JP7316068B2 - Floating equipment and manufacturing method for floating equipment - Google Patents

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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。 TECHNICAL FIELD The present disclosure relates to a floating facility and a method of manufacturing a floating facility.

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 typically stored in a cryogenic liquid state at about -160°C. Therefore, methods have been proposed for effectively utilizing the cold energy of LNG.

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 Literature 1 describes a cryogenic power generator that uses LNG cold heat to generate electricity. More specifically, the cryogenic power generator described in Patent Document 1 uses a heat medium cooled by heat exchange with LNG as a cold heat source, and uses exhaust gas from a main combustion engine that uses LNG as a heat source to generate heat. Including cycles. An expansion turbine provided on the heat cycle drives a generator to generate power.

特開2014-104847号公報JP 2014-104847 A

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, a floating storage and regasification unit (FSRU) equipped with LNG storage tanks and regasification equipment on a floating body is used for LNG storage and regasification as well as land-based LNG receiving terminals. It is used by anchoring it fixedly at a pier or the like. However, the above-mentioned cryogenic power generation using the cold energy of LNG usually uses large-scale equipment, so in such floating equipment, there are problems such as space restrictions on the floating body and equipment installation costs. Therefore, cold power generation has not been introduced. Therefore, in the floating facility, it is required to introduce cold power generation 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, it is an object of at least one embodiment of the present invention to provide a floating facility capable of improving energy efficiency and a method for manufacturing the floating facility.

(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) Floating equipment according to at least one embodiment of the present invention,
a floating body;
an LNG tank provided on the floating body;
a first heat exchanger for vaporizing the 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);
Prepare.
(A) configured to be driven by said regasified LNG from said first heat exchanger;
(B) The first heat exchanger forms part of a thermodynamic cycle utilizing the liquefied natural gas as a low temperature heat source and is driven by the gaseous heat medium.

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, "regasified LNG" means gas obtained by heating and vaporizing liquefied natural gas (LNG) in a heat exchanger.

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, cold heat of LNG stored in the LNG tank provided on the floating body can be used to drive an expansion turbine. Therefore, by driving the power generator with the expansion turbine, it becomes possible to generate power using the cold heat of LNG, and the energy efficiency of the floating facility 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。 Note that the expansion turbine that satisfies the above condition (A) may be one that can be used as a turbine (for example, a steam turbine, etc.) as a main engine for generating the propulsion force of the floating body. In this case, an LNG tanker (carrier) having a turbine that can be used as a main engine can be operated as a floating LNG storage and regasification unit (FSRU). Therefore, the operation of the floating facility can be switched between the LNG tanker and the FSRU, for example, according to the demand for LNG, thereby efficiently using the floating facility.

(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 facility is
It further comprises an internal combustion engine configured to be able to supply liquefied natural gas from the LNG tank.

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 above configuration (2), an LNG tanker (carrier) having an internal combustion engine that can be used as a main engine can be operated as a floating LNG storage and regasification unit (FSRU). Therefore, the operation of the floating facility can be switched between the LNG tanker and the FSRU, for example, according to the demand for LNG, thereby efficiently using the floating facility.
Further, according to the above configuration (2), when the floating facility is operated as an FSRU, power generation by the internal combustion engine can be performed in addition to power generation by the expansion turbine. Therefore, it is possible to flexibly adjust the power generation amount according to the power demand in the floating facility.

(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 above configuration (3), the cooling water of the internal combustion engine is used as a heat medium to regasify the LNG from the LNG tank, so the exhaust heat of the internal combustion engine is effectively used and efficient It is possible to generate power at

(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 the configuration of any one of (1) to (3) above,
The expansion turbine satisfies the condition (A),
The floating facility is
a high-pressure turbine having an outlet portion that can communicate with an inlet side of the expansion turbine and including turbine blades that are shorter than the expansion turbine;
an introduction line configured to introduce the regasified LNG directly into the expansion turbine without passing 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 during operation as an LNG tanker or as an expansion turbine for power generation during operation as an FSRU. In this regard, the expansion turbine of (4) above is a turbine configured to be supplied with fluid having a lower pressure than the fluid supplied to the high pressure turbine. That is, in the above configuration (4), in the floating unit (FSRU), the regasified LNG is introduced from the middle stage of the turbine, so the volume flow zone in the expansion turbine is changed from that during operation as an LNG tanker. easy to match. Therefore, it is possible to appropriately drive the expansion turbine in the floating facility.

(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 the configuration of any one of (1) to (4) above,
The expansion turbine satisfies the condition (A),
The floating facility is
a low-pressure turbine having an inlet portion communicable with the outlet side of the expansion turbine and including turbine blades longer than the expansion turbine;
a discharge line configured to discharge the regasified LNG from the expansion turbine without passing 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 be supplied with fluid having a higher pressure than the fluid supplied to the low-pressure turbine. That is, in the above configuration (5), since the regasified LNG is discharged from the middle stage of the turbine in the floating unit (FSRU), the volumetric flow zone in the expansion turbine is changed from that during operation as an LNG tanker. easy to match. Therefore, it is possible to appropriately drive the expansion turbine in the floating facility.

(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 the configuration of any one of (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;
said first turbine is configured to be supplied with said regasified LNG from said first heat exchanger;
The floating facility is
further comprising a second heat exchanger for heating the regasified LNG discharged from the first turbine;
The second turbine is configured to be supplied with 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 (6) above, the expansion turbine has a structure of a reheat turbine including a first turbine and a second turbine to which heated fluid is supplied after being discharged from the first turbine. Therefore, for example, when a reheat turbine is used as a main engine in an LNG tanker, the reheat turbine can be used as an expansion turbine during operation as an FSRU with its structure as it is. Therefore, it is possible to efficiently generate power using the cold energy of LNG while suppressing equipment costs.

(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 facility is
a condenser provided downstream of the expansion turbine on the thermodynamic cycle for condensing the heat medium;
a pump provided downstream of the condenser on the thermodynamic cycle for boosting the pressure of the heat medium;
an evaporator provided downstream of the pump on the thermodynamic cycle for evaporating the heat medium;
The condenser includes the first heat exchanger configured to condense the heat medium by exchanging heat 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 above configuration (7), in the floating facility, it is possible to drive the expansion turbine on the thermodynamic cycle using the LNG from the LNG tank provided on the floating body as a low-temperature heat source. That is, the expansion turbine is supplied with the heat medium, which is the working fluid of the thermodynamic cycle, rather than the LNG-derived gas from the LNG tank. Therefore, it is possible to generate power using cold heat of LNG while avoiding leakage of LNG from the expansion turbine.
In addition, according to the configuration of (7) above, the pressure of the heat medium in the thermodynamic cycle can be set regardless of the gas supply pressure of the regasified LNG (supply pressure to the demand destination), so a wide range of LNG Applicable to air supply 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 facility is
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 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 above configuration (8), since 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, the exhaust heat of the internal combustion engine is effectively used. It is possible to efficiently generate power while

(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 facility is
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 be supplied with 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 above configuration (9), the LNG regasified by heat exchange with the heat medium in the first heat exchanger as the condenser in the thermodynamic cycle is supplied as fuel to the internal combustion engine. , the floating facility 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 facility is
a first cooler provided downstream of the expansion turbine on the thermodynamic cycle for cooling the heat medium;
a compressor provided downstream of the first cooler on the thermodynamic cycle for compressing the heat medium;
a heater provided downstream of the compressor on the thermodynamic cycle for heating the heat medium;
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 above configuration (10), in the floating facility, it is possible to drive the expansion turbine on the thermodynamic cycle using the LNG from the LNG tank provided on the floating body as a low-temperature heat source. That is, the expansion turbine is supplied with the heat medium, which is the working fluid of the thermodynamic cycle, rather than the LNG-derived gas from the LNG tank. Therefore, it is possible to generate power using cold heat of LNG while avoiding leakage of LNG from the expansion turbine.
In addition, in the case of an LNG tanker equipped with a turbine or compressor, the above configuration (10) can be obtained by forming a thermodynamic cycle using existing equipment (turbine or compressor). Therefore, it is possible to efficiently generate power using the cold energy of LNG while suppressing equipment costs.

(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 facility 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 and the expansion turbine on the thermodynamic cycle are connected via the rotating shaft. Therefore, in the LNG tanker, when equipment including a compressor and a turbine connected by a rotating shaft (for example, a turbocharger) is used, by forming a thermodynamic cycle using this equipment, the above (10 ) can be obtained. Therefore, it is possible to efficiently generate power using the cold energy of LNG while suppressing equipment costs.

(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 facility is
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 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 above configuration (12), since 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, the exhaust heat of the internal combustion engine is effectively used. It is possible to efficiently generate power while

(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 the configuration of any one of (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;
The second cooler is configured to cool the heat medium by heat exchange with 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 (13) above, the heat medium in the thermodynamic cycle is further cooled by heat exchange with LNG from the LNG tank in the second cooler, so that the cold heat of LNG is used to further cool the heat medium. Power can be generated 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 the configuration of any one of (1) to (13) above,
The expansion turbine includes a rotor, a casing that surrounds the rotor, and a seal that suppresses fluid leakage through a gap between the rotor and the casing,
The seal portion is configured to be supplied with an inert gas having a higher pressure than the regasified LNG or the heat medium supplied to the expansion turbine.

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 above configuration (14), since the inert gas having a higher pressure than the fluid (regasified LNG or heat medium) supplied to the expansion turbine is supplied to the seal portion, for example, the floating facility Even if the operation mode is changed and the type of fluid supplied to the expansion turbine is changed, appropriate shaft sealing can be achieved 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 the configuration of any one of (1) to (14) above,
The floating facility is
Further comprising 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 above configuration (15), the cold heat of the LNG stored in the LNG tank provided on the floating body can be used to drive the expansion turbine, and the expansion turbine can drive the generator. can. Therefore, it becomes possible to generate electricity using cold heat of LNG, and it is possible to improve the energy efficiency of the floating facility 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) A method for manufacturing a floating facility according to at least one embodiment of the present invention includes:
a hull;
a main engine provided in the hull;
LNG tanks provided on the hull, and a method for obtaining the floating facility according to any one of claims 1 to 15 by modifying an LNG ship comprising:
providing a first heat exchanger for heat exchange vaporizing the liquefied natural gas in the LNG tank to obtain regasified LNG;
forming a regasified LNG supply line that directs the regasified LNG to a gas facility;
with
The first heat exchanger is configured in relation to the main engine or a turbine forming part of the thermodynamic cycle for waste heat recovery of the main engine so that the expansion turbine functions as an expansion turbine. Satisfy the conditions of (A) or (B).
(A) the expansion turbine is configured to be driven by the regasified LNG from the first heat exchanger;
(B) The first heat exchanger forms a part of a thermodynamic cycle in which the liquefied natural gas is used as a low-temperature heat source, and the expansion turbine is driven by the gaseous heat medium. .

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 ship including the turbine that constitutes a part of the main engine or thermodynamic cycle is provided with the first heat exchanger so that the turbine functions as an expansion turbine. By forming a gasification LNG supply line, a floating facility having the configuration (1) above can be manufactured. With the floating facility thus obtained, it becomes possible to generate electricity using the cold heat of LNG, and the energy efficiency of the floating facility 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, a floating facility capable of improving energy efficiency and a method of manufacturing a floating facility are provided.

一実施形態に係る浮体式設備の概略図である。1 is a schematic diagram of a floating facility according to one embodiment; FIG. 図2Bに示す浮体式設備に対応するLNGタンカーを示す概略構成図である。FIG. 2B is a schematic configuration diagram showing an LNG tanker corresponding to the floating facility shown in FIG. 2B; 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS It is a schematic block diagram which shows the floating-body installation which concerns on one Embodiment. 図3B及び図3Cに示す浮体式設備に対応するLNGタンカーを示す概略構成図である。FIG. 3C is a schematic configuration diagram showing an LNG tanker corresponding to the floating facility shown in FIGS. 3B and 3C; 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS It is a schematic block diagram which shows the floating-body installation which concerns on one Embodiment. 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS It is a schematic block diagram which shows the floating-body installation which concerns on one Embodiment. 図4Bに示す浮体式設備に対応するLNGタンカーを示す概略構成図である。FIG. 4B is a schematic configuration diagram showing an LNG tanker corresponding to the floating facility shown in FIG. 4B; 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS It is a schematic block diagram which shows the floating-body installation which concerns on one Embodiment. 図5Bに示す浮体式設備に対応するLNGタンカーを示す概略構成図である。FIG. 5B is a schematic configuration diagram showing an LNG tanker corresponding to the floating facility shown in FIG. 5B; 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS It is a schematic block diagram which shows the floating-body installation which concerns on one Embodiment. 一実施形態に係る膨張タービンの概略図である。1 is a schematic diagram of an expansion turbine according to one embodiment; FIG. 図7Bに示す浮体式設備に対応するLNGタンカーを示す概略構成図である。FIG. 7B is a schematic configuration diagram showing an LNG tanker corresponding to the floating facility shown in FIG. 7B; 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS It is a schematic block diagram which shows the floating-body installation which concerns on one Embodiment. 図8Bに示す浮体式設備に対応するLNGタンカーを示す概略構成図である。FIG. 8B is a schematic configuration diagram showing an LNG tanker corresponding to the floating facility shown in FIG. 8B; 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS It is a schematic block diagram which shows the floating-body installation which concerns on one Embodiment. 図9Bに示す浮体式設備に対応するLNGタンカーを示す概略構成図である。FIG. 9B is a schematic configuration diagram showing an LNG tanker corresponding to the floating facility shown in FIG. 9B; 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS It is a schematic block diagram which shows the floating-body installation which concerns on one Embodiment. 図10Bに示す浮体式設備に対応するLNGタンカーを示す概略構成図である。FIG. 10B is a schematic configuration diagram showing an LNG tanker corresponding to the floating facility shown in FIG. 10B; 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS It is a schematic block diagram which shows the floating-body installation which concerns on one Embodiment. 図11Bに示す浮体式設備に対応するLNGタンカーを示す概略構成図である。FIG. 11B is a schematic configuration diagram showing an LNG tanker corresponding to the floating facility shown in FIG. 11B; 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS It is a schematic block diagram which shows the floating-body installation which concerns on one Embodiment.

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。 Several embodiments of the present invention will now 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, and are merely illustrative examples. do not have.

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 diagram of a floating facility according to one embodiment. The floating facility 100 shown in FIG. 1 is a facility for storing and regasifying LNG (FSRU). The floating facility 100 is obtained, for example, by modifying an LNG tanker 101 (LNG ship) for transporting liquefied natural gas (LNG). In FIG. 1, the elements included in the LNG tanker 101 before remodeling are indicated by solid lines, and the elements added by remodeling are indicated by broken lines.

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 LNG tanker 101 before modification includes a hull 2 (floating body), a main engine 4 provided on the hull 2 , and an LNG tank 6 provided on the hull 2 . The hull 2 has a bow 2a having a shape that reduces the resistance the hull receives from fluid such as seawater, and a stern 2b to which a rudder 3 can be attached for adjusting the traveling direction of the hull 2. The main engine 4 is an engine for generating power for driving a propeller 5 as a propulsion device. The LNG tanker 101 shown in FIG. 1 includes an engine 16 as the main engine 4 and a turbine 40 .
The LNG tanker 101 may further include a thermodynamic cycle (eg, Rankine cycle, Brayton cycle, etc.) for recovering exhaust heat from the main engine 4 (eg, engine 16). The thermodynamic cycle will be discussed later.

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 facility 100 obtained by modifying the LNG tanker 101 described above further includes a first heat exchanger 8 for vaporizing the LNG in the LNG tank 6 by heat exchange, and the cold heat of the LNG. and an expansion turbine 18 . It should be noted that in the exemplary embodiment shown in FIG. 1, turbine 40 functions as expansion turbine 18 . The floating facility 100 also includes a first LNG line 10 for directing LNG from the LNG tank 6 to the first heat exchanger 8 and/or expanding the regasified LNG from the first heat exchanger 8. A second LNG line 12 is provided for leading to the turbine. The floating facility 100 also includes a regasification LNG supply line 14 for guiding the regasification LNG from the expansion turbine 18 to the gas facility (demand destination).

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。 Note that the LNG tanker 101 can also be obtained by modifying the floating facility 100 . That is, the facility including the same hull 2 can be operated as the LNG tanker 101 or as the floating facility 100 (FSRU), and can be operated as the LNG tanker 101 and as the floating facility 100 by remodeling. It is possible to switch between the operation of

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 facility 100 and the LNG tanker 101 according to some embodiments will be described more specifically.

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) each show the LNG tanker 101 before being converted into the floating facility 100 according to one embodiment. It is a schematic block diagram.
FIGS. 2B, 3B, 3C, 4B, and 5B (hereinafter also referred to as FIGS. 2B to 5B) respectively show modifications of the LNG tanker 101 shown in FIGS. 2A to 5A. 1 is a schematic configuration diagram showing a floating facility 100 obtained by
In addition, illustration of the hull 2 (floating body) is abbreviate|omitted in the figure after FIG. 2A.

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 LNG tanker 101 shown in FIGS. 2A to 5A is equipped with an engine 16 (internal combustion engine) and a turbine 40 as the main engine 4 . The LNG tanker 101 is also equipped with a boiler 32 for generating steam for driving the turbine 40 .

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 LNG tank 6 is supplied to the engine 16 and the boiler 32 via a gas supply line 20 . The gas supply line 20 is provided with a compressor 22 for boosting the boil-off gas to an appropriate pressure and a gas header 24 for distributing the gas. The gas supply line 20 branches downstream of the gas header 24 into a first branch line 20 a connected to the boiler 32 and a second branch line 20 b connected to the engine 16 . A valve 30 for adjusting the flow rate of the gas supplied to the boiler 32 is provided in the first branch line 20a.

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 generator 28 is connected to the engine 16, and the generator 28 is driven by the engine 16 to generate electric power. The electrical power generated by the generator 28 is sent via the transmission line 56 to the electric motor 66 (see FIG. 3A). The electric motor rotates the propeller 5B (see FIG. 3A) via the gear 58B (see FIG. 3A). In addition, as shown in FIG. 3A, the power transmission line 56 may be appropriately provided with devices such as a transformer 62 and a converter 64 .

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 engine 16 may be configured to be able to supply LNG-derived gas (boil-off gas, etc.) as fuel, and to be able to supply oil fuel (for example, light oil) as fuel through the oil supply line 26. .

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 boiler 32 is configured to burn the supplied fuel (boil-off gas) and generate steam from the combustion heat. Steam generated by the boiler 32 is supplied to the turbine 40 via a steam supply line 38 . The boiler 32 may be configured to be able to supply LNG-derived gas (boil-off gas, etc.) as fuel, and to be able to supply oil fuel (for example, light oil) as fuel through the oil supply line 36. .

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 generator 54 is connected to the turbine 40 , the turbine 40 is rotationally driven by steam from the boiler 32 and the generator 54 is driven by the turbine 40 . power is generated by The electrical power so produced, like the electrical power produced by the generator 28 connected to the engine 16, is sent via power lines to the electric motor to drive the propeller 5 via the electric motor. It has become.

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, turbine 40 is connected to propeller 5A via gear 58A. The rotational energy of the rotating shaft of the turbine 40 is transmitted to the propeller 5A via the gear 58A, thereby driving the propeller 5A.

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 propeller 5 of the LNG tanker 101 may include a port side propeller 5A and a starboard side propeller 5B. The port side propeller 5A and the starboard side propeller 5B may both be driven by an electric motor 66 (see FIG. 3A). Alternatively, one of the port side propeller 5A and the starboard side propeller 5B may be driven by the electric motor 66 (see FIG. 3A) and the other may be driven by the turbine 40 via gears.

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。
The turbine 40 may also have multiple stages of turbines with different inlet pressures. In the exemplary embodiment shown in FIGS. 2A-5A, the turbines 40 each include a high pressure turbine 42, an intermediate pressure turbine 44 having a lower inlet pressure than the high pressure turbine 42, and a low pressure turbine 44 having a lower inlet pressure than the intermediate pressure turbine 44. a turbine 46;
The high-pressure turbine 42 has an outlet that can communicate with the inlet side of the intermediate-pressure turbine, and includes turbine blades that are shorter than the intermediate-pressure turbine.
The low-pressure turbine 46 has an inlet that communicates with the outlet side of the intermediate-pressure turbine and includes turbine blades that are longer than the intermediate-pressure turbine.

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, high pressure turbine 42, intermediate pressure turbine 44 and low pressure turbine 46 are arranged on a single axis and are adapted to drive generator 54 via a common rotating shaft.

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 embodiment shown in FIGS. 3A, 4A and 5A, turbine 40 further includes a reverse turbine 48 . The high pressure turbine 42 and the intermediate pressure turbine 44 arranged on one axis are connected to the generator 54 or the propeller 5A via a common rotating shaft, and the low pressure turbine 46 and the intermediate pressure turbine 46 arranged on the other axis are connected to the propeller 5A through a common rotating shaft. A pressure turbine 44 is connected to the generator 54 or propeller 5A through a common rotating shaft.

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, steam from steam supply line 38 is provided to the inlet of high pressure turbine 42 . Also, steam discharged from the high-pressure turbine 42 is supplied to the reheater 34 via a reheater inlet line 50 to be reheated. The reheated steam from the reheater 34 is supplied to the inlet of the intermediate pressure turbine 44 via the reheater outlet line 52 . Steam from the intermediate pressure turbine 44 is supplied to the low pressure turbine 46 . Steam discharged from the low-pressure turbine 46 is returned to the boiler 32 via a condenser (not shown).

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。 In the floating facility (FSRU) 100 shown in FIGS. 2B to 5B, the engine 16 that had the function as the main engine 4 during operation as the LNG tanker 101 (before modification; see FIGS. 2A to 5A) is used. to generate power for use in the floating facility 100 . In addition, by operating the turbine 40 that functions as the main engine 4 during operation as the LNG tanker 101 as the expansion turbine 18, the electric power used in the floating facility 100 is generated.

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 facility 100 shown in FIGS. 2B to 5B, boil-off gas from the LNG tank 6 is supplied to the engine 16 via the second branch line 20b of the gas supply line 20, as in the operation as the LNG tanker 101. supplied. A generator 28 is connected to the engine 16, and the generator 28 is driven by the engine 16 to generate electric power. The electric power generated by the generator 28 is transmitted to a demand destination in the floating facility 100 via a transmission line.

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。 The floating facility 100 shown in FIGS. 2B to 5B is also provided with a first heat exchanger 8 for vaporizing liquefied natural gas (LNG) from the LNG tank 6 to obtain regasified LNG. .

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 facility 100 shown in FIGS. 2B-5B includes a first LNG line 10 for conducting LNG from the LNG tank 6 to the first heat exchanger 8 and expanding the regasified LNG from the first heat exchanger 8. and a second LNG line 12 leading to the turbine. The first LNG line 10 is provided with an LNG pump 72 for boosting liquid LNG. The floating facility 100 also has a cooling water line 74 through which cooling water for cooling the engine 16 flows. It is designed to be guided to a heat exchanger 8 .

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 first heat exchanger 8 heats and vaporizes the liquid LNG led from the first LNG line 10 by heat exchange with cooling water (heat medium) flowing through the cooling water line 74 to generate regasified LNG. is configured to The regasified LNG produced in the first heat exchanger 8 is supplied to the expansion turbine 18 (turbine 40) via the second LNG line, and the expansion turbine 18 is driven by the regasified LNG so supplied. At the same time, the generator 54 connected to the expansion turbine 18 is driven.

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) via the regasified LNG supply line 14.

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 unit (FSRU) 100 capable of storing and regasifying the liquefied natural gas stored in the LNG tank 6, the cold heat of the LNG stored in the LNG tank 6 provided on the hull 2 can be used to drive the expansion turbine 18 . Therefore, by driving the power generator 54 with the expansion turbine 18, it becomes possible to generate power using the cold heat of LNG, and the energy efficiency of the floating facility 100 as a whole can be improved.

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。 Also, the expansion turbine 18 in the above-described embodiment can be used as the turbine 40 as the main engine 4 for generating the propulsive force of the hull 2 . Accordingly, an LNG tanker 101 (see FIGS. 2A-5A) having a turbine 40 that can be used as the main engine 4 can be retrofitted and operated as a floating unit (FSRU) 100. FIG. Therefore, for example, it is possible to switch between the operation as the LNG tanker 101 and the operation as the floating facility (FSRU) 100 according to the demand for LNG, etc., thereby efficiently using the floating facility 100. can.

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 LNG tanker 101 having the engine 16 (internal combustion engine) that can be used as the main engine 4 can be modified and operated as the floating unit (FSRU) 100 . Therefore, it is possible to switch between the operation as the LNG tanker 101 and the operation as the FSRU, for example, according to the demand for LNG, and thereby the floating facility 100 can be used efficiently.

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 first heat exchanger 8 includes cooling water after cooling the engine 16 . In this way, the cooling water of the engine 16 is used as a heat medium to regasify the LNG from the LNG tank 6, so that the exhaust heat of the engine 16 is effectively used to efficiently generate power. becomes possible.

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。 2B, 3B and 3C, of the high pressure turbine 42, the intermediate pressure turbine 44 and the low pressure turbine 46 that make up the turbine 40, the intermediate pressure turbine 44 has the function of the expansion turbine 18.

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 regasified LNG from the first heat exchanger 8 is directly introduced into the intermediate pressure turbine 44 (expansion turbine 18) via the second LNG line 12 (introduction line) without passing through the high pressure turbine 42. It has become so. Further, the regasified LNG discharged from the intermediate pressure turbine 44 (expansion turbine 18) is discharged to the regasified LNG supply line 14 (discharge line) without passing through the low pressure turbine 46. . 2B and 3B, illustration of the low-pressure turbine 46 is omitted.

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 turbine 40 varies when the turbine 40 is used as the main engine 4 during operation as the LNG tanker 101, and when the turbine 40 is used as the expansion turbine 18 for power generation during operation as the floating unit (FSRU) 100. It may differ depending on when it is used.
In this regard, the expansion turbine 18 according to the above-described embodiment is an intermediate pressure turbine 44 configured to be supplied with fluid having a lower pressure than the fluid supplied to the high pressure turbine 42 . That is, in the above-described embodiment, in the floating unit (FSRU) 100, the regasified LNG is introduced from the intermediate stage of the turbine 40, so the volume flow zone in the expansion turbine 18 is used as the LNG tanker 101. Easy to match with time. Therefore, in the floating facility 100, the expansion turbine 18 can be appropriately driven.

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 expansion turbine 18 according to the above-described embodiment is an intermediate pressure turbine 44 configured to be supplied with fluid having a higher pressure than the fluid supplied to the low pressure turbine 46 . That is, in the above-described embodiment, in the floating unit (FSRU) 100, since the regasified LNG is discharged from the middle stage of the turbine 40, the volumetric flow zone in the expansion turbine 18 is operated as the LNG tanker 101. Easy to match with time. Therefore, in the floating facility 100, the expansion turbine 18 can be appropriately driven.

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。 In addition, by using only the intermediate stage of the turbine 40 (the intermediate pressure turbine 44 in the above-described embodiment) as the expansion turbine 18 driven by the regasified LNG, the other part of the turbine 40 can be used can also generate electricity.

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 boiler 32 is supplied via steam supply line 76 to low pressure turbine 46, which has a separate rotating shaft from high pressure turbine 42 and intermediate pressure turbine 44. , a low pressure turbine 46 and a generator 55 connected to the low pressure turbine 46 . In this way, during operation as an FSRU, power can be generated not only by the expansion turbine 18 but also by the low-pressure turbine 46 driven by steam, making it possible to supply more power.

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 embodiment shown in FIGS. 4B and 5B, high pressure turbine 42 and intermediate pressure turbine 44 serve the function of expansion turbine 18 . That is, the expansion turbine 18 includes a high pressure turbine 42 (first turbine) and an intermediate pressure turbine (second turbine) whose inlet pressure is lower than that of the high pressure turbine 42 . The regasified LNG from the first heat exchanger 8 is supplied to the high pressure turbine 42 (first turbine). In addition, the regasified LNG discharged from the high-pressure turbine 42 (first turbine) is guided to the second heat exchanger 69 via the reheat line 78, and is mixed with the heat medium in the second heat exchanger 69. After being heated by heat exchange, it is supplied to the inlet of the intermediate pressure turbine 44 .

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 second heat exchanger 69 shown in FIGS. 4B and 5B, cooling water from the cooling water line 74 (cooling water after cooling the engine 16) is supplied as a heat medium for reheating the regasified LNG. It is meant to be guided. The first heat exchanger 8 and the second heat exchanger 69 may share a single casing as shown in FIGS. 4B and 5B, or may have separate casings. may have.

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 expansion turbine 18 is fed with the high pressure turbine 42 (first turbine) and the fluid heated in the second heat exchanger 69 after being discharged from the high pressure turbine 42 (first turbine). and a pressure turbine 44 (second turbine). Therefore, as in the LNG tanker 101 shown in FIGS. 4A and 5A, when a reheat turbine (turbine 40) is used as the main engine 4, the reheat turbine can be used as a floating unit (FSRU) with the structure as it is. It can be used as an expansion turbine 18 when operating as 100 . Therefore, it is possible to efficiently generate power using the cold energy of LNG while suppressing equipment costs.

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。
2B to 5B by modifying the LNG tanker 101 shown in FIGS. 2A to 5A to obtain the floating facility 100 shown in FIGS. and providing a regasified LNG supply line 14 for guiding the regasified LNG produced in the first heat exchanger 8 to the gas facility (demand destination). include. The first heat exchanger 8 is provided to satisfy the following condition (A) in relation to the expansion turbine 18 so that the turbine 40 constituting the main engine 4 functions as the expansion turbine 18 .
(A) Expansion turbine 18 is configured to be driven by regasified LNG from first heat exchanger 8 .

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。 In addition, the method for retrofitting an LNG tanker further includes the step of providing a first LNG line 10 for guiding LNG from the LNG tank 6 to the first heat exchanger 8; to an expansion turbine.

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。 The LNG tanker modification method may further include the step of providing a cooling water line for guiding the cooling water used to cool the engine 16 to the first heat exchanger 8 .

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 obtaining the floating facility 100 shown in FIGS. 3B and 5B from the LNG tanker 101 shown in FIGS. 3A and 5A, the gear 58A and the propeller 5A connected to the turbine 40 are separated from the turbine 40, and the turbine Connecting a generator 54 to 40 may be included.

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。 When obtaining the floating facility 100 shown in FIGS. 4B and 5B from the LNG tanker 101 shown in FIGS. 4A and 5A, the step of providing the second heat exchanger 69 and the high-pressure turbine 42 (first turbine) This may include providing a reheat line 78 extending from the outlet through the second heat exchanger 69 to the inlet of the intermediate pressure turbine 44 (the second turbine).

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 LNG tanker 101 by the modification method described above, for example, the floating facility 100 according to the embodiment shown in FIGS. 2B to 5B can be obtained. The floating facility 100 obtained in this manner enables power generation using the cold heat of LNG, and the energy efficiency of the floating facility as a whole can be improved.

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 diagram of an expansion turbine 18 (eg, the expansion turbine 18 shown in FIGS. 2B-5B) according to some embodiments. The expansion turbine 18 shown in FIG. 6 includes a rotor 19, a casing 18a surrounding the rotor 19, and fluid (18 in the case of the expansion turbines of FIGS. and a seal 80 for suppressing leakage of liquefied LNG).

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 seal portion 80 includes a plurality of labyrinth portions 82A-82C spaced apart in the axial direction. At a position between the adjacent labyrinth portions 82B and 82C, an inert gas is supplied to the space 83A formed between the rotor 19 and the casing 18a via the inert gas supply line 84 and the branch lines 84a and 84b. A gas (eg nitrogen) is supplied. The pressure of the inert gas supplied to the space 83A described above is higher than the fluid supplied to the expansion turbine 18 (in the case of the expansion turbines of FIGS. 2B-5B, 18 is regasified LNG).

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 gas supply line 84 is provided with a valve 85 for adjusting the flow rate of the inert gas. In addition, the fluid leaked from between the rotor 19 and the casing 18a through the labyrinth portion 82A (in the case of the expansion turbines in FIGS. 2B to 5B, 18 is regasified LNG), and the fluid leaked from the space 83A through the labyrinth portion 82B. The inert gas is recovered through a recovery line 86 and a space 83B formed between the rotor 19 and the casing 18a at a position between the adjacent labyrinth portions 82A and 82B.

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 seal portion 80 is supplied with inert gas (eg, nitrogen) at a higher pressure than the fluid supplied to the expansion turbine 18 (18 in the case of the expansion turbines of FIGS. 2B to 5B is regasified LNG). It has become.

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-described configuration, an inert gas (for example, nitrogen gas) having a higher pressure than the fluid (regasified LNG or heat medium) supplied to the expansion turbine 18 is supplied to the seal portion 80. Therefore, for example, Even if the operation mode is changed between the floating facility 100 and the LNG tanker 101 and the type of fluid supplied to the expansion turbine 18 is changed, appropriate shaft sealing can be achieved without changing the structure of the seal portion 80. Become.

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。
FIGS. 7A, 8A, 9A, 10A and 11A (hereinafter also referred to as FIGS. 7A to 11A) show the LNG tanker before modification to the floating facility 100 according to one embodiment. 101 is a schematic configuration diagram showing 101. FIG.
FIGS. 7B, 8B, 9B, 10B and 11B (hereinafter also referred to as FIGS. 7B to 11B) show the modified LNG tanker 101 shown in FIGS. 7A to 10A. It is a schematic block diagram which shows the floating facility 100 obtained.

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 tanker 101 shown in FIGS. 7A to 11A is equipped with an engine 16 (internal combustion engine) as the main engine 4 .
LNG from the LNG tank 6 is supplied to the engine 16 via an LNG fuel supply line 88 . The LNG fuel supply line 88 is provided with a pump 90 for boosting the LNG to an appropriate pressure and a valve 89 for adjusting the flow rate of the LNG supplied to the engine 16 . The engine 16 is configured to rotationally drive the propeller 5 (propulsion device). The rotational energy generated by the engine 16 may be transmitted to the propeller 5 via a gear (not shown), or may be generated by driving a generator (not shown) by the engine 16. The electric motor may be driven by the electric power supplied to the electric motor, and the propeller 5 may be driven by the electric motor.

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 Figures 7A and 8A, a LNG tanker 101 is provided with a thermodynamic cycle 102 including a circuit 104 through which a working fluid heat carrier flows. This thermodynamic cycle 102 includes an expansion turbine 18 provided on circuit 104, a condenser 106 provided downstream of expansion turbine 18, a pump 108 provided downstream of condenser 106, and pump 108 and an evaporator 110 provided downstream of the Rankine cycle. A generator 113 is connected to the expansion turbine 18 .

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 expansion turbine 18 is configured to expand the heat medium flowing through the circuit 104 of the thermodynamic cycle 102 to drive the generator 113 to produce electrical power.

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 condenser 106 is configured to condense the heat medium from the expansion turbine 18 by heat exchange with a low temperature heat source. Seawater, for example, can be used as a low-temperature heat source.
The pump 108 is configured to raise the pressure of the heat medium that has been condensed and liquefied by the condenser 106 .

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 evaporator 110 is configured to evaporate the liquid heat medium pressurized by the pump 108 by heat exchange with a high-temperature heat source. Exhaust gas from the engine 16, for example, can be used as the high-temperature heat source. 7A and 8A, exhaust gas from the engine 16 is supplied to the evaporator 110 via an exhaust gas line 92. As shown in FIG.

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 thermodynamic cycle 102 configured in this way, the exhaust heat of the engine 16 recovered by heat exchange in the evaporator 110 can be used to drive the generator 113 .

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 facility 100 shown in FIGS. 7B and 8B, the condenser 106 constituting the thermodynamic cycle 102 that was operated during operation as the LNG tanker 101 (before modification; see FIGS. 7A to 8A) is operated as the first heat. It is used as an exchanger 8.

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 facility 100 shown in FIGS. 7B and 8B is provided with a first LNG line 10 for guiding the LNG from the LNG tank 6 to the first heat exchanger 8, and the first LNG line 10 for boosting the liquid LNG. and a valve 71 for regulating the flow of LNG in the first LNG line 10 . Also, the regasified LNG produced in the first heat exchanger 8 is guided to the gas facility (demand destination) via the regasified LNG supply line 14 .

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 LNG tank 6 is supplied via the first LNG line 10 to the condenser 106 (first heat exchanger 8) that constitutes the thermodynamic cycle 102 as a low-temperature heat source for the thermodynamic cycle 102. ing. That is, the condenser 106 is configured to condense the heat medium of the thermodynamic cycle 102 by heat exchange with LNG. The expansion turbine 18 is configured to be driven by the heat medium that has passed through the condenser 106 (the first heat exchanger 8), the pump, and the evaporator 110 and is in a gaseous state.

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 facility 100, the expansion turbine 18 on the thermodynamic cycle 102 can be driven using LNG from the LNG tank 6 provided on the ship 2 as a low-temperature heat source. That is, the expansion turbine 18 is supplied with the heat medium, which is the working fluid of the thermodynamic cycle 102 , rather than the LNG-derived gas from the LNG tank 6 . Therefore, while avoiding leakage of LNG from the expansion turbine 18, it is possible to generate power using cold heat of LNG.

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 regasification LNG is expanded by the direct expansion turbine, the pressure of the heat medium in the thermodynamic cycle 102 is changed to the gas supply pressure of the regasification LNG (supply to the demand destination Since it can be set regardless of the pressure), it can be applied to a wide range of LNG supply pressures, such as high pressures such as 10 to 15 MPa.
Note that when the regasified LNG is expanded by a direct expansion turbine (see, for example, FIGS. 2B to 5B), when the regasified LNG feed pressure is set high, the inlet pressure of the expansion turbine 18 is also increased accordingly. It may be difficult to achieve the required insufflation pressure because of the need.

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 facility 100 according to the above-described embodiment, the evaporator 110 that constitutes the thermodynamic cycle 102 is the LNG-derived fuel gas stored in the LNG tank 6 (supplied via the LNG fuel supply line 88 The exhaust heat of the engine 16 to which the gas is supplied is used to evaporate the heat medium.

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 engine 16 is used as a high-temperature heat source for evaporating the heat medium (working fluid) in the thermodynamic cycle 102, the exhaust heat of the engine 16 is effectively used to efficiently generate power. It is possible to do

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。
It should be noted that while the exemplary embodiment shown in FIGS. 7B and 8B uses exhaust gas from the engine 16 as the high temperature heat source described above, in other embodiments, the high temperature heat source may be cooling water after the engine 16 has been cooled. may be
In another embodiment, the 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 facility 100) is supplied with LNG-derived fuel gas (gas supplied via the LNG fuel supply line 88) stored in the LNG tank 6. It has an engine 16 that is Engine 16 is configured to be supplied with regasified LNG from first heat exchanger 8 (ie, condenser 106) as fuel.

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 first heat exchanger 8 as the condenser 106 in the thermodynamic cycle 102 is supplied to the engine 16 as fuel. The LNG tanker 101 (floating facility 100) can be efficiently operated.

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 LNG tanker 101 includes a compressor 94 for compressing air supplied to the engine 16 and a compressor 94 configured to be driven by the exhaust gas from the engine 16. A supercharger 93 is provided including a turbine 96 and a rotating shaft 95 connecting the compressor 94 and the turbine 96 . A generator 113 is connected to the turbine 96 .

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 compressor 94 via an air introduction line 114 . Compressed air produced by compressor 94 is supplied to engine 16 via engine inlet line 116 . Exhaust gases produced by combustion of fuel in engine 16 exit engine 16 via engine outlet line 118 and are channeled to turbine 96 . Turbine 96 is driven by exhaust gases from engine 16, which in turn drives generator 113 to produce electrical power. Exhaust gases having completed work in turbine 96 are discharged through exhaust gas line 120 .

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。
9A and 10A, the LNG fuel supply line 88 for supplying LNG from the LNG tank 6 to the engine 16 is provided with a heat exchanger 98 (described later) for regasifying the LNG. second cooler) is provided.
In the exemplary embodiment shown in FIG. 9A, heat exchanger 98 (second cooler) is configured to heat and vaporize the LNG by exchanging heat with seawater introduced via line 99 .
In the exemplary embodiment shown in FIG. 10A, heat exchanger 98 (secondary cooler) is configured to heat and vaporize the LNG by exchanging heat with air introduced via line 99 . Further, in the exemplary embodiment shown in FIG. 10A, air after passing through the heat exchanger 98 (second cooler) is supplied to the compressor 94 via an air introduction line 114. .

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 facility 100 shown in FIGS. 9B and 10B, heat including the compressor 94 and turbine 96 of the supercharger 93 used during operation as the LNG tanker 101 (before modification; see FIGS. 9A to 10A) A dynamic cycle 122 is formed. This thermodynamic cycle 122 is a Brayton cycle without a phase change of the heat medium (working fluid).

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 thermodynamic cycle 122, the circuit 124 through which the heat transfer medium flows is provided with the turbine 96 described above. This turbine 96 functions as the expansion turbine 18 . A first cooler 126 for cooling the heat medium is provided downstream of the turbine 96 (expansion turbine 18) on the thermodynamic cycle 122 . The first cooler 126 includes a first heat exchanger 8 configured to cool the heat transfer medium by exchanging heat with liquefied natural gas.

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 thermodynamic cycle 122, a compressor 94 (compressor 94 described above) is provided downstream of the first cooler 126 for compressing the heat medium. As mentioned above, the compressor 94 and turbine 96 are connected via the rotating shaft 95 . A generator 113 is connected to the turbine 96 (expansion turbine 18). A heater 128 is provided downstream of the compressor 94 on the thermodynamic cycle 122 . Exhaust gas from the engine 16 is supplied to the heater 128 via an exhaust gas line 130 . The heater 128 is configured to heat the heat medium through heat exchange with exhaust gas from the engine 16 .

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。 Also, in the exemplary embodiment shown in FIG. 10, in the thermodynamic cycle 122, downstream of the turbine 96 (expansion turbine 18) and upstream of the first cooler 126 is a heat exchanger 98 (second cooler). is provided.

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 facility 100 shown in FIGS. 9B and 10B is provided with a first LNG line 10 for guiding LNG from the LNG tank 6 to the first heat exchanger 8, and the first LNG line 10, and is provided in the first LNG line 10 to pressurize the liquid LNG. and a valve 71 for regulating the flow of LNG in the first LNG line 10 . Also, the regasified LNG produced in the first heat exchanger 8 is guided to the gas facility (demand destination) via the regasified LNG supply line 14 .

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。 The first cooler 126 (first heat exchanger 8) constituting the thermodynamic cycle 122 is supplied with LNG from the LNG tank 6 via the first LNG line 10 as a low-temperature heat source of the thermodynamic cycle 122. It has become. That is, the first cooler 126 is configured to cool the heat medium of the thermodynamic cycle 122 by heat exchange with LNG. The turbine 96 (expansion turbine 18 ) is configured to be driven by the gaseous heat medium after passing through the first cooler 126 .

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 facility 100, the turbine 96 (expansion turbine) on the thermodynamic cycle 122 can be driven using the LNG from the LNG tank 6 provided on the hull 2 as a low-temperature heat source. . That is, the expansion turbine 18 is supplied with the heat medium, which is the working fluid of the thermodynamic cycle 122 , rather than the LNG-derived gas from the LNG tank 6 . Therefore, while avoiding leakage of LNG from the expansion turbine 18, it is possible to generate power using cold heat of LNG.
Further, in the case of the LNG tanker 101 equipped with the turbine 96 or the compressor 94, the above-mentioned A configuration according to an embodiment can be obtained. Therefore, it is possible to efficiently generate power using the cold energy of LNG while suppressing equipment costs.

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 facility 100 includes the rotating shaft 95 that connects the turbine 96 (expansion turbine 18) and the compressor 94, and the compressor 94 is connected to the turbine via the rotating shaft 95. 96 (expansion turbine 18).

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。 Thus, the compressor 94 and the turbine 96 (expansion turbine 18 ) on the thermodynamic cycle 122 are connected via the rotating shaft 95 . Thus, if the LNG tanker 101 uses equipment including a compressor 94 and a turbine 96 connected by a rotating shaft 95 (supercharger 93 described above), this equipment is used to form the thermodynamic cycle 122. By doing so, the floating facility 100 according to the above-described embodiment can be obtained. Therefore, it is possible to efficiently generate power using the cold heat of LNG while suppressing equipment costs.

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 facility 100 according to the above-described embodiment, the heater 128 that constitutes the thermodynamic cycle 122 is the LNG-derived fuel gas stored in the LNG tank 6 (supplied via the LNG fuel supply line 88 The exhaust heat of the engine 16 to which the gas is supplied is used to evaporate the heat medium.

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 engine 16 is used as a high-temperature heat source for heating the heat medium (working fluid) in the thermodynamic cycle 122, the exhaust heat of the engine 16 is effectively used to efficiently generate power. It is possible to do

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。
9B and 10B, the exhaust gas of the engine 16 is used as the above-described high-temperature heat source, but in other embodiments, the high-temperature heat source is the cooling water after cooling the engine 16. may be
In another embodiment, the 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。 Also, in the exemplary embodiment shown in FIG. 10B, a heat exchanger provided between turbine 96 (expansion turbine 18) and first cooler 126 (first heat exchanger 8) on thermodynamic cycle 122 98 (second cooler) is configured to cool the heat medium by heat exchange with the LNG supplied to the engine 16 .

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 thermodynamic cycle 122 is further cooled by heat exchange with LNG from the LNG tank 6 in the heat exchanger 98 (second cooler). , can generate electricity more efficiently.

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 fuel supply line 88 is provided with a heat exchanger 98 as the first heat exchanger 8 for heating and vaporizing the LNG. Heat exchanger 98 may be configured to heat the LNG, for example, by exchanging heat with seawater.

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, an expansion turbine 136 (18) is provided in the branch line 132 branching off from the LNG fuel supply line 88. As shown in FIG. Branch line 132 is provided with valve 134 for regulating the flow of regasified LNG supplied to expansion turbine 136 . A generator 138 is connected to the expansion turbine 136 . The expansion turbine 136 is supplied with the regasified LNG through the branch line 132 , and the expansion turbine 136 expands the regasified LNG and drives the generator 138 . In this manner, electrical power is generated at generator 138 . The regasified LNG discharged from the expansion turbine 136 is temperature-controlled in the heat exchanger 140 and then guided to the gas facility (demand destination) via the regasified LNG supply line 14 .

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。 Also, in the exemplary embodiment shown in FIG. 11B, the heat exchanger 98 provided in the LNG fuel supply line 88 forms part of the thermodynamic cycle 102 . In the embodiment shown in FIG. 11B, the thermodynamic cycle 102 includes a circuit 104 through which a heat medium, which is a working fluid, flows, an expansion turbine 112 (18) provided on the circuit 104, and a downstream side of the expansion turbine 112. The Rankine cycle includes a condenser 106 , a pump 108 provided downstream of the condenser 106 , and an evaporator 110 provided downstream of the pump 108 . A generator 113 is connected to the expansion turbine 18 .

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 expansion turbine 18 is configured to expand the heat medium flowing through the circuit 104 of the thermodynamic cycle 102 to drive the generator 113 to produce electrical power.

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。 Condenser 106 (first heat exchanger 8) constituting thermodynamic cycle 102 is supplied with LNG from LNG tank 6 via LNG fuel supply line 88 as a low-temperature heat source of thermodynamic cycle 102. It's becoming That is, the condenser 106 is configured to condense the heat medium of the thermodynamic cycle 102 by heat exchange with LNG. The expansion turbine 112 is configured to be driven by the heat medium that has passed through the condenser 106 (first heat exchanger 8), the pump 108, and the evaporator 110 and is in a gaseous state.

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 evaporator 110 is configured to evaporate the liquid heat medium pressurized by the pump 108 by heat exchange with a high-temperature heat source. A high temperature heat source is directed through line 107 to evaporator 110 . Exhaust gas from the engine 16 or cooling water for the engine 16 can be used as the high-temperature heat source, for example. Moreover, you may use seawater as a high temperature heat source.

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 thermodynamic cycle 102 configured in this way, the exhaust heat of the engine 16 recovered by heat exchange in the evaporator 110 can be used to drive the generator 113 .

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 embodiment described above, the expansion turbine 136 driven by the regasified LNG from the first heat exchanger 8 (heat exchanger 98) forms part of the thermodynamic cycle 102 utilizing the LNG as a low temperature heat source. , with an expansion turbine 112 driven by a gaseous heat medium. This can increase the power recovered from the LNG cold.

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。
2B to 5B by modifying the LNG tanker 101 shown in FIGS. 6A to 11A to obtain the floating facility 100 shown in FIGS. and providing a regasified LNG supply line 14 for guiding the regasified LNG produced in the first heat exchanger 8 to the gas facility (demand destination). include. The first heat exchanger 8 is provided to satisfy the following condition (B) in relation to the expansion turbine 18 so that the turbine 40 constituting the main engine 4 functions as the expansion turbine 18 .
(B) The expansion turbine 18 forms part of a thermodynamic cycle 102, 122 that utilizes liquefied natural gas as a low temperature heat source in the first heat exchanger 8 and is configured to be driven by a gaseous heat medium. be done.

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。 In addition, the method for retrofitting an LNG tanker further includes the step of providing a first LNG line 10 for guiding LNG from the LNG tank 6 to the first heat exchanger 8; to an expansion turbine.

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。 The LNG tanker modification method may further include the step of providing a cooling water line for guiding the cooling water used to cool the engine 16 to the first heat exchanger 8 .

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 LNG tanker 101 by the modification method described above, for example, the floating facility 100 according to the embodiment shown in FIGS. 6B to 11B can be obtained. The floating facility 100 obtained in this manner enables power generation using the cold heat of LNG, and the energy efficiency of the floating facility as a whole can be improved.

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 modifications of the above-described embodiments and modes in which these modes are combined 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。
As used herein, expressions such as "in a certain direction", "along a certain direction", "parallel", "perpendicular", "central", "concentric" or "coaxial", etc. express relative or absolute arrangements. represents not only such arrangement strictly, but also the state of being relatively displaced with a tolerance or an angle or distance to the extent that the same function can be obtained.
For example, expressions such as "identical", "equal", and "homogeneous", which express that things are in the same state, not only express the state of being strictly equal, but also have tolerances or differences to the extent that the same function can be obtained. It shall also represent the existing state.
Further, in this specification, expressions representing shapes such as a quadrilateral shape and a cylindrical shape not only represent shapes such as a quadrilateral shape and a cylindrical shape in a geometrically strict sense, but also within the range in which the same effect can be obtained. , a shape including an uneven portion, a chamfered portion, and the like.
Moreover, in this specification, the expressions “comprising”, “including”, or “having” one component are not exclusive expressions excluding the presence of other components.

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 Bow 2b Stern 3 Rudder 4 Main engine 5 Propeller 5A Port side propeller 5B Starboard side propeller 6 LNG tank 8 First heat exchanger 10 First LNG line 12 Second LNG line 14 Regasification 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 intermediate pressure turbine 46 low pressure turbine 48 reverse turbine 50 reheater inlet line 52 reheater outlet line 54 generator 55 generator 56 transmission lines 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 parts 82A, 82B, 82C Labyrinth parts 83A, 83B Space 84 Inert gas supply lines 84a, 84b Branch line 85 Valve 86 Recovery line 88 LNG fuel supply Line 89 Valve 90 Pump 92 Exhaust gas line 93 Supercharger 94 Compressor 95 Rotating shaft 96 Turbine 98 Heat exchanger 99 Line 100 Floating installation 101 LNG tanker 102 Thermodynamic cycle 104 Circuit 106 Condenser 107 Line 108 Pump 110 Evaporator 112 Expansion turbine 113 Generator 114 Air intake line 116 Engine inlet line 118 Engine outlet line 120 Exhaust gas line 122 Thermodynamic cycle 124 Circuit 126 First cooler 128 Heater 130 Exhaust gas line 132 Branch line 134 Valve 136 Expansion turbine 138 Generator 140 Heat Exchanger

Claims (11)

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、
(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、との条件を満たす膨張タービンと、
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、
を備える浮体式設備。
a floating body;
an LNG tank provided on the floating body;
a first heat exchanger for vaporizing the liquefied natural gas from the LNG tank by heat exchange with a heat medium to obtain regasified LNG;
(A) an expansion turbine configured to be driven by said regasified LNG from said first heat exchanger ;
a high-pressure turbine having an outlet portion that can communicate with an inlet side of the expansion turbine and including turbine blades that are shorter than the expansion turbine;
an introduction line configured to introduce the regasified LNG directly into the expansion turbine without passing through the high pressure turbine;
Floating facility with
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
請求項1に記載の浮体式設備。
The floating facility according to claim 1, further comprising an internal combustion engine configured to be able to supply liquefied natural gas from said 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 floating facility according to claim 2, wherein the heat medium contains cooling water after cooling the internal combustion engine.
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、
(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、との条件を満たす膨張タービンと、
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
体式設備。
a floating body;
an LNG tank provided on the floating body;
a first heat exchanger for vaporizing the liquefied natural gas from the LNG tank by heat exchange with a heat medium to obtain regasified LNG;
(A) an expansion turbine configured to be driven by said regasified LNG from said first heat exchanger;
a low-pressure turbine having an inlet portion communicable with the outlet side of the expansion turbine and including turbine blades longer than the expansion turbine;
a discharge line configured to discharge the regasified LNG from the expansion turbine without passing through the low pressure turbine.
Floating equipment.
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、
(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、との条件を満たす膨張タービンと、
を備え、
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
体式設備。
a floating body;
an LNG tank provided on the floating body;
a first heat exchanger for vaporizing the liquefied natural gas from the LNG tank by heat exchange with a heat medium to obtain regasified LNG;
(A) an expansion turbine configured to be driven by said regasified LNG from said first heat exchanger;
with
the expansion turbine includes a first turbine and a second turbine having a lower inlet pressure than the first turbine;
said first turbine is configured to be supplied with said regasified LNG from said first heat exchanger;
further comprising a second heat exchanger for heating the regasified LNG discharged from the first turbine;
the second turbine configured to be supplied with the regasified LNG from the second heat exchanger
Floating equipment.
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、
(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、との条件を満たす膨張タービンと、
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熱交換器を含み、
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た
浮体式設備。
a floating body;
an LNG tank provided on the floating body;
a first heat exchanger for vaporizing the liquefied natural gas from the LNG tank by heat exchange with a heat medium to obtain regasified LNG;
(B) the first heat exchanger forms part of a thermodynamic cycle utilizing the liquefied natural gas as a low-temperature heat source and is configured to be driven by the gaseous heat medium; an expansion turbine that satisfies
a first cooler provided downstream of the expansion turbine on the thermodynamic cycle for cooling the heat medium;
a compressor provided downstream of the first cooler on the thermodynamic cycle for compressing the heat medium;
a heater provided downstream of the compressor on the thermodynamic cycle for heating the heat medium;
The first cooler includes the first heat exchanger configured to cool the heat medium by heat exchange with the liquefied natural gas,
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 exhaust heat of the internal combustion engine.
Floating equipment.
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た
請求項に記載の浮体式設備。
further comprising a rotating shaft connecting the expansion turbine and the compressor;
7. The floating facility according to claim 6 , wherein said compressor is configured to be driven by said expansion turbine via said rotating shaft.
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、
(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、との条件を満たす膨張タービンと、
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熱交換器を含み、
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
体式設備。
a floating body;
an LNG tank provided on the floating body;
a first heat exchanger for vaporizing the liquefied natural gas from the LNG tank by heat exchange with a heat medium to obtain regasified LNG;
(B) the first heat exchanger forms part of a thermodynamic cycle utilizing the liquefied natural gas as a low-temperature heat source and is configured to be driven by the gaseous heat medium; an expansion turbine that satisfies
a first cooler provided downstream of the expansion turbine on the thermodynamic cycle for cooling the heat medium;
a compressor provided downstream of the first cooler on the thermodynamic cycle for compressing the heat medium;
a heater provided downstream of the compressor on the thermodynamic cycle for heating the heat medium;
The first cooler includes the first heat exchanger configured to cool the heat medium by heat exchange with the liquefied natural gas,
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;
The second cooler is configured to cool the heat medium by heat exchange with liquefied natural gas supplied from the LNG tank to the internal combustion engine.
Floating equipment.
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た
請求項1乃至の何れか一項に記載の浮体式設備。
The expansion turbine includes a rotor, a casing that surrounds the rotor, and a seal that suppresses fluid leakage through a gap between the rotor and the casing,
9. The sealing portion according to any one of claims 1 to 8 , wherein the seal portion is configured to be supplied with an inert gas having a higher pressure than the regasified LNG or the heat medium supplied to the expansion turbine. Floating equipment.
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
請求項1乃至の何れか一項に記載の浮体式設備。
10. A floating facility according to any preceding claim, further comprising a generator configured to be driven by said expansion turbine.
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船を改造して浮体式設備を得る方法であって、
前記浮体式設備は、
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、
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、又は、
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、
との条件を満たす膨張タービンと、
を含み、
前記LNGタンクから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。
a hull;
a main engine provided in the hull;
A method for obtaining a floating facility by modifying an LNG ship comprising an LNG tank provided on the hull,
The floating facility is
a floating body;
an LNG tank provided on the floating body;
a first heat exchanger for vaporizing the liquefied natural gas from the LNG tank by heat exchange with a heat medium to obtain regasified LNG;
configured to be driven by the regasified LNG from the first heat exchanger, or
configured to be driven by the heat medium in the gaseous state forming part of a thermodynamic cycle utilizing the liquefied natural gas as a low temperature heat source in the first heat exchanger;
an expansion turbine satisfying the conditions of
including
providing a first heat exchanger for heat exchange vaporizing liquefied natural gas from said LNG tank to obtain regasified LNG;
forming a regasified LNG supply line that directs the regasified LNG to a gas facility;
with
The first heat exchanger is configured in relation to the main engine or a turbine forming part of the thermodynamic cycle for waste heat recovery of the main engine so that the expansion turbine functions as an expansion turbine. A method for manufacturing a floating facility that satisfies the conditions of (A) or (B).
(A) the expansion turbine is configured to be driven by the regasified LNG from the first heat exchanger;
(B) The first heat exchanger forms a part of a thermodynamic cycle in which the liquefied natural gas is used as a low-temperature heat source, and the expansion turbine is driven by the gaseous heat medium. .
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