JP2011032954A - 液化ガスの冷熱を利用した複合発電システム - Google Patents
液化ガスの冷熱を利用した複合発電システム Download PDFInfo
- Publication number
- JP2011032954A JP2011032954A JP2009181197A JP2009181197A JP2011032954A JP 2011032954 A JP2011032954 A JP 2011032954A JP 2009181197 A JP2009181197 A JP 2009181197A JP 2009181197 A JP2009181197 A JP 2009181197A JP 2011032954 A JP2011032954 A JP 2011032954A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- exhaust
- turbine
- power generation
- lng
- generation system
- 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.)
- Pending
Links
Images
Landscapes
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
【課題】LNGの気化に二酸化炭素を作動流体とするランキンサイクルを適用し、高熱源を小型ガスタービンの排熱とすることで、LNG気化に海水を必要としないLNG気化設備と、小型高効率の発電システムを実現する。
【解決手段】発電システム1が、LNGを燃料とするガスタービン2と、ガスタービンの排熱を回収する排熱回収ボイラ21と、排熱回収ボイラにおいて加熱された二酸化炭素から動力を得る二酸化炭素タービン3と、二酸化炭素タービンの排気二酸化炭素を凝縮させるコンデンサとを備え、コンデンサは、LNGラインに設けられ、排気二酸化炭素をLNGの気化に供される熱源として使用するとともに、使用後の排気二酸化炭素を排熱回収ボイラに循環させる。
【選択図】図1
【解決手段】発電システム1が、LNGを燃料とするガスタービン2と、ガスタービンの排熱を回収する排熱回収ボイラ21と、排熱回収ボイラにおいて加熱された二酸化炭素から動力を得る二酸化炭素タービン3と、二酸化炭素タービンの排気二酸化炭素を凝縮させるコンデンサとを備え、コンデンサは、LNGラインに設けられ、排気二酸化炭素をLNGの気化に供される熱源として使用するとともに、使用後の排気二酸化炭素を排熱回収ボイラに循環させる。
【選択図】図1
Description
本発明は、液化天然ガス(以下、LNGと称する。)などの液化ガスの冷熱を利用した複合発電システムに関する。
通常、極低温(約−162℃)のLNGを気化し常温まで加熱する場合には大量の海水が使用される。そこで、その冷熱エネルギーを有効利用する目的で、LNGの冷熱発電システムが既に数例設置されている。冷熱発電は、低熱源をLNG冷熱QL(LNGの潜熱と約−162℃から常温までの顕熱)、高熱源を海水の熱量Qhとするランキンサイクルとなり、A=Qh−QLがシステムから回収できるエネルギーとなる。ところが、通常の発電システムでは高熱源と低熱源の温度差が比較的低いため、移動する熱量のQh、QLと比較して回収動力Aすなわち発電量が相対的に小さくなって高価な発電設備となり、その普及は少ない。また必要となる海水量は、冷熱発電を設置しない場合は、熱量QL相当であるが、冷熱発電を採用すると熱量Qh相当となり、かえって、海水の使用量が増加するという欠点がある。
そこで、冷熱発電でなく、そのような廃熱および冷熱の有効利用を図るべく、例えば、液化燃料を気化する気化器と、この気化器で気化された燃料を加熱する加熱器と、加熱器で加熱された燃料の燃焼ガスにより水を蒸発させて水蒸気を発生する蒸気発生器と、蒸気発生器で発生した水蒸気により駆動される蒸気タービンと、この蒸気タービンを駆動した水蒸気を復水する復水器とを備え、復水器での冷却に用いられた冷却水(温排水)等によって液化燃料を気化することにより、蒸気発生器での水蒸気の発生に用いられた燃焼ガスから熱を回収して加熱器での燃料の加熱に用いるようにした発電システムが存在する(特許文献1参照)。
ところが上記装置では、極低温(約−162℃)のLNGを、ほぼ常温の空気と熱交換するため大きな温度差におけるエネルギー授受となり、大きなエクセルギーロス伴う冷熱回収となる。また極低温のLNGと空気の熱交換では霜の発生対策を含めて、熱交換システムのハード設計は難しい。また大型発電所に天然ガスを供給する上記気化設備が、大型発電所が稼動してないと機能しないと言う運用面の難点もある。
本発明は、このような従来技術の課題を鑑みて案出されたものであり、LNG冷熱を低熱源とし、気化するLNG量の約5%程度の燃料ガスを消費する比較的小型のガスタービンの排熱を高熱源とする、CO2を作動流体としたランキンサイクルを適用することにより、海水を不要とするLNG気化設備と、従来の冷熱発電より安い発電単価の冷熱発電システムを提供することを目的としている。
上記課題を解決するためになされた第1の発明は、液化ガスを燃料とするガスタービンと、前記ガスタービンによって駆動される第1発電機と、前記ガスタービンの排ガスでCO2を加熱することによって排熱を回収する排熱回収装置と、前記排熱回収装置において加熱されたCO2から動力を得るCO2タービンと、前記CO2タービンによって駆動される第2発電機と、前記CO2タービンから排気されたCO2を凝縮させるコンデンサとを備え、前記コンデンサは、前記排気されたCO2を前記液化ガスの気化に供される熱源として使用し、前記排熱回収装置は、前記コンデンサで使用された後のCO2を加熱する構成とする。
また、第2の発明として、前記コンデンサは、前記液化ガスの流路において、当該液化ガスの圧力レベルに応じて複数設けられ、当該複数のコンデンサには、前記CO2タービンから互いに温度が異なるCO2がそれぞれ供給される構成とすることができる。
また、第3の発明として、前記CO2タービンから前記コンデンサに至るCO2の往路流路を通過する前記CO2により、前記各コンデンサから前記排熱回収装置に至るCO2の復路流路に通過する前記CO2を加熱する加熱器を更に備えた構成とすることができる。
また、第4の発明として、前記排熱回収装置は、互い伝熱壁を介して隣接する前記排気CO2が通過する第1流路および前記排ガスが通過する第2流路を有し、前記排気CO2は、前記第1流路の流入部から排出部まで通過する間に前記排ガスから受熱し、前記第1流路は、前記流入部と前記排出部との間の中間部に前記排気CO2の少なくとも一部を注入する注入流路が設けられた構成とすることができる。
上記第1の発明によれば、LNGを気化する熱を、CO2を作動流体とするランキンサイクルの低熱源とすることにより、LNGの気化に必要となる海水が不要となる。また所内動力を賄う、小型ガスタービンの排ガスエネルギーを当該CO2ランキンサイクルの高熱源に利用することで、蒸気タービンを組み合えあせた複合サイクルと比較して、コンパクトで、かつ蒸気の復水器に海水などの冷却水を必要としない小規模高効率複合サイクル発電システムを実現できるという優れた効果を奏する。
また、上記第2の発明によれば、各コンデンサにおける熱交換の温度条件を適正化して液化ガスの冷熱をより有効に活用することが可能となり、CO2を作動流体としたランキンサイクルの効率を向上させることができる。
また、上記第3の発明によれば、循環するCO2の温度および圧力を適切に調整することが可能となり、CO2を作動流体としたランキンサイクルの効率をより向上させることができる。
また、上記第4の発明によれば、注入管から注入するCO2の量を適切に制御することにより、排熱回収装置内の各部(流入部、中間部、排出部)におけるCO2の温度のプロファイルを最適化することができ、高効率な熱交換を実施することができる。
また、上記第2の発明によれば、各コンデンサにおける熱交換の温度条件を適正化して液化ガスの冷熱をより有効に活用することが可能となり、CO2を作動流体としたランキンサイクルの効率を向上させることができる。
また、上記第3の発明によれば、循環するCO2の温度および圧力を適切に調整することが可能となり、CO2を作動流体としたランキンサイクルの効率をより向上させることができる。
また、上記第4の発明によれば、注入管から注入するCO2の量を適切に制御することにより、排熱回収装置内の各部(流入部、中間部、排出部)におけるCO2の温度のプロファイルを最適化することができ、高効率な熱交換を実施することができる。
以下、図1を参照しながら、本発明の実施形態に係る発電システムの構成について説明する。図1では、CO2やLNGの流れの方向を矢印で示している。
発電システム1は、気化されたLNGを燃料とするガスタービン2と、ガスタービン2の排ガスを熱源とするCO2タービン3とを備え、ガスタービン2およびCO2タービン3によりそれぞれ駆動される第1発電機4および第2発電機5で発電を行うものである。この発電システム1においては、LNGタンク6に貯蔵されたLNGが、LNGポンプ7によって所定の流量(ここでは、100t/hr)でLNGライン8を通して輸送され、輸送途中に設けられた複数(ここでは、2台)のコンデンサCa・Cbによって段階的に昇温および気化される。気化されたLNGは、その所定量(ここでは、4.6t/hr)がガスタービン2に送られるとともに、残量(ここでは、95.4t/hr)がLNGライン8から分岐する都市ガス向けの供給配管9に送られる。
この発電システム1においては、CO2はLNGの気化による低温熱源によって凝縮され、この密度が高くなったCO2に高温熱源であるガスタービン2の排ガスからの熱エネルギが供給される。このようなプロセスにより、エネルギが蓄積された作動流体であるCO2はCO2タービン3を回転させて発電を行う。
ガスタービン2では、コンデンサCa・Cbによって気化されたLNGの一部と、軸流式のコンプレッサ11で圧縮された燃焼用空気とが燃焼器12に送り込まれ、そこで圧縮空気と混合されたLNGが燃焼する。そして、この燃焼により発生した高温高圧の燃焼ガスの運動エネルギにより軸流式のタービン13を回転させる。第1発電機4は、ガスタービン2の出力軸2aに接続され、この出力軸2aの回転力を電力(ここでは、約20MWの出力)に変換する。
また、ガスタービン2には、その排熱を回収するための向流熱交換器として排熱回収ボイラ21が付設されている。排熱回収ボイラ21では、ガスタービン2からボイラ本体の煙道(第2流路)に供給された排ガス(燃焼ガス)と、この煙道内に配設された伝熱管(第1流路)22を流れるCO2との間で伝熱壁を介した熱交換が行われる。詳細は図示しないが、ボイラ本体内には伝熱管群からなる複数の加熱ユニットが設けられており、排ガスとCO2と効率的な熱交換が可能となっている。
CO2タービン3は、排熱回収ボイラ21で加熱されたCO2(すなわち、ガスタービン2の排熱)を高熱源とする一方、LNGのガス化の際の冷熱を低熱源とし、CO2を作動流体としたランキンサイクルにより、その出力軸3aに接続された第2発電機5によって高効率の発電(ここでは、約15MWの出力)を行う。CO2タービン3では、排熱回収ボイラ21から供給される高温高圧のCO2の運動エネルギにより図示しないタービン翼を回転させる。
CO2タービン3には、抽出または排出されたCO2(以下、排気CO2という。)をコンデンサCa・Cbまで輸送するための複数(ここでは、2系統)の往路配管La・Lbが接続されている。往路配管La・Lbには、各コンデンサCa・CbにおけるLNGの昇温および気化の条件に応じて、互いに異なる温度および圧力の排気CO2がCO2タービン3から供給される。往路配管La・Lbの下流側は、それぞれコンデンサCa・Cbを介して復路配管Ma・Mbへと連なる。復路配管Maには高圧用のフィードポンプ31が設けられており、復路配管Maの下流側は排熱回収ボイラ21に接続されている。また、復路配管Mbには低圧用のコンデンセートポンプ32が設けられており、復路配管Mbの下流側はコンデンサCaに接続されている。
往路配管Laおよび往路配管Lbには、それぞれ複数の加熱器Ha1・Ha2および加熱器Hb1・Hb2が設けられている。これらの加熱器Ha1・Ha2・Hb1・Hb2は、CO2タービン3からコンデンサCa・Cbに供給される比較的高温の排気CO2と、コンデンサCa・Cbから排熱回収ボイラ21に循環する比較的低温の排気CO2との間で熱交換を行って再生サイクルを実現するものである。復路配管Maで輸送されるCO2は、加熱器Hb1および加熱器Ha1に順に導入され、往路配管Lb・Laで輸送されるCO2と熱交換された後に排熱回収ボイラ21に戻される。同様に、復路配管Mbで輸送されるCO2は、加熱器Hb2および加熱器Ha2に順に導入され、往路配管Lb・Laで輸送されるCO2と熱交換された後にコンデンサCaに再び導入される。
次に、図2を参照しながら、発電システム1の動作の詳細について説明する。なお、図2に示す発電ステム1は、コンデンサ、加熱器、及びLNGポンプの数量および配置等について一部変更が加えられていることを除けば、図1に示した発電システム1と同様のシステムである。図2において、図1の場合と同様の構成要素については、同一の符号を付して詳細な説明を省略する。
発電システム1では、排熱回収ボイラ21において、ガスタービン2から供給された排ガスは加熱流体としてボイラ本体の一方側から導入されて図2中の水平方向に流れる。一方、CO2は、受熱流体として排ガスの流れに対向するように排熱回収ボイラ21の下流部(すなわち、排ガス流れの低温部)に導入され、伝熱管22を通して上流部(すなわち、排ガス流れの高温部)に向けて送られる。CO2は排ガスとの熱交換により超臨界状態(すなわち、臨界温度31℃、臨界圧力7.38MPa以上の状態)となり、最終的に得られた高温高圧(ここでは、温度:507℃、圧力:20MPaA)のCO2がCO2タービン3に導入される。超臨界状態のCO2は、蒸気の場合に比べて体積変化が小さいため、比較的簡易な構成でコンパクトな設備を実現できる。
CO2タービン3には、排気CO2をコンデンサCa・Cbまで輸送するための複数(ここでは、4系統)の往路配管La・Lb・Lc・Ldが接続されている。ここで、CO2タービン3からの排気CO2の温度および圧力は、往路配管Laに導入されるCO2(ここでは、温度:366℃、圧力:6.1MPaA)が最も高く、以下、往路配管Lbに導入されるCO2(ここでは、温度:306℃、圧力:3.5MPaA)、往路配管Lbに導入されるCO2(ここでは、温度:234℃、圧力:1.68MPaA)、及び往路配管Lbに導入されるCO2(ここでは、温度:165℃、圧力:0.74MPaA)の順により低温低圧となる。
往路配管La・Lb・Lc・Ldの下流側は、それぞれコンデンサCa・Cb・Cc・Cdを介して復路配管Ma・Mb・Mc・Mdへと連なる。コンデンサCa・Cb・Cc・Cdは、LNGライン8の下流側(すなわち、LNG流れの高温側)から上流側(すなわち、LNG流れの低温側)へと順に配置されている。また、復路配管Ma・Mcおよび分岐管Md1・Md2上には、それぞれCO2の流量を調節するためのバルブV1〜V4が設けられいる。
復路配管MaはコンデンサCbに接続されている。また、復路配管Mbには高圧用のフィードポンプ31が設けられており、復路配管Mbの下流側は分岐管Mb1・Mb2に分岐した後に排熱回収ボイラ21に接続されている。また、復路配管Mcには低圧用のコンデンセートポンプ32が設けられており、復路配管Mcの下流側はコンデンサCbに接続されている。また、復路配管Mdにはコンデンセートポンプ32よりも更に低圧用のコンデンセートポンプ33が設けられており、復路配管Mdの下流側はコンデンサCbに接続されている。
往路配管La・Lb・Lc・Ldには、それぞれ複数の加熱器Ha1〜Ha3、加熱器Hb1〜Hb3、加熱器Hc1・Hc2、及び加熱器Hd1・Hd2が設けられている。復路配管Maで輸送されるCO2(ここでは、温度:21℃、圧力:60MPaA)は、コンデンサCbに再び導入される。
復路配管Mbで輸送されるCO2(ここでは、温度:−0.9℃、圧力:3.4MPaA)は、排熱回収ボイラ21へ循環する。復路配管Mbに連なる分岐管Mb1で輸送される比較的低温のCO2は、加熱器Hc1および加熱器Ha1に順に導入され、往路配管Lc・Laで輸送される比較的高温のCO2と熱交換された後に排熱回収ボイラ21に戻される。また、分岐管Mb2で輸送される比較的低温のCO2は、加熱器Hd1および加熱器Hb1に順に導入され、往路配管Lc・Laで輸送される比較的高温のCO2と熱交換された後に排熱回収ボイラ21へ循環する。なお、分岐管Mb1・Mb2へにおけるCO2の流量は、バルブV5・V7により適切に調節することが可能である。
分岐管Mb1の下流側から更に分岐されたCO2注入管35は、排熱回収ボイラ21の伝熱管22の中間部に接続されている。このCO2注入管35から注入するCO2の量を、バルブV7を用いて適切に制御することにより、排熱回収ボイラ21内の各部(上流部、中間部、下流部)におけるCO2の温度のプロファイルを最適化することができる。すなわち、超臨界状態のCO2の比熱は高温程小さくなるが、中間部におけるCO2の注入により、排ガスの温度低下とCO2の温度上昇とを略一定の温度差で実現することが可能となり、高効率な熱交換を実施することができる。
復路配管Mcで輸送される比較的低温のCO2(ここでは、温度:−26.5℃、圧力:1.6MPaA)は、加熱器Hb3および加熱器Ha3に順に導入され、往路配管Lb・Laで輸送される比較的高温のCO2と熱交換された後にコンデンサCbに再び導入される。
復路配管Mdで輸送されるCO2(ここでは、温度:−49.4℃、圧力:0.7MPaA)は、コンデンサCbに再び導入される。復路配管Mdは、その下流側で分岐管Md1・Md2に分岐されている。分岐管Md1で輸送される比較的低温のCO2は、加熱器Hc2および加熱器Ha2に順に導入され、往路配管Lc・Laで輸送される比較的高温のCO2と熱交換された後にコンデンサCbに再び導入される。また、分岐管Md2で輸送される比較的低温のCO2は、加熱器Hd2および加熱器Hb2に順に導入され、往路配管Ld・Lbで輸送される比較的高温のCO2と熱交換された後にコンデンサCbに再び導入される。
上記発電システムでは、CO2タービン3の排気CO2を凝縮させるコンデンサCa・Cb・Cc・CdがLNGライン8に設けられ、排気CO2を熱源としてLNGを気化するとともに、熱交換後の排気CO2を排熱回収ボイラ21に循環させる構成としたため、従来の蒸気タービンの復水器に用いられるような海水等の冷却水を必要とすることなく、また、CO2は水蒸気と比べて比体積が小さいため、小型で高効率の発電システムを実現することができる。さらに、CO2は、空気や水に対して化学的に不活性であるため、配管系統や周辺設備の損傷が生じても漏洩による環境的なトラブルを回避することができるという利点もある。
また、上記発電システムでは、コンデンサCa・Cb・Cc・Cdが、LNGライン8におけるLNGの圧力レベルに応じて複数設けられ、しかもコンデンサCa・Cb・Cc・Cdには、CO2タービンから互いに温度が異なるCO2がそれぞれ供給される構成としたため、各コンデンサCa・Cb・Cc・Cdにおける熱交換の温度条件を適正化して、LNGの冷熱をより有効に活用することが可能となり、CO2を作動流体としたランキンサイクルの効率を向上させることができる。また、昇圧能力の異なるLNG用のポンプを効率的に使い分けることができるという利点もある。特に、CO2タービン3からコンデンサCa・Cb・Cc・Cdに対して供給される比較的高温の排気CO2により、熱交換後の比較的低温の排気CO2を加熱する加熱器Ha1〜Ha3、加熱器Hb1〜Hb3、加熱器Hc1・Hc2、及び加熱器Hd1・Hd2を備えるため、再生サイクルにより、ランキンサイクルの効率がより向上する。
本発明を特定の実施形態に基づいて詳細に説明したが、上記実施形態はあくまでも例示であって、本発明はこれらの実施形態によって限定されるものではない。例えば、本発明に係る発電システムにおいて、コンデンサ、加熱器、及びポンプの数量および配置は、システムの規模や使用環境に応じて種々の変更が可能であり、また、CO2の流路には圧力を調整するためのレギュレータを更に用いることもできる。
1 発電システム
2 ガスタービン
3 CO2タービン
4 第1発電機
5 第2発電機
6 LNGタンク
8 LNGライン(液化ガスの流路)
11 コンプレッサ
12 燃焼器
13 タービン
21 排熱回収ボイラ(排熱回収装置)
22 伝熱管
35 CO2注入管(注入流路)
C コンデンサ
H 加熱器
L 往路配管(CO2の往路流路)
M 復路配管(CO2の復路流路)
V バルブ
2 ガスタービン
3 CO2タービン
4 第1発電機
5 第2発電機
6 LNGタンク
8 LNGライン(液化ガスの流路)
11 コンプレッサ
12 燃焼器
13 タービン
21 排熱回収ボイラ(排熱回収装置)
22 伝熱管
35 CO2注入管(注入流路)
C コンデンサ
H 加熱器
L 往路配管(CO2の往路流路)
M 復路配管(CO2の復路流路)
V バルブ
Claims (4)
- 液化ガスを燃料とするガスタービンと、
前記ガスタービンによって駆動される第1発電機と、
前記ガスタービンの排ガスでCO2を加熱することによって排熱を回収する排熱回収装置と、
前記排熱回収装置において加熱されたCO2から動力を得るCO2タービンと、
前記CO2タービンによって駆動される第2発電機と、
前記CO2タービンから排気されたCO2を凝縮させるコンデンサと
を備え、
前記コンデンサは、前記排気されたCO2を前記液化ガスの気化に供される熱源として使用し、前記排熱回収装置は、前記コンデンサで使用された後のCO2を加熱することを特徴とする複合発電システム。 - 前記コンデンサは、前記液化ガスの流路において、当該液化ガスの圧力レベルに応じて複数設けられ、当該複数のコンデンサには、前記CO2タービンから互いに温度が異なるCO2がそれぞれ供給されることを特徴とする、請求項1に記載の複合発電システム。
- 前記CO2タービンから前記コンデンサに至るCO2の往路流路を通過する前記CO2により、前記各コンデンサから前記排熱回収装置に至るCO2の復路流路に通過する前記CO2を加熱する加熱器を更に備えたことを特徴とする、請求項2に記載の複合発電システム。
- 前記排熱回収装置は、互い伝熱壁を介して隣接する前記排気CO2が通過する第1流路および前記排ガスが通過する第2流路を有し、
前記排気CO2は、前記第1流路の流入部から排出部まで通過する間に前記排ガスから受熱し、
前記第1流路は、前記流入部と前記排出部との間の中間部に前記排気CO2の少なくとも一部を注入する注入流路が設けられたことを特徴とする、請求項1から請求項3のいずれかに記載の複合発電システム。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2009181197A JP2011032954A (ja) | 2009-08-04 | 2009-08-04 | 液化ガスの冷熱を利用した複合発電システム |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2009181197A JP2011032954A (ja) | 2009-08-04 | 2009-08-04 | 液化ガスの冷熱を利用した複合発電システム |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2011032954A true JP2011032954A (ja) | 2011-02-17 |
Family
ID=43762269
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2009181197A Pending JP2011032954A (ja) | 2009-08-04 | 2009-08-04 | 液化ガスの冷熱を利用した複合発電システム |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP2011032954A (ja) |
Cited By (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2011246710A (ja) * | 2010-05-28 | 2011-12-08 | General Electric Co <Ge> | ブレイトンサイクルによる液化天然ガスの再ガス化 |
CN103016084A (zh) * | 2013-01-04 | 2013-04-03 | 成都昊特新能源技术有限公司 | Lng冷能双透平发电*** |
CN103133070A (zh) * | 2013-01-27 | 2013-06-05 | 南京瑞柯徕姆环保科技有限公司 | 蒸汽朗肯-低沸点工质朗肯联合循环发电装置 |
JP2013124666A (ja) * | 2011-12-14 | 2013-06-24 | Nuovo Pignone Spa | 廃熱を回収するための閉サイクルシステム |
KR101353368B1 (ko) | 2012-06-04 | 2014-01-20 | 한국해양대학교 산학협력단 | Lng부하 연동형 열병합발전을 이용한 lng 기화시스템 |
JP2014020325A (ja) * | 2012-07-20 | 2014-02-03 | Toshiba Corp | タービンおよびタービン運転方法 |
JP2014020509A (ja) * | 2012-07-20 | 2014-02-03 | Toshiba Corp | シール装置、軸流タービン、および発電プラント |
JP2014037825A (ja) * | 2012-07-20 | 2014-02-27 | Toshiba Corp | タービン、及び発電システム |
JP2014519177A (ja) * | 2011-06-09 | 2014-08-07 | ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ | 燃料電池と往復動ガソリン/ディーゼルエンジンとのハイブリッドシステム |
WO2014171892A1 (en) * | 2013-04-18 | 2014-10-23 | Lien Chiow Tan | Green engine |
JP2014532833A (ja) * | 2011-11-02 | 2014-12-08 | 8 リバーズ キャピタル,エルエルシー | 発電システムおよび対応する方法 |
KR101559251B1 (ko) * | 2014-07-11 | 2015-10-14 | 서울대학교산학협력단 | 유기 랭킨 사이클 시스템 및 그 제어 방법 |
CN105507972A (zh) * | 2016-01-11 | 2016-04-20 | 宁波中金石化有限公司 | 一种芳烃工厂工艺余热的发电装置 |
US9399949B2 (en) | 2012-07-20 | 2016-07-26 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Turbine |
JP2016523330A (ja) * | 2013-05-30 | 2016-08-08 | ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ | 廃熱回収のシステム及び方法 |
KR20170124274A (ko) * | 2016-05-02 | 2017-11-10 | 대우조선해양 주식회사 | 복합 발전 시스템 및 이를 구비한 선박 |
JP2017210871A (ja) * | 2016-05-23 | 2017-11-30 | 日立オートモティブシステムズ株式会社 | 車載制御装置 |
CN109356676A (zh) * | 2018-12-09 | 2019-02-19 | 大连海事大学 | Lng动力船用燃料气化及冷热电三联供给***及方法 |
KR20190042246A (ko) * | 2017-10-16 | 2019-04-24 | 두산중공업 주식회사 | 압력차 발전을 이용한 복합 발전 시스템 |
CN109723555A (zh) * | 2017-10-30 | 2019-05-07 | 斗山重工业建设有限公司 | 利用压差发电的复合发电*** |
KR20190046081A (ko) * | 2017-10-25 | 2019-05-07 | 두산중공업 주식회사 | 액화 천연 가스의 냉열을 이용한 복합 발전 시스템 |
KR20190048177A (ko) * | 2017-10-30 | 2019-05-09 | 두산중공업 주식회사 | 압력차 발전을 이용한 복합 발전 시스템 |
KR20190056690A (ko) * | 2017-11-17 | 2019-05-27 | 두산중공업 주식회사 | 압력차 발전을 이용한 복합 발전 시스템 |
KR20190106953A (ko) * | 2019-09-03 | 2019-09-18 | 두산중공업 주식회사 | 압력차 발전을 이용한 복합 발전 시스템 |
KR20200145107A (ko) * | 2019-06-20 | 2020-12-30 | 삼성중공업 주식회사 | 액화가스 재기화 및 냉열 발전 시스템 |
CN114109541A (zh) * | 2021-11-24 | 2022-03-01 | 江苏科技大学 | 一种lng燃料动力船冷能全发电利用*** |
WO2022191121A1 (ja) * | 2021-03-09 | 2022-09-15 | 三菱重工マリンマシナリ株式会社 | 冷熱回収システムおよび船舶又は浮体 |
-
2009
- 2009-08-04 JP JP2009181197A patent/JP2011032954A/ja active Pending
Cited By (41)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2011246710A (ja) * | 2010-05-28 | 2011-12-08 | General Electric Co <Ge> | ブレイトンサイクルによる液化天然ガスの再ガス化 |
JP2014519177A (ja) * | 2011-06-09 | 2014-08-07 | ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ | 燃料電池と往復動ガソリン/ディーゼルエンジンとのハイブリッドシステム |
JP2014532833A (ja) * | 2011-11-02 | 2014-12-08 | 8 リバーズ キャピタル,エルエルシー | 発電システムおよび対応する方法 |
US10415434B2 (en) | 2011-11-02 | 2019-09-17 | 8 Rivers Capital, Llc | Integrated LNG gasification and power production cycle |
JP2013124666A (ja) * | 2011-12-14 | 2013-06-24 | Nuovo Pignone Spa | 廃熱を回収するための閉サイクルシステム |
KR101353368B1 (ko) | 2012-06-04 | 2014-01-20 | 한국해양대학교 산학협력단 | Lng부하 연동형 열병합발전을 이용한 lng 기화시스템 |
JP2014020325A (ja) * | 2012-07-20 | 2014-02-03 | Toshiba Corp | タービンおよびタービン運転方法 |
US9399949B2 (en) | 2012-07-20 | 2016-07-26 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Turbine |
JP2014020509A (ja) * | 2012-07-20 | 2014-02-03 | Toshiba Corp | シール装置、軸流タービン、および発電プラント |
JP2014037825A (ja) * | 2012-07-20 | 2014-02-27 | Toshiba Corp | タービン、及び発電システム |
US9488051B2 (en) | 2012-07-20 | 2016-11-08 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Axially balancing a turbine using low temperature exhaust |
CN103016084A (zh) * | 2013-01-04 | 2013-04-03 | 成都昊特新能源技术有限公司 | Lng冷能双透平发电*** |
CN103133070A (zh) * | 2013-01-27 | 2013-06-05 | 南京瑞柯徕姆环保科技有限公司 | 蒸汽朗肯-低沸点工质朗肯联合循环发电装置 |
CN103133070B (zh) * | 2013-01-27 | 2015-03-04 | 南京瑞柯徕姆环保科技有限公司 | 蒸汽朗肯-低沸点工质朗肯联合循环发电装置 |
WO2014171892A1 (en) * | 2013-04-18 | 2014-10-23 | Lien Chiow Tan | Green engine |
JP2016523330A (ja) * | 2013-05-30 | 2016-08-08 | ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ | 廃熱回収のシステム及び方法 |
KR101559251B1 (ko) * | 2014-07-11 | 2015-10-14 | 서울대학교산학협력단 | 유기 랭킨 사이클 시스템 및 그 제어 방법 |
CN105507972A (zh) * | 2016-01-11 | 2016-04-20 | 宁波中金石化有限公司 | 一种芳烃工厂工艺余热的发电装置 |
KR20170124274A (ko) * | 2016-05-02 | 2017-11-10 | 대우조선해양 주식회사 | 복합 발전 시스템 및 이를 구비한 선박 |
KR102452417B1 (ko) * | 2016-05-02 | 2022-10-07 | 대우조선해양 주식회사 | 복합 발전 시스템 및 이를 구비한 선박 |
JP2017210871A (ja) * | 2016-05-23 | 2017-11-30 | 日立オートモティブシステムズ株式会社 | 車載制御装置 |
KR20190042246A (ko) * | 2017-10-16 | 2019-04-24 | 두산중공업 주식회사 | 압력차 발전을 이용한 복합 발전 시스템 |
US10968826B2 (en) | 2017-10-16 | 2021-04-06 | DOOSAN Heavy Industries Construction Co., LTD | Combined power generation system using pressure difference |
KR102023003B1 (ko) * | 2017-10-16 | 2019-11-04 | 두산중공업 주식회사 | 압력차 발전을 이용한 복합 발전 시스템 |
KR20190046081A (ko) * | 2017-10-25 | 2019-05-07 | 두산중공업 주식회사 | 액화 천연 가스의 냉열을 이용한 복합 발전 시스템 |
KR101994535B1 (ko) * | 2017-10-25 | 2019-06-28 | 두산중공업 주식회사 | 액화 천연 가스의 냉열을 이용한 복합 발전 시스템 |
CN109723555A (zh) * | 2017-10-30 | 2019-05-07 | 斗山重工业建设有限公司 | 利用压差发电的复合发电*** |
KR102178917B1 (ko) * | 2017-10-30 | 2020-11-13 | 두산중공업 주식회사 | 압력차 발전을 이용한 복합 발전 시스템 |
KR20190048177A (ko) * | 2017-10-30 | 2019-05-09 | 두산중공업 주식회사 | 압력차 발전을 이용한 복합 발전 시스템 |
US11261783B2 (en) | 2017-10-30 | 2022-03-01 | Doosan Heavy Industries & Construction Co., Ltd. | Combined power generation system employing pressure difference power generation |
KR102032480B1 (ko) * | 2017-11-17 | 2019-10-15 | 두산중공업 주식회사 | 압력차 발전을 이용한 복합 발전 시스템 |
KR20190056690A (ko) * | 2017-11-17 | 2019-05-27 | 두산중공업 주식회사 | 압력차 발전을 이용한 복합 발전 시스템 |
CN109356676A (zh) * | 2018-12-09 | 2019-02-19 | 大连海事大学 | Lng动力船用燃料气化及冷热电三联供给***及方法 |
CN109356676B (zh) * | 2018-12-09 | 2023-10-24 | 大连海事大学 | Lng动力船用燃料气化及冷热电三联供给***及方法 |
KR20200145107A (ko) * | 2019-06-20 | 2020-12-30 | 삼성중공업 주식회사 | 액화가스 재기화 및 냉열 발전 시스템 |
KR102234665B1 (ko) * | 2019-06-20 | 2021-04-02 | 삼성중공업(주) | 액화가스 재기화 및 냉열 발전 시스템 |
KR102236132B1 (ko) * | 2019-09-03 | 2021-04-06 | 두산중공업 주식회사 | 압력차 발전을 이용한 복합 발전 시스템 |
KR20190106953A (ko) * | 2019-09-03 | 2019-09-18 | 두산중공업 주식회사 | 압력차 발전을 이용한 복합 발전 시스템 |
WO2022191121A1 (ja) * | 2021-03-09 | 2022-09-15 | 三菱重工マリンマシナリ株式会社 | 冷熱回収システムおよび船舶又は浮体 |
CN114109541A (zh) * | 2021-11-24 | 2022-03-01 | 江苏科技大学 | 一种lng燃料动力船冷能全发电利用*** |
CN114109541B (zh) * | 2021-11-24 | 2023-10-27 | 江苏科技大学 | 一种lng燃料动力船冷能全发电利用*** |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP2011032954A (ja) | 液化ガスの冷熱を利用した複合発電システム | |
JP6245404B1 (ja) | 燃焼装置および発電設備 | |
US11274575B2 (en) | Gas turbine plant and operation method therefor | |
JP7160493B2 (ja) | コンバインドサイクル発電所のための有機ランキンサイクル | |
JP2012149541A (ja) | 排熱回収発電装置および船舶 | |
US11300010B2 (en) | Cooling equipment, combined cycle plant comprising same, and cooling method | |
KR20150089110A (ko) | 가변용량 orc 분산발전시스템 | |
EP3458688B1 (en) | Cogenerative organic rankine cycle system | |
US20190170025A1 (en) | Renewable Energy Process and Method Using a Carbon Dioxide Cycle to Produce Work | |
JP6168866B2 (ja) | 液化天然ガス冷熱発電システム | |
JP2018123756A (ja) | 熱サイクル設備 | |
JP4666641B2 (ja) | エネルギー供給システム、エネルギー供給方法、及びエネルギー供給システムの改造方法 | |
KR102621628B1 (ko) | 복합 사이클 발전소용 이중 사이클 시스템 | |
KR20100057573A (ko) | 냉매 기화열을 이용한 증기터빈 복수기 시스템 | |
KR20150094190A (ko) | 소형 열병합 orc발전시스템 | |
JP7121185B2 (ja) | 天然ガス再ガス化を含む発電プラント | |
CN110107368B (zh) | 蒸汽冷凝方法、蒸汽冷凝***及发电*** | |
WO2021106986A1 (ja) | 蒸気発生装置及び排熱回収プラント | |
CN209976590U (zh) | 蒸汽冷凝***及发电*** | |
JP2024038830A (ja) | 熱機関システム | |
BR112020010611B1 (pt) | Aparelho para a geração de energia elétrica e processo para a geração de energia elétrica | |
US20170306807A1 (en) | Systems and Methods for Improving Power Plant Efficiency | |
RU2021139609A (ru) | Геотермальная энергосистема централизованного теплоснабжения |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
RD02 | Notification of acceptance of power of attorney |
Effective date: 20110810 Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7422 |