JPS6125889B2 - - Google Patents
Info
- Publication number
- JPS6125889B2 JPS6125889B2 JP59060621A JP6062184A JPS6125889B2 JP S6125889 B2 JPS6125889 B2 JP S6125889B2 JP 59060621 A JP59060621 A JP 59060621A JP 6062184 A JP6062184 A JP 6062184A JP S6125889 B2 JPS6125889 B2 JP S6125889B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- natural gas
- lng
- expansion turbine
- liquefied natural
- conduit
- 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.)
- Expired
Links
Classifications
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- 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)
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に係
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LNGで冷却し
て再液化させ、ポンプで昇圧後再び上記LNGと
ともに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の改良に関するもの
である。
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LNGで冷却し
て再液化させ、ポンプで昇圧後再び上記LNGと
ともに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にLNG
の直接膨張方式によるものがある。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、加熱器の順に流し、
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てある。しかし、
この方式によれば、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と一緒にして海水等の熱源
で気化させ、上記膨張タービンに循環させるよう
にしたものが提案されている。この方式にすれ
ば、再液化および再気化させる循環LNGの量が
膨張タービンの風量増加をもたらし、発電量を増
加することができる。
の直接膨張方式によるものがある。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、加熱器の順に流し、
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てある。しかし、
この方式によれば、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と一緒にして海水等の熱源
で気化させ、上記膨張タービンに循環させるよう
にしたものが提案されている。この方式にすれ
ば、再液化および再気化させる循環LNGの量が
膨張タービンの風量増加をもたらし、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、LNGは導管１よりLNG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４に
入る。ここで導管５よりの天然ガスを再液化さ
せ、それにより温度上昇した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
合流し、その後LNG気化器１１に入り、ここで
海水等の熱源により気化し、導管１２を経て膨張
タービン１３に入り、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
の熱源により昇温されて導管１６を経て膨張ター
ビン１７に入り、その後天然ガス加熱器１８に入
り、ここで常温まで昇温した天然ガスは、導管１
９より次段の機器に供給される。膨張タービン１
３で膨張した天然ガスの一部は、導管５を経て上
記したように再液化器４に入り、再液化して導管
６からのLNGと一緒に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２０に連結してあり、膨張ター
ビン１３，１７の回転は電力として回収される。
LNG冷熱利用発電設備の系統図である。第１図
において、LNGは導管１よりLNG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４に
入る。ここで導管５よりの天然ガスを再液化さ
せ、それにより温度上昇した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
合流し、その後LNG気化器１１に入り、ここで
海水等の熱源により気化し、導管１２を経て膨張
タービン１３に入り、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
の熱源により昇温されて導管１６を経て膨張ター
ビン１７に入り、その後天然ガス加熱器１８に入
り、ここで常温まで昇温した天然ガスは、導管１
９より次段の機器に供給される。膨張タービン１
３で膨張した天然ガスの一部は、導管５を経て上
記したように再液化器４に入り、再液化して導管
６からのLNGと一緒に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２０に連結してあり、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においては、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
系応答性を考慮して再液化器４での再液化温度が
過冷却状態になるような制御方法を採用するよう
にしている。例えば、第１図に示す如く、再液化
器４を出たLNGの循環ポンプ８の入口導管７で
の温度が所定の過冷却温度になるように、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
却温度を高くするには、単位流量当りの再液化熱
量を大きくしなければならないので、再液化量
（循環量）を減少しなければならない。これにと
もないタービン風量が減少し、発電量が減少する
ことになる。このことから循環ポンプ８を安全に
し、かつ、循環量をいかに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図に示す従来のLNG冷熱利用発電設備ではそ
れを充分満足する構成となつておらず、その改善
が望まれている。
プ８の安全運転の面から、種々の運転条件や制御
系応答性を考慮して再液化器４での再液化温度が
過冷却状態になるような制御方法を採用するよう
にしている。例えば、第１図に示す如く、再液化
器４を出たLNGの循環ポンプ８の入口導管７で
の温度が所定の過冷却温度になるように、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
却温度を高くするには、単位流量当りの再液化熱
量を大きくしなければならないので、再液化量
（循環量）を減少しなければならない。これにと
もないタービン風量が減少し、発電量が減少する
ことになる。このことから循環ポンプ８を安全に
し、かつ、循環量をいかに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図に示す従来のLNG冷熱利用発電設備ではそ
れを充分満足する構成となつておらず、その改善
が望まれている。
本発明は上記に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
に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、発電量を増大することができる液化天
然ガス冷熱利用発電設備を提供することにある。
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
に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、発電量を増大することができる液化天
然ガス冷熱利用発電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旦レシーバタンクにため、
このレシーバタンク内の液化天然ガスの液面を一
定に保持した状態で上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、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に循環させるように
したものである。
ンからの天然ガスを一旦レシーバタンクにため、
このレシーバタンク内の液化天然ガスの液面を一
定に保持した状態で上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、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に循環させるように
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。
細に説明する。
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４にて再液化された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２１内のLNG
の液面および流量に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１１に送るようにしてある。
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４にて再液化された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２１内のLNG
の液面および流量に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１１に送るようにしてある。
ここで、レシーバタンク２１内のLNGを飽和
温度に保持するため、液面調整器２３を取り付
け、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からの信号によるより
も優先的に調節するようにしてある。したがつ
て、循環ポンプ８の安全運転については、レシー
バタンク２１内のLNGが飽和状態にあつても液
面が一定範囲内になるように制御されるから、循
環ポンプ８より要求されるNPSHを満足するよう
に計画すれば、問題なく確保することができる。
温度に保持するため、液面調整器２３を取り付
け、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からの信号によるより
も優先的に調節するようにしてある。したがつ
て、循環ポンプ８の安全運転については、レシー
バタンク２１内のLNGが飽和状態にあつても液
面が一定範囲内になるように制御されるから、循
環ポンプ８より要求されるNPSHを満足するよう
に計画すれば、問題なく確保することができる。
要するに、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になるよう
な状態で運転することができ、従来の場合に比較
して再液化LNG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。
化するLNG液化温度が飽和温度付近になるよう
な状態で運転することができ、従来の場合に比較
して再液化LNG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図に示す実施例においては、膨張タ
ービン１３からの天然ガスの一部を再液化するよ
うにしてあるが、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にしてもよく、
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
台となつているが、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
たものについても本発明を適用可能であり、同一
の効果がある。
ービン１３からの天然ガスの一部を再液化するよ
うにしてあるが、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にしてもよく、
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
台となつているが、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
たものについても本発明を適用可能であり、同一
の効果がある。
以上説明したように、本発明によれば、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。
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。
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、１３，１７……膨張タービ
ン、１５，１８……天然ガス加熱器、２０……発
電機、２１……レシーバタンク、２２……自動
弁、２３……液面調節器、２４……流量調節器。
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、１３，１７……膨張タービ
ン、１５，１８……天然ガス加熱器、２０……発
電機、２１……レシーバタンク、２２……自動
弁、２３……液面調節器、２４……流量調節器。
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
スとともに気化器で気化させて前記膨張タービン
に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において、前記再液
化器で再液化された前記膨張タービンからの天然
ガスを一旦レシーバタンクにため、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
ンに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 JPS59188005A (ja) | 1984-10-25 |
| JPS6125889B2 true 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 (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH0180087U (ja) * | 1987-11-16 | 1989-05-29 |
Families Citing this family (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2498382A (en) * | 2012-01-13 | 2013-07-17 | Highview Entpr Ltd | Electricity generation using a cryogenic fluid |
| KR101714672B1 (ko) * | 2015-06-03 | 2017-03-09 | 대우조선해양 주식회사 | 저장탱크를 포함하는 선박 |
| KR101714673B1 (ko) * | 2015-06-04 | 2017-03-09 | 대우조선해양 주식회사 | 저장탱크를 포함하는 선박 |
| KR101714675B1 (ko) * | 2015-06-09 | 2017-03-09 | 대우조선해양 주식회사 | 저장탱크를 포함하는 선박 |
| KR101722607B1 (ko) * | 2015-06-15 | 2017-04-03 | 대우조선해양 주식회사 | 증발가스 처리 시스템 및 방법 |
| KR101722608B1 (ko) * | 2015-06-15 | 2017-04-03 | 대우조선해양 주식회사 | 증발가스 처리 시스템 및 방법 |
| KR101722606B1 (ko) * | 2015-06-15 | 2017-04-03 | 대우조선해양 주식회사 | 증발가스 처리 시스템 및 방법 |
| KR101722605B1 (ko) * | 2015-06-15 | 2017-04-03 | 대우조선해양 주식회사 | 증발가스 처리 시스템 및 방법 |
| KR101722603B1 (ko) * | 2015-06-15 | 2017-04-03 | 대우조선해양 주식회사 | 증발가스 처리 시스템 및 방법 |
| KR101722604B1 (ko) * | 2015-06-15 | 2017-04-03 | 대우조선해양 주식회사 | 증발가스 처리 시스템 및 방법 |
| KR101714677B1 (ko) * | 2015-06-18 | 2017-03-09 | 대우조선해양 주식회사 | 저장탱크를 포함하는 선박 |
| JP6779146B2 (ja) * | 2017-01-27 | 2020-11-04 | 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 |
Family Cites Families (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
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH0180087U (ja) * | 1987-11-16 | 1989-05-29 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPS59188005A (ja) | 1984-10-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JPS6125889B2 (ja) | ||
| US4033135A (en) | Plant and process for vaporizing and heating liquid natural gas | |
| JP7181690B2 (ja) | 冷熱発電装置 | |
| US3438216A (en) | Cryogenic recovery vaporizer | |
| JPS6040707A (ja) | 低沸点媒体サイクル発電装置 | |
| JPH08505926A (ja) | 燃料ガスの利用及び供給方法及びシステム | |
| CN109863081B (zh) | 为船舶供应燃料气体的系统及方法 | |
| CN103180656A (zh) | Lng气化设备 | |
| CA2331308A1 (en) | Method and apparatus for supplying vaporized gas on consumer demand | |
| JP2000337170A (ja) | ガスタービン発電システムおよびその運転方法 | |
| US4333313A (en) | Gas powered, closed loop power system and process for using same | |
| JP2000130185A (ja) | エネルギー貯蔵型ガスタービン発電システム | |
| JPH03236588A (ja) | Ｌｎｇのボイルオフガス処理方法および装置 | |
| JPH11200884A (ja) | ガスタービン設備、及び同ガスタービン設備を含む液化天然ガス複合サイクル発電プラント | |
| JP4551548B2 (ja) | 発電設備およびこれを用いる発電方法 | |
| FR2422832A1 (fr) | Procede et installation pour alimenter en gaz de petrole liquefie, notamment en butane, un moteur a explosion, tel qu'un moteur de vehicule automobile | |
| JPH05302504A (ja) | 液化天然ガスを用いる冷熱発電装置 | |
| KR101924535B1 (ko) | 부유식 발전 시스템 | |
| KR101885079B1 (ko) | 스팀발생기 열원공급장치 및 열원공급방법 | |
| JPS5932606A (ja) | 冷熱発電プラント | |
| JPS5816137A (ja) | 空調用冷水冷却設備 | |
| JPS5832909A (ja) | 冷熱エネルギ−利用発電設備の運転方法 | |
| KR102573545B1 (ko) | 가스공급 및 발전 시스템 | |
| JPS6256699A (ja) | 燃料ガス主管圧力制御装置 | |
| JPS58178810A (ja) | 冷熱発電設備 |