JP4554641B2

JP4554641B2 - メタンハイドレート冷熱利用発電システム

Info

Publication number: JP4554641B2
Application number: JP2007139342A
Authority: JP
Inventors: 鈴木　　剛
Original assignee: Mitsui Engineering and Shipbuilding Co Ltd; Mitsui E&S Holdings Co Ltd
Current assignee: Mitsui Engineering and Shipbuilding Co Ltd; Mitsui E&S Holdings Co Ltd
Priority date: 2001-03-06
Filing date: 2007-05-25
Publication date: 2010-09-29
Anticipated expiration: 2022-03-06
Also published as: JP2007231955A

Description

本発明は、メタンハイドレート冷熱利用発電システムに関するものである。

近年、環境問題が重要視され、特に、炭酸ガスの排出に伴う地球温暖化防止のため、クリーンな燃料である天然ガスの利用促進が推奨されている。

天然ガスは、通常、ＬＮＧ（液化天然ガス）として輸入されているが、天然ガスをＬＮＧに転換するには大規模な冷凍設備や、多大な電力（約３８０ｋＷｈ／ｔ）を必要とするため、埋蔵量の多い大規模なガス田や、大電力を賄える特化された地域からの導入に限られている。

しかし、天然ガスの需要に応ずるために、上記以外の地域、例えば、中小規模のガス田などからの導入が望まれている。このような中小規模のガス田などの天然ガスは、ガス状のまま輸入される可能性もあり、その対応についても今から検討しておく必要がある。

一方、ガスの昼夜の需要バランスが偏っていることも事実であり、この点に関しては、ガスも電力と同じである。しかし、天然ガスを需要先や消費地に送給するガス供給事業者の立場からすれば、仮に、夜間に天然ガスの送給が可能であれば、需要量がほぼ決まっているため、ガスの需要先に応じて需要地の近郊に天然ガスと水との水和物であるガスハイドレートの製造及び貯蔵タンクを用意すると、ガス受入れ基地における過大なガスホルダーの設置が不要となり、ガス受入れ基地における設備投資を大幅に軽減することが可能となる。

この場合、ガス受入れ基地の抱える問題を各地に分散することになるが、その反面、需要地の特性（需要パターン）に応じたガスの供給が可能となる利点がある。特に、ＬＮＧではなく、ガス状で導入する場合には、極めて有効なガスの送給と貯蔵とが可能となる。

天然ガスをガスハイドレートにすると、天然ガスの体積は、約１／１５０〜１／１７０に縮小するが、仮に、これに相当する容積に天然ガスを圧縮して貯蔵する場合には、導管圧力が３０ａｔａ（約２．９ＭＰａ）とすれば、約５倍の圧縮動力が必要となる。つまり、天然ガスを１５０気圧以上に圧縮する必要がある。

従って、天然ガスの圧縮貯蔵は、高圧容器を要するから極めて高価な設備が必要となるとともに、漏洩の危険がある。

ところで、導管圧力を３０ａｔａとしてガスハイドレートを製造する場合の所要動力と、天然ガスを３０ａｔａから１５０ａｔａ（約１４．７ＭＰａ）まで昇圧する場合の所要動力とを比較して見ると、前者で２８０３ｋＷ、後者で１２００ｋＷとなり、前者より後者の方が有利となるが、前者のガスハイドレート製造手段を先に出願したメタンハイドレート冷熱利用発電システムと一体化することにより、前者の不利（冷凍機動力が圧縮機動力を上回ること）を解消することが可能となる。

本発明は、上記の知見に基づいたものであり、ガスハイドレートの冷熱を利用して高効率発電が計れるメタンガスハイドレート冷熱利用発電システムを提供することを目的とするものである。

請求項１に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムは、蒸気タービン及びガスタービンにより発電機を駆動する複合発電設備にメタンハイドレート貯槽を併設し、該メタンハイドレート貯槽内のメタンハイドレートが分解した時に生じた冷水を、前記ガスタービンに付随する吸気冷却器に導入して燃焼用吸気を冷却すると共に、夏期以外の期間においては、前記ガスタービンから排出される排ガスの一部を燃焼用吸気に混合させて年間を通じて燃焼用吸気を所定温度に保持するメタンハイドレート冷熱利用発電システムにおいて、前記ガスタービンに付随する吸気冷却器及びメタンハイドレート貯槽を含むループ状の閉回路を形成するとともに、該閉回路にメタンハイドレートの分解時に生じた冷熱を循環させ、かつ、メタンハイドレートの分解時に生じた余剰冷水を前記閉回路の系外に排出することを特徴とする。

請求項２に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムは、メタンハイドレート貯槽、蒸気タービン復水器及びガスタービン吸気冷却器によりループ状の閉回路を形成するとともに、該閉回路にメタンハイドレートの分解時に生じた冷熱を循環させることを特徴とする。

請求項３に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムは、ガス導入基地からガス消費地区に至るガス導管沿いにメタンハイドレート生成貯槽設備及び複合発電設備を設け、前記メタンハイドレート生成貯槽設備は、メタンハイドレート生成槽と、冷凍機と、熱交換器と、補給水タンクと、メタンハイドレート貯蔵タンクとから構成され、前記複合発電設備は、蒸気タービンと、発電機と、ガスタービン吸気冷却器と、吸気圧縮機と、燃焼器と、ガスタービンと、廃熱ボイラと、蒸気タービン復水器及び膨張タービンとから構成されたメタンハイドレート冷熱利用発電システムであって、前記メタンハイドレート生成貯槽設備に蓄えられた冷熱を、前記吸気冷却器及び蒸気タービン復水器に送給することを特徴とする。

請求項４に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムは、前記メタンハイドレート生成貯槽設備に蓄えられた冷熱がスラリー状のメタンハイドレートである。

上記のように、請求項１に係る発明は、複合発電システムにおいて、ガスタービンに付随する吸気冷却器にメタンハイドレート分解時に生じた冷水を導入して燃焼用吸気を冷却すると共に、夏期以外の期間においては、ガスタービンから排出される排ガスの一部を燃焼用吸気に混合させて年間を通じて燃焼用吸気を所定温度に保持するようにしたので、年間を通じてメタンハイドレート分解時の冷熱を有効に利用することが可能になり、ガスタービンを年間を通じて最高効率点で運転することができるとともに、温排水の問題も解消し、環境に悪影響を及ぼすことも皆無となった。

また、請求項４に係る発明は、メタンハイドレート生成貯槽内に蓄えた冷熱、すなわち、メタンハイドレートスラリーを吸気冷却器及び蒸気タービン復水器に送給するようにしたので、水で燃焼用空気や復水を冷却する場合に比べて発電機の出力が大幅に向上する。特に、メタンハイドレート生成貯槽内に蓄えた冷熱、すなわち、メタンハイドレートスラリーを蒸気タービン復水器に送給すると、水で冷却する場合に比べて蒸気タービンの排気圧力が大幅に低下し、発電機の出力が大幅に向上する。更に、本発明は、高圧の天然ガスを膨張タービンで膨張させるので、発電機の出力向上に寄与することとなる。

以下、本発明の実施の形態を図面を用いて説明する。図１は、本発明に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムの概略図である。

図１において、１は、複合発電装置であり、蒸気タービン２及びガスタービン３によって発電機４を駆動して発電するようになっている。このガスタービン３は、吸気冷却器５と、吸気圧縮機６と、燃焼器７と、膨張タービン８とから構成され、膨張タービン８の排ガスａを廃熱ボイラ９に導入して熱回収するようになっている。また、蒸気タービン２は、仕事後の蒸気ｂを復水器１０に導入して液化させた後、復水ｃをポンプ１１によって廃熱ボイラ９に給水するようになっている。そして、廃熱ボイラ９で発生した蒸気ｄは、蒸気タービン２に導入され、発電に供するようになっている。

一方、復水器１０と、吸気冷却器５と、メタンハイドレート貯槽１２と、ポンプ１３とは、連通管１４によって連通され、ループ状の閉回路１５を構成している。この閉回路１５には、吸気冷却器５を迂回するバイパス１６が設けられている。１７は、吸気導入管であり、燃焼用空気ｅを吸気冷却器５を経て吸気圧縮機６に導入するようになっている。この吸気導入管１７には、吸気冷却器５より上流側において排気導入管１８が接続しており、ガスタービン３から排出された排ガスａの一部が導入されるようになっている。排気導入管１８は、ブロアー１９を備えている。

上記メタンハイドレート貯槽１２には、メタンハイドレートｆが貯蔵されているが、メタンハイドレートｆの分解によって得られたメタンｇの一部は、配管２０を通ってガスタービン燃焼器７に導入され、残りのメタンｇは、配管２０から分岐する枝管２１を通って消費ゾーン（図示せず）に供給される。配管２０は、ブースタ２２を備えている。メタンハイドレート貯槽１２の内部は、多孔板２３によって上下に仕切られており、多孔板２３上にメタンハイドレートｆが貯蔵され、貯槽１２の底部に冷水ｈが貯蔵されている。

この冷水ｈは、ポンプ１３によって閉回路１５内に送出され、先ず、復水器１０にて蒸気タービン２から排出された蒸気ｂを復水させる。次に、吸気冷却器５にてガスタービン圧縮機６に導入される燃焼用空気ｅを設計温度（摂氏２０℃）に冷却する。しかる後に、メタンハイドレート貯槽１２に戻り、図示しないノズルから貯槽１２内のメタンハイドレートｆ上に噴射され、メタンハイドレートｆをメタンｇと水ｈに分解させる。

メタンハイドレート貯槽１２内で再生されたメタンｇは、燃料として、その一部がガスタービン燃焼器７に供給され、残りのメタンｇは、枝管２１を経て消費ゾーン（図示せず）に供給される。メタンハイドレート分解時に生じた余剰冷水ｈ′は、閉ループの枝管２４から系外に排出される。この余剰冷水ｈ′は、かなり低温（摂氏５℃）であるから、メタンハイドレート生成水として図示しない貯水槽に貯蔵される。

また、メタンハイドレート貯槽１２の冷たい水ｈを、先ず最初に、復水器１０に通水することにより復水器１０の真空度が上がるため、復水器を海水などの常用の冷却水で冷却する場合に比べて蒸気タービン２の断熱熱落差を大幅に高めることが可能である。

復水器１０を出た後の冷水ｈは、夏場のガスタービンの吸気温度を、平均気温である摂氏１５〜２０℃程度に冷却することが可能であり、蒸気タービン２及びガスタービン３の出力増大に寄与することができる。一般的に、冷水ｈは、夏場を除けば、吸気冷却器５を迂回するバイパス１６を通って閉回路１５に戻ることになるが、メタンハイドレート貯槽１２の再生ガス量が同じであると仮定すると、冷水ｈが吸気冷却器５を通らないために、メタンハイドレートを分解させる分解熱量が不足する。

従って、本発明にあっては、吸気冷却器５に冷水ｈを、常時、流し続けると共に、夏場以外の冬期及び中間期においては、ガスタービンの膨張タービン８から排出される排ガスａの一部を燃焼用空気ｅに混合させ、吸気冷却器５の入口温度を一定に保持する。その結果、ガスタービン３は、年間を通じ、常に設計温度（例えば、摂氏１５℃）で運転される。排ガスａの供給量は、排気導入管１８に配設させた制御弁２５によって調整される。

ガスタービン７の排ガスの一部が燃焼用空気に混入することによってガスタービン燃焼空気の酸素濃度は、新鮮な空気に比べて、若干、下がることになるが、ガスタービンの排ガス中の酸素濃度は、比較的高いことでもあり、燃焼上、問題がないと考えられる。

上記のように、本発明によれば、年間を通じ、メタンハイドレート分解時の冷熱を有効に利用することができる。その結果、ガスタービンを、年間を通じて最高効率点で運転することができる。また、温排水の問題も解消し、環境に悪影響を及ぼすこともない。

次に、本発明に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムの他の実施形態について説明する。

図３に示すように、ガス田３１で採取した天然ガスｇは、ガス圧送用ステーション３２、パイプライン３３及びガス前処理設備３４を経て液化プラント３５に送給され、液化天然ガス（以下、ＬＮＧという）となってＬＮＧタンク３６に貯蔵される。

ＬＮＧタンク３６内のＬＮＧは、ＬＮＧタンカー３７により輸送され、ガス導入基地３８側のＬＮＧタンク３９に貯蔵される。このＬＮＧタンク３９内のＬＮＧは、ＬＮＧポンプ４０で気化器４１に送給され、高圧の天然ガスｇに再生される。この高圧の天然ガスｇは、ガス主幹線４２を経て第１の工場４４ａ及び発電所４５ａに送給される。

更に、ガス主幹線４２に設けられた１段目のガバナー弁４６ａによって減圧された中圧の天然ガスｇ′は、枝管４３を経て第２の工場４４ｂ及び発電所４５ｂに送給される。更に、ガス主幹線４２に設けられた２段目のガバナー弁４６ｂによって減圧された低圧の天然ガスｇ″は、枝管４３を経て一般家庭４７及び業務施設４８に送給される。

ところで、本発明では、第１の工場４４ａや発電所４５ａの近郊にガスハイドレート生成貯蔵設備１２及び発電所１を設置するほか、消費地域Ａ，Ｂ，Ｃ，〜の近郊にガスハイドレート生成貯蔵設備１２及び発電所１を設置する。

一方、天然ガスｇの一部は、ガスブースター４９により昇圧され、海底パイプライン５０を経て天然ガスバッファータンク５１に送給される。この天然ガスバッファータンク５１の天然ガスｇは、ガス圧送用コンプレッサ５２により圧送され、上記ガス主幹線４２を経て工場４４、発電所４５、一般家庭４７、業務施設４８及び消費地域Ａ，Ｂ，Ｃ，〜に送給される。その際、上記ガス圧送用コンプレッサ５２は、夜間電力を使用して運転されるので、電力の平準化を計ることができる。また、上記発電所１で発電された電力は、上記工場４４、一般家庭４７、業務施設４８及び消費地域Ａ，Ｂ，Ｃ，〜に送電される。

上記のガスハイドレート生成貯蔵設備１２及び発電所１は、図２に示すように構成されている。

ガスハイドレート生成貯蔵設備１２は、メタンハイドレート生成槽６１と、冷凍機６２と、熱交換器６３と、補給水タンク６４と、メタンハイドレート貯蔵タンク６５から構成され、夜間電力を使用して運転されている。

上記ガバナー弁４６より上流側のガス主幹線４２ａから分岐した枝管６６からメタンハイドレート生成槽６１に天然ガスｇが供給されるとともに、補給水タンク６４内の水ｈが補給水ポンプ６７によってメタンハイドレート生成槽６１に供給されると、メタンハイドレート生成槽６１内でメタンを主成分とする天然ガスと水の水和物であるメタンハイドレートｆが生成される。

ここで、メタンハイドレート生成槽内の圧力及び温度としては、例えば、１〜４℃、３０〜１００気圧の範囲が好ましい。また、水ｈは、メタンハイドレート生成槽６１に噴霧状態で供給することが好ましい。

このメタンハイドレート生成槽６１内の水ｈ及びメタンハイドレートｆは、攪拌手段６８により攪拌されてスラリーｆ′になるとともに、スラリー循環ポンプ６９により導出される。そして、メタンハイドレート貯蔵タンク６５に貯蔵されるとともに、その一部は、スラリー循環ライン７０を経てメタンハイドレート生成槽６１に戻される。このスラリー循環ライン７０は、その途中に熱交換器６３及び冷凍機６２を備え、スラリー循環ライン７０を循環するメタンハイドレートスラリーｆ′を所定温度に冷却する。また、メタンハイドレート貯蔵タンク６５内でメタンハイドレートスラリーｆ′から分離した水ｈは、スラリー移送ポンプ７１及び水循環ライン７２により補給水タンク６４に戻される。

一方、発電所である複合発電設備１は、蒸気タービン２と、発電機４と、ガスタービン吸気冷却器５と、吸気圧縮機６と、燃焼器７と、ガスタービン８と、廃熱ボイラ９と、蒸気タービン復水器１０及び膨張タービン２５から構成され、上記発電機４を、蒸気タービン２と、ガスタービン８及び膨張タービン２５により駆動するようになっている。

更に、この複合発電設備１は、上記水循環ライン７２と、上記ガバナー弁４６より下流側のガス主幹線４２ｂとを結ぶメタンハイドレート分解ライン７３に、上記スラリー移送ポンプ７１から上記ガス主幹線４２ｂ側に向かって、順次、ガスタービン吸気冷却器５、ガス分離器７４、除湿器７５、加熱器７６及び膨張タービン２５を配している。

しかして、メタンハイドレート貯蔵タンク６５のメタンハイドレートスラリーｆ′をメタンハイドレート分解ライン７３に送給すると、メタンハイドレートスラリーｆ′は、ガスタービン吸気冷却器５にて燃焼用空気ｅを冷却する一方、自分自身、水と天然ガスに分解する。この天然ガスｇは、ガス分離器７４で水ｈと分離した後、除湿器７５を経て上記燃焼器７に供給される。この天然ガスｇの一部は、加熱器７６で加熱されて高圧となり、発電機４と軸を同じくする膨張タービン２５を駆動した後、ガス主幹線４２ｂを経て需要地又は消費地に供給される。

上記燃焼器７に供給された天然ガスｇは、吸気圧縮機６で圧縮された燃焼用空気ｅと混合燃焼してガスタービン８に導入され、発電機４及び吸気圧縮機６を駆動する原動力となる。ガスタービン８を出た排ガスａは、廃熱ボイラ９に導入され、廃熱が回収される。廃熱ボイラ９で生じた高温高圧の蒸気ｄは、蒸気タービン２に導入され、発電に寄与する。蒸気タービン２を出た蒸気ｂは、蒸気タービン復水器１０に導入され、冷却される。復水ｃは、図示しないポンプにより廃熱ボイラ９に戻される。

更に、この複合発電設備１は、上記水循環ライン７２にガスタービン吸気冷却器５を迂回するバイパスライン７７を配するとともに、このバイパスライン７７に上記蒸気タービン復水器１０及びガス分離器７４を配しており、上記メタンハイドレート貯蔵タンク６５のメタンハイドレートスラリーｆ′をバイパスライン７７に送給すると、メタンハイドレートスラリーｆ′は、蒸気タービン復水器１０にて廃熱ボイラ９から導出された蒸気ｂを冷却して復水させる一方、自分自身、水と天然ガスに分解する。この天然ガスｇは、ガス分離器７４で水ｈと分離した後、除湿器７５を経て上記燃焼器７に供給される。一方、ガス分離器７４で分離された水ｈは、ドレン移送ポンプ７８により上記水循環ライン７２に戻される。

本発明のメタンハイドレート冷熱利用発電システム（図１参照）と、従来の複合発電システムとを比較した。設定条件は、次の通りとした。
・ガスタービン基準吸気温度：摂氏１５℃
・定格出力（発電端）：２０，０００ｋＷ
・発電効率（発電端）：３１％
・排気流量：８０ｋｇ／ｓ
・排気温度：５００℃
・燃料：天然ガス

その結果、本発明では、
・蒸気タービン出力：７，３５５ｋＷ
・ガスタービン出力：１８，０００ｋＷ
・復水器圧力：０．０１７ａｔａ
・ガスタービン吸気温度：２０℃
となり、従来例では、
・蒸気タービン出力：５，９８０ｋＷ
・ガスタービン出力：１６，４００ｋＷ
・復水器圧力：０．０７５ａｔａ
・ガスタービン吸気温度：３２℃
となり、本発明の方が従来例に比べて２９７５ｋＷ（＝（７３５５＋１８０００）−（５９８０＋１６４００））だけ出力が増加した。

なお、発電出力増加分を、メタンハイドレート解離ガス量で割り算したメタン処理量当たりの値は、
（（７３５５＋１８０００）−（５９８０＋１６４００））／１５．５
＝１９２ｋＷ／ｔ（ＣＨ₄）
となり、メタンハイドレート生成単位にほぼ匹敵する結果となった。その結果、メタンハイドレートを生成するに要する動力を、ほぼ１００％回収可能であることが分かった。

本発明に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムの概略図である。本発明に係るメタンハイドレート冷熱利用発電システムの他の実施形態を示す概略図である。図２のメタンハイドレート冷熱利用発電システムを含むガス供給事業全体の概略図である。

符号の説明

ａ排ガス
ｅ燃焼用空気
ｆメタンハイドレート
ｈ冷水
２蒸気タービン
３ガスタービン
４発電機
５吸気冷却器

Claims

蒸気タービン及びガスタービンにより発電機を駆動する複合発電設備にメタンハイドレート貯槽を併設し、該メタンハイドレート貯槽内のメタンハイドレートが分解した時に生じた冷水を、前記ガスタービンに付随する吸気冷却器に導入して燃焼用吸気を冷却すると共に、夏期以外の期間においては、前記ガスタービンから排出される排ガスの一部を燃焼用吸気に混合させて年間を通じて燃焼用吸気を所定温度に保持するメタンハイドレート冷熱利用発電システムにおいて、前記ガスタービンに付随する吸気冷却器及びメタンハイドレート貯槽を含むループ状の閉回路を形成するとともに、該閉回路にメタンハイドレートの分解時に生じた冷熱を循環させ、かつ、メタンハイドレートの分解時に生じた余剰冷水を前記閉回路の系外に排出することを特徴とするメタンハイドレート冷熱利用発電システム。
メタンハイドレート貯槽、蒸気タービン復水器及びガスタービン吸気冷却器によりループ状の閉回路を形成するとともに、該閉回路にメタンハイドレートの分解時に生じた冷熱を循環させる請求項１記載のメタンハイドレート冷熱利用発電システム。
ガス導入基地からガス消費地区に至るガス導管沿いにメタンハイドレート生成貯槽設備及び複合発電設備を設け、前記メタンハイドレート生成貯槽設備は、メタンハイドレート生成槽と、冷凍機と、熱交換器と、補給水タンクと、メタンハイドレート貯蔵タンクとから構成され、前記複合発電設備は、蒸気タービンと、発電機と、ガスタービン吸気冷却器と、吸気圧縮機と、燃焼器と、ガスタービンと、廃熱ボイラと、蒸気タービン復水器及び膨張タービンとから構成されたメタンハイドレート冷熱利用発電システムであって、前記メタンハイドレート生成貯槽設備に蓄えられた冷熱を、前記吸気冷却器及び蒸気タービン復水器に送給することを特徴とするメタンハイドレート冷熱利用発電システム。
前記メタンハイドレート生成貯槽設備に蓄えられた冷熱がスラリー状のメタンハイドレートである請求項３記載のメタンハイドレート冷熱利用発電システム。