JPWO2015155818A1 - 浮体式液化ガス製造設備 - Google Patents

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Abstract

本発明の浮体式液化ガス製造設備（１）は、ガスタービンユニット（２０）と、ガスタービンユニット（２０）により駆動される主冷凍圧縮機（４０）を有し天然ガスを冷却する液化設備（９０）と、ガスタービンユニット（２０）の排熱のエネルギーを蒸気として回収するドラム循環式排熱回収ボイラ（３０）と、ドラム循環式排熱回収ボイラ（３０）が生成した蒸気を熱源として、海底から採取した天然ガス内の成分を分離して冷凍機（９０）に送る成分分離システム（８５）と、エンドフラッシュガスとボイルオフガスとの少なくともいずれかを圧縮してガスタービンユニット（２０）に燃料として供給する燃料ガス供給装置（１００）と、を備えている。

Description

本発明は、浮体式液化ガス製造設備に関する。
船舶や、水に浮く浮体（フロート）を備えたフロート構造物等、水上に浮いた状態で用いられる水上設備に、ガスタービンを備えた設備を搭載することがある。
このようなガスタービンを備えた設備としては、例えば、海洋のガス田から天然ガスを採取して液化し、ガス運搬船に装備されたガスタンクに搭載する設備、ガスタービンにより発電機を駆動する発電設備等がある。
これらの設備の効率を高めるため、ガスタービンからの排ガスを用いて排ガスボイラで蒸気を発生させ、この蒸気によって駆動される蒸気タービンで、天然ガスを液化させるための圧縮機や発電機を駆動するガスタービンコンバインドサイクル（ＧＴＣＣ）設備が存在する。
特許文献１には、このようなＧＴＣＣ設備において、少スペースで設置するため、支持架構の上部にガスタービン、発電機等を設置し、下部に排ガスボイラを備えた構成が開示されている。
特許文献２には、プラント全体の運転効率の低下を防止可能な天然ガス液化プラントが開示されている。
特開２００２−１９５０５４号公報 国際公開第２００８／１３９５２７号パンフレット
しかしながら、特許文献１，２に記載のような構成の設備を船舶やフロート構造物等の水上設備上に設置しようとした場合、以下に示すような課題がある。
まず、水上設備においては、各種設備の設置面積が限られるため、少しでもＧＴＣＣ設備の設置床面積を小さくすることが望まれる。
また、水上設備においてガスタービンやボイラを駆動するための燃料の貯蔵施設の規模は限られており、限られたエネルギーを効率よく使用して水上設備を運用することが望まれる。
本発明の目的は、小型且つ高効率な浮体式液化ガス製造設備を提供することである。
本発明の一態様は、ガスタービンユニットと、前記ガスタービンユニットにより駆動される主冷凍圧縮機を有し天然ガスを冷却する液化設備と、前記ガスタービンユニットの排熱のエネルギーを蒸気として回収するドラム循環式排熱回収装置と、前記ドラム循環式排熱回収装置が生成した前記蒸気を熱源として、海底から採取した天然ガス内の成分を分離して前記液化設備に送る成分分離システムと、エンドフラッシュガスとボイルオフガスとの少なくともいずれかを圧縮して前記ガスタービンユニットに燃料として供給する燃料ガス供給装置と、を備えた浮体式液化ガス製造設備である。
この浮体式液化ガス製造設備は、エンドフラッシュガスとボイルオフガスとの少なくともいずれかを燃料としてガスタービンユニットが駆動されるので、海底から採取した天然ガスの一部をガスタービンユニットの燃料とすることができる。このため、ガスタービンユニットを駆動するための燃料を貯蔵するための専用の設備が不要となり、設備の規模を小型化できる。さらに、ガスタービンユニットの排熱が排熱回収装置によって回収されて成分分離システム用の熱源として成分分離システムに供給されるので、ガスタービンユニットの排熱が持つエネルギーを有効利用できる。
前記ドラム循環式排熱回収装置は横置きとされていてもよい。
前記成分分離システムは、海底から採取した天然ガスに含まれる酸性ガスを除去する酸性ガス除去装置と、天然ガスの採取時に添加した不凍液を回収して再生する不凍液再生装置と、天然ガスを分留する分留装置と、を有し、前記酸性ガス除去装置と前記不凍液再生装置と前記分留装置とは前記排熱回収装置が生成した蒸気を熱源として利用してもよい。
この場合、成分分離システムが消費する熱を排熱によって補うことができるので、従来未利用で廃棄されていた熱エネルギーを有効利用できる。
上記態様の浮体式液化ガス製造設備は、前記排熱回収装置が生成した蒸気によって駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンによって駆動される補助圧縮機と、をさらに有し、前記成分分離システムは前記蒸気タービンで利用された後の蒸気を熱源としてもよい。
この場合、エネルギーの高い状態の蒸気を用いて蒸気タービンを駆動し、蒸気タービンの駆動により低温低圧となった蒸気をさらに成分分離システムの熱源とすることになり、熱エネルギーの利用効率がよい。
前記補助圧縮機は、前記酸性ガス除去装置に供給される天然ガスを圧縮するフィードガスコンプレッサと、コンデンセートガスを圧縮するスタビライザーオーバーヘッドコンプレッサと、前記液化設備に天然ガスを供給するナチュラルガスブースターコンプレッサと、前記燃料ガス供給装置において前記エンドフラッシュガス及び前記ボイルオフガスを圧縮するエンドフラッシュガスコンプレッサと、を有していてもよい。
この場合、原料天然ガスを採取して精製して液化するプロセスがサイクルとして継続している限り、液化ガス製造プロセスにおける主な補機のコンプレッサに対して十分な動力が排熱利用により供給される。
本発明によれば、小型且つ高効率な浮体式液化ガス製造設備を提供することである。
本発明の一実施形態の浮体式液化ガス製造設備を示す模式図である。 同浮体式液化ガス製造設備におけるＧＴＣＣ設備を示す模式図である。 同ＧＴＣＣ設備の一部を示す模式図である。 同ＧＴＣＣ設備の一部を示す模式図である。 同ＧＴＣＣ設備の一部を示す模式図である。 同ＧＴＣＣ設備の一部を示す模式図である。 同ＧＴＣＣ設備を示す系統図である。
本発明の一実施形態について説明する。図１は、本実施形態の浮体式液化ガス製造設備を示す模式図である。図２は、同浮体式液化ガス製造設備におけるＧＴＣＣ設備を示す模式図である。図３から図６は、同ＧＴＣＣ設備の一部を示す模式図である。図７は、同ＧＴＣＣ設備を示す系統図である。
図１に示す本実施形態の浮体式液化ガス製造設備１は、海底から採取したガスを精製して液化することによって液化天然ガスを製造する設備である。
図１に示すように、浮体式液化ガス製造設備１は、海洋上の液化天然ガスの採取現場で用いられる船舶（浮体）Ｆと、船舶Ｆ上に設置されたＧＴＣＣ設備１０と、を備えている。
図２及び図３に示すように、ＧＴＣＣ設備１０は、ガスタービンユニット２０と、排熱回収ボイラ３０と、排気接続ダクト３２と、冷凍圧縮機４０と、甲板７０と、補機駆動部８０と、成分分離システム８５と、液化設備９０と、燃料ガス供給装置１００とを備える。
ガスタービンユニット２０は、天然ガスを燃料として駆動される。すなわち、ガスタービンユニット２０は、圧縮空気と燃料ガスとを混合させた混合ガスを燃焼させて生成した燃焼ガスによりタービン軸を回転駆動させる。
ガスタービンユニット２０には、エンクロージャ２１内に空気を取り込む吸気ダクト２２が設けられている。
エンクロージャ２１内には、取り込んだ空気を圧縮し、圧縮空気と燃料ガスとを混合させた混合ガスを燃焼させる不図示の燃焼器、多数のタービンブレードを有した不図示のタービン軸等が設けられている。また、ガスタービンユニット２０の エンクロージャ２１には、ガスタービンユニット２０の監視計器等を空気で冷却するための換気用吸気ダクト２３および換気用排気ダクト２４が上方に向けて突出して設けられている。
本実施形態では、ガスタービンユニット２０は、天然ガスを冷却するプロセスにおける前段のプロセスである予冷却プロセスにおいて利用される冷媒を圧縮する冷凍圧縮機を駆動するためのタービン２０ａと、天然ガスを冷却するプロセスにおける後段のプロセスである本冷却プロセスにおいて利用される冷媒を圧縮する冷凍圧縮機を駆動するためのタービン２０ｂとを備える。
また、本実施形態では、ＧＴＣＣ設備１０及び船舶Ｆ（図１参照）において消費される電力を賄うための第２ガスタービンユニット１１０（図２参照）がＧＴＣＣ設備１０に設けられている。
図２に示す第２ガスタービンユニット１１０は、天然ガスを燃料とするユニットであり、ガスタービンユニット２０と同様の構成を有し、第２ガスタービンユニット１１０のタービン軸の回転力は発電機１２０を駆動する動力として利用される。
なお、第２ガスタービンユニット１１０を備えず、ガスタービンユニット２０のタービン軸の回転力の一部を発電機１２０の動力に用いる構成であってもよい。
図２及び図３に示す排熱回収ボイラ３０は、ガスタービンユニット２０からの排ガスの排熱を回収して蒸気を生成する。すなわち、排熱回収ボイラ３０は、ガスタービンユニット２０からの排ガスの熱によって水を蒸発させて蒸気を生成する蒸発器を有したボイラ本体３１と、ガスタービンユニット２０から排出される排ガスをボイラ本体３１に取り入れるための排気接続ダクト（排気ダクト）３２と、ボイラ本体３１から排出される排ガスを接続ダクト３３ａを介して外部に排気する排気筒３３と、を備えている。
図３及び図４に示すように、排熱回収ボイラ３０は、さらに、ボイラ本体３１に給水するフィードポンプユニット３４、ボイラ本体３１内で排ガスを燃焼させるための燃料を供給する燃料バルブユニット３５、ボイラ本体３１で生成された蒸気を液体分（水）と分離する気水分離ドラム（気水分離器）３６、等を備えている。
また、本実施形態では、図２に示すように、上記の排熱回収ボイラ３０と同様に排熱から蒸気を生成する第２排熱回収ボイラ１３０がＧＴＣＣ設備１０に設けられている。第２排熱回収ボイラ１３０は、第２ガスタービンユニット１１０からの排熱を用いて蒸気を生成する装置である。第２排熱回収ボイラ１３０によって生成された蒸気は、上記の排熱回収ボイラ３０によって生成された蒸気と混合されて熱源として利用可能である。
また、ＧＴＣＣ設備１０には、ガスタービンユニット２０やガス圧縮機４０等における軸受部等の潤滑を図るため、潤滑油を供給する潤滑油供給ユニット２５（図４参照）が設けられている。
このようなＧＴＣＣ設備１０は、ガスタービンユニット２０において、吸気ダクト２２から大気を吸い込んで圧縮し、その圧縮空気と燃料ガスとを混合させた混合ガスを燃焼させて生成した燃焼ガスによりタービン軸（不図示）を回転駆動させる。
本実施形態では、図２に示す予冷脚プロセス用のタービン２０ａは予冷脚プロセス用の混合冷媒を圧縮する圧縮機４０ａを動作させ、本冷却プロセス用のタービン２０ｂは本冷却プロセス用の混合冷媒を圧縮する圧縮機４０ｂを動作させる。
ガスタービンユニット２０からの排気は、排気接続ダクト３２を介してボイラ本体３１に送り込まれる。ボイラ本体３１においては、不図示の蒸発器で排ガスの熱と熱交換することによって、フィードポンプユニット３４によって送り込まれた水を加熱して蒸気を発生させる。
ボイラ本体３１を経て、温度が低下した排ガスは、排気筒３３から大気中へと排出される。
ところで、上記ＧＴＣＣ設備１０における甲板７０は、各機器を以下のようなレイアウトで保持している。
すなわち、甲板７０は、不図示の複数の支柱間に、上下方向に複数層（本実施形態においては３層）のベース部材７１Ａ，７１Ｂ，７１Ｃを有する。
ベース部材７１Ａは、ベース部材７１Ａ，７１Ｂ，７１Ｃのうち最上層となる部材である。ベース部材７１Ｂは、ベース部材７１Ａ，７１Ｂ，７１Ｃのうち中間層となる部材である。ベース部材７１Ｃは、ベース部材７１Ａ，７１Ｂ，７１Ｃのうち最下層となる部材である。
最上層のベース部材７１Ａには、吸気ダクト２２が設置されている。
中間層のベース部材７１Ｂには、ガスタービンユニット２０及びガス圧縮機４０が設置されている。
最下層のベース部材７１Ｃには、排熱回収ボイラ３０が設置されている。
また、最下層のベース部材７１Ｃには、ガスタービンユニット２０が設置された中間層のベース部材７１Ｂの下方に、潤滑油供給ユニット２５、フィードポンプユニット３４、燃料バルブユニット３５、等の補機類が配置されている。すなわち、ガスタービンユニット２０の下方には、ガスタービンユニット２０の補機、および、排熱回収ボイラ３０の補機の少なくとも一部が配置されている。また、ガス圧縮機４０等に接続された配管４０ｐ等も、最下層のベース部材７１Ｃと中間層のベース部材７１Ｂとの間に配置されている。
ガスタービンユニット２０と排熱回収ボイラ３０とは、平面視したときに、ガスタービンユニット２０のタービン軸方向Ｓ１と、排熱回収ボイラ３０における排ガスの流れ方向Ｓ２とが、互いに平行になるよう並列配置されている。そして、最下層のベース部材７１Ｃに設置された排熱回収ボイラ３０は、ボイラ本体３１が、中間層のベース部材７１Ｂよりも上方にまで至る高さを有している。これにより、排熱回収ボイラ３０は、少なくとも一部がガスタービンユニット２０と高さ方向で同一位置に配されている。換言すれば、排熱回収ボイラ３０は、少なくとも一部が、ガスタービンユニット２０と、同じ高さの同一平面内に位置するよう設けられている。
ここで、ガスタービンユニット２０におけるタービン軸方向Ｓ１に沿った燃焼ガスの流れ方向と、排熱回収ボイラ３０における排ガスの流れ方向Ｓ２とは、互いに平行でありながら、互いに反対向きとなるよう設定されている。したがって、ガスタービンユニット２０の排ガスを排熱回収ボイラ３０に案内する排気接続ダクト３２は、図３に示すように、ガスタービンユニット２０の排出口に接続された一端３２ａと、排熱回収ボイラ３０の取入口３０ｂに接続された他端３２ｂとの間が、ガスタービンユニット２０と排熱回収ボイラ３０とで排ガスの流れの向きを変える向き変え部３２ｃとされている。
ところで、図５に示すように、排熱回収ボイラ３０のボイラ本体３１は、複数のボイラユニット３１ｐと、後述する気水分離ドラム３６と、によって構成されたドラム循環式ボイラである。各ボイラユニット３１ｐは、排気接続ダクト３２から送り込まれた排ガスと熱交換することによって水を加熱して蒸気を生成する蒸発器（不図示）をそれぞれ備えている。
本実施形態において、ボイラ本体３１は、６本のボイラユニット３１ｐが、各ボイラユニットの向きを揃えた状態で高さ方向に３段積み上げられ、排ガスの流れ方向Ｓ２に直交する幅方向に２列、配置されることで構成されている。
これにともない、前記の排気接続ダクト３２は、一端３２ａから他端３２ｂに向けて、その流路幅と流路高さが漸次増大するよう形成されている。そして、排気接続ダクト３２内には、各ボイラユニット３１ｐになるべく均等に排ガスを送りこめるよう、排気接続ダクト３２内を流路幅方向に２分割、流路高さ方向に３分割するガイドベーン３２ｇが設けられているのが好ましい。これにより、各ボイラユニット３１ｐには、ガスタービンユニット２０（図３参照）からそれぞれに排ガスが均等に導入されるようになっている。
複数のボイラユニット３１ｐの集合体からなるボイラ本体３１の上部には、ボイラユニット３１ｐと同数の気水分離ドラム３６が設置されている。
そして、各ボイラユニット３１ｐには、それぞれ一つの気水分離ドラム３６が接続されている。各気水分離ドラム３６は、ボイラユニット３１ｐにおいて発生した蒸気と水との混合体を気水分離ドラム３６で蒸気と水とに分離させ、蒸気は後述する蒸気タービン部８１（図２参照）に送給し、水は循環させて再度ボイラユニット３１ｐに供給する。各ボイラユニット３１ｐは、それぞれに気水分離ドラム３６を有して、独立した循環サイクルを構成している。
なお、各ボイラユニット３１ｐにおいては、気水分離ドラム３６までの距離が互いに異なるため、気水分離ドラム３６からボイラユニット３１ｐへの水の循環量を一定にするため、不図示の循環ポンプが備えられている。一方、図６では気水分離ドラム３６までの距離が互いに同じため、自然循環型ボイラとでき、循環ポンプを不要とできる。
排熱回収ボイラ３０の各ボイラユニット３１ｐにおいては、発生する蒸気圧を、例えば４０Ｂａｒ程度の低圧とするのが好ましい。発生する蒸気圧が高いほど、ボイラユニット３１ｐを構成する材料の肉厚を大きくする必要があり、重量増につながる。そこで、蒸気圧を低圧とすることで、ボイラユニット３１ｐを構成する材料の肉厚を小さくし、軽量化を図るようにしている。
また、本ＧＴＣＣ設備１０においては、排熱回収ボイラ３０の各ボイラユニット３１ｐに助燃装置（不図示）を備えてもよい。燃料バルブユニット３５により各ボイラユニット３１ｐ内の助燃装置に燃料を供給して排ガスを燃焼させることで、蒸気発生量を増やすことが可能となる。また、この燃料バルブユニット３５からの燃料供給量を調整することによって、蒸気発生量を調整することもできる。
上述したようにして、排熱回収ボイラ３０の少なくとも一部がガスタービンユニット２０と高さ方向で同一位置に配され、ガスタービンユニット２０と排熱回収ボイラ３０とは並列配置されている。これにより、ＧＴＣＣ設備１０の設置床面積が小さく抑えられ、且つ、ガスタービンユニット２０と排熱回収ボイラ３０とを積層する場合と比較して、その高さが低く抑えられる。これにより、本実施形態におけるＧＴＣＣ設備１０は低重心化が図られている。
また、このようなＧＴＣＣ設備１０を装備した船舶Ｆは、ＧＴＣＣ設備１０の低重心化により、その安定性が高まる。
また、本実施形態において、排熱回収ボイラ３０のボイラ本体３１は、複数個のボイラユニット３１ｐが上下方向および幅方向に並列して設けられている。このようにボイラ本体３１が複数に分割されている場合、ボイラ本体３１を分割しない場合に比較して、
排ガスの処理容量Ｖは、スケール比Ｓｃとの間で、
Ｖ ∝ （Ｓｃ）２との関係が成り立ち、ボイラユニット３１ｐの重量Ｗ１は、
Ｗ１ ∝ （Ｓｃ）３との関係が成り立つ。
したがって、ボイラ本体３１を分割しない場合に比較したボイラ本体３１の重量比Ｗ２は、
Ｗ２＝（ボイラユニット３１ｐの数Ｎ）×（ボイラユニット３１ｐの重量Ｗ１）
＝（ボイラユニット３１ｐの数Ｎ）×（処理容量Ｖ）３／２となる。
上記に示した例では、ボイラ本体３１を６分割したので、ボイラ本体３１を分割しない場合と比較すると、ボイラユニット３１ｐの処理容量Ｖは、
Ｖ＝１／６である。したがって、ボイラ本体３１を分割しない場合のボイラ本体３１の重量と比較したボイラ本体３１の重量比Ｗ２は、
Ｗ２＝６×（１／６）３／２＝０．４１となり、ボイラ本体３１を分割しない場合に比較して、ボイラ本体３１の重量が半分以下となる。
また、排熱回収ボイラ３０の設置床面積Ａ１の、ボイラ本体３１を分割しない場合の設置床面積Ａ２に対する比Ａ１／Ａ２は、
Ａ１／Ａ２ ＝ （Ｓｃ）２×（ボイラユニット３１ｐの列数Ｌ）
＝ （処理容量Ｖ）×（ボイラユニット３１ｐの列数Ｌ）となる。
したがって、上記に示した例では、処理容量Ｖ＝１／６、ボイラユニット３１ｐの列数Ｌ＝２であるので、排熱回収ボイラ３０の設置床面積Ａ１の、ボイラ本体３１を分割しない場合の設置床面積Ａ２に対する比Ａ１／Ａ２は、
Ａ１／Ａ２ ＝ １／６×２＝０．３３となる。すなわち、ボイラ本体３１を分割しない場合に比較して、排熱回収ボイラ３０の設置床面積が半分以下となる。
水上設備の場合、従来では、重量の問題があるので軽量とできる貫流型ボイラを適用するが、ドラムを持たないため、必ず過熱蒸気とする必要があり、高精度のボイラ自動制御が必要で性能も悪い。一方、本実施形態では、ドラム循環式排熱回収ボイラ３０において、複数個のボイラユニット３１ｐを上下方向および幅方向に並列に設けることでボイラ本体３１を構成することによって、ボイラを横置き（ボイラ内の排ガスの流れ方向が水平面に平行な流れ）としてもドラム循環式排熱回収ボイラ３０の設置床面積を小さくしつつ、軽量化を図ることが可能となる。
また、一つのボイラユニットで排熱回収ボイラを構成し、蒸発器や気水分離器も一つのみ備えた場合、蒸発器や気水分離器が大型のものとなる。これに対し、複数個のボイラユニット３１ｐのそれぞれに蒸発器(不図示)、気水分離ドラム３６を備えることで、蒸発器や気水分離ドラム３６が小型となり、その設置スペースの自由度が高まり、排熱回収ボイラ３０の小型化にも寄与できる。
また、ＧＴＣＣ設備１０においては、ガスタービンユニット２０の下方に、潤滑油供給ユニット２５、フィードポンプユニット３４、燃料バルブユニット３５等、補機類の少なくとも一部が配置されている。
これにより、ＧＴＣＣ設備１０におけるスペースの有効利用を図り、設置床面積を抑えつつ、低重心化を図ることが可能となるという上記効果を一層顕著なものとすることができる。
また、ガスタービンユニット２０の下方に、潤滑油供給ユニット２５、フィードポンプユニット３４、燃料バルブユニット３５等、補機類の少なくとも一部が配置されることによって、排熱回収ボイラ３０は、その上方に他の機器類が配置されていない構成とされている。これにより、排熱回収ボイラ３０に接続された各種の配管の交換等のメンテナンスを行う際に、他の機器類を取り外す必要がなく、メンテナンス性が向上する。
図２に示すように、補機駆動部８０は、排熱回収ボイラ３０で生成された蒸気が持つ熱エネルギーを利用してＧＴＣＣ設備１０の補機類の駆動力を生成する。すなわち、補機駆動部８０は、排熱回収ボイラ３０が生成した蒸気によって駆動される蒸気タービン部８１と、蒸気タービン部８１によって駆動される補助圧縮機８２とを有する。また、本実施形態における補機駆動部８０は、第２排熱回収ボイラ３０が生成した蒸気も利用可能である。
本実施形態では、蒸気タービン部８１は、後述する第１補助圧縮機８２ａを駆動する第１蒸気タービン８１ａと、後述する第２補助圧縮機８２ｂを駆動する第２蒸気タービン８１ｂと、後述する第３補助圧縮機８２ｃを駆動する第３蒸気タービン８１ｃと、後述する第４補助圧縮機８２ｄを駆動する第４蒸気タービン８１ｄと、を備える。
補助圧縮機８２は、原料天然ガスを圧縮して後述する酸性ガス除去装置８６に供給するための第１補助圧縮機８２ａと、重質分（コンデンセート）を含むガスであるコンデンセートガスから重質分を分離するためにコンデンセートガスを圧縮する第２補助圧縮機８２ｂと、後述する冷凍機９０へ原料天然ガスを送るための第３補助圧縮機８２ｃと、燃料ガス供給装置１００の一部であってエンドフラッシュガス及びボイルオフガスを圧縮する第４補助圧縮機８２ｄとを有している。
図２及び図７に示す成分分離システム８５は、排熱回収ボイラ３０と第２排熱回収ボイラ１３０との少なくともいずれかにおいて生成された蒸気が持つ熱エネルギーを利用して天然ガスを精製するシステムである。成分分離システム８５は蒸気タービン部８１で利用された後の蒸気を熱源としている。
具体的には、成分分離システム８５は、海底から採取した原料天然ガスに含まれる酸性ガスを除去する酸性ガス除去装置８６と、天然ガスの採取時に天然ガスに添加した不凍液を回収して再生する不凍液再生装置８７と、天然ガスを分留する分留装置８８と、を少なくとも有している。
酸性ガス除去装置８６と不凍液再生装置８７と分留装置８８とは、排熱回収ボイラ３０および第２排熱回収ボイラ１３０が生成した蒸気を熱源として利用しているので、各装置に熱源を供給する他のボイラ等を必須としない。
酸性ガス除去装置８６が原料天然ガスから除去する酸性ガスは、たとえば硫化水素や二酸化炭素等である。
不凍液再生装置８７により原料天然ガスから回収されて再生される不凍液は、たとえばモノエチレングリコール等である。
分留装置８８は、原料天然ガスを、たとえばエタン，プロパン，ブタン，コンデンセートに分離する。
図２に示す液化設備９０は、ガスタービンユニット２０を用いて圧縮された冷媒を用いて天然ガスを冷却する装置である。
液化設備９０において天然ガスの大部分は液化されるが、液化されずに気体状に残ったエンドフラッシュガスは、燃料ガス供給装置１００へと供給される。
９０によって液化された天然ガスは、不図示の貯蔵設備に供給される。
図２に示す燃料ガス供給装置１００は、 液化設備９０における天然ガスの液化のプロセス後に気体として残存するエンドフラッシュガスや、液化天然ガスの貯蔵設備において液化天然ガスが気化して生じるボイルオフガス等を圧縮してガスタービンユニット２０及び第２ガスタービンユニット１１０へ燃料として供給する。
また、本実施形態では、燃料ガス供給装置１００は、エンドフラッシュガスやボイルオフガスが不足している場合には、液化天然ガスを気化させてガスタービンユニット２０及び第２ガスタービンユニット１１０へ燃料として供給してもよい。
なお、本発明に必須ではないが、燃料ガス供給装置１００は、成分分離システム８５において可燃性ガスが不純物として分離される場合にこの可燃性ガスがガスタービンユニット２０及び第２ガスタービンユニット１１０において燃料として利用可能であれば、ガスタービンユニット２０及び第２ガスタービンユニット１１０へ燃料として供給してもよい。
次に、本実施形態の浮体式液化ガス製造設備１を利用した天然ガスの液化のプロセスについて、浮体式液化ガス製造設備１におけるエネルギーの利用を中心に詳述する。
本実施形態では、図１に示す浮体式液化ガス製造設備１は、この浮体式液化ガス製造設備１自体が海底から採取するガス（原料天然ガス）をエネルギー源として、駆動力、熱、及び電力を賄っている。なお、原料天然ガスの採取初期において十分な原料天然ガスが得られていないときには、本実施形態の浮体式液化ガス製造設備１は必要に応じて外部から天然ガスの供給を受けて運用されてもよい。
すなわち、浮体式液化ガス製造設備１は、図７に示すように、天然ガスを消費してガスタービンユニット２０，１１０が駆動され、ガスタービンユニット２０，１１０がそれぞれ発生させる駆動力によってガス圧縮機４０と発電機１２０とをそれぞれ駆動し、ガスタービンユニット２０，１１０からの排熱によって補機駆動部８０並びに成分分離システム８５を運用する。
具体的には、本実施形態における排熱回収ボイラ３０で生成した蒸気は、例えば、成分分離システム８５において、天然ガスに含まれる酸性ガス成分を除去するための機器や、海底からガス（原料天然ガス）を採取する際に原料天然ガスに添加される不凍液を原料天然ガスの採取後に回収して再生するための機器の熱源、及び原料天然ガスからエタン，プロパン，ブタン等の他の炭化水素化合物を分留する機器の熱源として、さらに、補機類に属するフィードガスコンプレッサ（第１補機圧縮機８２ａ）、スタビライザーオーバーヘッドコンプレッサ（第２補機圧縮機８２ｂ）、ナチュラルガスブースターコンプレッサ（第３補機圧縮機８２ｃ）、エンドフラッシュガスコンプレッサ（第４補機圧縮機８２ｄ）等を駆動する蒸気タービン部８１の駆動エネルギーとして、利用される。
このように、本実施形態の浮体式液化ガス製造設備１は、ガスタービンユニット２０，１１０を駆動するために必要な燃料として、海底から採取したガスの一部を利用し、さらにガスタービンユニット２０，１１０の駆動時に生じる排熱を、天然ガスの精製及び液化のプロセスに使用する動力源及び熱源としているので、未利用で廃棄されるエネルギーが従来に比して少なく、効率がよい。さらに、本実施形態では、ガスタービンユニット２０，１１０の排熱が成分分離システム８５用の熱源であるので、成分分離システム８５の熱源確保の為に他のボイラを設ける必要がない。このため、本実施形態の浮体式液化ガス製造設備１は、設備の規模が小型である。
また、排熱回収ボイラ３０，１３０からの蒸気によって駆動される蒸気タービン部８１が本実施形態の浮体式液化ガス製造設備１に設けられており、蒸気タービン部８１によって補機圧縮機８２が動作するので、海底からガスを採取して天然ガスとして精製して液化するまでのプロセスにおけるガスの圧縮を、ガスタービンユニット２０，１１０の排熱をエネルギー源として行うことができる。このため、補機圧縮機８２を電動機で駆動する従来のシステムに比して、電動機の電力を賄う余分な発電機を設備内に設ける必要がない分、設備の規模を小型化でき、必要な燃料も低減できる。
また、海底から採取したガスの一部を燃料として駆動される第２ガスタービンユニット１１０によって浮体式液化ガス製造設備１の電力を賄うことができるので、天然ガス以外の燃料を要する発電機を設備内に設ける場合と比較して、燃料貯蔵施設が不要な分、設備の規模をさらに小型化することができる。
以上、本発明の実施形態について図面を参照して詳述したが、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲の設計変更等も含まれる。
たとえば、上記各実施形態では、主冷凍圧縮機及び発電機をガスタービン駆動、補機圧縮機を蒸気タービン駆動としているが、これに限らず、主冷凍圧縮機、発電機、補機圧縮機のいずれかをガスタービン駆動、その他を蒸気タービン駆動としても良い。
たとえば、上記各実施形態では、ＧＴＣＣ設備１０が船舶Ｆ上に設けられている例が示されているが、船舶Ｆに限らず、フロート構造物等、浮体（フロート）を備えた水上設備であれば、いかなるものにＧＴＣＣ設備１０が設けられていてもよい。
本発明は、外部からの燃料の補給が困難な場所で燃料資源を採掘する設備として利用可能である。
１ 浮体式液化ガス製造設備
１０ ＧＴＣＣ設備
２０ ガスタービンユニット
２１ ケーシング
２２ 吸気ダクト
２３ 冷却用吸気ダクト
２４ 冷却用排気ダクト
２５ 潤滑油供給ユニット
３０ 排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）
３０ｂ 取入口
３１ ボイラ本体
３１ｐ ボイラユニット
３２ 排気接続ダクト（排気ダクト）
３２ａ 一端
３２ｂ 他端
３２ｃ 部
３２ｇ ガイドベーン
３３ 排気筒
３３ａ 接続ダクト
３４ フィードポンプユニット
３５ 燃料バルブユニット
３６ 気水分離ドラム（気水分離器）
４０ 圧縮機
４０ｐ 配管
７０ 支持架構
７１Ａ，７１Ｂ，７１Ｃ ベース部材
８０ 補機駆動部
８１ 蒸気タービン部
８１ａ 第１蒸気タービン
８１ｂ 第２蒸気タービン
８１ｃ 第３蒸気タービン
８１ｄ 第４蒸気タービン
８２ 補助圧縮機
８２ａ 第１補助圧縮機（フィードガスコンプレッサ）
８２ｂ 第２補助圧縮機（スタビライザーオーバーヘッドコンプレッサ）
８２ｃ 第３補助圧縮機（ナチュラルガスブースターコンプレッサ）
８２ｄ 第４補助圧縮機（エンドフラッシュガスコンプレッサ）
８５ 成分分離システム
８６ 酸性ガス除去装置
８７ 不凍液再生装置
８８ 分留装置
９０ 冷凍機
１００ 燃料ガス供給装置
１１０ 第２ガスタービンユニット
１２０ 発電機
１３０ 第２排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）
Ｆ 船舶（浮体）
このようなＧＴＣＣ設備１０は、ガスタービンユニット２０において、吸気ダクト２２から大気を吸い込んで圧縮し、その圧縮空気と燃料ガスとを混合させた混合ガスを燃焼させて生成した燃焼ガスによりタービン軸（不図示）を回転駆動させる。
本実施形態では、図２に示す予冷却プロセス用のタービン２０ａは予冷却プロセス用の混合冷媒を圧縮する圧縮機４０ａを動作させ、本冷却プロセス用のタービン２０ｂは本冷却プロセス用の混合冷媒を圧縮する圧縮機４０ｂを動作させる。
ガスタービンユニット２０からの排気は、排気接続ダクト３２を介してボイラ本体３１に送り込まれる。ボイラ本体３１においては、不図示の蒸発器で排ガスの熱と熱交換することによって、フィードポンプユニット３４によって送り込まれた水を加熱して蒸気を発生させる。
ボイラ本体３１を経て、温度が低下した排ガスは、排気筒３３から大気中へと排出される。
図２に示すように、補機駆動部８０は、排熱回収ボイラ３０で生成された蒸気が持つ熱エネルギーを利用してＧＴＣＣ設備１０の補機類の駆動力を生成する。すなわち、補機駆動部８０は、排熱回収ボイラ３０が生成した蒸気によって駆動される蒸気タービン部８１と、蒸気タービン部８１によって駆動される補助圧縮機８２とを有する。また、本実施形態における補機駆動部８０は、第２排熱回収ボイラ１３０が生成した蒸気も利用可能である。
図２に示す液化設備９０は、ガスタービンユニット２０を用いて圧縮された冷媒を用いて天然ガスを冷却する装置である。
液化設備９０において天然ガスの大部分は液化されるが、液化されずに気体状に残ったエンドフラッシュガスは、燃料ガス供給装置１００へと供給される。
液化設備９０によって液化された天然ガスは、不図示の貯蔵設備に供給される。
具体的には、本実施形態における排熱回収ボイラ３０で生成した蒸気は、例えば、成分分離システム８５において、天然ガスに含まれる酸性ガス成分を除去するための機器や、海底からガス（原料天然ガス）を採取する際に原料天然ガスに添加される不凍液を原料天然ガスの採取後に回収して再生するための機器の熱源、及び原料天然ガスからエタン，プロパン，ブタン等の他の炭化水素化合物を分留する機器の熱源として、さらに、補機類に属するフィードガスコンプレッサ（第１補助圧縮機８２ａ）、スタビライザーオーバーヘッドコンプレッサ（第２補助圧縮機８２ｂ）、ナチュラルガスブースターコンプレッサ（第３補助圧縮機８２ｃ）、エンドフラッシュガスコンプレッサ（第４補助圧縮機８２ｄ）等を駆動する蒸気タービン部８１の駆動エネルギーとして、利用される。
また、排熱回収ボイラ３０，１３０からの蒸気によって駆動される蒸気タービン部８１が本実施形態の浮体式液化ガス製造設備１に設けられており、蒸気タービン部８１によって補助圧縮機８２が動作するので、海底からガスを採取して天然ガスとして精製して液化するまでのプロセスにおけるガスの圧縮を、ガスタービンユニット２０，１１０の排熱をエネルギー源として行うことができる。このため、補助圧縮機８２を電動機で駆動する従来のシステムに比して、電動機の電力を賄う余分な発電機を設備内に設ける必要がない分、設備の規模を小型化でき、必要な燃料も低減できる。
以上、本発明の実施形態について図面を参照して詳述したが、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲の設計変更等も含まれる。
たとえば、上記各実施形態では、主冷凍圧縮機及び発電機をガスタービン駆動、補助圧縮機を蒸気タービン駆動としているが、これに限らず、主冷凍圧縮機をガスタービン駆動とし、その他を蒸気タービン駆動としても良い。
たとえば、上記各実施形態では、ＧＴＣＣ設備１０が船舶Ｆ上に設けられている例が示されているが、船舶Ｆに限らず、フロート構造物等、浮体（フロート）を備えた水上設備であれば、いかなるものにＧＴＣＣ設備１０が設けられていてもよい。

Claims (5)

  1. ガスタービンユニットと、
    前記ガスタービンユニットにより駆動される主冷凍圧縮機を有し天然ガスを冷却する液化設備と、
    前記ガスタービンユニットの排熱のエネルギーを蒸気として回収するドラム循環式排熱回収装置と、
    前記ドラム循環式排熱回収装置が生成した前記蒸気を熱源として、海底から採取した天然ガス内の成分を分離して前記液化設備に送る成分分離システムと、
    エンドフラッシュガスとボイルオフガスとの少なくともいずれかを圧縮して前記ガスタービンユニットに燃料として供給する燃料ガス供給装置と、
    を備えた浮体式液化ガス製造設備。
  2. 請求項１に記載の浮体式液化ガス製造設備であって、
    前記ドラム循環式排熱回収装置は横置きとされている
    浮体式液化ガス製造設備。
  3. 請求項１に記載の浮体式液化ガス製造設備であって、
    前記成分分離システムは、
    海底から採取した天然ガスに含まれる酸性ガスを除去する酸性ガス除去装置と、
    天然ガスの採取時に添加した不凍液を回収して再生する不凍液再生装置と、
    天然ガスを分留する分留装置と、
    を有し、
    前記酸性ガス除去装置と前記不凍液再生装置と前記分留装置とは前記排熱回収装置が生成した蒸気を熱源として利用する浮体式液化ガス製造設備。
  4. 請求項３に記載の浮体式液化ガス製造設備であって、
    前記排熱回収装置が生成した蒸気によって駆動される蒸気タービンと、
    前記蒸気タービンによって駆動される主冷凍圧縮機、補助圧縮機、及び主発電機のうちの少なくともいずれかと、
    をさらに有し、
    前記成分分離システムは前記蒸気タービンで利用された後の蒸気を熱源として利用する浮体式液化ガス製造設備。
  5. 請求項４に記載の浮体式液化ガス製造設備であって、
    前記補助圧縮機は、
    前記酸性ガス除去装置に供給される天然ガスを圧縮するフィードガスコンプレッサと、
    コンデンセートガスを圧縮するスタビライザーオーバーヘッドコンプレッサと、
    前記冷凍機に天然ガスを供給するナチュラルガスブースターコンプレッサと、
    前記燃料ガス供給装置において前記エンドフラッシュガス及び前記ボイルオフガスを圧縮するエンドフラッシュガスコンプレッサと、
    を有する浮体式液化ガス製造設備。
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