WO2014208274A1 - ガスタービンコンバインドサイクル設備、水上設備 - Google Patents

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WO2014208274A1
WO2014208274A1 PCT/JP2014/064483 JP2014064483W WO2014208274A1 WO 2014208274 A1 WO2014208274 A1 WO 2014208274A1 JP 2014064483 W JP2014064483 W JP 2014064483W WO 2014208274 A1 WO2014208274 A1 WO 2014208274A1
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boiler
gas turbine
unit
heat recovery
exhaust
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PCT/JP2014/064483
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英樹 永尾
小林　雅博
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三菱重工コンプレッサ株式会社
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    • F02C7/20—Mounting or supporting of plant; Accommodating heat expansion or creep
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    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
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    • B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
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    • F05D2250/31—Arrangement of components according to the direction of their main axis or their axis of rotation
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    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]

Definitions

  • the present invention relates to a gas turbine combined cycle facility installed on a ship or a float structure used on water, and a water facility equipped with the same.
  • a facility equipped with a gas turbine may be mounted on a water facility used in a floating state such as a ship or a float structure provided with a floating body (float) floating in water.
  • equipment equipped with such a gas turbine include, for example, equipment for collecting and liquefying natural gas from an offshore gas field and mounting it in a gas tank equipped on a gas carrier, and power generation equipment for driving a generator by the gas turbine.
  • GTCC gas turbine combined cycle
  • Patent Document 1 discloses a configuration in which a gas turbine, a generator, and the like are installed in the upper part of a support frame and an exhaust gas boiler is installed in the lower part in order to install in such a GTCC facility in a small space.
  • An object of the present invention is to provide a gas turbine combined cycle facility and a water facility that can reduce the center of gravity by reducing the height while suppressing the installation floor area, and can enhance the stability of the water facility.
  • a gas turbine combined cycle facility includes a gas turbine unit, an exhaust heat recovery boiler that recovers exhaust heat from the exhaust gas of the gas turbine unit to generate steam, and the gas turbine unit.
  • At least a part of the exhaust heat recovery boiler is arranged at the same position in the height direction as the gas turbine unit.
  • the exhaust heat recovery boiler is arranged in parallel so that the flow direction of the exhaust gas in the exhaust heat recovery boiler is parallel to the turbine axial direction of the gas turbine unit.
  • the gas turbine combined cycle facility includes an evaporator in which the exhaust heat recovery boiler in the first aspect generates steam by heat exchange with the exhaust gas introduced from the exhaust duct.
  • a plurality of boiler units may be provided.
  • the plurality of boiler units may be stacked and arranged at least in the height direction in a state where the directions of the boiler units are aligned.
  • the exhaust gas may be introduced into each of the plurality of boiler units.
  • the gas turbine combined cycle facility separates the steam and water generated in each boiler unit into each of the plurality of boiler units in the second aspect, and supplies the separated water.
  • An air / water separator to be circulated in the evaporator may be connected.
  • the steam separator in the third aspect may be arranged on the side and above each boiler unit.
  • the relative position between the steam separator and each boiler unit may be the same in each boiler unit.
  • the exhaust heat recovery boiler may be a natural circulation boiler.
  • the boiler unit and the steam / water separator may be an assembly in which the boiler unit and the steam / water separator are integrated in advance.
  • the gas turbine combined cycle facility is at least one of the auxiliary equipment for the gas turbine unit and the auxiliary equipment for the exhaust heat recovery boiler. A part of the gas turbine unit may be disposed below the gas turbine unit.
  • the floating facility includes a floating body floating in water, and any one of the gas turbine combined cycle facilities provided on the floating body.
  • FIG. 5B is a perspective view showing an exhaust heat recovery boiler in which the boiler unit of FIG. 5A is stacked in a plurality of stages. It is a perspective view showing composition of GTCC equipment concerning an embodiment concerning a 2nd embodiment.
  • FIG. 1 is a diagram showing a schematic configuration of a ship provided with a gas turbine combined cycle facility (hereinafter simply referred to as GTCC facility) according to the present embodiment.
  • FIG. 2 is a perspective view showing the configuration of the GTCC facility according to the present embodiment
  • FIG. 3 is a perspective view of the GTCC facility according to the present embodiment as seen from an angle different from that in FIG.
  • FIG. 4 is a perspective view showing a configuration of an exhaust heat recovery boiler provided in the GTCC facility.
  • the water facility in the present embodiment liquefies natural gas, for example.
  • This floating facility includes a ship (floating body) F and a GTCC facility 10A.
  • the ship F is used at the collection site of liquefied natural gas on the ocean.
  • the GTCC facility 10A is installed on the ship F.
  • the GTCC facility 10 ⁇ / b> A includes a gas turbine unit 20, an exhaust heat recovery boiler (HRSG) 30, an exhaust connection duct 32, a gas compressor 40, a steam turbine 50, and a compressor. 60 and a support frame 70 are mainly provided.
  • the gas turbine unit 20 is driven using, for example, natural gas as a fuel.
  • the exhaust heat recovery boiler 30 recovers exhaust heat of the exhaust gas from the gas turbine unit 20 to generate steam.
  • the exhaust connection duct 32 sends exhaust gas from the gas turbine unit 20 to the exhaust heat recovery boiler 30.
  • the gas compressor 40 is driven by the gas turbine unit 20 and pressurizes a refrigerant (low temperature side) for liquefying natural gas.
  • the steam turbine 50 is driven by steam generated by the exhaust heat recovery boiler 30.
  • the compressor 60 boosts the refrigerant (high temperature side) for liquefying the natural gas driven by the steam turbine 50.
  • the support frame 70 supports the gas turbine unit 20, the exhaust heat recovery boiler 30, the exhaust connection duct 32, the gas compressor 40, the steam turbine 50, the compressor 60, and respective auxiliary devices.
  • the gas turbine unit 20 using natural gas as a fuel rotates the turbine shaft with combustion gas generated by burning a mixed gas obtained by mixing compressed air and fuel gas.
  • the gas turbine unit 20 includes an intake duct 22, a combustor (not shown), a turbine shaft, and the like.
  • the intake duct 22 takes air into the casing 21.
  • the combustor compresses the taken-in air into the casing 21 and burns a mixed gas obtained by mixing the compressed air and the fuel gas.
  • the turbine shaft has a number of turbine blades.
  • the casing 21 of the gas turbine unit 20 is provided with a cooling intake duct 23 and a cooling exhaust duct 24 for cooling the control board and the like of the gas turbine unit 20 with air.
  • the cooling intake duct 23 and the cooling exhaust duct 24 are provided so as to protrude upward.
  • the exhaust heat recovery boiler 30 includes a boiler body 31, an exhaust connection duct (exhaust duct) 32, an exhaust cylinder 33, a feed pump unit 34, a fuel valve unit 35, and an air / water separation drum (air / water separator) 36.
  • the boiler body 31 includes an evaporator that generates steam by evaporating water by heat of exhaust gas from the gas turbine unit 20.
  • the exhaust connection duct 32 takes in the exhaust gas discharged from the gas turbine unit 20 into the boiler body 31.
  • the exhaust cylinder 33 exhausts the exhaust gas discharged from the boiler body 31 to the outside through the connection duct 33a.
  • the feed pump unit 34 supplies water to the boiler body 31.
  • the fuel valve unit 35 supplies fuel for burning the exhaust gas in the boiler body 31.
  • the steam-water separation drum 36 separates the steam generated in the boiler body 31 from the liquid component (water).
  • the exhaust heat recovery boiler 30 preheats a superheater (not shown) that supplies steam to the steam turbine 50, an evaporator (not shown) that supplies steam to the superheater, and water supplied to the evaporator.
  • a economizer (not shown), a condenser 37 for condensing the steam with a cooling medium, and supplying the condensate to the economizer are provided.
  • the superheater supplies steam to the steam turbine 50.
  • the evaporator delivers steam to the superheater.
  • the economizer preheats the water supply to the evaporator.
  • the condenser 37 supplies the condensate to the economizer.
  • the lubricating oil supply unit 25 is provided in the GTCC facility 10A.
  • the lubricating oil supply unit 25 supplies lubricating oil in order to lubricate bearings and the like in the gas turbine unit 20, the gas compressor 40, the steam turbine 50, the compressor 60, and the like.
  • the GTCC facility 10 ⁇ / b> A sucks and compresses the atmosphere from the intake duct 22 and burns a mixed gas obtained by mixing the compressed air and the fuel gas to generate a turbine shaft ( (Not shown) is driven to rotate.
  • the GTCC facility 10A drives the gas compressor 40 with this turbine shaft to compress and liquefy natural gas.
  • Exhaust gas from the gas turbine unit 20 is sent to the boiler body 31 via the exhaust connection duct 32.
  • the water sent by the feed pump unit 34 is heated to generate steam by exchanging heat with the heat of the exhaust gas by an evaporator (not shown).
  • the GTCC facility 10 ⁇ / b> A operates the steam turbine 50 with the steam and drives the compressor 60.
  • the exhaust gas whose temperature has decreased through the boiler body 31 is discharged from the exhaust tube 33 into the atmosphere.
  • the support frame 70 in the GTCC facility 10A holds each device in the following layout.
  • the support frame 70 includes base members 71A, 71B, 71C having a plurality of layers (three layers in the present embodiment) in the vertical direction between a plurality of pillars (not shown).
  • An intake duct 22 is installed in the uppermost base member 71A.
  • the gas turbine unit 20, the gas compressor 40, the steam turbine 50, and the compressor 60 are installed on the base member 71B of the intermediate layer.
  • An exhaust heat recovery boiler 30 is installed on the lowermost base member 71C.
  • the lubricating oil supply unit 25, the feed pump unit 34, the fuel valve unit 35, the condenser 37 and the like are provided below the intermediate base member 71B in which the gas turbine unit 20 is installed.
  • Equipment is arranged. That is, at least a part of the auxiliary equipment of the gas turbine unit 20 and the auxiliary equipment of the exhaust heat recovery boiler 30 are arranged below the gas turbine unit 20.
  • the pipes 40p, 60p, 37p, etc. connected to the gas compressor 40, the compressor 60, the condenser 37, and the like are also arranged between the lowermost base member 71C and the intermediate base member 71B.
  • the gas turbine unit 20 and the exhaust heat recovery boiler 30 are arranged in parallel so that the turbine axial direction S1 of the gas turbine unit 20 and the exhaust gas flow direction S2 in the exhaust heat recovery boiler 30 are parallel to each other when viewed in plan.
  • the exhaust heat recovery boiler 30 installed on the lowermost base member 71 ⁇ / b> C has a height at which the boiler body 31 extends further upward than the intermediate layer base member 71 ⁇ / b> B. Thereby, at least a part of the exhaust heat recovery boiler 30 is arranged at the same position in the height direction as the gas turbine unit 20. In other words, the exhaust heat recovery boiler 30 is provided so that at least a part thereof is located in the same plane as the gas turbine unit 20 at the same height.
  • the flow direction of the combustion gas along the turbine axial direction S1 in the gas turbine unit 20 and the flow direction S2 of the exhaust gas in the exhaust heat recovery boiler 30 are set to be opposite to each other while being parallel to each other.
  • the exhaust connection duct 32 that guides the exhaust gas of the gas turbine unit 20 to the exhaust heat recovery boiler 30 includes a direction changing portion 32c that changes the flow direction of the exhaust gas between the gas turbine unit 20 and the exhaust heat recovery boiler 30.
  • the direction changing portion 32 c is provided between the first end portion 32 a connected to the exhaust port 20 b of the gas turbine unit 20 and the second end portion 32 b connected to the intake port 30 b of the exhaust heat recovery boiler 30. ing.
  • the boiler body 31 of the exhaust heat recovery boiler 30 includes a plurality of boiler units 31p and a steam / water separation drum 36 described later.
  • Each boiler unit 31p includes an evaporator (not shown) that heats water to generate steam by exchanging heat with exhaust gas sent from the exhaust connection duct 32.
  • the boiler main body 31 has six boiler units 31p stacked in three stages in the height direction in a state where the directions of the respective boiler units are aligned, and two rows in the width direction perpendicular to the exhaust gas flow direction S2. It is configured by being arranged.
  • the exhaust connection duct 32 is formed such that the flow path width and the flow path height gradually increase from the first end part 32a toward the second end part 32b.
  • a guide vane 32g is provided that divides the exhaust connection duct 32 into two in the flow path width direction and three in the flow path height direction so that the exhaust gas can be sent as evenly as possible to each boiler unit 31p. It may be done. Thereby, exhaust gas is uniformly introduced into each boiler unit 31p from the gas turbine unit 20 respectively.
  • each boiler unit 31p has an air-water separation drum 36, and constitutes an independent circulation cycle.
  • a circulation pump (not shown) is provided in order to make the amount of water circulation from the steam-water separation drum 36 to the boiler unit 31p constant.
  • the generated steam pressure may be a low pressure of about 40 kPa, for example.
  • the higher the generated steam pressure the greater the thickness of the material constituting the boiler unit 31p, leading to an increase in weight. Therefore, by reducing the vapor pressure, the thickness of the material constituting the boiler unit 31p is reduced to reduce the weight.
  • each boiler unit 31p of the exhaust heat recovery boiler 30 is provided with an auxiliary combustion device (not shown).
  • Each boiler unit 31p can increase the amount of steam generated by supplying fuel to the auxiliary combustion device in each boiler unit 31p by the fuel valve unit 35 and burning the exhaust gas. By adjusting the fuel supply amount from the fuel valve unit 35, the steam generation amount in each boiler unit 31p can be adjusted.
  • At least a part of the exhaust heat recovery boiler 30 is disposed at the same position in the height direction as the gas turbine unit 20, and the gas turbine unit 20 and the exhaust heat recovery boiler 30 are arranged in parallel.
  • the ship F equipped with such a GTCC facility 10A has improved stability due to the low center of gravity of the GTCC facility 10A.
  • the exhaust heat recovery boiler 30 is configured to constitute the boiler body 31 by providing a plurality of boiler units 31p in parallel in the vertical direction and the width direction. In this way, when the boiler body 31 is divided into a plurality of parts, compared to the case where the boiler body 31 is not divided, The processing capacity V of the exhaust gas is between the scale ratio Sc and The relationship with V ⁇ (Sc) 2 is established, and the weight W1 of the boiler unit 31p is The relationship with W1 ⁇ (Sc) 3 is established.
  • the weight of the boiler body 31 is less than half compared to the case where the boiler body 31 is not divided.
  • the installation floor area of the exhaust heat recovery boiler 30 is reduced by providing the boiler body 31 by providing a plurality of boiler units 31 p in parallel in the vertical direction and the width direction. However, it is possible to reduce the weight.
  • a waste heat recovery boiler is configured with one boiler unit and only one evaporator and a steam separator are provided, the evaporator and steam separator become large.
  • the evaporator and steam separator become large.
  • the evaporator and the steam / water separation drum 36 are downsized. As a result, the degree of freedom of the installation space for the evaporator and the air / water separation drum 36 is increased, and the exhaust heat recovery boiler 30 can be reduced in size.
  • auxiliary equipment such as a lubricating oil supply unit 25, a feed pump unit 34, a fuel valve unit 35, a condenser 37, and the like are disposed below the gas turbine unit 20.
  • an exhaust heat recovery boiler is provided below the gas turbine unit 20 by disposing at least a part of auxiliary equipment such as the lubricating oil supply unit 25, the feed pump unit 34, the fuel valve unit 35, the condenser 37, and the like.
  • Reference numeral 30 denotes a configuration in which no other device is arranged above the device.
  • FIG. 5A is a view showing a modified example of the exhaust heat recovery boiler, and is a front view of the boiler units at respective stages stacked one above the other.
  • FIG. 5B is a perspective view showing an exhaust heat recovery boiler in which the boiler unit of FIG. 5A is stacked in a plurality of stages.
  • the boiler body 31 of the exhaust heat recovery boiler 30 includes a plurality of boiler units 31p and a steam / water separation drum 36 connected to each of the boiler units 31p.
  • the boiler main body 31 is configured by arranging six boiler units 31p in three rows in the vertical direction and in two rows in the width direction orthogonal to the flow direction S2 of the exhaust gas. At each stage in the vertical direction of the boiler body 31, two boiler units 31p and 31p arranged in two rows in the width direction are integrated.
  • each air-water separation drum 36 is provided on the side and above each boiler unit 31p.
  • Two steam-water separation drums 36 and 36 connected to the two boiler units 31p and 31p are arranged on both sides in the width direction with respect to the two boiler units 31p and 31p in each stage.
  • the relative position of the steam separation drum 36 with respect to each boiler unit 31p is provided to have the same positional relationship in each boiler unit 31p. Thereby, in each boiler unit 31p, the length of the piping 39 to the steam-water separation drum 36 can be made uniform.
  • the two boiler units 31p, 31p constituting the respective stages in the vertical direction of the boiler body 31, the two steam-water separating drums 36, 36, and the pipes 39, 39 connecting them are assembled in advance.
  • An assembly 38 can also be used. By assembling the assembly 38 in advance in accordance with the number of steps in the vertical direction when the boiler body 31 is assembled, the boiler body 31 can be efficiently assembled by stacking the assemblies 38 in the vertical direction. Further, since the assembly 38 of each stage has the same component dimensions and the like, the assembly cost can be reduced in addition to efficient assembly.
  • FIG. 6 is a perspective view showing the configuration of the GTCC facility according to the embodiment according to the second embodiment.
  • the GTCC facility 10 ⁇ / b> B of the present embodiment mainly includes a gas turbine unit 20, an exhaust heat recovery boiler 30, an exhaust connection duct 32, a compressor 80, and a support frame 70. Yes.
  • the gas turbine unit 20 is driven using, for example, natural gas as fuel.
  • the exhaust heat recovery boiler 30 recovers exhaust heat of the exhaust gas from the gas turbine unit 20 to generate steam.
  • the compressor 80 pressurizes the refrigerant for liquefying the natural gas driven by the gas turbine unit 20.
  • the support frame 70 supports these devices and their auxiliary machines.
  • two combinations of the gas turbine unit 20, the exhaust heat recovery boiler 30, and the compressor 80 are arranged side by side and symmetrically arranged in the width direction.
  • the steam generated in the exhaust heat recovery boiler 30 in the present embodiment is supplied as a heat source of equipment for removing acid gas components contained in natural gas and equipment for dehydrating moisture contained in natural gas, for example. be able to. Further, the steam generated by the exhaust heat recovery boiler 30 in the present embodiment can be supplied as driving energy of a steam turbine that drives, for example, a natural gas booster compressor, a stabilizer overhead compressor, an end flash gas compressor, or the like.
  • At least a part of the exhaust heat recovery boiler 30 is arranged at the same position in the height direction as the gas turbine unit 20 as in the first embodiment. Further, the gas turbine unit 20 and the exhaust heat recovery boiler 30 are arranged in parallel. Therefore, compared with the case where the gas turbine unit 20 and the exhaust heat recovery boiler 30 are stacked while suppressing the installation floor area of the GTCC facility 10B, the height can be reduced and the center of gravity can be lowered.
  • the ship F equipped with such a GTCC facility 10B has improved stability due to the low center of gravity of the GTCC facility 10A.
  • a plurality of boiler units 31p are provided in parallel in the vertical direction and the width direction to constitute the boiler body 31, thereby reducing the installation floor area of the exhaust heat recovery boiler 30 and reducing the installation floor area. Can be achieved.
  • the gas turbine combined cycle facility and the water facility of the present invention are not limited to the above-described embodiments described with reference to the drawings, and various modifications are conceivable within the technical scope thereof.
  • the number of boiler units 31p is six, and they are arranged in parallel in three rows in the height direction and two rows in the width direction.
  • the number of boiler units 31p, the number in parallel in the height direction and the width direction may be other than this.
  • the gas turbine unit 20 and the exhaust heat recovery boiler 30 are arranged in parallel in a plan view.
  • the gas turbine unit 20 and the exhaust heat recovery boiler 30 may be shifted from each other in the turbine axial direction S1 of the gas turbine unit 20.
  • the generator may be driven by the gas turbine unit 20.
  • the apparatus and auxiliary machines which comprise GTCC equipment 10A, 10B, it is possible to change suitably according to the use, a processing scale, etc.
  • the GTCC facility 10 is provided on the ship F.
  • the present invention is not limited to the ship F, and the present invention may be applied to any water facility provided with a floating body (float) such as a float structure.
  • float floating body
  • the configuration described in the above embodiment can be selected or changed to another configuration as appropriate without departing from the gist of the present invention.
  • the present invention relates to a gas turbine combined cycle facility installed on a ship or float structure used on water, and a water facility equipped with the same. According to the gas turbine combined cycle facility of the present invention and the water facility provided with the same, it is possible to reduce the center of gravity by reducing the height while suppressing the installation floor area, and to improve the stability of the water facility.

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Abstract

　ガスタービンコンバインドサイクル設備は、ＧＴＣＣ設備（１０Ａ）において、ガスタービンユニット（２０）と、ガスタービンユニット（２０）からの排ガスから排熱を回収して蒸気を生成する排熱回収ボイラ（３０）と、ガスタービンユニット（２０）の排ガスを前記排熱回収ボイラ（３０）に案内する排気ダクト（３２）と、を備え、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）と同一平面に配置され、排熱回収ボイラ（３０）における排ガスの流れ方向がガスタービンユニット（２０）のタービン軸方向と平行になるように並列配置した。

Description

ガスタービンコンバインドサイクル設備、水上設備
　本発明は、水上で用いられる船舶やフロート構造物上に設置されるガスタービンコンバインドサイクル設備、およびそれを備えた水上設備に関する。
　本願は、２０１３年６月２５日に、日本に出願された特願２０１３－１３２６８０号に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。
　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。ガスタービンコンバインドサイクルは、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。
　特許文献１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。
特開２００２－１９５０５４号公報
　しかしながら、特許文献１に記載のような構成のＧＴＣＣ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。これには、特許文献１に記載したように上下に機器類を積層すればよいが、その結果、ＧＴＣＣ設備の高さが増大する。すると、ＧＴＣＣ設備の重心が高くなり、水上設備の揺れが大きくなる原因となる。したがって、ＧＴＣＣ設備の高さをなるべく抑えることが望まれる。
　本発明の目的は、設置床面積を抑えつつ、高さを抑えて低重心化を図り、水上設備の安定性を高めることのできるガスタービンコンバインドサイクル設備、水上設備を提供することである。
　本発明の第一態様によれば、ガスタービンコンバインドサイクル設備は、ガスタービンユニットと、前記ガスタービンユニットの排ガスから排熱を回収して蒸気を生成する排熱回収ボイラと、前記ガスタービンユニットの排ガスを前記排熱回収ボイラに案内する排気ダクトと、を備える。前記排熱回収ボイラは、少なくとも一部が前記ガスタービンユニットと高さ方向で同一位置に配される。排熱回収ボイラは、前記排熱回収ボイラにおける前記排ガスの流れ方向が前記ガスタービンユニットのタービン軸方向と平行になるように並列配置されている。
　本発明の第二態様によれば、ガスタービンコンバインドサイクル設備は、第一態様における前記排熱回収ボイラが、前記排気ダクトから導入される前記排ガスとの熱交換によって蒸気を発生させる蒸発器を含むボイラユニットを複数備えてもよい。複数の前記ボイラユニットは、各ボイラユニットの向きを揃えた状態で、少なくとも高さ方向に積み上げられて配されてもよい。これら複数のボイラユニットのそれぞれには、前記排ガスが導入されるようにしてもよい。
　本発明の第三態様によれば、ガスタービンコンバインドサイクル設備は、第二態様における複数のボイラユニットのそれぞれには、各ボイラユニットで発生した蒸気と水とを分離し、分離された前記水を前記蒸発器に循環させる気水分離器が接続されているようにしてもよい。
　本発明の第四態様によれば、ガスタービンコンバインドサイクル設備は、第三態様における前記気水分離器が、各ボイラユニットの側方且つ上方に配されてもよい。前記気水分離機と前記各ボイラユニットとの相対位置は、各ボイラユニットで同一とされてもよい。前記排熱回収ボイラは、自然循環ボイラとされているようにしてもよい。
　本発明の第五態様によれば、ガスタービンコンバインドサイクル設備は、第三または第四態様において、前記ボイラユニットと前記気水分離器とが、予め一体化された組立体とされていてもよい。
　本発明の第六態様によれば、ガスタービンコンバインドサイクル設備は、第一から第五態様の何れか一つの態様において、前記ガスタービンユニットの補機、および前記排熱回収ボイラの補機の少なくとも一部が、前記ガスタービンユニットの下方に配置されていてもよい。
　本発明の第七態様によれば、水上設備は、水に浮かぶ浮体と、前記浮体の上に設けられた上記いずれか一つのガスタービンコンバインドサイクル設備と、を備える。
　上記ガスタービンコンバインドサイクル設備、および、水上設備によれば、設置床面積を抑えつつ、高さを抑えて低重心化を図り、水上設備の安定性を高めることができる。
本実施形態に係るＧＴＣＣ設備を備えた船の概略構成を示す図である。 第１の実施形態に係るＧＴＣＣ設備の構成を示す斜視図である。 本実施形態に係るＧＴＣＣ設備を図２とは異なる角度から見た斜視図である。 ＧＴＣＣ設備に備えられた排熱回収ボイラの構成を示す斜視図である。 排熱回収ボイラの変形例を示す図であり、上下に積層した各段のボイラユニットの正面図である。 、図５Ａのボイラユニットを複数段に積層した排熱回収ボイラを示す斜視図である。 第２の実施形態に係る実施形態に係るＧＴＣＣ設備の構成を示す斜視図である。
　以下、添付図面を参照して、本発明によるガスタービンコンバインドサイクル設備、水上設備を実施するための形態を説明する。しかし、本発明はこれらの実施形態のみに限定されるものではない。
（第１の実施形態）
　図１は、本実施形態に係るガスタービンコンバインドサイクル設備（以下、単にＧＴＣＣ設備と称する）を備えた船の概略構成を示す図である。図２は、本実施形態に係るＧＴＣＣ設備の構成を示す斜視図、図３は、本実施形態に係るＧＴＣＣ設備を図２とは異なる角度から見た斜視図である。図４は、ＧＴＣＣ設備に備えられた排熱回収ボイラの構成を示す斜視図である。
　図１に示すように、本実施形態における水上設備は、例えば天然ガスを液化する。この水上設備は、船舶（浮体）Ｆと、ＧＴＣＣ設備１０Ａと、を備えている。船舶Ｆは、海洋上の液化天然ガスの採取現場で用いられる。ＧＴＣＣ設備１０Ａは、この船舶Ｆ上に設置される。
　図２、図３に示すように、ＧＴＣＣ設備１０Ａは、ガスタービンユニット２０と、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）３０と、排気接続ダクト３２と、ガス圧縮機４０と、蒸気タービン５０と、圧縮機６０と、支持架構７０と、を主に備えている。
　ガスタービンユニット２０は、例えば天然ガスを燃料として駆動される
　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。
　排気接続ダクト３２は、ガスタービンユニット２０から排熱回収ボイラ３０に排ガスを送り込む。
　ガス圧縮機４０は、ガスタービンユニット２０により駆動され、天然ガスを液化するための冷媒（低温側）を昇圧する。
　蒸気タービン５０は、排熱回収ボイラ３０で生成された蒸気により駆動される。
　圧縮機６０は、蒸気タービン５０により駆動される天然ガスを液化するための冷媒（高温側）を昇圧する。
　支持架構７０は、これらガスタービンユニット２０、排熱回収ボイラ３０、排気接続ダクト３２、ガス圧縮機４０、蒸気タービン５０、圧縮機６０、およびそれぞれの補機類を支持する。
　例えば天然ガスを燃料とする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。このため、ガスタービンユニット２０は、吸気ダクト２２、燃焼器（図示せず）、タービン軸等を備えている。
　吸気ダクト２２は、ケーシング２１内に空気を取り込む。
　燃焼器は、ケーシング２１内に、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。
　タービン軸は、多数のタービンブレードを有している。
　ガスタービンユニット２０のケーシング２１には、ガスタービンユニット２０の制御基板等を空気で冷却するための冷却用吸気ダクト２３および冷却用排気ダクト２４が設けられている。これら冷却用吸気ダクト２３および冷却用排気ダクト２４は、上方に向けて突出して設けられている。
　排熱回収ボイラ３０は、ボイラ本体３１と、排気接続ダクト（排気ダクト）３２と、排気筒３３と、フィードポンプユニット３４と、燃料バルブユニット３５と、気水分離ドラム（気水分離器）３６等と、を備えている。
　ボイラ本体３１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ている。
　排気接続ダクト３２は、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。
　排気筒３３は、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。
　フィードポンプユニット３４は、ボイラ本体３１に給水する。
　燃料バルブユニット３５は、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。
　気水分離ドラム３６は、ボイラ本体３１で生成された蒸気を液体分（水）と分離する。
　排熱回収ボイラ３０は、これ以外にも、蒸気タービン５０に蒸気を供給する過熱器（不図示）、過熱器に蒸気を送給する蒸発器（不図示）、蒸発器への給水を予熱する節炭器（不図示）、蒸気を冷却媒体で復水処理し、節炭器に復水を送給する復水器等３７を備えている。
　過熱器は、蒸気タービン５０に蒸気を供給する。蒸発器は、過熱器に蒸気を送給する。節炭器は、蒸発器への給水を予熱する。復水器３７は、節炭器に復水を送給する。
　ＧＴＣＣ設備１０Ａには、潤滑油供給ユニット２５が設けられている。この潤滑油供給ユニット２５は、ガスタービンユニット２０やガス圧縮機４０、蒸気タービン５０、圧縮機６０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。
　このようなＧＴＣＣ設備１０Ａ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。ＧＴＣＣ設備１０Ａは、このタービン軸によりガス圧縮機４０を駆動することで、天然ガスを圧縮して液化する。
　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。ＧＴＣＣ設備１０Ａは、この蒸気により蒸気タービン５０を作動させ、圧縮機６０を駆動する。
　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１０Ａにおける支持架構７０は、各機器を以下のようなレイアウトで保持している。
　支持架構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を備えている。
　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、ガス圧縮機４０、蒸気タービン５０、圧縮機６０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。
　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、復水器３７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。ガス圧縮機４０、圧縮機６０、復水器３７等に接続された配管４０ｐ，６０ｐ，３７ｐ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。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。そのため、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、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を備えている。この向き変え部３２ｃは、ガスタービンユニット２０の排出口２０ｂに接続された第一端部３２ａと、排熱回収ボイラ３０の取入口３０ｂに接続された第二端部３２ｂとの間に設けられている。
　図４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、によって構成されている。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、排気接続ダクト３２は、第一端部３２ａから第二端部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。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が設けられていてもよい。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。
　このようにして、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。
　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る。ボイラユニット３１ｐにより分離させた蒸気は、蒸気タービン５０に送給する一方で、水は循環させて再度ボイラユニット３１ｐに供給する。このようにして、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。
　ここで、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。そのため、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。
　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４０ｋＰａ程度の低圧としてもよい。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。
　ＧＴＣＣ設備１０Ａ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）を備えるようにした。各ボイラユニット３１ｐは、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て、蒸気発生量を増やすことができる。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、各ボイラユニット３１ｐにおける蒸気発生量を調整することもできる。
　上述したように、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とを並列配置した。これにより、ＧＴＣＣ設備１０Ａの設置床面積を抑えつつ、ガスタービンユニット２０と排熱回収ボイラ３０とを積層する場合に比較して、その高さを抑えて低重心化を図ることが可能となる。
　また、このようなＧＴＣＣ設備１０Ａを装備した船舶Ｆは、ＧＴＣＣ設備１０Ａの低重心化により、その安定性が高まる。
　また、排熱回収ボイラ３０は、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を構成するようにした。
　このようにして、ボイラ本体３１を複数に分割した場合、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の重量が半分以下となる。
　このようにして、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てボイラ本体３１を構成することによって、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が小型となる。その結果、蒸発器や気水分離ドラム３６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１０Ａ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、復水器３７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、復水器３７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。
（第１の実施形態の変形例）
　上記実施形態では、排熱回収ボイラ３０のボイラ本体３１上に気水分離ドラム３６を設けるようにしたが、これに限るものでない。
　図５Ａは、排熱回収ボイラの変形例を示す図であり、上下に積層した各段のボイラユニットの正面図である。図５Ｂは、図５Ａのボイラユニットを複数段に積層した排熱回収ボイラを示す斜視図である。
　図５Ｂ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、ボイラユニット３１ｐのそれぞれに接続された気水分離ドラム３６と、を備えている。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、上下方向に３段、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。
　ボイラ本体３１の上下方向の各段においては、幅方向に２列に並んだ２つのボイラユニット３１ｐ，３１ｐが一体化されている。
　図５Ａに示すように、各気水分離ドラム３６は、各ボイラユニット３１ｐの側方かつ上方に設けるようにした。各段の２つボイラユニット３１ｐ，３１ｐに対し、その幅方向両側に、これら２つのボイラユニット３１ｐ，３１ｐに接続された２つの気水分離ドラム３６，３６が配置されている。
　複数のボイラユニット３１ｐ間において、各ボイラユニット３１ｐに対する気水分離ドラム３６の相対位置は、各ボイラユニット３１ｐにおいて同一の位置関係となるように設けられている。これにより、各ボイラユニット３１ｐにおいて、気水分離ドラム３６までの配管３９の長さを均一にすることができる。
　ここで、ボイラ本体３１の上下方向の各段を構成する２つのボイラユニット３１ｐ，３１ｐと、２つの気水分離ドラム３６，３６と、これらを接続する配管３９，３９は、予め一体に組み立てられた組立体３８とすることもできる。
　ボイラ本体３１の組立時に、予め、上下方向の段数に応じて組立体３８を組み立てておくことで、組立体３８を上下方向に積層すればボイラ本体３１を効率よく組み立てることができる。さらに、各段の組立体３８は、構成する部品寸法等が共通となるので、組立を効率よく行えるのに加え、部品コストも抑えることが可能となる。
　このようにすると、各ボイラユニット３１ｐと気水分離ドラム３６とを循環する配管３９における圧力損失が均一になるので、各ボイラユニット３１ｐにおける蒸気発生量が均一化される。
　その結果、気水分離ドラム３６とボイラユニット３１ｐとの間で水（気水）を強制循環させるための循環ポンプが不要となり、排熱回収ボイラ３０を自然循環ボイラとすることが可能となる。その結果、さらなるＧＴＣＣ設備１０Ａの軽量化を図ることが可能となる。
（第２の実施形態）
　次に、本発明にかかるガスタービンコンバインドサイクル設備、水上設備の第２の実施形態について説明する。以下に説明する第２の実施形態においては、図１を援用するとともに、上記第１の実施形態と共通する構成については図中に同符号を付してその説明を省略する。
　図６は、第２の実施形態に係る実施形態に係るＧＴＣＣ設備の構成を示す斜視図である。
　図６に示すように、本実施形態のＧＴＣＣ設備１０Ｂ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、圧縮機８０と、支持架構７０と、を主に備えている。ガスタービンユニット２０は、例えば天然ガスを燃料として駆動される。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。圧縮機８０は、ガスタービンユニット２０により駆動される天然ガスを液化するための冷媒を昇圧する。支持架構７０は、これらの機器およびそれぞれの補機類を支持する。
　本実施形態のＧＴＣＣ設備１０Ｂにおいては、ガスタービンユニット２０、排熱回収ボイラ３０、および、圧縮機８０の組み合わせが、２組並んで配置されるとともに、幅方向に対称配置されている。
　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、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天然ガスに含まれる水分を脱水するための機器の熱源として供給することができる。また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、ナチュラルガスブースターコンプレッサ、スタビライザーオーバーヘッドコンプレッサ、エンドフラッシュガスコンプレッサ等を駆動する蒸気タービンの駆動エネルギとして供給することができる。
　本実施形態のＧＴＣＣ設備１０Ｂにおいても、上記第１の実施形態と同様、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ている。さらに、ガスタービンユニット２０と排熱回収ボイラ３０とが並列配置されている。そのため、ＧＴＣＣ設備１０Ｂの設置床面積を抑えつつ、ガスタービンユニット２０と排熱回収ボイラ３０とを積層する場合に比較して、その高さを抑えて低重心化を図ることが可能となる。
　このようなＧＴＣＣ設備１０Ｂを装備した船舶Ｆは、ＧＴＣＣ設備１０Ａの低重心化により、その安定性が高まる。
　また、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てボイラ本体３１を構成することによって、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。
（その他の実施形態）
　本発明のガスタービンコンバインドサイクル設備、水上設備は、図面を参照して説明した上述の各実施形態に限定されるものではなく、その技術的範囲において様々な変形例が考えられる。
　例えば、上記各実施形態において、ボイラユニット３１ｐの数を６個とし、高さ方向に３段、幅方向に２列に並列するようにした。しかし、ボイラユニット３１ｐの数、高さ方向および幅方向の並列数は、これ以外であってもよい。
　上記各実施形態において、ガスタービンユニット２０と排熱回収ボイラ３０を、平面視した状態で並列させるようにした。しかし、ガスタービンユニット２０と排熱回収ボイラ３０は、ガスタービンユニット２０のタービン軸方向Ｓ１に、互いにずれて配置されていてもよい。
　さらに、ＧＴＣＣ設備としては、ガスタービンユニット２０で発電機を駆動するようにしてもよい。
　また、ＧＴＣＣ設備１０Ａ、１０Ｂを構成する機器、補機類については、その用途、処理規模等に応じて適宜変更することが可能である。
　加えて、上記各実施形態では、ＧＴＣＣ設備１０を、船舶Ｆ上に設けるようにした。しかし、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、いかなるものに本発明を適用してもよい。
　これ以外にも、本発明の主旨を逸脱しない限り、上記実施の形態で挙げた構成を取捨選択したり、他の構成に適宜変更したりすることが可能である。
　この発明は、水上で用いられる船舶やフロート構造物上に設置されるガスタービンコンバインドサイクル設備、およびそれを備えた水上設備に関する。この発明のガスタービンコンバインドサイクル設備、およびそれを備えた水上設備によれば、設置床面積を抑えつつ、高さを抑えて低重心化を図り、水上設備の安定性を高めることができる。
１０Ａ、１０Ｂ　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
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　第一端部
３２ｂ　第二端部
３２ｃ　向き変え部
３２ｇ　ガイドベーン
３３　排気筒
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）
３７　復水器
３８　組立体
４０　ガス圧縮機
５０　蒸気タービン
６０　圧縮機
７０　支持架構
７１Ａ，７１Ｂ，７１Ｃ　ベース部材
８０　圧縮機
Ｆ　船舶（浮体）

Claims (7)

  1. 　ガスタービンユニットと、
    　前記ガスタービンユニットの排ガスから排熱を回収して蒸気を生成する排熱回収ボイラと、
    　前記ガスタービンユニットの排ガスを前記排熱回収ボイラに案内する排気ダクトと、
    を備え、
    　前記排熱回収ボイラは、少なくとも一部が前記ガスタービンユニットと高さ方向で同一位置に配され、前記排熱回収ボイラにおける前記排ガスの流れ方向が前記ガスタービンユニットのタービン軸方向と平行になるように並列配置されているガスタービンコンバインドサイクル設備。
  2. 　前記排熱回収ボイラは、前記排気ダクトから導入される前記排ガスとの熱交換によって蒸気を発生させる蒸発器を含むボイラユニットを複数備え、複数の前記ボイラユニットは、各ボイラユニットの向きを揃えた状態で、少なくとも高さ方向に積み上げられて配され、これら複数のボイラユニットのそれぞれに前記排ガスが導入される請求項１に記載のガスタービンコンバインドサイクル設備。
  3. 　複数の前記ボイラユニットのそれぞれには、各ボイラユニットで発生した蒸気と水とを分離し、分離された前記水を前記蒸発器に循環させる気水分離器が接続されている請求項２に記載のガスタービンコンバインドサイクル設備。
  4. 　前記気水分離器は、各ボイラユニットの側方且つ上方に配され、その相対位置が、各ボイラユニットで同一とされ、前記排熱回収ボイラは、自然循環ボイラとされている請求項３に記載のガスタービンコンバインドサイクル設備。
  5. 　前記ボイラユニットと前記気水分離器とが、予め一体化された組立体とされている請求項３または４に記載のガスタービンコンバインドサイクル設備。
  6. 　前記ガスタービンユニットの補機、および前記排熱回収ボイラの補機の少なくとも一部が、前記ガスタービンユニットの下方に配置されている請求項１から５のいずれか一項に記載のガスタービンコンバインドサイクル設備。
  7. 　水に浮かぶ浮体と、
    　前記浮体の上に設けられた前記請求項１から５のいずれか一項に記載のガスタービンコンバインドサイクル設備と、を備える水上設備。
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