(57)【要約】      （修正有）【課題】電気蒸気供給システムのための方法およびシステムを提供する。【解決手段】電気蒸気システム（１００）が、蒸発ガスのフローの第１の部分を受け取るように構成された発電機アセンブリ１０８を含む。酸化ユニット１０６が、蒸発ガスのフローの第２の部分を受け取るように構成され、第２の部分が、発電機１０８が処理できる蒸発ガスのフロー以外の余剰分であり、クロスオーバダクト１２８が、発電機アセンブリ１０８からの排ガスの第１のフローおよび酸化ユニット１０６からの排ガスの第２のフローを受け取り、第１および第２のフローを排熱回収ボイラ１１６の入口に向けるように構成される。【選択図】図１
2017061929.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
蒸発ガス（ＢＯＧ）のフローの第１の部分を受け取るように構成された発電機アセンブリ（１０８）と、
前記蒸発ガス（ＮＢＯＧ）の前記フローの第２の部分を受け取るように構成され、前記第２の部分が、前記発電機アセンブリ（１０８）の需用および前記発電機アセンブリ（１０８）の能力の少なくとも一方を超える前記ＢＯＧストリームの前記フローである、酸化ユニット（１０６）と、
前記発電機アセンブリ（１０８）からの排ガスの第１のフローおよび前記酸化ユニット（１０６）からの排ガスの第２のフローを受け取り、前記第１および第２のフローの少なくとも一方を排熱回収ボイラ（１１６）の入口（４０２）に向けるように構成されたクロスオーバダクト（１２８）と
を備える、電気蒸気システム（１００）。
【請求項２】
前記第１および第２のフローの少なくとも一方をそれぞれの切換弁（１２０、１３２）を使用して制御するように構成されたコントローラ（１２２、１３４）をさらに備える、請求項１に記載のシステム（１００）。
【請求項３】
前記排熱回収ボイラ（１１６）を通じた排ガスフローを促進するために、前記第２のフローの背圧を制御するように構成されたコントローラ（１２２、１３４）をさらに備える、請求項１に記載のシステム（１００）。
【請求項４】
前記電気蒸気システム（１００）が、浮遊船舶の船上に配置される、請求項１に記載のシステム（１００）。
【請求項５】
前記排熱回収ボイラ（１１６）が、前記船舶の蒸気タービン発電機アセンブリ（１３６）および加熱蒸気システム（１３８）に蒸気を供給するように構成される、請求項４に記載のシステム（１００）。
【請求項６】
前記電気蒸気システム（１００）が、ＬＮＧ運搬船の船上に配置される、請求項１に記載のシステム（１００）。
【請求項７】
前記発電機アセンブリ（１０８）および前記酸化ユニット（１０６）が、異なる複数の燃料を燃焼させるように構成される、請求項１に記載のシステム（１００）。
【請求項８】
液化天然ガス（ＬＮＧ）の貯蔵容量からの、発電機（１０８）に燃料供給するための蒸発ガス（ＢＯＧ）ストリームのフローの第１の部分を使用して電気エネルギーを発生させるステップと、
前記ＢＯＧストリームの前記フローの第２の部分を酸化させるステップであって、前記第２の部分が、前記発電機（１０８）の需用および前記発電機（１０８）の能力の少なくとも一方を超える前記ＢＯＧストリームの前記フローである、ステップと、
前記発電機アセンブリ（１０８）からの排ガスの第１のフローまたは酸化ユニット（１０６）からの排ガスの第２のフローをクロスオーバダクト（１２８）を通じて排熱回収ボイラ（１１６）の入口（４０２）に向けるステップと
を含む、発電システム（１００）を運転する方法。
【請求項９】
前記発電機アセンブリ（１０８）からの排ガスの第１のフローおよび前記酸化ユニット（１０６）からの排ガスの第２のフローをクロスオーバダクト（１２８）を通じて排熱回収ボイラ（１１６）の入口（４０２）に向けるステップが、前記第１および第２のフローの少なくとも一方を、前記クロスオーバダクト（１２８）の上流に配置されたそれぞれの切換弁（１２０、１３２）を使用して制御することを含む、請求項８に記載の方法。
【請求項１０】
前記発電機アセンブリ（１０８）からの排ガスの第１のフローまたは前記酸化ユニット（１０６）からの排ガスの第２のフローをクロスオーバダクト（１２８）を通じて排熱回収ボイラ（１１６）の入口（４０２）に向けるステップが、前記ＧＴＧ排気切換弁（１２０）のうちの少なくとも１つの位置および前記第２のフローの背圧を制御して、前記排熱回収ボイラ（１１６）を通じたＧＣＵ排ガスフローを促進させることを含む、請求項８に記載の方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
開示の分野は、概して複合サイクル発電プラントに関し、特に、排ガスエネルギーの取込みおよび利用のための方法およびシステムに関する。
【背景技術】
【０００２】
少なくとも一部の既知の液化天然ガス（ＬＮＧ）運搬船上の貯蔵タンクは、冷却されず、顕著な内圧に耐えるように設計されていない。したがって、貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧは、移動中に蒸発する。これは、自然蒸発ガス（ＮＢＯＧ）として知られている。ＮＢＯＧは、貯蔵タンク内で連続的に発生し、船舶の安全性を確保するために常に管理される必要がある。ＮＢＯＧは、船上での他の処理のための燃料源として利用することにより管理されることができ、また、大量に存在するときに、ガス燃焼ユニット（ＧＣＵ）内で酸化され（燃焼され）、発生した熱および排ガス生成物が船舶外の外界に発散される。本明細書で使用されるとき、蒸発ガス（ＢＯＧ）は、自然ＢＯＧ（ＮＢＯＧ）と強制ＢＯＧ（ＦＢＯＧ）の２つのガスフローを含む。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】米国特許出願公開２０１４／０２６０２５１号明細書
【発明の概要】
【０００４】
一態様では、ガスタービンベースの電気蒸気システムは、蒸発ガス（ＢＯＧ）のフローの第１の部分を受け取るように構成された発電機アセンブリと、蒸発ガス（ＢＯＧ）のフローの第２の部分を受け取るように構成され、第２の部分が、発電機アセンブリが処理できる蒸発ガス（ＢＯＧ）以外の余剰分である、酸化ユニットと、発電機アセンブリからの排ガスの第１のフローおよび酸化ユニットからの排ガスの第２のフローを受け取り、第１および第２のフローを排熱回収ボイラの入口に向けるように構成されたクロスオーバダクトとを含む。
【０００５】
別の態様では、発電システムを運転する方法は、液化天然ガス（ＬＮＧ）の貯蔵容量からの、発電機アセンブリに燃料供給するための蒸発ガス（ＢＯＧ）ストリームのフローの第１の部分を使用して電気エネルギーを発生させるステップと、ＢＯＧストリームのフローの第２の部分を酸化させるステップであって、第２の部分が、発電機アセンブリの需用を超えるかまたは発電機アセンブリの能力を超えるＢＯＧストリームのフローである、ステップとを含む。方法は、発電機アセンブリからの排ガスの第１のフローおよび酸化ユニットからの排ガスの第２のフローをクロスオーバダクトを通じて排熱回収ボイラの入口に向けるステップをさらに含む。
【０００６】
また別の態様では、船上電気蒸気システムは、電力供給される浮遊船舶（ｆｌｏａｔｉｎｇ  ｖｅｓｓｅｌ）と、電力供給される浮遊船舶から蒸発ガス（ＢＯＧ）のフローの第１の部分を受け取るように構成された発電機アセンブリとを含む。システムは、電力供給される浮遊船舶から蒸発ガス（ＢＯＧ）のフローの第２の部分を受け取るように構成され、第２の部分が、発電機アセンブリの需用を超えるかまたは発電機アセンブリの能力を超えるＢＯＧストリームのフローである、酸化ユニットも含む。システムは、発電機アセンブリからの排ガスの第１のフローおよび酸化ユニットからの排ガスの第２のフローを受け取り、第１および第２のフローを排熱回収ボイラの入口に向けるように構成されたクロスオーバダクトも含む。
【０００７】
本開示のこれらおよび他の特徴、態様、および利点は、図面を通して同様の文字が同様の部分を表している添付図面を参照して以下の詳細な説明が読まれるときに、より良く理解されるであろう。
【図面の簡単な説明】
【０００８】
【図１】ガスタービンベースの複合ガスタービン電気蒸気（ＣＯＧＥＳ）システムの概略図である。
【図２】図１に示す電気蒸気システムの主要機器の運転モードを例示する表である。
【図３】港湾配電システムおよび右舷側配電システムを含む、船上電気システムの概略図である。
【図４】図１に示す電気蒸気システムの概略単線結線図である。
【発明を実施するための形態】
【０００９】
特に示されない限り、本明細書で提供される図面は、この開示の実施形態の特徴を例示することを意図している。これらの特徴は、この開示の１つ以上の実施形態を含む広範な各種のシステムに適用可能であると考えられる。よって、図面は、本明細書に開示される実施形態の実践のために要求される、当業者にとって既知の全ての従来の特徴を含むことを意図していない。
【００１０】
以下の明細書および請求項では、多くの用語が参照されており、それらは、以下の意味を有するように定義されるべきである。
【００１１】
単数形「１つの（ａ）」、「１つの（ａｎ）」、および「その（ｔｈｅ）」は、文脈上別様の記述が明らかにない限り複数の参照を含む。
【００１２】
「随意な（ｏｐｔｉｏｎａｌ）」または「随意に（ｏｐｔｉｏｎａｌｌｙ）」は、その後に説明する事象もしくは状況が生じてもよく生じなくてもよいことを意味し、その説明は、事象が生じる事例および事象が生じない事例を含むことを意味する。
【００１３】
明細書および請求項を通して本明細書で使用する近似語は、関連する基本的な機能を変化させずに、変化を許容できる任意の量的表現を修飾するために適用され得る。したがって、「約（ａｂｏｕｔ）」、「ほぼ（ａｐｐｒｏｘｉｍａｔｅｌｙ）」、および「実質的に（ｓｕｂｓｔａｎｔｉａｌｌｙ）」等の１つまたは複数の用語により修飾される値は、指定する厳密な値に限定されない。少なくとも一部の事例では、近似語は、その値を測定するための計器の精度に対応し得る。ここで、ならびに明細書および請求項を通して、範囲の限定は、文脈上または文言上別様の記述がない限り、そのような範囲が特定され、その範囲に含まれる全ての副次的な範囲を含むように、組み合わされ、および／または相互交換されてもよい。
【００１４】
本明細書に記述する、電力供給されるかまたは電力供給されない浮遊船舶の船上に配置された船上電気蒸気システムの実施形態は、現在利用可能なものよりも費用対効果の高い、例えばＬＮＧキャリアの船上の機器構成を提供する。自然蒸発ガス（ＮＢＯＧ）が、ＬＮＧキャリアの運航の結果としての本質的に「フリー」な燃料源であり、従来の液体燃料よりもクリーンに燃焼し、ＮＢＯＧの使用が、ＬＮＧ輸送の経済性を向上させるとともにＬＮＧ運航の環境影響を軽減するため、ＮＢＯＧの追加の使用が望ましい。
【００１５】
ＬＮＧキャリアの電力および推進システムは、広範な定期的船舶運航を支援する。これらは、電力の需用、持続時間、および冗長性の要求を異にする。一般的な貨物荷渡サイクル中、船舶は、以下の基本運航を経験する。
【００１６】
貨物積込み：これは一般に１２時間の期間であり、ＬＮＧは陸上ターミナルのＬＮＧ貯蔵タンクから船舶の貨物タンクに移送される。低温を維持し空気を締め出すためにタンクがＬＮＧ貯残を収容しなかった場合、タンクのパージおよび冷却も要求され、貨物作業に必要とされる時間に加えられる。貨物積込み中、ＮＢＯＧは、一般に、発電プラントに燃料供給するために利用できない。各種の実施形態では、船舶タイプに応じて、一般的な電気負荷は２，５００ｋＷ〜６，０００ｋＷのオーダである。
【００１７】
港内での準備、燃料積込み、および船員の休憩：船舶は、保守活動、貯蔵品積込み、および液体燃料および潤滑油の補給を除いて、港内で待機する。電力レベルは、１，５００ｋＷ〜３，５００ｋＷに及び、船舶運航サイクル中最低である。
【００１８】
港内外への移動：船舶は、一般に１０または１２ノットの低速で航行し、港湾施設と海浮標または外洋との間を移動する。電力レベルは、３，０００ｋＷ〜１３，０００ｋＷと中位である。このとき、機器の最大冗長性が最も重要となる。港湾航路は、狭い場合があり、他の港湾交通の危険性は、連続的な電力供給を要求する。頻繁に、ＬＮＧキャリアは、これらの運航中にリスクを軽減するためにタグの併走を伴う。タグの併走に加えて、船舶は、方向転換、航路内での位置調整、および埠頭への移動および埠頭からの移動のためにタグを使用する。タグ運航中、推進電力が時折０．０ｋＷとなる場合がある。
【００１９】
外洋移動：荷受港の海浮標と荷渡港の海浮標との間の移動が、船上時の大半を費やす。一般に、船舶は、積荷航海時に設計速度（１９．５ノット）またはそれに近い速度で移動し、空荷航海時に平均速度（１５〜１７ノット）で移動する。船舶速度は、天候、波浪、経済性、およびスケジュールの配慮によって決まる。船舶は、一般に、最も経済的な速度で運航し、それは、発電プラントが全てのＮＢＯＧを消費し、強制気化ガス（ＦＢＯＧ）を要求しないときに生じる。最も経済的な速度は、貨物タンクのサイズ、タンクの蒸発速度および船体抵抗によって異なる。積荷航海時の平均速度は、一般に凡そ１８ノットである。外洋移動は、燃費が冗長性よりも重要となる航海部分である。交通量が比較的少なく、水深に関する問題がない。このため、船舶は、機器の故障から復旧するための時間を有する。船舶は、一般に２５，０００ｋＷと３０，０００ｋＷの間の最大電力要求も有する。所与の速度に要求される電力は、船舶の設計／排水量の関数である。ＬＮＧキャリアの場合、船舶サイズが船舶の貨物積載力により表現される。これらの値は、１７４，０００ｍ3クラスのＬＮＧキャリアの典型値である。大きな船舶ほど多くの電力を要求し、小さな船舶ほど少ない電力を要求する。発電プラントの観点における積荷航海と空荷航海の主要な違いは、燃料として利用可能な自然蒸発ガスの量である。積荷航海時、蒸発速度が０．０８体積％／日〜０．１５体積％／日に及ぶ。貨物タンクが空荷航海時に１０％未満まで充填されるため、自然蒸発ガス（ＮＢＯＧ）の流量は、積荷航海時に見られるフローの４０％〜４５％である。
【００２０】
貨物積降し：これは１２時間の期間であり、船舶は、その貨物を陸上ターミナルに移送する。貨物タンクが空気を含まず、ほぼ大気圧を保たねばならないため、ＬＮＧ貨物がターミナルに圧送されるときにタンクを充填するために、荷渡ターミナルまたは船舶により再ガス化されたＬＮＧが提供される。タンク圧制御が重要である。ある例示的な実施形態では、船舶サービス負荷および貨物ポンプを駆動するための電力レベルは、８，０００ｋＷのオーダである。実際には強制気化ガス（ＦＢＯＧ）である充填ガスを船舶が提供している場合、ＬＮＧを気化させるための加熱蒸気需用は、船舶用ポンプの減圧速度に応じて、８トン／時〜１０トン／時と輸送サイクル中最大である。これは、通常、船舶の補助ボイラにより満たされる。別の実施形態では、ガスタービン発電機は、船舶の電気需要を満たすために単一サイクルで使用され、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ１１６）に熱を供給するためにガス燃焼ユニット（ＧＣＵ）が運転され、同ユニットは、次いでその加熱蒸気需用を満たす。別の代替的な実施形態では、クラス規制により許容される場合、ＧＴＧおよびＧＣＵは運転され、各排気は、ＨＲＳＧに同時に向けられ、排気は、ＨＲＳＧ排気を通じて最終的に排出される。ＧＣＵは、ＮＢＯＧ、ＦＢＯＧ、または両方の組合せを燃焼させることができる。一部の実施形態では、全てのＢＯＧが燃料ガス圧縮器を通過する。他の実施形態では、ＮＢＯＧのみが圧縮器を通過する。ＦＢＯＧは、貨物タンクから外に圧送されるときに、液体状態に加圧され得る。ＦＢＯＧは、次いで、圧力下で気化され、ＮＢＯＧと混合される。
【００２１】
ヒールアウト航海：船舶は、検査および保守のために定期的に乾ドックに入らねばならない。船舶は、貨物をドックに運び込むことができない。結果として、ドック入り前の荷渡で、貨物タンクは、完全に減圧され、周辺温度まで暖められ、ガスが解放される。ドックへの航海およびドックから荷受港への航海は、しばしば「ヒールアウト」航海と称される。タンクに残された貨物の貯残はない。これらの航海は、非限定的に船舶用軽油（ＭＧＯ）などの液体燃料を使用して行われねばならない。
【００２２】
オペレータは、時々の状況および経済的に最も適切な電気蒸気システムの運転モードを選ぶ。オペレータは、運転モードを決定する際に幾つかの要因を考慮する。
【００２３】
船舶電力需用は、電気蒸気システムが単一サイクルモードまたは複合サイクルモードで運転するかを決定する。港内での待機、準備および燃料積込み期間を除けば、通常の運転は複合サイクルモードである。航行中、推進負荷が主要な電力需用となる。港内では、運航に応じて電気負荷が１，５００ｋＷ〜８，０００ｋＷで変わり得る。貨物積込みおよび積降しは、それぞれ〜６，０００ｋＷおよび〜８，０００ｋＷを要求し、船舶電力要求と利用可能な電力（運転中の発電機の総定格電力）が一致するときに電力および推進プラントが最も効率的に運転する。出力電力が定格点に接近すると、ガスタービン発電機（ＧＴＧ）の効率が高まる。ＧＴＧおよび複合電気蒸気システムは、一般にデューティサイクルの制限を避けるために十分な余裕を伴って「過大」となるディーゼルとは異なり、いかなるデューティサイクルの制限も受けずに定格負荷で運転することができる。しかし、断続的かつ周期動作する負荷または電力需用の想定外の増加による船舶電力需用の変動を容認するための余裕をもたらすために、利用可能な数パーセントの余剰電力が一般に維持される。電気蒸気システムの総熱効率が、定格電力の４０％超の負荷で４０％を超える。低電力運転が要求されるとき、蒸気サイクルは、より低いガスタービン効率をガスタービン定格の２５％〜３０％の電力レベルまで軽減する。ＧＴＧは、ＢＯＧまたは液体燃料のいずれかを燃焼させることができる二元燃料マシンである。ＧＣＵも二元燃料である。したがって、ＧＣＵは、ＧＴＧが使用不能であるときに、蒸気を発生させるための熱を提供するために使用可能である。
【００２４】
システム運転モードも、貨物タンクの状態に適応せねばならない。強制気化を伴わずに利用可能な燃料ガスの量は、使用される貨物格納システム、例えば、貨物タンクのサイズによって、積荷航海と空荷航海の間で異なる。電気蒸気システムは、蒸発ガスまたは液体燃料のいずれかで船舶の最大運転能力のどの範囲でも運転するような柔軟性を有する。ヒールアウト航海は、貨物航海と同じ速度で行うことができる。電気蒸気システムは、燃料の相対的な経済価値に基づいて燃料を選ぶ可能性をオペレータに与える。
【００２５】
排出条件が、より制約的となりつつあり、場所に応じて異なる。排出制御エリア（ＥＣＡ）では、電気蒸気システムは、気体燃料または液体燃料のいずれかで運転し、ＳＯXおよびＮＯXの低排出を維持することができる。ＳＯX排出は、ガスまたはＭＧＯなどの低硫黄燃料の使用を通じて制御される。ＮＯXを制御するために、ＧＴＧ１０８は、各種の燃料および運転状態で低ＮＯX運転を可能にする２つの燃焼器タイプを含む。乾式低エミッション（ＤＬＥ）燃焼器を伴って構成された電気蒸気システムが、液体燃料と気体燃料の両方を用いて全ての電力レベルで常に低排出モードで運転する。例えば単一環状燃焼器（ＳＡＣ）を伴って構成されるシステムが、低排出運転モードをオンおよびオフしてもよい。後者の場合、ＥＣＡでは、燃焼器温度を低下させることによりＮＯXの形成を抑制するために、注水が使用され得る。この運転モードは、水流量が燃料タイプ、電力レベルおよび温度によって異なるが、気体燃料と液体燃料の両方について機能する。非制御エリアでは、ガスタービンは、注水なしで運転する。この燃焼器は、航程のわずかな部分のみが排出制御エリアであるときに良好に機能する。注水をオン−オフする機能は、船舶の精製水を節約する。
【００２６】
操船状態または運航環境は、電力および推進プラントをどのように運転するかに影響を及ぼす。交通量の多いエリア、狭い航路およびスエズもしくはパナマなどの運河では、オペレータは、電力を喪失する余裕がなく、利用可能な電力と電力需用との大きなミスマッチとさえなるが、信頼性を高めるために２つの独立した電源を動作させることを選んでもよい。このような状況は、一般に低い電力要求を有する。この状況では、電気蒸気システムは、ＧＣＵが排ガスをＨＲＳＧにすぐに供給できる状態で、複合サイクルで運転する。代わりに、単一サイクルモードで運転するＨＲＳＧおよびＧＴＧへの熱源としてＧＣＵを並べ、２つの独立した電源を形成することができる。いかなる故障も、船舶が電力および舵効速度を維持することを可能にする。
【００２７】
電気蒸気システムの電力アイランドは、貨物タンク圧を制御するための別の手段をオペレータに与える。ＮＢＯＧがガスタービンエンジン、ディーゼルエンジンまたは他の発電機などの燃料ガスのための要求を超えるとき、余剰分は、通常、ガス燃焼ユニット（ＧＣＵ）に導かれる。タンク圧がタンク圧を所望のレベルに保つためのオペレータの行動を要求するレベルに到達する場合、電気蒸気システムは、航法条件／運航条件が許す場合に、速度を上げ下げする柔軟性をオペレータに与える。速度の変更は、貨物タンクからガスが引き出される速度を変化させ、よって、オペレータがＧＣＵの使用を制限することを可能にする。
【００２８】
船舶の配電システムの構成も、電気蒸気システムの運転モードの選択に影響を及ぼす。ＳＴＧおよびＧＴＧは、蒸気タービンのスロットル弁が大きく開放し、ＧＴＧが周波数を設定する状態で、スライディング圧力制御されてＨＲＳＧおよび蒸気タービンと並列で運転することができる。両方の発電機は、ＳＴＧが、可能な限りの負荷を取り、かつＧＴＧにより設定された速度および周波数を維持できる状態で、同じ負荷および負荷分散に遭遇する。同様に、負荷は、２つの電源に遭遇し、それらの電力がどこから来るか気づかない。
【００２９】
ＭＶＡＣバスタイブレーカが開放している場合、次いで、ＧＴＧおよびＳＴＧは、電気的な観点で独立して運転し、それぞれが、それ自体の速度／周波数を制御する。各発電機は、それ自体の負荷を有する。中電圧交流（ＭＶＡＣ）バスタイブレーカが開放しているときに負荷分散はない。ＳＴＧ１３６は、蒸気タービンのスロットル弁を使用してタービン速度を制御し、よって周波数を制御する。一実施形態では、各推進モータは、２つのモータドライブ（周波数変換器）により給電される。各モータは、ＧＴＧとＳＴＧの両方から電力を受け取る。このことは、スプリットプラント運転中に各シャフトに対して等しい電力を利用可能にする。
【００３０】
図１は、ガスタービンベースの複合ガスタービン電気蒸気システム１００の概略図である。ガスタービンベースとして例示するが、電気蒸気システム１００は、非限定的にディーゼルエンジンなどの他の発電技術をベースにしてもよい。例示的な実施形態では、電気蒸気システム１００は、液化天然ガス（ＬＮＧ）運搬船のための船上の電気および推進の需要を満たすように構成される。
【００３１】
電気蒸気システム１００は、１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンク１０４からＢＯＧを受け取るように構成されたオフガス（ＢＯＧ）圧縮器１０２を含む。圧縮されたＢＯＧは、二元燃料ガス燃焼ユニット（ＧＣＵ）１０６および二元燃料ガスタービンエンジン発電機ＧＴＧ１０８に向けられる。加えて、ＧＣＵ１０６は、「フリーフロー」または圧縮されていない蒸発ガスフローも燃焼させることができる。
【００３２】
電気蒸気システム１００は、非通常運転中の船上電気負荷を満たすように構成された起動用液体燃料ディーゼル発電機１１２にＭＧＯを向けるように構成された船舶用軽油（ＭＧＯ）システム１１０を含む。船舶用軽油（ＭＧＯ）システム１１０は、ＧＣＵ１０６およびＧＴＧ１０８にもＭＧＯを向けるように構成される。ＭＧＯとして記述するが、ＧＣＵ１０６およびＧＴＧ１０８への二元燃料供給の第２の燃料は、各種の他の燃料および燃料タイプであってもよい。
【００３３】
船上配電システム１１４に電力を直接供給することに加えて、ＧＴＧ１０８は、排気ダクト１１８を通じて排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）１１６に高温排気ストリームも供給する。排気ダクト１１８は、ＧＴＧ排気切換弁コントローラ１２２により制御されるＧＴＧ排気切換弁１２０を含む。ＧＴＧ排気切換弁１２０は、ＨＲＳＧ１１６へのＧＴＧ排気フローの量およびＨＲＳＧバイパス煙突１２６を通じた外界１２４へのＧＴＧ排気フローの量を調節するように構成される。ＧＴＧ排気は、クロスオーバダクト１２８を通じてＨＲＳＧ１１６に向けられる。特定の状態では、ＧＴＧ１０８は、ＬＮＧ貯蔵タンク１０４により発生したＮＢＯＧの全てを消費することができない。このような状態時には、ＧＣＵ１０６へのＮＢＯＧの代替経路が使用される。ＧＣＵ１０６は、ＮＢＯＧを酸化させて、ＧＣＵ煙突１３０を通じて外界１２４に向けられたり、ＧＣＵ排気切換弁１３２を通じてクロスオーバダクト１２８に向けられたりする高温のＧＣＵ排ガスのストリームを発生させ、同弁は、ＧＣＵ排気切換弁コントローラ１３４により制御される。したがって、ＨＲＳＧ１１６には、ＧＴＧ１０８および／またはＧＣＵ１０６からクロスオーバダクト１２８を通じて高温排ガスを供給することができ、高温排ガスの各ストリームは、それぞれの切換弁１２０および１３２により制御される。他の状態では、ＧＴＧ１０８および／またはＧＣＵ１０６を通じて処理されたＮＢＯＧを使用して発生可能であるよりも多くの蒸気を発生可能であることが望まれる場合がある。この場合、ＳＴＧ１３６がフル出力に到達し得るほどにはＮＢＯＧフローが十分となり得ない空荷航海時などに、ＧＣＵ１０６に燃料供給するためにＦＢＯＧが使用されてもよい。
【００３４】
切換弁１２０および１３２は、それぞれのコントローラ１２２および１３４により制御される。個別の単独型コントローラとして記述するが、コントローラ１２２および１３４は、単一のコントローラに統合されてもよく、より大きな発電プラント制御システムに組み入れられてもよい。切換弁１２０および１３２は、全ての運航状態でＧＣＵ１０６からＨＲＳＧ１１６への排ガスの安定かつ均衡なフローを確実にすべく、ＨＲＳＧ１１６に向けられたＧＣＵ排ガスが十分な背圧をもたらすことを確実にするように、それぞれのコントローラ１２２および１３４により制御される。
【００３５】
ＨＲＳＧ１１６は、ＧＴＧ１０８および／またはＧＣＵ１０６からクロスオーバダクト１２８を通じて供給された高温排ガスから蒸気を発生させるように構成される。発生した蒸気は、電力を発生させるように構成された蒸気タービン発電機（ＳＴＧ）１３６に向けられ、電力は、船上配電システム１１４に導かれる。ＳＴＧ１３６により減少した蒸気の第１の部分が、１つ以上の船上蒸気負荷１３８に向けられる。船舶加熱蒸気は、蒸気タービンの上流に位置する減圧弁から導き出されてもよく（凡そ８５％未満の蒸気フロー）、蒸気タービンから取られる抽出蒸気（減少した蒸気）から導き出されてもよい（電力＞８５％）。ＳＴＧ１３６により減少した蒸気の第２の部分が、凝縮器で凝縮され、凝縮システム（示されていない）および給水システム（示されていない）を通じて再資源化されＨＲＳＧ１１６に戻される。
【００３６】
運転中、電気蒸気システム１００は、少なくとも総電力需用、利用可能な運転機器、運転環境および電気プラント構成に基づく７つの基本運転モードを含む。７つの基本運転モードのそれぞれのサブモードは、異なる燃料供給（液体または気体）、排出条件、および電力を増加させるためのブラックスタート緊急ディーゼルの潜在的な使用を考慮する。
【００３７】
図２は、電気蒸気システム１００の主要機器（図１に示す）の運転モードを例示する表である。
【００３８】
基本運転モードは、以下の通りである。
【００３９】
プラント運転停止（モード０）：電気蒸気システム１００は運転を停止する。船舶電力は、補助ディーゼル発電機および／または船舶の緊急ディーゼル発電機から、または陸上電力から供給される。陸上電力および緊急ディーゼル発電機は、一般に緊急開閉装置に接続される。緊急開閉装置から直接給電されない負荷は、低電圧バスフィーダブレーカを通じて船舶サービス低電圧分配システムに電力を供給することにより満たされる。
【００４０】
ＧＴＧおよびＳＴＧ複合サイクル並列電気プラント運転（モード１）：このモードでは、船舶総電力需用が、定格電力の凡そ２５％（複合サイクル運転を持続するために要求される）を超える場合がある。他の実施形態では、船舶総電力需用は、１０％と低くてもよい。ＭＶＡＣバスタイブレーカは閉鎖される。ＧＴＧ１０８とＳＴＧ１３６の両方の発電機は、ＭＶＡＣバスタイブレーカを通じて共通負荷に繋がれる。ＧＴＧ１０８は、例えば等時性モードで運転し、船舶分配システムのための周波数を設定する。ＳＴＧ１３６の発電機は、ＧＴＧ１０８の発電機と並列して運転する。このモードでは、ＳＴＧ１３６の速度がＧＴＧ１０８により制御される。一実施形態では、ＨＲＳＧ１１６はスライディング圧力制御を使用する。ＳＴＧ１３６のスロットルが大きく開放され制御を行わず、ＳＴＧ１３６は、可能な限りの負荷を負い、依然としてＧＴＧ１０８との同期を保つ。ＧＴＧ１０８は、まず負荷の変化に応答する。新たな負荷は、次いで、ＧＴＧ排気特性の変化がＳＴＧ１３６にとって利用可能な蒸気を変化させるときに、ＧＴＧ１０８とＳＴＧ１３６の間で再分配し、最終的に新たな平衡負荷分配を確立する。他の実施形態では、ＨＲＳＧ１１６は設定値制御を使用する。
【００４１】
ＧＴＧおよびＳＴＧ複合サイクルスプリット電気プラント運転（モード２）：船舶総電力需用は、例えば、定格電力の凡そ２５％（複合サイクル運転を持続させるために要求される）を超える。ＭＶＡＣバスタイブレーカは開放される。各発電機は、電気プラントの一方の「側」を満たし、固有の負荷に遭遇する。負荷分散はない。結果として、各発電機は、それ自体の速度／周波数を制御するように運転する。ＳＴＧ１３６のスロットルは、タービンへの蒸気の流入を制御することに関与する。ガスタービン燃料計量弁はＧＴＧ出力を制御する。各タービンは、電気プラントのその「側」の負荷需用の過渡事象に応答する。電気負荷が発電機の定格に比例するように両側に分配されると仮定すると、利用可能な総電力は〜２８．５ＭＷである。ＳＴＧ出力は、ＧＴＧ出力により制限され得ない。
【００４２】
ＧＴＧ単一サイクル（モード３）：ＧＴＧ１０８は、船舶の全負荷を支える。中電圧交流（ＭＶＡＣ）バスタイブレーカは、電気プラントの一側のみが使用されるか、または、ブラックスタートディーゼルが他側に電力供給するために使用され得るかしない限り、一般に閉鎖される。ガスタービン排気をＨＲＳＧバイパス煙突に導いたり、ＨＲＳＧを通じて導いたりすることができる。後者の場合、蒸気プラント給電システムおよび凝縮器は、ＨＲＳＧが空になるように設計されていない限り、循環を維持し、蒸気プラントの高圧およびＨＲＳＧ熱交換器チューブの過熱を防止するためにオンラインでなければならない。ＧＴＧ１０８は等時性モードで運転する。
【００４３】
ＧＣＵ熱源を用いたＳＴＧボトミングサイクル（モード４）：ＳＴＧ１３６は、船舶の全負荷を支える。総電力は、〜８．５ＭＷに制限される。ＧＴＧ１０８はオフラインとなる。ＧＣＵ排気は、ＨＲＳＧにとっての熱源の役割を果たす。その排ガス温度を凡そガスタービン排ガス温度に制御することができる。ＳＴＧ１３６は等時性モードで運転する。これは、ＧＴＧ１０８が遮断するか使用不能であるときの一次バックアップモードである。
【００４４】
高冗長性スプリット電気プラント（モード５）：このモードは、切換弁の向きがガスタービン排気をＨＲＳＧバイパス煙突に導くことを除けば、ＧＴＧ１０８およびＳＴＧ１３６の複合サイクルスプリット電気プラント運転モードと同じである。ＧＣＵ切換弁は、蒸気発生熱源の役割を果たすようにＧＣＵ排気をＨＲＳＧに導く。ＭＶＡＣバスタイブレーカは開放される。ＧＴＧ１０８とＳＴＧ１３６の両方は、等時性モードで運転する。この運転モードは、船舶のための完全に独立した２つの電気プラントを提供する。いずれかの発電機に対する電力中断は、他の発電機に影響を及ぼさない。電気負荷が発電機の定格に比例するように両側に分配されると仮定すると、利用可能な総電力は〜２８．５ＭＷである。
【００４５】
高冗長性並列電気プラント運転（モード６）：ＭＶＡＣバスタイブレーカが閉鎖され、ＧＴＧがバス周波数を制御することを除けば、モード５と同じである。このことは、冗長性の高い運転構成で負荷分散を向上させる。
【００４６】
船員の休憩、準備または燃料積込みの最中に港内で遭遇する電力レベル（２．５〜３．０ＭＷ未満）では、船員は、ブラックスタート補助ディーゼル発電機を船舶の電源として使用する（モード０）ことを選ぶこともできる。以下の表は、基本運転モードおよびコンポーネント制御モードを総括する。
【００４７】
図３は、港湾配電システム３０２および右舷側配電システム３０４を含む、船上電気システム３００の概略図である。港湾配電システム３０２は、ガスタービンエンジン発電機（ＧＴＧ）３０６を含み、右舷側配電システム３０４は、ＧＴＧ３０６またはＧＣＵ１０６の排気ストリームから発生する蒸気により駆動される蒸気タービン発電機３０８を含む。補助ディーゼル発電機３１０が、それぞれのＭＶＡＣバス３１２または３１４を通じて港湾配電システム３０２または右舷側配電システム３０４の一方に直接結合されてもよく、昇圧変圧器３１６を通じてＭＶＡＣバス３１２または３１４に結合されてもよい。ＭＶＡＣバスは、１つ以上のＭＶＡＣバスタイブレーカ３１７および３１９を通じて電気的に結合可能である。推進モータ３１８および３２０が、それぞれの可変周波数ドライブ（ＶＦＤ）３２２および３２４により電力供給される。ＶＦＤ３２２および３２４が、それぞれのバス３１２および３１４からそれぞれの変圧器３２６および３２８を通じて給電される。
【００４８】
図４は、本発明の例示的な実施形態による電気蒸気システム１００の概略単線結線図である。例示的な実施形態では、蒸発ガスのフロー４００がＢＯＧ圧縮器１０２に向けられる。ＢＯＧ圧縮器１０２の排出がＧＣＵ１０６およびＧＴＧ１０８に向けられる。ＧＴＧ１０８は、圧縮されたＢＯＧを有用な電気エネルギーに変換する一方で、ＧＴＧ１０８により使用できない任意のＢＯＧは、規制対象ガスを制限するように制御された態様で酸化され、副生成物は、ＧＣＵ１０６により外界１２４に排出される。クロスオーバダクト１２８は、発電機アセンブリ、ＧＴＧ１０８からの排ガスの第１のフローおよび酸化ユニット１０６からの排ガスの第２のフローを受け取り、第１および第２のフローを排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）１１６の入口４０２に向けるように構成される。クロスオーバダクト１２８は、ＧＴＧ１０８からの排ガスフローおよびＧＣＵ１０６からの排ガスフローが選択的にＨＲＳＧ１１６に向けられることを可能にする。ＧＴＧ排気切換弁１２０およびＧＣＵ排気切換弁１３２に加えて、２つの他の弁が、クロスオーバダクト１２８と共にＨＲＳＧ１１６への排ガスフローを制御するために使用される。クロスオーバダクト遮断弁４０４が、ＧＣＵ１０６からＨＲＳＧ１１６に進入する排ガスを分離するように構成される。ＨＲＳＧ煙突バイパス弁４０６が、ＧＴＧ１０８からの排ガスをＨＲＳＧ１１６に進入させるよりも外界１２４にバイパスさせるように構成される。
【００４９】
本開示の各種の実施形態の具体的な特徴を一部の図面に示し、他の図面に示していない場合があるが、これは、便宜的な理由のみによる。本開示の原理に従えば、ある図面の任意の特徴は、他の任意の図面の任意の特徴と組み合わせて、参照され得および／または特許請求され得る。
【００５０】
この明細書は、ベストモードを含めて実施形態を開示するために、ならびに、任意の装置もしくはシステムの製作および使用、組み込まれた任意の方法の実施を含めて当業者が実施形態を実践することも可能にするために例を用いている。本開示の特許可能な範囲は、請求項により定義されており、当業者が思い付く他の例を含み得る。このような他の例は、請求項の文言から相違しない構成要素を有する場合、または、請求項の文言から実質的に相違しない均等な構成要素を含む場合、請求項の範囲内であることが意図される。
［実施態様１］
蒸発ガス（ＢＯＧ）のフローの第１の部分を受け取るように構成された発電機アセンブリ（１０８）と、
前記蒸発ガス（ＮＢＯＧ）の前記フローの第２の部分を受け取るように構成され、前記第２の部分が、前記発電機（１０８）の需用および前記発電機（１０８）の能力の少なくとも一方を超える前記ＢＯＧストリームの前記フローである、酸化ユニット（１０６）と、
前記発電機アセンブリ（１０８）からの排ガスの第１のフローおよび前記酸化ユニット（１０６）からの排ガスの第２のフローを受け取り、前記第１および第２のフローの少なくとも一方を排熱回収ボイラ（１１６）の入口（４０２）に向けるように構成されたクロスオーバダクト（１２８）と
を備える、電気蒸気システム（１００）。
［実施態様２］
前記第１および第２のフローの少なくとも一方をそれぞれの切換弁（１２０、１３２）を使用して制御するように構成されたコントローラ（１２２、１３４）をさらに備える、実施態様１に記載のシステム（１００）。
［実施態様３］
前記排熱回収ボイラ（１１６）を通じた排ガスフローを促進するために、前記第２のフローの背圧を制御するように構成されたコントローラ（１２２、１３４）をさらに備える、実施態様１に記載のシステム（１００）。
［実施態様４］
前記電気蒸気システム（１００）が、浮遊船舶の船上に配置される、実施態様１に記載のシステム（１００）。
［実施態様５］
前記排熱回収ボイラ（１１６）が、前記船舶の蒸気タービン発電機アセンブリ（１３６）および加熱蒸気システム（１３８）に蒸気を供給するように構成される、実施態様４に記載のシステム（１００）。
［実施態様６］
前記電気蒸気システム（１００）が、ＬＮＧ運搬船の船上に配置される、実施態様１に記載のシステム（１００）。
［実施態様７］
前記発電機アセンブリ（１０８）および前記酸化ユニット（１０６）が、異なる複数の燃料を燃焼させるように構成される、実施態様１に記載のシステム（１００）。
［実施態様８］
液化天然ガス（ＬＮＧ）の貯蔵容量からの、発電機（１０８）に燃料供給するための蒸発ガス（ＢＯＧ）ストリームのフローの第１の部分を使用して電気エネルギーを発生させるステップと、
前記ＢＯＧストリームの前記フローの第２の部分を酸化させるステップであって、前記第２の部分が、前記発電機（１０８）の需用および前記発電機（１０８）の能力の少なくとも一方を超える前記ＢＯＧストリームの前記フローである、ステップと、
前記発電機アセンブリ（１０８）からの排ガスの第１のフローまたは酸化ユニット（１０６）からの排ガスの第２のフローをクロスオーバダクト（１２８）を通じて排熱回収ボイラ（１１６）の入口（４０２）に向けるステップと
を含む、発電システム（１００）を運転する方法。
［実施態様９］
前記発電機アセンブリ（１０８）からの排ガスの第１のフローおよび前記酸化ユニット（１０６）からの排ガスの第２のフローをクロスオーバダクト（１２８）を通じて排熱回収ボイラ（１１６）の入口（４０２）に向けるステップが、前記第１および第２のフローの少なくとも一方を、前記クロスオーバダクト（１２８）の上流に配置されたそれぞれの切換弁（１２０、１３２）を使用して制御することを含む、実施態様８に記載の方法。
［実施態様１０］
前記発電機アセンブリ（１０８）からの排ガスの第１のフローまたは前記酸化ユニット（１０６）からの排ガスの第２のフローをクロスオーバダクト（１２８）を通じて排熱回収ボイラ（１１６）の入口（４０２）に向けるステップが、前記ＧＴＧ排気切換弁（１２０）のうちの少なくとも１つの位置および前記第２のフローの背圧を制御して、前記排熱回収ボイラ（１１６）を通じたＧＣＵ排ガスフローを促進させることを含む、実施態様８に記載の方法。
［実施態様１１］
浮遊船舶の船上に配置された前記発電システム（１００）を運転することをさらに含む、実施態様８に記載の方法。
［実施態様１２］
ＬＮＧ運搬船の船上に配置された前記発電システム（１００）を運転することをさらに含む、実施態様８に記載の方法。
［実施態様１３］
電気エネルギーを発生させるステップが、異なる複数の燃料を燃焼させる発電機アセンブリ（１０８）により電気エネルギーを発生させることを含み、酸化させるステップが、酸化ユニット（１０６）を使用する異なる複数の燃料を含む、実施態様８に記載の方法。
［実施態様１４］
前記排熱回収ボイラ（１１６）から蒸気タービン発電機アセンブリ（１３６）に蒸気を供給するステップをさらに含む、実施態様８に記載の方法。
［実施態様１５］
電力供給される浮遊船舶と、
前記電力供給される浮遊船舶から蒸発ガス（ＮＢＯＧ）のフローの第１の部分を受け取るように構成された発電機アセンブリ（１０８）と、
前記電力供給される浮遊船舶から前記蒸発ガス（ＮＢＯＧ）の前記フローの第２の部分を受け取るように構成され、前記第２の部分が、前記発電機（１０８）の需用および前記発電機（１０８）の能力の少なくとも一方を超える前記ＢＯＧストリームの前記フローである、酸化ユニット（１０６）と、
前記発電機アセンブリ（１０８）からの排ガスの第１のフローおよび前記酸化ユニット（１０６）からの排ガスの第２のフローを受け取り、前記第１および第２のフローを排熱回収ボイラ（１１６）の入口（４０２）に向けるように構成されたクロスオーバダクト（１２８）と
を備える、船上電気蒸気システム（１００）。
［実施態様１６］
前記第１および第２のフローの少なくとも一方をそれぞれの切換弁（１２０、１３２）を使用して制御するように構成されたコントローラ（１２２、１３４）をさらに備える、実施態様１５に記載のシステム（１００）。
［実施態様１７］
前記排熱回収ボイラ（１１６）を通じた排ガスフローを促進するために、前記第１および第２のフローの背圧を制御するように構成されたコントローラ（１２２、１３４）をさらに備える、実施態様１５に記載のシステム（１００）。
［実施態様１８］
前記電力供給される浮遊船舶がＬＮＧ運搬船に具現化される、実施態様１５に記載のシステム（１００）。
［実施態様１９］
前記発電機アセンブリ（１０８）および前記酸化ユニット（１０６）が、異なる複数の燃料を燃焼させるように構成される、実施態様１５に記載のシステム（１００）。
［実施態様２０］
前記排熱回収ボイラ（１１６）が、蒸気タービン発電機アセンブリ（１３６）に蒸気を供給するように構成される、実施態様１５に記載のシステム（１００）。
【符号の説明】
【００５１】
１００  複合ガスタービン電気蒸気システム
１０２  オフガス（ＢＯＧ）圧縮器
１０４  ＬＮＧ貯蔵タンク
１０６  ガス燃焼ユニット（ＧＣＵ）
１０８  ガスタービン発電機（ＧＴＧ）
１１０  船舶用軽油（ＭＧＯ）システム
１１２  起動用液体燃料ディーゼル発電機
１１４  船上配電システム
１１６  排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）
１１８  排気ダクト
１２０  ＧＴＧ排気切換弁
１２２  ＧＴＧ排気切換弁コントローラ
１２４  外界
１２６  ＨＲＳＧバイパス煙突
１２８  クロスオーバダクト
１３０  ＧＣＵ煙突
１３２  ＧＣＵ排気切換弁
１３４  ＧＣＵ排気切替弁コントローラ
１３６  蒸気タービン発電機（ＳＴＧ）
１３８  船上蒸気負荷
３００  船上電気システム
３０２  港湾配電システム
３０４  右舷側配電システム
３０６  ガスタービン発電機（ＧＴＧ）
３０８  蒸気タービン発電機
３１０  補助ディーゼル発電機
３１２、３１４  ＭＶＡＣバス
３１６  昇圧変圧器
３１７  ＭＶＡＣバスタイブレーカ
３１８  推進モータ
３１９  ＭＶＡＣバスタイブレーカ
３２０  推進モータ
３２２、３２４  可変周波数ドライブ（ＶＦＤ）
３２６  変圧器
４００  フロー
４０２  入口
４０４  クロスオーバダクト遮断弁
４０６  ＨＲＳＧ煙突バイパス弁
【図１】
2017061929.tif 000003
【図２】
2017061929.tif 000004
【図３】
2017061929.tif 000005
【図４】
2017061929.tif 000006
【外国語明細書】
2017061929000001.pdf