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Title:
GAS TURBINE UTILIZING COLD HEAT OF LNG AND OPERATING METHOD OF GAS TURBINE UTILIZING COLD HEAT OF LNG
Document Type and Number:
WIPO Patent Application WO/2008/136119
Kind Code:
A1
Abstract:
A gas turbine utilizing cold heat of LNG, comprising a compressor (1), a combustor (2), a turbine (3), and a load, is further provided with a cooling device (6) installed in a system (36) for introducing suction air to the compressor (1) in order to cool the suction air, bleed air cooling devices (45, 46) for cooling bleed air flowing down bleed air cooling systems (16, 17) for supplying bleed air extracted from the compressor (1) to the high temperature portion of the turbine (3), a casing cooling device (47) installed in the turbine (3) in order to cool the casing of the turbine, and an exhaust heat recovery unit (7) installed in a system (15) for discharging exhaust gas used to drive the turbine (3) from it in order to recover exhaust heat from the exhaust gas, wherein a natural gas cooling system (35) for supplying natural gas (35a) as the cooling medium of the suction air cooling device (6), the bleed air cooling devices (45, 46), the casing cooling device (47), and the exhaust heat recovery unit (7) is arranged such that cold heat of the natural gas (35a) can be utilized for cooling.

Inventors:
TAKAHASHI YASUO (JP)
HIGUCHI SHINICHI (JP)
Application Number:
PCT/JP2007/059095
Publication Date:
November 13, 2008
Filing Date:
April 26, 2007
Export Citation:
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Assignee:
HITACHI LTD (JP)
HORITSUGI MUTSUMI (JP)
TAKAHASHI YASUO (JP)
HIGUCHI SHINICHI (JP)
International Classes:
F02C7/18; F02C3/22
Foreign References:
JP2002004813A2002-01-09
JPS62182444A1987-08-10
JPH02240499A1990-09-25
JP2001123851A2001-05-08
JP2006283596A2006-10-19
JP2001323807A2001-11-22
JPS55125324A1980-09-27
JPH1089257A1998-04-07
JP2002115564A2002-04-19
Attorney, Agent or Firm:
Polaire I.P.C. (Chuo-ku Tokyo, 32, JP)
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Claims:
 吸気した空気を圧縮する圧縮機と、前記圧縮機で圧縮された圧縮空気と燃料の天然ガスとを混合させて燃焼し燃焼ガスを生成する燃焼器と、前記燃焼器で生成した燃焼ガスによって駆動されるタービンと、該タービンで駆動される負荷とを有するガスタービンを備えたLNG冷熱利用ガスタービンにおいて、前記圧縮機に吸気を導く吸気系統に設置されて該吸気を冷却する吸気冷却装置と、前記圧縮機から抽気した抽気空気をタービンの高温部に供給する抽気冷却系統を配設してこの抽気冷却系統に設置された該抽気冷却系統を流下する抽気空気を冷却する抽気冷却装置と、前記タービンに設置されて該タービンのケーシングを冷却するケーシング冷却装置と、前記タービンから該タービンを駆動した排ガスを排出する排ガス系統に設置されて該排ガスから排熱を回収する排熱回収装置とを備え、前記吸気冷却装置、抽気冷却装置、ケーシング冷却装置、及び排熱回収装置の冷却媒体として天然ガスを供給する天然ガス冷却系統をガスタービンに配設して該天然ガス冷却系統を流下する天然ガスの冷熱を冷却に利用するように構成したことを特徴とするLNG冷熱利用ガスタービン。
 請求項1に記載のLNG冷熱利用ガスタービンにおいて、前記天然ガス冷却系統を流下する冷却媒体の天然ガスは、前記天然ガス冷却系統にガスタービンの熱源とそれぞれ熱交換を行なう複数の熱交換器を設置し、前記ガスタービンの低温部から高温部にかけて発生する熱をこれらの熱交換器を通じて順次、天然ガス冷却系統を流下する天然ガスに熱回収して前記天然ガスの温度を上昇させるように構成したことを特徴とするLNG冷熱利用ガスタービン。
 請求項2に記載のLNG冷熱利用ガスタービンにおいて、前記圧縮機から抽気してタービンの高温部に供給する抽気空気を冷却する前記抽気冷却装置、前記タービンのケーシングを冷却する前記ケーシング冷却部、及び前記タービンから排出した排ガスから排熱を回収する前記排熱回収装置と、冷却媒体として天然ガスを流下させる前記天然ガス冷却系統に設置された複数の熱交換器との間に蒸発伝熱管をそれぞれ配設し、前記蒸発伝熱管を循環する熱媒体として水、フレオン系、アンモニアの何れかの流体を用いてこの流体の相変化を利用するようにしたことを特徴とするLNG冷熱利用ガスタービン。
 請求項1に記載のLNG冷熱利用ガスタービンにおいて、液体天然ガスを貯蔵するLNGタンクと、このLNGタンクの内部で発生するボイルオフガスを昇圧してLNGとして再液化するボイルオフガス圧縮機と、このボイルオフガス圧縮機で再液化したLNGを前記天然ガス冷却系統に導くLNG系統とを備えることによって、冷却媒体として利用する前記天然ガスは前記天然ガス冷却系統に供給されていることを特徴とするLNG冷熱利用ガスタービン。
 請求項4に記載のLNG冷熱利用ガスタービンにおいて、冷熱として利用する前記天然ガスは、LNGタンクから発生するボイルオフガスをボイルオフガス圧縮機で昇圧して再液化されたLNGを気化させた天然ガスであり、前記ボイルオフガス圧縮機からLNGタンクへ再液化したLNGを導入するLNG系統から分岐して前記天然ガス冷却系統に接続させて再液化されたLNGをこの天然ガス冷却系統に供給していることを特徴とするLNG冷熱利用ガスタービン。
 請求項4に記載のLNG冷熱利用ガスタービンにおいて、前記ボイルオフガス圧縮機中間段からボイルオフガスを抽出して前記吸気冷却装置にこの抽出したボイルオフガスを冷熱として供給する系統を配設したことを特徴とするLNG冷熱利用ガスタービン。
 吸気した空気を圧縮する圧縮機と、前記圧縮機で圧縮された圧縮空気と燃料の天然ガスとを混合させて燃焼し燃焼ガスを生成する燃焼器と、前記燃焼器で生成した燃焼ガスによって駆動されるタービンと、該タービンで駆動される負荷とを有するガスタービンを複数台備えたLNG冷熱利用ガスタービンにおいて、前記複数台設置されたガスタービンには前記圧縮機に吸気を導く吸気系統に設置されて該吸気を冷却する吸気冷却装置と、前記圧縮機から抽気した抽気空気をタービンの高温部に供給する抽気冷却系統を配設してこの抽気冷却系統に設置された該抽気冷却系統を流下する抽気空気を冷却する抽気冷却装置と、前記タービンに設置されて該タービンのケーシングを冷却するケーシング冷却装置と、前記タービンから該タービンを駆動した排ガスを排出する排ガス系統に設置されて該排ガスから排熱を回収する排熱回収装置のうちの少なくとも1つをそれぞれ備えさせて、前記吸気冷却装置、抽気冷却装置、ケーシング冷却装置、及び排熱回収装置の少なくとも1つを冷却する冷却媒体として天然ガスを供給する天然ガス冷却系統と、この天然ガス冷却系統に設置したすくなくとも1つの熱交換器とを配設して該天然ガス冷却系統を流下する天然ガスの冷熱を冷却に利用するように構成し、更に前記吸気冷却装置、抽気冷却装置、ケーシング冷却装置、及び排熱回収装置の少なくとも1つでそれぞれ熱交換された天然ガスを燃料として前記ガスタービンに供給するように構成したことを特徴とするLNG冷熱利用ガスタービン。
 請求項7に記載のLNG冷熱利用ガスタービンにおいて、前記複数台設置されたガスタービンは、前記排熱回収装置と天然ガス冷却系統に設置した熱交換器を備えたガスタービンと、該排熱回収装置を有するこのガスタービンに設置した天然ガス冷却系統の熱交換器で熱交換された天然ガスの一部を燃料として前記ガスタービンに供給すると共に、この天然ガスの一部を該天然ガス冷却系統の熱交換器から燃料として供給される他のガスタービンとを備えており、更に前記天然ガス冷却系統の熱交換器から供給される天然ガスの他の一部を燃料とする天然ガス利用設備が設置されていることを特徴とするLNG冷熱利用ガスタービン。
 請求項7に記載のLNG冷熱利用ガスタービンにおいて、前記複数台設置されたガスタービンは、前記排熱回収装置と天然ガス冷却系統に設置した熱交換器を備えたガスタービンと、タービンに設置されて該タービンのケーシングを冷却するケーシング冷却装置と天然ガス冷却系統に設置した熱交換器とを備えた他のガスタービンとを備えており、前記天然ガス冷却系統は該天然ガス冷却系統に設置した熱交換器で熱交換された天然ガスの一部を燃料として前記各ガスタービンにそれぞれ供給するように配設されており、更に前記天然ガス冷却系統の熱交換器から供給される天然ガスの一部を燃料とする天然ガス利用設備が設置されていることを特徴とするLNG冷熱利用ガスタービン。
 吸気した空気を圧縮機で圧縮し、この圧縮機で圧縮した圧縮空気と燃料の天然ガスとを燃焼器で混合させて燃焼して燃焼ガスを生成し、この燃焼器で生成した燃焼ガスによって負荷を駆動するタービンを駆動させるLNG冷熱利用ガスタービンの運転方法において、前記圧縮機に吸気を吸い込む吸気系統に設置した吸気冷却装置によって該吸気を冷却し、前記圧縮機から抽気した抽気空気を配設された抽気冷却系統を通じてタービンの高温部に供給すると共にこの抽気冷却系統に設けた抽気冷却装置によって該抽気冷却系統を流下する抽気空気を冷却し、前記タービンのケーシングに設置したケーシング冷却装置によってこのタービンのケーシングを冷却し、前記タービンから排ガスを排出する排ガス系統に設置した排熱回収装置によって排ガスから排熱を回収し、ガスタービンに配設された天然ガス冷却系統に前記吸気冷却装置、前記抽気冷却装置、前記ケーシング冷却装置、及び前記排熱回収装置を冷却する冷却媒体として天然ガスを供給してこの天然ガス冷却系統を流下する前記天然ガスの冷熱を冷却に利用することを特徴とするLNG冷熱利用ガスタービンの運転方法。
 請求項10に記載のLNG冷熱利用ガスタービンの運転方法において、前記天然ガス冷却系統を流下する冷却媒体の天然ガスは、前記天然ガス冷却系統に設置された複数の熱交換器によってガスタービンの熱源とそれぞれ熱交換を行なって前記ガスタービンの低温部から高温部にかけて発生する熱をこれらの熱交換器を通じて順次、天然ガス冷却系統を流下する天然ガスに熱回収して前記天然ガスの温度を上昇させるようにしたことを特徴とするLNG冷熱利用ガスタービンの運転方法。
 請求項11に記載のLNG冷熱利用ガスタービンの運転方法において、前記圧縮機から抽気してタービンの高温部に供給する抽気空気を冷却する前記抽気冷却装置、前記タービンのケーシングを冷却する前記ケーシング冷却部、及び前記タービンから排出した排ガスから排熱を回収する前記排熱回収装置と、冷却媒体として天然ガスを流下させる前記天然ガス冷却系統に設置された複数の熱交換器との間に蒸発伝熱管をそれぞれ配設し、前記蒸発伝熱管を循環する熱媒体として水、フレオン系、アンモニアの何れかの流体を用いてこの流体の相変化を利用するようにしたことを特徴とするLNG冷熱利用ガスタービンの運転方法。
 吸気した空気を圧縮機で圧縮し、この圧縮機で圧縮した圧縮空気と燃料の天然ガスとを燃焼器で混合させて燃焼して燃焼ガスを生成し、この燃焼器で生成した燃焼ガスによって負荷を駆動するタービンを駆動させるLNG冷熱利用ガスタービンの運転方法において、
前記圧縮機に吸気を吸い込む吸気系統に設置した吸気冷却装置によって該吸気を冷却し、前記圧縮機から抽気した抽気空気を配設された抽気冷却系統を通じてタービンの高温部に供給すると共にこの抽気冷却系統に設けた抽気冷却装置によって該抽気冷却系統を流下する抽気空気を冷却し、前記タービンのケーシングに設置したケーシング冷却装置によってこのタービンのケーシングを冷却し、前記タービンから排ガスを排出する排ガス系統に設置した排熱回収装置によって排ガスから排熱を回収するようにした熱交換の少なくともいずれか1つを行い、前記熱交換をおこなうガスタービンに配設された天然ガス冷却系統に前記吸気冷却装置、前記抽気冷却装置、前記ケーシング冷却装置、或いは前記排熱回収装置を冷却する冷却媒体として天然ガスを供給してこの天然ガス冷却系統を流下する前記天然ガスの冷熱を冷却に利用するようにしたことを特徴とするLNG冷熱利用ガスタービンの運転方法。
 請求項13に記載のLNG冷熱利用ガスタービンの運転方法において、前記複数台設置されたガスタービンは、前記排熱回収装置と天然ガス冷却系統に設置した熱交換器を備えて該熱交換器で熱交換された天然ガスの一部を燃料として供給されるたガスタービンと、前記ガスタービンに設置した天然ガス冷却系統の熱交換器で熱交換された天然ガスの一部を燃料として供給される他のガスタービンであり、前記天然ガス冷却系統の熱交換器で気化した天然ガスの他の一部は燃料として天然ガス利用設備に供給されていることを特徴とするLNG冷熱利用ガスタービンの運転方法。
 請求項13に記載のLNG冷熱利用ガスタービンの運転方法において、前記複数台設置されたガスタービンは、前記排熱回収装置と天然ガス冷却系統に設置した熱交換器を備えたガスタービンと、タービンに設置されて該タービンのケーシングを冷却するケーシング冷却装置と天然ガス冷却系統に設置した熱交換器とを備えた他のガスタービンであり、天然ガス冷却系統に設置した熱交換器で熱交換されて気化した天然ガスの一部は燃料として前記各ガスタービンにそれぞれ供給されており、更に前記天然ガス冷却系統の熱交換器で気化した天然ガスの一部は燃料として天然ガス利用設備に供給されていることを特徴とするLNG冷熱利用ガスタービンの運転方法。
Description:
LNG冷熱利用ガスタービン及びLNG 熱利用ガスタービンの運転方法

 本発明は、液体天然ガスの冷熱を利用し 冷媒コンプレッサや発電機を駆動するLNG冷 利用ガスタービン及びLNG冷熱利用ガスター ンの運転方法に関する。

 近年、世界的な環境問題に対する観点か 、よりクリーンなエネルギーとして天然ガ が注目されている。その天然ガスを冷却し 液化し液化天然ガス(以下、「LNG」と略称す る)を製造するための液化基地や、LNGを貯蔵 気化して、発電燃料や都市ガス原料として 給する受入基地では、天然ガスを冷却する 凍コンプレッサの駆動用や電力を発生させ 発電用としてガスタービンが利用されてい 。

 LNGは非常に低温(-162℃)の液体であり、LNG 蒸発して常温の天然ガスに戻るとき周囲媒 から熱を奪って冷却する冷熱エネルギーが 生する。

 このLNG冷熱エネルギーをガスタービンに 効利用した一例として、特開平11-173161号公 には、図16に示した実施例にガスタービン 圧縮機の吸気を冷却する熱交換器に供給さ るLNGなどの低温冷媒温度を制御して前記熱 換器でドレインの発生を最小限に抑え、ガ タービンの出力と効率との双方を向上させ 技術が開示されている。

 また、特開平8-291719号公報には、液化ガ 燃料を気化及び加熱してガスタービンに燃 として供給するガスタービンの液化ガス燃 の気化装置において、ガスタービンのロー を冷却した空気を熱媒体として液化ガス燃 の気化及び加熱に用いるようにして、液化 ス燃料を気化する単独の気化装置及び気化 ための熱源を不要にした技術が開示されて る。

 また、ガスタービンの性能向上を図る有 な手段として、タービンのケーシング内壁 翼先端との間のクリアランスを小さな間隙 なるように制御する技術がある。

 例えば特開平2001-248406号公報には、ガス ービンを構成するタービンのケーシングを 却するために供給する冷却蒸気の温度、流 、圧力を調節することで、タービンのケー ング内壁と動翼先端との間のクリアランス 熱伸び差を抑制して接触を回避する適切な 隙に制御する技術が開示されている。

特開平11-173161号公報

特開平8-291719号公報

特開2001-248406号公報

 前記した特開平11-173161号公報、及び特開 8-291719号公報に開示されたガスタービンの 気や高温部のロータの冷却にLNG等の冷熱を 用する技術では、LNG等は吸気や高温部であ ロータを冷却した後にガスタービンの燃焼 に供給されて燃料として燃焼されるため、LN G等の冷熱エネルギーを十分に有効活用しな まま燃焼器の燃料として利用されている。

 また、前記特開平2001-248406号公報に開示 れたタービンのケーシング内壁と翼先端と 間のクリアランスの制御技術では、ガスタ ビンと蒸気タービンを駆動して、蒸気ター ンのボトミング系から蒸気の一部をガスタ ビンのケーシングに冷却蒸気として導入し ケーシングと動翼先端との間のクリアラン の制御を行っているため、冷却蒸気源とな 蒸気タービンのボトミング系を構成する装 が大型化せざるを得ないという課題がある

 本発明の目的は、LNGの冷熱を有効に利用 て、ガスタービンの出力向上と熱効率向上 可能にすると共に、装置の小型化を図ったL NG冷熱利用ガスタービン及びLNG冷熱利用ガス ービンの運転方法を提供することにある。

 本発明のLNG冷熱利用ガスタービンは、吸 した空気を圧縮する圧縮機と、前記圧縮機 圧縮された圧縮空気と燃料の天然ガスとを 合させて燃焼し燃焼ガスを生成する燃焼器 、前記燃焼器で生成した燃焼ガスによって 動されるタービンと、該タービンで駆動さ る負荷とを有するガスタービンを備えたLNG 熱利用ガスタービンにおいて、前記圧縮機 吸気を導く吸気系統に設置されて該吸気を 却する吸気冷却装置と、前記圧縮機から抽 した抽気空気をタービンの高温部に供給す 抽気冷却系統を配設してこの抽気冷却系統 設置された該抽気冷却系統を流下する抽気 気を冷却する抽気冷却装置と、前記タービ に設置されて該タービンのケーシングを冷 するケーシング冷却装置と、前記タービン ら該タービンを駆動した排ガスを排出する ガス系統に設置されて該排ガスから排熱を 収する排熱回収装置とを備え、前記吸気冷 装置、抽気冷却装置、ケーシング冷却装置 及び排熱回収装置の冷却媒体として天然ガ を供給する天然ガス冷却系統をガスタービ に配設して該天然ガス冷却系統を流下する 然ガスの冷熱を冷却に利用するように構成 た。

 また本発明のLNG冷熱利用ガスタービンの 転方法は、吸気した空気を圧縮機で圧縮し この圧縮機で圧縮した圧縮空気と燃料の天 ガスとを燃焼器で混合させて燃焼して燃焼 スを生成し、この燃焼器で生成した燃焼ガ によって負荷を駆動するタービンを駆動さ るLNG冷熱利用ガスタービンの運転方法にお て、前記圧縮機に吸気を吸い込む吸気系統 設置した吸気冷却装置によって該吸気を冷 し、前記圧縮機から抽気した抽気空気を配 された抽気冷却系統を通じてタービンの高 部に供給すると共にこの抽気冷却系統に設 た抽気冷却装置によって該抽気冷却系統を 下する抽気空気を冷却し、前記タービンの ーシングに設置したケーシング冷却装置に ってこのタービンのケーシングを冷却し、 記タービンから排ガスを排出する排ガス系 に設置した排熱回収装置によって排ガスか 排熱を回収し、ガスタービンに配設された 然ガス冷却系統に前記吸気冷却装置、前記 気冷却装置、前記ケーシング冷却装置、及 前記排熱回収装置を冷却する冷却媒体とし 天然ガスを供給してこの天然ガス冷却系統 流下する前記天然ガスの冷熱を冷却に利用 るように構成した。

 本発明によれば、LNGの冷熱を有効に利用 ることによって、ガスタービンの出力向上 熱効率向上を可能にすると共に、装置の小 化を図ったLNG冷熱利用ガスタービン及びLNG 熱利用ガスタービンの運転方法が実現でき 。

本発明の一実施例であるLNG冷熱利用ガ タービンの構成を示すガスタービン系統図 本発明の他の実施例の1つであるLNG冷熱 利用ガスタービンの構成を示すガスタービン 系統図。 本発明の他の実施例の別の1つであるLNG 冷熱利用ガスタービンの構成を示すガスター ビン系統図。 本発明の他の実施例の別の1つであるLNG 冷熱利用ガスタービンの構成を示すガスター ビン系統図。 本発明の他の実施例の別の1つであるLNG 冷熱利用ガスタービンの構成を示すガスター ビン系統図。 本発明の他の実施例の別の1つであるLNG 冷熱利用ガスタービンの構成を示すガスター ビン系統図。 本発明の他の実施例の別の1つであるLNG 冷熱利用ガスタービンの構成を示すガスター ビン系統図。 本発明の実施例であるLNG冷熱利用ガス ービンにおけるタービン動翼とケーシング の間隙の時間変化を示す概略図。

符号の説明

 1:圧縮機、2:燃焼器、3:タービン、4:負荷 器、5:ロータ、6:吸気冷却装置、7:排熱回収 置、11a:吸気、12、13:流路、13a:燃焼ガス、14: 料制御弁、14a:燃料、15:排ガス系統、15a:排 ス、16、17:抽気冷却系統、16a、17a:抽気空気 21:LNGタンク、22:BOG圧縮機、31a:BOG、31、33:系 、34:LNG系統、34a:LNG、35:天然ガス冷却系統、3 5a:天然ガス、36:吸気系統、41~44:凝縮器、45、4 6:抽気冷却装置、47:ケーシング冷却装置、51~5 4:蒸発伝熱管、61~64:循環ポンプ、100:ガスター ビン、200:LNG利用設備。

 本発明の実施例であるLNG冷熱利用ガスタ ビン及びLNG冷熱利用ガスタービンの運転方 について図面を参照して以下に説明する。

 本発明の一実施例であるLNG冷熱利用ガス ービン及びLNG冷熱利用ガスタービンの運転 法について図1を用いて詳細に説明する。

 図1は、本発明の一実施例であるLNG冷熱利 用ガスタービンの系統図を示すものであり、 LNG液化基地やLNG受入基地では、冷凍コンプレ ッサ駆動用や発電用としてガスタービン100が 用いられている。

 ガスタービン100は、吸気11aである空気を 気系統36を通じて吸入して圧縮する圧縮機1 、この圧縮機1で圧縮された加圧空気12aと燃 料14aとを混合させて燃焼して高温高圧の燃焼 ガス13aを生成する燃焼器2と、この燃焼器2で 焼して生成された高温高圧の燃焼ガス13aを 焼器2から導いて回転駆動する動力を得るタ ービン3と、このタービン3によって駆動され 発電機や冷凍コンプレッサ等の負荷4を備え ている。

 この圧縮機1とタービン3とはロータ軸5に って互いに連結されており、さらに、圧縮 1の反タービン側には、発電機や冷凍コンプ レッサなどの負荷4がロータ軸5によって連結 れている。

 そして負荷4が発電機の場合には、タービ ン3の回転動力を電気的エネルギーへ変換さ て発電を行なう。

 次に、ガスタービン100の作動流体の流れ ついて説明する。

 吸気系統36を通じて圧縮機1に吸込まれた吸 11aは、圧縮機1の回転駆動によって所定の圧 力比まで昇圧、昇温され、高圧、高温の加圧 空気12aとなる。
この高圧、高温の加圧空気12aは、圧縮機1か 流路12を通じて燃焼器2に供給され、この燃 器2にて燃料14と混合されて燃焼し、高温高 の燃焼ガス13aを発生する。

 燃焼器2で燃焼して生成された高温高圧の 燃焼ガス13aは燃焼器2から流路13を通じてター ビン3に導かれてこのタービン3を回転駆動し 後に、タービン3から排気ガス15aとして排出 され、排ガス系統15を経由して大気へ放出さ る。

 燃焼器2で燃焼して発生した高温高圧の燃 焼ガス13aは、非常に高温(例えば、1300~1500℃) あるため、この高温高圧の燃焼ガス13aが流 するタービン3を構成するケーシングに設置 された静止体である静翼、及びタービン3を 成するロータ軸に設置された回転体である 翼は、耐熱性の観点から十分に冷却する必 がある。

 そこで、圧縮機1の中間段から加圧された 空気を抽気し、この抽気した加圧された抽気 空気16a、17aを冷却空気としてタービン3の高 部に供給して冷却する抽気冷却系統16及び抽 気冷却系統17が圧縮機1とタービン3との間に 設されており、この抽気冷却系統16及び抽気 冷却系統17を通じて抽気空気16a、17aを圧縮機1 から導いてタービン3に冷却空気として供給 、タービン3の高温部を冷却する。

 そして抽気冷却系統16及び抽気冷却系統17 を通じて圧縮機1から導かれ、タービン3の高 部を冷却した後の抽気空気16a、17aは、ター ン3の内部を流下する高温高圧の燃焼ガス中 に流入して該燃焼ガスと共にタービン3から ガス系統15を経由して排気ガス15aが放出され る。

 次にLNG液化基地やLNG受入基地におけるガ タービンの燃料である天然ガスの燃料系統 ついて説明する。

 LNG液化基地やLNG受入基地に設置されてい LNGタンク21内に貯蔵されたLNGでは、LNGタン 21内のLNGの液面で外部入熱や液面変動により 絶えず-164℃の超低温ボイルオフガス(BOG)31aが 発生している。

 LNGタンク21内を一定圧に保持するために 、LNGタンク21内で発生したBOG31aを吸引する必 要があり、系統31を通じてBOG圧縮機22に吸引 れたBOG31aはこのBOG圧縮機22によって所定の圧 力まで昇圧される。

 昇圧後のBOG31aは発電用のガスタービン100 都市ガスの圧送ラインに送出されて燃料と て利用される。

 また、吸引されたBOG31aをBOG圧縮機22で昇 してBOG31aを再液化し、系統33を通じてLNGタン ク21に戻す場合もある。

 一方、ガスタービン100では、一般的に用 られる体積流量一定の定回転数の圧縮機1で は、夏場など吸気の温度が高くなった場合、 空気密度が小さくなり吸入空気の質量流量が 低減するため、吸入空気の質量流量の低減に 合わせて燃焼器2で燃焼させる燃料14aの燃料 量も低減せざるをえない。

 つまり圧縮機1の吸気11aの温度が高くなれ ば吸気11aの空気密度が小さくなるので、燃焼 器2でこの吸気11aと燃料14aとを混合して燃焼 て発生する燃焼ガス13aの流量が減少するの 、該燃焼ガス13aでタービン3を駆動するガス ービン100の出力は低下することになる。

 これは、LNGタンク21で発生したBOG31aをBOG 縮機22で昇圧してこのBOG31aをガスタービン100 の燃焼器2の燃料として利用することを考え 場合に、ガスタービン100の圧縮機1の吸気11a 温度変化によって燃焼器2の燃料流量が変動 するため、BOG圧縮機22で生成されるLNG量と圧 機1の吸気11aの温度を同時に制御する必要が あることを意味する。

 また、ガスタービン100のタービン3の回転 体であるロータに設置した動翼先端と、ター ビンの静止体であるケーシングとの間に形成 されたクリアランスは、ガスタービンの起動 時から定格運転時に至るまで、熱伸びを考慮 した最適なクリアランスが存在する。

 ガスタービンの起動時は、タービン3の回 転体である動翼先端と、タービンの静止体で あるケーシングとの間のクリアランスは所定 量を保って始動するが、ケーシングとロータ 及び動翼の熱容量の違いにより、ケーシング より先にロータ及び動翼が早く加熱されるの で、動翼先端のクリアランスが小さくなる。

 タービン3の動翼先端とケーシングとの間 隙であるクリアランスが小さくなり過ぎると 、動翼とケーシングとが接触してラビングが 発生する可能性があるので、このラビングの 発生を回避する必要がある。

 反対にこのクリアランスを大きく設定し ぎると、タービン3を駆動する動作流体であ る燃焼ガス13aの一部がこのクリアランスから 下流側に流下して定格運転時のガスタービン 100の性能低下を招くことになる。

 そのため、タービン3のこのクリアランス 量をガスタービンの起動時から定格運転時に 至るまで熱伸びで大きく変化させずに最適な 量にコントロールする必要がある。

 また、ガスタービン100のタービン3から排 ガス系統15を通じて外部に排出される排ガス1 5aの排気ガス温度は500~600℃程度と高温であり 、この排気ガス15aを大気に放出する前に、排 ガス系統15に設置された排熱回収装置7により 排気ガス15aから排熱を回収してその熱エネル ギーをガスタービン100に戻すことで、ガスタ ービン100の熱効率を向上させることができる 。

 本発明の実施例であるLNG冷熱利用ガスタ ビンにおいては、LNG34aの再ガス化による冷 エネルギーや、LNGタンク21から常時発生す BOG31aの冷熱を利用して、ガスタービン100の 率向上と夏場の出力増大を図っている。

 図1を用いて、本実施例のLNG冷熱利用ガス タービンの構成について更に説明すると、ガ スタービン100はBOG31aをBOG圧縮機22によって再 化されたLNG34aと、圧縮機1の吸気11aとを後述 する熱交換機で熱交換することによってこの LNG34aを再気化し、圧縮機1の吸気11aを冷却し 圧縮機1に導入される吸気11aの密度を大きく ることができる吸気冷却装置6を圧縮機1の 気系統36に備えている。

 さらに、圧縮機1の途中段から抽気した加 圧された抽気空気を圧縮機1からタービン3の 温部に導くように抽気冷却系統16及び抽気 却系統17を配設すると共に、これらの抽気冷 却系統16及び抽気冷却系統17に抽気冷却装置46 及び抽気冷却装置45をそれぞれ設置するよう 構成している。

 また、タービン3には、ケーシングを冷却 して該ケーシングと動翼先端との間に形成さ れるクリアランスの寸法を制御することがで きるケーシング冷却装置47が具備されている

 そして、タービン3を駆動して該タービン 3から排出される高温の排気ガス15aの排ガス 統流路15には、この排出された排気ガス15aか ら熱エネルギーを回収することができる排熱 回収装置7が設置されている。

 上記した抽気冷却系統16及び抽気冷却系 17に夫々設置された抽気冷却装置46及び抽気 却装置45と、タービン3に設置されたケーシ グ冷却装置47と、タービン3から排出された ガス15aの排ガス系統15に設置された排熱回 装置7は、例えば水を冷却媒体としている。

 また、ガスタービン100には、圧縮機1の吸 気11aを冷却する吸気冷却装置6で吸気系統36を 通じて流入する吸気11aと熱交換して昇温され た天然ガス35aを、ガスタービン100の燃焼器2 燃料として供給できる天然ガス冷却系統35が 配設されている。

 この天然ガス冷却系統35には、該天然ガ 冷却系統35を流下する天然ガス35aの冷熱によ って熱交換する凝縮器41、凝縮器42、凝縮器43 及び凝縮器44が上流側から下流側に沿って順 配設されている。

 抽気冷却系統17に設置した抽気空気を冷 する抽気冷却装置45と、天然ガス冷却系統35 設置した天然ガス35aを加熱する凝縮器41と 間には、循環ポンプ63を備えた蒸発伝熱管51 配設されており、この蒸発伝熱管51を循環 る冷却媒体の水を介して前記抽気冷却装置45 を流下する抽気空気と凝縮器41を流下する天 ガス35aとの間の熱交換を行い、抽気空気を 却すると共に天然ガス35aを加熱する。

 同様に、抽気冷却系統16に設置した抽気 気を冷却する抽気冷却装置46と、天然ガス冷 却系統35の凝縮器41の下流側に設置した天然 ス35aを加熱する凝縮器42との間には、循環ポ ンプ64を備えた蒸発伝熱管52が配設されてお 、この蒸発伝熱管52を循環する冷却媒体の水 を介して前記抽気冷却装置46を流下する抽気 気と凝縮器42を流下する天然ガス35aとの間 熱交換を行い、抽気空気を冷却すると共に 然ガス35aを加熱する。

 同様に、ガスタービン3に設置したガスタ ービンのケーシングを冷却するケーシング冷 却装置47と、天然ガス冷却系統35の凝縮器42の 下流側に設置した天然ガス35aを加熱する凝縮 器43との間には、循環ポンプ61を備えた蒸発 熱管53が配設されており、この蒸発伝熱管53 循環する冷却媒体の水を介して前記ケーシ グ冷却装置47と凝縮器43を流下する天然ガス 35aとの間の熱交換を行い、ケーシング冷却装 置47を冷却すると共に天然ガス35aを加熱する

 同様に、排ガス系統15に設置され該排ガ 系統15を流下する排ガス15aから排熱を回収す る排熱回収装置7と、天然ガス冷却系統35の凝 縮器43の下流側に設置した天然ガス35aを加熱 る凝縮器44との間には、循環ポンプ62を備え た蒸発伝熱管54が配設されており、この蒸発 熱管54を循環する冷却媒体の水を介して前 排熱回収装置7を流下する排ガス15aとを流下 る天然ガス35aとの間の熱交換を行い、排ガ 15aから排熱を回収すると共に天然ガス35aを に加熱する。

 このように、ガスタービン100の低温部か 高温部へ向かって天然ガス冷却系統35を流 する低温の天然ガス35aは凝縮器41、凝縮器42 及び凝縮器43によって順次熱交換され、最 的に天然ガス冷却系統35に設けられた最下流 の熱交換器である凝縮器44で熱交換されて温 が上昇した天然ガス35aを、ガスタービン100 燃焼器2に燃料14aとして供給して、この燃焼 器2で燃料14aと吸気11aとを混合して燃焼させ 高温高圧の燃焼ガス13aを発生させるように 成されている。

 なお、図1に示した実施例のガスタービン 100では、圧縮機1から抽気空気を抽気してタ ビン3に導く抽気冷却系統16及び抽気冷却系 17は2系統だけ配設したが、圧縮機1から抽気 気を抽気する抽気部は抽気冷却系統16又は 気冷却系統17のうちのどちらか1系統として 良い。

 次に、本実施例であるLNG冷熱利用ガスタ ビンにおける運転方法について説明する。

 圧縮機1に流入する空気である吸気11aは、 圧縮機1の上流側の吸気系統36に設置された吸 気冷却装置6に導かれる。

 一方、LNGタンク21の内部で発生したBOG31a 系統31を通じて吸引され、BOG圧縮機22で圧縮 れて再液化されたLNG34aとなって、LNG系統34 通じて吸気冷却装置6に導かれる。

 そしてこの吸気冷却装置6では、該吸気冷 却装置6の内部に配設した対向流熱交換器に って吸気11aとLNG34aとが熱交換され、LNG34aの 発潜熱で吸気11aを冷却して空気密度を高め 吸気11aが吸気系統36を通じて圧縮機1に導入 れる。

 圧縮機1に導入された吸気11aは、圧縮機1 よって所定の圧力比まで昇温昇圧されて高 、高圧の吸気11aとなり、燃焼器2に供給され 。

 圧縮機1の中間段では、タービン3の高温 の冷却のために抽気されるが、圧縮機1の中 段からそれぞれ抽気された抽気空気16a、抽 空気17aは、抽気冷却系統16及び抽気冷却系 17にそれぞれ設けられた水を冷却媒体とした 抽気冷却装置46及び抽気冷却装置45に導かれ 前記抽気冷却装置46及び抽気冷却装置45によ て冷却されて、冷却空気としてタービン3の 高温部にそれぞれ導入される。

 そして前記抽気空気16a、抽気空気17aはタ ビン3の高温部を冷却した後に、タービン3 内部を流れる高温の燃焼ガス13a中に流入し 燃焼ガス13aと混合する。

 また、圧縮機1で加圧された高温、高圧の 吸気11aは流路12を通じて燃焼器2に供給され、 燃焼器2にて燃料である天然ガス35aを加熱し 燃料14aは燃料制御弁14を経由して燃焼器2に 給され、この燃焼器2で吸気11aと燃料14aとが 合されて燃焼さして高温高圧の燃焼ガス13a 生成し、流路13を通じてタービン3に導入さ てこのタービン3を駆動する。

 そしてタービン3に導入された燃焼ガス13a はタービン3を駆動した後に排ガス15aとなっ 排ガス系統15を通して排出され、この排ガス 系統15に設けられ排ガス15aから排熱を回収す 排熱回収装置7で熱交換された後に大気へ放 出される。

 本実施例のLNG冷熱利用ガスタービンの燃 である天然ガス35aの動作について説明する 、LNG液化基地やLNG受入基地に設置されたLNG ンク21から常時発生するBOG31aは、再液化す ために系統31を通じてBOG圧縮機22に導入され 。

 BOG圧縮機22でBOG31aを昇圧して再液化され LNG34aは、LNGタンク21へ系統33を通じて送られ が、LNG34aの一部をこの系統33から分岐したLN G系統34を通じてガスタービン100に供給する。

 BOG圧縮機22で昇圧され供給されたLNG34aは ガスタービン100の圧縮機1の吸気11aを冷却す ために吸気系統36に設置した吸気冷却装置6 最初に導かれて熱交換し、この吸気冷却装 6でLNG34aは圧縮機1に導かれる吸気11aとの熱 換により再気化されて低温の天然ガス35aと る。

 吸気冷却装置6で熱交換してLNG34aが再気化 するときの蒸発潜熱(約120kcal/kg)によって圧縮 機1に導かれる吸気空気11aは冷却されて空気 度を高くすることができる。

 通常、LNG34aの再ガス化では加熱媒体に海 を用いており、その蒸発潜熱は海水に放出 れているが、本実施例のLNG冷熱利用ガスタ ビンでは、上記した構成によってLNG34aの蒸 潜熱を圧縮機1の吸気11aを冷却することに利 用する。

 よって、圧縮機1に導入される吸気11aは冷 却されることにより空気密度が高くなるので 、燃焼器2でこの吸気11aと燃料14aとを混合し 燃焼して発生する燃焼ガス13aの流量が増加 、この増加した燃焼ガス13aで駆動されるタ ビン3を備えたガスタービン100の出力は増加 ることになる。

 なお、吸気冷却装置6内では、LNG34aの再気 化による吸気11aの冷却で蒸発伝熱管の表面に 水滴が発生するが、この水滴は吸気冷却装置 6から回収され、図示していない水回収装置 ドレイン系統81を通じて排出される。

 吸気冷却装置6で再気化した天然ガス35aは 、天然ガス冷却系統35を通じて流下し、この 然ガス冷却系統35に設置された凝縮器41及び 、該凝縮器41の下流側に設置された凝縮器42 導入される。

 凝縮器41及び凝縮器42では内部に配設され た蒸発伝熱管51及び蒸発伝熱管52を循環する 却媒体である水と熱交換して水を凝縮し、 の凝縮潜熱を回収して天然ガス35aの温度を 昇させる。

 この温度が上昇した天然ガス35aは、ター ン3に設けたケーシング冷却装置47でタービ 3のケーシングを冷却した熱を回収するため に、天然ガス冷却系統35の凝縮器42の下流側 設置された凝縮器43へ導入される。

 この凝縮器43では内部に配設された蒸発 熱管53を循環する冷却媒体の水を凝縮して、 その凝縮潜熱を回収して天然ガス35aの温度を 上昇させる。

 この温度が上昇した天然ガス35aは、排熱 収装置7でタービン3から排出される排ガス15 aの排熱を回収するために、天然ガス冷却系 35の凝縮器43の下流側に設置された凝縮器44 導入される。

 この凝縮器44では内部に配設された蒸発 熱管54を循環する冷却媒体の水を凝縮して、 その凝縮潜熱を更に回収して天然ガス35aの温 度を上昇させる。

 ガスタービン100を構成する機器から十分 熱エネルギーを回収して温度が上昇した天 ガス35aは、天然ガス冷却系統35を通じて流 して燃料14aとして燃焼器2に供給される。

 これにより、天然ガス35aの冷熱を利用し 回収された熱エネルギーは上述したように スタービン100で有効利用できるので、ガス ービンの出力が増加してガスタービンの熱 率の向上が図れる。

 次に、冷却媒体をして用いる水の動作に いて説明する。抽気冷却系統16に設置され 抽気冷却装置46、及び抽気冷却系統17に設置 れた抽気冷却装置45と、天然ガス冷却系統35 に設置された凝縮器41及び凝縮器42との間の 交換には、水を冷却媒体として熱交換され 。

 この冷却媒体の水は、抽気冷却装置45と 縮器41との間に配設された蒸発伝熱管51の内 を、該蒸発伝熱管51に設置した循環ポンプ63 の駆動によって循環することによって、抽気 冷却装置45を介して抽気冷却系統17を流下す 抽気空気17aと、凝縮器41を介して天然ガス冷 却系統35を流下する天然ガス35aとの間の熱交 を行なう。

 同様に、冷却媒体の水は、抽気冷却装置4 6と凝縮器42との間に配設された蒸発伝熱管52 内部を、該蒸発伝熱管52に設置した循環ポ プ64の駆動によって循環することによって、 抽気冷却装置46を介して抽気冷却系統16を流 する抽気空気16aと、凝縮器42を介して天然ガ ス冷却系統35を流下する天然ガス35aとの間の 交換を行なう。

 即ち、蒸発伝熱管52内の水は、圧縮機1か 抽気した抽気空気16aから抽気冷却装置46で エネルギーを奪って蒸発し、水から蒸気へ 変化する。この水が蒸発するときの蒸発潜 によって抽気空気16aは冷却される。

 蒸発伝熱管52内で発生した蒸気と水は循 ポンプ64により蒸発伝熱管52内を循環し、天 ガス冷却系統35に設置した凝縮器42に供給さ れる。

 この凝縮器42では天然ガス冷却系統35を流 下する低温の天然ガス35aと熱交換して蒸気は 熱を放出して凝縮し、水へ相変化する。

 そしてこの凝縮するときの凝縮潜熱によ 、天然ガス35aは熱エネルギーを供給される 凝縮した水は、再び蒸発と凝縮を繰り返し がら循環ポンプ64によって蒸発伝熱管52を循 環する。

 同様に、タービン3に設置したケーシング 冷却装置47と天然ガス冷却系統35に設置した 縮器43との間に配設された蒸発伝熱管53内を 交換のために循環する冷却媒体の水は、蒸 伝熱管53内を循環ポンプ61によって循環して いる。

 ケーシング冷却装置47に蒸発伝熱管53を通 じて供給される冷却媒体の水は、タービン3 ケーシングから熱エネルギーを奪って蒸発 、水から蒸気へ相変化する。

 このようにケーシング冷却装置47と天然 ス冷却系統35に設置した凝縮器43との間に配 された蒸発伝熱管53内を冷却媒体の水を循 させることによってタービン3のケーシング 冷却し、ケーシング温度をコントロールす ことができる。

 発生した蒸気と水は、循環ポンプ61によ 蒸発伝熱管53を通じて凝縮器43へ供給される

 この凝縮器43では天然ガス冷却系統35を流 下する低温の天然ガス35aと熱交換して蒸気は 熱を放出して凝縮し、水へと相変化する。

 そしてこのときに発生する凝縮潜熱によ 、天然ガス35aは熱エネルギーを供給される 凝縮した水は、再度、蒸発と凝縮を繰り返 ながら循環ポンプ61によって蒸発伝熱管53内 を循環する。

 タービン3から排ガス15aを排出する排ガス 系統15に設置された排熱回収装置7と、天然ガ ス冷却系統35に設置された凝縮器44との間の 交換に使用される冷却媒体の水は、排熱回 装置7と凝縮器44との間に配設された蒸発伝 管54内を循環ポンプ62によって循環している

 排熱回収装置7に蒸発伝熱管54を通じて供 される冷却媒体の水は、排ガス系統15を流 するタービン3から排出された排ガス15aから エネルギーを奪って蒸発し、水から蒸気へ 変化する。

 このように、タービン3から排出された排 ガス15aから排熱を回収し、その熱エネルギー を保持した蒸発伝熱管54を循環する蒸気は、 蒸発伝熱管54を通じて天然ガス冷却系統35に 設置された凝縮器44へ供給される。

 そしてこの凝縮器44では、天然ガス冷却 統35を流下する低温の天然ガス35aと熱交換し て蒸気は熱を放出して凝縮し、水へと相変化 する。

 そしてこのときに発生する凝縮潜熱によ 、天然ガス35aは熱エネルギーを供給される 凝縮した水は、再び蒸発と凝縮を繰り返し 排ガス15aからの排熱回収と天然ガス35aへの ネルギーを放出しながら循環ポンプ62によ て蒸発伝熱管54を循環する。

 次に本実施例のLNG冷熱利用ガスタービン 効果について説明する。

 図1に示したガスタービン100においては、 LNGタンク21から発生したBOG31aをBOG圧縮機22で 圧して再液化したLNG34aを吸気系統36に設置し た吸気冷却装置6に供給し、LNG34aが再気化す ときの蒸発潜熱を利用して圧縮機1に導入さ る吸気11aを冷却をすることで吸気11aの空気 度を高め、夏場や高温地域などの圧縮機1の 吸気温度が高い場合のガスタービンの出力を 増加させることが可能である。

 また、既存のBOG圧縮機22で昇圧して再液 したLNG34aの一部を利用できるため、ガスタ ビン100の燃焼器2に燃料として供給するため 昇圧コンプレッサが不要となり、コスト低 にも繋がる。

 また、LNG34aの蒸発潜熱を有効に利用した 交換器である吸気冷却装置6をLNG冷却系統35 配置した構成であるため、低温の天然ガス3 5aの顕熱だけを利用した熱交換器を配置した のに比べて伝熱面積を小さくすることがで 、熱交換器自体の設備のコンパクト化が可 である。

 また、抽気冷却装置45、46を備えた抽気冷 却系統17、16を配設して圧縮機1から抽気した 気空気16a、17aを冷却してタービン3の高温部 に冷却空気として供給することで、タービン 3の高温部の冷却効率を向上すると共に冷却 気量を低減することが可能となり、これに ってガスタービンの効率を向上することが きる。

 そして、タービン3にケーシング冷却装置 47を設置してタービン3のケーシングを冷却す ることでタービン3の動翼先端とケーシング のクリアランスを所定の間隙に制御するこ が可能となり、ガスタービンの効率向上を ることが可能となる。

 そしてこのタービン3の高温部の冷却効率 の向上によってタービン3に用いる動翼及び 翼の信頼性を確保することができる。

 また、クリアランスを所望の間隙に制御 ることによってタービン3の動翼先端とケー シングとのラビングを回避することが可能で あり、信頼性も向上することができる。

 さらに、タービン3から排出される排ガス 15aの排熱を排熱回収装置7を設置して回収し 、その回収した熱量を天然ガス冷却系統35を 流下する天然ガス35aに与えて温度を昇温させ て燃料としてガスタービン100の燃焼器2に供 するため、ガスタービン100の熱効率を増加 せること可能となる。

 次に本発明の実施例による出力と熱効率 効果についての試算例を説明する。

 出力30MW級のガスタービンに対して本発明 の実施例を適用した場合の具体的な数値効果 について説明する。

 (1)吸気冷却の効果
 夏場など大気温度上昇によるガスタービン 力低下を抑制するために圧縮機の吸気をLNG 冷熱で熱交換する吸気冷却によれば、例え 、大気温度40℃を15℃まで冷却する場合に、 ガスタービンの出力は5~10%アップし、ガスタ ビンの熱効率は1pt%のアップを望める。

 (2)ケーシング冷却によるチップクリアラン 制御の効果
 タービンのケーシングを冷却して動翼チッ クリアランスを制御することで、例えば、 却しないときの動翼とケーシングの間隙を ケーシング冷却によって前記間隙を半分に ることができ、その結果、ガスタービンの 効率が0.5pt%向上する。

 (3)再生サイクルによる効果(排熱回収による 効果)
 ガスタービンの排熱をLNGの冷熱を利用して 回収し、この熱回収したLNG又は天然ガスを スタービンの燃料として利用することで、 スタービンの熱効率が5pt%程度向上する。

 以上の説明から明らかなように、前記(1) び(2)の効果を組合せることで、ガスタービ の出力は5~10%アップし、ガスタービンの熱 率は1.5pt%向上させることになる。

 また前記(1)及び(3)の効果を組合せると、 スタービンの排気温度が下がることができ ため、排熱回収の効果は減少するが、ガス ービンの出力は5~10%アップし、ガスタービ の熱効率は5pt%程度向上させることができる

 また前記(1)、(2)及び(3)の効果を全て組合 ると、ガスタービンの出力は5~10%アップし ガスタービンの熱効率も6pt%程度の向上が望 るが、プラントの設備が複雑化するのでコ ト高になる。

 次に本実施例のLNG冷熱利用ガスタービン 運転方法によるクリアランス制御の間隙量 時間の変化について説明する。

 ガスタービンの起動時は、蒸発伝熱管51~5 4にそれぞれ設置された循環ポンプ61~64の運転 は停止状態とし、熱交換は実施しない。

 そして抽気冷却装置45、46の蒸発伝熱管51 52の冷媒である水を循環させる循環ポンプ63 、64は、タービン3のホイールスペースの温度 を監視することによって起動させる。

 また、排熱回収装置7の蒸発伝熱管54に設 された循環ポンプ62はタービン排気温度を 視することで起動させる。

 そしてタービン3のケーシング冷却装置47 配設した蒸発伝熱管53に設置された循環ポ プ62は、翼先端のクリアランスをタービン3 内部に設置した計測装置によって計測しな ら起動する。

 そしてタービン3のケーシングを冷却しな がら、最適な間隙δoptを保持するようにガス ービン100の運転を制御する。

 即ち、本実施例のLNG冷熱利用ガスタービ によるクリアランス制御は、図8に示すよう に、起動時はタービン3のケーシングは冷え いるが、ロータおよび動翼は急速に加熱さ て、その熱伸び差により、時間Tminのとき最 のクリアランスδminとなる。

 クリアランスの制御がない場合には、図8 に点線で示したようになり、コールド間隙δc が小さすぎると時間Tminで動翼をケーシング ラビングが発生し、動翼が破損するポテン ャルがある。

 逆に、コールド間隙δcが大きすぎると、 格運転時のホット間隙δhが増加するので、 スタービンの性能が低下する。

 従って、本実施例のLNG冷熱利用ガスター ンでは、ガスタービン起動時に翼先端のク アランスをタービン3の内部に設置した計測 装置によって計測しながら、図9に実線で示 たように、最小間隙のTminを通過した後に、 ービン3に設けたケーシング冷却装置47と天 ガス冷却系等35に設けた凝縮器43との間に配 設された蒸発伝熱管53の冷却媒体である水を 環させる循環ポンプ61を起動し、タービン3 ケーシングを冷却しながら、最適な間隙δop tを保持するようにガスタービン100の運転を 御する。

 このようにガスタービンを運転制御する とによって、ガスタービンの性能を高い状 で維持することができ、信頼性も向上する とが可能である。

 また、本実施例のLNG冷熱利用ガスタービ では、天然ガス35aの冷熱を利用して、ガス ービン100の低温部から高温部にかけて順次 交換することで熱回収しながら天然ガス35a 温度を上昇させて、最終的に高温の燃焼14a して燃焼器2に供給することで効率良く熱回 収することが可能となり、その結果、ガスタ ービンの熱効率を向上させることができる。

 そして、天然ガス冷却系統35を流下する 然ガス35aと熱交換する熱交換器は冷却媒体 水を用いて水の蒸発潜熱と凝縮潜熱を利用 た熱交換器を使用したため、水の顕熱だけ 利用した熱交換器に比べて伝熱面積を小さ することができ、熱交換器自体のコンパク 化が可能である。

 そして、天然ガス冷却系統35を流下する 然ガス35aと、この天然ガス35aと熱交換する 交換器との間に蒸発伝熱管を配設し、この 発伝熱管を循環する冷却媒体は水にするこ で、液二相による熱交換となり、気体だけ 熱交換に対して熱交換性能が向上するため 熱交換器をさらにコンパクトにすることが 能となる。

 なお、上記した実施例では、冷却媒体と て水を採用したが、この水に替えて蒸発伝 管を循環する大気温度以下の冷却媒体とし フレオン系や、アンモニアなどの流体を用 てこれらの流体の相変化を利用するように ても可能である。

 上記した本発明の実施例であるLNG冷熱利 ガスタービンによると、LNGの冷熱を利用し 圧縮機の吸気冷却により圧縮機動力の低減 可能であり、夏場などの大気温度の高温時 おけるガスタービン出力低下を抑制するこ ができる。

 そして、タービンの高温部へ供給される 却空気の温度を低減することが可能となり 冷却空気量の低減によりタービンの効率向 に繋がる。

 また、タービンのケーシングの冷却によ てタービン動翼とケーシングのクリアラン の量を最適に設定することが可能となり、 ービン効率を向上することができ、かつ、 ーシングと動翼のラビングを回避でき、信 性も向上することができる。

 また、タービンの排気から熱回収した熱 燃焼器で回収することにより、ガスタービ の熱効率向上させることができる。

 このように、LNGの冷熱を最大限に利用し 、LNG液化基地およびLNG受入基地の冷凍コン レッサ駆動用および発電用ガスタービンの 力と効率に優れたガスタービンシステムを 供できる。

 また、LNG液化基地およびLNG受入基地の既 設備圧縮機を利用することで装置の大型化 抑制することができ、また、ガスタービン 低温部から高温部に向かって順次、効率的 熱回収し、最終的にその熱エネルギーを燃 として回収できるためガスタービンの熱効 向上に効果的である。

 上記した説明から明らかのように、本発 の実施例によればLNGの冷熱を有効に利用す ことによって、ガスタービンの出力向上と 効率向上を可能にすると共に、装置の小型 を図ったLNG冷熱利用ガスタービン及びLNG冷 利用ガスタービンの運転方法が実現できる

 次に本発明の他の実施例であるLNG冷熱利 ガスタービンについて図2を参照して説明す る。

 尚、図2に示した本実施例のLNG冷熱利用ガ スタービンは図1に示した先の実施例のLNG冷 利用ガスタービンと基本構成は共通してい ので、共通した構成については説明を省略 、相違する構成についてのみ以下に説明す 。

 図2に示した本実施例のLNG冷熱利用ガスタ ービンにおいて、図1に示した先の実施例と 相違は、圧縮機1から冷却空気として抽気し 抽気空気16a、17aをタービン3に供給する抽気 冷却系統16及び抽気冷却系統17にそれぞれ設 された抽気冷却装置46及び抽気冷却装置45に 、抽気空気16a、17aを冷却する冷却媒体とし 水を利用する代わりに直接、低温の天然ガ 35aで熱交換させるように構成している。

 即ち、圧縮機1の吸気系統36に設置された 気冷却装置6で吸気11aとの熱交換によってLNG 34aが再気化した天然ガス35aは吸気冷却装置6 経た後に天然ガス冷却系統35を流下する。

 この天然ガス冷却系統35は抽気冷却系統17 に設けられた抽気冷却装置45に抽気空気17aを 却する冷却媒体として天然ガス35aを供給さ るように配設されている。

 更にこの天然ガス冷却系統35は抽気冷却 置45を経た後に抽気冷却系統16に設けられた 気冷却装置46に抽気空気16aを冷却する冷却 体として天然ガス35aを供給されるように配 されている。

 そしてこの天然ガス冷却系統35は抽気冷 装置46を経た後に凝縮器43を冷却する冷却媒 として天然ガス35aを供給するように構成さ ている。

 この抽気冷却装置45では、低温の天然ガ 35aと抽気空気17aとが熱交換することで、抽 空気17aは冷却される。

 さらに、抽気冷却装置45で熱交換された 然ガス35aは、抽気空気16aを冷却する冷却媒 として抽気冷却装置46に供給される。

 そしてこの抽気冷却装置46でも、抽気冷 装置45を経た低温の天然ガス35aと抽気空気16a とが熱交換することで、抽気空気16aが冷却さ れる。

 この抽気冷却装置46で熱交換された天然 ス35aは、タービン3に設けたケーシング冷却 置47と凝縮器43との間に配設した蒸発伝熱管 53を循環する冷却媒体の水を冷却するために 記凝縮器43に導入される。

 これらの低温の天然ガス35aと抽気空気16a 17aとの直接の熱交換は、図1に示した先の実 施例における水を冷却媒体とした熱交換と異 なり、低温の天然ガス35aの顕熱のみを利用し ている。

 したがって、本実施例では図1に示した先 の実施例の相変化を伴う熱交換よりも熱交換 性能は多少低下するが、しかしながら本実施 例では圧縮機1の前段側における抽気は抽気 気の温度がそれほど高温でないため、水を 却媒体に用いた場合でも図1に示した先の実 例における抽気冷却装置45及び抽気冷却装 46に配設した蒸発伝熱管内で冷却媒体の水が 相変化することによる蒸発潜熱を利用できる とは限らない。

 このため、圧縮機1から抽気される抽気空 気の温度が低温の場合には、水を冷却媒体と することで装置が大型化する可能性がある。

 以上のことから、圧縮機1から抽気される 抽気空気の熱交換方法については、圧縮機1 ら抽気される抽気空気の温度と熱交換性能 ら決定する必要がある。

 上記した本発明の実施例によっても、LNG 冷熱を有効に利用することによって、ガス ービンの出力向上と熱効率向上を可能にす と共に、装置の小型化を図ったLNG冷熱利用 スタービン及びLNG冷熱利用ガスタービンの 転方法が実現できる。

 更に本実施例では、先の実施例と比較し ほぼ同等の性能を達成するだけでなく、ガ タービンの系統の構成がシンプル化できる で設備コストの低減を図ることが可能とな 。

 次に本発明の更に他の実施例の一つであ LNG冷熱利用ガスタービンについて図3を参照 して説明する。

 尚、図3に示した本実施例のLNG冷熱利用ガ スタービンは図1に示した先の実施例のLNG冷 利用ガスタービンと基本構成は共通してい ので、共通した構成については説明を省略 、相違する構成についてのみ以下に説明す 。

 図3に示した本実施例のLNG冷熱利用ガスタ ービンにおいて、図1に示した先の実施例と 相違は、LNGタンク21から発生するBOG31aを昇圧 して再液化するBOG圧縮機22の中間段から、低 の天然ガス35aを抽気してガスタービン内へ 給する系統38を備えた構成にある。

 図1に示した先の実施例では夏場など圧縮 機1に吸い込む吸気11aの温度が高くなった場 に、吸気系統36に設置した吸気冷却装置6に ってLNG34aが気化するときの蒸発潜熱を利用 て吸気11aを冷却するように構成したが、圧 機1に吸い込まれる吸気11aの温度がいつも高 とは限らない。

 特に冬場など大気温度が低下したときに らに吸気11aを冷却すると、大気中の水分が 結し、圧縮機1の内部にこの氷が導入される と圧縮機1の内部に設置された翼を傷付ける テンシャルがある。

 そこで本実施例では、BOG圧縮機22の中間 から低温の天然ガス35aの状態で圧縮機1の吸 検討36に設置した吸気冷却装置6に冷却媒体 して供給する系統38を設けるように構成し 。

 吸気冷却装置6では低温の天然ガス35aと吸 気11aとの顕熱を利用した熱交換のため、蒸発 潜熱を利用した熱交換に比べて熱交換性能を 低くすることができる。

 これにより、大気温度が低下したときも 縮機1に吸い込む吸気11a中の水分の氷結を抑 制でき、ガスタービン100の信頼性を確保する ことができる。

 尚、一般的に大流量のBOG31aを再液化する とに用いられるBOG圧縮機22は、遠心形ター 圧縮機が用いられているが、レシプロ圧縮 でも使用可能である。

 上記した本発明の実施例によっても、LNG 冷熱を有効に利用することによって、ガス ービンの出力向上と熱効率向上を可能にす と共に、装置の小型化を図ったLNG冷熱利用 スタービン及びLNG冷熱利用ガスタービンの 転方法が実現できる。

 また本実施例では、先の実施例と比較し ほぼ同等の性能を達成するだけでなく、ガ タービンの系統の構成がシンプル化できる で設備コストの低減を図ることが可能とな 。

 次に本発明の更に他の実施例の一つであ LNG冷熱利用ガスタービンについて図4を参照 して説明する。

 尚、図4に示した本実施例のLNG冷熱利用ガ スタービンは図1に示した先の実施例のLNG冷 利用ガスタービンと基本構成は共通してい ので、共通した構成については説明を省略 、相違する構成についてのみ以下に説明す 。

 図4に示した本実施例のLNG冷熱利用ガスタ ービンにおいて、図1に示した先の実施例と 相違は、圧縮機1に吸い込む吸気11aを冷却す 吸気系統36に設置した吸気冷却装置6に供給 るLNG34aは、BOG圧縮機の昇圧により再液化し LNGではなく、LNGタンク21から系統34を通じて 直接供給する構成にある。

 即ち、LNGタンク21から発生するBOGは常に 定ではなく変動している。従って、BOG圧縮 を設置してもBOG圧縮機の圧縮によって再液 されるLNGの量も変動するため、発生するBOG 大きく変動した場合にはBOG圧縮機から吸気 却装置6に再液化したLNGを供給すると、ガス ービンの冷却系統の流量および燃料の流量 制御することが困難となるポテンシャルが る。

 そこで、本実施例のようにBOG圧縮機を不 とする構成にして、LNGタンク21から系統34を 通じてLNG34aを直接、吸気冷却装置6に冷却媒 として供給することで、ガスタービン100の 定した運用を確保することができる。

 上記した本発明の実施例によっても、LNG 冷熱を有効に利用することによって、ガス ービンの出力向上と熱効率向上を可能にす と共に、装置の小型化を図ったLNG冷熱利用 スタービン及びLNG冷熱利用ガスタービンの 転方法が実現できる。

 また本実施例では、先の実施例と比較し ほぼ同等の性能を達成するだけでなく、BOG 縮機が不要となるので設備コストの低減を ることが可能となる。

 次に本発明の更に他の実施例の一つであ LNG冷熱利用ガスタービンについて図5を参照 して説明する。

 尚、図5に示した本実施例のLNG冷熱利用ガ スタービンは図1に示した先の実施例のLNG冷 利用ガスタービンと基本構成はほぼ共通し いるので、共通した構成については説明を 略し、相違する構成についてのみ以下に説 する。

 図5に示した本実施例のLNG冷熱利用ガスタ ービンは複数台のガスタービンを備えたLNG冷 熱利用ガスタービンである。

 LNGの製造プラントでは天然ガスを冷却し 液化したLNGを製造するために、天然ガスの 却に使用する冷媒を加圧する圧縮機を設け 必要があるので、これらの圧縮機の動力源 してガスタービンが複数台設置されている 合が多い。

 図5に示した本実施例のLNG冷熱利用ガスタ ービンにおいては、この複数台からなるガス タービン101~105は、図1に示した実施例のガス ービン100が有する複数の熱交換器の一部を れぞれ有する構成である、吸気系統36に設 た吸気冷却装置6と、熱交換して再気化した 然ガス35aを燃焼器2に供給する天然ガス供給 系統35とを備えたガスタービン101を備えてい 。

 同様に圧縮機1から抽気した抽気空気を冷 却してタービン3の高温部に供給する抽気冷 装置45とLNG冷却系統34に設けた凝縮器41と、 交換して再気化した天然ガス35aを燃焼器2に 給する天然ガス供給系統35とを備えたガス ービン102を備えている。

 同様にタービン3に設けたケーシング冷却 装置47と、LNG冷却系統34に設けた凝縮器43と、 熱交換して再気化した天然ガス35aを燃焼器2 供給する天然ガス供給系統35とを備えたガス タービン103を備えている。

 同様にタービン3から排ガス15aを排出する 排ガス系統15に設けた排熱回収装置7と、LNG冷 却系統34に設けた凝縮器44と、熱交換して再 化した天然ガス35aを燃焼器2に供給する天然 ス供給系統35とを備えたガスタービン104を えている。

 更にLNGタンク21からLNG34aをLNG冷却系統34を 通じて燃焼器2に供給する通常のシンプルサ クルのガスタービン105を備えている。

 そして本実施例のLNG冷熱利用ガスタービ は上記した5台のガスタービン101~105を備え おり、それぞれ発電機や冷凍コンプレッサ の負荷4を駆動するように構成されている。

 上記した負荷4を駆動する複数台のガスタ ービン101乃至105を備えて構成されるLNG冷熱利 用ガスタービンのプラントでは、LNGタンク21 らガスタービンの燃料となるLNG34aが天然ガ 冷却系統35とLNG冷却系統34をそれぞれ通じて 最終的に各ガスタービンの燃焼器2に供給さ て燃焼する。

 このような構成のLNG冷熱利用ガスタービ のプラントでは、5台の全てのガスタービン 101乃至105を常時、起動しているのではなく、 5台のガスタービンのうちの一部を電力不足 のバックアップ用のガスタービンとしても 用することができる。

 例えば、LNG冷熱利用ガスタービンを構成 る複数台のガスタービン101乃至105では、吸 冷却装置6を備えたガスタービン101を夏場の 電力不足のときにだけ起動したり、定期点検 のためガスタービン102が停止しているときに 通常の構成のガスタービン105を起動して電力 を供給することが可能となる。

 なお、本実施例の構成では、複数のガス ービンとして5台のガスタービン101~105を備 て構成したが、LNG34aの冷熱を利用したガス ービンを複数台組合せて構成されるLNG冷熱 用ガスタービンのプラントであっても良い

 上記した本発明の実施例によっても、LNG 冷熱を有効に利用することによって、ガス ービンの出力向上と熱効率向上を可能にす と共に、装置の小型化を図ったLNG冷熱利用 スタービン及びLNG冷熱利用ガスタービンの 転方法が実現できる。

 また本実施例では、先の実施例と比較し ほぼ同等の性能を達成するだけでなく、LNG 冷熱を回収する熱交換器の設備コストをそ ほどアップさせずにLNGの冷熱を有効に回収 てガスタービンの出力向上と熱効率向上を ることが可能となる。

 次に本発明の更に他の実施例の一つであ LNG冷熱利用ガスタービンについて図6を参照 して説明する。

 尚、図6に示した本実施例のLNG冷熱利用ガ スタービンは図1に示した先の実施例のLNG冷 利用ガスタービンと基本構成はほぼ共通し いるので、共通した構成については説明を 略し、相違する構成についてのみ以下に説 する。

 図6に示した本実施例のLNG冷熱利用ガスタ ービンも図5の実施例と同様に複数台のガス ービンを備えたLNG冷熱利用ガスタービンで る。

 図6に示した本実施例のLNG冷熱利用ガスタ ービンにおいては、この複数台からなるガス タービンは、図1に示した実施例のガスター ン100が有する複数の熱交換器の一部を有す 構成であるタービン3から排ガス15aを排出す 排ガス系統15に設けた排熱回収装置7とLNG冷 系統34に設けた凝縮器44とを備えたガスター ビン104と、通常のシンプルサイクルの2台の スタービン105と、ボイラなどのガスタービ 以外のLNG利用設備200から構成されており、LN G34aを再気化して天然ガス35aを生成する熱源 ガスタービン104の排熱を利用したものであ 。

 そしてLNGタンク21からLNG冷却系統34を通じ て凝縮器44に供給されるLNG34aは、この凝縮器4 4において排熱回収装置7と凝縮器44との間に 設された蒸発伝熱管54を循環する熱媒体の水 を通じて排熱回収装置7から排ガス15aの排熱 回収し、この回収した排熱を利用して前記 縮器44でLNG34aと熱交換して蒸発気化し天然ガ ス35aを生成する。

 LNG34aの蒸発潜熱を奪った天然ガス35aは天 ガス冷却系統35を通じて複数台のガスター ン104、105に燃料14aとして供給されると共に 天然ガス利用設備200に原料或いはエレルギ 源として導入されるように構成されている

 このように構成することによって、1台の ガスタービンの燃料量だけを熱交換するLNG冷 熱利用ガスタービンとしてよりも多量の燃料 を熱交換することができるLNG冷熱利用ガスタ ービンとなるので、熱交換量が増加してLNG冷 熱利用ガスタービンのプラント全体の効率向 上が可能となる。

 また、複数台のガスタービンの全てにLNG 熱を利用する熱交換装置を設けないで1台の ガスタービンだけに熱交換装置を設け、他の ガスタービンには燃料である天然ガスを供給 できる系統を設置すればよいので、LNG冷熱利 用ガスタービンのプラント全体の設備費用を 低減させることが可能である。

 上記した本発明の実施例によっても、LNG 冷熱を有効に利用することによって、ガス ービンの出力向上と熱効率向上を可能にす と共に、装置の小型化を図ったLNG冷熱利用 スタービン及びLNG冷熱利用ガスタービンの 転方法が実現できる。

 また本実施例では、先の実施例と比較し ほぼ同等の性能を達成するだけでなく、LNG 冷熱を回収する熱交換器の設備コストを低 させ、LNGの冷熱を有効に回収してガスター ンの出力向上と熱効率向上を図ることが可 となる。

 次に本発明の更に他の実施例の一つであ LNG冷熱利用ガスタービンについて図7を参照 して説明する。

 尚、図7に示した本実施例のLNG冷熱利用ガ スタービンは図1に示した先の実施例のLNG冷 利用ガスタービンと基本構成はほぼ共通し いるので、共通した構成については説明を 略し、相違する構成についてのみ以下に説 する。

 図7に示した本実施例のLNG冷熱利用ガスタ ービンも図5の実施例と同様に複数台のガス ービンを備えたLNG冷熱利用ガスタービンで る。

 図7に示した本実施例のLNG冷熱利用ガスタ ービンにおいては、この複数台からなるガス タービンは、図1に示した実施例のガスター ン100が有する複数の熱交換器の一部をそれ れ有する構成である、タービン3に設けたケ シング冷却装置47とLNG冷却系統34に設けた凝 縮器43とを備えたガスタービン103と、タービ 3から排ガス15aを排出する排ガス系統15に設 た排熱回収装置7とLNG冷却系統34に設けた凝 器44とを備えたガスタービン104と、LNGタン 21と、BOG31aを圧縮して再液化するBOG圧縮機22 、ボイラなどのガスタービン以外のLNG利用 備200とから構成されている。

 LNGタンク21からは絶えずBOG31aが発生して り、このBOG31aをすべてガスタービンの燃料14 aとして利用することはできない。

 そこで、本実施例では、LNG34aをLNG冷却系 34を通じて供給して該LNG冷却系統34に設けた ガスタービンのケーシング冷却装置47や排熱 収装置7で気化させたときの冷熱エネルギー を利用して生成した天然ガス35aの一部を天然 ガス冷却系統35を通じて燃焼器2に供給してガ スタービンの燃料14aとして使用すると共に、 燃焼器2に供給されないその他の気化した天 ガス35aは天然ガス冷却系統35を通じてガスタ ービン以外の例えばボイラなどのLNG利用設備 00に燃料或いは原料として供給する構成であ 。

 このように構成することによって、LNG34a 再気化するときの冷熱エネルギーをガスタ ビンで回収することが可能であり、また、L NGタンク21から発生した多量のBOG31aを効果的 利用することができる。

 そして、LNG34aの冷熱を回収する熱交換量 、ガスタービンの燃焼器2に供給する燃料分 だけでなく、LNG利用設備200へ供給する燃料分 、或いは原料分の熱交換量も増加するので、 LNG冷熱利用ガスタービンのプラントの効率向 上が可能となる。

 なお、図7の実施例では、タービン3のケ シング冷却装置47とLNG冷却系統34に設けた凝 器43とを備えたガスタービン103と、タービ 3から排ガス15aを排出する排ガス系統15に設 た排熱回収装置7とLNG冷却系統34に設けた凝 器44とを備えたガスタービン104とを設けたLNG 冷熱利用ガスタービンとしたが、吸気冷却装 置や抽気冷却装置を設けたガスタービンを利 用することが可能である。

 上記した本発明の実施例でも、LNGの冷熱 有効に利用することによってガスタービン 出力向上と熱効率向上を可能にすると共に 装置の小型化を図ったLNG冷熱利用ガスター ン及びLNG冷熱利用ガスタービンの運転方法 実現できる。

 また本実施例では、先の実施例と比較し ほぼ同等の性能を達成するだけでなく、LNG 冷熱を回収する熱交換器の設備コストを低 させ、LNGの冷熱を有効に回収してガスター ンの出力向上と熱効率向上を図ることが可 となる。

 本発明は、液体天然ガスの冷熱を利用し 冷媒コンプレッサや発電機を駆動するLNG冷 利用ガスタービン及びLNG冷熱利用ガスター ンの運転方法に適用できる。