JP2020147221A - Floating facility and manufacturing method of floating facility - Google Patents
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Abstract
Description
本開示は、浮体式設備及び浮体式設備の製造方法に関する。 The present disclosure relates to floating equipment and a method for manufacturing the floating equipment.
液化天然ガス(LNG)は、通常、約−160℃の低温液体の状態で貯蔵される。そこで、LNGの冷熱エネルギーを有効利用するための方法が提案されている。 Liquefied natural gas (LNG) is usually stored in the form of a cold liquid at about −160 ° C. Therefore, a method for effectively utilizing the cold energy of LNG has been proposed.
例えば、特許文献1には、LNG冷熱を利用して発電する冷熱発電装置が記載されている。より具体的には、特許文献1に記載の冷熱発電装置は、LNGとの熱交換により冷却された熱媒体を冷熱源とし、LNGを燃料とする主燃焼機関からの排気を加熱源とする熱サイクルを含む。そして、該熱サイクル上に設けた膨張タービンにより発電機を駆動して、発電するようになっている。 For example, Patent Document 1 describes a cryogenic power generation device that generates electricity using LNG cold heat. More specifically, the cryogenic power generation device described in Patent Document 1 uses a heat medium cooled by heat exchange with LNG as a cold heat source and heat exhausted from a main combustion engine using LNG as fuel as a heat source. Includes cycles. Then, the generator is driven by the expansion turbine provided on the heat cycle to generate electricity.
ところで、浮体上にLNGの貯蔵タンク及び再ガス化設備を搭載した浮体式貯蔵再ガス化設備(FSRU:Floating Storage & Regasification Unit)は、陸上のLNG受入れ基地と同様、LNGの貯蔵及び再ガス化の機能を果たすものであり、桟橋等に固定的に停泊させて使用される。しかし、上述したLNGの冷熱を利用した冷熱発電では、通常、大規模な装置を使用することから、このような浮体式設備においては、浮体上のスペースの制約や、装置の設置費用等の問題から、冷熱発電は導入されていない。そこで、浮体式設備において、冷熱発電を導入して、エネルギー効率を向上することが求められている。 By the way, the floating storage and regasification facility (FSRU: Floating Storage & Regasification Unit), which is equipped with an LNG storage tank and regasification facility on the floating body, is similar to the LNG receiving terminal on land in that it stores and regasifies LNG. It fulfills the function of, and is used by being fixedly anchored at a pier or the like. However, in the above-mentioned cryogenic power generation using the cold heat of LNG, a large-scale device is usually used. Therefore, in such a floating type facility, there are problems such as space restrictions on the floating body and installation cost of the device. Therefore, cryogenic power generation has not been introduced. Therefore, it is required to introduce cryogenic power generation in floating equipment to improve energy efficiency.
上述の事情に鑑みて、本発明の少なくとも一実施形態は、エネルギー効率を向上可能な浮体式設備及び浮体式設備の製造方法を提供することを目的とする。 In view of the above circumstances, at least one embodiment of the present invention aims to provide a floating equipment and a method for manufacturing the floating equipment, which can improve energy efficiency.
(1)本発明の少なくとも一実施形態に係る浮体式設備は、
浮体と、
前記浮体上に設けられたLNGタンクと、
熱媒体との熱交換により前記LNGタンクからの液化天然ガスを気化して再ガス化LNGを得るための第1熱交換器と、
下記(A)又は(B)の条件を満たす膨張タービンと、
を備える。
(A)前記第1熱交換器からの前記再ガス化LNGによって駆動されるように構成される。
(B)前記第1熱交換器にて前記液化天然ガスを低温熱源として利用する熱力学サイクルの一部を形成してガス状態の前記熱媒体によって駆動されるように構成される。
(1) The floating type equipment according to at least one embodiment of the present invention is
Floating body and
The LNG tank provided on the floating body and
A first heat exchanger for vaporizing liquefied natural gas from the LNG tank by heat exchange with a heat medium to obtain regasified LNG.
An expansion turbine that satisfies the following conditions (A) or (B),
To be equipped.
(A) It is configured to be driven by the regasification LNG from the first heat exchanger.
(B) The first heat exchanger is configured to form part of a thermodynamic cycle in which the liquefied natural gas is used as a low temperature heat source and to be driven by the heat medium in a gas state.
本明細書において「再ガス化LNG」とは、液化天然ガス(LNG)を熱交換器で加熱して気化させたガスを意味する。 As used herein, the term "regasified LNG" means a gas obtained by heating liquefied natural gas (LNG) with a heat exchanger and vaporizing it.
上記(1)の構成によれば、LNGタンクに貯留された液化天然ガスを貯蔵及び再ガス化可能な浮体式設備(FSRU)において、浮体上に設けられたLNGタンクに貯留されたLNGの冷熱を利用して膨張タービンを駆動することができる。よって、膨張タービンにより発電機を駆動することで、LNGの冷熱を利用して発電することが可能となり、浮体式設備全体としてのエネルギー効率を向上させることができる。 According to the configuration (1) above, in a floating facility (FSRU) capable of storing and regasifying liquefied natural gas stored in an LNG tank, the cold heat of the LNG stored in the LNG tank provided on the floating body. Can be used to drive an expansion turbine. Therefore, by driving the generator with the expansion turbine, it is possible to generate power by utilizing the cold heat of LNG, and the energy efficiency of the floating type equipment as a whole can be improved.
なお、上述の(A)の条件を満たす膨張タービンは、浮体の推進力を生成するための主機関としてのタービン(例えば蒸気タービン等)として使用可能なものであってもよい。この場合、主機関として使用可能なタービンを有するLNGタンカー(運搬船)を浮体式LNG貯蔵再ガス化設備(FSRU)として運用することができる。したがって、浮体式設備の運用を、例えばLNGの需要等に合わせて、LNGタンカーとFSRUとで切替えることができ、これにより、浮体式設備を効率的に利用することができる。 The expansion turbine satisfying the above condition (A) may be usable as a turbine (for example, a steam turbine) as a main engine for generating a propulsive force of a floating body. In this case, an LNG tanker (car carrier) having a turbine that can be used as a main engine can be operated as a floating LNG storage and regasification facility (FSRU). Therefore, the operation of the floating type equipment can be switched between the LNG tanker and the FSRU according to, for example, the demand for LNG, and the floating type equipment can be used efficiently.
(2)幾つかの実施形態では、上記(1)の構成において、
前記浮体式設備は、
前記LNGタンクからの液化天然ガスが供給可能に構成された内燃機関をさらに備える。
(2) In some embodiments, in the configuration of (1) above,
The floating type equipment is
An internal combustion engine configured to be able to supply liquefied natural gas from the LNG tank is further provided.
上記(2)の構成によれば、主機関として使用可能な内燃機関を有するLNGタンカー(運搬船)を浮体式LNG貯蔵再ガス化設備(FSRU)として運用することができる。したがって、浮体式設備の運用を、例えばLNGの需要等に合わせて、LNGタンカーとFSRUとで切替えることができ、これにより、浮体式設備を効率的に利用することができる。
また、上記(2)の構成によれば、該浮体式設備をFSRUとして運用するときに、膨張タービンによる発電に加えて内燃機関による発電を行うこともできる。よって、浮体式設備における電力需要に対応して発電量を柔軟に調節することができる。
According to the configuration of (2) above, an LNG tanker (car carrier) having an internal combustion engine that can be used as a main engine can be operated as a floating LNG storage regasification facility (FSRU). Therefore, the operation of the floating type equipment can be switched between the LNG tanker and the FSRU according to, for example, the demand for LNG, and the floating type equipment can be used efficiently.
Further, according to the configuration of (2) above, when the floating type equipment is operated as an FSRU, it is possible to generate power by an internal combustion engine in addition to power generation by an expansion turbine. Therefore, the amount of power generation can be flexibly adjusted according to the power demand in the floating type equipment.
(3)幾つかの実施形態では、上記(2)の構成において、
前記膨張タービンは、前記(A)の条件を満たし、
前記熱媒体は、前記内燃機関を冷却した後の冷却水を含む。
(3) In some embodiments, in the configuration of (2) above,
The expansion turbine satisfies the condition (A).
The heat medium includes cooling water after cooling the internal combustion engine.
上記(3)の構成によれば、内燃機関の冷却水を熱媒体として利用して、LNGタンクからのLNGを再ガス化するようにしたので、内燃機関の排熱を有効利用して効率的に発電を行うことが可能となる。 According to the configuration of (3) above, the cooling water of the internal combustion engine is used as a heat medium to regasify the LNG from the LNG tank, so that the exhaust heat of the internal combustion engine is effectively utilized for efficiency. It becomes possible to generate electricity.
(4)幾つかの実施形態では、上記(1)乃至(3)の何れかの構成において、
前記膨張タービンは、前記(A)の条件を満たし、
前記浮体式設備は、
前記膨張タービンの入口側に連通可能な出口部を有し、前記膨張タービンよりも短いタービン翼を含む高圧タービンと、
前記高圧タービンを経由せずに前記再ガス化LNGを前記膨張タービンに直接導入するように構成された導入ラインと、を備える。
(4) In some embodiments, in any of the configurations (1) to (3) above,
The expansion turbine satisfies the condition (A).
The floating type equipment is
A high-pressure turbine having a communicable outlet on the inlet side of the expansion turbine and including turbine blades shorter than the expansion turbine.
It includes an introduction line configured to introduce the regasified LNG directly into the expansion turbine without going through the high pressure turbine.
タービンに供給される流体の体積流量は、該タービンがLNGタンカーとしての運用時に主機等として用いられる場合と、FSRUとしての運用時に発電用の膨張タービンとして用いられる場合とで異なる場合がある。この点、上記(4)の膨張タービンは、高圧タービンに供給される流体よりも低圧の流体が供給されるように構成されたタービンである。すなわち、上記(4)の構成では、浮体式設備(FSRU)において、タービンの途中段から再ガス化LNGを流入させるようにしたので、膨張タービンにおける体積流量帯を、LNGタンカーとしての運用時と一致させやすい。したがって、浮体式設備において、膨張タービンを適切に駆動することができる。 The volumetric flow rate of the fluid supplied to the turbine may differ depending on whether the turbine is used as a main engine or the like when operating as an LNG tanker or as an expansion turbine for power generation when operating as an FSRU. In this respect, the expansion turbine of the above (4) is a turbine configured to supply a fluid having a lower pressure than the fluid supplied to the high pressure turbine. That is, in the configuration of (4) above, in the floating equipment (FSRU), the regasified LNG is made to flow in from the middle stage of the turbine, so that the volume flow band in the expansion turbine is set to the same as when operating as an LNG tanker. Easy to match. Therefore, the expansion turbine can be appropriately driven in the floating turbine.
(5)幾つかの実施形態では、上記(1)乃至(4)の何れかの構成において、
前記膨張タービンは、前記(A)の条件を満たし、
前記浮体式設備は、
前記膨張タービンの出口側に連通可能な入口部を有し、前記膨張タービンよりも長いタービン翼を含む低圧タービンと、
前記低圧タービンを経由せずに前記再ガス化LNGを前記膨張タービンから排出するように構成された排出ラインと、を備える。
(5) In some embodiments, in any of the configurations (1) to (4) above,
The expansion turbine satisfies the condition (A).
The floating type equipment is
A low-pressure turbine having a communicable inlet on the outlet side of the expansion turbine and including turbine blades longer than the expansion turbine.
It includes a discharge line configured to discharge the regasified LNG from the expansion turbine without going through the low pressure turbine.
上記(5)の膨張タービンは、低圧タービンに供給される流体よりも高圧の流体が供給されるように構成されたタービンである。すなわち、上記(5)の構成では、浮体式設備(FSRU)において、タービンの途中段から再ガス化LNGを排出させるようにしたので、膨張タービンにおける体積流量帯を、LNGタンカーとしての運用時と一致させやすい。したがって、浮体式設備において、膨張タービンを適切に駆動することができる。 The expansion turbine of (5) above is a turbine configured to supply a fluid having a higher pressure than the fluid supplied to the low pressure turbine. That is, in the configuration of (5) above, in the floating equipment (FSRU), the regasified LNG is discharged from the middle stage of the turbine, so that the volume flow band in the expansion turbine is set to the same as when operating as an LNG tanker. Easy to match. Therefore, the expansion turbine can be appropriately driven in the floating turbine.
(6)幾つかの実施形態では、上記(1)乃至(5)の何れかの構成において、
前記膨張タービンは、前記(A)の条件を満たし、
前記膨張タービンは、第1タービンと、前記第1タービンよりも入口圧力が低い第2タービンと、を含み、
前記第1タービンは、前記第1熱交換器からの前記再ガス化LNGが供給されるように構成され、
前記浮体式設備は、
前記第1タービンから排出された前記再ガス化LNGを加熱するための第2熱交換器をさらに備え、
前記第2タービンは、前記第2熱交換器からの前記再ガス化LNGが供給されるように構成される。
(6) In some embodiments, in any of the configurations (1) to (5) above,
The expansion turbine satisfies the condition (A).
The expansion turbine includes a first turbine and a second turbine having a lower inlet pressure than the first turbine.
The first turbine is configured to supply the regasified LNG from the first heat exchanger.
The floating type equipment is
A second heat exchanger for heating the regasified LNG discharged from the first turbine is further provided.
The second turbine is configured to supply the regasified LNG from the second heat exchanger.
上記(6)の構成では、膨張タービンは、第1タービンと、第1タービンから排出された後に加熱された流体が供給される第2タービンと、を含む再熱タービンの構造を有する。したがって、例えばLNGタンカーにおいて再熱タービンを主機関として用いている場合、その再熱タービンをそのままの構造で、FSRUとしての運用時に膨張タービンとして用いることができる。よって、設備コストを抑制しながら、LNGの冷熱を利用して効率的に発電することができる。 In the configuration of (6) above, the expansion turbine has a structure of a reheating turbine including a first turbine and a second turbine to which a heated fluid is supplied after being discharged from the first turbine. Therefore, for example, when a reheating turbine is used as the main engine in an LNG tanker, the reheating turbine can be used as an expansion turbine when operating as an FSRU with the same structure. Therefore, it is possible to efficiently generate electricity by utilizing the cold heat of LNG while suppressing the equipment cost.
(7)幾つかの実施形態では、上記(1)又は(2)の構成において、
前記膨張タービンは、前記(B)の条件を満たし、
前記浮体式設備は、
前記熱力学サイクル上において前記膨張タービンの下流側に設けられ、前記熱媒体を凝縮させるための凝縮器と、
前記熱力学サイクル上において前記凝縮器の下流側に設けられ、前記熱媒体を昇圧するためのポンプと、
前記熱力学サイクル上において前記ポンプの下流側に設けられ、前記熱媒体を蒸発させるための蒸発器と、を備え、
前記凝縮器は、前記液化天然ガスとの熱交換により前記熱媒体を凝縮させるように構成された前記第1熱交換器を含む。
(7) In some embodiments, in the configuration of (1) or (2) above,
The expansion turbine satisfies the condition (B).
The floating type equipment is
A condenser provided on the downstream side of the expansion turbine on the thermodynamic cycle for condensing the heat medium, and
A pump provided on the downstream side of the condenser on the thermodynamic cycle and for boosting the heat medium.
An evaporator provided on the downstream side of the pump on the thermodynamic cycle and for evaporating the heat medium is provided.
The condenser includes the first heat exchanger configured to condense the heat medium by heat exchange with the liquefied natural gas.
上記(7)の構成によれば、浮体式設備において、浮体上に設けられたLNGタンクからのLNGを低温熱源とする熱力学サイクル上の膨張タービンを駆動することができる。すなわち、膨張タービンには、LNGタンクからのLNG由来のガスではなく、熱力学サイクルの作動流体である熱媒体が供給される。よって、膨張タービンからのLNGの漏洩を回避しながら、LNGの冷熱を利用して発電することが可能となる。
また、上記(7)の構成によれば、熱力学サイクルにおける熱媒体の圧力を、再ガス化LNGの送気圧力(需要先への供給圧力)によらず設定可能であるので、広範なLNG送気圧力に適用可能である。
According to the configuration of (7) above, in the floating type equipment, it is possible to drive an expansion turbine on a thermodynamic cycle using LNG from an LNG tank provided on the floating body as a low-temperature heat source. That is, the expansion turbine is supplied with a heat medium that is the working fluid of the thermodynamic cycle, not the gas derived from LNG from the LNG tank. Therefore, it is possible to generate electricity by utilizing the cold heat of LNG while avoiding leakage of LNG from the expansion turbine.
Further, according to the configuration of (7) above, the pressure of the heat medium in the thermodynamic cycle can be set regardless of the air supply pressure (supply pressure to the demand destination) of the regasified LNG, so that a wide range of LNG can be set. Applicable to insufflation pressure.
(8)幾つかの実施形態では、上記(7)の構成において、
前記浮体式設備は、
前記LNGタンクに貯留された前記液化天然ガス由来の燃料ガスが供給可能に構成された内燃機関を備え、
前記蒸発器は、前記内燃機関の排熱を用いて前記熱媒体を蒸発させるように構成される。
(8) In some embodiments, in the configuration of (7) above,
The floating type equipment is
It is equipped with an internal combustion engine configured to be able to supply fuel gas derived from the liquefied natural gas stored in the LNG tank.
The evaporator is configured to evaporate the heat medium using the exhaust heat of the internal combustion engine.
上記(8)の構成によれば、熱力学サイクルにおいて熱媒体(作動流体)を蒸発させるための高温熱源として、内燃機関の排熱を用いるようにしたので、内燃機関の排熱を有効利用しながら効率的に発電を行うことが可能となる。 According to the configuration of (8) above, the exhaust heat of the internal combustion engine is used as a high-temperature heat source for evaporating the heat medium (working fluid) in the thermodynamic cycle, so that the exhaust heat of the internal combustion engine is effectively used. However, it is possible to generate electricity efficiently.
(9)幾つかの実施形態では、上記(7)又は(8)の構成において、
前記浮体式設備は、
前記LNGタンクに貯留された前記液化天然ガス由来の燃料ガスが供給可能に構成された内燃機関を備え、
前記内燃機関は、燃料として前記第1熱交換器からの前記再ガス化LNGが供給されるように構成される。
(9) In some embodiments, in the configuration of (7) or (8) above,
The floating type equipment is
It is equipped with an internal combustion engine configured to be able to supply fuel gas derived from the liquefied natural gas stored in the LNG tank.
The internal combustion engine is configured to supply the regasified LNG from the first heat exchanger as fuel.
上記(9)の構成によれば、熱力学サイクルにおける凝縮器としての第1熱交換器で熱媒体との熱交換により再ガス化されたLNGを、燃料として内燃機関に供給するようにしたので、浮体式設備を効率的に運転することができる。 According to the configuration of (9) above, LNG regasified by heat exchange with the heat medium in the first heat exchanger as the condenser in the thermodynamic cycle is supplied to the internal combustion engine as fuel. , Floating equipment can be operated efficiently.
(10)幾つかの実施形態では、上記(1)又は(2)の構成において、
前記膨張タービンは、前記(B)の条件を満たし、
前記浮体式設備は、
前記熱力学サイクル上において前記膨張タービンの下流側に設けられ、前記熱媒体を冷却するための第1冷却器と、
前記熱力学サイクル上において前記第1冷却器の下流側に設けられ、前記熱媒体を圧縮するための圧縮機と、
前記熱力学サイクル上において前記圧縮機の下流側に設けられ、前記熱媒体を加熱するための加熱器と、を備え、
前記第1冷却器は、前記液化天然ガスとの熱交換により前記熱媒体を冷却させるように構成された前記第1熱交換器を含む。
(10) In some embodiments, in the configuration of (1) or (2) above,
The expansion turbine satisfies the condition (B).
The floating type equipment is
A first cooler provided on the downstream side of the expansion turbine on the thermodynamic cycle for cooling the heat medium, and
A compressor provided on the downstream side of the first cooler on the thermodynamic cycle for compressing the heat medium, and a compressor.
A heater provided on the downstream side of the compressor on the thermodynamic cycle and for heating the heat medium is provided.
The first cooler includes the first heat exchanger configured to cool the heat medium by heat exchange with the liquefied natural gas.
上記(10)の構成によれば、浮体式設備において、浮体上に設けられたLNGタンクからのLNGを低温熱源とする熱力学サイクル上の膨張タービンを駆動することができる。すなわち、膨張タービンには、LNGタンクからのLNG由来のガスではなく、熱力学サイクルの作動流体である熱媒体が供給される。よって、膨張タービンからのLNGの漏洩を回避しながら、LNGの冷熱を利用して発電することが可能となる。
また、タービン又は圧縮機を搭載したLNGタンカーの場合、既存の機器(タービン又は圧縮機)を利用して熱力学サイクルを形成することで上記(10)の構成を得ることができる。よって、設備コストを抑制しながら、LNGの冷熱を利用して効率的に発電することができる。
According to the configuration (10) above, in the floating type equipment, it is possible to drive an expansion turbine on a thermodynamic cycle using LNG from an LNG tank provided on the floating body as a low-temperature heat source. That is, the expansion turbine is supplied with a heat medium that is the working fluid of the thermodynamic cycle, not the gas derived from LNG from the LNG tank. Therefore, it is possible to generate electricity by utilizing the cold heat of LNG while avoiding leakage of LNG from the expansion turbine.
Further, in the case of an LNG tanker equipped with a turbine or a compressor, the configuration of (10) above can be obtained by forming a thermodynamic cycle using existing equipment (turbine or compressor). Therefore, it is possible to efficiently generate electricity by utilizing the cold heat of LNG while suppressing the equipment cost.
(11)幾つかの実施形態では、上記(10)の構成において、
前記浮体式設備は、
前記膨張タービンと、前記圧縮機とを接続する回転シャフトをさらに備え、
前記圧縮機は、前記回転シャフトを介して前記膨張タービンにより駆動されるように構成される。
(11) In some embodiments, in the configuration of (10) above,
The floating type equipment is
Further comprising a rotating shaft connecting the expansion turbine and the compressor
The compressor is configured to be driven by the expansion turbine via the rotating shaft.
上記(11)の構成によれば、熱力学サイクル上の圧縮機と膨張タービンとは回転シャフトを介して接続されている。よって、LNGタンカーにおいて、回転シャフトによって接続された圧縮機とタービンを含む機器(例えば過給機)が用いられている場合、この機器を利用して熱力学サイクルを形成することで、上記(10)の構成に係る浮体式設備を得ることができる。よって、設備コストを抑制しながら、LNGの冷熱を利用して効率的に発電することができる。 According to the configuration (11) above, the compressor on the thermodynamic cycle and the expansion turbine are connected via a rotating shaft. Therefore, in the LNG tanker, when a device (for example, a supercharger) including a compressor and a turbine connected by a rotating shaft is used, the thermodynamic cycle is formed by using this device to form the above (10). ) Floating equipment can be obtained. Therefore, it is possible to efficiently generate electricity by utilizing the cold heat of LNG while suppressing the equipment cost.
(12)幾つかの実施形態では、上記(10)又は(11)の構成において、
前記浮体式設備は、
前記LNGタンクに貯留された前記液化天然ガス由来の燃料ガスが供給可能に構成された内燃機関を備え、
前記加熱器は、前記内燃機関の排熱を用いて前記熱媒体を加熱するように構成される。
(12) In some embodiments, in the configuration of (10) or (11) above,
The floating type equipment is
It is equipped with an internal combustion engine configured to be able to supply fuel gas derived from the liquefied natural gas stored in the LNG tank.
The heater is configured to heat the heat medium using the exhaust heat of the internal combustion engine.
上記(12)の構成によれば、熱力学サイクルにおいて熱媒体(作動流体)を加熱するための高温熱源として、内燃機関の排熱を用いるようにしたので、内燃機関の排熱を有効利用しながら効率的に発電を行うことが可能となる。 According to the configuration (12) above, the exhaust heat of the internal combustion engine is used as a high-temperature heat source for heating the heat medium (working fluid) in the thermodynamic cycle, so that the exhaust heat of the internal combustion engine is effectively used. However, it is possible to generate electricity efficiently.
(13)幾つかの実施形態では、上記(10)乃至(12)の何れかの構成において、
前記LNGタンクに貯留された前記液化天然ガス由来の燃料ガスが供給可能に構成された内燃機関と、
前記熱力学サイクル上において前記膨張タービンと前記第1冷却器との間に設けられた第2冷却器と、を備え、
前記第2冷却器は、前記LNGタンクから前記内燃機関に供給される液化天然ガスとの熱交換により、前記熱媒体を冷却するように構成される。
(13) In some embodiments, in any of the configurations (10) to (12) above,
An internal combustion engine configured to be able to supply fuel gas derived from the liquefied natural gas stored in the LNG tank.
A second cooler provided between the expansion turbine and the first cooler on the thermodynamic cycle is provided.
The second cooler is configured to cool the heat medium by heat exchange with the liquefied natural gas supplied from the LNG tank to the internal combustion engine.
上記(13)の構成によれば、熱力学サイクルの熱媒体を、第2冷却器においてLNGタンクからのLNGとの熱交換によりさらに冷却するようにしたので、LNGの冷熱を利用して、より効率的に発電することができる。 According to the configuration of (13) above, since the heat medium of the thermodynamic cycle is further cooled by heat exchange with LNG from the LNG tank in the second cooler, the cold heat of LNG is used to further cool the heat medium. It can generate electricity efficiently.
(14)幾つかの実施形態では、上記(1)乃至(13)の何れかの構成において、
前記膨張タービンは、ロータと、前記ロータを囲うケーシングと、前記ロータと前記ケーシングとの間の隙間を介した流体の漏れを抑制するシール部と、を含み、
前記シール部は、前記膨張タービンに供給される前記再ガス化LNG又は前記熱媒体よりも高圧の不活性ガスが供給されるように構成される。
(14) In some embodiments, in any of the configurations (1) to (13) above,
The expansion turbine includes a rotor, a casing surrounding the rotor, and a seal portion that suppresses fluid leakage through a gap between the rotor and the casing.
The seal portion is configured to supply the regasified LNG supplied to the expansion turbine or an inert gas having a higher pressure than the heat medium.
上記(14)の構成によれば、膨張タービンに供給される流体(再ガス化LNG又は熱媒体)よりも高圧の不活性ガスをシール部に供給するようにしたので、例えば、浮体式設備の運用形態が変更となり、膨張タービンに供給される流体の種類が変わったとしても、シール部の構造を変えずに適切な軸封が可能となる。 According to the configuration of (14) above, an inert gas having a higher pressure than the fluid (regasification LNG or heat medium) supplied to the expansion turbine is supplied to the seal portion. Therefore, for example, in a floating equipment. Even if the operation mode is changed and the type of fluid supplied to the expansion turbine is changed, proper shaft sealing is possible without changing the structure of the seal portion.
(15)幾つかの実施形態では、上記(1)乃至(14)の何れかの構成において、
前記浮体式設備は、
前記膨張タービンによって駆動されるように構成された発電機をさらに備える。
(15) In some embodiments, in any of the configurations (1) to (14) above,
The floating type equipment is
It further comprises a generator configured to be driven by the expansion turbine.
上記(15)の構成によれば、浮体上に設けられたLNGタンクに貯留されたLNGの冷熱を利用して膨張タービンを駆動することができるとともに、該膨張タービンにより発電機を駆動することができる。よって、LNGの冷熱を利用して発電することが可能となり、浮体式設備全体としてのエネルギー効率を向上させることができる。 According to the configuration of (15) above, the expansion turbine can be driven by utilizing the cold heat of LNG stored in the LNG tank provided on the floating body, and the generator can be driven by the expansion turbine. it can. Therefore, it is possible to generate electricity by utilizing the cold heat of LNG, and it is possible to improve the energy efficiency of the floating type equipment as a whole.
(16)本発明の少なくとも一実施形態に係る浮体式設備の製造方法は、
船体と、
前記船体に設けられた主機関と、
前記船体上に設けられたLNGタンクと、を備えるLNG船を改造して請求項1乃至15の何れか一項に記載の浮体式設備を得る方法であって、
前記LNGタンク内の液化天然ガスを熱交換により気化して再ガス化LNGを得るための第1熱交換器を設けるステップと、
前記再ガス化LNGをガス設備に導く再ガス化LNG供給ラインを形成するステップと、
を備え、
前記第1熱交換器は、前記主機関、または、前記主機関の排熱回収用の熱力学サイクルの一部を構成するタービンが膨張タービンとして機能するように、該膨張タービンとの関係で下記(A)又は(B)の条件を満たす。
(A)前記第1熱交換器からの前記再ガス化LNGによって前記膨張タービンが駆動されるように構成される。
(B)前記第1熱交換器にて前記液化天然ガスを低温熱源として利用する熱力学サイクルの一部を形成してガス状態の前記熱媒体によって前記膨張タービンが駆動されるように構成される。
(16) The method for manufacturing a floating device according to at least one embodiment of the present invention is as follows.
With the hull
The main engine provided on the hull and
A method for obtaining the floating equipment according to any one of claims 1 to 15 by modifying an LNG ship provided with an LNG tank provided on the hull.
A step of providing a first heat exchanger for vaporizing the liquefied natural gas in the LNG tank by heat exchange to obtain a regasified LNG.
The step of forming the regasification LNG supply line that guides the regasification LNG to the gas facility, and
With
The first heat exchanger is described below in relation to the expansion turbine so that the main engine or the turbine constituting a part of the thermodynamic cycle for exhaust heat recovery of the main engine functions as an expansion turbine. The condition of (A) or (B) is satisfied.
(A) The expansion turbine is configured to be driven by the regasification LNG from the first heat exchanger.
(B) The first heat exchanger is configured to form a part of a thermodynamic cycle in which the liquefied natural gas is used as a low-temperature heat source so that the expansion turbine is driven by the heat medium in a gas state. ..
上記(16)の方法によれば、主機関又は熱力学サイクルの一部を構成するタービンを含むLNG船に対し、該タービンが膨張タービンとして機能するように第1熱交換器を設けるとともに、再ガス化LNG供給ラインを形成することにより、上記(1)の構成を有する浮体式設備を製造することができる。このようにして得られた浮体式設備により、LNGの冷熱を利用して発電することが可能となり、浮体式設備全体としてのエネルギー効率を向上させることができる。 According to the method (16) above, the LNG carrier including the turbine that constitutes a part of the main engine or the thermodynamic cycle is provided with a first heat exchanger so that the turbine functions as an expansion turbine, and is re-installed. By forming the gasification LNG supply line, it is possible to manufacture a floating equipment having the above configuration (1). The floating type equipment thus obtained makes it possible to generate electricity by utilizing the cold heat of LNG, and the energy efficiency of the floating type equipment as a whole can be improved.
本発明の少なくとも一実施形態によれば、エネルギー効率を向上可能な浮体式設備及び浮体式設備の製造方法が提供される。 According to at least one embodiment of the present invention, there is provided a floating equipment and a method for manufacturing the floating equipment, which can improve energy efficiency.
以下、添付図面を参照して本発明の幾つかの実施形態について説明する。ただし、実施形態として記載されている又は図面に示されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は、本発明の範囲をこれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例にすぎない。 Hereinafter, some embodiments of the present invention will be described with reference to the accompanying drawings. However, the dimensions, materials, shapes, relative arrangements, etc. of the components described as embodiments or shown in the drawings are not intended to limit the scope of the present invention to this, but are merely explanatory examples. Absent.
図1は、一実施形態に係る浮体式設備の概略図である。図1に示す浮体式設備100は、LNGを貯蔵及び再ガス化するための設備(FSRU)である。浮体式設備100は、例えば、液化天然ガス(LNG)を運搬するためのLNGタンカー101(LNG船)を改造することにより得られる。なお、図1において、改造前のLNGタンカー101に含まれる要素は実線で示されており、改造により付加された要素については破線で示されている。
FIG. 1 is a schematic view of a floating type facility according to an embodiment. The floating
図1に示すように、改造前のLNGタンカー101は、船体2(浮体)と、船体2に設けられた主機関4と、船体2上に設けられたLNGタンク6と、を備える。船体2は、船体が海水などの流体から受ける抵抗を低減する形状を有する船首2aと、船体2の進行方向を調節するための舵3を取り付け可能な船尾2bと、を有する。主機関4は、推進機としてのプロペラ5を駆動するための動力を生成するための機関である。図1に示すLNGタンカー101は、主機関4としてのエンジン16及びタービン40を含む。
LNGタンカー101は、さらに、主機関4(例えばエンジン16)の排熱を回収するための熱力学サイクル(例えばランキンサイクルやブレイトンサイクル等)を備えていてもよい。熱力学サイクルについては後述する。
As shown in FIG. 1, the
The
上述のLNGタンカー101を改造して得られる浮体式設備100は、さらに、LNGタンク6内のLNGを熱交換により気化するための第1熱交換器8と、LNGの冷熱を利用して駆動される膨張タービン18と、を備えている。なお、図1に示す例示的な実施形態では、タービン40が膨張タービン18として機能する。また、浮体式設備100は、さらに、LNGタンク6からのLNGを第1熱交換器8に導くための第1LNGライン10、及び/又は、第1熱交換器8からの再ガス化LNGを膨張タービンに導くための第2LNGライン12を備えている。また、浮体式設備100は、膨張タービン18からの再ガス化LNGをガス設備(需要先)に導くための再ガス化LNG供給ライン14を備えている。
The floating
なお、浮体式設備100を改造して、LNGタンカー101を得ることもできる。すなわち、同一の船体2を含む設備を、LNGタンカー101として運用することも、浮体式設備100(FSRU)として運用することもでき、改造により、LNGタンカー101としての運用と、浮体式設備100としての運用との間で切り替えることができるようになっている。
The floating
以下、幾つかの実施形態に係る浮体式設備100及びLNGタンカー101についてより具体的に説明する。
Hereinafter, the floating
図2A、図3A、図4A及び図5A(以下、図2A〜図5Aと表記することもある。)は、それぞれ、一実施形態に係る浮体式設備100に改造する前のLNGタンカー101を示す概略構成図である。
図2B、図3B、図3C、図4B、及び図5B(以下、図2B〜図5Bと表記することもある。)は、それぞれ、対応する図2A〜図5Aに示すLNGタンカー101を改造して得られる浮体式設備100を示す概略構成図である。
なお、図2A以降の図においては、船体2(浮体)の図示は省略している。
2A, 3A, 4A and 5A (hereinafter, also referred to as FIGS. 2A to 5A) show the
2B, 3B, 3C, 4B, and 5B (hereinafter, also referred to as FIGS. 2B to 5B) are modified
In addition, in the drawings after FIG. 2A, the illustration of the hull 2 (floating body) is omitted.
図2A〜図5Aに示すLNGタンカー101は、主機関4として、エンジン16(内燃機関)及びタービン40を搭載している。また、LNGタンカー101には、タービン40を駆動する蒸気を生成するためのボイラ32が搭載されている。
The
エンジン16及びボイラ32には、ガス供給ライン20を介して、LNGタンク6からのボイルオフガスが供給されるようになっている。ガス供給ライン20には、ボイルオフガスを適切な圧力に昇圧するためのコンプレッサ22と、ガスを分配するためのガスヘッダ24が設けられている。ガス供給ライン20は、ガスヘッダ24の下流側において、ボイラ32に接続される第1分岐ライン20aと、エンジン16に接続される第2分岐ライン20bとに分岐している。第1分岐ライン20aには、ボイラ32に供給されるガスの流量を調節するためのバルブ30が設けられている。
Boil-off gas from the
エンジン16には、発電機28が接続されており、エンジン16によって発電機28が駆動されて電力が生成されるようになっている。発電機28で生成された電力は、送電線56を介して電気モータ66(図3A参照)に送られる。そして、電気モータにより、ギア58B(図3A参照)を介してプロペラ5B(図3A参照)が回転駆動されるようになっている。なお、図3Aに示すように、送電線56には、変圧器62やコンバータ64等の機器が適宜設けられていてもよい。
A
なお、エンジン16は、燃料としてLNG由来のガス(ボイルオフガス等)が供給可能であるとともに、油供給ライン26を介して、燃料として油燃料(例えば軽油)が供給可能に構成されていてもよい。
The
ボイラ32は、供給された燃料(ボイルオフガス)を燃焼させ、その燃焼熱により蒸気を生成するように構成されている。ボイラ32で生成された蒸気は、蒸気供給ライン38を介して、タービン40に供給されるようになっている。なお、ボイラ32は、燃料としてLNG由来のガス(ボイルオフガス等)が供給可能であるとともに、油供給ライン36を介して、燃料として油燃料(例えば軽油)が供給可能に構成されていてもよい。
The
図2A及び図4Aに示す例示的な実施形態では、タービン40に発電機54が接続されており、タービン40がボイラ32からの蒸気によって回転駆動されるとともに、発電機54がタービン40によって駆動されて電力が生成されるようになっている。このように生成された電力は、エンジン16に接続された発電機28により生成される電力と同様に、送電線を介して、電気モータに送られ、電気モータを介してプロペラ5を駆動するようになっている。
In the exemplary embodiment shown in FIGS. 2A and 4A, a
図3A及び図5Aに示す例示的な実施形態では、タービン40には、ギア58Aを介してプロペラ5Aが接続されている。そして、タービン40の回転シャフトの回転エネルギーがギア58Aを介してプロペラ5Aに伝達され、これによりプロペラ5Aが駆動されるようになっている。
In the exemplary embodiment shown in FIGS. 3A and 5A, the
なお、LNGタンカー101のプロペラ5は、左舷側プロペラ5A及び右舷側プロペラ5Bを含んでいてもよい。左舷側プロペラ5A及び右舷側プロペラ5Bは、これら両方が電気モータ66(図3A参照)により駆動されるようになっていてもよい。あるいは、左舷側プロペラ5A及び右舷側プロペラ5Bのうち一方が電気モータ66(図3A参照)により駆動されると共に、他方がギアを介してタービン40によって駆動されるようになっていてもよい。
The
また、タービン40は、入口圧力が異なる複数段のタービンを有していてもよい。図2A〜図5Aに示す例示的な実施形態では、タービン40は、それぞれ高圧タービン42と、高圧タービン42よりも入口圧力が低い中圧タービン44と、中圧タービン44よりも入口圧力が低い低圧タービン46と、を含む。
高圧タービン42は、中圧タービンの入口側に連通可能な出口部を有し、中圧タービンよりも短いタービン翼を含む。
低圧タービン46は、中圧タービンの出口側に連通可能な入口部を有し、中圧タービンよりも長いタービン翼を含む。
Further, the
The high-
The low-
図2Aに示す例示的な実施形態では、高圧タービン42、中圧タービン44及び低圧タービン46は一軸上に配置され、共通の回転シャフトを介して発電機54を駆動するようになっている。
In the exemplary embodiment shown in FIG. 2A, the
図3A,図4A及び図5Aに示す例示的な実施形態では、タービン40は、後進タービン48をさらに含む。そして、一軸上に配列された高圧タービン42及び中圧タービン44が共通の回転シャフトを介して発電機54又はプロペラ5Aに接続されているとともに、他の一軸上に配列された低圧タービン46及び中圧タービン44が共通の回転シャフトを介して発電機54又はプロペラ5Aに接続されている。
In the exemplary embodiments shown in FIGS. 3A, 4A and 5A, the
図2A〜図5Aに示す例示的な実施形態において、蒸気供給ライン38からの蒸気は、高圧タービン42の入口に供給されるようになっている。また、高圧タービン42から排出された蒸気は、再熱器入口ライン50を介して、再熱器34に供給されて再熱されるようになっている。そして、再熱器34からの再熱蒸気は、再熱器出口ライン52を介して、中圧タービン44の入口に供給されるようになっている。中圧タービン44からの蒸気は、低圧タービン46に供給されるようになっている。低圧タービン46から排出される蒸気は、復水器(不図示)を介して、ボイラ32に戻されるようになっている。
In the exemplary embodiment shown in FIGS. 2A-5A, the steam from the
図2B〜図5Bに示す浮体式設備(FSRU)100では、LNGタンカー101としての運用時(改造前;図2A〜図5A参照)に主機関4としての機能を有していたエンジン16を用いて浮体式設備100において使用される電力を生成するようになっている。また、LNGタンカー101としての運用時に主機関4としての機能を有していたタービン40を膨張タービン18として作動させることにより、浮体式設備100において使用される電力を生成するようになっている。
The floating equipment (FSRU) 100 shown in FIGS. 2B to 5B uses an
図2B〜図5Bに示す浮体式設備100では、LNGタンカー101としての運用時と同様、エンジン16には、ガス供給ライン20の第2分岐ライン20bを介して、LNGタンク6からのボイルオフガスが供給されるようになっている。また、エンジン16には発電機28が接続されており、エンジン16によって発電機28が駆動されて電力が生成されるようになっている。発電機28で生成された電力は、送電線を介して、浮体式設備100における需要先に送電されるようになっている。
In the floating
また、図2B〜図5Bに示す浮体式設備100には、LNGタンク6からの液化天然ガス(LNG)を気化して再ガス化LNGを得るための第1熱交換器8が設けられている。
Further, the floating
図2B〜図5Bに示す浮体式設備100は、LNGタンク6からのLNGを第1熱交換器8に導くための第1LNGライン10と、第1熱交換器8からの再ガス化LNGを膨張タービンに導くための第2LNGライン12と、を有している。第1LNGライン10には、液体のLNGを昇圧するためのLNGポンプ72が設けられている。また、該浮体式設備100は、エンジン16を冷却するための冷却水が流れる冷却水ライン74を有しており、冷却水ライン74を介して、エンジン16を冷却後の冷却水が、第1熱交換器8に導かれるようになっている。
The floating
第1熱交換器8は、冷却水ライン74を流れる冷却水(熱媒体)との熱交換により、第1LNGライン10から導かれた液体のLNGを加熱して気化し、再ガス化LNGを生成するように構成されている。第1熱交換器8で生成された再ガス化LNGは、第2LNGラインを介して膨張タービン18(タービン40)に供給され、このように供給された再ガス化LNGにより膨張タービン18が駆動されるとともに、膨張タービン18接続された発電機54が駆動されるようになっている。
The
膨張タービン18(タービン40)から排出された再ガス化LNGは、再ガス化LNG供給ライン14を介してガス設備(需要先)へと導かれるようになっている。
The regasified LNG discharged from the expansion turbine 18 (turbine 40) is guided to the gas facility (demand destination) via the regasification
上述した実施形態では、LNGタンク6に貯留された液化天然ガスを貯蔵及び再ガス化可能な浮体式設備(FSRU)100において、船体2上に設けられたLNGタンク6に貯留されたLNGの冷熱を利用して膨張タービン18を駆動することができる。よって、膨張タービン18により発電機54を駆動することで、LNGの冷熱を利用して発電することが可能となり、浮体式設備100全体としてのエネルギー効率を向上させることができる。
In the above-described embodiment, in the floating facility (FSRU) 100 capable of storing and regasifying liquefied natural gas stored in the
また、上述の実施形態における膨張タービン18は、船体2の推進力を生成するための主機関4としてのタービン40として使用可能なものである。したがって、主機関4として使用可能なタービン40を有するLNGタンカー101(図2A〜図5A参照)を改造して、浮体式設備(FSRU)100として運用することができる。したがって、例えばLNGの需要等に合わせて、LNGタンカー101としての運用と浮体式設備(FSRU)100としての運用とで切替えることができ、これにより、浮体式設備100を効率的に利用することができる。
Further, the
また、上述の実施形態では、主機関4として使用可能なエンジン16(内燃機関)を有するLNGタンカー101を改造して、浮体式設備(FSRU)100として運用することができる。したがって、例えばLNGの需要等に合わせて、LNGタンカー101としての運用とFSRUとしての運用とで切替えることができ、これにより、浮体式設備100を効率的に利用することができる。
Further, in the above-described embodiment, the
また、上述の実施形態では、第1熱交換器8においてLNGと熱交換をする熱媒体は、エンジン16を冷却した後の冷却水を含む。このように、エンジン16の冷却水を熱媒体として利用して、LNGタンク6からのLNGを再ガス化するようにしたので、エンジン16の排熱を有効利用して効率的に発電を行うことが可能となる。
Further, in the above-described embodiment, the heat medium that exchanges heat with LNG in the
図2B、図3B及び図3Cに示す例示的な実施形態では、タービン40を構成する高圧タービン42、中圧タービン44及び低圧タービン46のうち、中圧タービン44が膨張タービン18の機能を有する。
In the exemplary embodiment shown in FIGS. 2B, 3B and 3C, of the
すなわち、第1熱交換器8からの再ガス化LNGは、第2LNGライン12(導入ライン)を介して、高圧タービン42を経由せずに、中圧タービン44(膨張タービン18)に直接導入されるようになっている。また、中圧タービン44(膨張タービン18)から排出された再ガス化LNGは、低圧タービン46を経由せずに、再ガス化LNG供給ライン14(排出ライン)に排出されるようになっている。なお、図2B及び図3Bにおいて、低圧タービン46の図示を省略している。
That is, the regasification LNG from the
タービン40に供給される流体の体積流量は、該タービン40がLNGタンカー101としての運用時に主機関4として用いられる場合と、浮体式設備(FSRU)100としての運用時に発電用の膨張タービン18として用いられる場合とで異なる場合がある。
この点、上述の実施形態に係る膨張タービン18は、高圧タービン42に供給される流体よりも低圧の流体が供給されるように構成された中圧タービン44である。すなわち、上述の実施形態では、浮体式設備(FSRU)100において、タービン40の途中段から再ガス化LNGを流入させるようにしたので、膨張タービン18における体積流量帯を、LNGタンカー101としての運用時と一致させやすい。したがって、浮体式設備100において、膨張タービン18を適切に駆動することができる。
The volumetric flow rate of the fluid supplied to the
In this respect, the
また、上述の実施形態に係る膨張タービン18は、低圧タービン46に供給される流体よりも高圧の流体が供給されるように構成された中圧タービン44である。すなわち、上述の実施形態では、浮体式設備(FSRU)100において、タービン40の途中段から再ガス化LNGを排出させるようにしたので、膨張タービン18における体積流量帯を、LNGタンカー101としての運用時と一致させやすい。したがって、浮体式設備100において、膨張タービン18を適切に駆動することができる。
Further, the
また、このように、タービン40の途中段(上述の実施形態では中圧タービン44)のみを再ガス化LNGにより駆動される膨張タービン18として使用することで、タービン40うち他の部分を用いて、さらに発電を行うこともできる。
Further, in this way, by using only the middle stage of the turbine 40 (
例えば、図3Cに示す例示的な実施形態では、高圧タービン42及び中圧タービン44とは別の回転シャフトを有する低圧タービン46に、蒸気供給ライン76を介してボイラ32からの蒸気を供給して、低圧タービン46及び該低圧タービン46に接続された発電機55を駆動するようになっている。このように、FSRUとしての運用時に、膨張タービン18に加えて、蒸気で駆動する低圧タービン46によっても発電を行うことができるので、より多くの電力を供給することが可能となる。
For example, in the exemplary embodiment shown in FIG. 3C, steam from the
図4B及び図5Bに示す例示的な実施形態では、高圧タービン42及び中圧タービン44が膨張タービン18の機能を有する。すなわち、膨張タービン18は、高圧タービン42(第1タービン)と、高圧タービン42よりも入口圧力が低い中圧タービン(第2タービン)と、を含む。高圧タービン42(第1タービン)には、第1熱交換器8からの再ガス化LNGが供給されるようになっている。また、高圧タービン42(第1タービン)から排出された再ガス化LNGは、再熱ライン78を介して第2熱交換器69に導かれ、第2熱交換器69にて、熱媒体との熱交換により加熱された後、中圧タービン44の入口に供給されるようになっている。
In the exemplary embodiments shown in FIGS. 4B and 5B, the
図4B及び図5Bに示す第2熱交換器69には、再ガス化LNGを再熱するための熱媒体として、冷却水ライン74からの冷却水(エンジン16を冷却した後の冷却水)が導かれるようになっている。なお、第1熱交換器8と第2熱交換器69とは、図4B及び図5Bに示すように単一のケーシングを共有する構造を有していてもよいし、あるいは、別々のケーシングを有していてもよい。
In the
上述の実施形態では、膨張タービン18は、高圧タービン42(第1タービン)と、高圧タービン42(第1タービン)から排出された後に第2熱交換器69で加熱された流体が供給される中圧タービン44(第2タービン)と、を含む再熱タービンの構造を有する。したがって、図4A及び図5Aに示すLNGタンカー101のように、再熱タービン(タービン40)を主機関4として用いている場合に、その再熱タービンをそのままの構造で、浮体式設備(FSRU)100としての運用時に膨張タービン18として用いることができる。よって、設備コストを抑制しながら、LNGの冷熱を利用して効率的に発電することができる。
In the above-described embodiment, the
図2A〜図5Aに示すLNGタンカー101を改造して図2B〜図5Bに示す浮体式設備100を得る方法は、LNGタンカー101に対して、LNGタンク6内のLNGを熱交換により気化するための第1熱交換器8を設けるステップと、第1熱交換器8で生成された再ガス化LNGをガス設備(需要先)に導くための再ガス化LNG供給ライン14を設けるステップと、を含む。第1熱交換器8は、主機関4を構成するタービン40が膨張タービン18として機能するように、該膨張タービン18との関係で下記(A)の条件を満たすように設けられる。
(A)膨張タービン18は、第1熱交換器8からの再ガス化LNGによって駆動されるように構成される。
The method of modifying the
(A) The
また、LNGタンカーの改造方法は、さらに、LNGタンク6からのLNGを第1熱交換器8に導くための第1LNGライン10を設けるステップ、及び、第1熱交換器8からの再ガス化LNGを膨張タービンに導くための第2LNGライン12を設けるステップを含んでいてもよい。
Further, the method of modifying the LNG tanker includes a step of providing a
また、LNGタンカーの改造方法は、さらにエンジン16を冷却した冷却水を、第1熱交換器8に導くための冷却水ラインを設けるステップを含んでいてもよい。
Further, the method of modifying the LNG tanker may further include a step of providing a cooling water line for guiding the cooling water that has cooled the
また、図3A及び図5Aに示すLNGタンカー101から図3B及び図5Bに示す浮体式設備100を得る場合には、タービン40に接続されたギア58A及びプロペラ5Aをタービン40から切り離すとともに、該タービン40に発電機54を接続するステップを含んでいてもよい。
Further, when the floating
図4A及び図5Aに示すLNGタンカー101から図4B及び図5Bに示す浮体式設備100を得る場合には、さらに、第2熱交換器69を設けるステップと、高圧タービン42(第1タービン)の出口から第2熱交換器69を経由して中圧タービン44(第2タービン)の入口まで延びる再熱ライン78を設けるステップを含んでいてもよい。
In the case of obtaining the floating
上述した改造方法によりLNGタンカー101を改造することで、例えば、図2B〜図5Bに示す実施形態に係る浮体式設備100を得ることができる。このようにして得られた浮体式設備100により、LNGの冷熱を利用して発電することが可能となり、浮体式設備全体としてのエネルギー効率を向上させることができる。
By modifying the
図6は、幾つかの実施形態に係る膨張タービン18(例えば、図2B〜図5Bに示す膨張タービン18)の概略図である。図6に示す膨張タービン18は、ロータ19と、ロータ19を囲うケーシング18aと、ロータ19とケーシング18aとの間の隙間を介した流体(図2B〜図5Bの膨張タービンの場合18は再ガス化LNG)の漏れを抑制するためのシール部80と、を含む。
FIG. 6 is a schematic view of the expansion turbine 18 (for example, the
シール部80は、軸方向に間隔を空けて設けられた複数のラビリンス部82A〜82Cを含む。そして、互いに隣接するラビリンス部82B,82Cの間の位置において、ロータ19とケーシング18aとの間に形成される空間83Aに、不活性ガス供給ライン84及び分岐ライン84a,84bを介して、不活性ガス(例えば窒素)が供給されるようになっている。上述の空間83Aに供給される不活性ガスの圧力は、、膨張タービン18に供給される流体(図2B〜図5Bの膨張タービンの場合18は再ガス化LNG)よりも高圧となっている。
The
なお、不活性ガス供給ライン84には、不活性ガスの流量を調節するためのバルブ85が設けられている。また、ロータ19とケーシング18aとの間からラビリンス部82Aを介して漏出した流体(図2B〜図5Bの膨張タービンの場合18は再ガス化LNG)、及び空間83Aからラビリンス部82Bを介して漏出した不活性ガスは、互いに隣接するラビリンス部82A,82Bの間の位置において、ロータ19とケーシング18aとの間に形成される空間83B及び回収ライン86を介して回収されるようになっている。
The inert
すなわち、シール部80には、膨張タービン18に供給される流体(図2B〜図5Bの膨張タービンの場合18は再ガス化LNG)よりも高圧の不活性ガス(例えば窒素)が供給されるようになっている。
That is, the
上述の構成によれば、膨張タービン18に供給される流体(再ガス化LNG又は熱媒体)よりも高圧の不活性ガス(例えば窒素ガス)をシール部80に供給するようにしたので、例えば、浮体式設備100とLNGタンカー101との間で運用形態が変更となり、膨張タービン18に供給される流体の種類が変わったとしても、シール部80の構造を変えずに適切な軸封が可能となる。
According to the above configuration, an inert gas (for example, nitrogen gas) having a pressure higher than that of the fluid (regasification LNG or heat medium) supplied to the
図7A、図8A、図9A、図10A及び図11A(以下、図7A〜図11Aと表記することもある。)は、それぞれ、一実施形態に係る浮体式設備100に改造する前のLNGタンカー101を示す概略構成図である。
図7B、図8B、図9B、図10B及び図11B(以下、図7B〜図11Bと表記することもある。)は、それぞれ、対応する図7A〜図10Aに示すLNGタンカー101を改造して得られる浮体式設備100を示す概略構成図である。
7A, 8A, 9A, 10A and 11A (hereinafter, may be referred to as FIGS. 7A to 11A) are LNG tankers before being converted into the floating
7B, 8B, 9B, 10B and 11B (hereinafter, may be referred to as FIGS. 7B to 11B) are modified
図7A〜図11Aに示すLNGタンカー101は、主機関4として、エンジン16(内燃機関)を搭載している。
エンジン16には、LNG燃料供給ライン88を介して、LNGタンク6からのLNGが供給されるようになっている。LNG燃料供給ライン88には、LNGを適切な圧力に昇圧するためのポンプ90と、エンジン16に供給されるLNGの流量を調節するためのバルブ89が設けられている。エンジン16は、プロペラ5(推進機)を回転駆動するように構成される。なお、エンジン16により生成される回転エネルギーを、ギア(不図示)を介してプロペラ5に伝達するようにしてもよいし、あるいは、エンジン16により発電機(不図示)を駆動することにより生成される電力によって電気モータを駆動し、電気モータによってプロペラ5を駆動するようにしてもよい。
The
LNG from the
図7A及び図8Aに示す例示的な実施形態では、LNGタンカー101には、作動流体である熱媒体が流れる回路104を含む熱力学サイクル102が設けられている。この熱力学サイクル102は、回路104上に設けられた膨張タービン18と、膨張タービン18の下流側に設けられた凝縮器106と、凝縮器106の下流側に設けられたポンプ108と、ポンプ108の下流側に設けられた蒸発器110と、を含むランキンサイクルである。膨張タービン18には、発電機113が接続されている。
In the exemplary embodiment shown in FIGS. 7A and 8A, the
膨張タービン18は、熱力学サイクル102の回路104を流れる熱媒体を膨張させるように構成されており、これにより、発電機113が駆動されて電力が生成されるようになっている。
The
凝縮器106では、膨張タービン18からの熱媒体を、低温熱源との熱交換により凝縮させるように構成される。低温熱源として、例えば海水を用いることができる。
ポンプ108では、凝縮器106で凝縮されて液体となった熱媒体を昇圧させるように構成される。
The
The
蒸発器110では、ポンプ108で昇圧された液体の熱媒体を、高温熱源との熱交換により蒸発させるように構成される。高温熱源として、例えば、エンジン16の排ガスを用いることができる。なお、図7A及び図8Aにおいて、蒸発器110には、排ガスライン92を介して、エンジン16からの排ガスが供給されるようになっている。
The
このように構成された熱力学サイクル102では、蒸発器110での熱交換により回収したエンジン16の排熱を利用して、発電機113を駆動させることができる。
In the
図7B及び図8Bに示す浮体式設備100では、LNGタンカー101としての運用時(改造前;図7A〜図8A参照)に作動させていた熱力学サイクル102を構成する凝縮器106を第1熱交換器8として用いる。
In the floating
図7B及び図8B示す浮体式設備100は、LNGタンク6からのLNGを第1熱交換器8に導くための第1LNGライン10と、第1LNGライン10に設けられ、液体のLNGを昇圧するためのLNGポンプ72と、第1LNGライン10におけるLNGの流量を調節するためのバルブ71と、を含む。また、第1熱交換器8で生成された再ガス化LNGは、再ガス化LNG供給ライン14を介してガス設備(需要先)に導かれるようになっている。
The floating
熱力学サイクル102を構成する凝縮器106(第1熱交換器8)には、熱力学サイクル102の低温熱源として、LNGタンク6からのLNGが第1LNGライン10を介して供給されるようになっている。すなわち、凝縮器106は、LNGとの熱交換により熱力学サイクル102の熱媒体を凝縮させるように構成されている。そして、膨張タービン18は、凝縮器106(第1熱交換器8)、ポンプ、及び蒸発器110を通過してガス状態となった熱媒体によって駆動されるように構成されている。
LNG from the
上述の実施形態によれば、浮体式設備100において、船体2上に設けられたLNGタンク6からのLNGを低温熱源とする熱力学サイクル102上の膨張タービン18を駆動することができる。すなわち、膨張タービンに18は、LNGタンク6からのLNG由来のガスではなく、熱力学サイクル102の作動流体である熱媒体が供給される。よって、膨張タービン18からのLNGの漏洩を回避しながら、LNGの冷熱を利用して発電することが可能となる。
According to the above-described embodiment, in the floating
また、上述の実施形態によれば、再ガス化LNGを直接膨張タービンで膨張させる場合と異なり、熱力学サイクル102における熱媒体の圧力を、再ガス化LNGの送気圧力(需要先への供給圧力)によらず設定可能であるので、広範なLNG送気圧力に適用可能であり、例えば、10〜15MPa等の高圧の送気圧力にも適用可能である。
なお、再ガス化LNGを直接膨張タービンで膨張させる場合(例えば図2B〜図5B参照)、再ガス化LNGの送気圧力を高く設定するときには、膨張タービン18の入口圧力もそれに応じて高くする必要があるため、要求される送気圧力を達成することが困難である場合がある。
Further, according to the above-described embodiment, unlike the case where the regasified LNG is directly expanded by the expansion turbine, the pressure of the heat medium in the
When the regasified LNG is directly expanded by the expansion turbine (see, for example, FIGS. 2B to 5B), when the air supply pressure of the regasified LNG is set high, the inlet pressure of the
また、上述の実施形態に係る浮体式設備100では、熱力学サイクル102を構成する蒸発器110は、LNGタンク6に貯留されたLNG由来の燃料ガス(LNG燃料供給ライン88を介して供給されるガス)が供給されるエンジン16の排熱を用いて熱媒体を蒸発させるように構成されている。
Further, in the floating
このように、熱力学サイクル102において熱媒体(作動流体)を蒸発させるための高温熱源として、エンジン16の排熱を用いるようにしたので、エンジン16の排熱を有効利用しながら効率的に発電を行うことが可能となる。
In this way, since the exhaust heat of the
なお、図7B及び図8Bに示す例示的な実施形態では、エンジン16の排ガスを上述の高温熱源として用いたが、他の実施形態では、該高温熱源は、エンジン16を冷却した後の冷却水であってもよい。
また、他の実施形態は、上述の高温熱源は、海水等であってもよい。
In the exemplary embodiments shown in FIGS. 7B and 8B, the exhaust gas of the
Further, in another embodiment, the above-mentioned high-temperature heat source may be seawater or the like.
図8Aに示す例示的な実施形態では、LNGタンカー101(浮体式設備100)は、LNGタンク6に貯留されたLNG由来の燃料ガス(LNG燃料供給ライン88を介して供給されるガス)が供給されるエンジン16を有している。エンジン16は、燃料として、第1熱交換器8(即ち凝縮器106)からの再ガス化LNGが供給されるように構成されている。
In the exemplary embodiment shown in FIG. 8A, the LNG tanker 101 (floating equipment 100) is supplied with LNG-derived fuel gas (gas supplied via the LNG fuel supply line 88) stored in the
上述の実施形態では、熱力学サイクル102における凝縮器106としての第1熱交換器8で熱媒体との熱交換により再ガス化されたLNGを、燃料としてエンジン16に供給するようにしたので、LNGタンカー101(浮体式設備100)を効率的に運転することができる。
In the above-described embodiment, the LNG regasified by heat exchange with the heat medium in the
図9A及び図10Aに示す例示的な実施形態では、LNGタンカー101には、エンジン16に供給される空気を圧縮するための圧縮機94と、エンジン16からの排ガスにより駆動されるように構成されたタービン96と、圧縮機94とタービン96とを接続する回転シャフト95と、を含む過給機93が設けられている。タービン96には発電機113が接続されている。
In the exemplary embodiment shown in FIGS. 9A and 10A, the
圧縮機94には、空気導入ライン114を介して空気が供給されるようになっている。圧縮機94で生成された圧縮空気は、エンジン入口ライン116を介してエンジン16に供給される。エンジン16において燃料の燃焼により生成される排ガスは、エンジン出口ライン118を介してエンジン16から排出され、タービン96に送られる。タービン96は、エンジン16からの排ガスによって駆動され、これにより発電機113が駆動されて電力が生成される。タービン96で仕事を終えた排ガスは、排ガスライン120から排出される。
Air is supplied to the
また、図9A及び図10Aに示す実施形態において、エンジン16にLNGタンク6からのLNGを供給するためのLNG燃料供給ライン88には、LNGを再ガス化するための熱交換器98(後述の第2冷却器)が設けられている。
図9Aに示す例示的な実施形態では、熱交換器98(第2冷却器)は、ライン99を介して導入される海水との熱交換によりLNGを加熱して気化するように構成される。
図10Aに示す例示的な実施形態では、熱交換器98(第2冷却器)は、ライン99を介して導入される空気との熱交換によりLNGを加熱して気化するように構成される。また、図10Aに示す例示的な実施形態では、熱交換器98(第2冷却器)を通過後の空気が、空気導入ライン114を介して、圧縮機94に供給されるようになっている。
Further, in the embodiment shown in FIGS. 9A and 10A, the LNG
In the exemplary embodiment shown in FIG. 9A, the heat exchanger 98 (second cooler) is configured to heat and vaporize LNG by heat exchange with seawater introduced via
In the exemplary embodiment shown in FIG. 10A, the heat exchanger 98 (second cooler) is configured to heat and vaporize LNG by heat exchange with air introduced via
図9B及び図10Bに示す浮体式設備100では、LNGタンカー101としての運用時(改造前;図9A〜図10A参照)に使用していた過給機93の圧縮機94及びタービン96を含む熱力学サイクル122が形成される。この熱力学サイクル122は、熱媒体(作動流体)の相変化を伴わないブレイトンサイクルである。
In the floating
熱力学サイクル122において、熱媒体が流れる回路124に上述のタービン96が設けられる。このタービン96は膨張タービン18として機能する。熱力学サイクル122上において、タービン96(膨張タービン18)の下流側には、熱媒体を冷却するための第1冷却器126が設けられている。第1冷却器126は、液化天然ガスとの熱交換により熱媒体を冷却させるように構成された第1熱交換器8を含む。
In the
また、熱力学サイクル122上において、第1冷却器126の下流側には、熱媒体を圧縮するための圧縮機94(上述の圧縮機94)が設けられる。上述したように、圧縮機94とタービン96とは、回転シャフト95を介して接続されている。タービン96(膨張タービン18)には発電機113が接続されている。また、熱力学サイクル122上において、圧縮機94の下流側には、加熱器128が設けられる。加熱器128には、排ガスライン130を介して、エンジン16からの排ガスが供給されるようになっている。加熱器128は、エンジン16からの排ガスとの熱交換により、熱媒体を加熱するように構成されている。
Further, on the
また、図10に示す例示的な実施形態では、熱力学サイクル122において、タービン96(膨張タービン18)の下流側かつ第1冷却器126の上流側に、熱交換器98(第2冷却器)が設けられている。
Further, in the exemplary embodiment shown in FIG. 10, in the
図9B及び図10B示す浮体式設備100は、LNGタンク6からのLNGを第1熱交換器8に導くための第1LNGライン10と、第1LNGライン10に設けられ、液体のLNGを昇圧するためのLNGポンプ72と、第1LNGライン10におけるLNGの流量を調節するためのバルブ71と、を含む。また、第1熱交換器8で生成された再ガス化LNGは、再ガス化LNG供給ライン14を介してガス設備(需要先)に導かれるようになっている。
The floating
熱力学サイクル122を構成する第1冷却器126(第1熱交換器8)には、熱力学サイクル122の低温熱源として、LNGタンク6からのLNGが第1LNGライン10を介して供給されるようになっている。すなわち、第1冷却器126は、LNGとの熱交換により熱力学サイクル122の熱媒体を冷却させるように構成されている。そして、タービン96(膨張タービン18)は、第1冷却器126を通過後のガス状態の熱媒体によって駆動されるように構成されている。
LNG from the
上記の実施形態によれば、浮体式設備100において、船体2上に設けられたLNGタンク6からのLNGを低温熱源とする熱力学サイクル122上のタービン96(膨張タービン)を駆動することができる。すなわち、膨張タービン18には、LNGタンク6からのLNG由来のガスではなく、熱力学サイクル122の作動流体である熱媒体が供給される。よって、膨張タービン18からのLNGの漏洩を回避しながら、LNGの冷熱を利用して発電することが可能となる。
また、タービン96又は圧縮機94を搭載したLNGタンカー101の場合、既存の機器(タービン96又は圧縮機94、あるいは、過給機93)を利用して熱力学サイクル122を形成することで上述の実施形態に係る構成を得ることができる。よって、設備コストを抑制しながら、LNGの冷熱を利用して効率的に発電することができる。
According to the above embodiment, in the floating
Further, in the case of the
また、上述の実施形態では、浮体式設備100は、タービン96(膨張タービン18)と、圧縮機94とを接続する回転シャフト95を備えており、圧縮機94は、回転シャフト95を介してタービン96(膨張タービン18)により駆動されるように構成されている。
Further, in the above-described embodiment, the floating
このように、熱力学サイクル122上の圧縮機94とタービン96(膨張タービン18)とは回転シャフト95を介して接続されている。よって、LNGタンカー101において、回転シャフト95によって接続された圧縮機94とタービン96を含む機器(上述の過給機93)が用いられている場合、この機器を利用して熱力学サイクル122を形成することで、上述の実施形態に係る浮体式設備100を得ることができる。よって、設備コストを抑制しながら、LNGの冷熱を利用して効率的に発電することができる。
In this way, the
また、上述の実施形態に係る浮体式設備100では、熱力学サイクル122を構成する加熱器128は、LNGタンク6に貯留されたLNG由来の燃料ガス(LNG燃料供給ライン88を介して供給されるガス)が供給されるエンジン16の排熱を用いて熱媒体を蒸発させるように構成されている。
Further, in the floating
このように、熱力学サイクル122において熱媒体(作動流体)を加熱するための高温熱源として、エンジン16の排熱を用いるようにしたので、エンジン16の排熱を有効利用しながら効率的に発電を行うことが可能となる。
In this way, since the exhaust heat of the
なお、図9B及び図10Bに示す例示的な実施形態では、エンジン16の排ガスを上述の高温熱源として用いたが、他の実施形態では、該高温熱源は、エンジン16を冷却した後の冷却水であってもよい。
また、他の実施形態は、上述の高温熱源は、海水等であってもよい。
In the exemplary embodiments shown in FIGS. 9B and 10B, the exhaust gas of the
Further, in another embodiment, the above-mentioned high-temperature heat source may be seawater or the like.
また、図10Bに示す例示的な実施形態では、熱力学サイクル122上においてタービン96(膨張タービン18)と第1冷却器126(第1熱交換器8)との間に設けられた熱交換器98(第2冷却器)は、エンジン16に供給されるLNGとの熱交換により、熱媒体を冷却するように構成される。
Further, in the exemplary embodiment shown in FIG. 10B, a heat exchanger provided between the turbine 96 (expansion turbine 18) and the first cooler 126 (first heat exchanger 8) on the
このように、熱力学サイクル122の熱媒体を、熱交換器98(第2冷却器)においてLNGタンク6からのLNGとの熱交換によりさらに冷却するようにしたので、LNGの冷熱を利用して、より効率的に発電することができる。
In this way, the heat medium of the
図11Aに示す例示的な実施形態では、LNG燃料供給ライン88には、LNGを加熱して気化させるための第1熱交換器8としての熱交換器98が設けられている。熱交換器98には、例えば海水との熱交換により、LNGを加熱するように構成されていてもよい。
In the exemplary embodiment shown in FIG. 11A, the LNG
図11Bに示す例示的な実施形態では、LNG燃料供給ライン88から分岐する分岐ライン132に膨張タービン136(18)が設けられている。分岐ライン132には、膨張タービン136に供給される再ガス化LNGの流量を調節するためのバルブ134が設けられている。膨張タービン136には、発電機138が接続されている。膨張タービン136には、分岐ライン132を介して再ガス化LNGが供給されるようになっており、膨張タービン136により再ガス化LNGが膨張されるとともに、発電機138が駆動される。このようにして、発電機138で電力が生成される。膨張タービン136から排出された再ガス化LNGは、熱交換器140にて温度調節された後、再ガス化LNG供給ライン14を介して、ガス設備(需要先)に導かれる。
In the exemplary embodiment shown in FIG. 11B, the expansion turbine 136 (18) is provided at the
また、図11Bに示す例示的な実施形態では、LNG燃料供給ライン88に設けられた熱交換器98は、熱力学サイクル102の一部を構成する。図11Bに示す実施形態において、熱力学サイクル102は、作動流体である熱媒体が流れる回路104と、回路104上に設けられた膨張タービン112(18)と、膨張タービン112の下流側に設けられた凝縮器106と、凝縮器106の下流側に設けられたポンプ108と、ポンプ108の下流側に設けられた蒸発器110と、を含むランキンサイクルである。膨張タービン18には、発電機113が接続されている。
Further, in the exemplary embodiment shown in FIG. 11B, the
膨張タービン18は、熱力学サイクル102の回路104を流れる熱媒体を膨張させるように構成されており、これにより、発電機113が駆動されて電力が生成されるようになっている。
The
熱力学サイクル102を構成する凝縮器106(第1熱交換器8)には、熱力学サイクル102の低温熱源として、LNGタンク6からのLNGがLNG燃料供給ライン88を介して供給されるようになっている。すなわち、凝縮器106は、LNGとの熱交換により熱力学サイクル102の熱媒体を凝縮させるように構成されている。そして、膨張タービン112は、凝縮器106(第1熱交換器8)、ポンプ108、及び蒸発器110を通過してガス状態となった熱媒体によって駆動されるように構成されている。
LNG from the
蒸発器110では、ポンプ108で昇圧された液体の熱媒体を、高温熱源との熱交換により蒸発させるように構成される。高温熱源は、ライン107を介して蒸発器110に導かれる。高温熱源として、例えば、エンジン16の排ガスや、エンジン16冷却水を用いることができる。また、高温熱源として、海水を用いてもよい。
The
このように構成された熱力学サイクル102では、蒸発器110での熱交換により回収したエンジン16の排熱を利用して、発電機113を駆動させることができる。
In the
上述の実施形態では、第1熱交換器8(熱交換器98)からの再ガス化LNGによって駆動される膨張タービン136と、LNGを低温熱源として利用する熱力学サイクル102の一部を形成し、ガス状態の熱媒体によって駆動される膨張タービン112とを併用している。これにより、LNG冷熱から回収される動力を増大させることができる。
In the above embodiment, the
図6A〜図11Aに示すLNGタンカー101を改造して図2B〜図5Bに示す浮体式設備100を得る方法は、LNGタンカー101に対して、LNGタンク6内のLNGを熱交換により気化するための第1熱交換器8を設けるステップと、第1熱交換器8で生成された再ガス化LNGをガス設備(需要先)に導くための再ガス化LNG供給ライン14を設けるステップと、を含む。第1熱交換器8は、主機関4を構成するタービン40が膨張タービン18として機能するように、該膨張タービン18との関係で下記(B)の条件を満たすように設けられる。
(B)膨張タービン18は、第1熱交換器8にて液化天然ガスを低温熱源として利用する熱力学サイクル102,122の一部を形成してガス状態の熱媒体によって駆動されるように構成される。
The method of modifying the
(B) The
また、LNGタンカーの改造方法は、さらに、LNGタンク6からのLNGを第1熱交換器8に導くための第1LNGライン10を設けるステップ、及び、第1熱交換器8からの再ガス化LNGを膨張タービンに導くための第2LNGライン12を設けるステップを含んでいてもよい。
Further, the method of modifying the LNG tanker includes a step of providing a
また、LNGタンカーの改造方法は、さらにエンジン16を冷却した冷却水を、第1熱交換器8に導くための冷却水ラインを設けるステップを含んでいてもよい。
Further, the method of modifying the LNG tanker may further include a step of providing a cooling water line for guiding the cooling water that has cooled the
上述した改造方法によりLNGタンカー101を改造することで、例えば、図6B〜図11Bに示す実施形態に係る浮体式設備100を得ることができる。このようにして得られた浮体式設備100により、LNGの冷熱を利用して発電することが可能となり、浮体式設備全体としてのエネルギー効率を向上させることができる。
By modifying the
以上、本発明の実施形態について説明したが、本発明は上述した実施形態に限定されることはなく、上述した実施形態に変形を加えた形態や、これらの形態を適宜組み合わせた形態も含む。 Although the embodiments of the present invention have been described above, the present invention is not limited to the above-described embodiments, and includes a modified form of the above-described embodiments and a combination of these embodiments as appropriate.
本明細書において、「ある方向に」、「ある方向に沿って」、「平行」、「直交」、「中心」、「同心」或いは「同軸」等の相対的或いは絶対的な配置を表す表現は、厳密にそのような配置を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の角度や距離をもって相対的に変位している状態も表すものとする。
例えば、「同一」、「等しい」及び「均質」等の物事が等しい状態であることを表す表現は、厳密に等しい状態を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の差が存在している状態も表すものとする。
また、本明細書において、四角形状や円筒形状等の形状を表す表現は、幾何学的に厳密な意味での四角形状や円筒形状等の形状を表すのみならず、同じ効果が得られる範囲で、凹凸部や面取り部等を含む形状も表すものとする。
また、本明細書において、一の構成要素を「備える」、「含む」、又は、「有する」という表現は、他の構成要素の存在を除外する排他的な表現ではない。
In the present specification, expressions representing relative or absolute arrangements such as "in a certain direction", "along a certain direction", "parallel", "orthogonal", "center", "concentric" or "coaxial". Strictly represents not only such an arrangement, but also a tolerance or a state of relative displacement at an angle or distance to the extent that the same function can be obtained.
For example, expressions such as "same", "equal", and "homogeneous" that indicate that things are in the same state not only represent exactly the same state, but also have tolerances or differences to the extent that the same function can be obtained. It shall also represent the state of existence.
Further, in the present specification, the expression representing a shape such as a quadrangular shape or a cylindrical shape not only represents a shape such as a quadrangular shape or a cylindrical shape in a geometrically strict sense, but also within a range in which the same effect can be obtained. , The shape including the uneven portion, the chamfered portion, etc. shall also be represented.
Further, in the present specification, the expression "comprising", "including", or "having" one component is not an exclusive expression excluding the existence of another component.
2 船体
2a 船首
2b 船尾
3 舵
4 主機関
5 プロペラ
5A 左舷側プロペラ
5B 右舷側プロペラ
6 LNGタンク
8 第1熱交換器
10 第1LNGライン
12 第2LNGライン
14 再ガス化LNG供給ライン
16 エンジン
18 膨張タービン
18a ケーシング
19 ロータ
20 ガス供給ライン
20a 第1分岐ライン
20b 第2分岐ライン
22 コンプレッサ
24 ガスヘッダ
26 油供給ライン
28 発電機
30 バルブ
32 ボイラ
34 再熱器
36 油供給ライン
38 蒸気供給ライン
40 タービン
42 高圧タービン
44 中圧タービン
46 低圧タービン
48 後進タービン
50 再熱器入口ライン
52 再熱器出口ライン
54 発電機
55 発電機
56 送電線
58A,58B ギア
62 変圧器
64 コンバータ
66 電気モータ
69 第2熱交換器
71 バルブ
72 LNGポンプ
74 冷却水ライン
76 蒸気供給ライン
78 再熱ライン
80 シール部
82A,82B,82C ラビリンス部
83A,83B 空間
84 不活性ガス供給ライン
84a,84b 分岐ライン
85 バルブ
86 回収ライン
88 LNG燃料供給ライン
89 バルブ
90 ポンプ
92 排ガスライン
93 過給機
94 圧縮機
95 回転シャフト
96 タービン
98 熱交換器
99 ライン
100 浮体式設備
101 LNGタンカー
102 熱力学サイクル
104 回路
106 凝縮器
107 ライン
108 ポンプ
110 蒸発器
112 膨張タービン
113 発電機
114 空気導入ライン
116 エンジン入口ライン
118 エンジン出口ライン
120 排ガスライン
122 熱力学サイクル
124 回路
126 第1冷却器
128 加熱器
130 排ガスライン
132 分岐ライン
134 バルブ
136 膨張タービン
138 発電機
140 熱交換器
2 Hull 2a Nose 2b Stern 3 Steering 4 Main engine 5 Propeller 5A Left side propeller 5B Right side propeller 6 LNG tank 8 1st heat exchanger 10 1st LNG line 12 2nd LNG line 14 Regassing LNG supply line 16 Engine 18 Expansion turbine 18a Casing 19 Rotor 20 Gas supply line 20a First branch line 20b Second branch line 22 Compressor 24 Gas header 26 Oil supply line 28 Generator 30 Valve 32 Boiler 34 Reheater 36 Oil supply line 38 Steam supply line 40 Turbine 42 High pressure turbine 44 Medium pressure turbine 46 Low pressure turbine 48 Reverse turbine 50 Reheater inlet line 52 Reheater outlet line 54 Generator 55 Generator 56 Transmission line 58A, 58B Gear 62 Transformer 64 Converter 66 Electric motor 69 Second heat exchanger 71 Valve 72 LNG pump 74 Cooling water line 76 Steam supply line 78 Reheat line 80 Seal part 82A, 82B, 82C Labyrinth part 83A, 83B Space 84 Inactive gas supply line 84a, 84b Branch line 85 Valve 86 Recovery line 88 LNG fuel supply Line 89 Valve 90 Pump 92 Exhaust Line 93 Supercharger 94 Compressor 95 Rotating Shaft 96 Turbine 98 Heat Exchanger 99 Line 100 Floating Equipment 101 LNG Tanker 102 Thermodynamic Cycle 104 Circuit 106 Condenser 107 Line 108 Pump 110 Evaporator 112 Expansion Turbine 113 Generator 114 Air Introduction Line 116 Engine Inlet Line 118 Engine Exit Line 120 Exhaust Line 122 Thermodynamic Cycle 124 Circuit 126 First Cooler 128 Heater 130 Exhaust Line 132 Branch Line 134 Valve 136 Expansion Turbine 138 Generator 140 Heat Turbine
Claims (16)
前記浮体上に設けられたLNGタンクと、
熱媒体との熱交換により前記LNGタンクからの液化天然ガスを気化して再ガス化LNGを得るための第1熱交換器と、
下記(A)又は(B)の条件を満たす膨張タービンと、
を備える浮体式設備。
(A)前記第1熱交換器からの前記再ガス化LNGによって駆動されるように構成される。
(B)前記第1熱交換器にて前記液化天然ガスを低温熱源として利用する熱力学サイクルの一部を形成してガス状態の前記熱媒体によって駆動されるように構成される。 Floating body and
The LNG tank provided on the floating body and
A first heat exchanger for vaporizing liquefied natural gas from the LNG tank by heat exchange with a heat medium to obtain regasified LNG.
An expansion turbine that satisfies the following conditions (A) or (B),
Floating equipment equipped with.
(A) It is configured to be driven by the regasification LNG from the first heat exchanger.
(B) The first heat exchanger is configured to form part of a thermodynamic cycle in which the liquefied natural gas is used as a low temperature heat source and to be driven by the heat medium in a gas state.
請求項1に記載の浮体式設備。 The floating equipment according to claim 1, further comprising an internal combustion engine configured to be able to supply liquefied natural gas from the LNG tank.
前記熱媒体は、前記内燃機関を冷却した後の冷却水を含む
請求項2に記載の浮体式設備。 The expansion turbine satisfies the condition (A).
The floating type equipment according to claim 2, wherein the heat medium includes cooling water after cooling the internal combustion engine.
前記膨張タービンの入口側に連通可能な出口部を有し、前記膨張タービンよりも短いタービン翼を含む高圧タービンと、
前記高圧タービンを経由せずに前記再ガス化LNGを前記膨張タービンに直接導入するように構成された導入ラインと、を備える
請求項1乃至3の何れか一項に記載の浮体式設備。 The expansion turbine satisfies the condition (A).
A high-pressure turbine having a communicable outlet on the inlet side of the expansion turbine and including turbine blades shorter than the expansion turbine.
The floating equipment according to any one of claims 1 to 3, further comprising an introduction line configured to directly introduce the regasified LNG into the expansion turbine without passing through the high-pressure turbine.
前記膨張タービンの出口側に連通可能な入口部を有し、前記膨張タービンよりも長いタービン翼を含む低圧タービンと、
前記低圧タービンを経由せずに前記再ガス化LNGを前記膨張タービンから排出するように構成された排出ラインと、を備える
請求項1乃至4の何れか一項に記載の浮体式設備。 The expansion turbine satisfies the condition (A).
A low-pressure turbine having a communicable inlet on the outlet side of the expansion turbine and including turbine blades longer than the expansion turbine.
The floating equipment according to any one of claims 1 to 4, further comprising a discharge line configured to discharge the regasified LNG from the expansion turbine without passing through the low-pressure turbine.
前記膨張タービンは、第1タービンと、前記第1タービンよりも入口圧力が低い第2タービンと、を含み、
前記第1タービンは、前記第1熱交換器からの前記再ガス化LNGが供給されるように構成され、
前記第1タービンから排出された前記再ガス化LNGを加熱するための第2熱交換器をさらに備え、
前記第2タービンは、前記第2熱交換器からの前記再ガス化LNGが供給されるように構成された
請求項1乃至5の何れか一項に記載の浮体式設備。 The expansion turbine satisfies the condition (A).
The expansion turbine includes a first turbine and a second turbine having a lower inlet pressure than the first turbine.
The first turbine is configured to supply the regasified LNG from the first heat exchanger.
A second heat exchanger for heating the regasified LNG discharged from the first turbine is further provided.
The floating equipment according to any one of claims 1 to 5, wherein the second turbine is configured to supply the regasified LNG from the second heat exchanger.
前記熱力学サイクル上において前記膨張タービンの下流側に設けられ、前記熱媒体を凝縮させるための凝縮器と、
前記熱力学サイクル上において前記凝縮器の下流側に設けられ、前記熱媒体を昇圧するためのポンプと、
前記熱力学サイクル上において前記ポンプの下流側に設けられ、前記熱媒体を蒸発させるための蒸発器と、を備え、
前記凝縮器は、前記液化天然ガスとの熱交換により前記熱媒体を凝縮させるように構成された前記第1熱交換器を含む
請求項1又は2に記載の浮体式設備。 The expansion turbine satisfies the condition (B).
A condenser provided on the downstream side of the expansion turbine on the thermodynamic cycle for condensing the heat medium, and
A pump provided on the downstream side of the condenser on the thermodynamic cycle and for boosting the heat medium.
An evaporator provided on the downstream side of the pump on the thermodynamic cycle and for evaporating the heat medium is provided.
The floating equipment according to claim 1 or 2, wherein the condenser includes the first heat exchanger configured to condense the heat medium by heat exchange with the liquefied natural gas.
前記蒸発器は、前記内燃機関の排熱を用いて前記熱媒体を蒸発させるように構成された
請求項7に記載の浮体式設備。 It is equipped with an internal combustion engine configured to be able to supply fuel gas derived from the liquefied natural gas stored in the LNG tank.
The floating equipment according to claim 7, wherein the evaporator is configured to evaporate the heat medium by using the exhaust heat of the internal combustion engine.
前記内燃機関は、燃料として前記第1熱交換器からの前記再ガス化LNGが供給されるように構成された
請求項7又は8に記載の浮体式設備。 It is equipped with an internal combustion engine configured to be able to supply fuel gas derived from the liquefied natural gas stored in the LNG tank.
The floating equipment according to claim 7 or 8, wherein the internal combustion engine is configured to supply the regasified LNG from the first heat exchanger as fuel.
前記熱力学サイクル上において前記膨張タービンの下流側に設けられ、前記熱媒体を冷却するための第1冷却器と、
前記熱力学サイクル上において前記第1冷却器の下流側に設けられ、前記熱媒体を圧縮するための圧縮機と、
前記熱力学サイクル上において前記圧縮機の下流側に設けられ、前記熱媒体を加熱するための加熱器と、を備え、
前記第1冷却器は、前記液化天然ガスとの熱交換により前記熱媒体を冷却させるように構成された前記第1熱交換器を含む
請求項1又は2に記載の浮体式設備。 The expansion turbine satisfies the condition (B).
A first cooler provided on the downstream side of the expansion turbine on the thermodynamic cycle for cooling the heat medium, and
A compressor provided on the downstream side of the first cooler on the thermodynamic cycle for compressing the heat medium, and a compressor.
A heater provided on the downstream side of the compressor on the thermodynamic cycle and for heating the heat medium is provided.
The floating equipment according to claim 1 or 2, wherein the first cooler includes the first heat exchanger configured to cool the heat medium by heat exchange with the liquefied natural gas.
前記圧縮機は、前記回転シャフトを介して前記膨張タービンにより駆動されるように構成された
請求項10に記載の浮体式設備。 Further comprising a rotating shaft connecting the expansion turbine and the compressor
The floating equipment according to claim 10, wherein the compressor is configured to be driven by the expansion turbine via the rotating shaft.
前記加熱器は、前記内燃機関の排熱を用いて前記熱媒体を加熱するように構成された
請求項10又は11に記載の浮体式設備。 It is equipped with an internal combustion engine configured to be able to supply fuel gas derived from the liquefied natural gas stored in the LNG tank.
The floating equipment according to claim 10 or 11, wherein the heater is configured to heat the heat medium by using the exhaust heat of the internal combustion engine.
前記熱力学サイクル上において前記膨張タービンと前記第1冷却器との間に設けられた第2冷却器と、を備え、
前記第2冷却器は、前記LNGタンクから前記内燃機関に供給される液化天然ガスとの熱交換により、前記熱媒体を冷却するように構成された
請求項10乃至12の何れか一項に記載の浮体式設備。 An internal combustion engine configured to be able to supply fuel gas derived from the liquefied natural gas stored in the LNG tank.
A second cooler provided between the expansion turbine and the first cooler on the thermodynamic cycle is provided.
The second cooler according to any one of claims 10 to 12, wherein the second cooler is configured to cool the heat medium by heat exchange with the liquefied natural gas supplied from the LNG tank to the internal combustion engine. Floating equipment.
前記シール部は、前記膨張タービンに供給される前記再ガス化LNG又は前記熱媒体よりも高圧の不活性ガスが供給されるように構成された
請求項1乃至13の何れか一項に記載の浮体式設備。 The expansion turbine includes a rotor, a casing surrounding the rotor, and a seal portion that suppresses fluid leakage through a gap between the rotor and the casing.
The seal portion according to any one of claims 1 to 13, wherein the regasified LNG supplied to the expansion turbine or an inert gas having a pressure higher than that of the heat medium is supplied. Floating equipment.
請求項1乃至14の何れか一項に記載の浮体式設備。 The floating equipment according to any one of claims 1 to 14, further comprising a generator configured to be driven by the expansion turbine.
前記船体に設けられた主機関と、
前記船体上に設けられたLNGタンクと、を備えるLNG船を改造して請求項1乃至15の何れか一項に記載の浮体式設備を得る方法であって、
前記LNGタンク内の液化天然ガスを熱交換により気化して再ガス化LNGを得るための第1熱交換器を設けるステップと、
前記再ガス化LNGをガス設備に導く再ガス化LNG供給ラインを形成するステップと、
を備え、
前記第1熱交換器は、前記主機関、または、前記主機関の排熱回収用の熱力学サイクルの一部を構成するタービンが膨張タービンとして機能するように、該膨張タービンとの関係で下記(A)又は(B)の条件を満たす
浮体式設備の製造方法。
(A)前記第1熱交換器からの前記再ガス化LNGによって前記膨張タービンが駆動されるように構成される。
(B)前記第1熱交換器にて前記液化天然ガスを低温熱源として利用する熱力学サイクルの一部を形成してガス状態の前記熱媒体によって前記膨張タービンが駆動されるように構成される。 With the hull
The main engine provided on the hull and
A method for obtaining the floating equipment according to any one of claims 1 to 15 by modifying an LNG ship provided with an LNG tank provided on the hull.
A step of providing a first heat exchanger for vaporizing the liquefied natural gas in the LNG tank by heat exchange to obtain a regasified LNG.
The step of forming the regasification LNG supply line that guides the regasification LNG to the gas facility, and
With
The first heat exchanger is described below in relation to the expansion turbine so that the main engine or the turbine constituting a part of the thermodynamic cycle for exhaust heat recovery of the main engine functions as an expansion turbine. A method for manufacturing floating equipment that satisfies the conditions of (A) or (B).
(A) The expansion turbine is configured to be driven by the regasification LNG from the first heat exchanger.
(B) The first heat exchanger is configured to form a part of a thermodynamic cycle in which the liquefied natural gas is used as a low-temperature heat source so that the expansion turbine is driven by the heat medium in a gas state. ..
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