WO2004074641A1 - ガス圧縮機 - Google Patents

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WO2004074641A1
WO2004074641A1 PCT/JP2003/001938 JP0301938W WO2004074641A1 WO 2004074641 A1 WO2004074641 A1 WO 2004074641A1 JP 0301938 W JP0301938 W JP 0301938W WO 2004074641 A1 WO2004074641 A1 WO 2004074641A1
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WO
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compressor
gas
heat recovery
exhaust heat
fuel gas
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PCT/JP2003/001938
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English (en)
French (fr)
Inventor
Masashi Oda
Mutsumi Horitsugi
Original Assignee
Hitachi, Ltd.
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    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q10/00—Administration; Management
    • G06Q10/06—Resources, workflows, human or project management; Enterprise or organisation planning; Enterprise or organisation modelling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]

Definitions

  • the present invention relates to a gas compressor for a fuel gas pipeline, an exhaust heat recovery compressor attached to a gas compressor, and an investment recovery plan support system for estimating investment recovery potential of an exhaust heat recovery compressor.
  • Natural gas and petroleum pipelines are equipped with fuel gas pressure stations approximately every 100 km to compensate for the pressure drop in the fuel gas flowing through the pipeline.
  • the fuel gas to be transported is used as fuel to drive the gas turbine, and the driving force of the gas turbine drives the compressor that pressurizes the combustion gas to be transported.
  • the gas turbine has a thermal efficiency of about 35%, but all the combustion gas after driving the gas turbine is discharged as exhaust heat.
  • the present invention relates to a fuel gas pipeline boosting station that contributes to the reduction of carbon dioxide emissions.
  • the present invention recovers the heat of the combustion gas in a gas turbine, which has been conventionally discarded, by an exhaust heat recovery boiler, and drives the compressor with the recovered energy, thereby reducing the capacity of the compressor. Was raised.
  • the amount of fuel diverted from the fuel gas pipeline to the compressor is reduced, and fuel gas, which is the original purpose of the fuel gas pipeline, can be supplied efficiently.
  • the capacity of the compressor can be increased while keeping the existing facilities alive. Can be higher.
  • the compressor referred to in the present invention is typically a pressure boosting station that increases the gas pressure in the middle of a fuel gas pipeline.
  • a compressor in a liquefied plant that liquefies natural gas before transporting it by tanker It can also be applied to sensors.
  • the exhaust heat recovery compressor has an instantaneous flow rate monitor for measuring the flow rate of the fuel gas and an integrated flow rate monitor.
  • the present invention calculates the income obtained from the improvement of the fuel consumption rate of the compressor by installing the exhaust heat recovery compressor, and Provide an investment recovery planning support system that estimates the recoverability.
  • Figure 1 is a schematic diagram of a natural gas pipeline.
  • FIG. 2 is a configuration diagram of a fuel gas boosting station.
  • FIG. 3 is a view showing a first modification of the boosting station.
  • FIG. 4 is a view showing a second modification of the boosting station.
  • FIG. 5 is a diagram showing a third modification of the boosting station.
  • FIG. 6 is a diagram showing an example of a business scheme using the present invention
  • FIG. 7 is a diagram showing another example of a business scheme using the present invention.
  • FIG. 8 is a diagram showing still another example of a business scheme using the present invention.
  • FIG. 9 is a flowchart showing a transaction example using the present invention.
  • FIG. 10 is a block diagram of the investment recovery plan support system.
  • FIG. 11 is a functional block diagram of the investment recovery plan support system.
  • FIG. 12 is a diagram showing a transaction form of the CO 2 emission allowance.
  • the first FIG. 3 is a flow chart showing the transaction examples of C 0 2 allowances.
  • FIG. 14 is a flowchart showing another example of a transaction utilizing the present invention.
  • a natural gas pipeline which is an example of a fuel gas pipeline
  • a natural gas consumer A a natural gas consuming area
  • a natural gas producing area P through a pipeline PL.
  • B a natural gas consumer
  • the natural gas consumer is located in a remote location beyond the sea, the natural gas is liquefied by cooling and compressing the natural gas in liquefaction brand C to reduce the volume, and then a special LPG (Liquefi ed Natura l Gas) transported by tanker.
  • LPG Liquefi ed Natura l Gas
  • pressurizing stations BS1 to BSn for increasing the pressure are appropriately provided at predetermined intervals, for example, every 100 km to improve the flow of natural gas.
  • a natural gas pipeline is exemplified as a typical example of a fuel gas pipeline.
  • a petroleum pipeline has the same configuration, and the present invention can be applied. It is possible.
  • the boosting stations BS1 to BSn mainly consist of an intake filter 1, an air compressor 2, a combustor 3, a gas turbine 4, a compressor 5, and an exhaust system. It is configured with a heat recovery compressor 1.0.
  • the intake filter 1 is connected to the air introduction side of the air compressor 2 by a pipe 1a.
  • the air compressor 2 is a compressor that compresses air by the rotation of a turbine, and its discharge side is connected to the combustor 3 by a pipe 2a.
  • the combustor 3 is connected to a branch pipe 3 a for introducing the fuel gas branched from the pipeline P. Then, the compressed air sent from the air compressor 2 is used to burn the fuel gas introduced from the branch pipe 3a.
  • the discharge side of the combustor 3 is connected to the inflow side of the gas turbine 4 by a pipe 3b.
  • a flow meter 6 for measuring the flow rate of the fuel gas entering the combustor 3 is provided in the branch pipe 3a.
  • an instantaneous flow monitor that measures an instantaneous flow rate can be applied.
  • the instantaneous flow rate data detected by the flow meter 6 is constantly sent to the management terminal 7, and is transmitted from the management terminal 7 to the management system at a remote place via the communication line CL.
  • the management terminal 7 corresponds to the communication means described in the claims.
  • an integrated flow monitor for measuring the integrated flow can be used instead of the instantaneous flow monitor. In this case, the integrated flow rate data may be transmitted to the management terminal 7 regularly or irregularly.
  • a flow meter may be provided in front of each combustor, and the sum of the measured flow rates may be calculated.
  • a component analyzer 8 for analyzing a component of the fuel gas is provided in the branch pipe 3a. This is because reductions of fuel gas, for calculating the emission allowances C_ ⁇ 2, is used to determine the carbon percentage in the fuel gas.
  • the component analyzer 8 performs component analysis periodically or irregularly, and outputs the analysis result to the management terminal 7.
  • gas chromatography or the like can be used as the component analyzer 8.
  • a component analyzer 8 may be provided downstream of the gas turbine 4 so as to directly measure the concentration of CO 2 using the gas burned by the gas turbine 4 as a sample. In this case, instead of measuring the fuel gas flow, Measure the amount of exhaust gas.
  • the gas turbine 4 is connected to the air compressor 2 by a shaft 4a, and drives the air compressor 2 by the rotation torque of the gas turbine 4 due to the combustion gas.
  • the gas turbine 4 is also connected to the compressor 5 via a shaft 4 b, and the compressor 5 is driven by the rotation torque of the gas turbine 4.
  • the gas turbine 4 may be a single-stage type or a multi-stage type.
  • the above-described gas compressor 9, which is a part including the intake filter 1, the air compressor 2, the combustor 3, the gas turbine 4, and the compressor 5, is a conventional pressurizing station.
  • the gas compressor 9 may be an existing one or may be a newly constructed one.
  • the combustion gas discharged from the gas turbine 4 still has heat of about 500 to 600 ° C, and the exhaust heat recovery compressor 10 is driven by using this heat.
  • the exhaust heat recovery compressor 10 includes an exhaust heat recovery boiler 11, a steam turbine 12, a generator 13, a motor 14, and a compressor 15.
  • the exhaust heat recovery boiler 11 heats water by using exhaust heat introduced from the gas turbine 4 to generate steam. This steam is sent to the steam turbine 12 via the pipe 11a, and the steam that has exited the steam turbine 12 enters the condenser lib and is condensed by being cooled by seawater or the like, and is regenerated and discharged. It is supplied to the heat recovery boiler 11 and circulates between the exhaust heat recovery boiler 11 and the steam turbine 12.
  • Generator 13 is connected to steam turbine 12 by shaft 13a.
  • the output of the generator 13 is connected to the motor 14, and the output shaft of the motor 14 is connected to the shaft 15 a of the compressor 15.
  • the compressor 15 is connected downstream of the compressor 5 described above. That is, the combustion gas of the pipeline PL compressed by the compressor 5 is further compressed and sent.
  • the steam turbine 12 is rotated by the exhaust heat from the gas turbine 4 which has been conventionally discarded, and the compressor 1 is rotated by utilizing the output torque of the steam turbine 12. 5 is driven, and the pressure of the combustion gas in the pipeline PL is increased by the compressor 15. Therefore, the boosting efficiency is improved in the entire boosting station BS.
  • the flow is divided.
  • the amount of combustion gas supplied to the combustor 3 through the pipe 3a can be reduced. Therefore, the emission of carbon dioxide, which is a greenhouse gas, can be reduced. Further, the fuel cost required for the pressurization station BS can be reduced.
  • the amount of fuel gas supplied from the branch pipe 3a to the boosting station BS is constant between the state where the exhaust heat recovery compressor 10 is attached and the state where the exhaust heat recovery compressor 10 is not attached, the state where the boosting station BS is attached.
  • the above-described boosting station BS can be modified as follows.
  • the generator 13 is rotated by the output torque of the steam turbine 12 of the exhaust heat recovery compressor 10, and the motor 14 is driven by the output of the generator 13.
  • Output shaft and compressor 15 shaft 15 a Although the connection is made, the shaft 15a of the compressor 15 may be directly connected to the output shaft of the steam turbine 12 as shown in FIG. With this configuration, since there is no energy loss in the generator 13 and the motor 14 shown in FIG. 2, it is possible to provide a boosting station or a waste heat recovery compressor with higher efficiency.
  • the gas turbine 4, the steam turbine 12, and the compressor 5 can be arranged coaxially, and their shafts can be mechanically connected. Also in this example, compared to the case of FIG. 2, the compressor 5 can be driven without losing the output of the steam turbine 12 by the generator 13 and the motor 14, so that the boosting station is a highly efficient boosting station. be able to. Also, compared to the case of Fig. 3, the gas turbine 4 and the steam turbine 12 drive one coaxial compressor 5, which reduces the mechanical loss of the compressor and increases the efficiency of the combustion gas. Can be boosted. In addition, the number of components constituting the boosting station can be reduced, so that the equipment cost can be reduced.
  • the compressor 5 is shown as a single compressor, a plurality of compressors may be arranged coaxially and compressed by a plurality of compressors. For example, a typical natural gas pipeline boosting station could consist of four 14 MW compressors.
  • the generator 13 may be connected to the system coordinator 16 for connecting an external power supply or an external load to the boosting station BS in FIG.
  • the generator 13 may be connected to the system coordinator 16 for connecting an external power supply or an external load to the boosting station BS in FIG.
  • the power of the motor 14 is increased by supplying electric power from an external power supply via the system coordinator 16 to meet the required capacity, and conversely, I do n’t need that much In this case, the power generated by the generator 13 can be supplied to an external load via the system link 16.
  • the external load for example, an in-house power supply such as an office that manages a boost station can be considered.
  • power may be sold to a power generation company.
  • power generation company even when the gas turbine 4 is stopped, for example, it is possible to drive the motor 14 to drive the compressor 15 by purchasing power from a power generation company. In other words, even when a trouble such as a partial failure of the gas turbine 4 or the like occurs, the motor 14 can be operated by the motor 14.
  • the system coordinator 16 it is desirable to provide a power monitor 17 that measures the power flowing to the external load via the system coordinator 16.
  • a power monitor 17 that measures instantaneous power can be applied as the power monitor 17.
  • the instantaneous power data detected by the power monitor 17 is constantly sent to the management terminal 7, and is transmitted from the management terminal 7 to a remote management system via the communication line CL.
  • the management terminal 7 corresponds to the communication means described in the claims.
  • an integrated power monitor that measures integrated power can be used instead of the instantaneous power monitor.
  • the integrated power data may be transmitted to the management terminal 7 regularly or irregularly. (Business scheme)
  • gas compressor or the exhaust heat recovery compressor (hereinafter, appropriately referred to as “gas compressor or the like”) of the present invention is applied to an actual business will be described.
  • the gas compressor or the exhaust heat recovery compressor of the present invention is leased from the compressor business unit 96 to a contractor (pipeline company) 91.
  • the gas of the present invention Contract with the company on how to distribute the profits obtained by using compressors.
  • the loan may be transferred under contract.
  • Natural gas is produced by natural gas producers 90 and delivered to liquefiers 92 by contractors 91. In areas directly connected by pipelines, natural gas can be supplied to gas consumers 94 without liquefaction.
  • the liquefier 92 liquefies natural gas and passes LNG to the carrier 93, which supplies the LNG to the gas consumer 94. Then, the gas consumer 94 pays the purchase price to the finance department 97 according to the amount of natural gas used.
  • the compressor business unit 96, the finance unit 97, and the up-and-coming private power generation unit 95 are examples of belonging to the same company group, and are therefore referred to as “sectors”.
  • the consignor 91 transfers the consignment allowance and greenhouse gas (CO 2 ) emission allowance to the compressor business unit 96 in accordance with the contract described above.
  • the finance department 97 plays a role as an investor in the gas compressors etc. installed in the contractor 91, and replaces the fee for use of the gas compressors etc., which has ownership of the compressor business department 96, with the contractor 91. Pay the compressor business unit 96. On the other hand, the compressor business unit 96 transfers the consignment and C ⁇ 2 emission allowances received from the consignor 91 to the finance unit 97.
  • the in-house power generation sector 95 is supplied with LNG from the carrier 93, supplies the generated power to the power consumers 98, and receives fees from the power consumers 98.
  • LNG fuel costs will be paid to the finance department 97.
  • the finance department 97 pays the natural gas producer 90 the fuel price corresponding to the LNG used by the private power generation department 95 and the LNG used by the gas consumer 94.
  • the finance department 97 pays to the carrier 93 for the transportation cost of LNG.
  • the courier 91 can increase the courier capacity without the need for funds, and profits can be obtained by distributing a part of the profits of this capacity. Can be obtained.
  • the compressor business unit 96 can benefit from the introduction of the compressor because the contractor 91 introduces the compressor without risk.
  • the ease with which compressors can be introduced provides a new investment destination for the finance department 97.
  • the gas compressor or the like of the present invention can be used by the liquefaction company 92, as shown in FIG. 7, the gas compressor or the exhaust heat recovery compressor is transferred from the compressor business unit 96 to the liquefaction company 92. They can be lent. In this case, by rental gas compressors or the like, depending on the decreased amount of fuel and increased liquefied frame, C o 2 allowances or liquefied frame is transferred from the liquefied skilled to the compressor division 9 6.
  • the finance department 97 receives CO 2 emission allowances and liquefaction allowances from the compressor business department 96 in exchange for paying usage fees to the compressor business department 96.
  • the finance department 97 sells CO 2 emission allowances to CO 2 emission companies, or sells them in the CO 2 emission allowance market, and sells liquefaction allowances to gas demand, users 94, etc. Alternatively, it will be converted to cash by selling in-house power generated by low-cost LNG.
  • the finance department 97 may own a gas compressor and the like.
  • the finance department 97 orders the compressor business department 96 and pays for the gas compressor, etc.
  • the compressor business department 96 transfers the equipment to the contractor 91 and liquefaction company 92.
  • Construct You. Contracts are entered into between the contractor 91 and the finance department 97, and between the liquefaction company 92 and the finance department 97, and in accordance with this agreement, the contractor 91 becomes a contractor or transferred the C 0 2 allowances Fuaina Nsu sector 9 7, liquefied skill 9 2 YuzuruWataru liquefied frame and CO 2 allowances finance department 9 7.
  • the compressor business unit 96 sells gas compressors and the like and ends, so there is no need to take risks due to fluctuations in gas demand.
  • the first is when the amount of conveyed waste does not change before and after the introduction of an exhaust heat recovery compressor. At this time, the profits will be generated by reducing the amount of natural gas consumed at the boosting station, thereby reducing fuel costs, and by converting the surplus CO 2 emission allowance to cash. 1).
  • the second is when the amount of fuel gas consumed at the pressure boosting station is not changed before and after the introduction of the exhaust heat recovery compressor.
  • the profit at this time was increased due to increased capacity of the boosting station, Profit can be generated by converting natural gas for minutes (transaction example 2).
  • the contractor (user) 9.1 as shown in Fig. 6 and the compressor business unit (equipment supply) are mainly used.
  • the project is planned and put into operation between the finance department (investor) 97 and the finance department (investor) 97.
  • the contractor 91 sends information on the existing boosting station '(gas compressor, existing equipment) to the compressor business unit 96 (S101).
  • the information on the boost station includes, for example, the current equipment configuration and capacity, the current operation status, and the future operation prospects.
  • the compressor business unit 96 formulates a repair plan for the existing equipment based on the received existing equipment information (S102).
  • the report on the rehabilitation plan includes the initial cost, including the fuel gas reduction rate (fuel reduction rate), equipment costs and installation costs, and the operation and maintenance of the equipment due to the rehabilitation (introduction of the exhaust heat recovery compressor) Includes cost information.
  • the finance department 97 makes a recovery plan based on the reported rehabilitation plan (S104).
  • the investment recovery plan will be implemented using the investment recovery plan support system described later. In order to recover the investment, it is necessary for the finance department 97 to receive a part of the profits obtained from the renovation of the existing equipment, and the finance department 97 calculates how much it will set up .
  • the compressor business unit 96 reports the rehabilitation plan and the set consideration reported by the finance unit 97 to the contractor 91 (S106).
  • the contractor 91 examines the rehabilitation (introduction of the exhaust heat recovery compressor) based on the received rehabilitation plan and the information on the set price (S107).
  • an agreement is signed between the contractor 91 and the compressor business unit 96 (S108), and the compressor business A purchase contract is concluded between the department 96 and the finance department 97 (S109).
  • the finance department 97 pays the purchase price to the compressor business department 96 (S110), and the compressor business department 96 supplies the waste heat recovery compressor to the existing booster station of the contractor 91. (Modification) to the gas compressor (S111).
  • the compressor business unit 96 performs equipment operation and maintenance services according to the option contract with the contractor 91 (S113).
  • the contractor 91 pays the finance department 97 at regular intervals according to the introduction contract (S115).
  • Consideration of payment may or may pay with C Omicron 2 allowances, to sometimes pay money obtained by multiplying a distribution ratio defined by the contract among the saved fuel costs, it may be both.
  • the investment recovery plan support system 30 consists of a general computer executing a program, and is a central processing unit (CPU) 30a that performs calculations, temporary storage, and comparison. It has a storage device 30b for storing programs and various databases, a keyboard 30c as an input device, and a display 30d as an output device.
  • CPU central processing unit
  • the investment recovery plan support system 30 is configured as shown in Figure 11.
  • various input units 31 for inputting values for calculating the investment recovery various input units 31 for inputting values for calculating the investment recovery, income calculation unit 32 for calculating income based on the input values, recoverability determination unit 33, output unit It has 3 4.
  • These components 31 to 34 are realized by the CPU 30a appropriately reading and processing the program in the storage device 30b.
  • the investment recovery support system 30 includes a database 35 in the storage device 30b.
  • the input section 31 is an initial cost input section 31a, a fuel reduction rate input section 31b, a consignment input section 31c, a distribution rate input section 31d, a collection period input section 31e, a consignment quantity It has an increment input section 31 f and a unit charge entry section 31 g.
  • the initial cost input section 31a is a section for inputting initial costs including equipment costs and installation costs required for introducing the exhaust heat recovery compressor.
  • the fuel reduction rate input section 31b is a section for inputting the fuel reduction rate, which is the amount of fuel reduction per unit transported amount due to the introduction of the exhaust heat recovery compressor.
  • Fuel reduction rate (Fuel consumption rate before renovation-Fuel consumption rate after renovation)
  • the consignment amount input section 31c is a part for inputting a period consignment amount, which is a consignment amount per unit period.
  • the distribution ratio input part 31 d is a part for inputting a distribution ratio to be distributed according to a contract previously concluded among the profits obtained by the fuel reduction.
  • the payback period input section 31e is used to enter the investment payback period.
  • the transfer volume increment input section 31 f is used to input the increment of the transport volume obtained by introducing the exhaust heat recovery compressor.
  • the unit charge amount input section 31 g is a part for inputting a unit charge amount, which is a charge amount per unit charge amount.
  • Database 35 includes gas market database 35a, emission allowance and exchange database 35b, and user credit database 35c.
  • the gas market database 35a stores at least the prices of natural gas (fuel gas), for example, the time-series prices.
  • the emission allowance market database 3 5b contains at least C 0 2 emission allowances (greenhouse For example, it stores the time-series rates.
  • the user credit database 35c stores data obtained by quantifying the user's solvency.
  • the income calculator 32 is a part that calculates the income obtained from each input value according to the set calculation mode. Specifically, when trying to make a profit by reducing fuel, the product of the consigned amount, the fuel reduction rate, and the distribution rate, that is,
  • the amount of fuel gas consumed at the boosting station is not changed, and the amount of consigned fuel is increased by improving the capacity of the boosting station, and natural gas (fuel gas) is exchanged for this amount.
  • the increase in the consigned amount is multiplied by the market price and distribution rate of the gas extracted from the gas market database 35a,
  • Revenue is calculated by integrating over the collection period.
  • the emission market price fluctuation risk coefficient obtained from the emission market database 35b the gas price fluctuation risk coefficient obtained from the gas market database 35a, and the user credit database 35c
  • the obtained user risk coefficient should be multiplied as appropriate.
  • the retrievability determiner 33 compares the income obtained during the calculated recovery period with the input initial cost, and if the initial cost is higher, outputs data indicating that recovery is difficult. If the initial cost is smaller, it outputs data indicating that it can be collected. Since the possibility of recovery can be determined by various methods, other methods may be used. For example, it may be configured to calculate and output the yield from the initial cost and each year's income.
  • the output unit 34 has a function of outputting the data as the determination result output by the recoverability determining unit 33 to the display 30d.
  • the trading 2 emissions trading system as shown in FIG. 1 2, wheeling industry's 9 1, in addition to allowances certification body 4 1 finance team 9 7, allowances Noboru Rokubo management engine 4 2,
  • the transaction log management organization 43 and the applicants for emission allowance 44 are involved. And these contractors 9 1, finance department 9 7, emissions
  • the quota certification body 41, the emission allowance register management body 42, the transaction log management body 43, and the applicants for emission allowance 44 4 are to communicate by means of communication means 91a, 97a, 41a, 42a, respectively.
  • the communication means 91a, 97a, 41a, 42a, 43a, 44a are connected to the network 40.
  • the network 40 for example, the Internet can be used, or a network constructed with a dedicated line in consideration of security can be used.
  • the contractor 91 has a terminal device 91b that can communicate with the communication means 91a.
  • the communication means 91 a and the terminal device 91 b correspond to the management terminal 7 in FIGS. 2 to 5 described above.
  • the finance department 97 receives the fuel gas usage and the fuel gas consumption at the pressure boosting station transmitted from the contractor 91, and based on the fuel gas usage data, the emission allowance (hereinafter referred to as “acquisition It has a server 97b that includes an emission allowance calculation function that calculates the emission allowance and a storage function that stores fuel gas consumption data.
  • the server 97 b is connected to the network 40 via communication means 9.7 a.
  • the emission allowance certification body 41 which is different from the entity that conducts transactions such as the finance department 97, etc., verifies the emission allowance and decides the amount of allowance when the consignor 91 etc. It is a three-party organization.
  • the emission allowance certification body 41 receives the fuel gas consumption data and fuel gas component data from the contractor 91, verifies this data, and determines the emission allowance and the emission allowance certification function.
  • It has a server 41b that includes a database function that can search for information on emission allowances that are permitted to be viewed, and a communication function that communicates with other computers via the network 40. .
  • the server 41b is connected to the network 40 via the communication means 41a.
  • the emission allowance register management body 4 2 registers and manages allowances as accounts. It is operated by a third party different from the business entity.
  • the emission allowance registry management institution 42 has a storage function that allows emission allowances to be accumulated as emission allowance information files in a folder called an account assigned to each business operator (business entity). Upon receiving information from a business operator requesting the transfer of emission credits, it makes an inquiry to the transaction log management organization 43, and when it receives information that authenticates the transaction from the transaction log management organization 43, the account owner Transfers (writes out) the emission allowance information file to the desired account and deletes the original allowance information file according to the information transmitted by a certain company that requests the transfer of emission allowances. It has a server 42b including a communication function for communicating with another computer via the “0”. The server 42b is connected to the network 40 via communication means 42a.
  • the transaction log management organization 43 monitors the emission allowance transaction log (progress) and is operated by a third party different from the transaction entity.
  • the transaction log management institution 43 monitors whether emissions allowance transactions are being performed normally and provides authentication of emissions allowance transactions, a storage function for accumulating emissions allowance transaction logs, and emission allowance transactions.
  • It has a server 43 b including a database function for searching for information permitted to be browsed, and a communication function for communicating with other computers via the network 40.
  • the server 43b is connected to the network 40 via the communication means 43a.
  • the emission allowance acquisition applicant 44 has a terminal device 44b, and the terminal device 44b is connected to the network 40 via the communication means 44a.
  • the contractor 91 and the finance department 97 have I Ri resulting co 2 emission allowances in the installation of the suppressor (hereinafter, described smell of operation Te, simply referred to as "emissions allowances") keep contract for the distribution method (S 1 2 0).
  • the contractor 91 and the financing department 97 are assumed to be businesses with emission allowances (for example, businesses in Annex I of the Kyoto Protocol).
  • the emission allowances that are subject to the above are emission allowances held by the contractor 91 that will be surplus due to the reduction of fuel gas consumption.
  • all emission allowances generated by the operation of the exhaust heat recovery compressor must be converted from the allowances in the account of the contractor 91.
  • the contractor 91 and the finance department 97 register the contents of the contract with a third-party emission allowance certification body 41 (S122).
  • the emission allowance certification body 41 verifies the project contents and the contract contents, and if there is no problem, approves the contract.
  • the contractor 91 operates the heat recovery compressor (S122). At this time, the flow rate (fuel gas consumption) of the fuel gas is measured by the flow meter 6 and the component of the fuel gas is measured by the component analyzer 8 as appropriate.
  • the data on fuel gas usage and fuel gas components is called “monitoring data”.
  • the terminal device 91b of the contractor 91 sends the monitoring data to the server 97b of the finance department 97 regularly or irregularly (S123) o
  • the terminal device 91b of the contractor 91 is based on the monitoring data.
  • the emission allowance to be acquired is calculated (S124). More specifically, this is performed as follows. First, when the flow meter 6 indicates the instantaneous flow rate, the integrated flow rate (fuel gas consumption) within the calculation period is calculated. When the flow meter 6 is an integrating flow meter, the data measured by the integrating flow meter may be used as it is. Then, based on the result measured by the component analyzer 8, the amount of carbon dioxide emission is calculated. Specifically, if you are measuring the carbon dioxide concentration in the exhaust gas,
  • the component analyzer 8 measures the carbon composition in the fuel, it is assumed that the carbon component in the fuel is completely burned and all of it is changed to carbon dioxide.
  • the amount of reduction in the amount of carbon dioxide emitted can be calculated. This reduction is the desired emission allowance data.
  • the terminal device 9 lb of the contractor 91 periodically sends the monitoring data and the desired emission allowance data calculated in step S122 to the server 4lb of the emission allowance authority 41. (S125).
  • the server 41b of the emission allowance certification body 41 receives the monitoring data and the emission allowance data sent and checks whether there is any data deficiency, and examines the emission allowance data requested. If there is no problem, the emission allowance is determined (S126). Then, the determined emission allowance is sent to the contractor 9 1 Notify (SI27), and also notify the finance department 97 (S128) o
  • the contractor 91 allocates 60% of the emission allowance determined by the emission allowance certification body 41 from the account of the trustee 91 to the finance department 97. Apply to the Emission Register Management Organization 42 to transfer to an account of the same country. That is, identification of the source account, identification of the transfer destination account, data on the amount of emission allowance to be transferred, etc. are transmitted from the terminal device 9 1 b of the contractor 91 to the server 4 2 b of the emission allowance register management organization 42 Yes (S129). Table 1 shows an example of the information on the emission allowance transfer application. Table 1. Emission allowance transfer application information
  • the emission allowance identification number is a number uniquely assigned to each emission allowance 1t.
  • the server 4 2b of the emission allowance register management organization 4 2b which has received the information on the emission allowance transfer application, sends the information on the emission allowance transfer application 4 3 Transfer to 3b and confirm the transfer certification for the transfer of the applied emission allowance (S130).
  • the server 4 3b of the transaction log management organization 43 determines that there is no problem with the requested transfer, the server 4 3b will operate the server 4 2b of the emission allowance registry management organization 42. Send the transfer certification information to (S131).
  • the server 4 2b of the emission allowance register management organization 4 2 that has received the transfer authorization information rewrites the emission allowance register according to the information on the emission allowance transfer application (S1332), and consigns the emission allowance 9 1 From the account of Finance Division 97 to the account of Finance Division.
  • the server 42b of the allowance register management organization 42 sends a notice of the end of the transfer of the allowance to the server 97b of the finance department 97 (S 1 3 3), and a notification of the end of the transfer of the emission allowance is transmitted to the terminal device 9 1 b of the consigner 91 (S 13 4).
  • the emission allowances obtained from the power generation project using methane generated from the coal mine excavation are distributed to the finance department 97 and the contractor 91.
  • the consignment amount is measured during operation (S142) as shown in step S142, and the consignment amount per unit amount is added to this consignment amount. Multiply and calculate income.
  • the finance department 97 obtains consideration for the right to use the pipeline free of charge, it converts it into money at the gas plant GM and obtains money (S144).
  • the data of the increased amount of consignment and the emission allowance data desired to be acquired are transmitted from the terminal device 91b of the consignor 91 to the server 41b of the emission allowance certification organization 41, and the certification is received.
  • the efficiency of a gas compressor can be improved in a fuel gas pipeline such as a natural gas pipeline.
  • a fuel gas pipeline such as a natural gas pipeline.
  • the emission of carbon dioxide which is a warming gas
  • the amount of decrease in emissions of carbon dioxide, or by the efficiency of the gas compressor was directed above, certified CO 2 emission allowances, by conversion gold the C 0 2 allowances, to benefit it can.

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Description

ガス圧縮機 技術分野
本発明は、 燃料ガスパイプラインのガスコンプレッサならびにガスコ ンプレッサに付設する排熱回収明コンプレッサ、 及び排熱回収コンプレツ サの投資回収可能性を見積もるため田の投資回収計画支援システムに関す る。 背景技術
天然ガスや石油のパイプラインには、 パイプライン内を流れる燃料ガ スの圧力低下を補充するため、 およそ 1 0 0 k mごとに燃料ガスの昇圧 ステーショ ンが設けられている。 昇圧ステーショ ンでは、 輸送対象の燃 料ガスを燃料と してガスタービンを駆動し、 このガスタービンの駆動力 により、 輸送対象である燃焼ガスを昇圧するコンプレッサを駆動してい る。
そして、 前記ガスタービンは、 およそ 3 5 %の熱効率を有している が、 ガスタービンを駆動した後の燃焼ガスは、 排熱と してすベて放出さ れている。
しかしながら、 近年、 二酸化炭素等の排出による地球温暖化が環境問 題として取り上げられており、 先進国においては、 二酸化炭素の排出量 を削減することが全世界的に要求されている。 一方で、 開発途上国にお いては、 産業の発展のために今後も二酸化炭素の排出がやむを得ないこ ともあり、 二酸化炭素等の温室効果ガスの排出枠を取引することが多数 国間で計画されている。 これらの背景のもとで、 本発明がなされたものであり、 本発明は、 二 酸化炭素の排出量削減に貢献する燃料ガスパイプライ ンの昇圧ステーシ ョンならぴに昇圧ステーショ ンに付設する排熱回収コンプレッサ、 及び 排熱回収コンプレッサの投資回収可能性を見積もるための投資回収計画 支援システムを提供する。 発明の開示
本発明は、 前記した課題を解決すべく、 従来廃棄されていたガスター ビンの燃焼ガスの熱を、 排熱回収ボイラにより回収して、 この回収した エネルギにより コンプレッサを駆動することで、 コンプレッサの能力を 高く した。 このよ うにすることで、 燃料ガスパイプラインから、 コンプ レッサに分流させる燃料が減少し、 燃料ガスパイプラインの本来の目的 である、 燃料ガスの供給を効率良く行う ことができる。 また、 このよ う な排熱回収ボイラと、 回収したエネルギによ り駆動するコンプレッサ (排熱回収コンプレッサ） を、 既設のコンプレッサに付設することで、 既にある設備を生かしたまま、 コンプレッサの能力を高くすることがで きる。
本発明でいう コンプレッサは、 典型的には、 燃料ガスパイプライ ンの 途中でガスの圧力を昇圧する昇圧ステーショ ンであるが、 例えば、 天然 ガスをタンカーで輸送する前に液化する液化プラン トにおけるコンプレ ッサに適用することもできる。
また、 排熱回収コンプレッサを貸与し、 既設のコンプレッサの能力向 上によ り得られる利益の一部を貸与料金と して回収する事業を行う こと により、 高効率のコンプレッサを普及させ、 温室効果ガスの排出を全世 界的に抑制することが可能になる。 そのため、 前記排熱回収コンプレツ サには、 燃料ガスの流量を測定するための瞬時流量モニタや積算流量モ ユタを設け、 これらのモニタが測定した瞬時流量データ又は積算流量デ ータを遠隔地へ通信手段で送信することで、 燃料ガスの流量を管理し、 事業の効率化を図ることが可能になる。
さらに、 前記した事業のためには、 投資回収の見込みが必要であるの で、 本発明では、 排熱回収コンプレッサの付設により コンプレッサの燃 料消費率の向上から、 得られる収入を計算し、 投資回収可能性を見積も る投資回収計画支援システムを提供する。 図面の簡単な説明
第 1図は、 天然ガスパイプライ ンの模式図である。
第 2図は、 燃料ガスの昇圧ステーショ ンの構成図である。
第 3図は、 昇圧ステーシヨ ンの第 1 の変形例を示す図である。
第 4図は、 昇圧ステーショ ンの第 2 の変形例を示す図である。
第 5図は、 昇圧ステーシヨ ンの第 3 の変形例を示す図である。
第 6図は、 本発明を利用したビジネススキームの一例を示す図である, 第 7図は、 本発明を利用したビジネススキームの他の例を示す図であ る。
第 8図は、 本発明を利用したビジネススキームのさらに他の例を示す 図である。
第 9図は、 本発明を利用した取引例を示すフローチヤ一トである。 第 1 0図は、 投資回収計画支援システムの構成図である。
第 1 1図は、 投資回収計画支援システムの機能プロック図である。 第 1 2図は、 C 0 2排出枠の取引形態を示す図である。
第 1 3図は、 C 0 2排出枠の取引例を示すフローチャー トである。
第 1 4図は、 本発明を利用した他の取引例を示すフローチャートであ る。 発明を実施するための最良の形態
次に、 本発明の実施形態について適宜図面を参照しながら説明する。 (天然ガスパイプライ ン）
図 1に示すように、 燃料ガスパイプラインの一例である天然ガスパイ プラインは、 天然ガスの産出地域である天然ガス供給元 Pからパイプラ イ ン P Lにより天然ガスの消費地域である天然ガス需用者 A， Bへ託送 される。 または、 天然ガス需用者が海を越えた遠隔地である場合には、 液化ブラン ト Cにおいて天然ガスを冷却、 圧縮することにより液化して 体積を少なく した後、 専用の L P G (Li quef i ed Natura l Gas)タンカー に積載して輸送される。
パイプライン P Lの途中には、 所定間隔、 例えば 1 0 0 k mごとに天 然ガスの流れを良くするため、 圧力を上げる昇圧ステーショ ン B S 1〜 B S nが適宜設けられている。
なお、 本実施形態では、 燃料ガスパイプラインの典型例と して、 天然 ガスパイプラインを例示しているが、 石油パイプラインの場合にも、 同 様の構成を有し、 本発明を適用することが可能である。
(昇圧ステーショ ン）
昇圧ステーショ ン B S 1〜 B S n (以下、 「； B S」 とする） は、 図 2 に示すよ うに、 主として吸気フィルタ 1、 空気圧縮機 2、 燃焼器 3、 ガ スタービン 4、 コンプレッサ 5及ぴ排熱回収コンプレッサ 1 . 0を備えて 構成されている。
吸気フィルタ 1は、 管 1 aにより空気圧縮機 2 の空気導入側へ接続さ れている。 空気圧縮機 2はタービンの回転により,,空気を圧縮する圧縮機 であり、 その排出側が管 2 aにより燃焼器 3に接続されている。 燃焼器 3には、 パイプライン Pから分流した燃料ガスを導入する分流 管 3 aが接続されている。 そして、 空気圧縮機 2から送られてきた圧縮 空気を利用して分流管 3 aから導入された燃料ガスを燃焼させる。 燃焼 器 3の排出側は、 ガスタ一ビン 4の流入側に管 3 bにより接続されてい る。
分流管 3 aには、 燃焼器 3に入り込む燃料ガスの流量を測定する流量 計 6が設けられている。 流量計 6 と しては、 例えば、 瞬時流量を測定す る瞬時流量モニタが適用できる。 流量計 6が検出した瞬時流量データ は、 常時管理端末 7に送られ、 管理端末 7から通信線 C Lを介して遠隔 地の管理システムへ送信される。 ここでは、 管理端末 7が請求の範囲に いう通信手段に相当する。 なお、 流量計 6 として、 瞬時流量モニタでは なく、 積算流量を測定する積算流量モニタを利用することもできる。 こ の場合、 積算流量データを定期的又は不定期的に管理端末 7へ送信すれ ばよい。 また、 燃焼器 3が複数の燃焼器からなるときは、 それぞれの燃 焼器の前段階に流量計を設けて、 それらが測定した流量の和をとつても 良いし、 分流管 3 aのうち、 複数の燃焼器に分流する前の部分に一つ流 量モニタを設けるよ うにすることもできる。
また、 分流管 3 aには、 燃料ガスの成分を分析する成分分析器 8が設 けられている。 これは、 燃料ガスの削減分から、 C〇 2の排出枠を計算 するため、 燃料ガス中の炭素割合を求めるのに使用される。 成分分析器 8は、 定期的又は不定期的に成分分析を行い、 その分析結果は、 前記管 理端末 7へ出力される。 成分分析器 8 と しては、 ガスクロマ トグラフィ 等が使用できる。 · .
また、 ガスタービン 4で燃焼したガスをサンプルと して、 C O 2の濃 度を直接測定するよ うに、 ガスタービン 4より後段に成分分析器 8を設 けても良い。 この場合は、 燃料ガスの流量を測定する代わりに燃焼後の 排出ガス量を測定する。
ガスタービン 4は、 空気圧縮機 2 と軸 4 aにより結合されており、 燃 焼ガスによるガスタービン 4の回転トルクにより、 空気圧縮機 2を駆動 している。 また、 ガスタービン 4は、 軸 4 b によ り コンプレッサ 5の口 ータと も接続されており、 ガスタービン 4の回転トルクによ り、 コンプ レッサ 5が駆動されるよ うになっている。 なお、 ガスタービン 4は、 一 段式でも複数段式でもどちらでもよい。
以上説明した吸気フィルタ 1、 空気圧縮機 2、 燃焼器 3、 ガスタービ ン 4、 コンプレッサ 5からなる部分であるガスコンプレッサ 9が、 従来 からある昇圧ステーショ ンである。 なお、 ガスコンプレッサ 9は、 既設 のものであっても良いし、 新たに建設するものであっても構わない。 ガスタ一ビン 4から排出された燃焼ガスは、 未だ 5 0 0〜 6 0 0 °C程 度の熱を有しており、 この熱を利用して排熱回収コンプレッサ 1 0が駆 動される。
(排熱回収コンプレッサ）
排熱回収コンプレッサ 1 0は、 排熱回収ボイラ 1 1 と、 蒸気タービン 1 2 と、 発電機 1 3 と、 モータ 1 4 と、 コンプレッサ 1 5 とを備えて構 成されている。
排熱回収ボイラ 1 1 は、 前記ガスタービン 4から導入される排熱によ り、 水を加熱して蒸気を生成する。 この蒸気は、 管 1 1 aを介して蒸気 タービン 1 2へ送られ、 蒸気タービン 1 2を出た蒸気は、 復水器 l i b に入って海水等により冷却されることにより凝縮し、 再ぴ排熱回収ボイ ラ 1 1へ供給され、 排熱回収ボイラ 1 1 と蒸気タービン 1 2の間を循環 する。
発電機 1 3は、 軸 1 3 aにより蒸気タービン 1 2 と結合されている。 発電機 1 3 の出力は、 モータ 1 4に接続され、 モータ 1 4 の出力軸がコ ンプレッサ 1 5の軸 1 5 a と結合されている。
コンプレッサ 1 5は、 前記したコンプレッサ 5の後段に接続されてい る。 すなわち、 コンプレッサ 5により圧縮されたパイプライン P Lの燃 焼ガスをさらに圧縮して送出する。
以上のよ うな排熱回収コンプレッサ 1 0によれば、 従来廃棄していた ガスタービン 4からの排熱により蒸気タービン 1 2を回転させ、 この蒸 気タービン 1 2の出力 トルクを利用してコンプレッサ 1 5を駆動し、 コ ンプレッサ 1 5によ りパイプライン P Lの燃焼ガスを昇圧する。 従つ て、 昇圧ステーショ ン B S全体で昇圧の効率が良くなる。
そのため、 排熱回収コンプレッサ 1 0を付設した状態と、 付設しない 状態とで比較すると、 燃料ガスの昇圧の能力を一定にした （燃料ガスの 託送量を一定にした） 稼働方法を採れば、 分流管 3 a を通って燃焼器 3 へ供給される燃焼ガスの量を少なくできる。 従って、 温室効果ガスであ る二酸化炭素の排出量を少なくすることができる。 また、 昇圧ステーシ ヨ ン B Sで必要とする燃料費を少なくすることができる。
また、 昇圧ステーショ ン B Sに分流管 3 aから供給する燃料ガスの量 を、 排熱回収コンプレッサ 1 0を付設した状態と、 付設しない状態とで 一定にすると、 付設した状態では、 昇圧ステーショ ン B S の昇圧能力が 高くなることにより、 託送量を多くすることができる。
(昇圧ステーショ ンの他の形態）
前記した昇圧ステーショ ン B Sは、 次のような変形が可能である。 図 2の構成では、 排熱回収コンプレッサ 1 0の蒸気タービン 1 2の出 力 トルクにより、 発電機 1 3を回転させ、 発電機 1 3の出力によりモー タ 1 4を駆動し、 モータ 1 4の出力軸とコンプレッサ 1 5の軸 1 5 aを 結合するようにしたが、 図 3に示すように、 コンプレッサ 1 5の軸 1 5 aを蒸気タービン 1 2 の出力軸と直結するよ うに構成してもよい。 この よ うに構成することで、 図 2で示した発電機 1 3及びモータ 1 4におけ るエネルギの損失がないので、 より高い効率の昇圧ステーション又は排 熱回収コンプレッサとすることができる。
また、 図 4に示すよ うに、 ガスタービン 4、 蒸気タービン 1 2、 及び コンプレッサ 5を同軸上に配置し、 それぞれの軸を機械的に結合するよ う に構成することもできる。 この例の場合にも、 図 2の場合と比較し て、 蒸気タービン 1 2の出力を発電機 1 3、 モータ 1 4により失う こと なく コンプレッサ 5を駆動できるので、 高い効率の昇圧ステーショ ンと することができる。 また、 図 3の場合と比較しても、 ガスタービン 4 と 蒸気タービン 1 2により、 同軸上の一つのコンプレッサ 5を駆動してい るので、 コンプレッサの機械的損失が少なく、 より高い効率で燃焼ガス を昇圧できる。 加えて、 昇圧ステーショ ンを構成する部品点数も少なく できるので、 設備コス トを低くすることができる。 なお、 コンプレッサ 5は、 一つのものと して図示してあるが、 同軸上に複数のコンプレッサ を配置して、 複数段のコンプレッサで圧縮することもできる。 例えば、 一般的な天然ガスパイプライ ンの昇圧ステーショ ンでは、 1 4 M Wのコ ンプレッサ 4基で構成することができる。
また、 図 5に示すよ うに、 図 2の昇圧ステーション B Sに対し、 発電 機 1 3が、 外部電源又は外部負荷を接続する系統連携器 1 6 と接続され るように構成することもできる。 このよ うな構成によれば、 昇圧ステー ショ ンに要求される能力が時間的に変化した場合に、 柔軟に対応するこ とができる。 例えば、 昇圧ステーショ ンに高い能力が必要とされたとき には、 外部電源から系統連携器 1 6を介して電力を供給してモータ 1 4 の能力を上げ、 要求能力に対応し、 逆に、 それほど能力が必要とされな い場合には、 系統連携器 1 6を介して発電機 1 3で発電した電力を外部 負荷に供給することができる。 外部負荷と しては、 例えば、 昇圧ステー シヨ ンを管理する事務所等の所内電源が考えられる。 また、 発電会社に 売電してもよい。 さらに、 この構成によれば、 ガスタービン 4を停止さ せた時でも、 例えば発電会社から買電することでモータ 1 4を駆動して コンプレッサ 1 5を駆動するという使い方も可能である。 つまり、 ガス タービン 4等の一部の故障等、 トラブルが発生した場合にも、 モータ 1 4により稼働することが可能である。
また、 系統連携器 1 6を設ける場合には、 系統連携器 1 6を介して外 部負荷へ流出する電力を測定する電力モニタ 1 7を設けるのが望ま し い。 電力モニタ 1 7 と しては、 例えば、 瞬時電力を測定する瞬時電力モ ユタが適用できる。 電力モニタ 1 7が検出した瞬時電力データは、 常時 管理端末 7に送られ、 管理端末 7から通信線 C Lを介して遠隔地の管理 システムへ ¾信される。 こ こでは、 管理端末 7が請求の範囲にいう通信 手段に相当する。 なお、 電力モニタ 1 7 と して、 瞬時電力モニタではな く、 積算電力を測定する積算電力モニタを利用することもできる。 この 場合、 積算電力データを定期的又は不定期的に管理端末 7へ送信すれば よい。 (ビジネススキーム）
次に、 本発明のガスコンプレッサ又は排熱回収コンプレッサ （以下、 適宜 「ガスコンプレッサ等」 という。 ） を、 実際の事業に適用する例に ついて説明する。
図 6に示すよ うなビジネススキームの場合、 本発明のガスコンプレツ サ又は排熱回収コンプレッサは、 圧縮機事業部門 9 6から託送業者 （パ ィプライン業者） 9 1に貸与される。 この貸与の際には、 本発明のガス コンプレッサ等の使用により得られる利益の分配方法について契約して おく。 なお、 貸与は、 契約上譲渡であっても構わない。
天然ガスは天然ガス生産者 9 0が生産し、 託送業者 9 1により液化業 者 9 2に託送される。 なお、 パイ プライ ンで直接繋がれた地域であれ ば、 液化することなく、 ガス需用者 9 4に天然ガスを供給することがで きる。 液化業者 9 2は、 天然ガスを液化して L N Gを輸送業者 9 3に渡 し、 輸送業者 9 3が L N Gをガス需用者 9 4に供給する。 そして、 ガス 需用者 9 4は、 天然ガスの使用量に応じてファイナンス部門 9 7 へ購入 代金を支払う。 なお、 実施の形態の説明において、 圧縮機事業部門 9 6、 ファイナンス部門 9 7、 及び興起する自家発電部門 9 5は同じ会社 のグループに属している例なので、 「部門」 と している。
一方、 託送業者 9 1は、 前記した契約に従い、 託送枠や、 温室効果ガ ス （C O 2 ) 排出枠を圧縮機事業部門 9 6に譲渡する。
ファイナンス部門 9 7 は、 託送業者 9 1 に設置するガスコンプレッサ 等の出資者としての役割を果たしており、 圧縮機事業部門 9 6の所有権 を有するガスコンプレッサ等の使用料を託送業者 9 1 に代わって圧縮機 事業部門 9 6に支払う。 これに対し、 圧縮機事業部門 9 6は、 託送業者 9 1から受け取った託送枠や C〇 2排出枠をファイナンス部門 9 7へ譲 渡する。
ファイナンス部門 9 7は、 この受け取った C 0 2排出枠を C 0 2排出 企業又は C O 2排出枠巿場において換金して利益を得る。 また、 前記託 送枠については、 ガス需用者 9 4等に売り、 または低コス ト L N Gによ る自家発電電力の販売などにより換金する。
自家発電部門 9 5は、 輸送業者 9 3から L N Gを供給され、 発電した 電力を電力需用者 9 8に供給すると共に料金を電力需用者 9 8から受け 取る。 また、 L N Gの燃料費はファイナンス部門 9 7へ支払う。 ファイナンス部門 9 7は、 自家発電部門 9 5が使用した L N G及ぴガ ス需用者 9 4が使用した L N Gに対応する燃科代金を天然ガ^生産者 9 0へ支払う。 また、 L N Gの輸送代金についてファイナンス部門 9 7が 輸送業者 9 3へ支払う。
以上のようなビジネススキームによれば、 託送業者 9 1は、 資金を必 要とせずして託送能力を上げることができ、 この能力增強分の一部の利 益が分配されるこ とで利益を得るこ とができる。 また、 圧縮機事業部門 9 6は、 託送業者 9 1がリ スクを負わずにコンプレッサを導入してくれ ることから、 コンプレッサの導入が促進され、 利益を得ることができ る。 さらに、 コンプレッサの導入が容易であることは、 ファイナンス部 門 9 7に、 新たな投資先を提供することになる。
また、 本発明のガスコンプレッサ等は、 液化業者 9 2が使用すること もできるので、 図 7に示すように、 ガスコンプレッサ又は排熱回収コン プレッサを圧縮機事業部門 9 6から液化業者 9 2へ貸与するこ ともでき る。 この場合、 貸与したガスコンプレッサ等により、 減少した燃料量や 増加した液化枠に応じて、 C o 2排出枠や液化枠が液化業者から圧縮機 事業部門 9 6へ譲渡される。 そして、 ファイナンス部門 9 7は圧縮機事 業部門 9 6に使用料を支払うのと引き替えに圧縮機事業部門 9 6から C O 2排出枠や液化枠を受け取る。 さらに、 ファイナンス部門 9 7は、 C O 2排出枠を C O 2排出企業に売り、 若しく は C O 2排出枠市場で売るこ とで換金し、 液化枠をガス需,用者 9 4等に売り、 または低コス ト L N G による自家発電電力の販売などによ り換金する。
また、 図 8に示すように、 ガスコンプレッサ等をファイナンス部門 9 7が所有してもよい。 この場合、 ファイナンス部門 9 7は圧縮機事業部 門 9 6に、 ガスコンプレッサ等の注文をすると共に代金を支払い、 圧縮 機事業部門 9 6は、 その設備を託送業者 9 1や液化業者 9 2に建設す る。 契約は、 託送業者 9 1 とファイナンス部門 9 7 の間、 液化業者 9 2 と ファイナンス部門 9 7の間でそれぞれ交わされ、 この契約に従って、 託送業者 9 1は設備の使用代と して託送枠又は C 0 2排出枠をフアイナ ンス部門 9 7に譲渡し、 液化業者 9 2は、 液化枠や C O 2排出枠をファ イナンス部門 9 7に讓渡する。 そして、 ファイナンス部門 9 7は、 前記 した図 6、 図 7 の場合と同様にして託送枠、 液化枠、 又は C 0 2排出枠 を換金する。 このよ う なビジネススキームによれば、 圧縮機事業部門 9 6は、 ガスコンプレッサ等を売って終わり となるので、 ガスの需用変動 等によるリ スクを負わなくて済む。
(排熱回収コンプレッサの適用による取引例）
前記したビジネススキームに従い、 本発明のガスコンプレッサ等を利 用して事業を行う場合、 ガスコンプレッサ等の導入により得られる利益 の考え方と しては 3つ考えられる。 なお、 以下において、 本発明のガス コンプレッサ又は排熱回収コンプレッサの うち、 排熱回収コンプレッサ を既設のガスコンプレッサに増設する形で導入する形態を例にして説明 するが、 本発明のガスコンプレッサを新たに導入する場合にも同様に考 えることができる。
1つ目は、 排熱回収コンプレッサを導入する前と、 導入した後とで、 託送量を変えない場合である。 この ときの利益は、 昇圧ステーショ ンに おいて消費した天然ガスの量が減ることにより、 燃料費が減り、 及ぴ C O 2排出枠が余ることからこれを換金することで利益が生まれる （取引 例 1 ) 。
2つ目は、 排熱回収コンプレッサを導入する前と、 導入した後とで、 昇圧ステーショ ンで消費する燃料ガスの量を変えない場合である。 この と きの利益は、 昇圧ステーショ ンの能力向上によ り託送量が増え、 この 分の天然ガスを換金することにより利益が生まれる （取引例 2 ) 。
3つ目は、 取引例 2 と同様、 排熱回収コンプレッサを導入する前と、 導入じた後とで、 昇圧ステーショ ンで消費する燃料ガスの量を変えない 場合で、 天然ガスを換金するのに加え、 C ο 2の全体排出量は增えたも のの、 効率化の努力を図ったことにより認められる C Ο 2排出枠を換金 して利益を得る （取引例 3 )
以下、 この取引例 1〜 3について、 事業の計画から設備の稼働、 C O . 2の取引までを順次説明する。 (取引例 1 )
図 9に示すよ うに、 本発明の排熱回収コンプレッサを適用する事業で は、 主と して、 図 6に示したような託送業者 （ユーザ） 9 .1 と、 圧縮機 事業部門 （設備供給者） 9 6 と、 ファイナンス部門 （出資者） 9 7 との 間で事業が計画され、 稼働される。
まず、 託送業者 9 1 は、 既設の昇圧ステーシヨ ン '（ガスコンプレツ サ、 現有設備） に関する情報を圧縮機事業部門 9 6 に渡す （ S 1 0 1 ) 。 昇圧ステーショ ンに関する情報としては、 例えば、 現在の設備構 成 · 能力や、 これまでの稼働状況、 並びに今後の稼働見通しが含まれ る。
そして、 圧縮機事業部門 9 6は、 受け取った現有設備情報に基づき、 現有設備の改修計画を策定する （S 1 0 2 ) 。
次に、 圧縮機事業部門 9 6は、 策定した改修計画をファイナンス部門
9 7に報告する （ S 1 0 3 ) 。 この時の改修計画の報告には、 改修 （排 熱回収コンプレッサの導入） による燃料ガスの.削減率 （燃料削減率） 、 機器コス ト及ぴ設置コス トを含む初期費用、 設備の運転 ·保守コス ト の 情報が含まれる。 次に、 ファイナンス部門 9 7は、 報告された改修計画に基づき、 投資 回収計画を立てる （ S 1 0 4 ) 。 投資回収計画は、 後記する投資回収計 画支援システムを用いて行う。 投資の回収のためには、 現有設備の改修 により得られる利益の一部をファイナンス部門 9 7が受け取る必要があ るが、 その設定対価をいく らにするかをファイナンス部門 9 7が計算す る。 ファイナンス部門 9 7は、 設定対価が決定したならば、 設定対価と して、 託送量あたりに受け取る C O 2排出枠、 託送量あたりの削減燃料 費、 保証稼働率、 回収期間等の情報を含めて圧縮機事業部門 9 6へ報告 する （S 1 0 5 ) 。 なお、 保証稼働率を設定する際には、 事前の稼働状 況と、 稼働計画調査に基づいて設定する。
次に、 圧縮機事業部門 9 6は、 改修計画とファイナンス部門 9 7から 報告された設定対価について託送業者 9 1へ報告する （ S 1 0 6 ) 。 託送業者 9 1では、 受け取った改修計画と設定対価の情報に基づき、 改修 （排熱回収コンプレッサの導入） について検討する （ S 1 0 7 ) 。 検討の結果、 託送業者 9 1が排熱回収コンプレッサの導入を決定したな らば、 託送業者 9 1 と圧縮機事業部門 9 6の間で導入契約を結び （ S 1 0 8 ) 、 圧縮機事業部門 9 6 とファイナンス部門 9 7の間で購買契約を 結ぶ （ S 1 0 9 ) 。
次に、 ファイナンス部門 9 7は、 購買代金を圧縮機事業部門 9 6に支 払い （ S 1 1 0 ) 、 圧縮機事業部門 9 6は排熱回収コンプレッサを託送 業者 9 1 の既設の昇圧ステーシヨ ン （ガスコンプレッサ） に導入 （改 修） する （ S 1 1 1 ) 。
そして、 導入が済んだならば、 託送業者 9 1は、 改修後の昇圧ステー ショ ンを運転する。 圧縮機事業部門 9 6は、 託送業者 9 1 とのォプショ ン契約に従い、 設備の運転 ' 保守サービスを行う （ S 1 1 3 ) 。
また、 託送業者 9 1は、 運転に伴い、 託送量、 及び使用した燃料ガス 流量を測定し、 使用した燃料ガスの減少量 ίこ応じて C ο 2排出枠認証を 受ける （ S 1 1 4 ) 。
そして、 託送業者 9 1は、 導入契約に従い、 一定期間ごとに、 フアイ ナンス部門 9 7に対価を支払う （ S 1 1 5 ) 。 対価の支払いは、 C Ο 2 排出枠で支払う場合もあるし、 節約された燃料費のうち契約により定め られた分配率をかけた金銭で支払う場合もあるし、 その両方である場合 もある。
ファイナンス部門 9 7 は、 C Ο 2排出枠で対価を受けとつた場合に は、 排出枠巿場 Ε Μにおいて C 0 2排出枠を売って換金する （ S 1 1 6 ) o
以上の取引例 1の中で、 ファイナンス部門 9 7が投資回収計画を立て る場合には、 次のよ うな投資回収計画支援システムを用いるとよい。
(投資回収計画支援システム）
図 1 0に示すよ うに、 投資回収計画支援システム 3 0は、 一般的なコ ンピュータにプログラムを実行させることでなり、 演算、 一時記憶、 比 較等を行う中央処理装置 （C P U ) 3 0 a、 プログラムや各種データべ ースを記憶する記憶装置 3 0 b、 入力装置と してのキーボー ド 3 0 c、 出力装置と してのディスプレイ 3 0 dを有している。
投資回収計画支援システム 3 0は、 機能的に示すと図 1 1 のよ う に構 成されている。 すなわち、 投資回収の計算をするための値を入力するた めの各種入力部 3 1、 入力された値に基づいて収入を計算する収入算出 部 3 2、 回収可能性判定部 3 3、 出力部 3 4を備えている。 これらの各 部 3 1〜 3 4は、 C P U 3 0 aが記憶装置 3 0 b内のプログラムを適宜 読み込んで処理することにより実現される。 また、 投資回収支援システ ム 3 0は、 記憶装置 3 0 b内に、 データベース 3 5を備えている。 入力部 3 1は、 初期費用入力部 3 1 a、 燃料削減率入力部 3 1 b、 託 送量入力部 3 1 c、 分配率入力部 3 1 d、 回収期間入力部 3 Ί e、 託送 量増分入力部 3 1 f 、 及び単位託送料入力部 3 1 gを有する。
初期費用入力部 3 1 aは、 排熱回収コンプレッサを導入するのに必要 な機器コス ト及ぴ設置コス トを含む初期費用を入力する部分である。 燃料削減率入力部 3 1 bは、 排熱回収コンプレッサの導入による単位 託送量あたりの燃料削減量である燃料削減率を入力する部分である。 燃 料削減率を入力する際、 若しく は投資回収支援システム 3 0に計算させ る際には、
燃料削減率 = (改修前の燃料消費率一改修後の燃料消費率）
/改修前の燃料消費率 X 1 0 0 [ % ] により求めることができる。.
託送量入力部 3 1 cは、 単位期間あたりの託送量である期間託送量を 入力する部分である。
分配率入力部 3 1 dは、 燃料削減により得られる利益のうち、 予め締 結された契約に従い配分される分配率を入力する部分である。
回収期間入力部 3 1 eは、 投資回収期間を入力する部分である。
託送量増分入力部 3 1 f は、 排熱回収コンプレッサの導入によ り得ら れる託送量の増分を入力する部分である。
単位託送料入力部 3 1 gは、 単位託送量あたりの託送料金である単位 託送料を入力する部分である。
データベース 3 5 には、 ガス市場データベース 3 5 a、 排出枠巿場デ ータベース 3 5 b、 ユーザ信用度データベース 3 5 cが含まれている。 ガス巿場データベース 3 5 aは、 少なく とも天然ガス （燃料ガス） の 相場を記憶しており、 例えば、 時系列での相場を記憶している。
排出枠市場データベース 3 5 bは、 少なく とも C 0 2排出枠 （温室効 果ガス排出枠） の相場を記憶しており、 例えば、 時系列での相場を記憶 している。
ユーザ信用度データベース 3 5 cは、 ユーザの支払い能力を数値化し たデータを記憶している。
収入算出部 3 2は、 設定された計算モードに従い、 入力された各値か ら得られる収入を算出する部分である。 具体的には、 燃料の削減により 利益を得よ う とする場合には、 託送量と、 燃料削減率と、 分配率との 積、 すなわち、
収入-託送量 X燃料削減率 X分配率
を回収期間分だけ積分することにより、 収入を算出する。
そして、 c o 2排出枠が余ることによ り、 これを換金して利益を得よ う とする場合には、 収入算出部 3 2が、 排出枠巿場データベース 3 5 b から、 排出枠の市場価格を抽出し、 これに譲渡可能な C O 2排出枠と、 分配率とを乗じて、 すなわち、
収入 = C O 2排出枠 X排出枠市場価格 X分配率
を回収期間分だけ積分することにより、 収入を算出する。
また、 燃料の削減と、 排出枠の譲渡の両方で利益を得よ う とする場合 には、 これらの和を求めれば良い。
さらに、 取引例 2の場合のように、 昇圧ステーショ ンで消費する燃料 ガスの量を変えず、 昇圧ステーショ ンの能力向上により託送量が増え、 この分の天然ガス （燃料ガス） を換金することにより利益を得よう とす る場合には、 託送量の増分に、 ガス巿場データベース 3 5 aから抽出し たガスの市場価格、 分配率を乗じて、 すなわち、
収入-託送量の增分 Xガス市場価格 X分配率
を回収期間分だけ積分することによ り、 収入を算出する。
なお、 以上の計算において、 諸々のリ スクを加味して、 事業を安全に 行うためには、 排出枠市場データベース 3 5 bから求めた排出枠市場価 格変動リスク係数、 ガス巿場データベース 3 5 aから求めたガス巿場価 格変動リスク係数、 ユーザ信用度データベース 3 5 cから求めたユーザ リスク係数を適宜乗じると良い。
回収可能性判定部 3 3は、 計算された回収期間に得られる収入と、 入 力された初期費用とを比較し、 初期費用の方が大きければ、 回収困難で あることを示すデータを出力し、 初期費用の方が小さければ、 回収可能 であることを示すデータを出力する。 なお、 回収可能性の判定は種々の 方法で行う ことができるので、 他の手法をとつてもよレ、。 例えば、 初期 費用と各年の収入から、 利回りを計算して出力するよ うに構成しても良 レヽ o
出力部 3 4は、 回収可能性判定部 3 3が出力した判定結果と してのデ ータを、 ディ スプレイ 3 0 dに出力する機能を有する。
このよ うな投資回収計画支援システムによれば、 初期費用等の各入力 値を入力すると、 収入算出部 3 2により収入が計算されると ともに、 こ の収入と初期費用との比較により、 回収可能性が判定される。 従って、 排熱回収コンプレッサの導入により投資の回収が可能かどうかの判断を 容易に行う ことができる。 . また、 取引例 1 の中で、 C〇 2排出枠の取引は、 次のようにして行わ れる。
( c o 2排出枠取引システム）
C 0 2排出枠取引システムの取引では、 図 1 2に示すように、 託送業 者 9 1 、 ファイナンス部門 9 7の他に、 排出枠認証機関 4 1、 排出枠登 録簿管理機関 4 2、 取引ログ管理機関 4 3、 排出枠取得希望者 4 4が関 係する。 そして、 これらの託送業者 9 1 、 ファイナンス部門 9 7、 排出 枠認証機関 4 1、 排出枠登録簿管理機関 4 2、 取引ログ管理機関 4 3、 排出枠取得希望者 4 4は、 それぞれ通信手段 9 1 a， 9 7 a , 4 1 a , 4 2 a， 4 3 a , 4 4 aを有し、 各通信手段 9 1 a， 9 7 a , 4 1 a , 4 2 a， 4 3 a , 4 4 a がネッ ト ワーク 4 0 に接続されている。 ネッ ト ワーク 4 0は、 例えばィンターネッ トを用いたり、 セキュリティを考慮 して専用回線により構築したネッ トワークを用いることもできる。
託送業者 9 1は、 通信手段 9 1 aにより通信可能な端末装置 9 1 bを 有している。 なお、 通信手段 9 1 a、 端末装置 9 1 bは、 前記した図 2 から図 5における管理端末 7に相当する。
ファイナンス部門 9 7は、 託送業者 9 1から送信された、 昇圧ステー ショ ンでの燃料ガス使用量及びを受信し、 この燃料ガス使用量データに 基づいて取得を希望する排出枠 （以下、 「取得希望排出枠」 という。 ） を算出する排出枠算出機能と、 燃科ガス使用量データを蓄積する蓄積機 能と、 を含んだサーバ 9 7 bを有する。 サーバ 9 7 bは、 通信手段 9· 7 aを介してネッ トワーク 4 0に接続されている。
排出枠認証機関 4 1は、 託送業者 9 1等で排出枠の余りが発生した場 合に、 その検証及び排出枠量の決定を行う、 ファイナンス部門 9 7等の 取引を行う主体とは異なる第三者の機関である。 排出枠認証機関 4 1 は、 託送業者 9 1から、 燃料ガス使用量データ及び燃料ガス成分データ を受信し、 このデータについて検証を行い、 排出枠を決定する排出枠認 証機能と、 決定された排出枠に関する情報のうち、 閲覧を許可されたも のを検索できるデータベース機能と、 ネッ トワーク 4 0を介して他のコ ンピュータと通信する通信機能とを含んだサーバ 4 1 bを有している。 サーバ 4 1 bは、 前記した通信手段 4 1 aを介してネッ トワーク 4 0に 接続されている。
排出枠登録簿管理機関 4 2は、 排出枠を口座と して登録 · 管理してい る機関であり、 取引主体とは異なる第三者が運営している。 排出枠登録 簿管理機関 4 2は、 事業者 （取引主体） ごとに割り当てた口座と呼ばれ るフォルダに、 排出枠が排出枠情報ファイルと して蓄積される蓄積機能 と、 口座の所有者である事業者から、 排出権の移転を申請する情報を受 信すると、 取引ログ管理機関 4 3に問い合わせを行い、 取引ログ管理機 関 4 3から取引を認証する情報を受信すると口座の所有者である事業者 が送信した排出枠の移転を申請する情報に従って、 排出枠情報ファイル を所望の口座に移転 （書き出） し、 元の排出枠情報ファイルを消去する 排出枠移転機能と、 ネッ トワーク 4 0を介して他のコンピュータと通信 する通信機能を含んだサーバ 4 2 bを有し いる。 サーバ 4 2 bは、 通 信手段 4 2 aを介してネッ トワ^ "ク 4 0 と接続されている。
取引ログ管理機関 4 3は、 排出枠取引ログ （経過） を監視している機 関であり、 取引主体とは異なる第三者が運営している。 取引ログ管理機 関 4 3は、 排出枠取引が正常に行われているかを監視し、 排出枠取引の 認証を与える認証機能と、 排出枠取引のログを蓄積する蓄積機能と、 排 出枠取引に関する情報のうち、 閲覧を許可されたものを検索できるデー タベース機能と、 ネッ トワーク 4 0を介して他のコンピュータと通信す る通信機能とを含んだサーバ 4 3 bを有する。 サーバ 4 3 bは、 通信手 段 4 3 aを介してネッ トワーク 4 0 と接続されている。
排出枠取得希望者 4 4は、 端末装置 4 4 bを有し、 端末装置 4 4 b は、 通信手段 4 4 aを介してネッ トワーク 4 0に接続されている。
( C O 2排出枠取引システムの動作）
次に、 本実施形態における、 C O 2排出枠取引システムの動作につい てファイナンス部門 9 7が排出枠を取得するまでの過程を示した図 1 3 を参照しながら説明する。 ，
初めに、 託送業者 9 1 と、 ファイナンス部門 9 7は、 排熱回収コンプ レッサの設置によ り得られる c o 2排出枠 （以下、 動作の説明におい て、 単に 「排出枠」 とする） の分配方法について契約しておく （ S 1 2 0 ) 。 なお、 本実施形態では、 託送業者 9 1 とファイナンス部門 9 7 は、 それぞれ排出枠を設定されている事業者 （例えば、 京都議定書の附 属書 I 国の事業者） を想定しており、 取引の対象となる排出枠は、 燃料 ガスの消費量削減により余剰となる託送業者 9 1 の保有している排出枠 である。 また、 本実施形態の託送業者 9 1 とファイナンス部門 9 7の契 約では、 排熱回収コンプレッサの稼働によって生じる取得排出枠は、 す ベて託送業者 9 1の口座にある排出枠を転化させること とし、 一例と し て、 生じる取得排出枠のうち、 6割をファイナンス部門 9 7が取得し、 4割を託送業者 9 1が取得すること とする。 したがって、 この事業によ り取得できる排出枠量の 6割に相当する託送業者 9 1 の保有する排出枠 を、 ファイナンス部門 9 7の口座に移転すればよいこと となる。
次に、 託送業者 9 1 とファイナンス部門 9 7は、 第三者である排出枠 認証機関 4 1に、 前記契約の内容を登録する （ S 1 2 1 ) 。 排出枠認証 機関 4 1は、 事業内容と契約内容を検証し、 問題が無い場合は、 前記契 約を承認する。
次に、 契約に従って、 託送業者 9 1は、 排熱回収コンプレッサを稼働 させる （S 1 2 2 ) 。 この際、 適宜、 流量計 6により、 燃料ガスの流量 (燃料ガス使用量） を測定し、 成分分析器 8により、 燃料ガスの成分を 測定する。 なお、 燃料ガス使用量と燃料ガスの成分のデータを 「モニタ リ ングデータ」 と呼ぶ。
託送業者 9 1 の端末装置 9 1 bは、 定期的又は不定期的にモニタ リ ン グデータをフ ァイナンス部門 9 7 のサーバ 9 7 b へ送信する （ S 1 2 3 ) o
次に、 託送業者 9 1 の端末装置 9 1 bは、 モニタ リ ングデータに基づ き、 取得しょ う とする排出枠を計算する （ S 1 2 4 ) 。 よ り具体的に は、 次のようにして行う。 まず、 流量計 6が瞬時流量である場合には、 計算期間内の積算流量 （燃料ガス使用量） を算出する。 流量計 6が積算 流量計である場合には、 積算流量計が測定した、 データをそのまま使用 すればよい。 そして、 成分分析器 8が測定した結果に基づき、 二酸化炭 素排出量を算出する。 具体的には、 排出ガス中の二酸化炭素濃度を測定 しているのであれば、
C O 2排出量 [kg] 排出ガス中の単位体積当たりの。 02濃度[1^/1113]
X排出ガス総量 [Hi3]
で求められる。 また、 成分分析器 8が燃料中の炭素組成量を測定してい るのであれば、 燃料中の炭素成分が完全燃焼して、 すべて二酸化炭素に 変化するとみなして、
C O 2排出量 [kg] =燃料消費率 [m3/h] X稼働時間 [h]
X燃料中の炭素組成量 [kg/m3] X (C O 2分子量/炭素原子量） で求めることができる。
そして、 この算出した二酸化炭素量を、 予め測定しておいた排熱回収 コンプレッサを導入前の二酸化炭素排出量から差し引く ことで、 排出二 酸化炭素の減少量を算出することができる。 この減少量が取得希望排出 枠データとなる。
次に、 託送業者 9 1 の端末装置 9 l bは、 定期的にモニタ リ ングデー タと、 ステップ S 1 2 2で算出した取得希望排出枠データを排出枠認証 機関 4 1のサーバ 4 l bへ送信する （ S 1 2 5 ) 。
排出枠認証機関 4 1 のサーバ 4 1 bは、 送られてきたモニタリ ングデ ータと取得希望排出枠データを受信し、 データの不備が無いかの確認 や、 取得希望排出枠データを検討して、 問題が無い場合には排出枠量の 決定を行う （ S 1 2 6 ) 。 そして、 決定した排出枠量を託送業者 9 1へ 通知し （ S I 2 7 ) 、 さらにファイナンス部門 9 7にも通知する （ S 1 2 8 ) o
次に、 託送業者 9 1は、 ファイナンス部門 9 7 との契約内容に従い、 排出枠認定機関 4 1が決定した排出枠量のうちの 6割を、 託送業者 9 1 の口座から、 ファイナンス部門 9 7 の口座へ移転するように排出権登録 簿管理機関 4 2へ申請する。 すなわち、 託送業者 9 1 の端末装置 9 1 b から排出枠登録簿管理機関 4 2のサーバ 4 2 bへ、 転換元口座の識別、 移転先口座の識別、 移転する排出枠量のデータ等を送信する （ S 1 2 9 ) 。 排出枠移転申請の情報の例を表 1 に示す。 表 1 . 排出枠移転申請情報
Figure imgf000025_0001
表 1に示すよ うに、 移転前は、 託送業者 9 1の口座に排出枠があった が、 移転後は、 排出枠の識別番号が変化して、 ファイナンス部門 9 7に 移転されている。 これは、 排出枠の識別番号を変化させることで、 移転 する排出枠が、 温室効果ガス削減事業により生じた排出枠であることを 示すためである。
なお、 排出枠の識別番号とは排出枠 1 t ごとに一意に付けられた番号 である。
排出枠移転申請の情報を受信した、 排出枠登録簿管理機関 4 2のサー バ 4 2 bは、 排出枠移転申請の情報を取引口グ管理機関 4 3のサーバ 4 3 bに転送し、 申請された排出枠の移転に問題がないか移転認証確認を 行う （S 1 3 0 ) 。 ここで、 申請された移転に問題がないと取引ログ管 理機関 4 3のサーバ 4 3 bが判断した場合には、 サーバ 4 3 bは、 排出 枠登録簿管理機関 4 2のサーバ 4 2 bに移転の認証の情報を送信する ( S 1 3 1 ) 。
移転の認証の情報を受信した排出枠登録簿管理機関 4 2のサーバ 4 2 bは、 排出枠移転申請の情報に従って排出枠登録簿を書き換え （ S 1 3 2 ) 、 排出枠を託送業者 9 1 の口座からファイナンス部門 9 7の口座に 移転する。
排出枠登録簿の書き換えが終了した後で、 排出枠登録簿管理機関 4 2 のサーバ 4 2 bは、 ファイナンス部門 9 7のサーバ 9 7 bに、 排出枠の 移転終了の通知を送信し （S 1 3 3 ) 、 また託送業者 9 1の端末装置 9 1 bに排出枠の移転終了の通知を送信する （ S 1 3 4 ) 。
以上のような過程を経て炭鉱掘削に伴って発生するメタンを利用した 発電事業による取得排出枠がファイナンス部門 9 7 と託送業者 9 1に分 配される。
さらに、 ファイナンス部門 9 7が C 0 2排出枠を換金したい場合には . 託送業者 9 1からファイナンス部門 9 7へ C O 2排出枠を移転したのと 同様にして、 ファイナンス部門 9 7から排出枠取得希望者 4 4へ C O 2 排出枠を移転すればよい。
(取引例 2 )
次に取引例 2の場合について説明する。 なお、 取引例 2は、 取引例 1 と基本的な流れは同じであるので、 異なる部分を中心に説明する。
取引例 2では、 燃料ガスの消費量を一定にして、 託送量を増やす場合 なので、 託送量を基準と して利益を計算するのが簡便である。 そのため 図 1 4に示すように、 託送業者 9 1から圧縮機事業部門 9 6に現有設備 の情報を渡す時 （ S 1 4 1 ) に、 単位量あたりの託送料金も情報と して 提供する。
そして、 対価の計算に託送量を使用するので、 ステップ S 1 4 2に示 すように、 稼働中に託送量を計測し （S 1 4 2 ) 、 この託送量に単位量 あたりの託送料を乗じて、 収入を計算する。
そして、 託送業者 9 1 とファイナンス部門 9 7の間の契約で決めた分 配率に従い、 託送業者 9 1が得た収入の一部を対価と してファイナンス 部門 9 7に支払う （ S 1 4 3 ) 。 もしくは、 金銭に代えて、 パイプライ ンの無償使用権を託送業者 9 1からファイナンス部門 9 7へ譲渡する ( S 1 4 3 ) 。
ファイナンス部門 9 7は、 パイプラインの無償使用権で対価を得た場 合には、 ガス巿場 G Mにおいて換金して金銭を得る （ S 1 4 4 ) 。
この取引例 2のよ う に、 託送量で収入を計算する場合には、 託送量を 測定する流量計を設置する必要があるが、 天然ガス生産者 9 0が従来か ら託送料の計算に使うための流量計があれば、 それをそのまま利用すれ ばよい。 既設の流量計が無い場合には、 例えば託送業者 9 1の所掌範囲 のパイプラインの下流端に流量計を設置し、 天然ガス （燃料ガス） の流 量を常時又は定期的、 不定期的に測定する。 あるいは、 図 1で示した特 定位置の昇圧ステーショ ン B S nを通過する天然ガスの流量から、 それ より下流の昇圧ステーショ ン B S n + l， B S n + 2 · · ' で、 ガスコ ンプレッサの動力として消費されるガスの総量を差し引く ことでも、 託 送量を測定することができる。 (取引例 3 )
取引例 3では、 昇圧ステーショ ンのガスコンプレッサで消費する燃料 ガスの量を変えずに、 排熱回収コンプレッサ 1 0を導入して稼働し、 取 引例 2の場合と同様に託送量の増分を元に収入を得、 さらに、 ガスコン プレッサの能力を向上したこ とによ り、 C〇 2排出枠を認定しても ら レ、、 この C 0 2排出枠を C O 2排出枠巿場で換金して収入を得る。
そのため、 増加した託送量のデータ及ぴ取得希望排出枠データを託送 業者 9 1 の端末装置 9 1 bから排出枠認証機関 4 1 のサーバ 4 1 bに送 信し、 認証を受信する。
認証を受信して、 排出枠が認められた後は、 取引例 1の場合と同様で める。
以上本発明の望ましい形態について説明したが、 本発明は、 その趣旨 に反しない限り適宜変更して実施することができる。 産業上の利用可能性
本発明によれば、 天然ガスパイプライン等の燃料ガスパイプラインに おいて、 ガスコンプレッサの効率を向上できる。 そのため、 温暖化効果 ガスである二酸化炭素の排出量を低減でき、 環境保護にも貢献できる。 また、 二酸化炭素の排出量の低減分、 又はガスコンプレッサの効率を向 上したことにより、 C O 2排出枠の認証を受け、 この C 0 2排出枠を換 金することで、 利益を得ることができる。 若しく は、 託送量の増分を換 金することで利益を得ることができる。

Claims

請 求 の 範 囲
1 . 燃料ガスパイプラインから輸送対象である燃料ガスの一部を分流す る分流管と、 空気圧縮機と、 前記空気圧縮機により圧縮された圧縮空気 を利用して前記分流管から供給された燃料ガスを燃焼させる燃焼器と、 前記燃焼器から排出される燃焼ガスにより駆動されるガスタービンと、 前記ガスタービンの出力 トルクを利用して駆動され、 前記輸送対象であ る燃料ガスを昇圧するコンプレッサと、 前記ガスタービンから排出され る排熱を回収する排熱回収ボイラと、 前記排熱回収ボイラが排出する蒸 気により駆動される蒸気タービンとを備え、 前記蒸気タービンの出力 ト ルクを利用して前記コンプレッサ又は前記輸送対象である燃料ガスを昇 圧する他のコンプレッサを駆動するよ うに構成したことを特徴とする燃 料ガスパイプライ ンのガスコンプレッサ。
2 . 請求の範囲第 1項に記載の燃料ガスパイプラインのガスコンプレツ サにおいて、 前記蒸気タービンの出力軸に結合された発電機と、 前記発 電機で発生した電力により駆動されるモータとを備え、 前記コンプレツ サ又は他のコンプレッサは前記モータにより駆動されることを特徴とす る燃料ガスパイプライ ンのガスコンプレッサ。
3 . 請求の範囲第 2項に記載の燃料ガスパイプラインのガスコンプレツ サにおいて、 前記発電機は、 外部電源又は外部負荷を接続する系統連携 器と接続されていることを特徴とする燃料ガスパイプライ ンのガスコン プレッサ。
4 . 燃料ガスパイプラインから輸送対象である燃料ガスの一部を分流す る分流管と、 空気圧縮機と、 前記空気圧縮機により圧縮された圧縮空気 を利用して前記分流管から供給された燃料ガスを燃焼させる燃焼器と、 前記燃焼器から排出される燃焼ガスにより駆動されるガスタ一ビンと、 — 前記ガスタービンの出力 トルクを利用して駆動され、 前記輸送対象であ る燃料ガスを昇圧する第 1 コンプレッサとを有する燃焼ガスパイプライ ンの既設のガスコンプレッサに付設する排熱回収コンプレッサであって. 前記ガスタービンから排出される排熱を回収する排熱回収ボイラと、 前記排熱回収ボイラが排出する蒸気により駆動される蒸気タービンと、 前記蒸気タービンの回転トルクを利用して駆動され、 輸送対象である燃 料ガスを昇圧する第 2コンプレッサとを備えたことを特徴とする排熱回 収コンプレッサ。
5 . 請求の範囲第 4項に記載の排熱回収コンプレッサにおいて、 前記蒸 気タービンの出力軸に結合された発電機と、 前記発電機で発生した電力 により駆動されるモータとを備え、 前記第 2コンプレッサは前記モータ により駆動されることを特徴とする排熱回収コンプレッサ。
6 . 請求の範囲第 5項に記載の排熱回収コンプレッサにおいて、 前記発 電機は、 外部電源又は外部負荷を接続する系統連携器と接続されている ことを特徴とする排熱回収コンプレッサ。
7 . 請求の範囲第 1項に記載の燃料ガスパイプラインのガスコンプレツ サにおいて、 前記分流管に燃料ガスの瞬時流量を測定する瞬時流量モニ タと、 この瞬時流量モニタが検出した瞬時流量データを遠隔地の装置へ 送信する通信手段を備えたことを特徴とする燃料ガスパイプラインのガ スコンプレッサ。
8 . 請求の範囲第 1項に記載の燃料ガスパイプラインのガスコンプレッ サにおいて、 前記分流管に燃料ガスの積算流量を測定する積算流量モニ タと、 この積算流量モニタが検出した積算流量データを遠隔地の装置へ 送信する通信手段を備えたことを特徴とする燃料ガスパイプラインのガ スコンプレッサ。
9 . 請求の範囲第 6項に記載の排熱回収コンプレッサにおいて、 前記系 統連携器を介して前記発電機から外部負荷へ流出する瞬時電力を測定す る瞬時電力モニタと、 この瞬時電力モニタが検出した瞬時電力データを 遠隔地の装置へ送信する通信手段を備えたことを特徴とする排熱回収コ ンプレッサ。
1 0 . 請求の範囲第 6項に記載の排熱回収コンプレッサにおいて、 前記 系統連携器を介して前記発電機から外部負荷へ流出する積算電力を測定 する積算電力モニタと、 この積算電力モニタが検出した積算電力データ を遠隔地の装置へ送信する通信手段を備えたことを特徴とする排熱回収 コンプレッサ。
1 1 . 請求の範囲第 4項から第 6項のいずれか 1項に記載の排熱回収コ ンプレッサを燃料ガスパイプラインの既設のガスコンプレッサに付設す ることにより得られる利益から、 当該排熱回収コンプレッサの投資回収 可能性を見積もるための投資回収計画支援システムであって、
少なく とも前記燃料ガスの相場を記憶したガス市場データベースを有 し、
前記排熱回収コンプレッサの少なく とも機器コス ト及ぴ設置コス トを 含む初期費用を入力する初期費用入力部と、
前記排熱回収コンプレッサの導入による単位託送量あたりの燃料削減 量である燃料削減率を入力する燃料削減率入力部と、
単位期間あたりの託送量である期間託送量を入力する託送量入力部と . 燃料削減により得られる利益のうち、 契約上配分される割合である分 配率を入力する分配率入力部と、
投資回収期間を入力する回収期間入力部と、
前記燃料削減率、 前記期間託送量、 前記分配率、 及び前記ガス巿場デ ータベースに基づき算出されたガス相場の積を投資回収期間だけ積分し て収入を算出する収入算出部と、 前記収入算出部により算出された収入と、 前記初期費用を比較する回 収可能性判定部とを備えることを特徴とする投資回収計画支援システム,
1 2 . 請求の範囲第 1 1項に記載の投資回収計画支援システムにおいて 少なく とも温室効果ガス排出枠の相場を記憶した排出枠市場データべ ースを有し、
前記利益算出部は、 前記排熱回収コンプレッサの導入により得られる 温室効果ガス排出枠の取引により得られる利益を前記排出枠市場データ ベースに基づいて求め、 この値を加えて収入を算出するように構成した ことを特徴とする投資回収計画支援システム。
1 3 . 請求の範囲第 4項から第 6項のいずれか 1項に記載の排熱回収コ ンプレッサを燃料ガスパイプライ ンの既設のガスコンプレッサに付設す ることによ り得られる利益から、 当該排熱回収コンプレッサの投資回収 可能性を見積もるための投資回収計画支援システムであって、
前記排熱回収コンプレッサの少なく とも機器コス ト及び設置コス トを 含む初期費用を入力する初期費用入力部と、
前記排熱回収コンプレッサの導入により得られる託送量の增分を入力 する託送量増分入力部と、
単位託送量あたりの託送料金である単位託送料を入力する単位託送料 入力部と、
燃料削減により得られる利益のうち、 契約上配分される割合である分 配率を入力する分配率入力部と、
投資回収期間を入力する回収期間入力部と、
前記託送料の増分、 前記単位託送料、 及び前記分配率の積を投資回収 期間だけ積分して収入を算出する収入算出部と、
前記収入算出部により算出された収入と、 前記初期費用を比較する回 収可能性判定部とを備えることを特徴とする投資回収計画支援システム <
1 4 . 請求の範囲第 1項に記載の燃料ガスパイプラインのガスコンプレ ッサにおいて、 前記分流管に燃料ガスの瞬時流量を測定する瞬時流量モ ニタと、 この瞬時流量モニタが検出した瞬時流量データに基づき、 所定 期間内の積算流量データを算出すると ともに、 この積算流量データから 温暖化効果ガス排出枠量を算出し、 この温暖化効果ガス排出枠量のデー タを遠隔地の装置へ送信する通信手段を備えたことを特徴とする燃料ガ スパイプラインのガスコンプレッサ。
1 5 . 請求の範囲第 1項に記載の燃料ガスパイプラインのガスコンプレ ッサにおいて、 前記分流管に燃料ガスの積算流量を測定する積算流量モ ユタと、 この積算流量モニタが検出した積算流量データから温暖化効果 ガス排出枠量を算出し、 この温暖化効果ガス排出枠量のデータを遠隔地 の装置へ送信する通信手段を備えたことを特徴とする燃料ガスパイプラ インのガスコンプレッサ。
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