JPH10288047A

JPH10288047A - 液化天然ガス気化発電装置

Info

Publication number: JPH10288047A
Application number: JP9917597A
Authority: JP
Inventors: Yoshinori Hisakado; 喜徳久角
Original assignee: Osaka Gas Co Ltd
Current assignee: Osaka Gas Co Ltd
Priority date: 1997-04-16
Filing date: 1997-04-16
Publication date: 1998-10-27

Abstract

(57)【要約】【課題】航空転用のガスタービンを用い、海水を用い
ることなく、ＬＮＧ気化発電システムの効率を向上す
る。【解決手段】ガス発生機１３の圧縮機吐出空気中へ、
水蒸気を噴射し、ボイラ５からの排ガスを、排ガス冷却
器８で水と直接接触させて排熱回収と水の回収を行い、
この水を循環してＨＦＣ系混合フロンの冷媒ランキンサ
イクル装置６におけるフロン蒸発器である第１熱交換器
９でフロンを蒸発させるとともに、第２熱交換器１０で
ＬＮＧ気化の熱源として用いる。特に本発明では、冷媒
は、圧縮機１６，１７に吸気される空気を冷却する吸気
冷却器１１に導かれ、これによってガスタービンへの吸
気空気の温度をほぼ一定にするとともに、熱効率の向上
を図ることができるようになる。

Description

【発明の詳細な説明】

【０００１】

【発明の属する技術分野】本発明は、液化天然ガス（略
称ＬＮＧ）の冷熱が有する寒冷エネルギを利用して発電
を行う液化天然ガス気化発電装置に関する。

【０００２】

【従来の技術】従来から、ＬＮＧの冷熱を有効に利用す
る技術として、冷熱発電が提案されている。冷媒を用い
る或る先行技術では、ＬＮＧは、冷媒凝縮器に導かれ、
ここで凝縮する冷媒と熱交換して気化され、加温器で海
水と熱交換して加温され、気化した液化天然ガスとして
取出すことができる。冷媒凝縮器で凝縮した冷媒は、冷
媒ポンプで加圧され、海水と熱交換する冷媒蒸発器で蒸
発し、冷媒タービンに導かれ、これによって発電機が駆
動されて発電を行う。

【０００３】このような先行技術では、ＬＮＧの冷熱の
有効エネルギのほとんどが海水に捨てられている。

【０００４】

【発明が解決しようとする課題】本発明の目的は、液化
天然ガスの寒冷エネルギを有効に利用して発電を行うこ
とができるようにした液化天然ガス気化発電装置を提供
することである。

【０００５】

【課題を解決するための手段】本発明は、（ａ）ガスタ
ービン装置であって、空気の圧縮機と、圧縮機からの空
気によって燃料を燃焼する燃焼器と、燃焼器からのガス
が供給され、圧縮機を駆動するタービンと、タービンか
らのガスが供給され、発電機を駆動する出力タービンと
を有し、燃焼器入口から出力タービン入口までの間に水
蒸気が供給されるガスタービン装置と、（ｂ）出力ター
ビンからの排ガスの排熱回収をして水蒸気を発生し、ガ
スタービン装置に供給するボイラと、（ｃ）冷媒ランキ
ンサイクル装置であって、圧縮機に吸気される空気を冷
却する吸気冷却器１１と、液化天然ガスによって冷媒を
凝縮して吸気冷却器に導く冷媒凝縮器５８とを有し、吸
気冷却器と冷媒凝縮器とに冷媒を循環する冷媒ランキン
サイクル装置６とを含むことを特徴とする液化天然ガス
気化発電装置である。本発明に従えば、ガスタービン装
置における圧縮機と、燃焼器と、圧縮機を駆動するター
ビンとによってガス発生機１３が構成され、このガス発
生機からのガスが出力タービン１４に導かれて発電機が
駆動され、発電が行われる。このガスタービン装置にお
いて燃焼器入口から出力タービン入口までの間、たとえ
ば燃焼器の入口または前記タービンの入口に、水蒸気が
噴射されて供給され、これによって熱効率が向上し、発
電出力が増加する。噴射される蒸気の温度は、ガス発生
機であるガスタービン本来の燃焼ガス温度よりも低いの
で、水蒸気を噴射しない構成に比べて、多量の燃料を焚
くことができる。したがってタービンでは、水蒸気の流
量の分だけ多く出力が発生し、これに対して圧縮機の負
荷は増えない。これによって出力が増大し、熱効率が向
上される。水蒸気は、燃焼器内に噴射されてもよく、あ
るいはまた出力タービンの入口に供給されてもよい。出
力タービンの排ガスの有している排熱を回収するために
ボイラが設けられ、このボイラによって水蒸気が発生さ
れて、上述のように燃焼器入口から出力タービン入口ま
での間に供給される。さらに冷媒ランキンサイクル装置
が設けられる。冷媒凝縮器では、液化天然ガスによって
冷媒が凝縮されて気化されるとともに、冷媒が凝縮さ
れ、こうして凝縮された冷媒は、吸気冷却器に導かれて
循環され、吸気冷却器によって、空気を圧縮する圧縮機
に吸気される空気が冷却される。これによって空気圧縮
機の処理量が増え、燃焼器への燃焼用空気の流量が増
え、出力が増大することになる。特に圧縮機における空
気の圧縮比は、たとえば約３０以上であり、したがって
吸入される空気の温度を下げることによって、熱効率の
向上が大きい。さらにこの空気の顕熱を熱源として利用
することによって、冷媒ランキンサイクル装置の効率を
向上することができる。

【０００６】また本発明は、液化天然ガスが貯留される
タンクからの液化天然ガスが、液化天然ガス凝縮器から
前記冷媒凝縮器を経て気化されて天然ガスタービンに導
かれ、天然ガスタービンからの天然ガスを、前記液化天
然ガス凝縮器を経てその液化天然ガス凝縮器の上流側に
戻して循環する天然ガスランキンサイクル装置７を構成
したことを特徴とする。冷媒ランキンサイクル装置の冷
媒凝縮器には、天然ガス循環のランキンサイクル装置に
おけるＬＮＧを導き、これによってＬＮＧの有効な冷熱
の利用がさらに達成される。

【０００７】また本発明は、前記ボイラからの排ガス
を、水と直接接触する排ガス冷却器８と、排ガス冷却器
からの水によって前記冷媒凝縮器からの液化天然ガスを
昇温する第１熱交換器９と、第１熱交換器からの水によ
って吸気冷却器からの冷媒を蒸発させ、この水を前記排
ガス冷却器に循環して導く第２熱交換器１０とを含むこ
とを特徴とする。本発明に従えば、ガスタービン装置の
排熱回収を行うボイラからの排ガスを、排ガス冷却器に
おいて、水と直接接触させて熱回収し、この排ガス冷却
器からの水を第１熱交換器に導いてＬＮＧを昇温し、過
熱することができ、さらに第１熱交換器からの水は、第
２熱交換器において、吸気冷却器からの冷媒を蒸発する
ために導かれて、水が循環される。こうして冷媒ランキ
ンサイクル装置と、天然ガスランキンサイクル装置と、
排ガスに直接接触した水を循環する構成とを組合せるこ
とによって、ボイラを出た排ガスの顕熱を利用すること
ができるとともに、排ガス中に含まれている水蒸気の凝
縮潜熱を利用して、ＬＮＧ気化のための熱源とすること
ができる。こうして海水を利用することなく、高効率
で、ＬＮＧの有する冷熱の寒冷エネルギを回収すること
が高効率で可能になる。排ガス冷却器では、上述のよう
に排ガスの顕熱を回収することができるだけでなく、ボ
イラからガスタービン装置に供給された水蒸気および燃
焼器において燃料が燃焼することによって発生した水蒸
気が凝縮することによる潜熱が回収されることになる。
第１熱交換器からの気化されさらに過熱された天然ガス
は、天然ガスタービン６５，６９に導かれて駆動するよ
うにしてもよく、都市ガスとして供給され、また燃焼器
１９の燃料として用いられるようにしてもよい。第２熱
交換器で蒸発されて過熱された冷媒は、冷媒タービン７
９に導かれて発電のために利用することができ、その
後、冷媒凝縮器５８に戻されて循環される。本発明の冷
熱発電システムの気化熱源に、排ガスと直接接触で加温
されたたとえば約５５℃前後の循環水を用いる。この水
によって加温された高圧力の天然ガスを、天然ガスター
ビンで膨張させ、この排熱を活用する。さらにたとえば
約４０℃前後に下がった循環水を用いて、冷媒の蒸発に
利用し、循環水の温度を下げる。冷媒を気化して温度が
低下した水によって、その排ガス冷却器から排出される
排ガスの温度を、たとえば約２５〜５０℃、たとえば約
３５℃前後まで下げて、ガスタービン装置に噴射した水
蒸気の量以上の量を、復水として回収して、循環する。

【０００８】また本発明は、排ガス冷却器８は、ケーシ
ング内の上部に、第２熱交換器からの水を噴射するノズ
ルが設けられ、そのノズルよりも下方でケーシング内に
排ガスが導入され、ケーシング内の下部に水が貯留され
る貯留部４６が形成される構成を有し、第１熱交換器９
は、液化天然ガスが通過する通路を有する第１伝熱パネ
ルの外周面に、排ガス冷却器からの水が流下する構成を
有し、第２熱交換器１０は、冷媒が通過する通路を有す
る第２伝熱パネルの外周面に第１熱交換器からの水が流
下する構成を有することを特徴とする。本発明に従え
ば、排ガス冷却器のケーシング内で、ノズルから噴射さ
れる水に、ボイラからの排ガスが直接接触し、ケーシン
グ内の下部に形成された貯留部に、水が貯留される。こ
の水は、第１熱交換器における第１伝熱パネルの外周面
に接触して流下され、その第１伝熱パネルの下部から、
水は、第２熱交換器の第２伝熱パネルに流下され、こう
して第２伝熱パネルを流過した水は排ガス冷却器のノズ
ルに導かれて循環される。この排ガス冷却器の貯留部に
水が貯留され、また第１および第２熱交換器からの水を
貯留することによって、天然ガスの需要の変動に応じて
タンクからのＬＮＧの流量が変動したとき、およびガス
タービン装置がトリップして停止したときなどにおいて
も、貯留された水を第１および第２熱交換器に導き、第
２熱交換器から得られる冷媒を過熱し、たとえば冷媒タ
ービンに供給して循環することが可能であり、さらに第
１熱交換器におけるＬＮＧの蒸発、過熱を続行すること
ができる。

【０００９】また本発明は、（ａ）ガスタービン装置で
あって、空気の圧縮機と、圧縮機からの空気によって燃
料を燃焼する燃焼器と、燃焼器からのガスが供給され、
圧縮機を駆動するタービンと、タービンからのガスが供
給され、発電機を駆動する出力タービンとを有し、燃焼
器入口から出力タービン入口までの間に水蒸気が供給さ
れるガスタービン装置と、（ｂ）出力タービンからの排
ガスの排熱回収をして水蒸気を発生し、ガスタービン装
置に供給するボイラと、（ｃ）冷媒ランキンサイクル装
置であって、液化天然ガスによって冷媒を凝縮する冷媒
凝縮器５８を有し、冷媒を循環する冷媒ランキンサイク
ル装置と、（ｄ）前記ボイラからの排ガスを、水と直接
接触する排ガス冷却器８と、（ｅ）排ガス冷却器からの
水によって前記冷媒凝縮器からの液化天然ガスを昇温す
る第１熱交換器１０９と、（ｆ）第１熱交換器からの水
によって冷媒凝縮器からの冷媒を蒸発させ、この水を前
記排ガス冷却器に循環して導く第２熱交換器１１０とを
含むことを特徴とする液化天然ガス気化発電装置であ
る。本発明に従えば、図１０のように、ガスタービン装
置における圧縮機の入口側には、前述の吸気冷却器が設
けられていなくてもよく、ボイラからの排ガスは、排ガ
ス冷却器内で水と直接接触して熱回収され、第１熱交換
器１０９でＬＮＧの蒸発、過熱のために用いられ、さら
に第２熱交換器１１０でその水は冷媒凝縮器５８からの
冷媒を蒸発、過熱して循環される。

【００１０】また本発明は、液化天然ガスが貯留される
タンクからの液化天然ガスが、液化天然ガス凝縮器５６
から前記冷媒凝縮器５８および第１熱交換器１０９を経
て天然ガスタービン６９に導かれ、天然ガスタービンか
らの天然ガスを、前記液化天然ガス凝縮器５６を経てそ
の液化天然ガス凝縮器５６の上流側に戻して循環する天
然ガスランキンサイクル装置７を構成したことを特徴と
する。本発明に従えば、天然ガスが循環するランキンサ
イクル装置が構成され、排ガスから水に回収された熱
を、冷媒ランキンサイクル装置および天然ガスランキン
サイクル装置において利用することができる。

【００１１】また本発明は、排ガス冷却器は、ケーシン
グ内の上部に、第２熱交換器からの水を噴射するノズル
が設けられ、そのノズルよりも下方でケーシング内に排
ガスが導入され、ケーシング内の下部に水が貯留される
貯留部が形成される構成を有し、第１熱交換器１０９
は、液化天然ガスが通過する通路を有する第１伝熱パネ
ルの外周面に排ガス冷却器からの水が流下する構成を有
し、第２熱交換器１１０は、冷媒が通過する通路を有す
る第２伝熱パネルの外周面に第１熱交換器からの水が流
下する構成を有することを特徴とする。本発明に従え
ば、前述の請求項４に関連して述べたのと同様に、ＬＮ
Ｇの需要に応じた流量の変動があっても、またガスター
ビン装置がトリップなどしても、排ガスから熱回収して
昇温された水の顕熱を安定して利用することができる。

【００１２】また本発明は、循環される前記水の流量を
制御して、冷媒ランキンサイクル装置に含まれる冷媒タ
ービン７９に導かれる冷媒を、その冷媒にミストが含ま
れない温度以上に保つことを特徴とする。本発明に従え
ば、冷媒ランキンサイクル装置において備えられる冷媒
タービンには、循環される前記水の流量を制御して、そ
の冷媒にミストが含まれない温度以上に保ち、すなわち
冷媒タービンに導かれる冷媒を過熱することができる。
たとえばＬＮＧの流量が減少したときには、水の循環流
量を減少し、これによって排ガス冷却器の貯留部に貯留
される水の温度を上昇し、請求項３，４の第２熱交換器
１０および請求項５の第２熱交換器１１０から、冷媒ラ
ンキンサイクル装置に含まれる冷媒タービン７９への冷
媒を、常に過熱することができる。このために、冷媒タ
ービンの入口の冷媒の温度を検出する温度検出手段と、
排ガス冷却器に供給される水の流量を制御する流量制御
弁またはポンプなどの流量制御手段と、前記温度検出手
段の出力に応答して流量制御手段を制御する制御手段と
によって、冷媒タービンに導かれる冷媒を、その冷媒に
ミストが含まれない温度以上に保つことができる。

【００１３】また本発明は、タンクからの液化天然ガス
の流量に応じて前記水の循環流量を変化する手段が、さ
らに設けられることを特徴とする。本発明に従えば、天
然ガスの需要の変動に応じてタンクからのＬＮＧの流量
が変動したとき、前記水の循環流量を変化し、これによ
って冷媒タービンに導かれる冷媒を、その冷媒にミスト
が含まれない温度以上に保つことができる。たとえば天
然ガスの使用量が減少し、タンクからのＬＮＧの流量が
減少したとき、前記水の循環流量を減少し、これによっ
て排ガス冷却器からの前記水の温度が上昇し、冷媒の蒸
発のための熱源を確保する。このために、タンクからの
ＬＮＧの流量を検出する流量検出手段と、冷媒タービン
の入口の冷媒温度を検出する温度検出手段と、ＬＮＧ流
量検出手段と温度検出手段との出力に応答して排ガス冷
却器のノズルに供給する水の流量を制御する流量制御手
段による流量を制御する。

【００１４】また本発明は、排ガス冷却器の前記貯留部
に、前記水を加熱する熱源を設けることを特徴とする。
本発明に従えば、熱源として、たとえば水中燃焼バーナ
などを用いて、前記水の温度を上昇する。したがってガ
スタービン装置の排ガスの流量が減少し、あるいはまた
ガスタービン装置がトリップなどによって停止したとき
などにおいても、排ガス冷却器からの水の温度を昇温
し、したがってＬＮＧの気化を行い、また冷媒タービン
に導かれる冷媒を過熱することが可能となる。こうして
ＬＮＧ気化量と発電出力とのバランスを、吸気冷却と排
ガス冷却の程度に応じて、行う。

【００１５】

【発明の実施の形態】図１は、本発明の実施の一形態の
全体の構成を示すブロック図である。タンク１に貯留さ
れる液化天然ガスは、気化されて管路２に供給され、そ
の天然ガスの一部は、管路３からガスタービン装置４に
供給されて燃料として用いられる。ガスタービン装置４
の排ガスは、排熱回収ボイラ５に導かれ、水蒸気が発生
され、この得られた水蒸気は、ガスタービン装置４で用
いられ、発電出力を増加し、熱効率を向上する。

【００１６】さらに冷媒としてフロンを用いる冷媒ラン
キンサイクル装置６が設けられるとともに、気化した液
化天然ガスの一部を循環する天然ガスランキンサイクル
装置７が設けられる。さらにボイラ５からの排ガスを、
水と直接接触する排ガス冷却器８が設けられる。水は、
第１熱交換器９および第２熱交換器１０に導かれて循環
される。

【００１７】本発明では特に、ＬＮＧ冷熱でガスタービ
ン装置４の吸気冷却のための吸気冷却器１１が設けられ
る。管路２からの天然ガスは、管路１２から都市ガスと
して供給され、その一部は上述のように管路３に分岐さ
れてガスタービン装置４の燃料として用いられる。

【００１８】図２は、ガスタービン装置４の全体の構成
を示すブロック図である。このガスタービン装置４は、
ガス発生機１３と、そのガス発生機１３からの排ガスが
供給されて駆動される出力タービン１４とを有し、この
出力タービン１４によって発電機１５が駆動される。ガ
ス発生機１３において、前述の吸気冷却器１１で冷却さ
れた空気は、管路８７から低圧圧縮機１６に吸気され、
さらに高圧圧縮機１７によって圧縮される。こうして吸
気される空気は、圧縮比がたとえば約３０程度で圧縮さ
れ、管路１８から燃焼器１９に供給される。燃焼器１９
には、管路３から天然ガスが燃料として供給される。燃
焼器１９からの排ガスは、高圧タービン２０に与えら
れ、さらに低圧タービン２１に与えられる。高圧タービ
ン２０は高圧圧縮機１７を駆動し、また低圧タービン２
１は低圧圧縮機１６を駆動する。低圧タービン２１から
の排ガスは、出力タービン１４に供給される。

【００１９】ガス発生機１３における熱効率の向上を図
るために、管路２２からの高圧水蒸気は、燃焼器１９の
近辺または中間段落に噴射され、たとえば管路２２から
の高圧水蒸気は、高圧圧縮機１７からの管路１８におけ
る吐出空気中に噴射され、または管路２３から、燃焼器
１９からの排ガスの管路２４に噴射される。高圧水蒸気
は、低圧タービン２１の入口に噴射されてもよい。出力
タービン１４の入口には、管路２４から、低圧水蒸気が
供給される。こうして水蒸気は、燃焼器１９の入口から
出力タービン１４の入口までの間で供給される。

【００２０】噴射される水蒸気の温度は、ガスタービン
本来の燃焼ガス温度よりも低いので、水蒸気を噴射しな
い構成に比べて、多量の燃料を焚くことができる。ガス
タービン装置４の各段落では、水蒸気の流量の分だけ多
く出力が発生し、これに対して圧縮機１６，１７の負荷
は増えないので、結局、出力が増大し、熱効率が向上す
る。高圧水蒸気はまた、燃焼器１９内に、管路３からの
燃料ノズルから噴射されるように構成されてもよい。

【００２１】出力タービン１４からの排ガスは、管路２
５から、図１の排熱回収ボイラ５の高圧蒸発器２６、低
圧蒸発器２７、節炭器２８および給水予熱器２９，３０
に、この順序で導かれ、管路３１から、排ガス冷却器８
に導かれる。

【００２２】排ガス冷却器８からの水は、管路３２から
管路３３を経て水ポンプ３４で圧送され、管路３５ａか
ら給水予熱器３０を経て脱気器３５に導かれる。脱気器
３５で脱気された水は、水ポンプ３６から管路３７を経
て給水予熱器２９に導かれ、管路３８から、ポンプ３９
によって分岐され、節炭器２８を経て管路４０から高圧
蒸発器２６に導かれて蒸発され、かつ過熱され、管路４
１から管路２２もしくは２３または両者に供給されてガ
ス発生機１３に導かれる。

【００２３】排ガス冷却器８は、ケーシング４３内の上
部にノズル４４が設けられ、管路４５からの水が噴射さ
れる。ノズル４４よりも下方でケーシング４３内には、
管路３１が接続されて、排熱回収ボイラ５からの排ガス
が導入される。ケーシング４３の下部には貯留部４６が
形成され、水が貯留される。ケーシング４３の最上部に
は、管路４７が接続され、排ガスが排出される。

【００２４】排ガス冷却器８から管路３２を介する水の
一部は、管路４８から水ポンプ４９を経て、管路５０か
ら第１熱交換器９に導かれる。第１熱交換器９からの水
は、ポンプ５１から管路５２を経て第２熱交換器１０に
導かれる。第２熱交換器１０からの水は、ポンプ５３を
経て管路４５から排ガス冷却器８のノズル４４に供給さ
れ、こうして水が循環される。

【００２５】ＬＮＧタンク１からのＬＮＧは、管路５４
ａからＬＮＧポンプ５４を経て管路５５からＬＮＧ凝縮
器５６に導かれる。ＬＮＧ凝縮器５６からのＬＮＧは、
管路５７から冷媒凝縮器であるフロン凝縮器５８を経
て、さらに管路５９から予冷器６０に導かれ、さらに管
路６１を経て第１熱交換器９の第１伝熱パネル６２内に
形成された通路１０５（後述の図１２参照）に導かれ
る。この第１伝熱パネル６２の外周面には、前述の管路
５０からの水が接触して流下される。第１伝熱パネル６
２の下方には、流下した水を貯留する貯留部６３が形成
される。貯留部６３の水は、前述のポンプ５１によって
管路５２を経て第２熱交換器１０に導かれる。

【００２６】ＬＮＧ凝縮器５６およびフロン凝縮器５８
は、いわゆるプレートフィン式熱交換器を用いることが
できる。

【００２７】排熱回収ボイラ５から管路３１に導かれる
排ガスは、たとえば約８８℃であり、排ガス冷却器８で
熱が回収されて管路４７から排出される排ガスは、たと
えば２５〜５０℃である。排ガス冷却器８の貯留部４６
の水は、たとえば５５℃に昇温され、第１熱交換器９の
貯留部６３の水の温度は約４０℃である。第２熱交換器
１０では水がさらに冷却され、その貯留部７７から管路
４５を経て排ガス冷却器８に導かれる水の温度は、たと
えば約２５〜５０℃である。

【００２８】第１熱交換器９からの気化して過熱された
液化天然ガスは、管路６４から天然ガスタービン６５に
供給され、発電機６６が駆動される。天然ガスタービン
６５からの天然ガスは管路６７から管路２に導かれると
ともに、その一部は管路６８からもう１つの天然ガスタ
ービン６９に導かれる。天然ガスタービン６９によって
発電機８２が駆動される。天然ガスタービン６９からの
天然ガスは、管路７０から予冷器６０に導かれ、さらに
管路７１からＬＮＧ凝縮器５６に導かれる。ＬＮＧ凝縮
器５６で凝縮された約−１１０℃のＬＮＧは、管路７２
からＬＮＧ循環ポンプ７３を経て、管路７４から、ポン
プ５４とＬＮＧ凝縮器５６との間の管路５５に混入され
て循環される。タンク１から管路５４ａを介するＬＮＧ
は、ＬＮＧポンプ５４によってたとえば約７０ｋｇ／ｃ
ｍ²Ｇに昇圧され、管路７４からの凝縮されたＬＮＧが
混入されて、約−１３０℃でＬＮＧ凝縮器５６に導かれ
る。冷熱回収のためのＬＮＧ凝縮器５６、フロン凝縮器
５８および予冷器６０を経たＬＮＧは、管路６１で約−
４０℃まで昇温され、第１熱交換器９から管路６４に
は、約５３℃に昇温される。ＬＮＧ凝縮器５６から管路
７２に導かれる凝縮されたＬＮＧは、たとえば−１１０
℃である。こうして天然ガスランキンサイクル装置は、
ＬＮＧ凝縮器５６、フロン凝縮器５８、予冷器６０、第
１熱交換器９、天然ガスタービン６５，６９、およびＬ
ＮＧ循環ポンプ７３によって構成される。

【００２９】冷媒ランキンサイクル装置６において、第
２熱交換器１０の第２伝熱パネル７６に形成された通路
には、吸気冷却器１１からの管路７７ａを介する冷媒で
あるフロンが導かれて蒸発され、さらに過熱される。こ
の第２伝熱パネル７６の外表面には、前述の管路５２か
らの水が接触して流下される。水は、第２伝熱パネル７
６の下方に形成された貯留部７７に貯留される。貯留部
７７の水は、水ポンプ５３によって管路４５から排ガス
冷却器８に導かれる。

【００３０】第２熱交換器１０における第２伝熱パネル
７６からの過熱されたフロンは、たとえば３０℃であっ
て、管路７８から、フロンタービン７９に供給され、こ
れによって発電機８１が駆動される。

【００３１】フロンタービン７９からのたとえば−３０
℃のフロンは、管路８３からフロン凝縮器５８に導か
れ、フロン循環ポンプ８４を経て再びフロン凝縮器５８
に導かれ、昇温され、たとえば−４０℃のフロンは管路
８５から、吸気冷却器１１に導かれる。これによって吸
気冷却器１１は、管路８６から吸気されるたとえば３０
℃の空気を、たとえば約１０℃に冷却し、管路８７から
ガス発生機１３の低圧圧縮機１６に吸気される。フロン
凝縮器５８から管路８５は、吸気冷却器１１に導かれる
代りに、ガスタービン装置４のトリップ時などに、側路
８８から第２熱交換器１０の第２伝熱パネル７６に切換
えて導かれることもできる。

【００３２】図３は、図１に示される本発明の実施の形
態の温度・熱量特性を示す図である。この図３における
参照符は、図１の各構成要素の位置またはエンタルピに
対応する。図３のライン９１は、ＬＮＧの管路５５から
ＬＮＧ凝縮器５６を経て気化される状態を示し、ライン
９２は循環天然ガスの凝縮する状態を示す。またライン
９３は、冷媒ランキンサイクル装置６のフロンの状態を
示す。本発明に従う吸気冷却器１１は、エンタルピであ
る熱量ｉ１１で吸入空気を冷却し、これによってフロン
循環ポンプ８４からのフロンは、フロン凝縮器５８で過
冷却され、管路８５から吸気冷却器１１を経て管路７７
から第２熱交換器１０に戻り、この熱交換器１０で気化
され、さらに過熱される。このフロン液の蒸発熱は、参
照符ｉ９４で示されている。フロン凝縮器５８では、Ｌ
ＮＧの冷熱ｉ５８が、フロン凝縮のために利用される。
天然ガスタービン６５，６９の出力に相当する熱量は、
参照符ｉ６５，ｉ６９でそれぞれ示されている。天然ガ
スタービン６９からの天然ガスは、管路７０から予冷器
６０、管路７１およびＬＮＧ凝縮器５６を経て管路７２
において約−１１０℃の液となり、前述のように再液化
される。

【００３３】冷媒ランキンサイクル装置６において用い
られるフロンは、オゾン破壊係数が零であって、市場性
と蒸気圧および凝固温度との関係から、ＨＦＣ−２３と
ＨＦＣ−１３４ａとの組合わせが好ましい。ＨＦＣ−２
３は、凝固温度が低く、ＬＮＧとの熱交換でも凍結する
おそれはないけれども、単一媒体とした場合は、昇温時
の圧力が高く、フロン冷媒系の設計圧力を高くしなけれ
ばならなくなってしまう。そこで、ＨＦＣ−２３と沸点
の高いＨＦＣ−１３４ａとから成る混合フロンを用い
る。フロンタービン７９の出口圧力は、大気圧以上が必
要であり、また機器の設計温度は４０℃前後である。従
来から冷熱発電で用いられているフロン冷媒のＲ２２と
同じ設計圧とするには、ＨＦＣ−２３のＭＯＬ比は４０
〜４５％が適当である。またこの混合フロンを用いるこ
とによって、沸点と露点とが異なるので、凝縮フロン液
でタービン出口ガスの液化に使うことができ、循環量
が、単一媒体よりも増加し、出力を増やすことができ
る。

【００３４】図４は、ガスタービン装置４の燃焼排ガス
と給水・蒸気の熱交換特性を示す図である。参照符９５
のラインは、燃焼排ガスを示す。参照符は、図１におけ
る構成要素の位置を示す。ライン９６は、給水・水蒸気
の熱交換特性を示す。ライン９６における点９７は、水
の沸騰が終って過熱され始める点である。高圧蒸発器２
６では、管路４０からの水が蒸発されて過熱される。

【００３５】図５は、ガスタービン装置４における低圧
圧縮機１６への管路８７から吸気される空気の吸気温度
に対する燃料トン当りの出力タービン１４の軸端出力の
関係を示す図である。圧縮機１６，１７による空気の圧
縮比は、前述のようにたとえば約３０であって高く、し
たがって吸気温度が１０℃下がると、燃料トン当りの軸
端出力は、約８７ｋＷＨ増加し、吸気冷却の効果が大き
い。

【００３６】図６は、管路８７の空気の吸気冷却温度に
対する最大ＬＮＧ気化流量の関係を示す図である。横軸
はＬＮＧ冷熱発電で冷却された−４０℃前後の循環冷媒
で冷却した吸気温度であり、縦軸は約７０ＭＷのガスタ
ービン装置４からの排ガスを排ガス冷却器８から管路４
７に２５℃まで冷却して得られるときの熱と外気２０℃
の空気を吸気温度まで冷却して得られる熱の合計によっ
て気化することができる最大ＬＮＧ流量を表す。２０℃
の外気を、低圧圧縮機１６に０℃で吸気させるとき、図
６の参照符ΔＱ１１だけ、ＬＮＧの気化熱として利用さ
れたことになる。こうして空気の顕熱をも、フロンおよ
びＬＮＧのための熱源として用いることによって、空気
温度を１０℃冷却するのに必要なＬＮＧ流量は、約１３
ｔｏｎ／Ｈとなる。吸気温度を３０℃冷却すれば、出力
が約２．６（＝８７×３×７００００／６９００）ＭＷ
増加するので、図６から、このときのＬＮＧ気化流量を
約２１５ｔｏｎ／Ｈから、ＬＮＧトン当り出力向上寄与
は、約１２ｋＷＨとなる。すなわち本発明では、従来か
ら冷熱発電で有効に活用されていなかった冷熱エクセル
ギの一部を、上述のように吸気冷却に用いることによっ
て、回収可能となることが判る。

【００３７】図７は、排ガス冷却温度に対する造水流量
の関係を示す図である。本件発明者のシミュレーション
によれば、排ガス冷却器８から管路４７を経て排出され
る排ガスの冷却温度が約３５℃以下で、造水システムと
して機能させることができることが判る。

【００３８】図８は、排ガス冷却温度に対するタンク１
からのＬＮＧの気化流量の関係を示す図である。管路４
７から排出される排ガスをたとえば約２５℃まで冷却す
るとすれば、管路５５のＬＮＧを、約１７７ｔｏｎ／Ｈ
気化することができる。排ガス冷却温度を３５℃から１
５℃に変えることによって、ＬＮＧ気化流量を約１５６
ｔｏｎ／Ｈから約１９２ｔｏｎ／Ｈに、約３６ｔｏｎ／
Ｈ増やすことができることが判る。

【００３９】図９は、本発明の吸気冷却器１１を備える
上述の装置におけるサンキダイアグラムである。燃料の
化学エクセルギと圧力エクセルギとに、高温高圧の空気
のエクセルギが加わり、燃焼器１９で反応し、高圧ター
ビン２０の入口で、高温高圧の燃焼ガスのエクセルギを
持つ。このとき燃焼に伴うエクセルギ損失と常温の燃料
ガスと高温の空気の混合による温度低下による損失が生
じる。この損失に、排ガスと水蒸気の噴射による混合損
失を加えたエクセルギ損失は、約３３％前後になる。

【００４０】ガス発生機１３のタービン２０，２１によ
って、約２％前後の損失で高温・高圧の物理エクセルギ
を動力として回収し、空気圧縮機１６，１７を駆動す
る。空気冷却を行うと、圧縮のための動力が低減される
ので、その分、出力タービン１４の回収エネルギが増加
する。

【００４１】出力タービン１４を出た燃焼排ガスは、排
熱回収ボイラ５で水蒸気を発生する際に、伝熱に伴う約
３％前後のエクセルギ損失を生じる。発生した約９％の
高圧水蒸気は、ガス発生機１３の燃焼器１９またはター
ビン２０，２１に導入される。また約５〜６％の低圧水
蒸気は、出力タービン１４に導入される。したがって排
ガスに水蒸気噴射による過剰の水蒸気が含まれる分、排
ガスのエクセルギが大きくなり、これを排ガス冷却器８
において前述のように水と直接接触して排ガスの熱と排
ガスに含まれる水蒸気との回収をする。

【００４２】本件発明者のシミュレーションによれば、
３０℃外気の吸気冷却の程度を高めると、高温高圧空気
の循環エクセルギが大幅に減少するので、ガス発生機４
の空気圧縮機１６，１７とタービン２０，２１との損失
が減り、出力タービン１４の回収割合が増加する。また
蒸気発生割合は、吸気の冷却に伴い、燃焼前の空気温度
が下がり、燃焼に伴うエクセルギ損失がわずかに増加す
るので、蒸気発生割合は減少する。したがって外気を１
０℃吸気冷却したときの燃料回収効率は、約０．６％向
上する。吸気温度３０℃を吸気冷却器１１によって１０
℃に冷却したとき、高位発熱量基準熱効率は、４４．３
％から４５．５％に、約１．２％向上することになる。

【００４３】図１０は、本発明の実施の他の形態の簡略
化した系統図である。この実施の形態は、前述の図１〜
図９に示される実施の形態に類似し、対応する部分には
同一の参照符を付す。特にこの実施の形態では、図１に
おける吸気冷却器１１は省略されており、ガスタービン
装置４、排熱回収ボイラ５およびそれに関連する構成
は、同一である。排ガス冷却器８からの水は、ポンプ４
９によって管路５０から、約４０℃で、第１熱交換器１
０９の第１伝熱パネル１６２の外周面に接触して流下
し、貯留部１６３に貯留される。この貯留部１６３に貯
留された水は、水循環ポンプ５１によって管路５２から
第２熱交換器１１０の第２伝熱パネル１７６に接触して
流下される。第２伝熱パネル１７６の下方で貯留部１７
７に貯留される水の温度は、たとえば約１０℃であり、
ポンプ５３によって管路４５を介して、排ガス冷却器８
のノズル４４に導かれて噴射され、排ガスとの熱交換が
行われる。

【００４４】タンク１からのＬＮＧは、ＬＮＧポンプ５
４からＬＮＧ凝縮器５６を経て、さらにフロン凝縮器５
８を経て予冷器６０に導かれ、管路６１から第１熱交換
器１０９の第１伝熱パネル１６２に形成されている通路
を流れて管路６４から、約４０〜６５ｋｇ／ｃｍ²Ｇで
管路２，６８に供給される。管路６１のＬＮＧは、１５
ｋｇ／ｃｍ²Ｇである。循環天然ガスは、天然ガスター
ビン６９を駆動し、管路７０で約１５ｋｇ／ｃｍ²Ｇと
なり、予冷器６０から管路７１を経てＬＮＧ凝縮器５６
に導かれ、ポンプ７３によって管路７４から管路５５に
混入されて循環される。こうして天然ガスランキンサイ
クル装置７が構成される。

【００４５】冷媒ランキンサイクル６において第２熱交
換器１１０の第１伝熱パネル１７６から管路７８には、
たとえば約３０℃のフロンが導かれ、フロンタービン７
９が駆動され、その後、管路８３からフロン凝縮器５８
に導かれ、ポンプ８４を経て再びフロン凝縮器５８か
ら、約−４０℃で管路８５を経て蒸発器１０１に導か
れ、ここで常温空気によって約０℃に気化され、冷熱を
有効に回収した後に、第２熱交換器１１０に導かれる。
このフロンは、第２熱交換器１１０の第２伝熱パネル１
７６に形成された通路を通って昇温され、約３０℃で管
路７８からフロンタービン７９に導かれる。そのほかの
構成は、前述の実施の形態と同様である。

【００４６】図１１は、図１に示される第１熱交換器９
の簡略化した一部の斜視図である。管路６１からのＬＮ
Ｇは、下部ヘッダ１０２から複数の上下に並設された各
第１伝熱パネル６２に導かれ、この伝熱パネル６２内の
通路１０５（次の図１２参照）を上昇し、各第１伝熱パ
ネルからのＬＮＧは、上部ヘッダ１０３から管路６４に
導かれる。各伝熱パネル６２毎に、その上部にはトラフ
１０４が設けられる。トラフ１０４には、管路５０から
の水が供給される。トラフ１０４からの水は、第１伝熱
パネル６２の外周面に濡れ壁を形成して接触し、熱交換
が行われる。

【００４７】図１２は、図１１の切断面線ＸＩＩ−ＸＩ
Ｉから見た第１伝熱パネル６２の一部の断面図である。
この伝熱パネル６２には、ＬＮＧが通過する通路１０５
が形成され、フィン１０６が形成される。フィン１０６
は、参照符１０７で示すようにスポット溶接される。複
数の伝熱パネル６２に共通に、貯留部６３が設けられ
る。

【００４８】このような第１熱交換器９の構成は、第２
熱交換器１０ならびに図１０に示される第１および第２
熱交換器１０９，１１０に関しても同様である。

【００４９】

【発明の効果】請求項１の本発明によれば、たとえば航
空転用のガスタービンをガス発生機として用い、水蒸気
を燃焼器入口から出力タービン入口までの間に供給して
出力を増大し、こうして燃料の単位流量の投入あたりの
全体の熱効率を、たとえば約５７％に上昇し、在来のＬ
ＮＧ冷熱発電で未回収のたとえば約−４０℃の冷媒を用
いて、ガスタービン装置の圧縮機の吸気冷却を行い、こ
うして天然ガスの需要の変動にかかわらず、年間を通じ
て安定した出力を得るシステムが実現される。したがっ
て従来からのガスタービンにおいて、外気の空気温度が
上昇すると、圧縮機の処理量が減り、ガスタービンへの
燃焼用空気の流量が減るので、出力が低下するという問
題を、本発明によって解決し、従来のＬＮＧ冷熱発電シ
ステムにおいて捨てられている冷熱エクセルギを利用
し、吸気冷却を行う。

【００５０】また請求項１の本発明によれば、吸気冷却
の程度を高めると、高温高圧空気の循環エクセルギが減
少するので、ガスタービンと空気圧縮機の損失が減り、
正味回収割合が増加し、こうしてシステム全体の熱効率
を向上することができる。さらに圧縮機の圧縮比を、た
とえば約３０程度に高くし、かつ吸気冷却の程度を高め
ると、高温高圧空気の循環エクセルギが大幅に減少し、
ガス発生機のガスタービンと空気圧縮機の損失が減り、
出力タービンの回収割合が増加し、こうしてシステム全
体の熱効率を向上することが可能となる。

【００５１】請求項２の本発明によれば、さらに天然ガ
スランキンサイクル装置を構成してＬＮＧの冷熱のさら
に有効な利用を図ることができる。

【００５２】請求項３の本発明によれば、排ガスの顕熱
と排ガス中に含まれる水蒸気の凝縮潜熱とを、冷熱発電
の気化熱源に利用し、また凝縮した水蒸気を脱ガスする
ことによって、ボイラ給水などとして再利用することが
できる。

【００５３】請求項３の本発明によれば、冷熱発電で発
生した冷水で、排ガス中の水蒸気を回収することができ
るので、排ガスの冷却によって、比較的多量の造水が可
能になる。

【００５４】さらに高効率のＬＮＧ冷熱発電を組合せる
ことによって、上述のようにシステム全体の熱効率を大
幅に向上することができるだけでなく、ＬＮＧの気化の
面でみると、安定した質の高い熱源が得られるので、従
来から必要とされていた海水ポンプの動力を減らすこと
ができる。

【００５５】請求項４の本発明によれば、循環水を貯留
することを可能にして、天然ガスの需要の変動が生じて
も、またガスタービン装置がトリップして停止しても、
この貯留された昇温された水を利用して、冷媒の気化熱
源として用い、さらにＬＮＧの気化のために用いて、Ｌ
ＮＧ気化運転を続行することができる。

【００５６】請求項５の本発明によれば、吸気冷却器が
ガスタービン装置に関連して用いられない構成において
も、冷媒ランキンサイクル装置によって冷媒タービンを
駆動して発電を行うとともに、排ガスを水と直接接触し
て排熱と水蒸気との回収を行い、効率の向上を図ること
ができる。

【００５７】請求項６の本発明によれば、天然ガス循環
によるランキンサイクル装置を構成して効率の向上を図
り、排ガスから水に回収された熱を、冷媒ランキンサイ
クル装置および天然ガスランキンサイクル装置において
利用することができる。

【００５８】請求項７の本発明によれば、前述の請求項
４に関連して述べたのと同様に、循環する水の貯留によ
って、排ガスから熱回収して昇温された水の顕熱を、安
定して利用することができる。

【００５９】請求項８の本発明によれば、冷媒ランキン
サイクル装置に含まれる冷媒タービンには、過熱冷媒
を、前述の循環される水の流量の制御によって、安定し
て行うことができる。

【００６０】請求項９の本発明によれば、水の循環流量
を、タンクからの液化天然ガスの流量に応じて、したが
って使用される気化した液化天然ガスの流量に応じて、
変化し、冷媒ランキンサイクル装置を安定して運転する
ことができる。

【００６１】請求項１０の本発明によれば、排ガス冷却
器に熱源を設けて水を加熱して、ガスタービン装置の停
止時などにおいて、冷媒およびＬＮＧの気化熱源を確保
することができる。

【図面の簡単な説明】

【図１】本発明の実施の一形態の全体の構成を示すブロ
ック図である。

【図２】ガスタービン装置４の全体の構成を示すブロッ
ク図である。

【図３】図１に示される本発明の実施の形態の温度・熱
量特性を示す図である。

【図４】ガスタービン装置４の燃焼排ガスと給水・蒸気
の熱交換特性を示す図である。

【図５】ガスタービン装置４における低圧圧縮機１６へ
の管路８７から吸気される空気の吸気温度に対する燃料
トン当りの出力タービン１４の軸端出力の関係を示す図
である。

【図６】管路８７の空気の吸気冷却温度に対する最大Ｌ
ＮＧ気化流量の関係を示す図である。

【図７】排ガス冷却温度に対する造水量の関係を示す図
である。

【図８】排ガス冷却温度に対するタンク１からのＬＮＧ
の気化流量の関係を示す図である。

【図９】本発明の吸気冷却器１１を備える装置における
サンキダイアグラムである。

【図１０】本発明の実施の他の形態の簡略化した系統図
である。

【図１１】図１に示される第１熱交換器９の簡略化した
一部の斜視図である。

【図１２】図１１の切断面線ＸＩＩ−ＸＩＩから見た伝
熱パネル６２の一部の断面図である。

【符号の説明】

１タンク４ガスタービン装置５排熱回収ボイラ６冷媒ランキンサイクル装置７天然ガスランキンサイクル装置８排ガス冷却器９，１０９第１熱交換器１０，１１０第２熱交換器１１吸気冷却器１３ガス発生機１４出力タービン１５発電機１６低圧圧縮機１７高圧圧縮機１９燃焼器２０高圧タービン２１低圧タービン２６高圧蒸発器２７低圧蒸発器２８節炭器２９，３０給水予熱器３４，３６，４９水ポンプ３５脱気器４３ケーシング４４ノズル４６，６３，７７，１６３，１７７貯留部５６ＬＮＧ凝縮器５８フロン凝縮器６０予冷器６２伝熱パネル６５，６９天然ガスタービン６６，８１，８２発電機７３ＬＮＧ循環ポンプ７６，１６２第２伝熱パネル７９フロンタービン８４フロン循環ポンプ８８側路１０１蒸発器１０２下部ヘッダ１０３上部ヘッダ１０４トラフ１０５通路１０６フィン

Claims

【特許請求の範囲】

【請求項１】（ａ）ガスタービン装置であって、空気の圧縮機と、圧縮機からの空気によって燃料を燃焼する燃焼器と、燃焼器からのガスが供給され、圧縮機を駆動するタービ
ンと、タービンからのガスが供給され、発電機を駆動する出力
タービンとを有し、燃焼器入口から出力タービン入口までの間に水蒸気が供
給されるガスタービン装置と、（ｂ）出力タービンからの排ガスの排熱回収をして水蒸
気を発生し、ガスタービン装置に供給するボイラと、（ｃ）冷媒ランキンサイクル装置であって、圧縮機に吸気される空気を冷却する吸気冷却器と、液化天然ガスによって冷媒を凝縮して吸気冷却器に導く
冷媒凝縮器とを有し、吸気冷却器と冷媒凝縮器とに冷媒
を循環する冷媒ランキンサイクル装置とを含むことを特
徴とする液化天然ガス気化発電装置。
【請求項２】液化天然ガスが貯留されるタンクからの
液化天然ガスが、液化天然ガス凝縮器から前記冷媒凝縮
器を経て気化されて天然ガスタービンに導かれ、天然ガ
スタービンからの天然ガスを、前記液化天然ガス凝縮器
を経てその液化天然ガス凝縮器の上流側に戻して循環す
る天然ガスランキンサイクル装置を構成したことを特徴
とする請求項１記載の液化天然ガス気化発電装置。
【請求項３】前記ボイラからの排ガスを、水と直接接
触する排ガス冷却器と、排ガス冷却器からの水によって前記冷媒凝縮器からの液
化天然ガスを昇温する第１熱交換器と、第１熱交換器からの水によって吸気冷却器からの冷媒を
蒸発させ、この水を前記排ガス冷却器に循環して導く第
２熱交換器とを含むことを特徴とする請求項２記載の液
化天然ガス気化発電装置。
【請求項４】排ガス冷却器は、ケーシング内の上部
に、第２熱交換器からの水を噴射するノズルが設けら
れ、そのノズルよりも下方でケーシング内に排ガスが導
入され、ケーシング内の下部に水が貯留される貯留部が
形成される構成を有し、第１熱交換器は、液化天然ガスが通過する通路を有する
第１伝熱パネルの外周面に、排ガス冷却器からの水が流
下する構成を有し、第２熱交換器は、冷媒が通過する通路を有する第２伝熱
パネルの外周面に第１熱交換器からの水が流下する構成
を有することを特徴とする請求項３記載の液化天然ガス
気化発電装置。
【請求項５】（ａ）ガスタービン装置であって、空気の圧縮機と、圧縮機からの空気によって燃料を燃焼する燃焼器と、燃焼器からのガスが供給され、圧縮機を駆動するタービ
ンと、タービンからのガスが供給され、発電機を駆動する出力
タービンとを有し、燃焼器入口から出力タービン入口までの間に水蒸気が供
給されるガスタービン装置と、（ｂ）出力タービンからの排ガスの排熱回収をして水蒸
気を発生し、ガスタービン装置に供給するボイラと、（ｃ）冷媒ランキンサイクル装置であって、液化天然ガスによって冷媒を凝縮する冷媒凝縮器を有
し、冷媒を循環する冷媒ランキンサイクル装置と、（ｄ）前記ボイラからの排ガスを、水と直接接触する排
ガス冷却器と、（ｅ）排ガス冷却器からの水によって前記冷媒凝縮器か
らの液化天然ガスを昇温する第１熱交換器と、（ｆ）第１熱交換器からの水によって冷媒凝縮器からの
冷媒を蒸発させ、この水を前記排ガス冷却器に循環して
導く第２熱交換器とを含むことを特徴とする液化天然ガ
ス気化発電装置。
【請求項６】液化天然ガスが貯留されるタンクからの
液化天然ガスが、液化天然ガス凝縮器から前記冷媒凝縮
器および第１熱交換器を経て天然ガスタービンに導か
れ、天然ガスタービンからの天然ガスを、前記液化天然
ガス凝縮器を経てその液化天然ガス凝縮器の上流側に戻
して循環する天然ガスランキンサイクル装置を構成した
ことを特徴とする請求項５記載の液化天然ガス気化発電
装置。
【請求項７】排ガス冷却器は、ケーシング内の上部
に、第２熱交換器からの水を噴射するノズルが設けら
れ、そのノズルよりも下方でケーシング内に排ガスが導
入され、ケーシング内の下部に水が貯留される貯留部が
形成される構成を有し、第１熱交換器は、液化天然ガスが通過する通路を有する
第１伝熱パネルの外周面に排ガス冷却器からの水が流下
する構成を有し、第２熱交換器は、冷媒が通過する通路を有する第２伝熱
パネルの外周面に第１熱交換器からの水が流下する構成
を有することを特徴とする請求項５または６記載の液化
天然ガス気化発電装置。
【請求項８】循環される前記水の流量を制御して、冷
媒ランキンサイクル装置に含まれる冷媒タービンに導か
れる冷媒を、その冷媒にミストが含まれない温度以上に
保つことを特徴とする請求項４〜７のうちの１つに記載
の液化天然ガス気化発電装置。
【請求項９】タンクからの液化天然ガスの流量に応じ
て前記水の循環流量を変化する手段が、さらに設けられ
ることを特徴とする請求項３〜８のうちの１つに記載の
液化天然ガス気化発電装置。
【請求項１０】排ガス冷却器の前記貯留部に、前記水
を加熱する熱源を設けることを特徴とする請求項３〜９
のうちの１つに記載の液化天然ガス気化発電装置。