JP6366411B2 - 液化天然ガス冷熱利用設備 - Google Patents
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Description
本発明は、貯留タンクから液化天然ガスポンプによって供給された液化天然ガスを加熱して天然ガスに気化させる液化天然ガス気化部と、当該液化天然ガス気化部で気化した天然ガスを加熱する第１天然ガス加熱部と、当該第１天然ガス加熱部にて加熱した天然ガスを膨張させて発電動力を出力する天然ガス膨張タービンと、当該天然ガス膨張タービンで膨張した天然ガスを取り出し可能な天然ガス取出部とを有する天然ガス直膨回路を備え、
第１冷媒液を加熱して第１冷媒蒸気に気化させる冷媒蒸気発生部と、当該冷媒蒸気発生部で気化した第１冷媒蒸気を加熱する冷媒蒸気加熱部と、当該冷媒蒸気加熱部にて加熱した第１冷媒蒸気を膨張させて発電動力を出力する冷媒蒸気膨張タービンと、当該冷媒蒸気膨張タービンで膨張した第１冷媒蒸気を冷却して第１冷媒液に復水させる冷媒蒸気復水部と、当該冷媒蒸気復水部で復水した第１冷媒液を前記冷媒蒸気発生部へ圧送する第１冷媒ポンプとを有するランキンサイクル回路を備え、熱供給装置から供給される高温の加熱熱媒が通流する加熱熱媒通流部を備えた液化天然ガス冷熱利用設備に関する。
第１冷媒液を加熱して第１冷媒蒸気に気化させる冷媒蒸気発生部と、当該冷媒蒸気発生部で気化した第１冷媒蒸気を加熱する冷媒蒸気加熱部と、当該冷媒蒸気加熱部にて加熱した第１冷媒蒸気を膨張させて発電動力を出力する冷媒蒸気膨張タービンと、当該冷媒蒸気膨張タービンで膨張した第１冷媒蒸気を冷却して第１冷媒液に復水させる冷媒蒸気復水部と、当該冷媒蒸気復水部で復水した第１冷媒液を前記冷媒蒸気発生部へ圧送する第１冷媒ポンプとを有するランキンサイクル回路を備え、熱供給装置から供給される高温の加熱熱媒が通流する加熱熱媒通流部を備えた液化天然ガス冷熱利用設備に関する。
従来、液化天然ガス冷熱利用設備としては、液化天然ガスが有する冷熱エクセルギー（力学的な仕事として取り出せるエネルギー）を、気化後の高圧の天然ガスを直接膨張タービンで膨張させて発電動力を得るための動力エネルギーとして回収する天然ガス直膨回路を備えると共に、冷媒液が液化天然ガスから回収した冷熱エクセルギーを、冷媒蒸気膨張タービンにて気化後の高圧の冷媒蒸気を直接膨張させて発電動力を得るための動力エネルギーとして回収するランキンサイクル回路を備えたものが知られている（非特許文献１を参照）。
説明を追加すると、天然ガス直膨回路は、貯留タンクから液化天然ガスポンプによって供給された液化天然ガスを加熱して天然ガスに気化させる液化天然ガス気化部と、当該液化天然ガス気化部で気化した天然ガスを加熱する天然ガス加熱部と、当該天然ガス加熱部にて加熱した天然ガスを膨張させて発電動力を出力する天然ガス膨張タービンと、当該天然ガス膨張タービンで膨張した天然ガスを取り出し可能な天然ガス取出部とを有する。
一方、ランキンサイクル回路にあっては、冷媒液を加熱して冷媒蒸気に気化させる冷媒蒸気発生部と、当該冷媒蒸気発生部で気化した第１冷媒蒸気を加熱する冷媒蒸気加熱部と、当該冷媒蒸気加熱部にて加熱した第１冷媒蒸気を膨張させて発電動力を出力する冷媒蒸気膨張タービンと、当該冷媒蒸気膨張タービンで膨張した冷媒蒸気を冷却して冷媒液に復水させる冷媒蒸気復水部と、当該冷媒蒸気復水部で復水した冷媒液を冷媒蒸気発生部へ圧送する冷媒液ポンプとを有する。
ここで、当該非特許文献１に開示の技術にあっては、天然ガス直膨回路の液化天然ガス気化部、及びランキンサイクル回路の冷媒蒸気復水部は、Ｐｌａｔｅ Ｆｉｎ Ｔｙｐｅの多流体熱交換器にて構成され、天然ガス直膨回路の天然ガス加熱部、及びランキンサイクル回路の冷媒蒸気発生部は、海水等の温水を熱源とするオープンラック式気化器、及びシェル＆チューブ型の熱交換器にて構成されている。
説明を追加すると、天然ガス直膨回路は、貯留タンクから液化天然ガスポンプによって供給された液化天然ガスを加熱して天然ガスに気化させる液化天然ガス気化部と、当該液化天然ガス気化部で気化した天然ガスを加熱する天然ガス加熱部と、当該天然ガス加熱部にて加熱した天然ガスを膨張させて発電動力を出力する天然ガス膨張タービンと、当該天然ガス膨張タービンで膨張した天然ガスを取り出し可能な天然ガス取出部とを有する。
一方、ランキンサイクル回路にあっては、冷媒液を加熱して冷媒蒸気に気化させる冷媒蒸気発生部と、当該冷媒蒸気発生部で気化した第１冷媒蒸気を加熱する冷媒蒸気加熱部と、当該冷媒蒸気加熱部にて加熱した第１冷媒蒸気を膨張させて発電動力を出力する冷媒蒸気膨張タービンと、当該冷媒蒸気膨張タービンで膨張した冷媒蒸気を冷却して冷媒液に復水させる冷媒蒸気復水部と、当該冷媒蒸気復水部で復水した冷媒液を冷媒蒸気発生部へ圧送する冷媒液ポンプとを有する。
ここで、当該非特許文献１に開示の技術にあっては、天然ガス直膨回路の液化天然ガス気化部、及びランキンサイクル回路の冷媒蒸気復水部は、Ｐｌａｔｅ Ｆｉｎ Ｔｙｐｅの多流体熱交換器にて構成され、天然ガス直膨回路の天然ガス加熱部、及びランキンサイクル回路の冷媒蒸気発生部は、海水等の温水を熱源とするオープンラック式気化器、及びシェル＆チューブ型の熱交換器にて構成されている。
次世代ＬＮＧ気化発電システムの研究（Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｊａｐａｎ Ｓｏｃｉｅｔｙ ｏｆ Ｅｎｅｒｇｙ ａｎｄ Ｒｅｓｏｕｒｃｅｓ，Ｖｏｌ．３５，Ｎｏ．３）
上記非特許文献１に係る液化天然ガス冷熱利用設備の構成にあっては、Ｐｌａｔｅ Ｆｉｎ Ｔｙｐｅの多流体熱交換器、オープンラック式気化器、及びシェル＆チューブ型の熱交換器といった多くの熱交換器を用いていたため、構成が複雑になり多くの設置スペースが必要となり、必ずしも経済性の良い設備になっているとは言えなかった。
また、発電出力を増加させるべく、タービンへ導入する天然ガス及び冷媒蒸気の温度を上げ過ぎると、特に、Ｐｌａｔｅ Ｆｉｎ Ｔｙｐｅの多流体熱交換器では、温端温度差が大きくなり、伝熱板（Ｐｌａｔｅ部位）において熱応力によるひずみが生じる虞があり、発電出力が制限される場合があった。
また、発電出力を増加させるべく、タービンへ導入する天然ガス及び冷媒蒸気の温度を上げ過ぎると、特に、Ｐｌａｔｅ Ｆｉｎ Ｔｙｐｅの多流体熱交換器では、温端温度差が大きくなり、伝熱板（Ｐｌａｔｅ部位）において熱応力によるひずみが生じる虞があり、発電出力が制限される場合があった。
本発明は、上述の課題に鑑みてなされたものであり、その目的は、従来に比べ構成の簡素化を図り、経済性を改善しながらも、温端温度差の増加に伴う熱ひずみが生じ難く、発電出力の設定自由度を上げ得る液化天然ガス冷熱利用設備を提供することにある。
上記目的を達成するための液化天然ガス冷熱利用設備は、
貯留タンクから液化天然ガスポンプによって供給された液化天然ガスを加熱して天然ガスに気化させる液化天然ガス気化部と、当該液化天然ガス気化部で気化した天然ガスを加熱する第１天然ガス加熱部と、当該第１天然ガス加熱部にて加熱した天然ガスを膨張させて発電動力を出力する天然ガス膨張タービンと、当該天然ガス膨張タービンで膨張した天然ガスを取り出し可能な天然ガス取出部とを有する天然ガス直膨回路を備え、
第１冷媒液を加熱して第１冷媒蒸気に気化させる冷媒蒸気発生部と、当該冷媒蒸気発生部で気化した第１冷媒蒸気を加熱する冷媒蒸気加熱部と、当該冷媒蒸気加熱部にて加熱した第１冷媒蒸気を膨張させて発電動力を出力する冷媒蒸気膨張タービンと、当該冷媒蒸気膨張タービンで膨張した第１冷媒蒸気を冷却して第１冷媒液に復水させる冷媒蒸気復水部と、当該冷媒蒸気復水部で復水した第１冷媒液を前記冷媒蒸気発生部へ圧送する第１冷媒ポンプとを有するランキンサイクル回路を備え、
熱供給装置から供給される高温の加熱熱媒が通流する加熱熱媒通流部を備えた液化天然ガス冷熱利用設備であって、その特徴構成は、
格納容器の内部に形成される第１熱交換室の内部に、前記液化天然ガス気化部として前記液化天然ガス及び前記天然ガスを内部に通流する第１伝熱管と、前記冷媒蒸気発生部として前記第１冷媒液及び前記第１冷媒蒸気を内部に通流する第２伝熱管とを備えると共に、前記冷媒蒸気復水部として前記第１熱交換室内で前記第１伝熱管及び前記第２伝熱管の外部に前記第１冷媒蒸気及び前記第１冷媒液を通流する第１熱交換領域を形成し、
少なくとも当該第１熱交換領域を通流する前記第１冷媒蒸気及び前記第１冷媒液を、前記第１伝熱管を通流する前記液化天然ガス及び前記天然ガスと、前記第２伝熱管を通流する前記第１冷媒液及び前記第１冷媒蒸気とに対して授熱側となる状態で熱交換させ、
前記格納容器の内部で前記第１熱交換室とは別に形成される第２熱交換室の内部に、前記第１天然ガス加熱部として前記天然ガスを内部に通流する第３伝熱管と、前記冷媒蒸気加熱部として前記第１冷媒蒸気を内部に通流する第４伝熱管とを備えると共に、前記加熱熱媒通流部として前記第２熱交換室内で前記第３伝熱管及び前記第４伝熱管の外部に前記加熱熱媒を通流する第２熱交換領域を形成し、
少なくとも当該第２熱交換領域を通流する前記加熱熱媒を、前記第３伝熱管を通流する前記天然ガスと前記第４伝熱管を通流する前記第１冷媒蒸気とに対して授熱側となる状態で熱交換させる点にある。
貯留タンクから液化天然ガスポンプによって供給された液化天然ガスを加熱して天然ガスに気化させる液化天然ガス気化部と、当該液化天然ガス気化部で気化した天然ガスを加熱する第１天然ガス加熱部と、当該第１天然ガス加熱部にて加熱した天然ガスを膨張させて発電動力を出力する天然ガス膨張タービンと、当該天然ガス膨張タービンで膨張した天然ガスを取り出し可能な天然ガス取出部とを有する天然ガス直膨回路を備え、
第１冷媒液を加熱して第１冷媒蒸気に気化させる冷媒蒸気発生部と、当該冷媒蒸気発生部で気化した第１冷媒蒸気を加熱する冷媒蒸気加熱部と、当該冷媒蒸気加熱部にて加熱した第１冷媒蒸気を膨張させて発電動力を出力する冷媒蒸気膨張タービンと、当該冷媒蒸気膨張タービンで膨張した第１冷媒蒸気を冷却して第１冷媒液に復水させる冷媒蒸気復水部と、当該冷媒蒸気復水部で復水した第１冷媒液を前記冷媒蒸気発生部へ圧送する第１冷媒ポンプとを有するランキンサイクル回路を備え、
熱供給装置から供給される高温の加熱熱媒が通流する加熱熱媒通流部を備えた液化天然ガス冷熱利用設備であって、その特徴構成は、
格納容器の内部に形成される第１熱交換室の内部に、前記液化天然ガス気化部として前記液化天然ガス及び前記天然ガスを内部に通流する第１伝熱管と、前記冷媒蒸気発生部として前記第１冷媒液及び前記第１冷媒蒸気を内部に通流する第２伝熱管とを備えると共に、前記冷媒蒸気復水部として前記第１熱交換室内で前記第１伝熱管及び前記第２伝熱管の外部に前記第１冷媒蒸気及び前記第１冷媒液を通流する第１熱交換領域を形成し、
少なくとも当該第１熱交換領域を通流する前記第１冷媒蒸気及び前記第１冷媒液を、前記第１伝熱管を通流する前記液化天然ガス及び前記天然ガスと、前記第２伝熱管を通流する前記第１冷媒液及び前記第１冷媒蒸気とに対して授熱側となる状態で熱交換させ、
前記格納容器の内部で前記第１熱交換室とは別に形成される第２熱交換室の内部に、前記第１天然ガス加熱部として前記天然ガスを内部に通流する第３伝熱管と、前記冷媒蒸気加熱部として前記第１冷媒蒸気を内部に通流する第４伝熱管とを備えると共に、前記加熱熱媒通流部として前記第２熱交換室内で前記第３伝熱管及び前記第４伝熱管の外部に前記加熱熱媒を通流する第２熱交換領域を形成し、
少なくとも当該第２熱交換領域を通流する前記加熱熱媒を、前記第３伝熱管を通流する前記天然ガスと前記第４伝熱管を通流する前記第１冷媒蒸気とに対して授熱側となる状態で熱交換させる点にある。
上記特徴構成によれば、天然ガス直膨回路における液化天然ガス気化部と第１天然ガス加熱部と、ランキンサイクル回路における冷媒蒸気発生部と冷媒蒸気加熱部と冷媒蒸気復水部と、熱供給装置から供給される高温の加熱熱媒が通流する加熱熱媒通流部とを、一の格納容器の内部に形成される熱交換器にて構成するから、Ｐｌａｔｅ Ｆｉｎ Ｔｙｐｅの多流体熱交換器、オープンラック式気化器、及びシェル＆チューブ型の熱交換器といった複数の熱交換器を備えた従来の液化天然ガス冷熱利用設備に比べ、構成の簡略化を図ることができ、経済性を改善できる。
更に、上記特徴構成によれば、比較的低温の流体を熱交換させる第１熱交換室と、比較的高温の流体を熱交換させる第２熱交換室とを、格納容器内において各別に設けているから、各熱交換室内で熱交換する流体の温端温度差を比較的小さくできる。
また、第１熱交換室においては、少なくとも、第１伝熱管及び第２伝熱管の内部を通流する受熱側の流体と、当該第１伝熱管及び第２伝熱管の外部の第１熱交換領域を通流する授熱側の流体とが熱交換するように構成していると共に、第２熱交換室においては、少なくとも、第３伝熱管及び第４伝熱管の内部を通流する受熱側の流体と、当該第３伝熱管及び第４伝熱管の外部の第２熱交換領域を通流する授熱側の流体とが熱交換するように構成しているから、伝熱板等のように、温端温度差が大きくなった場合に熱応力による熱ひずみが発生し易い部位が存在せず、熱応力による熱ひずみの発生を抑制できる。
以上より、従来に比べ構成の簡素化を図り、経済性を改善しながらも、熱交換部位での温端温度差の増加に伴う熱ひずみが生じ難く、発電出力の設定自由度を上げ得る液化天然ガス冷熱利用設備を実現できる。
更に、上記特徴構成によれば、比較的低温の流体を熱交換させる第１熱交換室と、比較的高温の流体を熱交換させる第２熱交換室とを、格納容器内において各別に設けているから、各熱交換室内で熱交換する流体の温端温度差を比較的小さくできる。
また、第１熱交換室においては、少なくとも、第１伝熱管及び第２伝熱管の内部を通流する受熱側の流体と、当該第１伝熱管及び第２伝熱管の外部の第１熱交換領域を通流する授熱側の流体とが熱交換するように構成していると共に、第２熱交換室においては、少なくとも、第３伝熱管及び第４伝熱管の内部を通流する受熱側の流体と、当該第３伝熱管及び第４伝熱管の外部の第２熱交換領域を通流する授熱側の流体とが熱交換するように構成しているから、伝熱板等のように、温端温度差が大きくなった場合に熱応力による熱ひずみが発生し易い部位が存在せず、熱応力による熱ひずみの発生を抑制できる。
以上より、従来に比べ構成の簡素化を図り、経済性を改善しながらも、熱交換部位での温端温度差の増加に伴う熱ひずみが生じ難く、発電出力の設定自由度を上げ得る液化天然ガス冷熱利用設備を実現できる。
本発明の液化天然ガス冷熱利用設備の更なる特徴構成は、
前記格納容器の内部に、前記格納容器の内部空間を気密に仕切る第１内壁と、第２内壁とを、前記第１内壁と前記第２内壁との間に断熱室を形成する状態で設け、
前記格納容器の内部において、前記第１熱交換室と前記第２熱交換室とを前記断熱室により熱的に分離される状態で形成する点にある。
前記格納容器の内部に、前記格納容器の内部空間を気密に仕切る第１内壁と、第２内壁とを、前記第１内壁と前記第２内壁との間に断熱室を形成する状態で設け、
前記格納容器の内部において、前記第１熱交換室と前記第２熱交換室とを前記断熱室により熱的に分離される状態で形成する点にある。
上記特徴構成によれば、格納容器の内部において、第１内壁と第２内壁とを、それらの間に断熱室を形成する状態で設けると共に、当該断熱室により熱的に分離される状態（断熱室を挟む状態）で、比較的低温の流体の熱交換を行う第１熱交換室と比較的高温の流体の熱交換を行う第２熱交換室とを形成するから、第１熱交換室と第２熱交換室とを、第１内壁と第２内壁とを設けるという比較的簡易な構成により断熱できる。
そして、当該断熱室を第１熱交換室と第２熱交換室との間に形成することにより、例えば、熱供給装置から供給される高温の加熱熱媒を温水から構成する場合に、当該温水が、第１熱交換室を通流する比較的低温の液化天然ガスの冷熱により凍結する等の問題が発生することを防止できる。
そして、当該断熱室を第１熱交換室と第２熱交換室との間に形成することにより、例えば、熱供給装置から供給される高温の加熱熱媒を温水から構成する場合に、当該温水が、第１熱交換室を通流する比較的低温の液化天然ガスの冷熱により凍結する等の問題が発生することを防止できる。
本発明の液化天然ガス冷熱利用設備の更なる特徴構成は、
前記天然ガス膨張タービンとして、前記第１天然ガス加熱部で加熱した初期圧天然ガスを膨張させて発電動力を出力する初期圧天然ガス膨張タービンと、当該初期圧天然ガス膨張タービンで膨張した後で前記初期圧天然ガスよりも低圧の高圧天然ガスを膨張させて発電動力を出力する高圧天然ガス膨張タービンと、当該高圧天然ガス膨張タービンで膨張した後で前記高圧天然ガスよりも低圧の中圧天然ガスを膨張させて発電動力を出力する中圧天然ガス膨張タービンとを備え、
前記格納容器の前記第２熱交換室の内部において、前記第１天然ガス加熱部としての前記第３伝熱管を前記初期圧天然ガスを通流する状態で備えると共に、当該第３伝熱管と、前記高圧天然ガスを加熱する第２天然ガス加熱部として前記高圧天然ガスを内部に通流する第５伝熱管と、前記中圧天然ガスを加熱する第３天然ガス加熱部として前記中圧天然ガスを内部に通流する第６伝熱管と、前記中圧天然ガス膨張タービンで膨張した後で前記中圧天然ガスよりも低圧の低圧天然ガスを加熱する第４天然ガス加熱部として前記低圧天然ガスを内部に通流する第７伝熱管とを、少なくとも前記第３伝熱管を通流する前記初期圧天然ガスと前記第５伝熱管を通流する前記高圧天然ガスと前記第６伝熱管を通流する前記中圧天然ガスと前記第７伝熱管を通流する前記低圧天然ガスとの夫々が前記第２熱交換領域を通流する前記加熱熱媒に対して受熱側となる状態で備える点にある。
前記天然ガス膨張タービンとして、前記第１天然ガス加熱部で加熱した初期圧天然ガスを膨張させて発電動力を出力する初期圧天然ガス膨張タービンと、当該初期圧天然ガス膨張タービンで膨張した後で前記初期圧天然ガスよりも低圧の高圧天然ガスを膨張させて発電動力を出力する高圧天然ガス膨張タービンと、当該高圧天然ガス膨張タービンで膨張した後で前記高圧天然ガスよりも低圧の中圧天然ガスを膨張させて発電動力を出力する中圧天然ガス膨張タービンとを備え、
前記格納容器の前記第２熱交換室の内部において、前記第１天然ガス加熱部としての前記第３伝熱管を前記初期圧天然ガスを通流する状態で備えると共に、当該第３伝熱管と、前記高圧天然ガスを加熱する第２天然ガス加熱部として前記高圧天然ガスを内部に通流する第５伝熱管と、前記中圧天然ガスを加熱する第３天然ガス加熱部として前記中圧天然ガスを内部に通流する第６伝熱管と、前記中圧天然ガス膨張タービンで膨張した後で前記中圧天然ガスよりも低圧の低圧天然ガスを加熱する第４天然ガス加熱部として前記低圧天然ガスを内部に通流する第７伝熱管とを、少なくとも前記第３伝熱管を通流する前記初期圧天然ガスと前記第５伝熱管を通流する前記高圧天然ガスと前記第６伝熱管を通流する前記中圧天然ガスと前記第７伝熱管を通流する前記低圧天然ガスとの夫々が前記第２熱交換領域を通流する前記加熱熱媒に対して受熱側となる状態で備える点にある。
上記特徴構成によれば、初期圧天然ガス膨張タービンと、高圧天然ガス膨張タービンと、中圧天然ガス膨張タービンとを備えると共に、初期圧天然ガス膨張タービンにて膨張される初期圧天然ガスを加熱する第１天然ガス加熱部としての第３伝熱管と、高圧天然ガス膨張タービンにて膨張される高圧天然ガスを加熱する第２天然ガス加熱部としての第５伝熱管と、中圧天然ガス膨張タービンにて膨張される中圧天然ガスを加熱する第３天然ガス加熱部としての第６伝熱管と、低圧天然ガスを加熱する第４天然ガス加熱部としての第７伝熱管とを第２熱交換室内に備えることで、天然ガスを段階的に加熱・膨張させて発電動力を出力することができる。
更に、取り出す天然ガスとしては、一日のうちでピークの使用時間帯が異なる高圧、中圧、低圧の天然ガスの夫々を、時間帯に応じて取り出し割合を変化させる形態で、取り出し可能に構成されているから、需要に追従した圧力の天然ガスを逐次供給する形態で設備の運転状態を制御することにより、設備の稼働率を高めることができる。
更に、取り出す天然ガスとしては、一日のうちでピークの使用時間帯が異なる高圧、中圧、低圧の天然ガスの夫々を、時間帯に応じて取り出し割合を変化させる形態で、取り出し可能に構成されているから、需要に追従した圧力の天然ガスを逐次供給する形態で設備の運転状態を制御することにより、設備の稼働率を高めることができる。
本発明の液化天然ガス冷熱利用設備の更なる特徴構成は、
第２冷媒蒸気を冷却する冷媒蒸気冷却部と、当該冷媒蒸気冷却部にて冷却された第２冷媒液を冷凍倉庫内の空気と熱交換する庫内冷凍熱交換器と、前記冷媒蒸気冷却部にて冷却された第２冷媒液を前記庫内冷凍熱交換器へ圧送する第２冷媒ポンプとを有する冷凍回路を備え、
前記格納容器の前記第１熱交換室の内部に、前記冷媒蒸気冷却部として前記第２冷媒蒸気及び前記第２冷媒液を内部に通流する第８伝熱管を、少なくとも当該第８伝熱管の内部を通流する前記第２冷媒蒸気及び前記第２冷媒液が前記第１伝熱管を通流する前記液化天然ガスに対して授熱側となる状態で備える点にある。
第２冷媒蒸気を冷却する冷媒蒸気冷却部と、当該冷媒蒸気冷却部にて冷却された第２冷媒液を冷凍倉庫内の空気と熱交換する庫内冷凍熱交換器と、前記冷媒蒸気冷却部にて冷却された第２冷媒液を前記庫内冷凍熱交換器へ圧送する第２冷媒ポンプとを有する冷凍回路を備え、
前記格納容器の前記第１熱交換室の内部に、前記冷媒蒸気冷却部として前記第２冷媒蒸気及び前記第２冷媒液を内部に通流する第８伝熱管を、少なくとも当該第８伝熱管の内部を通流する前記第２冷媒蒸気及び前記第２冷媒液が前記第１伝熱管を通流する前記液化天然ガスに対して授熱側となる状態で備える点にある。
上記特徴構成によれば、液化天然ガスの冷熱エクセルギーを、発電電力を得るためのみならず、冷凍倉庫での冷凍の用にも供することができる。
本発明の液化天然ガス冷熱利用設備の更なる特徴構成は、
前記熱供給装置が、天然ガスを燃料として駆動して電気と熱とを発生するコージェネレーション装置であり、当該コージェネレーション装置で発生する熱により前記加熱熱媒が加熱される点にある。
前記熱供給装置が、天然ガスを燃料として駆動して電気と熱とを発生するコージェネレーション装置であり、当該コージェネレーション装置で発生する熱により前記加熱熱媒が加熱される点にある。
上記特徴構成によれば、液化天然ガスを気化する熱源としての加熱熱媒に熱を供給する熱供給装置としてコージェネレーション装置を備え、当該コージェネレーション装置で、発生する熱を効率良く利用する形態で、電力を発生できる。
本発明の液化天然ガス冷熱利用設備の更なる特徴構成は、
前記コージェネレーション装置と前記第２熱交換領域との間で前記加熱熱媒を循環させる加熱熱媒回路に前記加熱熱媒を圧送する熱媒ポンプと、
前記第２熱交換領域を通流した後の前記加熱熱媒の温度を測定する温度測定手段と、
前記温度測定手段にて測定される温度が、前記加熱熱媒の凝固点より高い加熱熱媒下限閾値を下回ったときに、前記熱媒ポンプの回転数を増加する制御部とを備える点にある。
前記コージェネレーション装置と前記第２熱交換領域との間で前記加熱熱媒を循環させる加熱熱媒回路に前記加熱熱媒を圧送する熱媒ポンプと、
前記第２熱交換領域を通流した後の前記加熱熱媒の温度を測定する温度測定手段と、
前記温度測定手段にて測定される温度が、前記加熱熱媒の凝固点より高い加熱熱媒下限閾値を下回ったときに、前記熱媒ポンプの回転数を増加する制御部とを備える点にある。
本発明の如く、液化天然ガス冷熱利用設備で、格納容器の内部の第２熱交換室の第２熱交換領域に通流されるコージェネレーション装置の加熱熱媒は、当該第２熱交換領域に不純物等が堆積することを防止する目的で、比較的凝固点の高い水を用いられることがある。また、第２熱交換領域における第２熱媒の流れ方向の下流側では、第２熱媒が比較的温度の低い（例えば、−３０℃程度）の天然ガスと熱交換する場合がある。
このような場合、加熱熱媒（水）は、第２熱交換領域の下流側において、その凝固点を下回り、凝固（凍結）してしまう虞がある。
上記実施形態にあっては、制御部が、温度測定手段により測定される第２熱交換領域を通過した後の加熱熱媒の温度が、加熱熱媒の凝固点より高い加熱熱媒下限閾値を下回ったとき、即ち、加熱熱媒の温度が加熱熱媒の凝固点に近づいたときに、熱媒ポンプの回転数を増加させるから、第２熱交換領域で加熱熱媒が凝固（凍結）する前に、第２熱交換領域への供給熱量を増加させて、加熱熱媒の凝固（凍結）を防止できる。
このような場合、加熱熱媒（水）は、第２熱交換領域の下流側において、その凝固点を下回り、凝固（凍結）してしまう虞がある。
上記実施形態にあっては、制御部が、温度測定手段により測定される第２熱交換領域を通過した後の加熱熱媒の温度が、加熱熱媒の凝固点より高い加熱熱媒下限閾値を下回ったとき、即ち、加熱熱媒の温度が加熱熱媒の凝固点に近づいたときに、熱媒ポンプの回転数を増加させるから、第２熱交換領域で加熱熱媒が凝固（凍結）する前に、第２熱交換領域への供給熱量を増加させて、加熱熱媒の凝固（凍結）を防止できる。
本発明の実施形態に係る液化天然ガス冷熱利用設備１００は、当該設備にて通流する流体同士が熱交換する部位を、一の格納容器Ｅ内に収めて構成の簡略化を図りながらも、熱交換器における温端温度差に伴う熱ひずみを良好に抑制できる構成を採用している点を特徴とする。そこで、以下、当該実施形態に係る液化天然ガス冷熱利用設備１００の基本構成を説明した後、格納容器Ｅに係る詳細構成、及びそれらの構成を採用した場合の各流体のＴＱ線図に係るシミュレーション結果について説明する。尚、ＴＱ線図は、流体の温度と熱交換量とを示すグラフ図である。
当該実施形態に係る液化天然ガス冷熱利用設備１００は、図１に示すように、メタンを主成分とする液化天然ガスＬＮＧの冷熱を利用して発電動力を得ると共に冷凍倉庫Ｆへ冷熱を供給するための設備であって、液化天然ガスＬＮＧが有する冷熱エクセルギーを、天然ガス膨張タービンＮＧＴにて、気化後の高圧の天然ガスＮＧを直接膨張させて発電動力を得るための動力エネルギーとして回収する天然ガス直膨回路Ｌ１を備えると共に、第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）が液化天然ガスＬＮＧから回収した冷熱エクセルギーを、冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴにて気化後の高圧の第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）を直接膨張させて発電動力を得るための動力エネルギーとして回収するランキンサイクル回路Ｌ２を備えている。
更に、第２冷媒蒸気ＲＧ２（Ｓ）が液化天然ガスＬＮＧから回収した冷熱エクセルギーを冷凍倉庫Ｆ内の冷凍エネルギーとして回収する冷凍回路Ｌ３とを備えると共に、液化天然ガスＬＮＧ、第１冷媒ＲＧ１、及び第２冷媒ＲＧ２を加熱するための熱を確保すべく、天然ガスＮＧを燃料として駆動して電気と熱とを発生するコージェネレーション装置ＣＯ（熱供給装置の一例）から供給される比較的高温の温水ＨＷ（加熱熱媒の一例）を通流する温水回路Ｌ４（加熱熱媒回路の一例）とを備えている。
以下、天然ガス直膨回路Ｌ１、ランキンサイクル回路Ｌ２、及び冷凍回路Ｌ３の夫々に係る構成について順に説明を加える。
更に、第２冷媒蒸気ＲＧ２（Ｓ）が液化天然ガスＬＮＧから回収した冷熱エクセルギーを冷凍倉庫Ｆ内の冷凍エネルギーとして回収する冷凍回路Ｌ３とを備えると共に、液化天然ガスＬＮＧ、第１冷媒ＲＧ１、及び第２冷媒ＲＧ２を加熱するための熱を確保すべく、天然ガスＮＧを燃料として駆動して電気と熱とを発生するコージェネレーション装置ＣＯ（熱供給装置の一例）から供給される比較的高温の温水ＨＷ（加熱熱媒の一例）を通流する温水回路Ｌ４（加熱熱媒回路の一例）とを備えている。
以下、天然ガス直膨回路Ｌ１、ランキンサイクル回路Ｌ２、及び冷凍回路Ｌ３の夫々に係る構成について順に説明を加える。
〔天然ガス直膨回路〕
天然ガス直膨回路Ｌ１は、図１に示すように、貯留タンクＬＴから第１液化天然ガスポンプＰ１により供給される液化天然ガスＬＮＧを加熱して天然ガスＮＧに気化させる液化天然ガス気化部ＮＧＳと、当該液化天然ガス気化部ＮＧＳで気化した天然ガスＮＧを加熱する第１天然ガス加熱部ＮＧＨ１と、当該第１天然ガス加熱部ＮＧＨ１にて加熱した天然ガスＮＧを膨張させて発電動力を出力する天然ガス膨張タービンＮＧＴと、当該天然ガス膨張タービンで膨張した天然ガスＮＧを取り出し可能な天然ガス取出部ＮＧＯとを有する。
説明を追加すると、天然ガス膨張タービンＮＧＴとしては、第１天然ガス加熱部ＮＧＨ１で加熱し昇圧した初期圧天然ガスＮＧを膨張させて発電動力を出力する初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｉ）と、当該初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｉ）で膨張した後で初期圧天然ガスＮＧ（Ｉ）よりも低圧の高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）を膨張させて発電動力を出力する高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）と、当該高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）で膨張した後で高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）よりも低圧の中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）を膨張させて発電動力を出力する中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）とを備えている。
天然ガス直膨回路Ｌ１は、図１に示すように、貯留タンクＬＴから第１液化天然ガスポンプＰ１により供給される液化天然ガスＬＮＧを加熱して天然ガスＮＧに気化させる液化天然ガス気化部ＮＧＳと、当該液化天然ガス気化部ＮＧＳで気化した天然ガスＮＧを加熱する第１天然ガス加熱部ＮＧＨ１と、当該第１天然ガス加熱部ＮＧＨ１にて加熱した天然ガスＮＧを膨張させて発電動力を出力する天然ガス膨張タービンＮＧＴと、当該天然ガス膨張タービンで膨張した天然ガスＮＧを取り出し可能な天然ガス取出部ＮＧＯとを有する。
説明を追加すると、天然ガス膨張タービンＮＧＴとしては、第１天然ガス加熱部ＮＧＨ１で加熱し昇圧した初期圧天然ガスＮＧを膨張させて発電動力を出力する初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｉ）と、当該初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｉ）で膨張した後で初期圧天然ガスＮＧ（Ｉ）よりも低圧の高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）を膨張させて発電動力を出力する高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）と、当該高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）で膨張した後で高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）よりも低圧の中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）を膨張させて発電動力を出力する中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）とを備えている。
初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｉ）にて膨張した後の高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）は、膨張により降温・降圧しているため、初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｉ）と高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）との間には、当該高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）を加熱し昇圧する第２天然ガス加熱部ＮＧＨ２が設けられている。
同様の理由で、高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）と中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）との間には、中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）を加熱して昇圧する第３天然ガス加熱部ＮＧＨ３が設けられ、中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）の下流側には、中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）よりも低圧の低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）を加熱して昇圧する第４天然ガス加熱部ＮＧＨ４が設けられている。
同様の理由で、高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）と中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）との間には、中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）を加熱して昇圧する第３天然ガス加熱部ＮＧＨ３が設けられ、中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）の下流側には、中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）よりも低圧の低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）を加熱して昇圧する第４天然ガス加熱部ＮＧＨ４が設けられている。
天然ガス取出部ＮＧＯとして、初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｉ）で膨張した後の高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）を取り出し可能な高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）と、高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）で膨張した後の中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）を取り出し可能な中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）と、中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）で膨張した後の低圧天然ガス（Ｌ）を取り出し可能な低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）とを備えている。
本実施形態にあっては、高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）は、初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）の下流側で第２天然ガス加熱部ＮＧＨ２の上流側の流路に接続され、中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）は、高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）の下流側で第３天然ガス加熱部ＮＧＨ３の上流側の流路に接続され、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）は、低圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｌ）の下流側で第４天然ガス加熱部ＮＧＨ４の下流側の流路に接続されている。
これにより、高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）から取り出される高圧天然ガスＮＧ（Ｉ）は、初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）にて膨張された後で第２天然ガス加熱部ＮＧＨ２にて加熱される前のガスとなり、中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）から取り出される中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）は、高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）にて膨張された後で第３天然ガス加熱部ＮＧＨ３にて加熱される前のガスとなり、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）から取り出される低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）は、低圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｌ）にて膨張した後で第４天然ガス加熱部ＮＧＨ４にて加熱された後のガスとなる。
ここで、天然ガス取出部ＮＧＯから取り出す天然ガスＮＧを、第１天然ガス加熱部ＮＧＨ１〜第４天然ガス加熱部ＮＧＨ４の夫々にて、どの程度加熱するかは、必要とされる高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）、中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）、低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）の目標温度・圧力に基づいて決定されており、温水回路Ｌ４の加熱熱媒通流部ＫＮＴにて温水ＨＷにて供給される熱量及び温度により制御される。
本実施形態にあっては、高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）は、初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）の下流側で第２天然ガス加熱部ＮＧＨ２の上流側の流路に接続され、中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）は、高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）の下流側で第３天然ガス加熱部ＮＧＨ３の上流側の流路に接続され、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）は、低圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｌ）の下流側で第４天然ガス加熱部ＮＧＨ４の下流側の流路に接続されている。
これにより、高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）から取り出される高圧天然ガスＮＧ（Ｉ）は、初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）にて膨張された後で第２天然ガス加熱部ＮＧＨ２にて加熱される前のガスとなり、中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）から取り出される中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）は、高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）にて膨張された後で第３天然ガス加熱部ＮＧＨ３にて加熱される前のガスとなり、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）から取り出される低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）は、低圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｌ）にて膨張した後で第４天然ガス加熱部ＮＧＨ４にて加熱された後のガスとなる。
ここで、天然ガス取出部ＮＧＯから取り出す天然ガスＮＧを、第１天然ガス加熱部ＮＧＨ１〜第４天然ガス加熱部ＮＧＨ４の夫々にて、どの程度加熱するかは、必要とされる高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）、中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）、低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）の目標温度・圧力に基づいて決定されており、温水回路Ｌ４の加熱熱媒通流部ＫＮＴにて温水ＨＷにて供給される熱量及び温度により制御される。
ここで、天然ガスＮＧを送出するガス送出ラインとしては、高圧幹線用送出ライン（設計圧力：約７ＭＰａＧ）、火力発電燃料供給用送出ライン（設計圧力：約４ＭＰａＧ）、中圧導管用送出ライン（設計圧力：約１ＭＰａＧ）がある。
高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）は、高圧幹線用送出ラインに接続されることから、高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）の圧力は約６．８ＭＰａＧに設定され、中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）は火力発電燃料供給ラインに接続されていることから、中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）の圧力は約３．８ＭＰａＧに設定されており、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）は、中圧導管用送出ラインに接続されていることから、低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）の圧力は約０．９４ＭｐａＧに設定される。
高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）は、高圧幹線用送出ラインに接続されることから、高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）の圧力は約６．８ＭＰａＧに設定され、中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）は火力発電燃料供給ラインに接続されていることから、中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）の圧力は約３．８ＭＰａＧに設定されており、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）は、中圧導管用送出ラインに接続されていることから、低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）の圧力は約０．９４ＭｐａＧに設定される。
尚、本実施形態において、貯留タンクＬＴから送られる液化天然ガスＬＮＧの導入量を約２００ｔ／ｈとし、高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）からの送出量を約５０ｔ／ｈとし、中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）からの送出量を約１００ｔ／ｈとし、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）からの送出量を約５０ｔ／ｈとしている。
中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）にて膨張した低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）のうち、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）から取り出されなかった残部は、第４天然ガス加熱部ＮＧＨ４を介さずに天然ガス冷却部ＮＧＣに供給され、液化天然ガス気化部ＮＧＳの液化天然ガスＬＮＧが有する冷熱により冷却された冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴから出た第１冷媒ＲＧ１（Ｓ）により間接的に冷却凝縮された後、貯留タンクＬＴから供給される液化天然ガスＬＮＧと混合され、第２液化天然ガスポンプＰ２に吸引される形態で液化天然ガス気化部ＮＧＳへ圧送される。
これにより、天然ガス直膨回路Ｌ１では、あたかも液化天然ガスＬＮＧを用いたランキンサイクルのように天然ガスＮＧの循環量が増加し、天然ガス膨張タービンＮＧＴで出力される発電動力が増加される。
これにより、天然ガス直膨回路Ｌ１では、あたかも液化天然ガスＬＮＧを用いたランキンサイクルのように天然ガスＮＧの循環量が増加し、天然ガス膨張タービンＮＧＴで出力される発電動力が増加される。
〔ランキンサイクル回路〕
ランキンサイクル回路Ｌ２は、第１冷媒ＲＧ１（例えば、エタン３０ｍｏｌ％、プロパン５０ｍｏｌ％、イソブタン２０ｍｏｌ％）として液化石油ガスＬＰＧを利用したランキンサイクル回路であって、液化天然ガスＬＮＧの冷熱エクセルギーを第１冷媒ＲＧ１にて回収し、冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴから発電動力として出力するように構成されている。
説明を追加すると、ランキンサイクル回路Ｌ２は、第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）を加熱して第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）に気化させる冷媒蒸気発生部ＲＧＧと、当該冷媒蒸気発生部ＲＧＧで気化した第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）を加熱する冷媒蒸気加熱部ＲＧＨと、当該冷媒蒸気加熱部ＲＧＨにて加熱し昇圧した第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）を膨張させて発電動力を出力する冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴと、当該冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴで膨張した第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）を冷却して第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）に復水させる冷媒蒸気復水部ＲＧＣと、当該冷媒蒸気復水部ＲＧＣで復水した第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）を冷媒蒸気発生部ＲＧＧへ圧送する第１冷媒ポンプＰ３とを有する。
ランキンサイクル回路Ｌ２は、第１冷媒ＲＧ１（例えば、エタン３０ｍｏｌ％、プロパン５０ｍｏｌ％、イソブタン２０ｍｏｌ％）として液化石油ガスＬＰＧを利用したランキンサイクル回路であって、液化天然ガスＬＮＧの冷熱エクセルギーを第１冷媒ＲＧ１にて回収し、冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴから発電動力として出力するように構成されている。
説明を追加すると、ランキンサイクル回路Ｌ２は、第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）を加熱して第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）に気化させる冷媒蒸気発生部ＲＧＧと、当該冷媒蒸気発生部ＲＧＧで気化した第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）を加熱する冷媒蒸気加熱部ＲＧＨと、当該冷媒蒸気加熱部ＲＧＨにて加熱し昇圧した第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）を膨張させて発電動力を出力する冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴと、当該冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴで膨張した第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）を冷却して第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）に復水させる冷媒蒸気復水部ＲＧＣと、当該冷媒蒸気復水部ＲＧＣで復水した第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）を冷媒蒸気発生部ＲＧＧへ圧送する第１冷媒ポンプＰ３とを有する。
〔冷凍回路〕
冷凍回路Ｌ３は、アンモニア等の自然冷媒からなる第２冷媒ＲＧ２にて、液化天然ガスＬＮＧの冷熱を回収して、冷凍倉庫Ｆの冷凍の用に供するように構成されている。
説明を追加すると、冷凍回路Ｌ３は、第２冷媒蒸気ＲＧ２（Ｓ）を冷却して凝縮する冷媒蒸気冷却部ＲＧＦと、当該冷媒蒸気冷却部ＲＧＦにて冷却された第２冷媒液ＲＧ２（Ｌ）を冷凍倉庫Ｆ内の空気と熱交換する庫内冷凍熱交換器ＥＸと、冷媒蒸気冷却部ＲＧＦにて冷却された第２冷媒液ＲＧ２（Ｌ）を庫内冷凍熱交換器ＥＸへ圧送する第２冷媒ポンプＰ４とを有する。更に、当該冷凍回路Ｌ３には、第２冷媒蒸気ＲＧ２の流量を調整可能な流量調整弁Ｖが設けられており、当該流量調整弁Ｖの開度を適宜調整することにより、冷凍能力を調整可能に構成されている。
冷凍回路Ｌ３は、アンモニア等の自然冷媒からなる第２冷媒ＲＧ２にて、液化天然ガスＬＮＧの冷熱を回収して、冷凍倉庫Ｆの冷凍の用に供するように構成されている。
説明を追加すると、冷凍回路Ｌ３は、第２冷媒蒸気ＲＧ２（Ｓ）を冷却して凝縮する冷媒蒸気冷却部ＲＧＦと、当該冷媒蒸気冷却部ＲＧＦにて冷却された第２冷媒液ＲＧ２（Ｌ）を冷凍倉庫Ｆ内の空気と熱交換する庫内冷凍熱交換器ＥＸと、冷媒蒸気冷却部ＲＧＦにて冷却された第２冷媒液ＲＧ２（Ｌ）を庫内冷凍熱交換器ＥＸへ圧送する第２冷媒ポンプＰ４とを有する。更に、当該冷凍回路Ｌ３には、第２冷媒蒸気ＲＧ２の流量を調整可能な流量調整弁Ｖが設けられており、当該流量調整弁Ｖの開度を適宜調整することにより、冷凍能力を調整可能に構成されている。
当該実施形態に係る液化天然ガス冷熱利用設備１００にあっては、液化天然ガスＬＮＧが保有する冷熱エクセルギーを有効に利用すべく、天然ガス直膨回路Ｌ１を通流する液化天然ガスＬＮＧ（又は、天然ガスＮＧ）と、ランキンサイクル回路Ｌ２の第１冷媒ＲＧ１と、冷凍回路Ｌ３の第２冷媒ＲＧ２と、温水回路Ｌ４の温水ＨＷとが、互いに熱交換（自身との熱交換を含む）するように構成されており、本発明にあっては、当該熱交換が、図２に示す一の格納容器Ｅの内部にて実行可能に構成されている。
以下、当該格納容器Ｅに係る詳細構成を、図２に基づいて説明を加える。
格納容器Ｅは、図２に示すように、鉛直方向（図２で、矢印Ｙに沿う方向）に筒軸心を沿わせる中空の有底円筒形状を有する。その内部には、その隔壁面を水平方向（図２で、矢印Ｘに沿う方向）に沿わせた状態で配置される第１隔壁Ｋ１、第２隔壁Ｋ２（第１内壁に相当）、第３隔壁Ｋ３（第２内壁に相当）、及び第４隔壁Ｋ４が、鉛直方向の上方側から順に設けられている。
格納容器Ｅの内部には、格納容器Ｅの鉛直方向で上段の第１側壁ＩＷ１と第１隔壁Ｋ１と第２隔壁Ｋ２とに外囲される第２熱交換室Ｅ２と、格納容器Ｅの鉛直方向で中段の第３側壁ＩＷ３と第２隔壁Ｋ２と第３隔壁Ｋ３とに外囲される断熱室Ｅ３と、格納容器Ｅの鉛直方向で下段の第２側壁ＩＷ２と第３隔壁Ｋ３と第４隔壁Ｋ４とに外囲される第１熱交換室Ｅ１とが、鉛直方向で上方側から順に気密に形成されている。即ち、第１熱交換室Ｅ１と第２熱交換室Ｅ２とは、格納容器Ｅの内部において断熱室Ｅ３により熱的に分離される状態（互いに断熱される状態）で形成される。尚、断熱室Ｅ３の内部の断熱領域Ｒ３は、第１熱交換室Ｅ１と第２熱交換室Ｅ２との間の断熱効果を高める観点からは、略真空状態に保たれることが好ましい。
格納容器Ｅは、図２に示すように、鉛直方向（図２で、矢印Ｙに沿う方向）に筒軸心を沿わせる中空の有底円筒形状を有する。その内部には、その隔壁面を水平方向（図２で、矢印Ｘに沿う方向）に沿わせた状態で配置される第１隔壁Ｋ１、第２隔壁Ｋ２（第１内壁に相当）、第３隔壁Ｋ３（第２内壁に相当）、及び第４隔壁Ｋ４が、鉛直方向の上方側から順に設けられている。
格納容器Ｅの内部には、格納容器Ｅの鉛直方向で上段の第１側壁ＩＷ１と第１隔壁Ｋ１と第２隔壁Ｋ２とに外囲される第２熱交換室Ｅ２と、格納容器Ｅの鉛直方向で中段の第３側壁ＩＷ３と第２隔壁Ｋ２と第３隔壁Ｋ３とに外囲される断熱室Ｅ３と、格納容器Ｅの鉛直方向で下段の第２側壁ＩＷ２と第３隔壁Ｋ３と第４隔壁Ｋ４とに外囲される第１熱交換室Ｅ１とが、鉛直方向で上方側から順に気密に形成されている。即ち、第１熱交換室Ｅ１と第２熱交換室Ｅ２とは、格納容器Ｅの内部において断熱室Ｅ３により熱的に分離される状態（互いに断熱される状態）で形成される。尚、断熱室Ｅ３の内部の断熱領域Ｒ３は、第１熱交換室Ｅ１と第２熱交換室Ｅ２との間の断熱効果を高める観点からは、略真空状態に保たれることが好ましい。
格納容器Ｅには、格納容器Ｅの外部と内部とを気密に遮蔽した状態で、外部と内部との間で流体を通流する配管を配設可能な複数の開口部ＡＰ１〜ＡＰ７が設けられている。
説明を追加すると、格納容器Ｅの外部と第１熱交換室Ｅ１の内部の上部領域との間で流体を通流する配管を配設する第１開口部ＡＰ１が第２側壁ＩＷ２に設けられ、格納容器Ｅの外部と第１熱交換室Ｅ１の内部の下部領域との間で流体を通流する配管を配設する第２開口部ＡＰ２が第２側壁ＩＷ２に設けられ、格納容器Ｅの外部と第２熱交換室Ｅ２の内部の上部領域との間で流体を通流する配管を配設する第５開口部ＡＰ５が第１側壁ＩＷ１に設けられ、格納容器Ｅの外部と第２熱交換室Ｅ２の内部の下部領域との間で流体を通流する配管を配設する第６開口部ＡＰ６が第１側壁ＩＷ１に設けられ、格納容器Ｅの外部と断熱室Ｅ３との間で流体を通流する配管を配設する第７開口部ＡＰ７が第３側壁ＩＷ３に設けられている。
更に、格納容器Ｅの天板Ｃに第４開口部ＡＰ４が設けられると共に、格納容器Ｅの底板Ｂに第３開口部ＡＰ３が設けられている。
説明を追加すると、格納容器Ｅの外部と第１熱交換室Ｅ１の内部の上部領域との間で流体を通流する配管を配設する第１開口部ＡＰ１が第２側壁ＩＷ２に設けられ、格納容器Ｅの外部と第１熱交換室Ｅ１の内部の下部領域との間で流体を通流する配管を配設する第２開口部ＡＰ２が第２側壁ＩＷ２に設けられ、格納容器Ｅの外部と第２熱交換室Ｅ２の内部の上部領域との間で流体を通流する配管を配設する第５開口部ＡＰ５が第１側壁ＩＷ１に設けられ、格納容器Ｅの外部と第２熱交換室Ｅ２の内部の下部領域との間で流体を通流する配管を配設する第６開口部ＡＰ６が第１側壁ＩＷ１に設けられ、格納容器Ｅの外部と断熱室Ｅ３との間で流体を通流する配管を配設する第７開口部ＡＰ７が第３側壁ＩＷ３に設けられている。
更に、格納容器Ｅの天板Ｃに第４開口部ＡＰ４が設けられると共に、格納容器Ｅの底板Ｂに第３開口部ＡＰ３が設けられている。
〔第１熱交換室の内部構成〕
第１熱交換室Ｅ１の内部には、天然ガス直膨回路Ｌ１の液化天然ガス気化部ＮＧＳとして液化天然ガスＬＮＧ及び天然ガスＮＧを内部に通流する第１伝熱管ＥＴ１と、天然ガス直膨回路Ｌ１の天然ガス冷却部ＮＧＣとして天然ガスＮＧ及び液化天然ガスＬＮＧを内部に通流する第９伝熱管ＥＴ９と、ランキンサイクル回路Ｌ２の冷媒蒸気発生部ＲＧＧとして第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）及び第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）を内部に通流する第２伝熱管ＥＴ２と、冷凍回路Ｌ３の冷媒蒸気冷却部ＲＧＦとして第２冷媒液ＲＧ２（Ｌ）及び第２冷媒蒸気ＲＧ２（Ｓ）を内部に通流する第８伝熱管ＥＴ８とを備えている。
ここで、液化天然ガス気化部ＮＧＳとしての第１伝熱管ＥＴ１を通流する液化天然ガスＬＮＧ及び天然ガスＮＧは、第２開口部ＡＰ２に配設される流入側配管から第１伝熱管ＥＴ１へ流入し、第１熱交換室Ｅ１の内部を下方から上方へ通流し、第１開口部ＡＰ１に配設される流出側配管から流出する。
天然ガス冷却部ＮＧＣとしての第９伝熱管ＥＴ９を通流する天然ガスＮＧ及び液化天然ガスＬＮＧは、第１開口部ＡＰ１に配設される流入側配管から第９伝熱管ＥＴ９へ流入し、第１熱交換室Ｅ１の内部を上方から下方へ通流し、第２開口部ＡＰ２に配設される流出側配管から流出する。
冷媒蒸気発生部ＲＧＧとしての第２伝熱管ＥＴ２を通流する第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）及び第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）は、第２開口部ＡＰ２に配設される流入側配管から第２伝熱管ＥＴ２へ流入し、第１熱交換室Ｅ１を下方から上方へ通流し、第１開口部ＡＰ１に配設される流出側配管から流出する。
冷媒蒸気冷却部ＲＧＦとしての第８伝熱管ＥＴ８を通流する第２冷媒液ＲＧ２（Ｌ）及び第２冷媒蒸気ＲＧ２（Ｓ）は、第１開口部ＡＰ１に配設される流入側配管から第８伝熱管ＥＴ８へ流入し、第１熱交換室Ｅ１の内部を上方から下方へ通流し、第１開口部ＡＰ１に配設される流出側配管から流出する。尚、当該第２伝熱管ＥＴ２の下流側の流出側配管を、第１熱交換室Ｅ１の上部の第１開口部ＡＰ１に配設すると共に、第２伝熱管ＥＴ２が第１熱交換室Ｅ１の鉛直方向（図２で矢印Ｙに沿う方向）で中央より上方側に配設されている。これにより、低温流体が流れる第１伝熱管ＥＴ１と第２伝熱管ＥＴ２とにより冷却された伝熱管の外側を流れる第１冷媒ＲＧ１により、冷凍倉庫Ｆに必要な温度よりも低い温度にまで冷却されること、更には、当該第２冷媒ＲＧ２が凝固（凍結：アンモニアの凝固点約−７８℃）することを避けている。
第１熱交換室Ｅ１の内部には、天然ガス直膨回路Ｌ１の液化天然ガス気化部ＮＧＳとして液化天然ガスＬＮＧ及び天然ガスＮＧを内部に通流する第１伝熱管ＥＴ１と、天然ガス直膨回路Ｌ１の天然ガス冷却部ＮＧＣとして天然ガスＮＧ及び液化天然ガスＬＮＧを内部に通流する第９伝熱管ＥＴ９と、ランキンサイクル回路Ｌ２の冷媒蒸気発生部ＲＧＧとして第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）及び第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）を内部に通流する第２伝熱管ＥＴ２と、冷凍回路Ｌ３の冷媒蒸気冷却部ＲＧＦとして第２冷媒液ＲＧ２（Ｌ）及び第２冷媒蒸気ＲＧ２（Ｓ）を内部に通流する第８伝熱管ＥＴ８とを備えている。
ここで、液化天然ガス気化部ＮＧＳとしての第１伝熱管ＥＴ１を通流する液化天然ガスＬＮＧ及び天然ガスＮＧは、第２開口部ＡＰ２に配設される流入側配管から第１伝熱管ＥＴ１へ流入し、第１熱交換室Ｅ１の内部を下方から上方へ通流し、第１開口部ＡＰ１に配設される流出側配管から流出する。
天然ガス冷却部ＮＧＣとしての第９伝熱管ＥＴ９を通流する天然ガスＮＧ及び液化天然ガスＬＮＧは、第１開口部ＡＰ１に配設される流入側配管から第９伝熱管ＥＴ９へ流入し、第１熱交換室Ｅ１の内部を上方から下方へ通流し、第２開口部ＡＰ２に配設される流出側配管から流出する。
冷媒蒸気発生部ＲＧＧとしての第２伝熱管ＥＴ２を通流する第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）及び第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）は、第２開口部ＡＰ２に配設される流入側配管から第２伝熱管ＥＴ２へ流入し、第１熱交換室Ｅ１を下方から上方へ通流し、第１開口部ＡＰ１に配設される流出側配管から流出する。
冷媒蒸気冷却部ＲＧＦとしての第８伝熱管ＥＴ８を通流する第２冷媒液ＲＧ２（Ｌ）及び第２冷媒蒸気ＲＧ２（Ｓ）は、第１開口部ＡＰ１に配設される流入側配管から第８伝熱管ＥＴ８へ流入し、第１熱交換室Ｅ１の内部を上方から下方へ通流し、第１開口部ＡＰ１に配設される流出側配管から流出する。尚、当該第２伝熱管ＥＴ２の下流側の流出側配管を、第１熱交換室Ｅ１の上部の第１開口部ＡＰ１に配設すると共に、第２伝熱管ＥＴ２が第１熱交換室Ｅ１の鉛直方向（図２で矢印Ｙに沿う方向）で中央より上方側に配設されている。これにより、低温流体が流れる第１伝熱管ＥＴ１と第２伝熱管ＥＴ２とにより冷却された伝熱管の外側を流れる第１冷媒ＲＧ１により、冷凍倉庫Ｆに必要な温度よりも低い温度にまで冷却されること、更には、当該第２冷媒ＲＧ２が凝固（凍結：アンモニアの凝固点約−７８℃）することを避けている。
更に、第１熱交換室Ｅ１の内部には、ランキンサイクル回路Ｌ２の冷媒蒸気復水部ＲＧＣとして、第１伝熱管ＥＴ１と第２伝熱管ＥＴ２と第８伝熱管ＥＴ８と第９伝熱管ＥＴ９の外部の第１熱交換領域Ｒ１が形成され、第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）及び第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）が通流する。
説明を追加すると、第１熱交換領域Ｒ１を通流する第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）及び第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）は、第７開口部ＡＰ７に配設される流入側配管を介して、第３隔壁Ｋ３を貫通する状態で配設される散布管ＳＴの複数の散布孔ＳＴａから均一に下方へ向けて散布される形態で、第１熱交換領域Ｒ１へ流入し、第１熱交換領域Ｒ１を上方から下方へ通流し、第４隔壁を介して第３開口部ＡＰ３に配設される流出側配管から流出する。
説明を追加すると、第１熱交換領域Ｒ１を通流する第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）及び第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）は、第７開口部ＡＰ７に配設される流入側配管を介して、第３隔壁Ｋ３を貫通する状態で配設される散布管ＳＴの複数の散布孔ＳＴａから均一に下方へ向けて散布される形態で、第１熱交換領域Ｒ１へ流入し、第１熱交換領域Ｒ１を上方から下方へ通流し、第４隔壁を介して第３開口部ＡＰ３に配設される流出側配管から流出する。
以上の如く構成することで、第１熱交換室Ｅ１においては、液化天然ガス気化部ＮＧＳとしての第１伝熱管ＥＴ１を通流する液化天然ガスＬＮＧ及び天然ガスＮＧと、冷媒蒸気発生部ＲＧＧとしての第２伝熱管ＥＴ２を通流する第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）及び第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）とが受熱側の流体として働き、天然ガス冷却部ＮＧＣとしての第９伝熱管ＥＴ９を通流する液化天然ガスＬＮＧ及び天然ガスＮＧと、冷媒蒸気冷却部ＲＧＦとしての第８伝熱管ＥＴ８を通流する第２冷媒液ＲＧ２（Ｌ）及び第２冷媒蒸気ＲＧ２（Ｓ）と、冷媒蒸気復水部ＲＧＣとしての第１熱交換領域Ｒ１を通流する第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）及び第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）とが授熱側の流体して働く。
また、受熱側の流体と授熱側の流体とは、全体としては、格納容器Ｅの筒軸心方向に対向流となり、効率良く熱交換が行われる。
また、受熱側の流体と授熱側の流体とは、全体としては、格納容器Ｅの筒軸心方向に対向流となり、効率良く熱交換が行われる。
〔第２熱交換室の内部構成〕
第２熱交換室Ｅ２の内部には、天然ガス直膨回路Ｌ１の第１天然ガス加熱部ＮＧＨ１として天然ガスＮＧを内部に通流する第３伝熱管ＥＴ３と、第２天然ガス加熱部ＮＧＨ２として天然ガスＮＧを内部に通流する第５伝熱管ＥＴ５と、第３天然ガス加熱部ＮＧＨ３として天然ガスＮＧを内部に通流する第６伝熱管ＥＴ６と、第４天然ガス加熱部ＮＧＨ４として天然ガスＮＧを内部に通流する第７伝熱管ＥＴ７と、ランキンサイクル回路Ｌ２の冷媒蒸気加熱部ＲＧＨとして第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）を内部に通流する第４伝熱管ＥＴ４とを備えている。
ここで、第２熱交換室Ｅ２の内部において、第３伝熱管ＥＴ３、第４伝熱管ＥＴ４、第５伝熱管ＥＴ５、第６伝熱管ＥＴ６、及び第７伝熱管ＥＴ７の夫々には、第６開口部ＡＰ６に配設される複数の流入側配管が各別に接続されると共に、第５開口部ＡＰ５に配設される複数の流出側配管が各別に接続されている。
これにより、第３伝熱管ＥＴ３、第４伝熱管ＥＴ４、第５伝熱管ＥＴ５、第６伝熱管ＥＴ６、及び第７伝熱管ＥＴ７の内部を通流する流体は、第２熱交換室Ｅ２の内部を下方から上方へ通流することとなる。
第２熱交換室Ｅ２の内部には、天然ガス直膨回路Ｌ１の第１天然ガス加熱部ＮＧＨ１として天然ガスＮＧを内部に通流する第３伝熱管ＥＴ３と、第２天然ガス加熱部ＮＧＨ２として天然ガスＮＧを内部に通流する第５伝熱管ＥＴ５と、第３天然ガス加熱部ＮＧＨ３として天然ガスＮＧを内部に通流する第６伝熱管ＥＴ６と、第４天然ガス加熱部ＮＧＨ４として天然ガスＮＧを内部に通流する第７伝熱管ＥＴ７と、ランキンサイクル回路Ｌ２の冷媒蒸気加熱部ＲＧＨとして第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）を内部に通流する第４伝熱管ＥＴ４とを備えている。
ここで、第２熱交換室Ｅ２の内部において、第３伝熱管ＥＴ３、第４伝熱管ＥＴ４、第５伝熱管ＥＴ５、第６伝熱管ＥＴ６、及び第７伝熱管ＥＴ７の夫々には、第６開口部ＡＰ６に配設される複数の流入側配管が各別に接続されると共に、第５開口部ＡＰ５に配設される複数の流出側配管が各別に接続されている。
これにより、第３伝熱管ＥＴ３、第４伝熱管ＥＴ４、第５伝熱管ＥＴ５、第６伝熱管ＥＴ６、及び第７伝熱管ＥＴ７の内部を通流する流体は、第２熱交換室Ｅ２の内部を下方から上方へ通流することとなる。
更に、第２熱交換室Ｅ２の内部には、温水回路Ｌ４の加熱熱媒通流部ＫＮＴとして、第３伝熱管ＥＴ３と第４伝熱管ＥＴ４と第５伝熱管ＥＴ５と第６伝熱管ＥＴ６と第７伝熱管ＥＴ７の外側に第２熱交換領域Ｒ２が形成され、加熱熱媒としての温水ＨＷが通流する。
説明を加えると、第２熱交換領域Ｒ２を通流する温水ＨＷは、第４開口部ＡＰ４に配設される流入側配管を介して、第１隔壁Ｋ１に設けられる複数の管通孔Ｋ１ａから均一に下方へ向けて送り出される形態で、第２熱交換領域Ｒ２へ流入し、第２熱交換領域Ｒ２を上方から下方へ通流し、第７開口部ＡＰ７に配設される流出側配管から第２隔壁Ｋ２を介して第２熱交換室Ｅ２内の第２熱交換領域Ｒ２から流出する。
説明を加えると、第２熱交換領域Ｒ２を通流する温水ＨＷは、第４開口部ＡＰ４に配設される流入側配管を介して、第１隔壁Ｋ１に設けられる複数の管通孔Ｋ１ａから均一に下方へ向けて送り出される形態で、第２熱交換領域Ｒ２へ流入し、第２熱交換領域Ｒ２を上方から下方へ通流し、第７開口部ＡＰ７に配設される流出側配管から第２隔壁Ｋ２を介して第２熱交換室Ｅ２内の第２熱交換領域Ｒ２から流出する。
以上の如く構成することで、第２熱交換室Ｅ２においては、第３伝熱管ＥＴ３、第５伝熱管ＥＴ５、第６伝熱管ＥＴ６、及び第７伝熱管ＥＴ７の夫々を通流する天然ガスＮＧと、第４伝熱管ＥＴ４を通流する第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）とが受熱側の流体として働き、第２熱交換領域Ｒ２を通流する温水ＨＷが授熱側の流体として働く。
これにより、当該第２熱交換室Ｅ２においても、第１熱交換室Ｅ１と同様に、受熱側の流体と授熱側の流体とは、全体としては、格納容器Ｅの筒軸心方向に対向流となり、効率良く熱交換が行われる。
これにより、当該第２熱交換室Ｅ２においても、第１熱交換室Ｅ１と同様に、受熱側の流体と授熱側の流体とは、全体としては、格納容器Ｅの筒軸心方向に対向流となり、効率良く熱交換が行われる。
尚、詳細な図示は省略するが、上記第１熱交換室Ｅ１及び第２熱交換室Ｅ２内に配設される、第１伝熱管ＥＴ１〜第９伝熱管ＥＴ９は、コイル状の伝熱管として、第１熱交換領域Ｒ１及び第２熱交換領域Ｒ２に充填されている。
伝熱管としては、例えば、外径が１０ｍｍのものが好適に設けられ、この場合、伝熱管内を通流する流体の流速は、流体が液体の場合は５ｍ／ｓ、流体が気体の場合は１５ｍ／ｓとなる。
更に、第１熱交換室Ｅ１及び第２熱交換室Ｅ２内に配設される各伝熱管の配置及び長さは、各伝熱管に必要な交換熱量に基づいて、適宜設定される。
説明を追加すると、第１熱交換室Ｅ１に配設される第１伝熱管ＥＴ１、第２伝熱管ＥＴ２、第８伝熱管ＥＴ８、及び第９伝熱管ＥＴ９は、交換熱量が多いほど多くの伝熱面積を確保する目的で、コイルの巻径を大きくするように配設されている。具体的には、図３に示されるように、最も交換熱量が大きい第１伝熱管ＥＴ１が、最も大きい巻径で配設される。
同様に、第２熱交換室Ｅ２に配設される第３伝熱管ＥＴ３、第４伝熱管ＥＴ４、第５伝熱管ＥＴ５、第６伝熱管ＥＴ６、及び第７伝熱管ＥＴ７は、交換熱量が多いほど多くの伝熱面積を確保する目的で、コイルの巻径を大きくするように配設されている。具体的には、図５に示されるように、最も交換熱量が大きい第３伝熱管ＥＴ３が、最も大きい巻径で配設される。
また、図２に示すように、冷媒蒸気冷却部ＲＧＦとしての第８伝熱管ＥＴ８は、自身を通過する第２冷媒ＲＧ２が低温になり過ぎることを防止するべく、第１熱交換室Ｅ１の上方側に設けられている。
伝熱管としては、例えば、外径が１０ｍｍのものが好適に設けられ、この場合、伝熱管内を通流する流体の流速は、流体が液体の場合は５ｍ／ｓ、流体が気体の場合は１５ｍ／ｓとなる。
更に、第１熱交換室Ｅ１及び第２熱交換室Ｅ２内に配設される各伝熱管の配置及び長さは、各伝熱管に必要な交換熱量に基づいて、適宜設定される。
説明を追加すると、第１熱交換室Ｅ１に配設される第１伝熱管ＥＴ１、第２伝熱管ＥＴ２、第８伝熱管ＥＴ８、及び第９伝熱管ＥＴ９は、交換熱量が多いほど多くの伝熱面積を確保する目的で、コイルの巻径を大きくするように配設されている。具体的には、図３に示されるように、最も交換熱量が大きい第１伝熱管ＥＴ１が、最も大きい巻径で配設される。
同様に、第２熱交換室Ｅ２に配設される第３伝熱管ＥＴ３、第４伝熱管ＥＴ４、第５伝熱管ＥＴ５、第６伝熱管ＥＴ６、及び第７伝熱管ＥＴ７は、交換熱量が多いほど多くの伝熱面積を確保する目的で、コイルの巻径を大きくするように配設されている。具体的には、図５に示されるように、最も交換熱量が大きい第３伝熱管ＥＴ３が、最も大きい巻径で配設される。
また、図２に示すように、冷媒蒸気冷却部ＲＧＦとしての第８伝熱管ＥＴ８は、自身を通過する第２冷媒ＲＧ２が低温になり過ぎることを防止するべく、第１熱交換室Ｅ１の上方側に設けられている。
更に、当該実施形態に係る液化天然ガス冷熱利用設備１００では、特に、第２熱交換室Ｅ２の内部にて、温水ＨＷが凍結することを防止すべく、第２熱交換領域Ｒ２を通流した後の温水ＨＷの温度を測定する温度センサ（温度測定手段の一例：図示せず）と、当該温度センサの測定結果に基づいて熱媒ポンプＰ５の回転数を制御する制御装置（制御部の一例：図示せず）とが設けられている。
当該制御装置は、例えば、温度センサにて測定される温水ＨＷの温度が、温水ＨＷの凝固点より高い加熱熱媒下限閾値（例えば、４℃）を下回ったときに、熱媒ポンプＰ５の回転数を高回転域に切り替え、測定される温度が、加熱熱媒下限閾値よりも所定温度以上高い温度（例えば、７℃）を超えたときに、熱媒ポンプＰ５の回転数を通常回転領域に切り替える制御を実行することで、第２熱交換領域Ｒ２を通流する温水ＨＷの温度を昇温させ、当該第２熱交換領域Ｒ２にて温水ＨＷが凍結することを防止する。
当該制御装置は、例えば、温度センサにて測定される温水ＨＷの温度が、温水ＨＷの凝固点より高い加熱熱媒下限閾値（例えば、４℃）を下回ったときに、熱媒ポンプＰ５の回転数を高回転域に切り替え、測定される温度が、加熱熱媒下限閾値よりも所定温度以上高い温度（例えば、７℃）を超えたときに、熱媒ポンプＰ５の回転数を通常回転領域に切り替える制御を実行することで、第２熱交換領域Ｒ２を通流する温水ＨＷの温度を昇温させ、当該第２熱交換領域Ｒ２にて温水ＨＷが凍結することを防止する。
当該実施形態に係る液化天然ガス冷熱利用設備１００のシミュレーションによる性能評価結果を以下に示す。
貯留タンクＬＴからは、２００ｔ／ｈの液化天然ガスＬＮＧが、第１液化天然ガスポンプＰ１にて１ＭＰａＧに昇圧された状態で供給され、高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）からは、６．８ＭＰａＧに調整された高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）が５０ｔ／ｈで送出され、中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）からは、３．８ＭＰａＧに調整された中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）が１００ｔ／ｈで送出され、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）からは、０．９４ＭＰａＧに調整された低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）が５０ｔ／ｈで送出されることとする。また、温水回路Ｌ４の加熱熱媒通流部ＫＮＴには、コージェネレーション装置ＣＯから、例えば、５０℃の温水ＨＷが約８９５ｍ3／ｈで通流することとする。尚、冷凍倉庫Ｆへの供給冷熱量がない場合はこの量は増加する。また、タービン効率は、８８％であるとする。
ここで、以下に示す数値は、一例であり、これらの値は、貯留タンクＬＴからの液化天然ガスＬＮＧの供給流量、温水回路Ｌ４の加熱熱媒通流部ＫＮＴにて温水ＨＷからの供給熱量を変更することにより、変化するものである。
貯留タンクＬＴからは、２００ｔ／ｈの液化天然ガスＬＮＧが、第１液化天然ガスポンプＰ１にて１ＭＰａＧに昇圧された状態で供給され、高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）からは、６．８ＭＰａＧに調整された高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）が５０ｔ／ｈで送出され、中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）からは、３．８ＭＰａＧに調整された中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）が１００ｔ／ｈで送出され、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）からは、０．９４ＭＰａＧに調整された低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）が５０ｔ／ｈで送出されることとする。また、温水回路Ｌ４の加熱熱媒通流部ＫＮＴには、コージェネレーション装置ＣＯから、例えば、５０℃の温水ＨＷが約８９５ｍ3／ｈで通流することとする。尚、冷凍倉庫Ｆへの供給冷熱量がない場合はこの量は増加する。また、タービン効率は、８８％であるとする。
ここで、以下に示す数値は、一例であり、これらの値は、貯留タンクＬＴからの液化天然ガスＬＮＧの供給流量、温水回路Ｌ４の加熱熱媒通流部ＫＮＴにて温水ＨＷからの供給熱量を変更することにより、変化するものである。
＜天然ガス直膨回路に係る性能評価＞
第１液化天然ガスポンプＰ１にて圧送された液化天然ガスＬＮＧは、天然ガス冷却部ＮＧＣにて冷却され凝縮された液化天然ガスＬＮＧが混合され、第２液化天然ガスポンプＰ２で８〜１４ＭＰａＧに昇圧される（温水回路Ｌ４の加熱熱媒通流部ＫＮＴへの温水ＨＷの導入温度が、２０℃の場合は８ＭＰａＧへ、５０℃の場合は１２ＭＰａＧへ、８０℃の場合は１４ＭＰａＧへ昇圧される）。昇圧された液化天然ガスＬＮＧは、約−１４５℃となり、第１熱交換室Ｅ１の内部の液化天然ガス気化部ＮＧＳを通流し、第１熱交換室Ｅ１の授熱側の流体と熱交換して、約−２９℃程度に昇温される（加熱熱媒通流部ＫＮＴを通流する温水ＨＷが５０℃の場合）。液化天然ガス気化部ＮＧＳを通過した液化天然ガスＬＮＧは、第２熱交換室Ｅ２の内部の第１天然ガス加熱部ＮＧＨ１にて、第２熱交換室Ｅ２の授熱側の流体である温水ＨＷとの熱交換により、温水ＨＷが５０℃の場合、約４５℃まで昇温され、初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｉ）へ供給される。
初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｉ）へ供給された天然ガスＮＧは、初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｉ）にて膨張し、約１１．７ＭＰａＧから約６．８ＭＰａＧまで減圧され、約９℃まで降温した状態で、高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）として高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）から取り出される。これにより、初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｉ）では軸出力として３７７０ｋＷが回収される。
高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）のうち高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）から取り出されなかった残部は、第２熱交換室Ｅ２の第２天然ガス加熱部ＮＧＨ２にて、第２熱交換室Ｅ２の授熱側の流体である温水ＨＷ（約５０℃）との熱交換により４５℃程度まで昇温した後、高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）へ供給され、当該高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）で膨張し、約６．７ＭＰａＧから約３．８ＭＰａＧまで減圧され、約９℃まで降温した状態で、中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）として中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）から取り出される。この場合、高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）では軸出力として、３４７０ｋＷが回収される。
中圧天然ガスＮＧ（Ｈ）のうち中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）から取り出されなかった残部は、第２熱交換室Ｅ２の第３天然ガス加熱部ＮＧＨ３にて、第２熱交換室Ｅ２の授熱側の流体である温水ＨＷ（約５０℃）との熱交換により、４５℃程度まで昇温した後、中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）へ供給され、当該中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）で膨張し、約３．７ＭＰａＧから約１ＭＰａＧまで減圧され、約−２４℃まで降温する。その後、第２熱交換室Ｅ２の第４天然ガス加熱部ＮＧＨ４にて、第２熱交換室Ｅ２の授熱側の流体である温水ＨＷ（約５０℃）との熱交換により、１５℃程度まで昇温し、低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）として、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）から取り出される。この場合、中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）では軸出力として、４１００ｋＷが回収される。
低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）として低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）から取り出されなかった残部は、第１熱交換室Ｅ１の天然ガス冷却部ＮＧＣにて冷却され凝縮し、−１４０℃程度に降温した後、貯留タンクＬＴから供給され第１液化天然ガスポンプＰ１にて圧送された液化天然ガスＬＮＧに混合される。
第１液化天然ガスポンプＰ１にて圧送された液化天然ガスＬＮＧは、天然ガス冷却部ＮＧＣにて冷却され凝縮された液化天然ガスＬＮＧが混合され、第２液化天然ガスポンプＰ２で８〜１４ＭＰａＧに昇圧される（温水回路Ｌ４の加熱熱媒通流部ＫＮＴへの温水ＨＷの導入温度が、２０℃の場合は８ＭＰａＧへ、５０℃の場合は１２ＭＰａＧへ、８０℃の場合は１４ＭＰａＧへ昇圧される）。昇圧された液化天然ガスＬＮＧは、約−１４５℃となり、第１熱交換室Ｅ１の内部の液化天然ガス気化部ＮＧＳを通流し、第１熱交換室Ｅ１の授熱側の流体と熱交換して、約−２９℃程度に昇温される（加熱熱媒通流部ＫＮＴを通流する温水ＨＷが５０℃の場合）。液化天然ガス気化部ＮＧＳを通過した液化天然ガスＬＮＧは、第２熱交換室Ｅ２の内部の第１天然ガス加熱部ＮＧＨ１にて、第２熱交換室Ｅ２の授熱側の流体である温水ＨＷとの熱交換により、温水ＨＷが５０℃の場合、約４５℃まで昇温され、初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｉ）へ供給される。
初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｉ）へ供給された天然ガスＮＧは、初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｉ）にて膨張し、約１１．７ＭＰａＧから約６．８ＭＰａＧまで減圧され、約９℃まで降温した状態で、高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）として高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）から取り出される。これにより、初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｉ）では軸出力として３７７０ｋＷが回収される。
高圧天然ガスＮＧ（Ｈ）のうち高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）から取り出されなかった残部は、第２熱交換室Ｅ２の第２天然ガス加熱部ＮＧＨ２にて、第２熱交換室Ｅ２の授熱側の流体である温水ＨＷ（約５０℃）との熱交換により４５℃程度まで昇温した後、高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）へ供給され、当該高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）で膨張し、約６．７ＭＰａＧから約３．８ＭＰａＧまで減圧され、約９℃まで降温した状態で、中圧天然ガスＮＧ（Ｍ）として中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）から取り出される。この場合、高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）では軸出力として、３４７０ｋＷが回収される。
中圧天然ガスＮＧ（Ｈ）のうち中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）から取り出されなかった残部は、第２熱交換室Ｅ２の第３天然ガス加熱部ＮＧＨ３にて、第２熱交換室Ｅ２の授熱側の流体である温水ＨＷ（約５０℃）との熱交換により、４５℃程度まで昇温した後、中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）へ供給され、当該中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）で膨張し、約３．７ＭＰａＧから約１ＭＰａＧまで減圧され、約−２４℃まで降温する。その後、第２熱交換室Ｅ２の第４天然ガス加熱部ＮＧＨ４にて、第２熱交換室Ｅ２の授熱側の流体である温水ＨＷ（約５０℃）との熱交換により、１５℃程度まで昇温し、低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）として、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）から取り出される。この場合、中圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｍ）では軸出力として、４１００ｋＷが回収される。
低圧天然ガスＮＧ（Ｌ）として低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）から取り出されなかった残部は、第１熱交換室Ｅ１の天然ガス冷却部ＮＧＣにて冷却され凝縮し、−１４０℃程度に降温した後、貯留タンクＬＴから供給され第１液化天然ガスポンプＰ１にて圧送された液化天然ガスＬＮＧに混合される。
＜ランキンサイクル回路に係る性能評価＞
冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴにて膨張され、−２７℃程度の第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）は、第１熱交換室Ｅ１の冷媒蒸気復水部ＲＧＣにて、第１熱交換室Ｅ１で受熱側の流体との熱交換により、−１４２℃程度まで過冷却されて凝縮して第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）となり、第１冷媒ポンプＰ３にて約２ＭＰａＧに昇圧された後、第１熱交換室Ｅ１の冷媒蒸気発生部ＲＧＧにて、第１熱交換室Ｅ１で受熱側の流体との熱交換により、−２９℃程度まで昇温し、第２熱交換室Ｅ２の冷媒蒸気加熱部ＲＧＨにて、第２熱交換室Ｅ２の授熱側の流体である５０℃程度の温水ＨＷとの熱交換により、１．３ＭＰａＧで４５℃程度まで昇温した後、冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴへ供給され、当該冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴで膨張して、減圧される。この場合、冷媒蒸気膨張タービンでは軸出力として、約２８１０ｋＷが回収される。なお、冷凍倉庫Ｆへの供給冷熱量がない場合、この軸出力は４６８０kＷに増加する。すなわち、天然ガス膨張タービンＮＧＴと合わせて発電出力として、供給されるＬＮＧ流量１ｔに対して、発電機や減速機の効率を加味して約７６ｋＷｈを得ることができる。この値は、高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）への送出量が増えるほど、低下し、逆に低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）への送出量が増えるほど、増加する。
冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴにて膨張され、−２７℃程度の第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）は、第１熱交換室Ｅ１の冷媒蒸気復水部ＲＧＣにて、第１熱交換室Ｅ１で受熱側の流体との熱交換により、−１４２℃程度まで過冷却されて凝縮して第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）となり、第１冷媒ポンプＰ３にて約２ＭＰａＧに昇圧された後、第１熱交換室Ｅ１の冷媒蒸気発生部ＲＧＧにて、第１熱交換室Ｅ１で受熱側の流体との熱交換により、−２９℃程度まで昇温し、第２熱交換室Ｅ２の冷媒蒸気加熱部ＲＧＨにて、第２熱交換室Ｅ２の授熱側の流体である５０℃程度の温水ＨＷとの熱交換により、１．３ＭＰａＧで４５℃程度まで昇温した後、冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴへ供給され、当該冷媒蒸気膨張タービンＲＧＴで膨張して、減圧される。この場合、冷媒蒸気膨張タービンでは軸出力として、約２８１０ｋＷが回収される。なお、冷凍倉庫Ｆへの供給冷熱量がない場合、この軸出力は４６８０kＷに増加する。すなわち、天然ガス膨張タービンＮＧＴと合わせて発電出力として、供給されるＬＮＧ流量１ｔに対して、発電機や減速機の効率を加味して約７６ｋＷｈを得ることができる。この値は、高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）への送出量が増えるほど、低下し、逆に低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）への送出量が増えるほど、増加する。
＜冷凍回路に係る性能評価＞
冷凍回路Ｌ３では、冷凍倉庫Ｆの庫内冷凍熱交換器ＥＸを出た第２冷媒液ＲＧ２（Ｓ）が、第１熱交換室Ｅ１の冷媒蒸気冷却部ＲＧＦにて冷却され、−５０℃程度となり、第２冷媒ポンプＰ４で昇圧された後、庫内冷凍熱交換器ＥＸにて放熱して蒸発する形態で庫内を冷却する。庫内冷凍熱交換器ＥＸを出た後の第２冷媒蒸気ＲＧ２（Ｓ）は、約−３０℃程度となり、若干温度が上昇して冷媒蒸気冷却部ＲＧＦに戻される。
冷凍回路Ｌ３では、冷凍倉庫Ｆの庫内冷凍熱交換器ＥＸを出た第２冷媒液ＲＧ２（Ｓ）が、第１熱交換室Ｅ１の冷媒蒸気冷却部ＲＧＦにて冷却され、−５０℃程度となり、第２冷媒ポンプＰ４で昇圧された後、庫内冷凍熱交換器ＥＸにて放熱して蒸発する形態で庫内を冷却する。庫内冷凍熱交換器ＥＸを出た後の第２冷媒蒸気ＲＧ２（Ｓ）は、約−３０℃程度となり、若干温度が上昇して冷媒蒸気冷却部ＲＧＦに戻される。
図３に、上記シミュレーションに示す条件において、第１熱交換室Ｅ１での液化天然ガス気化部ＮＧＳとしての第１伝熱管ＥＴ１を通流する液化天然ガスＬＮＧ、天然ガス冷却部ＮＧＣとしての第９伝熱管ＥＴ９を通流する天然ガスＮＧ、冷媒蒸気復水部ＲＧＣとしての第１熱交換領域Ｒ１を通流する第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）及び第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）、冷媒蒸気発生部ＲＧＧとしての第２伝熱管ＥＴ２を通流する第１冷媒蒸気ＲＧ１（Ｓ）及び第１冷媒液ＲＧ１（Ｌ）、冷媒蒸気冷却部ＲＧＦとしての第８伝熱管ＲＧ８を通流する第２冷媒蒸気ＲＧ２（Ｓ）及び第２冷媒液ＲＧ２（Ｌ）の、夫々の交換熱量及び温度に係るＴＱ線図を示し、図４に、当該第１熱交換室Ｅ１での授熱側の流体のＴＱ線図の合成曲線と、受熱側の流体のＴＱ線図の合成曲線とを示す。このＴＱ線図からわかるように、授熱側の流体と受熱側の流体の最小温度差は、２℃であり、受熱流体の入口および出口、並びに循環天然ガスＮＧの凝縮開始点の３箇所でこの最小温度差が生じる。
尚、当該図３、４に示したのは、冷凍回路Ｌ３を通流する第２冷媒ＲＧ２を２０ｔ／ｈとした場合であり、この場合の冷凍倉庫Ｆの冷却能力は８１２０ｋＷ（約２１００日本冷凍トン）である。
尚、当該図３、４に示したのは、冷凍回路Ｌ３を通流する第２冷媒ＲＧ２を２０ｔ／ｈとした場合であり、この場合の冷凍倉庫Ｆの冷却能力は８１２０ｋＷ（約２１００日本冷凍トン）である。
図５に、上記シミュレーションに示す条件において、第２熱交換室Ｅ２での第１天然ガス加熱部ＮＧＨ１としての第３伝熱管ＥＴ３を通流する天然ガスＮＧ、第２天然ガス加熱部ＮＧＨ２としての第５伝熱管ＥＴ５を通流する天然ガスＮＧ、第３天然ガス加熱部ＮＧＨ３としての第６伝熱管ＥＴ６を通流する天然ガスＮＧ、第４天然ガス加熱部ＮＧＨ４としての第７伝熱管ＥＴ７を通流する天然ガスＮＧ、冷媒蒸気加熱部ＲＧＨとしての第４伝熱管ＥＴ４を通流する第１冷媒ＲＧ１（Ｓ）の、夫々の交換熱量及び温度に係るＴＱ線図を示し、図５に、当該第２熱交換室Ｅ２での授熱側の流体のＴＱ線図の合成曲線と、受熱側の流体のＴＱ線図の合成線図を示す。
この合成線図からわかるように授熱側の流体と受熱側の流体の最小温度差は、５℃である。
この合成線図からわかるように授熱側の流体と受熱側の流体の最小温度差は、５℃である。
〔別実施形態〕
（１）上記実施形態では、液化天然ガスの冷熱の利用先として発電及び冷凍倉庫を備える例を挙げたが、５℃冷水を地域冷暖房としての空調設備に用いても構わない。
（１）上記実施形態では、液化天然ガスの冷熱の利用先として発電及び冷凍倉庫を備える例を挙げたが、５℃冷水を地域冷暖房としての空調設備に用いても構わない。
（２）上記実施形態では、理解を容易にすべく、天然ガス及び冷媒の状態が、各流路で液体又は気体の何れの状態にあるかを例示した。しかしながら、天然ガス及び冷媒が各流路において液体であるか気体であるかは、コージェネレーション装置ＣＯから供給される温水ＨＷの温度や貯留タンクＬＴから供給される液化天然ガスＬＮＧの流量等によって異なる。また、各流路において、天然ガス及び冷媒は、液体と気体との混合流体である場合もある。
（３）上記実施形態において、格納容器Ｅは、中空の有底円筒形状であるとしたが、別に、有底円筒形状以外の形状を採用しても構わない。
（４）上記実施形態においては、高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）は、初期圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）の下流側で第２天然ガス加熱部ＮＧＨ２の上流側の流路に接続され、中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）は、高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）の下流側で第３天然ガス加熱部ＮＧＨ３の上流側の流路に接続され、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）は、低圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｌ）の下流側で第４天然ガス加熱部ＮＧＨ４の上流側の流路に接続されている例を示したが、別に、他の位置に接続されていても構わない。
例えば、高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）は、第２天然ガス加熱部ＮＧＨ２の下流側で高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）の上流側の流路に接続され、中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）は、第３天然ガス加熱部ＮＧＨ３の下流側で低圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｌ）の上流側の流路に接続され、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）は、低圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｌ）の下流側で第４天然ガス加熱部ＮＧＨ４の上流側の流路に接続されるように構成しても構わない。
例えば、高圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｈ）は、第２天然ガス加熱部ＮＧＨ２の下流側で高圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｈ）の上流側の流路に接続され、中圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｍ）は、第３天然ガス加熱部ＮＧＨ３の下流側で低圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｌ）の上流側の流路に接続され、低圧天然ガス取出部ＮＧＯ（Ｌ）は、低圧天然ガス膨張タービンＮＧＴ（Ｌ）の下流側で第４天然ガス加熱部ＮＧＨ４の上流側の流路に接続されるように構成しても構わない。
（５）上記実施形態では、熱供給装置としてのコージェネレーション装置ＣＯで発生する熱により加熱熱媒としての温水ＨＷが加熱される例を示した。しかしながら、熱供給装置として、海水を圧送する海水圧送ポンプを備える共に、当該海水を加熱熱媒として加熱熱媒通流部ＫＮＴへ通流する構成を採用しても構わない。また近隣に設置された火力発電所の蒸気タービン出口蒸気の復水用冷却水や加湿空気タービンシステムの投入水を回収するための冷却水を用いても構わない。
尚、上記実施形態（別実施形態を含む、以下同じ）で開示される構成は、矛盾が生じない限り、他の実施形態で開示される構成と組み合わせて適用することが可能であり、また、本明細書において開示された実施形態は例示であって、本発明の実施形態はこれに限定されず、本発明の目的を逸脱しない範囲内で適宜改変することが可能である。
本発明の液化天然ガス冷熱利用設備は、従来に比べ構成の簡素化を図り、経済性を改善しながらも、温端温度差の増加に伴う熱ひずみが生じ難く、発電出力の設定自由度を上げ得る装置として、有効に利用可能である。
１００ ：液化天然ガス冷熱利用設備
ＣＯ ：コージェネレーション装置
Ｅ ：格納容器
Ｅ１ ：第１熱交換室
Ｅ２ ：第２熱交換室
Ｅ３ ：断熱室
ＥＴ１ ：第１伝熱管
ＥＴ２ ：第２伝熱管
ＥＴ３ ：第３伝熱管
ＥＴ４ ：第４伝熱管
ＥＴ５ ：第５伝熱管
ＥＴ６ ：第６伝熱管
ＥＴ７ ：第７伝熱管
ＥＸ ：庫内冷凍熱交換器
Ｆ ：冷凍倉庫
ＨＷ ：温水
Ｋ２ ：第２隔壁
Ｋ３ ：第３隔壁
ＫＮＴ ：加熱熱媒通流部
Ｌ１ ：天然ガス直膨回路
Ｌ２ ：ランキンサイクル回路
Ｌ３ ：冷凍回路
Ｌ４ ：温水回路
ＬＮＧ ：液化天然ガス
ＬＴ ：貯留タンク
ＮＧＣ ：天然ガス冷却部
ＮＧＨ ：天然ガス加熱部
ＮＧＨ１ ：第１天然ガス加熱部
ＮＧＨ２ ：第２天然ガス加熱部
ＮＧＨ３ ：第３天然ガス加熱部
ＮＧＨ４ ：第４天然ガス加熱部
ＮＧＴ（Ｍ）：中圧天然ガス膨張タービン
ＮＧＴ（Ｈ）：高圧天然ガス膨張タービン
ＮＧＴ（Ｉ）：初期圧天然ガス膨張タービン
Ｐ１ ：第１液化天然ガスポンプ
Ｐ３ ：第１冷媒ポンプ
Ｐ５ ：熱媒ポンプ
Ｒ１ ：第１熱交換領域
Ｒ２ ：第２熱交換領域
ＲＧ ：第２冷媒液
ＲＧ１ ：第１冷媒
ＲＧ２ ：第２冷媒
ＲＧＣ ：冷媒蒸気復水部
ＲＧＦ ：冷媒蒸気冷却部
ＲＧＧ ：冷媒蒸気発生部
ＲＧＨ ：冷媒蒸気加熱部
ＲＧＴ ：冷媒蒸気膨張タービン
ＣＯ ：コージェネレーション装置
Ｅ ：格納容器
Ｅ１ ：第１熱交換室
Ｅ２ ：第２熱交換室
Ｅ３ ：断熱室
ＥＴ１ ：第１伝熱管
ＥＴ２ ：第２伝熱管
ＥＴ３ ：第３伝熱管
ＥＴ４ ：第４伝熱管
ＥＴ５ ：第５伝熱管
ＥＴ６ ：第６伝熱管
ＥＴ７ ：第７伝熱管
ＥＸ ：庫内冷凍熱交換器
Ｆ ：冷凍倉庫
ＨＷ ：温水
Ｋ２ ：第２隔壁
Ｋ３ ：第３隔壁
ＫＮＴ ：加熱熱媒通流部
Ｌ１ ：天然ガス直膨回路
Ｌ２ ：ランキンサイクル回路
Ｌ３ ：冷凍回路
Ｌ４ ：温水回路
ＬＮＧ ：液化天然ガス
ＬＴ ：貯留タンク
ＮＧＣ ：天然ガス冷却部
ＮＧＨ ：天然ガス加熱部
ＮＧＨ１ ：第１天然ガス加熱部
ＮＧＨ２ ：第２天然ガス加熱部
ＮＧＨ３ ：第３天然ガス加熱部
ＮＧＨ４ ：第４天然ガス加熱部
ＮＧＴ（Ｍ）：中圧天然ガス膨張タービン
ＮＧＴ（Ｈ）：高圧天然ガス膨張タービン
ＮＧＴ（Ｉ）：初期圧天然ガス膨張タービン
Ｐ１ ：第１液化天然ガスポンプ
Ｐ３ ：第１冷媒ポンプ
Ｐ５ ：熱媒ポンプ
Ｒ１ ：第１熱交換領域
Ｒ２ ：第２熱交換領域
ＲＧ ：第２冷媒液
ＲＧ１ ：第１冷媒
ＲＧ２ ：第２冷媒
ＲＧＣ ：冷媒蒸気復水部
ＲＧＦ ：冷媒蒸気冷却部
ＲＧＧ ：冷媒蒸気発生部
ＲＧＨ ：冷媒蒸気加熱部
ＲＧＴ ：冷媒蒸気膨張タービン
Claims (6)
- 貯留タンクから液化天然ガスポンプによって供給された液化天然ガスを加熱して天然ガスに気化させる液化天然ガス気化部と、当該液化天然ガス気化部で気化した天然ガスを加熱する第１天然ガス加熱部と、当該第１天然ガス加熱部にて加熱した天然ガスを膨張させて発電動力を出力する天然ガス膨張タービンと、当該天然ガス膨張タービンで膨張した天然ガスを取り出し可能な天然ガス取出部とを有する天然ガス直膨回路を備え、
第１冷媒液を加熱して第１冷媒蒸気に気化させる冷媒蒸気発生部と、当該冷媒蒸気発生部で気化した第１冷媒蒸気を加熱する冷媒蒸気加熱部と、当該冷媒蒸気加熱部にて加熱した第１冷媒蒸気を膨張させて発電動力を出力する冷媒蒸気膨張タービンと、当該冷媒蒸気膨張タービンで膨張した第１冷媒蒸気を冷却して第１冷媒液に復水させる冷媒蒸気復水部と、当該冷媒蒸気復水部で復水した第１冷媒液を前記冷媒蒸気発生部へ圧送する第１冷媒ポンプとを有するランキンサイクル回路を備え、
熱供給装置から供給される高温の加熱熱媒が通流する加熱熱媒通流部を備えた液化天然ガス冷熱利用設備であって、
格納容器の内部に形成される第１熱交換室の内部に、前記液化天然ガス気化部として前記液化天然ガス及び前記天然ガスを内部に通流する第１伝熱管と、前記冷媒蒸気発生部として前記第１冷媒液及び前記第１冷媒蒸気を内部に通流する第２伝熱管とを備えると共に、前記冷媒蒸気復水部として前記第１熱交換室内で前記第１伝熱管及び前記第２伝熱管の外部に前記第１冷媒蒸気及び前記第１冷媒液を通流する第１熱交換領域を形成し、
少なくとも当該第１熱交換領域を通流する前記第１冷媒蒸気及び前記第１冷媒液を、前記第１伝熱管を通流する前記液化天然ガス及び前記天然ガスと、前記第２伝熱管を通流する前記第１冷媒液及び前記第１冷媒蒸気とに対して授熱側となる状態で熱交換させ、
前記格納容器の内部で前記第１熱交換室とは別に形成される第２熱交換室の内部に、前記第１天然ガス加熱部として前記天然ガスを内部に通流する第３伝熱管と、前記冷媒蒸気加熱部として前記第１冷媒蒸気を内部に通流する第４伝熱管とを備えると共に、前記加熱熱媒通流部として前記第２熱交換室内で前記第３伝熱管及び前記第４伝熱管の外部に前記加熱熱媒を通流する第２熱交換領域を形成し、
少なくとも当該第２熱交換領域を通流する前記加熱熱媒を、前記第３伝熱管を通流する前記天然ガスと前記第４伝熱管を通流する前記第１冷媒蒸気とに対して授熱側となる状態で熱交換させる液化天然ガス冷熱利用設備。 - 前記格納容器の内部に、前記格納容器の内部空間を気密に仕切る第１内壁と、第２内壁とを、前記第１内壁と前記第２内壁との間に断熱室を形成する状態で設け、
前記格納容器の内部において、前記第１熱交換室と前記第２熱交換室とを前記断熱室により熱的に分離される状態で形成する請求項１に記載の液化天然ガス冷熱利用設備。 - 前記天然ガス膨張タービンとして、前記第１天然ガス加熱部で加熱した初期圧天然ガスを膨張させて発電動力を出力する初期圧天然ガス膨張タービンと、当該初期圧天然ガス膨張タービンで膨張した後で前記初期圧天然ガスよりも低圧の高圧天然ガスを膨張させて発電動力を出力する高圧天然ガス膨張タービンと、当該高圧天然ガス膨張タービンで膨張した後で前記高圧天然ガスよりも低圧の中圧天然ガスを膨張させて発電動力を出力する中圧天然ガス膨張タービンとを備え、
前記格納容器の前記第２熱交換室の内部において、前記第１天然ガス加熱部としての前記第３伝熱管を前記初期圧天然ガスを通流する状態で備えると共に、当該第３伝熱管と、前記高圧天然ガスを加熱する第２天然ガス加熱部として前記高圧天然ガスを内部に通流する第５伝熱管と、前記中圧天然ガスを加熱する第３天然ガス加熱部として前記中圧天然ガスを内部に通流する第６伝熱管と、前記中圧天然ガス膨張タービンで膨張した後で前記中圧天然ガスよりも低圧の低圧天然ガスを加熱する第４天然ガス加熱部として前記低圧天然ガスを内部に通流する第７伝熱管とを、少なくとも前記第３伝熱管を通流する前記初期圧天然ガスと前記第５伝熱管を通流する前記高圧天然ガスと前記第６伝熱管を通流する前記中圧天然ガスと前記第７伝熱管を通流する前記低圧天然ガスとの夫々が前記第２熱交換領域を通流する前記加熱熱媒に対して受熱側となる状態で備える請求項１又は２に記載の液化天然ガス冷熱利用設備。 - 第２冷媒蒸気を冷却する冷媒蒸気冷却部と、当該冷媒蒸気冷却部にて冷却された第２冷媒液を冷凍倉庫内の空気と熱交換する庫内冷凍熱交換器と、前記冷媒蒸気冷却部にて冷却された第２冷媒液を前記庫内冷凍熱交換器へ圧送する第２冷媒ポンプとを有する冷凍回路を備え、
前記格納容器の前記第１熱交換室の内部に、前記冷媒蒸気冷却部として前記第２冷媒蒸気及び前記第２冷媒液を内部に通流する第８伝熱管を、少なくとも当該第８伝熱管の内部を通流する前記第２冷媒蒸気及び前記第２冷媒液が前記第１伝熱管を通流する前記液化天然ガスに対して授熱側となる状態で備える請求項１〜３の何れか一項に記載の液化天然ガス冷熱利用設備。 - 前記熱供給装置が、天然ガスを燃料として駆動して電気と熱とを発生するコージェネレーション装置であり、当該コージェネレーション装置で発生する熱により前記加熱熱媒が加熱される請求項１〜４の何れか一項に記載の液化天然ガス冷熱利用設備。
- 前記コージェネレーション装置と前記第２熱交換領域との間で前記加熱熱媒を循環させる加熱熱媒回路に前記加熱熱媒を圧送する熱媒ポンプと、
前記第２熱交換領域を通流した後の前記加熱熱媒の温度を測定する温度測定手段と、
前記温度測定手段にて測定される温度が、前記加熱熱媒の凝固点より高い加熱熱媒下限閾値を下回ったときに、前記熱媒ポンプの回転数を増加する制御部とを備える請求項５に記載の液化天然ガス冷熱利用設備。
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