JP2006349084A

JP2006349084A - 液化天然ガス運搬船の蒸発ガス供給システム

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Publication number: JP2006349084A
Application number: JP2005177515A
Authority: JP
Inventors: Korenori Kako; 惟命加来; Kazuya Kobayashi; 一也小林; Kazuhide Owaki; 一秀大脇
Original assignee: Kawasaki Shipbuilding Corp
Current assignee: Kawasaki Shipbuilding Corp
Priority date: 2005-06-17
Filing date: 2005-06-17
Publication date: 2006-12-28
Anticipated expiration: 2025-06-17
Also published as: JP4073445B2

Abstract

【課題】ＬＮＧを冷媒に用いた熱交換器にＢＯＧを通過させ、各圧縮行程の入り口ＢＯＧを流量の大小に拘わらず一定の低温に保たせられ、またタンク貯留のＬＮＧを強制的に蒸発器で蒸発させてＢＯＧを発生させ、タンク内で自然発生するＢＯＧだけでは燃料として不足する場合に、ＬＮＧの蒸発に必要な熱源を節約できるＢＯＧ供給システムを提供する。
【解決手段】ＢＯＧを加圧するための圧縮機４へタンク３からＢＯＧを供給するための配管にＢＯＧ冷却用の熱交換器７を介設し、タンク２からスプレーポンプ６により汲み出すＬＮＧを熱交換器７の冷媒として使用することにより、ＢＯＧを所定の温度まで冷却したのち、ＬＮＧを強制蒸発器５に導くようにした。
【選択図】図１

Description

この発明は、タンクを搭載し液化天然ガス（以下、ＬＮＧともいう）を運搬する液化天然ガス運搬船（ＬＮＧタンカーとも称される）において、タンク内に貯留されている液化天然ガスから自然発生する、メタンを主成分とする蒸発ガス（以下、ＢＯＧともいう）を燃料として使用するガスエンジンなどの主推進機関に前記蒸発ガスを供給するとともに、その蒸発ガスが不足する場合に前記液化天然ガスを蒸発器で強制的に蒸発させた蒸発ガスを燃料として使用可能な蒸発ガス供給システムに関するものである。

タンク内に貯留されているＬＮＧからＢＯＧが自然に発生する。このため、従来は、ＢＯＧを蒸気ボイラーに供給して燃焼させ、蒸気を発生させてその蒸気を蒸気タービンの主機へ供給してＬＮＧ運搬船を航行させている。しかし、蒸気タービンはＢＯＧをいったん蒸気に変換して使用することから燃料効率が悪い。そこで、ＢＯＧを直接に燃料として使用できるガスエンジンを備えたＬＮＧ運搬船が開発されている。つまり、主推進機関にガス焚きディーゼルエンジンやガスタービンエンジンなどのガスエンジンを使用するものである。

ところで、主推進機関が蒸気タービンの場合には、蒸気ボイラーへ供給されるＢＯＧの圧力は２barＡ程度であり、１bar程度加圧すればよく、ＢＯＧ加圧用の圧縮機には専ら単段の圧縮行程からなる遠心式圧縮機が用いられている。遠心式圧縮機は、蒸気ボイラーへＢＯＧを連続的に供給でき、かつ回転数や入り口および出口のベーン操作で流量や吐出圧力を比較的容易に制御できるため、ほぼ全ての蒸気タービン主推進機関を備えたＬＮＧ運搬船に用いられている。

先行技術として、ＬＮＧタンカーの発電システムにＢＯＧを供給する設備で、モータによって駆動され、かつ入り口がタンク内の液面の上で吸引を行い、その出口が発電システムの供給マニホールド内に放出を行うコンプレッサ、およびタンクの底部で蒸発器の入り口にパイプによって接続された液中ポンプを有し、蒸発器の出口が前記マニホールドに接続され、液体をタンクに戻し、かつ調節バルブを装備した帰還パイプが、液中ポンプを蒸発器に接続するパイプに接続された構造のものが提案されている。この設備は特にコンプレッサの電力を低減することを目的としている（例えば、特許文献１参照）。

また、図７に示すように、２基のタンク５３内に貯留されたＬＮＧから自然発生するＢＯＧをＬＮＧスプレー冷却器５５で冷却した後、２段の遠心式圧縮機５４に供給して加圧し、蒸気加熱器５６および海水使用の冷却器５７でディーゼルエンジン５２の要求する温度に調整し、４台のディーゼルエンジン５２へＢＯＧを供給する蒸発ガス供給システム５１が提案されている（例えば、非特許文献１参照）。なお、図８は図７の蒸発ガス供給システムのより基本的な系統図を示すもので、同図のように、ＢＯＧ圧縮機５４へタンク５３内から自然発生したＢＯＧを供給する配管６０のＢＯＧ圧縮機５４の上流側にＢＯＧ冷却器５７が介設され、タンク５３内に貯留されているＬＮＧをスプレーポンプ５８により汲み上げて強制蒸発器５６およびＢＯＧ冷却器５７へ供給し、一部を流量調整用戻りライン６１にてタンク５３へ戻せるように構成したＢＯＧ供給システムが考えられる。ＬＮＧはＢＯＧ冷却器５７内でＢＯＧ中に噴霧されることにより、ＢＯＧおよび強制蒸発器５９で蒸発させたＢＯＧを冷却してＢＯＧ圧縮機５４へ供給するようになっている。その他の構成は、図７の供給システム５１に共通するので、説明を省略し、共通の構成部材は同一の符号を用いて示す。
特開２００４−３６６０８（２頁・４〜５頁および図１）フランス国アルストーム社２００５年GASTECH（平成１７年３月公表、系統図）

ところで、ＢＯＧはタンク内のＬＮＧから自然に発生したばかりの状態では、ＬＮＧ並の極低温（−１５０〜−１３０℃前後）であるが、このＢＯＧがガス供給管を通って吸引され、ＢＯＧ圧縮機に到達するときには周辺からガス供給管への侵入熱によって加熱され、ＢＯＧの流量によって概ね−１２０〜−８０℃まで温度が上昇する。しかし、このように温度が上昇すると、一定の質量のガスを一定の吐出圧に加圧して送給するための圧縮機に必要な動力も増加することから、ＢＯＧ圧縮機の入り口のＢＯＧ温度はできるだけ低い方が望ましい。

また、主推進機関が上記タービン以外の、上記のようなガスエンジンの場合には、主推進機関の手前（上流側）でＢＯＧの圧力を５〜７barＡ程度まで加圧する必要がある。しかしながら、遠心式圧縮機を用いて５〜７barＡ程度まで加圧しようとすると、下記のような点で改良の余地がある。

・主推進機関で要求されるＢＯＧの圧力が従来の一般的な蒸気タービンに比べて高く、圧縮機の圧縮比(吐出圧）が高いため、吐出口でのＢＯＧ温度が従来より上昇して、圧縮機の安全運転可能な範囲を超える場合がある。これを避けるには、多段圧縮機の各段の圧縮行程の入り口側にガス冷却装置を設けて入り口におけるＢＯＧ温度を可能な限り低く抑える必要があるが、取り扱うガスの温度が極低温であるため、ＢＯＧの冷却にはＬＮＧ以外の極低温冷媒を船上においては入手困難である。

・圧縮機入り口のＢＯＧの温度が上昇すると、ガス比重が小さくなりガス容積は膨張して大きくなって、圧縮機に必要な動力が増加する一方で、吐出圧力が低下する傾向にある。これを回避するために圧縮機のベーン開度で吐出圧が一定になるように調整するが、設計点からの差が大きくなると流量制御域が狭くなり、場合によってはガスエンジンが要求する一定吐出圧で運転不能になることがある。

そこで、上記のような問題を解決するための解決策として、図８に示したように、遠心式圧縮機５４の入り口側にＢＯＧを冷却して温度を下げるための、ＬＮＧを冷媒として用いた冷却器５３を設けることが考えられる。しかし、この種の冷却器５３は、ＬＮＧを密閉された冷却器本体内のＢＯＧ中にスプレーさせ、液滴が蒸発するときの気化潜熱でＢＯＧを冷却する構造からなるので、つぎのような新たな問題がある。

・冷却する際の設定温度が低くなると、スプレー後のＬＮＧ中の重質分（エタン、プロパン、ブタンなど）がほとんど蒸発せず、いわゆるドレンとなって冷却器内に溜まるので、溜まったドレンの処理作業およびそのための処理設備が必要になる。

・スプレーした際にガス化したＬＮＧ（天然ガス）がＢＯＧに混入することで、ＢＯＧの質量（流量）が変化するため、冷却器の出口側でＢＯＧの温度と質量（流量）との両者を統制する複雑な制御が必要になる。

・冷却される側のガス（ＢＯＧ）と冷却する側のＬＮＧの間の温度差が小さいために、スプレーによる冷却の効率が悪く、スプレーされた後の相当量の液滴が蒸発せずにＢＯＧに混入するおそれがある。このために、ＬＮＧの液滴が混入された状態のＢＯＧが圧縮機に吸入されると、圧縮機に悪影響を与える可能性がある。

この発明は上述の点に鑑みなされたもので、下記の1)〜5)に述べるような課題を解決できる、液化天然ガス運搬船においてメタンを主成分とするＢＯＧを燃料として使用するガスエンジンにＢＯＧを供給する液化天然ガス運搬船の蒸発ガス供給システムを提供しようとするものである。

1) 吐出圧力が５〜７barＡ前後まで加圧するためのＢＯＧ圧縮機の各圧縮行程入り口におけるＢＯＧ温度を、ＬＮＧの冷熱によりできるだけ低温にして密度を高め、圧縮機に流入するＢＯＧの容積流量を減らすことによって、圧縮機の容積を小さくし、かつ所定の吐出圧力を容易に確保できる。

2) ＬＮＧを冷媒に用いた熱交換器にＢＯＧを通過させ、各圧縮行程の入り口ＢＯＧを流量の大小に拘わらず一定の低温に保たせることにより、ガス密度も高密度に保たせ、吐出圧力を安定させ、ＢＯＧの広い流量範囲にわたり吐出圧力の制御を容易にできる。

3) 各圧縮行程の出口でのＢＯＧ温度を、圧縮機の運転範囲内に余裕を持って入るように低く抑えられ、トリップ等の不具合を避けることができる。

4) ＬＮＧとＢＯＧとの熱交換作業を、それぞれ液体対ガスの状態でかつ非接触で行うことによって、スプレー冷却のような重質分の溜まり（ドレン）の心配がなく、またＬＮＧの液滴が圧縮機に運ばれるおそれがない。

5) タンク貯留のＬＮＧを強制的に蒸発器で蒸発させてＢＯＧを発生させ、タンク内で自然発生するＢＯＧだけでは燃料として不足する場合に、ＬＮＧの加熱・蒸発に必要な熱源を節約することができる。

上記の各課題を解決するために本発明に係る液化天然ガス運搬船の蒸発ガス供給システムは、a)液化天然ガス運搬船に搭載されたタンク内に貯留されている液化天然ガスから自然発生する、メタンを主成分とする蒸発ガスを燃料として使用する主推進機関に前記蒸発ガスを供給するとともに、その蒸発ガスが不足する場合に前記液化天然ガスを強制的に蒸発させた蒸発ガスを燃料として使用する蒸発ガス供給システムにおいて、b)前記蒸発ガスを加圧するための圧縮機へ前記タンクから蒸発ガスを供給するための配管に前記蒸発ガス冷却用の熱交換器を介設し、c)前記タンクからポンプ装置により汲み出す液化天然ガスを前記熱交換器の冷媒として使用することにより、前記蒸発ガスを所定の温度まで冷却したのち、同液化天然ガスを強制蒸発器に導くようにしたこと特徴とする。

上記の構成を有する蒸発ガス供給システムによれば、タンク内に貯留しているＬＮＧを強制蒸発器へ導く前に、圧縮機(例えば遠心式）にて加圧する前のＢＯＧの冷却に使用するので、ＬＮＧは配管を通過する間の侵入熱で加熱されるほか、ＢＯＧとの熱交換により
加熱される。この結果、ＬＮＧを強制蒸発器で蒸発させる際に必要な熱量が低下し、その分だけ蒸気使用量が節約される。また、冷却させたＢＯＧを圧縮機に導入して加圧するので、圧縮機の動力を節約できる上に、圧縮機の各段出口（特に２段目）から吐出するＢＯＧの温度を下げられるので、圧縮機のトリップなどを回避でき、運転を容易にする。

請求項２に記載のように、前記圧縮機を複数段の圧縮行程で行う多段圧縮機から構成し、１段目圧縮機の入り口および多段圧縮機間の少なくとも１箇所に前記熱交換器を設け、
前記液化天然ガスを前記熱交換器の冷媒として使用することにより、前記蒸発ガスを所定の温度まで冷却したのち、最下流の熱交換器を通した液化天然ガスを前記強制蒸発器に導くようにすることもできる。

このようにすれば、ＢＯＧを例えば遠心式圧縮機により５〜７barＡ前後まで加圧する場合に、多段圧縮機を使用して熱交換器も各段の圧縮機入り口に設けて十分に冷却し、効率よくＢＯＧを所定圧力まで加圧できる。

請求項３に記載のように、１段目圧縮機の入り口および多段圧縮機間の少なくとも一箇所に設けた前記熱交換器を、プレート・フィンタイプの一台の熱交換器にして共通にすることが好ましい。

このようにすれば、ＬＮＧによるＢＯＧの冷却を液体対ガスの状態でかつ非接触で行うことができ、従来のようにＢＯＧ中にＬＮＧを直接に噴霧して冷却する場合と違ってドレンが生じることがなく、そのための処理や処理に必要な設備が不要になり、またＬＮＧの液滴が圧縮機内に入って運転に悪影響を与えることもない。

請求項４に記載のように、前記熱交換器において冷媒として使用した液化天然ガスを、前記強制蒸発器に導く配管を分岐して前記タンクへ戻す循環用配管を設けるとともに、前記配管の分岐位置上流側に切換弁を介設することができる。

このようにすれば、主推進機関が低負荷になって燃料として必要なガス量がタンク内で自然発生する蒸発ガスの量を下回り、ＬＮＧを強制的に蒸発して使用する必要がない場合に、ＢＯＧの冷媒として使用した後のＬＮＧをタンクに戻すことができる。なお、タンクに戻されるＬＮＧは加熱されて温度が上昇しているので、結果的にＬＮＧから自然発生するＢＯＧの量が増えることになる。

本発明に係る液化天然ガス運搬船の蒸発ガス供給システムには、つぎのような優れた効果がある。すなわち、タンクに貯留しているＬＮＧにより、ＢＯＧ遠心式圧縮機に必要な温度まで冷却し、ＢＯＧの加圧を圧縮機にて安全かつ効率よく行うことができ、しかも主推進機関の燃料が自然発生のＢＯＧだけでは不足する場合に蒸発器でＬＮＧを強制的に蒸発して使用する際の加熱用蒸気量を節約でき、ＬＮＧ運搬船の航行を経済的に遂行できるようにする。

以下に、本発明に係る液化天然ガス運搬船の蒸発ガス供給システムについて実施の形態を図面に基づいて説明する。

図１は本発明の蒸発ガス供給システムの最も基本的な第１実施例を示す系統図である。図１に示すように本実施例のＢＯＧ供給システム１は、ガスエンジンとしてＤＦＤ（ガス焚きディーゼルエンジン）２をＬＮＧ運搬船のエンジンルーム内に備え、貨物部に断熱構造のＬＮＧ用タンク３を搭載している。貨物部には遠心式圧縮機４が設置され、タンク３の上端部と遠心式圧縮機４の入り口とがＢＯＧ供給用配管１１により接続されている。また、遠心式圧縮機４とガスエンジン２とが、ＢＯＧ供給用配管１２により接続されている。遠心式圧縮機４への配管１１には、シェルアンドチューブタイプのＢＯＧ冷却器（熱交換器）７が介設されている。このＢＯＧ冷却器７は、タンク３内に貯留されるＬＮＧを冷媒として例えばチューブ側に流して使用し、シェル側を流すＢＯＧを冷却するものである。また、圧縮機４の出口での吐出圧力の制御を容易にするため、ＢＯＧ圧縮機４の入り口のガス温度を一定に保てるようにＢＯＧ冷却器７の入り口付近で配管１１を分岐し、この分岐したバイパスライン１３をＢＯＧ冷却器７の出口、言い換えれば、ＢＯＧ圧縮機４の入り口付近において配管１１に接続している。さらに、バイパスライン１３には、ＢＯＧの温度調節用バイパスバルブ８を介設している。

さらに、タンク３内の底部付近にスプレーポンプ６が配置され、このスプレーポンプ６の吐出口にＬＮＧ供給用配管１４の一端が接続され、他端がＢＯＧ冷却器７の冷媒入り口に接続されている。ＢＯＧ冷却器７の冷媒出口にＬＮＧ供給用配管１５の一端が接続され、他端が強制蒸発器５の入り口に接続されている。強制蒸発器５の出口には強制ＢＯＧ供給用配管１６の一端が接続され、他端がＢＯＧ冷却器７の入り口手前(上流側）で配管１１に接続されている。また、ＬＮＧ供給用配管１４はＢＯＧ冷却器７の冷媒入り口より上流側で分岐され、この分岐された温度調節用循環ライン(循環用配管)１７の一端はタンク３のＬＮＧの液中に挿入されている。さらに、温度調節用循環ライン１７には、戻り流量調節用バルブ９が介設されている。さらにまた、強制蒸発器５へのＬＮＧ供給用配管１５を分岐してタンク３への循環ライン(循環用配管）１８を設け、この循環ライン１８に開閉バルブ１０を介設し、強制蒸発器５の入り口手前のＬＮＧ供給用配管１５に開閉バルブ１９を介設している。なお、蒸発器５はシェルアンドチューブタイプの熱交換器であり、温熱・加熱媒体に船内の蒸気が使用される。

上記のようにして構成される本発明の実施例に係るＢＯＧ供給システム１について、ＢＯＧの供給態様を図１に基づいて説明する。

図１において、タンク３内のＬＮＧから自然に蒸発して発生するＢＯＧは、圧力１barＡ・温度(タンク３の頂部で）−１３０〜−１２０℃前後であるが、ガスエンジン２の燃料供給部では圧力約６barＡ・温度０〜５０℃のＢＯＧが要求される。そこで、本例では、遠心式圧縮機４を用いてガスエンジン２の要求に対応させている。また、通常のＬＮＧの運搬時には、タンク３内に貯留されているＬＮＧから自然に発生するＮＢＯＧでは供給不足になるので、ＬＮＧの一部を強制的に蒸発させたＦＢＯＧで補っている。

詳しくは、ＬＮＧから自然に発生したＮＢＯＧの温度はタンク３の頂部で−１３０〜−１２０℃前後で、配管１１を通って遠心式圧縮機４へ送られる間に侵入熱で温度が上昇するので、このまま、つまり冷却しない場合には圧縮機４の入り口で−８０〜−６０℃程度になる。この場合の遠心式圧縮機４では、ＢＯＧ温度は遠心式圧縮機４の出口でのＢＯＧ温度の過度の上昇を防ぐため、入り口で−１２０℃前後への冷却処理が望まれる。そこで、圧縮機４の入り口の上流側で、ＢＯＧ冷却器７においてタンク３内に貯留しているＬＮＧの冷熱により非接触でＢＯＧを冷却している。冷却されたＢＯＧは圧縮機４で加圧されるが、ＢＯＧの冷却後の温度が低くなり過ぎないように、非冷却のＢＯＧを混合して温度を調節できるようにしており、ＢＯＧの混合割合はバイパスバルブ８の開度で調整される。ＬＮＧによる冷却器７でのＢＯＧの冷却能力は、温度調節用循環ライン１７の戻り流量調節用バルブ９の開度によって調節される。一方、ＬＮＧはＢＯＧからの吸熱により温度が上昇し、配管１５により強制蒸発器５へ送られる。そして、船内蒸気と非接触で加熱され、蒸発してガス化されてＢＯＧとなる。このＦＢＯＧは、タンク３からのＮＢＯＧと配管１１内で混合され、ＢＯＧ冷却器７で冷却された後に圧縮機４へ送られる。ここで、圧力６barＡ程度まで加圧され、温度が上昇した状態でガスエンジン２へ供給される。

ただし、タンク３から自然発生するＢＯＧだけでＬＮＧ運搬船の航行が可能な場合にはＬＮＧ供給用配管１５の開閉バルブ１９を閉じるとともに、循環ライン１８の開閉バルブ１０を開放状態にしておくことで、タンク３内のＬＮＧはＢＯＧ冷却器７へ送られてＢＯＧの冷却に使用されたのちに、循環ライン１８にてタンク３内へ戻される。

図２は本発明の蒸発ガス供給システムの第２実施例を示す系統図である。図２に示すように、本実施例のＢＯＧ供給システム１−２が上記実施例と相違するところは、２段の遠心式圧縮機４・４を設けて、１段目の圧縮機４の入り口側の配管および１段目と２段目の圧縮機４・４の中間の配管１１にＢＯＧ冷却器７・７を介設し、各ＢＯＧ冷却器７の入り口と出口間にはバイパスライン１３を設けて、ＢＯＧの温度調節用バイパスバルブ８を介設したことである。各ＢＯＧ冷却器７・７には、タンク３内のＬＮＧを冷媒として使用し、使用後は強制蒸発器５へ導いてガス化し、ＢＯＧの不足を補うようにしている。本例の供給システム１−２は、ＢＯＧの圧縮能力との関係で単段の遠心圧縮機４ではガスエンジンの要求するＢＯＧを加圧できない場合の実施例である。本例の場合、各圧縮行程での入り口のＢＯＧ温度をほぼ一定にするために、温度調整用のバイパスバルブ８を各ＢＯＧ冷却器７ごとに設けている。これらを使った各圧縮行程の入り口のＢＯＧ温度の設定は、圧縮工程間の流量の釣り合いと吐出口のＢＯＧ温度が制限値以下となる条件下で決定される。また、開閉バルブ１０および開閉バルブ１９に代えて、ＬＮＧ供給用配管１５と循環ライン１８の分岐部に切換バルブ１０’を設けている。その他の構成および供給態様については基本的に共通するので説明を省略し、共通する構成部材は同一の符号を用いて示す。なお、本実施例では２段の圧縮機を示しているが、段数はこれに限らず増やすことができ、その場合はＢＯＧ冷却器７も圧縮機の段数に応じて増やす方が望ましい。

図３は本発明の蒸発ガス供給システムの第３施例を示す系統図である。図３に示すように、本実施例のＢＯＧ供給システム１−３が上記第２実施例と相違するところは、２台のＢＯＧ冷却器７・７に代えて１台のＢＯＧ冷却器７を使用し、１段目の圧縮機４と２段目の圧縮機４とに供給するＢＯＧを共通のＢＯＧ冷却器７を通して冷却するようにしたことである。なお、ＢＯＧ冷却器７にはプレート・フィンタイプを使用し、ＢＯＧとＬＮＧとの接触をなくし、またスプレー冷却器のようなドレンの発生も防止した。本例の場合、２台のＢＯＧ冷却器７を１台にまとめたことにより、据え付けスペースを削減できた。またプレート・フィンタイプの熱交換器を採用したことで、熱交換の効率がアップするとともに、熱交換器の小型化が図られ、コストもセーブされた。その他の構成および供給態様については基本的に共通するので、詳しい説明を省略し、共通する構成部材は同一の符号を用いて示す。

図４は本発明の蒸発ガス供給システムの第４施例を示す系統図である。図４に示すように、本実施例のＢＯＧ供給システム１−４が上記第２実施例と相違するところは、ＢＯＧ冷却器７およびＢＯＧ冷却器７の入り口と出口間にはＢＯＧの温度調節用バイパスバルブ８を介設したバイパスライン１３を、１段目の圧縮機４と２段目の圧縮機４との間に設けたことである。本例の場合、ＢＯＧ冷却器７の数を１台に減らしたことによるコストセーブを達成できた。また、ＢＯＧ冷却器の温度制御については、冷却器の台数が少ないので容易になる。ただし、１段目の圧縮機４の入り口にＢＯＧ冷却器がないので、ＢＯＧの入り口温度がかなりの範囲で変化し、これに伴ってＢＯＧのガス密度も変わるため、１段目の圧縮行程の容量に余裕を持たせる必要がある。その他の構成および供給態様については基本的に共通するので、説明を省略し、共通する構成部材は同一の符号を用いて示す。

図５は本発明の蒸発ガス供給システムの第５施例を示す系統図である。図５に示すように、本実施例のＢＯＧ供給システム１−５が上記第２実施例と相違するところは、ＢＯＧ冷却器７およびＢＯＧ冷却器７の入り口と出口間にはＢＯＧの温度調節用バイパスバルブ８を介設したバイパスライン１３を、１段目の圧縮機４の入り口側に設けたことである。本例の場合、ＢＯＧ冷却器の台数を減らしたことによるコストセーブのほか、１段目の圧縮行程の入り口のＢＯＧ温度をほぼ一定に保つことにより、１段目以降は概ね一定のガス密度の圧縮を行うことになるので、上記第４実施例に比べて流量の制御がやや容易になるという利点がある。その他の構成および供給態様については基本的に共通するので、説明を省略し、共通する構成部材は同一の符号を用いて示す。

図６は本発明の蒸発ガス供給システムの第６施例を示す系統図である。図６に示すように、本実施例のＢＯＧ供給システム１−６が上記第１実施例と相違するところは、ＢＯＧ冷却器７で冷媒として使用したＬＮＧを強制蒸発器５で蒸発させてガス化したのち、ＢＯＧ冷却器７および圧縮機４を通さずにガスエンジン２へ供給するようにしたことである。本例の場合、タンク３内で自然発止するＢＯＧを専らＢＯＧ圧縮機４で加圧処理し、主推進機関２の燃料として不足する分を強制蒸発器５で蒸発させて補おうとするものである。したがって、ＢＯＧ圧縮機４が取り扱うＢＯＧの量が減少し、それに応じて消費動力も減少する。強制蒸発器５へ導くＬＮＧはスプレーポンプ６で液体状態のまま、主推進機関２の燃料として必要な圧力に達するまで少ない動力で昇圧できるので、この圧力を強制蒸発器５で発生させるＢＯＧの圧力として圧縮機４を通さずに燃料として利用できる。その他の構成および供給態様については基本的に共通するので、説明を省略し、共通する構成部材は同一の符号を用いて示す。ただし、この場合には、強制的に蒸発させるＢＯＧの圧力および温度はガスエンジン２の要求する圧力約６barＡおよび温度０〜５０℃になるように調整する必要がある。

本発明の液化天然ガス運搬船における蒸発ガス供給システムの第１実施例を示す系統図である。本発明の液化天然ガス運搬船における蒸発ガス供給システムの第２実施例を示す系統図である。本発明の液化天然ガス運搬船における蒸発ガス供給システムの第３実施例を示す系統図である。本発明の液化天然ガス運搬船における蒸発ガス供給システムの第４実施例を示す系統図である。本発明の液化天然ガス運搬船における蒸発ガス供給システムの第５実施例を示す系統図である。本発明の液化天然ガス運搬船における蒸発ガス供給システムの第６実施例を示す系統図である。アルストーム社により提案されたＬＮＧから自然発生したＢＯＧを用いたディーゼルエンジンへの供給システムを示す系統図である。液化天然ガス運搬船における蒸発ガス供給システムの従来例を示す系統図である。

符号の説明

１ＢＯＧ供給システム
２ガスエンジン（ガス焚きディーゼルエンジン：主推進機関）
３ＬＮＧ用タンク
４遠心式圧縮機
５強制蒸発器
６スプレーポンプ(ポンプ装置）
７ＢＯＧ冷却器(熱交換器）
８温度調節用バイパスバルブ
９戻り流量調節用バルブ
１０開閉バルブ
１０’切換バルブ
１１・１２・１４ＢＯＧ供給用配管
１３ＬＮＧバイパスライン
１５ＬＮＧ供給用配管
１６強制ＢＯＧ供給用配管
１７温度調節用循環ライン(循環用配管)
１８ＬＮＧ循環ライン(循環用配管)

Claims

液化天然ガス運搬船に搭載されたタンク内に貯留されている液化天然ガスから自然発生する、メタンを主成分とする蒸発ガスを燃料として使用する主推進機関に前記蒸発ガスを供給するとともに、その蒸発ガスが不足する場合に前記液化天然ガスを強制的に蒸発させた蒸発ガスを燃料として使用する蒸発ガス供給システムにおいて、
前記蒸発ガスを前記主推進機関へ燃料として送給するために加圧する圧縮機へ前記タンクから蒸発ガスを供給するための配管に前記蒸発ガス冷却用の熱交換器を介設し、
前記タンクからポンプ装置により汲み出す液化天然ガスを前記熱交換器の冷媒として使用することにより、前記蒸発ガスを所定の温度まで冷却したのち、同液化天然ガスを強制蒸発器に導くようにしたこと
を特徴とする液化天然ガス運搬船の蒸発ガス供給システム。
前記圧縮機を複数段の圧縮行程で行う多段圧縮機から構成し、１段目圧縮機の入り口および多段圧縮機間の少なくとも１箇所に前記熱交換器を設け、
前記液化天然ガスを前記熱交換器の冷媒として使用することにより、前記蒸発ガスを所定の温度まで冷却したのち、最下流の熱交換器を通した液化天然ガスを前記強制蒸発器に導くようにしたこと
を特徴とする請求項１記載の液化天然ガス運搬船の蒸発ガス供給システム。
１段目圧縮機の入り口および多段圧縮機間の少なくとも一箇所に設けた前記熱交換器を、プレート・フィンタイプの一台の熱交換器にして共通にしたこと
を特徴とする請求項２記載の液化天然ガス運搬船の蒸発ガス供給システム。
前記熱交換器において冷媒として使用した液化天然ガスを、前記強制蒸発器に導く配管を分岐して前記タンクへ戻す循環用配管を設けるとともに、前記配管の分岐位置上流側に切換弁を介設したこと
を特徴とする請求項１〜３のいずれか記載の液化天然ガス運搬船の蒸発ガス供給システム。