JP2021173329A - 再ガス化装置及び液化ガス受入貯蔵再ガス化設備及び発電設備 - Google Patents

Abstract

【課題】再ガス化装置及び液化ガス受入貯蔵再ガス化設備及び発電設備において、再ガス化における圧力制御や温度制御の制御性の向上を図る。【解決手段】ＬＮＧを貯蔵する一時貯蔵タンク４１と、高圧ポンプ６２ａ，６２ｂ，６２ｃ，６２ｄ及び気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄを有して一時貯蔵タンク４１の液化ガスを再ガス化する高圧ガス装置４２と、気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄに供給する清水（熱媒体）を加熱する加熱装置４４とを設ける。【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天然ガスをガス化する再ガス化装置及び、この再ガス化装置を備える液化ガス受入貯蔵再ガス化設備、この液化ガス受入貯蔵再ガス化設備を備える発電設備に関するものである。

天然ガスは、環境性に優れ、産出地域の偏在も少ないことから、中長期的な需要拡大が見込まれており、この天然ガスを燃料ガスとして用いる発電設備が各種提案されている。そして、このような発電設備を洋上に建設することも提案されている。この発電設備は、液化天然ガスの貯蔵設備、液化天然ガスの再ガス化設備、そして、天然ガスを用いた発電設備から構成される。

従来の再ガス化設備は、液化天然ガスを所定の圧力まで昇圧すると共に、所定の温度まで加熱した後、発電設備に供給している。このような浮体式再ガス化設備としては、例えば、下記特許文献に記載されたものがある。

特許第５２５４７１６号公報

上述したように、再ガス化設備は、液化天然ガスを発電設備の使用形態に合わせて、所定の圧力及び所定の温度まで上げる必要があり、その圧力制御や温度制御が困難であるという課題がある。

本発明は、上述した課題を解決するものであり、再ガス化における圧力制御や温度制御の制御性の向上を図る再ガス化装置及び液化ガス受入貯蔵再ガス化設備及び発電設備を提供することを目的とする。

上記の目的を達成するための本発明の再ガス化装置は、液化ガスを貯蔵する一時貯蔵タンクと、高圧ポンプ及び気化器を有して前記一時貯蔵タンクの液化ガスを再ガス化する高圧ガス装置と、前記気化器に供給する熱媒体を加熱する加熱装置と、を備えることを特徴とするものである。

従って、加熱装置は、気化器に供給する熱媒体を加熱し、高圧ガス装置は、一時貯蔵タンクに貯蔵されている液化ガスを高圧ポンプにより昇圧した後、気化器により気化することで再ガス化する。そのため、液化ガスを適正に再ガス化することができ、再ガス化における圧力制御や温度制御の制御性の向上を図ることができる。

本発明の再ガス化装置では、前記加熱装置と前記気化器に循環する熱媒体循環経路が設けられることを特徴としている。

従って、加熱装置と気化器に循環する熱媒体循環経路を設けることから、熱媒体の循環経路を閉ループとすることで、熱媒体への異物の混入を抑制することができると共に、熱回収効率を向上することができる。

本発明の再ガス化装置では、前記加熱装置は、前記一時貯蔵タンクの液化ガスから発生するボイルオフガスを燃焼する燃焼装置と、前記燃焼装置の排ガスと前記熱媒体循環経路を通る熱媒体との間で熱交換する第１熱交換器とを有することを特徴としている。

従って、ボイルオフガスを燃焼する燃焼装置と、燃焼装置の排ガスと熱媒体との間で熱交換する第１熱交換器とにより加熱装置を構成することから、ボイルオフガスの燃焼により発生した熱の回収を行うことで燃料コストの増加を抑制することができると共に、燃焼装置の排ガスにより昇温した熱媒体により液化ガスを効率良く再ガス化することができる。

本発明の再ガス化装置では、前記加熱装置は、ガスタービンの吸気と前記熱媒体循環経路を通る熱媒体との間で熱交換する第２熱交換器を有することを特徴としている。

従って、ガスタービンの吸気と熱媒体との間で熱交換する第２熱交換器により加熱装置を構成することから、熱媒体により吸気の温度を低下させてガスタービンの効率を向上することができると共に、吸気の熱を回収して昇温した熱媒体により液化ガスを効率良く再ガス化することができる。

本発明の再ガス化装置では、前記熱媒体循環経路は、前記ガスタービンの吸気に対して熱媒体を噴霧する噴霧装置が設けられることを特徴としている。

従って、噴霧装置によりガスタービンの吸気に熱媒体を噴霧することから、吸気の温度を低下させると共に吸気の湿度が最適値とすることができ、ガスタービンの出力を向上することができる。

本発明の再ガス化装置では、前記高圧ガス装置により再ガス化されたガスを貯蔵するガス貯蔵装置が設けられることを特徴としている。

従って、再ガス化されたガスをガス貯蔵装置に貯蔵することから、再ガス化されたガスの供給先の運転状態に応じて、ガス貯蔵装置に貯蔵されたガスを最適なタイミングで、且つ、最適な量を所定の供給先に供給することができる。

本発明の再ガス化装置では、前記ガス貯蔵装置のガスを供給するガス供給経路と、前記ガス供給経路に設けられてガスを減圧する減圧弁と、前記減圧弁により減圧されたガスを昇温する第３熱交換器とが設けられることを特徴としている。

従って、ガス供給経路に減圧弁と第３熱交換器を設けることから、再ガス化されたガスの供給先の運転状態に応じて、供給するガスの圧力と温度を最適値として所定の供給先に供給することができる。

本発明の再ガス化装置では、海水を前記加熱装置から前記気化器に供給する熱媒体供給経路が設けられることを特徴としている。

従って、熱媒体として海水を用いることから、別途清水などを用意する必要がなく、運転コストの増加を抑制することができる。

また、本発明の液化ガス受入貯蔵再ガス化設備は、液化ガスを貯蔵する液化ガス貯蔵タンクと、前記液化ガス貯蔵タンクの液化ガスを再ガス化する前記再ガス化装置と、を備えることを特徴とするものである。

従って、再ガス化装置は、貯蔵タンクに貯蔵された液化ガスを再ガス化することから、再ガス化における圧力制御や温度制御の制御性の向上を図ることができると共に、設備を一体化して作業性の向上を図ることができる。

また、本発明の発電設備は、前記液化ガス受入貯蔵再ガス化設備と、前記液化ガス受入貯蔵再ガス化設備により再ガス化されたガスを燃料ガスとして用いて発電を行う発電装置と、を備えることを特徴とするものである。

従って、液化ガス受入貯蔵再ガス化設備により再ガス化されたガスを発電設備に供給して駆動し、発電を行うことから、再ガス化における圧力制御や温度制御の制御性の向上を図ることができると共に、設備を一体化して作業性の向上を図ることができる。

本発明の再ガス化装置及び液化ガス受入貯蔵再ガス化設備及び発電設備によれば、再ガス化における圧力制御や温度制御の制御性の向上を図ることができる。

図１は、第１実施形態の発電設備を表す概略構成図である。 図２は、第１実施形態の再ガス化装置を表す概略構成図である。 図３は、第２実施形態の再ガス化装置を表す概略構成図である。 図４は、第３実施形態の再ガス化装置を表す概略構成図である。 図５は、第４実施形態の再ガス化装置を表す概略構成図である。

以下、添付図面を参照して、本発明に係る再ガス化装置及び液化ガス受入貯蔵再ガス化設備及び発電設備の好適な実施形態を詳細に説明する。なお、この実施形態により本発明が限定されるものではなく、また、実施形態が複数ある場合には、各実施形態を組み合わせて構成するものも含むものである。

［第１実施形態］
図１は、第１実施形態の発電設備を表す概略構成図である。

第１実施形態において、図１に示すように、発電設備１０は、浮体式ＬＮＧ受入貯蔵設備（FSU: floating storage unit）１１と、浮体式ＬＮＧ再ガス化設備（FRU: floating regasification unit）１２と、浮体式発電設備（FPPU: floating power plant unit）１３とを備えている。

浮体式ＬＮＧ受入貯蔵設備１１は、例えば、洋上に浮かぶ浮体２１と、浮体２１上に設置された液化天然ガス貯蔵タンク２２とから構成されている。ＬＮＧ輸送船１４は、液化天然ガス（以下、ＬＮＧと称する。）を貯蔵する複数の貯蔵タンク２３を備えている。浮体式ＬＮＧ受入貯蔵設備１１は、ＬＮＧ輸送船１４が係留され、且つ、連結された状態で、液化天然ガス貯蔵タンク２２とＬＮＧ輸送船１４の貯蔵タンクとを連結配管２４により連結する。そして、ＬＮＧ輸送船１４の貯蔵タンク２３に貯蔵されているＬＮＧを連結配管２４から浮体式ＬＮＧ受入貯蔵設備１１の液化天然ガス貯蔵タンク２２に移送する。浮体式ＬＮＧ受入貯蔵設備１１は、液化天然ガス貯蔵タンク２２でＬＮＧを受け入れて貯蔵する。

浮体式ＬＮＧ再ガス化設備１２は、例えば、洋上に浮かぶ浮体２５と、浮体２５上に設置された液化天然ガス再ガス化装置（以下、再ガス化装置と称する。）２６とから構成されている。浮体式ＬＮＧ再ガス化設備１２は、浮体式ＬＮＧ受入貯蔵設備１１に隣接した位置で、海底に係留、または、杭の打設により配置されている。浮体式ＬＮＧ再ガス化設備１２は、浮体式ＬＮＧ受入貯蔵設備１１と連結された状態で、再ガス化装置２６と液化天然ガス貯蔵タンク２２とを連結配管２７により連結する。そして、浮体式ＬＮＧ受入貯蔵設備１１の液化天然ガス貯蔵タンク２２に貯蔵されているＬＮＧを連結配管２７から再ガス化装置２６に移送する。浮体式ＬＮＧ再ガス化設備１２は、再ガス化装置２６でＬＮＧを再ガス化の処理を実施して天然ガスを生成する。

浮体式発電設備１３は、例えば、洋上に浮かぶ浮体２８と、浮体２８上に設置された発電装置２９とから構成されている。浮体式発電設備１３は、再ガス化装置２６に隣接した位置で、海底に係留、または、杭の打設により配置されている。浮体式発電設備１３は、浮体式ＬＮＧ再ガス化設備１２と連結された状態で、発電装置２９と再ガス化装置２６とを連結配管３０により連結する。そして、浮体式ＬＮＧ再ガス化設備１２で再ガス化された天然ガスを連結配管３０から発電装置２９に移送する。浮体式発電設備１３は、天然ガスを燃料ガスとして発電装置２９を運転し、発電を行う。ここで、発電装置２９としては、例えば、ガスエンジンやガスタービンなどが適用される。

図２は、第１実施形態の再ガス化装置を表す概略構成図である。

図２に示すように、再ガス化装置２６は、一時貯蔵タンク４１と、高圧ガス装置４２と、ガス貯蔵装置４３と、加熱装置４４とを備えている。

一時貯蔵タンク４１は、内側タンク５１の外側に所定隙間を空けて外側タンク５２が設けられて構成されている。内側タンク５１は、内部空間にＬＮＧが貯蔵される。外側タンク５２は、内側タンク５１との隙間空間に冷却ガスが充填される。一時貯蔵タンク４１（内側タンク５１）は、下部にＬＮＧ供給ラインＬ１が接続されると共に、上部とＬＮＧ供給ラインＬ１を接続するＬＮＧ戻しラインＬ２が設けられている。そして、ＬＮＧ供給ラインＬ１とＬＮＧ戻しラインＬ２にそれぞれ開閉弁５３，５４が設けられている。ＬＮＧ供給ラインＬ１は、コネクタ５５を介して浮体式ＬＮＧ受入貯蔵設備１１の液化天然ガス貯蔵タンク２２（いずれも図１参照）からのＬＮＧ移送ライン（図示略）に連結可能であり、液化天然ガス貯蔵タンク２２からＬＮＧが一時貯蔵タンク４１に移送される。この場合、液化天然ガス貯蔵タンク２２に貯蔵された高圧のＬＮＧが減圧されて一時貯蔵タンク４１に移送されることで、一時貯蔵タンク４１は、低圧のＬＮＧを貯蔵する。

また、一時貯蔵タンク４１（内側タンク５１）は、下部と上部を接続するＬＮＧ循環供給ラインＬ３が設けられると共に、ＬＮＧ循環供給ラインＬ３にボイルオフガス排出ラインＬ４が接続されている。そして、ＬＮＧ循環供給ラインＬ３に開閉弁５６が設けられている。一時貯蔵タンク４１は、ＬＮＧを冷却して貯蔵するが、一部が気化してボイルオフガス（余剰燃料ガス）となり、内部の圧力が上昇する。そのため、一時貯蔵タンク４１内のボイルオフガスをボイルオフガス排出ラインＬ４により外部に排出する。更に、一時貯蔵タンク４１（内側タンク５１）は、下部にＬＮＧ排出ラインＬ５が接続され、ＬＮＧ排出ラインＬ５に流量調整弁５７が設けられている。

高圧ガス装置４２は、複数（本実施形態では、４個）の高圧ガスユニット６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄから構成されている。高圧ガスユニット６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄは、同様の構成をなし、高圧ポンプ６２ａ，６２ｂ，６２ｃ，６２ｄと、気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄを有している。ＬＮＧ排出ラインＬ５は、上流部が一時貯蔵タンク４１に接続され、下流部が複数（本実施形態では、４個）に分岐され、高圧ガスユニット６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄにそれぞれ接続されている。高圧ガスユニット６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄは、ＬＮＧを高圧ポンプ６２ａ，６２ｂ，６２ｃ，６２ｄによって液相のまま昇圧した後、気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄによってガス化して天然ガスを生成する。

天然ガス供給ラインＬ６は、上流部が複数（本実施形態では、４個）に分岐され、高圧ガスユニット６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄにそれぞれ接続されている。天然ガス供給ラインＬ６は、減圧弁６４、第３熱交換器６５、流量計６６、流量調整弁６７が設けられている。天然ガス供給ラインＬ６は、コネクタ６８を介して浮体式発電設備１３の発電装置２９（いずれも図１参照）の天然ガス移送ライン（図示略）に連結可能であり、天然ガスを発電装置２９に供給可能である。

ガス貯蔵装置４３は、複数（本実施形態では、４個）のガス貯蔵ボトル７１ａ，７１ｂ，７１ｃ，７１ｄから構成されている。ガス貯蔵ボトル７１ａ，７１ｂ，７１ｃ，７１ｄは、同様の構成をなしている。天然ガス貯蔵ラインＬ７は、一端部が天然ガス供給ラインＬ６における減圧弁６４より上流側に接続され、他端部が複数（本実施形態では、４個）に分岐され、ガス貯蔵ボトル７１ａ，７１ｂ，７１ｃ，７１ｄに接続されている。天然ガス貯蔵ラインＬ７は、ガス貯蔵ボトル７１ａ，７１ｂ，７１ｃ，７１ｄへの分岐ラインに開閉弁７２ａ，７２ｂ，７２ｃ，７２ｄが設けられている。

加熱装置４４は、高圧ガスユニット６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄの気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄに供給する熱媒体としての清水を加熱するものであり、第１実施形態では、ボイルオフガスの燃焼装置を適用している。加熱装置４４は、吸気部８１と、燃焼部８２と、排気部（第１熱交換器）８３とを有している。ボイルオフガス排出ラインＬ４は、上流部がＬＮＧ循環供給ラインＬ３に接続され、下流部が第１ボイルオフガス排出ラインＬ８と第２ボイルオフガス排出ラインＬ９に分岐する。第１ボイルオフガス排出ラインＬ８は、下流部が加熱装置４４の燃焼部８２に接続され、開閉弁８４が設けられている。第２ボイルオフガス排出ラインＬ９は、下流部が天然ガス供給ラインＬ６における減圧弁６４より上流側に接続され、開閉弁８５が設けられている。

また、加熱装置４４は、吸気部８１に空気取込ラインＬ１０が接続され、排気部８３に熱媒体循環経路を構成する循環ラインＬ１１が接続されている。循環ラインＬ１１は、高圧ガスユニット６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄの気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄに接続されている。また、循環ラインＬ１１は、気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄより下流側に貯留部８６と、循環ポンプ８７が設けられている。

加熱装置４４は、空気取込ラインＬ１０から吸気部８１に空気が供給され、燃焼部８２に吸気部８１から空気が供給されると共に、第１ボイルオフガス排出ラインＬ８からボイルオフガスが供給され、燃焼部８２で空気とボイルオフガスの混合気が燃焼する。排気部８３は、例えば、二重筒形状をなし、内側通路に燃焼ガスが流通し、外側通路に清水が流通することで、外側通路を流れる清水が内側通路を流れる燃焼ガスの熱を回収することで、清水を加熱する。加熱装置４４で加熱された清水（高温水）は、循環ラインＬ１１を通して高圧ガスユニット６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄの気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄに送られる。

そのため、一時貯蔵タンク４１は、浮体式ＬＮＧ受入貯蔵設備１１（図１参照）からＬＮＧ供給ラインＬ１によりＬＮＧが供給されて貯蔵される。このとき、一時貯蔵タンク４１は、内部のＬＮＧの一部が気化してボイルオフガスが発生し、このボイルオフガスがＬＮＧ循環供給ラインＬ３、ボイルオフガス排出ラインＬ４、第１ボイルオフガス排出ラインＬ８により加熱装置４４に供給される。すると、加熱装置４４は、空気取込ラインＬ１０から吸気部８１に空気が供給され、燃焼部８２に吸気部８１から空気が供給されると共に、第１ボイルオフガス排出ラインＬ８からボイルオフガスが供給され、燃焼部８２で空気とボイルオフガスの混合気が燃焼する。排気部８３は、循環ラインＬ１１を流れる清水が燃焼ガスの熱を回収することで加熱される。加熱装置４４で加熱された清水は、高温水にとなって循環ラインＬ１１により高圧ガスユニット６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄの気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄに送られる。

高圧ガス装置４２は、ＬＮＧ排出ラインＬ５から流量調整弁５７により流量調整されたＬＮＧが供給される。高圧ガス装置４２は、ＬＮＧを高圧ポンプ６２ａ，６２ｂ，６２ｃ，６２ｄによって液相のまま昇圧した後、気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄによってガス化して天然ガスを生成する。このとき、気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄは、加熱装置４４で昇温された高温水が循環ラインＬ１１により供給されることで、この高温水によりＬＮＧを気化する。そして、使用済の清水は、貯留部８６に貯留された後、循環ポンプ８７により加熱装置４４に戻される。

高圧ガス装置４２で生成された天然ガスは、天然ガス供給ラインＬ６及び天然ガス貯蔵ラインＬ７によりガス貯蔵装置４３を構成するガス貯蔵ボトル７１ａ，７１ｂ，７１ｃ，７１ｄに貯蔵される。ガス貯蔵装置４３は、ガス貯蔵ボトル７１ａ，７１ｂ，７１ｃ，７１ｄに貯蔵された天然ガスを浮体式発電設備１３（図１参照）に供給する。このとき、天然ガスは、発電装置２９（図１参照）の運転状態に減圧弁６４、第３熱交換器６５、流量調整弁６７が調整される。即ち、天然ガスは、減圧弁６４により減圧され、第３熱交換器６５により昇温され、流量計６６及び流量調整弁６７により流量調整されることで、発電装置２９が燃料ガスとして必要な圧力、温度、供給量となる。

このように第１実施形態の再ガス化装置にあっては、ＬＮＧを貯蔵する一時貯蔵タンク４１と、高圧ポンプ６２ａ，６２ｂ，６２ｃ，６２ｄ及び気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄを有して一時貯蔵タンク４１の液化ガスを再ガス化する高圧ガス装置４２と、気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄに供給する清水（熱媒体）を加熱する加熱装置４４とを設けている。

従って、加熱装置４４は、気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄに供給する清水を加熱し、高圧ガス装置４２は、一時貯蔵タンク４１に貯蔵されているＬＮＧを高圧ポンプ６２ａ，６２ｂ，６２ｃ，６２ｄにより昇圧した後、気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄにより気化することで再ガス化する。そのため、ＬＮＧを適正に再ガス化することができ、再ガス化における圧力制御や温度制御の制御性の向上を図ることができる。

第１実施形態の再ガス化装置では、加熱装置４４と気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄに循環する循環ライン（熱媒体循環経路）Ｌ１１を設けている。従って、清水の循環経路を閉ループとすることで、清水への異物の混入を抑制することができると共に、清水からの熱回収効率を向上することができる。

第１実施形態の再ガス化装置では、加熱装置４４として、一時貯蔵タンク４１のＬＮＧから発生するボイルオフガスを燃焼する燃焼部（燃焼装置）８２と、燃焼部８２の排ガスと循環ラインＬ１１を通る清水との間で熱交換する排気部（第１熱交換器）８３とを設けている。従って、ボイルオフガスの燃焼により発生した熱の回収を行うことで燃料コストの増加を抑制することができると共に、排ガスにより昇温した清水によりＬＮＧを効率良く再ガス化することができる。

第１実施形態の再ガス化装置では、高圧ガス装置４２により再ガス化された天然ガスを貯蔵するガス貯蔵装置４３を設けている。従って、再ガス化された天然ガスの供給先の運転状態に応じて、ガス貯蔵装置４３に貯蔵された天然ガスを最適なタイミングで、且つ、最適な量を所定の供給先に供給することができる。

第１実施形態の再ガス化装置では、ガス貯蔵装置４３の天然ガスを供給する天然ガス供給ラインＬ６と、天然ガス供給ラインＬ６に設けられて天然ガスを減圧する減圧弁６４と、減圧弁６４により減圧されたガスを昇温する第３熱交換器６５とが設けられる。従って、再ガス化された天然ガスの供給先の運転状態に応じて、供給する天然ガスの圧力と温度を最適値として所定の供給先に供給することができる。

また、第１実施形態の液化ガス受入貯蔵再ガス化設備は、ＬＮＧを貯蔵する液化天然ガス貯蔵タンク２２と、液化天然ガス貯蔵タンク２２の液化ガスを再ガス化する再ガス化装置２６とを設けている。

また、第１実施形態の発電設備は、液化天然ガス貯蔵タンク２２と、再ガス化装置２６と、再ガス化された天然ガスを燃料ガスとして用いて発電を行う発電装置２９とを設けている。

従って、浮体式ＬＮＧ受入貯蔵設備１１、浮体式ＬＮＧ再ガス化設備１２と、浮体式発電設備１３を必要に応じて一体化することで、作業性の向上を図ることができる。

［第２実施形態］
図３は、第２実施形態の再ガス化装置を表す概略構成図である。なお、上述した実施形態と同様の機能を有する部材には、同一の符号を付して詳細な説明は省略する。

第２実施形態において、図３に示すように、再ガス化装置２６Ａは、一時貯蔵タンク４１と、高圧ガス装置４２と、ガス貯蔵装置４３と、加熱装置９１とを備えている。

加熱装置９１は、高圧ガスユニット６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄの気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄに供給する熱媒体としての清水を加熱するものであり、第２実施形態では、発電装置２９を構成するガスタービン１００を適用している。ガスタービン１００は、圧縮機１０１と、燃焼器１０２と、タービン１０３とを有している。圧縮機１０１とタービン１０３は、回転軸１０４により一体回転可能に連結され、この回転軸１０４に発電機１０５が連結されている。圧縮機１０１は、空気取り込みラインＬ２１から取り込んだ空気を圧縮する。燃焼器１０２は、圧縮機１０１から圧縮空気供給ラインＬ２２を通して供給された圧縮空気と、燃料ガス供給ラインＬ２３から供給された燃料ガスとを混合して燃焼する。タービン１０３は、燃焼器１０２から燃焼ガス供給ラインＬ２４を通して供給された燃焼ガスにより回転駆動し、排ガス排出ラインＬ２５から排ガスを排出する。発電機１０５は、タービン１０３が回転することで伝達される回転力により発電する。

加熱装置９１は、第１循環ラインＬ１１が設けられている。第１循環ラインＬ１１は、高圧ガスユニット６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄの気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄに接続されている。そして、循環ラインＬ１１は、気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄより下流側に貯留部８６と、循環ポンプ８７が設けられている。

また、加熱装置９１は、ガスタービン１００の空気取り込みラインＬ２１に吸気冷却装置（第２熱交換器）１１１が設けられており、吸気冷却装置１１１に熱媒体循環経路を構成する第２循環ラインＬ１２が設けられている。第２循環ラインＬ１２は、貯留部８６と吸気冷却装置１１１との間に循環ポンプ１１２が設けられている。循環ポンプ１１２を駆動することで、貯留部８６の清水を第２循環ラインＬ１２に循環し、吸気冷却装置１１１により空気取り込みラインＬ２１を流れる吸気と熱交換することで冷却し、吸気を冷却して昇温した清水が貯留部８６に戻される。

また、第２循環ラインＬ１２は、吸気冷却装置１１１と貯留部８６との間に第４熱交換器１１３が設けられている。第４熱交換器１１３は、吸気冷却装置１１１から貯留部８６に戻る清水と、海水ラインＬ１４を流れる海水との間で熱交換することで、清水を冷却するものである。更に、第２循環ラインＬ１２は、第４熱交換器１１３を迂回する迂回ラインＬ１３が設けられており、迂回ラインＬ１３の下流端と第２循環ラインＬ１２との合流部に三方弁１１４が設けられている。清水の温度に応じて第４熱交換器１１３が必要な場合は、三方弁１１４により迂回ラインＬ１３を閉止し、第４熱交換器１１３が必要ない場合は、三方弁１１４により迂回ラインＬ１３を開放する。

そのため、一時貯蔵タンク４１は、浮体式ＬＮＧ受入貯蔵設備１１（図１参照）からＬＮＧ供給ラインＬ１によりＬＮＧが供給されて貯蔵される。高圧ガス装置４２は、ＬＮＧ排出ラインＬ５から流量調整弁５７により流量調整されたＬＮＧが供給される。高圧ガス装置４２は、ＬＮＧを高圧ポンプ６２ａ，６２ｂ，６２ｃ，６２ｄによって液相のまま昇圧した後、気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄによってガス化して天然ガスを生成する。このとき、気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄは、第１循環ラインＬ１１を循環する清水によりＬＮＧを気化する。

一方、発電装置２９を構成するガスタービン１００にて、圧縮機１０１が空気取り込みラインＬ２１から取り込んだ空気を圧縮し、燃焼器１０２が圧縮空気供給ラインＬ２２から供給された圧縮空気と、燃料ガス供給ラインＬ２３から供給された燃料ガスとを混合して燃焼し、タービン１０３が燃焼ガス供給ラインＬ２４を通して供給された燃焼ガス（排ガス）により回転駆動し、発電機１０５が発電する。このとき、空気取り込みラインＬ２１から圧縮機１０１に取り込まれる空気（吸気）は、吸気冷却装置１１１で第２循環ラインＬ１２を循環する清水により冷却され、清水が昇温される。そのため、気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄは、吸気冷却装置１１１で昇温された清水によりＬＮＧを気化することができる。

高圧ガス装置４２で生成された天然ガスは、天然ガス供給ラインＬ６及び天然ガス貯蔵ラインＬ７によりガス貯蔵装置４３を構成するガス貯蔵ボトル７１ａ，７１ｂ，７１ｃ，７１ｄに貯蔵される。ガス貯蔵装置４３は、ガス貯蔵ボトル７１ａ，７１ｂ，７１ｃ，７１ｄに貯蔵された天然ガスを浮体式発電設備１３（図１参照）に供給する。このとき、天然ガスは、発電装置２９（図１参照）の運転状態に減圧弁６４、第３熱交換器６５、流量調整弁６７が調整される。

このように第２実施形態の再ガス化装置にあっては、加熱装置９１として、ガスタービン１００の吸気と第２循環ラインＬ１２を通る清水との間で熱交換する第２熱交換器としての吸気冷却装置１１１を設けている。

従って、ガスタービン１００の吸気と清水との間で熱交換することで吸気を冷却する一方で、清水を加熱することとなり、吸気の温度を低下させてガスタービン１００の効率を向上することができると共に、吸気の熱を回収して昇温した清水により液化ガスを効率良く再ガス化することができる。

［第３実施形態］
図４は、第３実施形態の再ガス化装置を表す概略構成図である。なお、上述した実施形態と同様の機能を有する部材には、同一の符号を付して詳細な説明は省略する。

第３実施形態において、図４に示すように、再ガス化装置２６Ｂは、一時貯蔵タンク４１と、高圧ガス装置４２と、ガス貯蔵装置４３と、加熱装置９１Ｂとを備えている。

加熱装置９１Ｂは、高圧ガスユニット６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄの気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄに供給する熱媒体としての清水を加熱するものであり、第３実施形態では、第２実施形態と同様に、発電装置２９を構成するガスタービン１００を適用している。

加熱装置９１Ｂは、第１循環ラインＬ１１と第２循環ラインＬ１２が設けられている。第１循環ラインＬ１１は、高圧ガスユニット６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄの気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄに接続され、貯留部８６と循環ポンプ８７が設けられている。第２循環ラインＬ１２は、吸気冷却装置１１１に接続され、貯留部８６と循環ポンプ１１２が設けられている。

また、吸気冷却装置１１１は、第２循環ラインＬ１２における循環ポンプ１１２と吸気冷却装置１１１との間から噴霧ラインＬ１５が分岐され、噴霧ラインＬ１５に噴霧装置１２１が設けられている。この噴霧装置１２１は、圧縮空気供給ラインＬ２２における吸気冷却装置１１１より下流側で圧縮機１０１に取り込まれる吸気（空気）に対して清水を噴霧するものである。この場合、噴霧ラインＬ１５に開閉弁を設けることで、必要時のみに吸気に清水を噴霧するように構成してもよい。

なお、高圧ガス装置４２によるＬＮＧの再ガス化処理は、第２実施形態とほぼ同様であることから、説明は省略する。

このように第３実施形態の再ガス化装置にあっては、第２循環ラインＬ１２から噴霧ラインＬ１５を分岐し、噴霧ラインＬ１５に吸気（空気）に対して清水を噴霧する噴霧装置１２１を設けている。

従って、噴霧装置１２１によりガスタービン１００の吸気に清水を噴霧することから、吸気の温度を低下させると共に吸気の湿度が最適値とすることができ、ガスタービン１００の出力を向上することができる。

［第４実施形態］
図５は、第４実施形態の再ガス化装置を表す概略構成図である。なお、上述した実施形態と同様の機能を有する部材には、同一の符号を付して詳細な説明は省略する。

第４実施形態において、図５に示すように、再ガス化装置２６Ｃは、一時貯蔵タンク４１と、高圧ガス装置４２と、ガス貯蔵装置４３と、加熱装置９１とを備えている。

加熱装置９１は、高圧ガスユニット６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄの気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄに供給する熱媒体としての海水を加熱するものであり、第４実施形態では、第２実施形態と同様に、発電装置２９を構成するガスタービン１００を適用している。

加熱装置９１は、熱媒体供給経路としての取込ラインＬ１６と排出ラインＬ１７が設けられている。取込ラインＬ１６は、上流部が海洋に接続され、下流部が高圧ガスユニット６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄの気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄに接続され、取込ポンプ１３１と貯留部８６と循環ポンプ８７が設けられている。排出ラインＬ１７は、上流部が高圧ガスユニット６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄの気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄに接続され、下流部が海洋に接続されている。また、加熱装置９１は、熱媒体循環経路としての循環ラインＬ１２が設けられており、循環ラインＬ１２は、吸気冷却装置１１１に接続され、貯留部８６と循環ポンプ１１２が設けられている。

そのため、一時貯蔵タンク４１は、浮体式ＬＮＧ受入貯蔵設備１１（図１参照）からＬＮＧ供給ラインＬ１によりＬＮＧが供給されて貯蔵される。高圧ガス装置４２は、ＬＮＧ排出ラインＬ５から流量調整弁５７により流量調整されたＬＮＧが供給される。高圧ガス装置４２は、ＬＮＧを高圧ポンプ６２ａ，６２ｂ，６２ｃ，６２ｄによって液相のまま昇圧した後、気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄによってガス化して天然ガスを生成する。このとき、気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄは、取込ラインＬ１６から供給される海水によりＬＮＧを気化する。

一方、発電装置２９を構成するガスタービン１００にて、圧縮機１０１が空気取り込みラインＬ２１から取り込んだ空気を圧縮し、燃焼器１０２が圧縮空気供給ラインＬ２２から供給された圧縮空気と、燃料ガス供給ラインＬ２３から供給された燃料ガスとを混合して燃焼し、タービン１０３が燃焼ガス供給ラインＬ２４を通して供給された燃焼ガス（排ガス）により回転駆動し、発電機１０５が発電する。このとき、空気取り込みラインＬ２１から圧縮機１０１に取り込まれる空気（吸気）は、吸気冷却装置１１１で循環ラインＬ１２を循環する海水により冷却され、海水が昇温される。そのため、気化器６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄは、吸気冷却装置１１１で昇温された海水によりＬＮＧを気化することができる。

高圧ガス装置４２で生成された天然ガスは、天然ガス供給ラインＬ６及び天然ガス貯蔵ラインＬ７によりガス貯蔵装置４３を構成するガス貯蔵ボトル７１ａ，７１ｂ，７１ｃ，７１ｄに貯蔵される。ガス貯蔵装置４３は、ガス貯蔵ボトル７１ａ，７１ｂ，７１ｃ，７１ｄに貯蔵された天然ガスを浮体式発電設備１３（図１参照）に供給する。このとき、天然ガスは、発電装置２９（図１参照）の運転状態に減圧弁６４、第３熱交換器６５、流量調整弁６７が調整される。

このように第４実施形態の再ガス化装置にあっては、熱媒体として海水を利用し、この海水をガスタービン１００の吸気により昇温し、昇温された海水を高圧ガス装置４２に供給している。

従って、熱媒体として海水を用いることから、別途清水などを製造する装置を用意する必要がなく、設備コストや運転コストの増加を抑制することができる。

なお、上述した実施形態では、発電設備１０を、浮体式ＬＮＧ受入貯蔵設備１１と浮体式ＬＮＧ再ガス化設備１２と浮体式発電設備１３から構成したが、浮体式ＬＮＧ受入貯蔵設備１１と浮体式ＬＮＧ再ガス化設備１２を一つの浮体に設置した浮体式ＬＮＧ受入貯蔵再ガス化設備（FSRU: floating storage and regasification unit）としたり、浮体式ＬＮＧ受入貯蔵設備１１と浮体式ＬＮＧ再ガス化設備１２と浮体式発電設備１３を一つの浮体に設置した浮体式ＬＮＧ受入貯蔵発電設備（FSPPU: floating storage and power plant unit）としたりしてもよい。

１０ 発電設備
１１ 浮体式ＬＮＧ受入貯蔵設備（液化ガス受入貯蔵設備）
１２ 浮体式ＬＮＧ再ガス化設備
１３ 浮体式発電設備
１４ ＬＮＧ輸送船
２１，２５，２８ 浮体
２２ 液化天然ガス貯蔵タンク
２３ 貯蔵タンク
２４，２７，３０ 連結配管
２６ 液化天然ガス再ガス化装置（再ガス化装置）
２９ 発電装置
４１ 一時貯蔵タンク
４２ 高圧ガス装置
４３ ガス貯蔵装置
４４，９１ 加熱装置
５１ 内側タンク
５２ 外側タンク
５３，５４，５６，７２ａ，７２ｂ，７２ｃ，７２ｄ，８４，８５ 開閉弁
５５，６８ コネクタ
５７ 流量調整弁
６１ａ，６１ｂ，６１ｃ，６１ｄ 高圧ガスユニット
６２ａ，６２ｂ，６２ｃ，６２ｄ 高圧ポンプ
６３ａ，６３ｂ，６３ｃ，６３ｄ 気化器
６４ 減圧弁
６５ 第３熱交換器
６６ 流量計
６７ 流量調整弁
７１ａ，７１ｂ，７１ｃ，７１ｄ ガス貯蔵ボトル
８１ 吸気部
８２ 燃焼部
８３ 排気部（第１熱交換器）
８６ 貯留部
８７，１１２ 循環ポンプ
１００ ガスタービン
１０１ 圧縮機
１０２ 燃焼器
１０３ タービン
１０４ 回転軸
１０５ 発電機
１１１ 吸気冷却装置（第２熱交換器）
１１３ 第４熱交換器
１１４ 三方弁
１２１ 噴霧装置
１３１ 取込ポンプ
Ｌ１ ＬＮＧ供給ライン
Ｌ２ ＬＮＧ戻しライン
Ｌ３ ＬＮＧ循環供給ライン
Ｌ４ ボイルオフガス排出ライン
Ｌ５ ＬＮＧ排出ライン
Ｌ６ 天然ガス供給ライン
Ｌ７ 天然ガス貯蔵ライン
Ｌ８ 第１ボイルオフガス排出ライン
Ｌ９ 第２ボイルオフガス排出ライン
Ｌ１０ 空気取込ライン
Ｌ１１ 循環ライン、第１循環ライン（熱媒体循環経路）
Ｌ１２ 循環ライン、第２循環ライン（熱媒体循環経路）
Ｌ１３ 迂回ライン
Ｌ１４ 海水ライン
Ｌ１５ 噴霧ライン
Ｌ１６ 取込ライン（熱媒体供給経路）
Ｌ１７ 排出ライン
Ｌ２１ 空気取り込みライン
Ｌ２２ 圧縮空気供給ライン
Ｌ２３ 燃料ガス供給ライン
Ｌ２４ 燃焼ガス供給ライン
Ｌ２５ 排ガス排出ライン

Claims (10)

1. 液化ガスを貯蔵する一時貯蔵タンクと、
   高圧ポンプ及び気化器を有して前記一時貯蔵タンクの液化ガスを再ガス化する高圧ガス装置と、
   前記気化器に供給する熱媒体を加熱する加熱装置と、
   を備えることを特徴とする再ガス化装置。
2. 前記加熱装置と前記気化器に循環する熱媒体循環経路が設けられることを特徴とする請求項１に記載の再ガス化装置。
3. 前記加熱装置は、前記一時貯蔵タンクの液化ガスから発生するボイルオフガスを燃焼する燃焼装置と、前記燃焼装置の排ガスと前記熱媒体循環経路を通る熱媒体との間で熱交換する第１熱交換器とを有することを特徴とする請求項２に記載の再ガス化装置。
4. 前記加熱装置は、ガスタービンの吸気と前記熱媒体循環経路を通る熱媒体との間で熱交換する第２熱交換器を有することを特徴とする請求項２に記載の再ガス化装置。
5. 前記熱媒体循環経路は、前記ガスタービンの吸気に対して熱媒体を噴霧する噴霧装置が設けられることを特徴とする請求項４に記載の再ガス化装置。
6. 前記高圧ガス装置により再ガス化されたガスを貯蔵するガス貯蔵装置が設けられることを特徴とする請求項１から請求項５のいずれか一項に記載の再ガス化装置。
7. 前記ガス貯蔵装置のガスを供給するガス供給経路と、前記ガス供給経路に設けられてガスを減圧する減圧弁と、前記減圧弁により減圧されたガスを昇温する第３熱交換器とが設けられることを特徴とする請求項６に記載の再ガス化装置。
8. 海水を前記加熱装置から前記気化器に供給する熱媒体供給経路が設けられることを特徴とする請求項１に記載の再ガス化装置。
9. 液化ガスを貯蔵する液化ガス貯蔵タンクと、
   前記液化ガス貯蔵タンクの液化ガスを再ガス化する請求項１から請求項８のいずれか一項に記載の再ガス化装置と、
   を備えることを特徴とする液化ガス受入貯蔵再ガス化設備。
10. 請求項９の液化ガス受入貯蔵再ガス化設備と、
    前記液化ガス受入貯蔵再ガス化設備により再ガス化されたガスを燃料ガスとして用いて発電を行う発電装置と、
    を備えることを特徴とする発電設備。

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