タービン１７からの天然ガスの一部
を再液化するようＶこしてもよく、効果は同一である。
ン１３からの天然ガスの一部を再液化するよう１こしで
あるが、これを膨張タービン１７からの天然ガスの一部
を再液化するようＶこしてもよく、効果は同一である。
また、膨張タービンが１３゜１７の２台で、天然ガス加
熱器が１５．１８の２台となっているが、これはＬＮＧ
の昇圧圧力、天然ガスの送出温度、膨張タービンの型式
や特性等に応じて膨張タービンおよび加熱器の台数を変
えたものｔこついても本発明を適用可能であり、同一の
効果がある。
熱器が１５．１８の２台となっているが、これはＬＮＧ
の昇圧圧力、天然ガスの送出温度、膨張タービンの型式
や特性等に応じて膨張タービンおよび加熱器の台数を変
えたものｔこついても本発明を適用可能であり、同一の
効果がある。
以上説明したよう１こ、本発明ｅこよれば、再液化温度
を飽和点付近の温度としても安定した運転を行うことが
できるので、再液化ＬＮＧの循環量を多くすることがで
き、発電量を増大することができるという効果がある。
を飽和点付近の温度としても安定した運転を行うことが
できるので、再液化ＬＮＧの循環量を多くすることがで
き、発電量を増大することができるという効果がある。
第１図は従来の液化天然ガス冷熱利用発電設備の系統図
、第２図は本発明の液化天然ガス冷熱利用発電設備の一
実施例を示す系統図である。 ２・・・・・・ＬＮＧポンプ、４・・・・・・再液化器
、５，６゜７．１０・・・・・・導管、８・・・・・・
循環ポンプ、１１・・・・・・ＬＮＧ気化器、１３，１
７・・・・・膨張タービン、１５．１８・・・・・・天
然ガス加熱器、２ｏ・・開発電機、２１・・・・・・レ
シーバタンク、２２・・・・・・自動弁、２３・・・・
・・液面調節器、２４・・曲流社調節器才１図
、第２図は本発明の液化天然ガス冷熱利用発電設備の一
実施例を示す系統図である。 ２・・・・・・ＬＮＧポンプ、４・・・・・・再液化器
、５，６゜７．１０・・・・・・導管、８・・・・・・
循環ポンプ、１１・・・・・・ＬＮＧ気化器、１３，１
７・・・・・膨張タービン、１５．１８・・・・・・天
然ガス加熱器、２ｏ・・開発電機、２１・・・・・・レ
シーバタンク、２２・・・・・・自動弁、２３・・・・
・・液面調節器、２４・・曲流社調節器才１図
Claims (1)
- １、 液化天然ガスを気化させて膨張タービンで膨張さ
せた天然ガスの一部を前記液化天然ガスを用いて再液化
器で再液化し、これを前記液化天然ガスとともＶこ気化
器で気化させて前記膨張タービンｔこ循環させるように
する再生サイクルを備えた液化天然ガス冷熱利用発電設
備ンこおいて、前記再液化器で再液化さまた前記膨張タ
ービンからの天然ガスを一巨しシーバタンクｔこため、
該レシーバタンク内の液化天然ガスの液面を一定に保持
した状態で前記レシーバタンク内の液化天然ガスを循環
ポンプを用いて前記気化器を経て前記膨張タービンｔこ
循環させる構成としたことを特徴とする液化天然ガス冷
熱利用発電設備。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP6062184A JPS59188005A (ja) | 1984-03-30 | 1984-03-30 | 液化天然ガス冷熱利用発電設備 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP6062184A JPS59188005A (ja) | 1984-03-30 | 1984-03-30 | 液化天然ガス冷熱利用発電設備 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS59188005A true JPS59188005A (ja) | 1984-10-25 |
| JPS6125889B2 JPS6125889B2 (ja) | 1986-06-18 |
Family
ID=13147534
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP6062184A Granted JPS59188005A (ja) | 1984-03-30 | 1984-03-30 | 液化天然ガス冷熱利用発電設備 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPS59188005A (ja) |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2015504132A (ja) * | 2012-01-13 | 2015-02-05 | ハイヴュー・エンタープライゼズ・リミテッド | 発電装置、および方法 |
| KR20160142522A (ko) * | 2015-06-03 | 2016-12-13 | 대우조선해양 주식회사 | 저장탱크를 포함하는 선박 |
| KR20160143035A (ko) * | 2015-06-04 | 2016-12-14 | 대우조선해양 주식회사 | 저장탱크를 포함하는 선박 |
| KR20160144738A (ko) * | 2015-06-09 | 2016-12-19 | 대우조선해양 주식회사 | 저장탱크를 포함하는 선박 |
| KR20160147382A (ko) * | 2015-06-15 | 2016-12-23 | 대우조선해양 주식회사 | 증발가스 처리 시스템 및 방법 |
| KR20160147380A (ko) * | 2015-06-15 | 2016-12-23 | 대우조선해양 주식회사 | 증발가스 처리 시스템 및 방법 |
| KR20160147379A (ko) * | 2015-06-15 | 2016-12-23 | 대우조선해양 주식회사 | 증발가스 처리 시스템 및 방법 |
| KR20160147377A (ko) * | 2015-06-15 | 2016-12-23 | 대우조선해양 주식회사 | 증발가스 처리 시스템 및 방법 |
| KR20160147381A (ko) * | 2015-06-15 | 2016-12-23 | 대우조선해양 주식회사 | 증발가스 처리 시스템 및 방법 |
| KR20160147378A (ko) * | 2015-06-15 | 2016-12-23 | 대우조선해양 주식회사 | 증발가스 처리 시스템 및 방법 |
| KR20160149461A (ko) * | 2015-06-18 | 2016-12-28 | 대우조선해양 주식회사 | 저장탱크를 포함하는 선박 |
| WO2018139131A1 (ja) * | 2017-01-27 | 2018-08-02 | 株式会社神戸製鋼所 | 天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム及び天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法 |
| KR102025787B1 (ko) * | 2018-04-17 | 2019-09-26 | 한국조선해양 주식회사 | 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 해양 부유물 |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH0180087U (ja) * | 1987-11-16 | 1989-05-29 |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3479832A (en) * | 1967-11-17 | 1969-11-25 | Exxon Research Engineering Co | Process for vaporizing liquefied natural gas |
-
1984
- 1984-03-30 JP JP6062184A patent/JPS59188005A/ja active Granted
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3479832A (en) * | 1967-11-17 | 1969-11-25 | Exxon Research Engineering Co | Process for vaporizing liquefied natural gas |
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2015504132A (ja) * | 2012-01-13 | 2015-02-05 | ハイヴュー・エンタープライゼズ・リミテッド | 発電装置、および方法 |
| KR20160142522A (ko) * | 2015-06-03 | 2016-12-13 | 대우조선해양 주식회사 | 저장탱크를 포함하는 선박 |
| KR20160143035A (ko) * | 2015-06-04 | 2016-12-14 | 대우조선해양 주식회사 | 저장탱크를 포함하는 선박 |
| KR20160144738A (ko) * | 2015-06-09 | 2016-12-19 | 대우조선해양 주식회사 | 저장탱크를 포함하는 선박 |
| KR20160147382A (ko) * | 2015-06-15 | 2016-12-23 | 대우조선해양 주식회사 | 증발가스 처리 시스템 및 방법 |
| KR20160147380A (ko) * | 2015-06-15 | 2016-12-23 | 대우조선해양 주식회사 | 증발가스 처리 시스템 및 방법 |
| KR20160147379A (ko) * | 2015-06-15 | 2016-12-23 | 대우조선해양 주식회사 | 증발가스 처리 시스템 및 방법 |
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| KR20160149461A (ko) * | 2015-06-18 | 2016-12-28 | 대우조선해양 주식회사 | 저장탱크를 포함하는 선박 |
| WO2018139131A1 (ja) * | 2017-01-27 | 2018-08-02 | 株式会社神戸製鋼所 | 天然ガス焚きコンバインドサイクル発電システム及び天然ガス焚きコンバインドサイクル発電方法 |
| KR102025787B1 (ko) * | 2018-04-17 | 2019-09-26 | 한국조선해양 주식회사 | 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 해양 부유물 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPS6125889B2 (ja) | 1986-06-18 |
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