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JPWO2008136121A1 - 天然ガス液化設備 - Google Patents

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Abstract

海水や河川水等が利用できない立地条件に対応するとともに、時刻や季節による大気温度の変化の影響を受けず、年間を通して液化天然ガスの生産量を一定に保つことができる液化天然ガス設備を提供する。例えば混合冷媒を圧縮する低圧段冷媒圧縮機２３及び高圧段冷媒圧縮機２４、圧縮した混合冷媒を冷却する中間冷却機構２５及び後置冷却機構２６、混合冷媒をさらに冷却する二次冷却機構１９、冷却した混合冷媒を膨張させる膨張機構、膨張した混合冷媒との熱交換により天然ガスを冷却する主熱交換器を有する第一の冷凍サイクル系統５０と、例えばプロパン冷媒を作動流体とし、二次冷却機構１９に用いる冷熱源を生成する第二の冷凍サイクル系統５１とを備えた天然ガス液化設備であって、例えばプロパン冷媒を作動流体とし、中間冷却機構２５及び後置冷却機構２６に用いる冷熱源の一部を生成する第三の冷凍サイクル系統５２を備える。

Description

本発明は、複数の冷凍サイクル系統を備えた天然ガス液化設備に関する。
気体の天然ガスを輸送に適した液化天然ガスにするためには、天然ガスを加圧した状態で−１５０℃程度の低温まで冷却してから大気圧近傍まで膨張させることが必要である。この冷却は、複数の冷凍サイクルの組合せにより実現されている。例えば、多くの天然ガス液化設備で採用されているプロパン予冷式混合冷媒方式では、天然ガスを冷却する混合冷媒（第一冷媒）を作動流体とした第一の冷凍サイクルと、その混合冷媒を冷却するプロパン冷媒（第二冷媒）を作動流体とした第二の冷凍サイクルとが組み合わせられている。
また、例えば特許文献１によると、第一の冷凍サイクルにおいて冷媒を冷却する空冷式又は水冷式の熱交換器（冷却器）を用いることが開示されている。空冷式の熱交換器は、冷媒を流入させた伝熱管及び伝熱フィンの外表面にファン等で外気を強制的に流通させ、間接熱交換により冷媒を冷却する。一方、水冷式の熱交換器は、例えば海水や河川水、又は海水や河川水と熱交換した冷却水を導入し、間接熱交換により冷媒を冷却する。また、特許文献１では、第一の冷凍サイクルの冷媒圧縮機を駆動する動力源がガスタービンであることを理由とし、周囲の大気温度を検知し、これに応じて冷凍サイクルの冷媒圧縮機の運転条件など、最適な操作条件を選定する方法が開示されている。
特開平５−１９６３４９号公報
例えば水冷式の熱交換器により冷媒を冷却する場合は、時刻や季節による水温の変化が比較的少ないことから、冷凍サイクルで得られる冷熱が年間を通して安定し、液化天然ガスの生産量を年中一定に保つことが容易である。しかし、天然ガス液化設備の立地条件によっては海水や河川水等が利用できない場合があり、その場合には空冷式の熱交換器を採用する方法が考えられる。ところが、空冷式の熱交換器を採用する場合は、時刻や季節による大気温度の変化が比較的大きく、その影響を受けるという課題が生じる。詳しく説明すると、例えば気温が高い場合、熱交換器による外部への放熱量が減少して、冷凍サイクルの冷媒を望ましい低温まで冷却できず、天然ガスの液化に利用可能な冷熱量が減少する。また、例えば特許文献１のように、冷凍サイクルの冷媒圧縮機を駆動する動力源がガスタービンである場合、高気温条件におけるガスタービンの吸気流量が減少してガスタービンの発生動力が低下するため、冷媒圧縮機の駆動力が減少する。これらの相乗効果により、空冷式の熱交換器により冷凍サイクルの冷媒を冷却する方式では、液化天然ガスの生産量を年中一定に保つことが容易ではない。
本発明の目的は、海水や河川水等が利用できない立地条件に対応するとともに、時刻や季節による大気温度の変化の影響を受けず、年間を通して液化天然ガスの生産量を一定に保つことができる液化天然ガス設備を提供することにある。
上記目的を達成するために、第１の本発明は、第一冷媒を圧縮する冷媒圧縮機、前記冷媒圧縮機で圧縮した第一冷媒を冷却する一次冷却機構、前記一次冷却機構で冷却した第一冷媒をさらに冷却する二次冷却機構、前記二次冷却機構で冷却した第一冷媒を膨張させる膨張機構、及び前記膨張機構で膨張した第一冷媒との熱交換により天然ガスを冷却し、蒸発した第一冷媒を前記冷媒圧縮機に供給する主熱交換器を有する第一の冷凍サイクル系統と、第二冷媒を作動流体とし、前記二次冷却機構に用いる冷熱源を生成する第二の冷凍サイクル系統とを備えた天然ガス液化設備であって、第三冷媒を作動流体とし、前記一次冷却機構に用いる冷熱源の一部又は全部を生成する第三の冷凍サイクル系統を備える。
上記目的を達成するために、第２の本発明は、天然ガスを冷却する第一冷媒を作動流体とした第一の冷凍サイクル系統と、第二冷媒を圧縮する冷媒圧縮機、前記冷媒圧縮機で圧縮した第二冷媒を冷却して凝縮させる凝縮機構、前記凝縮機構で凝縮した第二冷媒を膨張させる膨張機構、及び前記膨張機構で膨張した第二冷媒との熱交換により第一冷媒を冷却し、蒸発した第二冷媒を前記冷媒圧縮機に供給する蒸発機構を有する第二の冷凍サイクル系統とを備えた天然ガス液化設備であって、第三冷媒を作動流体とし、前記凝縮機構に用いる冷熱源の一部又は全部を生成する第三の冷凍サイクル系統を備える。
本発明によれば、海水や河川水等が利用できない立地条件に対応するとともに、時刻や季節による大気温度の変化の影響を受けず、年間を通して液化天然ガスの生産量を一定に保つことができる。
本発明の天然ガス液化設備の第１の実施形態の要部構成を表す概略図である。 本発明の天然ガス液化設備の第２の実施形態の要部構成を表す概略図である。 本発明の天然ガス液化設備の第３の実施形態の要部構成を表す概略図である。
符号の説明
１ 冷媒圧縮機
５ 電動機（第二電動機）
１０ 凝縮器
１８ 膨張機構
１９ 二次冷却機構（蒸発機構）
２３ 低圧段冷媒圧縮機
２４ 高圧段冷媒圧縮機
２５ 中間冷却機構（一次冷却機構）
２６ 後置冷却機構（一次冷却機構）
３１ 第二凝縮器
３１Ａ 凝縮器
３３ 第二中間冷却器
３３Ａ 中間冷却器
３５ 第二後置冷却器
３５Ａ 後置冷却器
５０ 第一の冷凍サイクル系統
５１ 第二の冷凍サイクル系統
５２ 第三の冷凍サイクル系統
５２Ａ 第三の冷凍サイクル系統
６４ 開閉器（制御手段）
７２ 制御装置（制御手段）
８０ 熱交換器
８１ 冷媒圧縮機
８４ 電動機（第三電動機）
８５ 電動機（第一電動機）
以下、本発明の実施形態を、図面を参照しつつ説明する。
本発明の第１の実施形態を図１により説明する。図１は、本実施形態による天然ガス液化設備の要部構成を表す概略図である。
この図１において、天然ガス液化設備は、主要な構成要素との一つとして、天然ガスを冷却する例えばメタン、エタン、及びプロパンからなる混合冷媒（第一冷媒）を作動流体とした第一の冷凍サイクル系統５０を備えている。
第一の冷凍サイクル系統５０は、混合冷媒を圧縮する低圧段冷媒圧縮機２３と、この低圧段冷媒圧縮機２３で圧縮した混合冷媒を冷却する中間冷却機構（一次冷却機構）２５と、この中間冷却機構２５で冷却した混合冷媒を圧縮する高圧段冷媒圧縮機２４と、この高圧段冷媒圧縮機２４で圧縮した混合冷媒を冷却する後置冷却機構（一次冷却機構）２６と、この後置冷却機構２６で冷却した混合冷媒をさらに冷却する二次冷却機構１９と、この二次冷却機構１９で冷却した混合冷媒が配管４７を介し供給され、混合冷媒を断熱膨張させて温度を低下させる膨張機構（図示せず）と、この膨張機構からの混合冷媒との熱交換により天然ガス（気体状態）を冷却して液化する主熱交換器（図示せず）とで構成されている。そして、主熱交換器にて天然ガスから熱を奪い蒸発した混合冷媒は、配管４８を介し低圧段冷媒圧縮機２３に供給されるようになっている。低圧段冷媒圧縮機２３及び高圧段冷媒圧縮機２５は、その駆動装置である電動機８５に同軸で連結されている。
中間冷却機構２５は、大気に放熱する空冷式の第一中間冷却器３２と、水冷式の第二中間冷却器３３とで構成されている。また、後置冷却機構２６は、大気に放熱する空冷式の第一後置冷却器３４と、水冷式の第二後置冷却器３５とで構成されている。
また天然ガス液化設備は、別の主要な構成要素として、例えばプロパン冷媒（第二冷媒）を作動流体とし、第一の冷凍サイクル系統５０の二次冷却機構１９に用いる冷熱源を生成する第二の冷凍サイクル系統５１を備えている。
第二の冷凍サイクル系統５１は、プロパン冷媒を圧縮する例えば３段式の（すなわち、低圧段、中圧段、高圧段からなる）冷媒圧縮機１と、この冷媒圧縮機１で圧縮したプロパン冷媒を冷却して凝縮させる凝縮機構１０と、この凝縮機構１０で凝縮したプロパン冷媒を受け入れる受液器１１と、この受液器１１からのプロパン冷媒を段階的に断熱膨張させて温度を低下させる膨張機構１８と、この膨張機構１８からのプロパン冷媒との熱交換により混合冷媒を段階的に冷却し、混合冷媒から熱を奪い蒸発したプロパン冷媒を冷媒圧縮機１に供給する上記二次冷却機構（蒸発機構）１９とで構成されている。冷媒圧縮機１は、その駆動装置である電動機５に連結されている。
凝縮機構１０は、大気に放熱する空冷式の第一凝縮器３０と、水冷式の第二凝縮器３１とで構成されている。
二次冷却機構（蒸発機構）１９は、高圧蒸発器１５、中圧蒸発器１６、及び低圧蒸発器１７で構成され、膨張機構１８は、高圧膨張弁１２、中圧膨張弁１３、及び低圧膨張弁１４で構成されている。高圧蒸発器１５は配管４１を介し受液器１１に接続され、その配管４１に高圧膨張弁１２が設けられている。また、中圧蒸発器１６は配管４２を介し高圧蒸発器１５の液体出口側に接続され、その配管４２に中圧膨張弁１３が設けられている。また、低圧蒸発器１７は配管４３を介し中圧蒸発器１６の液体出口側に接続され、その配管４３に低圧膨張弁１４が設けられている。また、高圧蒸発器１５の気体出口側は配管４４を介し冷媒圧縮機１の高圧段吸込側に接続され、中圧蒸発器１６の気体出口側は配管４５を介し冷媒圧縮機１の中圧段吸込側に接続され、低圧蒸発器１７の気体出口側は配管４６を介し冷媒圧縮機１の低圧段吸込側に接続されている。
そして、高圧蒸発器１５は、高圧膨張弁１２で断熱膨張されて温度が低下し気液混合状態となったプロパン冷媒が導入され、プロパン冷媒の液相の一部が蒸発して、その蒸発潜熱を奪うことにより後置冷却機構２６からの混合冷媒を冷却するようになっている。また、高圧蒸発器１５は、気相のプロパン冷媒を配管４４を介し冷媒圧縮機１の高圧段吸込側に供給し、液相のプロパン冷媒を配管４２及び中圧膨張弁１３を介し中圧蒸発器１６に供給するようになっている。中圧蒸発器１６は、中圧膨張弁１３で断熱膨張されて温度が低下し気液混合状態となったプロパン冷媒が導入され、プロパン冷媒の液相の一部が蒸発して、その蒸発潜熱を奪うことにより高圧蒸発器１５からの混合冷媒をさらに冷却するようになっている。また、中圧蒸発器１６は、気相のプロパン冷媒を配管４５を介し冷媒圧縮機１の中圧段吸込側に供給し、液相のプロパン冷媒を配管４３及び低圧膨張弁１４を介し低圧蒸発器１７に供給するようになっている。低圧蒸発器１７は、低圧膨張弁１４で断熱膨張されて温度が低下し気液混合状態となったプロパン冷媒が導入され、プロパン冷媒の液相の全部が蒸発し、その蒸発潜熱を奪うことにより中圧蒸発器１６からの混合冷媒をさらに冷却するようになっている。また、低圧蒸発器１７は、気相のプロパン冷媒を配管４６を介し冷媒圧縮機１の低圧段吸込側に供給するようになっている。
また天然ガス液化設備は、本実施形態の特徴的な構成要素として、例えばプロパン冷媒（第三冷媒）を作動流体とし、第一の冷凍サイクル系統５０の中間冷却機構２５及び後置冷却機構２６にそれぞれ用いる冷熱源の一部（すなわち、第二中間冷却機構３３及び第二後置冷却器３５の冷熱源）、及び第二の冷凍サイクル系統５１の凝縮機構１０に用いる冷熱源の一部（すなわち、第二凝縮器３１の冷熱源）としての冷水（冷却水）を生成する第三の冷凍サイクル系統５２と、この第三の冷凍サイクル系統５２で生成した冷水を循環させる循環水系統５３とを備えている。
第三の冷凍サイクル系統５２は、プロパン冷媒を圧縮する冷媒圧縮機８１と、この冷媒圧縮機８１で圧縮したプロパン冷媒を凝縮させる空冷式の凝縮器８２と、この凝縮器８２で凝縮したプロパン冷媒を断熱膨張させて温度を低下させる膨張弁８３と、この膨張弁８３からのプロパン冷媒との熱交換により水を冷却し、水から熱を奪い蒸発したプロパン冷媒を冷媒圧縮機８１に供給する熱交換器（蒸発器）８０とで構成されている。冷媒圧縮機８１は、その駆動装置である電動機８４に連結されている。
循環水系統５３は、熱交換器８０で生成した冷水を貯蔵する冷水貯蔵器７５と、第二中間冷却器３３、第二後置冷却器３５、及び第二凝縮器３１等に冷水を供給する供給ヘッダ７７と、冷水貯蔵器７５で貯蔵した冷水を供給ヘッダ７７に供給するポンプ７６と、第二中間冷却器３３、第二後置冷却器３５、及び第二凝縮器３１等で熱を奪い温度が上昇した水（温水）を回収する回収ヘッダ７８と、この回収ヘッダ７８から供給された温水を貯蔵する温水貯蔵器７９と、この温水貯蔵器７９で貯蔵した温水を熱交換器８０に供給するポンプ９０と、このポンプ９０の吐出流量を制御する弁９１とで構成されている。なお、この循環水系統５３で循環する水は、熱交換器８０の内部で凍結することを防止するため、エチレングリコール混合水などの不凍液を用いることが好ましい。
上述した第一の冷凍サイクル系統５０の電動機８５、第二の冷凍サイクル系統５１の電動機５、及び第三の冷凍サイクル系統５２の電動機８４に必要な電力は、発電設備７０によって発電されている。発電設備７０は、例えば４つのガスタービン発電装置（発電ユニット）６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄを有し、通常、それらのうち３つを運転させて発電しており、残りの１つは定期点検等のメンテナンスや異常発生時に対応するための予備機である。
ガスタービン発電装置６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄはそれぞれ、吸気ダクトから外気を吸入して圧縮する空気圧縮機と、圧縮した空気と燃料を混合して燃焼させ高温高圧の燃焼ガスを生成する燃焼器と、燃焼ガスを膨張させて運動エネルギーに変換するタービンと、このタービンの運動エネルギーを電力に変換する発電機とを備えている。ガスタービン発電装置６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄの発電機は、母線６２に接続され、さらに電力経路６３を介しプラント内の負荷に接続されている。電力経路６３は、第一の冷凍サイクル系統５０の電動機８５に電力を供給する電力経路６３ａと、第二の冷凍サイクル系統５１の電動機５に電力を供給する電力経路６３ｂと、第三の冷凍サイクル系統５２の電動機８４に電力を供給する電力経路６３ｃとを有している。
また、本実施形態の特徴として、電力経路６３ｃには接続・遮断状態に切替え可能な開閉器６４が設けられている。そして、制御装置７２は、例えば発電設備７０の供給電力が低下したことを検知したときに、信号経路７１を介し開閉器６４に信号を出力して電力経路６３ｃを遮断可能としている。
また、ガスタービン発電装置の吸気ダクトには、水冷式の吸気冷却器が設けられている。そして、吸気冷却器は、供給ヘッダ７７から配管３６を介し冷水が供給され、この冷水との熱交換により空気圧縮機の吸気を冷却するようになっている。また、吸気冷却器にて吸気から熱を奪い温度上昇した水（温水）は、配管３７を介し回収ヘッダ７８に回収されるようになっている。
次に、本実施形態の天然ガス液化設備の通常運転動作及び作用効果を説明する。
第三の冷凍サイクル系統５２において、作動流体であるプロパン冷媒は、冷媒圧縮機８１により圧縮されて高温高圧状態となり、空冷式の凝縮器８２により大気に放熱して凝縮され、さらに膨張弁８３により断熱膨張されて温度が低下する。熱交換器８０では、プロパン冷媒が蒸発し、その蒸発潜熱を奪うことにより循環水系統５３の水を５℃まで冷却する。
循環水系統５３において、熱交換器８０で冷却された冷水は、冷水貯蔵器７５に一旦貯蔵された後、ポンプ７６で供給ヘッダ７７に送られ、第一の冷凍サイクル系統５０の第二中間冷却器３３及び第二後置冷却器３５、第二の冷凍サイクル系統５１の第二凝縮器３１、ガスタービン発電設備の吸気冷却器にそれぞれ供給される。その後、第二中間冷却器３３、第二後置冷却器３５、第二凝縮器３１、及び吸気冷却器にて冷媒や吸気から熱を奪い４０℃程度まで温度上昇した水（温水）は、回収ヘッダ７８に回収され温水容器７９に一旦貯蔵された後、ポンプ９０で熱交換器８０に供給され、再び５℃まで冷却される。
なお、熱交換器８０で生成する冷水の温度を５℃とした第一の理由は、第二中間冷却器３３、第二後置冷却器３５、及び第二凝縮器３１における端末温度差を１０℃で計画し、それらの冷媒の冷却温度（出口温度）の目標値を１５℃としたからである。また、第二の理由は、吸気冷却器における吸気の冷却温度を考慮したからである。すなわち、例えば冷水の温度が高すぎると、ガスタービン発電設備の吸気冷却に利用することができず、一方、例えば冷水の温度が低すぎると、吸気冷却器の表面に吸気中の湿分が凍結し、吸気ダクトを閉塞させる可能性があるためである。
第二の冷凍サイクル系統５１において、受液器１１に貯蔵された１５℃，１．２ＭＰａ程度のプロパン冷媒は、膨張機構１８により段階的に断熱膨張されて温度が低下し、二次冷却機構（蒸発機構）１９にて段階的に蒸発し、その蒸発潜熱を奪うことにより第一冷凍サイクル系統５０の混合冷媒を冷却する。二次冷却機構１９にて混合冷媒から熱を奪い蒸発したプロパン冷媒は、冷媒圧縮機１により１．２ＭＰａまで圧縮される。圧縮されて高温となったプロパン冷媒は、空冷式の第一凝縮器３０により６０℃まで冷却され、さらに水冷式の第二凝縮器３１により１５℃まで冷却され、再び受液器１１に送られる。
第一の冷凍サイクル系統５０において、作動流体である混合冷媒は、低圧段冷媒圧縮機２３により圧縮される。低圧段冷媒圧縮機２３により圧縮されて高温となった混合冷媒は、空冷式の第一中間冷却器３２により６０℃まで冷却され、さらに水冷式の第二中間冷却器３３により１５℃まで冷却される。その後、高圧段冷媒圧縮機２４により５ＭＰａまで圧縮される。高圧段冷媒圧縮機２４により圧縮されて高温となった混合冷媒は、空冷式の第一後置冷却器３４により６０℃まで冷却され、さらに水冷式の第二後置冷却器３５により１５℃まで冷却される。その後、５ＭＰａ，１５℃程度の混合冷媒は、二次冷却機構１９により−３５℃程度まで冷却される。そして、膨張機構で断熱膨張して温度が低下され、主熱交換器に供給されて原料天然ガスの液化に利用される。
なお、第二の冷凍サイクル系統５１の空冷式の第一凝縮器３０は、伝熱面積や大気を通風するファンの能力を大きくすれば、冷媒冷却温度を比較的低く設定することが可能であるが、本実施形態では、設備費の経済性を考慮し、冷媒冷却温度を比較的高い６０℃に設定している。また、第一の冷凍サイクル系統５０の空冷式の第一中間冷却器の及び第一後置冷却器も、同様の理由から、冷媒冷却温度を比較的高い６０℃に設定している。
このような本実施形態の天然ガス液化設備においては、プロパン冷媒を作動流体とし、このプロパン冷媒との熱交換により冷水を生成する第三の冷凍サイクル系統５２と、この第三の冷凍サイクル系統５２で生成した冷水を用いる水冷式の第二中間冷却器３３、第二後置冷却器３５、及び第二凝縮器３１とを備えることにより、海水や河川水等が利用できない立地条件にも対応することができる。また、例えば中間冷却機構２５を空冷式の第一中間冷却器３２のみ、後置冷却機構２６を空冷式の第一後置冷却器３４のみ、凝縮機構１０を空冷式の第一凝縮器３０のみとした場合は、大気温度の変動によって冷媒冷却温度が変動する。これに対し本実施形態においては、水冷式の第二中間冷却器３３、第二後置冷却器３５、及び第二凝縮器３１を設け、それらの冷媒冷却温度が目標値（詳しくは、例えば大気温度が低い条件で第二中間冷却器３３、第二後置冷却器３５、及び第二凝縮器３１が無い場合の冷媒冷却温度よりも低い値）となるように冷水の供給量をそれぞれ制御することにより、年間を通して冷媒温度を一定に保つことができる。したがって本実施形態においては、年間、昼夜の大気温度の変動に関わらず、第一及び第二の冷凍サイクル系統５０，５１の冷媒温度を一定に制御することができ、液化天然ガスの生産量を年中一定に保つことができる。
また、本実施形態においては、第三の冷凍サイクル系統５２で生成した５℃の冷水をガスタービン発電設備の吸気冷却器に供給し、季節、昼夜を問わず、空気圧縮機の吸気温度を１０℃程度に冷却する。この吸気冷却の作用により、ガスタービン発電設備の発電量を年間一定に保持することができ、高気温時でも冷媒圧縮機の駆動用電力を確保することができる。したがって、このような観点からも、液化天然ガスの生産量を年中一定に保つことができる。また、吸気冷却により、ガスタービン発電設備の負荷を年間一定とすることができる。そのため、冬季でもガスタービン発電設備の出力を絞る必要が無く、年間を通してガスタービン発電設備を最高効率点で運転できる。
なお、上記においては、第二中間冷却器３３、第二後置冷却器３５、及び第二凝縮器３１の冷媒冷却温度の目標値を１５℃に設定する場合を例にとって説明したが、その最適値は、液化天然ガス製造設備の立地条件によって異なる。すなわち、例えば冷媒冷却温度の目標値が高すぎる場合、年間を通して冷媒冷却温度を一定にすることが困難となり、一方、例えば冷媒冷却温度の目標値が低すぎる場合は、必要な冷水の流量が多くなり、第三の冷凍サイクル系統５２の冷媒圧縮機８１の負荷が増え、液化天然ガス製造設備の効率が低下するので、望ましくない。
次に、本実施形態の天然ガス液化設備において発電設備７０の供給電力が低下した場合の動作及び作用効果を説明する。
例えばガスタービン発電装置６１ａ，６１ｂ，６１ｃの運転中に、ガスタービン発電装置６１ｃが計画外停止した場合を想定する。発電設備７０の制御装置７２は、ガスタービン発電装置６１ｃの出力低下を検知し、これに応じて予備機であるガスタービン発電装置６１ｄを起動する指令を出力するとともに、開閉器６４に信号を出力して電力経路６３ｃを遮断する。これにより、第一の冷凍サイクル系統５０の電動機８５と第二の冷凍サイクル系統５１の電動機５は、継続して駆動するものの、第三の冷凍サイクル系統５２の電動機８４は、電力が供給されず停止する。これにより、予備機の起動が完了するまでの出力低下の影響を補償することができる。また、予備機の起動が完了するまでの間は、循環水系統５３の弁９１を閉じ、冷水貯蔵器７５に貯蔵した冷水（詳しくは、予備機の起動が完了するまでの間に必要な容量が貯蔵された水）を第二中間冷却器３３、第二後置冷却器３５、及び第二凝縮器３１に供給することにより、第一の冷凍サイクル系統５０及び第二の冷凍サイクル系統５１は、通常通りの運転を継続することができる。
そして、予備機の起動が完了した後、制御装置７２は、開閉器６４を切替えて電気経路６３ｃを接続させ、第三の冷凍サイクル系統５２の電動機８４に電力を供給して駆動させる。また、循環水系統５３の弁９１を開き、冷水貯蔵器７５に再び冷水を貯蔵させる。このようにして、ガスタービン発電装置６１ｃが停止する前の運転状態に復帰することができる。
なお、上記実施形態においては、発電設備７０は、予備機を有する場合を例にとって説明したが、これに限られず、予備機が無くてもよい。この場合は、冷水貯蔵器７５に貯蔵した冷水が無くなるまでの間に、第一の冷凍サイクル系統５０の冷媒圧縮機２３，２４と第二の冷凍サイクル系統５１の冷媒圧縮機１の運転条件を変更し、液化天然ガスの生産量を調整してもよい。
本発明の第２の実施形態を図２により説明する。本実施形態は、上記循環水系統５３を設けず、第三の冷凍サイクル系統５２の作動流体であるプロパン冷媒を上記第二中間冷却器３２、第二後置冷却器３４、第二凝縮器３１、及び吸気冷却器に供給するように構成した実施形態である。
図２は、本実施形態による天然ガス液化設備の要部構成を表す概略図である。なお、この図２において、上記第１の実施形態と同等の部分には同一の符号を付し、適宜説明を省略する。また、図２において、上記発電設備７０、電力経路６３、及び開閉器６４等を便宜上図示していないが、本実施形態においても備えているものとする。
本実施形態では、第三の冷凍サイクル系統５２Ａは、プロパン冷媒を圧縮する冷媒圧縮機８１と、この冷媒圧縮機８１で圧縮したプロパン冷媒を凝縮させる空冷式の凝縮器８２と、この凝縮器８２で凝縮したプロパン冷媒を断熱膨張させて温度を低下させる膨張弁８３と、この膨張弁８３からのプロパン冷媒を第二中間冷却器３３、第二後置冷却器３５、第二凝縮器３１、及び吸気冷却器に供給する供給ヘッダ７７と、第二中間冷却器３３、第二後置冷却器３５、第二凝縮器３１、及び吸気冷却器で冷媒や吸気から熱を奪い温度が上昇した水（温水）を回収し、冷媒圧縮機８１に供給する回収ヘッダ７８とで構成されている。
以上のように構成された本実施形態においても、上記第１の実施形態同様、海水や河川水等が利用できない立地条件に対応するとともに、時刻や季節による大気温度の変化の影響を受けず、年間を通して液化天然ガスの生産量を一定に保つことができる。また、上記第１の実施形態に比べ、中間媒体である冷水が無いため熱交換の温度差による損失を低減でき、ポンプ類の動力を節約することができる。また、冷水貯蔵器等の機器が不要になるため、機器点数を削減し、設備費を低減することができる。
なお、上記第1及び第２の実施形態においては、第三の冷凍サイクル系統５２，５２Ａの作動流体として、自然冷媒であって地球温暖化への影響が小さく入手性が良いプロパン冷媒を用いた場合を例にとって説明したが、これに限られず、第三の冷凍サイクル系統５２，５２Ａの作動流体として動作する温度範囲の条件を満たすものであれば、他の冷媒物質を用いてもよい。また、上記第１及び第２の実施形態においては、第三の冷凍サイクル系統５２，５２Ａは、冷媒圧縮機８１を有する蒸気圧縮式冷凍サイクルとする場合を例にとって説明したが、これに限られない。すなわち、冷却水が必要となる制約があるものの、例えば吸収式冷凍サイクルや蒸気フラッシュ式冷凍サイクルとしてもよい。
また、上記第１及び第２の実施形態においては、第一の冷凍サイクル系統５０の冷媒圧縮機２３，２４、第二の冷凍サイクル系統５１の冷媒圧縮機１、及び第三の冷凍サイクル系統５２又は５２Ａの冷媒圧縮機８４を駆動する駆動装置として電動機８５，５，８４を用いた場合を例にとって説明したが、これに限られない。すなわち、例えば駆動装置としてガスタービンを用いてもよい。この場合も、上記実施形態同様、年間、昼夜の大気温度の変動に関わらず、液化天然ガスの生産量を年中一定に保つことができる。しかしながら、例えばガスタービンが故障した場合、冷媒圧縮機は継続運転が困難となる。
また、上記第１及び第２の実施形態においては、第三の冷凍サイクル系統５２，５２Ａは、第一の冷凍サイクル系統５０の中間冷却機構２５及び後置冷却機構２６にそれぞれ用いる冷熱源の一部（すなわち、第二中間冷却機構３３及び第二後置冷却器３５の冷熱源）、及び第二の冷凍サイクル系統５１の凝縮機構１０に用いる冷熱源の一部（すなわち、第二凝縮器３１の冷熱源）を生成する場合を例にとって説明したが、これに限られない。すなわち、例えば第三の冷凍サイクル系統は、第一の冷凍サイクル系統５０の中間冷却機構及び後置冷却機構に用いる冷熱源の全部、及び第二の冷凍サイクル系統５１の凝縮機構に用いる冷熱源の全部を生成するようにしてもよい。このような変形例を第２の実施形態に適用した場合を、図３により説明する。
図３は、本変形例による天然ガス液化設備の要部構成を表す概略図である。なお、この図３において、上記第２の実施形態と同等の部分には同一の符号を付し、適宜説明を省略する。
本変形例では、第一の冷凍サイクル系統５０の中間冷却機構は、水冷式の中間冷却器３３Ａのみで構成され、後置冷却機構は、水冷式の後置冷却器３５Ａのみで構成されている。また、第二の冷凍サイクル系統５１の凝縮機構は、水冷式の凝縮器３１Ａのみで構成されている。
以上のように構成された変形例においても、上記第２の実施形態同様、海水や河川水等が利用できない立地条件に対応するとともに、時刻や季節による大気温度の変化の影響を受けず、年間を通して液化天然ガスの生産量を一定に保つことができる。また、上記第２の実施形態に比べ、水冷式の中間冷却器３５Ａ、後置冷却器３３Ａ、及び凝縮器３１Ａにおける冷熱量が増加するため、第三の冷凍サイクル５２の冷媒圧縮機８１の消費動力が大きくなり、液化天然ガス製造設備の効率が低下するが、機器点数を削減することができ、設備費の低減が図れる可能性がある。
なお、上記変形例においては、第２の実施形態に適用した場合を例にとって説明したが、これに限られず、第１の実施形態に適用してもよいことは言うまでもない。

Claims (6)

  1. 第一冷媒を圧縮する冷媒圧縮機、前記冷媒圧縮機で圧縮した第一冷媒を冷却する一次冷却機構、前記一次冷却機構で冷却した第一冷媒をさらに冷却する二次冷却機構、前記二次冷却機構で冷却した第一冷媒を膨張させる膨張機構、及び前記膨張機構で膨張した第一冷媒との熱交換により天然ガスを冷却し、蒸発した第一冷媒を前記冷媒圧縮機に供給する主熱交換器を有する第一の冷凍サイクル系統と、第二冷媒を作動流体とし、前記二次冷却機構に用いる冷熱源を生成する第二の冷凍サイクル系統とを備えた天然ガス液化設備であって、
    第三冷媒を作動流体とし、前記一次冷却機構に用いる冷熱源の一部又は全部を生成する第三の冷凍サイクル系統を備えることを特徴とする天然ガス液化設備。
  2. 請求項１記載の天然ガス液化設備において、前記第三の冷凍サイクル系統は、第三冷媒との熱交換により前記一次冷却機構に用いる冷熱源の一部又は全部としての冷水を生成する熱交換器を有することを特徴とする天然ガス液化設備。
  3. 天然ガスを冷却する第一冷媒を作動流体とした第一の冷凍サイクル系統と、第二冷媒を圧縮する冷媒圧縮機、前記冷媒圧縮機で圧縮した第二冷媒を冷却して凝縮させる凝縮機構、前記凝縮機構で凝縮した第二冷媒を膨張させる膨張機構、及び前記膨張機構で膨張した第二冷媒との熱交換により第一冷媒を冷却し、蒸発した第二冷媒を前記冷媒圧縮機に供給する蒸発機構を有する第二の冷凍サイクル系統とを備えた天然ガス液化設備であって、
    第三冷媒を作動流体とし、前記凝縮機構に用いる冷熱源の一部又は全部を生成する第三の冷凍サイクル系統を備えることを特徴とする天然ガス液化設備。
  4. 請求項３記載の天然ガス液化設備において、前記第三の冷凍サイクル系統は、第三冷媒との熱交換により前記凝縮機構に用いる冷熱源の一部又は全部としての冷水を生成する熱交換器を有することを特徴とする天然ガス液化設備。
  5. 請求項２又は４記載の天然ガス液化設備において、前記第三の冷凍サイクルの熱交換器で生成した冷水を貯蔵する冷水貯蔵器を備えることを特徴とする天然ガス液化設備。
  6. 請求項５記載の天然ガス液化設備において、前記第一の冷凍サイクルの冷媒圧縮機を駆動する第一電動機と、前記第二の冷凍サイクルの冷媒圧縮機を駆動する第二電動機と、前記第三の冷凍サイクルの冷媒圧縮機を駆動する第三電動機と、供給される電力が低下した場合、前記第一電動機及び第二電動機を駆動しつつ、前記第三電動機を停止させる制御手段とを備えることを特徴とする天然ガス液化設備。
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