JP2022538725A - コンバインドサイクル発電プラント用のデュアルサイクルシステム - Google Patents
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Abstract
ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントは、圧縮空気を発生させるための圧縮機、燃焼ガスを生成するために燃料および圧縮空気を受け取ることができる燃焼器、および燃焼ガスを受け取り、排気ガスを発生させるためのタービンを備えるガスタービンエンジンと、排気ガスからの熱を利用して水から蒸気を発生させるための熱回収蒸気発生器と、熱回収蒸気発生器により発生された蒸気から動力を生み出すための蒸気タービンと、ガス化された燃料から動力を生み出すための燃料再ガス化および膨張システムと流体連通し、その下流に配置された燃料再ガス化および膨張システムと、ガス化された燃料から動力を生み出すため燃料再ガス化および膨張システムと流体連通し、その下流に配置された燃料膨張タービンとを具備する。実施例では、上記発電プラントは、熱回収蒸気発生器からの熱入力を使用するオーガニックランキンサイクル（ＯＲＣ）を含むことができる。ＯＲＣは、ＯＲＣ内部で熱を再配分するために回収熱交換器を利用できる。
Description
この文書は、限定としてではないが、概して、ガスタービンエンジン、熱回収蒸気発生器、および蒸気タービンを利用するコンバインドサイクル発電プラントに関係する。とりわけ、限定としてではないが、本出願は、液化天然ガス冷熱エネルギーを利用するものなどの補助的なサイクルの追加を介してコンバインドサイクル発電プラントの効率を高めるためのシステムに関する。
ガスタービンコンバインドサイクル（ＧＴＣＣ）発電プラントでは、ガスタービンエンジンが、軸動力を使用する発電機を用いて電気を直接発電するために運転されることがある。ガスタービンエンジンの高温排気ガスが、さらに発電するために蒸気タービン軸を回転させるために使用されることが可能な蒸気を熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）の内部で発生させるために追加で使用されることがある。
天然ガスは、ガスタービンエンジン用の燃料としてＧＴＣＣ発電プラントではしばしば使用される。天然ガスは、世界的に２番目に大きなエネルギー源であり、当分のあいだその地位に留まることが期待される。天然ガス市場の主要な構成要素は、世界中に天然ガスを輸送するために使用される液化天然ガス（ＬＮＧ）である。典型的には、ＬＮＧは、現在のところ、ＬＮＧが受け入れられる受入基地において海水からの熱を使用してオープンラック式気化器を介して再ガス化される。再ガス化プロセスは、海水の局所冷却という結果をもたらし、これが海洋生物への悪影響を含め環境上の難題を提起する。
オーガニックランキンサイクル（ＯＲＣ）は、熱源として海水を使用するＬＮＧに利用可能な冷熱エネルギーの利点を使用してきている。しかしながら、このようなシステムは、その用途を限定されることがある。
液体天然ガス再ガス化および膨張システムの例が、Ａｍｉｒらによる特許文献１、Ｍｉｎｔａらによる特許文献２、およびＯｏｋａらによる特許文献３号に記載されている。
本発明者は、とりわけ、ＧＴＣＣ発電プラントにおいて解決すべき問題がＬＮＧからの本来的な冷熱エネルギーの非効率的な利用を含み得ることを認識している。かなりの量のエネルギーが、容易に貯蔵され輸送され得る低温（約－１６０℃）ＬＮＧを生成するために天然ガスを冷却し液化するために消費される。低温ＬＮＧから利用可能な本来的な冷熱エネルギー／エクセルギーは、再ガス化中には効率的に利用されていない。
本主題は、熱源として熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）からの低圧水およびコールドシンクとしてＬＮＧを利用するためにオーガニックランキンサイクル（ＯＲＣ）を使用することによるなどの、この問題および他の問題に対する解を提供するのに役立ち得る。並行して、直接天然ガス膨張サイクルもまた、加圧し再ガス化した燃料を膨張させることにより電力を作り出す。デュアルサイクルシステムへのＯＲＣサイクルと燃料膨張サイクル（直接天然ガス膨張サイクル）との組み合わせが、発電するための追加のタービンに動力を与えるために利用されることが可能であり、ＧＴＣＣ発電プラントの総合的な効率を向上させる。
ある実施例では、ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントは、ガスタービンエンジンと、熱回収蒸気発生器と、蒸気タービンと、燃料再ガス化システムおよび燃料膨張タービン（一括して「燃料再ガス化および膨張システム」とも本明細書では呼ばれる）を備えることができる。上記ガスタービンエンジンは、圧縮空気を発生させるための圧縮機と、燃焼ガスを生成するために燃料および上記圧縮空気を受け取ることができる燃焼器と、上記燃焼ガスを受け取り、排気ガスを発生させるためのタービンとを備えることができる。上記熱回収蒸気発生器は、上記排気ガスからの熱を利用して水から蒸気を発生させるように構成されことが可能である。上記蒸気タービンは、上記熱回収蒸気発生器により発生された蒸気から動力を生み出すように構成されることが可能である。上記燃料再ガス化システムは、上記流体を液体からガスへ変換するための上記燃焼器と流体連通されそして上流に配置されるように構成されることが可能である。上記燃料膨張タービンは、ガス化された燃料から動力を生み出すための上記燃料再ガス化プロセスと流体連通されそしてその下流に配置されるように構成されることが可能である。
もう１つの実施例では、ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントとの動作のためのオーガニックランキンサイクル（ＯＲＣ）システムは、流体をポンプで送るための流体ポンプと、上記流体を膨張させるため上記流体ポンプと流体連通し、その下流に配置されたＯＲＣタービンと、上記ＯＲＣタービンの出口と上記ポンプの入口との間の上記流体を冷却するように構成された燃料用の再ガス化システムと、上記ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントの熱回収蒸気発生器からの熱を用いて上記流体を加熱するために上記ポンプの出口と上記ＯＲＣタービンの入口との間に設置された第１の熱交換器と、再ガス化された燃料が上記ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントのガスタービンエンジンに入る前に上記再ガス化された燃料から動力を生み出すための燃料膨張タービンとを備えることができる。
さらなる実施例では、ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントを動作させる方法は、作動ポンプを使用して閉ループを通る作動流体を循環させるステップと、上記ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントからの熱を使用して第１の熱交換器を用いて上記作動流体を加熱するステップと、作動流体タービンを通る上記加熱された作動流体を膨張させるステップと、液体燃料再ガス化プロセスを用いて上記タービンを出る上記作動流体を凝縮するステップと、燃料タービンを通るガス燃料を膨張させるステップと、上記作動流体タービンおよび上記燃料タービンを用いて電力を発電するステップとを含むことができる。
この概要は、本特許出願の主題の概要を提供するものである。これは、発明の排他的な説明または網羅的な説明を提供するものではない。詳細な説明は、本特許出願に関するさらなる情報を提供するために含まれる。
図面では、必ずしも等尺で描かれる必要がなく、同様の番号が、異なる図において類似の構成要素を記述することがある。異なる添え字を有する同様の番号は、類似の構成要素の異なる事例を表すことができる。図面は、概して、例としてではあるが限定としてではなく、本明細書で論じる様々な実施形態を図解する。
図１は、ガスタービンエンジン（ＧＴＥ）１２、熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）１４および蒸気タービン１６を有する従来型のガスタービンコンバインドサイクル（ＧＴＣＣ）発電プラント１０を図解する模式図である。ＧＴＥ１２は、発電機１８と協働して使用されることがあり、そして蒸気タービン１６は、発電機２０と協働して使用されることがある。発電プラント１０はまた、凝縮器２２、燃料ガスヒータ３０、凝縮液ポンプ４０および給水ポンプ４２も含むことができる。ＨＲＳＧ１４は、低圧部４４、中間圧部４６および高圧部４８を含むことができる。凝縮器２２は、冷却システムの一部を形成でき、そして海水貫流冷却を用いる表面凝縮器を備えることができる。ＧＴＥ１２は、圧縮機５０、燃焼器５２およびタービン５４を含むことができる。蒸気タービン１６は、ＩＰ／ＨＰスプール５６およびＬＰスプール５８を含むことができる。
図２および図３を参照して下記に非常に詳細に論じられるように、水は、ＨＲＳＧ１４から供給されることが可能であり、オーガニックランキンサイクル（ＯＲＣ）システム（図３のＯＲＣシステム７０）ならびに液体天然ガス（ＬＮＧ）再ガス化および膨張システム（図３のＬＮＧ再ガス化および膨張システム７２）を用いて熱交換機能を提供できる。ＧＴＣＣ発電プラント１０の動作が、図１を参照して説明され、ＯＲＣシステム７０ならびにＬＮＧ再ガス化および膨張システム７２を用いないで動作する。
周囲空気Ａは、圧縮機５０に入り得る。圧縮空気が、燃焼器５２へ送り込まれ、燃料源６０からの燃料と混合され、この燃料源６０が、天然ガスまたは再ガス化ＬＮＧの供給源であってもよい。圧縮機５０からの圧縮空気は、燃焼器５２での燃焼のために燃料と混合されて、タービン５４を回転させるための高エネルギーガスを生成する。タービン５４の回転は、圧縮機５０および発電機１８を駆動するための回転軸動力を生成するために使用される。排気ガスＥは、ＨＲＳＧ１４に向けられ、ＨＲＳＧにおいて排気ガスＥは、蒸気を生成するために高圧部４８、中間圧部４６および低圧部４４内の適切な水／蒸気配管と接する。蒸気は、蒸気ライン６１Ｃ、６１Ｂおよび６１Ａを介して蒸気タービン１６のＩＰ／ＨＰスプール５６およびＬＰスプール５８へ配送されて、発電機２０を運転するための回転軸動力を生み出す。排気ガスＥは、煙突などのいずれかの適切なベント手段を利用してＨＲＳＧ１４を出ることができる。ＨＲＳＧ１４は、可能性として環境に有害な物質を除去するために排気ガスＥを調整するための適切な手段を追加で含むことができる。例えば、ＨＲＳＧ１４は、選択触媒還元（ＳＣＲ）排出量削減ユニットを含むことができる。
ＨＲＳＧ１４からの水はまた、矢印Ｘ－Ｘにより示されるように、水ライン６６Ａを用いて燃料ガスヒータ３０のところで燃料加熱を実行するために使用されることがあり、そして水は次いで、ライン６６Ｃおよび６６Ｄを介して低圧部４４へ戻されることがある。
ＨＲＳＧ１４の低圧部４４の下流の燃料ガスに残っている熱は、典型的には廃棄され、ＨＲＳＧ１４を出る排気ガスＥの温度の上昇という結果だけをもたらす。本開示では、ＯＲＣシステム７０（図３）は、ＨＲＳＧ１４ならびに再ガス化および膨張システム７２（図３）からの低温ＬＮＧに熱伝達で接続されることが可能であり、電力を発電するために１つまたは複数の追加のタービンを回転させる。
図２は、熱源としてのＨＲＳＧ１４からの水ならびにコールドシンクとしての再ガス化および膨張システム７２（図３）からの液化天然ガス（ＬＮＧ）を使用するＯＲＣシステム７０（図３）を含むように本開示にしたがって修正された図１のガスタービンコンバインドサイクル（ＧＴＣＣ）発電プラント１０を図解する模式図である。図２は、図１と同じまたは機能的に等価な構成要素を示すために適切である場合には同じ参照番号を利用し、新しい参照番号が追加の構成要素を示すために追加されることをともなう。
特に、ライン７４Ａおよび７４Ｂが、ＨＲＳＧ１４の動作に第１の熱交換器７６および第２の熱交換器７８を接続するために追加される。図示した例では、熱交換器７６および７８は、並列に接続されて示される。他の実施例では、熱交換器７６および７８が、直列に接続されてもよく、いずれか一方が第１であるように構成されることをともなう。図３を参照して論じたように、第１の熱交換器７６は、ＯＲＣシステム７０の一部分を構成することができ、そして第２の熱交換器７８は、ＬＮＧ再ガス化および膨張システム７２の一部分を構成することができる。ＯＲＣシステム７０ならびにＬＮＧ再ガス化および膨張システム７２は、ＧＴＣＣ発電プラント１０の総合的な効率および出力を大きくするために、図２に示したように、ＧＴＣＣ発電プラント１０と動作することに組み込まれることが可能であるデュアルサイクルシステム８０を一緒に構成する。
ライン７４Ａは、低圧部４４のところでＨＲＳＧ１４から低圧水を取り出すように設置されることが可能である。他の実施例では、ライン７４Ａは、中間圧部４６または高圧部４８に接続されてもよい。複数の実施例では、ライン７４Ａは、ＨＲＳＧ１４から蒸気を取り出すように構成されてもよい。低圧部４４からのライン７４Ａ内の追加の低圧水は、生成されないまたは利用されない場合には別の方法では廃棄される熱を含有する。ＯＲＣシステム７０ならびに再ガス化および膨張システム７２は、ＧＴＣＣ発電プラント１０の性能に影響を与えずにこの容易に利用可能な熱源を利用できて、追加の動力を発電しそしてＧＴＣＣ発電プラント１０の総合的な効率を大きくする。ライン７４Ｂは、熱交換器７６および７８においてＯＲＣシステム７０ならびに再ガス化および膨張システム７２によって冷却された低圧水を低圧部４４の入口へ戻すことができて、排気ガスＥがＨＲＳＧ１４を出て大気にベントされる前に排気ガスＥをさらに冷却する。
図３は、ＯＲＣシステム７０ならびに再ガス化および膨張システム７２を含んでいるデュアルサイクルシステム８０を図解する模式図である。ある実施例、ＯＲＣシステム７０では、プロパンが作動流体として使用されることがあり、ＯＲＣシステム７０が、作動流体ポンプ８２、第４の熱交換器（回収熱交換器として機能する）８４、第１の熱交換器（プロパン過熱ヒータとして機能する）７６、作動流体タービン８６および第３の熱交換器（プロパン凝縮器として機能する）８８を含むことができる。再ガス化および膨張システム７２は、燃料源６０、燃料ポンプ９０、第３の熱交換器（燃料蒸発器として機能し、また「ガス化熱交換器」とも本明細書においては呼ばれる）８８、第２の熱交換器（燃料過熱ヒータとして機能する）７８および燃料タービン９２を備えることができる。作動流体タービン８６および燃料タービン９２は、発電機９４を駆動するように構成されることが可能である。再ガス化および膨張システム７２は、燃料ガスヒータ３０および燃焼器５２に流体結合されることが可能である。
図１のシステムと比較して、追加の動力が、作動流体タービン８６および燃料タービン９２を使用して発電されることが可能である。ＯＲＣシステム７０では、熱エネルギーは、ＧＴＣＣ発電プラント１０から、熱交換器７６においてＨＲＳＧ１４の低圧部４４から取り出されることが可能である。熱交換器８８が、作動流体を凝縮するためにコールドシンクとして使用されることが可能である。さらにその上、再ガス化および膨張システム７２では、熱エネルギーが、ＧＴＣＣ発電プラント１０から、熱交換器７８においてＨＲＳＧ１４の低圧部４４から取り出されることが可能であり、この熱エネルギーは燃料タービン９２へ送り込まれる燃料の温度を高くできる。デュアルサイクルシステム８０は、ＨＲＳＧ Ｅ（図２）を出る排気ガスの温度を下げることができる。ＬＮＧが（標準的な天然ガスに比して）向上した燃料品質を有しそして硫黄を含有しないという理由で、図２のシステムの煙突温度を図１のＧＴＣＣ発電プラントなどの従来型のＧＴＣＣ発電プラントよりも低くなることが容認される。
ある実施形態では、ＯＲＣシステム７０の作動流体は、プロパン（Ｃ３Ｈ８）であってもよい。しかしながら、他の実施形態では、他の流体が使用されてもよい。例えば、様々な有機化合物が使用されてもよい。他の実施形態では、ＣＯ２、炭化水素流体、アンモニア（ＮＨ３）およびＨ２Ｓが使用されてもよい。他の流体が熱効率の増加をもたらし得るとはいえ、プロパンが産業では一般的に使用される。
図３は、デュアルサイクルシステム８０内部の場所を特定するためにカッコ付き参照番号（１）～（１３）を用いて提供されている。場所（１）～（１３）は、システム８０の動作を論じるために図３を参照して説明される。場所（１）～（１３）はまた、図４の温度－エントロピー（Ｔ－ｓ）図および図５のプロセスフローチャートにマッピングされる。
低圧水は、場所（１）のところでＨＲＳＧ１４から取り出される。この低圧水は、図２に示したように並列に第１の熱交換器７６および第２の熱交換器７８に供給されることが可能である。この低圧水が熱交換器７６および７８内で冷却された後で、例えば、熱が低圧水から取り出されてＯＲＣシステム７０内の作動流体ならびに再ガス化および膨張システム７２の燃料の温度を高めた後で、低圧水は、場所（２）のところでＨＲＳＧ１４に戻されることが可能である。
ＯＲＣシステム７０は、ＯＲＣシステム７０用の凝縮器ならびに再ガス化および膨張システム７２用のガス化器として機能できる第３の熱交換器８８のところで開始できる。第３の熱交換器８８のところでは、プロパンガスが場所（３）のところで凝縮されることが可能であり、作動流体ポンプ８２へと流れることができる。液体プロパンは、（４）のところでより高い圧力へポンプ８２により送られることが可能であり、次いで（５）のところで回収熱交換器８４を使用してより高い温度に加熱されることが可能である。第１の熱交換器７６は、（６）のところでプロパンをガス化できそして過熱できる。過熱されたプロパンは、次いで、作動流体タービン８６に引き継がれることが可能であり、この作動流体タービンでは過熱されたプロパンが（７）のところで膨張されることが可能である。最後に、プロパンは、回収熱交換器８４を通過でき、この回収熱交換機では、プロパンが液体に凝縮される第３の熱交換器８８へ戻る前にプロパンが（８）のところで冷却される。
燃料源６０からの液体天然ガスは、（９）のところでポンプ９０へ流れることができる。ポンプ９０は、（１０）のところで液体天然ガスの温度および圧力を高めることができる。次に、液体天然ガスは、（１１）のところで気化できる第３の熱交換器８８を通って流れることができる。気化した天然ガスは次いで、（１２）のところで第２の熱交換器７８内で過熱されることが可能である。燃料タービン９２が次いで、（１３）のところで過熱された天然ガスを膨張させるために使用されることが可能である。最後に、天然ガスは、燃料ガスヒータ３０を通過し、次いでガスタービンエンジン１２（図２）内での燃焼のために燃焼器５２へと進む。
作動流体タービン８６および燃料タービン９２は、それぞれ作動流体（例えば、プロパン）および燃料（例えば、天然ガス）からエネルギーを取り出すために使用されることが可能である。実施例では、タービン８６および９２は、発電機９４などの単一の発電機を駆動するために共通軸に結合されことが可能である。他の実施例では、タービン８６および９２の各々は、別々の独立した発電機を駆動するために別々の出力軸を設けられることが可能である。
ＧＴＣＣ発電プラント１０、ＯＲＣシステム７０ならびに燃料再ガス化および膨張システム７２の動作は、ソフトウェアを用いてモデル化されることが可能であり、ある実施例では、ＧＴＣＣシステム１０がＧＴＰｒｏソフトウェアを使用してモデル化され、そしてデュアルサイクルシステム８０がＥｂｓｉｌｏｎソフトウェアを用いてモデル化された。モデリング目的用の例示的な発電プラントは、先進クラスのガスタービンを使用する２つの２オン１ＧＴＣＣパワーアイランドの配置を含むことができる。蒸気ボトミングサイクルは、再加熱をともなう３つの圧力レベル（ＨＰ、ＩＰおよびＬＰ）を特徴とする典型的なＨＲＳＧ配置に基づく。シミュレーションは、カリブ領域の典型的な周囲条件：１．０１３バール、２８℃の乾燥管壁温度、および８５％の相対湿度に基づいた。ＬＮＧが純メタン（ＣＨ４）から構成されると仮定した。
２つのケースがシミュレーションされた。第１の基本ケースでは、図１の従来型のＧＴＣＣ発電プラント１０が、液体天然ガス（ＬＮＧ）燃料を使用して、ＧＴＰｒｏソフトウェアを使用してシミュレーションされた。第２の改善したケースでは、図２の改造したＧＴＣＣ発電プラント１０が、ＬＮＧ燃料、ならびにＯＲＣシステム７０と再ガス化および膨張システム７２とを用いるデュアルサイクルシステム８０を使用してシミュレーションされた。シミュレーション結果は、０．７３％ポイントのプラント正味効率（ＬＨＶ）の増加が実現され得ることを示した。
改善したケース（図２）は、基本ケース（図１）と比較して、ＧＴＣＣシステム１０の出力に負の影響を与えないという結果をもたらす。そうであるから、発電機９４により生成される追加の動力が、ほとんどコストをかけずにまたはコストをかけずに得られることが可能である。
本出願の改善したケースでは、ＨＲＳＧ１４の煙突温度が、従来型のコンバインドサイクルよりも低くされ得る。シミュレーションしたケースに関して、煙突温度は、約６０℃に低下され得る。このような温度は、Ａ）ＬＮＧが「硫黄なしの」燃料であると考えられ、そのため燃料ガス露点に関する懸念が軽減される、およびＢ）上記温度が適切な回復力（５０℃、典型例）で煙突へと排出するための最低燃料ガス温度よりもまだ高い、という理由で許容可能である。
図４は、図３の場所（１）と（２）との間のＨＲＳＧ１４、ＯＲＣシステム７０ならびに再ガス化および膨張システム７２からの低圧水の温度－エントロピー（Ｔ－ｓ）図を示しているグラフである。図４は、ＨＲＳＧ１４内の場所（１）と（２）との間で利用可能な「自由」熱エネルギーおよび燃料源６０のところなどの液体天然ガスから利用可能なコールドシンクを利用することによって、ＯＲＣシステム７０が、タービン８６のところで軸動力を得るために駆動され得ることを示している。さらにその上、液体天然ガスは、燃料タービン９２を駆動するためにＯＲＣシステム７０および（１）と（２）との間のＨＲＳＧ１４からの水の両方を用いて加熱されることが可能である。図２によって描かれたような発明の実施形態では燃料ガスヒータ３０（燃料タービン９２の下流）に供給される天然ガスの温度は、図１によって描かれたような典型的なＬＮＧガス化システムによって燃料ガスヒータ３０へ供給される天然ガスの温度と実質的に同じである。
図５は、図３のデュアルサイクルシステム８０を動作させるための方法１００のステップを図解する線図である。ステップ１０２において、有機作動流体が、ポンプ８２などのポンプを使用して閉回路ループを通って循環されることが可能である。ステップ１０４において、ポンプ８２を出る有機作動流体は、ＯＲＣシステム７０の別の部分からの熱を使用して回収熱交換器８４により加熱されることが可能である。ステップ１０６において、有機作動流体は、ＨＲＳＧ１４からの熱を使用して第１の熱交換器７６を用いて過熱されることが可能である。ステップ１０８において、過熱されガス化された作動流体は、タービン８６で膨張されることが可能である。ステップ１１０において膨張した作動流体は、冷却のために回収熱交換器８４を通過することが可能である。ステップ１１２において、作動流体は、ポンプ８２へ戻る前に第３の熱交換器８８を使用して液体へと凝縮されることが可能である。
ステップ１１４において、燃料は、ポンプ９０を使用して燃料源６０からポンプで送られることが可能である。燃料は、第３の熱交換器８８へポンプで送られることが可能であり、そこでは、ステップ１１６において、液体燃料が加熱されそしてガス化されることが可能である。ステップ１１８において、ガス化された燃料は、第２の熱交換器７８を使用して過熱されることが可能である。ステップ１２０において、燃料は、タービン９２内で膨張することができる。ステップ１２２において、燃料は、燃焼のために、燃料ガスヒータ３０を通過した後などで、燃焼器５２（図２）へと進むことができる。
一緒にデュアルサイクルシステム８０としてＯＲＣシステム７０ならびに再ガス化および膨張システム７２の動作が、それぞれステップ１２４および１２６においてタービン９２および８６を用いて発電するために使用されることが可能である。
本出願のシステムおよび方法は、ＬＮＧ燃料型ＧＴＣＣ発電プラントにおいてデュアルサイクルの適用により実現されることが可能な著しい性能向上を結果としてもたらす。ＯＲＣシステム７０は、ＯＲＣシステム７０内部の熱を効果的に再配分するために回収熱交換器を利用できて、再ガス化および膨張システム７２ならびにＯＲＣ７０の性能を向上させる。ＯＲＣシステム７０ならびに再ガス化および膨張システム７２の上記の動作は、デュアルサイクルシステム８０が追加の電力を発電するために使用されることが可能であるタービンに動力を供給することを可能にでき、これによりＬＮＧ燃料型ＧＴＣＣ発電プラントの総合的な効率を向上させる。加えて、環境的な利点が、ＬＮＧ再ガス化プロセスにおいて海水の冷却を回避することにより達成され得る。
様々な注記および実施例
実施例１は、ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントなどの主題を含むことができるまたは使用でき、圧縮空気を発生させるための圧縮機、燃焼ガスを生成するために燃料および上記圧縮空気を受け取ることができる燃焼器ならびに上記燃焼ガスを受け取り、排気ガスを発生させるためのタービンを備えるガスタービンエンジンと、上記排気ガスからの熱を利用して水から蒸気を発生させるための熱回収蒸気発生器と、上記熱回収蒸気発生器によって発生された上記蒸気から動力を生み出すための蒸気タービンと、上記燃焼器に入る前に燃料を液体からガスへ変換するための燃料再ガス化システムと、ガス化された燃料から動力を生み出すため上記燃料再ガス化システムと流体連通し、その下流に配置された燃料膨張タービンとを具備する。
実施例１は、ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントなどの主題を含むことができるまたは使用でき、圧縮空気を発生させるための圧縮機、燃焼ガスを生成するために燃料および上記圧縮空気を受け取ることができる燃焼器ならびに上記燃焼ガスを受け取り、排気ガスを発生させるためのタービンを備えるガスタービンエンジンと、上記排気ガスからの熱を利用して水から蒸気を発生させるための熱回収蒸気発生器と、上記熱回収蒸気発生器によって発生された上記蒸気から動力を生み出すための蒸気タービンと、上記燃焼器に入る前に燃料を液体からガスへ変換するための燃料再ガス化システムと、ガス化された燃料から動力を生み出すため上記燃料再ガス化システムと流体連通し、その下流に配置された燃料膨張タービンとを具備する。
実施例２は、上記燃料再ガス化および膨張システムに入る液体燃料を気化するように構成されたオーガニックランキンサイクル（ＯＲＣ）システムを任意選択で含ませるために、実施例１の上記主題を含んでもよいし、任意選択で組み合わせられてもよい。
実施例３は、流体をポンプで送るための流体ポンプと、上記流体を膨張させるため上記ポンプと流体連通し、その下流に配置されたＯＲＣタービンと、上記熱回収蒸気発生器からの低圧水を用いて上記流体を加熱するために上記ポンプおよび上記ＯＲＣタービンと流体連通し、これらの間に設置された第１のＯＲＣ熱交換器と、上記流体を冷却するため上記ＯＲＣタービンおよび上記ポンプと流体連通し、これらの間に配置された冷却源とを備えるＯＲＣを任意選択で含ませるために、実施例１または実施例２のうちの１つまたはいずれかの組み合わせの上記主題を含んでもよいし、任意選択で組み合わせられてもよい。
実施例４は、上記流体ポンプから流れる上記流体と上記ＯＲＣタービンから流れる上記流体との間で熱を交換するために上記流体ポンプと上記第１のＯＲＣ熱交換器との間に設置された回収熱交換器を任意選択で含ませるために、実施例１から実施例３のうちの１つまたはいずれかの組み合わせの上記主題を含んでもよいし、任意選択で組み合わせられてもよい。
実施例５は、プロパンを含む流体を任意選択で含ませるために、実施例１から実施例４のうちの１つまたはいずれかの組み合わせの上記主題を含んでもよいし、任意選択で組み合わせられてもよい。
実施例６は、上記燃料再ガス化および膨張システムからの液体燃料を含む冷却源を任意選択で含ませるために、実施例１から実施例５のうちの１つまたはいずれかの組み合わせの上記主題を含んでもよいし、任意選択で組み合わせられてもよい。
実施例７は、液化された燃料を受け取るための燃料ポンプと、上記燃料ポンプと流体連通し、その下流に配置された第３のＯＲＣ熱交換器であって、上記第３のＯＲＣ熱交換器が上記ＯＲＣシステム用の凝縮器として機能するように構成される、第３のＯＲＣ熱交換器と、上記第３のＯＲＣ熱交換器から流れるガス化された燃料を加熱するための第２のＯＲＣ熱交換器とを備える、燃料再ガス化および膨張システムを任意選択で含ませるために、実施例１から実施例６のうちの１つまたはいずれかの組み合わせの上記主題を含んでもよいし、任意選択で組み合わせられてもよい。
実施例８は、熱を上記熱回収蒸気発生器からの低圧水からガス化された燃料へ移動させることができる燃料熱交換器を任意選択で含ませるために、実施例１から実施例７のうちの１つまたはいずれかの組み合わせの上記主題を含んでもよいし、任意選択で組み合わせられてもよい。
実施例９は、液化天然ガスを含む液体燃料を任意選択で含ませるために、実施例１から実施例８のうちの１つまたはいずれかの組み合わせの上記主題を含んでもよいし、任意選択で組み合わせられてもよい。
実施例１０は、ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントでの動作のためのオーガニックランキンサイクル（ＯＲＣ）システムなどの主題を含むことができるまたは使用できき、流体をポンプで送るための流体ポンプと、上記流体を膨張させるため上記流体ポンプと流体連通し、それから下流に配置されたＯＲＣタービンと、上記ＯＲＣタービンの出口と上記ポンプの入口との間の上記流体を冷却するように構成された燃料用の再ガス化および膨張システムと、上記ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントの熱回収蒸気発生器からの熱を用いて上記流体を加熱するために上記ポンプの出口と上記ＯＲＣタービンの入口との間に設置された第１の熱交換器と、上記燃料が上記ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントのガスタービンエンジンに入る前に上記燃料から動力を生み出すための燃料膨張タービンとを備えることができる。
実施例１１は、上記流体ポンプを出る上記流体と上記ＯＲＣタービンを出る上記流体との間で熱を交換するために上記流体ポンプの出口と上記第１の熱交換器の入口との間に設置された回収熱交換器を任意選択で含ませるために、実施例１０の上記主題を含んでもよいし、任意選択で組み合わせられてもよい。
実施例１２は、上記燃料および上記熱回収蒸気発生器と熱伝達する第２の熱交換器を任意選択で含ませるために、実施例１０または実施例１１のうちの１つまたはいずれかの組み合わせの上記主題を含んでもよいし、任意選択で組み合わせられてもよい。
実施例１３は、上記熱回収蒸気発生器からの低圧水を用いて上記燃料を加熱するように構成される第２の熱交換器を任意選択で含ませるために、実施例１０から実施例１２のうちの１つまたはいずれかの組み合わせの上記主題を含んでもよいし、任意選択で組み合わせられてもよい。
実施例１４は、上記燃料を気化させるため上記流体からの熱を移動させるために上記燃料および上記流体と熱伝達する第３の熱交換器を任意選択で含ませるために、実施例１０から実施例１３のうちの１つまたはいずれかの組み合わせの上記主題を含んでもよいし、任意選択で組み合わせられてもよい。
実施例１５は、液化された燃料を受け取るための燃料ポンプと、上記燃料ポンプの下流に配置され、それと流体連通している第３の熱交換器と、上記第３の熱交換器の下流に配置され、それと流体連通している第２の熱交換器と、上記第２の熱交換器から燃料を受け取る上記燃料タービンとを備えることができる燃料再ガス化および膨張システムを任意選択で含ませるために、実施例１０から実施例１４のうちの１つまたはいずれかの組み合わせの上記主題を含んでもよいし、任意選択で組み合わせられてもよい。
実施例１６は、ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントを動作させる方法などの主題を含むことができるまたは使用でき、作動ポンプを使用して閉ループを通る作動流体を循環させるステップと、上記ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントからの熱を使用して第１の熱交換器を用いて上記作動流体を加熱するステップと、作動流体タービンを通る上記加熱された作動流体を膨張させるステップと、燃料再ガス化および膨張システムを用いて上記タービンを出る上記作動流体を凝縮するステップと、燃料タービンを通る上記燃料再ガス化および膨張システムのガス燃料を膨張させるステップと、上記作動流体タービンおよび上記燃料タービンを用いて電力を発電するステップとを含む。
実施例１７は、上記作動ポンプから作動流体を受け取る回収熱交換器を用いて上記作動流体タービンを出る上記作動流体を冷却するステップを任意選択で含ませるために、実施例１６の上記主題を含んでもよいし、任意選択で組み合わせられてもよい。
実施例１８は、上記ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントの熱回収蒸気発生器からの水を用いて上記作動流体を加熱することにより第１の外部熱源を用いて上記作動流体を加熱するステップを任意選択で含ませるために、実施例１６または実施例１７のうちの１つまたはいずれかの組み合わせの上記主題を含んでもよいし、任意選択で組み合わせられてもよい。
実施例１９は、上記熱回収蒸気発生器からの上記水と熱伝達する第２の熱交換器を使用して上記燃料を加熱するステップを任意選択で含ませるために、実施例１６から実施例１８のうちの１つまたはいずれかの組み合わせの上記主題を含んでもよいし、任意選択で組み合わせられてもよい。
実施例２０は、上記作動ポンプの上流の上記作動流体と熱伝達する再ガス化熱交換器を介して燃料ポンプを用いて液化された天然ガスをポンプで送るステップと、上記液化された天然ガスをガス化させ、上記作動流体を凝縮させるために上記再ガス化熱交換器内で熱を上記作動流体から上記液化された天然ガスへ移動させるステップと、上記第２の熱交換器内で上記ガス化された天然ガスを加熱するステップと、上記ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントのガスタービンへ上記ガス化され天然ガスを供給するステップとによって、燃料再ガス化および膨張システムを用いて上記タービンを出る上記流体を冷却するステップを任意選択で含ませるために、実施例１６から実施例１９のうちの１つまたはいずれかの組み合わせの上記主題を含んでもよいし、任意選択で組み合わせられてもよい。
これらの非限定的な実施例の各々は、それ自体で主張できる、または他の実施例のうちの１つもしくは複数と様々な順序でもしくは組み合わせで組み合わせられてもよい。
上記の詳細な説明は、詳細な説明の一部を形成する添付の図面への言及を含む。図面は、図解として、発明が実行され得る具体的な実施形態を示す。これらの実施形態はまた、「実施例」として本明細書では呼ばれる。このような実施例は、示したものまたは説明したものに加えて要素を含むことができる。しかしながら、本発明者はまた、示されたまたは説明されたこれらの要素だけが与えられる実施例も予測する。その上、本発明者はまた、本明細書において示されたまたは説明された、いずれか、特定の実施例（またはその１つもしくは複数の態様）に関してあるいは他の実施例（またはその１つもしくは複数の態様）に関して、示されたもしくは説明されたこれらの要素（またはその１つもしくは複数の態様）の任意の組み合わせもしくは順序を使用する実施例も予測する。
この文書と引用により組み込まれたいずれかの文書との間で一致しない使用法がある場合には、この文書における使用法が支配する。
この文書では、「１つ（ａ）」または「１つ（ａｎ）」という用語は、特許文書において一般的であるように、「少なくとも１つ」または「１つもしくは複数」のいずれかの他の事例または使用法とは無関係に１つまたは１つよりも多くを含むように使用される。この文書では、「または（ｏｒ）」という用語は、非限定的なオア（ｏｒ）を呼ぶように使用され、そのため「ＡまたはＢ」は、別なふうに指示されない限り「Ｂを除くＡ」、「Ａを除くＢ」、ならびに「ＡおよびＢ」を含む。この文書では、「含んでいる（ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ）」および「そこでは（ｉｎ ｗｈｉｃｈ）」という用語は、「備えている（ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ）」および「そこにおいて（ｗｈｅｒｅｉｎ）」というそれぞれの用語の平易な英語の等価物として使用される。また、別記の特許請求の範囲では、「含んでいる」および「備えている」という用語は、オープンである、すなわち、特許請求の範囲においてこのような用語の後に列挙されたものに加えて要素を含むシステム、装置、物品、組成、フォーミュレーション、またはプロセスは、その請求項の範囲内になると依然として考えられる。その上、別記の特許請求の範囲では、「第１の」、「第２の」、および「第３の」、などという用語は、単に符号として使用され、それらの対象物に数字的な必要条件を課すものではない。
本明細書において説明した方法例は、少なくとも一部が機械にまたはコンピュータに実装されることがある。いくつかの実施例は、上記の実施例において記載したような方法を実行する電子デバイスを構成するために動作可能な命令でエンコードされたコンピュータ可読媒体または機械可読媒体を含むことができる。このような方法の実装形態は、マイクロコード、アセンブリ言語コード、高水準言語コード、などのコードを含むことができる。このようなコードは、様々な方法を実行するためのコンピュータ可読命令を含むことができる。コードは、コンピュータプログラム製品の一部分を形成してもよい。さらに、ある実施例では、コードは、実行中またはほかの時などで、１つまたは複数の揮発性の固定、または不揮発性の実体的コンピュータ可読媒体に実体的に記憶されることがある。これらの実体的なコンピュータ可読媒体の実施例は、ハードディスク、リムーバブル磁気ディスク、リムーバブル光ディスク（例えば、コンパクトディスクおよびデジタルビデオディスク）、磁気カセット、メモリカードまたはスティック、ランダムアクセスメモリ（ＲＡＭ）、読出し専用メモリ（ＲＯＭ）、などを含むことができるが、これらに限定されない。
上記の説明は、例示的なものであり、限定するものではない。例えば、上に記載した実施例（またはその１つもしくは複数の態様）は、互いに組み合わせて使用されることがある。他の実施形態は、上の記載を再吟味したときに当業者によってなどで使用されることが可能である。要約書は、読者が技術的開示の本質を迅速に確認することを可能にするために、３７Ｃ．Ｆ．Ｒ．§１．７２（ｂ）に準拠するように提供される。要約書が、特許請求の範囲または意味を解釈するためまたは限定するために使用されないという理解で提示される。また、上記の詳細な説明では、様々な特徴が開示を合理化するために一緒にグループ化されることがある。これは、特許請求しない開示した特徴が、すべての請求項に対して必須であるものであるようには解釈されるべきではない。むしろ、発明の主題は、特定の開示した実施形態のすべてよりも少ない特徴に由来することがある。したがって、別記の特許請求の範囲は、実施例または実施形態として詳細な説明へとこれにより組み込まれ、各々の請求項が別々の実施形態としてそれ自体が主張していることをともない、このような実施形態が様々な組み合わせまたは順番で互いに組み合わせられ得ることが考えられる。発明の範囲は、別記の特許請求の範囲が権利を与える等価物の全体の範囲とともに、別記の特許請求の範囲を参照して決定されるべきである。
１０ ガスタービンコンバインドサイクル（ＧＴＣＣ）発電プラント
１２ ガスタービンエンジン（ＧＴＥ）
１４ 熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）
１６ 蒸気タービン
１８ 発電機
２０ 発電機
２２ 凝縮器
３０ 燃料ガスヒータ
４０ 凝縮液ポンプ
４２ 給水ポンプ
４４ 低圧部
４６ 中間圧部
４８ 高圧部
５０ 圧縮機
５２ 燃焼器
５４ タービン
５６ ＩＰ／ＨＰスプール
５８ ＬＰスプール
６０ 燃料源
６１ 蒸気ライン
６６ 水ライン、ライン
７０ オーガニックランキンサイクル（ＯＲＣ）システム
７２ 液体天然ガス（ＬＮＧ）再ガス化および膨張システム
７４ ライン
７６ 第１の熱交換器
７８ 第２の熱交換器
８０ デュアルサイクルシステム
８２ 作動流体ポンプ、ポンプ
８４ 第４の熱交換器、回収熱交換器
８６ 作動流体タービン
８８ 第３の熱交換器、プロパン凝縮器
９０ 燃料ポンプ、ポンプ
９２ 燃料タービン
９４ 発電機
１２ ガスタービンエンジン（ＧＴＥ）
１４ 熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）
１６ 蒸気タービン
１８ 発電機
２０ 発電機
２２ 凝縮器
３０ 燃料ガスヒータ
４０ 凝縮液ポンプ
４２ 給水ポンプ
４４ 低圧部
４６ 中間圧部
４８ 高圧部
５０ 圧縮機
５２ 燃焼器
５４ タービン
５６ ＩＰ／ＨＰスプール
５８ ＬＰスプール
６０ 燃料源
６１ 蒸気ライン
６６ 水ライン、ライン
７０ オーガニックランキンサイクル（ＯＲＣ）システム
７２ 液体天然ガス（ＬＮＧ）再ガス化および膨張システム
７４ ライン
７６ 第１の熱交換器
７８ 第２の熱交換器
８０ デュアルサイクルシステム
８２ 作動流体ポンプ、ポンプ
８４ 第４の熱交換器、回収熱交換器
８６ 作動流体タービン
８８ 第３の熱交換器、プロパン凝縮器
９０ 燃料ポンプ、ポンプ
９２ 燃料タービン
９４ 発電機
Claims (20)
- ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントであって、
ガスタービンエンジンであり、
圧縮空気を生成するための圧縮機と、
燃焼ガスを生成するために燃料および前記圧縮空気を受け取ることができる燃焼器と、
前記燃焼ガスを受け取り、排気ガスを生成するためのタービンと
を備えるガスタービンエンジンと、
前記排気ガスからの熱を利用して水から蒸気を生成するための熱回収蒸気発生器と、
前記熱回収蒸気発生器により生成された前記蒸気から動力を生み出すための蒸気タービンと、
前記燃焼器に入る前に前記燃料を液体からガスへ変換するための燃料再ガス化システムと、
ガス化された燃料から動力を生み出すため前記燃料再ガス化システムと流体連通し、その下流に配置された燃料膨張タービンと
を具備するガスタービンコンバインドサイクル発電プラント。 - 前記燃料再ガス化および膨張システムに入る液体燃料を気化させるように構成されたオーガニックランキンサイクル（ＯＲＣ）システム
をさらに備える、請求項１に記載のガスタービンコンバインドサイクル発電プラント。 - 前記ＯＲＣシステムが、
流体をポンプで送るための流体ポンプと、
前記流体を膨張させるため前記ポンプと流体連通し、前記ポンプの下流に配置されたＯＲＣタービンと、
前記熱回収蒸気発生器からの低圧水を用いて前記流体を加熱するために前記ポンプおよび前記ＯＲＣタービンと流体連通し、前記ポンプおよび前記ＯＲＣタービンの間に設置された第１のＯＲＣ熱交換器と、
前記流体を冷却するため前記ＯＲＣタービンおよび前記ポンプと流体連通し、前記ＯＲＣタービンおよび前記ポンプの間に配置された冷却源と
を備える、請求項２に記載のガスタービンコンバインドサイクル発電プラント。 - 前記流体ポンプから流れる前記流体と前記ＯＲＣタービンから流れる前記流体との間で熱を交換するために前記流体ポンプと前記第１のＯＲＣ熱交換器との間に設置された回収熱交換器をさらに備える、請求項３に記載のガスタービンコンバインドサイクル発電プラント。
- 前記流体がプロパンを含む、請求項３に記載のガスタービンコンバインドサイクル発電プラント。
- 前記冷却源が、前記燃料再ガス化および膨張システムからの液体燃料を含む、請求項３に記載のガスタービンコンバインドサイクル発電プラント。
- 前記燃料再ガス化および膨張システムが、
液化された燃料を受け取るための燃料ポンプと、
前記燃料ポンプと流体連通し、前記燃料ポンプの下流に配置された第３のＯＲＣ熱交換器であり、前記オーガニックランキンサイクルシステム用の凝縮器として機能するように構成される、第３のＯＲＣ熱交換器と、
前記第３のＯＲＣ熱交換器から流れるガス化された燃料を加熱するため前記第３のＯＲＣ熱交換器から下流に配置された第２のＯＲＣ熱交換器と
を備える、請求項６に記載のガスタービンコンバインドサイクル発電プラント。 - 前記燃料熱交換器が、水からの熱を前記熱回収蒸気発生器から前記ガス化された燃料へ移動させる、請求項７に記載のガスタービンコンバインドサイクル発電プラント。
- 前記液化燃料が、液化天然ガスを含む、請求項７に記載のガスタービンコンバインドサイクル発電プラント。
- 燃料システムを備えるガスタービンコンバインドサイクル発電プラントでの動作のためのオーガニックランキンサイクル（ＯＲＣ）システムであって、前記ＯＲＣシステムが、
流体をポンプで送るための流体ポンプと、
前記流体を膨張させるため前記流体ポンプと流体連通し、前記流体ポンプの下流に配置されたＯＲＣタービンと、
前記燃料システムの燃料用の再ガス化および膨張システムであり、前記再ガス化および膨張システムが、前記ＯＲＣタービンの出口と前記ポンプの入口との間の前記流体を冷却するように構成される、再ガス化および膨張システムと、
前記ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントの熱回収蒸気発生器からの熱を用いて前記流体を加熱するために前記ポンプの出口と前記ＯＲＣタービンの入口との間に設置された第１の熱交換器と、
前記燃料が前記ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントのガスタービンエンジンに入る前に前記燃料から動力を生み出すための前記燃料システムの燃料膨張タービンと
を備える、オーガニックランキンサイクルシステム。 - 前記流体ポンプを出る前記流体と前記ＯＲＣタービンを出る前記流体との間で熱を交換するために前記流体ポンプの出口と前記第１の熱交換器の入口との間に設置された回収熱交換器をさらに備える、請求項１０に記載のオーガニックランキンサイクルシステム。
- 前記燃料および前記熱回収蒸気発生器と熱伝達する第２の熱交換器をさらに備える、請求項１１に記載のオーガニックランキンサイクルシステム。
- 前記第２の熱交換器が、前記熱回収蒸気発生器からの低圧水を用いて前記燃料を加熱するように構成される、請求項１２に記載のオーガニックランキンサイクルシステム。
- 前記燃料を気化させるため前記流体からの熱を移動させるために前記燃料および前記流体と熱伝達する第３の熱交換器をさらに備える、請求項１２に記載のオーガニックランキンサイクルシステム。
- 前記燃料再ガス化および膨張システムが、
液化された燃料を受け取るための燃料ポンプと、
前記燃料ポンプの下流に配置され、前記燃料ポンプと流体連通している第３の熱交換器と、
前記第３の熱交換器の下流に配置され、前記第３の熱交換器と流体連通している第２の熱交換器と、
前記第２の熱交換器から燃料を受け取る前記燃料タービンと
を備える、請求項１１に記載のオーガニックランキンサイクルシステム。 - ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントを動作させる方法であって、
作動ポンプを使用して閉ループを通る作動流体を循環させるステップと、
前記ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントからの熱を使用して第１の熱交換器を用いて前記作動流体を加熱するステップと、
作動流体タービンを通る前記加熱された作動流体を膨張させるステップと、
燃料再ガス化および膨張システムを用いて前記タービンを出る前記作動流体を凝縮するステップと、
燃料タービンを介して前記燃料再ガス化および膨張システムのガス燃料を膨張させるステップと、
前記作動流体タービンおよび前記燃料タービンを用いて電力を発電するステップと
を含む、方法。 - 前記作動ポンプから作動流体を受け取る回収熱交換器を用いて前記作動流体タービンを出る前記作動流体を冷却するステップをさらに含む、請求項１６に記載の方法。
- 第１の外部熱源を用いて前記作動流体を加熱するステップが、前記ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントの熱回収蒸気発生器からの水を用いて前記作動流体を加熱するステップを含む、請求項１６に記載の方法。
- 前記熱回収蒸気発生器からの前記水と熱伝達する第２の熱交換器を使用して前記燃料を加熱するステップをさらに含む、請求項１８に記載の方法。
- 前記燃料再ガス化および膨張システムを用いて前記作動流体タービンを出る前記作動流体を冷却するステップが、
前記作動ポンプの上流の前記作動流体と熱伝達する再ガス化熱交換器を介して燃料ポンプを用いて液化された天然ガスをポンプで送るステップと、
前記液化された天然ガスをガス化させ、前記作動流体を凝縮させるために前記再ガス化熱交換器内で熱を前記作動流体から前記液化された天然ガスへ移動させるステップと、
前記第２の熱交換器内で前記ガス化された天然ガスを加熱するステップと、
前記ガスタービンコンバインドサイクル発電プラントのガスタービンへ前記ガス化された天然ガスを供給するステップと
を含む、請求項１９に記載の方法。
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