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JP7316068B2 - 浮体式設備及び浮体式設備の製造方法 - Google Patents

浮体式設備及び浮体式設備の製造方法 Download PDF

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Description

本開示は、浮体式設備及び浮体式設備の製造方法に関する。
液化天然ガス（ＬＮＧ）は、通常、約－１６０℃の低温液体の状態で貯蔵される。そこで、ＬＮＧの冷熱エネルギーを有効利用するための方法が提案されている。
例えば、特許文献１には、ＬＮＧ冷熱を利用して発電する冷熱発電装置が記載されている。より具体的には、特許文献１に記載の冷熱発電装置は、ＬＮＧとの熱交換により冷却された熱媒体を冷熱源とし、ＬＮＧを燃料とする主燃焼機関からの排気を加熱源とする熱サイクルを含む。そして、該熱サイクル上に設けた膨張タービンにより発電機を駆動して、発電するようになっている。
特開２０１４－１０４８４７号公報
ところで、浮体上にＬＮＧの貯蔵タンク及び再ガス化設備を搭載した浮体式貯蔵再ガス化設備（ＦＳＲＵ：Ｆｌｏａｔｉｎｇ Ｓｔｏｒａｇｅ ＆ Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）は、陸上のＬＮＧ受入れ基地と同様、ＬＮＧの貯蔵及び再ガス化の機能を果たすものであり、桟橋等に固定的に停泊させて使用される。しかし、上述したＬＮＧの冷熱を利用した冷熱発電では、通常、大規模な装置を使用することから、このような浮体式設備においては、浮体上のスペースの制約や、装置の設置費用等の問題から、冷熱発電は導入されていない。そこで、浮体式設備において、冷熱発電を導入して、エネルギー効率を向上することが求められている。
上述の事情に鑑みて、本発明の少なくとも一実施形態は、エネルギー効率を向上可能な浮体式設備及び浮体式設備の製造方法を提供することを目的とする。
（１）本発明の少なくとも一実施形態に係る浮体式設備は、
浮体と、
前記浮体上に設けられたＬＮＧタンクと、
熱媒体との熱交換により前記ＬＮＧタンクからの液化天然ガスを気化して再ガス化ＬＮＧを得るための第１熱交換器と、
下記（Ａ）又は（Ｂ）の条件を満たす膨張タービンと、
を備える。
（Ａ）前記第１熱交換器からの前記再ガス化ＬＮＧによって駆動されるように構成される。
（Ｂ）前記第１熱交換器にて前記液化天然ガスを低温熱源として利用する熱力学サイクルの一部を形成してガス状態の前記熱媒体によって駆動されるように構成される。
本明細書において「再ガス化ＬＮＧ」とは、液化天然ガス（ＬＮＧ）を熱交換器で加熱して気化させたガスを意味する。
上記（１）の構成によれば、ＬＮＧタンクに貯留された液化天然ガスを貯蔵及び再ガス化可能な浮体式設備（ＦＳＲＵ）において、浮体上に設けられたＬＮＧタンクに貯留されたＬＮＧの冷熱を利用して膨張タービンを駆動することができる。よって、膨張タービンにより発電機を駆動することで、ＬＮＧの冷熱を利用して発電することが可能となり、浮体式設備全体としてのエネルギー効率を向上させることができる。
なお、上述の（Ａ）の条件を満たす膨張タービンは、浮体の推進力を生成するための主機関としてのタービン（例えば蒸気タービン等）として使用可能なものであってもよい。この場合、主機関として使用可能なタービンを有するＬＮＧタンカー（運搬船）を浮体式ＬＮＧ貯蔵再ガス化設備（ＦＳＲＵ）として運用することができる。したがって、浮体式設備の運用を、例えばＬＮＧの需要等に合わせて、ＬＮＧタンカーとＦＳＲＵとで切替えることができ、これにより、浮体式設備を効率的に利用することができる。
（２）幾つかの実施形態では、上記（１）の構成において、
前記浮体式設備は、
前記ＬＮＧタンクからの液化天然ガスが供給可能に構成された内燃機関をさらに備える。
上記（２）の構成によれば、主機関として使用可能な内燃機関を有するＬＮＧタンカー（運搬船）を浮体式ＬＮＧ貯蔵再ガス化設備（ＦＳＲＵ）として運用することができる。したがって、浮体式設備の運用を、例えばＬＮＧの需要等に合わせて、ＬＮＧタンカーとＦＳＲＵとで切替えることができ、これにより、浮体式設備を効率的に利用することができる。
また、上記（２）の構成によれば、該浮体式設備をＦＳＲＵとして運用するときに、膨張タービンによる発電に加えて内燃機関による発電を行うこともできる。よって、浮体式設備における電力需要に対応して発電量を柔軟に調節することができる。
（３）幾つかの実施形態では、上記（２）の構成において、
前記膨張タービンは、前記（Ａ）の条件を満たし、
前記熱媒体は、前記内燃機関を冷却した後の冷却水を含む。
上記（３）の構成によれば、内燃機関の冷却水を熱媒体として利用して、ＬＮＧタンクからのＬＮＧを再ガス化するようにしたので、内燃機関の排熱を有効利用して効率的に発電を行うことが可能となる。
（４）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（３）の何れかの構成において、
前記膨張タービンは、前記（Ａ）の条件を満たし、
前記浮体式設備は、
前記膨張タービンの入口側に連通可能な出口部を有し、前記膨張タービンよりも短いタービン翼を含む高圧タービンと、
前記高圧タービンを経由せずに前記再ガス化ＬＮＧを前記膨張タービンに直接導入するように構成された導入ラインと、を備える。
タービンに供給される流体の体積流量は、該タービンがＬＮＧタンカーとしての運用時に主機等として用いられる場合と、ＦＳＲＵとしての運用時に発電用の膨張タービンとして用いられる場合とで異なる場合がある。この点、上記（４）の膨張タービンは、高圧タービンに供給される流体よりも低圧の流体が供給されるように構成されたタービンである。すなわち、上記（４）の構成では、浮体式設備（ＦＳＲＵ）において、タービンの途中段から再ガス化ＬＮＧを流入させるようにしたので、膨張タービンにおける体積流量帯を、ＬＮＧタンカーとしての運用時と一致させやすい。したがって、浮体式設備において、膨張タービンを適切に駆動することができる。
（５）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（４）の何れかの構成において、
前記膨張タービンは、前記（Ａ）の条件を満たし、
前記浮体式設備は、
前記膨張タービンの出口側に連通可能な入口部を有し、前記膨張タービンよりも長いタービン翼を含む低圧タービンと、
前記低圧タービンを経由せずに前記再ガス化ＬＮＧを前記膨張タービンから排出するように構成された排出ラインと、を備える。
上記（５）の膨張タービンは、低圧タービンに供給される流体よりも高圧の流体が供給されるように構成されたタービンである。すなわち、上記（５）の構成では、浮体式設備（ＦＳＲＵ）において、タービンの途中段から再ガス化ＬＮＧを排出させるようにしたので、膨張タービンにおける体積流量帯を、ＬＮＧタンカーとしての運用時と一致させやすい。したがって、浮体式設備において、膨張タービンを適切に駆動することができる。
（６）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（５）の何れかの構成において、
前記膨張タービンは、前記（Ａ）の条件を満たし、
前記膨張タービンは、第１タービンと、前記第１タービンよりも入口圧力が低い第２タービンと、を含み、
前記第１タービンは、前記第１熱交換器からの前記再ガス化ＬＮＧが供給されるように構成され、
前記浮体式設備は、
前記第１タービンから排出された前記再ガス化ＬＮＧを加熱するための第２熱交換器をさらに備え、
前記第２タービンは、前記第２熱交換器からの前記再ガス化ＬＮＧが供給されるように構成される。
上記（６）の構成では、膨張タービンは、第１タービンと、第１タービンから排出された後に加熱された流体が供給される第２タービンと、を含む再熱タービンの構造を有する。したがって、例えばＬＮＧタンカーにおいて再熱タービンを主機関として用いている場合、その再熱タービンをそのままの構造で、ＦＳＲＵとしての運用時に膨張タービンとして用いることができる。よって、設備コストを抑制しながら、ＬＮＧの冷熱を利用して効率的に発電することができる。
（７）幾つかの実施形態では、上記（１）又は（２）の構成において、
前記膨張タービンは、前記（Ｂ）の条件を満たし、
前記浮体式設備は、
前記熱力学サイクル上において前記膨張タービンの下流側に設けられ、前記熱媒体を凝縮させるための凝縮器と、
前記熱力学サイクル上において前記凝縮器の下流側に設けられ、前記熱媒体を昇圧するためのポンプと、
前記熱力学サイクル上において前記ポンプの下流側に設けられ、前記熱媒体を蒸発させるための蒸発器と、を備え、
前記凝縮器は、前記液化天然ガスとの熱交換により前記熱媒体を凝縮させるように構成された前記第１熱交換器を含む。
上記（７）の構成によれば、浮体式設備において、浮体上に設けられたＬＮＧタンクからのＬＮＧを低温熱源とする熱力学サイクル上の膨張タービンを駆動することができる。すなわち、膨張タービンには、ＬＮＧタンクからのＬＮＧ由来のガスではなく、熱力学サイクルの作動流体である熱媒体が供給される。よって、膨張タービンからのＬＮＧの漏洩を回避しながら、ＬＮＧの冷熱を利用して発電することが可能となる。
また、上記（７）の構成によれば、熱力学サイクルにおける熱媒体の圧力を、再ガス化ＬＮＧの送気圧力（需要先への供給圧力）によらず設定可能であるので、広範なＬＮＧ送気圧力に適用可能である。
（８）幾つかの実施形態では、上記（７）の構成において、
前記浮体式設備は、
前記ＬＮＧタンクに貯留された前記液化天然ガス由来の燃料ガスが供給可能に構成された内燃機関を備え、
前記蒸発器は、前記内燃機関の排熱を用いて前記熱媒体を蒸発させるように構成される。
上記（８）の構成によれば、熱力学サイクルにおいて熱媒体（作動流体）を蒸発させるための高温熱源として、内燃機関の排熱を用いるようにしたので、内燃機関の排熱を有効利用しながら効率的に発電を行うことが可能となる。
（９）幾つかの実施形態では、上記（７）又は（８）の構成において、
前記浮体式設備は、
前記ＬＮＧタンクに貯留された前記液化天然ガス由来の燃料ガスが供給可能に構成された内燃機関を備え、
前記内燃機関は、燃料として前記第１熱交換器からの前記再ガス化ＬＮＧが供給されるように構成される。
上記（９）の構成によれば、熱力学サイクルにおける凝縮器としての第１熱交換器で熱媒体との熱交換により再ガス化されたＬＮＧを、燃料として内燃機関に供給するようにしたので、浮体式設備を効率的に運転することができる。
（１０）幾つかの実施形態では、上記（１）又は（２）の構成において、
前記膨張タービンは、前記（Ｂ）の条件を満たし、
前記浮体式設備は、
前記熱力学サイクル上において前記膨張タービンの下流側に設けられ、前記熱媒体を冷却するための第１冷却器と、
前記熱力学サイクル上において前記第１冷却器の下流側に設けられ、前記熱媒体を圧縮するための圧縮機と、
前記熱力学サイクル上において前記圧縮機の下流側に設けられ、前記熱媒体を加熱するための加熱器と、を備え、
前記第１冷却器は、前記液化天然ガスとの熱交換により前記熱媒体を冷却させるように構成された前記第１熱交換器を含む。
上記（１０）の構成によれば、浮体式設備において、浮体上に設けられたＬＮＧタンクからのＬＮＧを低温熱源とする熱力学サイクル上の膨張タービンを駆動することができる。すなわち、膨張タービンには、ＬＮＧタンクからのＬＮＧ由来のガスではなく、熱力学サイクルの作動流体である熱媒体が供給される。よって、膨張タービンからのＬＮＧの漏洩を回避しながら、ＬＮＧの冷熱を利用して発電することが可能となる。
また、タービン又は圧縮機を搭載したＬＮＧタンカーの場合、既存の機器（タービン又は圧縮機）を利用して熱力学サイクルを形成することで上記（１０）の構成を得ることができる。よって、設備コストを抑制しながら、ＬＮＧの冷熱を利用して効率的に発電することができる。
（１１）幾つかの実施形態では、上記（１０）の構成において、
前記浮体式設備は、
前記膨張タービンと、前記圧縮機とを接続する回転シャフトをさらに備え、
前記圧縮機は、前記回転シャフトを介して前記膨張タービンにより駆動されるように構成される。
上記（１１）の構成によれば、熱力学サイクル上の圧縮機と膨張タービンとは回転シャフトを介して接続されている。よって、ＬＮＧタンカーにおいて、回転シャフトによって接続された圧縮機とタービンを含む機器（例えば過給機）が用いられている場合、この機器を利用して熱力学サイクルを形成することで、上記（１０）の構成に係る浮体式設備を得ることができる。よって、設備コストを抑制しながら、ＬＮＧの冷熱を利用して効率的に発電することができる。
（１２）幾つかの実施形態では、上記（１０）又は（１１）の構成において、
前記浮体式設備は、
前記ＬＮＧタンクに貯留された前記液化天然ガス由来の燃料ガスが供給可能に構成された内燃機関を備え、
前記加熱器は、前記内燃機関の排熱を用いて前記熱媒体を加熱するように構成される。
上記（１２）の構成によれば、熱力学サイクルにおいて熱媒体（作動流体）を加熱するための高温熱源として、内燃機関の排熱を用いるようにしたので、内燃機関の排熱を有効利用しながら効率的に発電を行うことが可能となる。
（１３）幾つかの実施形態では、上記（１０）乃至（１２）の何れかの構成において、
前記ＬＮＧタンクに貯留された前記液化天然ガス由来の燃料ガスが供給可能に構成された内燃機関と、
前記熱力学サイクル上において前記膨張タービンと前記第１冷却器との間に設けられた第２冷却器と、を備え、
前記第２冷却器は、前記ＬＮＧタンクから前記内燃機関に供給される液化天然ガスとの熱交換により、前記熱媒体を冷却するように構成される。
上記（１３）の構成によれば、熱力学サイクルの熱媒体を、第２冷却器においてＬＮＧタンクからのＬＮＧとの熱交換によりさらに冷却するようにしたので、ＬＮＧの冷熱を利用して、より効率的に発電することができる。
（１４）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（１３）の何れかの構成において、
前記膨張タービンは、ロータと、前記ロータを囲うケーシングと、前記ロータと前記ケーシングとの間の隙間を介した流体の漏れを抑制するシール部と、を含み、
前記シール部は、前記膨張タービンに供給される前記再ガス化ＬＮＧ又は前記熱媒体よりも高圧の不活性ガスが供給されるように構成される。
上記（１４）の構成によれば、膨張タービンに供給される流体（再ガス化ＬＮＧ又は熱媒体）よりも高圧の不活性ガスをシール部に供給するようにしたので、例えば、浮体式設備の運用形態が変更となり、膨張タービンに供給される流体の種類が変わったとしても、シール部の構造を変えずに適切な軸封が可能となる。
（１５）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（１４）の何れかの構成において、
前記浮体式設備は、
前記膨張タービンによって駆動されるように構成された発電機をさらに備える。
上記（１５）の構成によれば、浮体上に設けられたＬＮＧタンクに貯留されたＬＮＧの冷熱を利用して膨張タービンを駆動することができるとともに、該膨張タービンにより発電機を駆動することができる。よって、ＬＮＧの冷熱を利用して発電することが可能となり、浮体式設備全体としてのエネルギー効率を向上させることができる。
（１６）本発明の少なくとも一実施形態に係る浮体式設備の製造方法は、
船体と、
前記船体に設けられた主機関と、
前記船体上に設けられたＬＮＧタンクと、を備えるＬＮＧ船を改造して請求項１乃至１５の何れか一項に記載の浮体式設備を得る方法であって、
前記ＬＮＧタンク内の液化天然ガスを熱交換により気化して再ガス化ＬＮＧを得るための第１熱交換器を設けるステップと、
前記再ガス化ＬＮＧをガス設備に導く再ガス化ＬＮＧ供給ラインを形成するステップと、
を備え、
前記第１熱交換器は、前記主機関、または、前記主機関の排熱回収用の熱力学サイクルの一部を構成するタービンが膨張タービンとして機能するように、該膨張タービンとの関係で下記（Ａ）又は（Ｂ）の条件を満たす。
（Ａ）前記第１熱交換器からの前記再ガス化ＬＮＧによって前記膨張タービンが駆動されるように構成される。
（Ｂ）前記第１熱交換器にて前記液化天然ガスを低温熱源として利用する熱力学サイクルの一部を形成してガス状態の前記熱媒体によって前記膨張タービンが駆動されるように構成される。
上記（１６）の方法によれば、主機関又は熱力学サイクルの一部を構成するタービンを含むＬＮＧ船に対し、該タービンが膨張タービンとして機能するように第１熱交換器を設けるとともに、再ガス化ＬＮＧ供給ラインを形成することにより、上記（１）の構成を有する浮体式設備を製造することができる。このようにして得られた浮体式設備により、ＬＮＧの冷熱を利用して発電することが可能となり、浮体式設備全体としてのエネルギー効率を向上させることができる。
本発明の少なくとも一実施形態によれば、エネルギー効率を向上可能な浮体式設備及び浮体式設備の製造方法が提供される。
一実施形態に係る浮体式設備の概略図である。 図２Ｂに示す浮体式設備に対応するＬＮＧタンカーを示す概略構成図である。 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。 図３Ｂ及び図３Ｃに示す浮体式設備に対応するＬＮＧタンカーを示す概略構成図である。 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。 図４Ｂに示す浮体式設備に対応するＬＮＧタンカーを示す概略構成図である。 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。 図５Ｂに示す浮体式設備に対応するＬＮＧタンカーを示す概略構成図である。 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。 一実施形態に係る膨張タービンの概略図である。 図７Ｂに示す浮体式設備に対応するＬＮＧタンカーを示す概略構成図である。 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。 図８Ｂに示す浮体式設備に対応するＬＮＧタンカーを示す概略構成図である。 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。 図９Ｂに示す浮体式設備に対応するＬＮＧタンカーを示す概略構成図である。 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。 図１０Ｂに示す浮体式設備に対応するＬＮＧタンカーを示す概略構成図である。 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。 図１１Ｂに示す浮体式設備に対応するＬＮＧタンカーを示す概略構成図である。 一実施形態に係る浮体式設備を示す概略構成図である。
以下、添付図面を参照して本発明の幾つかの実施形態について説明する。ただし、実施形態として記載されている又は図面に示されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は、本発明の範囲をこれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例にすぎない。
図１は、一実施形態に係る浮体式設備の概略図である。図１に示す浮体式設備１００は、ＬＮＧを貯蔵及び再ガス化するための設備（ＦＳＲＵ）である。浮体式設備１００は、例えば、液化天然ガス（ＬＮＧ）を運搬するためのＬＮＧタンカー１０１（ＬＮＧ船）を改造することにより得られる。なお、図１において、改造前のＬＮＧタンカー１０１に含まれる要素は実線で示されており、改造により付加された要素については破線で示されている。
図１に示すように、改造前のＬＮＧタンカー１０１は、船体２（浮体）と、船体２に設けられた主機関４と、船体２上に設けられたＬＮＧタンク６と、を備える。船体２は、船体が海水などの流体から受ける抵抗を低減する形状を有する船首２ａと、船体２の進行方向を調節するための舵３を取り付け可能な船尾２ｂと、を有する。主機関４は、推進機としてのプロペラ５を駆動するための動力を生成するための機関である。図１に示すＬＮＧタンカー１０１は、主機関４としてのエンジン１６及びタービン４０を含む。
ＬＮＧタンカー１０１は、さらに、主機関４（例えばエンジン１６）の排熱を回収するための熱力学サイクル（例えばランキンサイクルやブレイトンサイクル等）を備えていてもよい。熱力学サイクルについては後述する。
上述のＬＮＧタンカー１０１を改造して得られる浮体式設備１００は、さらに、ＬＮＧタンク６内のＬＮＧを熱交換により気化するための第１熱交換器８と、ＬＮＧの冷熱を利用して駆動される膨張タービン１８と、を備えている。なお、図１に示す例示的な実施形態では、タービン４０が膨張タービン１８として機能する。また、浮体式設備１００は、さらに、ＬＮＧタンク６からのＬＮＧを第１熱交換器８に導くための第１ＬＮＧライン１０、及び／又は、第１熱交換器８からの再ガス化ＬＮＧを膨張タービンに導くための第２ＬＮＧライン１２を備えている。また、浮体式設備１００は、膨張タービン１８からの再ガス化ＬＮＧをガス設備（需要先）に導くための再ガス化ＬＮＧ供給ライン１４を備えている。
なお、浮体式設備１００を改造して、ＬＮＧタンカー１０１を得ることもできる。すなわち、同一の船体２を含む設備を、ＬＮＧタンカー１０１として運用することも、浮体式設備１００（ＦＳＲＵ）として運用することもでき、改造により、ＬＮＧタンカー１０１としての運用と、浮体式設備１００としての運用との間で切り替えることができるようになっている。
以下、幾つかの実施形態に係る浮体式設備１００及びＬＮＧタンカー１０１についてより具体的に説明する。
図２Ａ、図３Ａ、図４Ａ及び図５Ａ（以下、図２Ａ～図５Ａと表記することもある。）は、それぞれ、一実施形態に係る浮体式設備１００に改造する前のＬＮＧタンカー１０１を示す概略構成図である。
図２Ｂ、図３Ｂ、図３Ｃ、図４Ｂ、及び図５Ｂ（以下、図２Ｂ～図５Ｂと表記することもある。）は、それぞれ、対応する図２Ａ～図５Ａに示すＬＮＧタンカー１０１を改造して得られる浮体式設備１００を示す概略構成図である。
なお、図２Ａ以降の図においては、船体２（浮体）の図示は省略している。
図２Ａ～図５Ａに示すＬＮＧタンカー１０１は、主機関４として、エンジン１６（内燃機関）及びタービン４０を搭載している。また、ＬＮＧタンカー１０１には、タービン４０を駆動する蒸気を生成するためのボイラ３２が搭載されている。
エンジン１６及びボイラ３２には、ガス供給ライン２０を介して、ＬＮＧタンク６からのボイルオフガスが供給されるようになっている。ガス供給ライン２０には、ボイルオフガスを適切な圧力に昇圧するためのコンプレッサ２２と、ガスを分配するためのガスヘッダ２４が設けられている。ガス供給ライン２０は、ガスヘッダ２４の下流側において、ボイラ３２に接続される第１分岐ライン２０ａと、エンジン１６に接続される第２分岐ライン２０ｂとに分岐している。第１分岐ライン２０ａには、ボイラ３２に供給されるガスの流量を調節するためのバルブ３０が設けられている。
エンジン１６には、発電機２８が接続されており、エンジン１６によって発電機２８が駆動されて電力が生成されるようになっている。発電機２８で生成された電力は、送電線５６を介して電気モータ６６（図３Ａ参照）に送られる。そして、電気モータにより、ギア５８Ｂ（図３Ａ参照）を介してプロペラ５Ｂ（図３Ａ参照）が回転駆動されるようになっている。なお、図３Ａに示すように、送電線５６には、変圧器６２やコンバータ６４等の機器が適宜設けられていてもよい。
なお、エンジン１６は、燃料としてＬＮＧ由来のガス（ボイルオフガス等）が供給可能であるとともに、油供給ライン２６を介して、燃料として油燃料（例えば軽油）が供給可能に構成されていてもよい。
ボイラ３２は、供給された燃料（ボイルオフガス）を燃焼させ、その燃焼熱により蒸気を生成するように構成されている。ボイラ３２で生成された蒸気は、蒸気供給ライン３８を介して、タービン４０に供給されるようになっている。なお、ボイラ３２は、燃料としてＬＮＧ由来のガス（ボイルオフガス等）が供給可能であるとともに、油供給ライン３６を介して、燃料として油燃料（例えば軽油）が供給可能に構成されていてもよい。
図２Ａ及び図４Ａに示す例示的な実施形態では、タービン４０に発電機５４が接続されており、タービン４０がボイラ３２からの蒸気によって回転駆動されるとともに、発電機５４がタービン４０によって駆動されて電力が生成されるようになっている。このように生成された電力は、エンジン１６に接続された発電機２８により生成される電力と同様に、送電線を介して、電気モータに送られ、電気モータを介してプロペラ５を駆動するようになっている。
図３Ａ及び図５Ａに示す例示的な実施形態では、タービン４０には、ギア５８Ａを介してプロペラ５Ａが接続されている。そして、タービン４０の回転シャフトの回転エネルギーがギア５８Ａを介してプロペラ５Ａに伝達され、これによりプロペラ５Ａが駆動されるようになっている。
なお、ＬＮＧタンカー１０１のプロペラ５は、左舷側プロペラ５Ａ及び右舷側プロペラ５Ｂを含んでいてもよい。左舷側プロペラ５Ａ及び右舷側プロペラ５Ｂは、これら両方が電気モータ６６（図３Ａ参照）により駆動されるようになっていてもよい。あるいは、左舷側プロペラ５Ａ及び右舷側プロペラ５Ｂのうち一方が電気モータ６６（図３Ａ参照）により駆動されると共に、他方がギアを介してタービン４０によって駆動されるようになっていてもよい。
また、タービン４０は、入口圧力が異なる複数段のタービンを有していてもよい。図２Ａ～図５Ａに示す例示的な実施形態では、タービン４０は、それぞれ高圧タービン４２と、高圧タービン４２よりも入口圧力が低い中圧タービン４４と、中圧タービン４４よりも入口圧力が低い低圧タービン４６と、を含む。
高圧タービン４２は、中圧タービンの入口側に連通可能な出口部を有し、中圧タービンよりも短いタービン翼を含む。
低圧タービン４６は、中圧タービンの出口側に連通可能な入口部を有し、中圧タービンよりも長いタービン翼を含む。
図２Ａに示す例示的な実施形態では、高圧タービン４２、中圧タービン４４及び低圧タービン４６は一軸上に配置され、共通の回転シャフトを介して発電機５４を駆動するようになっている。
図３Ａ，図４Ａ及び図５Ａに示す例示的な実施形態では、タービン４０は、後進タービン４８をさらに含む。そして、一軸上に配列された高圧タービン４２及び中圧タービン４４が共通の回転シャフトを介して発電機５４又はプロペラ５Ａに接続されているとともに、他の一軸上に配列された低圧タービン４６及び中圧タービン４４が共通の回転シャフトを介して発電機５４又はプロペラ５Ａに接続されている。
図２Ａ～図５Ａに示す例示的な実施形態において、蒸気供給ライン３８からの蒸気は、高圧タービン４２の入口に供給されるようになっている。また、高圧タービン４２から排出された蒸気は、再熱器入口ライン５０を介して、再熱器３４に供給されて再熱されるようになっている。そして、再熱器３４からの再熱蒸気は、再熱器出口ライン５２を介して、中圧タービン４４の入口に供給されるようになっている。中圧タービン４４からの蒸気は、低圧タービン４６に供給されるようになっている。低圧タービン４６から排出される蒸気は、復水器（不図示）を介して、ボイラ３２に戻されるようになっている。
図２Ｂ～図５Ｂに示す浮体式設備（ＦＳＲＵ）１００では、ＬＮＧタンカー１０１としての運用時（改造前；図２Ａ～図５Ａ参照）に主機関４としての機能を有していたエンジン１６を用いて浮体式設備１００において使用される電力を生成するようになっている。また、ＬＮＧタンカー１０１としての運用時に主機関４としての機能を有していたタービン４０を膨張タービン１８として作動させることにより、浮体式設備１００において使用される電力を生成するようになっている。
図２Ｂ～図５Ｂに示す浮体式設備１００では、ＬＮＧタンカー１０１としての運用時と同様、エンジン１６には、ガス供給ライン２０の第２分岐ライン２０ｂを介して、ＬＮＧタンク６からのボイルオフガスが供給されるようになっている。また、エンジン１６には発電機２８が接続されており、エンジン１６によって発電機２８が駆動されて電力が生成されるようになっている。発電機２８で生成された電力は、送電線を介して、浮体式設備１００における需要先に送電されるようになっている。
また、図２Ｂ～図５Ｂに示す浮体式設備１００には、ＬＮＧタンク６からの液化天然ガス（ＬＮＧ）を気化して再ガス化ＬＮＧを得るための第１熱交換器８が設けられている。
図２Ｂ～図５Ｂに示す浮体式設備１００は、ＬＮＧタンク６からのＬＮＧを第１熱交換器８に導くための第１ＬＮＧライン１０と、第１熱交換器８からの再ガス化ＬＮＧを膨張タービンに導くための第２ＬＮＧライン１２と、を有している。第１ＬＮＧライン１０には、液体のＬＮＧを昇圧するためのＬＮＧポンプ７２が設けられている。また、該浮体式設備１００は、エンジン１６を冷却するための冷却水が流れる冷却水ライン７４を有しており、冷却水ライン７４を介して、エンジン１６を冷却後の冷却水が、第１熱交換器８に導かれるようになっている。
第１熱交換器８は、冷却水ライン７４を流れる冷却水（熱媒体）との熱交換により、第１ＬＮＧライン１０から導かれた液体のＬＮＧを加熱して気化し、再ガス化ＬＮＧを生成するように構成されている。第１熱交換器８で生成された再ガス化ＬＮＧは、第２ＬＮＧラインを介して膨張タービン１８（タービン４０）に供給され、このように供給された再ガス化ＬＮＧにより膨張タービン１８が駆動されるとともに、膨張タービン１８接続された発電機５４が駆動されるようになっている。
膨張タービン１８（タービン４０）から排出された再ガス化ＬＮＧは、再ガス化ＬＮＧ供給ライン１４を介してガス設備（需要先）へと導かれるようになっている。
上述した実施形態では、ＬＮＧタンク６に貯留された液化天然ガスを貯蔵及び再ガス化可能な浮体式設備（ＦＳＲＵ）１００において、船体２上に設けられたＬＮＧタンク６に貯留されたＬＮＧの冷熱を利用して膨張タービン１８を駆動することができる。よって、膨張タービン１８により発電機５４を駆動することで、ＬＮＧの冷熱を利用して発電することが可能となり、浮体式設備１００全体としてのエネルギー効率を向上させることができる。
また、上述の実施形態における膨張タービン１８は、船体２の推進力を生成するための主機関４としてのタービン４０として使用可能なものである。したがって、主機関４として使用可能なタービン４０を有するＬＮＧタンカー１０１（図２Ａ～図５Ａ参照）を改造して、浮体式設備（ＦＳＲＵ）１００として運用することができる。したがって、例えばＬＮＧの需要等に合わせて、ＬＮＧタンカー１０１としての運用と浮体式設備（ＦＳＲＵ）１００としての運用とで切替えることができ、これにより、浮体式設備１００を効率的に利用することができる。
また、上述の実施形態では、主機関４として使用可能なエンジン１６（内燃機関）を有するＬＮＧタンカー１０１を改造して、浮体式設備（ＦＳＲＵ）１００として運用することができる。したがって、例えばＬＮＧの需要等に合わせて、ＬＮＧタンカー１０１としての運用とＦＳＲＵとしての運用とで切替えることができ、これにより、浮体式設備１００を効率的に利用することができる。
また、上述の実施形態では、第１熱交換器８においてＬＮＧと熱交換をする熱媒体は、エンジン１６を冷却した後の冷却水を含む。このように、エンジン１６の冷却水を熱媒体として利用して、ＬＮＧタンク６からのＬＮＧを再ガス化するようにしたので、エンジン１６の排熱を有効利用して効率的に発電を行うことが可能となる。
図２Ｂ、図３Ｂ及び図３Ｃに示す例示的な実施形態では、タービン４０を構成する高圧タービン４２、中圧タービン４４及び低圧タービン４６のうち、中圧タービン４４が膨張タービン１８の機能を有する。
すなわち、第１熱交換器８からの再ガス化ＬＮＧは、第２ＬＮＧライン１２（導入ライン）を介して、高圧タービン４２を経由せずに、中圧タービン４４（膨張タービン１８）に直接導入されるようになっている。また、中圧タービン４４（膨張タービン１８）から排出された再ガス化ＬＮＧは、低圧タービン４６を経由せずに、再ガス化ＬＮＧ供給ライン１４（排出ライン）に排出されるようになっている。なお、図２Ｂ及び図３Ｂにおいて、低圧タービン４６の図示を省略している。
タービン４０に供給される流体の体積流量は、該タービン４０がＬＮＧタンカー１０１としての運用時に主機関４として用いられる場合と、浮体式設備（ＦＳＲＵ）１００としての運用時に発電用の膨張タービン１８として用いられる場合とで異なる場合がある。
この点、上述の実施形態に係る膨張タービン１８は、高圧タービン４２に供給される流体よりも低圧の流体が供給されるように構成された中圧タービン４４である。すなわち、上述の実施形態では、浮体式設備（ＦＳＲＵ）１００において、タービン４０の途中段から再ガス化ＬＮＧを流入させるようにしたので、膨張タービン１８における体積流量帯を、ＬＮＧタンカー１０１としての運用時と一致させやすい。したがって、浮体式設備１００において、膨張タービン１８を適切に駆動することができる。
また、上述の実施形態に係る膨張タービン１８は、低圧タービン４６に供給される流体よりも高圧の流体が供給されるように構成された中圧タービン４４である。すなわち、上述の実施形態では、浮体式設備（ＦＳＲＵ）１００において、タービン４０の途中段から再ガス化ＬＮＧを排出させるようにしたので、膨張タービン１８における体積流量帯を、ＬＮＧタンカー１０１としての運用時と一致させやすい。したがって、浮体式設備１００において、膨張タービン１８を適切に駆動することができる。
また、このように、タービン４０の途中段（上述の実施形態では中圧タービン４４）のみを再ガス化ＬＮＧにより駆動される膨張タービン１８として使用することで、タービン４０うち他の部分を用いて、さらに発電を行うこともできる。
例えば、図３Ｃに示す例示的な実施形態では、高圧タービン４２及び中圧タービン４４とは別の回転シャフトを有する低圧タービン４６に、蒸気供給ライン７６を介してボイラ３２からの蒸気を供給して、低圧タービン４６及び該低圧タービン４６に接続された発電機５５を駆動するようになっている。このように、ＦＳＲＵとしての運用時に、膨張タービン１８に加えて、蒸気で駆動する低圧タービン４６によっても発電を行うことができるので、より多くの電力を供給することが可能となる。
図４Ｂ及び図５Ｂに示す例示的な実施形態では、高圧タービン４２及び中圧タービン４４が膨張タービン１８の機能を有する。すなわち、膨張タービン１８は、高圧タービン４２（第１タービン）と、高圧タービン４２よりも入口圧力が低い中圧タービン（第２タービン）と、を含む。高圧タービン４２（第１タービン）には、第１熱交換器８からの再ガス化ＬＮＧが供給されるようになっている。また、高圧タービン４２（第１タービン）から排出された再ガス化ＬＮＧは、再熱ライン７８を介して第２熱交換器６９に導かれ、第２熱交換器６９にて、熱媒体との熱交換により加熱された後、中圧タービン４４の入口に供給されるようになっている。
図４Ｂ及び図５Ｂに示す第２熱交換器６９には、再ガス化ＬＮＧを再熱するための熱媒体として、冷却水ライン７４からの冷却水（エンジン１６を冷却した後の冷却水）が導かれるようになっている。なお、第１熱交換器８と第２熱交換器６９とは、図４Ｂ及び図５Ｂに示すように単一のケーシングを共有する構造を有していてもよいし、あるいは、別々のケーシングを有していてもよい。
上述の実施形態では、膨張タービン１８は、高圧タービン４２（第１タービン）と、高圧タービン４２（第１タービン）から排出された後に第２熱交換器６９で加熱された流体が供給される中圧タービン４４（第２タービン）と、を含む再熱タービンの構造を有する。したがって、図４Ａ及び図５Ａに示すＬＮＧタンカー１０１のように、再熱タービン（タービン４０）を主機関４として用いている場合に、その再熱タービンをそのままの構造で、浮体式設備（ＦＳＲＵ）１００としての運用時に膨張タービン１８として用いることができる。よって、設備コストを抑制しながら、ＬＮＧの冷熱を利用して効率的に発電することができる。
図２Ａ～図５Ａに示すＬＮＧタンカー１０１を改造して図２Ｂ～図５Ｂに示す浮体式設備１００を得る方法は、ＬＮＧタンカー１０１に対して、ＬＮＧタンク６内のＬＮＧを熱交換により気化するための第１熱交換器８を設けるステップと、第１熱交換器８で生成された再ガス化ＬＮＧをガス設備（需要先）に導くための再ガス化ＬＮＧ供給ライン１４を設けるステップと、を含む。第１熱交換器８は、主機関４を構成するタービン４０が膨張タービン１８として機能するように、該膨張タービン１８との関係で下記（Ａ）の条件を満たすように設けられる。
（Ａ）膨張タービン１８は、第１熱交換器８からの再ガス化ＬＮＧによって駆動されるように構成される。
また、ＬＮＧタンカーの改造方法は、さらに、ＬＮＧタンク６からのＬＮＧを第１熱交換器８に導くための第１ＬＮＧライン１０を設けるステップ、及び、第１熱交換器８からの再ガス化ＬＮＧを膨張タービンに導くための第２ＬＮＧライン１２を設けるステップを含んでいてもよい。
また、ＬＮＧタンカーの改造方法は、さらにエンジン１６を冷却した冷却水を、第１熱交換器８に導くための冷却水ラインを設けるステップを含んでいてもよい。
また、図３Ａ及び図５Ａに示すＬＮＧタンカー１０１から図３Ｂ及び図５Ｂに示す浮体式設備１００を得る場合には、タービン４０に接続されたギア５８Ａ及びプロペラ５Ａをタービン４０から切り離すとともに、該タービン４０に発電機５４を接続するステップを含んでいてもよい。
図４Ａ及び図５Ａに示すＬＮＧタンカー１０１から図４Ｂ及び図５Ｂに示す浮体式設備１００を得る場合には、さらに、第２熱交換器６９を設けるステップと、高圧タービン４２（第１タービン）の出口から第２熱交換器６９を経由して中圧タービン４４（第２タービン）の入口まで延びる再熱ライン７８を設けるステップを含んでいてもよい。
上述した改造方法によりＬＮＧタンカー１０１を改造することで、例えば、図２Ｂ～図５Ｂに示す実施形態に係る浮体式設備１００を得ることができる。このようにして得られた浮体式設備１００により、ＬＮＧの冷熱を利用して発電することが可能となり、浮体式設備全体としてのエネルギー効率を向上させることができる。
図６は、幾つかの実施形態に係る膨張タービン１８（例えば、図２Ｂ～図５Ｂに示す膨張タービン１８）の概略図である。図６に示す膨張タービン１８は、ロータ１９と、ロータ１９を囲うケーシング１８ａと、ロータ１９とケーシング１８ａとの間の隙間を介した流体（図２Ｂ～図５Ｂの膨張タービンの場合１８は再ガス化ＬＮＧ）の漏れを抑制するためのシール部８０と、を含む。
シール部８０は、軸方向に間隔を空けて設けられた複数のラビリンス部８２Ａ～８２Ｃを含む。そして、互いに隣接するラビリンス部８２Ｂ，８２Ｃの間の位置において、ロータ１９とケーシング１８ａとの間に形成される空間８３Ａに、不活性ガス供給ライン８４及び分岐ライン８４ａ，８４ｂを介して、不活性ガス（例えば窒素）が供給されるようになっている。上述の空間８３Ａに供給される不活性ガスの圧力は、、膨張タービン１８に供給される流体（図２Ｂ～図５Ｂの膨張タービンの場合１８は再ガス化ＬＮＧ）よりも高圧となっている。
なお、不活性ガス供給ライン８４には、不活性ガスの流量を調節するためのバルブ８５が設けられている。また、ロータ１９とケーシング１８ａとの間からラビリンス部８２Ａを介して漏出した流体（図２Ｂ～図５Ｂの膨張タービンの場合１８は再ガス化ＬＮＧ）、及び空間８３Ａからラビリンス部８２Ｂを介して漏出した不活性ガスは、互いに隣接するラビリンス部８２Ａ，８２Ｂの間の位置において、ロータ１９とケーシング１８ａとの間に形成される空間８３Ｂ及び回収ライン８６を介して回収されるようになっている。
すなわち、シール部８０には、膨張タービン１８に供給される流体（図２Ｂ～図５Ｂの膨張タービンの場合１８は再ガス化ＬＮＧ）よりも高圧の不活性ガス（例えば窒素）が供給されるようになっている。
上述の構成によれば、膨張タービン１８に供給される流体（再ガス化ＬＮＧ又は熱媒体）よりも高圧の不活性ガス（例えば窒素ガス）をシール部８０に供給するようにしたので、例えば、浮体式設備１００とＬＮＧタンカー１０１との間で運用形態が変更となり、膨張タービン１８に供給される流体の種類が変わったとしても、シール部８０の構造を変えずに適切な軸封が可能となる。
図７Ａ、図８Ａ、図９Ａ、図１０Ａ及び図１１Ａ（以下、図７Ａ～図１１Ａと表記することもある。）は、それぞれ、一実施形態に係る浮体式設備１００に改造する前のＬＮＧタンカー１０１を示す概略構成図である。
図７Ｂ、図８Ｂ、図９Ｂ、図１０Ｂ及び図１１Ｂ（以下、図７Ｂ～図１１Ｂと表記することもある。）は、それぞれ、対応する図７Ａ～図１０Ａに示すＬＮＧタンカー１０１を改造して得られる浮体式設備１００を示す概略構成図である。
図７Ａ～図１１Ａに示すＬＮＧタンカー１０１は、主機関４として、エンジン１６（内燃機関）を搭載している。
エンジン１６には、ＬＮＧ燃料供給ライン８８を介して、ＬＮＧタンク６からのＬＮＧが供給されるようになっている。ＬＮＧ燃料供給ライン８８には、ＬＮＧを適切な圧力に昇圧するためのポンプ９０と、エンジン１６に供給されるＬＮＧの流量を調節するためのバルブ８９が設けられている。エンジン１６は、プロペラ５（推進機）を回転駆動するように構成される。なお、エンジン１６により生成される回転エネルギーを、ギア（不図示）を介してプロペラ５に伝達するようにしてもよいし、あるいは、エンジン１６により発電機（不図示）を駆動することにより生成される電力によって電気モータを駆動し、電気モータによってプロペラ５を駆動するようにしてもよい。
図７Ａ及び図８Ａに示す例示的な実施形態では、ＬＮＧタンカー１０１には、作動流体である熱媒体が流れる回路１０４を含む熱力学サイクル１０２が設けられている。この熱力学サイクル１０２は、回路１０４上に設けられた膨張タービン１８と、膨張タービン１８の下流側に設けられた凝縮器１０６と、凝縮器１０６の下流側に設けられたポンプ１０８と、ポンプ１０８の下流側に設けられた蒸発器１１０と、を含むランキンサイクルである。膨張タービン１８には、発電機１１３が接続されている。
膨張タービン１８は、熱力学サイクル１０２の回路１０４を流れる熱媒体を膨張させるように構成されており、これにより、発電機１１３が駆動されて電力が生成されるようになっている。
凝縮器１０６では、膨張タービン１８からの熱媒体を、低温熱源との熱交換により凝縮させるように構成される。低温熱源として、例えば海水を用いることができる。
ポンプ１０８では、凝縮器１０６で凝縮されて液体となった熱媒体を昇圧させるように構成される。
蒸発器１１０では、ポンプ１０８で昇圧された液体の熱媒体を、高温熱源との熱交換により蒸発させるように構成される。高温熱源として、例えば、エンジン１６の排ガスを用いることができる。なお、図７Ａ及び図８Ａにおいて、蒸発器１１０には、排ガスライン９２を介して、エンジン１６からの排ガスが供給されるようになっている。
このように構成された熱力学サイクル１０２では、蒸発器１１０での熱交換により回収したエンジン１６の排熱を利用して、発電機１１３を駆動させることができる。
図７Ｂ及び図８Ｂに示す浮体式設備１００では、ＬＮＧタンカー１０１としての運用時（改造前；図７Ａ～図８Ａ参照）に作動させていた熱力学サイクル１０２を構成する凝縮器１０６を第１熱交換器８として用いる。
図７Ｂ及び図８Ｂ示す浮体式設備１００は、ＬＮＧタンク６からのＬＮＧを第１熱交換器８に導くための第１ＬＮＧライン１０と、第１ＬＮＧライン１０に設けられ、液体のＬＮＧを昇圧するためのＬＮＧポンプ７２と、第１ＬＮＧライン１０におけるＬＮＧの流量を調節するためのバルブ７１と、を含む。また、第１熱交換器８で生成された再ガス化ＬＮＧは、再ガス化ＬＮＧ供給ライン１４を介してガス設備（需要先）に導かれるようになっている。
熱力学サイクル１０２を構成する凝縮器１０６（第１熱交換器８）には、熱力学サイクル１０２の低温熱源として、ＬＮＧタンク６からのＬＮＧが第１ＬＮＧライン１０を介して供給されるようになっている。すなわち、凝縮器１０６は、ＬＮＧとの熱交換により熱力学サイクル１０２の熱媒体を凝縮させるように構成されている。そして、膨張タービン１８は、凝縮器１０６（第１熱交換器８）、ポンプ、及び蒸発器１１０を通過してガス状態となった熱媒体によって駆動されるように構成されている。
上述の実施形態によれば、浮体式設備１００において、船体２上に設けられたＬＮＧタンク６からのＬＮＧを低温熱源とする熱力学サイクル１０２上の膨張タービン１８を駆動することができる。すなわち、膨張タービンに１８は、ＬＮＧタンク６からのＬＮＧ由来のガスではなく、熱力学サイクル１０２の作動流体である熱媒体が供給される。よって、膨張タービン１８からのＬＮＧの漏洩を回避しながら、ＬＮＧの冷熱を利用して発電することが可能となる。
また、上述の実施形態によれば、再ガス化ＬＮＧを直接膨張タービンで膨張させる場合と異なり、熱力学サイクル１０２における熱媒体の圧力を、再ガス化ＬＮＧの送気圧力（需要先への供給圧力）によらず設定可能であるので、広範なＬＮＧ送気圧力に適用可能であり、例えば、１０～１５ＭＰａ等の高圧の送気圧力にも適用可能である。
なお、再ガス化ＬＮＧを直接膨張タービンで膨張させる場合（例えば図２Ｂ～図５Ｂ参照）、再ガス化ＬＮＧの送気圧力を高く設定するときには、膨張タービン１８の入口圧力もそれに応じて高くする必要があるため、要求される送気圧力を達成することが困難である場合がある。
また、上述の実施形態に係る浮体式設備１００では、熱力学サイクル１０２を構成する蒸発器１１０は、ＬＮＧタンク６に貯留されたＬＮＧ由来の燃料ガス（ＬＮＧ燃料供給ライン８８を介して供給されるガス）が供給されるエンジン１６の排熱を用いて熱媒体を蒸発させるように構成されている。
このように、熱力学サイクル１０２において熱媒体（作動流体）を蒸発させるための高温熱源として、エンジン１６の排熱を用いるようにしたので、エンジン１６の排熱を有効利用しながら効率的に発電を行うことが可能となる。
なお、図７Ｂ及び図８Ｂに示す例示的な実施形態では、エンジン１６の排ガスを上述の高温熱源として用いたが、他の実施形態では、該高温熱源は、エンジン１６を冷却した後の冷却水であってもよい。
また、他の実施形態は、上述の高温熱源は、海水等であってもよい。
図８Ａに示す例示的な実施形態では、ＬＮＧタンカー１０１（浮体式設備１００）は、ＬＮＧタンク６に貯留されたＬＮＧ由来の燃料ガス（ＬＮＧ燃料供給ライン８８を介して供給されるガス）が供給されるエンジン１６を有している。エンジン１６は、燃料として、第１熱交換器８（即ち凝縮器１０６）からの再ガス化ＬＮＧが供給されるように構成されている。
上述の実施形態では、熱力学サイクル１０２における凝縮器１０６としての第１熱交換器８で熱媒体との熱交換により再ガス化されたＬＮＧを、燃料としてエンジン１６に供給するようにしたので、ＬＮＧタンカー１０１（浮体式設備１００）を効率的に運転することができる。
図９Ａ及び図１０Ａに示す例示的な実施形態では、ＬＮＧタンカー１０１には、エンジン１６に供給される空気を圧縮するための圧縮機９４と、エンジン１６からの排ガスにより駆動されるように構成されたタービン９６と、圧縮機９４とタービン９６とを接続する回転シャフト９５と、を含む過給機９３が設けられている。タービン９６には発電機１１３が接続されている。
圧縮機９４には、空気導入ライン１１４を介して空気が供給されるようになっている。圧縮機９４で生成された圧縮空気は、エンジン入口ライン１１６を介してエンジン１６に供給される。エンジン１６において燃料の燃焼により生成される排ガスは、エンジン出口ライン１１８を介してエンジン１６から排出され、タービン９６に送られる。タービン９６は、エンジン１６からの排ガスによって駆動され、これにより発電機１１３が駆動されて電力が生成される。タービン９６で仕事を終えた排ガスは、排ガスライン１２０から排出される。
また、図９Ａ及び図１０Ａに示す実施形態において、エンジン１６にＬＮＧタンク６からのＬＮＧを供給するためのＬＮＧ燃料供給ライン８８には、ＬＮＧを再ガス化するための熱交換器９８（後述の第２冷却器）が設けられている。
図９Ａに示す例示的な実施形態では、熱交換器９８（第２冷却器）は、ライン９９を介して導入される海水との熱交換によりＬＮＧを加熱して気化するように構成される。
図１０Ａに示す例示的な実施形態では、熱交換器９８（第２冷却器）は、ライン９９を介して導入される空気との熱交換によりＬＮＧを加熱して気化するように構成される。また、図１０Ａに示す例示的な実施形態では、熱交換器９８（第２冷却器）を通過後の空気が、空気導入ライン１１４を介して、圧縮機９４に供給されるようになっている。
図９Ｂ及び図１０Ｂに示す浮体式設備１００では、ＬＮＧタンカー１０１としての運用時（改造前；図９Ａ～図１０Ａ参照）に使用していた過給機９３の圧縮機９４及びタービン９６を含む熱力学サイクル１２２が形成される。この熱力学サイクル１２２は、熱媒体（作動流体）の相変化を伴わないブレイトンサイクルである。
熱力学サイクル１２２において、熱媒体が流れる回路１２４に上述のタービン９６が設けられる。このタービン９６は膨張タービン１８として機能する。熱力学サイクル１２２上において、タービン９６（膨張タービン１８）の下流側には、熱媒体を冷却するための第１冷却器１２６が設けられている。第１冷却器１２６は、液化天然ガスとの熱交換により熱媒体を冷却させるように構成された第１熱交換器８を含む。
また、熱力学サイクル１２２上において、第１冷却器１２６の下流側には、熱媒体を圧縮するための圧縮機９４（上述の圧縮機９４）が設けられる。上述したように、圧縮機９４とタービン９６とは、回転シャフト９５を介して接続されている。タービン９６（膨張タービン１８）には発電機１１３が接続されている。また、熱力学サイクル１２２上において、圧縮機９４の下流側には、加熱器１２８が設けられる。加熱器１２８には、排ガスライン１３０を介して、エンジン１６からの排ガスが供給されるようになっている。加熱器１２８は、エンジン１６からの排ガスとの熱交換により、熱媒体を加熱するように構成されている。
また、図１０に示す例示的な実施形態では、熱力学サイクル１２２において、タービン９６（膨張タービン１８）の下流側かつ第１冷却器１２６の上流側に、熱交換器９８（第２冷却器）が設けられている。
図９Ｂ及び図１０Ｂ示す浮体式設備１００は、ＬＮＧタンク６からのＬＮＧを第１熱交換器８に導くための第１ＬＮＧライン１０と、第１ＬＮＧライン１０に設けられ、液体のＬＮＧを昇圧するためのＬＮＧポンプ７２と、第１ＬＮＧライン１０におけるＬＮＧの流量を調節するためのバルブ７１と、を含む。また、第１熱交換器８で生成された再ガス化ＬＮＧは、再ガス化ＬＮＧ供給ライン１４を介してガス設備（需要先）に導かれるようになっている。
熱力学サイクル１２２を構成する第１冷却器１２６（第１熱交換器８）には、熱力学サイクル１２２の低温熱源として、ＬＮＧタンク６からのＬＮＧが第１ＬＮＧライン１０を介して供給されるようになっている。すなわち、第１冷却器１２６は、ＬＮＧとの熱交換により熱力学サイクル１２２の熱媒体を冷却させるように構成されている。そして、タービン９６（膨張タービン１８）は、第１冷却器１２６を通過後のガス状態の熱媒体によって駆動されるように構成されている。
上記の実施形態によれば、浮体式設備１００において、船体２上に設けられたＬＮＧタンク６からのＬＮＧを低温熱源とする熱力学サイクル１２２上のタービン９６（膨張タービン）を駆動することができる。すなわち、膨張タービン１８には、ＬＮＧタンク６からのＬＮＧ由来のガスではなく、熱力学サイクル１２２の作動流体である熱媒体が供給される。よって、膨張タービン１８からのＬＮＧの漏洩を回避しながら、ＬＮＧの冷熱を利用して発電することが可能となる。
また、タービン９６又は圧縮機９４を搭載したＬＮＧタンカー１０１の場合、既存の機器（タービン９６又は圧縮機９４、あるいは、過給機９３）を利用して熱力学サイクル１２２を形成することで上述の実施形態に係る構成を得ることができる。よって、設備コストを抑制しながら、ＬＮＧの冷熱を利用して効率的に発電することができる。
また、上述の実施形態では、浮体式設備１００は、タービン９６（膨張タービン１８）と、圧縮機９４とを接続する回転シャフト９５を備えており、圧縮機９４は、回転シャフト９５を介してタービン９６（膨張タービン１８）により駆動されるように構成されている。
このように、熱力学サイクル１２２上の圧縮機９４とタービン９６（膨張タービン１８）とは回転シャフト９５を介して接続されている。よって、ＬＮＧタンカー１０１において、回転シャフト９５によって接続された圧縮機９４とタービン９６を含む機器（上述の過給機９３）が用いられている場合、この機器を利用して熱力学サイクル１２２を形成することで、上述の実施形態に係る浮体式設備１００を得ることができる。よって、設備コストを抑制しながら、ＬＮＧの冷熱を利用して効率的に発電することができる。
また、上述の実施形態に係る浮体式設備１００では、熱力学サイクル１２２を構成する加熱器１２８は、ＬＮＧタンク６に貯留されたＬＮＧ由来の燃料ガス（ＬＮＧ燃料供給ライン８８を介して供給されるガス）が供給されるエンジン１６の排熱を用いて熱媒体を蒸発させるように構成されている。
このように、熱力学サイクル１２２において熱媒体（作動流体）を加熱するための高温熱源として、エンジン１６の排熱を用いるようにしたので、エンジン１６の排熱を有効利用しながら効率的に発電を行うことが可能となる。
なお、図９Ｂ及び図１０Ｂに示す例示的な実施形態では、エンジン１６の排ガスを上述の高温熱源として用いたが、他の実施形態では、該高温熱源は、エンジン１６を冷却した後の冷却水であってもよい。
また、他の実施形態は、上述の高温熱源は、海水等であってもよい。
また、図１０Ｂに示す例示的な実施形態では、熱力学サイクル１２２上においてタービン９６（膨張タービン１８）と第１冷却器１２６（第１熱交換器８）との間に設けられた熱交換器９８（第２冷却器）は、エンジン１６に供給されるＬＮＧとの熱交換により、熱媒体を冷却するように構成される。
このように、熱力学サイクル１２２の熱媒体を、熱交換器９８（第２冷却器）においてＬＮＧタンク６からのＬＮＧとの熱交換によりさらに冷却するようにしたので、ＬＮＧの冷熱を利用して、より効率的に発電することができる。
図１１Ａに示す例示的な実施形態では、ＬＮＧ燃料供給ライン８８には、ＬＮＧを加熱して気化させるための第１熱交換器８としての熱交換器９８が設けられている。熱交換器９８には、例えば海水との熱交換により、ＬＮＧを加熱するように構成されていてもよい。
図１１Ｂに示す例示的な実施形態では、ＬＮＧ燃料供給ライン８８から分岐する分岐ライン１３２に膨張タービン１３６（１８）が設けられている。分岐ライン１３２には、膨張タービン１３６に供給される再ガス化ＬＮＧの流量を調節するためのバルブ１３４が設けられている。膨張タービン１３６には、発電機１３８が接続されている。膨張タービン１３６には、分岐ライン１３２を介して再ガス化ＬＮＧが供給されるようになっており、膨張タービン１３６により再ガス化ＬＮＧが膨張されるとともに、発電機１３８が駆動される。このようにして、発電機１３８で電力が生成される。膨張タービン１３６から排出された再ガス化ＬＮＧは、熱交換器１４０にて温度調節された後、再ガス化ＬＮＧ供給ライン１４を介して、ガス設備（需要先）に導かれる。
また、図１１Ｂに示す例示的な実施形態では、ＬＮＧ燃料供給ライン８８に設けられた熱交換器９８は、熱力学サイクル１０２の一部を構成する。図１１Ｂに示す実施形態において、熱力学サイクル１０２は、作動流体である熱媒体が流れる回路１０４と、回路１０４上に設けられた膨張タービン１１２（１８）と、膨張タービン１１２の下流側に設けられた凝縮器１０６と、凝縮器１０６の下流側に設けられたポンプ１０８と、ポンプ１０８の下流側に設けられた蒸発器１１０と、を含むランキンサイクルである。膨張タービン１８には、発電機１１３が接続されている。
膨張タービン１８は、熱力学サイクル１０２の回路１０４を流れる熱媒体を膨張させるように構成されており、これにより、発電機１１３が駆動されて電力が生成されるようになっている。
熱力学サイクル１０２を構成する凝縮器１０６（第１熱交換器８）には、熱力学サイクル１０２の低温熱源として、ＬＮＧタンク６からのＬＮＧがＬＮＧ燃料供給ライン８８を介して供給されるようになっている。すなわち、凝縮器１０６は、ＬＮＧとの熱交換により熱力学サイクル１０２の熱媒体を凝縮させるように構成されている。そして、膨張タービン１１２は、凝縮器１０６（第１熱交換器８）、ポンプ１０８、及び蒸発器１１０を通過してガス状態となった熱媒体によって駆動されるように構成されている。
蒸発器１１０では、ポンプ１０８で昇圧された液体の熱媒体を、高温熱源との熱交換により蒸発させるように構成される。高温熱源は、ライン１０７を介して蒸発器１１０に導かれる。高温熱源として、例えば、エンジン１６の排ガスや、エンジン１６冷却水を用いることができる。また、高温熱源として、海水を用いてもよい。
このように構成された熱力学サイクル１０２では、蒸発器１１０での熱交換により回収したエンジン１６の排熱を利用して、発電機１１３を駆動させることができる。
上述の実施形態では、第１熱交換器８（熱交換器９８）からの再ガス化ＬＮＧによって駆動される膨張タービン１３６と、ＬＮＧを低温熱源として利用する熱力学サイクル１０２の一部を形成し、ガス状態の熱媒体によって駆動される膨張タービン１１２とを併用している。これにより、ＬＮＧ冷熱から回収される動力を増大させることができる。
図６Ａ～図１１Ａに示すＬＮＧタンカー１０１を改造して図２Ｂ～図５Ｂに示す浮体式設備１００を得る方法は、ＬＮＧタンカー１０１に対して、ＬＮＧタンク６内のＬＮＧを熱交換により気化するための第１熱交換器８を設けるステップと、第１熱交換器８で生成された再ガス化ＬＮＧをガス設備（需要先）に導くための再ガス化ＬＮＧ供給ライン１４を設けるステップと、を含む。第１熱交換器８は、主機関４を構成するタービン４０が膨張タービン１８として機能するように、該膨張タービン１８との関係で下記（Ｂ）の条件を満たすように設けられる。
（Ｂ）膨張タービン１８は、第１熱交換器８にて液化天然ガスを低温熱源として利用する熱力学サイクル１０２，１２２の一部を形成してガス状態の熱媒体によって駆動されるように構成される。
また、ＬＮＧタンカーの改造方法は、さらに、ＬＮＧタンク６からのＬＮＧを第１熱交換器８に導くための第１ＬＮＧライン１０を設けるステップ、及び、第１熱交換器８からの再ガス化ＬＮＧを膨張タービンに導くための第２ＬＮＧライン１２を設けるステップを含んでいてもよい。
また、ＬＮＧタンカーの改造方法は、さらにエンジン１６を冷却した冷却水を、第１熱交換器８に導くための冷却水ラインを設けるステップを含んでいてもよい。
上述した改造方法によりＬＮＧタンカー１０１を改造することで、例えば、図６Ｂ～図１１Ｂに示す実施形態に係る浮体式設備１００を得ることができる。このようにして得られた浮体式設備１００により、ＬＮＧの冷熱を利用して発電することが可能となり、浮体式設備全体としてのエネルギー効率を向上させることができる。
以上、本発明の実施形態について説明したが、本発明は上述した実施形態に限定されることはなく、上述した実施形態に変形を加えた形態や、これらの形態を適宜組み合わせた形態も含む。
本明細書において、「ある方向に」、「ある方向に沿って」、「平行」、「直交」、「中心」、「同心」或いは「同軸」等の相対的或いは絶対的な配置を表す表現は、厳密にそのような配置を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の角度や距離をもって相対的に変位している状態も表すものとする。
例えば、「同一」、「等しい」及び「均質」等の物事が等しい状態であることを表す表現は、厳密に等しい状態を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の差が存在している状態も表すものとする。
また、本明細書において、四角形状や円筒形状等の形状を表す表現は、幾何学的に厳密な意味での四角形状や円筒形状等の形状を表すのみならず、同じ効果が得られる範囲で、凹凸部や面取り部等を含む形状も表すものとする。
また、本明細書において、一の構成要素を「備える」、「含む」、又は、「有する」という表現は、他の構成要素の存在を除外する排他的な表現ではない。
２ 船体
２ａ 船首
２ｂ 船尾
３ 舵
４ 主機関
５ プロペラ
５Ａ 左舷側プロペラ
５Ｂ 右舷側プロペラ
６ ＬＮＧタンク
８ 第１熱交換器
１０ 第１ＬＮＧライン
１２ 第２ＬＮＧライン
１４ 再ガス化ＬＮＧ供給ライン
１６ エンジン
１８ 膨張タービン
１８ａ ケーシング
１９ ロータ
２０ ガス供給ライン
２０ａ 第１分岐ライン
２０ｂ 第２分岐ライン
２２ コンプレッサ
２４ ガスヘッダ
２６ 油供給ライン
２８ 発電機
３０ バルブ
３２ ボイラ
３４ 再熱器
３６ 油供給ライン
３８ 蒸気供給ライン
４０ タービン
４２ 高圧タービン
４４ 中圧タービン
４６ 低圧タービン
４８ 後進タービン
５０ 再熱器入口ライン
５２ 再熱器出口ライン
５４ 発電機
５５ 発電機
５６ 送電線
５８Ａ，５８Ｂ ギア
６２ 変圧器
６４ コンバータ
６６ 電気モータ
６９ 第２熱交換器
７１ バルブ
７２ ＬＮＧポンプ
７４ 冷却水ライン
７６ 蒸気供給ライン
７８ 再熱ライン
８０ シール部
８２Ａ，８２Ｂ，８２Ｃ ラビリンス部
８３Ａ，８３Ｂ 空間
８４ 不活性ガス供給ライン
８４ａ，８４ｂ 分岐ライン
８５ バルブ
８６ 回収ライン
８８ ＬＮＧ燃料供給ライン
８９ バルブ
９０ ポンプ
９２ 排ガスライン
９３ 過給機
９４ 圧縮機
９５ 回転シャフト
９６ タービン
９８ 熱交換器
９９ ライン
１００ 浮体式設備
１０１ ＬＮＧタンカー
１０２ 熱力学サイクル
１０４ 回路
１０６ 凝縮器
１０７ ライン
１０８ ポンプ
１１０ 蒸発器
１１２ 膨張タービン
１１３ 発電機
１１４ 空気導入ライン
１１６ エンジン入口ライン
１１８ エンジン出口ライン
１２０ 排ガスライン
１２２ 熱力学サイクル
１２４ 回路
１２６ 第１冷却器
１２８ 加熱器
１３０ 排ガスライン
１３２ 分岐ライン
１３４ バルブ
１３６ 膨張タービン
１３８ 発電機
１４０ 熱交換器

Claims (11)

  1. 浮体と、
    前記浮体上に設けられたＬＮＧタンクと、
    熱媒体との熱交換により前記ＬＮＧタンクからの液化天然ガスを気化して再ガス化ＬＮＧを得るための第１熱交換器と、
    （Ａ）前記第１熱交換器からの前記再ガス化ＬＮＧによって駆動されるように構成される、との条件を満たす膨張タービンと、
    前記膨張タービンの入口側に連通可能な出口部を有し、前記膨張タービンよりも短いタービン翼を含む高圧タービンと、
    前記高圧タービンを経由せずに前記再ガス化ＬＮＧを前記膨張タービンに直接導入するように構成された導入ラインと、
    を備える浮体式設備。
  2. 前記ＬＮＧタンクからの液化天然ガスが供給可能に構成された内燃機関をさらに備える
    請求項１に記載の浮体式設備。
  3. 前記熱媒体は、前記内燃機関を冷却した後の冷却水を含む
    請求項２に記載の浮体式設備。
  4. 浮体と、
    前記浮体上に設けられたＬＮＧタンクと、
    熱媒体との熱交換により前記ＬＮＧタンクからの液化天然ガスを気化して再ガス化ＬＮＧを得るための第１熱交換器と、
    （Ａ）前記第１熱交換器からの前記再ガス化ＬＮＧによって駆動されるように構成される、との条件を満たす膨張タービンと、
    前記膨張タービンの出口側に連通可能な入口部を有し、前記膨張タービンよりも長いタービン翼を含む低圧タービンと、
    前記低圧タービンを経由せずに前記再ガス化ＬＮＧを前記膨張タービンから排出するように構成された排出ラインと、を備える
    浮体式設備。
  5. 浮体と、
    前記浮体上に設けられたＬＮＧタンクと、
    熱媒体との熱交換により前記ＬＮＧタンクからの液化天然ガスを気化して再ガス化ＬＮＧを得るための第１熱交換器と、
    （Ａ）前記第１熱交換器からの前記再ガス化ＬＮＧによって駆動されるように構成される、との条件を満たす膨張タービンと、
    を備え、
    前記膨張タービンは、第１タービンと、前記第１タービンよりも入口圧力が低い第２タービンと、を含み、
    前記第１タービンは、前記第１熱交換器からの前記再ガス化ＬＮＧが供給されるように構成され、
    前記第１タービンから排出された前記再ガス化ＬＮＧを加熱するための第２熱交換器をさらに備え、
    前記第２タービンは、前記第２熱交換器からの前記再ガス化ＬＮＧが供給されるように構成された
    浮体式設備。
  6. 浮体と、
    前記浮体上に設けられたＬＮＧタンクと、
    熱媒体との熱交換により前記ＬＮＧタンクからの液化天然ガスを気化して再ガス化ＬＮＧを得るための第１熱交換器と、
    （Ｂ）前記第１熱交換器にて前記液化天然ガスを低温熱源として利用する熱力学サイクルの一部を形成してガス状態の前記熱媒体によって駆動されるように構成される、との条件を満たす膨張タービンと、
    前記熱力学サイクル上において前記膨張タービンの下流側に設けられ、前記熱媒体を冷却するための第１冷却器と、
    前記熱力学サイクル上において前記第１冷却器の下流側に設けられ、前記熱媒体を圧縮するための圧縮機と、
    前記熱力学サイクル上において前記圧縮機の下流側に設けられ、前記熱媒体を加熱するための加熱器と、を備え、
    前記第１冷却器は、前記液化天然ガスとの熱交換により前記熱媒体を冷却させるように構成された前記第１熱交換器を含み、
    前記ＬＮＧタンクに貯留された前記液化天然ガス由来の燃料ガスが供給可能に構成された内燃機関を備え、
    前記加熱器は、前記内燃機関の排熱を用いて前記熱媒体を加熱するように構成された
    浮体式設備。
  7. 前記膨張タービンと、前記圧縮機とを接続する回転シャフトをさらに備え、
    前記圧縮機は、前記回転シャフトを介して前記膨張タービンにより駆動されるように構成された
    請求項６に記載の浮体式設備。
  8. 浮体と、
    前記浮体上に設けられたＬＮＧタンクと、
    熱媒体との熱交換により前記ＬＮＧタンクからの液化天然ガスを気化して再ガス化ＬＮＧを得るための第１熱交換器と、
    （Ｂ）前記第１熱交換器にて前記液化天然ガスを低温熱源として利用する熱力学サイクルの一部を形成してガス状態の前記熱媒体によって駆動されるように構成される、との条件を満たす膨張タービンと、
    前記熱力学サイクル上において前記膨張タービンの下流側に設けられ、前記熱媒体を冷却するための第１冷却器と、
    前記熱力学サイクル上において前記第１冷却器の下流側に設けられ、前記熱媒体を圧縮するための圧縮機と、
    前記熱力学サイクル上において前記圧縮機の下流側に設けられ、前記熱媒体を加熱するための加熱器と、を備え、
    前記第１冷却器は、前記液化天然ガスとの熱交換により前記熱媒体を冷却させるように構成された前記第１熱交換器を含み、
    前記ＬＮＧタンクに貯留された前記液化天然ガス由来の燃料ガスが供給可能に構成された内燃機関と、
    前記熱力学サイクル上において前記膨張タービンと前記第１冷却器との間に設けられた第２冷却器と、を備え、
    前記第２冷却器は、前記ＬＮＧタンクから前記内燃機関に供給される液化天然ガスとの熱交換により、前記熱媒体を冷却するように構成された
    浮体式設備。
  9. 前記膨張タービンは、ロータと、前記ロータを囲うケーシングと、前記ロータと前記ケーシングとの間の隙間を介した流体の漏れを抑制するシール部と、を含み、
    前記シール部は、前記膨張タービンに供給される前記再ガス化ＬＮＧ又は前記熱媒体よりも高圧の不活性ガスが供給されるように構成された
    請求項１乃至８の何れか一項に記載の浮体式設備。
  10. 前記膨張タービンによって駆動されるように構成された発電機をさらに備える
    請求項１乃至９の何れか一項に記載の浮体式設備。
  11. 船体と、
    前記船体に設けられた主機関と、
    前記船体上に設けられたＬＮＧタンクと、を備えるＬＮＧ船を改造して浮体式設備を得る方法であって、
    前記浮体式設備は、
    浮体と、
    前記浮体上に設けられたＬＮＧタンクと、
    熱媒体との熱交換により前記ＬＮＧタンクからの液化天然ガスを気化して再ガス化ＬＮＧを得るための第１熱交換器と、
    前記第１熱交換器からの前記再ガス化ＬＮＧによって駆動されるように構成される、又は、
    前記第１熱交換器にて前記液化天然ガスを低温熱源として利用する熱力学サイクルの一部を形成してガス状態の前記熱媒体によって駆動されるように構成される、
    との条件を満たす膨張タービンと、
    を含み、
    前記ＬＮＧタンクからの液化天然ガスを熱交換により気化して再ガス化ＬＮＧを得るための第１熱交換器を設けるステップと、
    前記再ガス化ＬＮＧをガス設備に導く再ガス化ＬＮＧ供給ラインを形成するステップと、
    を備え、
    前記第１熱交換器は、前記主機関、または、前記主機関の排熱回収用の熱力学サイクルの一部を構成するタービンが膨張タービンとして機能するように、該膨張タービンとの関係で下記（Ａ）又は（Ｂ）の条件を満たす
    浮体式設備の製造方法。
    （Ａ）前記第１熱交換器からの前記再ガス化ＬＮＧによって前記膨張タービンが駆動されるように構成される。
    （Ｂ）前記第１熱交換器にて前記液化天然ガスを低温熱源として利用する熱力学サイクルの一部を形成してガス状態の前記熱媒体によって前記膨張タービンが駆動されるように構成される。
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