JPS63602B2 - - Google Patents
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- JPS63602B2 JPS63602B2 JP13188980A JP13188980A JPS63602B2 JP S63602 B2 JPS63602 B2 JP S63602B2 JP 13188980 A JP13188980 A JP 13188980A JP 13188980 A JP13188980 A JP 13188980A JP S63602 B2 JPS63602 B2 JP S63602B2
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Description
（産業上の利用分野）
本発明は液化天然ガスの冷熱発電方法に関す
る。 （従来の技術） 従来、液化天然ガス冷熱利用の一方法として液
化天然ガス冷熱発電がある。冷熱発電の各種方式
によつてその発電端出力は異なり大量の液化天然
ガス消費量を考えると、液化天然ガスの持つエク
セルギー（最大有効仕事）をいかにして多く回収
するか、即ち、いかにして高出力を得るかが大き
なポイントとなる。 液化天然ガス冷熱のみを利用し、他の燃料を用
いない冷熱発電方式としては、 (1) 直接膨張サイクル方式 (2) 二次媒体サイクル方式 (3) 直接膨張＋二次媒体サイクル方式 などが知られており、簡潔な機器構成にてより効
率の高い、高出力が得られる発電方式が探索され
ている状況にある。 （発明が解決しようとする問題点） しかしながら、直接膨張サイクル方式、即ち、
液化天然ガスをポンプで昇圧後、海水などにより
ガス化させ該天然ガスで直接タービンを駆動する
方式は、システムの構造が簡単で安定している
が、タービン出口側の圧力を低くすることができ
ない場合、有効出力が小さいという問題がある。
また、二次媒体サイクル方式は、エチレンやプロ
パン等を二次媒体として使用し、これを液化天然
ガスと熱交換させてその冷熱で液化させ、液化し
た二次媒体を昇圧後、海水などでガス化させ、そ
のガスによりタービンを駆動させるものである
が、この二次媒体サイクル方式では充分なエクセ
ルギーを回収できないという問題があつた。この
ため、直接膨張サイクルと二次媒体サイクルを組
み合わせた方式が提案されるに至つた。 この直接膨張サイクルと二次媒体サイクルを組
み合わせた液化天然ガス冷熱発電方式は、第１図
に示すように、液化天然ガス貯蔵タンク１からポ
ンプ２により液化天然ガスを高圧で送出し、これ
を凝縮器３により二次媒体、例えば、プロパンと
熱交換させて昇温させる一方、二次媒体を凝縮さ
せ、次いで昇温した液化天然ガスをオープンラツ
クベーパライザなどの第１熱交換器４で海水など
と熱交換させて気化し、この気化した天然ガスに
より主タービン５を駆動することにより発電し、
断熱膨張により温度低下したタービン出口側天然
ガスを再び第２熱交換器６により海水等と熱交換
させて昇温した後、この天然ガスを供給口１０か
ら燃料として外部へ供給するようにした直接膨張
サイクル系統と、液化天然ガスとの熱交換により
凝縮した二次媒体をポンプ７で昇圧した後、オー
プンラツクベーパライザなどの熱交換器８により
海水などと熱交換させて気化し、この気化した二
次媒体により副タービン９を駆動して発電させる
二次媒体サイクル系統とを組み合わせたものであ
る。この冷熱発電方式は直接膨張サイクルあるい
は二次媒体サイクル単独の場合に比較して大きな
エクセルギーを回収できるが、それでも液化天然
ガスの持つ有効エネルギーの約34％程度であつ
た。 本発明は、このような現状に鑑みてなされたも
のであつて、液化天然ガスの持つエクセルギーを
より多く回収し、より大きな電力を得ることがで
きる液化天然ガスの冷熱発電方法を得ることを目
的とするものである。 （問題点を解決するための手段） 本発明は、前記問題点を解決する手段として、
液化天然ガスを昇圧、気化させてその天然ガスに
より主膨張タービンを駆動する直接膨張サイクル
系統を含む液化天然ガス冷熱発電方法において、
直接膨張サイクル系統の天然ガスの一部を、直接
膨張サイクル系統に設けた再生器により液化天然
ガスと熱交換させて再液化した後、再生器の入口
側の液化天然ガス流路に帰還させるようにしたも
のである。 以下、本発明方法の実施に使用する液化天然ガ
スの冷熱発電装置の系統図を参照して説明する。 なお、図中、第１図の装置のものと同等の機器
には同じ参照番号を付してある。 本発明にかかる液化天然ガスの冷熱発電装置
は、第１図の装置と同等の構成及び作用を有する
直接膨張サイクル系統と二次媒体サイクル系統に
加え、直接膨張サイクル系統において液化天然ガ
スを気化させて得られる天然ガスを再液化し、こ
れを直接膨張サイクル系統に液化天然ガスとして
帰還させる再生サイクル系統を有する。 第２図の装置における再生サイクル系統は、タ
ンク１からポンプ２により昇圧して凝縮器３へ液
化天然ガスを送給する液化天然ガス流路１１に配
設された再生器１２と、主発電器G1を駆動する
主膨張タービン５の出口側ガスの一部を再生器１
２に供給する再生流路１３ａと、その主膨張ター
ビン５の出口側ガスの一部を再液化する再生器１
２からの再液化天然ガスを再生器１２の入口側の
液化天然ガス流路１１ａに昇圧して帰還させるポ
ンプ１４とから構成されている。参照番号１５は
主膨張タービンの吐出圧力、即ち、装置外部へ排
出する天然ガスの圧力をその用途の都合により低
くできない場合に必要に応じて配設される再生タ
ービンである。この再生タービン１５を設けた場
合、後述の実施例と同様天然ガスを装置外部へ送
出する圧力と無関係に再生サイクル系統の圧力を
選定できるという利点がある。 上記装置において、直接膨張サイクル系統およ
び二次媒体サイクル系統の動作は第１図の場合と
ほぼ同じであるので省略するが、再生サイクル系
統における動作について説明すると、主膨張ター
ビン５の出口側ガスは断熱膨張により温度低下し
ているので、第２熱交換器６により海水等と熱交
換して昇温された後、装置外部へ送出される天然
ガスと再生サイクル系統に供給される天然ガスと
に流路１３ａ，１３ｂにより二分される、流路１
３ａを通る天然ガスはそのまま直接あるいは図示
のように発電機G1を駆動する再生タービン１５
で仕事をして減圧、温度低下した後、再生器１２
へ流入し、そこでタンク１からの液化天然ガスと
熱交換して該液化天然ガスを昇温させる一方、そ
れ自体は再液化し、ポンプ１４により昇圧された
後、再生器１２の入口側の液化天然ガス流路１１
ａに帰還され、再生器１２を経てその下流側の凝
縮器３へ送給され、再び直接膨張サイクル系統で
仕事をする。 この方法によれば、エクセルギー効率を第１図
の従来法の場合よりも著しく向上させることがで
きる。 第３図は本発明方法の実施に使用する装置の他
の実施例のフローシートを示す系統図で、再生サ
イクル系統を循環させる天然ガスとして、第１熱
交換器４の出口側、換言すれば、主膨張タービン
の入口側ガスの一部を用い、このガスで発電器
G3を駆動する再生タービン１５を駆動させた後、
その再生タービン１５の出口側ガスを再生器１２
に供給するようにした点が異なるのみで、他の構
成、動作は第２図のものと同じであるが高圧から
低圧までの出側天然ガスの圧力条件に対応するフ
ローを包括的に示す。 なお、第４図に比較例として示す冷却発電方法
のように、再生器１２で再液化した液化天然ガス
を再生器１２の出口側の液化天然ガス流路１１ｂ
に帰還させることも考えられるが、この場合、直
接膨張サイクル系統を流れる全天然ガスに対する
再生サイクル系統を流れる天然ガスの比、即ち再
生比を高くとることができないため、本発明方法
の場合よりもエクセルギー効率が著しく低下する
ので好ましくない。 即ち、第２図に示す本発明方法と第４図に示す
比較例における再生器の温度と変換熱量（Ｔ―
Ｑ）の関係を示すと第５図の通りである。本発明
方法と比較例の方法のいづれにおいても、再生比
を0.1から0.5の範囲で変化させた場合、再生天然
ガスの凝縮曲線は、破線で示すように、再生比の
増加と共に図の右方へ移行する。しかし、液化天
然ガスの蒸発曲線は、比較例のものでは、実線で
示されるように再生比に関係なく一定であるが、
本願発明の方法においては、液化天然ガスの蒸発
曲線は再生比を付した実線で示されるように、再
生比の変化に応じて変化する。 このため、比較例の方法では再生比を大きくし
ていくと、再生比が0.5で凝縮曲線と蒸発曲線と
が交わり、再生天然ガスと液化天然ガスとの温度
差が無くなり、理論的にこれ以上熱交換を行えな
くなる。これに対し、本願発明方法では、再生比
を大きくしても、蒸発曲線が変化するため再生比
が0.5になつても凝縮曲線と蒸発曲線とが交わる
ことがなく、従つて、二流体間の温度差△ｔが最
小になる点（ピツチポイント）においても再生天
然ガスと液化天然ガスとの間に温度差を維持で
き、熱交換を行うことができることになる。第５
図からわかるように比較例でも本発明方法でも再
生比が増加するにつれて二流体間のΔt（温度差）
は小さくなるが同一の再生比においては本発明方
法の方が比較例よりもピンチポイント（Δtが最
小となる点）におけるΔtが大きい。 即ち、再生器の設計上本発明の方法の方が比較
例の場合よりも再生比を大きくすることができる
といえる。再生比と再生サイクルにおける出力は
比例関係にあり再生比が大きくなるということは
出力が大きくとれるということである。 従つて、二次媒体サイクルを除外した再生付液
化天然ガス直接膨張サイクルにおいては再生比が
大きければ大きいほど、即ち、比較例方式より本
発明方式の方が高出力が得られる。一方、二次媒
体ランキンサイクルを考慮した場合を考えると、
この場合も再生サイクルの出力については上記の
説明がそのままあてはまるので、ここでは二次媒
体ランキンサイクルの出力について考える。 二次媒体ランキンサイクルにおける二次媒体凝
縮器への液化天然ガスの入口温度は比較例、本発
明方法を問わず再生比のみにより決まる。 再生サイクルにおける出力の説明で述べたよう
に再生サイクルに対しては再生比が大きいほど出
力が大である。ところが再生比が大きくなると二
次媒体凝縮器への液化天然ガス入口温度が高くな
る。即ち、二次媒体ランキンサイクルにて利用で
きるエクセルギーが減少し出力が低下する。従つ
て、再生付LNG直接膨張＋二次媒体ランキンサ
イクル方式においては再生サイクルによる出力増
加は二次媒体ランキンサイクルにおける出力減少
につながりその又逆も成り立つ。従つて、再生サ
イクルによる出力増加をねらうか二次媒体ランキ
ンサイクルにおける出力増加をねらうかいずれが
より有効かを判断する事が必要である。しかし、
二次媒体ランキンサイクルにおいて回収できる最
大のエクセルギーは二次媒体をプロパンとしたと
き凝縮温度−40℃から仕事後の温度10℃の範囲に
制限されるため、常にプロパンサイクルでの出力
増加が再生サイクルでの出力減少分を上回ること
はない。これはプロパンランキンサイクルが−40
℃以上の温度範囲しかエクセルギーを回収できな
いのに対し再生サイクル側では−124.5℃以上の
広い温度範囲でエクセルギーを回収できるからで
ある。即ち、エクセルギー回収はより広い温度範
囲で利用できるランキンサイクルにて行うことが
より効果的である。 結局、再生付直接膨張＋二次媒体ランキンサイ
クル方式においては再生サイクル即ちLNGラン
キンサイクルで出力を得る方向、つまり再生比を
できるだけ高くできる方法が望ましく本発明方法
が比較例より高い出力が得られる方法であること
がわかる。 実施例 液化天然ガス貯蔵タンク１からポンプ２により
送出する液化天然ガスの供給量を100ton／hr、そ
の温度を−160℃、供給圧力50ataとし、装置外部
への天然ガスの送出温度＋10℃、供給圧力8.0ata
の条件下で、第２図の装置を用いて発電した。そ
の結果を再生サイクル系統の動作条件と共に第１
表に示す。 比較例 １〜２ 第１図の装置と第４図の装置を用い実施例１と
同じ機器を用いて発電した。その結果も第１表に
示す。なお、第４図の装置の再生サイクル系統の
動作条件は二次媒体サイクルにおける出力と再生
サイクル系統における出力との和が最大となるよ
うに設定した。
る。 （従来の技術） 従来、液化天然ガス冷熱利用の一方法として液
化天然ガス冷熱発電がある。冷熱発電の各種方式
によつてその発電端出力は異なり大量の液化天然
ガス消費量を考えると、液化天然ガスの持つエク
セルギー（最大有効仕事）をいかにして多く回収
するか、即ち、いかにして高出力を得るかが大き
なポイントとなる。 液化天然ガス冷熱のみを利用し、他の燃料を用
いない冷熱発電方式としては、 (1) 直接膨張サイクル方式 (2) 二次媒体サイクル方式 (3) 直接膨張＋二次媒体サイクル方式 などが知られており、簡潔な機器構成にてより効
率の高い、高出力が得られる発電方式が探索され
ている状況にある。 （発明が解決しようとする問題点） しかしながら、直接膨張サイクル方式、即ち、
液化天然ガスをポンプで昇圧後、海水などにより
ガス化させ該天然ガスで直接タービンを駆動する
方式は、システムの構造が簡単で安定している
が、タービン出口側の圧力を低くすることができ
ない場合、有効出力が小さいという問題がある。
また、二次媒体サイクル方式は、エチレンやプロ
パン等を二次媒体として使用し、これを液化天然
ガスと熱交換させてその冷熱で液化させ、液化し
た二次媒体を昇圧後、海水などでガス化させ、そ
のガスによりタービンを駆動させるものである
が、この二次媒体サイクル方式では充分なエクセ
ルギーを回収できないという問題があつた。この
ため、直接膨張サイクルと二次媒体サイクルを組
み合わせた方式が提案されるに至つた。 この直接膨張サイクルと二次媒体サイクルを組
み合わせた液化天然ガス冷熱発電方式は、第１図
に示すように、液化天然ガス貯蔵タンク１からポ
ンプ２により液化天然ガスを高圧で送出し、これ
を凝縮器３により二次媒体、例えば、プロパンと
熱交換させて昇温させる一方、二次媒体を凝縮さ
せ、次いで昇温した液化天然ガスをオープンラツ
クベーパライザなどの第１熱交換器４で海水など
と熱交換させて気化し、この気化した天然ガスに
より主タービン５を駆動することにより発電し、
断熱膨張により温度低下したタービン出口側天然
ガスを再び第２熱交換器６により海水等と熱交換
させて昇温した後、この天然ガスを供給口１０か
ら燃料として外部へ供給するようにした直接膨張
サイクル系統と、液化天然ガスとの熱交換により
凝縮した二次媒体をポンプ７で昇圧した後、オー
プンラツクベーパライザなどの熱交換器８により
海水などと熱交換させて気化し、この気化した二
次媒体により副タービン９を駆動して発電させる
二次媒体サイクル系統とを組み合わせたものであ
る。この冷熱発電方式は直接膨張サイクルあるい
は二次媒体サイクル単独の場合に比較して大きな
エクセルギーを回収できるが、それでも液化天然
ガスの持つ有効エネルギーの約34％程度であつ
た。 本発明は、このような現状に鑑みてなされたも
のであつて、液化天然ガスの持つエクセルギーを
より多く回収し、より大きな電力を得ることがで
きる液化天然ガスの冷熱発電方法を得ることを目
的とするものである。 （問題点を解決するための手段） 本発明は、前記問題点を解決する手段として、
液化天然ガスを昇圧、気化させてその天然ガスに
より主膨張タービンを駆動する直接膨張サイクル
系統を含む液化天然ガス冷熱発電方法において、
直接膨張サイクル系統の天然ガスの一部を、直接
膨張サイクル系統に設けた再生器により液化天然
ガスと熱交換させて再液化した後、再生器の入口
側の液化天然ガス流路に帰還させるようにしたも
のである。 以下、本発明方法の実施に使用する液化天然ガ
スの冷熱発電装置の系統図を参照して説明する。 なお、図中、第１図の装置のものと同等の機器
には同じ参照番号を付してある。 本発明にかかる液化天然ガスの冷熱発電装置
は、第１図の装置と同等の構成及び作用を有する
直接膨張サイクル系統と二次媒体サイクル系統に
加え、直接膨張サイクル系統において液化天然ガ
スを気化させて得られる天然ガスを再液化し、こ
れを直接膨張サイクル系統に液化天然ガスとして
帰還させる再生サイクル系統を有する。 第２図の装置における再生サイクル系統は、タ
ンク１からポンプ２により昇圧して凝縮器３へ液
化天然ガスを送給する液化天然ガス流路１１に配
設された再生器１２と、主発電器G1を駆動する
主膨張タービン５の出口側ガスの一部を再生器１
２に供給する再生流路１３ａと、その主膨張ター
ビン５の出口側ガスの一部を再液化する再生器１
２からの再液化天然ガスを再生器１２の入口側の
液化天然ガス流路１１ａに昇圧して帰還させるポ
ンプ１４とから構成されている。参照番号１５は
主膨張タービンの吐出圧力、即ち、装置外部へ排
出する天然ガスの圧力をその用途の都合により低
くできない場合に必要に応じて配設される再生タ
ービンである。この再生タービン１５を設けた場
合、後述の実施例と同様天然ガスを装置外部へ送
出する圧力と無関係に再生サイクル系統の圧力を
選定できるという利点がある。 上記装置において、直接膨張サイクル系統およ
び二次媒体サイクル系統の動作は第１図の場合と
ほぼ同じであるので省略するが、再生サイクル系
統における動作について説明すると、主膨張ター
ビン５の出口側ガスは断熱膨張により温度低下し
ているので、第２熱交換器６により海水等と熱交
換して昇温された後、装置外部へ送出される天然
ガスと再生サイクル系統に供給される天然ガスと
に流路１３ａ，１３ｂにより二分される、流路１
３ａを通る天然ガスはそのまま直接あるいは図示
のように発電機G1を駆動する再生タービン１５
で仕事をして減圧、温度低下した後、再生器１２
へ流入し、そこでタンク１からの液化天然ガスと
熱交換して該液化天然ガスを昇温させる一方、そ
れ自体は再液化し、ポンプ１４により昇圧された
後、再生器１２の入口側の液化天然ガス流路１１
ａに帰還され、再生器１２を経てその下流側の凝
縮器３へ送給され、再び直接膨張サイクル系統で
仕事をする。 この方法によれば、エクセルギー効率を第１図
の従来法の場合よりも著しく向上させることがで
きる。 第３図は本発明方法の実施に使用する装置の他
の実施例のフローシートを示す系統図で、再生サ
イクル系統を循環させる天然ガスとして、第１熱
交換器４の出口側、換言すれば、主膨張タービン
の入口側ガスの一部を用い、このガスで発電器
G3を駆動する再生タービン１５を駆動させた後、
その再生タービン１５の出口側ガスを再生器１２
に供給するようにした点が異なるのみで、他の構
成、動作は第２図のものと同じであるが高圧から
低圧までの出側天然ガスの圧力条件に対応するフ
ローを包括的に示す。 なお、第４図に比較例として示す冷却発電方法
のように、再生器１２で再液化した液化天然ガス
を再生器１２の出口側の液化天然ガス流路１１ｂ
に帰還させることも考えられるが、この場合、直
接膨張サイクル系統を流れる全天然ガスに対する
再生サイクル系統を流れる天然ガスの比、即ち再
生比を高くとることができないため、本発明方法
の場合よりもエクセルギー効率が著しく低下する
ので好ましくない。 即ち、第２図に示す本発明方法と第４図に示す
比較例における再生器の温度と変換熱量（Ｔ―
Ｑ）の関係を示すと第５図の通りである。本発明
方法と比較例の方法のいづれにおいても、再生比
を0.1から0.5の範囲で変化させた場合、再生天然
ガスの凝縮曲線は、破線で示すように、再生比の
増加と共に図の右方へ移行する。しかし、液化天
然ガスの蒸発曲線は、比較例のものでは、実線で
示されるように再生比に関係なく一定であるが、
本願発明の方法においては、液化天然ガスの蒸発
曲線は再生比を付した実線で示されるように、再
生比の変化に応じて変化する。 このため、比較例の方法では再生比を大きくし
ていくと、再生比が0.5で凝縮曲線と蒸発曲線と
が交わり、再生天然ガスと液化天然ガスとの温度
差が無くなり、理論的にこれ以上熱交換を行えな
くなる。これに対し、本願発明方法では、再生比
を大きくしても、蒸発曲線が変化するため再生比
が0.5になつても凝縮曲線と蒸発曲線とが交わる
ことがなく、従つて、二流体間の温度差△ｔが最
小になる点（ピツチポイント）においても再生天
然ガスと液化天然ガスとの間に温度差を維持で
き、熱交換を行うことができることになる。第５
図からわかるように比較例でも本発明方法でも再
生比が増加するにつれて二流体間のΔt（温度差）
は小さくなるが同一の再生比においては本発明方
法の方が比較例よりもピンチポイント（Δtが最
小となる点）におけるΔtが大きい。 即ち、再生器の設計上本発明の方法の方が比較
例の場合よりも再生比を大きくすることができる
といえる。再生比と再生サイクルにおける出力は
比例関係にあり再生比が大きくなるということは
出力が大きくとれるということである。 従つて、二次媒体サイクルを除外した再生付液
化天然ガス直接膨張サイクルにおいては再生比が
大きければ大きいほど、即ち、比較例方式より本
発明方式の方が高出力が得られる。一方、二次媒
体ランキンサイクルを考慮した場合を考えると、
この場合も再生サイクルの出力については上記の
説明がそのままあてはまるので、ここでは二次媒
体ランキンサイクルの出力について考える。 二次媒体ランキンサイクルにおける二次媒体凝
縮器への液化天然ガスの入口温度は比較例、本発
明方法を問わず再生比のみにより決まる。 再生サイクルにおける出力の説明で述べたよう
に再生サイクルに対しては再生比が大きいほど出
力が大である。ところが再生比が大きくなると二
次媒体凝縮器への液化天然ガス入口温度が高くな
る。即ち、二次媒体ランキンサイクルにて利用で
きるエクセルギーが減少し出力が低下する。従つ
て、再生付LNG直接膨張＋二次媒体ランキンサ
イクル方式においては再生サイクルによる出力増
加は二次媒体ランキンサイクルにおける出力減少
につながりその又逆も成り立つ。従つて、再生サ
イクルによる出力増加をねらうか二次媒体ランキ
ンサイクルにおける出力増加をねらうかいずれが
より有効かを判断する事が必要である。しかし、
二次媒体ランキンサイクルにおいて回収できる最
大のエクセルギーは二次媒体をプロパンとしたと
き凝縮温度−40℃から仕事後の温度10℃の範囲に
制限されるため、常にプロパンサイクルでの出力
増加が再生サイクルでの出力減少分を上回ること
はない。これはプロパンランキンサイクルが−40
℃以上の温度範囲しかエクセルギーを回収できな
いのに対し再生サイクル側では−124.5℃以上の
広い温度範囲でエクセルギーを回収できるからで
ある。即ち、エクセルギー回収はより広い温度範
囲で利用できるランキンサイクルにて行うことが
より効果的である。 結局、再生付直接膨張＋二次媒体ランキンサイ
クル方式においては再生サイクル即ちLNGラン
キンサイクルで出力を得る方向、つまり再生比を
できるだけ高くできる方法が望ましく本発明方法
が比較例より高い出力が得られる方法であること
がわかる。 実施例 液化天然ガス貯蔵タンク１からポンプ２により
送出する液化天然ガスの供給量を100ton／hr、そ
の温度を−160℃、供給圧力50ataとし、装置外部
への天然ガスの送出温度＋10℃、供給圧力8.0ata
の条件下で、第２図の装置を用いて発電した。そ
の結果を再生サイクル系統の動作条件と共に第１
表に示す。 比較例 １〜２ 第１図の装置と第４図の装置を用い実施例１と
同じ機器を用いて発電した。その結果も第１表に
示す。なお、第４図の装置の再生サイクル系統の
動作条件は二次媒体サイクルにおける出力と再生
サイクル系統における出力との和が最大となるよ
うに設定した。
【表】
【表】
以上の説明から明らかなように、本発明方法に
よれば再生サイクルの付加により独立したランキ
ンサイクルを持つ場合と同様の出力増加がより簡
潔な機器構成により実現できる。また、再生サイ
クルを再生器の入口側（低温側）に戻すことによ
り同じ再生システムでも再生器の出力側（高温
側）に戻す場合よりも約６％の電力出力増加があ
る。 このように比較的少ないコスト増により出力が
向上することは現在の火力発電所における熱効率
が約40％でほとんど限界に達している状況下では
極めて有効な手段となる。 なお、本発明は上記実施例のみに限定されるも
のではなく種々に変形することができることは言
うまでもない。例えば、主膨張タービンを一基の
タービンで構成する代わりに高圧タービンと中低
圧タービンなどとを直列に接続して多段に構成し
てもよく、また、第２図において圧力変換手段と
して再生タービンを用いる代わりに第６図に示す
ように、主膨張タービンの途中から再生サイクル
系統へのガスまたは装置外部への燃料ガスを取り
出すようにしてもよい。 また、上記説明においては、直接膨張方式＋二
次媒体ランキン方式について説明したが、本発明
は直接膨張方式のみの場合にも有効であり、この
場合のフローは第２図、第３図に示すフローから
単に二次媒体ランキンサイクル系統を省略した形
となる。また、実際の発電量については、例え
ば、第１表の総発電量からランキンサイクルにお
けるG2出力をのぞいた値となる。
よれば再生サイクルの付加により独立したランキ
ンサイクルを持つ場合と同様の出力増加がより簡
潔な機器構成により実現できる。また、再生サイ
クルを再生器の入口側（低温側）に戻すことによ
り同じ再生システムでも再生器の出力側（高温
側）に戻す場合よりも約６％の電力出力増加があ
る。 このように比較的少ないコスト増により出力が
向上することは現在の火力発電所における熱効率
が約40％でほとんど限界に達している状況下では
極めて有効な手段となる。 なお、本発明は上記実施例のみに限定されるも
のではなく種々に変形することができることは言
うまでもない。例えば、主膨張タービンを一基の
タービンで構成する代わりに高圧タービンと中低
圧タービンなどとを直列に接続して多段に構成し
てもよく、また、第２図において圧力変換手段と
して再生タービンを用いる代わりに第６図に示す
ように、主膨張タービンの途中から再生サイクル
系統へのガスまたは装置外部への燃料ガスを取り
出すようにしてもよい。 また、上記説明においては、直接膨張方式＋二
次媒体ランキン方式について説明したが、本発明
は直接膨張方式のみの場合にも有効であり、この
場合のフローは第２図、第３図に示すフローから
単に二次媒体ランキンサイクル系統を省略した形
となる。また、実際の発電量については、例え
ば、第１表の総発電量からランキンサイクルにお
けるG2出力をのぞいた値となる。
第１図は従来の液化天然ガスの冷熱発電装置の
フローシートを示す系統図、第２図は本発明に係
る液化天然ガスの冷熱発電装置の一実施例のフロ
ーシートを示す系統図、第３図は本発明の他の実
施例のフローシートを示す系統図、第４図は参考
例のフローシートを示す系統図、第５図は再生器
における温度と交換熱量の関係を示すグラフ、第
６図は第２図に示す冷熱発電装置の変形例を示す
説明図である。 １……タンク、２，７，１４……ポンプ、３…
…凝縮器、４，６，８……熱交換器、５，９，１
５……タービン、１２……再生器、G1，G2，G3
……発電機。
フローシートを示す系統図、第２図は本発明に係
る液化天然ガスの冷熱発電装置の一実施例のフロ
ーシートを示す系統図、第３図は本発明の他の実
施例のフローシートを示す系統図、第４図は参考
例のフローシートを示す系統図、第５図は再生器
における温度と交換熱量の関係を示すグラフ、第
６図は第２図に示す冷熱発電装置の変形例を示す
説明図である。 １……タンク、２，７，１４……ポンプ、３…
…凝縮器、４，６，８……熱交換器、５，９，１
５……タービン、１２……再生器、G1，G2，G3
……発電機。
Claims (1)
- 【特許請求の範囲】 １ 液化天然ガスを昇圧、気化させて、その天然
ガスにより主膨張タービンを駆動する直接膨張サ
イクル系統を含む液化天然ガスの冷熱発電方法に
おいて、直接膨張サイクル系統の天然ガスの一部
を、直接膨張サイクル系統に設けた再生器により
液化天然ガスと熱交換させて再液化したのち、再
生器の入口側の液化天然ガス流路に帰還させるこ
とを特徴とする液化天然ガスの冷熱発電方法。 ２ 前記直接膨張サイクル系統の天然ガスの一部
を、再生膨張タービンにより所定圧力に調圧した
のち、前記再生器により再液化する特許請求の範
囲第１項記載の方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP13188980A JPS5756614A (en) | 1980-09-22 | 1980-09-22 | Cold heat power-generation using liquefied natural gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP13188980A JPS5756614A (en) | 1980-09-22 | 1980-09-22 | Cold heat power-generation using liquefied natural gas |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS5756614A JPS5756614A (en) | 1982-04-05 |
| JPS63602B2 true JPS63602B2 (ja) | 1988-01-07 |
Family
ID=15068511
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP13188980A Granted JPS5756614A (en) | 1980-09-22 | 1980-09-22 | Cold heat power-generation using liquefied natural gas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPS5756614A (ja) |
Families Citing this family (2)
| 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 |
| EP2898201B1 (de) * | 2012-09-18 | 2019-08-28 | Basf Se | Verfahren und anlage zur energiegewinnung bei der entspannung von prozesserdgas |
-
1980
- 1980-09-22 JP JP13188980A patent/JPS5756614A/ja active Granted
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPS5756614A (en) | 1982-04-05 |
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