WO2020174969A1 - 液化ガス気化装置及びこれを備えた浮体設備 - Google Patents

液化ガス気化装置及びこれを備えた浮体設備 Download PDF

Info

Publication number
WO2020174969A1
WO2020174969A1 PCT/JP2020/002740 JP2020002740W WO2020174969A1 WO 2020174969 A1 WO2020174969 A1 WO 2020174969A1 JP 2020002740 W JP2020002740 W JP 2020002740W WO 2020174969 A1 WO2020174969 A1 WO 2020174969A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
steam
liquefied gas
vaporizer
antifreeze
circulation path
Prior art date
Application number
PCT/JP2020/002740
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
英司 齋藤
隆之 金星
晃 川波
龍太 中村
浩市 松下
Original Assignee
三菱重工マリンマシナリ株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 三菱重工マリンマシナリ株式会社 filed Critical 三菱重工マリンマシナリ株式会社
Priority to CN202080016100.7A priority Critical patent/CN113474249B/zh
Priority to KR1020217026399A priority patent/KR102560206B1/ko
Publication of WO2020174969A1 publication Critical patent/WO2020174969A1/ja

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B25/00—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby
    • B63B25/02—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods
    • B63B25/08—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid
    • B63B25/12—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed
    • B63B25/16—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed heat-insulated
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
    • B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63H—MARINE PROPULSION OR STEERING
    • B63H21/00—Use of propulsion power plant or units on vessels
    • B63H21/38—Apparatus or methods specially adapted for use on marine vessels, for handling power plant or unit liquids, e.g. lubricants, coolants, fuels or the like
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63J—AUXILIARIES ON VESSELS
    • B63J2/00—Arrangements of ventilation, heating, cooling, or air-conditioning
    • B63J2/12—Heating; Cooling
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63J—AUXILIARIES ON VESSELS
    • B63J2/00—Arrangements of ventilation, heating, cooling, or air-conditioning
    • B63J2/12—Heating; Cooling
    • B63J2/14—Heating; Cooling of liquid-freight-carrying tanks
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F17C13/10—Arrangements for preventing freezing
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63J—AUXILIARIES ON VESSELS
    • B63J3/00—Driving of auxiliaries
    • B63J2003/001—Driving of auxiliaries characterised by type of power supply, or power transmission, e.g. by using electric power or steam
    • B63J2003/002—Driving of auxiliaries characterised by type of power supply, or power transmission, e.g. by using electric power or steam by using electric power
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/05—Regasification
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water

Definitions

  • the present invention relates to a liquefied gas vaporizer for vaporizing liquefied gas and a floating body equipment including the same.
  • Floating storage and regasification units and other floating equipment are equipped with a liquefied gas vaporizer that re-gasifies LNG (liquefied gas) stored in an LNG tank and supplies it to the outside. .. It is known to use seawater as a heat source when vaporizing liquefied gas in a liquefied gas vaporizer.
  • Patent Document 1 Patent No. 4 1 9725
  • the liquefied gas may freeze the seawater and thus freeze.
  • Patent Document 1 it is possible to use the steam generated by burning the boil-off gas generated in the L NG tank as the heat source of the vaporizer that vaporizes the liquefied gas. However, a vaporization method that can expect further energy saving effect is desired.
  • the present invention has been made in view of the above circumstances, and provides a liquefied gas vaporizer excellent in energy saving without fear of freezing in a vaporizer, and a floating facility including the same.
  • the purpose is to
  • a liquefied gas vaporizer is a steam turbine to which steam generated by an exhaust gas economizer to which exhaust gas of a power generation engine is guided, and a steam turbine to condense steam discharged from the steam turbine.
  • An antifreeze heating means for supplying heat is provided.
  • the antifreeze liquid was used as the fluid that flows through the circulation path connected to the vaporizer, there is no risk of freezing in the vaporizer compared to when seawater or fresh water is used.
  • the antifreeze liquid for example, glycol such as ethylene glycol is used.
  • the antifreeze solution heating means includes the condenser that exchanges heat with the antifreeze solution circulating in the antifreeze solution circulation path.
  • the antifreeze solution heating means includes a water circulation path for circulating water and supplying heat from the condenser to the antifreeze solution circulation path. ing.
  • water used for the water circulation path for example, seawater or fresh water is used.
  • a liquefied gas vaporizer is provided with a seawater heat exchanger that is provided in the antifreeze liquid circulation passage and exchanges heat with the antifreeze liquid after passing through the vaporizer.
  • the antifreeze is heated by the condenser, the amount of heating by seawater can be reduced. As a result, even if the seawater cooled by the seawater heat exchanger is discharged to the ocean, it is possible to avoid having a great impact on the environment.
  • the antifreeze liquid heating means sends heated water to the seawater heat exchanger by heating and exchanging heat in the condenser. It has a supply path.
  • a heating water supply path for supplying heat from the condenser to the seawater heat exchanger was provided. This can reduce the length of the antifreeze circulation path. In general, since antifreeze has a higher viscosity than water, the water circulation path can be used to reduce the pumping power of the antifreeze circulation path.
  • the heated water can be supplied to the seawater heat exchanger, the seawater used for the seawater heat exchanger can be reduced. And Shimizu are used.
  • a steam that generates steam and a steam that exchanges heat between the steam generated by the boiler and the antifreeze liquid that circulates in the antifreeze liquid circulation path And a heat exchanger.
  • the antifreeze liquid can be heated by the steam generated in the boiler. If a seawater heat exchanger is not used, a so-called closed loop or combined loop can be constructed. ⁇ 0 2020/174969 ⁇ (: 171? 2020/002740
  • the steam generated in the boiler is introduced into the steam turbine, and a steam supply system for a turbine is provided, and the steam is supplied via the steam supply system for the turbine.
  • the amount of steam introduced to the steam turbine is reduced and the amount of steam introduced to the steam heat exchanger is increased.
  • the boiler capacity is limited to the amount of steam required to vaporize the maximum amount of liquefied gas in order to reduce the boiler size as much as possible.
  • a steam turbine generator driven by the steam turbine, a circulation pump provided in the antifreeze liquid circulation path, and a liquefied gas to the vaporizer.
  • a liquefied gas pump for sending, and the circulating pump and/or the liquefied gas pump are driven by the electric power generated by the steam turbine generator.
  • the electric power generated by the steam turbine generator can be used for the circulation pump and/or the liquefied gas pump for circulating the antifreeze liquid, the load on the power generation engine can be reduced.
  • a floating facility includes the liquefied gas vaporizer according to any one of the above, and a liquefied gas tank for storing liquefied gas, ⁇ 0 2020/174969 5 ⁇ (: 17 2020 /002740
  • the engine operates by boil-off gas generated in the liquefied gas tank, and the vaporizer vaporizes the liquefied gas introduced from the liquefied gas tank.
  • the vaporizer By including the above-mentioned liquefied gas vaporizer, it is possible to provide a floating body facility having an excellent energy saving effect.
  • F S R U F loat i ng Storage and Regas i f i cat i on Unit
  • the antifreeze is used, freezing can be avoided in the vaporizer.
  • the exhaust heat from the condenser of the steam turbine is used, which can contribute to energy saving.
  • Fig. 1 is a schematic configuration diagram of LNG vaporization equipment applied to an FSR (combined loop) according to the first embodiment of the present invention and used as an open loop.
  • FSR combined loop
  • Fig. 2 is a schematic configuration diagram of the LNG vaporization facility of Fig. 1 when used as a closed loop.
  • FIG. 3 A graph showing the amount of heat with respect to the L N G gas delivery amount.
  • FIG. 4 An enlarged graph of the upper right part of Fig. 3.
  • FIG. 5 is a schematic configuration diagram showing an LNG vaporization facility applied to an FSRUE according to the second embodiment of the present invention.
  • FIG. 6 is a schematic configuration diagram showing a modified example of FIG.
  • Figure 1 shows the schematic configuration of an LNG vaporizer (liquefied gas vaporizer) 1 A that vaporizes LNG (liquefied gas), which is liquefied natural gas, and supplies it to the outside. ⁇ 02020/174969 6 ⁇ (: 171? 2020 /002740
  • the L NG vaporizer 1 A is installed in the F S RU (Floating Storage and Regasification Unit), which is a floating facility.
  • F S RU Floating Storage and Regasification Unit
  • the F S RU includes an L NG tank 3 and a diesel engine (power generation engine) 5 in addition to the L NG vaporizer 1 A.
  • L NG is stored in the L NG tank 3. Above the L NG tank 3, BOG (boil-off gas) that is inevitably generated due to infiltration heat, etc. is retained.
  • the BOG is led to the diesel engine 5 via the BOG supply pipe 7.
  • the BOG supply pipe 7 is provided with a BOG compressor 9 and a BOG cooling heat exchanger 10. After boosting the BOG to the pressure required by the diesel engine 5 by the BOG compressor 9, the BOG is cooled by the BOG cooling heat exchanger 10. B ⁇ G cooled by the BOG cooling heat exchanger 10 is led to the diesel engine 5.
  • the diesel engine 5 drives a generator (not shown).
  • the generator driven by the diesel engine 5 produces the power required in the F S R U.
  • the diesel engine 5 is provided with a supercharger 12.
  • the supercharger 12 is provided with an exhaust turbine and an air compressor (not shown).
  • the exhaust turbine and air compressor are connected by a common shaft and rotate together.
  • the exhaust gas that has passed through the exhaust turbine of the supercharger 12 is led to the exhaust gas economizer 14.
  • An exhaust gas bypass pipe 15 is provided so as to bypass the exhaust gas economizer 14.
  • the bypass valve 15 a is closed.
  • the valves shown in black mean closed, and the valves shown in white mean open. Therefore, when the exhaust gas economizer 14 is used, the exhaust gas economizer valve 14a provided on the upstream side of the exhaust gas economizer 14 is opened.
  • the air compressed by the air compressor of the supercharger 12 is guided to the diesel engine 5 after being cooled by the air cooler 16.
  • the LNG in the LNG tank 3 is the LNG pump 1 provided in the LNG tank 3. ⁇ 0 2020/174969 7 7 (:171? 2020 /002740
  • the vaporizer 18 includes, in addition to the vaporizer 25, a regas 0 ⁇ 933) a boiler 30, a steam turbine 3 2, a steam turbine generator 3 4 and a condenser 3 6, It is provided with a glycol circulation path (antifreeze circulation path) 38 for thermally connecting the condenser 36 and the vaporizer 25.
  • Boiler Mine ⁇ The regas boiler 30 operates using Mine that is guided by the supply pipe 40 as fuel.
  • the regas boiler 30 may be operated by fuel oil.
  • the boiler ⁇ ° supply pipe 40 is indicated by a broken line, which means that it is not used.
  • the water drum 3033 of the regas boiler 30 is connected to the evaporator 44 in the exhaust gas economizer 14 via the drum water pump 42.
  • the water heated by the evaporator 44 is guided to the steam drum 3013 of the regas boiler 30.
  • Water is supplied to the steam drum 3 0 13 from a water supply tank 4 6 via a water supply pipe 4 7 by a water supply pump 4 8.
  • a steam turbine steam pipe 52 is provided between the steam drum 30 of the regas boiler 30 and the steam turbine 32.
  • a superheater 5 3 is provided in the middle of the steam pipe 52 for the steam turbine.
  • Superheater 5 3 is an exhaust gas eco ⁇ 0 2020/174969 8 ⁇ (: 171? 2020/002740
  • Nomaizer It is provided in 4.
  • the steam pipe 52 for the steam turbine is provided with a steam stop valve 5 4 and a steam control valve 5 5 between the superheater 5 3 and the steam turbine 32.
  • the steam stop valve 54 and the steam control valve 55 are controlled by a control unit (not shown).
  • the steam turbine steam pipe 52 has a branch point upstream of the superheater 53.
  • a steam dump pipe 5 7 is provided between the branch point and the condenser 36 to bypass the steam turbine 32 and exhaust the steam in the steam drum 30 to the condenser 36. ..
  • a steam dump valve 5 8 is provided in the steam dump pipe 57.
  • the steam dump valve 58 is controlled by a control unit (not shown) and is closed during normal operation.
  • a steam supply pipe 62 is provided between the steam drum 30 of the regas boiler 30 and the steam heat exchanger 60 provided in the glycol circulation path 38.
  • the steam supply pipe 62 is provided with a steam supply valve 63.
  • the steam supply valve 63 is controlled by a control unit (not shown).
  • the glycol for example, ethylene glycol is used.
  • the drain water distribution pipe 65 is not used. ..
  • the steam turbine 32 is rotated by the steam and rotates the rotating shaft 33.
  • the rotating shaft 33 is connected to the steam turbine generator 34 and drives the steam turbine generator 34.
  • the electric power generated by the steam turbine generator 34 is used as the required electric power onboard the ship, for example,! It is used in the liquid delivery pump 22 that sends _ and the circulation pump 67 that circulates glycol.
  • the steam that has finished its work in the steam turbine 32 is led to the condenser 36.
  • the condensate condensed in the condenser 36 is guided to the water supply tank 46 through the condensate pump 69.
  • a glycol circulation path 38 is connected to the condenser 36.
  • a seawater heat exchanger 72 is provided in the glycol circulation path 38.
  • seawater pumped by the seawater pump 70 exchanges heat with the seawater introduced through the seawater intake pipe 71.
  • the seawater that has finished heat exchange in the seawater heat exchanger 72 is discharged to the ocean through the drainage pipe 73.
  • the seawater pump 70 is controlled by a control unit (not shown).
  • the glycol circulation path 38 is provided on the upstream side of the seawater heat exchanger 72 by the circulation pump 6
  • the circulation pump causes glycol to circulate through the seawater heat exchanger 72, the condenser 36, the steam heat exchanger 60, and the vaporizer 25 in sequence.
  • the circulation pump 67 is an electric pump and is controlled by a control unit (not shown).
  • the control unit includes, for example, a CPU (Central Processing Unit), a RAM (Random Access Memory), a ROM (Read Only Memory), a computer-readable storage medium, and the like.
  • a series of processing for realizing various functions is stored in a storage medium or the like in the form of a program as an example, and the CPU reads the program into the RAM or the like to execute the information processing operation processing. By doing so, various functions are realized.
  • the program is installed in advance in a ROM or other storage medium, provided in a state in which it is stored in a computer-readable storage medium, or distributed via wired or wireless communication means. The form may be applied.
  • Computer-readable storage media include magnetic disks, magneto-optical disks, CD-ROMs, DVD-ROMs, semiconductor memories, and the like.
  • the steam drum 30 of the regas boiler 30 is used as a gas-liquid separator.
  • the control unit activates the drain water pump 42, guides the water in the water drum 30 3 to the evaporator 44, and causes heat exchange with the exhaust gas flowing through the exhaust gas economizer 14.
  • the water guided to the evaporator 44 is heated and then guided to the steam drum 301 to be separated into gas and liquid.
  • the steam separated by the steam drum 30 is led to the steam demand section 50 and the steam turbine 32.
  • the steam introduced to the steam turbine 3 2 is superheated by the superheater 5 3 of the exhaust gas economizer 1 4.
  • the exhaust gas generated by the diesel engine 5 is led to the exhaust gas economizer 14.
  • the control unit closes the steam supply valve 63 to prevent steam from flowing to the steam heat exchanger 60. Further, the control unit controls the operations of the liquid feed pump 22, the circulation pump 67, the seawater pump 70, and the like.
  • the glycol cooled by vaporizing is heated by seawater in the seawater heat exchanger 72.
  • the glycol heated by seawater is guided to the condenser 36 through the glycol circulation route 38.
  • the glycol is heated by removing the heat of condensation from the steam introduced from the steam turbine 32.
  • the glycol thus heated in the condenser 36 is guided to the steam heat exchanger 60 through the glycol circulation route 38.
  • the amount of heat to be obtained from seawater can be reduced by using the exhaust steam of the steam turbine as a heat source. In other words, the amount of seawater required is reduced and the power consumption to drive the seawater pump can be reduced.
  • both combined loop and closed loop use steam heat exchanger 60 in common.
  • the sea loop heat exchanger 7 2 is not used in the closed loop, and the sea water heat exchanger 7 2 is partially used in the combined loop.
  • ____ is led to the regas boiler 30 via the ___ supply pipe 40 for the boiler.
  • a flame is formed by a burner (not shown) using 600 as fuel, so that the feed water supplied via the feed water pipe 47 is heated to generate steam.
  • the generated steam is guided to the steam demand section 50 from the steam drum 30 and to the steam turbine 32.
  • the steam introduced to the steam turbine 3 2 is superheated by the superheater 5 3 of the exhaust gas economizer 1 4.
  • Exhaust gas generated by the diesel engine 5 is led to the exhaust gas economizer 14.
  • the control unit opens the steam supply valve 63 and stops the seawater pump 70.
  • the glycol flowing through the glycol circulation path 38 is heated by the steam heat exchanger 60.
  • Glycol is also heated in the condenser 36, as in the case of sewage pumps.
  • a combined loop may be provided to supply the required amount of seawater to the seawater heat exchanger 72 to supplementally heat the glycol.
  • part of the steam generated in the regas boiler 30 is introduced to the steam turbine 3 2 2 to obtain electric power at the steam turbine generator 3 4 and the exhaust heat of the steam turbine 3 2 2 Can be collected in the glycol circulation route 38 in the condenser 36. ⁇ 0 2020/174969 12 ⁇ (: 171? 2020 /002740
  • total steam heating In order to vaporize 1_N 0 compared to the case where the regas boiler 30 covers the vaporization heat amount of 1_° without performing heat recovery in the condenser 36 (hereinafter referred to as “total steam heating”) The amount of steam produced by the regas boiler 30 used can be reduced.
  • Heating with full steam heating has a higher heat conversion efficiency than heating with exhaust heat after passing through the steam turbine 32.
  • the required power must be covered only by the diesel engine, which is a separate system, but in the present embodiment, the amount of power generated by exhaust heat recovery from the diesel engine is added, so Can reduce fuel consumption
  • the glycol heat is used for exhaust heat of the steam heat exchanger 60 using steam introduced from the regas boiler 30 and the condenser 36 using steam after passing through the steam turbine 32.
  • the amount of evaporation of the regas boiler 30 will be larger than that of full steam heating because it will be covered by recovery.
  • this embodiment is Exhaust heat of Since it can be used for heating, the thermal efficiency represented by “(boiler efficiency) X (turbine internal efficiency)” can be obtained. As a result, it is possible to reduce the required electric power in the diesel engine 5, that is, the fuel consumption.
  • the steam quantity distribution control means the control of the quantity of steam distributed to the steam heat exchanger 60 and the steam turbine 32. Specifically, it is performed by controlling the opening degree of the steam supply valve 63 and/or the steam control valve 55.
  • FIG. 3 shows the concept of vapor distribution control.
  • the horizontal axis shows the amount of !_N 0 vaporized by the vaporizer 25 to the outside of the gas pipe 26, which is !_N 0, and the vertical axis shows the amount of heat.
  • the solid line is the horizontal axis Indicates the amount of heat required by the vaporizer 25 corresponding to the delivered amount. ⁇ 0 2020/174969 13 13 (:171? 2020 /002740
  • the broken line indicates the amount of heat recovered in the condenser 36, that is, the steam exhausted by the steam distributed by the control unit, which was exhausted by the steam turbine 3 2 to the glycol circulation path 3 8 in the condenser 3 6. Indicates the amount of heat recovered.
  • the alternate long and short dash line shows the amount of heat input to the steam heat exchanger 60, that is, the amount of heat given to the glycol in the steam heat exchanger 60 from the steam distributed by the control unit.
  • the chain double-dashed line shows the heat value of the steam generated in the regas boiler 30.
  • the sum of the amount of heat recovered by the condenser 36 shown by the broken line and the amount of heat input to the steam heat exchanger 60 shown by the alternate long and short dash line is necessary for 1_° delivery shown by the solid line. It becomes the amount of heat.
  • the calorific value of steam generated in the regas boiler 30 indicated by the chain double-dashed line is slightly larger than the required calorific value indicated by 1_° delivery indicated by the solid line. This is because the heat value of steam supplied to the steam demand section 50 is added.
  • the amount of recovered heat in the condenser 36 shown by the broken line is constant.
  • the amount of recovered heat is set to, for example, the amount of heat corresponding to the amount of steam with which the steam turbine generator 34 can obtain the maximum output.
  • Figure 4 shows an enlarged view of the upper right corner of Figure 3.
  • the capacity of the regas boiler 30 is set to the necessary and sufficient size.
  • _ ⁇ It is set by the heat quantity corresponding to the maximum value of 01 3 X (see line 1_1). Ie maximum negative ⁇ 0 2020/174969 14 ⁇ (: 171? 2020 /002740
  • the amount of heat obtained by the vaporizer 25 through the glycol circulation route 38 is 1_ ⁇
  • the capacity of the regas boiler 30 is set so as to correspond to the heat of vaporization of 1_°, which is assumed to be 3 X.
  • the limit value of 2 will be the upper limit of the delivery amount of 1_° as shown by line 1_ 2. Therefore, as shown in Fig. 3, when the threshold value exceeds 1, the amount of steam distributed to the steam turbine 32 is reduced.
  • glycol which is an antifreezing liquid
  • glycol circulation path 38 connected to the vaporizer 25
  • Glycol is heated by the condenser 36, so the amount of heating by seawater is ⁇ 0 2020/174969 1 5 ⁇ (: 171? 2020 /002740
  • the glycol in the steam heat exchanger 60, the glycol can be heated by the steam generated in the regas boiler 30. If the seawater heat exchanger 72 is not used, a so-called closed loop or combined loop can be constructed (see Fig. 2).
  • the capacity of the regas boiler 30 Since the capacity of the regas boiler 30 has a predetermined limit, it is vaporized by the vaporizer 25 and delivered 1-° When the delivery amount becomes large, the steam heat exchanger 60 and the steam evaporator In some cases, the steam cannot be supplied from the regas boiler 30 to both of them. Therefore, when the amount of 1_° vaporized in the vaporizer 25 exceeds a predetermined value, the amount of steam introduced to the steam turbine 32 is reduced and the amount of steam introduced to the steam heat exchanger 60 is increased. did. This allows It is possible to secure the amount of heat required to vaporize the.
  • the electric power generated by the steam turbine generator 3 4 can be used for the circulation pump 67 and/or the liquid transfer pump 22 for circulating glycol, the load on the diesel engine 5 can be reduced. ..
  • the present embodiment is different from the first embodiment in the method of exchanging heat between the condenser 36 and the glycol circulation path 38, and the other matters are the same. Therefore, in the following description, differences from the first embodiment will be described, and other parts will be denoted by the same reference numerals and the description thereof will be omitted.
  • the vaporizer 1 of the present embodiment includes a water circulation path 80 between the condenser 36 and the glycol circulation path 38.
  • water used for 80 for example, seawater or fresh water can be used.
  • the waste heat of the condenser 36 is given to the glycol in the glycol circulation path 38 via the water circulation path 80.
  • the water flowing through the water circulation path 80 exchanges heat with the steam in the condenser 36.
  • a water heat exchanger 82 is provided between the water circulation path 80 and the glycol circulation path 38. In the water heat exchanger 82, the water in the water circulation path 80 heats the glycol in the glycol circulation path 38.
  • the water circulation path 8 is provided between the condenser 36 and the glycol circulation path 38.
  • the length of the glycol circulation path 38 can be reduced.
  • the glycol circulation path 38 is connected to the condenser 36 as in the first embodiment, when the condenser 36 and the vaporizer 25 are separated from each other, the glycol circulation path is There is no choice but to keep the distance of 38 long.
  • the water circulation path 80 is interposed between the condenser 36 and the glycol circulation path 38, the glycol circulation path 38 can be shortened.
  • glycol has a higher viscosity than water, so that by adopting the water circulation path 80, the pump power of the circulation pump 67 provided in the glycol circulation path 38 can be reduced.
  • this embodiment can be modified as shown in FIG. That is, instead of the water circulation path 80 of FIG. 5, a heating water supply path 85 is provided between the condenser 36 and the glycol circulation path 38.
  • the heated water supply route 8 5 supplies seawater to the condenser 36, recovers exhaust heat from the condenser 36 with seawater, and then supplies seawater to the seawater heat exchanger 7 2 Combine the seawater with the upstream side of 1. In this way, the exhaust heat of the condenser 36 may be supplied to the glycol circulation path 38.
  • Liquid feed pump (liquefied gas pump)

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Architecture (AREA)
  • Civil Engineering (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

気化器にて凍結のおそれがなく省エネ効果に優れた液化ガス気化装置を提供する。ディーゼルエンジン（５）の排ガスが導かれる排ガスエコノマイザ（１４）によって生成された蒸気が導かれる蒸気タービン（３２）と、蒸気タービン（３２）から排出された蒸気を凝縮させる復水器（３６）と、ＬＮＧを加熱して気化する気化器（２５）と、気化器（２５）に接続されるとともにグリコールが循環するグリコール循環経路（３８）とを備えている。復水器（３６）からグリコール循環経路（３８）を循環するグリコールへ熱を供給するように復水器（３６）とグリコール循環経路（３８）とを熱的に接続する。

Description

\¥02020/174969 1 卩（：17 2020 /002740 明 細 書
発明の名称 ： 液化ガス気化装置及びこれを備えた浮体設備 技術分野
[0001] 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。
背景技術
[0002] L NGガスを輸送する L NG船では、 L N Gタンク内で侵入熱等によって 不可避的に発生するボイルオフガスをボイラにて燃焼させ、 ボイラで発生し た蒸気を有効利用することが知られている （例えば特許文献 1参照） 。
[0003] F S RU （Floating Storage and Regasification Unit） 等の浮体設 備では、 L NGタンク内に貯留した L NG （液化ガス） を再ガス化して外部 へと供給する液化ガス気化装置を備えている。 液化ガス気化装置で液化ガス を気化する際の熱源として海水を用いることが知られている。
先行技術文献
特許文献
[0004] 特許文献 1 :特許第 4 1 1 9725号公報
発明の概要
発明が解決しようとする課題
[0005] F S R Uの液化ガス気化装置で液化ガスを気化する気化器に低温の海水を 流すと、 液化ガスに海水が冷却されることによって凍結するおそれがある。
[0006] 特許文献 1のように L NGタンクで発生したボイルオフガスを燃焼させて 発生した蒸気を、 液化ガスを気化する気化器の熱源として用いることも考え られる。 しかし、 更なる省エネ効果が期待できる気化方式が望まれている。
[0007] 本発明は、 このような事情に鑑みてなされたものであって、 気化器にて凍 結のおそれがなく省エネ効果に優れた液化ガス気化装置及びこれを備えた浮 体設備を提供することを目的とする。
課題を解決するための手段 \¥0 2020/174969 2 卩（：171? 2020 /002740
[0008] 本発明の一態様に係る液化ガス気化装置は、 発電用エンジンの排ガスが導 かれる排ガスエコノマイザによって生成された蒸気が導かれる蒸気タービン と、 前記蒸気タービンから排出された蒸気を凝縮させる復水器と、 液化ガス を加熱して気化する気化器と、 前記気化器に接続されるとともに不凍液が循 環する不凍液循環経路と、 記復水器から前記不凍液循環経路を循環する不凍 液へ熱を供給する不凍液加熱手段と、 を備えている。
[0009] 発電用エンジンの排熱を回収して動作する蒸気タービンに接続された復水 器によって、 不凍液循環経路を循環する不凍液を加熱することとした。 そし て、 不凍液循環経路に接続された気化器によって液化ガスを気化する。 これ により、 復水器の排熱を有効に液化ガスの気化に用いることができ、 省エネ を実現することができる。
気化器に接続された循環経路に流す流体として不凍液を用いることとした ので、 海水や清水を用いた場合に比べて気化器にて凍結するおそれがない。 不凍液としては、 例えば、 エチレングリコール等のグリコールが用いられ る。
[0010] さらに、 本発明の一態様に係る液化ガス気化装置では、 前記不凍液加熱手 段は、 前記不凍液循環経路を循環する不凍液と熱交換する前記復水器を備え ている。
[001 1 ] 不凍液と復水器内の流体 （蒸気や復水） とを熱交換させることとした。 こ れにより、 不凍液と復水器内の流体とを他の媒体を介さずに熱交換できるの で、 熱交換損失を可及的に抑えることができる。
[0012] さらに、 本発明の一態様に係る液化ガス気化装置では、 前記不凍液加熱手 段は、 水が循環するとともに、 前記復水器から前記不凍液循環経路へと熱を 供給する水循環経路を備えている。
[0013] 復水器から不凍液循環経路へ熱を供給する水循環経路を設けることとした 。 これにより、 不凍液循環経路の長さを減じることができる。 一般に、 不凍 液は水よりも粘度が高いので、 水循環経路を採用することによって、 不凍液 循環経路のボンプ動力を削減することができる。 \¥0 2020/174969 3 卩（：171? 2020 /002740
水循環経路に用いる水としては、 例えば、 海水や清水が用いられる。
[0014] さらに、 本発明の一態様に係る液化ガス気化装置では、 前記不凍液循環経 路に設けられ、 前記気化器を通過した後の不凍液と海水とを熱交換する海水 熱交換器を備えている。
[0015] 不凍液循環経路に海水熱交換器を設けることによって、 気化器を通過して 温度低下した不凍液を海水によって加熱することができる。 これにより、 海 水を用いて液化ガスを気化し、 気化させた後の海水を海洋に放出する才ープ ンループを構成することができる。
不凍液は、 復水器によって加熱されるので、 海水による加熱量を低減する ことができる。 これにより、 海水熱交換器にて冷却された海水を海洋に放出 しても、 環境に対して大きな影響を及ぼすことを回避することができる。
[0016] さらに、 本発明の一態様に係る液化ガス気化装置では、 前記不凍液加熱手 段は、 前記復水器にて熱交換して加熱された水を前記海水熱交換器に送る加 熱水供給経路を備えている。
[0017] 復水器から海水熱交換器へ熱を供給する加熱水供給経路を設けることとし た。 これにより、 不凍液循環経路の長さを減じることができる。 一般に、 不 凍液は水よりも粘度が高いので、 水循環経路を採用することによって、 不凍 液循環経路のボンプ動力を削減することができる。
また、 海水熱交換器に加熱水を供給することができるので、 海水熱交換器 に用いる海水を減じることができるので、 環境負荷を低減することができる 水循環経路に用いる水としては、 例えば、 海水や清水が用いられる。
[0018] さらに、 本発明の一態様に係る液化ガス気化装置では、 蒸気を生成するボ イラと、 前記ボイラで生成された蒸気と前記不凍液循環経路を循環する不凍 液とを熱交換する蒸気熱交換器と、 を備えている。
[0019] 蒸気熱交換器にて、 ボイラで生成した蒸気によって不凍液を加熱すること ができる。 海水熱交換器を用いない場合には、 いわゆるクローズループ又は コンバインドループを構成することができる。 \¥0 2020/174969 卩（：171? 2020 /002740
[0020] さらに、 本発明の一態様に係る液化ガス気化装置では、 前記ボイラで生成 された蒸気が前記蒸気タービンに導かれるタービン用蒸気供給系統と、 前記 タービン用蒸気供給系統を介して前記蒸気タービンへ導かれる蒸気量と前記 蒸気熱交換器へ導かれる蒸気量とを制御する制御部と、 を備え、 前記制御部 は、 前記気化器で気化される液化ガス量が所定値を超えた場合に、 前記蒸気 夕ービンへ導かれる蒸気量を減じるとともに、 前記蒸気熱交換器へ導かれる 蒸気量を増大する。
[0021 ] ボイラの容量には所定の制限があるので、 気化器で気化される液化ガス量 が大きくなった場合に、 蒸気熱交換器と蒸気タービンの両方に蒸気を供給で きなくなる場合がある。 そこで、 気化器で気化される液化ガス量が所定値を 超えた場合に、 蒸気タービンへ導かれる蒸気量を減じるとともに、 蒸気熱交 換器へ導かれる蒸気量を増大することした。 これにより、 液化ガスを気化す るために必要な熱量を確保することができる。
例えば、 ボイラサイズを可及的に小さくするために、 最大量の液化ガスを 気化するために必要な蒸気量にボイラ容量を制限した場合に特に有効である
[0022] さらに、 本発明の一態様に係る液化ガス気化装置では、 前記蒸気タービン によって駆動される蒸気タービン発電機と、 前記不凍液循環経路に設けられ た循環ポンプと、 前記気化器へ液化ガスを送る液化ガスポンプと、 を備え、 前記蒸気夕ービン発電機で発電した電力によって、 前記循環ボンプ及び/又 は前記液化ガスポンプを駆動する。
[0023] 蒸気タービン発電機によって発電した電力を、 不凍液を循環させる循環ポ ンプ及び/又は液化ガスポンプに用いることができるので、 発電用エンジン の負荷を減らすことができる。
なお、 本態様の発明は、 上記した各態様の発明と組み合わせることができ る。
[0024] また、 本発明の一態様に係る浮体設備は、 上記のいずれかに記載の液化ガ ス気化装置と、 液化ガスを貯留する液化ガスタンクと、 を備え、 前記発電用 \¥0 2020/174969 5 卩（：17 2020 /002740
エンジンは、 前記液化ガスタンクで発生したボイルオフガスによって動作し 、 前記気化器は、 前記液化ガスタンクから導かれた液化ガスを気化する。 ［0025］ 上記の液化ガス気化装置を備えることで、 省エネ効果に優れた浮体設備を 提供することができる。 浮体設備としては、 例えば、 F S R U （F loat i ng S torage and Regas i f i cat i on Un i t） 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。
発明の効果
［0026］ 不凍液を用いることとしたので気化器において凍結を回避することができ る。 また、 蒸気夕ービンの復水器の排熱を用いることとしたので省エネに資 することができる。
図面の簡単な説明
［0027］ ［図 1］本発明の第 1実施形態に係る F S R U（コンバインドループ）に適用され た L N G気化設備であり、 オープンループとして使用された場合の概略構成 図である。
［図 2］図 1の L N G気化設備であり、 クローズループとして使用された場合の 概略構成図である。
［図 3］ L N Gガス送出量に対する熱量を示したグラフである。
［図 4］図 3の右上部分を拡大して示したグラフである。
［図 5］本発明の第 2実施形態に係る F S R Uに適用された L N G気化設備を示 した概略構成図である。
［図 6］図 5の変形例を示した概略構成図である。
発明を実施するための形態
［0028］ 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 L N G （液化ガス） を気化して外部へ供給 する L N G気化装置 （液化ガス気化装置） 1 Aの概略構成が示されている。 \¥02020/174969 6 卩（：171? 2020 /002740
L NG気化装置 1 Aは、 浮体設備である F S RU （Floating Storage and Regasification Unit） に設けられている。
[0029] F S RUは、 L NG気化装置 1 Aに加えて、 L N G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。
[0030] L NGタンク 3内には、 L NGが貯留されている。 L NG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 1 0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 1 0によって BOGが冷却される。 BOG冷却熱交換器 1 0によって冷却された B〇 Gが ディーゼルエンジン 5へと導かれる。
[0031] 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、 F S R U内で必要とされる電力を発電 する。
[0032] ディーゼルエンジン 5には、 過給機 1 2が設けられている。 過給機 1 2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。
[0033] 過給機 1 2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 1 4 へと導かれる。 排ガスエコノマイザ 1 4をバイパスするように排ガスバイパ ス配管 1 5が設けられている。 排ガスエコノマイザ 1 4を使用する場合には 、 バイパス弁 1 5 a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 1 4を使用する場合には、 排ガスエコノマイザ 1 4 の上流側に設けられた排ガスエコノマイザ弁 1 4 aは開とされている。
[0034] 過給機 1 2の空気圧縮機によって圧縮された空気は、 空気冷却器 1 6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。
[0035] L N Gタンク 3内の L N Gは、 L N Gタンク 3内に設けた L N Gポンプ 1 \¥0 2020/174969 7 卩（：171? 2020 /002740
8によって、 1_ N 0タンク 3の外部に設けた気液分離器 2 0へと導かれる。 気液分離器 2 0にて気相と分離された 1_ 〇は、 送液ポンプ （液化ガスボン プ） 2 2によって 1_ N 0配管 2 3を通って気化器 2 5へと導かれる。 1_ 〇 ポンプ 1 8及び送液ポンプ 2 2は、 電動ポンプとされている。 気化器 2 5に て気化された !_ 〇は、 送ガス配管 2 6を介して外部へと供給される。 ！_ ◦ポンプ 1 8及び送液ポンプ 2 2の発停や回転数の制御は、 図示しない制御 部【しよって行われる。
[0036] 1_ 〇気化装置1 八は、 気化器 2 5に加えて、 リガス 0^933） ボイラ 3 0 と、 蒸気タービン 3 2と、 蒸気タービン発電機 3 4と、 復水器 3 6と、 復水 器 3 6と気化器 2 5とを熱的に接続するグリコール循環経路 （不凍液循環経 路） 3 8とを備えている。
[0037] リガスボイラ （ボイラ） 3 0には、 巳〇◦供給配管 7から分岐されたボイ ラ用巳〇◦供給配管 4 0が接続されている。 ボイラ用巳〇◦供給配管 4 0に よって導かれた巳〇〇を燃料として、 リガスボイラ 3 0は動作する。 なお、 リガスボイラ 3 0は、 燃料油によって動作するようにしても良い。 なお、 図 1ではボイラ用巳〇◦供給配管 4 0が破線で示されているが、 これは使用し ていないことを意味する。
[0038] リガスボイラ 3 0の水ドラム 3 0 3は、 ドラム水ポンプ 4 2を介して排ガ スエコノマイザ 1 4内の蒸発器 4 4に接続されている。 蒸発器 4 4で加熱さ れた水は、 リガスボイラ 3 0の蒸気ドラム 3 0 13へと導かれるようになって いる。 蒸気ドラム 3 0 13には、 給水タンク 4 6から給水配管 4 7を介して給 水ポンプ 4 8によって給水されるようになっている。
[0039] リガスボイラ 3 0の蒸気ドラム 3 0匕から、 3
Figure imgf000009_0001
内 （船内） の蒸気需 要部 5 0へと船内蒸気供給弁 5 1 を介して蒸気が供給されるようになってい る。
[0040] リガスボイラ 3 0の蒸気ドラム 3 0匕と蒸気夕ービン 3 2との間には、 蒸 気タービン用蒸気配管 5 2が設けられている。 蒸気タービン用蒸気配管 5 2 の途中位置には、 過熱器 5 3が設けられている。 過熱器 5 3は、 排ガスエコ \¥0 2020/174969 8 卩（：171? 2020 /002740
ノマイザ】 4内に設けられている。 蒸気タービン用蒸気配管 5 2には、 過熱 器 5 3と蒸気夕ービン 3 2との間に、 蒸気止め弁 5 4と蒸気加減弁 5 5とが 設けられている。 蒸気止め弁 5 4と蒸気加減弁 5 5は、 図示しない制御部に よって制御される。
[0041 ] 蒸気タービン用蒸気配管 5 2には、 過熱器 5 3の上流側に分岐点 が設け られている。 分岐点 と復水器 3 6との間には、 蒸気タービン 3 2をバイパ スして蒸気ドラム 3 0 内の蒸気を復水器 3 6へと排気する蒸気ダンプ配管 5 7が設けられている。 蒸気ダンプ配管 5 7には、 蒸気ダンプ弁 5 8が設け られている。 蒸気ダンプ弁 5 8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。
[0042] リガスボイラ 3 0の蒸気ドラム 3 0匕とグリコール循環経路 3 8に設けら れた蒸気熱交換器 6 0との間には、 蒸気供給配管 6 2が設けられている。 蒸 気供給配管 6 2には、 蒸気供給弁 6 3が設けられている。 蒸気供給弁 6 3は 、 図示しない制御部によって制御される。 蒸気熱交換器 6 0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 6 5を介して給水タンク 4 6へと導かれる。 なお、 グリコールとしては、 例えばエチレングリコール が用いられる。 また、 図 1 に示した状態では、 破線で示したように、 蒸気供 給配管 6 2から蒸気熱交換器 6 0に蒸気が導かれていないので、 ドレン水配 管 6 5は使用されていない。
[0043] 蒸気夕ービン 3 2は、 蒸気によって回転させられるとともに回転軸 3 3を 回転する。 回転軸 3 3は、 蒸気タービン発電機 3 4に接続されており、 蒸気 タービン発電機 3 4を駆動する。 蒸気タービン発電機 3 4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、 ！_ 〇を送る送液ポン プ 2 2や、 グリコールを循環させるための循環ポンプ 6 7に用いられる。
[0044] 復水器 3 6には、 蒸気タービン 3 2で仕事を終えた蒸気が導かれる。 復水 器 3 6にて凝縮された復水は、 復水ポンプ 6 9を介して給水タンク 4 6へと 導かれる。 復水器 3 6内には、 グリコール循環経路 3 8が接続されている。 これにより、 復水器 3 6では、 蒸気タービン 3 2から導かれた蒸気とグリコ \¥02020/174969 9 卩（：171? 2020 /002740
—ル循環経路 38を循環するグリコールとが熱交換する。
[0045] 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 7 1 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。
[0046] 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 6
7を備えている。 循環ポンプによって、 グリコールは、 海水熱交換器 72、 復水器 36、 蒸気熱交換器 60及び気化器 25を順に循環する。 循環ポンプ 67は、 電動ポンプとされ、 図示しない制御部によって制御される。
[0047] 制御部は、 例えば、 C P U (Central Processing Unit) 、 RAM (Rand om Access Memory) 、 ROM (Read Only Memory) 、 及びコンピユータ 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 C P Uが R AM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。
[0048] ＜オープンループ＞
次に、 上記構成の L NG気化装置 1 A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。 才ープンループの場合、 海水熱交換器 72にてグリコールを 加熱することによって冷却された海水は、 海洋へと放水される。 このため、 水温が高い海域や夏季にオープンループが用いられる。
[0049] 才ープンループでは、 リガスボイラ 30は動作しない。 したがって、 ボイ \¥0 2020/174969 10 卩（：171? 2020 /002740
ラ用巳〇〇供給配管 4 0を介して巳〇〇が導かれることはない。 リガスボイ ラ 3 0の蒸気ドラム 3 0匕は、 気液分離器として用いられる。 制御部は、 ド ラム水ポンプ 4 2を起動し、 水ドラム 3 0 3内の水を蒸発器 4 4へと導き、 排ガスエコノマイザ 1 4を流れる排ガスと熱交換させる。 蒸発器 4 4へと導 かれた水は、 加熱された後に蒸気ドラム 3 0 13へと導かれて気液分離される 。 蒸気ドラム 3 0 で分離された蒸気は、 蒸気需要部 5 0及び蒸気タービン 3 2へと導かれる。 蒸気タービン 3 2へ導かれる蒸気は、 排ガスエコノマイ ザ 1 4の過熱器 5 3によって過熱される。 排ガスエコノマイザ 1 4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。
[0050] 制御部は、 蒸気供給弁 6 3を閉として、 蒸気熱交換器 6 0へ蒸気を流さな いようにする。 また、 制御部は、 送液ポンプ 2 2や、 循環ポンプ 6 7、 海水 ポンプ 7 0等の運転を制御する。
[0051 ] !_ ◦タンク 3から導かれた !_ ◦は、 ！_ N 0配管 2 3を介して送液ボン プ 2 2によって気化器 2 5へと供給される。 気化器 2 5では、 グリコール循 環経路 3 8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 !_ N 0は、 送ガス配管 2 6を介して外部の需要先へと導かれる。
[0052] 気化器 2 5にて！- ◦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 7 2にて海水によって加熱される。 海水によって加熱されたグ リコールは、 グリコール循環経路 3 8を通り復水器 3 6へと導かれる。 復水 器 3 6では、 蒸気タービン 3 2から導かれた蒸気から凝縮熱を奪うことによ ってグリコールが加熱される。 このように復水器 3 6にて加熱されたグリコ —ルは、 グリコール循環経路 3 8を通り蒸気熱交換器 6 0へ導かれる。 海水 のみを熱源として !_ N 0を気化させる場合と比較し、 蒸気タービンの排気蒸 気も熱源として利用することで、 海水から得るべき熱量を減らすことができ る。 つまり、 必要な海水の量が減り、 海水ポンプを駆動する電力消費も低減 できる。
蒸気熱交換器 6 0には、 リガスボイラ 3 0から蒸気が導かれないので、 蒸 気熱交換器 6 0にて加熱されることなくグリコールは気化器 2 5へと導かれ \¥0 2020/174969 1 1 卩（：17 2020 /002740
る。
[0053] ＜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 6 0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 6 0を用いることで共通する。 ただし、 クロ —ズループでは、 海水熱交換器 7 2を用いず、 コンバインドループでは海水 熱交換器 7 2を部分的に用いる。
[0054] 1_ N 0タンク 3から巳〇〇がボイラ用巳〇〇供給配管 4 0を介して巳〇〇 がリガスボイラ 3 0に導かれる。 リガスボイラ 3 0では、 6 0 0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 4 7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 3 0匕から蒸気需要部 5 0へ導かれるとともに、 蒸気タービン 3 2へと導かれる。 蒸気タービン 3 2へ導かれる蒸気は、 排ガスエコノマイザ 1 4の過熱器 5 3によって過熱される。 排ガスエコノマイザ 1 4へは、 ディ —ゼルエンジン 5で発生した排ガスが導かれる。
[0055] 制御部は、 蒸気供給弁 6 3を開とするとともに、 海水ポンプ 7 0を停止す る。 これにより、 グリコール循環経路 3 8を流れるグリコールは、 蒸気熱交 換器 6 0によって加熱されることになる。 また、 グリコールは、 才ープンル —プの場合と同様に、 復水器 3 6でも加熱される。
[0056] このように、 クローズループでは、 海水熱交換器 7 2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 7 2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。
[0057] ＜効率についての検討＞
図 2で示したように、 リガスボイラ 3 0で発生させた蒸気の一部を蒸気夕 —ビン 3 2に導き蒸気タービン発電機 3 4にて電力を得るとともに、 蒸気夕 —ビン 3 2の排熱を復水器 3 6にてグリコール循環経路 3 8にて回収するこ \¥0 2020/174969 12 卩（：171? 2020 /002740
ととした。 これにより、 復水器 3 6での熱回収を行わずにリガスボイラ 3 0 で 1_ ◦の気化熱量を賄う場合 （以下 「全量蒸気加熱」 という。 ） に比べて 、 1_ N 0を気化するために用いられるリガスボイラ 3 0の生成蒸気量を低減 することができる。
[0058] 全量蒸気加熱にて加熱する方が、 蒸気タービン 3 2を通過した後の排熱を 用いて加熱するよりも熱変換効率は高い。 しかし、 全量蒸気加熱では、 別系 統となるディーゼルエンジンのみで必要電力を賄わなければならないが、 本 実施形態では、 ディーゼルエンジンからの排熱回収による発生電力分が加勢 されるため、 ディーゼルエンジンにて消費される燃料を削減する事ができる
[0059] 本実施形態では、 グリコール加熱を、 リガスボイラ 3 0から導かれた蒸気 を用いた蒸気熱交換器 6 0と、 蒸気タービン 3 2を経た後の蒸気を用いる復 水器 3 6の排熱回収とで賄うことになるため、 リガスボイラ 3 0の蒸発量は 、 全量蒸気加熱に比べて多くなる。 しかし、 1_ ◦気化のための必要電力 （ 循環ポンプ 6 7や送液ポンプ 2 2の動力） と 1_ ◦気化熱源を 1つのプラン 卜と見做した場合、 本実施形態は、 復水器 3 6の排熱を
Figure imgf000014_0001
の加熱に用い ることができるので、 ほぼ 「 （ボイラ効率） X （タービン内部効率） 」 で表 される熱効率が得られることになる。 これにより、 ディーゼルエンジン 5に おける必要電力低減、 すなわち燃料消費低減が可能となる。
[0060] ＜蒸気量分配制御＞
次に、 制御部によって行う蒸気量分配制御について説明する。 蒸気量分配 制御とは、 蒸気熱交換器 6 0と蒸気タービン 3 2に分配する蒸気量の制御を 意味する。 具体的には、 蒸気供給弁 6 3及び/又は蒸気加減弁 5 5の開度制 御によって行う。
[0061 ] 図 3には、 蒸気分配制御の考え方が示されている。 同図において、 横軸は 気化器 2 5で気化した !_ N 0を送ガス配管 2 6から外部に排出する !_ N 0送 出量を示し、 縦軸は熱量を示す。
[0062] 実線は、 横軸の
Figure imgf000014_0002
送出量に対応した気化器 2 5で必要な熱量を示す。 \¥0 2020/174969 13 卩（：171? 2020 /002740
破線は、 復水器 3 6での回収熱量、 すなわち、 制御部によって分配された蒸 気で駆動された蒸気夕ービン 3 2が排気した蒸気から復水器 3 6でグリコー ル循環経路 3 8に回収される熱量を示す。 一点鎖線は、 蒸気熱交換器 6 0へ の投入熱量、 すなわち、 制御部によって分配された蒸気から蒸気熱交換器 6 0にてグリコールへ与えられる熱量を示す。 二点鎖線は、 リガスボイラ 3 0 で発生する蒸気の熱量を示す。
[0063] したがって、 破線で示した復水器 3 6での回収熱量と、 一点鎖線で示した 蒸気熱交換器 6 0への投入熱量との和が、 実線で示した 1_ ◦送出に必要な 熱量となる。 二点鎖線で示したリガスボイラ 3 0での発生蒸気熱量は、 実線 で示した 1_ ◦送出に示した必要な熱量よりも少し大きくなっている。 これ は、 蒸気需要部 5 0へ供給される蒸気熱量等が加算されるためである。
[0064] 所定の 1_ ◦送出量である閾値 1 までは、 破線で示す復水器 3 6での回 収熱量は一定とされている。 この回収熱量は、 例えば、 蒸気タービン発電機 3 4で最大の出力を得ることができる蒸気量に相当する熱量に設定される。
[0065] !_ N 0送出量の閾値 1 までは、 実線で示すように、 ！_ 〇送出量に比例 して必要熱量は単調に増加する。 これに対応するように、 制御部は、 リガス ボイラ 3 0での発生蒸気量を増大させるとともに （二点鎖線参照） 、 蒸気熱 交換器 6 0へ分配する蒸気流量を増大させる （一点鎖線参照） 。
[0066] !_ N 0送出量の閾値 1 を超えると、 制御部は、 ！_ 〇送出量が増大する に伴い蒸気タービン 3 2へ供給する蒸気量を減少させていく （破線参照） 。 この蒸気量の減少に対応させて、 蒸気熱交換器 6 0へと供給する蒸気量を増 大させていく （一点鎖線参照） 。 好ましくは、 蒸気タービン 3 2への蒸気量 の減少分と、 蒸気熱交換器 6 0への蒸気量の増大分とを一致させる。 これに より、 実線で示す !_ N 0送出に必要な熱量を確保することができる。
[0067] 上記のように制御する理由は以下の通りである。
図 4は、 図 3の右上を拡大して示している。 同図に示すように、 リガスボ イラ 3 0の容量は、 必要十分な大きさとするため、 ！_ 〇送出量の最大値 01 3 Xに対応する熱量 （線 1_ 1参照） で設定されている。 すなわち、 最大負 \¥0 2020/174969 14 卩（：171? 2020 /002740
荷時のリガスボイラ 3 0おける全ての発生蒸気を蒸気熱交換器 6 0に投入し たときにグリコール循環経路 3 8を介して気化器 2 5が得られる熱量が、 1_ ◦送出量が最大値 01 3 Xとされた 1_ ◦の気化熱に相当するように、 リ ガスボイラ 3 0の容量が設定されている。
[0068] したがって、 蒸気熱交換器 6 0へ全ての蒸気を供給せずに蒸気タービン 3
2へ一部の蒸気を分配したままでは、 線 1_ 2に示すように、 限界値 2で1_ ◦送出量の上限となってしまう。 そこで、 図 3に示したように、 閾値 1 を超えた場合には、 蒸気タービン 3 2へ分配する蒸気量を減少させることと している。
[0069] ＜本実施形態の作用効果＞
本実施形態によれば、 以下の作用効果を奏する。
ディーゼルエンジン 5の排熱を排ガスエコノマイザ 1 4で回収して動作す る蒸気夕ービン 3 2に接続された復水器 3 6によって、 グリコール循環経路 3 8を循環するグリコールを加熱することとした。 そして、 グリコール循環 経路 3 8に接続された気化器 2 5によって !_ ◦を気化する。 これにより、 復水器 3 6の排熱を有効に !_ ◦の気化に用いることができ、 省エネを実現 することができる。
気化器 2 5に接続されたグリコール循環経路 3 8に流す流体として不凍液 であるグリコールを用いることとしたので、 海水や清水を用いた場合に比べ て気化器 2 5にて凍結するおそれがない。
[0070] グリコールを復水器 3 6に導き、 グリコールと復水器 3 6内の蒸気とを熱 交換させることとした。 これにより、 グリコールと蒸気とを他の媒体を介さ ずに熱交換できるので、 熱交換損失を可及的に抑えることができる。
[0071 ] グリコール循環経路 3 8に海水熱交換器 7 2を設けることによって、 気化 器 2 5を通過して温度低下したグリコールを海水によって加熱することがで きる。 これにより、 海水を用いて !_ N 0を気化し、 気化させた後の海水を海 洋に放出する才ープンループ （図 1参照） を構成することができる。
グリコールは、 復水器 3 6によって加熱されるので、 海水による加熱量を \¥0 2020/174969 1 5 卩（：171? 2020 /002740
低減することができる。 これにより、 海水熱交換器 7 2にて冷却された海水 を海洋に放出しても、 環境に対して大きな影響を及ぼすことを回避すること ができる。
[0072] 蒸気熱交換器 6 0にて、 リガスボイラ 3 0で生成した蒸気によってグリコ —ルを加熱することができる。 海水熱交換器 7 2を用いない場合には、 いわ ゆるクローズループ又はコンバインドループを構成することができる （図 2 参照） 。
[0073] リガスボイラ 3 0の容量には所定の制限があるので、 気化器 2 5で気化さ れて送出する 1- ◦送出量が大きくなった場合に、 蒸気熱交換器 6 0と蒸気 夕ービン 3 2の両方にリガスボイラ 3 0から蒸気を供給できなくなる場合が ある。 そこで、 気化器 2 5で気化される 1_ ◦量が所定値を超えた場合に、 蒸気タービン 3 2へ導かれる蒸気量を減じるとともに、 蒸気熱交換器 6 0へ 導かれる蒸気量を増大することした。 これにより、
Figure imgf000017_0001
を気化するために 必要な熱量を確保することができる。
本実施形態のように、 リガスボイラ 3 0のサイズを可及的に小さくするた めに、 最大の 1_ N 0送出量を気化するために必要な蒸気量にボイラ容量を制 限した場合に特に有効である。
[0074] 蒸気タービン発電機 3 4によって発電した電力を、 グリコールを循環させ る循環ポンプ 6 7及び/又は送液ポンプ 2 2に用いることができるので、 デ ィーゼルエンジン 5の負荷を減らすことができる。
[0075] [第 2実施形態]
次に、 本発明の第 2実施形態について、 図 5を用いて説明する。 本実施形態は、 第 1実施形態に対して、 復水器 3 6とグリコール循環経路 3 8との間における熱の授受の方式が異なり、 その他の事項については同様 である。 したがって、 以下の説明では、 第 1実施形態に対する相違点につい て説明し、 その他については同一符号を付しその説明を省略する。
[0076] 図 5に示すように、 本実施形態の 気化装置 1 巳は、 復水器 3 6とグ リコール循環経路 3 8との間に、 水循環経路 8 0を備えている。 水循環経路 \¥0 2020/174969 16 卩（：171? 2020 /002740
8 0に用いる水としては、 例えば海水や清水を用いることができる。 水循環 経路 8 0を介して、 復水器 3 6の排熱をグリコール循環経路 3 8のグリコー ルに与えるようになっている。
水循環経路 8 0を流れる水は、 復水器 3 6内の蒸気と熱交換する。 水循環 経路 8 0とグリコール循環経路 3 8との間には、 水熱交換器 8 2が設けられ ている。 水熱交換器 8 2にて、 水循環経路 8 0の水によってグリコール循環 経路 3 8のグリコールが加熱される。
[0077] このように、 復水器 3 6とグリコール循環経路 3 8との間に水循環経路 8
0を設けることで、 グリコール循環経路 3 8の長さを減じることができる。 例えば、 第 1実施形態のようにグリコール循環経路 3 8を復水器 3 6に接続 する構成では、 復水器 3 6と気化器 2 5との距離が離れている場合、 グリコ —ル循環経路 3 8の距離を長く取らざるを得ない。 これに対して、 本実施形 態では、 復水器 3 6とグリコール循環経路 3 8との間に水循環経路 8 0を介 在させるので、 グリコール循環経路 3 8を短くすることができる。
一般に、 グリコールは水よりも粘度が高いので、 水循環経路 8 0を採用す ることによって、 グリコール循環経路 3 8に設けた循環ポンプ 6 7のポンプ 動力を削減することができる。
[0078] なお、 本実施形態は、 図 6に示すように変形することができる。 すなわち 、 図 5の水循環経路 8 0に代えて、 復水器 3 6とグリコール循環経路 3 8と の間に、 加熱水供給経路 8 5を設ける。 加熱水供給経路 8 5は、 復水器 3 6 に海水を供給して海水にて復水器 3 6から排熱を回収した後に、 海水熱交換 器 7 2に海水を供給する海水取水配管 7 1の上流側に海水を合流させる。 こ のようにして復水器 3 6の排熱をグリコール循環経路 3 8に供給するように しても良い。
符号の説明
[0079] 1 ， 1 巳 ！_ 〇気化装置 （液化ガス気化装置）
3 !_ 〇タンク （液化ガスタンク）
5 デイーゼルエンジン （発電用エンジン） \¥02020/174969 17 卩（：171? 2020 /002740
7 巳〇〇供給配管
9 巳〇〇圧縮機
1 0 巳〇〇冷却熱交換器
1 2 過給機
1 4 排ガスエコノマイザ
1 43 排ガスエコノマイザ弁
1 5 排ガスバイパス配管
1 53 バイパス弁
1 6 空気冷却器
1 8 !_ ◦ポンプ
20 気液分離器
22 送液ポンプ （液化ガスポンプ）
Figure imgf000019_0001
25 気化器
26 送ガス配管
30 リガスボイラ （ボイラ）
303 水ドラム
30匕 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 _ル循環経路 （不凍液循環経路）
40 ボイラ用巳〇〇供給配管
42 ドラム水ポンプ
44 蒸発器
46 給水タンク
47 給水配管 \¥0 2020/174969 18 卩（：171? 2020 /002740
4 8 給水ポンプ
5 0 蒸気需要部
5 1 船内蒸気供給弁
5 2 蒸気タービン用蒸気配管
5 3 過熱器
5 4 蒸気止め弁
5 5 蒸気加減弁
5 7 蒸気ダンプ配管
5 8 蒸気ダンプ弁
6 0 蒸気熱交換器
6 2 蒸気供給配管
6 3 蒸気供給弁
6 5 ドレン水配管
6 7 循環ポンプ
6 9 復水ポンプ
7 0 海水ポンプ
7 1 海水取水配管
7 2 海水熱交換器
7 3 排水配管
80 水循環経路
8 2 水熱交換器
8 5 加熱水供給経路

Claims

\¥0 2020/174969 19 卩（：17 2020 /002740 請求の範囲
[請求項 1 ] 発電用エンジンの排ガスが導かれる排ガスエコノマイザによって生 成された蒸気が導かれる蒸気タービンと、
前記蒸気タービンから排出された蒸気を凝縮させる復水器と、 液化ガスを加熱して気化する気化器と、
前記気化器に接続されるとともに不凍液が循環する不凍液循環経路 と、
前記復水器から前記不凍液循環経路を循環する不凍液へ熱を供給す る不凍液加熱手段と、
を備えている液化ガス気化装置。
[請求項 2] 前記不凍液加熱手段は、 前記不凍液循環経路を循環する不凍液と熱 交換する前記復水器を備えている請求項 1 に記載の液化ガス気化装置
[請求項 3] 前記不凍液加熱手段は、 水が循環するとともに、 前記復水器から前 記不凍液循環経路へと熱を供給する水循環経路を備えている請求項 1 に記載の液化ガス気化装置。
[請求項 4] 前記不凍液循環経路に設けられ、 前記気化器を通過した後の不凍液 と海水とを熱交換する海水熱交換器を備えている請求項 1 に記載の液 化ガス気化装置。
[請求項 5] 前記不凍液加熱手段は、 前記復水器にて熱交換して加熱された水を 前記海水熱交換器に送る加熱水供給経路を備えている請求項 4に記載 の液化ガス気化装置。
[請求項 6] 蒸気を生成するボイラと、
前記ボイラで生成された蒸気と前記不凍液循環経路を循環する不凍 液とを熱交換する蒸気熱交換器と、
を備えている請求項 1又は 2に記載の液化ガス気化装置。
[請求項 7] 前記ボイラで生成された蒸気が前記蒸気タービンに導かれる夕ービ ン用蒸気供給系統と、 \¥0 2020/174969 20 卩（：171? 2020 /002740
前記夕ービン用蒸気供給系統を介して前記蒸気夕ービンへ導かれる 蒸気量と前記蒸気熱交換器へ導かれる蒸気量とを制御する制御部と、 を備え、
前記制御部は、 前記気化器で気化される液化ガス量が所定値を超え た場合に、 前記蒸気タービンへ導かれる蒸気量を減じるとともに、 前 記蒸気熱交換器へ導かれる蒸気量を増大する請求項 6に記載の液化ガ ス気化装置。
[請求項 8] 前記蒸気タービンによって駆動される蒸気タービン発電機と、 前記不凍液循環経路に設けられた循環ポンプと、 前記気化器へ液化ガスを送る液化ガスポンプと、 を備え、
前記蒸気夕ービン発電機で発電した電力によって、 前記循環ポンプ 及び/又は前記液化ガスポンプを駆動する請求項 1 に記載の液化ガス 気化装置。
[請求項 9] 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、
前記発電用エンジンは、 前記液化ガスタンクで発生したボイルオフ ガスによって動作し、
前記気化器は、 前記液化ガスタンクから導かれた液化ガスを気化す る浮体設備。
PCT/JP2020/002740 2019-02-26 2020-01-27 液化ガス気化装置及びこれを備えた浮体設備 WO2020174969A1 (ja)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202080016100.7A CN113474249B (zh) 2019-02-26 2020-01-27 液化气气化装置及具备该液化气气化装置的浮体设备
KR1020217026399A KR102560206B1 (ko) 2019-02-26 2020-01-27 액화 가스 기화 장치 및 이것을 구비한 부체 설비

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2019032911A JP7301553B2 (ja) 2019-02-26 2019-02-26 液化ガス気化装置及びこれを備えた浮体設備
JP2019-032911 2019-02-26

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2020174969A1 true WO2020174969A1 (ja) 2020-09-03

Family

ID=72238420

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2020/002740 WO2020174969A1 (ja) 2019-02-26 2020-01-27 液化ガス気化装置及びこれを備えた浮体設備

Country Status (4)

Country Link
JP (1) JP7301553B2 (ja)
KR (1) KR102560206B1 (ja)
CN (1) CN113474249B (ja)
WO (1) WO2020174969A1 (ja)

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5569397A (en) * 1978-11-15 1980-05-24 Enerugechichiesukii Inst Imeen Gasification system of liquefyed natural gas
JPS59100083A (ja) * 1982-10-06 1984-06-09 ゲブリユ−ダ−・ズルツア−・アクチエンゲゼルシヤフト 液化天然ガスタンカ−用エネルギ供給装置
JP2005324789A (ja) * 2004-05-14 2005-11-24 Alstom 液化ガスを輸送するための船舶のエネルギ生成ユニットにガス状燃料を供給するための装置
JP2008539384A (ja) * 2005-04-27 2008-11-13 フォスター ホィーラー ユーエスエイ コーポレイション 低エミッション天然ガス気化システム
JP2012037089A (ja) * 2010-08-04 2012-02-23 Kawasaki Heavy Ind Ltd 熱回収ユニット、排ガスエコノマイザ及び廃熱回収システム
JP2014508899A (ja) * 2011-01-28 2014-04-10 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 再ガス化プラント
JP2017088154A (ja) * 2015-11-06 2017-05-25 川崎重工業株式会社 船舶
WO2018100485A1 (en) * 2016-11-30 2018-06-07 Saipem S.P.A. Closed gas cycle in cryogenic applications or refrigerating fluids
JP2019504792A (ja) * 2016-04-07 2019-02-21 ヒュンダイ ヘビー インダストリーズ カンパニー リミテッド ガス再気化システムを備える船舶

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5569378A (en) * 1978-11-15 1980-05-24 Tlv Co Ltd Exhaust valve
US4932204A (en) * 1989-04-03 1990-06-12 Westinghouse Electric Corp. Efficiency combined cycle power plant
JP4119725B2 (ja) 2002-10-15 2008-07-16 三菱重工業株式会社 船舶、船舶におけるボイルオフガスの再液化方法
KR100743904B1 (ko) * 2006-03-07 2007-08-02 삼성중공업 주식회사 액화천연가스운반선 내에서의 액화천연가스 재기화 설비 및 방법
KR101945597B1 (ko) * 2016-09-30 2019-02-07 현대중공업 주식회사 가스 재기화 시스템 및 이를 포함하는 선박
KR20190008790A (ko) * 2017-07-17 2019-01-25 현대중공업 주식회사 엔진 냉각수 팽창탱크와 이를 포함하는 냉각수 처리 시스템 및 선박

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5569397A (en) * 1978-11-15 1980-05-24 Enerugechichiesukii Inst Imeen Gasification system of liquefyed natural gas
JPS59100083A (ja) * 1982-10-06 1984-06-09 ゲブリユ−ダ−・ズルツア−・アクチエンゲゼルシヤフト 液化天然ガスタンカ−用エネルギ供給装置
JP2005324789A (ja) * 2004-05-14 2005-11-24 Alstom 液化ガスを輸送するための船舶のエネルギ生成ユニットにガス状燃料を供給するための装置
JP2008539384A (ja) * 2005-04-27 2008-11-13 フォスター ホィーラー ユーエスエイ コーポレイション 低エミッション天然ガス気化システム
JP2012037089A (ja) * 2010-08-04 2012-02-23 Kawasaki Heavy Ind Ltd 熱回収ユニット、排ガスエコノマイザ及び廃熱回収システム
JP2014508899A (ja) * 2011-01-28 2014-04-10 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 再ガス化プラント
JP2017088154A (ja) * 2015-11-06 2017-05-25 川崎重工業株式会社 船舶
JP2019504792A (ja) * 2016-04-07 2019-02-21 ヒュンダイ ヘビー インダストリーズ カンパニー リミテッド ガス再気化システムを備える船舶
WO2018100485A1 (en) * 2016-11-30 2018-06-07 Saipem S.P.A. Closed gas cycle in cryogenic applications or refrigerating fluids

Also Published As

Publication number Publication date
JP7301553B2 (ja) 2023-07-03
JP2020132126A (ja) 2020-08-31
CN113474249A (zh) 2021-10-01
KR20210115027A (ko) 2021-09-24
KR102560206B1 (ko) 2023-07-26
CN113474249B (zh) 2024-06-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6367258B1 (en) Method and apparatus for vaporizing liquid natural gas in a combined cycle power plant
KR101544806B1 (ko) 선박용 폐열회수시스템의 폐열을 이용한 연료가스 공급 시스템
US11300010B2 (en) Cooling equipment, combined cycle plant comprising same, and cooling method
KR102220071B1 (ko) 보일러 시스템
KR101922026B1 (ko) 선박의 폐열을 이용한 에너지 절감 시스템
WO2020174969A1 (ja) 液化ガス気化装置及びこれを備えた浮体設備
KR102239300B1 (ko) 발전시스템을 구비한 부유식 해상구조물
KR102511198B1 (ko) 액화 가스 기화 장치 및 이것을 구비한 부체 설비
KR102391286B1 (ko) 가스 복합발전 플랜트
KR102391285B1 (ko) 가스 복합발전 플랜트
WO2023042742A1 (ja) 動力回収システム
KR101519542B1 (ko) 유기냉매의 폐열을 이용한 선박의 에너지 절감 장치
KR102678477B1 (ko) 선박용 연료가스 공급장치
KR102282403B1 (ko) 선박용 연료가스 공급장치
WO2023008196A1 (ja) 冷熱回収システムおよび冷熱回収システムの起動方法
KR102117381B1 (ko) 유기냉매의 폐열을 이용한 선박의 에너지 절감 장치
KR102391284B1 (ko) 가스 복합발전 플랜트
JP6985038B2 (ja) 熱エネルギー回収装置
KR102363309B1 (ko) 선박용 연료가스 공급장치
KR101280216B1 (ko) 보일러 스팀을 이용한 직접 열교환 방식의 연료가스 공급장치
JP6854262B2 (ja) 排熱回収システム
JP2023020508A (ja) 冷熱回収システムおよび冷熱回収システムの起動方法
JP6916061B2 (ja) 熱交換システム
KR102239298B1 (ko) 발전시스템을 구비한 부유식 해상구조물
KR102239303B1 (ko) 발전시스템을 구비한 부유식 해상구조물

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 20763356

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 20217026399

Country of ref document: KR

Kind code of ref document: A

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 20763356

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1