JP2016173101A - 内燃機関用の燃料ガス供給システム - Google Patents

Abstract

【課題】高圧で信頼性の高い燃料ガスを供給する。【解決手段】内燃機関５のための燃料ガス供給システムは、液化ガス貯蔵タンク４の外部に配置された少なくとも１つの燃料ガスポンプ２９を有し、このポンプは、液化ガス用のタンク出口ライン２６を経由してタンク内の液化ガスに連結される。熱交換回路は、圧縮機３５と、その下流の、燃料ガスポンプと最終熱交換器３１との間で燃料ガス供給ライン２５に連結された第１の熱交換器３０と、膨張デバイス３６と、第２の熱交換器３７とを備える。【選択図】図６

Description

本発明は、内燃機関用の燃料ガス供給システムに関する。この燃料ガス供給システムは、液化ガス貯蔵タンクと、燃料ガス供給ラインと、作業流体を有する熱交換回路とを備える。燃料ガス供給ラインは、液化ガス用のタンク出口ラインと、内燃機関用の燃料ガス供給圧力まで燃料ガスを加圧するための少なくとも１つの燃料ガスポンプと、少なくとも１つの燃料ガスポンプの下流に位置する最終熱交換器とを備え、この熱交換回路は、圧縮機と、その下流の第１の熱交換器および膨張デバイスと、膨張デバイスの下流に配置された第２の熱交換器とを少なくとも備える。

内燃機関は、コンテナ船、ばら積み貨物船、タンカー、およびＬＮＧ運搬船などの船舶において推進エンジンとして使用される。内燃機関は、プロペラシャフトに結合され、燃料の直接噴射を利用する典型的には大型の２ストローククロスヘッド機関であり、結果として燃料ガスは、内燃機関への送達前に高く加圧されなければならない。ＬＮＧ運搬船については、燃料ガス供給システムにより約２５０バールの圧力で内燃機関に燃料ガスを送達させることが知られており、燃料ガスは、ＬＮＧ貨物貯蔵タンクから直接の液化燃料ガスまたは再液化ボイルオフガス（ＢＯＧ）である。

Ｃｒｙｏｓｔａｒ ＥｃｏＲｅｌシステムとして知られるこのタイプの燃料ガス供給システムが、図１に示される。タンクＴの頂部からのＢＯＧラインＡが、ＢＯＧ過熱低減器ＣおよびＢＯＧ凝縮器Ｄを通してフラッシュタンクＥへとＢＯＧを送達するコンプレッサＢの入口に連結される。ＬＮＧ用のタンク出口ラインが、タンクＴ内のＬＮＧ内に浸漬されたポンプＧを備え、ポンプＧは、タンク内のボイルオフガス発生速度（the rate of boiling off gas）が内燃機関内でのガス燃料消費をカバーするには不十分である場合に、フラッシュタンクＥにＬＮＧを移送するように作動され得る。フラッシュタンクＥは、小さな貯蔵容量を有する液化ガス貯蔵タンクであり、機関の少なくとも数時間の動作に必要とされるＬＮＧ量を貯蔵するように内燃機関用のデイタンクとしてサイズ設定され得る。

フラッシュタンクＥ内のＬＮＧ内に浸漬されるポンプＨは、約２５０バールの燃料ガス圧力へと燃料ガスを加圧するための少なくとも１つの燃料ガスポンプＩ用のプライマポンプとしての役割を果たし、加圧燃料ガスは、最終熱交換器Ｊを経由して内燃機関Ｋのガス燃料入口まで送達される。最終熱交換器Ｊは、熱源Ｌから温流体を供給され、燃料ガスが機関内で許容可能になるように約４５℃の温度まで燃料ガスを加熱する。

ボイルオフガスの冷却および凝縮は、作業流体として窒素を使用して熱交換回路により達成される。窒素は、圧縮機Ｎ内の３つの段で圧縮され、各段後には窒素の冷却を伴う。次いで、窒素は、熱交換器を通過し、低温膨張タービンＰに送達され、初めにＢＯＧ凝縮器Ｄおよび次いでＢＯＧ過熱低減器Ｃを通され、熱交換器を経由して圧縮機Ｎに戻る。圧縮機および膨張タービンは、共通の単一のギヤボックス上に配置される。

特開２００９−２０４０２６公報は、蒸発によるガス喪失が回避されるようにＢＯＧを再液化しそれを貯蔵タンクに戻すための別のＢＯＧ液化システムを説明している。貯蔵タンクからの液化ガスは、貯蔵タンク内の液化ガス内に浸漬されたポンプによりポンプ送出され、さらにタンク外部のさらなるポンプで約１００〜１２０バールの圧力まで加圧され、内燃機関に供給され得る。

米国特許第７，６９０，３６５Ｂ２号から、２００〜３００バールの送達圧力にて燃料ガスをＬＮＧ運搬船内の内燃機関に供給するための別のＢＯＧ液化システムが知られている。液化ガス貯蔵タンク内のＬＮＧ内に浸漬された第１の燃料ガスポンプが、熱交換器を経由して高圧燃料ガスポンプへと約３０バールの圧力でＬＮＧを供給する。タンクからのボイルオフガスは、圧縮され、熱交換器を通過し、そこでＬＮＧがＢＯＧを冷却し、液化ＢＯＧは、貯蔵タンクに戻される。このシステムでは作業流体を含む適切な熱交換回路は存在しない。

熱交換回路を有さない他のシステムが知られている。米国特許第５，８８４，４８８号は、ＬＮＧタンクよりも低い高さに配置されて、重力によるおよびＢＯＧによるポンプへのＬＮＧの供給を可能にするＬＮＧポンプを説明している。ポンプは、液相と気相の両方をポンプ送給する特殊設計のものである。ＷＯ２０１３／１７０９６４は、タンク内のプライマポンプから５．４バールの予圧にてＬＰＧまたはＬＮＧを供給される高圧ポンプを説明している。

港間の航行中に、天候は、機関負荷の差異と、したがって内燃機関による燃料ガスの消費率の差異と、液化ガス貯蔵タンクへの熱入力の差異とを引き起こし、さらにかかる差異は、昼と夜との間にも発生する。

特開２００９−２０４０２６公報 米国特許第７，６９０，３６５Ｂ２号 米国特許第５，８８４，４８８号 ＷＯ２０１３／１７０９６４

本発明の目的は、高圧での非常に信頼性の高い燃料ガス供給をもたらす燃料ガス供給システムを提供することである。

このために、本発明による燃料ガス供給システムは、少なくとも１つの燃料ガスポンプが、液化ガス貯蔵タンクの外部に配置され、液化ガス用のタンク出口ラインを経由して液化ガス貯蔵タンク内の液化ガスに連結可能であることと、熱交換回路内の第１の熱交換器が、燃料ガスポンプと最終熱交換器との間において燃料ガス供給ラインに連結されることと、熱交換回路内の第２の熱交換器が、液化ガス貯蔵タンク内に、または液化ガス貯蔵タンク内の液化ガスと連通する液体ガス流ラインに配置されることとを特徴とする。

液化ガス貯蔵タンクは、液化ガスで充填された場合にアクセスが困難になる構造であり、タンク内の低温により、タンク内に配置された全ての設備が、好ましくは単純な設計であるべきである。単一の燃料ガスポンプか、あるいは２つ以上の燃料ガスポンプが存在してもよく、このポンプまたはこれらのポンプは、液化ガス貯蔵タンクの外部に配置される。システムの信頼性、特に動作信頼性のためには、タンクの外部に燃料ガスポンプを配置することが有利であり、この場合にはアクセスもまたより容易になる。

第２の熱交換器は、動作部分を有さず、固定構造としてタンク内に設置される。代替的には、第２の熱交換器は、液化ガス貯蔵タンク内の液化ガスと連通する液体ガス流ライン上に配置される。後者の場合において、液体ガスは、第２の熱交換器を通り液化ガス貯蔵タンク内に流れ、前者の場合では、第２の熱交換器は、液化ガス貯蔵タンク内の液化ガスに対して直接的に作用する。第２の熱交換器は、タンク内の液体ガスの冷却を実施し、この冷却により、液体ガスはガスの沸点未満の温度を有することになる。ガスの沸点は、圧力がより低い場合により低い温度にて沸騰が生じる点において圧力依存性である。タンク内の圧力での沸点未満への冷却により、液体ガスにおける圧力を低下させ、さらに沸騰による気相ガスの形成を回避することが可能となる。したがって、所望に応じて、タンク外部に配置された燃料ガスポンプは、同時に液体ガスの沸騰を引き起こすことなく、液化ガス用のタンク出口ラインを経由してタンク内の液体ガスに吸引力を印加し得る。燃料ガスポンプは、気相ガスを含まない液体ガスのみを受け、したがってポンプは、動作信頼性が非常に高い。

機関への燃料ガスの供給は、液化ガス貯蔵タンクからの液体ガスに基づき、ボイルオフガスには基づかず、燃料ガス供給は、天候条件および消費率のばらつきとは無関係であり、これにより、内燃機関への高圧での燃料ガス供給の信頼性が向上する。

燃料ガスポンプの燃料ガス圧力は、２００バール〜７００バールの範囲内であることが好ましい。いくつかの実施形態については、７５０バールの圧力など、より高い燃料ガス圧力を使用することが可能であり得る。しかし、７００バールの最大圧力は、その圧力を得るために使用されるエネルギー消費を制限する。燃料ガスは、内燃機関の燃焼室内に直接的に噴射され、これは、通常は２００バール超の圧力を必要とする。結果として、燃料ガスポンプの燃料ガス圧力は、２５０バール〜４５０バールの範囲内であることが適切である。

好ましい実施形態では、第３の熱交換器が、熱交換回路内の膨張デバイスの下流に、および燃料ガス供給ライン内の少なくとも１つの燃料ガスポンプの上流に配置される。この配置により、タンク出口ラインは、第３の熱交換器を通過し、熱交換回路により冷却される。窒素などの作業流体は、第３の熱交換器を通過する直前に膨張デバイスを通過しており、したがって熱交換回路内でその最低温度にある。第３の熱交換器は、タンク出口ライン内のガス燃料が少なくとも１つの燃料ガスポンプの入口に進入する際に最低温度になることを効果的に確保する。

一実施形態では、圧縮機は、４０バール〜１２０バールの範囲内の最大圧力まで作業流体を圧縮するようにサイズ設定される。圧縮機からの出口における作業流体の望ましい圧力は、膨張デバイス内で高レベルの減圧を実現することと、圧縮機を動作させるために必要とされる出力との均衡となる。この圧力は、４０バール未満であることが可能であり、１０、２５、または３５バールなどが可能である。優れた効率が望まれる場合には、圧力は、作業流体が第１の熱交換器を通り流れる最中に超臨界状態にあるように、好ましくは作業流体の臨界点での圧力よりも高いものとなり得る。

一実施形態では、膨張デバイスは、１バール〜１２バールの範囲内の下流圧力をもたらすように構成される。望ましい圧力範囲は、作業流体により決定される。好ましくは、圧力範囲の上限は、その圧力における作業流体が、タンク内の液体ガスの沸点未満の沸点を有するような圧力を有し、窒素が作業流体として使用される場合には、１２バールの圧力は、約−１６５℃の沸点に対応し、１バールの圧力は、約−１９６℃の沸点に対応する。膨張デバイスの出口での約５バールの好ましい圧力では、窒素は、約−１７８℃の沸点を有し、したがって作業流体は、液体ガスよりも著しく低温である。

作業流体は、第２の熱交換器内に流れる場合に、液体または主に液体である。第２の熱交換器内に行きわたる圧力における作業流体の沸点は、液化ガス貯蔵タンク内の液体ガスの温度未満であり、第２の熱交換器内における液体ガスから作業流体への熱束は、作業流体を沸騰させる。作業流体により消費される気化熱により、第２の熱交換器は、液化ガス貯蔵タンク内の液体ガスの冷却において非常に効率性が高くなる。第２の熱交換器内で沸騰する作業流体のこの原理は、本発明の全ての実施形態に適用され得る。

一実施形態では、液化ガス貯蔵タンクは、内燃機関の連続完全負荷にて最大でも３日分の燃料ガス消費に対応する液化ガスの体積容量を有する。この実施形態では、液化ガス貯蔵タンクは、内燃機関の近傍に少量の燃料ガスを保持するいわゆるデイタンクである。デイタンクは、液体燃料ガスレベルがタンク内で所定レベル未満である場合になど、間をおいて燃料ガスを供給される。デイタンクは、典型的には大気圧にまたは数バールの若干の超過気圧に保持される。いくつかの実施形態では、デイタンクは、２４時間未満の燃料ガス消費に対応する容量を有し得る。

一実施形態では、燃料ガス供給システムは、少なくとも２つの液化ガス貯蔵タンクを備える。液化ガス貯蔵タンクの中の１つは、デイタンクであってもよいが、液化ガス貯蔵タンクの中の２つ以上が大容量のタンクであることもまた可能である。この実施形態が、ＬＮＧ運搬船またはＬＰＧ運搬船などの液化ガス運搬船内に設置される場合には、液化ガス貯蔵タンクは、貨物タンク、または機関室の最も近くに配置された２つの貨物タンクなどの貨物タンクのサブセットであることが可能である。船舶が貨物として液化ガスを運搬していない場合には、２〜２５個またはそれ以上の液化ガス貯蔵タンクなどの、複数の液化ガス貯蔵タンクを有することが適切となり得る。

一実施形態では、熱交換回路は、少なくとも２つの液化ガス貯蔵タンク内に配置された少なくとも２つの熱交換器を備え、好ましくはそれにより、少なくとも１つの第２の熱交換器が、各液化ガス貯蔵タンク内に配置される。

一実施形態では、燃料ガス供給システムは、船舶における推進機関としての役割を果たす内燃機関のためのものである。代替的には、燃料ガス供給システムは、船舶における補助機関のための、または定置式発電所において原動機としての役割を果たす内燃機関のためのものであってもよい。

一実施形態では、船舶は、コンテナ船、ばら積み貨物船、客船、油送船、タンカー、ローロー船舶、および冷蔵船を備える群より選択される。液化ガスとは異なる貨物を運搬することが、この群内の船舶の共通の特徴であり、この場合に、船は、液化ガス貯蔵タンクの形態のガス燃料タンクを備えたものである。ローロー船舶は、貨物が船内または船外に駆動されるのを可能にするタラップを有する船である。別の実施形態では、船は、ガス運搬船である。

一実施形態では、バイパスラインは、第１の熱交換器の下流の燃料ガス供給ラインから液化ガス貯蔵タンクまで延在し、このバイパスラインは、バイパスポンプおよび止め弁を備える。内燃機関が、運転停止された場合に、バイパスライン中の止め弁は、開かれ、ポンプは、タンク出口ラインおよびバイパスラインを通り低温液体ガスを循環させるように作動され得ることにより、システムは、内燃機関の始動前に冷却されるか、または機関が一時的に停止される間に低温条件にとどめられる。

本発明の実施形態の例は、非常に概略化された図面を参照として以下でさらに詳細に説明される。

ＬＮＧ運搬船を推進するための内燃機関用の先行技術の燃料ガス供給システムを示す図。 本発明による燃料ガス供給システムを有するＬＮＧ運搬船を示す図。 図２のＬＮＧ運搬船内の内燃機関の端部輪郭を示す図。 図３の内燃機関の燃料ガスシステムを示す図。 機関上の単一シリンダのために示された図３の燃料ガスシステムのより詳細な図。 本発明による燃料ガス供給システムの第１の実施形態の概略図。 燃料ガス供給システムの第２の実施形態の概略図。 燃料ガス供給システムの第３の実施形態の概略図。 燃料ガス供給システムの第４の実施形態の概略図。

図２のＬＮＧ運搬船は、上部構造物２の下方に配置された機関室１内で主要推進機関としての役割を果たす内燃機関を有する。機関は、船舶を推進させるためのプロペラ３を駆動する。ＬＮＧ運搬船は、複数の、図示する実施形態では４つのＬＮＧ貯蔵タンクを有し、その中の少なくとも１つまたは好ましくは複数が、本発明による燃料ガス供給システムで使用される液化ガス貯蔵タンク４である。ＬＮＧ運搬船の目的は、生産現場からＬＮＧ使用現場にＬＮＧを輸送することであるが、ＬＮＧ貯蔵タンクは、輸送中の内燃機関用の燃料貯蔵部としても機能する。

船舶は、ＬＮＧ運搬船である必要はないが、少なくとも１つの液化ガス貯蔵タンク４が船舶の貨物とは無関係な燃料貯蔵部としてのみの役割を果たす、任意の別のタイプの船舶であることもまた可能である。かかる他のタイプの船舶の例は、ローロー船舶、コンテナ船、石油タンカー、自動車運搬船、およびばら積み貨物船である。

図３では、内燃機関がより詳細に示される。内燃機関は、ピストン機関であり、好ましくは５で全体的に示される２ストローククロスヘッド内燃機関である。機関は、４〜１５個のシリンダを有することが可能である。機関は、例えばＭＡＮ Ｄｉｅｓｅｌ ＆ Ｔｕｒｂｏ製およびタイプＭＥ−ＧＩもしくはＭＣ、またはＷａｅｒｔｓｉｌａｅ製、または Ｍｉｔｓｕｂｉｓｈｉ製のものなどが可能である。シリンダは、例えば２５〜１２０ｃｍ、好ましくは４０〜１１０ｃｍの範囲内のボアを有することが可能である。主要推進機関として使用される２ストローククロスヘッド内燃機関は、典型的には５５〜１９５ｒｐｍの範囲内のｒｐｍとして示される速度を有する。これらの機関は、低速機関と呼ばれる。低速は、船舶の航跡内の水にプロペラを介して推進スラストを伝達するために必要とされる。水に推力を伝達するために、プロペラは、大面積を、およびしたがって大直径を必要とする。プロペラにおける空洞現象は望ましくないため、６０〜２００ｒｐｍなどの低速範囲に推進エンジンの速度を制限することが必要である。

内燃機関５は、シリンダ内に往復動ピストンをそれぞれ有する複数のシリンダを有する。２ストローククロスヘッド内燃機関では、シリンダは、典型的には単流掃気式のものであり、排気弁６が、シリンダの頂部に配置され、掃気ポート（図示せず）が、シリンダの下方端部に配置される。シリンダからの排気ガスは、排気ガスレシーバ７に、およびターボチャージャ８のタービン部分へと先に送られる。ターボチャージャの圧縮機部分は、吸気室９に圧縮吸気を供給する。この室から、吸気は、シリンダの掃気ポートを囲む領域へと吸気冷却器１０を通り進む。

機関は、パイロット燃料油のおよび気相燃料ガスの直接噴射のための噴射システムを有し、安全上の理由から、燃料ガスを噴射するためのシステムは、空気取り入れシステムおよび不活性ガスシステムを備える。空気取り入れシステムは、ガス燃料パイプ１６を囲むパイプ１５内に設けられ、２つのパイプ間の環状空間により、内方パイプからのガス漏れのモニタリングが可能となる。空気取り入れは、１１にて行われ、噴射システムが動作している場合には、通常は、空気吹き出しは１２にて行われる。一対の炭化水素検出器１３が、空気吹き出し部１２に続く導管中の機関の下流に配置される。加圧不活性ガス源１４が、燃料ガスパイプ１６に連結され、機関の停止時に、不活性ガスは、燃料ガスパイプからガスをパージするために燃料ガスパイプに供給される。

第１の燃料貯蔵部１７が、内燃機関の各シリンダ１９上の燃料噴射器１８にパイロット燃料を供給する。パイロット燃料は、例えば３００または４００バールなどの圧力で供給され、シリンダ内で各燃料噴射シーケンスを開始するために使用される。パイロット燃料は、燃料油であることが可能であり、燃焼ストロークの終了時に燃焼室内で使用可能な圧縮圧力にて燃焼室内で自動点火することが可能である。各シリンダ１９上のガス噴射器２０は、所要のパイロット油圧力が検出されると、制御油ポンプ２１から制御油を供給され、制御油圧力は、ガスを噴射するためにガス噴射器２０にて必要とされる。制御油は、パイロット油が噴射し損ねた場合に、ガスがシリンダ内に噴射されないことを確保する。また、ガス噴射器２０は、シーリング油ライン２２を経由して加圧シーリング油を供給される。シーリング油は、ガスが、燃焼室内にガスを送達するガス噴射ノズルを通る以外の方法でガス噴射器から流出するのを防止する。

液化ガス貯蔵タンク４からの燃料ガスは、燃料ガス供給システムの燃料ガス供給ライン２５を経由して燃料ガスパイプ１６に供給され、アキュムレータ２３に流れ、制御弁２４が、燃料ガス噴射が行われるべき時に噴射器２０への燃料ガスのために開く。燃料ガスパイプ１６と噴射器２０との間には共通レールパイプが存在してもよく、その場合には、アキュムレータ２３を不要とすることが可能となり得る。

内燃機関用の燃料ガス供給システムは、図６〜図８でさらに詳細に図示される。燃料ガス供給ライン２５は、液化ガス貯蔵タンク４内から内燃機関５に延在し、タンク出口ライン２６により形成される初期セクションを有する。タンク出口ライン２６は、タンクの内底部付近の領域へとタンク内に延在し、液体ガスの流入を可能にする端部開口を有する。液化ガス貯蔵タンク４内のタンク出口ライン２６上にはポンプは存在しない。上方から下方へとタンク内に延在する代わりに、タンク出口ラインは、タンクの底部開口からタンクの下方に延在してもよく、または、液化ガス貯蔵タンクが水平中心軸および端底部を有する円筒状タンクとして形状設定される場合には、端底部の下方部分から延在してもよい。

タンク出口ラインは、第３の熱交換器２７に連結され、この第３の熱交換器２７内で、燃料ガス供給ライン内の燃料ガスは、２８で全体的に示される熱交換回路内の作業流体により冷却される。タンク出口ラインは、タンクが選択に応じて連結解除または連結され得るように、液化ガス貯蔵タンク４の外部に止め弁（図示せず）および場合によってはさらに逆止弁を備える。第３の熱交換器２７の下流側には、燃料ガス供給ラインは、燃料ガスポンプ２９の入口へと続き、燃料ガスポンプ２９は、少なくとも内燃機関５への燃料ガス入口に必要とされる圧力、すなわち２００バール〜７００バールの、典型的には約３００〜４００バールの範囲内の圧力になるように燃料ガス圧力を上昇させる高圧ポンプである。内燃機関が、燃焼室内の圧力が例えば１８０バールなどになり得る圧縮ストロークの終了時に燃焼室内へのガスの直接噴射を実施するため、および噴射圧力が、燃焼ゾーンにガスを良好に配給するために大幅により高いものであることが必要であるため、高圧が必要とされる。

燃料ガスポンプは、複数の段を有してもよく、または直列または並列で連結された２つ以上の燃料ガスポンプが存在してもよい。燃料ガスポンプは、低温ポンプであり、例は、Ｃｒｙｏｇｅｎｉｃ Ｉｎｄｕｓｔｒｉｅｓ、ＣＡ、ＵＳＡのモデルＴＣ−３４、およびＨｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ、Ｊｕｌｙ ２０１１、ｐａｇｅｓ ３７−４１に開示されるような高圧遠心ＬＮＧポンプである。好ましくは、燃料ガスポンプは、両方向に動作する油圧アクチュエータを有するピストン変位ポンプである。また、少なくとも１つの燃料ガスポンプは、１つのピストンポンプおよび１つの遠心ポンプの組合せであってもよい。

燃料ガスポンプの出口から、燃料ガス供給ライン２５は、第１の熱交換器３０に連結され、この第１の熱交換器３０内で、燃料ガス供給ライン内の燃料ガスが、熱交換回路２８内の作業流体によって加熱される。燃料ガス供給ライン２５は、第１の熱交換器３０の出口から最終熱交換器３１に続き、この最終熱交換器３１内で、燃料ガスは、内燃機関への燃料ガスの送達に適した雰囲気を超える温度、好ましくは約４５℃の温度にまで加熱される。最終熱交換器は、熱交換回路２８とは別個である利用可能源３２から加熱流体を供給される。

最終熱交換器３１の出口から、燃料ガス供給ライン２５は、内燃機関にてガス燃料パイプ１６に連結され、このガス燃料パイプ１６には、燃料ガスが燃料ガス供給圧力にて送達される。燃料ガスは、燃料ガスポンプ２９からガス燃料パイプ１６まで延在する燃料ガス供給ライン２５のセクションにおいて超臨界状態にある。

熱交換回路２８は、作業流体が流れる循環ライン３３を有する閉回路である。作業流体用の貯蔵部３４が、循環ライン３３を経由して圧縮機３５の入口に連結される。圧縮機は、単段圧縮機または複数段を有する圧縮機であることが可能である。圧縮機３５の出口にて、作業流体は、１００バールの圧力でなど超臨界段階にあり、圧縮機の出口は、第１の熱交換器３０上の入口に連結され、それにより作業流体は、好ましくは作業流体が第１の熱交換器の通過時に熱を送達する燃料ガスを含む対向流内を流れることになる。

第１の熱交換器の出口から、循環ライン３３は、膨張デバイス３６に続き、膨張デバイス３６内では、作業流体の圧力が、１バール〜１２バールの範囲内の圧力などの低圧へと低減され、それにより作業流体は、この沸点より少なくとも１０℃低いおよび好ましくはこの沸点より少なくとも２０℃低い温度など、燃料ガスポンプ２９の上流の燃料ガス供給ライン２５内の燃料ガスの沸点未満の温度になる。一実施形態では、圧力膨張デバイスは、閉チャンバ内に配置され、第１の熱交換器からの循環ライン３３に連結されたオリフィスノズルを備えることが可能であり、それにより作業流体は、室内へと膨張し、したがって作業流体の圧力と温度の両方が下がる。

膨張デバイス３６の出口から、循環ライン３３は、第３の熱交換器２７に連結され、この第３の熱交換器２７において、燃料ガス供給ライン内の燃料ガスは、熱交換回路２８内の作業流体によって冷却される。この冷却は、作業流体が、膨張デバイスからの流出時には循環ライン内でその最低温度にあるため、非常に効果的である。したがって、燃料ガスは、その沸点よりかなりの摂氏温度だけ冷却され、これは、少なくとも１つの燃料ガスポンプ２９のすぐ上流にいかなる気相の存在も伴わずに、液体燃料ガスにおける低圧のための余地を残す。

第３の熱交換器２７の出口から、循環ライン３３は、螺旋形状パイプセクションなどの、タンク内の液体ガス内に浸漬されたパイプセクションの形態であり得る第２の熱交換器３７へと液化ガス貯蔵タンク４内に続く。循環ラインおよび液化ガス貯蔵タンク４内部に延在する第２の熱交換器は、一実施形態ではある形状の単一長さのパイプセットから形成され、場合によっては強化された熱交換のために外部フィンを備え、タンク内部の別個の要素同士の間の動作部分または動作連結部は、動作における信頼性を最適化するために所望に応じて回避され得る。別の実施形態では、第２の熱交換器は、作業流体用の内部流路と、液化ガス貯蔵タンク４内に配置された循環ライン３３への固定連結部を有する入口開口および出口開口とを有するプレート形状構造体である。一点鎖線は、タンク内の液体ガスの上方表面３８を示す。当然ながら、上方表面の高さは、燃料ガスが消費されることにより下方に移動する。第２の熱交換器３７から、循環ライン３３は、貯蔵部３４上の入口に続く。

作業流体は、窒素が不活性ガスとして使用される船舶において他の目的のために既に使用され得る窒素であることが可能である。代替的には、作業流体は、アルゴンまたはヘリウムであることが可能である。これらの作業流体の典型的な特性は、典型的には燃料ガスとして使用されるメタンの同様の特性と共に表１に示される。ヘリウムは、その低い気化熱により好ましくない。

バイパスライン３９が、第１の熱交換器３０の下流の燃料ガス供給ライン２５に連結され、バイパスポンプ４０および止め弁（図示せず）を経由して液化ガス貯蔵タンク４まで延在する。ポンプ２９は、バイパスライン３９がバイパスのために開いている場合に、ポンプ２９がバイパス流を可能にするように、バイパスライン３９が開閉されると開閉されるバイパス導管を有する吸込室により具現化され得る。代替的には、ポンプ２９は、停止時にポンプ部材を通したバイパスを可能にするタイプのものであってもよい。内燃機関が停止状態にある場合に、止め弁は開かれ、バイパスポンプ４０は、システムを冷却し、内燃機関が始動される場合にシステムを動作可能状態に維持するために、液体ガスが燃料ガス供給ライン２５の大部分を通り循環されるように作動される。

本発明の動作の一例は、図６の実施形態を参照として以下に示される。燃料ガス供給ライン２５内のガス流量は、内燃機関が約２７ＭＷの出力を有する場合のＬＮＧ消費に対応する１ｋｇ／ｓとして見なされる。機関のタイプ、機関のボア、および機関内のシリンダ数の依存における、約２ＭＷ〜約９０ＭＷの出力での船舶推進範囲に関連する内燃機関、および燃料ガス消費率は、出力に比例する。窒素Ｎ₂は、作業流体として使用され、循環ライン３３内の作業流体の流量は、この例では１．７ｋｇ／ｓである。

液化ガス貯蔵タンク４内の位置ａｇにおける液体ガスは、約１バールの圧力および約−１６１℃の温度を有し、ほぼ同一の温度および圧力は、第３の熱交換器２７のすぐ上流の位置ｂｇにおけるタンク出口ライン２６内の燃料ガスに関連する。この熱交換器の下流の燃料ガス供給ライン２５内の位置ｃｇにて、燃料ガスは、約０．７〜１バールの範囲内の圧力および約−１７６℃の温度を有する。少なくとも１つの燃料ガスポンプ２９における加圧後に、燃料ガスは、位置ｄｇにて約３００バールの圧力および約−１７２℃の温度を有し、同一の圧力および温度は、例えば第１の熱交換器３０のすぐ上流の位置にて見受けられる。位置ｆｇのこの熱交換器の下流にて、燃料ガスは、約３００バールの圧力および約−１２℃の温度を有し、位置ｇｇの最終熱交換器３１の下流にて、燃料ガスは、約３００バールの圧力および約４５℃の温度を有する。

貯蔵部３４内の位置ｉの作業流体は、約５バールの圧力および約−１６１℃の温度を有し、ほぼ同一の温度および圧力は、圧縮機３５のすぐ上流の位置ｈに関連する。位置ｆの圧縮機３５の下流にて、作業流体は、約１００バールの圧力および約２８℃の温度を有する。位置ｅおよびｄの第１の熱交換器３０の下流にて、作業流体は、約１００バールの圧力および約−１５２℃の温度を有する。膨張デバイス３６の下流の位置ｃにて、作業流体は、約５バールの圧力および約−１７８℃の温度を有し、作業流体の一部分が、蒸気相にある。第３の熱交換器において、液相部分が蒸発し、位置ｂおよびａの第３の熱交換器２７の下流で、作業流体は約５バールの圧力および約−１７８℃の温度を有する。第２の熱交換器３７において、作業流体は沸騰し、その下流および貯蔵部３４内の位置ｉにて、作業流体は約５バールの圧力および約−１６１℃の温度を有する。

これらの流れ条件では、圧縮機３５は、３１０ｋＷの出力を必要とし、５４２ｋＷが、第１の熱交換器３０において作業流体から燃料ガスに転送され、６６ｋＷが、第３の熱交換器２７において燃料ガスから作業流体に転送され、１６５ｋＷが、第２の熱交換器３３において燃料ガスから作業流体に転送される。

第１の熱交換器３０では、作業流体は、２８℃の温度で進入し、−１５２℃で退出するが、燃料ガスは、対向流において−１７１℃の温度で進入し、−１２℃で退出する。したがってこれらの２つの流体間の温度差は、熱交換器の一方の端部では４０℃であり、他方の端部では１９℃であり、熱交換器内では温度差はより小さいが、作業流体は、熱交換器内の全ての位置において燃料ガスよりも高い温度を有する。

他の実施形態の以下の説明において、上述の実施形態におけるものと同一の参照数字が、同一機能の細部に関して使用され、第１の実施形態に対する相違点のみが記述される。

図７の第２の実施形態では、膨張デバイス２０は、タービンがそのシャフトに力を受ける間に、作業流体が膨張するタービンである。タービンのシャフトは、エネルギーを節減するために、場合によってはギヤボックスを介して燃料ガスポンプのシャフトに結合される。

図８の第３の実施形態では、燃料ガス供給ライン２５が取り付けられる液化ガス貯蔵タンク４は、比較的小さな容積のデイタンクであるため、内燃機関５の数時間の動作しかし数日未満の動作にわたり必要とされる燃料ガス体積を収容する。このデイタンクは、小型サイズであるため、機関室付近に設置することが好都合である。大容積の少なくとも１つの追加の液化ガス貯蔵タンク４もまた設置され、第２の熱交換器３７もまたこのタンク内に設置され、循環ライン３３は、デイタンクとしての役割を果たす液化ガス貯蔵タンク４内の第２の熱交換器３７と並列にこの第２の熱交換器３７を連結する別個のループを備え、制御弁４１が、各第２の熱交換器３７への作業流体の流れを制御するために使用される。サービスポンプ４３を有する燃料ガス送給ライン４２が、大型タンクの内方底部付近からデイタンクまで延在し、デイタンクは、デイタンク内の液位が事前設定値未満である場合にサービスポンプを作動させるセンサまたはレベル制御デバイスを有してもよく、それにより適量の液体燃料ガスが、デイタンク内に維持される。

各タンク内の第２の熱交換器３７は、ガスの沸点よりも低い温度にてタンク内のガス内容物を維持する。したがって、タンク内の圧力レベルは、約１バールの大気圧に維持され得るため、ガスのボイルオフが回避される。したがって、燃料ガス供給システムは、ボイルオフガスを使用しておらず、ボイルオフガス再液化のための設備を有さない。液化ガス貯蔵タンク４内の液体ガス内容物は、ガスの融点超ではあるが融点付近の温度などのより低温へと冷却され、したがって内燃機関５が停止される一方で液体ガスの温度が低速で上昇する期間を与える。タンクへの熱束が低速で発生するため、タンク内での沸騰を伴わずに最大で数日間にわたり機関を停止することが可能となる。

図９の第４の実施形態では、第２の熱交換器３７は、５０で全体的に示される液体ガス流ラインにて液化ガス貯蔵タンク４の外部に配置される。液体ガス流ラインは、第２の熱交換器３７を通過する。液体ガス流ラインは、液化ガス貯蔵タンク４の内方底部付近で液化ガス貯蔵タンク４内に下方に延在する吸込ライン４４と、循環ポンプ４６により液化ガスが第２の熱交換器３７を通り流された後にタンクに液化ガスを戻す送達ライン４５とを介して、液化ガス貯蔵タンク内の液化ガスと連通している。また、液体ガス流ライン５０は、一方のタンクから別のタンクに液体ガスを移送するためのラインであってもよく、サービスポンプ４３を有する燃料ガス送給ライン４２として具現化され得る。

他の実施形態では、少なくとも１つの燃料ガスポンプ２９上の入口にタンク出口ラインを直接連結することと、第２の熱交換器に膨張デバイス３６からの出口を直接連結することとが、したがって第３の熱交換器を必要としないことが可能である。

各液化ガス貯蔵タンク４は、タンクの上方部分に不活性ガス源を連結する不活性ガスラインを備えてもよく、不活性ガスラインは、液化ガス貯蔵タンク４内の大気圧（約１気圧または１バール）を維持する調整弁を備えてもよい。代替的には、不活性ガスラインは、可撓性壁部を有する不活性ガス源に連結されてもよく、可撓性壁部の外部は、雰囲気へと開口し、そのため大気圧は、全ての動作条件の最中におよびしたがってさらに液化ガスがその沸点を大幅に下回って冷却された場合に、不活性ガス源内におよびしたがって液化ガス貯蔵タンク４内に存在する。

上記で説明される様々な実施形態では、かかるシステムでの通常のように止め弁および制御弁と、特に燃料ガス供給ライン２５中の止め弁とが存在し、この止め弁は、止め弁が開位置にある場合に、液化ガス貯蔵タンク内の液化ガスに少なくとも１つの燃料ガスポンプを連結することが可能である。

燃料ガス供給ライン２５は、燃料ガス供給ライン２５の外径よりも大きな直径の外方パイプの形態の保護を有して作製されてもよく、これらのパイプ間の環状空間は、通気され、通気の出口にてガス漏れ検出器を備える。また、外方パイプは、人員が非常に低温の表面と接触状態になるのを防止する役割を果たす。

説明された様々な実施形態の詳細は、特許請求項の範囲内でさらなる実施形態へと組み合わされ得る。

Claims (12)

1. 内燃機関（５）のための燃料ガス供給システムであって、液化ガス貯蔵タンク（４）と、燃料ガス供給ライン（２５）と、作業流体を有する熱交換回路とを備え、前記燃料ガス供給ラインは、液化ガス用のタンク出口ライン（２６）と、前記内燃機関用の燃料ガス供給圧力まで燃料ガスを加圧するための少なくとも１つの燃料ガスポンプ（２９）と、前記少なくとも１つの燃料ガスポンプの下流に配置された最終熱交換器（３１）とを備え、前記熱交換回路は、圧縮機（３５）と、その下流の第１の熱交換器（３０）および膨張デバイス（３６）と、前記膨張デバイスの下流に配置された第２の熱交換器と、を少なくとも備える、燃料ガス供給システムにおいて、
   前記少なくとも１つの燃料ガスポンプ（２９）は、前記液化ガス貯蔵タンク（４）の外部に配置され、液化ガス用の前記タンク出口ライン（２６）を経由して前記液化ガス貯蔵タンク（４）内の液化ガスに連結可能であることと、
   前記熱交換回路内の前記第１の熱交換器（３０）は、前記燃料ガスポンプ（２９）と前記最終熱交換器（３１）との間において前記燃料ガス供給ライン（２５）に連結されることと、
   前記熱交換回路内の前記第２の熱交換器（３７）は、前記液化ガス貯蔵タンク（４）内に、または前記液化ガス貯蔵タンク（４）内の前記液化ガスと連通する液体ガス流ライン（５０）に配置されることとを特徴とする、燃料ガス供給システム。
2. 前記燃料ガスポンプ（２９）の前記燃料ガス圧力は、２００バール〜７００バールの範囲内、好ましくは２５０バール〜４５０バールの範囲内である、請求項１に記載の燃料ガス供給システム。
3. 第３の熱交換器（２７）が、前記熱交換回路内の前記膨張デバイス（３６）の下流に、および前記燃料ガス供給ライン内の前記少なくとも１つの燃料ガスポンプ（２９）の上流に配置される、請求項１または２に記載の燃料ガス供給システム。
4. 前記圧縮機（３５）は、４０バール〜１２０バールの範囲内の最大圧力まで前記作業流体を圧縮するようにサイズ設定される、請求項１から３のいずれか一項に記載の燃料ガス供給システム。
5. 前記膨張デバイス（３６）は、１バール〜１２バールの範囲内の下流圧力をもたらすように構成される、請求項１から４のいずれか一項に記載の燃料ガス供給システム。
6. 前記液化ガス貯蔵タンク（４）は、最大でも３日分の燃料ガス消費に対応する液化ガスの体積容量を有する、請求項１から５のいずれか一項に記載の燃料ガス供給システム。
7. 前記燃料ガス供給システムは、２〜２５個の液化ガス貯蔵タンクなど、少なくとも２つの液化ガス貯蔵タンク（４）を備える、請求項１から６のいずれか一項に記載の燃料ガス供給システム。
8. 前記熱交換回路（２８）は、少なくとも２つの液化ガス貯蔵タンク（４）内に配置された少なくとも２つの熱交換器（３７）を備え、好ましくはそれにより、少なくとも１つの第２の熱交換器が、各液化ガス貯蔵タンク内に配置される、請求項７に記載の燃料ガス供給システム。
9. 燃料ガス供給システムが、船舶における推進機関としての役割を果たす内燃機関（５）のためのものである、請求項１から７のいずれか一項に記載の燃料ガス供給システム。
10. 前記船舶は、コンテナ船、ばら積み貨物船、客船、油送船、タンカー、ローロー船舶、および冷蔵船を備える群より選択される、請求項９に記載の燃料ガス供給システム。
11. バイパスライン（３９）が、前記第１の熱交換器（３０）の下流の前記燃料ガス供給ライン（２５）から前記液化ガス貯蔵タンク（４）まで延在し、前記バイパスラインは、バイパスポンプ（４０）および止め弁を備える、請求項８または９に記載の燃料ガス供給システム。
12. 前記液化ガス貯蔵タンク（４）は、大気圧で不活性ガス源に連結される、請求項１から１１のいずれか一項に記載の燃料ガス供給システム。

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