JP2014514486A - 高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システム及び方法 - Google Patents

Abstract

【課題】本発明は、高圧天然ガス噴射エンジン、例えばＭＥ−ＧＩエンジンを使用する海上構造物において液化天然ガス貯蔵タンクで発生したボイルオフガスを中圧に圧縮して再液化した後、高圧に圧縮して気化させて高圧天然ガス噴射エンジンに供給する燃料供給システムを提供する。
【解決手段】本発明によれば、高圧天然ガス噴射エンジンに燃料を供給するシステムであって、液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク内で発生したボイルオフガスを前記貯蔵タンクから供給されて圧縮するボイルオフガス圧縮部；前記ボイルオフガス圧縮部で圧縮されたボイルオフガスを供給されて液化させる再液化装置；前記再液化装置で液化されたボイルオフガスを供給されて気体成分と液体成分を分離するためのバッファタンク；前記バッファタンクから液体成分を供給されて圧縮させる高圧ポンプ；及び前記高圧ポンプで圧縮された液体成分を気化させて前記高圧天然ガス噴射エンジンに供給するための高圧気化器；を含み、前記バッファタンクから前記高圧ポンプに供給される液体成分は１２乃至４５ｂａｒａ（絶対圧）の圧力を有することを特徴とする高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システムが提供される。
【選択図】図９ａ

Description

本発明は、高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システム及び方法に関し、さらに詳しくは、高圧天然ガス噴射エンジン、例えばＭＥ−ＧＩエンジンを使用する海上構造物において液化天然ガス貯蔵タンクで発生したボイルオフガスを中圧に圧縮して再液化した後、高圧に圧縮して気化させて高圧天然ガス噴射エンジンに供給する燃料供給システム及び方法に関する。

近年、ＬＮＧ（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ）やＬＰＧ（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｇａｓ）などの液化ガスの消費量が全世界的に急増している傾向にある。液化ガスは、陸上又は海上のガス配管を介してガス状態で運搬されるか、又は、液化した状態で液化ガス運搬船に貯蔵されたまま遠距離にある消費先に運搬される。ＬＮＧやＬＰＧなどの液化ガスは、天然ガス又は石油ガスを極低温（ＬＮＧの場合は約−１６３℃）に冷却して得られるもので、ガス状態の時よりその体積が大幅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。

液化ガス運搬船は、液化ガスを積み、海を運航して陸上の需要先にこの液化ガスの荷役するためのもので、そのため、液化ガスの極低温に耐えることができる貯蔵タンク（通常、「貨物倉」という）を含む。

このように極低温状態の液化ガスを貯蔵できる貯蔵タンクが設けられた海上構造物の例としては、液化ガス運搬船の他、ＬＮＧ ＲＶ（Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｖｅｓｓｅｌ）のような船舶やＬＮＧ ＦＳＲＵ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ Ｓｔｏｒａｇｅ ａｎｄ Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）、ＬＮＧ ＦＰＳＯ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ、Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ、Ｓｔｏｒａｇｅ ａｎｄ Ｏｆｆ−ｌｏａｄｉｎｇ）のような構造物などを挙げることができる。

ＬＮＧ ＲＶは、自力航行及び浮遊が可能な液化ガス運搬船にＬＮＧ再気化設備を設置したもので、ＬＮＧ ＦＳＲＵは、陸上から遠く離れた海上でＬＮＧ輸送船から荷役される液化天然ガスを貯蔵タンクに貯蔵した後、必要に応じて液化天然ガスを気化させて陸上の需要先に供給する海上構造物である。また、ＬＮＧ ＦＰＳＯは、採掘された天然ガスを海上で精製した後、直接液化させて貯蔵タンク内に貯蔵し、必要な場合、この貯蔵タンク内に貯蔵されたＬＮＧをＬＮＧ輸送船に積み替えるために使用される海上構造物である。本明細書における海上構造物とは、液化ガス運搬船、ＬＮＧ ＲＶなどの船舶をはじめとして、ＬＮＧ ＦＰＳＯ、ＬＮＧ ＦＳＲＵなどの構造物まですべてを含む概念である。

天然ガスの液化温度は、常圧で約−１６３℃の極低温であるため、ＬＮＧはその温度が常圧で−１６３℃より少し高いだけで蒸発する。従来のＬＮＧ運搬船の場合を例にあげて説明すれば、ＬＮＧ運搬船のＬＮＧ貯蔵タンクは断熱処理が施されてはいるが、外部の熱がＬＮＧに継続的に伝達されるため、ＬＮＧ運搬船によってＬＮＧを輸送する途中にＬＮＧがＬＮＧ貯蔵タンク内で継続的に気化してＬＮＧ貯蔵タンク内にボイルオフガス（ＢＯＧ；Ｂｏｉｌ−Ｏｆｆ Ｇａｓ）が発生する。

発生したボイルオフガスは、貯蔵タンク内の圧力を増加させ、船舶の揺動によって液化ガスの流動を加速させて構造的な問題を招きかねないため、ボイルオフガスの発生を抑制する必要がある。

従来、液化ガス運搬船の貯蔵タンク内でのボイルオフガスを抑制するために、ボイルオフガスを貯蔵タンクの外部に排出させて焼却してしまう方法、ボイルオフガスを貯蔵タンクの外部に排出させて再液化装置を介して再液化させてから、再度貯蔵タンクに戻す方法、船舶の推進機関で使用される燃料としてボイルオフガスを使用する方法、貯蔵タンクの内部圧力を高く維持することでボイルオフガスの発生を抑制する方法などが単独又は複合的に使用されていた。

ボイルオフガス再液化装置が搭載された従来の海上構造物の場合、貯蔵タンクの適正圧力を維持するために、貯蔵タンク内部のボイルオフガスを貯蔵タンクの外部に排出させて再液化装置を介して再液化させるようになるが、再液化作業が行われる前にボイルオフガスを４乃至８ｂａｒａ程度の低圧に圧縮させて再液化装置に供給する。圧縮されたボイルオフガスは、窒素冷凍サイクルを含む再液化装置で超低温に冷却された窒素との熱交換を介して再液化された後、貯蔵タンクに戻される。

ボイルオフガスの再液化効率を上げるためには、ボイルオフガスを高い圧力に圧縮させることが好ましいが、貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧは常圧状態を維持しているため、再液化された液化ボイルオフガスの圧力が過度に高ければ貯蔵タンクに戻る際にフラッシュガス（ｆｌａｓｈ ｇａｓ）が発生するようになる。したがって、再液化効率は低いが、前記４乃至８ｂａｒａ程度の低圧にボイルオフガスを圧縮せざるを得ないという問題がある。

すなわち、図１に示すように、従来は、貯蔵タンクで発生したボイルオフガス、すなわちＮＢＯＧをボイルオフガス圧縮機に供給して４乃至８ｂａｒａ程度の低圧に圧縮させた後、この低圧ＢＯＧを窒素ガスを冷媒として使用する再液化装置に供給する（大韓民国特許公開第１０−２００６−０１２３６７５号の詳細な説明には約６．８ｂａｒａに圧縮することが記載されており、大韓民国特許公開第１０−２００１−００８９１４２号（米国特許第６，５３０，２４１号に対応）の詳細な説明には４．５ｂａｒａに圧縮することが記載されている）。再液化装置で液化されたボイルオフガス、すなわちＬＢＯＧは貯蔵タンクに戻るとともにフラッシュガスが発生する問題があり、そのため、ボイルオフガス圧縮機でボイルオフガスを低圧に圧縮せざるを得なかった。

結局、従来は、貯蔵タンクで発生されるボイルオフガスは、再液化装置を介して再液化した後、貯蔵タンクに戻すことが典型的なボイルオフガス処理方法として活用され、再液化後の貯蔵タンクへの復帰時にフラッシュガスの発生をできるだけ抑制するために、再液化されるボイルオフガスの圧力を上げないことが基本的な概念として定着していた。

ボイルオフガスを再液化させる再液化装置としては、国際公開第２００７／１１７１４８号、国際公開第２００９／１３６７９３号、大韓民国特許公開第２００６−０１２３６７５号及び大韓民国特許公開第２００１−００８９１４２号などに開示されている窒素冷凍サイクル、またはその他混合冷媒サイクルなどが利用されていた。以上で説明したように、このような従来のボイルオフガス再液化装置は、ボイルオフガスを再液化する際は、通常４−８ｂａｒａ前後に加圧して再液化することが一般的で、当該分野ではそれ以上に加圧することは技術的に妥当でないという認識が広がっていた。その理由は、ボイルオフガスを再液化する際、ボイルオフガスを高い圧力に再液化すると、後でタンクに戻す場合、常圧近くまで圧力が低下するためフラッシュガス（ボイルオフガス）が多く生じるからである。

一方、窒素冷凍サイクルは、冷媒として窒素ガスＮ_２を使用するため、液化効率が低い問題があり、混合冷媒サイクルは、冷媒として窒素及び炭化水素ガスなどが混合された冷媒を使用するため、安定性が低い問題がある。

さらに詳しくは、従来の船舶や海上プラントなどの海上用ＬＮＧ再液化装置では、ターボエクスパンダ（ｔｕｂｏ ｅｘｐａｎｄｅｒ）方式の逆ブレイトンサイクルを実行してボイルオフガスを再液化し、陸上用ＬＮＧ液化プラントでは、混合冷媒を用いるジュール＝トムソン冷凍サイクルを実行して天然ガスを液化させていた。海上用ＬＮＧ再液化装置に使用していた逆ブレイトンサイクルは、相対的に装置の構成が単純で空間が限定された船舶や海上構造物では有利であるが、効率が低い問題があり、陸上用ＬＮＧ再液化装置に使用していた混合冷媒ジュール＝トムソン冷凍サイクルは、相対的に効率が高いが、混合冷媒の特性上、気液状態が同時に存在する時、これを分離するためのセパレータを使用しなければならない等、装置構成が複雑になる問題がある。しかし、このような再液化方式は、未だに多く使用されている。

その他にも、ＬＮＧなどの液化ガスを貯蔵する貯蔵タンクを具備した海上構造物に対して、貯蔵タンクで継続的に発生するボイルオフガスを效率的に処理するとともに、フラッシュガスの発生を抑制できる方法に対する研究開発が引き続き行われる必要がある。

本発明は、上記の従来の問題点を解決するためのもので、液化天然ガス貯蔵タンクから発生するボイルオフガスを高圧天然ガス噴射エンジン、例えばＭＥ−ＧＩエンジンの燃料として活用し、液化天然ガス貯蔵タンクで発生したボイルオフガスを中圧に圧縮して再液化した後、高圧に圧縮して気化させて高圧天然ガス噴射エンジンに供給できる燃料供給システム及び方法を提供することを目的とする。

本願出願人は、従来の高圧ガス噴射エンジンに燃料を供給する方法として、ＭＡＮ Ｂ&Ｗ社が提案したガスの圧縮による燃料供給の代わりに、液体（ＬＮＧ）を高圧ポンプで圧縮（ポンピング）した後、これを気化させて燃料に供給する技術を開発して２００７年５月８日付で大韓民国特許庁に出願しており（大韓民国特許出願第１０−２００７−００４４７２７号）、このような技術は船主及びＭＡＮ Ｂ&Ｗ社から大きな反響を得ている。

また、Ｈａｍｗｏｒｔｈｙ社は、本願出願人の上記技術を若干改良して国際公開第２００９／１３６７９３号として出願している。しかし、このような技術が開発された後も、当該分野では、再液化後、タンクへの回送時のフラッシュガスの発生を憂慮してボイルオフガスの再液化時には、低圧範囲（４〜８ｂａｒａ）で圧縮し、それ以上の圧力にボイルオフガスを圧縮することは全く考慮されていなかった。

このようなＬＮＧの高圧ポンピングの基本技術の開発後、本願出願人は、この技術を実際に適用するにあたり、ＬＮＧ貯蔵タンクで発生するボイルオフガスを燃料として使用する技術を開発する過程の中で、ボイルオフガスを４〜８ｂａｒａに圧縮して再液化する従来の再液化と異なって、従来の再液化より圧力がさらに高い中圧範囲に加圧（１２乃至４５ｂａｒａ）した状態で再液化し、これを高圧ポンプに供給した場合、再液化に要するエネルギーが大幅に低減されることを見出し、このような発見に基づいて本発明を完成するに至った。

また、本発明によれば、再液化エネルギーが顕著に減少する長所の他、再液化後の中圧範囲に加圧されたＬＮＧを高圧に圧縮する高圧ポンプの動力消費も減るという点、さらには、再液化後に高圧ポンプで加圧するため、従来のように過冷却（ｓｕｂｃｏｏｌｉｎｇ）する必要がないという点などの長所があることを見出した。

上記の発明の課題及びその作用効果は、本発明において初めて開示されるものである。

上記目的を達成するための本発明の一側面によれば、高圧天然ガス噴射エンジンに燃料を供給するシステムであって、液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク内で発生したボイルオフガスを前記貯蔵タンクから供給されて圧縮するボイルオフガス圧縮部；前記ボイルオフガス圧縮部で圧縮されたボイルオフガスを供給されて液化させる再液化装置；前記再液化装置で液化されたボイルオフガスを供給されて気体成分と液体成分を分離するためのバッファタンク；前記バッファタンクから液体成分を供給されて圧縮させる高圧ポンプ；及び前記高圧ポンプで圧縮された液体成分を気化させて前記高圧天然ガス噴射エンジンに供給するための高圧気化器；を含み、前記バッファタンクから前記高圧ポンプに供給される液体成分は１２乃至４５ｂａｒａ（絶対圧）の圧力を有することを特徴とする高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システムが提供される。

前記ボイルオフガス圧縮部は、ボイルオフガスを圧縮する１つ以上のボイルオフガス圧縮機、及び前記ボイルオフガス圧縮機で圧縮されるとともに温度が上昇したボイルオフガスを冷却させるための１つ以上の中間冷却器を含むことが好ましい。

前記再液化装置は、冷媒とボイルオフガスとの熱交換によって前記ボイルオフガス圧縮部で圧縮されて供給されたボイルオフガスを再液化させるためのコールドボックス、前記コールドボックスで加熱されて部分的に気化された冷媒を気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とに分離するための冷媒気液分離器、前記冷媒気液分離器で分離された気体状態の冷媒を圧縮させるための冷媒圧縮機、前記冷媒圧縮機で圧縮された冷媒を冷却させるための冷媒冷却器、前記冷媒圧縮機で圧縮された後、前記冷媒冷却器で冷却された冷媒を膨脹させて温度を下げる冷媒膨脹バルブ、及び前記冷媒気液分離器で分離された液体状態の冷媒を前記冷媒膨脹バルブに供給するための冷媒ポンプを含むことが好ましい。

前記燃料供給システムは、前記高圧天然ガス噴射エンジンの負荷が減るか、又は発生したボイルオフガスの量が多い場合、前記バッファタンクから前記高圧ポンプに供給されるボイルオフガスのうち一部を前記貯蔵タンクに戻すＬＢＯＧ復帰ラインを含むことが好ましい。

前記燃料供給システムは、前記ＬＢＯＧ復帰ラインに設置されて液化されたボイルオフガスを減圧させるＬＢＯＧ膨脹バルブを含むことが好ましい。

前記燃料供給システムは、減圧過程で発生するフラッシュガスを含むボイルオフガスを液体成分と気体成分とに分離して液体成分だけを前記貯蔵タンクに戻すためのＬＢＯＧ気液分離器を含むことが好ましい。

前記燃料供給システムは、前記再液化装置が作動しない、または前記貯蔵タンクで発生するボイルオフガスの量が前記高圧天然ガス噴射エンジンでの消耗量より少ない場合、前記貯蔵タンクに収容されたＬＮＧを前記バッファタンクに供給できるように設置されたＬＮＧ供給ポンプ及びＬＮＧ供給ラインを含むことが好ましい。

前記燃料供給方法は、液化される前のボイルオフガスと気化される前の液化ボイルオフガスとを熱交換することによって液化ボイルオフガスが有する液化エネルギーをボイルオフガスが回収して使用することによってボイルオフガスを液化するためのエネルギーを低減することが好ましい。また、前記液化ガスを貯蔵する貯蔵タンクで発生したボイルオフガスを圧縮する前に前記圧縮されたボイルオフガスや前記再液化装置の窒素冷凍サイクルで過冷却された窒素冷媒と熱交換して前記貯蔵タンクで発生したボイルオフガスを予熱することが好ましい。このような冷熱回収やボイルオフガスの予熱などは、国際公開第２００７／１１７１４８号、国際公開第２００９／１３６７９３号、大韓民国特許公開第２００６−０１２３６７５号公報、大韓民国特許登録第０９２９２５０号公報などに公開された技術を使用できる。本発明では、液化ボイルオフガスからの冷熱回収を記載しているが、液化ボイルオフガスの量が高圧天然ガス噴射エンジンでの燃料必要量より少ない場合、貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを燃料として使用する必要があり、この場合は前記貯蔵タンクから供給されるＬＮＧから冷熱を回収することもできる。

前記海上構造物の例としては、液化ガス運搬船の他、ＬＮＧ ＲＶのような船舶やＬＮＧ ＦＳＲＵ、ＬＮＧ ＦＰＳＯのような構造物などを挙げることができる。

前記燃料供給方法は、前記燃料供給中に前記液化ボイルオフガスを前記高圧天然ガス噴射エンジンにすべて供給する時期を含むことを特徴とする。すなわち、海上構造物の運航中には高圧天然ガス噴射エンジンが必要とする燃料の量は、貯蔵タンクで発生するボイルオフガスの量よりも多い時期が相当期間存在し、この時期には液化ボイルオフガスを高圧天然ガス噴射エンジンにすべて供給することによって、液化ボイルオフガスを貯蔵タンクへ回送する際に伴うフラッシュガスの発生問題を解決できる。

本発明の他の側面によれば、前記海洋構造物の運航中において、高圧天然ガス噴射エンジンが必要とする燃料の量が前記貯蔵タンクで発生するボイルオフガスの量以上の時は、前記液化ボイルオフガスのすべて又は相当部分を前記高圧天然ガス噴射エンジンに供給することを特徴とする。この時、不足した燃料は、貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを燃料として使用することもできる。

本発明によれば、液化天然ガス貯蔵タンクから発生するボイルオフガスを高圧天然ガス噴射エンジン、例えばＭＥ−ＧＩエンジンの燃料として活用し、液化天然ガス貯蔵タンクで発生したボイルオフガスを中圧に圧縮して再液化した後、高圧に圧縮して気化させて高圧天然ガス噴射エンジンに供給できる燃料供給システム及び方法が提供され得る。

本発明の高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給方法によれば、ボイルオフガスを従来の４乃至８ｂａｒａ程度の低圧に圧縮させる代わりに１２乃至４５ｂａｒａ程度の中圧に圧縮させた後、再液化させることができ、ボイルオフガスの圧力が上がると液化エネルギーが減少するので、再液化時に要する液化エネルギーを低減できるようになる。

また、本発明の高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給方法によれば、再液化時のボイルオフガスの圧力が従来より高い中圧状態であるため、ボイルオフガスの液化点が上昇して再液化のための熱交換器で受ける熱応力が減少し高圧気化器の熱負荷（ｈｅａｔ ｄｕｔｙ）が減少するので、装備の大きさを減らすことができる。

また、中圧に加圧された状態の液化ボイルオフガスを高圧に圧縮するので高圧ポンプの動力も低減される効果もある。

また、本発明の高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給方法によれば、ボイルオフガスの再液化のための再液化装置の冷媒の中でも、非爆発性混合冷媒を利用することで、従来の窒素冷凍サイクルより効率的で、従来の混合冷媒サイクルより安全な再液化が可能になる。

前記燃料供給方法は、前記高圧天然ガス噴射エンジンの運転中に前記液化ボイルオフガスを前記高圧天然ガス噴射エンジンにすべて供給する時期を含む。すなわち、海洋構造物の運航中には、高圧天然ガス噴射エンジンが必要とする燃料の量がＬＮＧ貯蔵タンクで発生するボイルオフガスの量よりも多い時期が相当期間存在するが、この時期には液化ボイルオフガスを高圧天然ガス噴射エンジンにすべて供給することによって、液化ボイルオフガスをＬＮＧ貯蔵タンクへ回送する際に伴うフラッシュガスの発生問題を解決できる。また、従来のように、液化ボイルオフガスをＬＮＧ貯蔵タンクへ回送する際に発生するフラッシュガスを減らすために過冷却することによるエネルギー消費も相当量減らすことができる。従来のＨａｍｗｏｒｔｈｙ社のＭａｒｋ ＩＩＩ再液化装置（国際公開第２００７／１１７１４８号に記載の技術）の場合、８ｂａｒａにボイルオフガスを加圧して−１５９℃に液化する。この時のボイルオフガスの飽和温度は、約−１４９．５℃であるから９〜１０℃程度が過冷却された状態である。この程度の過冷却が行われなければ、ＬＮＧ貯蔵タンクに液化ボイルオフガスを回送する場合のフラッシュガスの発生を抑制することができない。しかし、本発明では、液化ボイルオフガスが高圧天然ガス噴射エンジンに燃料として供給される過程で高圧ポンプによって加圧されるため、圧力増加によって飽和状態のＬＢＯＧはその後の過冷却状態が安定して維持され得る。したがって、本発明では、液化ボイルオフガスを当該圧力での飽和温度より０．５〜３℃、好ましくは１℃程度だけ過冷却させて液化させた後、燃料として供給しても良い利点がある。

また、本発明の高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給方法によれば、必要な場合、二元燃料ディーゼル機関（ＤＦＤＥ）を装着することで、高圧天然ガス噴射エンジンに供給された後の残りの燃料や減圧時に発生するフラッシュガスを二元燃料ディーゼル機関の燃料として使用して消耗できる。すなわち、高圧天然ガス噴射エンジンで必要とする燃料を超過するボイルオフガスは、本発明による中圧による再液化過程を経ることなく、ＬＮＧ貯蔵タンクから即座に４〜８ｂａｒａ程度に圧縮してＤＦＤＥで使用できる。

従来技術によるボイルオフガス再液化によるボイルオフガス処理方法を説明するための概略的なブロック図である。 本発明による燃料供給によるボイルオフガス処理方法を説明するための概略的なブロック図である。 本発明の第１実施形態による高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システムを示した構成図である。 本発明の第１実施形態の変形例による高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システムを示した構成図である。 本発明の非爆発性混合冷媒に含まれた成分の氷点及び沸点を示すグラフである。 炭化水素混合冷媒に含まれた成分の氷点及び沸点を示すグラフである。 天然ガスの加圧圧力による液化温度を示すグラフである。 非爆発性混合冷媒を構成するための冷媒成分の沸点を示すグラフである。 ボイルオフガスの再液化装置で窒素ガス冷凍サイクルを使用した場合、非爆発性混合冷媒冷凍サイクルを使用した場合、及びＳＭＲ（Ｓｉｎｇｌｅ Ｍｉｘｅｄ Ｒｅｆｒｉｇｅｒａｎｔ）冷凍サイクルを使用した場合の消耗動力を比較するためのグラフである。 ボイルオフガスの再液化装置で窒素ガス冷凍サイクルを使用した場合、非爆発性混合冷媒冷凍サイクルを使用した場合、及びＳＭＲ（Ｓｉｎｇｌｅ Ｍｉｘｅｄ Ｒｅｆｒｉｇｅｒａｎｔ）冷凍サイクルを使用した場合の消耗動力を比較するためのグラフである。 ボイルオフガスの再液化装置で窒素ガス冷凍サイクルを使用した場合、非爆発性混合冷媒冷凍サイクルを使用した場合、及びＳＭＲ（Ｓｉｎｇｌｅ Ｍｉｘｅｄ Ｒｅｆｒｉｇｅｒａｎｔ）冷凍サイクルを使用した場合の消耗動力を比較するためのグラフである。 本発明の第２実施形態による高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システムを示した構成図である。 本発明の第２実施形態の変形例による高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システムを示した構成図である。 本発明の第３実施形態による高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システムを示した構成図である。 本発明の第３実施形態の変形例による高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システムを示した構成図である。 本発明の第４実施形態による高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システムを示した構成図である。 本発明の第４実施形態の変形例による高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システムを示した構成図である。 本発明の第５実施形態による高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システムを示した構成図である。 本発明の第５実施形態の変形例による高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システムを示した構成図である。 本発明の第６実施形態による高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システムを示した構成図である。

以下、添付図面を参照して、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れば次のとおりである。なお、下記の実施形態は様々な他の形態に変形が可能で、本発明の範囲が下記の実施形態に限定されるものではない。

一般に、船舶から排出される排気ガスのうち、国際海事機関（Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｍａｒｉｔｉｍｅ Ｏｒｇａｎｉｚａｔｉｏｎ）の規制を受けているものは、窒素酸化物ＮＯｘ及び硫黄酸化物ＳＯｘであり、二酸化炭素ＣＯ_２の排出も規制しようとする動きがある。特に、窒素酸化物ＮＯｘ及び硫黄酸化物ＳＯｘの場合、１９９７年の海洋汚染防止協約（ＭＡＲＰＯＬ；Ｔｈｅ Ｐｒｅｖｅｎｔｉｏｎ ｏｆ Ｍａｒｉｎｅ Ｐｏｌｌｕｔｉｏｎ ｆｒｏｍ Ｓｈｉｐｓ）議定書によって提起され、８年もの長期間を費やした後、２００５年５月に発効要件を満たし、現在、強制規定として履行している。

よって、このような規定を満たすために、窒素酸化物ＮＯｘの排出量を低減するための様々な方法が紹介されているが、このような方法のうち、ＬＮＧ運搬船のために、高圧天然ガス噴射エンジン、例えばＭＥ−ＧＩエンジンが開発されて使用されている。

このようなＭＥ−ＧＩエンジンは、ＬＮＧ（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ）を極低温に耐える貯蔵タンクに貯蔵して運搬させるＬＮＧ運搬船などのような海上構造物（本明細書における海上構造物とは、ＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ ＲＶなどの船舶をはじめとして、ＬＮＧ ＦＰＳＯ、ＬＮＧ ＦＳＲＵなどの海上プラントまですべてを含む概念である。）に設置されることができ、この場合、天然ガスを燃料として使用するようになり、その負荷に応じて１５０〜４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の高圧のガス供給圧力が要求される。

ＭＥ−ＧＩエンジンのような高圧天然ガス噴射エンジンを搭載した海上構造物の場合も、ＬＮＧ貯蔵タンクで発生するボイルオフガス（Ｂｏｉｌ Ｏｆｆ Ｇａｓ；ＢＯＧ）を処理するためには再液化（Ｒｅｌｉｑｕｅｆａｃｔｉｏｎ）装置が依然として必要である。ＭＥ−ＧＩエンジンのような高圧天然ガス噴射エンジンと、ボイルオフガスを処理するための再液化装置とをすべて搭載した従来の海上構造物の場合、ガスと燃料油の価格変化及び排気ガスの規制程度に応じてボイルオフガスを燃料として使用するか、それともボイルオフガスを再液化して貯蔵タンクに送り重油（Ｈｅａｖｙ Ｆｕｅｌ Ｏｉｌ；ＨＦＯ）を使用するかを選択できる長所があり、特に、特定の規制を受ける海域を通過する際に簡便にＬＮＧを気化させて燃料として使用できるという長所があり、次世代の環境にやさしいエンジンとして効率が５０％に迫り、今後はＬＮＧ運搬船のメインエンジンとして使用され得る。

図２には本発明による燃料供給方法を説明するための概略的なブロック図が図示されている。本発明の燃料供給方法によれば、貯蔵タンクで発生したボイルオフガス、すなわちＮＢＯＧをボイルオフガス圧縮機に供給して１２乃至４５ｂａｒａ程度の中圧に圧縮させた後、この中圧ＢＯＧを混合冷媒、例えば非爆発性混合冷媒（Ｎｏｎ Ｆｌａｍｍａｂｌｅ Ｍｉｘｅｄ Ｒｅｆｒｉｇｅｒａｎｔ）やＳＭＲ（Ｓｉｎｇｌｅ Ｍｉｘｅｄ Ｒｅｆｒｉｇｅｒａｎｔ）、又は窒素を冷媒として使用する再液化装置に供給する。再液化装置で液化されたボイルオフガス、すなわちＬＢＯＧは、燃料供給システムでＭＥ−ＧＩエンジンで要求する圧力（例えば４００ｂａｒａ程度の高圧）に圧縮された後、ＭＥ−ＧＩエンジンに燃料として供給される。本発明によれば、再液化装置から燃料供給システムに供給されるＬＢＯＧが貯蔵タンクに戻らないので、従来技術のように、フラッシュガスが発生する問題を防止でき、そのため、ボイルオフガス圧縮機でボイルオフガスを中圧に圧縮させることができる。

本明細書において、高圧が意味する圧力範囲は、高圧天然ガス噴射エンジンで要求する燃料供給圧力である１５０乃至４００ｂａｒａ程度の圧力で、中圧が意味する圧力範囲は、ボイルオフガス圧縮部１３でボイルオフガスを圧縮する１２乃至４５ｂａｒａ程度の圧力で、低圧が意味する圧力範囲は、従来の技術でボイルオフガスを再液化装置に供給するために圧縮する４乃至８ｂａｒａ程度の圧力である。

このような中圧範囲の圧縮後の再液化は、図６ａ及び図６ｂのように窒素冷媒を使用する場合、非爆発性混合冷媒を使用する場合、図６ｃのようにＳＭＲを使用する場合のいずれにおいて従来の低圧再液化に比べ、相当な再液化エネルギー低減の効果を示す。

図６ａ及び図６ｂに示すデータはＨｙｓｙｓ工程モデル（Ａｓｐｅｎｔｅｃｈ社製品）を用いて導き出された結果である。この結果を見てみると、窒素ガスを冷媒として使用するＨａｍｗｏｒｔｈｙ社のＭａｒｋ ＩＩＩ再液化装置（国際公開第２００７／１１７１４８号に記載の技術）を使用した場合は、ボイルオフガス圧縮機の圧力が８ｂａｒａの場合、再液化に必要とする所要動力が約２，７７６ｋWであることに対し、ボイルオフガス圧縮機の圧力が１２ｂａｒａに上昇するとともに２，５００ｋWに急激に減ることがわかる。ボイルオフガス圧縮機の圧力が１２ｂａｒａ以上では再液化に必要とする所要動力が漸進的に減少することが示される。

図６ｃに示すグラフは、冷媒として炭化水素系ＳＭＲを使用した場合の所要動力の変化を示す。この結果を見てみると、冷媒としてＳＭＲを使用する場合も、再液化に必要とする所要動力はボイルオフガス圧縮機の圧力が８ｂａｒａの場合に比べ、ボイルオフガス圧縮機の圧力が１２ｂａｒａである場合は急激に減ることがわかる。ボイルオフガス圧縮機の圧力が１２ｂａｒａ以上では再液化に必要とする所要動力が漸進的に減少することが示される。

ＳＭＲの組成は、各液化圧力毎に、効率最適化のために、下記表１のように調節された。

本発明に記載の非爆発性混合冷媒（ＮＦＭＲ、下記表４の組成）を使用した再液化装置の場合は、前記窒素ガス冷媒を使用する場合に比べて再液化に要するエネルギーがさらに減少することがわかる。

本発明で、ボイルオフガスの圧力範囲は、中圧範囲、すなわち１２ｂａｒａ乃至４５ｂａｒａが好ましい。１２ｂａｒａ以下では再液化に必要な所要動力の低減効果が大きくないので好ましくない。また４５ｂａｒａを超える場合は、ボイルオフガスの加圧に必要な所要動力に比べ、再液化に必要なエネルギーの低減効果が大きくないので好ましくない。

（第１実施形態）

図３ａは、本発明の第１実施形態による高圧天然ガス噴射エンジン、例えばＭＥ−ＧＩエンジンを有する海上構造物、特に液化天然ガス運搬船の燃料供給システムを示した構成図である。図３ａには、天然ガスを燃料として使用できるＭＥ−ＧＩエンジンを設置したＬＮＧ運搬船に本発明の高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムが適用された例が図示されているが、本発明の高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムは、液化ガス貯蔵タンクが設置された全ての種類の海上構造物、すなわちＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ ＲＶのような船舶をはじめとして、ＬＮＧ ＦＰＳＯ、ＬＮＧ ＦＳＲＵのような海上プラントに適用され得る。

本発明の第１実施形態による高圧天然ガス噴射エンジンを有する海上構造物の燃料供給システムによれば、液化ガス貯蔵タンク１１で発生して排出されたボイルオフガス（ＮＢＯＧ）は、ボイルオフガス圧縮部１３で１２乃至４５ｂａｒａ（絶対圧）程度の中圧に圧縮された後、再液化装置２０に供給される。再液化装置２０で液化エネルギー、すなわち冷熱を供給されて再液化された液化ボイルオフガス（ＬＢＯＧ）は高圧ポンプ３３によって１５０乃至４００ｂａｒａ程度の高圧に圧縮された後、高圧気化器３７に供給される。高圧気化器３７で気化されたボイルオフガスは、引き続き高圧天然ガス噴射エンジン、例えばＭＥ−ＧＩエンジンに燃料として供給される。

高圧ポンプ３３によって高圧に圧縮された液化ボイルオフガス（すなわち、液化天然ガス）は超臨界圧状態であるため、事実上液相と気相とを区別することができない。しかし、本明細書では、高圧状態で液化ボイルオフガスを周囲温度（又は高圧天然ガス噴射エンジンで要求する温度）まで加熱することを気化させると表現しており、高圧状態で液化ボイルオフガスを周囲温度まで加熱する装置を高圧気化器と表現する。

貯蔵タンクは、ＬＮＧなどの液化ガスを極低温状態に貯蔵できるように密封壁及び断熱壁を備えているが、外部から伝達される熱を完壁に遮断することはできない。そのため、貯蔵タンク１１内では液化ガスの蒸発が継続的に行われ、ボイルオフガスの圧力を適正な水準に維持するために、ボイルオフガス排出ラインＬ１を介して貯蔵タンク１１内部のボイルオフガスを排出させる。

排出されたボイルオフガスは、ボイルオフガス排出ラインＬ１を介してボイルオフガス圧縮部１３に供給される。ボイルオフガス圧縮部１３は、１つ以上のボイルオフガス圧縮機１４、及び該ボイルオフガス圧縮機１４で圧縮されるとともに温度が上昇したボイルオフガスを冷却させるための１つ以上の中間冷却器１５を含む。図３ａでは、５つのボイルオフガス圧縮機１４及び５つの中間冷却器１５を含む５段圧縮のボイルオフガス圧縮部１３が例示されている。

ボイルオフガス圧縮部１３で圧縮されたボイルオフガスは、ボイルオフガス供給ラインＬ２を介して再液化装置２０に供給される。再液化装置２０に供給されたボイルオフガスは、再液化装置２０のコールドボックス２１を通過しながら冷媒によって冷却されて再液化される。再液化装置２０としては、ＬＮＧなどの液化ガスから発生するボイルオフガスなどを液化させることができるものであれば、いかなる構成のものでも使用され得る。

コールドボックス２１での熱交換を介して再液化されたボイルオフガスは、バッファタンク３１で気体状態と液体状態とに分離され、液体状態の液化ボイルオフガスのみが燃料供給ラインＬ３を介して高圧ポンプ３３に供給される。高圧ポンプ３３は、複数個、例えば２つが並列に設置され得る。

高圧ポンプ３３では、液化ボイルオフガスを高圧天然ガス噴射エンジン（例えばＭＥ−ＧＩエンジン）で要求する燃料供給圧力まで加圧して送出する。高圧ポンプ３３から送出される液化ボイルオフガスは、１５０〜４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の高圧を有する。

図３ａに例示された再液化装置２０は、冷媒とボイルオフガスとの熱交換によってボイルオフガスを再液化させるためのコールドボックス２１と、該コールドボックス２１で加熱されて部分的に気化された冷媒を気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とに分離するための１つ以上の冷媒気液分離器２２と、該冷媒気液分離器２２で分離された気体状態の冷媒を圧縮させるための１つ以上の冷媒圧縮機２３と、冷媒圧縮機２３で圧縮された冷媒を冷却させるための冷媒冷却器２４と、冷媒圧縮機２３で圧縮された後、冷媒冷却器２４で冷却された冷媒を膨脹させて温度を下げる冷媒膨脹バルブ２５と、冷媒気液分離器２２で分離された液体状態の冷媒を冷媒膨脹バルブ２５に供給するための冷媒ポンプ２６と、を含む。

冷媒ポンプ２６を介して冷媒膨脹バルブ２５に供給される冷媒は、冷媒膨脹バルブ２５の上流側で冷媒冷却器２４を通過した後、冷媒膨脹バルブ２５に供給される冷媒と混合されることが好ましい。

一方、冷媒膨脹バルブ２５に供給される冷媒は、膨脹の前にコールドボックス２１を通過しながら膨脹後の極低温状態の冷媒と熱交換され得るように構成されても良い。

また、冷媒冷却器２４で冷却された冷媒は、他の冷媒気液分離器に供給されて気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とに分離されて処理され得る。そのために、図３ａの再液化装置２０は、それぞれ２つずつの冷媒気液分離器２２、冷媒圧縮機２３、冷媒冷却器２４、及び冷媒ポンプ２６を含むものが例示されているが、これは本発明を限定するものではなく、設計時の必要に応じて設置個数は加減され得る。

（第１実施形態の変形例）

図３ｂには本発明の好ましい第１実施形態の変形例による燃料供給システムが図示されている。本第１実施形態の変形例は、ボイルオフガス圧縮部１３及び再液化装置２０の構成が上記の第１実施形態に比べて部分的に異なるので、以下ではその相違点のみを説明する。

図３ｂに例示された本第１実施形態の変形例によるボイルオフガス圧縮部１３は、５つのボイルオフガス圧縮機１４を有するという点においては図３ａに例示されたものと同じであるが、ボイルオフガス圧縮部１３に含まれた１番目のボイルオフガス圧縮機と２番目のボイルオフガス圧縮機との間、及び２番目のボイルオフガス圧縮機と３番目のボイルオフガス圧縮機との間に中間冷却器１５が省略されているという点において図３ａに例示されたものと異なる。本発明によれば、このようにボイルオフガス圧縮機１４の間に中間冷却器１５が配置されても良く、配置されなくても良い。

また、図３ｂに例示された本第１実施形態の変形例による再液化装置２０は、冷媒とボイルオフガスとの熱交換が行われるコールドボックス２１、該コールドボックス２１で加熱されて少なくとも部分的に気化された冷媒を圧縮するための圧縮手段、圧縮された冷媒を膨脹させて温度を下げるための膨脹手段を含む。

さらに詳しくは、図３ｂに例示された本第１実施形態の変形例による再液化装置２０は、冷媒とボイルオフガスとの熱交換によってボイルオフガスを再液化させるためのコールドボックス２１と、該コールドボックス２１で加熱されて部分的に気化された冷媒を気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とに分離するための第１冷媒気液分離器２２ａと、該第１冷媒気液分離器２２ａで分離された気体状態の冷媒を圧縮させるための第１冷媒圧縮機２３ａと、該第１冷媒圧縮機２３ａで圧縮された冷媒を冷却させるための第１冷媒冷却器２４ａと、該第１冷媒冷却器２４ａで冷却された冷媒を二次的に気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とに分離するための第２冷媒気液分離器２２ｂと、該第２冷媒気液分離器２２ｂで分離された気体状態の冷媒を圧縮させるための第２冷媒圧縮機２３ｂと、該第２冷媒圧縮機２３ｂで圧縮された冷媒を冷却させるための第２冷媒冷却器２４ｂと、第１冷媒気液分離器２２ａで分離された液体状態の冷媒を第２冷媒冷却器２４ｂに供給するための第１冷媒ポンプ２６ａと、第２冷媒気液分離器２２ｂで分離された液体状態の冷媒を第２冷媒冷却器２４ｂに供給するための第２冷媒ポンプ２６ｂと、第２冷媒冷却器２４ｂで冷却された冷媒を三次的に気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とに分離するための第３冷媒気液分離器２２ｃと、該第３冷媒気液分離器２２ｃで分離された液体状態の冷媒を膨脹させて温度を下げるための冷媒膨脹バルブ２５と、液体状態の冷媒を第３冷媒気液分離器２２ｃから冷媒膨脹バルブ２５に供給するための第３冷媒ポンプ２６ｃと、を含む。

第１及び第２冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂから第２冷媒冷却器２４ｂに供給される液体状態の冷媒は合流した後、第２冷媒圧縮機２３ｂから第２冷媒冷却器２４ｂに供給される気体状態の冷媒と混合された状態で第２冷媒冷却器２４ｂに供給され得る。また、第３気液分離器２２ｃで分離された気体状態の冷媒は、第３冷媒ポンプ２６ｃによって冷媒膨脹バルブ２５に供給される液体状態の冷媒と混合されることができる。また、冷媒膨脹バルブ２５に供給される冷媒は、膨脹前にコールドボックス２１を通過しながら膨脹後の極低温状態の冷媒と熱交換され得るように構成されても良い。

図３ｂの再液化装置２０は、例示にすぎず、本発明を限定するものではなく、設計時の必要に応じて再液化装置の構成は変化され得る。

（非爆発性混合冷媒）

本発明によれば、再液化装置２０内で循環する冷媒としては、従来とは異なって、Ｒ１４を含む非爆発性混合冷媒が使用され得る。複数の非爆発性冷媒を混合してなる非爆発性混合冷媒は、中圧に圧縮されたボイルオフガスを再液化する時の液化温度でも凝結しない特性を有するようにする混合組成比を有する。

混合冷媒の相変化を利用した冷凍サイクルは、窒素のみを冷媒とする窒素ガス冷凍サイクルより効率が高い。従来の混合冷媒は、爆発性冷媒が混合されるため、安全性に問題があったが、本発明の非爆発性混合冷媒は、非爆発性冷媒を混合した冷媒であるため、安全性が高い。

本発明の非爆発性混合冷媒によって、混合冷媒ジュール＝トムソン冷凍サイクルを、海上用ＬＮＧ再液化装置に適用することを可能にすることができる。一方、従来の陸上用ＬＮＧ液化プラントでは、混合冷媒を使用することが知られていたが、その混合冷媒は、炭化水素（Ｈｙｄｒｏ−Ｃａｒｂｏｎ；以下、「ＨＣ」と称する）混合冷媒であって、爆発性を有するため取り扱いが難しかった。本発明の非爆発性混合冷媒は、アルゴン、ハイドロフルオロカーボン（Ｈｙｄｒｏ−Ｆｌｕｏｒｏ−Ｃａｒｂｏｎ；以下、「ＨＦＣ」と称する）冷媒、及びフルオロカーボン（Ｆｌｕｏｒｏ−Ｃａｒｂｏｎ；以下、「ＦＣ」と称する）冷媒からなるため、爆発性がない。

ＨＦＣ／ＦＣ冷媒としては、下記表２のようなものが使用され得る。表２にはアルゴンをともに表示した。

表２に示す冷媒の他にも、かかる冷媒を２つ以上混合して別途の冷媒番号（Ｒ４００及びＲ５００系列）を付して使用する場合もある。このようなＨＦＣ／ＦＣ混合冷媒は表３に表示した。

ただし、図４ａ及び図４ｂに示すように、ＨＦＣ／ＦＣ冷媒の場合、氷点がＬＮＧの通常の温度（−１６３℃）より高くＬＮＧの再液化時の冷媒として使用することができない。しかし、本発明者らは、図４Ｃに示すように、天然ガス（又はボイルオフガス）の圧力が高くなるほど液化（又は再液化）温度が上昇する点に着目し、効率が高く安全なＨＦＣ／ＦＣ混合冷媒（すなわち、非爆発性混合冷媒）で、ジュール＝トムソン冷凍サイクルによって海上構造物におけるＬＮＧ貯蔵タンクから発生するボイルオフガスを再液化できる再液化装置を開発した。言い換えれば、本発明によれば、ボイルオフガスを再液化する前に１２乃至４５ｂａｒａの中圧に加圧することによって、常圧でのボイルオフガス再液化温度より高い温度、すなわち非爆発性混合冷媒の氷点より高い温度でボイルオフガスの再液化を可能にする。

本発明の非爆発性混合冷媒は、沸点が天然ガス液化温度（又はボイルオフガス再液化温度）と常温の間に均等に分布して広い相変化区間を利用できるように様々な成分の冷媒を混合して作られる。沸点が互いに類似した冷媒を５つの系列に分類し、それぞれの系列から１つ以上の成分を選択して本発明の非爆発性混合冷媒を構成することが好ましい。すなわち、本発明の非爆発性混合冷媒は、５つの系列からそれぞれ少なくとも１つの成分を選択して混合することによって作られる。

図５に示すように、系列Ｉには冷媒のうち、沸点が最も低いＡｒが含まれ、系列ＩＩにはＲ１４が含まれ、系列ＩＩＩにはＲ２３、Ｒ１１６、及びＲ４１が含まれ、系列ＩＶにはＲ３２、Ｒ４１０Ａ、Ｒ４１０Ｂ、Ｒ１２５、Ｒ１４３ａ、Ｒ５０７、Ｒ４０７Ｂ、Ｒ４０４Ａ、Ｒ４０７Ａ、Ｒ４０７Ｃ、Ｒ４０７Ｅ、Ｒ４０７Ｄ、Ｒ１６１、Ｒ２１８、Ｒ１３４ａ、Ｒ１５２ａ、及びＲ２２７ｅａが含まれ、系列ＶにはＲ２３６ｆａ及びＲ２４５ｆａが含まれる。

これらの５つの系列からそれぞれ１つ以上の冷媒を選択してなる本発明の非爆発性混合冷媒は、冷媒需給の容易さ、費用などを考慮した時、下記表４のような構成成分及び組成を有することが好ましい。非爆発性混合冷媒の組成比は、ボイルオフガスとの熱交換が行われる熱交換器、すなわちコールドボックス２１での高温流体（すなわち、ボイルオフガス）と低温流体（すなわち、非爆発性混合冷媒）との間の温度差ができるだけ一定に維持されるように定められることが効率面で好ましい。

非爆発性混合冷媒を使用する場合、従来技術のように、窒素ガス冷媒を使用してボイルオフガスを再液化する時に比べ、消耗される動力、すなわち電力（ｋＷ）を低減することができ、再液化効率を向上させることができる。

さらに詳しくは、本発明は、従来の再液化装置で使用される再液化時のボイルオフガス圧力に比べて相対的に高い圧力である１２乃至４５ｂａｒａ程度の中圧にボイルオフガスを圧縮させて再液化しているため、再液化時に要する動力を低減できる。特に、前記組成の非爆発性混合冷媒を使用する場合、ボイルオフガスが好ましくは１２乃至４５ｂａｒａ程度の圧力を有する時、再液化装置での再液化効率を最も良好に維持できるようになる。

また、ボイルオフガスの圧力が１２ｂａｒａの時の再液化温度は約−１３０℃で、この温度までボイルオフガスを冷却させるために非爆発性混合冷媒の温度は約−１５５℃まで低くなる。前記組成の非爆発性混合冷媒は、−１５５℃以下で凍結が発生する恐れがあるので、ボイルオフガスの圧力が１２ｂａｒａより低い場合は、非爆発性混合冷媒を使用する冷凍サイクルが構成されることが困難である。

また、４５ｂａｒａを超える場合は、ボイルオフガスの加圧に必要な所要動力の増加に比べて減少する液化エネルギーが大きくないので好ましくない。

図６ａを参照すると、本発明は、中圧、すなわち１２乃至４５ｂａｒａの圧力範囲（ボイルオフガス４．３ｔｏｎ／ｈ基準）に特徴があって、窒素ガス冷媒、非爆発性混合冷媒の両方に効果があるが、窒素ガス冷媒を使用する再液化装置に比べ、本発明の上記組成を有する非爆発性混合冷媒を使用する再液化装置が１０乃至２０％程度動力がさらに低減されることがわかる。

図６ｂには、従来技術による再液化装置の条件（すなわち、再液化装置で使用される冷媒は窒素ガス（Ｎ２）で、再液化装置に供給されるボイルオフガスの圧力は８ｂａｒａの場合）における動力必要量と、本発明による非爆発性混合冷媒（ＮＦＭＲ）を使用する再液化装置の条件（すなわち、再液化装置で使用される冷媒は非爆発性混合冷媒（ＮＦＭＲ）で、再液化装置に供給されるボイルオフガスの圧力は１２乃至４５ｂａｒａの場合）における動力必要量とを比較したグラフが図示されている。図６ｂを参照すると、窒素冷媒を使用する従来の再液化装置（冷凍サイクル）で消耗される動力に比べ、本発明の再液化装置は、５０乃至８０％程度の動力だけで運転可能であることがわかる。このように、本発明は、従来に比べて相当低い動力で運転可能であるため、発電機の容量を減少させることができ、発電機の小型化が可能になる。

一方、本発明の再液化装置は、冷媒の膨脹手段としてジュール＝トムソンバルブ（Ｊｏｕｌｅ Ｔｈｏｍｓｏｎ ｖａｌｖｅ）を使用するので、エクスパンダ（ｅｘｐａｎｄｅｒ）を使用する従来の窒素コンパンダ（Ｎ２ ｃｏｍｐａｎｄｅｒ）より全体システムが単純になり経済的であるという長所を得ることができる。

なお、表２には記載していないが、本発明の非爆発性混合冷媒は、表２に記載の成分以外の非爆発性冷媒成分を微小量含有できる。

（第２実施形態）

図７ａは、本発明の第２実施形態による高圧天然ガス噴射エンジン（例えばＭＥ−ＧＩエンジン）を有する海上構造物の燃料供給システムを示した構成図である。図７ａに示す第２実施形態の燃料供給システムは、上記の第１実施形態の燃料供給システムに比べ、ボイルオフガスを中圧に圧縮させた後、再液化装置で再液化させる前に、高圧ポンプ３３から高圧気化器３７に供給されるＬＮＧと熱交換させて予冷させるという点においてのみ異なるので、以下の説明では第１実施形態との相違点を中心に説明する。

図７ａに示すように、高圧ポンプ３３で高圧に圧縮された液化ボイルオフガスは、高圧気化器３７に供給される前に、再液化装置２０に供給されるボイルオフガスと熱交換器３５で熱交換される。高圧気化器３７に供給される液化ボイルオフガスは、再液化装置２０に供給されるボイルオフガスに比べて相対的に低温であるため、熱交換器３５を通過しながら再液化装置２０に供給されるボイルオフガスの温度を下げることができ、再液化装置２０での再液化エネルギーを低減できる。加えて、高圧気化器３７に供給される液化ボイルオフガスは熱交換器３５を通過しながら加熱されて高圧気化器３７での気化エネルギーを低減できる。

ボイルオフガス圧縮部１３で圧縮されたボイルオフガスは、ボイルオフガス供給ラインＬ２を介して再液化装置２０に供給される。ボイルオフガス供給ラインＬ２の途中には熱交換器３５が設置されており、上記のように熱交換器３５で相対的に高温の圧縮されたボイルオフガスと高圧ポンプ３３から排出された相対的に低温の液化ボイルオフガスとは互いに熱交換する。熱交換器３５を通過しながら冷却されたボイルオフガスは、再液化装置２０のコールドボックス２１を通過しながら冷媒によって冷却されて再液化される。

（第２実施形態の変形例）

図７ｂには本発明の好ましい第２実施形態の変形例による燃料供給システムが図示されている。本第２実施形態の変形例は、第１実施形態の変形例で説明したように、ボイルオフガス圧縮部１３及び再液化装置２０の構成が上記の第２実施形態に比べて部分的に異なる。

すなわち、図７ｂに例示された本第２実施形態の変形例によるボイルオフガス圧縮部１３は、５つのボイルオフガス圧縮機１４を有するという点においては図７ａに例示されたものと同じであるが、ボイルオフガス圧縮部１３に含まれた１番目のボイルオフガス圧縮機と２番目のボイルオフガス圧縮機との間、及び２番目のボイルオフガス圧縮機と３番目のボイルオフガス圧縮機との間に中間冷却器１５が省略されているという点において図７ａに例示されたものと異なる。本発明によれば、このようにボイルオフガス圧縮機１４の間に中間冷却器１５が配置されても良く、配置されなくても良い。

また、図７ｂに例示された本第２実施形態の変形例による再液化装置２０は、図２ｂに例示された第１実施形態の変形例による再液化装置２０と同様に、冷媒とボイルオフガスとの熱交換が行われるコールドボックス２１、該コールドボックス２１で加熱されて少なくとも部分的に気化された冷媒を圧縮するための圧縮手段、圧縮された冷媒を膨脹させて温度を下げるための膨脹手段、及び気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とを分離するための冷媒気液分離器を含む。

特に、図７ｂに例示された本第２実施形態の変形例による再液化装置２０は、図２ｂと同様に、複数の冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂ，２２ｃを含み、これらの複数の冷媒気液分離器の中で最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃには上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とが混合された後、供給される。上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された気体状態の冷媒は、最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃに供給される前に、冷媒圧縮機２３ａ，２３ｂによって圧縮されて冷媒冷却器２４ａ，２４ｂによって冷却される過程を経ることができる。上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された液体状態の冷媒は、気体状態の冷媒が最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃに供給される前に、さらに詳しくは、気体状態の冷媒が冷媒冷却器２４ｂによって冷却される前に、この気体状態の冷媒と混合される。

（第３実施形態）

図８ａは、本発明の第３実施形態による高圧天然ガス噴射エンジン（例えばＭＥ−ＧＩエンジン）を有する海上構造物の燃料供給システムを示した構成図である。図８ａに示す第３実施形態の燃料供給システムは、上記の第１実施形態の燃料供給システムに比べてボイルオフガスを圧縮させる前に予熱するという点においてのみ異なるので、以下の説明では第１実施形態との相違点を中心に説明する。

図８ａに示すように、本発明の第２実施形態による高圧天然ガス噴射エンジンを有する海上構造物の燃料供給システムによれば、液化ガス貯蔵タンク１１で発生して排出されたボイルオフガス（ＮＢＯＧ）は、ボイルオフガス圧縮部１３で１２乃至４５ｂａｒａ（絶対圧）程度の中圧に圧縮された後、再液化装置２０に供給される前にボイルオフガス圧縮部１３の上流側に設置されたボイルオフガス予熱器４１に供給される。ボイルオフガス圧縮部１３で約１２乃至４５ｂａｒａに圧縮されて中間冷却器１５を介して４０℃程度に冷却されたボイルオフガスは、ボイルオフガス予熱器４１で液化ガス貯蔵タンク１１から排出された極低温のボイルオフガスと熱交換されることによって冷却された後、再液化装置２０に供給される。

第３実施形態によれば、再液化装置２０に供給されるボイルオフガスの温度をボイルオフガス予熱器４１によって下げることができ、コールドボックス２１での熱負荷を減少させることができる。また、ボイルオフガス圧縮部１３に供給される極低温状態のボイルオフガスと、ボイルオフガス圧縮部１３で圧縮された相対的に温度の高いボイルオフガスとを、ボイルオフガス圧縮部１３の上流側に位置したボイルオフガス予熱器４１で熱交換することで、ボイルオフガス圧縮部に供給されるボイルオフガスの温度を上昇させ、ボイルオフガス圧縮部（すなわち、ボイルオフガス圧縮機）の入口温度を一定に維持できるようになる。

ボイルオフガス圧縮部１３で圧縮された後、ボイルオフガス予熱器４１を通過したボイルオフガスは、上記の第１実施形態の燃料供給システムのように再液化装置２０に供給される。さらに、再液化装置２０で液化エネルギー、すなわち冷熱を供給されて再液化された液化ボイルオフガス（ＬＢＯＧ）は、高圧ポンプ３３によって１５０乃至４００ｂａｒａ程度の高圧に圧縮された後、高圧気化器３７に供給される。高圧気化器３７で気化されたボイルオフガスは、引き続き高圧天然ガス噴射エンジン、例えばＭＥ−ＧＩエンジンに燃料として供給される。

（第３実施形態の変形例）

図８ｂには本発明の好ましい第３実施形態の変形例による燃料供給システムが図示されている。本第３実施形態の変形例は、再液化装置２０の構成が上記の第３実施形態に比べて部分的に異なる。

すなわち、図８ｂに例示された本第３実施形態の変形例による再液化装置２０は、図２ｂに例示された第１実施形態の変形例による再液化装置２０と同様に、冷媒とボイルオフガスとの熱交換が行われるコールドボックス２１、該コールドボックス２１で加熱されて少なくとも部分的に気化された冷媒を圧縮するための圧縮手段、圧縮された冷媒を膨脹させて温度を下げるための膨脹手段、及び気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とを分離するための冷媒気液分離器を含む。

特に、図８ｂに例示された本第３実施形態の変形例による再液化装置２０は、図２ｂと同様に、複数の冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂ，２２ｃを含み、これらの複数の冷媒気液分離器の中で最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃには上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とが混合された後、供給される。上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された気体状態の冷媒は、最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃに供給される前に、冷媒圧縮機２３ａ，２３ｂによって圧縮されて冷媒冷却器２４ａ，２４ｂによって冷却される過程を経ることができる。上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された液体状態の冷媒は、気体状態の冷媒が最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃに供給される前に、さらに詳しくは、気体状態の冷媒が冷媒冷却器２４ｂによって冷却される前に、この気体状態の冷媒と混合される。

（第４実施形態）

図９ａは、本発明の第４実施形態による高圧天然ガス噴射エンジン（例えばＭＥ−ＧＩエンジン）を有する海上構造物の燃料供給システムを示した構成図である。図９ａに示す第４実施形態の燃料供給システムは、上記の第３実施形態の燃料供給システムに比べて超過ボイルオフガスを処理するための超過ボイルオフガス消費手段、すなわち二元燃料ディーゼル機関（ＤＦＤＥ）と、安定した燃料供給のための手段、すなわちＬＮＧ供給ラインとが追加されたという点において異なるので、以下の説明では第２実施形態との相違点を中心に説明する。

ここで、超過ボイルオフガスとは、高圧ガス噴射エンジンで必要とする液化ボイルオフガス量より多いボイルオフガスを意味する。超過ボイルオフガスが発生する場合は、高圧ガス噴射エンジンが運転中であってもボイルオフガスの発生量が多いか、高圧ガス噴射エンジンが低速で運転しているか、又は運転をしていない場合（例えば入港するか、運河を通過する場合）に発生し得る。

本発明の第４実施形態による高圧天然ガス噴射エンジンを有する海上構造物の燃料供給システムによれば、高圧天然ガス噴射エンジンの負荷が減るか、又は発生したボイルオフガスの量が多い場合、超過液化ボイルオフガス（ＬＢＯＧ）は、バッファタンク３１の下流で燃料供給ラインＬ３から分岐するＬＢＯＧ復帰ラインＬ４に設置されるＬＢＯＧ膨脹バルブ５１を介して減圧され、減圧過程で発生するフラッシュガスを含むＬＢＯＧは、気液分離器を介して液体成分（ＬＢＯＧ）と気体成分（フラッシュガス）とに分離された後、液体成分はＬＢＯＧ復帰ラインＬ４を介して貯蔵タンク１１に戻される。

さらに詳しくは、ＬＢＯＧ膨脹バルブ５１で減圧されてフラッシュガスを含むＬＢＯＧは、ＬＢＯＧ気液分離器５３に供給されて液体成分と気体成分とに分離され、ＬＢＯＧ気液分離器５３で分離された気体成分（すなわち、フラッシュガス）は、燃料ガス供給ラインＬ６を介して、発電などのために海上構造物内に設置され得る超過ボイルオフガス消費手段、すなわち二元燃料ディーゼル機関（ＤＦＤＥ）に燃料として供給される。二元燃料ディーゼル機関に供給される燃料ガスの圧力は、燃料ガス供給ラインＬ６の途中におけるＬＢＯＧ気液分離器５３の下流側に設置される圧力調節バルブによって調節されることができ、燃料ガス供給ラインＬ６の途中に設置される燃料ガスヒータ５５で燃料ガスの温度は二元燃料ディーゼル機関で要求する温度まで加熱され得る。また、ＬＢＯＧ気液分離器５３で分離された液体成分は、ＬＢＯＧ復帰ラインＬ４を介して貯蔵タンクに戻される。

この時、二元燃料ディーゼル機関に対する燃料ガス供給圧力は、一般に５乃至８ｂａｒａ程度であるため、ＬＢＯＧ気液分離器５３で分離された液体成分の圧力が依然として常圧より高い場合がある。この場合、ＬＢＯＧ気液分離器５３で分離された液体成分（すなわち、ＬＢＯＧ）は、他のＬＢＯＧ膨脹バルブ５２を介して追加的に減圧され、引き続き他のＬＢＯＧ気液分離器５４に供給されて液体成分（ＬＢＯＧ）と気体成分（フラッシュガス）とに分離された後、常圧の液体成分は、ＬＢＯＧ復帰ラインＬ４を介して貯蔵タンク１１に戻される。他のＬＢＯＧ気液分離器５４で分離された気体成分は、他の超過ボイルオフガス消費手段としてのガス燃焼装置（ＧＣＵ；Ｇａｓ Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）に供給されて燃焼されることによって消費され得る。

一方、二元燃料ディーゼル機関に供給される燃料が不足した場合、高圧天然ガス噴射エンジン（すなわち、ＭＥ−ＧＩ）に燃料を供給する燃料供給ラインＬ３から分岐されて二元燃料ディーゼル機関（すなわち、ＤＦＤＥ）に燃料を供給する燃料ガス供給ラインＬ６に連結される分岐ラインＬ５を介して二元燃料ディーゼル機関に燃料が追加的に供給され得る。分岐ラインＬ５には圧力降下のためにバルブが設置される。

また、ボイルオフガス再液化装置が作動しない、または貯蔵タンク１１で発生するボイルオフガスの量が少ない場合、貯蔵タンク１１内に設置されたＬＮＧ供給ポンプ５７及びＬＮＧ供給ラインＬ７を介して貯蔵タンク１１に収容されたＬＮＧをバッファタンク３１に供給することによって燃料を供給できる。

このように、二元燃料ディーゼル機関は、圧力差によって貯蔵タンク１１に戻される途中のＬＢＯＧから発生し得るフラッシュガスを処理できるフラッシュガス処理手段として機能するようになる。

一方、図面には示していないが、ＬＢＯＧ気液分離器５３で分離された気体成分は、二元燃料ディーゼル機関の代わりにガスタービンや、ボイラーなどのような消費先に供給されて燃料として使用され得る。また、この気体成分は、大気中に天然ガスを放出するガス放出装置や、大気中で燃焼させるガス燃焼装置（例えばフレアタワー）などに供給されて処理され得る。この時、二元燃料ディーゼル機関、ガスタービン、ボイラー、ガス放出装置やフレアタワーなどは超過ボイルオフガス消費手段（フラッシュガス処理手段）に含まれ、このような超過ボイルオフガス消費手段に供給される気体成分は、燃料ガスヒータ５５で加熱され得る。

ボイルオフガス圧縮部１３で１２乃至４５ｂａｒａ程度の中圧に圧縮された後、再液化装置２０で液化されたボイルオフガスをＭＥ−ＧＩエンジンのような高圧天然ガス噴射エンジンですべて消費できない場合は、中圧状態の液化されたボイルオフガスを貯蔵タンク１１に戻す必要がある。例えば、本発明者らは、貯蔵タンク１１の圧力は常圧状態であるため、液化されたボイルオフガスを貯蔵タンクに供給する前に圧力を下げる必要があるが、圧力を下げる過程でフラッシュガスが発生するという点を認識してフラッシュガスを処理できる手段、すなわち超過ボイルオフガス消費手段を備えた燃料供給システムを発明した。このように、本発明によれば、上記のようなフラッシュガスを処理できる手段、すなわち超過ボイルオフガス消費手段が具備されているため、再液化装置に供給されるボイルオフガスを１２乃至４５ｂａｒａ程度の中圧に圧縮して供給でき、それにより再液化時のエネルギー消耗量を低減できるようになる。

（第４実施形態の変形例）

図９ｂには本発明の好ましい第４実施形態の変形例による燃料供給システムが図示されている。本第４実施形態の変形例は、再液化装置２０の構成が上記の第４実施形態に比べて部分的に異なり、超過ボイルオフガスが発生する場合、ボイルオフガス圧縮部１３から又はその下流側の終端で分岐されるラインを介して超過ボイルオフガスを処理するという点において第４実施形態に比べて異なる。

図９ｂに例示された本第４実施形態の変形例による再液化装置２０は、図２ｂに例示された第１実施形態の変形例による再液化装置２０と同様に、冷媒とボイルオフガスとの熱交換が行われるコールドボックス２１、該コールドボックス２１で加熱されて少なくとも部分的に気化された冷媒を圧縮するための圧縮手段、圧縮された冷媒を膨脹させて温度を下げるための膨脹手段、及び気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とを分離するための冷媒気液分離器を含む。

特に、図９ｂに例示された本第４実施形態の変形例による再液化装置２０は、図２ｂと同様に、複数の冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂ，２２ｃを含み、これらの複数の冷媒気液分離器の中で最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃには上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とが混合された後、供給される。上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された気体状態の冷媒は、最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃに供給される前に、冷媒圧縮機２３ａ，２３ｂによって圧縮されて冷媒冷却器２４ａ，２４ｂによって冷却される過程を経ることができる。上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された液体状態の冷媒は、気体状態の冷媒が最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃに供給される前に、さらに詳しくは、気体状態の冷媒が冷媒冷却器２４ｂによって冷却される前に、この気体状態の冷媒と混合される。

また、図９ｂに例示された第４実施形態の変形例による燃料供給システムは、所要量より多くのボイルオフガスが発生する場合、ボイルオフガス圧縮部１３から分岐する第２分岐ラインＬ８を介して超過ボイルオフガスを超過ボイルオフガス消費手段としての二元燃料ディーゼル機関（ＤＦＤＥ）に供給して使用するように構成できる。この時、ボイルオフガス圧縮部１３に含まれた中間冷却器１５でボイルオフガスの温度を約４０℃に冷却させるため、二元燃料ディーゼル機関に供給されるボイルオフガスの温度を調節するための別途のヒータなどの装置は省略され得る。

又は、超過ボイルオフガスをボイルオフガス圧縮部１３の後端で分岐する第３分岐ラインＬ９を介して他の超過ボイルオフガス消費手段としてのガスタービンに供給して使用するように構成できる。同様に、この場合もガスタービンに供給されるボイルオフガスの温度を調節するための別途の装置は省略され得る。

また、図９ｂに例示された第４実施形態の変形例による燃料供給システムは、上記の第４実施形態に比べてＬＢＯＧ復帰ラインＬ４にＬＢＯＧ膨脹バルブ及びＬＢＯＧ気液分離器がそれぞれ１つずつ配置されるものに構成されているが、必要に応じて上記の第４実施形態と同様に、他のＬＢＯＧ膨脹バルブ５２及びＬＢＯＧ気液分離器５４が追加的に配置されるように構成され得る。

（第５実施形態）

図１０ａは、本発明の第５実施形態による高圧天然ガス噴射エンジン（例えばＭＥ−ＧＩエンジン）を有する海上構造物の燃料供給システムを示した構成図である。図１０ａに示す第５実施形態の燃料供給システムは、上記の第３実施形態の燃料供給システムに比べて超過ボイルオフガスを処理するための手段、すなわちガス燃焼装置（ＧＣＵ；Ｇａｓ Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）等と、安定した燃料供給のための手段、すなわちＬＮＧ供給ラインとが追加されたという点において異なる。また、超過ボイルオフガスが発生しないようにボイルオフガスのうち一部を再液化前に分岐させて消費するための手段、すなわち二元燃料ディーゼル機関（ＤＦＤＥ）又はガスタービンなどを有するという点において異なる。以下の説明では第３実施形態との相違点を中心に説明する。

本発明の第５実施形態による高圧天然ガス噴射エンジンを有する海上構造物の燃料供給システムによれば、高圧天然ガス噴射エンジンの負荷が減るか、又は発生したボイルオフガスの量が多くて超過液化ボイルオフガス（ＬＢＯＧ）が発生することが予想される場合は、ボイルオフガス圧縮部１３で圧縮された又は圧縮されている途中のボイルオフガスを分岐ラインを介して分岐させて超過ボイルオフガス消費手段で使用する。

すなわち、超過ボイルオフガスをボイルオフガス圧縮部１３で分岐する第２分岐ラインＬ８を介して超過ボイルオフガス消費手段としての二元燃料ディーゼル機関（ＤＦＤＥ）に供給して使用するように構成できる。この時、ボイルオフガス圧縮部１３に含まれた中間冷却器１５でボイルオフガスの温度を約４０℃に冷却させるため、二元燃料ディーゼル機関に供給されるボイルオフガスの温度を調節するための別途のヒータなどの装置は省略され得る。

又は、超過ボイルオフガスをボイルオフガス圧縮部１３の後端で分岐する第３分岐ラインＬ９を介して他の超過ボイルオフガス消費手段としてのガスタービンに供給して使用するように構成できる。同様に、この場合もガスタービンに供給されるボイルオフガスの温度を調節するための別途の装置は省略され得る。

一方、上記のように、再液化装置２０に供給されるボイルオフガスの量を減少させたにもかかわらず、高圧天然ガス噴射エンジンで要求するボイルオフガスの量より供給される燃料としてのボイルオフガスの量が多い場合は、超過ボイルオフガスを、上記の第４実施形態と同様に処理する。

すなわち、超過ボイルオフガスは、バッファタンク３１の下流で燃料供給ラインＬ３から分岐するＬＢＯＧ復帰ラインＬ４に設置されるＬＢＯＧ膨脹バルブ５１を介して減圧され、減圧過程で発生するフラッシュガスを含むＬＢＯＧは、ＬＢＯＧ気液分離器５３を介して液体成分（ＬＢＯＧ）と気体成分（フラッシュガス）とに分離された後、液体成分はＬＢＯＧ復帰ラインＬ４を介して貯蔵タンク１１に戻される。ＬＢＯＧ気液分離器５３で分離された気体成分（すなわち、フラッシュガス）は、燃料ガス供給ラインＬ６を介して、超過ボイルオフガス消費手段としてのガス燃焼装置（ＧＣＵ）に燃料として供給される。

一方、高圧天然ガス噴射エンジン（すなわち、ＭＥ−ＧＩ）に燃料を供給する燃料供給ラインＬ３から分岐されて燃料ガス供給ラインＬ６に連結される分岐ラインＬ５を介して超過ボイルオフガスがＧＣＵに追加的に供給され得る。分岐ラインＬ５には圧力降下のためにバルブが設置される。

また、上記の第４実施形態と同様に、ボイルオフガス再液化装置が作動しない、または貯蔵タンク１１で発生するボイルオフガスの量が少ない場合、貯蔵タンク１１内に設置されたＬＮＧ供給ポンプ５７及びＬＮＧ供給ラインＬ７を介して貯蔵タンク１１に収容されたＬＮＧをバッファタンク３１に供給することによって燃料を供給できる。

これまで説明した第４及び第５実施形態において、発生したフラッシュガスを処理するための手段として説明されたＤＦＤＥ（第４実施形態）、ＧＣＵ（第５実施形態）などの装置と、フラッシュガスが発生しないように超過ボイルオフガスを再液化する前に予め消費する手段として説明されたＤＦＤＥ（第５実施形態）、ガスタービン（第５実施形態）などの装置は、すべてフラッシュガスの発生を抑制できるものであるから、フラッシュガス抑制手段と通称することができる。さらに、これらの装置は、いずれも高圧天然ガス噴射エンジンで必要とする燃料の量より多量の超過ボイルオフガスを消費できるものであるから、超過ボイルオフガス消費手段と通称することもできる。

（第５実施形態の変形例）

図１０ｂには本発明の好ましい第５実施形態の変形例による燃料供給システムが図示されている。本第５実施形態の変形例は、再液化装置２０の構成が上記の第５実施形態に比べて部分的に異なる。

すなわち、図１０ｂに例示された本第５実施形態の変形例による再液化装置２０は、図２ｂに例示された第１実施形態の変形例による再液化装置２０と同様に、冷媒とボイルオフガスとの熱交換が行われるコールドボックス２１、該コールドボックス２１で加熱されて少なくとも部分的に気化された冷媒を圧縮するための圧縮手段、圧縮された冷媒を膨脹させて温度を下げるための膨脹手段、及び気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とを分離するための冷媒気液分離器を含む。

特に、図１０ｂに例示された本第５実施形態の変形例による再液化装置２０は、図２ｂと同様に、複数の冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂ，２２ｃを含み、これらの複数の冷媒気液分離器の中で最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃには上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とが混合された後、供給される。上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された気体状態の冷媒は、最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃに供給される前に、冷媒圧縮機２３ａ，２３ｂによって圧縮されて冷媒冷却器２４ａ，２４ｂによって冷却される過程を経ることができる。上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された液体状態の冷媒は、気体状態の冷媒が最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃに供給される前に、さらに詳しくは、気体状態の冷媒が冷媒冷却器２４ｂによって冷却される前に、この気体状態の冷媒と混合される。

（第６実施形態）

図１１は、本発明の第６実施形態による高圧天然ガス噴射エンジン（例えばＭＥ−ＧＩエンジン）を有する海上構造物の燃料供給システムを示した構成図である。図１１に示す第６実施形態の燃料供給システムは、上記した第１乃至第５実施形態の燃料供給システムに含まれたバッファタンクの代わりに再凝縮機（Ｒｅｃｏｎｄｅｎｓｅｒ）を使用するという点において異なる。

本発明の第６実施形態による高圧天然ガス噴射エンジンを有する海上構造物の燃料ガス供給システムによれば、液化ガス貯蔵タンク１１０で発生して排出されたボイルオフガス（ＮＢＯＧ）は、ボイルオフガス圧縮部１１３で１２乃至４５ｂａｒａ（絶対圧）程度の中圧に圧縮された後、再液化装置１２０に供給される。再液化装置１２０で液化エネルギー、すなわち冷熱を供給されて再液化された液化ボイルオフガス（ＬＢＯＧ）は、高圧ポンプ１３３によって１５０乃至４００ｂａｒａ程度の高圧に圧縮された後、高圧気化器１３７に供給される。高圧気化器１３７で気化されたボイルオフガスは引き続き高圧天然ガス噴射エンジン、例えばＭＥ−ＧＩエンジンに燃料として供給される。

貯蔵タンクは、ＬＮＧなどの液化ガスを極低温状態に貯蔵できるように密封壁及び断熱壁を備えているが、外部から伝達される熱を完壁に遮断することはできない。そのため、貯蔵タンク１１０内では液化ガスの蒸発が継続的に行われ、ボイルオフガスの圧力を適正な水準に維持するために、ボイルオフガス排出ラインＬ１１を介して貯蔵タンク１１０内部のボイルオフガスを排出させる。

排出されたボイルオフガスは、ボイルオフガス排出ラインＬ１１を介してボイルオフガス圧縮部１１３に供給される。ボイルオフガス圧縮部１１３は、１つ以上のボイルオフガス圧縮機１１４を含む。図示していないが、ボイルオフガス圧縮部１１３は、ボイルオフガス圧縮機１１４で圧縮されるとともに温度が上昇したボイルオフガスを冷却させるための１つ以上の中間冷却器（図示せず）を含むことができる。図１１では３つのボイルオフガス圧縮機１１４を含む３段圧縮のボイルオフガス圧縮部１１３が例示されている。

ボイルオフガス圧縮部１１３で圧縮されたボイルオフガスは、ボイルオフガス供給ラインＬ１２を介して再液化装置１２０に供給される。再液化装置１２０に供給されたボイルオフガスは、再液化装置１２０のコールドボックス、すなわち、主極低温熱交換器（Ｍａｉｎ Ｃｒｙｏｇｅｎｉｃ Ｈｅａｔ Ｅｘｃｈａｎｇｅｒ）１２１を通過しながら冷媒によって冷却されて再液化される。

再液化装置１２０としては、ＬＮＧなどの液化ガスから発生するボイルオフガスなどを液化させることができるものであれば、いかなる構成のものでも使用され得る。すなわち、上記の第１乃至第５実施形態及びその変形例で説明されたような構成の非爆発性混合冷媒を活用した再液化システムが使用され得る。また、従来の公知の窒素冷媒を活用した再液化システムが使用されることもでき、例えば国際公開第２００７／１１７１４８号及び国際公開第２００９／１３６７９３号などに開示されているものが使用され得る。

コールドボックス１２１での熱交換を介して再液化されたボイルオフガスは、再凝縮機１３１に供給されて一時貯蔵される。本実施形態によれば、再液化された液化ボイルオフガスと、液化ガス貯蔵タンク１１０から供給される液化ガス、すなわちＬＮＧを再凝縮機１３１に一時貯蔵し、液化ガス貯蔵タンク１１０から再液化装置１２０に供給されるボイルオフガスのうち一部又は全体を再凝縮機１３１に迂回させて凝縮させることによって、再液化装置１２０に流入するボイルオフガスの量を減少させるか、又はなくすことによって全体的なシステム効率を向上させることができる。以下、詳しく説明するように、再凝縮機１３１は、再液化装置１２０で再液化された後、再凝縮機１３１に供給されて一時貯蔵される液化ボイルオフガス及び貯蔵タンク１１０から再凝縮機１３１に直接供給された液化ガス（すなわち、ＬＮＧ）のうち少なくとも１つからの冷熱を利用して、発生したボイルオフガスのうち一部又は全部を再凝縮させる。

再凝縮機１３１は、上記の実施形態におけるバッファタンクと同様に、気体成分と液体成分とを分離する機能を行うこともできるので、再凝縮機１３１に一時貯蔵された液化ガスは気体状態と液体状態とに分離され、液体状態の液化ガスのみが燃料供給ラインＬ１３を介して高圧ポンプ１３３に供給される。高圧ポンプ１３３は、複数個、例えば２つが並列に設置され得る。

高圧ポンプ１３３では液化ガスを高圧天然ガス噴射エンジン（例えばＭＥ−ＧＩエンジン）で要求する燃料供給圧力まで加圧して送出する。高圧ポンプ１３３から送出される液化ガスは１５０〜４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の高圧を有する。

高圧ポンプ１３３での十分な有効吸込みヘッド（ＮＰＳＨ；Ｎｅｔ Ｐｏｓｉｔｉｖｅ Ｓｕｃｔｉｏｎ Ｈｅａｄ）を保証できるように、必要な場合、燃料供給ラインＬ１３の再凝縮機１３１と高圧ポンプ１３３との間にはブースターポンプ１３２が設置され得る。

また、上記の第２実施形態と同様に、高圧ポンプ１３３で高圧に圧縮された液化ガスは、高圧気化器１３７に供給される前に、再液化装置１２０に供給されるボイルオフガスと熱交換器１３５で熱交換されるようにシステムを構成しても良い。高圧気化器１３７に供給される液化ガスは、再液化装置１２０に供給されるボイルオフガスに比べて相対的に低温であるため、熱交換器１３５を通過しながら再液化装置１２０に供給されるボイルオフガスの温度を下げることができ、再液化装置１２０での再液化エネルギーを低減できる。加えて、高圧気化器１３７に供給される液化ガスは、熱交換器１３５を通過しながら加熱されて高圧気化器１３７での気化エネルギーを低減できる。

再凝縮機１３１で再凝縮されて一時貯蔵された液化ボイルオフガスは、必要な場合、ＬＢＯＧ復帰ラインＬ１４を介して液化ガス貯蔵タンク１１０に戻され得る。図１１に図示していないが、ＬＢＯＧ復帰ラインＬ１４には、図９ａ乃至図１０ｂを参照して説明した第４及び第５実施形態及びその変形例のような膨脹バルブ、気液分離器などが設置され得る。

しかし、本第６実施形態による燃料ガス供給システムによれば、海上構造物の運航中は、大半の期間において、貯蔵タンクで発生したボイルオフガスを液化させて高圧天然ガス噴射エンジンで燃料として全部使用しており、それによりＬＢＯＧ復帰ラインＬ１４を介して貯蔵タンク１１０に戻る液化ガスをなくすことができる。ＬＢＯＧ復帰ラインＬ１４は、海上構造物が港内に接岸するために引かれる場合、運河を通過する場合、又は低速運航中の場合のように、高圧天然ガス噴射エンジンの燃料消耗量が貯蔵タンクで発生したボイルオフガスの量より少ないという極めて例外的な場合に、ＬＢＯＧを再凝縮機１３１から貯蔵タンク１１０に戻す用途に使用され得る。また、再凝縮機の故障やメンテナンス時の再凝縮機１３１内に残っているＬＢＯＧを貯蔵タンク１１に戻す用途に使用され得る。

本実施形態によれば、海上構造物の運航時の大半の期間においてＬＢＯＧを貯蔵タンクに戻すことなく全量をエンジンで使用できるので、その期間は貯蔵タンクに戻るＬＢＯＧ自体をなくすことができ、それによりＬＢＯＧの復帰途中に圧力差によって発生し得るフラッシュガスを基本的に除去できる。本明細書において、「フラッシュガスを除去する」という表現は、発生したフラッシュガスを消耗することによってフラッシュガスが貯蔵タンク１１０の内部に供給されないようにすることと、再液化されたボイルオフガスが貯蔵タンク１１に戻ることを防止して復帰途中のフラッシュガスの発生を根本的に遮断することによってフラッシュガスの発生自体を防止することをすべて含む概念である。

また、本明細書における「高圧天然ガス噴射エンジンの燃料消耗量が貯蔵タンクで発生したボイルオフガスの量より多い、または少ない」という表現のうち「高圧天然ガス噴射エンジンの燃料消耗量」は、高圧天然ガス噴射エンジンの他にも海上構造物内においてボイルオフガスを燃料として使用するエンジン、例えばＤＦＤＥ、ガスタービンなどが存在する場合、これらのエンジンでの燃料消耗量と高圧天然ガス噴射エンジンの燃料消耗量とを足したものを意味する。ボイルオフガスを燃料として使用するエンジンが高圧天然ガス噴射エンジンのみの場合は、高圧天然ガス噴射エンジンの燃料消耗量のみを意味することは勿論である。

液化ガス貯蔵タンク１１０で発生するボイルオフガスの量が高圧天然ガス噴射エンジンで要求する燃料量より少ない場合などは、ＬＮＧ供給ラインＬ１７を介して貯蔵タンク１１０に収容されたＬＮＧを再凝縮機１３１に直接供給できる。貯蔵タンク１１０に収容されたＬＮＧを再凝縮機１３１に直接供給できるように、ＬＮＧ供給ラインＬ１７の一端、すなわち液化ガス貯蔵タンク１１０内部に位置するＬＮＧ供給ラインＬ１７の開始地点には潜水式ポンプ１５７が設置される。本実施形態によれば、再凝縮機１３１（又は、第１乃至第５実施形態及びその変形例におけるバッファタンク３１）での内部圧力は、ボイルオフガス圧縮部１３０で１２乃至４５ｂａｒａ程度の中圧に圧縮されたボイルオフガスの圧力とほぼ同じ圧力を有するので、潜水式ポンプ１５７のみで貯蔵タンク１１０に常圧程度の圧力に貯蔵されている液化ガスを中圧まで圧縮させるには限界がある可能性がある。したがって、ＬＮＧ供給ラインＬ１７の途中にブースターポンプ１５８を設置し、潜水式ポンプ１５７によって貯蔵タンクの外部に排出された液化ガスを再凝縮機１３１（又はバッファタンク）内部の圧力と同じ水準の圧力まで圧縮させることが好ましい。

液化ガス貯蔵タンク１１０で発生するボイルオフガスの量が高圧天然ガス噴射エンジンで要求する燃料量より多く、超過液化ボイルオフガス（ＬＢＯＧ）が発生することが予想される場合は、ボイルオフガス圧縮部１１３で圧縮された又は段階的に圧縮されている途中のボイルオフガスを、ボイルオフガス分岐ラインＬ１８を介して分岐させてボイルオフガス消費手段で使用する。ボイルオフガス消費手段としては、ＭＥ−ＧＩエンジンに比べて相対的に低い圧力の天然ガスを燃料として使用できるガスタービンやＤＦＤＥなどが使用され得る。

一方、上記のように、再液化装置１２０の負荷を減少させるか、または再液化装置の運転を完全に中断させて全体システムの効率を向上させることができるように、本実施形態による燃料ガス供給システムは、ボイルオフガス供給ラインＬ１２から分岐してボイルオフガス圧縮部１１３で圧縮されたボイルオフガスのうち一部又は全体を再液化装置を迂回して再凝縮機１３１に直接供給できるボイルオフガス迂回ラインＬ２１を含むことができる。

さらに詳しくは、ボイルオフガス迂回ラインＬ２１は、ボイルオフガス供給ラインＬ１２の熱交換器１３５の下流側で分岐して再凝縮機１３１に連結されることが好ましい。必要な場合、再凝縮機１３１の圧力を調節できるように、ボイルオフガス迂回ラインＬ２１には圧力制御バルブ１６１が設置されることが好ましい。

液化ガス貯蔵タンク１１０で発生するボイルオフガスの量が高圧天然ガス噴射エンジンで要求する燃料量より少ない場合は、貯蔵タンク１１０内のＬＮＧを再凝縮機１３１に供給して不足した燃料量を補充し、この時、再液化装置に供給されるボイルオフガスのうち一部をボイルオフガス迂回ラインＬ２１を介して再凝縮機１３１に供給してＬＮＧと混合させて再凝縮させることによって再液化装置の負荷を減少させることができる。

以下、上記のように構成された第６実施形態の燃料ガス供給システムが、例えばＬＮＧ運搬船に設置された時の再凝縮機１３１を活用した運転方法を、図１１を参照して説明する。

第６実施形態による燃料ガス供給システムは、再凝縮機１３１を具備しているので、貯蔵タンク１１０で発生したボイルオフガスを再液化装置１２０のコールドボックス１２１にすべて供給することなく、少なくとも一部のボイルオフガスを再凝縮機１３１に迂回させることによって、エネルギー消耗の多い再液化装置の負荷を減少させるか、又は場合によっては再液化装置の作動を完全に中止できる。

貯蔵タンク１１０をほぼ空にして航海するバラスト（ｂａｌｌａｓｔ）航海時には、ボイルオフガスの発生量が比較的に少ない。この場合は、貯蔵タンクから自然に発生するボイルオフガスだけでは高圧天然ガス噴射エンジンでの燃料要求量を満たすことができないので、貯蔵タンク１１０に貯蔵されたＬＮＧをＬＮＧ供給ラインＬ１７を介して再凝縮機１３１に直接供給する。

加えて、液化ガス貯蔵タンク１１０から排出されたボイルオフガスはボイルオフガス圧縮部１１３で１２乃至４５ｂａｒａ程度の中圧に圧縮され、熱交換器１３５で冷却された後、ボイルオフガス迂回ラインＬ２１を介して全量が再凝縮機１３１に供給される。

バラスト航海時には発生するボイルオフガスの量が少ないため、発生したボイルオフガスは全量が再凝縮機１３１に供給されて再凝縮され得る。すなわち、バラスト運航の過程中においてには、大半の期間、貯蔵タンクで発生したすべてのボイルオフガスを再凝縮機１３１で再凝縮することによって、再液化装置の稼動を中断させることができる。ただし、バラスト運航過程中において、海上構造物が引かれる途中のように、高圧天然ガス噴射エンジンが低速で運転しているか、または作動を止めている場合は、高圧天然ガス噴射エンジンの燃料消耗量がない、または顕著に減少するため、貯蔵タンクで発生したすべてのボイルオフガスを再凝縮させて燃料として消耗することができず、部分的に再液化装置で再液化させることもできるが、この場合はバラスト運航の過程中において極めて例外的な場合である。

ＬＮＧ供給ラインＬ１７を介して再凝縮機１３１に供給されたＬＮＧは過冷却された状態であるから、ボイルオフガス迂回ラインＬ２１を介して供給されてきたボイルオフガスは、再凝縮機１３１内で過冷却されたＬＮＧと混合される過程でＬＮＧから冷熱を供給されて全量が凝縮され得る。

このように、本実施形態の燃料ガス供給システムによれば、バラスト時に発生したボイルオフガスを全部再凝縮機１３１内で再凝縮して高圧天然ガス噴射エンジンでの燃料として使用することができ、それにより、貯蔵タンク１１０に戻るＬＢＯＧが全く存在しない。

また、発生したボイルオフガスを全量再凝縮機１３１内で処理できるため、電力消耗が多くエネルギーを多く使用する再液化装置１２０を全く稼動させないことができ、相当量のエネルギーを節約できるようになる。

一方、貯蔵タンク１１０を満量にして航海する積載状態（ｌａｄｅｎ）の航海時には、ボイルオフガスの発生量が相対的に多い。この場合は、貯蔵タンクから自然に発生するボイルオフガスを再凝縮機１３１ですべて処理することができないので、再液化装置１２０を稼動してボイルオフガスを再液化する。必要な場合、発生したボイルオフガスのうち一部はボイルオフガス迂回ラインＬ２１を介して再凝縮機１３１に迂回させて再液化装置１２０での再液化負荷を減少させることによってエネルギーを節約できる。

再液化装置１２０でボイルオフガスを過冷却状態に冷却するためにボイルオフガスを飽和温度より低い過冷却温度まで冷却することは効率的ではない。しかし、ボイルオフガスを飽和温度まで冷却して液化させる場合は、飽和状態のＬＢＯＧが配管に沿って移動しながら加熱されて再び気化される恐れがあるので、再液化装置１２０でボイルオフガスを液化させる際は、ボイルオフガスを当該圧力での過冷却温度まで冷却させることが好ましい。

国際公開第２００７／１１７１４８号及び国際公開第２００９／１３６７９３号などに開示されている従来の公知の再液化装置の場合は、基本的に再液化装置によって再液化されたＬＢＯＧをＬＮＧ貯蔵タンクに戻す概念を有していたため、ＬＮＧ貯蔵タンク内部の温度（約−１６３℃）に合わせて４乃至８ｂａｒａでの飽和温度より遥かに低い温度にボイルオフガスを過冷却させていた。

しかし、本発明の燃料供給システムによれば、基本的に再液化されたＬＢＯＧを高圧天然ガス噴射エンジンに燃料として供給して使用する概念を有しているため、ボイルオフガスを約１２乃至４５ｂａｒａに圧縮しており、再液化装置での再液化温度も当該圧力での飽和温度より１℃程度だけ低い温度に再液化装置を運転している。

本発明によれば、再液化装置で再液化されたＬＢＯＧを貯蔵タンクに戻さないので、貯蔵タンク内部に貯蔵されたＬＮＧの温度及び圧力を考慮する必要がない。また、従来のＬＢＯＧを貯蔵タンクまで移送する配管の長さが相対的に長いことに比べ、本発明の場合、ＬＢＯＧの過冷却状態を維持しながら移送しなければならない配管の長さが相対的に短いので、飽和温度より過度に低い温度までボイルオフガスを過冷却させる必要がない。

したがって、ボイルオフガスの液化温度を飽和温度より少しだけ低い温度に設定（例えば０．５〜３℃、好ましくは１℃程度だけ過冷却）して再液化装置１２０を稼動することによって再液化装置の動力消耗を減少させることができる。

この時、ボイルオフガス迂回ラインＬ２１上に設置された圧力制御バルブ１６１を開閉調節することによって、熱交換器１３５での熱交換を介して冷却されたボイルオフガスが再凝縮機内に流入することができるようにして再凝縮機１３１の圧力を適切に調節できる。

また、本実施形態によれば、ボイルオフガスを当該圧力での飽和温度より１℃程度だけ過冷却させて液化させた後、再凝縮機１３１に供給しても、高圧天然ガス噴射エンジンに燃料として供給される過程でブースターポンプ１３２及び高圧ポンプ１３３によって加圧されるので、圧力増加によって飽和状態のＬＢＯＧは、その後の過冷却状態が安定して維持され得る。

上記のような本発明の第１乃至第６実施形態及びその変形例による高圧天然ガス噴射エンジンを有する海上構造物の燃料供給システムは、従来に比べて次のような長所を有する。

一般に、ボイルオフガスの再液化効率を上げるためには、ボイルオフガスを高い圧力に圧縮させることが好ましい。しかし、従来は、ボイルオフガスを再液化装置によって再液化して貯蔵タンクに戻し、貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧは常圧状態を維持していたため、再液化された液化ボイルオフガスの圧力が過度に高く貯蔵タンクに戻る際にフラッシュガス（ｆｌａｓｈ ｇａｓ）が発生しないように、再液化効率は低いが、４乃至８ｂａｒａ程度の低圧にボイルオフガスを圧縮せざるをえなかった。

それに比べ、本発明によれば、貯蔵タンクから排出されたボイルオフガスを高圧天然ガス噴射エンジンで燃料として使用するため、フラッシュガス発生の心配なくボイルオフガスを従来に比べて高い圧力に圧縮させて再液化させることによって再液化効率を上げることができる。

このように、本発明によれば、再液化されたボイルオフガスを高圧天然ガス噴射エンジン、例えばＭＥ−ＧＩエンジンに燃料として供給するため、再液化されたボイルオフガスを貯蔵タンクに再貯蔵のために戻す必要がなく、貯蔵タンクへの復帰時も発生し得るフラッシュガスの発生を防止でき、フラッシュガスの発生が抑制されることによって、再液化前にボイルオフガスの圧力を従来に比べて高い圧力、すなわち１２乃至４５ｂａｒａ程度の中圧に圧縮させて再液化できる。このような中圧にボイルオフガスを圧縮させて再液化することによって、冷媒によらず再液化効率を向上させることができ、特に非爆発性混合冷媒による再液化効率は、窒素ガス冷媒を使用する場合に比べてさらに増大させることができる。すなわち、従来の窒素ガス冷媒を使用する場合に比べて非爆発性混合冷媒を使用する本発明の再液化装置は、相当少ないエネルギーを使用するだけでボイルオフガスを再液化してエンジンに燃料として供給することが可能になる。

再液化装置２０，１２０としては、ＬＮＧなどの液化ガスから発生するボイルオフガスなどを液化させることができるものであれば、いかなる構成のものでも使用され得る。すなわち、上記の第１乃至第６実施形態及びその変形例で説明されたような構成の非爆発性混合冷媒を活用した再液化システムが使用され得る。また、従来の公知の混合冷媒又は窒素冷媒を活用した再液化システムが使用されることもでき、例えば、国際公開第２００７／１１７１４８号及び国際公開第２００９／１３６７９３号、大韓民国特許公開第２００６−０１２３６７５号、大韓民国特許公開第２００１−００８９１４２号等に開示されているものが使用され得る。

本発明による燃料ガス供給システムによれば、海上構造物の運航中は、大半の期間において、貯蔵タンクで発生したボイルオフガスを液化させて高圧天然ガス噴射エンジンで燃料としてすべて使用しており、それによりＬＢＯＧ復帰ラインＬ４，Ｌ１４を介して貯蔵タンク１１に戻る液化ガスをなくすことができる。ＬＢＯＧ復帰ラインＬ４，Ｌ１４は、海上構造物が港内に接岸するために引かれる場合、運河を通過する場合、又は低速運航中の場合のように、高圧天然ガス噴射エンジンの燃料消耗量が貯蔵タンクで発生したボイルオフガスの量より少ない例外的な場合に、ＬＢＯＧをバッファタンク３１又は再凝縮機１３１から貯蔵タンク１１，１１０に戻す用途に使用され得る。また、バッファタンク（又は再凝縮機）の故障やメンテナンス時のバッファタンク（又は再凝縮機）内に残っているＬＢＯＧを貯蔵タンク１１，１１０に戻す用途に使用され得る。

本発明によれば、海上構造物の運航時の大半の期間においてＬＢＯＧを貯蔵タンクに戻すことなく全量をエンジンで使用できるので、その期間は貯蔵タンクに戻るＬＢＯＧ自体をなくすことができ、それによりＬＢＯＧの復帰途中に圧力差によって発生し得るフラッシュガスを基本的に除去できる。本明細書で「フラッシュガスを除去する」、又は「フラッシュガスの発生を抑制する」という表現は、発生したフラッシュガスを消耗することによってフラッシュガスが貯蔵タンク１１の内部に供給されないようにすることと、再液化されたボイルオフガスが貯蔵タンク１１に戻ることを防止して復帰途中のフラッシュガス発生を基本的に遮断することによってフラッシュガスの発生自体を防止することをすべて含む概念である。

国際公開第２００７／１１７１４８号及び国際公開第２００９／１３６７９３号、大韓民国特許公開第２００６−０１２３６７５号、大韓民国特許公開第２００１−００８９１４２号等に開示されている従来の公知の再液化装置の場合は、基本的に再液化装置によって再液化されたＬＢＯＧをＬＮＧ貯蔵タンクに戻す概念を有していたため、ＬＮＧ貯蔵タンク内部の温度（約−１６３℃）に合わせて４乃至８ｂａｒａでの飽和温度より遥かに低い温度にボイルオフガスを過冷却させていた。

例えば、従来のＨａｍｗｏｒｔｈｙ社のＭａｒｋ ＩＩＩ再液化装置（国際公開第２００７／１１７１４８号に記載の技術）の場合、８ｂａｒａにボイルオフガスを加圧して−１５９℃に液化する。この時のボイルオフガスの飽和温度は、約−１４９．５℃であるから９〜１０℃程度が過冷却された状態である。この程度の過冷却が行われなければ、ＬＮＧ貯蔵タンクに液化ボイルオフガスを回送する場合のフラッシュガスの発生が抑制することができない。しかし、本発明では、液化高圧天然ガス噴射エンジンに燃料として供給される過程で高圧ポンプによって加圧されるため、圧力増加によって飽和状態のＬＢＯＧはその後の過冷却状態が安定して維持され得る。本発明では、液化ボイルオフガスを当該圧力での飽和温度より０．５〜３℃、好ましくは１℃程度だけ過冷却させて液化させた後、燃料として供給しても良い利点がある。再液化装置で過冷却を少なくするほど再液化エネルギーの低減効果が大きい。例えば−１５０℃の温度でボイルオフガスを１℃過冷却させるために必要なエネルギーは、再液化に要する全動力の１％を追加的に必要とする。

本発明の燃料供給システムによれば、基本的に再液化されたＬＢＯＧを高圧天然ガス噴射エンジンに燃料として供給して使用する概念を有しているため、ボイルオフガスを約１２乃至４５ｂａｒａに圧縮しており、再液化装置での再液化温度も当該圧力での飽和温度より０．５〜３℃、好ましくは１℃程度だけ低い温度に再液化装置を運転している。

本発明によれば、再液化装置で再液化されたＬＢＯＧを貯蔵タンクにできるだけ戻さないので、貯蔵タンク内部に貯蔵されたＬＮＧの温度及び圧力を考慮する必要性が低い。また、従来、ＬＢＯＧを貯蔵タンクまで移送する配管の長さが相対的に長いことに比べて、本発明の場合、ＬＢＯＧの過冷却状態を維持しながら移送しなければならない配管の長さ（再液化装置（例えば、気液分離器）−高圧ポンプの間の長さ）が相対的に短いので、飽和温度より過度に低い温度までボイルオフガスを過冷却させる必要がない。

すなわち、海洋構造物の運航中には、高圧天然ガス噴射エンジンが必要とする燃料の量は、ＬＮＧ貯蔵タンクで発生するボイルオフガスの量よりも多い時期（場合）が相当期間存在し、この時期には液化ボイルオフガスを高圧天然ガス噴射エンジンにすべて供給することによって、液化ボイルオフガスをＬＮＧ貯蔵タンクへ回送する際に伴うフラッシュガスの発生問題を解決できる。

したがって、ボイルオフガスの液化温度を飽和温度より少しだけ低い温度に設定（例えば０．５〜３℃程度だけ過冷却）して再液化装置２０を稼動することによって再液化装置の動力消耗を減少させることができる。

また、本実施形態によれば、ボイルオフガスを当該圧力での飽和温度より１℃程度だけ過冷却させて液化させた後、バッファタンク３１に供給しても、高圧天然ガス噴射エンジンに燃料として供給される過程で高圧ポンプ３３によって加圧されるため、圧力増加によって飽和状態のＬＢＯＧは、その後の過冷却状態が安定して維持され得る。

また、高圧ポンプに供給されるＬＢＯＧが中圧範囲に加圧された状態であるため、高圧ポンプにＬＢＯＧをポンピングする時の動力も減る利点がある。

従来の再液化装置を具備した海上構造物では、上記のように、ボイルオフガスを貯蔵タンクに戻すことを念頭に置いてボイルオフガスを再液化していたので、復帰時のフラッシュガスの発生を抑制するために、ボイルオフガスの圧力を４乃至８ｂａｒａ程度の低圧に圧縮させることが当然であった。しかし、上記のような本発明の燃料ガス供給システムでは、ボイルオフガスを再液化した後、できるだけ高圧天然ガス噴射エンジンで燃料としてすべて使用するため、ボイルオフガスを１２乃至４５ｂａｒａ程度の比較的高い圧力に圧縮している。このような概念は、ボイルオフガスを再液化した後、貯蔵タンクに戻していた従来は全く考えられなかった本発明特有の新規かつ進歩的な概念といえる。

また、従来は、再液化されたＬＢＯＧを貯蔵タンクに再注入する過程で、減圧によってフラッシュガスが生成され、このフラッシュガスを再度再液化装置に送り再液化装置の効率を落としていたが、本発明では再液化されたＬＢＯＧを減圧することなく（むしろ加圧して）高圧天然ガス噴射エンジンで燃料としてできるだけ全量使用することによって、再液化装置の効率を従来に比べて向上させることができる。

このように、本発明の燃料ガス供給システムによれば、大半の運航期間において、ボイルオフガスを再液化した後、高圧天然ガス噴射エンジンで燃料としてすべて使用するため、ボイルオフガスを１２乃至４５ｂａｒａ程度の比較的高い圧力に圧縮することが可能である。それにより、図６ｂを参照して上述したように、従来の再液化装置（冷凍サイクル）で消耗される動力に比べ、本発明の再液化装置は、５０乃至８０％程度の動力だけで運転可能であることがわかる。このように、本発明は、従来に比べて相当低い動力で運転可能であるため、発電機容量を減少させることができ、発電機の小型化が可能で、費用を節減できるようになる。

さらに、従来の再液化装置の場合、待機状態で運転するためには約１乃至１．５ＭＷの電力が消耗されていたが、本発明の場合、第６実施形態で説明したように、バラスト運航中には大半の期間、再液化装置の運転を中断させることができるので、再液化装置で消耗する電力を節約できる。例えば、年間バラスト運航が１５０日であると仮定し、再液化装置の運転のために燃料消費１８３ｇ／ｋＷｈのディーゼル発電機を使用すると仮定した場合、年間６６０乃至９２３ｔｏｎのＨＦＯを節約できる。２０１１年９月中旬時点のシンガポールにおけるＨＦＯ価格はトンあたり６７１ＵＳＤ程度であるから、年間０．４乃至０．６ｍｉｌ ＵＳＤを低減できるという顕著な効果がある。

以上では、本発明の燃料供給システム及び方法がＬＮＧ運搬船などの海上構造物に適用された場合を例に挙げて説明されたが、本発明の燃料供給システム及び方法は、陸上での高圧天然ガス噴射エンジンに対する燃料供給に適用されることができることは勿論である。

本発明は、前記実施形態に限定されず本発明の技術的要旨から逸脱しない範囲内で様々に修正又は変形して実施できることは、本発明の属する技術分野における通常の知識を有する者にとって自明なものである。

また、図７ｂに例示された本第２実施形態の変形例による再液化装置２０は、図３ｂに例示された第１実施形態の変形例による再液化装置２０と同様に、冷媒とボイルオフガスとの熱交換が行われるコールドボックス２１、該コールドボックス２１で加熱されて少なくとも部分的に気化された冷媒を圧縮するための圧縮手段、圧縮された冷媒を膨脹させて温度を下げるための膨脹手段、及び気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とを分離するための冷媒気液分離器を含む。

特に、図７ｂに例示された本第２実施形態の変形例による再液化装置２０は、図３ｂと同様に、複数の冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂ，２２ｃを含み、これらの複数の冷媒気液分離器の中で最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃには上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とが混合された後、供給される。上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された気体状態の冷媒は、最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃに供給される前に、冷媒圧縮機２３ａ，２３ｂによって圧縮されて冷媒冷却器２４ａ，２４ｂによって冷却される過程を経ることができる。上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された液体状態の冷媒は、気体状態の冷媒が最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃに供給される前に、さらに詳しくは、気体状態の冷媒が冷媒冷却器２４ｂによって冷却される前に、この気体状態の冷媒と混合される。

すなわち、図８ｂに例示された本第３実施形態の変形例による再液化装置２０は、図３ｂに例示された第１実施形態の変形例による再液化装置２０と同様に、冷媒とボイルオフガスとの熱交換が行われるコールドボックス２１、該コールドボックス２１で加熱されて少なくとも部分的に気化された冷媒を圧縮するための圧縮手段、圧縮された冷媒を膨脹させて温度を下げるための膨脹手段、及び気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とを分離するための冷媒気液分離器を含む。

特に、図８ｂに例示された本第３実施形態の変形例による再液化装置２０は、図３ｂと同様に、複数の冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂ，２２ｃを含み、これらの複数の冷媒気液分離器の中で最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃには上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とが混合された後、供給される。上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された気体状態の冷媒は、最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃに供給される前に、冷媒圧縮機２３ａ，２３ｂによって圧縮されて冷媒冷却器２４ａ，２４ｂによって冷却される過程を経ることができる。上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された液体状態の冷媒は、気体状態の冷媒が最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃに供給される前に、さらに詳しくは、気体状態の冷媒が冷媒冷却器２４ｂによって冷却される前に、この気体状態の冷媒と混合される。

図９ｂに例示された本第４実施形態の変形例による再液化装置２０は、図３ｂに例示された第１実施形態の変形例による再液化装置２０と同様に、冷媒とボイルオフガスとの熱交換が行われるコールドボックス２１、該コールドボックス２１で加熱されて少なくとも部分的に気化された冷媒を圧縮するための圧縮手段、圧縮された冷媒を膨脹させて温度を下げるための膨脹手段、及び気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とを分離するための冷媒気液分離器を含む。

特に、図９ｂに例示された本第４実施形態の変形例による再液化装置２０は、図３ｂと同様に、複数の冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂ，２２ｃを含み、これらの複数の冷媒気液分離器の中で最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃには上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とが混合された後、供給される。上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された気体状態の冷媒は、最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃに供給される前に、冷媒圧縮機２３ａ，２３ｂによって圧縮されて冷媒冷却器２４ａ，２４ｂによって冷却される過程を経ることができる。上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された液体状態の冷媒は、気体状態の冷媒が最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃに供給される前に、さらに詳しくは、気体状態の冷媒が冷媒冷却器２４ｂによって冷却される前に、この気体状態の冷媒と混合される。

すなわち、図１０ｂに例示された本第５実施形態の変形例による再液化装置２０は、図３ｂに例示された第１実施形態の変形例による再液化装置２０と同様に、冷媒とボイルオフガスとの熱交換が行われるコールドボックス２１、該コールドボックス２１で加熱されて少なくとも部分的に気化された冷媒を圧縮するための圧縮手段、圧縮された冷媒を膨脹させて温度を下げるための膨脹手段、及び気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とを分離するための冷媒気液分離器を含む。

特に、図１０ｂに例示された本第５実施形態の変形例による再液化装置２０は、図３ｂと同様に、複数の冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂ，２２ｃを含み、これらの複数の冷媒気液分離器の中で最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃには上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とが混合された後、供給される。上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された気体状態の冷媒は、最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃに供給される前に、冷媒圧縮機２３ａ，２３ｂによって圧縮されて冷媒冷却器２４ａ，２４ｂによって冷却される過程を経ることができる。上流側に配置される冷媒気液分離器２２ａ，２２ｂで分離された液体状態の冷媒は、気体状態の冷媒が最下流側に配置される冷媒気液分離器２２ｃに供給される前に、さらに詳しくは、気体状態の冷媒が冷媒冷却器２４ｂによって冷却される前に、この気体状態の冷媒と混合される。

Claims (8)

1. 高圧天然ガス噴射エンジンに燃料を供給するシステムであって、
   液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク内で発生したボイルオフガスを前記貯蔵タンクから供給されて圧縮するボイルオフガス圧縮部；
   前記ボイルオフガス圧縮部で圧縮されたボイルオフガスを供給されて液化させる再液化装置；
   前記再液化装置で液化されたボイルオフガスを供給されて気体成分と液体成分を分離するためのバッファタンク；
   前記バッファタンクから液体成分を供給されて圧縮させる高圧ポンプ；及び
   前記高圧ポンプで圧縮された液体成分を気化させて前記高圧天然ガス噴射エンジンに供給するための高圧気化器；
   を含み、前記バッファタンクから前記高圧ポンプに供給される液体成分は１２乃至４５ｂａｒａ（絶対圧）の圧力を有することを特徴とする高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システム。
2. 前記ボイルオフガス圧縮部は、ボイルオフガスを圧縮する１つ以上のボイルオフガス圧縮機、及び前記ボイルオフガス圧縮機で圧縮されるとともに温度が上昇したボイルオフガスを冷却させるための１つ以上の中間冷却器を含むことを特徴とする請求項１に記載の高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システム。
3. 前記再液化装置は、冷媒とボイルオフガスとの熱交換によって前記ボイルオフガス圧縮部で圧縮されて供給されたボイルオフガスを再液化させるためのコールドボックス、前記コールドボックスで加熱されて部分的に気化された冷媒を気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とに分離するための冷媒気液分離器、前記冷媒気液分離器で分離された気体状態の冷媒を圧縮させるための冷媒圧縮機、前記冷媒圧縮機で圧縮された冷媒を冷却させるための冷媒冷却器、前記冷媒圧縮機で圧縮された後、前記冷媒冷却器で冷却された冷媒を膨脹させて温度を下げる冷媒膨脹バルブ、及び前記冷媒気液分離器で分離された液体状態の冷媒を前記冷媒膨脹バルブに供給するための冷媒ポンプを含むことを特徴とする請求項１に記載の高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システム。
4. 前記高圧天然ガス噴射エンジンの負荷が減るか、又は発生したボイルオフガスの量が多い場合、前記バッファタンクから前記高圧ポンプに供給されるボイルオフガスのうち一部を前記貯蔵タンクに戻すＬＢＯＧ復帰ラインを含むことを特徴とする請求項１に記載の高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システム。
5. 前記ＬＢＯＧ復帰ラインに設置されて液化されたボイルオフガスを減圧させるＬＢＯＧ膨脹バルブを含むことを特徴とする請求項４に記載の高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システム。
6. 減圧過程で発生するフラッシュガスを含むボイルオフガスを液体成分と気体成分とに分離して液体成分だけを前記貯蔵タンクに戻すためのＬＢＯＧ気液分離器を含むことを特徴とする請求項５に記載の高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システム。
7. 前記再液化装置が作動しない、または前記貯蔵タンクで発生するボイルオフガスの量が前記高圧天然ガス噴射エンジンでの消耗量より少ない場合、前記貯蔵タンクに収容されたＬＮＧを前記バッファタンクに供給できるように設置されたＬＮＧ供給ポンプ及びＬＮＧ供給ラインを含むことを特徴とする請求項１に記載の高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システム。
8. 高圧天然ガス噴射エンジンに燃料を供給する方法であって、
   貯蔵タンクで発生したボイルオフガスを前記貯蔵タンクから排出させて圧縮するステップ；
   圧縮されたボイルオフガスを冷却させて再液化するステップ；
   再液化されたボイルオフガスを気体成分と液体成分に分離するステップ；及び
   分離された液体成分を高圧に圧縮した後、気化させて高圧天然ガス噴射エンジンに燃料として供給するステップ；を含み、
   分離された液体成分は１２乃至４５ｂａｒａの圧力を有することを特徴とする高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給方法。

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