JP7490787B2 - 船舶の液化ガス再気化システム及び液化ガス再気化方法 - Google Patents

Description

本発明は、液化ガスを再気化させる際に廃棄される冷熱を回収して発電させることで、エネルギー効率を高めた、船舶の液化ガス再気化システム及び液化ガス再気化方法に関する。

ＬＮＧ－ＲＶ（LNG Regasification Vessel）などのＬＮＧ再気化船舶やＬＮＧ－ＦＳＲＵ（Floating Storage and Regasification Unit）などの浮遊式の海上構造物（以下、「ＬＮＧ再気化船舶」という。）は、海上でＬＮＧ（Liquefied Natural Gas）を再気化させた天然ガスを、陸上のガス需要先に供給することを目的とする船舶である。

このようなＬＮＧ再気化船舶には、ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧ貯蔵タンクと、ＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵されるＬＮＧを再気化させて、陸上の需要先に供給する再気化設備とが設置される。そして、再気化設備で気化された天然ガスは、配管を通じて陸上の需要先に供給される。

ＬＮＧ再気化船舶の再気化設備は、ＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵されるＬＮＧを、需要先で要求される圧力まで加圧する高圧ポンプと、高圧ポンプで加圧された高圧ＬＮＧを天然ガスに気化させる気化器とを備える。

気化器でＬＮＧを気化させる熱源としては、供給が容易な海水が主に使用される。

海水を熱源として使用するＬＮＧ再気化システムには、気化器で海水とＬＮＧとを直接熱交換させて、ＬＮＧを気化させる直接熱交換方式と、海水とは別の熱媒体（heating medium）と海水との熱交換により熱媒体を加熱し、加熱された熱媒体とＬＮＧとを熱交換させて、ＬＮＧを気化させる間接熱交換方式とがある。

直接熱交換方式は、海水の熱エネルギーがＬＮＧに直接伝達されるため、熱伝達効率に優れるという利点があるが、熱交換器内で海水が凍結するという不具合が発生する。

間接熱交換方式は、熱交換器内で海水が凍結するという不具合を回避できるが、熱媒体との熱交換が追加されるため、直接熱交換方式と比較して熱交換効率が低下するという欠点がある。

また、ＬＮＧを直接熱交換または間接熱交換する際、ＬＮＧの冷熱を回収した低温の海水は、海上に排出される。すなわち、ＬＮＧを再気化させる過程で、海水により回収されたＬＮＧの冷熱は、海上にそのまま廃棄される。

一般的に、天然ガスは生産地で、極低温で液化された液化天然ガス（ＬＮＧ；Liquefied Natural Gas）の状態で製造され、ＬＮＧ運搬船によって目的地に遠距離輸送される。ＬＮＧは、天然ガスを標準圧力で約－１６３℃の極低温に冷却して得られる液体であり、気体状態の天然ガスよりもその体積が約１／６００に減少するため、海上を通じた遠距離輸送に非常に適している。

天然ガスを液化してＬＮＧを製造する過程で、多くのエネルギーが必要であり、ＬＮＧは１ｋｇ当たり２００ｋｃａｌの冷熱エネルギーを有している。

すなわち、ＬＮＧを再気化する過程で海水によって回収されるＬＮＧの冷熱が、海上にそのまま廃棄されている。

以上より、本発明は、液化ガスの再気化過程で廃棄される冷熱を回収して発電させることで、エネルギー効率を向上させることができ、液化ガスを気化させてガス需要先に安定的に供給できる、船舶の液化ガス再気化システム及び液化ガス再気化方法を提供する。

上述した目的を達成するため、本発明の実施形態では、液化ガスを第１熱媒体と熱交換させて気化させる気化器と、前記気化器からガス需要先に移送される再気化ガスを、第２熱媒体との熱交換により前記ガス需要先で要求される温度に加熱するトリムヒーター（trim heater）と、前記第１熱媒体が循環する第１循環部と、前記第２熱媒体が循環する第２循環部を備え、前記第１循環部は、前記気化器に供給される第１熱媒体を熱源との熱交換により気化させる第１熱交換器と、前記第１熱交換器で気化させた第１熱媒体を膨張させて発電するエキスパンダ式発電機とを備え、前記第２循環部は、前記トリムヒーターに供給される第２熱媒体を熱源との熱交換により加熱する第２熱交換器を備えた、船舶の液化ガス再気化システムが提供される。

好ましくは、前記熱源は、海水及び蒸気のうち少なくとも１つである。

好ましくは、前記第１熱交換器及び前記第２熱交換器の熱源として使用される海水を吸入して供給する海水ポンプをさらに備え、前記海水ポンプ、第１熱交換器及び前記第２熱交換器は、前記船舶の甲板より下部に設けられ、前記気化器及び前記トリムヒーターは、前記船舶の上甲板より上部に設けられる。

好ましくは、前記第１熱媒体は、前記第１循環部を循環することで相変化を伴う冷媒であって、火災及び爆発の危険がない自然冷媒、ＨＦＯ系冷媒及びＨＦＣ系冷媒から選択される、単一冷媒または混合冷媒である。

好ましくは、前記第２熱媒体はグリコールウォーターである。

好ましくは、前記第１熱交換器で気化された第１熱媒体がエキスパンダ式発電機に供給されるように接続される第１熱媒体ラインから、前記エキスパンダ式発電機の上流で分岐し、前記エキスパンダ式発電機に供給される第１熱媒体が前記エキスパンダ式発電機を迂回して蒸発器に供給されるように接続される第１分岐ラインをさらに備える。

好ましくは、前記液化ガスを前記ガス需要先で要求される圧力に加圧して気化器に供給する高圧ポンプと、前記高圧ポンプから気化器に供給される液化ガスの流量を調節する第１バルブとをさらに備える。

好ましくは、前記トリムヒーターから前記ガス需要先に供給される天然ガスの温度を測定する第１温度測定部と、前記トリムヒーターから前記ガス需要先に供給される天然ガスの圧力を測定する第１圧力測定部と、前記トリムヒーターから前記ガス需要先に供給される天然ガスの流量を測定する第１流量測定部と、前記第１温度測定部で測定された温度測定値、前記第１圧力測定部で測定された圧力測定値及び前記第１流量測定部で測定された流量測定値のうち、少なくとも１つ以上の測定値に基づいて、前記第１バルブの開度量を調節することで、前記液化ガスの再気化量を調節する第１制御部とをさらに備える。

好ましくは、前記トリムヒーターから排出され、熱交換により冷却された第２熱媒体の温度を測定する第２温度測定部と、前記第２温度測定部で測定された温度測定値に基づいて、前記第１バルブの開度量を調節することで、前記液化ガスの再気化量を調節する第１制御部とをさらに備える。

好ましくは、前記トリムヒーターから前記ガス需要先に供給される天然ガスの温度を測定する第１温度測定部と、前記トリムヒーターから排出され、熱交換により冷却された第２熱媒体の温度を測定する第２温度測定部とを備え、前記トリムヒーターから前記ガス需要先に供給される天然ガスの圧力を測定する第１圧力測定部及び前記トリムヒーターから前記ガス需要先に供給される天然ガスの流量を測定する第１流量測定部のうち、少なくとも１つ以上をさらに備え、前記第１温度測定部で測定される温度測定値を一定範囲で維持するために調節が必要な第１バルブの開度量と、前記第２温度測定部で測定される温度測定値を一定範囲で維持するために調節が必要な第１バルブの開度量と、前記第１圧力測定部及び第１流量測定部のうち少なくとも１つ以上の測定値を一定範囲で維持するために調節が必要な第１バルブの開度量の中から、最小値を選択し、前記第１バルブの開度量を調節する第１制御部を備える。

好ましくは、前記気化器で液化ガスを気化させることで凝縮された第１熱媒体を収容するレシーバーと、前記第１熱媒体が気化器に供給される第１熱媒体ラインから前記気化器の上流で分岐し、前記第１熱媒体が前記気化器を迂回して前記レシーバーに供給されるように接続される第２分岐ラインと、前記レシーバー内の圧力を測定する第２圧力測定部と、前記第２圧力測定部で測定された圧力測定値に基づいて、前記第２分岐ラインに設けられる第２バルブの開度量を調節する第２制御部とを備える。

好ましくは、前記気化器で液化ガスを気化させることで凝縮された第１熱媒体を収容するレシーバーと、前記第１熱媒体が気化器に供給される第１熱媒体ラインから前記気化器の上流で分岐し、前記第１熱媒体が前記気化器を迂回して前記レシーバーに供給されるように接続される第２分岐ラインと、前記気化器からトリムヒーターに供給される再気化ガスの温度を測定する第３温度制御部と、前記第３温度制御部で測定された温度測定値に基づいて、前記第２分岐ラインに設けられる第２バルブの開度量を調節する第２制御部とを備える。

好ましくは、前記気化器で液化ガスを気化させることで凝縮された第１熱媒体を収容するレシーバーと、前記第１熱媒体が気化器に供給される第１熱媒体ラインから前記気化器の上流で分岐し、前記第１熱媒体が前記気化器を迂回して前記レシーバーに供給されるように接続される第２分岐ラインと、前記第２分岐ラインに設けられて開度量が調節される第２バルブと、前記レシーバー内の圧力を測定する第２圧力測定部と、前記気化器からトリムヒーターに供給される再気化ガスの温度を測定する第３温度制御部と、前記第２圧力測定部で測定された圧力測定値を一定範囲で維持するために調節が必要な第２バルブの開度量、前記第３温度制御部で測定された温度測定値を一定範囲で維持するために調節が必要な第２バルブの開度量のうち、小さい値を選択して前記第２バルブの開度量を調節する第２制御部とを備える。

上述した目的を達成するため、本発明の他の実施形態では、液化ガスを第１熱媒体との熱交換により気化させて、前記気化させた再気化ガスを第２熱媒体との熱交換によりガス需要先で要求される温度に加熱して、前記第１熱媒体を、熱源との熱交換により気化させて、気化させた第１熱媒体を膨張させることで発電させた後に、前記液化ガスと熱交換させる第１循環部を循環させて、前記第２熱媒体を、前記熱源との熱交換により加熱された後に、前記再気化ガスと熱交換させる第２循環部を循環させる、船舶における液化ガス再気化方法が提供される。

好ましくは、前記第１熱媒体及び前記第２熱媒体を加熱するための熱源は、海水及び蒸気のうち少なくとも１つであり、前記第１熱媒体は、前記第１循環部を循環することで相変化を伴う冷媒であって、火災及び爆発の危険がない自然冷媒、ＨＦＯ系冷媒及びＨＦＣ系冷媒から選択される、単一冷媒または混合冷媒であり、前記第２熱媒体はグリコールウォーターである。

好ましくは、前記気化器で気化させた液化ガスを、ガス需要先で要求される圧力に加圧して前記第１熱媒体と熱交換させ、前記第２熱媒体との熱交換により加熱されて、ガス需要先に供給される再気化ガスの圧力、温度及び流量のうち、少なくとも１つ以上を測定し、測定した測定値に基づいて前記第１熱媒体と熱交換させる液化ガスの流量を制御する。

好ましくは、前記気化器で気化させた液化ガスを、ガス需要先で要求される圧力に加圧して前記第１熱媒体と熱交換させ、前記再気化ガスが加熱されることで冷却された第２熱媒体の温度を測定し、測定した測定値に基づいて前記第１熱媒体と熱交換させる液化ガスの流量を制御する。

好ましくは、前記液化ガスを気化させることで凝縮された第１熱媒体をレシーバーに貯蔵した後に、前記熱源と熱交換させて前記気化器に再供給し、前記レシーバー内の圧力を測定した圧力測定値と、前記第２熱媒体と熱交換させる再気化ガスの温度を測定した温度測定値のうち、少なくとも１つ以上の測定値に基づいて、前記液化ガスと熱交換させずにレシーバーに供給する第１熱媒体の流量を制御する。

本発明の船舶の液化ガス再気化システム及び液化ガス再気化方法は、廃棄される液化ガスの冷熱を回収して発電させることで、システム全体のエネルギー効率を向上させることができる。その結果、電力を生産するための燃料消費量を低減させ、温室効果ガスの排出量を削減することができる。

また、気化器で第１熱媒体の熱容量が不足する場合でも、トリムヒーターを使用して再気化ガスを最小送出温度以上に加熱し、需要先に安定的に供給することができる。

また、トリムヒーターを使用することで、再気化システムの起動初期に第１熱媒体ループサイクルの液化ガスの供給量と第１熱媒体の供給量との間で、熱バランスが取れないことに因る液化ガスが十分に気化できないという問題を防止し、システムを安定的に運転することができる。

また、甲板の下部で海水との熱交換により加熱された第１熱媒体及び第２熱媒体を、上甲板上の気化器に供給することで、海水を吸入する海水ポンプの必要水頭が低下し、動力消費を低減することができる。

本発明の実施形態に係る船舶の液化ガス再気化システムを簡略的に示す構成図である。 図１に示す液化ガス再気化システムの一部構成及び温度制御手段を簡略的に示す構成図である。 本発明の実施形態のトリムヒーターで第１熱媒体（すなわち、冷媒）を熱源として使用した場合のＱ－Ｔ（熱量－温度）線図を示すグラフである。 本発明の実施形態のトリムヒーターで第２熱媒体（すなわち、グリコールウォーター）を熱源として使用した場合のＱ－Ｔ線図を示すグラフである。

本発明の動作上の利点及び本発明の実施形態により達成される目的を理解するため、本発明の実施形態を例示する添付図面及び添付図面に記載された内容を参照する。

以下、添付した図面を参照して、本発明の実施形態及び作用の詳細について説明する。以下、各図面の構成要素に付した参照符号については、同一の構成要素は、他の図面上に表示されるものも、可能な限り同一の符号で表記する。また、下記の実施形態は、様々な他の形態に変更することができる。本発明の範囲は、下記の実施形態に限定されるものではない。

後述する本発明の実施形態では、液化ガスは、ガスを低温で液化させて輸送される液化ガスであり、例えば、ＬＮＧ（Liquefied Natural Gas）、ＬＥＧ（Liquefied Ethane Gas）、ＬＰＧ（Liquefied Petroleum Gas）、液化エチレンガス（Liquefied Ethylene Gas）、液化プロピレンガス（Liquefied Propylene Gas）などの液化石油化学ガスである。また、液化二酸化炭素、液化水素、液化アンモニアなどの液体ガスでもよい。後述する本発明の実施形態では、代表的な液化ガスであるＬＮＧを適用する場合を例に説明する。

また、後述する本発明の実施形態では、本実施形態のＬＮＧ再気化システムを、船舶に適用する場合を例に説明するが、陸上でも適用することができる。

また、本発明の実施形態のＬＮＧ再気化船舶は、ＬＮＧを再気化させてガス需要先に供給するＬＮＧ再気化設備が設置される全種類の船舶、すなわち、ＬＮＧ－ＲＶ（Regasification Vessel）などの自己推進能力を有する船舶やＬＮＧ－ＦＳＲＵ（Floating Storage Regasification Unit）のように海上に浮遊している海上構造物である。後述する本発明の実施形態では、ＬＮＧ－ＦＳＲＵを例に説明する。

また、本発明の実施形態のＬＮＧ再気化船舶は、ＬＮＧを海上で再気化させ、再気化ガス（Regas）を、配管網を通じて陸上のガス需要先に供給する。

以下、図１乃至図４を参照して、本発明の実施形態に係る船舶の液化ガス再気化システム及び液化ガス再気化方法を説明する。

本実施形態のＬＮＧ再気化船舶は、ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧ貯蔵タンク（図示省略）と、ＬＮＧ貯蔵タンクで生成された蒸発ガス（ＢＯＧ；Boil-Off Gas、ボイルオフガス）を処理する蒸発ガス処理部（図示省略）と、ＬＮＧ貯蔵タンクにＬＮＧを積載するか、またはＬＮＧ貯蔵タンクで貯蔵されたＬＮＧを荷下ろしするバンカーリング部（図示省略）と、ＬＮＧ貯蔵タンクで貯蔵されるＬＮＧを気化させて陸上のガス需要先（jetty）に送る再気化システムとを備える。

本実施形態のＬＮＧ再気化の船舶は、ＬＮＧ貯蔵タンクのＬＮＧの積載・荷下ろし工程と、ＬＮＧの再気化工程とを同時に行うことができる。

また、複数のＬＮＧ貯蔵タンクを設置することができ、ＬＮＧは約－１６１℃、約１．１ｂａｒでＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵される。ＬＮＧは大気圧よりも高い蒸気圧を有し、沸点が約－１６３℃であるため、ＬＮＧを船舶で運用するには、安全に貯蔵する必要がある。したがって、本実施形態のＬＮＧ貯蔵タンクは、ＬＮＧの貯蔵、温度維持及び気密機能が必要であり、そのために外部からの熱流入を遮断して、ＬＮＧを極低温で維持できるように断熱材と付属設備とを備えて構成される。また、超低温でも耐えられる特殊な材質で作製される。

蒸発ガス処理部は、ＬＮＧ貯蔵タンクにＬＮＧを積載（loading）する際に発生する蒸発ガス及びＬＮＧ貯蔵タンクで貯蔵されるＬＮＧが自然気化して生成される蒸発ガスを処理する。

また、蒸発ガス処理部は、ＬＮＧ貯蔵タンクから排出された蒸発ガスを、エンジンで要求される圧力に圧縮して、エンジンの燃料として供給する低圧圧縮機（low duty compressor）（図示省略）を備える。また、低圧圧縮機で圧縮された蒸発ガスをエンジンで要求される温度に加熱する燃料加熱器（図示省略）をさらに備える。

本実施形態では、エンジンは、蒸発ガスを燃料として使用して発電する低圧エンジン、例えばＤＦＤＥ（Dual Fuel Diesel Electric）エンジンである。

また、蒸発ガス処理部は、低圧圧縮機で圧縮された蒸発ガスを、ＬＮＧと混合して凝縮させる凝縮器（図示せず）をさらに備える。

凝縮器で凝縮された蒸発ガス（すなわち、ＬＮＧ）は、ＬＮＧ貯蔵タンクに回収されるか、または、後述する再気化システムの高圧ポンプ（１１０）に供給される。凝縮器に供給されるＬＮＧは、ＬＮＧ貯蔵タンクから高圧ポンプ（１１０）に供給されるＬＮＧ、または高圧ポンプ（１１０）で加圧されたＬＮＧである。

一方、凝縮器から高圧ポンプ（１１０）に供給されるＬＮＧの流量を調節することで、凝縮器をサクションドラムとして利用して、高圧ポンプ（１１０）の上流圧力を調節することもできる。

また、蒸発ガス処理部は、ＬＮＧ貯蔵タンクから排出された蒸発ガスを、ガス需要先で要求される圧力に圧縮し、再気化ガスと共にガス需要先に供給する高圧圧縮機（high pressure compressor）（図示せず）をさらに備える。

図１及び図２を参照して、本実施形態の船舶の液化ガス再気化システムは、ＬＮＧ貯蔵タンクで貯蔵されたＬＮＧを、ガス需要先で要求される圧力またはそれ以上の圧力に加圧する高圧ポンプ（１１０）と、高圧ポンプ（１１０）で加圧された高圧のＬＮＧを熱交換により気化させる気化器（１２０）と、気化器（１２０）で気化させた再気化ガス（すなわち、天然ガス）をガス需要先で要求される温度に調節し、または気化器（１２０）で気化されなかったＬＮＧを完全に気化させて、ガス需要先で要求される温度に加熱するトリムヒーター（１３０）とを備える。

また、本実施形態の船舶の液化ガス再気化システムは、気化器（１２０）でＬＮＧとの熱交換によりＬＮＧを気化させるための熱源としての第１熱媒体を循環させる第１循環部と、トリムヒーター（１３０）で天然ガスを加熱するための熱源としての第２熱媒体を循環させる第２循環部と、第１循環部を循環する第１熱媒体と第２循環部を循環する第２熱媒体とを加熱するための熱源としての海水を供給する海水ポンプ（４１０）とを備える。

また、ＬＮＧ貯蔵タンクには、貯蔵されるＬＮＧをＬＮＧ貯蔵タンクから排出して、高圧ポンプ（１１０）に供給する供給ポンプ（図示省略）が設けられる。供給ポンプは、ＬＮＧ貯蔵タンク内に設置されるインタンク式ポンプ、またはＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵されるＬＮＧに浸された状態で稼働できる半潜水型ポンプである。

本実施形態の高圧ポンプ（１１０）は、再気化させるＬＮＧをガス需要先で要求される再気化ガスの圧力に加圧して、気化器（１２０）に供給する。ガス需要先で要求される圧力は、各需要先（jetty）で異なるが、一般的には約５０ｂａｒ～１００ｂａｒ程度である。すなわち、本実施形態の高圧ポンプ（１１０）は、ＬＮＧを約５０ｂａｒ～１００ｂａｒ、または圧力損失などを考慮して、それより一定水準の高圧力に加圧する。

本実施形態の気化器（１２０）は、高圧ポンプ（１１０）により、ガス需要先で要求される再気化ガスの圧力に加圧された高圧のＬＮＧを、第１循環部を循環する第１熱媒体との熱交換により気化させて、気体状態または一部のみを気化させた気液混合状態とする。気化器（１２０）で気化される加圧されたＬＮＧの温度は、第１熱媒体及び／または海水の温度や流量などの熱源の状態によって変化する。

本実施形態の気化器（１２０）は、シェル・アンド・チューブ式熱交換器であることが好ましく、特に、チューブがシェルを一回だけ通過する１パスタイプのシェル・アンド・チューブ式熱交換器であることが好ましい。

本実施形態のトリムヒーター（１３０）は、気化器（１２０）で気化された再気化ガスを、ガス需要先で要求される温度に加熱して、ガス需要先に供給する。また、第１熱媒体の熱容量が不足し、気化器（１２０）で気化されずに残ったＬＮＧがある場合、トリムヒーター（１３０）によって、全量を気化させて、ガス需要先で要求される温度に加熱する。

本実施形態のトリムヒーター（１３０）は、シェル・アンド・チューブ式熱交換器器であることが好ましく、特に、チューブがシェルを２回通過する２パスタイプのシェル・アンド・チューブ式熱交換器であることが好ましい。

陸上のガス需要先では、通常、約０℃～１０℃、または８℃～１０℃の温度で、５０ｂａｒ～１００ｂａｒの圧力の再気化ガスを必要とする。このため、トリムヒーター（１３０）により、気化器（１２０）から陸上のガス需要先に供給される再気化ガスを、約０℃～１０℃に加熱して、ガス需要先に供給する。

本実施形態では、ＬＮＧ貯蔵タンクで貯蔵されるＬＮＧは、液化ガスライン（ＬＬ）を介して供給され、高圧ポンプ（１１０）で加圧された後、気化器（１２０）で気化され、トリムヒーター（１３０）で加熱されて、ガス需要先に移送される。

本実施形態の第１循環部は、第１熱媒体を循環させる第１ポンプ（２１０）と、第１ポンプ（２１０）で加圧された第１熱媒体を気化させる第１熱交換器（２２０）と、第１熱交換器（２２０）で気化させた第１熱媒体を膨張させて、第１熱媒体の膨張仕事を電力に変換して発電するエキスパンダ式発電機（２３０）と、気化器（１２０）でＬＮＧとの熱交換により凝縮させた第１熱媒体を貯蔵するレシーバー（２４０）とを備える。

第１熱媒体は、第１熱媒体ライン（ＲＬ）を介して供給されることで、第１ポンプ（２１０）で加圧され、第１熱交換器（２２０）で気化され、エキスパンダ式発電機（２３０）で膨張された後、気化器（１２０）で凝縮され、レシーバー（２４０）を経て、第１ポンプ（２１０）へ循環するように形成されたループサイクルである第１循環部を循環する。

本実施形態の第１熱交換器（２２０）は、海水ポンプ（４１０）で吸入されて、第１海水ライン（ＳＬ１）を介して、第１熱交換器（２２０）に供給される海水との熱交換により、第１熱媒体を気化させる。

第１熱交換器（２２０）は、第１熱媒体を気化させることで海水が冷却され、冷却された海水は、第１海水ライン（ＳＬ１）を介して第１熱交換器（２２０）から排出される。

本実施形態では、第１熱交換器（２２０）の第１熱媒体を気化させる熱源として、海水を使用するものを例に説明するが、熱源は、船内の蒸気発生器（図示省略）で生産した蒸気を使用することもでき、また、海水と蒸気とを相互補完的に使用することもできる。

海水と蒸気とを相互補完的に使用するとは、例えば、第１熱交換器（２２０）として、海水、蒸気及び第１熱媒体を熱交換させる３流体式熱交換器を備えることを含む。また、海水と第１熱媒体とが熱交換する第１段熱交換器と、蒸気と第１熱媒体とが熱交換する第２段熱交換器とを直列に設置して、第１熱媒体を段階的に加熱してもよい。また、海水と第１熱媒体とが熱交換する第１段熱交換器と、蒸気と第１熱媒体とが熱交換する第２段熱交換器とを並列に設置して、第１熱交換器（２２０）での第１熱媒体の加熱温度を調節するようにしてもよい。また、蒸気との熱交換により海水を加熱する海水加熱器を追加設置し、海水加熱器で加熱された海水を第１熱交換器（２２０）に供給してもよい。

また、本実施形態の第１熱交換器（２２０）は、シェル・アンド・チューブ式熱交換器（shell and tube heat exchanger）またはプレート式熱交換器（plate heat exchanger）であることが好ましい。

第１熱交換器（２２０）で海水により気化または加熱された第１熱媒体を、エキスパンダ式発電機（expander-generator）（２３０）に供給して膨張させて、第１熱媒体の膨張仕事を電力に変換する。エキスパンダ式発電機（２３０）で発電された電力は、船内の電力需要先で使用される。

一方、本実施形態は、第１熱媒体ライン（ＲＬ）をエキスパンダ式発電機（２３０）の上流で分岐させて、第１熱交換器（２２０）で気化させた第１熱媒体がエキスパンダ式発電機（２３０）を迂回するように、すなわち、エキスパンダ式発電機（２３０）を経由せずに、第１熱交換器（２２０）から気化器（１２０）に直接供給されるように接続された、第１分岐ライン（ＲＬ１）を備える。

エキスパンダ式発電機（２３０）の故障などにより、エキスパンダ式発電機（２３０）を使用できない場合には、第１分岐ライン（ＲＬ１）を利用して、第１熱交換器（２２０）から第１分岐ライン（ＲＬ１）を介して気化器（１２０）に供給することで、陸上の需要先への天然ガス供給に影響が及ばないようにできる。

また、第１分岐ライン（ＲＬ１）は、エキスパンダ式発電機（２３０）のメンテナンス（maintenance）時に第１熱媒体を迂回させる目的や、気化器（１２０）の急激な再気化容量の増加によって第１熱媒体の循環流量が増加した時に、エキスパンダ式発電機（２３０）の入口側のバルブの反応速度の遅延による上流圧力を調節する目的で設けられる。

エキスパンダ式発電機（２３０）は、第１熱交換器（２２０）での海水との熱交換により気化または加熱された第１熱媒体を膨張させることで、第１熱媒体の圧力及び温度が低下する。

エキスパンダ式発電機（２３０）で膨張された第１熱媒体は、第１熱媒体ライン（ＲＬ）を介して気化器（１２０）に供給され、ＬＮＧとの熱交換により冷却または凝縮される。気化器（１２０）で冷却または凝縮された第１熱媒体は、第１熱媒体ライン（ＲＬ）を介してレシーバー（２４０）に移送される。

本実施形態のレシーバー（２４０）は、気化器（１２０）で凝縮された第１熱媒体が収集される圧力容器（pressure vessel）であり、第１循環部を循環する第１熱媒体の流量や圧力を制御するなど、緩衝タンクの役割も担う。レシーバー（２４０）は、後述する第２バルブ（ＲＶ）の制御によって、圧力を一定に維持することができる。

本実施形態の第１熱媒体は、第１循環部を循環することで、相変化を伴う物質または混合物から選択される。

すなわち、第１熱媒体は、第１熱交換器（２２０）で、海水との熱交換により気化され、エキスパンダ式発電機（２３０）で膨張された後、気化器（１２０）で凝縮される。

本実施形態の第１熱媒体は、基本的に火災や爆発の危険性がない自然冷媒、ＨＦＣ系（Hydrofluorocarbons）冷媒やＨＦＯ系（Hydrofluorolefin)冷媒を、単独でまたは混合して使用することができ、例えば、Ｒ－２３、Ｒ－３２、Ｒ－１３４ａ、Ｒ－４０７ｃ、Ｒ－４１０Ａなどを単独でまたは混合状態で適用することができる。

一方、エキスパンダ式発電機（２３０）で、第１熱媒体は等エントロピー過程で膨張し、この過程で第１熱媒体の温度は低下する。

例えば、第１熱交換器（２２０）で、気化または加熱されて排出される第１熱媒体が、１１℃、５ｂａｒＧであり、エキスパンダ式発電機（２３０）で２ｂａｒＧに膨張すると、第１熱媒体の温度は約－１０．５℃まで低下する。エキスパンダ式発電機（２３０）から排出される－１０．５℃の第１熱媒体を、気化器（１２０）にＬＮＧを気化させる熱源として供給する場合、気化器（１２０）から排出される天然ガスの最小温度条件（例えば８℃）を満たすことができない。

したがって、本実施形態は、気化器（１２０）からガス需要先に供給する天然ガスを、ガス需要先で要求される最低温度条件以上に加熱するためのトリムヒーター（１３０）をさらに備える。

以上のように、本実施形態では、エキスパンダ式発電機（２３０）の発電により、第１熱交換器（２２０）で気化させた第１熱媒体の温度が低下する。これにより、気化器（１２０）に供給される第１熱媒体の温度は、再気化ガスをガス需要先で要求される温度に加熱するために必要な温度よりも低くなる。このため、気化器（１２０）の下流に、トリムヒーター（１３０）を設けることで、このような問題を解決することができる。

本実施形態では、エキスパンダ式発電機（２３０）で、第１熱媒体によって発電させることで、上述した再気化船舶に設置される発電エンジンの負荷を下げ、燃料消費量を削減することができる。

本実施形態は、トリムヒーター（１３０）で天然ガスを加熱するための熱源としての第２熱媒体を、循環させる第２循環部をさらに備える。

トリムヒーター（１３０）では、第２循環部を循環する第２熱媒体と天然ガスとの熱交換により、天然ガスを最小温度条件、すなわち、ガス需要先で要求される温度またはそれ以上の温度に加熱し、第２熱媒体は天然ガスの冷熱を回収して冷却または凝縮される。

本実施形態の第２循環部は、第２熱媒体を循環させる第２ポンプ（３１０）と、第２熱媒体を加熱または気化させる第２熱交換器（３２０）と、トリムヒーター（１３０）で熱交換された後に排出される第２熱媒体を安定化させる膨張タンク（３３０）とを備える。

第２熱媒体は、第２熱媒体ライン（ＧＬ）を介して供給されることで、第２ポンプ（３１０）で加圧され、第２熱交換器（３２０）で気化または加熱された後、トリムヒーター（１３０）で冷却または凝縮され、膨張タンク（３３０）を経て、第２ポンプ（３１０）へ循環するように形成されたループサイクルである第２循環部を循環する。

本実施形態では、第２熱交換器（３２０）で第２熱媒体を加熱する熱源として、海水ポンプ（４１０）で吸入されて、第２海水ライン（ＳＬ２）を介して第２熱交換器（３２０）に供給される海水が使用される。

第２熱交換器（３２０）で第２熱媒体を気化または加熱することで、冷却された海水は、第２海水ライン（ＳＬ２）を介して外部に排出される。

また、本実施形態では、第２熱交換器（３２０）で第２熱媒体を気化または加熱する熱源として、海水を使用するものを例に説明するが、熱源は、船内の蒸気発生器で生産された蒸気を使用することもでき、また、上述した第１熱交換器（２２０）と同様に、海水と蒸気とを相互補完的に使用することもできる。

また、本実施形態の第２熱交換器（３２０）は、プレート式熱交換器（plate heat exchanger）であることが好ましい。

本実施形態の膨張タンク（３３０）は、第２熱交換器（３２０）での熱交換による第２熱媒体の温度変化に伴う体積膨張に対応するための緩衝器の役割も担う。

また、膨張タンク（３３０）は、第２熱媒体に混入した空気（air）などの異物を第２熱媒体から分離し、また、トリムヒーター（１３０）から天然ガスが漏出（leak）して、第２熱媒体にガスが流入した場合に、第２熱媒体に流入したガスを第２熱媒体から分離する。

本実施形態の第２熱媒体は、グリコールウォーター（glycol water）である。

エキスパンダ式発電機（２３０）では、第１熱交換器（２２０）で海水との熱交換により気化または加熱された第１熱媒体が膨張することで、第１熱媒体の圧力及び温度が低下する。

第１熱交換器（２２０）で熱源として使用される海水の温度が、ガス需要先の最小温度条件よりも十分に高い場合を除いて、第１熱媒体のエキスパンダ式発電機（２３０）での圧力変化過程での温度降下が非常に大きく、第１熱媒体の熱容量が小さいため、天然ガスを最小温度条件以上の温度に加熱することは困難となる。

そのため、本実施形態では、天然ガスを最小温度条件以上の温度に加熱（trim heating）するための中間熱媒体として第２熱媒体（すなわち、グリコールウォーター）が使用される。

一般的に、高圧ポンプ（１１０）を利用して、ＬＮＧを最小圧力条件以上の圧力に加圧し、気化器（１２０）で最低温度条件以上の温度に気化及び加熱する必要がある。例えば、気化器（１２０）から排出される天然ガスの最低温度条件が８℃であれば、これを満たすために、気化器（１２０）に供給される第１熱媒体の温度は、最低温度条件の８℃より高い温度である必要がある。一般の熱交換器で加熱流体と被加熱流体との間の最小温度差が２～３℃であることを考慮すれば、気化器（１２０）に供給される第１熱媒体の温度は、約１１℃以上である必要がある。

また、本実施形態の第１熱媒体は、第１熱交換器（２２０）で海水との熱交換により加熱されるため、同様に一般の熱交換器の加熱流体と被加熱流体との間の最小温度差を考慮すると、第１熱交換器（２２０）に供給される海水の温度は、約１４℃以上ある必要がある。

しかし、第１熱交換器（２２０）で第１熱媒体が１１℃に加熱されたとしても、上述したように、エキスパンダ式発電機（２３０）での発電により、第１熱媒体の温度は－１０．５℃まで低下する場合がある。

したがって、本実施形態では、トリムヒーター（１３０）を用いて、気化器（１２０）で気化させた天然ガスを、ガス需要先の最低温度条件、すなわち、天然ガスの最終送出温度に加熱する。

もし、第１熱交換器（２２０）からエキスパンダ式発電機（２３０）に供給される第１熱媒体の一部を分岐させて、トリムヒーター（１３０）で天然ガスを加熱するための熱媒体として使用すると、海水の温度が十分に高く、第１熱交換器（２２０）で熱交換される第１熱媒体と海水との温度差が最小水準以上より高い場合を除き、トリムヒーター（１３０）での熱交換性能が不十分となり、天然ガスを最終送出温度に加熱することができないという問題が発生する。

ここで、図３を参照して、第１熱媒体の低い熱容量と相変化によりトリムヒーター（１３０）の内部でピンチポイントが決定されるため、トリムヒーター（１３０）の設計は容易ではない。したがって、この設計上の困難を、第２熱媒体を使用することにより解決し、再気化ガスを安定的に加熱することができる。

本実施形態では、第１熱交換器（２２０）で海水との熱交換により第１熱媒体（すなわち、冷媒）は、気化器（１２０）の熱源としてのみ使用され、第２熱交換器（３２０）で海水との熱交換により加熱された第２熱媒体（すなわち、グリコールウォーター）をトリムヒーター（１３０）の熱源として供給し、ピンチポイントがトリムヒーター（１３０）の内部で発生しないようにすることで（図４参照）、十分な熱交換性能を確保し、天然ガスを最終送出温度に安定的に加熱することができる。

また、再気化システムを初期起動する際、ＬＮＧが気化器（１２０）に供給されなければ、第１熱媒体が気化器（１２０）で凝縮されず、第１熱媒体を循環させることができないため、ＬＮＧと第１熱媒体との供給のバランスを良好に維持させて、気化器（１２０）の負荷を増加させる必要がある。しかし、これでは、運転上、多くの困難を引き起こす。

本実施形態では、トリムヒーター（１３０）で天然ガスを加熱するための第２熱媒体として、グリコールウォーターを用いることで、再気化システムを初期起動する際、ＬＮＧ供給量と第１熱媒体との熱バランスが取れない状態で、ＬＮＧが気化器（１２０）に流入することが防止され、安定した運転が可能になる。

また、本実施形態では、図１及び図２に示すように、海水ポンプ（４１０）、第１熱交換器（２２０）及び第２熱交換器（３２０）は、甲板より下部の機械室（machinery space）に配置され、気化器（１２０）及びトリムヒーター（１３０）は、上甲板（upper deck）上に配置される。

甲板の下部に設置される海水ポンプ（４１０）を利用して吸入された海水を、上甲板上に配置される気化器（１２０）及びトリムヒーター（１３０）に直接供給する場合、すなわち、海水とＬＮＧとを直接熱交換させる場合には、海水ポンプ（４１０）の動力消費が過度に大きくなる。

本実施形態では、第１循環部を設けて甲板の下部の機械室に配置される第１熱交換器（２２０）で、海水ポンプ（４１０）により吸入された海水と第１熱媒体とを熱交換させて、海水により加熱された第１熱媒体を用いて気化器（１２０）でＬＮＧを気化させる。そして、第２循環部を設けて甲板の下部の機械室に配置される第２熱交換器（３２０）で、海水と第２熱媒体とを熱交換させて、海水により加熱された第２熱媒体を用いてトリムヒーター（１３０）で天然ガスを加熱する。これにより、海水ポンプ（４１０）の必要水頭が低くなり、動力消費が小さくなる。

このとき、第１熱媒体及び／または第２熱媒体を循環させる第１ポンプ（２１０）及び／または第２ポンプ（３１０）の動力消費が追加されるが、海水と比較してその循環量が多くないため、全体の動力消費を低減できる。

このような動力低減効果は、海水をＬＮＧと直接熱交換させてＬＮＧを再気化させる場合と比較して、グリコールウォーターを利用してＬＮＧを海水と間接熱交換させて再気化させる場合には約３０％程であり、本実施形態のように第１循環部と第２循環部との両方を使用した場合には約４５％程に達する。

次に、図２を参照して、本実施形態の再気化システムの温度制御方法について説明する。図２では、制御方法を説明するための制御手段をさらに図示して簡潔にするため、図１に示す本実施形態の再気化システムの一部構成が省略されている。

図２を参照して、本実施形態の再気化システムは、レシーバー（２４０）内の圧力を測定する第２圧力測定部（ＰＴ２）と、第１熱媒体ライン（ＲＬ）から気化器（１２０）の上流で分岐してレシーバー（２４０）に接続される第２分岐ライン（ＲＬ２）とをさらに備える。また、第２分岐ライン（ＲＬ２）には、第２バルブ（ＲＶ）が設けられている。

また、第２圧力測定部（ＰＴ２）の圧力測定値に基づいて、エキスパンダ式発電機（２３０）及び／または第１熱交換器（２２０）から気化器（１２０）に供給される第１熱媒体のうち、気化器（１２０）を迂回してレシーバー（２４０）に供給される第１熱媒体の流量を調節する第２バルブ（ＲＶ）を制御する第２圧力制御部（ＰＩＣ２）をさらに備える。

また、第２バルブ（ＲＶ）を、気化器（１２０）からトリムヒーター（１３０）に供給される天然ガスの温度を測定する第３温度制御部（ＴＩＣ３）の温度測定値に基づいて制御することもできる。

第２制御部（ＬＳ２）は、第２圧力制御部（ＰＩＣ２）から送信される第２分岐ライン（ＲＬ２）に分岐させる第１熱媒体の流量と、第３温度制御部（ＴＩＣ３）から送信される気化器（１２０）からトリムヒーター（１３０）に供給される天然ガスの温度を維持するために第２分岐ライン（ＲＬ２）に分岐させる第１熱媒体の流量を全て参照して、第２バルブ（ＲＶ）の開度量を制御する。

本実施形態の第２制御部（ＬＳ２）は、第２圧力制御部（ＰＩＣ２）と第３温度制御部（ＴＩＣ３）とから送信される第２分岐ライン（ＲＬ２）に分岐させる第１熱媒体の流量を制御するための第２バルブ（ＲＶ）の開度量のうち、小さい値を選択して第２バルブ（ＲＶ）を制御するローセレクタ（low selector）を備える。

例えば、第２圧力測定部（ＰＴ２）で測定したレシーバー（２４０）の圧力測定値が、設定値よりも低い場合、第２圧力制御部（ＰＩＣ２）は第２バルブ（ＲＶ）の開度量を増加させて、気化器（１２０）を迂回してレシーバー（２４０）に供給される第１熱媒体の流量を増加させるように、第２制御部（ＬＳ２）に信号を送信する。

また、第３温度制御部（ＴＩＣ３）は、気化器（１２０）からトリムヒーター（１３０）に供給される天然ガスの温度が、設定値よりも低い場合、第２バルブ（ＲＶ）の開度量を減少させて、気化器（１２０）を迂回する第１熱媒体の流量を減少させるように、第２制御部（ＬＳ２）に信号を送信する。

このとき、第２制御部（ＬＳ２）は、第２圧力制御部（ＰＩＣ２）から送信された第２バルブ（ＲＶ）の開度量と第３温度制御部（ＴＩＣ３）から送信された第２バルブ（ＲＶ）の開度量とを参照し、より小さい値の開度量を選択して第２バルブ（ＲＶ）を制御する。すなわち、気化器（１２０）を迂回する第１熱媒体の流量が最小になるように制御する。

また、本実施形態の再気化システムは、トリムヒーター（１３０）からガス需要先に供給される天然ガスの温度を測定する第１温度測定部（ＴＴ１）と、トリムヒーター（１３０）からガス需要先に供給される天然ガスの圧力を測定する第１圧力測定部（ＰＴ１）と、トリムヒーター（１３０）からガス需要先に供給される天然ガスの流量を測定する第１流量測定部（ＦＴ１）とを備える。

また、本実施形態の再気化システムは、第１温度測定部（ＴＴ１）で測定した温度測定値に基づいて、トリムヒーター（１３０）からガス需要先に供給される天然ガスの温度を一定に維持する第１温度制御部（ＴＩＣ１）と、第１温度測定部（ＴＴ１）、第１圧力測定部（ＰＴ１）及び第１流量測定部（ＦＴ１）の測定値に基づいて、トリムヒーター（１３０）からガス需要先に供給される天然ガスの流量を調節する第１流量制御部（ＦＩＣ１）とをさらに備える。

また、本実施形態の再気化システムは、トリムヒーター（１３０）から排出される第２熱媒体の温度を測定する第２温度測定部（ＴＴ２）と、第２温度測定部（ＴＴ２）の温度測定値に基づいてトリムヒーター（１３０）から排出される第２熱媒体の温度を一定に維持する第２温度制御部（ＴＩＣ２）とをさらに備える。

また、本実施形態の再気化システムは、高圧ポンプ（１１０）から気化器（１２０）に供給されるＬＮＧが流れる液化ガスライン（ＬＬ）に設けられる第１バルブ（ＬＶ）をさらに備える。

第１制御部（ＬＳ１）は、第１温度制御部（ＴＩＣ１）の伝送値と、第２温度制御部（ＴＩＣ２）の伝送値と、第１流量制御部（ＦＩＣ１）の伝送値とを参照して、第１バルブ（ＬＶ）の開度量を調節する。

例えば、第１流量測定部（ＦＴ１）で測定した流量測定値が、ガス需要先で要求される値よりも小さい場合、第１制御部（ＬＳ１）は第１流量制御部（ＦＩＣ１）の信号に基づいて第１バルブ（ＬＶ）の開度量を増加させて、高圧ポンプ（１１０）から気化器（１２０）に供給されるＬＮＧの流量を増加させることで、必要な再気化量を満たすようにする。

また、例えば、第１温度測定部（ＴＴ１）で測定した温度測定値が、最小温度条件を満たさない場合は、第１制御部（ＬＳ１）が第１温度制御部（ＴＩＣ１）の信号に基づいて第１バルブ（ＬＶ）の開度量を減少させて、高圧ポンプ（１１０）から気化器（１２０）に供給されるＬＮＧの流量を減少させることで、必要な再気化温度を満たすようにする。

また、例えば、第２温度測定部（ＴＴ２）で測定した温度測定値が設定値に近づくと、第１制御部（ＬＳ１）は第２温度制御部（ＴＩＣ）の信号に基づいて第１バルブ（ＬＶ）の開度量を減少させて、高圧ポンプ（１１０）から気化器（１２０）に供給されるＬＮＧの流量を減少させることで、第２熱媒体のトリムヒーター（１３０）の出口温度が最小温度以上の温度で維持される。

本実施形態の第１制御部（ＬＳ１）は、第１流量制御部（ＦＩＣ１）、第１温度制御部（ＴＩＣ１）及び第２温度制御部（ＴＩＣ２）の信号のうち、最小値を選択して、すなわち、第１バルブ（ＬＶ）の最小開度量を選択して、第１バルブ（ＬＶ）の開度を制御するローセレクタを備える。

上述したように、本発明によれば、液化ガスの再気化過程で廃棄される液化ガスの冷熱を回収し、発電させることでエネルギー効率を高め、電力を生産するための燃料消費量を減少させることができ、液化ガスの冷熱を回収して電力を追加生産することにより、気化器に供給される熱源の温度が低下しても再気化ガスの送出温度、圧力及び流量を要求値に合わせて維持することができる。

以上、本発明の実施形態を説明したが、上記実施形態以外にも、本発明は、その趣旨またはカテゴリを逸脱しない範囲で、他の特定の形態で具体的に実施できることは当該技術における通常の知識を有する者にとって自明である。したがって、上記実施例は、限定的なものではなく例示的なものであると解釈すべきである。それに応じて、本発明は、前述した説明に限定されず、添付した請求項の範囲とその均等範囲内で変更することができる。

１１０…高圧ポンプ、１２０…気化器、１３０…トリムヒーター、２１０…第１ポンプ、３１０…第２ポンプ、２２０…第１熱交換器、３２０…第２熱交換器、２３０…エキスパンダ式発電機、３３０…膨張タンク、２４０…レシーバー、４１０…海水ポンプ、ＬＬ…液化ガスライン、ＲＬ…第１熱媒体ライン、ＲＬ１…第１分岐ライン、ＲＬ２…第２分岐ライン、ＧＬ…第２熱媒体ライン、ＳＬ１…第１海水ライン、ＳＬ２…第２海水ライン、ＬＶ…第１バルブ、ＲＶ…第２バルブ、ＴＴ１…第１温度測定部、ＴＴ２…第２温度測定部、ＰＴ１…第２圧力測定部、ＰＴ２…第２圧力測定部、ＦＴ１…第１流量測定部、ＴＩＣ１…第１温度制御部、ＴＩＣ２…第２温度制御部、ＴＩＣ３…第３温度制御部、ＰＩＣ２…第２圧力制御部、ＦＩＣ１…第１流量制御部、ＬＳ１…第１制御部、ＬＳ２…第２制御部。

Claims (17)

1. 液化ガスを第１熱媒体と熱交換させて気化させる気化器；と、
   前記気化器からガス需要先に供給される再気化ガスを、第２熱媒体との熱交換により前記ガス需要先で要求される温度に加熱するトリムヒーター；と、
   前記第１熱媒体が循環する第１循環部；と、
   前記第２熱媒体が循環する第２循環部とを備え、
   前記第１循環部は、
   前記気化器に供給される第１熱媒体を熱源との熱交換により気化させる第１熱交換器；と、
   前記第１熱交換器で気化させた第１熱媒体を膨張させて発電するエキスパンダ式発電機とを備え、
   前記第２循環部は、
   前記トリムヒーターに供給される第２熱媒体を熱源との熱交換により加熱する第２熱交換器を備え、
   前記第１熱交換器で気化された第１熱媒体がエキスパンダ式発電機に供給されるように接続される第１熱媒体ラインから、前記エキスパンダ式発電機の上流で分岐し、前記エキスパンダ式発電機に供給される第１熱媒体が前記エキスパンダ式発電機を迂回して前記気化器に供給されるように接続される第１分岐ラインをさらに備える、船舶の液化ガス再気化システム。
2. 前記熱源は、海水及び蒸気のうち少なくとも１つであることを特徴とする、請求項１記載の船舶の液化ガス再気化システム。
3. 前記第１熱交換器及び前記第２熱交換器の熱源として使用される海水を吸入して供給する海水ポンプをさらに備え、
   前記海水ポンプ、前記第１熱交換器及び前記第２熱交換器は、前記船舶の甲板より下部に設けられ、
   前記気化器及び前記トリムヒーターは、前記船舶の上甲板より上部に設けられることを特徴とする、請求項１記載の船舶の液化ガス再気化システム。
4. 前記第１熱媒体は、前記第１循環部を循環することで相変化を伴う冷媒であって、
   火災及び爆発の危険がない自然冷媒、ＨＦＯ系冷媒及びＨＦＣ系冷媒から選択される、単一冷媒または混合冷媒であることを特徴とする、請求項１記載の船舶の液化ガス再気化システム。
5. 前記第２熱媒体はグリコールウォーターであることを特徴とする、請求項１記載の船舶の液化ガス再気化システム。
6. 前記液化ガスを、前記ガス需要先で要求される再気化ガスの圧力以上の圧力に加圧して、前記気化器に供給する高圧ポンプ；と、
   前記高圧ポンプから気化器に供給される液化ガスの流量を調節する第１バルブとをさらに備える、請求項１記載の船舶の液化ガス再気化システム。
7. 前記トリムヒーターから前記ガス需要先に供給される前記再気化ガスの温度を測定する第１温度測定部；と、
   前記トリムヒーターから前記ガス需要先に供給される前記再気化ガスの圧力を測定する第１圧力測定部；と、
   前記トリムヒーターから前記ガス需要先に供給される前記再気化ガスの流量を測定する第１流量測定部；と、
   前記第１温度測定部で測定された温度測定値、前記第１圧力測定部で測定された圧力測定値及び前記第１流量測定部で測定された流量測定値のうち、少なくとも１つ以上の測定値に基づいて、前記第１バルブの開度量を調節することで、前記液化ガスの再気化量を調節する第１制御部とをさらに備える、請求項６記載の船舶の液化ガス再気化システム。
8. 前記トリムヒーターから排出され、熱交換により冷却された第２熱媒体の温度を測定する第２温度測定部；と、
   前記第２温度測定部で測定された温度測定値に基づいて、前記第１バルブの開度量を調節することで、前記液化ガスの再気化量を調節する第１制御部とをさらに備える、請求項６記載の船舶の液化ガス再気化システム。
9. 前記トリムヒーターから前記ガス需要先に供給される前記再気化ガスの温度を測定する第１温度測定部；と、
   前記トリムヒーターから排出され、熱交換により冷却された第２熱媒体の温度を測定する第２温度測定部とを備え、
   前記トリムヒーターから前記ガス需要先に供給される前記再気化ガスの圧力を測定する第１圧力測定部；及び
   前記トリムヒーターから前記ガス需要先に供給される前記再気化ガスの流量を測定する第１流量測定部のうち、少なくとも１つ以上をさらに備え、
   前記第１温度測定部で測定される温度測定値を一定範囲で維持するために調節が必要な第１バルブの開度量と、前記第２温度測定部で測定される温度測定値を一定範囲で維持するために調節が必要な第１バルブの開度量と、前記第１圧力測定部及び第１流量測定部のうち少なくとも１つ以上の測定値を一定範囲で維持するために調節が必要な第１バルブの開度量の中から、最小値を選択し、前記第１バルブの開度量を調節する第１制御部を備える、請求項６記載の船舶の液化ガス再気化システム。
10. 前記気化器で液化ガスを気化させることで凝縮された第１熱媒体を収容するレシーバー；と、
    前記第１熱媒体が気化器に供給される第１熱媒体ラインから前記気化器の上流で分岐し、前記第１熱媒体が前記気化器を迂回して前記レシーバーに供給されるように接続される第２分岐ライン；と、
    前記レシーバー内の圧力を測定する第２圧力測定部；と、
    前記第２圧力測定部で測定された圧力測定値に基づいて、前記第２分岐ラインに設けられる第２バルブの開度量を調節する第２制御部とを備える、請求項１記載の船舶の液化ガス再気化システム。
11. 前記気化器で液化ガスを気化させることで凝縮された第１熱媒体を収容するレシーバー；と、
    前記第１熱媒体が気化器に供給される第１熱媒体ラインから前記気化器の上流で分岐し、前記第１熱媒体が前記気化器を迂回して前記レシーバーに供給されるように接続される第２分岐ライン；と、
    前記気化器からトリムヒーターに供給される再気化ガスの温度を測定する第３温度制御部；と、
    前記第３温度制御部で測定された温度測定値に基づいて、前記第２分岐ラインに設けられる第２バルブの開度量を調節する第２制御部とを備える、請求項１記載の船舶の液化ガス再気化システム。
12. 前記気化器で液化ガスを気化させることで凝縮された第１熱媒体を収容するレシーバー；と、
    前記第１熱媒体が気化器に供給される第１熱媒体ラインから前記気化器の上流で分岐し、前記第１熱媒体が前記気化器を迂回して前記レシーバーに供給されるように接続される第２分岐ライン；と、
    前記第２分岐ラインに設けられて開度量が調節される第２バルブ；と、
    前記レシーバー内の圧力を測定する第２圧力測定部；と、
    前記気化器からトリムヒーターに供給される再気化ガスの温度を測定する第３温度制御部；と、
    前記第２圧力測定部で測定された圧力測定値を一定範囲で維持するために調節が必要な第２バルブの開度量、前記第３温度制御部で測定された温度測定値を一定範囲で維持するために調節が必要な第２バルブの開度量のうち、小さい値を選択して前記第２バルブの開度量を調節する第２制御部とを備える、請求項１記載の船舶の液化ガス再気化システム。
13. 液化ガスを第１熱媒体との熱交換により気化させて、
    前記第１熱媒体との熱交換により気化させた再気化ガスを、第２熱媒体との熱交換によりガス需要先で要求される温度に加熱して、
    前記第１熱媒体を、
    熱源との熱交換により気化させて、気化させた第１熱媒体を膨張させることで発電した後に、前記液化ガスと熱交換させる第１循環部を循環させて、
    前記第２熱媒体を、
    前記熱源との熱交換により加熱された後に、前記再気化ガスと熱交換させる第２循環部を循環させる液化ガス再気化方法において、
    前記気化させた第１熱媒体の膨張による発電が不能である場合、または、前記液化ガスと前記第１熱媒体との熱交換で前記再気化ガスの再気化容量が増加することで前記第１熱媒体の循環流量が増加した場合には、気化させた第１熱媒体を膨張させずに、当該第１熱媒体が前記液化ガスと熱交換するように第１循環部を循環させる、液化ガス再気化方法。
14. 前記第１熱媒体及び前記第２熱媒体を加熱するための熱源は、海水及び蒸気のうち少なくとも１つであり、
    前記第１熱媒体は、前記第１循環部を循環することで相変化を伴う冷媒であって、火災及び爆発の危険がない自然冷媒、ＨＦＯ系冷媒及びＨＦＣ系冷媒から選択される、単一冷媒または混合冷媒であり、
    前記第２熱媒体はグリコールウォーターであることを特徴とする、請求項１３記載の液化ガス再気化方法。
15. 前記第１熱媒体との熱交換により気化させる前の液化ガスを、ガス需要先で要求される再気化ガスの圧力以上の圧力に加圧して前記第１熱媒体と熱交換させ、
    前記第２熱媒体との熱交換により加熱されて、ガス需要先に供給される再気化ガスの圧力、温度及び流量のうち、少なくとも１つ以上を測定し、測定した測定値に基づいて前記第１熱媒体と熱交換させる液化ガスの流量を制御する、請求項１３記載の液化ガス再気化方法。
16. 前記第１熱媒体との熱交換により気化させる前の液化ガスを、ガス需要先で要求される再気化ガスの圧力以上の圧力に加圧して前記第１熱媒体と熱交換させ、
    前記再気化ガスが加熱されることで冷却された第２熱媒体の温度を測定し、測定した測定値に基づいて前記第１熱媒体と熱交換させる液化ガスの流量を制御する、請求項１３記載の液化ガス再気化方法。
17. 前記液化ガスを気化させることで凝縮された第１熱媒体をレシーバーに貯蔵し、前記熱源と熱交換させた後、前記液化ガスを気化させるために前記液化ガスと再び熱交換させて、
    前記レシーバー内の圧力を測定した圧力測定値と、前記第２熱媒体と熱交換させる再気化ガスの温度を測定した温度測定値のうち、少なくとも１つ以上の測定値に基づいて、前記液化ガスと熱交換させずにレシーバーに供給する第１熱媒体の流量を制御する、請求項１３記載の液化ガス再気化方法。

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