特表 2024-517494 省電力型液化ガス燃料船舶及び該液化ガス燃料船舶の蒸発ガス処理方法

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】公表特許公報(A)

(11)【公表番号】

(43)【公表日】2024-04-22

(54)【発明の名称】省電力型液化ガス燃料船舶及び該液化ガス燃料船舶の蒸発ガス処理方法

(51)【国際特許分類】

   B63B 25/16 20060101AFI20240415BHJP

   B63H 21/38 20060101ALI20240415BHJP

   F17C 13/00 20060101ALI20240415BHJP

【ＦＩ】

B63B25/16 D

B63H21/38 Z

F17C13/00 302A

【審査請求】有

【予備審査請求】未請求

(21)【出願番号】P 2023570309

(86)(22)【出願日】2021-12-24

(85)【翻訳文提出日】2023-11-13

(86)【国際出願番号】 KR2021019839

(87)【国際公開番号】W WO2022244941

(87)【国際公開日】2022-11-24

(31)【優先権主張番号】10-2021-0063968

(32)【優先日】2021-05-18

(33)【優先権主張国・地域又は機関】KR

(81)【指定国・地域】

(71)【出願人】

【識別番号】517430897

【氏名又は名称】ハンファ オーシャン カンパニー リミテッド

(74)【代理人】

【識別番号】110000305

【氏名又は名称】弁理士法人青莪

(72)【発明者】

【氏名】リー，ジュン チェ

(72)【発明者】

【氏名】チェ，ドン ギュ

(72)【発明者】

【氏名】チェ，ジン ホ

【テーマコード（参考）】

3E172

【Ｆターム（参考）】

3E172AA03

3E172AA06

3E172AB03

3E172AB04

3E172AB05

3E172BA06

3E172BB10

3E172BB12

3E172BB17

3E172BD01

3E172EB10

3E172EB17

3E172HA04

3E172HA08

3E172HA14

3E172JA08

3E172KA03

3E172KA23

(57)【要約】

本発明は、液化ガスを燃料として使用する船舶において、液化ガスの自然気化によって発生した蒸発ガスを処理する際、再液化システムの電力消耗を節減できる船舶の省電力型蒸発ガス処理システム及びそのような液化ガス燃料船舶の蒸発ガス処理方法に関する。
本発明に係る省電力型液化ガス燃料船舶は、液化ガスを貯蔵する液化ガス貯蔵タンク；前記液化ガス貯蔵タンクに貯蔵された液化ガス又は前記液化ガスの自然気化によって発生した蒸発ガスを燃料として使用するエンジン；前記液化ガスを前記エンジンの燃料として供給する燃料供給手段；前記蒸発ガスを前記エンジンで要求する圧力で圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮された蒸発ガスのうち、前記エンジンに供給されていない残りの蒸発ガスを冷却する熱交換器；前記熱交換器に供給される冷媒が循環する冷媒循環ライン；前記冷媒循環ラインに設けられ、前記熱交換器で熱交換された後で排出される冷媒を圧縮する冷媒圧縮部；及び前記エンジンの燃料として供給する液化ガスの冷熱を回収し、前記冷媒圧縮部によって圧縮された冷媒を冷却する冷熱回収装置；を含む。
【選択図】図２

【特許請求の範囲】

【請求項1】

液化ガスを貯蔵する液化ガス貯蔵タンク；
前記液化ガス貯蔵タンクに貯蔵された液化ガス又は前記液化ガスの自然気化によって発生した蒸発ガスを燃料として使用するエンジン；
前記液化ガスを前記エンジンの燃料として供給する燃料供給手段；
前記蒸発ガスを前記エンジンで要求する圧力で圧縮する圧縮機；
前記圧縮機で圧縮された蒸発ガスのうち、前記エンジンに供給されていない残りの蒸発ガスを冷却する熱交換器；
前記熱交換器に供給される冷媒が循環する冷媒循環ライン；
前記冷媒循環ラインに設けられ、前記熱交換器で熱交換された後で排出される冷媒を圧縮する冷媒圧縮部；及び
前記エンジンの燃料として供給する液化ガスの冷熱を回収し、前記冷媒圧縮部によって圧縮された冷媒を冷却する冷熱回収装置；を含む、省電力型液化ガス燃料船舶。

【請求項2】

前記燃料供給手段は、
前記液化ガスを前記エンジンで要求する圧力で圧縮する高圧ポンプ；及び
前記高圧ポンプによって圧縮された液化ガスを気化する高圧気化器；を含み、
前記冷熱回収装置は、前記高圧ポンプと高圧気化器との間に備えられる、請求項１に記載の省電力型液化ガス燃料船舶。

【請求項3】

前記冷媒循環ラインに設けられ、前記熱交換器に供給される前記冷媒が膨張・冷却される冷媒膨張装置；
前記冷媒循環ラインに設けられ、前記冷媒圧縮部で圧縮された冷媒が前記熱交換器を経て冷却された後、前記冷媒膨張装置に導入されるように流路を制御するための第１バルブ；及び
前記冷媒循環ラインに設けられ、前記冷媒圧縮部で圧縮された冷媒が前記冷熱回収装置を経て冷却された後、前記冷媒膨張装置に導入されるように流路を制御するための第２バルブ；をさらに含む、請求項１に記載の省電力型液化ガス燃料船舶。

【請求項4】

前記冷熱回収装置に供給される液化ガスの温度を測定する第１温度感知部；
前記冷熱回収装置から排出される液化ガスの温度を測定する第２温度感知部；及び
前記第１温度感知部と第２温度感知部の温度測定値を用いて前記第２バルブの開閉及び開度量を制御する制御部；をさらに含む、請求項３に記載の省電力型液化ガス燃料船舶。

【請求項5】

前記冷熱回収装置に供給される冷媒の温度を測定する第３温度感知部；
前記冷熱回収装置から排出される冷媒の温度を測定する第４温度感知部；及び
前記第３温度感知部と第４温度感知部の温度測定値を用いて前記第２バルブの開閉及び開度量を制御する制御部；をさらに含む、請求項３又は４に記載の省電力型液化ガス燃料船舶。

【請求項6】

前記熱交換器では、
前記圧縮機で圧縮された圧縮ガスと、前記冷媒膨張装置で膨張・冷却された冷媒と、前記貯蔵タンクから前記圧縮機に導入される未圧縮蒸発ガスと、前記冷媒圧縮部で圧縮された冷媒と、を含む、４つの流れが熱交換される、請求項３に記載の省電力型液化ガス燃料船舶。

【請求項7】

前記冷媒圧縮部に供給される冷媒の温度を測定し、前記冷媒循環ラインを循環する冷媒の全体の流量を調節する制御部；をさらに含む、請求項３に記載の省電力型液化ガス燃料船舶。

【請求項8】

液化ガス貯蔵タンクに貯蔵された液化ガス又は前記液化ガスの自然気化によって発生した蒸発ガスをエンジンの燃料として使用する液化ガス燃料船舶の蒸発ガス処理方法において、
前記蒸発ガスを前記エンジンで要求する圧力で圧縮して供給し、前記エンジンに供給されていない残りの蒸発ガスは再液化してから前記液化ガス貯蔵タンクに回収し、
前記圧縮蒸発ガスを再液化するために、熱交換器では、前記圧縮蒸発ガスと、前記液化ガス貯蔵タンクから排出された圧縮前の未圧縮蒸発ガスと、冷媒循環ラインを循環する冷媒とを熱交換し、
前記圧縮蒸発ガスを冷却しながら加熱された冷媒を圧縮し、圧縮された冷媒のうち一部又は全部は、前記液化ガス貯蔵タンクからエンジンに供給する液化ガスと熱交換して冷却する、液化ガス燃料船舶の蒸発ガス処理方法。

【請求項9】

前記圧縮された冷媒のうち前記液化ガスと熱交換する冷媒を除いた残りの冷媒は、前記熱交換器に供給して冷却する、請求項８に記載の液化ガス燃料船舶の蒸発ガス処理方法。

【請求項10】

前記液化ガスと熱交換する冷媒の流量は、
前記冷媒と熱交換する液化ガスの温度測定値、及び前記冷媒と熱交換された後で排出される液化ガスの温度測定値によって制御する、請求項９に記載の液化ガス燃料船舶の蒸発ガス処理方法。

【請求項11】

前記液化ガスと熱交換する冷媒の流量は、
前記液化ガスと熱交換する冷媒の温度測定値、及び前記液化ガスと熱交換された後で排出される冷媒の温度測定値によって制御する、請求項９又は１０に記載の液化ガス燃料船舶の蒸発ガス処理方法。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明は、液化ガスを燃料として使用する船舶において、液化ガスの自然気化によって発生した蒸発ガスを処理する際に、再液化システムの消費電力を節減できる省電力型液化ガス燃料船舶及びそのような液化ガス燃料船舶の蒸発ガス処理方法に関する。

【背景技術】

【0002】

海洋大気汚染を防止するための国際的な関心が高まるにつれて、環境にやさしい船舶（Ｇｒｅｅｎ－ｓｈｉｐ）として、液化天然ガス（ＬＮＧ；Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ）を燃料として使用する船舶（ＬＦＳ；Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｇａｓ Ｆｕｅｌｅｄ Ｓｈｉｐ）の需要が増加している。ＬＦＳは、各国の船級から公式認証（ＡＩＰ；Ａｐｐｒｏｖａｌ Ｉｎ Ｐｒｉｎｃｉｐｌｅ）の承認を受け、環境規制による清浄エネルギーへの転換要求を充足させている。ＬＦＳは、ＬＮＧ貯蔵タンクが備えられ、ＬＮＧ貨物を運搬するＬＮＧ運搬船のみならず、コンテナ船、タンカーなどを始めとした一般商船への適用が拡大している。

【0003】

天然ガスは、硫黄の含有量が少なく、燃焼時に硫黄化合物及び煤物質を生成しないので比較的環境にやさしい。船舶に使用されるエンジンのうち、天然ガスを燃料として使用できる二重燃料エンジン（Ｄｕａｌ Ｆｕｅｌ Ｅｎｇｉｎｅ）としては、代表的なものとして、ＭＥ－ＧＩ（ＭＡＮ Ｅｌｅｃｔｒｏｎｉｃ Ｇａｓ Ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ）エンジン、Ｘ－ＤＦ（ｅＸｔｒａ ｌｏｎｇ ｓｔｒｏｋｅ Ｄｕａｌ Ｆｕｅｌ）エンジン、ＤＦエンジン（ＤＦＤＥ（Ｄｕａｌ Ｆｕｅｌ Ｄｉｅｓｅｌ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ）、ＤＦＤＧ（Ｄｕａｌ Ｆｕｅｌ Ｄｉｅｓｅｌ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ））などがある。

【0004】

ＭＥ－ＧＩエンジンは、２－行程（２－ｓｔｒｏｋｅ）サイクルエンジンであって、主に推進用に使用される。また、ＭＥ－ＧＩエンジンは、約３００ｂａｒ程度の高圧天然ガスをピストンの上死点付近で燃焼室に直接噴射するディーゼルサイクル（ｄｉｅｓｅｌ ｃｙｃｌｅ）を基準にして作動する。

【0005】

一方、Ｘ－ＤＦエンジンは、２－行程サイクルエンジンであって、主に推進用に使用され、ＭＥ－ＧＩエンジンと同様に、船舶の推進のためにプロペラを直接駆動する方式である。また、Ｘ－ＤＦエンジンは、約１６ｂａｒ程度の重圧天然ガスを燃料として使用し、オットーサイクル（ｏｔｔｏ ｃｙｃｌｅ）を基準にして作動する。

【0006】

ＤＦエンジンは、４－行程サイクルエンジンであって、主に発電用に使用される。また、ＤＦエンジンは、約６．５ｂａｒ程度の低圧天然ガスを燃焼用空気入口に注入し、ピストンの上昇と共に圧縮するオットーサイクルを基準にして作動する。

【0007】

一方、天然ガスは、メタン（ｍｅｔｈａｎｅ）を主成分とし、燃焼時に環境汚染物質の排出がほとんどないので、環境にやさしい燃料として注目されている。ＬＮＧは、天然ガスを常圧下で約－１６３℃に冷却して液化することによって得られるものであって、ガス状態であるときに比べて体積が約１／６００に減少するので、海上を通じた遠距離運搬に非常に適している。よって、天然ガスは、主に貯蔵及び移送が容易な液化天然ガス状態で貯蔵及び移送される。

【0008】

天然ガスの液化点は、常圧で約－１６３℃の極低温であるので、ＬＮＧ貯蔵タンクは、ＬＮＧが液体状態を維持するように断熱処理されることが一般的である。しかし、ＬＮＧ貯蔵タンクは、断熱処理が施されてはいるが、外部の熱を遮断するのに限界を有し、外部の熱がＬＮＧ貯蔵タンクに持続的に伝達されるので、ＬＮＧ輸送過程でＬＮＧがＬＮＧ貯蔵タンク内で持続的に自然気化することによって蒸発ガス（ＢＯＧ；Ｂｏｉｌ－Ｏｆｆ Ｇａｓ）が発生する。

【0009】

ＬＮＧ貯蔵タンクで蒸発ガスが持続的に生成されることは、ＬＮＧ貯蔵タンクの耐圧を上昇させる要因になる。貯蔵タンクの耐圧が設定された安全圧力以上になると、タンクの破損などの緊急状況を招く可能性があるので、安全バルブを用いて蒸発ガスを貯蔵タンクの外部に排出しなければならない。しかし、蒸発ガスは、一種のＬＮＧ損失であって、ＬＮＧの輸送効率及び燃料効率において重要な問題であるので、貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを処理するための多様な方法が使用されている。

【0010】

近年、蒸発ガスを船舶のエンジンなどの燃料需要先で使用する方法、蒸発ガスを再液化してから貯蔵タンクに回収する方法、又はこれらの二つの方法を複合的に使用する方法などが開発されて適用されている。

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0011】

蒸発ガスを再液化するための方法としては、別途の冷媒を用いた冷凍サイクルを備えることによって蒸発ガスを冷媒と熱交換して再液化する方法、別途の冷媒なしに蒸発ガス自体を冷媒として再液化する方法などがある。

【0012】

本出願人は、別途の冷媒なしに蒸発ガス自体を冷媒として使用して蒸発ガスを再液化する方法として、圧縮機によって圧縮した蒸発ガスを、圧縮機によって圧縮される前の蒸発ガスと熱交換して冷却した後、Ｊ－Ｔバルブなどによって膨張させることによって蒸発ガスの一部を再液化する方法を発明したことがあり、このようなシステムをＰＲＳ（Ｐａｒｔｉａｌ Ｒｅ－ｌｉｑｕｅｆａｃｔｉｏｎ Ｓｙｓｔｅｍ）と言う。

【0013】

別途の冷媒なしに蒸発ガス自体を冷媒として使用して蒸発ガスを再液化する方法として、圧縮した蒸発ガスを未圧縮蒸発ガスと熱交換して冷却し、断熱・膨張させて再液化するＰＲＳの改良技術も開発され、これが船舶に適用されている。

【0014】

貯蔵タンク内部の液化ガスの量が多く、蒸発ガスの発生量が多い場合や、船舶が停泊しまたは低速度で運航し、エンジンで使用される蒸発ガスが少ない場合などのように、再液化しなければならない蒸発ガスの量が多い場合は、ＰＲＳのみで要求される再液化量を満足できないことがあり、本出願人は、蒸発ガスをさらに多く再液化できるようにＰＲＳを改良した技術を発明した。

【0015】

ＰＲＳの改良技術として、蒸発ガス自体を冷媒として使用した冷媒サイクルによって蒸発ガスをさらに冷却できるようにしたシステムをＭＲＳ（Ｍｅｔｈａｎｅ Ｒｅｆｒｉｇｅｒａｔｉｏｎ Ｓｙｓｔｅｍ）と言う。

【0016】

別途の冷凍サイクルを用いるシステムの例としては、代表的に、ＳＭＲサイクルとＣ_３ＭＲサイクルを用いた工程、及び単一冷媒を用いた工程を挙げることができる。

【0017】

Ｃ_３ＭＲサイクル（Ｐｒｏｐａｎｅ－ｐｒｅｃｏｏｌｅｄ Ｍｉｘｅｄ Ｒｅｆｒｉｇｅｒａｎｔ Ｃｙｃｌｅ）を用いる工程は、天然ガスをプロパン単一冷媒を用いて冷却した後、混合冷媒を用いて液化及び過冷却する工程であり、ＳＭＲサイクル（Ｓｉｎｇｌｅ Ｍｉｘｅｄ Ｒｅｆｒｉｇｅｒａｎｔ Ｃｙｃｌｅ）を用いる工程は、複数の成分からなる混合冷媒を用いて天然ガスを液化する工程で、単一冷媒を用いる工程は、窒素冷媒システム（ＮＲＳ；Ｎｉｔｒｏｇｅｎ Ｒｅｆｒｉｇｅｒａｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）を用いて天然ガスを液化する工程である。

【0018】

ＳＭＲサイクルとＣ_３ＭＲサイクルは、いずれも混合冷媒を用いる工程であるが、液化工程の進行と共に冷媒の漏れが発生し、混合冷媒の組成比が変化すると、液化効率が低下するので、混合冷媒の組成比を持続的に計測しながら不足した冷媒成分を充填し、冷媒の組成を維持しなければならない。

【0019】

一方、窒素冷媒は、混合冷媒を用いたサイクルに比べて相対的に効率が低いが、冷媒が不活性であるので安全性が高く、冷媒の相変化がないので船舶に適用しやすいという長所を有する。

【0020】

窒素冷媒を用いた冷凍サイクルが適用された再液化システムは、熱交換器で熱交換された後で排出された窒素冷媒が、コンパンダーを経て圧縮された後で冷却され、再び膨張・冷却された後で熱交換器に循環される窒素冷媒サイクルを有する。

【0021】

本発明は、窒素冷媒システムを用いて蒸発ガスを処理する際に、効果的な熱交換を通じて電力消費を節減できる省電力型液化ガス燃料船舶を提供することを目的とする。

【課題を解決するための手段】

【0022】

上述した目的を達成するための本発明の一態様によると、液化ガスを貯蔵する液化ガス貯蔵タンク；前記液化ガス貯蔵タンクに貯蔵された液化ガス又は前記液化ガスの自然気化によって発生した蒸発ガスを燃料として使用するエンジン；前記液化ガスを前記エンジンの燃料として供給する燃料供給手段；前記蒸発ガスを前記エンジンで要求する圧力で圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮された蒸発ガスのうち、前記エンジンに供給されていない残りの蒸発ガスを冷却する熱交換器；前記熱交換器に供給される冷媒が循環する冷媒循環ライン；前記冷媒循環ラインに設けられ、前記熱交換器で熱交換された後で排出される冷媒を圧縮する冷媒圧縮部；及び前記エンジンの燃料として供給する液化ガスの冷熱を回収し、前記冷媒圧縮部によって圧縮された冷媒を冷却する冷熱回収装置；を含む、省電力型液化ガス燃料船舶が提供される。

【0023】

好ましくは、前記燃料供給手段は、前記液化ガスを前記エンジンで要求する圧力で圧縮する高圧ポンプ；及び前記高圧ポンプによって圧縮された液化ガスを気化する高圧気化器；を含み、前記冷熱回収装置は、前記高圧ポンプと高圧気化器との間に備えられてもよい。

【0024】

好ましくは、前記冷媒循環ラインに設けられ、前記熱交換器に供給される冷媒が膨張・冷却される冷媒膨張装置；前記冷媒循環ラインに設けられ、前記冷媒圧縮部で圧縮された冷媒が、前記熱交換器を経て冷却された後で前記冷媒膨張装置に導入されるように流路を制御するための第１バルブ；及び前記冷媒循環ラインに設けられ、前記冷媒圧縮部で圧縮された冷媒が、前記冷熱回収装置を経て冷却された後で前記冷媒膨張装置に導入されるように流路を制御するための第２バルブ；をさらに含むことができる。

【0025】

好ましくは、前記冷熱回収装置に供給される液化ガスの温度を測定する第１温度感知部；前記冷熱回収装置から排出される液化ガスの温度を測定する第２温度感知部；及び前記第１温度感知部と第２温度感知部の温度測定値を用いて前記第２バルブの開閉及び開度量を制御する制御部；をさらに含むことができる。

【0026】

好ましくは、前記冷熱回収装置に供給される冷媒の温度を測定する第３温度感知部；前記冷熱回収装置から排出される冷媒の温度を測定する第４温度感知部；及び前記第３温度感知部と第４温度感知部の温度測定値を用いて前記第２バルブの開閉及び開度量を制御する制御部；をさらに含むことができる。

【0027】

好ましくは、前記熱交換器では、前記圧縮機で圧縮された圧縮ガスと、前記冷媒膨張装置で膨張・冷却された冷媒と、前記貯蔵タンクから前記圧縮機に導入される未圧縮蒸発ガスと、前記冷媒圧縮部で圧縮された冷媒とを含む、４つの流れが熱交換され得る。

【0028】

好ましくは、前記冷媒圧縮部に供給される冷媒の温度を測定し、前記冷媒循環ラインを循環する冷媒の全体の流量を調節する制御部；をさらに含むことができる。

【0029】

上述した目的を達成するための本発明の他の一態様によると、液化ガス貯蔵タンクに貯蔵された液化ガス又は前記液化ガスの自然気化によって発生した蒸発ガスをエンジンの燃料として使用する液化ガス燃料船舶の蒸発ガス処理方法において、前記蒸発ガスを前記エンジンで要求する圧力で圧縮して供給し、前記エンジンに供給されていない残りの蒸発ガスは、再液化してから前記液化ガス貯蔵タンクに回収し、前記圧縮蒸発ガスを再液化するために、熱交換器では、前記圧縮蒸発ガスと、前記液化ガス貯蔵タンクから排出された圧縮前の未圧縮蒸発ガスと、冷媒循環ラインを循環する冷媒を熱交換し、前記圧縮蒸発ガスを冷却しながら加熱された冷媒を圧縮し、圧縮された冷媒のうち一部又は全部は、前記液化ガス貯蔵タンクからエンジンに供給する液化ガスと熱交換して冷却する、液化ガス燃料船舶の蒸発ガス処理方法が提供される。

【0030】

好ましくは、前記圧縮された冷媒のうち前記液化ガスと熱交換する冷媒を除いた残りの冷媒は、前記熱交換器に供給して冷却することができる。

【0031】

好ましくは、前記液化ガスと熱交換する冷媒の流量は、前記冷媒と熱交換する液化ガスの温度測定値、及び前記冷媒と熱交換された後で排出される液化ガスの温度測定値によって制御することができる。

【0032】

好ましくは、前記液化ガスと熱交換する冷媒の流量は、前記液化ガスと熱交換する冷媒の温度測定値、及び前記液化ガスと熱交換された後で排出される冷媒の温度測定値によって制御することができる。

【発明の効果】

【0033】

本発明に係る省電力型液化ガス燃料船舶及び該液化ガス燃料船舶の蒸発ガス処理方法は、蒸発ガス自体の冷熱及び冷媒サイクルの冷熱を用いて、再液化される蒸発ガスを効果的に冷却し、再液化率を高めることができ、冷媒サイクルで冷媒の膨張エネルギーを用いて冷媒を圧縮することによって、冷媒サイクルで冷媒の圧縮に必要な電力を減少させることができ、船舶のエネルギー効率を高めることができる。

【0034】

また、液化ガス燃料の未活用冷熱エネルギーを回収し、蒸発ガスを液化するので、蒸発ガスを液化するための窒素冷媒の流量を減少させることができ、冷媒の圧縮及び膨張のための各装置の容量を減少させ、消費電力を減少させることができ、設置及び運営費用を節減し、その結果、再液化効率を高めることができる。

【図面の簡単な説明】

【0035】

【図1】窒素冷媒サイクルを適用した液化ガス燃料船舶の蒸発ガス処理システムを簡略に示した構成図である。

【図2】本発明の一実施形態に係る省電力型液化ガス燃料船舶の蒸発ガス処理システムを簡略に示した構成図である。

【発明を実施するための形態】

【0036】

本発明の動作上の利点及び本発明の実施によって達成される目的を十分に理解するためには、本発明の好ましい実施形態を例示する添付の図面及び添付の図面に記載された内容を参照しなければならない。

【0037】

以下、添付の図面を参照して、本発明の好ましい実施形態に対する構成及び作用を詳細に説明する。ここで、各図面の各構成要素に対して参照符号を付するにおいて、同一の構成要素に限っては、他の図面上に表示されたとしても、可能な限り同一の符号で表記されたことに留意しなければならない。

【0038】

以下、本発明での船舶は、液化ガス及び液化ガスで発生する蒸発ガスを推進用又は発電用エンジンの燃料として使用できるエンジンが設置されたり、液化ガス又は蒸発ガスを船内機関の燃料として使用する全ての種類の液化ガス燃料船舶（ＬＦＳ）であって、代表的なものとして、ＬＮＧ運搬船（ＬＮＧ Ｃａｒｒｉｅｒ）、液体水素運搬船、ＬＮＧ ＲＶ（Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｖｅｓｓｅｌ）などの自体推進能力を備えた船舶を始めとして、ＬＮＧ ＦＰＳＯ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ Ｓｔｏｒａｇｅ Ｏｆｆｌｏａｄｉｎｇ）、ＬＮＧ ＦＳＲＵ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ Ｓｔｏｒａｇｅ Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）のように、推進能力は備えていないが、海上に浮遊している海上構造物も含み得る。

【0039】

また、本発明において、液化ガスは、ガスを低温で液化して輸送することができ、貯蔵された状態で蒸発ガスが発生し、エンジンなどの燃料として使用され得る全ての種類の液化ガスを含むことができる。このような液化ガスは、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ってもよい。ただし、後述する実施形態では、代表的な液化ガスのうちの一つであるＬＮＧが適用されることを例として挙げて説明する。

【0040】

一方、本実施形態の各ラインに流れる流体は、システムの運用条件によって、液体状態、気液混合状態、気体状態、及び超臨界流体状態のうちいずれか一つの状態であってもよい。

【0041】

また、後述する本発明の一実施形態において、エンジンは、船舶に使用されるエンジンのうち二重燃料エンジンとして、天然ガスを燃料として使用できるガス燃料エンジンであってもよく、高圧ガス噴射エンジン、重圧ガス噴射エンジン及び低圧ガス噴射エンジンのうちいずれか一つ以上を含むことができる。

【0042】

高圧ガス噴射エンジンは、約１００ｂａｒ乃至４００ｂａｒ、又は約１５０ｂａｒ以上、好ましくは約３００ｂａｒのガス燃料を使用するエンジン、例えば、ＭＥ－ＧＩエンジンであることを例として挙げて説明する。また、重圧ガス噴射エンジンは、約１０ｂａｒ乃至２０ｂａｒ、好ましくは約１６ｂａｒのガス燃料を使用するエンジン、例えば、Ｘ－ＤＦエンジンであってもよく、低圧ガス噴射エンジンは、約５ｂａｒ乃至１０ｂａｒ、好ましくは約６．５ｂａｒのガス燃料を使用するエンジン、例えば、ＤＦエンジン、ＤＦＤＧエンジン、又はＤＦＧＥエンジンなどであってもよい。

【0043】

後述する本発明の一実施形態では、メインエンジンである推進用エンジンとしてはＭＥ－ＧＩエンジンが適用され、補助エンジンである発電用エンジンとしてはＤＦＤＥが適用されることを例として挙げて説明する。

【0044】

まず、図１を参照すると、液化ガス燃料船舶には、液化ガスを貯蔵する貯蔵タンクＴと、貯蔵タンクＴで液化ガス燃料が自然気化して発生した蒸発ガスを圧縮する圧縮機１００と、圧縮機１００で圧縮された蒸発ガスの全部又は一部を、貯蔵タンクＴから圧縮機１００に導入される未圧縮蒸発ガス及び冷媒との熱交換によって冷却する熱交換器２００とを含む。

【0045】

また、貯蔵タンクＴから圧縮機１００に連結される蒸発ガス供給ラインＧＬと、圧縮機１００の後端から熱交換器２００に連結され、熱交換器２００から貯蔵タンクＴに連結される再液化ラインＲＬとがそれぞれ設けられる。

【0046】

また、熱交換器２００に供給される冷媒が循環する冷媒循環ラインＣＬがさらに設けられ、冷媒循環ラインＣＬには、熱交換器２００に供給される冷媒が膨張・冷却される冷媒膨張装置５１０と、熱交換器２００で熱交換された後で排出される冷媒を圧縮する冷媒圧縮部５００とが設けられる。

【0047】

冷媒圧縮部５００は、コンパンダー（ｃｏｍｐａｎｄｅｒ）であってもよく、冷媒膨張装置５１０と軸で連結し、冷媒の膨張エネルギーを受けることによってコンパンダーを駆動させることができる。又は、冷媒圧縮部５００をモーターで駆動させ、モーターを冷媒膨張装置５１０に連結し、冷媒の膨張エネルギーを受けることによってモーターが駆動しながら冷媒を圧縮するように構成することもできる。

【0048】

冷媒圧縮部５００で圧縮された冷媒は、熱交換器２００に導入されて冷却された後、冷媒循環ラインＣＬに沿って冷媒膨張装置５１０に供給されて膨張・冷却され、再び熱交換器２００に冷媒として供給される。

【0049】

本実施形態における熱交換器２００では、圧縮された蒸発ガスの全部又は一部、圧縮機１００に導入される未圧縮蒸発ガス、冷媒膨張装置５１０で膨張・冷却された冷媒、及び冷媒圧縮部５００で圧縮された冷媒を含む、４つの流れが熱交換される。

【0050】

すなわち、冷媒を圧縮し、冷媒自体の冷熱で冷却した後で膨張させ、熱交換器２００に供給して循環させる冷媒サイクルに、圧縮された蒸発ガスが圧縮機１００に導入される未圧縮蒸発ガスで冷却される本出願人のＰＲＳシステムを結合し、熱交換器で４つの流れが熱交換されるように構成した。

【0051】

冷媒循環ラインＣＬを循環し、熱交換器２００に供給される冷媒としては、例えば、窒素（Ｎ_２）が用いられてもよい。

【0052】

圧縮された冷媒を熱交換器２００に供給し、冷媒自体の冷熱で冷却した後で膨張させ、熱交換器２００に供給して循環させる冷媒サイクルを構成し、蒸発ガスを熱交換によって冷却する場合、蒸発ガスを液化温度まで冷却するためには、主成分がメタンである蒸発ガスと窒素の熱容量の差によって多量の窒素冷媒が必要であり、窒素冷媒自体の冷却に冷媒サイクルのほとんどの冷熱を使用しなければならない結果をもたらし、冷媒を圧縮する装置と冷媒を膨張させる装置などの容量の増加、それによる消費電力の増加をもたらすという問題がある。

【0053】

このような問題を解決するために、本実施形態では、貯蔵タンクＴから発生した極低温の未圧縮蒸発ガスも、熱交換器２００を経て圧縮機１００に導入されるように構成し、冷媒サイクルで必要な冷媒の流量を減少させるようにした。

【0054】

それによって、冷媒の圧縮及び膨張のための各装置の容量を減少させ、消費電力を減少させ、設置及び運営費用を節減できるようにする。

【0055】

このように熱交換器で４つの流れが熱交換されるように構成すると、冷媒自体の冷熱で冷媒を冷却するように冷媒サイクルを構成するときに比べて約２５％の消費電力減少の効果がある。

【0056】

また、蒸発ガスを処理するために、熱交換器２００で冷却された圧縮蒸発ガスを減圧する減圧装置３００と、減圧装置３００で減圧された蒸発ガスを気液分離し、再液化された液状の再液化蒸発ガスのみを貯蔵タンクＴに送る気液分離器４００とをさらに含むことができる。

【0057】

ここで、減圧装置３００は、圧縮及び冷却された蒸発ガスを減圧する膨張機（ｅｘｐａｎｄｅｒ）又はジュール－トムソンバルブなどの膨張バルブで構成されてもよい。減圧を通じて、蒸発ガスは、断熱膨張又は等エントロピー膨張によって冷却される。

【0058】

また、減圧装置３００で減圧され、追加的に冷却された蒸発ガスは気液分離器４００に導入され、気液分離器４００で分離された液体は、再液化ラインＲＬに沿って貯蔵タンクＴに供給されて再貯蔵される。

【0059】

ただし、気液分離器４００を経たとしても、気体であるフラッシュガスと液体である液化ガスとが１００％相分離されないことがあるので、分離された液体又は液化ガスには未分離のフラッシュガスが含まれ得る。

【0060】

気液分離器４００で分離されたフラッシュガスは、気液分離器４００の上端から熱交換器２００の前端の蒸発ガス供給ラインＧＬに連結される未凝縮ガスラインＮＬを介して熱交換器２００の前端の未圧縮蒸発ガスの流れに合流し、熱交換器２００の冷媒に導入され得る。

【0061】

一方、船舶が液化ガス燃料船舶である場合、船速が発生すると、貯蔵タンクＴに貯蔵された液化ガスをエンジンＥの燃料として使用できるが、このとき、貯蔵タンクＴは、燃料として液化ガスを貯蔵する燃料タンクであってもよい。

【0062】

貯蔵タンクＴに貯蔵された液化ガス燃料をエンジンＥに供給するための手段として、貯蔵タンクＴに貯蔵された液化ガス燃料を貯蔵タンクＴから排出する低圧ポンプ（図示せず）と、低圧ポンプによって貯蔵タンクＴから排出された液化ガス燃料がエンジンＥで要求する圧力で供給できるように加圧する高圧ポンプ６００と、高圧ポンプ６００によって圧縮された液化ガス燃料をエンジンＥで要求する状態で気化する高圧気化器７００とが備えられる。

【0063】

ここで、エンジンＥは、船舶の推進のために使用される推進用エンジンである第１エンジンＥ１と、船内電力需要先に供給する電力を生産するために使用される発電機である第２エンジンＥ２とを含む。本実施形態において、推進用エンジンＥ１は、ＭＥ－ＧＩエンジンであることを例として挙げて説明する。

【0064】

また、本実施形態において、高圧ポンプ６００は、エンジンＥに供給される液化ガスが第１エンジンＥ１で要求する圧力条件を充足できるように、貯蔵タンクＴから移送された液化ガスを圧縮することができる。

【0065】

高圧気化器７００によって気化されたガス燃料は、第１燃料供給ラインＦＬ１を介して第１エンジンＥ１に供給されてもよく、高圧気化器７００と第１エンジンＥ１との間の第１燃料供給ラインＦＬ１から分岐され、第２エンジンＥ２に連結される第２燃料供給ラインＦＬ２を介して第２エンジンＥ２に供給されてもよい。

【0066】

第２燃料供給ラインＦＬ２には、第２エンジンＥ２に供給されるガス燃料の温度を第２エンジンＥ２で要求する温度条件に調節するための燃料ヒーター８００が備えられる。

【0067】

また、圧縮機１００で圧縮された蒸発ガスのうち一部又は全部は、圧縮機１００とエンジンＥとを連結する第３燃料供給ラインＦＬ３を介してエンジンＥの燃料としても供給され得る。

【0068】

本実施形態において、第３燃料供給ラインＦＬ３が、圧縮機１００の下流から第２エンジンＥ２に連結されるように備えられ、圧縮機１００で圧縮された圧縮蒸発ガスが第２エンジンＥ２の燃料として供給されることを例として挙げて説明する。

【0069】

すなわち、本実施形態において、圧縮機１００は、蒸発ガスを第２エンジンＥ２で要求する圧力まで圧縮することができる。

【0070】

しかし、これに限定されるものではなく、圧縮機１００では、例えば、船舶の主エンジンの燃料供給圧力で圧縮することができる。ＤＦエンジンが設けられた場合は５．５ｂａｒｇ、Ｘ－ＤＦエンジンが設けられた場合は１５ｂａｒｇ、ＭＥ－ＧＩエンジンが設けられた場合は３００ｂａｒｇで圧縮することができる。圧縮された蒸発ガスは、船舶の主エンジン（図示せず）の燃料としても供給され得る。また、燃料に供給されていない蒸発ガスを再液化することができる。

【0071】

船舶規定上、エンジンに燃料を供給する圧縮機は、非常状況に備えてリダンダンシー（Ｒｅｄｕｎｄａｎｃｙ）設計をしなければならないが、リダンダンシー設計とは、いずれか一台が故障、維持補修などの理由で使用できないとき、その代わりに他の一台を使用できるように設計することを意味する。図面には、一台の圧縮機を示したが、圧縮機は、主圧縮機及びリダンダンシー圧縮機を含んで構成されたものであってもよい。

【0072】

圧縮機１００で圧縮された蒸発ガスのうち、エンジンＥの燃料として供給されていない残りの圧縮蒸発ガスが再液化ラインＲＬを介して熱交換器２００に流入する。

【0073】

圧縮機１００で圧縮された蒸発ガスのうち再液化ラインＲＬに流入した圧縮蒸発ガスは、熱交換器２００で冷却される。圧縮されて再液化される蒸発ガス及び冷媒圧縮部で圧縮された冷媒は、熱交換器の高温流れ（ｈｏｔ ｓｔｒｅａｍ）になり、未圧縮蒸発ガス及び冷媒膨張装置で膨張・冷却された冷媒は、低温流れ（ｃｏｌｄ ｓｔｒｅａｍ）になる。熱交換器２００では、４つの流れが熱交換され、高温流れが低温流れとの熱交換で冷却される。

【0074】

ＭＥ－ＧＩエンジンなどの高圧のエンジンが推進用エンジンとして搭載された液化ガス燃料船舶には、費用節減を目的として、液化ガス燃料供給手段として高圧の圧縮機を適用する代わりに、液化ガスを高圧ポンプ６００を用いてＭＥ－ＧＩエンジンが要求する高圧で圧縮して供給する。

【0075】

これは、液化ガスを気化した後、気体状態のガスを高圧で圧縮するための高圧圧縮機を設置及び運営するときの費用に比べて、液体状態で液化ガスを高圧で圧縮する高圧ポンプを備えて液化ガスを圧縮した後、高圧の液体を気化させるのがより経済的であるためである。

【0076】

ところが、このような方式によると、船速が発生し、貯蔵タンクＴから第１エンジンＥ１に液化ガス燃料が供給されるとき、第１燃料供給ラインＦＬ１を介して貯蔵タンクＴから高圧気化器７００に移送される液化ガスの冷熱が全く回収されずに捨てられるという問題がある。

【0077】

一方、熱交換器２００で蒸発ガスを液化するための冷媒として使用される気体状態の窒素冷媒は、冷媒圧縮部５００で圧縮されながら圧縮工程によって温度が上昇するが、図１に示した方式によると、圧縮された窒素冷媒を冷媒膨張装置５１０で膨張させることによって温度を低下させる膨張工程の前に、熱交換器２００で冷却される過程を経るように構成される。

【0078】

本実施形態は、図１に示した蒸発ガス処理システムに比べて消費電力を節減できるように改善されたものである。

【0079】

図２を参照すると、高圧ポンプ６００と高圧気化器７００との間の第１燃料供給ラインＦＬ１に、高圧ポンプ６００から高圧気化器７００に移送される圧縮液化ガスの冷熱を回収するための冷熱回収装置９００と、冷媒圧縮部５００の後端から熱交換器２００に連結される冷媒循環ラインＣＬから分岐され、冷媒圧縮部５００で圧縮された窒素冷媒のうち一部又は全部が冷熱回収装置９００に供給されるようにする冷媒冷却ラインＣＬ１とをさらに含む。

【0080】

冷熱回収装置９００では、第１燃料供給ラインＦＬ１に沿って流動し、高圧ポンプ６００によって圧縮された高圧の液状又は超臨界状態の液化ガスと、冷媒冷却ラインＣＬ１に沿って流動し、冷媒圧縮部５００で圧縮された気体状態の窒素冷媒との熱交換により、液化ガスが加熱され、窒素冷媒が冷却される。

【0081】

冷熱回収装置９００で熱交換によって加熱された液化ガスは、高圧気化器７００に供給され、冷熱回収装置９００で熱交換によって冷却された窒素冷媒は冷媒膨張装置５１０に供給される。

【0082】

このように窒素冷媒の全部又は一部を、熱交換器２００で圧縮蒸発ガスを液化するための冷媒として供給する前に冷熱回収装置９００に送り、高圧ポンプ６００の後端の液化ガス燃料の冷熱を回収して冷却することによって、蒸発ガスを液化するのに必要な窒素冷媒の流量を、冷熱回収装置９００を備えることによって液化ガス燃料の冷熱を回収する工程を含まない場合に比べて減少させることができ、結果的に冷媒圧縮部５００の電力消耗を節減することができる。

【0083】

また、冷媒圧縮部５００で圧縮された窒素冷媒のうち、冷熱回収装置９００で冷却した後で冷媒膨張装置５１０に供給する流量、すなわち、冷媒冷却ラインＣＬ１に分岐する流量と、熱交換器２００で冷却した後で冷媒膨張装置５１０に供給する流量、すなわち、冷媒循環ラインＣＬに分岐する流量とを制御するための冷媒流量調節手段をさらに含むことができる。

【0084】

冷媒流量調節手段として、冷媒冷却ラインＣＬ１が分岐された地点の下流において、冷媒圧縮部５００と熱交換器２００との間の冷媒循環ラインＣＬに備えられる第１バルブＣＶ１と、冷媒圧縮部５００と冷熱回収装置９００との間の冷媒冷却ラインＣＬ１に備えられる第２バルブＣＶ２と、第１バルブＣＶ１及び第２バルブＣＶ２の開閉と開度量を制御する制御機１０００とを含む。

【0085】

また、高圧ポンプ６００と冷熱回収装置９００との間の第１燃料供給ラインＦＬ１に備えられ、冷熱回収装置９００に供給される低温圧縮液化ガスの温度を測定する第１温度感知部ＴＴ１と、冷熱回収装置９００と高圧気化器７００との間の第１燃料供給ラインＦＬ１に備えられ、冷熱回収装置９００で冷熱が回収された後、高圧気化器７００側に向かう高温圧縮液化ガスの温度を測定する第２温度感知部ＴＴ２と、冷媒圧縮部５００と冷熱回収装置９００との間の冷媒冷却ラインＣＬ１に備えられ、冷熱回収装置９００に供給される高温窒素冷媒の温度を測定する第３温度感知部ＴＴ３と、冷熱回収装置９００と冷媒膨張装置５１０との間に備えられ、冷熱回収装置９００で冷却された後、冷媒膨張装置５１０に向かう低温窒素冷媒の温度を測定する第４温度感知部ＴＴ４とをさらに含むことができる。

【0086】

第１温度感知部ＴＴ１、第２温度感知部ＴＴ２、第３温度感知部ＴＴ３及び第４温度感知部ＴＴ４で測定された温度測定値は制御機１０００に伝送され、制御機１０００は、温度測定値を受け取り、測定値による出力値、すなわち、バルブの開閉及び開度率指示値を第１バルブＣＶ１及び第２バルブＣＶ２に伝送し、第１バルブＣＶ１及び第２バルブＣＶ２を制御する。

【0087】

すなわち、冷熱回収装置９００の前端及び後端での液化ガス燃料の温度測定値及び／又は冷熱回収装置９００の前端及び後端での冷媒の温度測定値によって、冷媒圧縮部５００で圧縮された窒素冷媒のうち冷熱回収装置９００に分岐させる窒素冷媒の流量を制御する。

【0088】

一方、熱交換器２００で蒸発ガスを液化するために冷媒循環ラインＣＬを循環する窒素冷媒の流量は、冷媒圧縮部５００の上流で窒素冷媒の温度を測定し、その測定値によって調節することができる。

【0089】

これは、第２温度感知部ＴＴ２、第３温度感知部ＴＴ３及び第４温度感知部ＴＴ４の温度測定値を用いて導出することができる。

【0090】

このように第２バルブＣＶ２を徐々に開放しながら、冷熱回収装置９００に流入する冷媒の流量を増加させると同時に、冷媒サイクル、すなわち、冷媒循環ラインＣＬを循環する全体の冷媒流量は徐々に減少させ、冷媒膨張装置５１０の負荷（ｐｏｗｅｒ）を減少させる。

【0091】

例えば、減圧装置３００の上流の温度測定値によって、冷媒サイクルを循環する冷媒の流量のうち一部を別途の冷媒タンク（図示せず）に臨時的に貯蔵する。

【0092】

一方、ＬＮＧ燃料の供給量が減少すると、すなわち、冷熱回収装置９００に流入するＬＮＧの流量が減少すると、それによって第４温度感知部ＴＴ４の温度測定値が上昇し、その結果、このときは、第２バルブＣＶ２を徐々に閉鎖し、第１バルブＣＶ１は徐々に開放する方向に制御する。

【0093】

その反対に、ＬＮＧ燃料の供給量が増加すると、すなわち、冷熱回収装置９００に流入するＬＮＧの流量が増加すると、第２温度感知部ＴＴ２の温度測定値が減少し、その結果、このときは、第２バルブＣＶ２は徐々に開放し、第１バルブＣＶ１は徐々に閉鎖する方向に制御する。

【0094】

同様に、このときにも、第１温度感知部ＴＴ１、第２温度感知部ＴＴ２、第３温度感知部ＴＴ３及び第４温度感知部ＴＴ４の温度測定値を用いて冷熱回収装置９００の熱交換性能を確認し、回収可能な全ての冷熱が回収されるようにダブルチェックすることができる。

【0095】

本発明は、上記の実施形態に限定されるものではなく、本発明の技術的要旨を逸脱しない範囲内で多様に修正又は変形して実施可能であることは、本発明の属する技術分野で通常の知識を有する者にとって自明である。

【図1】

【図2】

【国際調査報告】