JP2014517849A

JP2014517849A - 高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒

Info

Publication number: JP2014517849A
Application number: JP2014500982A
Authority: JP
Inventors: キョジュング、セウング; ヘオンジュング、ジェ; キュチョイ、ドング; ハンリー、ジュング; シクムーン、ヨウング; イェオルユ、ジン
Original assignee: デウシップビルディングアンドマリンエンジニアリングカンパニーリミテッド
Priority date: 2011-03-22
Filing date: 2011-12-20
Publication date: 2014-07-24
Also published as: KR20120107837A; KR20120107886A; KR20120107851A; KR101298624B1; KR101106088B1; EP2693034A1; EP2693034A4; WO2012128449A1; US20140069117A1; KR20120107887A; KR20120107885A; KR101298623B1; KR20120107888A; CN103547788A; KR101298626B1; KR101298625B1

Abstract

【課題】本発明は、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の再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒を提供する。
【解決手段】本発明によれば、高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒であって、前記燃料供給システムは、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が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化ボイルオフガス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、前記再液化装置でボイルオフガスとの熱交換を介してボイルオフガスを冷却させる非爆発性混合冷媒は沸騰点が互いに異なる複数の非爆発性冷媒を混合してなり、それぞれの非爆発性冷媒の沸騰点は天然ガスの液化温度と常温との間にわたって存在することを特徴とする高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒が提供される。
【選択図】図７

Description

本発明は、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の再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒に関する。

近年、ＬＮＧ（Liquefied Natural Gas）やＬＰＧ（Liquefied Petroleum Gas）等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等の液化ガスは、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、ガス状態のとき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を移送するためのもので、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、ＬＮＧＲＶ（Regasification Vessel）のような船舶や、ＬＮＧＦＳＲＵ（Floating Storage and Regasification Unit）、ＬＮＧＦＰＳＯ（Floating、Production、Storage and Off-loading）のような構造物等を挙げることができる。

ＬＮＧＲＶは、自力航行及び浮揚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、ＬＮＧＦＳＲＵは、陸上から遠く離れた海上でＬＮＧ輸送船から移送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、ＬＮＧＦＰＳＯ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、ＬＮＧＲＶ等の船舶をはじめとして、ＬＮＧＦＰＳＯ、ＬＮＧＦＳＲＵ等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℃よりも若干高いときであっても蒸発する。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に持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貯蔵タンク内で持続的に気化して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の発生を抑制するために、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等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浮揚式構造物の場合、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約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。従って、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。

また、ボイルオフガスの再液化のためには、従来は、窒素冷凍サイクル、混合冷媒サイクル等が利用されていたが、窒素冷凍サイクルは、冷媒として窒素ガスＮ₂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等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等の海上用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とき、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。

その他にも、ＬＮＧ等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、貯蔵タンクで持続的に発生するボイルオフガスを効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において、再液化装置の再液化効率を向上させることができる非爆発性混合冷媒を提供することを目的とする。

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用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒であって、前記燃料供給システムは、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が供給されて液化される再液化装置、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化ボイルオフガス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、前記再液化装置でボイルオフガスとの熱交換を介してボイルオフガスを冷却させる非爆発性混合冷媒は沸騰点が互いに異なる複数の非爆発性冷媒を混合してなり、それぞれの非爆発性冷媒の沸騰点は天然ガスの液化温度と常温との間にわたって存在することを特徴とする高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒が提供される。

前記非爆発性混合冷媒は、系列ＩはＡｒからなり、系列ＩＩはＲ１４からなり、系列ＩＩＩはＲ２３、Ｒ１１６、及びＲ４１からなり、系列ＩＶはＲ３２、Ｒ４１０Ａ、Ｒ４１０Ｂ、Ｒ１２５、Ｒ１４３ａ、Ｒ５０７、Ｒ４０７Ｂ、Ｒ４０４Ａ、Ｒ４０７Ａ、Ｒ４０７Ｃ、Ｒ４０７Ｅ、Ｒ４０７Ｄ、Ｒ１６１、Ｒ２１８、Ｒ１３４ａ、Ｒ１５２ａ、及びＲ２２７ｅａからなり、系列ＶはＲ２３６ｆａ及びＲ２４５ｆａからなるとき、それぞれの系列から１つ以上の冷媒を選択して混合してなることが好ましい。

複数の前記非爆発性冷媒の組成比は、前記非爆発性混合冷媒とボイルオフガスとの間の熱交換が行われる熱交換器での高温流体と低温流体との間の温度差が一定に維持されるように定められることが好ましい。

前記非爆発性混合冷媒は、Ａｒ、Ｒ１４、Ｒ２３、Ｒ４１０ａ、及びＲ２４５ｆａを混合してなることが好ましい。

前記非爆発性混合冷媒は、前記貯蔵タンクで発生して排出された後、前記非爆発性混合冷媒と熱交換される前に前記ボイルオフガス圧縮部で１２乃至４５ｂａｒａ（絶対圧）に圧縮されたボイルオフガスと熱交換されるとき、ボイルオフガスが再液化されても凍結しない温度の氷点を有することが好ましい。

また、本発明の他の側面によれば、天然ガスの液化に使用される非爆発性混合冷媒であって、前記非爆発性混合冷媒は、ＬＮＧを貯蔵する貯蔵タンクで発生して排出されるボイルオフガスとの熱交換を介して前記ボイルオフガスを再液化し、前記非爆発性混合冷媒の氷点は、前記貯蔵タンクで発生して排出された後、前記非爆発性混合冷媒と熱交換される前に圧縮手段によって１２乃至４５ｂａｒａ（絶対圧）に圧縮されたボイルオフガスと熱交換されるとき、ボイルオフガスが再液化されても凍結しない温度を有することを特徴とする非爆発性混合冷媒が提供される。

また、本発明のさらに他の側面によれば、天然ガスの液化に使用される非爆発性混合冷媒であって、熱交換器での熱交換を介して天然ガスを液化させる非爆発性混合冷媒は、沸騰点が互いに異なる複数の非爆発性冷媒を混合してなり、それぞれの非爆発性冷媒の沸騰点は天然ガスの液化温度と常温との間にわたって存在することを特徴とする非爆発性混合冷媒が提供される。

本発明によれば、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において、再液化装置の再液化効率を向上させることができる非爆発性混合冷媒が提供され得る。

本発明の非爆発性混合冷媒を使用する燃料供給システムによれば、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が減少するので、再液化時に要する液化エネルギを低減できるようになる。

また、本発明によれば、ボイルオフガスの再液化のための再液化装置に非爆発性混合冷媒を利用することで、従来の窒素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に再液化が可能になる。

また、非爆発性混合冷媒を使用する燃料供給システムによれば、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。

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非爆発性混合冷媒冷凍サイクルを使用した場合、及び窒素ガス冷凍サイクルを使用した場合の消費電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。

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ＣＯ₂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されている。

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運搬船等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、ＬＮＧＲＶ等の船舶をはじめとして、ＬＮＧＦＰＳＯ、ＬＮＧＦＳＲＵ等の海上プラントまで全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、その負荷に応じて約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エンジンは、必要時、再液化（Reliquefaction）装置が追加的に設置される場合、ボイルオフガスを再液化して貯蔵タンクに送りガスと燃料油の価格変化及び排出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１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１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、ＬＮＧＲＶのような船舶をはじめとして、ＬＮＧＦＰＳＯ、ＬＮＧＦＳＲＵ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で約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、すなわち冷熱が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によって約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。

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される燃料供給圧力である約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約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約４乃至８ｂａｒａ程度の圧力である。

貯蔵タンクは、ＬＮＧ等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持続的に行われ、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するための１つ以上の中間冷却器１５を含む。図１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等の液化ガスから発生するボイルオフガス等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。

図１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張させて温度を下げる冷媒膨張バルブ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張バルブ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を介して冷媒膨張バルブ２５に供給される冷媒は、冷媒膨張バルブ２５の上流側で冷媒冷却器２４を通過した後、冷媒膨張バルブ２５に供給される冷媒と混合されることが好ましい。

一方、冷媒膨張バルブ２５に供給される冷媒は、膨張の前にコールドボックス２１を通過しながら膨張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１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。

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とき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１のようなものが使用され得る。表１にはアルゴンをともに表示した。

表１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２に表示した。

ただし、図２Ａ及び図２Ｂ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２Ｃ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３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、費用等を考慮したとき、下記表１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ときに比べ、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することができる。ここで、本発明による圧力範囲（すなわち、１２乃至４５ｂａｒａ）は、再液化装置で冷媒として使用する前記組成の非爆発性混合冷媒の特性によって決められたものである。すなわち、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とき、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のときの再液化温度は約−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を構成することが困難となる。

また、主成分がメタンであるボイルオフガスの臨界圧力が約４６ｂａｒａ程度で、この臨界圧力以上では相が存在せず液化の意味がなくなるので、ボイルオフガス圧力の上限は４５ｂａｒａ程度に設定することが好ましい。

図４の（ａ）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）において、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の電力が約１０乃至２０％程度さらに低減されることがわかる。

図４の（ｂ）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）における電力必要量と、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）における電力必要量とを比較したグラフが図示されている。図４の（ｂ）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）で消費される電力に比べ、本発明の再液化装置は、約５０乃至８０％程度の電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電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、冷媒の膨張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１には記載していないが、本発明の非爆発性混合冷媒は、表１に記載の成分以外の非爆発性冷媒成分を微少量含有できる。

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、約１５０〜４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の高圧を有する。

図５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、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５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。

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で約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を介して約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２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によって下降することができ、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、すなわち冷熱が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によって約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。

図６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、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６に示す第３実施形態の燃料供給システムは、上記の第２実施形態の燃料供給システムに比べて過剰ボイルオフガスを処理するための過剰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。

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、過剰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復路ラインＬ４に設置されるＬＢＯＧ膨張バルブ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、液体成分のみがＬＢＯＧ復路ラインＬ４を介して貯蔵タンク１１に戻される。

さらに詳しくは、ＬＢＯＧ膨張バルブ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、発電等のために海上構造物内に設置され得る過剰ボイルオフガス消費手段（例えば、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復路ラインＬ４を介して貯蔵タンクに戻される。

このとき、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膨張バルブ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、常圧の液体成分のみが、ＬＢＯＧ復路ライン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、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、又は貯蔵タンク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７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、ボイラー等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）等に供給されて処理され得る。このとき、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等はフラッシュガス処理手段に含まれ、このようなフラッシュガス処理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全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、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、本発明者らは、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処理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消費量を低減できるようになる。

図７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、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７に示す第４実施形態の燃料供給システムは、上記の第２実施形態の燃料供給システムに比べて過剰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）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、及び過剰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）又はガスタービン等を有する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。

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くて過剰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ボイルオフガス消費手段で使用する。

すなわち、過剰ボイルオフガスをボイルオフガス圧縮部１３の途中で分岐する第２分岐ラインＬ８を介して二元燃料ディーゼル機関（ＤＦＤＥ）に供給するように構成できる。このとき、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等の装置は省略され得る。

又は、過剰ボイルオフガスをボイルオフガス圧縮部１３の下流で分岐する第３分岐ラインＬ９を介してガスタービンに供給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関わらず、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も、燃料として供給されるボイルオフガスの量が多い場合は、過剰ボイルオフガスを、上記の第３実施形態と同様に処理する。

すなわち、過剰ボイルオフガスは、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復路ラインＬ４に設置されるＬＢＯＧ膨張バルブ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、液体成分のみがＬＢＯＧ復路ライン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、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を介して過剰ボイルオフガスが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３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、又は貯蔵タンク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３及び第４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３実施形態）、ＧＣＵ（第４実施形態）等の装置と、フラッシュガスが発生しないように過剰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４実施形態）、ガスタービン（第４実施形態）等の装置は、全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指称することができる。

上記のような本発明の第１乃至第４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い場合、貯蔵タンクに戻す際にフラッシュガス（flash gas）が発生する可能性がある。従って、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得なかった。

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、貯蔵タンクへの復路時に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、非爆発性混合冷媒を使用する場合の再液化効率を、従来の窒素ガス冷媒を使用する場合に比べて大幅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。

以上では、本発明の燃料供給システム及び方法がＬＮＧ運搬船等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。

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、費用等を考慮したとき、下記表３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。

このとき、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膨張バルブ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、常圧の液体成分のみが、ＬＢＯＧ復路ライン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、別の過剰ボイルオフガス消費手段として機能するガス燃焼装置（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。

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過剰ボイルオフガス消費手段として機能するようになる。

一方、図７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、ボイラー等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）等に供給されて処理され得る。このとき、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等は過剰ボイルオフガス消費手段に含まれ、このような過剰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全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、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、本発明者らは、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、上記のような過剰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消費量を低減できるようになる。

図７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、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７に示す第４実施形態の燃料供給システムは、上記の第２実施形態の燃料供給システムに比べて過剰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）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、及び過剰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、過剰ボイルオフガス消費手段として機能する二元燃料ディーゼル機関（ＤＦＤＥ）、又は別の過剰ボイルオフガス消費手段として機能するガスタービン等を有する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。

Claims

高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒であって、
前記燃料供給システムは、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が供給されて液化される再液化装置、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化ボイルオフガス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、
前記再液化装置でボイルオフガスとの熱交換を介してボイルオフガスを冷却させる非爆発性混合冷媒は沸騰点が互いに異なる複数の非爆発性冷媒を混合してなり、それぞれの非爆発性冷媒の沸騰点は天然ガスの液化温度と常温との間にわたって存在することを特徴とする高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒。
前記非爆発性混合冷媒は、系列ＩはＡｒからなり、系列ＩＩはＲ１４からなり、系列ＩＩＩはＲ２３、Ｒ１１６、及びＲ４１からなり、系列ＩＶはＲ３２、Ｒ４１０Ａ、Ｒ４１０Ｂ、Ｒ１２５、Ｒ１４３ａ、Ｒ５０７、Ｒ４０７Ｂ、Ｒ４０４Ａ、Ｒ４０７Ａ、Ｒ４０７Ｃ、Ｒ４０７Ｅ、Ｒ４０７Ｄ、Ｒ１６１、Ｒ２１８、Ｒ１３４ａ、Ｒ１５２ａ、及びＲ２２７ｅａからなり、系列ＶはＲ２３６ｆａ及びＲ２４５ｆａからなるとき、それぞれの系列から１つ以上の冷媒を選択して混合してなる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用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒。
複数の前記非爆発性冷媒の組成比は、前記非爆発性混合冷媒とボイルオフガスとの間の熱交換が行われる熱交換器での高温流体と低温流体との間の温度差が一定に維持されるように定められる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用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒。
前記非爆発性混合冷媒は、Ａｒ、Ｒ１４、Ｒ２３、Ｒ４１０ａ、及びＲ２４５ｆａを混合してなる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用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒。
前記非爆発性混合冷媒は、前記貯蔵タンクで発生して排出された後、前記非爆発性混合冷媒と熱交換される前に前記ボイルオフガス圧縮部で１２乃至４５ｂａｒａ（絶対圧）に圧縮されたボイルオフガスと熱交換されるとき、ボイルオフガスが再液化されても凍結しない温度の氷点を有する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用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒。
天然ガスの液化に使用される非爆発性混合冷媒であって、
前記非爆発性混合冷媒は、ＬＮＧを貯蔵する貯蔵タンクで発生して排出されるボイルオフガスとの熱交換を介して前記ボイルオフガスを再液化し、
前記非爆発性混合冷媒の氷点は、前記貯蔵タンクで発生して排出された後、前記非爆発性混合冷媒と熱交換される前に圧縮手段によって１２乃至４５ｂａｒａ（絶対圧）に圧縮されたボイルオフガスと熱交換されるとき、ボイルオフガスが再液化されても凍結しない温度を有することを特徴とする非爆発性混合冷媒。
天然ガスの液化に使用される非爆発性混合冷媒であって、
熱交換器での熱交換を介して天然ガスを液化させる非爆発性混合冷媒は、沸騰点が互いに異なる複数の非爆発性冷媒を混合してなり、それぞれの非爆発性冷媒の沸騰点は天然ガスの液化温度と常温との間にわたって存在することを特徴とする非爆発性混合冷媒。