JP2016068846A - 船舶 - Google Patents

Abstract

【課題】二元燃料ディーゼルエンジンを搭載した船舶であって、昇圧装置にトラブルがあった場合にもガス運転を継続することができる船舶を提供する。【解決手段】船舶１Ａは、液化ガスを貯留する貯留器１１と、液化ガスを気化させる気化器１２と、ガス及び油を燃料として使用する二元燃料ディーゼルエンジン１３と、貯留器１１から気化器１２に液化ガスを導く第１配管３１と、第１配管３１に設けられた主ポンプ２０とを備える。船舶１Ａは、貯留器１１から第１配管３１における主ポンプ２０の下流側部分３１ｂにつながる第２配管３３と、第２配管３３に設けられた予備ポンプ５０と、排出配管３４とを更に備える。排出配管３４は、主ポンプ２０の稼働時に、貯留器１１からシリンダ５２内に供給された液化ガスがシリンダ５２から排出されるように構成されている。【選択図】図１

Description

本発明は、二元燃料ディーゼルエンジンを搭載した船舶に関する。

従来、船舶において、重油を燃料とするディーゼルエンジンが推進用主機として用いられていたが、近年、大気汚染や温暖化の観点から、燃料としてガスを使用するガス焚きディーゼルエンジンを推進用主機として用いた船舶が注目されている。ガス焚きディーゼルエンジンには、例えば、ガス専焼のディーゼルエンジンや、油とガスの両方を燃料として利用でき、油とガスを任意の割合で使用することのできる二元燃料ディーゼルエンジンがある。

推進用主機としてのガス焚きディーゼルエンジンを搭載した船舶には、例えば船上のタンクに極低温で貯蔵された液化ガス又はタンク内で液化ガスが蒸発して生じたボイルオフガスから高圧（例えば１５〜３０ＭＰａ）の燃料ガスを生成してエンジンに供給する高圧ガス供給システムが必要となる。例えば、特許文献１の図１には、昇圧装置として高圧ポンプを含む高圧ガス供給システムが開示されている。この高圧ガス供給システムは、液化ガスを貯蔵したタンクから導かれた液化ガスを高圧ポンプにて昇圧し、昇圧された液化ガスを気化器にて気化させ、気化されたガスをガス焚きディーゼルエンジンへと供給する。また、特許文献２の図７には、昇圧装置として高圧コンプレッサを含む高圧ガス供給システムが開示されている。この高圧ガス供給システムは、タンク内のボイルオフガスを高圧コンプレッサにて昇圧し、ガス焚きディーゼルエンジンへと供給する。

特開２０１３−２０９９２６号公報 特開平９−２０９７８８号公報

ところで、二元燃料ディーゼルエンジンを搭載した船舶においては、ガス供給システムの高圧ポンプ又は高圧コンプレッサにトラブルが生じた場合には高圧燃料ガスを供給できなくなることがある。例えば、極低温流体を昇圧する高圧ポンプでは、予想外にキャビテーションが発生して、ポンプ性能が低下してしまうことがある。このような場合、ガス運転を継続することができなくなるため、ガスのみ又はガスと油の両方を燃料とする運転（以下、単に「ガス運転」という）から油のみを燃料とする運転（以下、単に「油運転」という）に切り換えられる。しかし、大気汚染物質放出規制海域（ECA）における規制を満たすために、本船がガス運転を行う必要がある場合には、高圧ポンプ又は高圧コンプレッサにトラブルが生じた場合にも、油運転に切り換わることなくガス運転を継続する船舶が望まれる。

そこで、本発明は、二元燃料ディーゼルエンジンを搭載した船舶であって、昇圧装置にトラブルがあった場合にもガス運転を継続することができる船舶を提供することを目的とする。

昇圧装置として高圧ポンプを用いた船舶において、前記課題を解決するには、メインの高圧ポンプと並列に予備の高圧ポンプを備えておくことが考えられる。一般的に、極低温の液化ガスをディーゼルエンジンの噴射圧まで昇圧する高圧ポンプとしては、ピストンポンプ等のレシプロポンプが用いられている。しかしながら、このようなレシプロポンプは即時に起動することができず、使用前に十分な冷却が必要となる。なぜなら、レシプロポンプが冷却されていない状態で、そのシリンダに極低温の液化ガスを供給すると、液化ガスがシリンダ内で気化して、シリンダ内が気化したガスで充填されてしまう。このため、ピストンの往復によってシリンダ内のガスの圧縮と膨張が繰り返されるだけになり、所望の圧力まで液化ガスを昇圧するという高圧ポンプの役割が果たせなくなることが懸念される。請求項１に係る発明は、このような観点からなされたものである。

すなわち、本発明の一つの側面からの船舶は、液化ガスを貯留する貯留器と、前記液化ガスを気化させる気化器と、前記液化ガスが気化したガス及び油を燃料として使用する二元燃料ディーゼルエンジンと、前記貯留器から前記気化器に液化ガスを導く第１配管と、前記第１配管に設けられ、前記液化ガスを昇圧する主ポンプと、前記貯留器から前記第１配管における前記主ポンプの下流側部分につながる第２配管と、前記第２配管に設けられた、シリンダ及び前記シリンダ内を往復するピストンを含むレシプロポンプである予備ポンプと、前記主ポンプの稼働時に、前記貯留器から前記シリンダ内に供給された液化ガスが前記シリンダから排出されるように構成された排出配管とを備えることを特徴とする。

上記構成によれば、ガス運転時に通常稼働させる主ポンプと並列に予備ポンプが備えられている。予備ポンプは、十分に予冷をしなければ即時に稼働させることができないが、本発明の船舶では、主ポンプの稼働時に、前記貯留器から前記シリンダ内に供給された液化ガスが前記シリンダから排出されるため、主ポンプによりガス運転が行われている間に予備ポンプを予冷することができる。このため、主ポンプにトラブルが生じた場合に予備ポンプを即時に稼働させることができ、その結果、油運転に切り換わることなく、ガス運転を継続させることができる。

前記排出配管は、前記貯留器に接続され、前記主ポンプの稼働時に、前記貯留器から前記第２配管を介して前記シリンダ内に供給された液化ガスが前記シリンダから前記貯留器に流れるように構成されてもよい。この構成によれば、主ポンプの稼働時に、第２配管を介して予備ポンプのシリンダ内に予冷のために供給された液化ガスを貯留器に戻すため、貯留器内の液化ガスの減少を抑えることができる。

上記の船舶は、前記第２配管における前記予備ポンプの上流側部分に設けられた第１開閉弁と、前記排出配管に設けられた第２開閉弁とを更に備え、前記第１開閉弁及び前記第２開閉弁は、前記主ポンプの非稼働時に閉じられ、前記主ポンプの稼働時に開かれてもよい。この構成によれば、主ポンプの非稼働時には、第２配管及び排出配管を液化ガスが流れないため、予備ポンプの冷却を止めることができる。また、第２配管及び排出配管を液化ガスが流れないことにより、排出配管を介した貯留器への入熱を防ぐことができる。

また、昇圧装置として高圧コンプレッサを用いた船舶において、前記課題を解決するには、メインの高圧コンプレッサと並列に予備の高圧コンプレッサを備えておくことが考えられる。しかしながら、高圧コンプレッサは設置スペースを大幅にとってしまい、スペースに限りがある船舶においては、常用しない予備の高圧コンプレッサを搭載することは好ましくない。また、仮に予備の高圧コンプレッサを搭載したとしても、高圧コンプレッサの起動には時間がかかりすぎてしまう。このため、メインの高圧コンプレッサにトラブルが生じた場合に予備の高圧コンプレッサの起動を開始したとしても、予備の高圧コンプレッサが稼働するまでにエンジンへの供給ガス圧が下がってしまい、エンジンはガス運転から油運転に切り換わってしまう。請求項４に係る発明は、このような観点からなされたものである。

すなわち、本発明の別の側面からの船舶は、液化ガスを貯留する貯留器と、前記液化ガスが気化したガス及び油を燃料として使用する二元燃料ディーゼルエンジンと、前記貯留器から前記二元燃料ディーゼルエンジンにつながる第１配管と、前記第１配管に設けられた、前記液化ガスが蒸発した蒸発ガスを昇圧する高圧コンプレッサと、前記貯留器から前記第１配管における前記高圧コンプレッサの下流側部分につながる第２配管と、前記第２配管に設けられた、シリンダ及び前記シリンダ内を往復するピストンを含むレシプロポンプである予備ポンプと、前記第２配管における前記予備ポンプの下流側部分に設けられた、前記予備ポンプで昇圧された液化ガスを気化させる気化器と、を備えることを特徴とする。

上記構成によれば、ガス運転時に通常稼働させる高圧コンプレッサと並列に予備ポンプが備えられている。高圧ポンプは、高圧コンプレッサに比べてサイズが小さいため、船上の設置スペースを確保しやすく、また、高圧ポンプは、高圧コンプレッサよりも燃料を所望の圧力まで短時間で昇圧させることができる。

上記の船舶は、前記高圧コンプレッサの稼働時に、前記貯留器から前記シリンダ内に供給された液化ガスが前記シリンダから排出されるように構成された排出配管を更に備えてもよい。予備ポンプは、十分に予冷をしなければ即時に稼働させることができないが、この構成によれば、高圧コンプレッサの稼働時に、前記貯留器から前記シリンダ内に供給された液化ガスが前記シリンダから排出されるため、高圧コンプレッサによりガス運転が行われている間に予備ポンプを予冷することができる。このため、高圧コンプレッサにトラブルが生じた場合に予備ポンプを即時に稼働させることができ、その結果、油運転に切り換わることなく、ガス運転を継続させることができる。

前記排出配管は、前記貯留器に接続され、前記シリンダから前記貯留器に向かうにつれて上方に傾斜するように配置されてもよい。この構成によれば、前記シリンダから貯留器に液化ガスを流すための機器を使用することなく、自然対流により、前記シリンダから前記貯留器に液化ガスを流すことができる。

前記排出配管は、前記第２配管を介して前記貯留器から前記シリンダ内に供給された液化ガスが、前記第２配管における前記予備ポンプの上流側部分に設けられた排出用ポンプにより、前記シリンダから排出されるように構成されてもよい。この構成によれば、前記貯留器、前記第２配管における前記予備ポンプの上流側部分、前記シリンダ、及び前記排出配管の形状や配置に依存せず、排出用ポンプにより確実に前記シリンダから前記貯留器に液化ガスを流すことができる。

上記の船舶は、前記液化ガスが気化したガスを消費する機器と、前記貯留器と前記機器とを接続する低圧燃料供給配管と、前記低圧燃料供給配管に設けられた、前記気化器とは別の気化器と、を更に備え、前記排出配管は、前記別の気化器の上流側で前記低圧燃料供給配管に接続され、前記主ポンプの稼働時に、前記貯留器から前記シリンダ内に供給された液化ガスが前記シリンダから前記低圧燃料供給配管に排出されるように構成されてもよい。この構成によれば、予備ポンプのシリンダの冷却時に、シリンダから貯留器へと温められたＬＮＧ又はガスが戻されることがないため、シリンダ内の冷却による貯留器への入熱を防ぐことができる。

例えば、前記貯留器は、サクションドラムであってもよい。この構成によれば、排出配管が貯留器に接続されており、予備ポンプで温まった液化ガスが排出配管を流れたとしても、サクションドラムに熱が侵入するのみであるので、サクションドラムに液化ガスを供給する輸送タンク又は燃料専用タンクへの入熱を防ぐことができる。

本発明によれば、二元燃料ディーゼルエンジンを搭載した船舶において、昇圧装置にトラブルがあった場合にもガス運転を継続することができる。

本発明の第１実施形態に係る船舶の一部を示す概略構成図である。 本発明の第２実施形態に係る船舶の一部を示す概略構成図である。 本発明の第３実施形態に係る船舶の一部を示す概略構成図である。 図３に示す船舶の変形例を示す図である。 本発明の第４実施形態に係る船舶の一部を示す概略構成図である。 本発明の第５実施形態に係る船舶の一部を示す概略構成図である。

以下、本発明の実施形態について図を参照しながら説明する。以下では、全ての図面を通じて同一又は相当する要素には同じ符号を付して、重複する説明は省略する。

＜第１実施形態＞
以下、本発明の第１実施形態について、図１を参照しながら説明する。図１には、第１実施形態に係る船舶１Ａが示されている。この実施形態において、船舶１ＡはＬＮＧ運搬船である。この実施形態に係る船舶１Ａは、プロペラ１４を駆動する推進用主機としてガス焚きディーゼルエンジン１３（以下、単に「エンジン１３」という）を搭載している。また、この実施形態に係る船舶１Ａは、エンジン１３に燃料としての高圧ガスを供給するためのガス供給システム１０Ａを備える。

この実施形態に係るエンジン１３は、油とガスの噴射を電子制御することができる電子制御式ガスインジェクション（ＭＥ−ＧＩ）方式の二元燃料エンジンであって、２サイクル低速ディーゼルエンジンである。エンジン１３は、電子制御により油のみを燃料として使用する運転（以下、「油運転」という）と、ガスのみ又は油とガスの両方を燃料として使用する運転（以下、「ガス運転」という）とを切り換えることができる。エンジン１３は、油も燃料として使用できるため、船舶１Ａは、ガス供給システム１０Ａに加え、エンジン１３に燃料油を供給するための油供給システム１６も備えているが、以下ではガス供給システム１０Ａについて説明し、油供給システム１６については説明を省略する。

ガス供給システム１０Ａは、ＬＮＧを貯留する貯留器１１と、ＬＮＧを気化させる気化器１２と、貯留器１１から気化器１２にＬＮＧを導く第１配管３１と、第１配管３１に設けられ、ＬＮＧを昇圧する主ポンプ２０を備える。また、ガス供給システム１０Ａは、貯留器１１から第１配管３１における主ポンプ２０の下流側部分３１ｂにつながる第２配管３３と、第２配管３３に設けられた予備ポンプ５０を更に備える。さらに、ガス供給システム１０Ａは、気化器１２からエンジン１３に気化器１２で気化したガスを導く第３配管３５を更に備える。

貯留器１１は、例えば、船舶１Ａの船長方向に配列された大型の輸送タンクの少なくとも１つである。輸送タンクと主ポンプ２０との間にサクションドラムが設けられている場合には、貯留器１１は、サクションドラムである。貯留器１１は、ＬＮＧを大気圧下の約−１６２℃の液体状態で保持できるように、極低温状態を保持可能な防熱性能を有する。

気化器１２は、例えば、蛇行したチューブがシェル内に配置された熱交換器であり、チューブの両端が第１配管３１及び第３配管３５に接続される。シェルは、図略の循環ラインに接続されており、シェル及び循環ラインを通じて、例えばグリコールなどの熱媒体が循環させられる。気化器１２は、電気ヒーターであってもよい。

主ポンプ２０及び予備ポンプ５０は、気化器１２で気化されたガスがエンジン１３の噴射圧となるようにＬＮＧを昇圧するレシプロポンプである。主ポンプ２０は、エンジン１３のガス運転時に稼働させて、気化器１２に昇圧したＬＮＧを供給する。予備ポンプ５０は、例えば主ポンプ２０にトラブルが生じて高圧燃料ガスを供給できなくなった場合など、主ポンプ２０の非稼働時に稼働させて、エンジン２のガス運転を行うためのポンプである。主ポンプ２０及び予備ポンプ５０は、常温の環境下に配置されている。

主ポンプ２０は、複数のシリンダ２２と、それらに収容された複数のピストン２１とを有する。主ポンプ２０は、各シリンダ２２内に、シリンダ２２の内壁とピストン２１の端面により形成された１つの液体室２３を有する。液体室２３は、シリンダ２２内をピストン２１が往復することによって容積が変化するように構成される。同様に、予備ポンプ５０は、複数のシリンダ５２と、それらに収容された複数のピストン５１とを有する。予備ポンプ５０は、各シリンダ５２内に、シリンダ５２の内壁とピストン５１の端面により形成された１つの液体室５３を有する。液体室５３は、シリンダ５２内をピストン５１が往復することによって容積が変化するように構成される。図１及びそれ以降の図面において、図面を簡略化するために、複数のシリンダのうちの１つのみが図示され、他は省略されている。また、図１では主ポンプ２０が予備ポンプ５０の上方に描かれているが、主ポンプ２０と予備ポンプ５０は実際には横並びである。

第１配管３１における主ポンプ２０の上流側部分３１ａには、第１開閉弁４１が設けられている。主ポンプ２０には、ＬＮＧが主ポンプ２０から貯留器１１に逆流しないように逆止弁（図示せず）が設けられている。同様に、第２配管３３における予備ポンプ５０の上流側部分３３ａには、第１開閉弁４４が設けられている。予備ポンプ５０には、ＬＮＧが予備ポンプ５０から貯留器１１に逆流しないように逆止弁（図示せず）が設けられている。

主ポンプ２０は、第１配管３１における主ポンプ２０の上流側部分３１ａから導かれたＬＮＧを主ポンプ２０のシリンダ２２内に供給する供給口２３ａを有する。また、主ポンプ２０は、主ポンプ２０の稼働時に、主ポンプ２０のシリンダ２２からＬＮＧを第１配管３１における主ポンプ２０の下流側部分３１ｂに吐出する吐出口２３ｃを有する。吐出口２３ｃには、吐出口２３ｃからシリンダ２２内にＬＮＧが逆流しないように逆止弁（図示せず）が設けられている。また、主ポンプ２０は、シリンダ２２内のＬＮＧを排出する排出口２３ｂを有する。

予備ポンプ５０は、第２配管３３における予備ポンプ５０の上流側部分３３ａから導かれたＬＮＧを予備ポンプ５０のシリンダ５２内に供給する供給口５３ａを有する。また、予備ポンプ５０は、予備ポンプ５０の稼働時に、予備ポンプ５０のシリンダ５２からＬＮＧを第２配管３３における予備ポンプ５０の下流側部分３３ｂに吐出する吐出口５３ｃを有する。吐出口５３ｃには、吐出口５３ｃからシリンダ５２内にＬＮＧが逆流しないように逆止弁（図示せず）が設けられている。また、予備ポンプ５０は、シリンダ５２内のＬＮＧを排出する排出口５３ｂを有する。

ガス供給システム１０Ａは、貯留器１１と主ポンプ２０の排出口２３ｂとを接続する第１排出配管３２と、貯留器１１と予備ポンプ５０の排出口５３ｂとを接続する第２排出配管（本発明の排出配管に相当）３４とを更に備える。

第１配管３１における主ポンプ２０の上流側部分３１ａ及び第１排出配管３２は、主ポンプ２０の非稼働時に、自然対流により、貯留器１１からＬＮＧが第１配管３１における主ポンプ２０の上流側部分３１ａを介してシリンダ２２内に供給され、シリンダ２２内に供給されたＬＮＧが、排出口２３ｂから貯留器１１に流れるように構成されている。例えば、第１排出配管３２は、主ポンプ２０のシリンダ２２の上部に位置する排出口２３ｂから貯留器１１に向かうにつれて上方に傾斜するように配置される。排出口２３ｂは、供給口２３ａよりも上方に位置する。第１配管３１における主ポンプ２０の上流側部分３１ａの配置は、限定されるものではないが、貯留器１１の下方に敷設されていることが望ましい。

同様に、第２配管３３における予備ポンプ５０の上流側部分３３ａ及び第２排出配管３４は、予備ポンプ５０の非稼働時に、自然対流により、貯留器１１からＬＮＧが第２配管３３における予備ポンプ５０の上流側部分３３ａを介してシリンダ５２内に供給され、シリンダ５２内に供給されたＬＮＧが、排出口５３ｂから貯留器１１に流れるように構成されている。例えば、第２排出配管３４は、予備ポンプ５０のシリンダ５２の上部に位置する排出口５３ｂから貯留器１１に向かうにつれて上方に傾斜するように配置される。排出口５３ｂは、供給口５３ａよりも上方に位置する。第２配管３３における予備ポンプ５０の上流側部分３３ａの配置は、限定されるものではないが、貯留器１１の下方に敷設されていることが望ましい。

第１排出配管３２には、第２開閉弁４２が設けられており、第２排出配管３４には、第２開閉弁４５が設けられている。また、第１配管３１における主ポンプ２０の下流側部分３１ｂであって、第１配管３１と第２配管３３との合流点より上流側部分には、第３開閉弁４３が設けられており、第２配管３３における予備ポンプ５０の下流側部分３３ｂには、第３開閉弁４６が設けられている。上記の第１開閉弁４１，４４、第２開閉弁４２，４５、及び第３開閉弁４３，４６は、制御装置１５によって開閉制御される。図１及びそれ以降の図面において、図面を簡略化するために、制御装置１５により制御される各構成要素と制御装置１５との間の制御線は一本のみが図示され、他は省略されている。

主ポンプ２０は稼働させる前に、主ポンプ２０のシリンダ２２内を十分に冷却する必要がある。このため、主ポンプ２０を稼働する直前であって主ポンプ２０のシリンダ２２内を冷却する際に、制御装置１５により、第１開閉弁４１及び第２開閉弁４２が開かれ、第３開閉弁４３は閉じられる。また、主ポンプ２０の稼働時には、シリンダ２２から気化器１２にＬＮＧを供給するために、制御装置１５により、第１開閉弁４１及び第３開閉弁４３が開かれる。また、主ポンプ２０の稼働時に、第２開閉弁４２は、主ポンプ２０の稼働中にシリンダ２２内でＬＮＧが気化したガスを貯留器１１に戻すために開かれている。

予備ポンプ５０は稼働させる前に、予備ポンプ５０のシリンダ５２内を十分に冷却する必要がある。このため、主ポンプ２０の稼働中であって予備ポンプ５０のシリンダ５２内を冷却する際に、制御装置１５により、第１開閉弁４４及び第２開閉弁４５が開かれ、第３開閉弁４６は閉じられる。また、予備ポンプ５０の稼働時には、シリンダ５２から気化器１２にＬＮＧを供給するために、制御装置１５により、第１開閉弁４４及び第３開閉弁４６が開かれる。また、予備ポンプ５０の稼働時に、第２開閉弁４５は、予備ポンプ５０の稼働中にシリンダ５２内でＬＮＧが気化したガスを貯留器１１に戻すために開かれている。

予備ポンプ５０は、主ポンプ２０にトラブルが生じた場合に即時に起動することができるように、少なくとも主ポンプ２０の稼働時に、連続的に又は間欠的に、予備ポンプ５０のシリンダ５２内が予冷される。例えば、主ポンプ２０の稼働開始時に、制御装置１５により、第１開閉弁４４と第２開閉弁４５は開かれ、第３開閉弁４６は閉じられる。このため、貯留器１１のＬＮＧは、第２配管３３における予備ポンプ５０の上流側部分３３ａを通って、供給口５３ａからシリンダ５２内に供給される。予備ポンプ５０では極低温状態を保持できないため、シリンダ５２内に供給されたＬＮＧの温度は上昇し、温まったＬＮＧが、シリンダ５２の上部に位置する排出口５３ｂから第２排出配管３４に入って貯留器１１へと移動する。なお、予冷初期は、気化したガスのみ又はガスとＬＮＧの混合体が、排出口５３ｂから第２排出配管３４に入って貯留器１１へと排出されることもある。こうして、主ポンプ２０の稼働中、貯留器１１のＬＮＧが第２配管３３の上流側部分３３ａ、シリンダ５２、第２排出配管３４の順に循環するため、シリンダ５２内を冷却することができ、予備ポンプ５０を即時に起動可能な状態にすることができる。

主ポンプ２０にトラブルが生じた場合、すなわち、主ポンプ２０が稼働しなくなった場合に、制御装置１５により、第３開閉弁４６は開かれ、予備ポンプ５０は起動される。そして、上述の主ポンプ２０と同様の動作により、シリンダ５２内に流入されたＬＮＧは吐出口５３ｃから吐出されて、昇圧されたＬＮＧが、第２配管３３の下流側部分３３ｂを介して気化器１２に流入され、気化器１２に流入されたＬＮＧは、気化器１２で気化されて、エンジン１３へと供給される。

以上説明したように、この実施形態に係る船舶１Ａでは、ガス運転時に通常稼働させる主ポンプ２０と並列に、予備ポンプ５０が備えられている。一般的に、予備の機器は、常用される機器にトラブルがあった場合に運航に支障がないように、稼働させずに設置するものである。このため、船舶において主ポンプとは別に予備ポンプを備えていたとしても、主ポンプにトラブルがない状態で稼働準備のために予備のポンプに液化ガスを循環させることはトラブルが常態的に起こることを想定する行為であることから通常は行わない。しかしながら、この実施形態に係る船舶１Ａでは、主ポンプ２０の稼働時に、第１開閉弁４４及び第２開閉弁４５を開いて、貯留器１１のＬＮＧを第２配管３３の上流側部分３３ａ、シリンダ５２、第２排出配管３４の順に循環させるため、主ポンプ２０によりガス運転が行われている間に予備ポンプ５０を予冷することができる。このため、主ポンプ２０にトラブルが生じた場合に予備ポンプ５０を即時に稼働させることができ、その結果、油運転に切り換わることなく、ガス運転を継続させることができる。

また、この実施形態に係る船舶１Ａにおいて、主ポンプ２０の稼働時に、貯留器１１に接続された第２排出配管３４を介して、シリンダ内に供給されたＬＮＧを貯留器１１に戻すため、予備ポンプ５０の予冷に起因する貯留器１１内のＬＮＧの減少を抑えることができる。

さらに、この実施形態に係る船舶１Ａにおいて、主ポンプ２０の非稼働時に、第１開閉弁４４及び第２開閉弁４５を閉じれば、第２配管３３及び第２排出配管３４をＬＮＧが流れないため、予備ポンプ５０の冷却を止めることができる。また、第２配管３３及び第２排出配管３４をＬＮＧが流れないことにより、主ポンプ２０の非稼働時における第２排出配管３４を介した貯留器１１への入熱を防ぐことができる。

上記実施形態では、主ポンプ２０の稼働時であって、予備ポンプ５０の非稼働時に、予備ポンプ５０のシリンダ５２内を冷却しているが、貯留器１１からシリンダ５２内に供給されたＬＮＧがシリンダ５２から貯留器１１に排出されるように、主ポンプ２０の稼働時に、予備ポンプ５０を最低回転数で稼働させてもよい。

＜第２実施形態＞
次に、図２を参照して、本発明の第２実施形態に係る船舶１Ｂについて説明する。この実施形態に係る船舶１Ｂのガス供給システム１０Ｂでは、第１実施形態の構成に加えて、第１配管３１における主ポンプ２０の上流側部分３１ａに第１排出用ポンプ６１が設けられており、第２配管３３における予備ポンプ５０の上流側部分３３ａに第２排出用ポンプ６２が設けられている。第１排出用ポンプ６１は、第１開閉弁４１の上流側でも下流側でもよく、第２排出用ポンプ６２は、第１開閉弁４４の上流側でも下流側でもよい。また、第２実施形態においては、第１実施形態と異なり、第２配管３３における予備ポンプ５０の上流側部分３３ａ及び第２排出配管３４は、自然対流によりＬＮＧが貯留器１１に流れるように構成されている必要はない。このため、図２では、排出口５３ｂから貯留器１１に向かうにつれて上方に傾斜するようには示されていないが、第２実施形態の第２排出配管３４も第１実施形態と同様の構成であってもよい。また、第１排出用ポンプ６１及び第２排出用ポンプ６２は、貯留器１１の内でも外でもよい。

この実施形態では、主ポンプ２０を稼働する直前であって主ポンプ２０のシリンダ２２内を冷却する際に、第１排出用ポンプ６１の稼働を開始し、主ポンプ２０の稼働開始時に、第２排出用ポンプ６２の稼働を開始され、それ以外は第１実施形態と同様の制御がなされる。この実施形態は、第１実施形態と異なり、強制的に、第２排出用ポンプ６２により、貯留器１１のＬＮＧを第２配管３３の上流側部分３３ａ、シリンダ５２、第２排出配管３４の順に循環させる。

この実施形態でも、第１実施形態と同様の効果を得ることができる。また、この実施形態によれば、貯留器１１、第２配管３３における予備ポンプ５０の上流側部分３３ａ、シリンダ５２、第２排出配管３４、供給口５３ａ、及び排出口５３ｂの形状や配置に依存せず、第２排出用ポンプ６２によりシリンダ５２から貯留器１１にＬＮＧを流すことができる。

この実施形態では、第１配管３１に第１排出用ポンプ６１が設けられ、第２配管３３に第２排出用ポンプ６２が設けられていたが、変形例として、第１配管３１と第２配管３３とが上流側に共通する部分を有しており、その共通部分に共通の排出用ポンプが設けられた構成であってもよい。この場合、主ポンプ２０を稼働する直前であって主ポンプ２０のシリンダ２２内を冷却する際に、この共通の排出用ポンプの稼働を開始されて、主ポンプ２０と予備ポンプ５０とが同時に冷却され始める。この変形例でも、第２実施形態と同様の効果を得ることができる。

＜第３実施形態＞
次に、図３を参照して、本発明の第３実施形態に係る船舶１Ｃについて説明する。この実施形態に係る船舶１Ｃは、第１実施形態の構成に加え、ガスを消費するガス消費器７３と、貯留器１１とガス消費器７３とを接続する低圧燃料供給配管８０を備える。低圧燃料供給配管８０には、貯留器１１からガス消費器７３にＬＮＧを供給する低圧ポンプ７１と、ＬＮＧを加熱して気化させる低圧ガス用気化器７２とが、上流側からこの順に設けられている。低圧燃料供給配管８０は、貯留器１１と低圧ポンプ７１との間の部分である上流側部分８１と、低圧ポンプ７１と低圧ガス用気化器７２との間の部分である中間部分８２と、低圧ガス用気化器７２とガス消費器７３との間の部分である下流側部分８３を含む。ガス消費器７３は、例えば、発電用ガスエンジンやボイラである。

また、この実施形態に係る船舶１Ｃは、第１実施形態に係る第２排出配管３４及び第２開閉弁４５の代わりに、低圧燃料供給配管８０の上流側部分８１と予備ポンプ５０のシリンダ５２とを接続する第２排出配管９１と、第２排出配管９１に設けられた第２開閉弁９２を備える。ただし、この実施形態や後述する第４実施形態に係る船舶においても、第１実施形態に係る第２排出配管３４及び第２開閉弁４５が別途備えられていてもよい。

この実施形態では、主ポンプ２０の稼働時に、制御装置１５により、第２排出配管９１に設けられた第２開閉弁９２が開かれ、それ以外は第１実施形態と同様の制御がなされる。主ポンプ２０の稼働時に、稼働中の低圧ポンプ７１によって、貯留器１１のＬＮＧが、第２配管３３の上流側部分３３ａ、シリンダ５２及び第２排出配管９１を通って、低圧ポンプ７１に供給され、その後、低圧燃料供給配管８０の中間部分８２を通って低圧ガス用気化器７２に流入する。低圧ガス用気化器７２で気化されたガスは、ガス消費器７３で消費される。

この実施形態では、主ポンプ２０にトラブルが生じた場合、すなわち、主ポンプ２０が稼働しなくなった場合に、制御装置１５により、第２排出配管９１に設けられた第２開閉弁９２は閉じられ、第２配管３３における予備ポンプ５０の下流側部分３３ｂに設けられた第３開閉弁４６は開かれ、予備ポンプ５０は稼働を開始する。その後、第１実施形態と同様の過程を経て、高圧ガスがエンジン１３に供給される。一方、予備ポンプ５０の稼働時には、低圧ポンプ７１には低圧燃料供給配管８０の上流側部分８１を介して貯留器１１からＬＮＧが供給される。

この実施形態でも、第１実施形態と同様の効果を得ることができる。また、この実施形態によれば、ガス消費器７３で消費されることになるＬＮＧを合理的に予冷することができる。予備ポンプ５０のシリンダ５２の冷却時に、シリンダ５２から貯留器１１へと温められたＬＮＧ又はガスが戻されることがないため、シリンダ５２内の冷却による貯留器１１への入熱がない。

なお、第２排出配管９１は必ずしも低圧燃料供給配管８０の上流側部分８１に接続されている必要はない。例えば、図４に示すように、第２排出配管９１は、低圧燃料供給配管８０の中間部分８２に接続されていてもよく、この場合、主ポンプ２０の稼働時に、予備ポンプ５０を最低回転数で稼働させる。この場合でも、上記実施形態と同様の効果を得ることができる。

＜第４実施形態＞
次に、図５を参照して、本発明の第４実施形態に係る船舶１Ｅについて説明する。この実施形態に係る船舶１Ｅは、第３実施形態の構成に加え、低圧燃料供給配管８０の中間部分８２から予備ポンプ５０のシリンダ５２内にＬＮＧを導く導入配管９３と、導入配管９３に設けられた開閉弁９４を備える。

この実施形態では、主ポンプ２０の稼働開始時に、制御装置１５により、第２配管３３における予備ポンプ５０の上流側部分３３ａに設けられた第１開閉弁４４を開く代わりに、導入配管９３に設けられた開閉弁９４が開かれ、それ以外は第３実施形態と同様の制御がなされる。主ポンプ２０の稼働時に、稼働中の低圧ポンプ７１によって、貯留器１１のＬＮＧは、低圧燃料供給配管８０の上流側部分８１を介して低圧ポンプ７１に供給され、その後、低圧燃料供給配管８０の中間部分８２を通って低圧ガス用気化器７２に流入する。また、低圧ポンプ７１から吐出されたＬＮＧの一部は、導入配管９３、シリンダ５２、第２排出配管９１の順に循環して、低圧燃料供給配管８０の上流側部分８１に戻る。

この実施形態では、主ポンプ２０にトラブルが生じた場合、すなわち、主ポンプ２０が稼働しなくなった場合に、制御装置１５により、第２排出配管９１に設けられた第２開閉弁９２及び導入配管９３に設けられた開閉弁９４は閉じられ、第２配管３３における予備ポンプ５０の下流側部分３３ｂに設けられた第３開閉弁４６は開かれ、予備ポンプ５０は稼働を開始する。その後、第１実施形態と同様の過程を経て、高圧ガスがエンジン１３に供給される。一方、予備ポンプ５０の稼働時には、低圧ポンプ７１には低圧燃料供給配管８０の上流側部分８１を介して貯留器１１からＬＮＧが供給される。

この実施形態でも、第３実施形態と同様の効果を得ることができる。

＜第５実施形態＞
次に、図６を参照して、本発明の第５実施形態に係る船舶１Ｆについて説明する。この実施形態に係る船舶１Ｆは、第１実施形態に係る船舶１Ａがメインの昇圧装置として高圧ポンプである主ポンプ２０を用いているのに対して、メインの昇圧装置として高圧コンプレッサ１００を用いている点で大きく異なる。

この実施形態に係るガス供給システム１０Ｆは、ＬＮＧを貯留する貯留器１１と、貯留器１１からエンジン１３につながる第１配管１０２と、第１配管１０２に設けられた、ＬＮＧが蒸発した蒸発ガスを昇圧する高圧コンプレッサ１００を備える。また、ガス供給システム１０Ｆは、貯留器１１から第１配管１０２における高圧コンプレッサ１００の下流側部分１０２ｄにつながる第２配管３３を備え、第１実施形態に係るガス供給システム１０Ａと同様に、第２配管３３に設けられた予備ポンプ５０と、第２配管３３における予備ポンプ５０の下流側部分に設けられた気化器１２とを更に備える。

また、この実施形態では、第１配管１０２が、下流側から上流側に向かって１本の流路が２本の流路に分かれている。より詳しくは、第１配管１０２は、貯留器１１内のボイルオフガスを抜き出すための第１分岐路１０２ａと、貯留器１１内の液化ガスを抜き出すための、低圧ポンプ１０６及び気化器１０８が上流側からこの順に設けられた第２分岐路１０２ｂと、第１及び第２分岐路１０２ａ，１０２ｂが合流する共通路１０２ｃを有する。すなわち、第１配管１０２は、貯留器１１内で気化したガス及び気化器１０８で強制的に気化されたガスを高圧コンプレッサ１００に導き、高圧コンプレッサ１００で昇圧されたガスをエンジン１３に導く。図示は省略するが、第１及び第２分岐路１０２ａ，１０２ｂには、それぞれ流量制御弁が設けられており、貯留器１１内でのボイルオフガスの発生量によってそれらの流量制御弁の開度が調整される。なお、第１配管１０２は、第１分岐路１０２ａ及び第２分岐路１０２ｂのどちらか一方のみを有していてもよい。

予備ポンプ５０は、高圧コンプレッサ１００にトラブルが生じた場合に即時に起動することができるように、高圧コンプレッサ１００の稼働時に、第１実施形態と同様の動作により、予備ポンプ５０のシリンダ５２が予冷されている。そして、高圧コンプレッサ１００にトラブルが生じた場合、すなわち、高圧コンプレッサ１００が稼働しなくなった場合に、第１実施形態と同様、制御装置１５により、第２配管３３における予備ポンプ５０の下流側部分３３ｂに設けられた第３開閉弁４６は開かれ、予備ポンプ５０は起動される。予備ポンプ５０で昇圧されたＬＮＧが、第２配管３３の気化器１２に流入され、気化器１２に流入されたＬＮＧは、気化器１２で気化されて、エンジン１３へと供給される。

一般的に、予備の機器としては、常用される機器と同じ構成の機器を設けるため、メインの昇圧装置として高圧コンプレッサを備えた船舶に予備の昇圧装置を備える場合には、予備の高圧コンプレッサを備えることを考えるのが通常である。しかしながら、この実施形態に係る船舶１Ｆでは、ガス運転時に通常稼働させる高圧コンプレッサ１００と並列に、予備ポンプ５０が備えられており、高圧ポンプが高圧コンプレッサに比べてサイズが小さいため、船上における予備の昇圧装置の設置スペースを確保しやすい。また、高圧ポンプは、高圧コンプレッサよりも燃料を所望の圧力まで短時間で昇圧させることができるため、メインの昇圧装置である高圧コンプレッサ１００にトラブルがあった時に、即時に予備ポンプ５０で高圧ガスを供給することができ、ガス運転を継続することができる。また、予備ポンプ５０は、十分に予冷をしなければ即時に稼働させることができないが、この実施形態に係る船舶１Ｆは、第１実施形態に係る船舶１Ａと同様、高圧コンプレッサ１００によりガス運転が行われている間に予備ポンプ５０を予冷することができる。このため、高圧コンプレッサ１００にトラブルが生じた場合に予備ポンプ５０を即時に稼働させることができ、その結果、油運転に切り換わることなく、ガス運転を継続させることができる。

上記の第２〜４実施形態においても、第５実施形態と同様、主ポンプ２０の代わりに、メインの昇圧装置として高圧コンプレッサ１００を用いてもよい。この場合にも、第２〜４実施形態と同様の効果を得ることができる。

＜その他の実施形態＞
上記実施形態は、全ての点で例示であって、制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上述の説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味及び範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。例えば各開閉弁の開閉のタイミングなどは、上記実施形態で説明されたものに限られない。

上記実施形態では、主ポンプ及び予備ポンプは、複数のピストン及び複数のシリンダを有していたが、これに限定されず、１つのピストン及び１つのシリンダを有するものであってもよい。また、上記実施形態では、主ポンプと予備ポンプが同様の構成を有するものとして説明されたが、これに限られず、異なる構成であってもよい。上記実施形態に係る船舶は、ＬＮＧ運搬船に限定されず、ＬＮＧ燃料船などその他の用途の船舶であってもよいし、貯留器は、輸送タンクではなく燃料専用タンクであってもよい。また、上記実施形態において、液化ガスは、ＬＮＧに限定されず、ＬＰＧやＬＨ_２であってもよい。また、上記実施形態において、ディーゼルエンジンは、２サイクルエンジンに限定されず、４サイクルエンジンであってもよく、また、推進用主機以外のエンジンであってもよく、例えば発電用エンジンであってもよい。

本発明は、液化ガスが気化したガス及び油を燃料として使用する二元燃料ディーゼルエンジンを搭載した船舶に適用することができる。

１Ａ〜１Ｆ 船舶
１０Ａ〜１０Ｆ ガス供給システム
１１ 貯留器
１２，７２ 気化器
１３ エンジン
１５ 制御装置
１６ 油供給システム
２０ 主ポンプ
２１，５１ ピストン
２２，５２ シリンダ
３１，１０２ 第１配管
３２ 第１排出配管
３３ 第２配管
３４，９１ 第２排出配管
４１，４４ 第１開閉弁
４２，４５ 第２開閉弁
５０ 予備ポンプ
６１ 第１排出用ポンプ
６２ 第２排出用ポンプ
７３ ガス消費器
８０ 低圧燃料供給配管
１００ 高圧コンプレッサ

Claims (9)

1. 液化ガスを貯留する貯留器と、
   前記液化ガスを気化させる気化器と、
   前記液化ガスが気化したガス及び油を燃料として使用する二元燃料ディーゼルエンジンと、
   前記貯留器から前記気化器に液化ガスを導く第１配管と、
   前記第１配管に設けられ、前記液化ガスを昇圧する主ポンプと、
   前記貯留器から前記第１配管における前記主ポンプの下流側部分につながる第２配管と、
   前記第２配管に設けられた、シリンダ及び前記シリンダ内を往復するピストンを含むレシプロポンプである予備ポンプと、
   前記主ポンプの稼働時に、前記貯留器から前記シリンダ内に供給された液化ガスが前記シリンダから排出されるように構成された排出配管と、を備える、船舶。
2. 前記排出配管は、前記貯留器に接続され、前記主ポンプの稼働時に、前記貯留器から前記第２配管を介して前記シリンダ内に供給された液化ガスが前記シリンダから前記貯留器に流れるように構成される、請求項１に記載の船舶。
3. 前記第２配管における前記予備ポンプの上流側部分に設けられた第１開閉弁と、前記排出配管に設けられた第２開閉弁とを更に備え、
   前記第１開閉弁及び前記第２開閉弁は、前記主ポンプの非稼働時に閉じられ、前記主ポンプの稼働時に開かれる、請求項１又は２に記載の船舶。
4. 液化ガスを貯留する貯留器と、
   前記液化ガスが気化したガス及び油を燃料として使用する二元燃料ディーゼルエンジンと、
   前記貯留器から前記二元燃料ディーゼルエンジンにつながる第１配管と、
   前記第１配管に設けられた、前記液化ガスが蒸発した蒸発ガスを昇圧する高圧コンプレッサと、
   前記貯留器から前記第１配管における前記高圧コンプレッサの下流側部分につながる第２配管と、
   前記第２配管に設けられた、シリンダ及び前記シリンダ内を往復するピストンを含むレシプロポンプである予備ポンプと、
   前記第２配管における前記予備ポンプの下流側部分に設けられた、前記予備ポンプで昇圧された液化ガスを気化させる気化器と、を備える、船舶。
5. 前記高圧コンプレッサの稼働時に、前記貯留器から前記シリンダ内に供給された液化ガスが前記シリンダから排出されるように構成された排出配管を更に備える、請求項４に記載の船舶。
6. 前記排出配管は、前記貯留器に接続され、前記シリンダから前記貯留器に向かうにつれて上方に傾斜するように配置される、請求項２又は５に記載の船舶。
7. 前記排出配管は、前記第２配管を介して前記貯留器から前記シリンダ内に供給された液化ガスが、前記第２配管における前記予備ポンプの上流側部分に設けられた排出用ポンプにより、前記シリンダから排出されるように構成される、請求項１〜３、５、及び６のいずれか一項に記載の船舶。
8. 前記液化ガスが気化したガスを消費する機器と、
   前記貯留器と前記機器とを接続する低圧燃料供給配管と、
   前記低圧燃料供給配管に設けられた、前記気化器とは別の気化器と、を更に備え、
   前記排出配管は、前記別の気化器の上流側で前記低圧燃料供給配管に接続され、前記主ポンプの稼働時に、前記貯留器から前記シリンダ内に供給された液化ガスが前記シリンダから前記低圧燃料供給配管に排出されるように構成される、請求項１又は５に記載の船舶。
9. 前記貯留器は、サクションドラムである、請求項１〜８のいずれか一項に記載の船舶。
   

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