JP7366555B2 - 液化ガス気化装置及びこれを備えた浮体設備 - Google Patents

Description

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

特許文献１に示されているように、ＬＮＧを外部へ供給する際に再ガス化することが知られている。

特表２００２－５０６９６０号公報

再ガス化しているときは、ＬＮＧタンク内のＬＮＧが消費されるので、ＬＮＧタンク内の圧力が過度に上昇するおそれがない。しかし、再ガス化していない場合、ＬＮＧタンク内の圧力は不可避的な侵入熱等によってボイルオフガス（ＢＯＧ）が発生し、ＬＮＧタンク内の圧力が過度に上昇するおそれがある。この場合には、ＢＯＧをＬＮＧタンクから取り出してＧＣＵ（Gas Combustion Unit）で焼却処理することが行われる。

ＢＯＧを焼却処理するためにＧＣＵを設備として備えると設置スペースが必要になり、また初期投資が増加するという問題がある。これを解決するために、ＬＮＧを再ガス化する際に用いる熱源としてリガスボイラ（Regas boiler）を備えた設備の場合には、リガスボイラをＧＣＵとして兼用することが考えられる。

しかし、リガスボイラをＧＣＵとして用いた場合、リガスボイラで発生した蒸気を凝縮するための大容量のコンデンサが必要となり、初期投資が増大するという問題がある。

本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、初期投資を増大させることなくボイルオフガス焼却処理時に発生する蒸気を凝縮することができる液化ガス気化装置及びこれを備えた浮体設備を提供することを目的とする。

本発明の一態様に係る液化ガス気化装置は、液化ガスを加熱して気化する気化器と、前記気化器に接続されるとともに不凍液が循環する不凍液循環経路と、液化ガスタンクで発生したボイルオフガスを燃焼させて蒸気を生成するボイラと、前記ボイラで生成された蒸気と前記不凍液循環経路を循環する不凍液とを熱交換する蒸気熱交換器と、前記気化器にて液化ガスを加熱せずに前記液化ガスタンクで発生したボイルオフガスを前記ボイラで焼却処理するボイルオフガス焼却処理モード時の制御を行う制御部と、を備え、前記制御部は、前記ボイルオフガス焼却処理モード時に、前記気化器に液化ガスを供給しないことによって前記気化器にて液化ガスを加熱せずに、前記不凍液循環経路の不凍液を循環させ、前記ボイラで生成された蒸気を前記蒸気熱交換器へと送る。

ボイルオフガス焼却処理モード時に、ボイラで発生した蒸気を蒸気熱交換器へ送ることとした。蒸気熱交換器にて蒸気と不凍液との間で熱交換が行われ、不凍液循環経路を循環する不凍液を介して放熱されることになる。これにより、ボイルオフガス焼却処理モード時に必要となる大型のコンデンサを設ける必要がなくなり、初期投資を抑えることができる。
不凍液としては、例えば、エチレングリコール等のグリコールが用いられる。

さらに、本発明の一態様に係る液化ガス気化装置では、前記不凍液循環経路に設けられ、不凍液と海水とを熱交換する海水熱交換器を備え、前記制御部は、前記ボイルオフガス焼却処理モード時に、前記海水熱交換器にて不凍液から海水へと放熱を行うように制御する。

不凍液循環経路に海水熱交換器を備え、海水熱交換器を介して不凍液から海水へと放熱を行うようにした。これにより、効果的に蒸気の凝縮熱を外部へと放熱することができる。
なお、海水熱交換器は、気化器にて液化ガスを気化する場合には、気化器を通過した後の不凍液を海水で加熱するために用いられる。

さらに、本発明の一態様に係る液化ガス気化装置では、蒸気タービンと、前記蒸気タービンから排出された蒸気を凝縮させる復水器と、を備え、前記制御部は、前記ボイルオフガス焼却処理モード時に、前記ボイラで生成された蒸気を前記復水器へと送る。

復水器にも蒸気を送るようにして、復水器でも放熱できるようにした。復水器で全ての蒸気を凝縮させる必要はないので、復水器を大型化する必要がない。例えば、制御部は、先に復水器にて蒸気を凝縮させ、凝縮量が所定値を超えたら蒸気熱交換器にて蒸気を凝縮させるという制御を行っても良い。

また、本発明の一態様に係る浮体設備では、蒸気のいずれかに記載の液化ガス気化装置と、液化ガスを貯留する液化ガスタンクと、前記気化器は、前記液化ガスタンクから導かれた液化ガスを気化する。

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

不凍液循環経路で放熱させることとしたので、初期投資を増大させることなくボイルオフガス焼却処理時に発生する蒸気を凝縮することができる。

本発明の一実施形態に係るＦＳＲＵに適用されたＬＮＧ気化設備であり、オープンループ時を示した概略構成図である。 図１のＬＮＧ気化設備であり、コンバインドループ時を示した概略構成図である。 図１のＬＮＧ気化設備であり、ＧＣＵモード時を示した概略構成図である。

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

ＦＳＲＵは、ＬＮＧ気化装置１に加えて、ＬＮＧタンク３と、ディーゼルエンジン（発電用エンジン）５とを備えている。ディーゼルエンジン５としては、油燃料とガス燃料の両方を使用できるＤＦＤＥ（Dual Fuel Diesel Engine）を用いることができる。

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

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

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

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

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

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

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

リガスボイラ（ボイラ）３０には、ＢＯＧ圧縮機９の下流側でＢＯＧ供給配管７から分岐されたボイラ用ＢＯＧ供給配管４０が接続されている。ボイラ用ＢＯＧ供給配管４０によって導かれたＢＯＧを燃料として、リガスボイラ３０は動作する。なお、リガスボイラ３０は、燃料油によって動作するようにしても良い。

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

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

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

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

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

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

復水器３６には、蒸気タービン３２で仕事を終えた蒸気が導かれる。復水器３６にて凝縮された復水は、復水ポンプ６９を介して給水タンク４６へと導かれる。復水器３６内には、蒸気を冷却する熱媒体として海水が導かれるようになっている。

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

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

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

＜オープンループ＞
次に、上記構成のＬＮＧ気化装置１の動作について説明する。先ず、蒸気熱交換器６０を用いずに、海水熱交換器７２を用いるオープンループについて説明する。オープンループの場合、ＬＮＧの気化の為の熱源は海水が使用され、海水熱交換器７２を使って、海水でグリコールを加熱することによって必要な熱を得る。このため、水温が高い海域や夏季にオープンループが用いられる。

オープンループでは、リガスボイラ３０はＬＮＧ気化の熱源としては動作しない。リガスボイラ３０の蒸気ドラム３０ｂは、気液分離器として用いられる。制御部は、ドラム水ポンプ４２を起動し、水ドラム３０ａ内の水を蒸発器４４へと導き、排ガスエコノマイザ１４を流れる排ガスと熱交換させる。蒸発器４４へと導かれた水は、加熱された後に蒸気ドラム３０ｂへと導かれて気液分離される。蒸気ドラム３０ｂで分離された蒸気は、蒸気需要部５０及び蒸気タービン３２へと導かれる。蒸気タービン３２へ導かれる蒸気は、排ガスエコノマイザ１４の過熱器５３によって過熱される。排ガスエコノマイザ１４へは、ディーゼルエンジン５で発生した排ガスが導かれる。なお、蒸気需要部で必要とされる蒸気量が、排ガスエコノマイザからの熱回収で発生する蒸気を上回る場合は、蒸気タービン３２へ導かれる蒸気は遮断され、それでも蒸気量が不足する場合は、リガスボイラ３０が運転される。

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

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

気化器２５にてＬＮＧを気化することによって冷却されたグリコールは、海水熱交換器７２にて海水によって加熱される。海水によって加熱されたグリコールは、蒸気熱交換器６０へ導かれる。蒸気熱交換器６０には、リガスボイラ３０から蒸気が導かれないので、蒸気熱交換器６０にて加熱されることなくグリコールは気化器２５へと導かれる。

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

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

制御部は、蒸気供給弁６３を開とするとともに、海水ポンプ７０を停止する。これにより、グリコール循環経路３８を流れるグリコールは、蒸気熱交換器６０によって加熱されることになる。

このように、クローズループでは、海水熱交換器７２を使用しないので、冷却された海水を海洋に放出することがない。したがって、環境負荷を低減することができる。
なお、必要な場合は、コンバインドループとして、必要量だけ海水を海水熱交換器７２に供給してグリコールを補助的に加熱するようにしても良い。
コンバインドループ時は、蒸気加減弁５５を閉めることで、排熱回収の熱をＦＳＲＵ側に回して、リガスボイラ３０への投入燃料を下げる方がメリットがある。

＜ＧＣＵモード時＞
次に、図３を参照して、ＧＣＵモード時（ボイルオフガス焼却処理モード時）について説明する。ＧＣＵモード時は、気化器２５にてＬＮＧを加熱して気化することは行われない。すなわち、外部からＬＮＧの気化が要求されていない状態である。したがって、気化器２５ではＬＮＧとの熱交換は行われない。

ＬＮＧを外部へ送出しないので、ＬＮＧタンク３内には不可避的な侵入熱等によってＢＯＧが発生し、ＬＮＧタンク３内の圧力が上昇する。制御部は、ＬＮＧタンク３内の圧力が所定圧よりも上昇した場合には、ＢＯＧを焼却処理するためにＧＣＵモードを選択する。

ＧＣＵモードが選択されると、制御部は、ＢＯＧをリガスボイラ３０へと供給する。これにより、リガスボイラ３０にてＢＯＧが焼却処理される。このときに発生した蒸気は、蒸気ドラム３０ｂから蒸気熱交換器６０へと送られる。すなわち、蒸気供給弁６３を開とする。このとき、蒸気加減弁５５は閉とされ、蒸気タービン３２には蒸気は供給されず、蒸気タービン３２は停止されている。

グリコール循環経路３８では、循環ポンプ６７が起動され、グリコールが循環している。また、海水ポンプ７０が起動され、海水が海水熱交換器７２に供給される。これにより、蒸気熱交換器６０へ供給された蒸気はグリコールによって冷却され、ドレン水は給水タンク４６へと送られる。蒸気を冷却して温度上昇したグリコールは、気化器２５を通過した後に海水熱交換器７２へと導かれる。気化器２５にはＬＮＧが供給されていないので気化器２５ではグリコールは熱交換しない。しかし、海水熱交換器７２にてグリコールは海水によって冷却される。これにより、蒸気熱交換器６０にて回収された蒸気の凝縮熱は、海水熱交換器７２によって外部へと排出される。

＜本実施形態の作用効果＞
本実施形態によれば、以下の作用効果を奏する。
ＧＣＵモード時（図３参照）に、リガスボイラ３０で発生した蒸気を蒸気熱交換器６０へ送ることとした。蒸気熱交換器６０にて蒸気とグリコールとの間で熱交換が行われ、グリコール循環経路３８を循環するグリコールを介して放熱されることになる。すなわち、グリコール循環経路３８で蒸気をダンプ処理することにより、ＧＣＵモード時に必要となる大型のコンデンサを設ける必要がなくなり、初期投資を抑えることができる。

グリコール循環経路３８に海水熱交換器７２を備え、海水熱交換器７２を介してグリコールから海水へと放熱を行うようにした。これにより、効果的にＢＯＧ焼却によって発生した蒸気の凝縮熱を外部へと放熱することができる。

なお、蒸気ダンプ弁５８を開として、蒸気熱交換器６０を復水器３６の補助として用いるようにしてもよい。これにより、既存の復水器３６を有効に利用することができる。例えば、制御部は、ＧＣＵモード時に蒸気供給弁６３を閉としたままで蒸気ダンプ弁５８を開とし、先ずは復水器３６でダンプした蒸気を凝縮させる。そして、制御部は、ＧＣＵモード時のリガスボイラ３０の負荷を演算しておき、復水器３６で回収する熱量が所定値を超えた場合に、蒸気ダンプ弁５８は開度を維持し、蒸気供給弁６３を開として、蒸気熱交換器６０を利用する。これにより、蒸気熱交換器６０と復水器３６にてＢＯＧ燃焼による発生蒸気の凝縮熱を分配することができ、各機器を適正な容量に抑えることができる。

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

Claims (4)

1. 液化ガスを加熱して気化する気化器と、
   前記気化器に接続されるとともに不凍液が循環する不凍液循環経路と、
   液化ガスタンクで発生したボイルオフガスを燃焼させて蒸気を生成するボイラと、
   前記ボイラで生成された蒸気と前記不凍液循環経路を循環する不凍液とを熱交換する蒸気熱交換器と、
   前記気化器にて液化ガスを加熱せずに前記液化ガスタンクで発生したボイルオフガスを前記ボイラで焼却処理するボイルオフガス焼却処理モード時の制御を行う制御部と、
   を備え、
   前記制御部は、前記ボイルオフガス焼却処理モード時に、前記気化器に液化ガスを供給しないことによって前記気化器にて液化ガスを加熱せずに、前記不凍液循環経路の不凍液を循環させ、前記ボイラで生成された蒸気を前記蒸気熱交換器へと送る液化ガス気化装置。
2. 前記不凍液循環経路に設けられ、不凍液と海水とを熱交換する海水熱交換器を備え、
   前記制御部は、前記ボイルオフガス焼却処理モード時に、前記海水熱交換器にて不凍液から海水へと放熱を行うように制御する請求項１に記載の液化ガス気化装置。
3. 蒸気タービンと、
   前記蒸気タービンから排出された蒸気を凝縮させる復水器と、
   を備え、
   前記制御部は、前記ボイルオフガス焼却処理モード時に、前記ボイラで生成された蒸気を前記復水器へと送る請求項１又は２に記載の液化ガス気化装置。
4. 請求項１に記載の液化ガス気化装置と、
   液化ガスを貯留する液化ガスタンクと、
   を備え、
   前記気化器は、前記液化ガスタンクから導かれた液化ガスを気化する浮体設備。

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