JP2018034668A - ガス移送施設、発電施設 - Google Patents

Abstract

【課題】液化ガス運搬船によって運搬されてきた液化ガスを陸上の発電設備に移送するガス移送施設を低コストで設置する。
【解決手段】ガス移送施設２Ａは、液化ガス運搬船１００から陸上に配置される発電設備５０へとガスを移送するガス移送施設２Ａであって、海洋Ｓにおける位置が保持されて、ガス化装置１５を有する中継設備１０Ａと、中継設備１０Ａの周囲に位置する液化ガス運搬船１００のタンクとガス化装置１５とを直接的に接続する液化ガスライン２０と、ガス化装置１５と発電設備５０とを接続するパイプライン本体３１と、を備える。
【選択図】図１

Description

この発明は、ガス移送施設、発電施設に関する。

ＬＮＧ（液化天然ガス）やＬＰＧ（液化プロパンガス）等の液化ガスを運搬する液化ガス運搬船は、運搬してきた液化ガスを、液化ガス貯蔵施設に移し替えている。
特許文献１には、貯蔵タンク及び再ガス化施設を備える大型の受取り船に対して、この受取り船よりも小型の液化ガス運搬船により配送されてきたＬＮＧを移し替えて貯蔵することが記載されている。この受取り船は、海岸近くに移動した後、貯蔵タンクに貯蔵されている液化ガスを再ガス化施設によって再ガス化してから陸上の施設へ送給するようになっている。

特表２００９−５２９４５６号公報

ところで、今まで液化ガスの受け入れをしてこなかった港湾において、新たに液化ガスの受け入れを行うには、液化ガス貯蔵施設を新設しなければならず、多大なコストが掛かってしまうという課題がある。

また、特許文献１のように、海上において液化ガス運搬船から液化ガス貯蔵施設に液化ガスを移送して貯蔵する場合、移送の際などに液化ガスの一部が気化してしまう。そのため、受取り船などにおいては、気化したガスを処理するための再液化処理等を行う設備の規模が大きくなり、必要コストがさらに上昇してしまう。

さらに、特許文献１は、大型の受取り船が海岸に近づく必要が有る。一般に、水深が浅い港湾において、大型の受取り船や液化ガス運搬船等を受け入れるには、浚渫等の大がかりな工事が必要となり、多大なコストと工期とを要してしまう。

これらの理由から、岸壁の周辺に、ガスタービンやガスタービンなどを用いた発電施設を設置する場合に、液化ガス貯蔵施設等の液化ガス受け入れ施設の設置コストが高くなり、発電施設設置の妨げとなっている。
この発明は、上記事情に鑑みてなされたものであり、低コストで設置することができるガス移送施設、発電施設を提供することを目的とする。

この発明は、上記課題を解決するため、以下の手段を採用する。
この発明の第一態様によれば、ガス移送施設は、液化ガス運搬船から陸上に配置される設備へとガスを移送するガス移送施設であって、海洋における位置が保持されて、ガス化装置を有する中継設備と、前記中継設備の周囲に位置する前記液化ガス運搬船のタンクと前記ガス化装置とを直接的に接続する液化ガスラインと、前記ガス化装置と前記設備とを接続するガスラインと、を備える。

このような構成によれば、液化ガス運搬船で運搬してきた液化ガスは、液化ガスラインを介してガス化装置に送り込まれる。ガス化装置では、液化ガス運搬船から送り込まれた液化ガスをガス化し、ガスラインを介して設備に移送する。このように、液化ガスをガス化した状態で設備に移送することで、液化ガス運搬船から陸上に設けられたガス貯蔵施設に液化ガスを移送する場合よりもボイルオフガスを低減できる。そのため、液化ガスがガス化して生成されたボイルオフガスの処理に係る負担が軽減する。したがって、ボイルオフガスを処理する設備の規模を低減できるとともにボイルオフガスを処理するためのエネルギーを抑制できる。
また、液化ガスをガス化してから設備に移送するので、ガスの温度は、液状態のときよりも高くなる。したがって、ガス化装置から装置にガスを移送するガスライン等の流路を構成する各種の部材に、液化ガスを移送するときのような低温用の部材を用いる必要が無くなる。
さらに、中継設備は、海洋に設けられるので、この中継設備を岸壁に設置する必要が無い。これにより、岸壁工事や、液化ガス運搬船を着岸させるための浚渫等の港湾工事も少なくて済む。
加えて、中継設備にガス化装置を備えることで、液化ガス運搬船にガス化装置を備える必要が無く、液化ガス運搬船は、汎用のものを用いることができる。

この発明の第二態様によれば、ガス移送施設は、第一態様において、前記中継設備が、前記海洋上に浮かべて設けられているようにしてもよい。
このように構成することで、液化ガス運搬船の大きさに応じて中継設備を岸壁から沖側に離れた水深の大きな場所に設置することも可能となる。

この発明の第三態様によれば、ガス移送施設は、第二態様において、前記中継設備が、前記海洋の海底に係留された係留部と、前記係留部に対して前記海洋の海面に沿う面内で回転可能に設けられた浮体本体と、を備え、前記液化ガス運搬船は、前記浮体本体に係留されるようにしてもよい。
このように構成することで、液化ガス運搬船を浮体本体に係留して、液化ガス運搬船からガス化装置へと液化ガスを安定的に送り込むことができる。また、係留部に対して浮体本体が回転可能であるので、風や波、潮流等によって液化ガス運搬船と浮体本体とが一体的に回転することによって、風や波、潮流等による影響を抑えることができる。

この発明の第四態様によれば、ガス移送施設は、第一態様において、前記中継設備は、前記海洋の海底に着床して設けられているようにしてもよい。
このように構成することで、中継設備を安定的に設けることができる。

この発明の第五態様によれば、ガス移送施設は、第一から第四態様の何れか一つの態様において、前記中継設備は、前記液化ガス運搬船を係留する係船部をさらに備えるようにしてもよい。
このように、係船部によって液化ガス運搬船を中継設備に係留することで、液化ガス運搬船からガス化装置へと液化ガスを安定的に送り込むことができる。

この発明の第六態様によれば、ガス移送施設は、第一から第四態様の何れか一つの態様において、前記液化ガス運搬船が、前記中継設備に対する前記液化ガス運搬船の位置を維持する自己位置維持システムを備えるようにしてもよい。
このように、自己位置維持システムによって中継設備に対する液化ガス運搬船の位置を維持することによって、液化ガス運搬船からガス化装置へと液化ガスを安定的に送り込むことができる。

この発明の第七態様によれば、第一から第六態様の何れか一つの態様に係る中継設備は、ボイルオフガスを処理する処理設備を備えていてもよい。
このようにすることで、中継設備の周囲環境からの入熱により徐々に発生するボイルオフガスを処理することができる。

この発明の第八態様によれば、第一から第七態様の何れか一つの態様に係る液化ガスラインは、海洋上に浮かぶフローティングホースであっても良い。
このようにすることで、液化ガス運搬船を係留するために、係船索を除く特別な係留装置を設ける必要がなくなる。そのため、中継設備に液化ガス輸送船を容易に係留することができる。

この発明の第九態様によれば、発電施設は、第一から第八態様の何れか一つの態様のガス移送施設と、前記設備として前記ガスにより発電を行う発電設備と、を備える。
このような構成によれば、液化ガスを中間設備でガス化した状態で発電設備に移送することで、液化ガス運搬船から陸上に設けられたガス貯蔵施設に液化ガスを移送する場合よりもボイルオフガスを低減できる。そのため、液化ガスがガス化して生成されたボイルオフガスの処理に係る負担が軽減する。したがって、ボイルオフガスを処理する設備の規模を低減できるとともにボイルオフガスを処理するためのエネルギーを抑制できる。
また、液化ガスをガス化してから発電設備に移送するので、ガスの温度は、液状態のときよりも高くなる。したがって、ガス化装置から発電装置にガスを移送するガスライン等の流路を構成する各種の部材に、液化ガスを移送するときのような低温用の部材を用いる必要が無くなる。
さらに、中継設備は、海洋に設けられるので、この中継設備を岸壁に設置する必要が無い。これにより、岸壁工事や、液化ガス運搬船を着岸させるための浚渫等の港湾工事も少なくて済む。
加えて、中継設備にガス化装置を備えることで、液化ガス運搬船にガス化装置を備える必要が無く、液化ガス運搬船は、汎用のものを用いることができる。
したがって、発電設備およびガス移送施設の設置コスト、運用コスト等を抑えることが可能となる。

上記ガス移送施設、発電施設によれば、低コストで設置することが可能となる。

この第一実施形態における発電施設、ガス移送施設の構成を示す側断面図である。 この第一実施形態の第一変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す側断面図である。 この第一実施形態の第一変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す平面図である。 この第一実施形態の第二変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す側断面図である。 この第一実施形態の第三変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す側断面図である。 この第一実施形態の第三変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す平面図である。 この第二実施形態における発電施設、ガス移送施設の構成を示す側断面図である。 この第二実施形態の第一変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す側断面図である。 この第二実施形態の第一変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す平面図である。 この第二実施形態の第二変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す側断面図である。 この第二実施形態の第三変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す側断面図である。 この第二実施形態の第三変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す平面図である。

以下、この発明の実施形態におけるガス移送施設、発電施設を図面に基づき説明する。
（第一実施形態）
図１は、この第一実施形態における発電施設、ガス移送施設の構成を示す側断面図である。
図１に示すように、この実施形態の発電施設１は、ガス移送施設２Ａと、発電設備５０と、を備える。
ガス移送施設２Ａは、中継設備１０Ａと、液化ガスライン２０と、ガスパイプライン３０と、を主に備えている。このガス移送施設２Ａは、液化ガス運搬船１００で運搬してきた液化ガスをガス化し、陸上に設けられた発電設備５０に送給する。発電設備５０においては、送給されたガスにより、例えばガスタービンなどを駆動して、発電が行なわれる。

中継設備１０Ａは、海洋Ｓ上に浮かべて設けられている。中継設備１０Ａは、浮体本体１１と、浮体本体１１の下部に設けられた固定部（係留部）１２と、を備えている。
固定部１２は、浮体本体１１に対し、鉛直軸周りに回転自在に設けられている。固定部１２は、係留索１３を介して海底Ｂに係留されている。これにより、中継設備１０Ａは、海洋Ｓの海面上における位置が保持されている。また、浮体本体１１は、波や風、潮流等による力が作用したときに、海洋Ｓの表面（海面）に沿って固定部１２回りに揺動可能となっている。

浮体本体１１と固定部１２との間には、後述するガス化装置１５から接続ホース３４へとガスを送るガス流路において固定部１２に対する浮体本体１１の揺動（回転）を許容する回転継手（図示無し）を備えている。さらに、浮体本体１１と固定部１２との間には、固定部１２に対する浮体本体１１の揺動（回転）を許容しつつ、後述する電源配線をガス化装置１５側の配線に接続するため、スリップリング（図示無し）が設けられている。

この中継設備１０Ａの浮体本体１１には、液化ガス運搬船１００が係留される。そのため、浮体本体１１は、液化ガス運搬船１００を係留する係船索（係船部）１４を備えている。

浮体本体１１は、更に、液化ガス運搬船１００で運搬してきた液化ガスを再ガス化するガス化装置１５を備えている。このガス化装置１５は、液化ガス運搬船１００から液化ガスを取り込むポンプ、及び液化ガスをガス化させる熱交換器等を備えている。

液化ガスライン２０は、液化ガス運搬船１００のタンク１０１とガス化装置１５とを接続するもので、この実施形態では、海洋Ｓ上に浮かぶフローティングホース２１が用いられている。

ガスパイプライン３０は、パイプライン本体（ガスライン）３１と、電力供給ライン３２と、ＰＬＥＭ（パイプラインエンドマニホールド）３３と、を備えている。

パイプライン本体３１は、海洋Ｓ上に設けられた中継設備１０Ａで再ガス化したガスを発電設備５０に供給する。電力供給ライン３２は、陸上の発電設備５０から電力を中継設備１０Ａに供給する。

ＰＬＥＭ３３は、パイプライン本体３１の中継設備１０Ａ側の端部及び電力供給ライン３２の中継設備１０Ａ側の端部に設けられている。ＰＬＥＭ３３は、パイル等の基礎部（図示無し）によって海底Ｂに固定されている。ＰＬＥＭ３３と、中継設備１０Ａの固定部１２とは、柔軟性（可撓性）を有した接続ホース３４を介して接続されている。接続ホース３４の内部には、中継設備１０Ａで再ガス化したガスをＰＬＥＭ３３に送るガスホース（図示無し）と、電力供給ライン３２を通して供給される電力を中継設備１０Ａに送る電源配線（図示無し）とが収容されている。

このような中継設備１０Ａにおいては、液化ガスを運搬してきた液化ガス運搬船１００は、係船索１４によって中継設備１０Ａの浮体本体１１に係留される。液化ガス運搬船１００のタンク１０１と浮体本体１１に設けられたガス化装置１５とは、液化ガスライン２０としてのフローティングホース２１によって接続され、このフローティングホース２１を通して液化ガス運搬船１００のタンク１０１からガス化装置１５へと液化ガスが移送される。ガス化装置１５は、液化ガス運搬船１００から送り込まれた液化ガスをガス化する。ガス化されたガスは、接続ホース３４を介してＰＬＥＭ３３に送られ、ＰＬＥＭ３３に接続されたパイプライン本体３１を通して陸上の発電設備５０へと供給される。

したがって、上述した第一実施形態のガス移送施設２Ａによれば、液化ガスをガス化した状態で発電設備５０に移送することで、液化ガス運搬船１００から陸上に設けられたガス貯蔵施設に液化ガスを移送する場合よりもボイルオフガスを低減できる。そのため、液化ガスがガス化して生成されたボイルオフガスの処理に係る負担が軽減する。したがって、ボイルオフガスの処理を行う設備の規模を低減できるとともにボイルオフガスを処理するためのエネルギーを抑制できる。なお、液化ガスをガス化した状態で発電設備５０に移送する場合であっても、周囲環境からの入熱により徐々に発生するボイルオフガスを処理する必要が生じる。そのため、この第一実施形態のガス移送施設２Ａにおいては、中継施設１０Ａにボイルオフガスを処理するための最小限の設備Ｆ（図１参照；処理設備）を備えている（以下、第二実施形態や各実施形態の各変形例も同様であるが図示を省略する）。このボイルオフガスを処理する設備としては、ボイルオフガスを再液化処理する設備や、ボイルオフガスを燃焼処理する設備（ボイラー）などを例示できる。

また、液化ガスをガス化してから発電設備５０に移送するので、ガスの温度は、液状態のときよりも高くなる。したがって、ガス化装置１５から発電設備５０にガスを移送するための流路を構成する固定部１２の回転継手、接続ホース、ＰＬＥＭ３３、パイプライン本体３１等の流路を構成する各種の部材に、液化ガスを移送するときのような低温用の部材を用いる必要が無くなる。
さらに、中継設備１０Ａは、海洋Ｓに設けられるので、この中継設備１０Ａを岸壁に設置する必要が無い。これにより、岸壁工事や、液化ガス運搬船１００を着岸させるための浚渫等の港湾工事も少なくて済む。
加えて、中継設備１０Ａにガス化装置１５を備えることで、液化ガス運搬船１００にガス化装置１５を備える必要が無く、液化ガス運搬船１００は、汎用のものを用いることができる。
したがって、液化ガス運搬船１００によって運搬されてきた液化ガスを陸上の発電設備５０に移送するガス移送施設２Ａ、発電施設１を低コストで設置することが可能となる。

また、中継設備１０Ａは、海洋Ｓ上に浮かべて設けられているので、液化ガス運搬船１００の大きさに応じて中継設備１０Ａを岸壁から沖側に離れて水深の大きな場所に設置することも可能となる。

また、液化ガス運搬船１００を浮体本体１１に係留することで、液化ガス運搬船１００からガス化装置１５へと液化ガスを安定的に送り込むことができる。また、固定部１２に対して浮体本体１１が回転可能であるので、風や波、潮流等によって液化ガス運搬船１００と浮体本体１１とが一体的に回転することによって、風や波、潮流等による影響を抑えることができる。

また、係船索１４によって液化ガス運搬船１００を中継設備１０Ａに係留することで、液化ガス運搬船１００からガス化装置１５へと液化ガスを安定的に送り込むことができる。

さらに、液化ガスライン２０としてフローティングホース２１を採用することで、中継設備１０Ａに液化ガス運搬船１００を係留するために、係船索を除く特別な係留装置を設ける必要が無くなる。そのため、中継設備１０Ａに液化ガス運搬船１００を容易（言い換えれば、安全及び安価）に係留することができる。

（第一実施形態の第一変形例）
上述した第一実施形態においては、液化ガス運搬船１００を、係船索１４を介して中継設備１０Ａに係留し、フローティングホース２１を介して液化ガスを液化ガス運搬船１００からガス化装置１５に移送するように構成した。しかし、この構成に限られない。以下に、その変形例を示す。
図２は、この第一実施形態の第一変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す側断面図である。図３は、この第一実施形態の第一変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す平面図である。
図２、図３に示すように、この第一実施形態の第一変形例における発電施設１を構成するガス移送施設２Ｂは、上記第一実施形態におけるガス移送施設２Ａと同様、中継設備１０Ｂと、液化ガスライン２０と、ガスパイプライン３０と、を主に備えている。

中継設備１０Ｂの浮体本体１１には、船から船へと液化ガスを移送する場合に用いられているローディングアーム（係船部）１６（図３参照）が設けられ、このローディングアーム１６を介して液化ガス運搬船１００が係留される。ローディングアーム１６には、液化ガスライン２０として、液化ガスを移送するローディングホース２２が設けられている。液化ガスは、このローディングホース２２を介して液化ガス運搬船１００のタンク１０１から浮体本体１１のガス化装置１５へと移送される。

このような中継設備１０Ｂにおいては、液化ガスを運搬してきた液化ガス運搬船１００は、ローディングアーム１６によって中継設備１０Ｂの浮体本体１１に係留される。また、液化ガスは、液化ガス運搬船１００からガス化装置１５へとローディングホース２２を通して移送される。ガス化装置１５は、液化ガス運搬船１００から送り込まれた液化ガスをガス化する。ガス化されたガスは、接続ホース３４を介してＰＬＥＭ３３に送られ、ＰＬＥＭ３３に接続されたパイプライン本体３１を通して陸上の発電設備５０へと供給される。

したがって、上述した第一実施形態の第一変形例によれば、上記第一実施形態の作用効果に加え、ローディングアーム１６によって液化ガス運搬船１００を中継設備１０Ｂに係留することで、液化ガス運搬船１００からガス化装置１５へと液化ガスを安定的に送り込むことができる。

（第一実施形態の第二変形例）
図４は、この第一実施形態の第二変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す側断面図である。
図４に示すように、この第一実施形態の第二変形例におけるガス移送施設２Ｃは、上記第一実施形態におけるガス移送施設２Ａと同様、中継設備１０Ｃと、液化ガスライン２０と、ガスパイプライン３０と、を主に備えている。

この第一実施形態の第二変形例においては、液化ガスを運搬する液化ガス運搬船１００Ｃが、自己位置維持システムであるＤＰＳ（ダイナミックポジションシステム）１０３を備えている。このＤＰＳ１０３は、海底Ｂに対する液化ガス運搬船１００Ｃの相対位置情報を検出し、検出された相対位置情報に基づいて液化ガス運搬船１００Ｃの推進力の大きさと方向とを制御することで、海底Ｂに対する液化ガス運搬船１００Ｃの位置（船位）を自動的に維持するものである。ＤＰＳ１０３は、例えば、ＧＮＳＳ（Global Navigation Satellite System）により測位することができる。

このような液化ガス運搬船１００Ｃと中継設備１０Ｃのガス化装置１５とは、液化ガスライン２０を介して接続されている。液化ガスライン２０としては、上記第一実施形態で示したフローティングホース２１や、第一実施形態の第一変形例で示したローディングホース２２等を用いることができる。

この中継設備１０Ｃにおいては、液化ガスを運搬してきた液化ガス運搬船１００Ｃは、ＤＰＳ１０３によって中継設備１０Ｃに対する停泊位置を維持する。液化ガス運搬船１００Ｃからガス化装置１５へと液化ガスライン２０を通して液化ガスが移送される。ガス化装置１５は、液化ガス運搬船１００Ｃから送り込まれた液化ガスをガス化する。ガス化されたガスは、接続ホース３４を介してＰＬＥＭ３３に送られ、ＰＬＥＭ３３に接続されたパイプライン本体３１を通して陸上の発電設備５０へと供給される。

したがって、上述した第一実施形態の第二変形例によれば、上記第一実施形態の作用効果に加え、液化ガス運搬船１００Ｃが、中継設備１０Ｃに対する液化ガス運搬船１００Ｃの位置を維持するＤＰＳ１０３を備えていることで、中継設備１０Ｃに対する液化ガス運搬船１００Ｃの位置を維持することができる。その結果、液化ガス運搬船１００Ｃからガス化装置１５へと液化ガスを安定的に送り込むことができる。

（第一実施形態の第三変形例）
図５は、この第一実施形態の第三変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す側断面図である。図６は、この第一実施形態の第三変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す平面図である。
図５、図６に示すように、この第一実施形態の第三変形例におけるガス移送施設２Ｄは、上記第一実施形態におけるガス移送施設２Ａと同様、中継設備１０Ｄと、液化ガスライン２０と、ガスパイプライン３０と、を主に備えている。

この第一実施形態の第三変形例においては、液化ガスを運搬する液化ガス運搬船１００Ｄが、ドルフィンフェンダー係留装置（図示無し）を備えている。このドルフィンフェンダー係留装置は、液化ガス運搬船１００Ｄの船体の船首側又は船尾側の一部を内部に収容して係留する。このドルフィンフェンダー係留装置は、中継設備１０Ｄに設けられた係留部材（係船部）１７（図６参照）に、ゴム製のフェンダー等の防舷材（図示無し）を介して液化ガス運搬船１００Ｄを係留する。なお、ドルフィンフェンダー係留装置を用いる場合、ドルフィンフェンダー係留装置に対応した形状の専用船が用いられる。

このような液化ガス運搬船１００Ｄと中継設備１０Ｄのガス化装置１５とは、液化ガスライン２０を介して接続されている。液化ガスライン２０としては、上記第一実施形態で示したフローティングホース２１や、第一実施形態の第一変形例で示したローディングホース２２等を用いることができる。

このような中継設備１０Ｄにおいては、液化ガスを運搬してきた液化ガス運搬船１００Ｄは、ドルフィンフェンダー係留装置（図示無し）によって中継設備１０Ｄに係留される。液化ガス運搬船１００Ｄと浮体本体１１に設けられたガス化装置１５とは、液化ガスライン２０を通して接続され、液化ガス運搬船１００Ｄからガス化装置１５へと液化ガスが移送される。ガス化装置１５は、液化ガス運搬船１００Ｄから送り込まれた液化ガスをガス化する。ガス化されたガスは、接続ホース３４を介してＰＬＥＭ３３に送られ、ＰＬＥＭ３３に接続されたパイプライン本体３１を通して陸上の発電設備５０へと供給される。

したがって、上述した第一実施形態の第三変形例によれば、上記第一実施形態の作用効果に加え、係留部材１７によって液化ガス運搬船１００Ｄを中継設備１０Ｄに係留することで、液化ガス運搬船１００Ｄと中継設備１０Ｄとの間の液化ガスライン２０の接続を容易に行うことができる。また、液化ガス運搬船１００Ｄが中継設備１０Ｄに対してより正確に位置決めされるため、液化ガス運搬船１００Ｄからガス化装置１５へと液化ガスを安定的に送り込むことができる。

（第二実施形態）
次に、この発明の第二実施形態を図面に基づき説明する。この第二実施形態は、上述した第一実施形態と、中継設備の配置が異なる。そのため、第一実施形態と同一部分に同一符号を付して説明するとともに、重複する詳細説明を省略する。

図７は、この第二実施形態における発電施設、ガス移送施設の構成を示す側断面図である。
図７に示すように、この実施形態の発電施設１は、発電設備５０と、ガス移送施設２Ｅと、を備えている。
ガス移送施設２Ｅは、中継設備１０Ｅと、液化ガスライン２０と、ガスパイプライン３０Ｅと、を主に備えている。このガス移送施設２Ｅは、液化ガス運搬船１００で運搬してきた液化ガスをガス化し、陸上に設けられた発電設備５０に送給する。

中継設備１０Ｅは、海洋Ｓの海底Ｂに着床して設けられ、海洋Ｓにおける位置が保持されている。また、中継設備１０Ｅは、その上面が、第一実施形態と同様に、海洋Ｓ上に露出するように設けられている。

この中継設備１０Ｅには、液化ガス運搬船１００が係留される。このため、中継設備１０Ｅは、液化ガス運搬船１００を係留する係船索１４を備えている。この係船索１４を介し、液化ガス運搬船１００が、風や波、潮流等によって中継設備１０Ｅに対して揺動することを許容している。

また、中継設備１０Ｅは、液化ガス運搬船１００で運搬してきた液化ガスを再ガス化するガス化装置１５を備えている。ガス化装置１５は、液化ガス運搬船１００側から液化ガスを取り込むポンプ、液化ガスをガス化させる熱交換器等を備えている。

液化ガスライン２０は、液化ガス運搬船１００とガス化装置１５とを接続するもので、この実施形態では、海洋Ｓ上に浮かぶフローティングホース２１が用いられている。

ガスパイプライン３０Ｅは、パイプライン本体３１と、電力供給ライン３２と、を備えている。

パイプライン本体３１は、海洋Ｓの海底Ｂに着床して設けられた中継設備１０Ｅで再ガス化したガスを発電設備５０に供給する。電力供給ライン３２は、陸上の発電設備５０から電力を中継設備１０Ｅ側に供給する。

このような中継設備１０Ｅにおいて、第一実施形態と同様に、液化ガスを運搬してきた液化ガス運搬船１００は、係船索１４によって中継設備１０Ｅに係留される。液化ガス運搬船１００と中継設備１０Ｅに設けられたガス化装置１５とは、液化ガスライン２０としてのフローティングホース２１によって接続され、このフローティングホース２１を通して液化ガス運搬船１００からガス化装置１５へと液化ガスが移送される。ガス化装置１５は、液化ガス運搬船１００から送り込まれた液化ガスをガス化する。ガス化されたガスは、パイプライン本体３１を通して陸上の発電設備５０へと供給される。

したがって、上述した第二実施形態のガス移送施設２Ｅによれば、液化ガスをガス化した状態で発電設備５０に移送することで、液化ガス運搬船１００から陸上に設けられたガス貯蔵施設に液化ガスを移送する場合よりもボイルオフガスを低減できる。そのため、液化ガスがガス化して生成されたボイルオフガスの処理に係る負担が軽減する。したがって、ボイルオフガスを処理する設備の規模を低減できるとともにボイルオフガスを処理するためのエネルギーを抑制できる。
また、液化ガスをガス化してから発電設備５０に移送するので、ガスの温度は、液状態のときよりも高くなる。したがって、ガス化装置１５から発電設備５０にガスを移送するための流路を構成するパイプライン本体３１等の各種の部材に、液化ガスを移送するときのような低温用の部材を用いる必要が無くなる。
さらに、中継設備１０Ｅは、海洋Ｓに設けられるので、この中継設備１０Ｅを岸壁に設置する必要が無い。これにより、岸壁工事や、液化ガス運搬船１００を着岸させるための浚渫等の港湾工事も少なくて済む。
加えて、中継設備１０Ｅにガス化装置１５を備えることで、液化ガス運搬船１００にガス化装置１５を備える必要が無く、液化ガス運搬船１００は、汎用のものを用いることができる。
したがって、液化ガス運搬船１００によって運搬されてきた液化ガスを陸上の発電設備５０に移送するガス移送施設２Ｅ、発電施設１を低コストで設置することが可能となる。

また、中継設備１０Ｅは、海洋Ｓの海底Ｂに着床して設けられているので、中継設備１０Ｅを安定的に設けることができる。

（第二実施形態の第一変形例）
上記第二実施形態においては、液化ガス運搬船１００を、係船索１４を介して中継設備１０Ｅに係留し、フローティングホース２１を介して液化ガスを液化ガス運搬船１００からガス化装置１５に移送するように構成した。しかし、この構成に限られない。以下に、その変形例を示す。

図８は、この第二実施形態の第一変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す側断面図である。図９は、この第二実施形態の第一変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す平面図である。
図８、図９に示すように、この第二実施形態の第一変形例におけるガス移送施設２Ｆは、上記第二実施形態におけるガス移送施設２Ｅと同様、中継設備１０Ｆと、液化ガスライン２０と、ガスパイプライン３０Ｅと、を主に備えている。

中継設備１０Ｆには、船から船へと液化ガスを移送する場合に用いられているローディングアーム１６が設けられ、このローディングアーム１６（図９参照）を介して液化ガス運搬船１００が係留される。ローディングアーム１６には、液化ガスライン２０として、液化ガスを移送するローディングホース２２が設けられている。液化ガスは、このローディングホース２２を介して液化ガス運搬船１００から中継設備１０Ｆのガス化装置１５へと移送される。

このような中継設備１０Ｆにおいては、液化ガスを運搬してきた液化ガス運搬船１００は、ローディングアーム１６によって中継設備１０Ｆに係留される。液化ガス運搬船１００からガス化装置１５へと液化ガスがローディングホース２２を通して移送される。ガス化装置１５は、液化ガス運搬船１００から送り込まれた液化ガスをガス化する。ガス化されたガスは、パイプライン本体３１を通して陸上の発電設備５０へと供給される。

したがって、上述した第二実施形態の第一変形例によれば、上記第二実施形態の作用効果に加え、ローディングアーム１６によって液化ガス運搬船１００を中継設備１０Ｆに係留することができるため、液化ガス運搬船１００からガス化装置１５へと液化ガスを安定的に送り込むことができる。

（第二実施形態の第二変形例）
図１０は、この第二実施形態の第二変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す側断面図である。
図１０に示すように、この第二実施形態の第二変形例におけるガス移送施設２Ｇは、上記第二実施形態におけるガス移送施設２Ｅと同様、中継設備１０Ｇと、液化ガスライン２０と、ガスパイプライン３０Ｅと、を主に備えている。

この第二実施形態の第二変形例においては、液化ガスを運搬する液化ガス運搬船１００Ｃが、ＤＰＳ（ダイナミックポジションシステム）１０３を備えている。このＤＰＳ１０３は、上述した第一実施形態の第二変形例と同様に、海底Ｂに対する液化ガス運搬船１００Ｃの相対位置情報を検出し、検出された相対位置情報に基づいて液化ガス運搬船１００Ｃの推進力の大きさと方向とを制御することで、海底Ｂに対する液化ガス運搬船１００Ｃの位置を維持するものである。

このような液化ガス運搬船１００Ｃと中継設備１０Ｇのガス化装置１５とは、液化ガスライン２０を介して接続されている。液化ガスライン２０としては、上記第二実施形態で示したフローティングホース２１や、第二実施形態の第一変形例で示したローディングホース２２等を用いることができる。

このような中継設備１０Ｇにおいては、液化ガスを運搬してきた液化ガス運搬船１００Ｃは、ＤＰＳ１０３によって中継設備１０Ｇに対する停泊位置を維持する。液化ガス運搬船１００Ｃからガス化装置１５へと液化ガスライン２０を通して液化ガスが移送される。ガス化装置１５は、液化ガス運搬船１００から送り込まれた液化ガスをガス化する。ガス化されたガスは、パイプライン本体３１を通して陸上の発電設備５０へと供給される。

したがって、上述した第二実施形態の第二変形例によれば、上記第二実施形態の作用効果に加え、液化ガス運搬船１００Ｃが、中継設備１０Ｇに対する液化ガス運搬船１００Ｃの位置を維持するＤＰＳ１０３を備えていることで、中継設備１０Ｇに対する液化ガス運搬船１００Ｃの位置を維持することができる。その結果、液化ガス運搬船１００Ｃからガス化装置１５へと液化ガスを安定的に送り込むことができる。

（第二実施形態の第三変形例）
図１１は、この第二実施形態の第三変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す側断面図である。図１２は、この第二実施形態の第三変形例における発電施設、ガス移送施設の構成を示す平面図である。
図１１、図１２に示すように、この第二実施形態の第三変形例におけるガス移送施設２Ｈは、上記第二実施形態におけるガス移送施設２Ｅと同様、中継設備１０Ｈと、液化ガスライン２０と、ガスパイプライン３０Ｅと、を主に備えている。

この第二実施形態の第三変形例においては、液化ガスを運搬する液化ガス運搬船１００Ｄが、ドルフィンフェンダー係留装置（図示無し）を備えている。このドルフィンフェンダー係留装置は、液化ガス運搬船１００Ｄの船体の船首側又は船尾側の一部を内部に収容して係留する。このドルフィンフェンダー係留装置は、中継設備１０Ｈに設けられた係留部材１７（図１２参照）に、ゴム製のフェンダー等の防舷材（図示無し）を介して液化ガス運搬船１００Ｄを係留する。

このような液化ガス運搬船１００Ｄと中継設備１０Ｈのガス化装置１５とは、液化ガスライン２０を介して接続されている。液化ガスライン２０としては、上記第二実施形態で示したフローティングホース２１や、第二実施形態の第一変形例で示したローディングホース２２等を用いることができる。

このような中継設備１０Ｈにおいては、液化ガスを運搬してきた液化ガス運搬船１００Ｄは、ドルフィンフェンダー係留装置（図示無し）によって中継設備１０Ｈに係留される。液化ガス運搬船１００Ｄと中継設備１０Ｈに設けられたガス化装置１５とは、液化ガスライン２０を通して接続され、液化ガス運搬船１００Ｄからガス化装置１５へと液化ガスが移送される。ガス化装置１５は、液化ガス運搬船１００Ｄから送り込まれた液化ガスをガス化する。ガス化されたガスは、パイプライン本体３１を通して陸上の発電設備５０へと供給される。

したがって、上述した第二実施形態の第三変形例によれば、上記第二実施形態の作用効果に加え、係留部材１７によって液化ガス運搬船１００Ｄを中継設備１０Ｇに係留することで、液化ガス運搬船１００Ｄと中継設備１０Ｈとの間の液化ガスライン２０の接続を容易に行うことができる。また、液化ガス運搬船１００Ｄが中継設備１０Ｈに対してより正確に位置決めされるため、液化ガス運搬船１００Ｄからガス化装置１５へと液化ガスを安定的に送り込むことができる。

（その他の変形例）
この発明は、上述した実施形態およびその変形例に限定されるものではなく、この発明の趣旨を逸脱しない範囲において、上述した実施形態に種々の変更を加えたものを含む。すなわち、実施形態で挙げた具体的な形状や構成等は一例にすぎず、適宜変更が可能である。
例えば、上述した第一、第二実施形態及び、各変形例における中継設備１０Ａ〜１０Ｇには、液化ガス、またはガス化したガスを一時的に貯留するタンクを備えていてもよい。
さらに、上述した第一実施形態においては、柔軟な可撓性を有する接続ホース３４が中継設備１０Ａ〜１０Ｄに接続される場合について説明したが、この構成に限られない。例えば、接続ホース３４を通常の使用により変形が生じない金属配管等を用いるようにしても良い。この場合、接続ホース３４を用いて中継設備１０Ａ〜１０Ｄを係留してもよい。

さらに、中継設備１０Ａ〜１０Ｄが係留索により係留される場合について説明したが、中継設備１０Ａ〜１０ＤにＤＰＳを設けて、中継設備１０Ａ〜１０Ｄの位置を自動的に維持するようにしても良い。この場合、係留索による係留を省略することができる。
また、上述した第一、第二実施形態及び、各変形例における中継設備１０Ａ〜１０Ｇは、少なくともその上面が水面上に露出する場合を例示した。しかし、中継設備１０Ａ〜１０Ｇは、その上面が水面下に配置されていても良い。

また、中継設備１０Ａ〜１０Ｄの係留手法及び液化ガス運搬船１００，１００Ｃ，１００Ｄの係留手法は、上述した各実施形態及び各変形例で示した係留手法に限らない。如何なる係留手法を採用しても良い。
さらに、ボイルオフガスを処理する設備Ｆは、省略するようにしても良い。

１ 発電施設
２Ａ〜２Ｈ ガス移送施設
１０Ａ〜１０Ｈ 中継設備
１１ 浮体本体
１２ 固定部（係留部）
１３ 係留索
１４ 係船索（係船部）
１５ ガス化装置
１６ ローディングアーム（係船部）
１７ 係留部材（係船部）
２０ 液化ガスライン
２１ フローティングホース
２２ ローディングホース
３０ ガスパイプライン
３０Ｅ ガスパイプライン
３１ パイプライン本体（ガスライン）
３２ 電力供給ライン
３４ 接続ホース
５０ 発電設備
１００、１００Ｃ、１００Ｄ 液化ガス運搬船
１０１ タンク
Ｂ 海底
Ｆ 設備（処理設備）
Ｓ 海洋

Claims (9)

1. 液化ガス運搬船から陸上に配置される設備へとガスを移送するガス移送施設であって、
   海洋における位置が保持されて、ガス化装置を有する中継設備と、
   前記中継設備の周囲に位置する前記液化ガス運搬船のタンクと前記ガス化装置とを直接的に接続する液化ガスラインと、
   前記ガス化装置と前記設備とを接続するガスラインと、
   を備えるガス移送施設。
2. 前記中継設備は、前記海洋上に浮かべて設けられている請求項１に記載のガス移送施設。
3. 前記中継設備は、前記海洋の海底に係留された係留部と、前記係留部に対して前記海洋の海面に沿う面内で回転可能に設けられた浮体本体と、を備え、
   前記液化ガス運搬船は、前記浮体本体に係留される請求項２に記載のガス移送施設。
4. 前記中継設備は、前記海洋の海底に着床して設けられている請求項１に記載のガス移送施設。
5. 前記中継設備は、前記液化ガス運搬船を係留する係船部をさらに備える請求項１から４の何れか一項に記載のガス移送施設。
6. 前記液化ガス運搬船が、前記中継設備に対する前記液化ガス運搬船の位置を維持する自己位置維持システムを備える請求項１から４の何れか一項に記載のガス移送施設。
7. 前記中継設備は、ボイルオフガスを処理する処理設備を備える請求項１から６の何れか一項に記載のガス移送施設。
8. 前記液化ガスラインは、海洋上に浮かぶフローティングホースである請求項１から７の何れか一項に記載のガス移送施設。
9. 請求項１から８の何れか一項に記載のガス移送施設と、
   前記設備として前記ガスにより発電を行う発電設備と、を備える発電施設。

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