JP2010058772A - 浮体構造物 - Google Patents

Abstract

【課題】海水を系外に排出することなく海水加熱式の再ガス化を可能とし、厳しい排出規制に対応し得るとともにその熱源として液化ガスを取り出し昇圧する動力部の排熱を用い再ガス化のための燃料消費を節約し得る浮体構造物を提供する。
【解決手段】貯蔵タンク３から取り出され圧力を上昇させられたＬＮＧを加熱してガス化するベーパライザ２５と、少なくともＬＮＧを貯蔵タンク３から取り出し圧力を上昇させる動力を供給する蒸気タービンおよび発電機と、を備えているＬＮＧ船１であって、海水を貯留するシーベイ２９と、シーベイ２９からベーパライザ２５へ供給海水を供給する供給ライン３１と、ベーパライザ２５からシーベイ２９へ熱交換後の回収海水を回収する回収ライン３３と、少なくとも蒸気タービンの排蒸気を用いて回収ライン３３を通過する回収海水を加熱する蒸気コンデンサ１５と、が備えられている。
【選択図】図２

Description

本発明は、貯蔵タンクから取り出された液化ガスを加熱してガス化する再ガス化プラントを備えているＬＮＧ船等の浮体構造物に関するものである。

最近の液化天然ガス（ＬＮＧ）運搬船（ＬＮＧ船）には、たとえば、特許文献１に示されるように船内の動力を用いてＬＮＧを再ガス化する再ガス化プラントが備えられているものがある。
これは、ＲＶ（Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｖｅｓｓｅｌ）と呼ばれ、たとえば、陸上にＬＮＧ受入基地が備えられていない場合、ＬＮＧ船が、船内でＬＮＧを再ガス化して陸上のガス配管に直接供給するものである。
また、所定場所に係留され、ＬＮＧを貯蔵して陸上に供給するＦＰＳＯ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ Ｓｔｏｒａｇｅ ａｎｄ Ｏｆｆｌｏａｄｉｎｇ Ｕｎｉｔ）でも、再ガス化プラントが備えられているものがある。

ガス配管を通して再ガス化された天然ガスを送り出すためには、天然ガスの圧力を、たとえば、１０ＭＰａ（１００ｂａｒ）程度の高圧状態にする必要がある。
このため、再ガス化プラントは、貯蔵タンク内のＬＮＧを取り出し、液の状態でポンピングによって所定圧力まで昇圧し、その後この昇圧されたＬＮＧを加熱してガス化している。
また、ガス化する加熱源としては、特許文献１に示されるように海水を用いるもの、あるいは、船内蒸気を用いるものがある。

特表２００２−５０６９６０号公報

ところで、船からの諸物質の排出に対しては種々の排出規制が実施あるいは予定されているが、海域によっては、冷却水及びバラスト水などの海水についても、総量規制あるいは海水出入の完全禁止等の取水制限が課せられる場合がある。規制内容は、先進国で厳しくなる傾向がある等、場所によって違いがある。
このような規制下では、大量の海水を熱源とする海水加熱式再ガス化方式は吸引・排出するため採用することができず、蒸気で直接加熱する方式等が採用されてきた。
このように、船内蒸気を用いてＬＮＧを加熱する場合、蒸気を発生させるための追加燃料は荷卸量の約２％程度を要するほど多い。
また、蒸気を発生させるボイラは従来装備しているものより大型となるか、あるいは追加ボイラの設置が必要である。

本発明は、上記に鑑み、外部に排出することなく海水を用いて再ガス化を可能とし、厳しい排出規制に対応し得るとともにその熱源として液化ガスを取り出し昇圧する動力部の排熱を用い再ガス化のための燃料消費を節約し得る浮体構造物を提供することを目的とする。

上記課題を解決するために、本発明は以下の手段を採用する。
すなわち、本発明にかかる浮体構造物は、貯蔵タンクから取り出され圧力を上昇させられた液化ガスを加熱してガス化する再ガス化部と、少なくとも前記液化ガスを前記貯蔵タンクから取り出し圧力を上昇させる動力を供給する動力部と、を備えている浮体構造物であって、加熱媒体水を貯留する貯留部と、該貯留部から前記再ガス化部へ前記加熱媒体水を供給する供給部と、前記再ガス化部から前記貯留部へ熱交換後の前記加熱媒体水を回収する回収部と、少なくとも前記動力部の排熱を用いて前記回収部を通過する前記加熱媒体水を加熱する熱交換部と、が備えられていることを特徴とする。

貯蔵タンクに貯蔵されている液化ガスは、動力部から供給される動力によって貯蔵タンクから取り出され、圧力を上昇させられて再ガス化部に供給される。再ガス化部では、貯留部に貯留された加熱媒体水（たとえば、海水または海水を脱塩した水）が供給部によって供給されているので、この加熱媒体水が液化ガスを加熱しガス化する。一方、加熱媒体水は液化ガスによって冷却されて回収部を通って貯留部に回収される。この回収部を通過する加熱媒体水は、途中で動力部の排熱を用いて加熱される。
このように、液化ガスは貯留部、供給部、再ガス化部および回収部を循環する加熱媒体水によって再ガス化されるので、加熱媒体水を外部に排出することなく再ガス化することができる。このため、厳しい排出規制が実施されている場所でも、加熱媒体水、たとえば、海水を用いた再ガス化を実施することができる。

また、液化ガスによって冷却された加熱媒体水は、液化ガスを取り出し、昇圧する動力を供給する動力部の排熱によって加温される、言い換えると、動力部の排熱が液化ガスを再ガス化する熱源として用いられるので、再ガス化のために燃料を追加する必要がなくなる。このため、再ガス化のための燃料消費を節約することができる。
なお、動力部の排熱による海水の加熱量が不十分な場合には、他の加熱源を併せて用いてもよいし、一方、過剰である場合には、部分的に加熱するようにしてもよい。
また、「液化ガス」としては、液化天然ガス（ＬＮＧ）、液化石油ガス（ＬＰＧ）等が好適である。

また、本発明にかかる浮体構造物では、前記貯留部と外部とを選択的に連通させる第一連通部と、前記回収部と前記外部とを選択的に連通させる第二連通部と、が備えられていることを特徴とする。

このように、貯留部と外部とを選択的に連通させる第一連通部と、回収部と外部とを選択的に連通させる第二連通部と、が備えられているので、第一連通部および第二連通部をそれぞれ連通させると、加熱媒体水は第一連通部を通って外部から貯留部へ、また、第二連通部を通って回収部から外部へ流れることになる。この場合、加熱媒体水は、第一連通部、貯留部、供給部、再ガス化部、回収部および第二連通部を通って移動する、すなわち、外部の加熱媒体水が再ガス化部で液化ガスを加熱し、冷却され、外部に排出される、いわゆる、開ループ方式となる。
これにより、たとえば、厳しい排出規制が適用されていない場所では、効率のよい開ループ方式によって再ガス化を行うことができる。
このように、場所の状況に対応して、加熱媒体水を外部に排出しない、いわゆる、閉ループ方式と、開ループ方式と、を選択することができる。

また、本発明にかかる浮体構造物では、前記動力部は、蒸気タービンで駆動される発電機であり、前記熱交換部は、ボイラの給水系統に設置される蒸気復水器であることを特徴とする。

ボイラから供給される蒸気によって蒸気タービンが回転駆動され、その回転駆動力によって発電機は電力を発生する。この発電機が発生した電力によって複数の液化ガス昇圧ポンプが駆動され、貯蔵タンク内の液化ガスは取り出され、昇圧される。
再ガス化部において、液化ガスによって冷却された加熱媒体水は、蒸気タービンから排出される排出蒸気を冷却し凝縮させ、すなわち、復水させる。
このように、蒸気タービンから排出される排出蒸気は通常の海水よりも低温とされている液化ガスによって冷却された加熱媒体水によって復水されるので、蒸気復水器内の蒸気凝縮温度が低くなる。蒸気復水器内の蒸気凝縮温度が低くなると、排出蒸気の真空度が高くなるので、蒸気タービン熱落差が大きくなり、熱効率を向上させることができる。
なお、蒸気復水器内の真空度を過度に高くすると、蒸気の湿り度が増して蒸気タービンの翼等に減耗等が発生する要因となるので、蒸気復水器に供給する海水量を調節することが好ましい。

また、本発明にかかる浮体構造物は、前記回収部には、前記熱交換部を経て前記貯留部へ前記加熱媒体水を戻す第一回収ラインと、前記貯留部へ前記加熱媒体水を直接戻す第二回収ラインと、が備えられ、前記第一回収ラインおよび前記第二回収ラインを流れる前記加熱媒体水の流量を調節できるようにされていることを特徴とする。

このようにすると、たとえば、液化ガスによって冷却された加熱媒体水のもつ冷熱が熱交換部における動力部の排熱、たとえば、蒸気タービンからの排出蒸気、に対して過剰である場合、第一回収ラインを通る加熱媒体水の一部を第二回収ラインに振り分け、熱交換部に過剰な冷熱を供給しないようにすることができる。

また、本発明にかかる浮体構造物では、加熱部を通る循環ラインの一部を構成し、該加熱部で加温された温水を貯留する温水貯留部が、前記貯留部に隣接して備えられ、前記貯留部の前記温水貯留部側が区画された小貯留部とされ、前記第二回収ラインを流れる前記加熱媒体水の少なくとも一部は該小貯留部に戻され、前記温水と熱交換されることを特徴とする。

温水貯留部は、加熱部で加温された温水を貯留している。第二回収ラインを流れる液化ガスによって冷却された海水の少なくとも一部は、小貯留部に戻され、温水貯留部の温水と熱交換されるので、供給部によって供給される加熱媒体水の温度を維持することができる。
なお、温水と加熱媒体水との間で熱交換される部分に熱媒体により加熱する加熱部材を備えるようにしてもよい。

また、本発明にかかる浮体構造物では、加熱部を通る循環ラインの一部を構成し、該加熱部で加温された温水を貯留する温水貯留部が備えられ、前記第二回収ラインを流れる前記加熱媒体水と、前記循環ラインを流れる温水との間で熱交換されることを特徴とする。

温水貯留部は、加熱部で加温された温水を貯留している。第二回収ラインを流れる加熱媒体水と、循環ラインを流れる温水との間で熱交換されるので、供給部によって供給される加熱媒体水の温度を維持することができる。

また、本発明にかかる浮体構造物では、前記供給部の中間部分は外部の加熱媒体水を導入排出可能とされた供給タンクの内部に位置するようにされ、前記回収部の中間部分は外部の加熱媒体水を導入排出可能とされた回収タンクの内部に位置するようにされていることを特徴とする。

液化ガスに所定の熱量を与えるために、供給部を通って再ガス化部へ供給される加熱媒体水の温度（供給加熱媒体水温度）および回収部を通って戻る加熱媒体水の温度（回収加熱媒体水温度）は、それぞれ所定の温度に設定されている。たとえば、供給部あるいは回収部の長さが長いと、周囲の環境によって加熱媒体水の供給加熱媒体水温度あるいは回収加熱媒体水温度が低下することがある。
本発明では、たとえば、外部の加熱媒体水温度が供給加熱媒体水温度よりも高い場合には、供給タンクに外部の加熱媒体水を導入する。供給部の周囲の温度が供給海水温度よりも高くなるので、供給部を通る加熱媒体水の温度を維持上昇させることができる。また、外部の加熱媒体水温度が供給加熱媒体水温度よりも低い場合には、供給タンクに外部の加熱媒体水を導入せず空のまま、すなわち、ドライ状態とする。これにより、供給部の周囲に断熱効果を有する空気の層が形成されるので、供給タンクの外側の低温が供給部に影響する程度を低減でき、供給部を通る加熱媒体水の温度が低下することを抑制することができる。

たとえば、外部の加熱媒体水温度が回収海水温度よりも高い場合には、回収タンクに外部の加熱媒体水を導入する。回収部の周囲の温度が回収加熱媒体水温度よりも高くなるので、回収部を通る加熱媒体水の温度を維持上昇させることができる。一方、外部の加熱媒体水温度が回収加熱媒体水温度よりも低い場合には、回収タンクに外部の加熱媒体水を導入せず空のまま、すなわち、ドライ状態とする。これにより、回収部の周囲に断熱効果を有する空気の層が形成されるので、回収タンクの外側の低温が回収部に影響する程度を低減でき、回収部を通る加熱媒体水の温度が低下することを抑制することができる。
このように、外部の加熱媒体水温度の状況に対応して供給タンクおよび／または回収タンクに外部の加熱媒体水を導入したり、あるいは導入せず空にしたりすることによって供給加熱媒体水温度および／または回収加熱媒体水温度が設定された温度から大きく外れないように維持することができるので、安定した再ガス化を行うことができる。

また、上記発明では、前記回収部の中間部分を通る加熱媒体水は、選択的に前記回収タンク内を通過するようにされていてもよい。
外部の加熱媒体水温度が回収加熱媒体水温度よりも高い場合には、回収部の中間部分を通る加熱媒体水は回収タンク内を通過するようにされる。これにより、回収部を通る加熱媒体水はより外部の加熱媒体水温度の影響を受けるので、回収海水温度の温度を一層維持上昇させることができる。

本発明によれば、液化ガスは貯留部、供給部、再ガス化部および回収部を循環する加熱媒体水によって再ガス化されるので、加熱媒体水を外部に排出することなく再ガス化することができる。このため、厳しい排出規制が実施されている場所でも、加熱媒体水、たとえば、海水を用いた再ガス化を実施することができる。
また、動力部の排熱が液化ガスを再ガス化する熱源として用いられるので、再ガス化のために燃料を追加する必要がなくなる。このため、再ガス化のための燃料消費を節約することができる。

以下、本発明をＬＮＧ船（浮体構造物）１に適用した一実施形態について、図１〜図７を参照して説明する。
図１は、ＬＮＧ船１の全体概略構成を示すブロック図である。
ＬＮＧ船１には、略球形をした液化天然ガス（液化ガス；以下、ＬＮＧという。）を貯蔵する貯蔵タンク３が長手方向に沿って複数、たとえば、４個備えられている。
ＬＮＧ船１の後部には、機関室５が設けられている。機関室５には、過熱蒸気を発生するボイラ７、ボイラ７からの過熱蒸気で駆動されるタービンである主機（動力部）９、ボイラ７からの過熱蒸気で駆動される蒸気タービン（動力部）１１、蒸気タービン１１の回転駆動力によって電力を発生する発電機（動力部）１３、主機９および蒸気タービン１１からの排出蒸気を凝縮させる蒸気コンデンサ（蒸気復水器）１５等を有する蒸気タービンプラントが備えられている。

ＬＮＧ船１の後部下部には、プロペラ１７および舵１９が備えられている。プロペラ１７は、たとえば、主機９から駆動力を受けて回転されるようになっている。
ＬＮＧ船１の両舷および底部には、複数のバラストタンク２１が長手方向に沿って配置されている。各バラストタンク２１は図示しない注排水装置によって海水が注排水されるように構成されている。

ＬＮＧ船１には、貯蔵タンク３内のＬＮＧを取り出し高圧の天然ガスにガス化する再ガス化プラント２３が備えられている。
図２は、再ガス化プラント２３の概略構成を示すブロック図である。
再ガス化プラント２３には、貯蔵タンク３から取り出されたＬＮＧを加熱してガス化するベーパライザ（再ガス化部）２５と、貯蔵タンク３からベーパライザ２５へＬＮＧを供給するＬＮＧ供給配管２７と、ＬＮＧ供給配管２７に少なくとも１個備えられ、発電機１３で発生された電力で駆動されてＬＮＧの圧力を上昇させるポンプ（図示省略）と、海水（加熱媒体水）を貯留するシーベイ（貯留部）２９と、シーベイ２９からベーパライザ２５へ海水（以下、供給海水という。）を供給する供給ライン（供給部）３１と、ベーパライザ２５からシーベイ２９へ熱交換後の海水（以下、回収海水という。）を回収する回収ライン（回収部）３３と、が備えられている。

ベーパライザ２５は、ＬＮＧ船１の前部における右舷側と左舷側に各１台バランスを取るように設置され、必要に応じて１台あるいは２台が稼働される。
シーベイ２９は、密閉したタンク構造であり、たとえば、機関室５の２重底部分を利用して形成されている。
機関室５の２重底部分には、船側で船外と連通する空間であるシーチェスト３５および船底で船外と連通する空間であるシーチェスト３７が備えられている。シーチェスト３５は、導入ライン３９によってシーベイ２９と接続され、シーチェスト３７は導入ライン４１によってシーベイ２９と接続されている。導入ライン３９，４１には、それらを開閉する導入弁４３，４５が備えられている。このシーチェスト３５，３７、導入ライン３９，４１および導入弁４３，４５が本発明の第一連通部を構成する。

供給ライン３１のシーベイ２９側には、シーベイ２９の海水を吸込み送り出す供給ポンプ４７が備えられている。
回収ライン３３のシーベイ２９側は、回収海水が蒸気コンデンサ１５を通ってシーベイ２９に戻される冷熱供給ライン（第一回収ライン）５１と、回収海水をシーベイ２９に直接戻す直接回収ライン（第二回収ライン）５３と、回収海水をシーベイ２９の一部に区画された小シーベイ（小貯留部）５９に戻す間接回収ライン（第二回収ライン）５５と、が並列するようにされている。
回収ライン３３における冷熱供給ライン５１、直接回収ライン５３および直接回収ライン５３よりも上流側には、開閉弁５８によって選択的に船外と接続される船外放出ライン（第二連通部）５７が分岐されている。

冷熱供給ライン５１には、蒸気コンデンサ１５の上流側位置に回収海水の通過量を調整する回収熱量調整弁６１が備えられている。
直接回収ライン５３には、回収海水の通過量を調整する直接回収調整弁６３が、間接回収ライン５５には、回収海水の通過量を調整する間接回収調整弁６５が備えられている。
冷熱供給ライン５１における回収熱量調整弁６１と蒸気コンデンサ１５との間には、シーベイ２９の海水を吸込み送り出す海水循環ポンプ６７が備えられている給水ライン６９が接続されている。

冷熱供給ライン５１における蒸気コンデンサ１５の下流側には、開閉弁７１によって選択的に船外と接続される船外放出ライン（第二連通部）７３が分岐されている。
冷熱供給ライン５１における船外放出ライン７３の分岐位置よりも下流（シーベイ２９）側には、開閉弁７５が備えられている。
冷熱供給ライン５１には、給水ライン６９の合流位置と蒸気コンデンサ１５との間に、回収海水の温度を測定する温度計４９が備えられている。
蒸気コンデンサ１５には内部の真空度を測定する真空度計５０が備えられている。

図３は、小シーベイ５９の部分の概略構成を示すブロック図である。
小シーベイ５９は、その底部がシーベイ２９の高さ方向の略中間位置となるようにシーベイ２９内で区画された空間である。小シーベイ５９が存在するシーベイ２９の位置に隣接してウォータベイ（温水貯留部）７７が備えられている。
ウォータベイ７７は、清水あるいは塩分を除去した海水を貯留するもので、仕切７９によって流通可能な２部分に区画されている。仕切７９のシーベイ２９側には、小シーベイ５９とシーベイ２９とを連通する連絡流路８１が小シーベイ５９に入り込むように形成されている。

連絡流路８１には、温水が通る水中熱交換器８３が設置されている。水中熱交換器８３は水中パイプであってもよい。
機関室５には、燃料を燃焼させてイナートガスを生成するイナートガス発生装置（加熱部）８５が備えられている。
仕切７９のシーベイ２９側から清水をイナートガス発生装置８５のスクラバー水として供給し、仕切７９の他方側に戻すスクラバー水循環ライン（循環ライン）８７が備えられている。スクラバー水循環ライン８７には、イナートガス発生装置８５を通過した温水を選択的に船外に放出する船外放出ライン８８が備えられている。

供給ライン３１および回収ライン３３はＬＮＧ船１の後部に位置する機関室５とＬＮＧ船１の比較的前部に位置するベーパライザ２５との間に延設されている。この部分の構成について図４および図５により説明する。
底部のバラストタンク２１に隣接して、供給タンク８９と回収タンク９１とが機関室５の前部位置からベーパライザ２５の近傍位置まで長手方向に沿って延在するように備えられている。
供給タンク８９および回収タンク９１は、図示しない注排水装置によって選択的に船外の海水が注排水されるように構成されている。

本実施形態では、供給ライン３１はシーベイ２９側から並列に３ライン備えられ、それらがベーパライザ２５の近傍で合流するようにされている。
回収タンク９１の前後端側における回収ライン３３には、回収ライン３３と回収タンク９１とを接続するバイパスライン９３が備えられている。
バイパスライン９３に備えられた開閉弁９５と、回収ライン３３に備えられた開閉弁９７との開閉を調整することにより回収海水が回収タンク９１内を通って戻るルートと、回収ライン３３を通って戻るルートとを選択できるようにされている。

以上説明した本実施形態にかかる再ガス化プラント２３の動作について説明する。
まず、ＬＮＧ船１が海水出入の完全禁止等厳しい排出規制が実施されている海域で荷降ろしする場合について説明する。
この場合、導入弁４３，４５を閉じ、導入ライン３９，４１を閉鎖し、シーチェスト３５，３７からシーベイ２９へ海水が流入しないようにする。開閉弁５８，７１を閉じ、船外放出ライン５７，７３を閉鎖し、回収ライン３３から船外に回収海水が流出しないようにする。ベーパライザ２５の天然ガス（ＮＧ）出口を陸上側の都市ガス供給ラインに接続する。

ボイラ７から供給される過熱蒸気によって蒸気タービン１１が回転駆動されると、その回転駆動力によって発電機１３は電力を発生する。この発電機１３が発生した電力によって図示しない複数のポンプが駆動され、貯蔵タンク３内のＬＮＧは取り出され、昇圧される。このＬＮＧはベーパライザ２５に供給される。

一方、シーベイ２９に貯留された海水は、供給ポンプ４７によって汲み出され、供給海水として供給ライン３１を通ってベーパライザ２５へ送られる。
ベーパライザ２５では、この供給海水がＬＮＧを加熱しガス化する。ガス化された天然ガスは、陸上側の都市ガス配管に供給される。
供給海水は、ＬＮＧによって冷却され、回収海水とされる。回収海水は、回収ライン３３を通ってシーベイ２９に回収される。
供給海水の温度および回収海水の温度は、熱収支の計画によって適宜値に決定される。たとえば、供給海水の温度は２４℃とされ、回収海水の温度は、１２℃とされる。

このように、ＬＮＧはシーベイ２９、供給ライン３１、ベーパライザ２５および回収ライン３３を循環する海水によって再ガス化されるので、海水を船外に排出することなく再ガス化することができる。
このため、厳しい排出規制が実施されている場所でも海水を用いた再ガス化を実施することができる。

たとえば、外部の海水温度が供給海水の温度（２４℃）よりも高い場合には、供給タンク８９に外部の海水を導入する。このようにすると、供給ライン３１の周囲の温度が供給海水の温度よりも高くなるので、供給ライン３１を通る供給海水の温度を維持あるいは上昇させることができる。
また、外部の海水温度が供給海水の温度よりも低い場合には、供給タンク８９に外部の海水を導入せず空のまま、すなわち、ドライ状態とする。これにより、供給ライン３１の周囲に海水等より高い断熱効果を有する空気の層が形成されるので、供給タンク８９の外側の低温が供給ライン３１を通る供給海水に影響する程度を低減でき、供給海水の温度が低下することを抑制することができる。

たとえば、外部の海水温度が回収海水の温度（１２℃）よりも高い場合には、回収タンク９１に外部の海水を導入する。このようにすると、回収ライン３３の周囲の温度が回収海水の温度よりも高くなるので、回収ライン３３を通る回収海水の温度を上昇させることができる。
また、外部の海水温度が回収海水の温度よりも低い場合には、回収タンク９１に外部の海水を導入せず空のまま、すなわち、ドライ状態とする。これにより、回収ライン３３の周囲に海水等より高い断熱効果を有する空気の層が形成されるので、回収タンク９１の外側の低温が回収ライン３３を流れる回収海水に影響する程度を低減でき、回収海水の温度が低下することを抑制することができる。

外部の海水温度が回収海水温度よりも高い場合には、開閉弁９５，９７を操作し、回収ライン３３を閉鎖し、バイパスライン９３を開放するようにしてもよい。
このようにすると、回収海水はバイパスライン９３から回収タンク９１に流れ込み、回収タンク９１内を流れることになる。これにより、回収海水はより外部の海水温度の影響を受けるので、回収海水の温度の温度を一層維持上昇させることができる。

このように、外部の海水温度の状況に対応して供給タンク８９および／または回収タンク９１に外部の海水を導入したり、あるいは導入せず空にしたり、回収海水を回収タンク９１内に流したりすることによって供給海水の温度および／または回収海水の温度が設定された温度から大きく外れないように維持あるいは上昇することができるので、安定した再ガス化を行うことができる。

回収ライン３３を通る回収海水は、機関室５に入ると、状況に応じて冷熱供給ライン５１、直接回収ライン５３および間接回収ライン５５に分岐される。
蒸気コンデンサ１５は、通常状態では主機９および蒸気タービン１１で使用された蒸気を、海水循環ポンプ６７によってシーベイ２９から供給される海水で冷却し、凝縮させている。この凝縮された復水はボイラ７の給水ラインに戻される。

再ガス化プラント２３が稼働中には、蒸気コンデンサ１５に冷熱供給ライン５１から回収海水が供給される。この回収海水は、シーベイ２９に貯留された海水よりも温度が相当低くなっている。したがって、海水循環ポンプ６７を停止しても十分な冷熱を供給できる。
このように、蒸気タービン１１等から排出される蒸気は通常の海水よりも低温とされている回収海水によって復水されるので、蒸気コンデンサ１５内の温度が通常よりも低くなる。蒸気コンデンサ１５内の温度が低くなると、蒸気の真空度が高くなるので、蒸気タービン熱落差が大きくなり、熱効率を向上させることができる。

この際、回収部海水は、ＬＮＧを昇圧するポンプの動力を供給する蒸気タービン１１等から排出される蒸気によって加熱される、言い換えると、蒸気タービン１１等の排熱がＬＮＧを再ガス化する熱源として用いられるので、再ガス化のために燃料を追加する必要がなくなる。このため、再ガス化のための燃料消費を節約することができる。

なお、蒸気コンデンサ１５内の真空度を過度に高くすると、蒸気の湿り度が増して蒸気タービン１１の翼等に減耗等が発生する要因となる。このため、蒸気コンデンサ１５内の状況、すなわち、温度計４９および真空度計５０の計測結果に応じて、蒸気コンデンサ１５に供給される海水の量、温度を調節する。
これは、温度計４９および真空度計５０の計測結果に応じて回収熱量調整弁６１、直接回収調整弁６３、間接回収調整弁６５および海水循環ポンプ６７の動作を制御することで行なわれる。

この制御の一例について説明する。
再ガス化プラント２３が稼動した場合の初期設定としては、回収熱量調整弁６１は全開、直接回収調整弁６３および間接回収調整弁６５は開度制御、海水循環ポンプ６７は停止とされている。したがって、回収海水は全量が冷熱供給ライン５１を通って蒸気コンデンサ１５に供給されている。
直接回収調整弁６３および間接回収調整弁６５の開度制御は、回収海水の全量と回収熱量調整弁６１が全開時に冷熱供給ライン５１を通過する回収海水の量との差分が通過できるようにされる。

この状態から、温度計４９の検出値が、所定温度範囲（たとえば１７〜２７℃）よりも低くなる、あるいは、真空度計５０の検出値が所定真空度範囲（たとえば７１５〜７３８ｍｍＨｇ）よりも高くなると、過冷却の弊害が発生する恐れがあるので、回収熱量調整弁６１を閉じ、海水循環ポンプ６７を起動し、蒸気コンデンサ１５への回収海水の供給を止め、シーベイ２９に貯留された海水を供給するようにする。同時に、直接回収調整弁６３および／または間接回収調整弁６５の開度を全開し、冷熱供給ライン５１を流れなくなった回収海水が流れる流路を確保する。
温度計４９の検出値が、所定温度範囲内に、また、真空度計５０の検出値が所定真空度範囲内に戻ると、初期設定に戻される。

温度計４９の検出値が、所定温度範囲よりも高くなる、あるいは、真空度計５０の検出値が所定真空度範囲よりも低くなると、冷熱が不足していることになるので、海水循環ポンプ６７を起動してシーベイ２９に貯留された海水を追加して供給するようにする。このとき、冷熱供給ライン５１を流れる回収海水が少なくなるので、直接回収調整弁６３および／または間接回収調整弁６５を全開し、回収海水の滑らかな回収をはかる。
温度計４９の検出値が、所定温度範囲内に、また、真空度計５０の検出値が所定真空度範囲内に戻ると、初期設定に戻される。

なお、温度計４９の検出値が、所定温度範囲よりも大きく低下し、あるいは、真空度計５０の検出値が所定真空度範囲よりも大きく上昇すると、異常事態であると判断し、開閉弁５８を開放し、船外放出ライン５７から回収海水を船外に放出する。
温度計４９の検出値が、所定温度範囲内に、また、真空度計５０の検出値が所定真空度範囲内に戻ると、初期設定に戻される。

このように、蒸気コンデンサ１５での復水環境に対応して冷熱供給ライン５１を通過する回収海水の量を調整できるので、蒸気コンデンサ１５での復水状況を最適に維持できる。
この場合、たとえば、状況に応じて蒸気コンデンサ１５を通過する回収海水の量が低減されると、回収海水の加熱が不十分となり、シーベイ２９の海水の温度が低下、すなわち、供給海水の温度が所定の２４℃よりも低下することがある。また、設計条件によっては、蒸気コンデンサ１５で回収される熱量が不足することもある。

これらの場合、直接回収調整弁６３よりも間接回収調整弁６５を多く開き、回収海水を小シーベイ５９により多く戻すようにする。
ウォータベイ７７に貯留された清水は、イナートガス発生装置８５で燃焼させた燃料ガスの燃焼熱によって温められている。
小シーベイ５９に戻された回収海水は、連絡流路８１を通る際、ウォータベイ７７の温められた清水および水中熱交換器８３から加熱され、シーベイ２９に流入するので、蒸気コンデンサ１５で回収される熱量の不足を充足することができる。
なお、シーベイ２９は、これらの減少による温度変動を緩やかにするために十分大きな容量を有するようにするのが好ましい。

なお、本実施形態では、小シーベイ５９およびウォータベイ７７を図３に示されるように連絡通路８１がウォータベイ７７側に来るように構成したが、これに限定されるものではない。
たとえば、図６に示されるように連絡通路８１を小シーベイ５９側に存在するようにしてもよい。
また、図７に示されるように熱交換のための連絡通路８１、水中熱交換器８３および小シーベイ５９を設けず、スクラバー水循環ライン８７と間接回収ライン５５との間に熱交換器９９を設け、スクラバー水循環ライン８７を通る温水と間接回収ライン５５を通る回収海水との間で熱交換させるようにしてもよい。

次に、ＬＮＧ船１が厳しい海水排出規制が実施されていない海域で荷降ろしする場合について説明する。
この場合、導入弁４３，４５を開き、導入ライン３９，４１を開放する。これにより、シーチェスト３５，３７からシーベイ２９へ海水が流入するようになる。
開閉弁５８を開き、船外放出ライン５７を開放し、回収ライン３３から船外に回収海水が流出するようにする。

回収熱量調整弁６１、直接回収調整弁６３および間接回収調整弁６５を閉じ、冷熱供給ライン５１、直接回収ライン５３および間接回収ライン５５を閉鎖する。
海水循環ポンプ６７は起動し、シーベイ２９の海水を蒸気コンデンサ１５に供給するようにする。なお、開閉弁７１，７５は状況に応じ、適宜開閉し、蒸気コンデンサ１５からの海水を船外に放出するか、シーベイ２９に戻すかを選択する。

シーチェスト３５，３７を通って船外からシーベイ２９へ導入されるシーベイ２９の海水は、供給ポンプ４７によって供給ライン３１を通してベーパライザ２５に供給される。
ベーパライザ２５では、この供給海水がＬＮＧを加熱しガス化、昇温する。ガス化され常温になった天然ガスは、陸上側の都市ガス配管に供給される。
供給海水は、ＬＮＧによって冷却され、回収海水とされる。回収海水は、回収ライン３３を通って船外放出ライン５７から船外に放出される。
したがって、外部の海水がベーパライザ２５で液化ガスを加熱し、それにより冷却された回収海水は、船外に排出される、いわゆる、開ループ方式となるので、効率のよい再ガス化を行うことができる。

このように、場所の状況に対応して、海水を外部に排出しない、いわゆる、閉ループ方式と、開ループ方式と、を選択することができる。

なお、本発明は本実施形態に限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲内において適宜変更することができる。
たとえば、本実施形態はＬＮＧ船１に搭載する再ガス化プラント２３に適用しているが、浮遊式あるいは固定式の海洋構造物に設置するようにしてもよい。
また、液化ガスとしては、ＬＮＧに限らず、ＬＰＧ等、適宜なものを対象とすることができる。

本発明の一実施形態にかかるＬＮＧ船の全体概略構成を示すブロック図である。 本発明の一実施形態にかかる再ガス化プラントの概略構成を示すブロック図である。 本発明の一実施形態にかかる小シーベイの部分の概略構成を示すブロック図である。 本発明の一実施形態にかかるＬＮＧ船の供給ラインおよび回収ライン部分を示す横断面図である。 本発明の一実施形態にかかるＬＮＧ船の供給ラインおよび回収ライン部分を示す縦断面図である。 本発明の一実施形態にかかる小シーベイの部分の別の実施態様の概略構成を示すブロック図である。 本発明の一実施形態にかかる小シーベイの部分のまた別の実施態様の概略構成を示すブロック図である。

符号の説明

１ ＬＮＧ船
３ 貯蔵タンク
５ 機関室
７ ボイラ
９ 主機
１１ 蒸気タービン
１３ 発電機
１５ 蒸気コンデンサ
２３ 再ガス化プラント
２５ ベーパライザ
２９ シーベイ
３１ 供給ライン
３３ 回収ライン
３５，３７ シーチェスト
３９，４１ 導入ライン
４７ 供給ポンプ
４９ 温度計
５０ 真空度計
５１ 冷熱供給ライン
５３ 直接回収ライン
５５ 間接回収ライン
５７ 船外放出ライン
５９ 小シーベイ
６１ 回収熱量調整弁
６３ 直接回収調整弁
６５ 間接回収調整弁
６７ 海水循環給水ポンプ
７７ ウォータベイ
８５ イナートガス発生装置
８７ スクラバー水循環ライン
８９ 供給タンク
９１ 回収タンク
９９ 熱交換器

Claims (8)

1. 貯蔵タンクから取り出され圧力を上昇させられた液化ガスを加熱してガス化する再ガス化部と、
   少なくとも前記液化ガスを前記貯蔵タンクから取り出し圧力を上昇させる動力を供給する動力部と、を備えている浮体構造物であって、
   加熱媒体水を貯留する貯留部と、
   該貯留部から前記再ガス化部へ前記加熱媒体水を供給する供給部と、
   前記再ガス化部から前記貯留部へ熱交換後の前記加熱媒体水を回収する回収部と、
   少なくとも前記動力部の排熱を用いて前記回収部を通過する前記加熱媒体水を加熱する熱交換部と、が備えられていることを特徴とする浮体構造物。
2. 前記貯留部と外部とを選択的に連通させる第一連通部と、
   前記回収部と前記外部とを選択的に連通させる第二連通部と、が備えられていることを特徴とする請求項１に記載の浮体構造物。
3. 前記動力部は、蒸気タービンで駆動される発電機であり、
   前記熱交換部は、ボイラの給水系統に設置される蒸気復水器であることを特徴とする請求項１または請求項２に記載の浮体構造物。
4. 前記回収部には、
   前記熱交換部を経て前記貯留部へ前記加熱媒体水を戻す第一回収ラインと、
   前記貯留部へ前記加熱媒体水を直接戻す第二回収ラインと、が備えられ、
   前記第一回収ラインおよび前記第二回収ラインを流れる前記加熱媒体水の流量を調節できるようにされていることを特徴とする請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の浮体構造物。
5. 加熱部を通る循環ラインの一部を構成し、該加熱部で加温された温水を貯留する温水貯留部が、前記貯留部に隣接して備えられ、
   前記貯留部の前記温水貯留部側が区画された小貯留部とされ、前記第二回収ラインを流れる前記加熱媒体水の少なくとも一部は該小貯留部に戻され、前記温水と熱交換されることを特徴とする請求項４に記載の浮体構造物。
6. 加熱部を通る循環ラインの一部を構成し、該加熱部で加温された温水を貯留する温水貯留部が備えられ、
   前記第二回収ラインを流れる前記加熱媒体水と、前記循環ラインを流れる温水との間で熱交換されることを特徴とする請求項４に記載の浮体構造物。
7. 前記供給部の中間部分は外部の加熱媒体水を導入排出可能とされた供給タンクの内部に位置するようにされ、
   前記回収部の中間部分は外部の加熱媒体水を導入排出可能とされた回収タンクの内部に位置するようにされていることを特徴とする請求項１から請求項６のいずれか１項に記載の浮体構造物。
8. 前記回収部の中間部分を通る加熱媒体水は、選択的に前記回収タンク内を通過するようにされていることを特徴とする請求項７に記載の浮体構造物。
   

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