JP7301553B2 - 液化ガス気化装置及びこれを備えた浮体設備 - Google Patents

Description

本発明は、液化ガスを気化する液化ガス気化装置及びこれを備えた浮体設備に関するものである。

ＬＮＧガスを輸送するＬＮＧ船では、ＬＮＧタンク内で侵入熱等によって不可避的に発生するボイルオフガスをボイラにて燃焼させ、ボイラで発生した蒸気を有効利用することが知られている（例えば特許文献１参照）。

ＦＳＲＵ（Floating Storage and Regasification Unit）等の浮体設備では、ＬＮＧタンク内に貯留したＬＮＧ（液化ガス）を再ガス化して外部へと供給する液化ガス気化装置を備えている。液化ガス気化装置で液化ガスを気化する際の熱源として海水を用いることが知られている。

特許第４１１９７２５号公報

ＦＳＲＵの液化ガス気化装置で液化ガスを気化する気化器に低温の海水を流すと、液化ガスに海水が冷却されることによって凍結するおそれがある。

特許文献１のようにＬＮＧタンクで発生したボイルオフガスを燃焼させて発生した蒸気を、液化ガスを気化する気化器の熱源として用いることも考えられる。しかし、更なる省エネ効果が期待できる気化方式が望まれている。

本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、気化器にて凍結のおそれがなく省エネ効果に優れた液化ガス気化装置及びこれを備えた浮体設備を提供することを目的とする。

本発明の一態様に係る液化ガス気化装置は、発電用エンジンの排ガスが導かれる排ガスエコノマイザによって生成された蒸気が導かれる蒸気タービンと、前記蒸気タービンから排出された蒸気を凝縮させる復水器と、液化ガスを加熱して気化する気化器と、前記気化器に接続されるとともに不凍液が循環する不凍液循環経路と、記復水器から前記不凍液循環経路を循環する不凍液へ熱を供給する不凍液加熱手段と、を備えている。

発電用エンジンの排熱を回収して動作する蒸気タービンに接続された復水器によって、不凍液循環経路を循環する不凍液を加熱することとした。そして、不凍液循環経路に接続された気化器によって液化ガスを気化する。これにより、復水器の排熱を有効に液化ガスの気化に用いることができ、省エネを実現することができる。
気化器に接続された循環経路に流す流体として不凍液を用いることとしたので、海水や清水を用いた場合に比べて気化器にて凍結するおそれがない。
不凍液としては、例えば、エチレングリコール等のグリコールが用いられる。

さらに、本発明の一態様に係る液化ガス気化装置では、前記不凍液加熱手段は、前記不凍液循環経路を循環する不凍液と熱交換する前記復水器を備えている。

不凍液と復水器内の流体（蒸気や復水）とを熱交換させることとした。これにより、不凍液と復水器内の流体とを他の媒体を介さずに熱交換できるので、熱交換損失を可及的に抑えることができる。

さらに、本発明の一態様に係る液化ガス気化装置では、前記不凍液加熱手段は、水が循環するとともに、前記復水器から前記不凍液循環経路へと熱を供給する水循環経路を備えている。

復水器から不凍液循環経路へ熱を供給する水循環経路を設けることとした。これにより、不凍液循環経路の長さを減じることができる。一般に、不凍液は水よりも粘度が高いので、水循環経路を採用することによって、不凍液循環経路のポンプ動力を削減することができる。
水循環経路に用いる水としては、例えば、海水や清水が用いられる。

さらに、本発明の一態様に係る液化ガス気化装置では、前記不凍液循環経路に設けられ、前記気化器を通過した後の不凍液と海水とを熱交換する海水熱交換器を備えている。

不凍液循環経路に海水熱交換器を設けることによって、気化器を通過して温度低下した不凍液を海水によって加熱することができる。これにより、海水を用いて液化ガスを気化し、気化させた後の海水を海洋に放出するオープンループを構成することができる。
不凍液は、復水器によって加熱されるので、海水による加熱量を低減することができる。これにより、海水熱交換器にて冷却された海水を海洋に放出しても、環境に対して大きな影響を及ぼすことを回避することができる。

さらに、本発明の一態様に係る液化ガス気化装置では、前記不凍液加熱手段は、前記復水器にて熱交換して加熱された水を前記海水熱交換器に送る加熱水供給経路を備えている。

復水器から海水熱交換器へ熱を供給する加熱水供給経路を設けることとした。これにより、不凍液循環経路の長さを減じることができる。一般に、不凍液は水よりも粘度が高いので、水循環経路を採用することによって、不凍液循環経路のポンプ動力を削減することができる。
また、海水熱交換器に加熱水を供給することができるので、海水熱交換器に用いる海水を減じることができるので、環境負荷を低減することができる。
水循環経路に用いる水としては、例えば、海水や清水が用いられる。

さらに、本発明の一態様に係る液化ガス気化装置では、蒸気を生成するボイラと、前記ボイラで生成された蒸気と前記不凍液循環経路を循環する不凍液とを熱交換する蒸気熱交換器と、を備えている。

蒸気熱交換器にて、ボイラで生成した蒸気によって不凍液を加熱することができる。海水熱交換器を用いない場合には、いわゆるクローズループ又はコンバインドループを構成することができる。

さらに、本発明の一態様に係る液化ガス気化装置では、前記ボイラで生成された蒸気が前記蒸気タービンに導かれるタービン用蒸気供給系統と、前記タービン用蒸気供給系統を介して前記蒸気タービンへ導かれる蒸気量と前記蒸気熱交換器へ導かれる蒸気量とを制御する制御部と、を備え、前記制御部は、前記気化器で気化される液化ガス量が所定値を超えた場合に、前記蒸気タービンへ導かれる蒸気量を減じるとともに、前記蒸気熱交換器へ導かれる蒸気量を増大する。

ボイラの容量には所定の制限があるので、気化器で気化される液化ガス量が大きくなった場合に、蒸気熱交換器と蒸気タービンの両方に蒸気を供給できなくなる場合がある。そこで、気化器で気化される液化ガス量が所定値を超えた場合に、蒸気タービンへ導かれる蒸気量を減じるとともに、蒸気熱交換器へ導かれる蒸気量を増大することした。これにより、液化ガスを気化するために必要な熱量を確保することができる。
例えば、ボイラサイズを可及的に小さくするために、最大量の液化ガスを気化するために必要な蒸気量にボイラ容量を制限した場合に特に有効である。

さらに、本発明の一態様に係る液化ガス気化装置では、前記蒸気タービンによって駆動される蒸気タービン発電機と、前記不凍液循環経路に設けられた循環ポンプと、前記気化器へ液化ガスを送る液化ガスポンプと、を備え、前記蒸気タービン発電機で発電した電力によって、前記循環ポンプ及び／又は前記液化ガスポンプを駆動する。

蒸気タービン発電機によって発電した電力を、不凍液を循環させる循環ポンプ及び／又は液化ガスポンプに用いることができるので、発電用エンジンの負荷を減らすことができる。
なお、本態様の発明は、上記した各態様の発明と組み合わせることができる。

また、本発明の一態様に係る浮体設備は、上記のいずれかに記載の液化ガス気化装置と、液化ガスを貯留する液化ガスタンクと、前記発電用エンジンは、前記液化ガスタンクで発生したボイルオフガスによって動作し、前記気化器は、前記液化ガスタンクから導かれた液化ガスを気化する。

上記の液化ガス気化装置を備えることで、省エネ効果に優れた浮体設備を提供することができる。浮体設備としては、例えば、ＦＳＲＵ（Floating Storage and Regasification Unit）が挙げられる。
なお、本態様の発明は、上記した各態様の発明と組み合わせることができる。

不凍液を用いることとしたので気化器において凍結を回避することができる。また、蒸気タービンの復水器の排熱を用いることとしたので省エネに資することができる。

本発明の第１実施形態に係るＦＳＲＵ(コンバインドループ)に適用されたＬＮＧ気化設備であり、オープンループとして使用された場合の概略構成図である。 図１のＬＮＧ気化設備であり、クローズループとして使用された場合の概略構成図である。 ＬＮＧガス送出量に対する熱量を示したグラフである。 図３の右上部分を拡大して示したグラフである。 本発明の第２実施形態に係るＦＳＲＵに適用されたＬＮＧ気化設備を示した概略構成図である。 図５の変形例を示した概略構成図である。

以下に、本発明に係る実施形態について、図面を参照して説明する。
［第１実施形態］
以下、本発明の第１実施形態について説明する。
図１には、液化天然ガスであるＬＮＧ（液化ガス）を気化して外部へ供給するＬＮＧ気化装置（液化ガス気化装置）１Ａの概略構成が示されている。ＬＮＧ気化装置１Ａは、浮体設備であるＦＳＲＵ（Floating Storage and Regasification Unit）に設けられている。

ＦＳＲＵは、ＬＮＧ気化装置１Ａに加えて、ＬＮＧタンク３と、ディーゼルエンジン（発電用エンジン）５とを備えている。

ＬＮＧタンク３内には、ＬＮＧが貯留されている。ＬＮＧタンク３の上方には、侵入熱等によって不可避的に発生したＢＯＧ（ボイルオフガス）が滞留している。ＢＯＧは、ＢＯＧ供給配管７を介してディーゼルエンジン５へと導かれる。ＢＯＧ供給配管７には、ＢＯＧ圧縮機９とＢＯＧ冷却熱交換器１０とが設けられている。ＢＯＧ圧縮機９によってディーゼルエンジン５が要求する圧力までＢＯＧを昇圧した後に、ＢＯＧ冷却熱交換器１０によってＢＯＧが冷却される。ＢＯＧ冷却熱交換器１０によって冷却されたＢＯＧがディーゼルエンジン５へと導かれる。

ディーゼルエンジン５は、図示しない発電機を駆動する。ディーゼルエンジン５によって駆動された発電機は、ＦＳＲＵ内で必要とされる電力を発電する。

ディーゼルエンジン５には、過給機１２が設けられている。過給機１２は、図示しない排気タービン及び空気圧縮機が設けられている。排気タービンと空気圧縮機は共通の軸で連結されており共に回転するようになっている。

過給機１２の排気タービンを通過した排ガスは、排ガスエコノマイザ１４へと導かれる。排ガスエコノマイザ１４をバイパスするように排ガスバイパス配管１５が設けられている。排ガスエコノマイザ１４を使用する場合には、バイパス弁１５ａが閉とされている。なお、本実施形態において、黒塗りで示された弁は閉を意味し、白抜きで示された弁は開を意味する。したがって、排ガスエコノマイザ１４を使用する場合には、排ガスエコノマイザ１４の上流側に設けられた排ガスエコノマイザ弁１４ａは開とされている。

過給機１２の空気圧縮機によって圧縮された空気は、空気冷却器１６にて冷却された後にディーゼルエンジン５へと導かれる。

ＬＮＧタンク３内のＬＮＧは、ＬＮＧタンク３内に設けたＬＮＧポンプ１８によって、ＬＮＧタンク３の外部に設けた気液分離器２０へと導かれる。気液分離器２０にて気相と分離されたＬＮＧは、送液ポンプ（液化ガスポンプ）２２によってＬＮＧ配管２３を通って気化器２５へと導かれる。ＬＮＧポンプ１８及び送液ポンプ２２は、電動ポンプとされている。気化器２５にて気化されたＬＮＧは、送ガス配管２６を介して外部へと供給される。ＬＮＧポンプ１８及び送液ポンプ２２の発停や回転数の制御は、図示しない制御部によって行われる。

ＬＮＧ気化装置１Ａは、気化器２５に加えて、リガス（Regas）ボイラ３０と、蒸気タービン３２と、蒸気タービン発電機３４と、復水器３６と、復水器３６と気化器２５とを熱的に接続するグリコール循環経路（不凍液循環経路）３８とを備えている。

リガスボイラ（ボイラ）３０には、ＢＯＧ供給配管７から分岐されたボイラ用ＢＯＧ供給配管４０が接続されている。ボイラ用ＢＯＧ供給配管４０によって導かれたＢＯＧを燃料として、リガスボイラ３０は動作する。なお、リガスボイラ３０は、燃料油によって動作するようにしても良い。なお、図１ではボイラ用ＢＯＧ供給配管４０が破線で示されているが、これは使用していないことを意味する。

リガスボイラ３０の水ドラム３０ａは、ドラム水ポンプ４２を介して排ガスエコノマイザ１４内の蒸発器４４に接続されている。蒸発器４４で加熱された水は、リガスボイラ３０の蒸気ドラム３０ｂへと導かれるようになっている。蒸気ドラム３０ｂには、給水タンク４６から給水配管４７を介して給水ポンプ４８によって給水されるようになっている。

リガスボイラ３０の蒸気ドラム３０ｂから、ＦＳＲＵ内（船内）の蒸気需要部５０へと船内蒸気供給弁５１を介して蒸気が供給されるようになっている。

リガスボイラ３０の蒸気ドラム３０ｂと蒸気タービン３２との間には、蒸気タービン用蒸気配管５２が設けられている。蒸気タービン用蒸気配管５２の途中位置には、過熱器５３が設けられている。過熱器５３は、排ガスエコノマイザ１４内に設けられている。蒸気タービン用蒸気配管５２には、過熱器５３と蒸気タービン３２との間に、蒸気止め弁５４と蒸気加減弁５５とが設けられている。蒸気止め弁５４と蒸気加減弁５５は、図示しない制御部によって制御される。

蒸気タービン用蒸気配管５２には、過熱器５３の上流側に分岐点Ｐが設けられている。分岐点Ｐと復水器３６との間には、蒸気タービン３２をバイパスして蒸気ドラム３０ｂ内の蒸気を復水器３６へと排気する蒸気ダンプ配管５７が設けられている。蒸気ダンプ配管５７には、蒸気ダンプ弁５８が設けられている。蒸気ダンプ弁５８は、図示しない制御部によって制御され、通常運転時は閉とされている。

リガスボイラ３０の蒸気ドラム３０ｂとグリコール循環経路３８に設けられた蒸気熱交換器６０との間には、蒸気供給配管６２が設けられている。蒸気供給配管６２には、蒸気供給弁６３が設けられている。蒸気供給弁６３は、図示しない制御部によって制御される。蒸気熱交換器６０でグリコールを加熱した後の蒸気はドレン水となり、ドレン水配管６５を介して給水タンク４６へと導かれる。なお、グリコールとしては、例えばエチレングリコールが用いられる。また、図１に示した状態では、破線で示したように、蒸気供給配管６２から蒸気熱交換器６０に蒸気が導かれていないので、ドレン水配管６５は使用されていない。

蒸気タービン３２は、蒸気によって回転させられるとともに回転軸３３を回転する。回転軸３３は、蒸気タービン発電機３４に接続されており、蒸気タービン発電機３４を駆動する。蒸気タービン発電機３４によって発電された電力は、船内の必要電力として用いられ、例えば、ＬＮＧを送る送液ポンプ２２や、グリコールを循環させるための循環ポンプ６７に用いられる。

復水器３６には、蒸気タービン３２で仕事を終えた蒸気が導かれる。復水器３６にて凝縮された復水は、復水ポンプ６９を介して給水タンク４６へと導かれる。復水器３６内には、グリコール循環経路３８が接続されている。これにより、復水器３６では、蒸気タービン３２から導かれた蒸気とグリコール循環経路３８を循環するグリコールとが熱交換する。

グリコール循環経路３８には、海水熱交換器７２が設けられている。海水熱交換器７２では、海水ポンプ７０によって海水取水配管７１を介して導かれた海水とグリコールとが熱交換する。海水熱交換器７２にて熱交換を終えた海水は、排水配管７３を介して海洋へと放出される。海水ポンプ７０は、図示しない制御部によって制御される。

グリコール循環経路３８は、海水熱交換器７２の上流側に、循環ポンプ６７を備えている。循環ポンプによって、グリコールは、海水熱交換器７２、復水器３６、蒸気熱交換器６０及び気化器２５を順に循環する。循環ポンプ６７は、電動ポンプとされ、図示しない制御部によって制御される。

制御部は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）、ＲＡＭ（Random Access Memory）、ＲＯＭ（Read Only Memory）、及びコンピュータ読み取り可能な記憶媒体等から構成されている。そして、各種機能を実現するための一連の処理は、一例として、プログラムの形式で記憶媒体等に記憶されており、このプログラムをＣＰＵがＲＡＭ等に読み出して、情報の加工・演算処理を実行することにより、各種機能が実現される。なお、プログラムは、ＲＯＭやその他の記憶媒体に予めインストールしておく形態や、コンピュータ読み取り可能な記憶媒体に記憶された状態で提供される形態、有線又は無線による通信手段を介して配信される形態等が適用されてもよい。コンピュータ読み取り可能な記憶媒体とは、磁気ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ－ＲＯＭ、ＤＶＤ－ＲＯＭ、半導体メモリ等である。

＜オープンループ＞
次に、上記構成のＬＮＧ気化装置１Ａの動作について説明する。先ず、蒸気熱交換器６０を用いずに、海水熱交換器７２を用いるオープンループについて説明する。オープンループの場合、海水熱交換器７２にてグリコールを加熱することによって冷却された海水は、海洋へと放水される。このため、水温が高い海域や夏季にオープンループが用いられる。

オープンループでは、リガスボイラ３０は動作しない。したがって、ボイラ用ＢＯＧ供給配管４０を介してＢＯＧが導かれることはない。リガスボイラ３０の蒸気ドラム３０ｂは、気液分離器として用いられる。制御部は、ドラム水ポンプ４２を起動し、水ドラム３０ａ内の水を蒸発器４４へと導き、排ガスエコノマイザ１４を流れる排ガスと熱交換させる。蒸発器４４へと導かれた水は、加熱された後に蒸気ドラム３０ｂへと導かれて気液分離される。蒸気ドラム３０ｂで分離された蒸気は、蒸気需要部５０及び蒸気タービン３２へと導かれる。蒸気タービン３２へ導かれる蒸気は、排ガスエコノマイザ１４の過熱器５３によって過熱される。排ガスエコノマイザ１４へは、ディーゼルエンジン５で発生した排ガスが導かれる。

制御部は、蒸気供給弁６３を閉として、蒸気熱交換器６０へ蒸気を流さないようにする。また、制御部は、送液ポンプ２２や、循環ポンプ６７、海水ポンプ７０等の運転を制御する。

ＬＮＧタンク３から導かれたＬＮＧは、ＬＮＧ配管２３を介して送液ポンプ２２によって気化器２５へと供給される。気化器２５では、グリコール循環経路３８を流れるグリコールによって加熱されて気化される。気化されたＬＮＧは、送ガス配管２６を介して外部の需要先へと導かれる。

気化器２５にてＬＮＧを気化することによって冷却されたグリコールは、海水熱交換器７２にて海水によって加熱される。海水によって加熱されたグリコールは、グリコール循環経路３８を通り復水器３６へと導かれる。復水器３６では、蒸気タービン３２から導かれた蒸気から凝縮熱を奪うことによってグリコールが加熱される。このように復水器３６にて加熱されたグリコールは、グリコール循環経路３８を通り蒸気熱交換器６０へ導かれる。海水のみを熱源としてＬＮＧを気化させる場合と比較し、蒸気タービンの排気蒸気も熱源として利用することで、海水から得るべき熱量を減らすことができる。つまり、必要な海水の量が減り、海水ポンプを駆動する電力消費も低減できる。
蒸気熱交換器６０には、リガスボイラ３０から蒸気が導かれないので、蒸気熱交換器６０にて加熱されることなくグリコールは気化器２５へと導かれる。

＜コンバインド（クローズ）ループ＞
次に、図２を参照して、蒸気熱交換器６０を用いるコンバインドループ又はクローズループについて説明する。コンバインドループ及びクローズループでは、いずれも蒸気熱交換器６０を用いることで共通する。ただし、クローズループでは、海水熱交換器７２を用いず、コンバインドループでは海水熱交換器７２を部分的に用いる。

ＬＮＧタンク３からＢＯＧがボイラ用ＢＯＧ供給配管４０を介してＢＯＧがリガスボイラ３０に導かれる。リガスボイラ３０では、ＢＯＧを燃料としてバーナ（図示せず）にて火炎が形成されることによって、給水配管４７を介して供給された給水が加熱されて蒸気が生成される。生成された蒸気は、蒸気ドラム３０ｂから蒸気需要部５０へ導かれるとともに、蒸気タービン３２へと導かれる。蒸気タービン３２へ導かれる蒸気は、排ガスエコノマイザ１４の過熱器５３によって過熱される。排ガスエコノマイザ１４へは、ディーゼルエンジン５で発生した排ガスが導かれる。

制御部は、蒸気供給弁６３を開とするとともに、海水ポンプ７０を停止する。これにより、グリコール循環経路３８を流れるグリコールは、蒸気熱交換器６０によって加熱されることになる。また、グリコールは、オープンループの場合と同様に、復水器３６でも加熱される。

このように、クローズループでは、海水熱交換器７２を使用しないので、冷却された海水を海洋に放出することがない。したがって、環境負荷を低減することができる。
なお、必要な場合は、コンバインドループとして、必要量だけ海水を海水熱交換器７２に供給してグリコールを補助的に加熱するようにしても良い。

＜効率についての検討＞
図２で示したように、リガスボイラ３０で発生させた蒸気の一部を蒸気タービン３２に導き蒸気タービン発電機３４にて電力を得るとともに、蒸気タービン３２の排熱を復水器３６にてグリコール循環経路３８にて回収することとした。これにより、復水器３６での熱回収を行わずにリガスボイラ３０でＬＮＧの気化熱量を賄う場合（以下「全量蒸気加熱」という。）に比べて、ＬＮＧを気化するために用いられるリガスボイラ３０の生成蒸気量を低減することができる。

全量蒸気加熱にて加熱する方が、蒸気タービン３２を通過した後の排熱を用いて加熱するよりも熱変換効率は高い。しかし、全量蒸気加熱では、別系統となるディーゼルエンジンのみで必要電力を賄わなければならないが、本実施形態では、ディーゼルエンジンからの排熱回収による発生電力分が加勢されるため、ディーゼルエンジンにて消費される燃料を削減する事ができる。

本実施形態では、グリコール加熱を、リガスボイラ３０から導かれた蒸気を用いた蒸気熱交換器６０と、蒸気タービン３２を経た後の蒸気を用いる復水器３６の排熱回収とで賄うことになるため、リガスボイラ３０の蒸発量は、全量蒸気加熱に比べて多くなる。しかし、ＬＮＧ気化のための必要電力（循環ポンプ６７や送液ポンプ２２の動力）とＬＮＧ気化熱源を１つのプラントと見做した場合、本実施形態は、復水器３６の排熱をＬＮＧの加熱に用いることができるので、ほぼ「（ボイラ効率）×（タービン内部効率）」で表される熱効率が得られることになる。これにより、ディーゼルエンジン５における必要電力低減、すなわち燃料消費低減が可能となる。

＜蒸気量分配制御＞
次に、制御部によって行う蒸気量分配制御について説明する。蒸気量分配制御とは、蒸気熱交換器６０と蒸気タービン３２に分配する蒸気量の制御を意味する。具体的には、蒸気供給弁６３及び／又は蒸気加減弁５５の開度制御によって行う。

図３には、蒸気分配制御の考え方が示されている。同図において、横軸は気化器２５で気化したＬＮＧを送ガス配管２６から外部に排出するＬＮＧ送出量を示し、縦軸は熱量を示す。

実線は、横軸のＬＮＧ送出量に対応した気化器２５で必要な熱量を示す。破線は、復水器３６での回収熱量、すなわち、制御部によって分配された蒸気で駆動された蒸気タービン３２が排気した蒸気から復水器３６でグリコール循環経路３８に回収される熱量を示す。一点鎖線は、蒸気熱交換器６０への投入熱量、すなわち、制御部によって分配された蒸気から蒸気熱交換器６０にてグリコールへ与えられる熱量を示す。二点鎖線は、リガスボイラ３０で発生する蒸気の熱量を示す。

したがって、破線で示した復水器３６での回収熱量と、一点鎖線で示した蒸気熱交換器６０への投入熱量との和が、実線で示したＬＮＧ送出に必要な熱量となる。二点鎖線で示したリガスボイラ３０での発生蒸気熱量は、実線で示したＬＮＧ送出に示した必要な熱量よりも少し大きくなっている。これは、蒸気需要部５０へ供給される蒸気熱量等が加算されるためである。

所定のＬＮＧ送出量である閾値Ｆ１までは、破線で示す復水器３６での回収熱量は一定とされている。この回収熱量は、例えば、蒸気タービン発電機３４で最大の出力を得ることができる蒸気量に相当する熱量に設定される。

ＬＮＧ送出量の閾値Ｆ１までは、実線で示すように、ＬＮＧ送出量に比例して必要熱量は単調に増加する。これに対応するように、制御部は、リガスボイラ３０での発生蒸気量を増大させるとともに（二点鎖線参照）、蒸気熱交換器６０へ分配する蒸気流量を増大させる（一点鎖線参照）。

ＬＮＧ送出量の閾値Ｆ１を超えると、制御部は、ＬＮＧ送出量が増大するに伴い蒸気タービン３２へ供給する蒸気量を減少させていく（破線参照）。この蒸気量の減少に対応させて、蒸気熱交換器６０へと供給する蒸気量を増大させていく（一点鎖線参照）。好ましくは、蒸気タービン３２への蒸気量の減少分と、蒸気熱交換器６０への蒸気量の増大分とを一致させる。これにより、実線で示すＬＮＧ送出に必要な熱量を確保することができる。

上記のように制御する理由は以下の通りである。
図４は、図３の右上を拡大して示している。同図に示すように、リガスボイラ３０の容量は、必要十分な大きさとするため、ＬＮＧ送出量の最大値Ｆｍａｘに対応する熱量（線Ｌ１参照）で設定されている。すなわち、最大負荷時のリガスボイラ３０おける全ての発生蒸気を蒸気熱交換器６０に投入したときにグリコール循環経路３８を介して気化器２５が得られる熱量が、ＬＮＧ送出量が最大値ＦｍａｘとされたＬＮＧの気化熱に相当するように、リガスボイラ３０の容量が設定されている。

したがって、蒸気熱交換器６０へ全ての蒸気を供給せずに蒸気タービン３２へ一部の蒸気を分配したままでは、線Ｌ２に示すように、限界値Ｆ２でＬＮＧ送出量の上限となってしまう。そこで、図３に示したように、閾値Ｆ１を超えた場合には、蒸気タービン３２へ分配する蒸気量を減少させることとしている。

＜本実施形態の作用効果＞
本実施形態によれば、以下の作用効果を奏する。
ディーゼルエンジン５の排熱を排ガスエコノマイザ１４で回収して動作する蒸気タービン３２に接続された復水器３６によって、グリコール循環経路３８を循環するグリコールを加熱することとした。そして、グリコール循環経路３８に接続された気化器２５によってＬＮＧを気化する。これにより、復水器３６の排熱を有効にＬＮＧの気化に用いることができ、省エネを実現することができる。
気化器２５に接続されたグリコール循環経路３８に流す流体として不凍液であるグリコールを用いることとしたので、海水や清水を用いた場合に比べて気化器２５にて凍結するおそれがない。

グリコールを復水器３６に導き、グリコールと復水器３６内の蒸気とを熱交換させることとした。これにより、グリコールと蒸気とを他の媒体を介さずに熱交換できるので、熱交換損失を可及的に抑えることができる。

グリコール循環経路３８に海水熱交換器７２を設けることによって、気化器２５を通過して温度低下したグリコールを海水によって加熱することができる。これにより、海水を用いてＬＮＧを気化し、気化させた後の海水を海洋に放出するオープンループ（図１参照）を構成することができる。
グリコールは、復水器３６によって加熱されるので、海水による加熱量を低減することができる。これにより、海水熱交換器７２にて冷却された海水を海洋に放出しても、環境に対して大きな影響を及ぼすことを回避することができる。

蒸気熱交換器６０にて、リガスボイラ３０で生成した蒸気によってグリコールを加熱することができる。海水熱交換器７２を用いない場合には、いわゆるクローズループ又はコンバインドループを構成することができる（図２参照）。

リガスボイラ３０の容量には所定の制限があるので、気化器２５で気化されて送出するＬＮＧ送出量が大きくなった場合に、蒸気熱交換器６０と蒸気タービン３２の両方にリガスボイラ３０から蒸気を供給できなくなる場合がある。そこで、気化器２５で気化されるＬＮＧ量が所定値を超えた場合に、蒸気タービン３２へ導かれる蒸気量を減じるとともに、蒸気熱交換器６０へ導かれる蒸気量を増大することした。これにより、ＬＮＧを気化するために必要な熱量を確保することができる。
本実施形態のように、リガスボイラ３０のサイズを可及的に小さくするために、最大のＬＮＧ送出量を気化するために必要な蒸気量にボイラ容量を制限した場合に特に有効である。

蒸気タービン発電機３４によって発電した電力を、グリコールを循環させる循環ポンプ６７及び／又は送液ポンプ２２に用いることができるので、ディーゼルエンジン５の負荷を減らすことができる。

［第２実施形態］
次に、本発明の第２実施形態について、図５を用いて説明する。
本実施形態は、第１実施形態に対して、復水器３６とグリコール循環経路３８との間における熱の授受の方式が異なり、その他の事項については同様である。したがって、以下の説明では、第１実施形態に対する相違点について説明し、その他については同一符号を付しその説明を省略する。

図５に示すように、本実施形態のＬＮＧ気化装置１Ｂは、復水器３６とグリコール循環経路３８との間に、水循環経路８０を備えている。水循環経路８０に用いる水としては、例えば海水や清水を用いることができる。水循環経路８０を介して、復水器３６の排熱をグリコール循環経路３８のグリコールに与えるようになっている。
水循環経路８０を流れる水は、復水器３６内の蒸気と熱交換する。水循環経路８０とグリコール循環経路３８との間には、水熱交換器８２が設けられている。水熱交換器８２にて、水循環経路８０の水によってグリコール循環経路３８のグリコールが加熱される。

このように、復水器３６とグリコール循環経路３８との間に水循環経路８０を設けることで、グリコール循環経路３８の長さを減じることができる。例えば、第１実施形態のようにグリコール循環経路３８を復水器３６に接続する構成では、復水器３６と気化器２５との距離が離れている場合、グリコール循環経路３８の距離を長く取らざるを得ない。これに対して、本実施形態では、復水器３６とグリコール循環経路３８との間に水循環経路８０を介在させるので、グリコール循環経路３８を短くすることができる。
一般に、グリコールは水よりも粘度が高いので、水循環経路８０を採用することによって、グリコール循環経路３８に設けた循環ポンプ６７のポンプ動力を削減することができる。

なお、本実施形態は、図６に示すように変形することができる。すなわち、図５の水循環経路８０に代えて、復水器３６とグリコール循環経路３８との間に、加熱水供給経路８５を設ける。加熱水供給経路８５は、復水器３６に海水を供給して海水にて復水器３６から排熱を回収した後に、海水熱交換器７２に海水を供給する海水取水配管７１の上流側に海水を合流させる。このようにして復水器３６の排熱をグリコール循環経路３８に供給するようにしても良い。

１Ａ，１Ｂ ＬＮＧ気化装置（液化ガス気化装置）
３ ＬＮＧタンク（液化ガスタンク）
５ ディーゼルエンジン（発電用エンジン）
７ ＢＯＧ供給配管
９ ＢＯＧ圧縮機
１０ ＢＯＧ冷却熱交換器
１２ 過給機
１４ 排ガスエコノマイザ
１４ａ 排ガスエコノマイザ弁
１５ 排ガスバイパス配管
１５ａ バイパス弁
１６ 空気冷却器
１８ ＬＮＧポンプ
２０ 気液分離器
２２ 送液ポンプ（液化ガスポンプ）
２３ ＬＮＧ配管
２５ 気化器
２６ 送ガス配管
３０ リガスボイラ（ボイラ）
３０ａ 水ドラム
３０ｂ 蒸気ドラム
３２ 蒸気タービン
３３ 回転軸
３４ 蒸気タービン発電機
３６ 復水器
３８ グリコール循環経路（不凍液循環経路）
４０ ボイラ用ＢＯＧ供給配管
４２ ドラム水ポンプ
４４ 蒸発器
４６ 給水タンク
４７ 給水配管
４８ 給水ポンプ
５０ 蒸気需要部
５１ 船内蒸気供給弁
５２ 蒸気タービン用蒸気配管
５３ 過熱器
５４ 蒸気止め弁
５５ 蒸気加減弁
５７ 蒸気ダンプ配管
５８ 蒸気ダンプ弁
６０ 蒸気熱交換器
６２ 蒸気供給配管
６３ 蒸気供給弁
６５ ドレン水配管
６７ 循環ポンプ
６９ 復水ポンプ
７０ 海水ポンプ
７１ 海水取水配管
７２ 海水熱交換器
７３ 排水配管
８０ 水循環経路
８２ 水熱交換器
８５ 加熱水供給経路

Claims (5)

1. 発電用エンジンの排ガスが導かれる排ガスエコノマイザによって生成された蒸気が導かれる蒸気タービンと、
   前記蒸気タービンから排出された蒸気を凝縮させる復水器と、
   液化ガスを加熱して気化する気化器と、
   前記気化器に接続されるとともに不凍液が循環する不凍液循環経路と、
   前記復水器から前記不凍液循環経路を循環する不凍液へ熱を供給する不凍液加熱手段と、
   前記不凍液循環経路に設けられ、前記気化器を通過した後の不凍液と海水とを熱交換する海水熱交換器と、
   を備え、
   前記不凍液加熱手段は、前記復水器にて熱交換して加熱された水を前記海水熱交換器に送る加熱水供給経路を備えている液化ガス気化装置。
2. 発電用エンジンの排ガスが導かれる排ガスエコノマイザによって生成された蒸気が導かれる蒸気タービンと、
   前記蒸気タービンから排出された蒸気を凝縮させる復水器と、
   液化ガスを加熱して気化する気化器と、
   前記気化器に接続されるとともに不凍液が循環する不凍液循環経路と、
   前記復水器から前記不凍液循環経路を循環する不凍液へ熱を供給する不凍液加熱手段と、
   蒸気を生成するボイラと、
   前記ボイラで生成された蒸気と前記不凍液循環経路を循環する不凍液とを熱交換する蒸気熱交換器と、
   前記ボイラで生成された蒸気が前記蒸気タービンに導かれるタービン用蒸気供給系統と、
   前記タービン用蒸気供給系統を介して前記蒸気タービンへ導かれる蒸気量と前記蒸気熱交換器へ導かれる蒸気量とを制御する制御部と、
   を備え、
   前記制御部は、前記気化器で気化される液化ガス量が所定値を超えた場合に、前記蒸気タービンへ導かれる蒸気量を減じるとともに、前記蒸気熱交換器へ導かれる蒸気量を増大する液化ガス気化装置。
3. 前記不凍液加熱手段は、前記不凍液循環経路を循環する不凍液と熱交換する前記復水器を備えている請求項２に記載の液化ガス気化装置。
4. 前記蒸気タービンによって駆動される蒸気タービン発電機と、
   前記不凍液循環経路に設けられた循環ポンプと、
   前記気化器へ液化ガスを送る液化ガスポンプと、
   を備え、
   前記蒸気タービン発電機で発電した電力によって、前記循環ポンプ及び／又は前記液化ガスポンプを駆動する請求項１又は２に記載の液化ガス気化装置。
5. 請求項１又は２に記載の液化ガス気化装置と、
   液化ガスを貯留する液化ガスタンクと、
   を備え、
   前記発電用エンジンは、前記液化ガスタンクで発生したボイルオフガスによって動作し、
   前記気化器は、前記液化ガスタンクから導かれた液化ガスを気化する浮体設備。

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