JP2015535913A - 船舶の液化ガス処理システム - Google Patents

Abstract

【課題】液化天然ガスを貯蔵している貯蔵タンクと、前記液化天然ガスを燃料として使用するエンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムを提供する。【解決手段】前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したボイルオフガスを圧縮機によって圧縮して前記エンジンに燃料として供給する圧縮機ライン；前記貯蔵タンクに貯蔵された液化天然ガスをポンプによって圧縮して前記エンジンに燃料として供給する高圧ポンプライン；及び前記圧縮機によって圧縮されたボイルオフガスのうち一部のボイルオフガスを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送されるボイルオフガスと熱交換させて液化させるための熱交換器を含む。【選択図】図１３

Description

本発明は、船舶の液化ガス処理システムに関する。

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使用先に運搬される。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。

ＬＮＧ運搬船などの液化ガス運搬船は、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）、ＢＭＰＰ（Ｂａｒｇｅ Ｍｏｕｎｔｅｄ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ）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って、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。また、ＢＭＰＰはバージ船に発電設備を搭載し海上で電気を生産するために使用される構造物である。

本明細書における船舶とは、ＬＮＧ運搬船のような液化ガス運搬船、ＬＮＧ ＲＶなどをはじめ、ＬＮＧ ＦＰＳＯ、ＬＮＧ ＦＳＲＵ、ＢＭＰＰ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される。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自然気化して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船舶の場合、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。この時、排出されたボイルオフガスは冷凍サイクルを含む再液化装置で超低温に冷却された冷媒、例えば、窒素、混合冷媒など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。

従来のＤＦＤＥ推進システムを搭載したＬＮＧ運搬船の場合、再液化設備を設置せず、ボイルオフガス圧縮機及び加熱のみによってボイルオフガスを処理した後、ＤＦＤＥに燃料として供給しボイルオフガスを消費していたため、エンジンの燃料必要量がボイルオフガスの発生量より少ない時はボイルオフガスをガス燃焼器（ＧＣＵ；Ｇａｓ Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）で燃焼させてしまう、又は大気中に捨てる（ｖｅｎｔｉｎｇ）しかない問題があった。

そして、従来の再液化設備及び低速ディーゼルエンジンを搭載したＬＮＧ運搬船は、再液化設備を介してＢＯＧを処理できたにもかかわらず、窒素ガスを用いた再液化装置の運転の複雑性のため、全体システムの制御が複雑で相当量の動力が消耗される問題があった。

結局、貯蔵タンクから自然的に発生するボイルオフガスをはじめ、液化ガスを効率的に処理するためのシステム及び方法に対する研究開発が持続的に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、液化天然ガスを貯蔵している貯蔵タンクと、貯蔵タンクに貯蔵された液化天然ガスを供給されて燃料として使用するエンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムであって、貯蔵タンクで発生したボイルオフガスと貯蔵タンクに貯蔵された液化天然ガスとをエンジンで燃料として使用することによって、液化ガスを効率的に使用できるようにする船舶の液化ガス処理システム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、液化天然ガスを貯蔵している貯蔵タンクと、前記液化天然ガスを燃料として使用するエンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムであって、前記貯蔵タンクで発生したボイルオフガスを圧縮機によって圧縮して前記エンジンに燃料として供給する圧縮機ライン；前記貯蔵タンクに貯蔵された液化天然ガスをポンプによって圧縮して前記エンジンに燃料として供給する高圧ポンプライン；及び前記圧縮機によって圧縮されたボイルオフガスのうち一部のボイルオフガスを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送されるボイルオフガスと熱交換させて液化させるための熱交換器；を含むことを特徴とする船舶の液化ガス処理システムが提供される。

前記液化ガス処理システムは、前記熱交換器で液化されたボイルオフガスの圧力を下げるための減圧手段をさらに含むことができる。

前記熱交換器で液化された後、前記減圧手段で減圧されたボイルオフガスは前記貯蔵タンクに戻ることができる。

前記液化ガス処理システムは、前記減圧手段を通過しながら減圧されて気液混合状態になったボイルオフガスを気体成分と液体成分とに分離するための気液分離器をさらに含むことができる。

前記減圧手段を通過しながら減圧されて気液混合状態になったボイルオフガスのうち液体成分は前記貯蔵タンクに戻ることができる。

前記減圧手段を通過しながら減圧されて気液混合状態になったボイルオフガスのうち気体成分は前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に供給されるボイルオフガスに合流できる。

前記液化ガス処理システムは、前記熱交換器で液化された後、前記減圧手段に供給されるボイルオフガスを、前記減圧手段を通過しながら減圧されて気液混合状態になったボイルオフガスのうち気体成分と熱交換させて冷却させるための冷却器をさらに含むことができる。

前記圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含むことができる。

前記圧縮機で圧縮された後、前記熱交換器に送られるボイルオフガスは、前記圧縮機に含まれた複数個の前記圧縮シリンダのうち一部又は全部を通過して圧縮されることができる。

前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクに貯蔵された液化天然ガスを強制的に気化させて前記圧縮機に供給するための強制気化器をさらに含むことができる。

前記減圧手段は、膨脹バルブ又は膨脹機であり得る。

本発明の好ましい第１実施形態による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。 本発明の好ましい第２実施形態による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。 本発明の好ましい第２実施形態の変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。 本発明の好ましい第２実施形態の変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。 本発明の好ましい第３実施形態による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。 本発明の好ましい第４実施形態による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。 本発明の好ましい第４実施形態の変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。 本発明の好ましい第４実施形態の変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。 本発明の好ましい第５実施形態による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。 本発明の好ましい第５実施形態の変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。 本発明の好ましい第５実施形態の変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。 本発明の好ましい第５実施形態の変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。 本発明の好ましい第６実施形態による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。

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運搬船のような船舶のための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。ＭＥ−ＧＩエンジンは、同級出力のディーゼルエンジンに比べ、汚染物質排出量を二酸化炭素は２３%、窒素化合物は８０%、硫黄化合物は９５%以上低減できる次世代の環境にやさしいエンジンとして脚光を浴びている。

このようなＭＥ−ＧＩエンジンは、ＬＮＧ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（本明細書における船舶とは、ＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ ＲＶなどをはじめ、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、その負荷に応じて約１５０〜４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の高圧のガス供給圧力が要求される。

ＭＥＧＩエンジンは、推進のためにプロペラに直結されて使用されることができ、そのため、ＭＥＧＩエンジンは低速で回転する２行程エンジンからなる。すなわち、ＭＥＧＩエンジンは、低速２行程高圧天然ガス噴射エンジンである。

また、窒素酸化物排出量を低減するために、ディーゼル油と天然ガスとを混合して燃料として使用するＤＦエンジン（例えば、ＤＦＤＧ；Ｄｕａｌ Ｆｕｅｌ Ｄｉｅｓｅｌ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ）が開発され、推進用や発電用として使用されている。ＤＦエンジンは、オイルと天然ガスとを混合燃焼する、又はオイル、天然ガスのうち選択された１つのみを燃料として使用することができるエンジンであって、オイルのみを燃料として使用する場合に比べ、燃料に含まれた硫黄化合物が少なく排気ガス中の硫黄酸化物の含有量が少ない。

ＤＦエンジンは、ＭＥＧＩエンジンのような高圧に燃料ガスを供給する必要がなく、約数〜数十ｂａｒａ程度に燃料ガスを圧縮して供給すればよい。ＤＦエンジンは、エンジンの駆動力によって発電機を駆動させて電力を得て、この電力を用いて推進用モータを駆動させたり各種装置や設備を運転したりする。
天然ガスを燃料として供給する際、ＭＥＧＩエンジンの場合はメタン価を合わせる必要がないが、ＤＦエンジンの場合はメタン価を合わせる必要がある。

ＬＮＧが加熱されると、液化温度が相対的に低いメタン成分が優先的に気化されるため、ボイルオフガスの場合は、メタン含有量が高いのでそのままＤＦエンジンに燃料として供給され得る。しかし、ＬＮＧの場合は、メタン含有量が相対的に低くＤＦエンジンで要求するメタン価より低く、産地によってＬＮＧを構成する炭化水素成分（メタン、エタン、プロパン、ブータン等）の比率が異なるため、そのまま気化させてＤＦエンジンに燃料として供給するには適していない。

メタン価を調節するためには、液化天然ガスを強制気化させた後、温度を下げてメタンより液化点の高い重炭化水素（ＨＨＣ；ｈｅａｖｙ ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ）成分を液化させて除去できる。メタン価を調節した後、エンジンで要求する温度条件に合わせてメタン価が調節された天然ガスを追加的に加熱することもできる。

以下、添付図面に基づき、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。また、下記実施形態は、様々な他の形態に変形することができ、本発明の範囲が下記実施形態に限定されるものではない。

図１は、本発明の好ましい第１実施形態による船舶の液化ガス処理システムを示す構成図である。本実施形態の液化ガス処理システムは、推進用メインエンジン（すなわち、ＬＮＧを燃料として使用する推進手段）であって、例えば、ＭＥＧＩエンジンが装着されたＬＮＧ運搬船などに適用され得る。

図１を参照すると、本実施形態による液化ガス処理システム１００は、貯蔵タンク（ｃａｒｇｏ ｔａｎｋ）１からＬＮＧを推進システムとしてのメインエンジン（ｍａｉｎ ｅｎｇｉｎｅ）３へ移送させるための経路を提供する燃料供給ライン１１０と、貯蔵タンク１から発生するＢＯＧ（Ｂｏｉｌ Ｏｆｆ Ｇａｓ）をメインエンジン３へ移送させるための経路を提供するＢＯＧライン１４０とを含む。また、本実施形態によるＢＯＧを用いた液化ガス処理システム１００は、燃料供給ライン１１０を介してＬＮＧをＬＮＧポンプ（ＬＮＧ ｐｕｍｐ）１２０及びＬＮＧ気化器（ＬＮＧ ｖａｐｏｒｉｚｅｒ）１３０によって燃料としてメインエンジン３に供給し、ＢＯＧライン１４０を介してＢＯＧをＢＯＧ圧縮機（ＢＯＧ ｃｏｍｐｒｅｓｓｏｒ）１５０によって圧縮させて燃料としてメインエンジン３に供給し、ＢＯＧ圧縮機１５０から余剰のＢＯＧを統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム２００に供給する。

メインエンジン３として使用され得るＭＥＧＩエンジンは、約１５０〜４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の高圧に燃料を供給される必要がある。したがって、本実施形態によるＬＮＧポンプ１２０及びＢＯＧ圧縮機１５０としては、ＭＥＧＩエンジンで要求する圧力までＬＮＧ及びＢＯＧをそれぞれ圧縮させることができる高圧ポンプ及び高圧圧縮機が使用される。

燃料供給ライン１１０は、例えば、ＬＮＧの貯蔵タンク１から移送ポンプ２の駆動によって供給されるＬＮＧを燃料としてメインエンジン３へ移送させるための経路を提供し、ＬＮＧポンプ１２０及びＬＮＧ気化器１３０が設置される。

ＬＮＧポンプ１２０は、燃料供給ライン１１０にＬＮＧの移送に必要なポンピング力を提供するように設置され、一例として、ＬＮＧ ＨＰポンプ（ＬＮＧ Ｈｉｇｈ Ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｐｕｍｐ）が使用されることができ、本実施形態のように、複数からなり並列になるように設置されることができる。

ＬＮＧ気化器１３０は、燃料供給ライン１１０でＬＮＧポンプ１２０の後段に設置されることで、ＬＮＧポンプ１２０によって移送されるＬＮＧを気化させるが、ＬＮＧの気化のために、一例として、ＬＮＧが熱媒循環ライン１３１を介して循環供給される熱媒との熱交換によって気化されるようにし、他の例として、ヒータをはじめ、ＬＮＧの気化熱を提供するための様々なヒーティング手段が使用され得る。また、ＬＮＧ気化器１３０は、ＬＮＧの気化のために高圧で使用され得るＨＰ気化器（Ｈｉｇｈ Ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｖａｐｏｒｉｚｅｒ）が使用され得る。一方、熱媒循環ライン１３１に循環供給される熱媒は、一例として、ボイラーなどから発生するスチームが使用され得る。

ＢＯＧライン１４０は、貯蔵タンク１から自然的に発生するＢＯＧをメインエンジン３へ移送させるための経路を提供し、本実施形態のように、燃料供給ライン１１０に連結されることによってＢＯＧを燃料としてメインエンジン３に供給されるようにすることができ、これと異なって、ＢＯＧを直接メインエンジン３に供給するための経路を提供することもできる。

ＢＯＧ圧縮機１５０は、ＢＯＧライン１４０に設置されてＢＯＧライン１４０を通過するＢＯＧを圧縮させる。図１には１つのＢＯＧ圧縮機１５０のみを示しているが、ＢＯＧ圧縮機は、従来の一般的な燃料供給システムと同様に、冗長化設計（ｒｅｄｕｎｄａｎｃｙ）の要求事項を満たすために、同じ仕様の２台の圧縮機が並列に連結されるようにシステムが構成され得る。ただし、本実施形態のように、ＢＯＧライン１４０で余剰ＢＯＧライン１６０の分岐部分に単一のＢＯＧ圧縮機１５０が設置される場合は、高価のＢＯＧ圧縮機１５０の設置による経済的負担及びメンテナンスの負担を軽減できるという追加的な効果が得られる。

余剰ＢＯＧライン１６０は、ＢＯＧ圧縮機１５０から余剰のＢＯＧを統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム２００に供給する経路を提供するが、統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム２００だけでなく、例えば、ＤＦエンジンのような補助エンジンなどに余剰ＢＯＧを燃料として供給できる。

統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム２００は、ＩＧＧ（Ｉｎｅｒｔ Ｇａｓ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ）とＧＣＵ（Ｇａｓ Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）とが統合されたシステムである。

一方、余剰ＢＯＧライン１６０と燃料供給ライン１１０とは、連結ライン１７０によって互いに連結され得る。したがって、連結ライン１７０によって余剰ＢＯＧをメインエンジン３の燃料として使用させる、または気化されたＬＮＧを統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム２００に燃料として使用させることができる。このような連結ライン１７０には通過するＢＯＧや気化されたＬＮＧの加熱のためにヒータ１８０が設置されることができ、ＢＯＧや気化されたＬＮＧによる圧力を調節することによって過度な圧力を低減させる減圧バルブ（Ｐｒｅｓｓｕｒｅ Ｒｅｄｕｃｔｉｏｎ Ｖａｌｖｅ；ＰＲＶ）１９０が設置されることができる。一方、ヒータ１８０は、ガスの燃焼熱を用いたガスヒータであるか、その他にも熱媒の循環によって加熱のための熱源を提供する熱媒循環供給部をはじめ、様々なヒーティング手段が使用され得る。

このような本発明の第１実施形態による液化ガス処理システムの作用を説明する。

貯蔵タンク１内の圧力が所定の圧力以上又はＢＯＧの発生量が多い場合、ＢＯＧ圧縮機１５０の駆動によってＢＯＧを圧縮してメインエンジン３に燃料として供給する。また、貯蔵タンク１内の圧力が所定の圧力未満又はＢＯＧ発生量が少ない場合、ＬＮＧポンプ１２０及びＬＮＧ気化器１３０の駆動によってＬＮＧを移送及び気化させてメインエンジン３に燃料として供給され得るようにする。

一方、ＢＯＧ圧縮機１５０から余剰のＢＯＧを余剰ＢＯＧライン１６０を介して統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム２００又はＤＦエンジンなどの補助エンジンに供給させ、ＢＯＧの消耗又は貯蔵タンク１に供給されるための不活性ガスを生成することを目的に使用し、さらには、補助エンジンなどの燃料として使用されることができるようにする。

ＢＯＧが供給される統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム２００は、本体２１０内のＢＯＧ燃焼によって、貯蔵タンク１から持続的に発生するＢＯＧを消耗することができ、必要に応じて、貯蔵タンク１に供給するための不活性ガスとして燃焼ガスを生成することもできる。

図２には本発明の好ましい第２実施形態による船舶の液化ガス処理システムの概略構成図を示している。

図２には、天然ガスを燃料として使用できる高圧天然ガス噴射エンジン（すなわち、ＬＮＧを燃料として使用する推進手段）、例えば、ＭＥＧＩエンジンを設置したＬＮＧ運搬船に本発明の液化ガス処理システムが適用された例が図示されているが、本発明の液化ガス処理システムは、液化ガス貯蔵タンクが設置された全ての種類の船舶、すなわち、ＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ ＲＶなどをはじめ、ＬＮＧ ＦＰＳＯ、ＬＮＧ ＦＳＲＵ、ＢＭＰＰのような海上プラントに適用され得る。

本発明の第２実施形態による船舶の液化ガス処理システムによれば、液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク１１で発生して排出されたボイルオフガス（ＮＢＯＧ）は、ボイルオフガス供給ラインＬ１に沿って移送されて圧縮機１３で圧縮された後、高圧天然ガス噴射エンジン、例えば、ＭＥＧＩエンジンに供給される。ボイルオフガスは、圧縮機１３によって約１５０乃至４００ｂａｒａ程度の高圧に圧縮された後、高圧天然ガス噴射エンジン、例えば、ＭＥＧＩ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で貯蔵することができるように密封壁及び断熱防壁を備えているが、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。よって、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。
貯蔵タンク１１の内部には、必要な場合、ＬＮＧを貯蔵タンクの外部に排出させるために排出ポンプ１２が設置される。

圧縮機１３は、１つ以上の圧縮シリンダ１４と、圧縮されながら温度が上昇したボイルオフガスを冷却させるための１つ以上の中間冷却機１５とを含むことができる。圧縮機１３は、例えば、ボイルオフガスを約４００ｂａｒａまで圧縮するように構成され得る。図２では、５つの圧縮シリンダ１４及び５つの中間冷却機１５を含む多段圧縮の圧縮機１３が例示されているが、圧縮シリンダ及び中間冷却機の個数は必要に応じて変更され得る。また、１つの圧縮機内に複数個の圧縮シリンダが配列された構造の他、複数個の圧縮機を直列に連結した構造を有するように変更され得る。

圧縮機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Ｌ１を介して高圧天然ガス噴射エンジンに供給されるが、高圧天然ガス噴射エンジンで必要とする燃料の必要量に応じて、圧縮されたボイルオフガスをすべて高圧天然ガス噴射エンジンに供給することもでき、圧縮されたボイルオフガスのうち一部のみを高圧天然ガス噴射エンジンに供給することもできる。

また、本発明の第１実施形態によれば、貯蔵タンク１１から排出されて圧縮機１３で圧縮されるボイルオフガス（すなわち、貯蔵タンクから排出されたすべてのボイルオフガス）を第１ストリームとした場合、ボイルオフガスの第１ストリームを圧縮した後、第２ストリームと第３ストリームとに分け、第２ストリームは高圧天然ガス噴射エンジンに燃料として供給し、第３ストリームは液化させて貯蔵タンクに戻すように構成できる。

この時、第２ストリームは、ボイルオフガス供給ラインＬ１を介して高圧天然ガス噴射エンジンに供給される。必要な場合、第２ストリームは、圧縮機１３に含まれた複数個の圧縮シリンダ１４を全部通過した後、高圧天然ガス噴射エンジンに連結されるライン（すなわち、ボイルオフガス供給ラインＬ１）と、圧縮機１３に含まれた複数個の圧縮シリンダ１４のうち一部を通過した後、ＤＦエンジンに連結されるライン（すなわち、ボイルオフガス分岐ラインＬ８）を介して燃料として供給され得る。

第３ストリームは、ボイルオフガス復帰ラインＬ３を介して貯蔵タンク１１に戻される。圧縮されたボイルオフガスの第３ストリームを冷却及び液化させることができるように、ボイルオフガス復帰ラインＬ３には熱交換器２１が設置される。熱交換器２１では圧縮されたボイルオフガスの第３ストリームを貯蔵タンク１１から排出された後、圧縮機１３に供給されるボイルオフガスの第１ストリームと熱交換させる。

圧縮される前のボイルオフガスの第１ストリームの流量が第３ストリームの流量より多いため、圧縮されたボイルオフガスの第３ストリームは、圧縮される前のボイルオフガスの第１ストリームから冷熱を供給されて液化され得る。このように、熱交換器２１では貯蔵タンク１１から排出された直後の極低温のボイルオフガスと圧縮機１３で圧縮された高圧状態のボイルオフガスとを熱交換させ、この高圧状態のボイルオフガスを冷却及び液化させる。

熱交換器２１で冷却されて少なくとも部分的に液化されたボイルオフガス（ＬＢＯＧ）は減圧手段としての膨脹バルブ２２を通過しながら減圧されて気液混合状態で気液分離器２３に供給される。膨脹バルブ２２を通過しながらＬＢＯＧは略常圧に減圧（例えば、３００ｂａｒ から３ｂａｒに減圧）され得る。液化されたボイルオフガスは、気液分離器２３で気体成分と液体成分とに分離され、液体成分、すなわちＬＮＧはボイルオフガス復帰ラインＬ３を介して貯蔵タンク１１に移送され、気体成分、すなわちボイルオフガスはボイルオフガス再循環ラインＬ５を介して貯蔵タンク１１から排出されて圧縮機１３に供給されるボイルオフガスに合流される。さらに詳しくは、ボイルオフガス再循環ラインＬ５は、気液分離器２３の上段から延長されボイルオフガス供給ラインＬ１で熱交換器２１より上流側に連結される。

減圧されたボイルオフガスが円滑に貯蔵タンク１１に戻ることができるように、また、減圧されたボイルオフガスの中の気体成分をボイルオフガス再循環ラインＬ５を介して円滑にボイルオフガス供給ラインＬ１に合流させることができるように、減圧手段による減圧後のボイルオフガスの圧力は貯蔵タンク１１の内部圧力よりは高く設定されることが有利である。

以上では、説明の便宜上、熱交換器２１がボイルオフガス復帰ラインＬ３に設置されたものであると説明したが、実際、熱交換器２１ではボイルオフガス供給ラインＬ１を介して移送されているボイルオフガスの第１ストリームとボイルオフガス復帰ラインＬ３を介して移送されているボイルオフガスの第３ストリームとの間で熱交換が行われているので、熱交換器２１はボイルオフガス供給ラインＬ１に設置されたものでもある。

ボイルオフガス再循環ラインＬ５にはさらに他の膨脹バルブ２４がさらに設置されることができ、それにより、気液分離器２３から排出された気体成分は膨脹バルブ２４を通過しながら減圧され得る。また、熱交換器２１で液化された後、気液分離器２３に供給されるボイルオフガスの第３ストリームと気液分離器２３で分離されてボイルオフガス再循環ラインＬ５を介して移送される気体成分とを熱交換させて第３ストリームをさらに冷却させることができるようにボイルオフガス再循環ラインＬ５には冷却器２５が設置される。すなわち、冷却器２５では、高圧液体状態のボイルオフガスを低圧極低温気体状態の天然ガスで追加的に冷却させる。

ここで、説明の便宜上、冷却器２５がボイルオフガス再循環ラインＬ５に設置されたものであると説明したが、実際、冷却器２５ではボイルオフガス復帰ラインＬ３を介して移送されているボイルオフガスの第３ストリームとボイルオフガス再循環ラインＬ５を介して移送されている気体成分との間で熱交換が行われているので、冷却器２５はボイルオフガス復帰ラインＬ３に設置されたものでもある。

図に示していないが、本実施形態の変形例によれば、冷却器２５が省略されるようにシステムが構成され得る。冷却器２５を設置しない場合、全体システムの効率が若干低下する場合があるが、配管の配置及びシステムの運用が容易で冷却器の初期設置コスト及びメンテナンスコストも節約される利点がある。

一方、貯蔵タンク１１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て余剰のボイルオフガスが発生すると予想される場合は、圧縮機１３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Ｌ７，Ｌ８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、ＭＥＧＩエンジンに比べ相対的に低い圧力の天然ガスを燃料として使用できるＧＣＵ、ＤＦエンジン（ＤＦＤＧ）、ガスタービンなどが使用され得る。圧縮機１３の中段でボイルオフガス分岐ラインＬ７，Ｌ８を介して分岐するボイルオフガスの圧力は約６〜１０ｂａｒａ程度であり得る。

以上で説明した本発明の第１実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法によれば、ＬＮＧ運搬船の貨物（すなわち、ＬＮＧ）の運搬時に発生するボイルオフガスを、エンジンの燃料として使用または再液化させて再度貯蔵タンクに戻して貯蔵することができるため、ＧＣＵなどで消耗して捨てられるボイルオフガスの量を減少または無くすことができ、窒素など別途の冷媒を使用する再液化装置を設置することなく、ボイルオフガスを再液化して処理できるようになる。

また、本発明の第１実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法によれば、別途の冷媒を使用する再液化装置（すなわち、窒素冷媒冷凍サイクルや混合冷媒冷凍サイクル等）を設置する必要がないので、冷媒を供給及び貯蔵するための設備を追加的に設置する必要がなく、全体システムを構成するための初期設置コスト及び運用コストを節約できる。

図２には圧縮されたＢＯＧを熱交換器２１に供給するためのボイルオフガス復帰ラインＬ３が圧縮機１３の後段で分岐されるものであると例示しているが、ボイルオフガス復帰ラインＬ３は、上記のボイルオフガス分岐ラインＬ７，Ｌ８と同様に、圧縮機１３で段階的に圧縮されている途中のボイルオフガスを分岐させることができるように設置され得る。図３には２つのシリンダによって２段圧縮されたボイルオフガスを分岐させる変形例が図示されており、図４には３つのシリンダによって３段圧縮されたボイルオフガスを分岐させる変形例が図示されている。この時、圧縮機１３の中段で分岐するボイルオフガスの圧力は約６〜１０ｂａｒａ程度であり得る。

特に、５つのシリンダを含み、前段の３つのシリンダはオイルフリー（ｏｉｌ−ｆｒｅｅ）方式で動作し、後段の２つのシリンダは潤滑油（ｏｉｌ−ｌｕｂｒｉｃａｔｅｄ）方式で動作するブルクハルト社の圧縮機を使用する場合、圧縮機の後段や４段以上でＢＯＧを分岐させるときはオイルフィルタを経てＢＯＧが移送されるように構成する必要があるが、３段以下で分岐させるときはオイルフィルタを使用する必要がないという点で有利であり得る。

図５には本発明の好ましい第３実施形態による船舶の液化ガス処理システムの概略構成図を示している。

第３実施形態による液化ガス処理システムは、ＭＥＧＩエンジンやＤＦエンジン等で要求するボイルオフガスの量が自然的に発生するボイルオフガスの量より多い場合、ＬＮＧを強制的に気化させて使用できるように構成されるという点において第２実施形態の液化ガス処理システムと異なる。以下では、第２実施形態の液化ガス処理システムとの相違点のみをさらに詳しく説明する。また、第２実施形態と同じ構成要素には同じ符号を付し、それに対する詳細な説明は省略する。

本発明の第３実施形態による船舶の液化ガス処理システムによれば、液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク１１で発生して排出されたボイルオフガス（ＮＢＯＧ）は、ボイルオフガス供給ラインＬ１に沿って移送されて圧縮機１３で圧縮された後、高圧天然ガス噴射エンジン、例えば、ＭＥＧＩエンジンに供給される、又は圧縮機１３で多段圧縮される途中でＤＦエンジン（ＤＦ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ）に供給されて燃料として使用されるという点においては第２実施形態と同じである。

ただし、第３実施形態の液化ガス処理システムは、高圧天然ガス噴射エンジン及びＤＦエンジンで要求する燃料としてのボイルオフガスの量が貯蔵タンク１１で自然的に発生するボイルオフガスの量より多い場合、貯蔵タンク１１に貯蔵されたＬＮＧを強制気化器３１で気化させて圧縮機１３に供給できるように強制気化ラインＬ１１を具備する。

第３実施形態のように強制気化ラインＬ１１を具備すると、貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧの量が少なくてボイルオフガスの発生量が少ない場合、または各種エンジンで要求する燃料としてのボイルオフガスの量が自然的に発生するボイルオフガスの量より多い場合にも安定的に燃料を供給できるようになる。

図６には本発明の好ましい第４実施形態による船舶の液化ガス処理システムの概略構成図を示している。

第４実施形態による液化ガス処理システムは、膨脹バルブの代わりに、減圧手段として膨脹機（Ｅｘｐａｎｄｅｒ）５２を使用するという点において第２実施形態の液化ガス処理システムと異なる。すなわち、第４実施形態によれば、熱交換器２１で冷却されて少なくとも部分的に液化されたボイルオフガス（ＬＢＯＧ）は、膨脹機（Ｅｘｐａｎｄｅｒ）５２を通過しながら減圧されて気液混合状態で気液分離器２３に供給される。以下では、第２実施形態の液化ガス処理システムとの相違点のみをさらに詳しく説明する。また、第２実施形態と同じ構成要素には同じ符号を付し、それに対する詳細な説明は省略する。

膨脹機５２は、高圧の液化されたボイルオフガスを低圧に膨脹させながらエネルギーを生産する。膨脹機５２を通過しながらＬＢＯＧは略常圧に減圧され得る。液化されたボイルオフガスは、気液分離器２３で気体成分と液体成分とに分離され、液体成分、すなわちＬＮＧはボイルオフガス復帰ラインＬ３を介して貯蔵タンク１１に移送され、気体成分、すなわちボイルオフガスはボイルオフガス再循環ラインＬ５を介して貯蔵タンク１１から排出されて圧縮機１３に供給されるボイルオフガスに合流される。さらに詳しくは、ボイルオフガス再循環ラインＬ５は、気液分離器２３の上段から延長されボイルオフガス供給ラインＬ１で熱交換器２１より上流側に連結される。

ボイルオフガス再循環ラインＬ５には減圧手段、例えば、膨脹バルブ２４がさらに設置されることができ、それにより、気液分離器２３から排出された気体成分は膨脹バルブ２４を通過しながら減圧され得る。

図７及び図８には本発明の好ましい第４実施形態の変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図を示している。

図６に示す第４実施形態には圧縮されたＢＯＧを熱交換器２１に供給するためのボイルオフガス復帰ラインＬ３が圧縮機１３の後段で分岐されるものであると例示している。しかし、上記のボイルオフガス分岐ラインＬ７，Ｌ８又は図３及び図４を参照して説明した第２実施形態の変形例におけるボイルオフガス復帰ラインと同様に、図７及び図８に示す第４実施形態の変形例によれば、ボイルオフガス復帰ラインＬ３は圧縮機１３で段階的に圧縮されている途中のボイルオフガスを分岐させることができるように設置されることができる。

図７には２つのシリンダによって２段圧縮されたボイルオフガスを分岐させる変形例が図示されており、図８には３つのシリンダによって３段圧縮されたボイルオフガスを分岐させる変形例が図示されている。特に、５つのシリンダを含み、前段の３つのシリンダはオイルフリー（ｏｉｌ−ｆｒｅｅ）方式で動作し、後段の２つのシリンダは潤滑油（ｏｉｌ−ｌｕｂｒｉｃａｔｅｄ）方式で動作するブルクハルト社の圧縮機を使用する場合、圧縮機の後段や４段以上でＢＯＧを分岐させるときはオイルフィルタを経てＢＯＧが移送されるように構成する必要があるが、３段以下で分岐させるときはオイルフィルタを使用する必要がないという点で有利であり得る。

また、図７に示す第４実施形態の第１変形例を参照すると、第４実施形態による液化ガス処理システムは、熱交換器２１を通過しながら冷却及び液化されたボイルオフガスを追加的に冷却するための熱交換器としての冷却器２５（図６参照）が省略されるように変形され得る。冷却器２５を設置しない場合、全体システムの効率が若干低下する場合があるが、配管の配置及びシステムの運用が容易で冷却器の初期設置コスト及びメンテナンスコストも節約される利点がある。

また、図８に示す第４実施形態の第２変形例を参照すると、第４実施形態による液化ガス処理システムは、減圧手段としての膨脹機５２と膨脹バルブ５５とが並列に配置されるように変形され得る。この時、並列に配置された膨脹機５２及び膨脹バルブ５５は、熱交換器２１と気液分離器２３との間に位置する。膨脹バルブ５５を並列に設置するために、そして、必要時に膨脹機５２又は膨脹バルブ５５のみを使用するために、熱交換器２１と気液分離器２３との間のボイルオフガス復帰ラインＬ３から分岐して膨脹機５２を迂回するバイパスラインＬ３１が設置される。膨脹機５２のみを使用して液化されたボイルオフガスを膨脹させる場合は膨脹バルブ５５を閉鎖し、膨脹バルブ５５のみを使用して液化されたボイルオフガスを膨脹させる場合はボイルオフガス復帰ラインＬ３で膨脹機５２の前段と後段とにそれぞれ設置された開閉バルブ５３，５４を閉鎖する。

以上で説明した本発明の第４実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法によれば、前述の実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法と同様に、ＬＮＧ運搬船の貨物（すなわち、ＬＮＧ）の運搬時に発生するボイルオフガスを、エンジンの燃料として使用または再液化させて再度貯蔵タンクに戻して貯蔵することができるため、ＧＣＵなどで消耗して捨てられるボイルオフガスの量を減少または無くすことができ、窒素など別途の冷媒を使用する再液化装置を設置することなく、ボイルオフガスを再液化して処理できるようになる。

本発明の第４実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法がＬＮＧ運搬船やＬＮＧ ＲＶのような船舶の他、ＬＮＧ ＦＰＳＯ、ＬＮＧ ＦＳＲＵ、ＢＭＰＰのようなプラントに適用された場合も、ＬＮＧを貯蔵する貯蔵タンクで発生するボイルオフガスをエンジン（推進のためのエンジンだけでなく、発電用に用いられるエンジンなども含まれる）で燃料として使用または再液化させることができるため、浪費されるボイルオフガスを減少または無くすことができる。

また、本発明の第４実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法によれば、別途の冷媒を使用する再液化装置（すなわち、窒素冷媒冷凍サイクルや混合冷媒冷凍サイクル等）を設置する必要がないので、冷媒を供給及び貯蔵するための設備を追加的に設置する必要がなく、全体システムを構成するための初期設置コスト及び運用コストを節減できる。

図９には本発明の好ましい第５実施形態による船舶の液化ガス処理システムの概略構成図を示している。

第５実施形態による液化ガス処理システムは、熱交換器２１で液化された後、減圧手段（例えば、膨脹バルブ２２）で減圧されたボイルオフガスを、気液分離器２３を経ることなく、そのまま貯蔵タンク１１に戻すように構成されるという点において第２実施形態の液化ガス処理システムと異なる。以下では、第２実施形態の液化ガス処理システムとの相違点のみをさらに詳しく説明する。また、第２実施形態と同じ構成要素には同じ符号を付し、それに対する詳細な説明は省略する。

本実施形態によれば、液化された後、減圧されながら気体成分（すなわち、フラッシュガス）と液体成分（すなわち、液化ボイルオフガス）とが混合された状態になったボイルオフガス（すなわち、２相（ｔｗｏ ｐｈａｓｅ）ボイルオフガス）を、ボイルオフガス復帰ラインＬ３を介して貯蔵タンク１１に戻す。ボイルオフガス復帰ラインＬ３は、貯蔵タンク１１に戻る２相ボイルオフガスが貯蔵タンク１１の底に噴射されるように構成され得る。

貯蔵タンク１１の底に噴射された２相ボイルオフガスの中の気体成分（すなわち、フラッシュガス）は、貯蔵タンク１１に貯蔵されているＬＮＧに部分的に溶ける、またはＬＮＧの冷熱によって液化され得る。また、溶けなかった又は液化されなかったフラッシュガス（ＢＯＧ）は、貯蔵タンクで追加的に発生するＢＯＧ（ＮＢＯＧ）とともにボイルオフガス供給ラインＬ１を介して再度貯蔵タンク１１から排出される。新しく発生したＢＯＧとともに貯蔵タンク１１から排出されたフラッシュガスはボイルオフガス供給ラインＬ１に沿って圧縮機１３に再循環される。

本実施形態によれば、膨脹後、２相状態のボイルオフガスを貯蔵タンク１１の底に噴射させることによって、貯蔵タンク１１に貯蔵されているＬＮＧによって、液化されたボイルオフガスの量を増加させることができ、気液分離器などの設備を省略して設置コスト及び運用コストなどを節約できるという長所がある。

図１０には本発明の好ましい第５実施形態の第１変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図を示している。

図１０に示す第５実施形態の第１変形例は、減圧手段として膨脹バルブの代わりに膨脹機（Ｅｘｐａｎｄｅｒ）５２を使用するという点においてのみ図９に示す第５実施形態による液化ガス処理システムと異なる。すなわち、第５実施形態の第１変形例によれば、熱交換器２１で冷却されて液化されたボイルオフガス（ＬＢＯＧ）は、膨脹機（Ｅｘｐａｎｄｅｒ）５２を通過しながら減圧されて気液混合状態になった後、２相状態で貯蔵タンク１１に戻る。

図１１には本発明の好ましい第５実施形態の第２変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図を示している。

図１１に示す第５実施形態の第２変形例は、圧縮機として多段圧縮機の代わりに複数個の圧縮機（例えば、第１圧縮機１３ａ及び第２圧縮機１３ｂ）を使用するという点において図９に示す第５実施形態による液化ガス処理システムと異なる。

本発明の第５実施形態の第２変形例による液化ガス処理システムによれば、液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク１１で発生して排出されたボイルオフガス（ＮＢＯＧ）は、ボイルオフガス供給ラインＬ１に沿って移送されて第１圧縮機１３ａに供給される。第１圧縮機１３ａで圧縮されたボイルオフガスは約６〜１０ｂａｒａ程度に圧縮された後、燃料供給ラインＬ２に沿って需要先、すなわちＬＮＧを燃料として使用する推進システム（例えば、ＤＦＤＥ）に供給され得る。ＤＦＤＥに供給された後の残りのボイルオフガスはブースタ圧縮機としての第２圧縮機１３ｂによって追加的に圧縮されることができ、その後、上記の第５実施形態と同様に、ボイルオフガス復帰ラインＬ３に沿って移動しながら液化されて貯蔵タンク１１に戻ることができる。

第１圧縮機１３ａは、１つの圧縮シリンダ１４ａ及び１つの中間冷却機１５ａを含む１段圧縮機である場合がある。第２圧縮機１３ｂは、１つの圧縮シリンダ１４ｂ及び１つの中間冷却機１５ｂを含む１段圧縮機である場合があり、必要な場合、複数個の圧縮シリンダ及び複数個の中間冷却機を含む多段圧縮機が活用されても良い。

第１圧縮機１３ａで圧縮されたボイルオフガスは約６〜１０ｂａｒａ程度まで圧縮された後、燃料供給ラインＬ２を介して需要先、例えばＤＦエンジン（すなわち、ＤＦＤＥ）に供給されるが、エンジンで必要とする燃料の必要量に応じてボイルオフガスを全部エンジンに供給することもでき、ボイルオフガスのうち一部のみをエンジンに供給することもできる。

すなわち、貯蔵タンク１１から排出されて第１圧縮機１３ａに供給されるボイルオフガス（すなわち、貯蔵タンクから排出されたすべてのボイルオフガス）を第１ストリームとした場合、ボイルオフガスの第１ストリームを第１圧縮機１３ａの下流側で第２ストリームと第３ストリームとに分け、第２ストリームは推進システムであるＤＦエンジン（すなわち、ＤＦＤＥ）に燃料として供給し、第３ストリームは液化させて貯蔵タンクに戻すように構成できる。

この時、第２ストリームは、燃料供給ラインＬ２を介してＤＦＤＥに供給され、第３ストリームは、第２圧縮機１３ｂでさらに加圧された後、液化及び減圧過程を経てボイルオフガス復帰ラインＬ３を介して貯蔵タンク１１に戻される。圧縮されたボイルオフガスの第３ストリームを液化させることができるようにボイルオフガス復帰ラインＬ３には熱交換器２１が設置される。熱交換器２１では圧縮されたボイルオフガスの第３ストリームを貯蔵タンク１１から排出された後、第１圧縮機１３ａに供給されるボイルオフガスの第１ストリームと熱交換させる。

圧縮される前のボイルオフガスの第１ストリームの流量が第３ストリームの流量より多いため、圧縮されたボイルオフガスの第３ストリームは圧縮される前のボイルオフガスの第１ストリームから冷熱を供給されて冷却（すなわち少なくとも部分的に液化）され得る。このように、熱交換器２１では貯蔵タンク１１から排出された直後の極低温のボイルオフガスと圧縮機１３で圧縮された高圧状態のボイルオフガスとを熱交換させ、この高圧状態のボイルオフガスを冷却（液化）させる。

熱交換器２１で冷却されたボイルオフガス（ＬＢＯＧ）は、減圧手段としての膨脹バルブ２２（例えば、Ｊ−Ｔバルブ）を通過しながら減圧された後、引続き気液混合状態で貯蔵タンク１１に戻る。膨脹バルブ２２を通過しながらＬＢＯＧは略常圧に減圧（例えば、３００ｂaｒから３ｂaｒに減圧）され得る。

一方、貯蔵タンク１１で発生するボイルオフガスの量がＤＦエンジンで要求する燃料量より多くて余剰のボイルオフガスが発生すると予想される場合（例えば、エンジン停止時又は低速運航時等）は、第１圧縮機１３ａで圧縮されたボイルオフガスを、ボイルオフガス分岐ラインＬ７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、天然ガスを燃料として使用できるＧＣＵ、ガスタービンなどが使用され得る。

図１２には本発明の好ましい第５実施形態の第３変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図を示している。

図１２に示す第５実施形態の第３変形例は、減圧手段として膨脹バルブの代わりに膨脹機（Ｅｘｐａｎｄｅｒ）５２を使用するという点においてのみ図１１に示す第５実施形態の第２変形例による液化ガス処理システムと異なる。すなわち、第５実施形態の第３変形例によれば、熱交換器２１で冷却されて液化されたボイルオフガス（ＬＢＯＧ）は、減圧手段としての膨脹機（Ｅｘｐａｎｄｅｒ）５２を通過しながら減圧されて気液混合状態になった後、２相状態で貯蔵タンク１１に戻る。

以上で説明した本発明の第５実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法によれば、前述の実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法と同様に、ＬＮＧ運搬船の貨物（すなわち、ＬＮＧ）の運搬時に発生するボイルオフガスを、エンジンの燃料として使用または再液化させて再度貯蔵タンクに戻して貯蔵することができるため、ＧＣＵなどで消耗して捨てられるボイルオフガスの量を減少または無くすことができるようになり、窒素など別途の冷媒を使用する再液化装置を設置する必要なく、ボイルオフガスを再液化して処理できるようになる。

本発明の第５実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法がＬＮＧ運搬船やＬＮＧ ＲＶのような船舶の他、ＬＮＧ ＦＰＳＯ、ＬＮＧ ＦＳＲＵ、ＢＭＰＰのようなプラントに適用された場合も、ＬＮＧを貯蔵する貯蔵タンクで発生するボイルオフガスをエンジン（推進のためのエンジンだけでなく、発電用に用いられるエンジンなども含まれる）で燃料として使用または再液化させることができるため、浪費されるボイルオフガスを減少または無くすことができる。

また、本発明の第５実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法によれば、別途の冷媒を使用する再液化装置（すなわち、窒素冷媒冷凍サイクルや混合冷媒冷凍サイクル等）を設置する必要がないので、冷媒を供給及び貯蔵するための設備を追加的に設置する必要がなく、全体システムを構成するための初期設置コスト及び運用コストを節約できる。

図１３には本発明の第６実施形態による船舶の液化ガス処理システムを示している。

図１３に示す本発明の第６実施形態による液化ガス処理システムは、図１に示す本発明の第１実施形態による液化ガス処理システム（すなわち、高圧ポンプ１２０によってＬＮＧを加圧して推進システムに燃料として供給するライン、及び圧縮機１５０によってＢＯＧを加圧して推進システムに燃料として供給するラインを有するハイブリッドシステム）と、図２に示す本発明の第２実施形態による液化ガス処理システムとが統合されて構成される。

図に示していないが、本発明によれば、図３乃至図１２に示す第３乃至第５実施形態によるそれぞれの液化ガス処理システムが、図１３に示すように、ハイブリッドシステム（図１３のＬ２３，Ｌ２４，Ｌ２５参照）と統合され得ることは勿論である。

図１３に示す本発明の船舶の液化ガス処理システムは、主エンジンとして高圧天然ガス噴射エンジン、例えば、ＭＥＧＩエンジンを含み、副エンジンとしてＤＦエンジン（ＤＦ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ；ＤＦＤＧ）を含む。通常、主エンジンは船舶の運航のための推進用に使用され、副エンジンは船舶内部に設置された各種装置及び設備に電力を供給するための発電用に使用されるが、本発明は主エンジン及び副エンジンの用途によって限定されるものではない。主エンジン及び副エンジンは、それぞれ複数個が設置されることができる。

本実施形態による船舶の液化ガス処理システムは、エンジン（すなわち、主エンジンであるＭＥＧＩエンジン及び副エンジンであるＤＦエンジン）に対して貯蔵タンク１１に貯蔵されている天然ガス（すなわち、気体状態のＢＯＧ及び液体状態のＬＮＧ）を燃料として供給できるように構成される。

気体状態のＢＯＧを燃料ガスとして供給するために、本実施形態による船舶の液化ガス処理システムは、貯蔵タンク１１に貯蔵されているＢＯＧを主エンジンに供給するボイルオフガス供給ラインとしてのＢＯＧ主供給ラインＬ１と、このＢＯＧ主供給ラインＬ１から分岐してＢＯＧを副エンジンに供給するＢＯＧ副供給ラインＬ８とを含む。ＢＯＧ主供給ラインＬ１は、前述の実施形態におけるボイルオフガス供給ラインＬ１と同じ構成であるが、図１３を参照して行われる説明では、ＤＦエンジンに対するボイルオフガス供給ライン（すなわち、ＢＯＧ副供給ラインＬ８）との区別のために、ＢＯＧ主供給ラインＬ１と称する。また、ＢＯＧ副供給ラインＬ８は、前述の実施形態におけるボイルオフガス分岐ラインＬ８と同じ構成であるが、図１３を参照して行われる説明では、ＢＯＧ主供給ラインＬ１との区別のために、ＢＯＧ副供給ラインＬ８と称する。

また、液体状態のＬＮＧを燃料ガスとして供給するために、本実施形態による船舶の液化ガス処理システムは、貯蔵タンク１１に貯蔵されているＬＮＧを主エンジンに供給するＬＮＧ主供給ラインＬ２３と、このＬＮＧ主供給ラインＬ２３から分岐してＬＮＧを副エンジンに供給するＬＮＧ副供給ラインＬ２４とを含む。

本実施形態によれば、ＢＯＧ主供給ラインＬ１にはＢＯＧを圧縮するための圧縮機１３が設置され、ＬＮＧ主供給ラインＬ２３にはＬＮＧを圧縮するための高圧ポンプ４３が設置される。

液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク１１で発生してＢＯＧ排出バルブ４１を介して排出されたボイルオフガス（ＮＢＯＧ）は、ＢＯＧ主供給ラインＬ１に沿って移送されて圧縮機１３で圧縮された後、高圧天然ガス噴射エンジン、例えば、ＭＥＧＩエンジンに供給される。ボイルオフガスは圧縮機１３によって約１５０乃至４００ｂａｒａ程度の高圧に圧縮された後、高圧天然ガス噴射エンジンに供給される。

貯蔵タンクはＬＮＧなどの液化ガスを極低温状態で貯蔵することができるように密封及び断熱防壁を備えているが、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。よって、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貯蔵タンク１１内部のボイルオフガスを排出させる。

圧縮機１３は、１つ以上の圧縮シリンダ１４と、圧縮されながら温度が上昇したボイルオフガスを冷却させるための１つ以上の中間冷却機１５とを含むことができる。圧縮機１３は、例えば、ボイルオフガスを約４００ｂａｒａまで圧縮するように構成され得る。図１３では、５つの圧縮シリンダ１４及び５つの中間冷却機１５を含む多段圧縮の圧縮機１３が例示されているが、圧縮シリンダ及び中間冷却機の個数は必要に応じて変更され得る。また、１つの圧縮機内に複数個の圧縮シリンダが配列された構造の他、複数個の圧縮機を直列に連結した構造を有するように変更され得る。

圧縮機１３で圧縮されたボイルオフガスは、ＢＯＧ主供給ラインＬ１を介して高圧天然ガス噴射エンジンに供給されるが、高圧天然ガス噴射エンジンで必要とする燃料の必要量に応じて圧縮されたボイルオフガスをすべて高圧天然ガス噴射エンジンに供給することもでき、圧縮されたボイルオフガスのうち一部のみを高圧天然ガス噴射エンジンに供給することもできる。

副エンジンであるＤＦエンジンに燃料ガスを供給するためのＢＯＧ副供給ラインＬ８は、ＢＯＧ主供給ラインＬ１から分岐される。さらに詳しくは、ＢＯＧ副供給ラインＬ８は、圧縮機１３で多段圧縮されている途中のボイルオフガスを分岐することができるようにＢＯＧ主供給ラインＬ１から分岐される。図１３には２段圧縮されたＢＯＧを分岐させ、その一部をＢＯＧ副供給ラインＬ８を介して副エンジンに供給するものであると示しているが、これは例示に過ぎず、１段又は３乃至５段圧縮されたＢＯＧを分岐させてＢＯＧ副供給ラインを介して副エンジンなどに供給できるようにシステムを構成することもできる。圧縮機としては、例えば、ブルクハルト（Ｂｕｒｃｋｈａｒｄｔ）社の圧縮機を使用することができる。ブルクハルト社の圧縮機は、５つのシリンダを含み、前段の３つのシリンダはオイルフリー（ｏｉｌ−ｆｒｅｅ）方式で動作し、後段の２つのシリンダは潤滑油（ｏｉｌ−ｌｕｂｒｉｃａｔｅｄ）方式で動作すると知られる。したがって、ブルクハルト社の圧縮機をＢＯＧを圧縮させる圧縮機１３で使用する場合、４段以上でＢＯＧを分岐させるときはオイルフィルタを経てＢＯＧが移送されるように構成する必要があるが、３段以下で分岐させるときはオイルフィルタを使用する必要がないという点で有利であり得る。

副エンジンであるＤＦエンジン（例えば、ＤＦＤＧ）は、要求圧力がＭＥＧＩエンジンに比べて低いため、圧縮機１３の後段で高圧に圧縮された状態のＢＯＧを分岐させる場合はＢＯＧの圧力をさらに下げた後、副エンジンに供給しなければならず非効率的であり得る。

上記のように、ＬＮＧが加熱されると、液化温度が相対的に低いメタン成分が優先的に気化されるため、ボイルオフガスの場合はメタン含有量が高く、そのままＤＦエンジンに燃料として供給され得る。したがって、ＢＯＧ主供給ライン及びＢＯＧ副供給ラインにはメタン価を調節するための装置が別途に設置される必要がない。

一方、貯蔵タンク１１で発生するボイルオフガスの量が主エンジン及び副エンジンで要求する燃料量より多くて余剰のボイルオフガスが発生すると予想される場合は、本発明の液化ガス処理システムを介してボイルオフガスを再液化させて貯蔵タンクに戻すことができる。

再液化容量を超えるボイルオフガスが発生する場合は、圧縮機１３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Ｌ７を介して分岐させてＢＯＧ消費手段で使用することができる。ボイルオフガス消費手段としては、ＭＥＧＩエンジンに比べ相対的に低い圧力の天然ガスを燃料として使用することができるＧＣＵ、ガスタービンなどが使用され得る。ボイルオフガス分岐ラインＬ７は、図１３に示すように、ＢＯＧ副供給ラインＬ８で分岐されることが好ましい。

圧縮機１３で圧縮された後、ボイルオフガス供給ラインＬ１を介して高圧天然ガス噴射エンジンに供給されるボイルオフガスのうち少なくとも一部をボイルオフガス復帰ラインＬ３を介して処理、すなわち再液化させて貯蔵タンク１１に戻す過程は、図２を参照して上述したものと同様であるので、詳細な説明は省略する。

図１３には圧縮されたＢＯＧを熱交換器２１に供給するためのボイルオフガス復帰ラインＬ３が圧縮機１３の後段で分岐されるものであると例示しているが、ボイルオフガス復帰ラインＬ３は上記のボイルオフガス分岐ラインＬ７やボイルオフガス分岐ラインとしてのＢＯＧ副供給ラインＬ８と同様に、圧縮機１３で段階的に圧縮されている途中のボイルオフガスを分岐させることができるように設置されることができる。図３には２つのシリンダによって２段圧縮されたボイルオフガスを分岐させる変形例が図示されており、図４には３つのシリンダによって３段圧縮されたボイルオフガスを分岐させる変形例が図示されている。この時、圧縮機１３の中段で分岐するボイルオフガスの圧力は約６〜１０ｂａｒａ程度であり得る。

特に、５つのシリンダを含み、前段の３つのシリンダはオイルフリー（ｏｉｌ−ｆｒｅｅ）方式で動作し、後段の２つのシリンダは潤滑油（ｏｉｌ−ｌｕｂｒｉｃａｔｅｄ）方式で動作するブルクハルト社の圧縮機を使用する場合、圧縮機の後段や４段以上でＢＯＧを分岐させるときはオイルフィルタを経てＢＯＧが移送されるように構成する必要があるが、３段以下で分岐させるときはオイルフィルタを使用する必要がないという点で有利であり得る。

ＬＮＧ主供給ラインＬ２３には、貯蔵タンク１１の内部に設置されてＬＮＧを貯蔵タンク１１の外部に排出させるための排出ポンプ１２と、この排出ポンプ１２で一次圧縮されたＬＮＧをＭＥＧＩエンジンで要求する圧力まで二次圧縮させるための高圧ポンプ４３とが設置されている。排出ポンプ１２は、各貯蔵タンク１１ごとに内部に１つずつ設置されることができる。高圧ポンプ４３は、図４には１つのみが図示されているが、必要に応じて、複数の高圧ポンプが並列に連結され使用され得る。

上記のように、ＭＥＧＩエンジンで要求する燃料ガスの圧力は１５０〜４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の高圧である。本明細書における「高圧」とは、ＭＥＧＩエンジンで要求する圧力、例えば１５０〜４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の圧力を意味するものであると見なされるべきである。

液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク１１から排出ポンプ１２を介して排出されたＬＮＧは、ＬＮＧ主供給ラインＬ２３に沿って移送されて高圧ポンプ４３に供給される。さらに、ＬＮＧは高圧ポンプ４３で高圧に圧縮された後、気化器４４に供給されて気化される。気化されたＬＮＧは燃料として高圧天然ガス噴射エンジン、例えば、ＭＥＧＩエンジンに供給される。ＭＥＧＩエンジンで要求する圧力は超臨界状態であるから、高圧に圧縮されたＬＮＧは気体でもなくて液体でもない状態である。したがって、気化器４４で高圧に圧縮されたＬＮＧを気化させるという表現は、超臨界状態であるＬＮＧの温度をＭＥＧＩエンジンで要求する温度まで上昇させるという意味であると見なされるべきである。

副エンジンであるＤＦエンジンに燃料ガスを供給するためのＬＮＧ副供給ラインＬ２４はＬＮＧ主供給ラインＬ２３から分岐される。さらに詳しくは、ＬＮＧ副供給ラインＬ２４は、高圧ポンプ４３で圧縮される前のＬＮＧを分岐できるようにＬＮＧ主供給ラインＬ２３から分岐される。

一方、図１３ではＬＮＧ副供給ラインＬ２４が高圧ポンプ４３の上流側でＬＮＧ主供給ラインＬ２３から分岐するものであると示しているが、変形例によれば、ＬＮＧ副供給ラインＬ２４が高圧ポンプ４３の下流側でＬＮＧ主供給ラインＬ２３から分岐するものに変形され得る。ただし、ＬＮＧ供給ラインＬ２４が高圧ポンプ４３の下流側で分岐する場合は、ＬＮＧの圧力が高圧ポンプ４３によって上昇した状態であるため、副エンジンに燃料としてのＬＮＧを供給する前に減圧手段によって副エンジンで要求する圧力にＬＮＧの圧力を下降させる必要がある。図１３に示す実施形態と同様に、ＬＮＧ副供給ラインＬ２４が高圧ポンプ４３の上流側で分岐する場合は追加の減圧手段を設置する必要がないという点で有利である。

ＬＮＧ副供給ラインＬ２４には気化器４５、気液分離器４６及びヒータ４７が設置され、燃料として供給されるＬＮＧのメタン価及び温度をＤＦエンジンで要求する値に調節できる。

上記のように、ＬＮＧの場合は、メタン含有量がボイルオフガスに比べて相対的に低いのでＤＦエンジンで要求するメタン価も低く、産地によってＬＮＧを構成する炭化水素成分（メタン、エタン、プロパン、ブータン等）の比率が異なるため、そのまま気化させて燃料としてＤＦエンジンに供給することには適していない。

メタン価を調節するために、ＬＮＧは気化器４５で加熱されて部分的にのみ気化される。部分的に気化されて気体状態（すなわち、天然ガス）と液体状態（すなわち、ＬＮＧ）とが混合された状態の燃料ガスは気液分離器４６に供給され、気体成分と液体成分とに分離される。発熱量の高い重炭化水素（ＨＨＣ）成分の気化温度が相対的に高いため、部分的に気化された燃料ガスで気化されないまま残っている液体状態のＬＮＧには重炭化水素成分の比率が相対的に高くなる。したがって、気液分離器４６で液体成分を分離することによって、すなわち重炭化水素成分を分離することによって、燃料ガスのメタン価は高くなることができる。

ＬＮＧに含まれていた炭化水素成分の比率及びエンジンで要求するメタン価などを勘案して、適切なメタン価を得るために、気化器４５での加熱温度を調節できる。気化器４５での加熱温度は約−８０℃乃至−１２０℃の範囲内で定めることができる。気液分離器４６で燃料ガスから分離された液体成分は液体成分復帰ラインＬ２５を介して貯蔵タンク１１に戻される。ボイルオフガス復帰ラインＬ３と液体成分復帰ラインＬ２５とは合流した後、貯蔵タンク１１まで延長され得る。

メタン価が調節された燃料ガスはＬＮＧ副供給ラインＬ２４を介してヒータ４７に供給され、副エンジンで要求する温度にさらに加熱された後、副エンジンに燃料として供給される。副エンジンが、例えば、ＤＦＤＧである場合、要求されるメタン価は、一般に８０以上である。例えば、一般的なＬＮＧ（通常、メタン：８９．６%、窒素：０．６%）の場合、重炭化水素成分を分離する前のメタン価は７１．３であり、その時のＬＨＶ（ｌｏｗｅｒ ｈｅａｔｉｎｇ ｖａｌｕｅ）は４８，８７２．８ｋＪ／ｋｇ（１ ａｔｍ、ｓａｔｕｒａｔｅｄ ｖａｐｏｒ基準）である。この一般的なＬＮＧを７ｂａｒａに加圧した後、−１２０℃まで加熱して重炭化水素成分を除去すると、メタン価は９５．５まで高くなり、その時のＬＨＶは４９，２６５．６ｋＪ／ｋｇである。

本実施形態によれば、エンジン（主エンジン及び副エンジン）に燃料ガスを供給する経路が２つからなる。すなわち、燃料ガスは、圧縮機１３を介して圧縮された後、エンジンに供給されることもでき、高圧ポンプ４３を介して圧縮された後、エンジンに供給されることもできる。

特に、ＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ ＲＶなどのような船舶は、ＬＮＧを生産地から消費地へ輸送するために使用されるので、生産地から消費地へ運航する時は貯蔵タンクにＬＮＧを満タンに積載した積載（Ｌａｄｅｎ）状態で運航し、ＬＮＧを荷役した後、再度生産地に戻る時は貯蔵タンクがほぼ空のバラスト（Ｂａｌｌａｓｔ）状態で運航する。積載状態ではＬＮＧの量が多いので相対的にボイルオフガス発生量も多く、バラスト状態ではＬＮＧの量が少ないので相対的にボイルオフガス発生量も少ない。

貯蔵タンクの容量、外部温度などの条件に応じて多少差があるが、例えば、ＬＮＧの貯蔵タンク容量が約１３０，０００乃至３５０，０００の場合に発生するボイルオフガスの量は、積載時は約３乃至４ｔｏｎ／ｈで、バラスト時は約０．３乃至０．４ｔｏｎ／ｈである。また、エンジンで要求する燃料ガスの量は、ＭＥＧＩエンジンの場合は約１乃至４ｔｏｎ／ｈ（平均約１．５ｔｏｎ／ｈ）で、ＤＦエンジン（ＤＦＤＧ）の場合は約０．５ｔｏｎ／ｈである。一方、最近では、貯蔵タンクの断熱性能が向上するとともに、ＢＯＲ（Ｂｏｉｌ Ｏｆｆ Ｒａｔｅ）が次第に低くなる傾向にあるため、ＢＯＧの発生量も減少する傾向にある。

したがって、本実施形態の燃料ガス供給システムのように圧縮機ライン（すなわち、図１３でのＬ１及びＬ８）と高圧ポンプライン（すなわち、図１３でのＬ２３及びＬ２４）とが共に備えられている場合、ボイルオフガスの発生量が多い積載状態では、圧縮機ラインを介してエンジンに燃料ガスを供給し、ボイルオフガスの発生量が少ないバラスト状態では、高圧ポンプラインを介してエンジンに燃料ガスを供給することが好ましい。

一般に、ＭＥＧＩエンジンで要求する１５０〜４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の高圧まで圧縮機によって気体（ＢＯＧ）を圧縮するために必要なエネルギーはポンプによって液体（ＬＮＧ）を圧縮するために必要なエネルギーに比べ非常に多くのエネルギーが要求され、高圧に気体を圧縮するための圧縮機は相当高価で体積も多く占めるため、圧縮機ラインを設けることなく高圧ポンプラインのみを使用することが経済的であると考えられ得る。例えば、多段で構成された１セットの圧縮機を駆動させてＭＥ−ＧＩエンジンに燃料を供給するためには２ＭＷの電力が消費されるが、高圧ポンプを使用する場合は１００ｋＷの電力のみが消費される。しかし、積載状態で高圧ポンプラインのみを使用してエンジンに燃料ガスを供給する場合、貯蔵タンクから持続的に発生するＢＯＧを処理するために、ＢＯＧを再液化させるための再液化装置が不可欠で、この再液化装置で消耗するエネルギーを共に考慮した場合、圧縮機ライン及び高圧ポンプラインを共に設置し、積載状態では圧縮機ラインを介して燃料ガスを供給し、バラスト状態では高圧ポンプラインを介して燃料ガスを供給することが有利である。

一方、バラスト状態のように、貯蔵タンクで発生するボイルオフガスの量がＭＥ−ＧＩエンジンで要求する燃料量に満たない場合、多段圧縮機でボイルオフガスをＭＥ−ＧＩエンジンで要求する高圧まで圧縮させることなく、多段圧縮される途中でＢＯＧ副供給ラインＬ８を介してボイルオフガスを分岐させてＤＦエンジンで燃料として使用することが効率的であり得る。すなわち、例えば、５段圧縮機のうち２段の圧縮シリンダのみを経てボイルオフガスをＤＦエンジンに供給する場合、残りの３段の圧縮シリンダは空回転される。５段圧縮機全体を駆動させてボイルオフガスを圧縮させる場合に要求される電力は２ＭＷであるが、一方で２段まで使用し、残りの３段を空回転させる場合に要求される電力は６００ｋＷで、高圧ポンプを介してＭＥ−ＧＩエンジンに燃料を供給する場合、要求される電力は１００ｋＷである。したがって、バラスト状態のように、ＢＯＧ発生量がＭＥ−ＧＩエンジンでの燃料必要量より少ない場合は、ＢＯＧはＤＦエンジンなどで全量消費し、高圧ポンプを介してＬＮＧを燃料として供給することがエネルギー効率の側面で有利である。

しかし、必要に応じては、ＢＯＧ発生量がＭＥ−ＧＩエンジンでの燃料必要量より少ない場合も圧縮機を介してＢＯＧをＭＥ−ＧＩエンジンに燃料として供給しながら不足した量だけのＬＮＧを強制気化させて供給することもできる。一方、バラスト状態ではＢＯＧの発生量が少ないので、ＢＯＧを発生する度に排出させて消費する代わり、貯蔵タンクが所定の圧力に到達するまでＢＯＧを排出させず集めておき、間歇的に排出させてＤＦエンジン又はＭＥ−ＧＩエンジンに燃料として供給することもできる。

バラスト状態で、船舶のエンジン（ＤＦエンジン又はＭＥ−ＧＩエンジン）は、圧縮機１３によって圧縮されたＢＯＧと高圧ポンプ４３によって圧縮されたＬＮＧとを、同時に燃料として供給されることもできる。また、バラスト状態で、船舶のエンジン（ＤＦエンジン又はＭＥ−ＧＩエンジン）は、圧縮機１３によって圧縮されたＢＯＧと高圧ポンプ４３によって圧縮されたＬＮＧとのうちいずれか１つを、交互に燃料として供給されることもできる。

ボイラー、ガスタービン、低圧ＤＦエンジンなどのように低圧の燃料を供給されて使用する低圧エンジンの場合、平常時は貯蔵タンクで発生したボイルオフガスを燃料として使用し、ボイルオフガスの量が燃料必要量より少ない時は、ＬＮＧを強制的に気化させてボイルオフガスとともに燃料として使用する燃料供給システムが開発されていた。このような燃料供給システムは、船舶に低圧エンジンのみが設置された場合に限定される。自然的に発生したボイルオフガスと強制気化させたＬＮＧとは発熱量（ｈｅａｔｉｎｇ ｖａｌｕｅ）、メタン価（ｍｅｔｈａｎｅ ｎｕｍｂｅｒ）などが互いに異なるため、１つのエンジンにボイルオフガスと強制気化されたＬＮＧとを混合して共に供給する場合、燃料の成分、すなわち熱量が変化しつづけることによってエンジンの出力が変化しエンジンの運転が非常に難しい問題がある。ＬＮＧ運搬船のような貨物船の場合、貨物を積んで運航する積載（Ｌａｄｅｎ）運航時には比較的十分な量のボイルオフガスが発生するが、貨物を下ろした後戻るバラスト運航時にはボイルオフガスの量が不足してＬＮＧを強制的に気化させて使用する必要があるため、全体運航期間の略半分に該当するバラスト運航時にはエンジンの出力変化などの問題が持続的に発生する。

しかし、上記の本発明の実施形態は、船舶に高圧に燃料を供給される高圧エンジン（例えば、ＭＥ−ＧＩエンジン、約１５０〜４００ｂａｒａ）と低圧に燃料を供給される低圧エンジン（例えば、ＤＦエンジン、約６〜１０ｂａｒａ）とが共に装着されているという点において、低圧エンジンのみが装着された場合の燃料供給システムとは顕著な差が存在する。

また、本発明の場合は、ボイルオフガスの発生量が全体エンジンの燃料要求量より少ない時、低圧エンジンに対してのみボイルオフガスを燃料として供給したり、高圧エンジン及び低圧エンジンのいずれに対してＬＮＧを燃料として供給したり、貯蔵タンクにボイルオフガスを集めて一定量が集まるとＬＮＧと交互にエンジンに燃料として供給しているため、１つのエンジンにボイルオフガスと強制気化されたＬＮＧとを混合して共に供給する場合に発生する問題を防止できる。

ただし、本発明の実施形態によるシステムは、必要な場合、圧縮機１３によって圧縮されたＢＯＧと高圧ポンプ４３によって圧縮されたＬＮＧとを同時に燃料として１つのエンジンに供給することができることは勿論である。

また、装備の修理及び交替が容易ではない船舶では、非常時を考慮して重要な設備を２つずつ設置することが要求される（ｒｅｄｕｎｄａｎｃｙ；すなわち、冗長化設計）。すなわち、船舶では、主設備と同じ機能を行うことができる余分の設備を設置し、主設備の正常動作時には余分の設備を待機状態に置き、主設備の故障時にその機能を引き継いで行うことができるように重要な設備を重複設計することが要求される。冗長化設計が要求される設備としては、主に回転駆動される設備、例えば、圧縮機やポンプなどを挙げることができる。

このように、船舶には、普段は使用されないが、単に冗長性の要求条件のみを満たすために各種設備が二重に設置される必要があるが、２つの圧縮機ラインを使用する燃料ガス供給システムは、圧縮機の設置に多くのコスト及び空間が必要になり、使用時に多くのエネルギーが消耗される問題があり、２つの高圧ポンプラインを使用する燃料ガス供給システムは、ボイルオフガスの処理（すなわち、再液化）に多くのエネルギーが消耗される問題があり得る。それに比べ、圧縮機ライン及び高圧ポンプラインを共に設置した本発明の燃料ガス供給システムは、いずれか一方の供給ラインに問題が発生しても他方の供給ラインを介して正常な運航を続けることができ、圧縮機ラインを１つのみ設置した場合は高価の圧縮機を少なく使用しながらボイルオフガスの発生量によって最適の燃料ガス供給方式を適切に選択して運用することができ、最初の建造時のコストだけでなく、運用コストも節約できるようになるという追加的な効果が得られる。

図１３に示すように、本発明の一実施形態によって液化ガス処理システムとハイブリッド燃料ガス供給システムとが結合された場合、ＬＮＧ運搬船の貨物（すなわち、ＬＮＧ）の運搬時に発生するボイルオフガスを、エンジンの燃料として使用または再液化させて再度貯蔵タンクに戻して貯蔵することができるため、ＧＣＵなどで消耗して捨てられるボイルオフガスの量を減少または無くすことができるようになり、窒素など別途の冷媒を使用する再液化装置を設置する必要なく、ボイルオフガスを再液化して処理できるようになる。

本実施形態によれば、貯蔵タンクの容量が大きくなってボイルオフガスの発生量は多くなり、エンジンの性能が改善されることに伴い、必要な燃料量は減少する最近の傾向にもかかわらず、エンジンの燃料として使用した後の残りのボイルオフガスは再液化させて再度貯蔵タンクに戻すことができるため、ボイルオフガスの浪費を防止できるようになる。

特に、本実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法によれば、別途の冷媒を使用する再液化装置（すなわち、窒素冷媒冷凍サイクルや混合冷媒冷凍サイクル等）を設置する必要がないので、冷媒を供給及び貯蔵するための設備を追加的に設置する必要がなく、全体システムを構成するための初期設置コスト及び運用コストを節約できる。

本発明は、上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され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自明である。

Claims (11)

1. 液化天然ガスを貯蔵している貯蔵タンクと、前記液化天然ガスを燃料として使用するエンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムであって、
   前記貯蔵タンクで発生したボイルオフガスを圧縮機によって圧縮して前記エンジンに燃料として供給する圧縮機ライン；
   前記貯蔵タンクに貯蔵された液化天然ガスをポンプによって圧縮して前記エンジンに燃料として供給する高圧ポンプライン；及び
   前記圧縮機によって圧縮されたボイルオフガスのうち一部のボイルオフガスを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送されるボイルオフガスと熱交換させて液化させるための熱交換器；
   を含むことを特徴とする船舶の液化ガス処理システム。
2. 前記熱交換器で液化されたボイルオフガスの圧力を下げるための減圧手段をさらに含むことを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理システム。
3. 前記熱交換器で液化された後、前記減圧手段で減圧されたボイルオフガスは前記貯蔵タンクに戻ることを特徴とする請求項２に記載の船舶の液化ガス処理システム。
4. 前記減圧手段を通過しながら減圧されて気液混合状態になったボイルオフガスを気体成分と液体成分とに分離するための気液分離器をさらに含むことを特徴とする請求項２に記載の船舶の液化ガス処理システム。
5. 前記減圧手段を通過しながら減圧されて気液混合状態になったボイルオフガスのうち液体成分は前記貯蔵タンクに戻ることを特徴とする請求項２に記載の船舶の液化ガス処理システム。
6. 前記減圧手段を通過しながら減圧されて気液混合状態になったボイルオフガスのうち気体成分は前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に供給されるボイルオフガスに合流されることを特徴とする請求項２に記載の船舶の液化ガス処理システム。
7. 前記熱交換器で液化された後、前記減圧手段に供給されるボイルオフガスを、前記減圧手段を通過しながら減圧されて気液混合状態になったボイルオフガスのうち気体成分と熱交換させて冷却させるための冷却器をさらに含むことを特徴とする請求項６に記載の船舶の液化ガス処理システム。
8. 前記圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含むことを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理システム。
9. 前記圧縮機で圧縮された後、前記熱交換器に送られるボイルオフガスは、前記圧縮機に含まれた複数個の前記圧縮シリンダのうち一部又は全部を通過して圧縮されることを特徴とする請求項８に記載の船舶の液化ガス処理システム。
10. 前記貯蔵タンクに貯蔵された液化天然ガスを強制的に気化させて前記圧縮機に供給するための強制気化器をさらに含むことを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理システム。
11. 前記減圧手段は、膨脹バルブ又は膨脹機であることを特徴とする請求項２に記載の船舶の液化ガス処理システム。

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