JP2014104847A - 低温液化燃料の冷熱利用装置 - Google Patents

Abstract

【課題】液化天然ガス等の低温液化燃料が保有する冷熱の利用効率を高めることで、低温液化燃料を燃料とする燃焼機関の熱効率を高め、かつ省エネを達成する。
【解決手段】ＬＮＧタンク１２に貯留されたＬＮＧを、ブースタポンプ２２及び冷熱回収熱交換器５４を介し、ＬＮＧガスとして主燃焼機関１０に供給する。冷熱回収熱交換器５４で冷却された熱媒体を再液化装置２８及び冷熱発電装置７０に循環し、これらの冷熱源として利用する。水冷却熱交換器５８で、冷熱発電装置７０に供した後の熱媒体と冷却水閉回路６０を循環する冷却水とを熱交換させ、冷却水を冷却する。空気冷却熱交換器６２で、該冷却水により、過給機３０を介して主燃焼機関１０に供給される給気を冷却する冷熱発電装置７０では、熱媒体を冷熱源とし、主燃焼機関１０の排気を加熱源として冷熱発電を行う。
【選択図】図１

Description

本発明は、例えば液化天然ガスのような低温液化燃料を燃焼させて動力を発生させる燃焼機関を作動させる場合に、該低温液化燃料が保有する冷熱を有効利用可能にする装置に関する。

近年のディーゼルエンジンやガスエンジンにおいては、エミッション（排出物）低減に有効であるため、燃料として、液化天然ガス（ＬＮＧ）を使用可能にする技術の開発が進められている。このような燃料のＬＮＧ化は、例えば船舶推進用や、発電機駆動用等のように、比較的大型（大出力）のディーゼルエンジンやガスエンジンにも広がる傾向にある。また、ディーゼルエンジンやガスエンジンでは、出力向上やエミッション（排出物）低減にも有効であるため、一般に過給機が使用されている。

また、液化天然ガスを燃料とするディーゼルエンジンやガスエンジンでは、効率の向上が求められている。液化天然ガスは、−１６０℃もの極低温を有しているため、液化天然ガスの保有冷熱を有効利用することで、ディーゼルエンジンやガスエンジンの効率向上が期待できる。

特許文献１及び特許文献２には、液化天然ガスを輸送するタンカーにおいて、ＬＮＧ貯蔵タンクを構成する保冷層の両面の温度差を利用した冷熱発電技術が開示されている。この技術は、外気に対して低温となる保冷層の外面に低温面を貼付し、高温面を外気にさらすように多数の熱電変換固体素子を配置し、固体素子同士をリード線で連結し、ゼーベック効果を利用してリード線から電流を取り出すものである。特許文献３には、液化天然ガスを燃料とするガスエンジンにおいて、液化天然ガスの冷熱で燃焼用空気を冷却する技術が開示されている。即ち、液化天然ガスを水加熱方式で気化させる気化器を備え、液化天然ガスの気化により冷却された冷却水を冷熱源として、過給機に供給される燃焼用空気を冷却する。こうして、該燃焼用空気の密度を高めることで、ガスエンジンの燃焼効率を向上させる。

特開２００１−２５１８７５号公報 特開２００２−１３６１６１号公報 特開２００６−１７７２１３号公報

特許文献１及び特許文献２に開示された技術は、まだ開発途上の技術であり、現状では、熱電変換効率は５〜１２％と低い。そのため、高い電圧を効率良く得ることは困難である。特許文献３に開示された技術では、極低温の液化天然ガスと冷却水とを直接熱交換させているが、これでは液化天然ガスが保有する冷熱の利用効率（エクセルギ効率）が悪い。そのため、液化天然ガスが保有する冷熱を十分利用しているとは言えず、非効率な利用に留まっている。

また、ＬＮＧを貯留したタンク内の気相部には、ボイルオフガス（ＢＯＧ）が発生する。これを放置すると、該気相部が高圧化し危険であるため、ＢＯＧを再液化する必要がある。特に、長期運行する船舶に搭載されたＬＮＧタンクで、これに留意する必要がある。

本発明は、かかる従来技術の課題に鑑み、液化天然ガス等の低温液化燃料が保有する冷熱の利用効率を高めることで、低温液化燃料を燃料とする燃焼機関の熱効率を高めることを含め、省エネを達成することを目的とする。また、同時に低温液化燃料を貯留したタンク内の気相部の高圧化を防止することを目的とする。

本発明の低温液化燃料の冷熱利用装置は、低温液化燃料を貯留する低温液化燃料タンクと、低温液化燃料を気化させて得られる燃料ガスを燃料として動力を発生させる燃焼機関と、燃焼機関から排出される排気で駆動されるタービン部、及びタービン部で駆動され、圧縮空気を該内燃機関に送るコンプレッサ部からなる過給機と、燃焼機関のシリンダ内に高圧燃料ガスを供給する低温液化燃料供給系統に設けられ、低温液化燃料タンクから導入した低温液化燃料を昇圧させるブースタポンプとを備えることを前提としている。

前記目的を達成するための本発明の構成は、熱媒体閉回路を循環して流れる熱媒体とブースタポンプで昇圧された高圧低温液化燃料とを熱交換させ、熱媒体を冷却する冷熱回収熱交換器と、低温液化燃料タンクの気相部に接続されたボイルオフガス循環路に設けられ、冷熱回収熱交換器で冷却された熱媒体の冷熱を用い、ボイルオフガス循環路を循環して流れるボイルオフガスを再液化させる再液化部と、再液化部でボイルオフガスの再液化に供された後の熱媒体が保有する冷熱、及び燃焼機関自体又は燃焼機関から排出される排気が保有する熱を用いて冷熱発電を行う冷熱発電部と、再液化部でボイルオフガスの再液化に供された後の熱媒体が保有する冷熱で、過給機のコンプレッサ部に導入される燃焼機関の給気又はコンプレッサ部で加圧した後の給気を冷却する給気冷却熱交換機構とを備えていることである。

本発明では、ボイルオフガスの再液化と、冷熱発電と、燃焼機関に供給される給気の冷却との３段階で、低温液化燃料が保有する冷熱を利用している。ボイルオフガスを再液化させる再液化部は、熱媒体が保有する冷熱でボイルオフガスを再液化可能な、例えば冷凍機等の装置で構成される。これによって、他の冷熱源を使用することなく、低温液化燃料タンク内の圧力上昇を防止できる。また、冷熱発電部で発生した電力は、燃焼機関の出力を補充するものとして、又は別な用途の動力として利用できる。さらに、低温液化燃料の冷熱を利用し、燃焼機関に供給される給気を冷却することで、燃焼機関の出力を増大できる。これによって、燃焼機関の熱効率を高め、省エネを達成できる。また、冷熱発電では、燃焼機関自体又は燃焼機関の排気が保有する熱を熱源として用いることで、発電効率を向上できる。

熱媒体閉回路を循環する熱媒体は、例えば窒素ガスのように、極低温の冷熱を有する低温液化燃料との熱交換時に、低温で安定した性状を有し、かつ良好な流動性を維持できる物質がよい。低温液化燃料が保有する冷熱で直接冷熱発電を行うことなく、窒素等の熱媒体が保有する冷熱を用いて冷熱発電を行うことで、安定した冷熱発電を行うことができる。また、給気の冷却においても、極めて大きな温度差がある低温液化燃料と給気とを直接熱交換させるのではなく、低温液化燃料で冷却された窒素ガス等の熱媒体と給気とを熱交換させることで、エクセルギ効率を向上できる。

低温液化燃料とは、例えば、液化天然ガス、液化石油ガス等を言う。また、燃焼機関は、例えば、船舶に設けられた推進用のディーゼルエンジン又はガスエンジン等であり、あるいは陸上に設けられた発電用のディーゼルエンジン又はガスエンジン等である。ディーゼルエンジンは、直噴方式又は予混合方式を問わず適用できる。また、極低温のＬＮＧが貯蔵されたＬＮＧタンクを有するＬＮＧ運搬船や、ＬＮＧを燃料とする燃焼機関を主推進機関として備えたコンテナ船等に適用できる。

本発明において、前記空気冷却熱交換機構は、冷却水が循環して流れる冷却水閉回路と、冷熱発電部で冷熱発電を行った後の熱媒体が保有する冷熱で、冷却水を冷却する水冷却熱交換器と、水冷却熱交換器で冷却された冷却水を用い、過給機のコンプレッサ部に導入される空気又はコンプレッサ部で加圧後の空気を冷却する空気冷却熱交換器とで構成され、冷却水閉回路が燃焼機関に導設され、空気冷却熱交換器で給気を冷却した冷却水を用いて、燃焼機関の高温部位を冷却するように構成することができる。

このように、冷熱発電部で冷熱発電を行った後の熱媒体が保有する冷熱で冷却水を冷却し、極低温の低温液化燃料を冷却水と直接熱交換させないので、極めて大きな温度差により冷却水が凍結するのを防止できる。また、比熱が大きくかつハンドリングが容易な冷却水で燃焼機関に供給される給気と、燃焼機関の高温部位とを冷却することで、安定した冷却効果を維持できる。

本発明において、過給機の出力で駆動される過給機駆動発電機を備え、過給機駆動発電機で得た電力を補助動力として前記再液化部に供給すると共に、過給機のタービン部から排出される排気の保有熱を用いて、冷熱発電部で冷熱発電を行うようにするとよい。これによって、過給機の出力を有効利用できる。

前記構成に加えて、過給機のタービン部から排出される排気で駆動される排気タービンと、排気タービンから排出される排気を再加熱する再熱器と、排気タービンの出力軸と連結された排気タービン駆動発電機とを備え、排気タービン駆動発電機で得た電力を補助電力として再液化部に供給すると共に、排気タービンから排出される排気の保有熱を用いて、冷熱発電部で冷熱発電を行うようにするとよい。これによって、過給機駆動発電機及び排気タービン駆動発電機で夫々発生させた電力を再液化部に供給できる。

本発明において、燃焼機関の排気で駆動する蒸気タービンと、蒸気タービンの出力軸と連結された蒸気タービン駆動発電機とを備え、蒸気タービンから排出される排気の保有熱を用いて、冷熱発電部で冷熱発電を行うようにしてもよい。これによって、蒸気タービン駆動発電機で発生した電力を有効利用できる。例えば、燃焼機関が船舶の主推進機関であるとき、蒸気タービン駆動発電機で発生させた電力を燃焼機関が必要な電力として、又は船内の冷暖房、空調、給湯等のユーティリティに使用できる。

本発明において、冷却水閉回路を冷熱発電部まで導設し、燃焼機関の高温部位を冷却した後の冷却水の保有熱を用いて、冷熱発電部で冷熱発電を行うようにしてもよい。これによって、燃焼機関自体が保有する大きな熱量を高効率で冷熱発電に有効利用できる。

本発明において、過給機のコンプレッサ部の高温部位及び冷熱発電部に導設された冷却水循環路を備え、コンプレッサ部を冷却した後の冷却水の保有熱を用いて、冷熱発電部で冷熱発電を行うようにしてもよい。これによって、過給機のコンプレッサ部で発生した給気の圧縮熱を冷熱発電に有効利用できる。

本発明において、熱媒体閉回路又は熱媒体閉回路から分岐したバイパス流路に蓄熱装置を備えているとよい。これによって、熱媒体閉回路を循環する熱媒体に余剰冷熱が生じた場合、余剰冷熱を一旦蓄冷装置に蓄積し、必要に応じて、蓄冷装置から取り出し、有効利用できる。例えば、熱媒体の温度が設定範囲より上昇したとき利用したり、又は再液化熱部の駆動用など、他の用途に有効利用できる。また、熱媒体が保有する冷熱を調整できるため、運転条件に過不足ない冷熱量とすることができる。

前記構成に加えて、熱媒体閉回路に、熱媒体閉回路を循環して流れる熱媒体の余剰冷熱を回収する加温熱交換器を設け、蓄冷装置の蓄熱量及び加温熱交換器の熱交換量を調整し、熱媒体閉回路の保有冷熱量を調整するとよい。これによって、熱媒体閉回路を循環する熱媒体が保有する冷熱量の調整が容易になると共に、余剰分は蓄冷装置に蓄えることができるので、熱媒体の保有冷熱を需要に対して過不足なく調整できる。また、蓄冷装置に蓄えた余剰分は、必要に応じて、他の用途に利用できる。

本発明において、冷熱発電部は、熱効率が良いブレイトンサイクル又はランキンサイクルを形成する熱機関で構成されているとよい。特に、ブレイトンサイクルは、低温度で熱効率が優れているため、冷熱発電に好適である。これによって、熱媒体閉回路を循環する熱媒体が保有する冷熱、及び燃焼機関自体又は燃焼機関の排気が保有する熱を効率良く電力に変換できる。

また、冷熱発電部は、２段ブレイトンサイクルを形成する熱機関で構成され、前記空気冷却熱交換機構は、冷熱発電部で冷熱発電を行った後の熱媒体で、過給機のコンプレッサ部に導入される空気又はコンプレッサ部で加圧した後の空気を冷却するものであるとよい。２段ブレイトンサイクルを形成する熱機関で冷熱発電を行うことで、電力への変換効率がさらに向上する。また、冷熱発電を行なった後の熱媒体で給気を十分冷却でき、逆にエクセルギ効率を向上できる。

本発明によれば、低温液化燃料が保有する冷熱を、ボイルオフガスの再液化と、冷熱発電と、燃焼機関に供給される給気の冷却との３段階に用いることで、低温液化燃料が保有する冷熱の利用効率を高めることができる。これによって、低温液化燃料を燃料とする燃焼機関の熱効率向上を含め、省エネを達成できる。

本発明の第１実施形態に係る冷熱利用装置の全体構成図である。 前記冷熱利用装置を構成する冷熱発電装置の系統図である。 前記冷熱発電装置（１段目）が形成する熱サイクルを示す線図である。 前記冷熱発電装置（２段目）が形成する熱サイクルを示す線図である。 前記冷熱発電装置の別な構成例を示す系統図である。 本発明の第２実施形態に係る冷熱利用装置の全体構成図である。 本発明の第３実施形態に係る冷熱利用装置の全体構成図である。 本発明の第４実施形態に係る冷熱利用装置の全体構成図である。 本発明の第５実施形態に係る冷熱利用装置の全体構成図である。 本発明の第６実施形態に係る冷熱利用装置の全体構成図である。 本発明の第７実施形態に係る冷熱利用装置の全体構成図である。 本発明の第８実施形態に係る冷熱利用装置の全体構成図である。

以下、本発明を図に示した実施形態を用いて詳細に説明する。但し、この実施形態に記載されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対配置などは特に特定的な記載がない限り、この発明の範囲をそれのみに限定する趣旨ではない。

（実施形態１）
本発明の第１実施形態を図１に基づいて説明する。なお、本実施形態に限らず、以下に説明する実施形態においては、低温液化燃料として液化天然ガス（ＬＮＧ）を用いているが、低温液化燃料は、これに限定されることなく、例えば、液化石油ガス（ＬＰＧ）を用いてもよい。図１に示した、本実施形態の主燃焼機関１０は、例えば、ガスエンジンやディーゼルエンジンである。用途として、例えば、出力軸が船舶の推進器に連結され、該推進器を駆動する燃焼機関であり、又は陸上に設けられ、出力軸が発電機に連結された発電用燃焼機関である。

主燃焼機関１０は、ＬＮＧを昇圧及び気化させた高圧天然ガス（ＣＮＧ）を燃料とし、ＣＮＧを過給機３０で昇圧された給気により燃焼させて出力を得る燃焼機関である。ＬＮＧタンク１２には−１６０℃のＬＮＧが貯留されている。ＬＮＧタンク１２は、主燃焼機関１０が船舶の推進器を駆動するものである場合、船舶に搭載され、主燃焼機関１０が陸上で発電機を駆動するものである場合、陸上に設けられる。ＬＮＧタンク１２に貯留されているＬＮＧをＣＮＧとして主燃焼機関１０のシリンダ内に供給するため、燃料供給系統ＦＳを備えている。

燃料供給系統ＦＳには、ＬＮＧタンク１２の内部からサブマージドポンプ１４で送られた低圧のＬＮＧを昇圧させるブースタポンプ２２が設けられている。このブースタポンプ２２は、高圧に圧縮された状態にある主燃焼機関１０のシリンダ内に燃料を噴射するため、気化したＣＮＧが該シリンダ内より高圧となるように、ＬＮＧを昇圧させるためのポンプである。なお、ブースタポンプ２２は、例えばピストン式ポンプが用いられる。

ブースタポンプ２２の上流側には、バッファとして機能するサクションドラム１８が設けられている。ＬＮＧタンク１２に貯留されたＬＮＧは、供給路１６を介して一旦サクションドラム１８に貯留される。サクションドラム１８に貯留されたＬＮＧは、供給路２０を介してブースタポンプ２２に送られ、ブースタポンプ２２で高圧ＬＮＧとなる。ブースタポンプ２２で高圧となったＬＮＧは、供給路２４を介して主燃焼機関１０のシリンダ内に送られる。

ブースタポンプ２２の下流側には、昇圧後の高圧ＬＮＧを気化させてＣＮＧに変換するため、例えばＬＮＧヒータのような加熱手段（図示省略）が必要に応じて設けられている。この加熱手段の上流側には、後述する熱媒体閉回路５２を循環する熱媒体を高圧ＬＮＧで冷却するため、冷熱回収熱交換器５４が設けられている。ブースタポンプ２２は、圧縮されて高圧状態にある主燃焼機関１０のシリンダ内にＣＮＧを確実に供給するため、低圧のＬＮＧを昇圧して高圧ＬＮＧとする。そして、この高圧ＬＮＧを気化させた後のＣＮＧをシリンダ内に噴射可能な高圧とする。燃料としてシリンダ内に噴射されるＣＮＧは、常温まで昇温する必要があるが、例えば−５０℃程度など、０℃以下でもよい。

ＬＮＧタンク１２の上部に形成される気相部に、ＢＯＧ循環路２６が接続され、ＢＯＧ循環路２６に再液化装置２８が設けられている。ＢＯＧ循環路２６を循環するＢＯＧは、再液化装置２８で冷却され再液化されて、ＬＮＧタンク１２に戻される。

主燃焼機関１０に燃焼用空気を供給する給気系統には、過給機３０が設けられている。この過給機３０は、主燃焼機関１０から排出される排気を駆動源とするタービン３２と、タービン３２と同軸に連結された圧縮機３４とを備えている。過給機３０は、主燃焼機関１０の排気がもつエネルギでタービン３２を回転させ、タービン３２と同軸の圧縮機３４を駆動し、大気中の空気を給気系統に導入しかつ圧縮する。これによって、主燃焼機関１０に供給する給気の密度を増大させ、単位体積当たりの給気量を増加させることで、主燃焼機関１０の燃焼効率を向上できる。

過給機３０は、タービン３２及び圧縮機３４と同軸の過給機駆動発電機３６を備えている。また、主燃焼機関１０の排気をタービン３２に送る排気路３８、大気中の空気を圧縮機３４に送る給気導入路４０、及び圧縮機３４で圧縮された圧縮給気を主燃焼機関１０のシリンダに送る圧縮給気路４２を備えている。過給機駆動発電機３６は、過給機３０の出力で駆動され、主燃焼機関１０の排気がもつエネルギで電力を得ることができる。そして、この電力を再液化装置２８に供給し、再液化装置２８の駆動用補助動力として利用できる。

冷熱回収装置５０は、例えば窒素ガスのような熱媒体が循環して流れる熱媒体閉回路５２と、冷却水が循環して流れる冷却水閉回路６０とを備えている。熱媒体閉回路５２には、窒素ガスを圧送して熱媒体閉回路５２を循環させるブロア５６と、窒素ガスと供給路２４を流れる高圧ＬＮＧとを熱交換させ、高圧ＬＮＧで窒素ガスを冷却する冷熱回収熱交換器５４とが設けられている。この場合、窒素ガスは、高圧ＬＮＧを温度上昇させる熱源、あるいは高圧ＬＮＧの少なくとも一部を気化させる熱源として使用される。

この結果、高圧ＬＮＧを気化させてＣＮＧとするＬＮＧヒータ等の加熱装置においては、高圧ＬＮＧを気化させるために必要な熱量を低減できる。窒素ガスに十分な熱量があれば、ＬＮＧヒータをなくすこともできる。この結果、ＬＮＧヒータに必要な消費電力を低減できる。窒素ガスは、−１６０℃の高圧ＬＮＧと熱交換し、−１５０℃前後に冷却される。

熱媒体閉回路５２は、冷熱回収熱交換器５４の下流側で、再液化装置２８に導設されている。冷熱回収熱交換器５４で高圧ＬＮＧによって−１５０℃前後に冷却された窒素ガスは、再液化装置２８で冷熱源として使用される。再液化装置２８は、例えば冷凍機で構成され、熱媒体閉回路５２から送られた窒素ガスを冷熱源して用い、ＢＯＧを冷却し再液化させる。再液化したＬＮＧはＬＮＧタンク１２に戻される。

熱媒体閉回路５２は、さらに、再液化装置２８の下流側で、冷熱発電装置７０に導設されている。また、冷熱発電装置７０には、過給機３０のタービン３２の排気出口に接続された排気路４４が導設され、冷熱発電装置７０では、再液化装置２８で冷熱源として利用された後の窒素ガス（−１５０℃〜−１４０℃）が保有する冷熱、及び排気路４４を流れる排気（３００〜５００℃）の保有熱を用いて、冷熱発電を行う。

冷熱発電装置７０の下流側で、熱媒体閉回路５２には水冷却熱交換器５８が設けられている。水冷却熱交換器５８には冷却水閉回路６０が接続されており、冷却水閉回路６０を循環して流れる冷却水は、水冷却熱交換器５８で、窒素ガスが保有する冷熱で冷却される。冷却水閉回路６０には空気冷却熱交換器６２が設けられている。空気冷却熱交換器６２は、水冷却熱交換器５８の下流側で、熱媒体閉回路５２を流れる窒素ガスと大気から導入されて給気導入路４０を流れる給気とを熱交換させ、給気を冷却する。空気冷却熱交換器６２で給気を冷却した後の窒素ガスは、給気の放熱で温度上昇した後、熱媒体閉回路５２を通ってブロア５６に戻る。

空気冷却熱交換器６２で冷却された給気は、空気密度が増加し、単位重量当たりの体積流量が減少する。この結果、過給機３０において、圧縮機３４を駆動するのに必要な動力を低減できるため、過給機３０の過給効率を向上できる。また、給気温度を低減することで、過給機３０を構成する部材におけるクリープの発生を抑制できるため、過給機３０の寿命が長くなる。また、運転可能な回転数を高くできるため、過給機３０の性能を向上できる。さらに、高密度の給気を主燃焼機関１０に供給できるので、主燃焼機関１０の燃焼効率を向上できる。

冷却水閉回路６０は、空気冷却熱交換器６２の下流側で、主燃焼機関１０の高温部位に設けられた冷却ジャケット６４に導設されている。冷却水閉回路６０には水ポンプ６６が設けられ、水ポンプ６６によって冷却水が矢印方向へ循環する。冷却ジャケット６４に導入された冷却水によって、主燃焼機関１０の高温部位を冷却できる。冷却ジャケット６４を出た冷却水は、水冷却熱交換器５８で窒素ガスによって再び冷却される。

次に、冷熱発電装置７０の構成を図２により説明する。冷熱発電装置は、熱サイクルとして、熱効率が良く、かつ冷熱発電が可能なブレイトンサイクル又はランキンサイクルを形成する構成機器で構成されるとよい。冷熱発電装置７０は、ブレイトンサイクルを形成する冷熱発電装置を２段に構成してなる。図２は１段目の冷熱発電装置を示すが、２段目の冷熱発電装置も基本構成は１段目と同一である。

図２において、発電機７００の両側にタービン７０２及び圧縮機７０４が配置され、これらは１本の出力軸７０６で連結されている。また、タービン７０２と圧縮機７０４との間は、冷媒循環路７０８で接続されている。冷媒循環路７０８には、熱交換器７１０、７１２及び７１４が設けられている。冷媒として、通常、窒素ガスが用いられる。窒素ガス以外では、ヘリウムやキセノンを用いることができる。図中、各熱交換器に付記された矢印は、熱の出入り方向を示す。

図３は、１段目の冷熱発電装置の熱サイクルを示すＴ−Ｓ線図である。熱交換器７１０には、過給機３０のタービン３２の排気出口に接続された排気路４４が接続され、熱交換器７１０には、排気路４４から３００〜５００℃の排気が導入される。熱交換器７１０で、窒素ガスは排気の保有熱により、３００℃前後に昇温する（図３中の点Ａ→点Ｂ）。熱交換器７１０で昇温した窒素ガスは、タービン７０２に送られ、タービン７０２で断熱膨張して出力軸７０６を回転させる（図３中の点Ｂ→点Ｃ）。出力軸７０６が回転することで、発電機７００で電力が発生する。タービン７０２から排出された窒素ガスは、熱交換器７１２で、圧縮機７０４から排出された低温の窒素ガスと熱交換し、冷却される（等圧圧縮；図３中の点Ｃ→点Ｄ）。

熱交換器７１２で冷却された窒素ガスは、熱交換器７１４に送られる。熱交換器７１４には、熱媒体閉回路５２が接続され、冷媒循環路７０８を循環する窒素ガスは、熱媒体閉回路５２を循環する−１５０℃〜−１４０℃の窒素ガスと熱交換し、−１４０℃前後に冷却される（等圧圧縮；図３中の点Ｄ→点Ｅ）。熱交換器７１４で冷却された窒素ガスは、熱交換部７１６で発電機７００の冷却に供された後、圧縮機７０４に送られる。圧縮機７０４で窒素ガスは断熱圧縮される（図３中の点Ｅ→点Ｆ）。圧縮機７０４から排出された窒素ガスは、熱交換器７１２で、タービン７０２から排出された窒素ガスと熱交換し加熱される（等圧膨張；図３中の点Ｆ→点Ａ）。

２段目の冷熱発電装置（図示省略）は、１段目の冷熱発電装置と同様の構成機器から構成されているが、各構成機器の仕様及び運転条件は異なっている。図４は、２段目の冷熱発電装置の熱サイクルを示している。１段目の冷熱発電装置で、図３中の点Ｆ（−７０℃前後）の状態にある窒素ガス、即ち、圧縮機７０４で断熱圧縮された後の窒素ガスを、２段目の冷熱発電装置の圧縮機７０４の入口（図４中の点Ｅ）に供給する。そして、窒素ガスを圧縮機７０４で断熱圧縮した後（図４中の点Ｅ→点Ｆ）、１段目の冷熱発電装置と同様の順序で熱サイクルを形成させる。

これによって、１段目の冷熱発電装置及び２段目の冷熱発電装置の両方の発電機７００で電力を発生できる。冷熱発電装置７０における冷熱発電に供した後の窒素ガスは、水冷却熱交換器５８で、冷却水閉回路６０を循環する冷却水を冷却する。水冷却熱交換器５８に供給される窒素ガスは、０℃以下の温度であり、給気導入路４０から導入された大気中の空気を冷却するには十分な低温を保持している。給気導入路４０から導入された大気中の空気は、空気冷却熱交換器６２で例えば２０℃前後に冷却される。冷却された給気は、過給機３０の圧縮機３２で圧縮された後、主燃焼機関１０のシリンダに供給される。

本実施形態によれば、ＬＮＧの冷熱により冷却された熱媒体（窒素ガス）が保有する冷熱を用い、かつ過給機駆動発電機３６で得た電力を用いることで、他の冷熱源に頼ることなく、ＬＮＧタンク１２内のＢＯＧを再液化してＬＮＧタンク１２内の圧力上昇を防止できる。また、熱媒体の保有冷熱で冷熱発電を行うと共に、冷熱発電に供した後の熱媒体で、主燃焼機関１０に供給される給気の冷却を可能としている。

冷熱発電では、主燃焼機関１０の排気の保有熱を熱源として用いることで、発電効率を向上できる。冷熱発電で得られた電力は、主燃焼機関１０が船舶の推進機関である場合、得られた電力は、推進動力の一部に、あるいは船舶内の冷暖房、空調、給湯等のユーティリティに利用できる。また、主燃焼機関１０が陸上の発電設備に設けられている場合、主燃焼機関１０の駆動用動力の一部として、又は付属機器の電力として利用できる。また、熱媒体として窒素ガスを用いると共に、ＬＮＧが保有する冷熱で直接冷熱発電を行わず、熱媒体が保有する冷熱で冷熱発電を行うことで、安定した冷熱発電を行うことができる。

また、主燃焼機関１０に供給される給気を冷却し、給気の密度を増加させることで、主燃焼機関１０の出力を増大できる。さらに、冷熱発電に供した後の熱媒体で冷却水を冷却し、比熱が大きくかつハンドリングが容易な冷却水を用いて、主燃焼機関１０に供給される給気と、主燃焼機関１０の高温部位とを冷却するようにしているので、安定した冷却効果を維持できる。また、給気の冷却においても、極めて大きな温度差があるＬＮＧと給気とを直接熱交換させるのではなく、ＬＮＧで冷却された窒素ガスと給気とを熱交換させることで、エクセルギ効率を向上できる。

また、冷熱発電装置７０では、低温度で熱効率が良いブレイトンサイクルを形成し、かつ２段の冷熱発電装置を用い、２段階のブレイトンサイクルを形成しているので、電力への変換効率を最大とすることができる。また、かかる冷熱発電を行った後の熱媒体が保有する冷熱で、主燃焼機関１０に供給される給気を冷却するようにしているので、熱媒体が保有する冷熱のエクセルギ効率を向上できる。

なお、空気冷却熱交換器６２によって、過給機３０の圧縮機３４で圧縮した後の給気を冷却するようにしてもよい。あるいは過給機３０の入口及び出口の両方に熱交換器を設けるようにしてもよいし、過給機３０の入口給気冷却及び出口給気冷却の両方を同じ熱交換器で行ってもよい。

また、夏季など外気が高温となっている時期で、主燃焼機関１０に供給される給気の冷却に多くの冷熱を必要とする時は、冷熱発電装置７０のうち、２段目の冷熱発電装置の運転を停止させ、１段目の熱サイクルを終了後のより低温（例えば−７０℃前後）な熱媒体を水冷却熱交換器５８に循環させるようにしてもよい。これによって、冷却水閉回路６０を循環する冷却水の温度を低下させ、主燃焼機関１０に供給される給気の冷却効果を増すことができる。

（変形例）
本実施形態の冷熱発電装置７０はブレイトンサイクルを形成するものであるが、ランキンサイクルを形成する機器で冷熱発電を行なってもよい。以下、ランキンサイクルを形成する冷熱発電装置の基本構成を図５によって説明する。
図５において、この冷熱発電装置７２は、冷媒循環路７２０に、タービン７２２、ポンプ７２４、及び熱交換器７２６，７２８が設けられている。タービン７２２の出力軸に発電機７３０が連結されている。冷媒循環路７２は、冷媒として窒素ガスを用いるのがよいが、プロパンや代替フロンを用いることもできる。

冷媒は、ポンプ７２４で熱交換器７２６に送られるとき、断熱圧縮する。熱交換器７２６で、冷媒は加熱される（等圧膨張）。熱交換器７２６で用いられる加熱媒体は、例えば、主燃焼機関１０が船舶の推進用機関である場合、海水等が用いられる。主燃焼機関１０が陸上の発電設備に設けられた場合、例えばボイラ等が用いられる。熱交換器７２６で加熱された冷媒は、タービン７２２で断熱膨張される。タービン７２２で断熱膨張された冷媒は、熱交換器７２８で冷却される（等圧圧縮）。熱交換器７２８では、冷却媒体として、ＮＧで冷却された窒素ガス等の冷却媒体を用いる。

かかるランキンサイクルを形成する冷熱発電装置７２を用いても、電力への変換効率を向上できる。また、冷熱発電に供した後の冷却媒体によって、主燃焼機関１０に供給される給気の冷却を行うことができる。

（実施形態２）
次に、本発明の第２実施形態を図６により説明する。図６において、過給機３０のタービン３２に排気路８０が設けられ、排気路８０は排気タービン８６に接続されている。排気路８０には再熱器８２が設けられ、タービン３２で仕事をした排気は再熱器８２で再加熱される。再熱器８２には加熱源導入路８４が設けられ、加熱源導入路８４から高温の加熱媒体が導入される。再熱器８２で該加熱媒体により排気を加熱する。
再熱器８２で高温となった排気は排気タービン８６に導入され、排気タービン８６を回転させる。排気タービン８６には排気路８９が設けられ、排気路８９は冷熱発電装置７０まで導設されている。排気タービン８６を回転させた後、排気は排気路８９から冷熱発電装置７０に導入され、その保有熱は冷熱発電装置７０の熱源として利用される。

排気タービン８６の出力軸には排気タービン駆動発電機８８が連結されている。排気タービン８６の回転によってタービン駆動発電機８８で発電が行われる。タービン駆動発電機８８で発生した電力は再液化装置２８に供給され、再液化装置２８の駆動動力として利用される。その他の構成は前記第１実施形態と同一であり、同一構成に対して同一符号を付している。
本実施形態によれば、前記第１実施形態で得られる作用効果に加えて、補助発電機３６及び排気タービン駆動発電機８８の両方で得られた電力を再液化装置２８の動力として利用できる。

（実施形態３）
次に、本発明の第３実施形態を図７により説明する。図７において、蒸気タービン９０及び蒸気タービン９０の出力軸に連結された蒸気タービン駆動発電機９２が設けられている。また、主燃焼機関１０には、蒸気タービン９０に導設された排気路９４が設けられている。主燃焼機関１０で生じた排気は、排気路３８から過給機３０のタービン３２に送られるほか、一部の排気は排気路９４から蒸気タービン９０に送られる。主燃焼機関１０から送られた排気で蒸気タービン９０が駆動され、蒸気タービン９０の駆動によって蒸気タービン駆動発電機９２で発電が行われる。

また、蒸気タービン９０と冷熱発電装置７０との間に排気路９６が設けられている。蒸気タービン９０を駆動させた後の排気は、排気路９６を介して冷熱発電装置７０に導入され、冷熱発電装置７０の熱源として利用される。その他の実施形態は第２実施形態と同一である。本実施形態によれば、蒸気タービン駆動発電機９２で得られる電力を、主燃焼機関１０で必要な電力又は他の用途に利用できる。

（実施形態４）
次に、本発明の第４実施形態を図８により説明する。本実施形態は前記第２実施形態のさらに別な変形例である。図８において、冷却水閉回路６０は、熱交換部６４の下流側及び水冷却熱交換器５８の上流側で冷熱発電装置７０まで導設された増設路６０ａを有している。これによって、熱媒体閉回路５２を流れる熱媒体は、空気冷却熱交換器６２で大気から取り入れられる空気で加熱され、かつ冷却ジャケット６４で主燃焼機関１０の保有熱を吸収した後、冷熱発電装置７０に導入される。冷熱発電装置７０では、熱媒体の保有熱で冷熱発電を行う。冷熱発電に供された後の冷却水は、水冷却熱交換器５８で熱媒体と熱交換し冷却される。

なお、前記第２実施形態には、排気路８９から導入される排気の保有熱で冷熱発電装置７０を作動させていたが、本実施形態では、排気路８９に排出された排気は、浄化処理を施された後、外部に排出される。その他の構成は第２実施形態と同一である。
本実施形態によれば、冷熱発電装置７０の冷熱発電に、大気や主燃焼機関１０の熱を吸収し水蒸気となった冷却水が保有する大きな熱量を利用できる。また、比熱が大きい冷却水を熱媒体とするので、冷熱発電装置７０で用いられる冷媒との熱交換効率を向上できる。

（実施形態５）
次に、本発明の第５実施形態を図９により説明する。図９において、過給機３０の圧縮機３４の高温部位に冷却ジャケット１００が設けられている。冷却ジャケット１００に冷却水循環路１０２が接続され、冷却水循環路１０２は、冷熱発電装置７０に導設されている。冷却水循環路１０２には、冷却水を循環させる水ポンプ１０４が設けられている。冷熱発電装置７０には、圧縮機３４の高温部位で加熱された冷却水が冷却水循環路１０２を介して送られる。冷熱発電装置７０は、該冷却水の保有熱で駆動される。排気路８９に排出された排気は、浄化処理を施された後、外部に排出される。その他の構成は第２実施形態と同一である。

本実施形態によれば、圧縮機３４で発生した給気の圧縮熱を利用して冷熱発電を行うことができる。

（実施形態６）
次に、本発明の第６実施形態を図１０により説明する。図１０において、冷熱回収熱交換器５４及び再液化装置２８の間で、熱媒体閉回路５２に蓄冷装置１１０が設けられている。蓄冷装置１１０は、例えばエチレングリコール−水系の蓄冷剤を貯蔵した蓄冷槽からなる。その他の構成は第２実施形態と同一である。

熱媒体閉回路５２を循環する熱媒体に余剰冷熱が生じた場合、熱媒体閉回路５２を循環する窒素ガスを蓄冷槽１１０内に導入し、蓄冷装置１１０に貯蔵された蓄冷剤を冷却することで、冷熱を蓄積できる。これによって、窒素ガスが保有する冷熱量を調整でき、運転条件に過不足ない冷熱量に調整できる。また、蓄冷装置１１０が保有する冷熱を状況に応じて放出し、例えば再液化装置２８の駆動用など、他の用途に有効利用できる。さらに、蓄冷装置１１０を冷熱回収熱交換器５４の直下流側の熱媒体閉回路５２に設けたことで、冷熱回収熱交換器５４で高圧ＬＮＧから受け取った冷熱を蓄冷装置１１０に蓄積しやすいという利点がある。

なお、本実施形態では、蓄熱装置１１０が冷熱回収熱交換器５４と再液化装置２８との間の熱媒体閉回路５２に設けられているが、蓄冷装置１１０の配置位置は、特にこの位置に限定されない。

（実施形態７）
次に、本発明の第７実施形態を図１１により説明する。本実施形態では、冷熱回収熱交換器５４と再液化装置２８との間の熱媒体閉回路５２から分岐し、ブロア５６の上流側の冷熱回収熱交換器５４に接続されたバイパス流路１２０が設けられている。そして、バイパス流路１２０に蓄冷装置１２２が設けられている。蓄冷装置１２２は前記第６実施形態の蓄冷装置１１０と同一構成を有している。また、蓄冷装置１２２の下流側で、バイパス流路１２０から分岐して、再液化装置２８の上流側で熱媒体閉回路５２に接続された分岐路１２４が設けられている。熱媒体閉回路５２、バイパス流路１２０及び分岐路１２４には、夫々図示の位置に流量調整弁１２６，１２８及び１２９が設けられている。その他の構成は第２実施形態と同一である。

熱媒体閉回路５２を循環する窒素ガスに余剰冷熱が生じたときは、流量調整弁１２６及び１２８を操作し、窒素ガスの一部をバイパス流路１２０に導入する。バイパス流路１２０に導入された窒素ガスから蓄冷装置１２２で余剰冷熱を蓄積する。
本実施形態によれば、バイパス流路１２０を設けたことで、蓄冷装置１２２に導入する窒素ガス量の調整が容易になる。そのため、蓄冷装置１２２に蓄積する冷熱量の調整が容易になる。蓄冷装置１２２で蓄積した冷熱は、必要に応じてバイパス流路１２０を介して熱媒体閉回路５２に戻すことができる。また、流量調整弁１２９を開放することで、蓄積した冷熱を再液化装置２８に直接供給することもできる。

（実施形態８）
次に、本発明の第８実施形態を図１２により説明する。本実施形態は、図１０に示す第６実施形態の変形例である。図１２において、熱媒体閉回路５２を循環する窒素ガスを加温する加温熱交換器１３０を設けている。加温熱交換器１３０には、例えば、主燃焼機関１０から排出される排気や海水等の熱媒体が流れる熱媒体流路１３２が接続されている。これらの熱媒体が窒素ガスと熱交換して窒素ガスを加温する。その他の構成は、図１０に示す第６実施形態と同一である。

熱媒体閉回路５２を循環する窒素ガスが必要以上に余剰冷熱を保有した場合などに、加温熱交換器１３０で窒素ガスを加温し、強制的に余剰冷熱を消費させることができる。即ち、加温熱交換器１３０による窒素ガスの加温と、蓄冷装置１１０による蓄冷とで、熱媒体閉回路５２を循環する窒素ガスの保有冷熱量をバランスさせることができる。さらには、主燃焼機関１０の給気として導入される外気の温度や、加温熱交換器１３０の熱媒体として用いられる海水の温度等に基づき、窒素ガスの保有冷熱を利用する機器類、例えば、再液化装置２８、冷熱発電装置７０、水冷却熱交換器５８及び冷却ジャケット６４の作動を制御することで、主燃焼機関１０や冷熱発電装置７０の運転の最適化を達成できる。

前記各実施形態において、熱媒体閉回路５２を循環する窒素ガスは、過給機３０の入口給気温度を設定範囲内に維持するため、高圧ＬＮＧの流量変化に対応して次のような制御が可能である。主燃焼機関１０の出力を低下させる場合には、ブースタポンプ２２から供給される高圧ＬＮＧの流量が低下するように制御され、同時に、窒素ガスの循環流量も低下させる。一方、主燃焼機関１０の出力を増加させる場合には、ブースタポンプ２２から供給される高圧ＬＮＧの流量が増加するように制御され、同時に、窒素ガスの循環流量も増加させる。即ち、冷熱源となる高圧ＬＮＧの流量変化（冷熱量変動）に対応して、窒素ガスの循環量がバランスするように制御する。

また、過給機３０の入口給気温度が設定値より低下した場合、空気冷却熱交換器６２に対して、低温の窒素ガスが過剰供給されていることを意味する。そこで、再液化装置２８のような第１の冷熱消費源で多くの冷熱量が消費されるように制御することで、空気冷却熱交換器６２に供給される窒素ガスの温度を上昇させる。また、熱媒体閉回路５２にバイパス流路を設けて空気冷却熱交換器６２に供給する窒素ガス量を低減する。あるいは、ブロア５６の運転を制御して窒素ガスの循環流量を低下させる。これらの制御で、過給機３０の入口給気温度の最適化が可能になる。冷熱回収熱交換器５４をバイパスする窒素ガス流路を設けてバイパス量を調整すれば、熱媒体閉回路５２を循環する窒素ガスの温度を調整できる。

また、過給機３０の入口給気温度が設定値より上昇した場合には、空気冷却熱交換器６２に供給される窒素ガス量が少ないか、あるいは窒素ガス温度が高い状況にあることを意味する。そこで、過給機３０の入口給気温度が設定値より低下した場合と逆の制御をすることで、過給機３０の入口給気温度の最適化が可能になる。

本発明によれば、低温液化燃料が保有する冷熱の利用効率を高めることで、低温液化燃料を燃料とする燃焼機関の熱効率向上を可能にでき、かつ省エネを達成できる。

１０ 主燃焼機関
１２ ＬＮＧタンク
１４ サブマージドポンプ
１６、２０、２４ 供給路
１８ サクションドラム
２２ ブースタポンプ
２６ ＢＯＧ循環路
２８ 再液化装置
３０ 過給機
３２ タービン
３４ 圧縮機
３６ 過給機駆動発電機
３８、４４、８０、８９、９６ 排気路
４０ 給気導入路
４２ 圧縮給気路
５０ 冷熱回収装置
５２ 熱媒体閉回路
５４ 冷熱回収熱交換器
５６ ブロア
５８ 水冷却熱交換器
６０ 冷却水閉回路
６０ａ 増設路
６２ 空気冷却熱交換器
６４，１００ 冷却ジャケット
６６，１０４ 水ポンプ
７０、７２ 冷熱発電装置
７００，７３０ 発電機
７０２，７２２ タービン
７０４ 圧縮機
７０６ 出力軸
７０８，７２０ 冷媒循環路
７１０，７１２，７１４，７２６，７２８ 熱交換器
７２４ ポンプ
８２ 再熱器
８４ 加熱源導入路
８６ 排気タービン
８８ 排気タービン駆動発電機
９０ 蒸気タービン
９２ 蒸気タービン駆動発電機
１０２ 冷却水循環路
１１０，１２２ 蓄冷装置
１２０ バイパス流路
１２４ 分岐路
１２６，１２８，１２９ 流量調整弁
１３０ 加温熱交換器
１３２ 熱媒体流路
ＦＳ 燃料供給系統

Claims (11)

1. 低温液化燃料を貯留する低温液化燃料タンクと、
   低温液化燃料を気化させて得られる燃料ガスを燃料として動力を発生させる燃焼機関と、
   該燃焼機関から排出される排気で駆動されるタービン部、及び該タービン部と連動し、圧縮空気を前記燃焼機関に送るコンプレッサ部からなる過給機と、
   前記燃焼機関のシリンダ内に前記燃料ガスを供給する低温液化燃料供給系統に設けられ、前記低温液化燃料タンクから導入した前記低温液化燃料を昇圧させるブースタポンプと、
   熱媒体閉回路を循環して流れる熱媒体と前記ブースタポンプで昇圧された高圧低温液化燃料とを熱交換させ、前記熱媒体を冷却する冷熱回収熱交換器と、
   前記低温液化燃料タンクの気相部に接続されたボイルオフガス循環路に設けられ、前記冷熱回収熱交換器で冷却された熱媒体の冷熱を用い、前記ボイルオフガス循環路を循環して流れるボイルオフガスを再液化させる再液化部と、
   前記再液化部でボイルオフガスの再液化に供された後の熱媒体が保有する冷熱、及び前記燃焼機関自体又は該燃焼機関から排出される排気が保有する熱を用いて冷熱発電を行う冷熱発電部と、
   前記再液化部でボイルオフガスの再液化に供された後の熱媒体が保有する冷熱で、前記過給機のコンプレッサ部に導入される前記燃焼機関の給気又は該コンプレッサ部で加圧した後の該給気を冷却する給気冷却熱交換機構とを備えていることを特徴とする低温液化燃料の冷熱利用装置。
2. 前記空気冷却熱交換機構が、
   冷却水が循環して流れる冷却水閉回路と、
   前記冷熱発電部で冷熱発電を行った後の熱媒体が保有する冷熱で、前記冷却水を冷却する水冷却熱交換器と、
   前記水冷却熱交換器で冷却された冷却水を用い、前記過給機のコンプレッサ部に導入される空気又は該コンプレッサ部で加圧後の空気を冷却する空気冷却熱交換器とで構成され、
   前記冷却水閉回路が前記燃焼機関に導設され、前記空気冷却熱交換器で前記給気を冷却した冷却水を用いて、前記燃焼機関の高温部位を冷却するように構成したことを特徴とする請求項１に記載の低温液化燃料の冷熱利用装置。
3. 前記過給機の出力で駆動される過給機駆動発電機を備え、
   該過給機駆動発電機で得た電力を補助動力として前記再液化部に供給すると共に、
   前記過給機のタービン部から排出される排気の保有熱を用いて、前記冷熱発電部で冷熱発電を行うことを特徴とする請求項１又は２に記載の低温液化燃料の冷熱利用装置。
4. 前記過給機のタービン部から排出される排気で駆動される排気タービンと、
   該排気タービンから排出される排気を再加熱する再熱器と、
   該排気タービンの出力軸と連結された排気タービン駆動発電機とを備え、
   前記排気タービン駆動発電機で得た電力を補助電力として前記再液化部に供給すると共に、前記排気タービンから排出される排気の保有熱を用いて、前記冷熱発電部で冷熱発電を行うことを特徴とする請求項３に記載の低温液化燃料の冷熱利用装置。
5. 前記燃焼機関の排気で駆動する蒸気タービンと、
   該蒸気タービンの出力軸と連結された蒸気タービン駆動発電機とを備え、
   前記蒸気タービンから排出される排気の保有熱を用いて、前記冷熱発電部で冷熱発電を行うことを特徴とする請求項１又は２に記載の低温液化燃料の冷熱利用装置。
6. 前記冷却水閉回路を前記冷熱発電部まで導設し、
   前記燃焼機関の高温部位を冷却した後の前記冷却水の保有熱を用いて、前記冷熱発電部で冷熱発電を行うことを特徴とする請求項２に記載の低温液化燃料の冷熱利用装置。
7. 前記過給機のコンプレッサ部の高温部位及び前記冷熱発電部に導設された冷却水循環路を備え、
   前記コンプレッサ部を冷却した後の冷却水の保有熱を用いて、前記冷熱発電部で冷熱発電を行うことを特徴とする請求項１又は２に記載の低温液化燃料の冷熱利用装置。
8. 前記熱媒体閉回路又は前記熱媒体閉回路から分岐したバイパス流路に蓄冷装置を備えていることを特徴とする請求項１又は２に記載の低温液化燃料の冷熱利用装置。
9. 前記熱媒体閉回路に設けられ、該熱媒体閉回路を循環して流れる熱媒体の余剰冷熱を回収する加温熱交換器を備え、
   前記蓄冷装置の蓄熱量及び前記加温熱交換器の熱交換量を調整し、前記熱媒体閉回路の保有冷熱量を調整することを特徴とする請求項８に記載の低温液化燃料の冷熱利用装置。
10. 前記冷熱発電部は、ブレイトンサイクル又はランキンサイクルを形成する熱機関で構成されていることを特徴とする請求項１に記載の低温液化燃料の冷熱利用装置。
11. 前記冷熱発電部は、２段ブレイトンサイクルを形成する熱機関で構成され、
    前記空気冷却熱交換機構は、前記冷熱発電部で冷熱発電を行った後の前記熱媒体で、前記過給機のコンプレッサ部に導入される空気又は該コンプレッサ部で加圧した後の空気を冷却するものであることを特徴とする請求項１０に記載の低温液化燃料の冷熱利用装置。

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