JP2016507705A - 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、前記貯蔵タンクに貯蔵されている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開示する。【解決手段】本発明の液化ガス処理システムは、液化ガスを貯蔵している貯蔵タンクと；前記貯蔵タンクに貯蔵された液化ガスを燃料として使用するエンジンと；液化ガスが気化して発生したガスを燃料ガスとして前記エンジンに供給できる燃料供給ラインと；を含み、前記エンジンには、低圧で圧縮された前記燃料ガスが供給される。

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趨勢にある。液化ガスは、陸上または海上のガス配管を介してガス状態で運搬されるか、または、液化された状態で液化ガス運搬船に貯蔵された状態で遠距離の消費先に運搬される。ＬＮＧやＬＰＧなどの液化ガスは、天然ガスあるい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あって、ガス状態であるときよりも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、液化ガスを積んで海を運航し、陸上需要先にこの液化ガスを荷役するためのものであって、このために、液化ガスの極低温に耐えられる貯蔵タンク（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可能な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にも、ＬＮＧ ＲＶ（Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｖｅｓｓｅｌ）などの船舶や、ＬＮＧ ＦＳＲＵ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ Ｓｔｏｒａｇｅ ａｎｄ Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）、ＬＮＧ ＦＰＳＯ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ，Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ，Ｓｔｏｒａｇｅ ａｎｄ Ｏｆｆ―ｌｏａｄｉｎｇ）、ＢＭＰＰ（Ｂａｒｇｅ Ｍｏｕｎｔｅｄ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ）などの構造物などを挙げることができる。

ＬＮＧ ＲＶは、自力航海及び浮遊が可能な液化天然ガス運搬船にＬＮＧ再気化設備を設置したものであって、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、必要時に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。そして、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。

本明細書において、船舶とは、ＬＮＧ運搬船などの液化ガス運搬船、ＬＮＧ ＲＶなどをはじめとして、ＬＮＧ ＦＰＳＯ、ＬＮＧ ＦＳＲＵ、ＢＭＰＰなどの構造物までを全て含む概念である。

天然ガスの液化温度は、常圧で約−１６３℃の極低温であるので、ＬＮＧは、その温度が常圧で−１６３℃より少し高くても蒸発する。従来のＬＮＧ運搬船の場合を例に挙げて説明すると、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ので、ＬＮＧ運搬船によってＬＮＧを輸送する途中でＬＮＧがＬＮＧ貯蔵タンク内で持続的に気化し、ＬＮＧ貯蔵タンク内で蒸発ガス（ＢＯＧ；Ｂｏｉｌ―Ｏｆｆ Ｇａｓ）が発生する。

発生した蒸発ガスは、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ることによって構造的な問題をもたらし得るので、蒸発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蒸発ガスを抑制及び処理するために、蒸発ガスを貯蔵タンクの外部に排出して焼却する方法、蒸発ガスを貯蔵タンクの外部に排出し、再液化装置を通じて再液化させた後、再び貯蔵タンクに復帰させる方法、船舶の推進機関で使用される燃料として蒸発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によって蒸発ガスの発生を抑制する方法などが単独であるいは複合的に使用されていた。

蒸発ガス再液化装置が搭載された従来の船舶の場合、貯蔵タンクの適正な圧力維持のために、貯蔵タンク内部の蒸発ガスを貯蔵タンクの外部に排出し、再液化装置を通じて再液化させるようになる。このとき、排出された蒸発ガスは、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通じて再液化された後、貯蔵タンクに復帰される。

従来のＤＦＤＥ推進システムを搭載したＬＮＧ運搬船の場合、再液化装置を設置せず、蒸発ガス圧縮機と加熱のみを通じて蒸発ガスを処理した後、ＤＦＤＥに燃料として供給して蒸発ガスを消費していたので、エンジンの燃料必要量が蒸発ガスの発生量より少ないときは、蒸発ガスをガス燃焼機（ＧＣＵ；Ｇａｓ Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）で燃焼させるか、大気中に捨てるしかないという問題があった。

そして、従来の再液化装置と低速ディーゼルエンジンを搭載したＬＮＧ運搬船は、再液化装置を通じてＢＯＧを処理できるにもかかわらず、窒素ガスを用いた再液化装置の運転の複雑性により、全体システムの制御が複雑であり、相当な量の動力が消費されるという問題があった。

結局、貯蔵タンクから自然に発生する蒸発ガスをはじめとして、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、前記のような従来の問題を解決するためのものであって、貯蔵タンクに貯蔵されている液化ガスと、この液化ガスから蒸発した蒸発ガスを船舶に装着されたエンジンに燃料として供給することによって、液化ガス及び蒸発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しようとする。

前記目的を達成するための本発明の一側面によると、液化ガスを貯蔵している貯蔵タンクと；前記貯蔵タンクに貯蔵された液化ガスを燃料として使用するエンジンと；液化ガスが気化して発生したガスを燃料ガスとして前記エンジンに供給できる燃料供給ラインと；を含み、前記エンジンには、低圧で圧縮された前記燃料ガスが供給される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、前記貯蔵タンクで発生した蒸発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と；前記貯蔵タンクに収容されたＬＮＧ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ポンプラインと；を含んでもよい。

前記液化ガス処理システムは、前記蒸発ガス中で前記エンジンに燃料として供給されていない一部の蒸発ガスを液化させるための熱交換器をさらに含んでもよい。

本発明の他の側面によると、液化天然ガスを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクから排出される蒸発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、前記貯蔵タンク内で発生した蒸発ガスを受け取って圧縮する圧縮機と；前記圧縮機で圧縮された蒸発ガスを燃料として受け取って使用する前記エンジンと；前記蒸発ガスのうち前記エンジンに供給されていない一部の蒸発ガスを液化させるための熱交換器と；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。

前記熱交換器では、前記の圧縮された蒸発ガス中で前記エンジンに供給されていない一部の蒸発ガスを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送されている蒸発ガスと熱交換させて液化させることができる。

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蒸発ガスの圧力を低下させるために設置される減圧手段をさらに含んでもよい。

減圧手段としては、膨張バルブ、膨張機などを使用してもよい。

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蒸発ガスのうち液体成分のみを前記貯蔵タンクに復帰させるために設置される気液分離機をさらに含んでもよい。

前記液化ガス処理システムは、前記減圧手段に供給される液化された蒸発ガスを、前記膨張バルブを通過しながら減圧されて気液混合状態になった蒸発ガスのうち気体成分と熱交換させて冷却させるために設置される冷却器をさらに含んでもよい。

前記気体成分は、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蒸発ガスに合流されてもよい。

前記圧縮機は、複数の圧縮シリンダーを含んでもよい。

前記液化ガス処理システムは、前記圧縮機に含まれた複数の前記圧縮シリンダーのうち一部の圧縮シリンダーを通過して圧縮された蒸発ガスを受け取って使用する蒸発ガス消費手段をさらに含んでもよい。

前記熱交換器に送られる蒸発ガスは、前記圧縮機に含まれた複数の前記圧縮シリンダーのうち一部または全部を通過して圧縮された蒸発ガスであってもよい。

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んでもよい。

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で前記減圧手段に供給される蒸発ガスを、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蒸発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んでもよい。

前記液化ガス処理システムは、前記減圧手段の上流側に設置され、前記圧縮機で圧縮された蒸発ガスの圧力を減圧させた後、この減圧された蒸発ガスを前記減圧手段に供給するオリフィスをさらに含んでもよい。

前記エンジンは、低速２行程低圧ガス噴射エンジン及びＤＦエンジンを含んでもよい。

本発明の他の側面によると、液化天然ガスを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されている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、前記貯蔵タンク内で液化天然ガスから発生した後、前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスの第１のストリームと；前記第１のストリームの量が前記エンジンで要求する燃料の量より多い場合、前記第１のストリームから分岐されて燃料として前記エンジンに供給される蒸発ガスの第２のストリームと；前記第１のストリームのうち前記エンジンに供給されていない蒸発ガスの第３のストリームと；を含み、前記第３のストリームを熱交換器で前記第１のストリームと熱交換させて液化させることによって、別途の冷凍サイクルを有する再液化装置を使用せずに蒸発ガスを処理できる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。

本発明の他の側面によると、液化天然ガスを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵された液化天然ガスを受け取っ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、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧ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と；前記貯蔵タンクに収容されたＬＮＧ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ポンプラインと；ＬＮＧから重炭化水素成分を分離することによって、ＬＮＧのメタン価を前記エンジンで要求する値に合わせるために前記ポンプラインに設置される気液分離器と；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、前記気液分離器の上流側に設置され、前記気液分離器に供給されるＬＮＧに熱を加えることによってＬＮＧを部分的に気化させる気化器をさらに含んでもよい。

前記液化ガス処理システムは、前記気液分離器で分離された液体成分を前記貯蔵タンクに復帰させる復帰ラインをさらに含んでもよい。

前記エンジンは、メインエンジン及び補助エンジンを含み、前記メインエンジン及び前記補助エンジンのうち少なくとも一つには、メタン価の調節が要求されてもよい。

本発明の他の側面によると、液化天然ガスを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵された液化天然ガスを受け取っ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によって前記エンジンに燃料ガスを供給する方法であって、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ＢＯＧ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と、前記貯蔵タンクに収容されたＬＮＧを高圧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ポンプラインとを含み、前記ポンプラインを介してＬＮＧを前記エンジンに供給するとき、ＬＮＧから重炭化水素成分を分離することによって、ＬＮＧのメタン価を前記エンジンで要求する値に合わせるメタン価調節段階を含むことを特徴とする燃料ガス供給方法が提供される。

本発明の他の側面によると、ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンク、前記貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用するメインエンジン及び補助エンジンを備えた船舶の液化ガス処理システムによって液化ガスを処理する方法であって、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ＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記メインエンジン及び前記補助エンジンに燃料として供給する圧縮機ラインと、前記貯蔵タンクに収容されたＬＮＧをポンプによって圧縮して前記メインエンジン及び前記補助エンジンに燃料として供給するポンプラインとを含み、バラスト（ｂａｌｌａｓｔ）状態に比べて前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧの量が多いレイドン（ｌａｄｅｎ）状態で、前記貯蔵タンクで発生するＢＯＧは、前記圧縮機ラインを介して前記メインエンジン及び前記補助エンジンのうち少なくとも一つに燃料として供給されることを特徴とする船舶の液化ガス処理方法が提供される。

前記バラスト状態で、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧは、前記ポンプラインを介して前記メインエンジン及び前記補助エンジンに燃料として供給されてもよい。

前記バラスト状態で、前記貯蔵タンクで発生するＢＯＧは、前記圧縮機ラインを介して前記メインエンジン及び前記補助エンジンのうちいずれか一つに燃料として供給されてもよい。

前記バラスト状態で、前記貯蔵タンクで発生するＢＯＧは、前記圧縮機ラインを介して前記補助エンジンに燃料として供給され、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧは、前記ポンプラインを介して前記メインエンジンに燃料として供給されてもよい。

前記バラスト状態で、前記貯蔵タンクで発生するＢＯＧは、前記圧縮機ラインを介して間欠的に前記メインエンジン及び前記補助エンジンのうち少なくとも一つに燃料として供給され、前記メインエンジン及び前記補助エンジンのうち少なくとも一つにＢＯＧが供給されないとき、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧは、前記ポンプラインを介して前記メインエンジン及び前記補助エンジンのうち少なくとも一つに燃料として供給されてもよい。

前記バラスト状態で、前記貯蔵タンクで発生するＢＯＧと前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧは、同時に前記メインエンジン及び前記補助エンジンに燃料として供給されてもよい。

前記圧縮機は、複数の圧縮シリンダーを含み、前記貯蔵タンクで発生するＢＯＧは、複数の前記圧縮シリンダーのうち一部の圧縮シリンダーによって圧縮された後、前記補助エンジンに燃料として供給されてもよい。

前記貯蔵タンクで発生するＢＯＧと強制的に気化したＬＮＧを前記圧縮機に供給して圧縮させた後、前記メインエンジン及び前記補助エンジンのうち少なくとも一つに燃料として供給してもよい。

前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを前記補助エンジンに供給するとき、ＬＮＧのメタン価を前記補助エンジンで要求する値に合わせるためにＬＮＧから重炭化水素成分を分離してもよい。

前記圧縮機によって圧縮されたＢＯＧのうち前記メインエンジン及び前記補助エンジンに燃料として供給されないＢＯＧ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ているＢＯＧと熱交換させて液化させてもよい。

本発明の他の側面によると、ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用するメインエンジン及び補助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ＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記メインエンジンに燃料として供給するＢＯＧ主供給ラインと；前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記補助エンジンに燃料として供給するＢＯＧ副供給ラインと；前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって圧縮して前記メインエンジンに燃料として供給するＬＮＧ主供給ラインと；前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって圧縮して前記補助エンジンに燃料として供給するＬＮＧ副供給ラインと；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。

前記ポンプは、前記貯蔵タンクの内部に設置され、ＬＮＧを前記貯蔵タンクの外部に排出させる排出ポンプ、及び前記貯蔵タンクの外部に設置されるポンプのうち少なくとも一つを含んでもよい。

本発明の他の側面によると、液化天然ガスを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されている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、前記貯蔵タンク内で液化天然ガスから発生した後、前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスの第１のストリームと；前記第１のストリームのうち燃料として前記エンジンに供給される蒸発ガスの第２のストリームと；前記第１のストリームのうち前記エンジンに供給されていない蒸発ガスの第３のストリームと；を含み、前記第１のストリームは、圧縮装置で圧縮された後、前記第２のストリームと前記第３のストリームに分岐され、前記圧縮装置で圧縮された前記第３のストリームは、熱交換器で前記第１のストリームと熱交換され、別途の冷媒を用いた再液化装置を使用せずに液化され、液化された前記第３のストリームは、減圧された後、全て前記貯蔵タンクに復帰する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。

前記第３のストリームは、減圧された後で気液混合状態になり、気体成分と液体成分が全て前記貯蔵タンクに復帰してもよい。

前記気体成分は、前記貯蔵タンクで新たに発生した蒸発ガスと共に前記貯蔵タンクから排出され、前記圧縮装置に供給されてもよい。

前記第３のストリームを減圧するための減圧手段は、膨張バルブまたは膨張機であってもよい。

前記圧縮装置は、複数の圧縮シリンダーを含んでもよい。

前記第１のストリームは、前記圧縮装置に含まれた複数の前記圧縮シリンダーのうち一部または全部を通過して圧縮された後、前記熱交換器に送られてもよい。

前記エンジンは、メインエンジンである低速２行程低圧ガス噴射エンジンと、補助エンジンであるＤＦエンジンとを含んでもよい。

前記第２のストリームは、前記圧縮装置に含まれた複数の前記圧縮シリンダーを全部通過した後、前記メインエンジンに供給されるラインと、前記圧縮装置に含まれた複数の前記圧縮シリンダーのうち一部を通過した後、前記補助エンジンに供給されるラインとを介して前記エンジンに燃料として供給されてもよい。

前記圧縮装置は、第１の圧縮機及び第２の圧縮機を含んでもよい。

前記第２のストリームは、前記第１の圧縮機で圧縮された後、前記第１のストリームから分岐されてもよい。

前記第３のストリームは、前記第２の圧縮機を通過しながらさらに加圧された後、前記熱交換器に供給されてもよい。

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装置に供給するための強制気化器をさらに含んでもよい。

本発明の一実施例によると、貯蔵タンクに貯蔵されている液化ガスと、この液化ガスから蒸発された蒸発ガスを船舶に装着されたエンジンに燃料として供給することによって、液化ガス及び蒸発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ができる。

本発明の一実施例によると、貯蔵タンクに貯蔵された液体状態の液化ガスは、ポンプによって加圧した後、気化させてエンジンに供給し、液化ガスから蒸発された蒸発ガスは、貯蔵タンクから排出させて圧縮機によって加圧した後、エンジンに供給する船舶の液化ガス処理システムを提供することができる。

本発明の一実施例によると、貯蔵タンクから排出された蒸発ガスを加圧した後、圧縮された蒸発ガスのうち一部は、船舶のエンジン、例えば、推進システムに燃料として供給し、圧縮された蒸発ガスのうち残りは貯蔵タンクから新たに排出され、圧縮される前の蒸発ガスの冷熱で液化させて貯蔵タンクに復帰させ得る船舶の液化ガス処理システムを提供することができる。

その結果、本発明の実施例に係る液化ガス処理システムによると、エネルギー消費量が多く、初期設置費が過度に要される再液化装置を設置せずとも、貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを再液化させることができ、再液化装置で消費されるエネルギーを節減できるようになる。

また、本発明の実施例に係る液化ガス処理システムによると、ＬＮＧ運搬船の貨物（すなわち、ＬＮＧ）運搬時に発生する全ての蒸発ガスを、エンジンの燃料として使用したり再液化させ、再び貯蔵タンクに復帰させて貯蔵できるので、ＧＣＵなどで消耗して捨てられる蒸発ガスの量を減少できるようになり、窒素などの別途の冷媒を使用する必要なく、蒸発ガスを再液化して処理できるようになる。

また、本発明の実施例に係る液化ガス処理システムによると、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など）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さらに設置する必要がなく、全体のシステムを構成するための初期設置費と運用費用を節約することができる。

また、本発明の実施例に係る液化ガス処理システムによると、圧縮された後、熱交換器で冷却及び液化された蒸発ガスを膨張機によって減圧させる場合、膨張時にエネルギーを生成することができ、捨てられるエネルギーを再活用することができる。

本発明の第１の実施例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。 本発明の第２の実施例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。 本発明の第２の実施例の変形例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。 本発明の第２の実施例の変形例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。 本発明の第３の実施例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。 本発明の第４の実施例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。 本発明の第４の実施例の変形例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。 本発明の第４の実施例の変形例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。 本発明の第５の実施例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。 本発明の第５の実施例の変形例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。 本発明の第５の実施例の変形例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。 本発明の第５の実施例の変形例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。 本発明の第６の実施例に係る液化ガス処理システムを示した概略構成図である。 本発明の第６の実施例の変形例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。 本発明の第６の実施例の変形例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。 本発明の第６の実施例の変形例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。 本発明の第６の実施例の変形例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。 液化ガス処理システムを通じて液化ガスを燃料として受け取って使用するエンジンの一例を示す概念図である。

一般に、船舶から排出される排気ガスのうち国際海事機構（Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｍａｒｉｔｉｍｅ Ｏｒｇａｎｉｚａｔｉｏｎ）の規制を受けているものは窒素酸化物（ＮＯｘ）と硫黄酸化物（ＳＯｘ）であって、最近は、二酸化炭素（ＣＯ_２）の排出も規制しようとしている。特に、窒素酸化物（ＮＯｘ）と硫黄酸化物（ＳＯｘ）の場合、１９９７年に海上汚染防止協約（ＭＡＲＰＯＬ；Ｔｈｅ Ｐｒｅｖｅｎｔｉｏｎ ｏｆ Ｍａｒｉｎｅ Ｐｏｌｌｕｔｉｏｎ ｆｒｏｍ Ｓｈｉｐｓ）議定書を通じて提起され、８年という長い時間が要された後、２００５年５月に発効要件を満足し、現在強制規定に移行されている。

したがって、このような規定を充足させるために、窒素酸化物（ＮＯｘ）の排出量を低減させる多様な方法が紹介されているが、このような方法のうち、ＬＮＧ運搬船などの船舶のための高圧天然ガス噴射エンジン、例えば、ＭＥＧＩエンジンが開発されて使用されている。ＭＥＧＩエンジンは、同級出力のディーゼルエンジンに比べて汚染物質の排出量を、二酸化炭素は２３％、窒素化合物は８０％、硫黄化合物は９５％以上減少させ得る環境にやさしい次世代のエンジンとして脚光を浴びている。

このようなＭＥＧＩ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するＬＮＧ運搬船などの船舶（本明細書において、船舶とは、ＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ ＲＶなどをはじめとして、ＬＮＧ ＦＰＳＯ、ＬＮＧ ＦＳＲＵなどの海上プラントまでも全て含む概念である。）に設置されてもよく、この場合、天然ガスを燃料として使用するようになり、その負荷によってエンジンに対して約１５０ｂａｒａ〜約４００ｂａｒａ（絶対圧力）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てもよく、このために、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、窒素酸化物の排出量を低減させるために、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、推進用や発電用に使用されている。ＤＦエンジンは、オイルと天然ガスとを混合・燃焼したり、オイル及び天然ガスから選ばれた一つのみを燃料として使用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て燃料に含まれた硫黄化合物が少ないので、排気ガス中の硫黄酸化物の含量が少ない。

ＤＦエンジンは、ＭＥＧＩエンジンなどの高圧で燃料ガスを供給する必要がなく、約数ｂａｒａ〜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ーを駆動させたり、各種装置や設備を運転する。

天然ガスを燃料として供給するとき、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するので、蒸発ガスの場合は、メタンの含有量が高いことから、そのままＤＦエンジンに燃料として供給されてもよい。しかし、ＬＮＧの場合は、メタンの含有量が相対的に低いことからＤＦエンジンで要求するメタン値より低く、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、ブタンなど）の比率が異なるので、そのまま気化させてＤＦエンジンに燃料として供給するのに適していない。

メタン価を調節するためには、液化天然ガスを強制的に気化させた後、温度を低下させ、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してもよい。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さらに加熱してもよい。

一方、効率は高いが、要求圧力が高いので、システム構成が難しく、設置費及び空間が多く要されるＭＥＧＩエンジンの短所を克服するために、環境汚染排出基準を満足させながらも低圧で燃料を供給（すなわち、高圧のポンプや圧縮機、極低温用ポンプなどを排除可能）することができ、ＬＮＧとＨＦＯ（Ｈｅａｖｙ Ｆｕｅｌ Ｏｉｌ）を必要に応じて選択的あるいは複合的に燃料として使用（すなわち、二重燃料を適用可能）できる低圧ガス噴射２行程低速海洋エンジンが開発された。

図１８は、これから説明する本発明の多様な実施例に係る液化ガス処理システムを通じて液化ガスを燃料として受け取って使用するエンジンの一例を示す概念図である。

図１８に例示したエンジンは、上述したＭＥＧＩエンジンに比べて低圧でガスを圧縮させて燃料として供給できる低速２行程低圧ガス噴射エンジンである。本明細書において、"高圧"とは、ＭＥＧＩエンジン（低速２行程高圧ガス噴射エンジン）で要求する燃料供給圧力、例えば、１５０ｂａｒａ〜４００ｂａｒａ（絶対圧力）程度の圧力を意味するものであって、"低圧"とは、低速２行程低圧ガス噴射エンジンで要求する燃料供給圧力、例えば、５ｂａｒａ〜４０ｂａｒａ程度の圧力を意味するものと見なすべきである。

図１８に示したように、エンジン３００は、シリンダー３１０及びピストン３６０を含み、シリンダー１１０の中間に低圧ガス供給ポート３１１が形成され、ピストン３６０が下死点にあるときに開放され得るシリンダー１１０の下端部分には燃焼用空気供給ポート３３１が形成される。

低圧ガス供給ポート３１１にはバルブ３１２が装着され、低圧ガス供給ライン３２０から供給された低圧ガス（約５ｂａｒａ〜約４０ｂａｒａ程度）は、このバルブ３１２を介してシリンダー３１０の内部に流入してもよい。

空気供給ライン３４０から供給された燃焼用空気は、シリンダー３１０の下端を取り囲む空気レシーバー３３２と空気供給ポート３３１を介してシリンダー３１０の内部に流入してもよい。

シリンダーヘッド３５０には一つ以上のプレチャンバー３５３が形成され、このプレチャンバー３５３には、パイロット燃料を噴射できるように一つ以上の燃料ノズル３５１が設置される。また、シリンダーヘッド３５０には、排気ガスを排出させるための排気バルブ３５５が設置される。

低圧ガス供給ポート３１１を介しては、低圧で加圧された天然ガス（すなわち、気化したＬＮＧ）が燃料として供給され、燃料ノズル３５１を介しては、オイルが燃料として供給されてもよい。燃料ノズル３５１を介してプレチャンバー３５３内に噴射されるオイルは、低圧ガスの着火を触発させるパイロット燃料（約１％程度）として作用し得る。パイロット燃料の点火のために、プレチャンバーには点火プラグが設置されてもよく、この点火プラグは、燃料ノズルと一体に形成されてもよい。希薄ガスの燃焼のためにプレチャンバーとパイロット燃料を使用する技術は既に商用化されたものであるので、それについての詳細な説明は省略する。

このエンジン３００は、図１８に実線で示したように、ピストン３６０が下死点に位置するときに空気供給ポート３３１と排気バルブ３５５が開放される。開放された空気供給ポート３３１を介して燃焼用空気がシリンダー３１０内に供給されながら掃気が起こり、排気ガスが排出される。

ピストン３６０が上昇しはじめると空気供給ポート３３１が閉鎖され、シリンダー内部の圧力がさらに上昇する前にバルブ３１２が開放され、低圧ガス供給ポート３１１を介して約５ｂａｒａ〜４０ｂａｒａ程度の燃料としての低圧ガスがシリンダー３１０内に供給される。

図１８に点線で示したように、ピストン３６０が上死点に位置するとき、プレチャンバー３５３で点火が起こり、シリンダー３１０の内部に火炎が伝播されることによってガス燃料の爆発を触発し、ピストン３６０を下死点まで押しながら動力を生成する。

以下では、添付の図面を参照して本発明の実施例に対する構成及び作用を詳細に説明する。また、下記の実施例は、多くの他の形態に変形されてもよく、本発明の範囲が下記の実施例に限定されることはない。

本発明の実施例に係る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）として、例えば、図１８に示した低速２行程低圧ガス噴射エンジンを装着して使用するＬＮＧ運搬船などの船舶に適用されてもよい。

（第１の実施例）

図１は、本発明の第１の実施例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した構成図である。図１を参照すると、本実施例に係る液化ガス処理システム１００は、貯蔵タンク１からＬＮＧを推進システムとしてのメインエンジン３に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に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、本実施例に係る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１２０及びＬＮＧ気化器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として使用可能な低速２行程低圧ガス噴射エンジンは、例えば、約５ｂａｒａ〜４０ｂａｒａ（絶対圧力）程度の低圧で燃料を受け取ることができる。したがって、本実施例に係るＬＮＧポンプ１２０とＢＯＧ圧縮機１５０としては、メインエンジン３で要求する圧力でＬＮＧとＢＯＧをそれぞれ圧縮させ得るポンプと圧縮機が使用される。

燃料供給ライン１１０は、例えば、ＬＮＧＣ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に移送させるための経路を提供し、ＬＮＧポンプ１２０と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、本実施例のように多数が並列に設置されてもよい。

一方、本実施例によると、燃料供給ライン１１０には、２個のポンプ、すなわち、貯蔵タンク１の内部に設置された移送ポンプ２と、貯蔵タンク１の外部に設置されたＬＮＧポンプ１２０とが設置され、燃料を１次的及び２次的に加圧するように構成されている。しかし、一つのポンプのみでメインエンジン３で要求する圧力までＬＮＧを加圧できる場合、移送ポンプ２及びＬＮＧポンプ１２０のうちいずれか一つのポンプのみが燃料供給ライン１１０に設置されてもよい。

ＬＮＧ気化器１３０は、燃料供給ライン１１０でＬＮＧポンプ１２０の後段（下流）に設置されることによって、ＬＮＧポンプ１２０によって移送されるＬＮＧを気化させるようにするが、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し、他の例として、ヒーターを始めとしてＬＮＧの気化熱を提供するための多様なヒーティング手段が使用されてもよい。一方、熱媒循環ライン１３１に循環供給される熱媒の一例として、ボイラーなどから発生するスチームが使用されてもよい。

ＢＯＧライン１４０は、貯蔵タンク１から自然に発生するＢＯＧをメインエンジン３に移送させるための経路を提供し、本実施例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に供給してもよく、これと異なり、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してもよい。

ＢＯＧ圧縮機１５０は、ＢＯＧライン１４０に設置され、ＢＯＧライン１４０を通過するＢＯＧを圧縮させる。図１は、一つの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のように、二元化設計（ｒｅｄｕｎｄａｎｃｙ）要求事項を満足させるために、同一の仕様の圧縮機２台が並列に連結されるようにシステムが構成されてもよい。ただし、本実施例のように、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、高価なＢＯＧ圧縮機１５０の設置による経済的負担と維持及び補修に対する負担を減少させ得るという追加的な効果を達成することができる。

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のみならず、例えば、ＤＦエンジンなどの補助エンジンなどに余剰のＢＯＧを燃料として供給してもよい。

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は、連結ライン１７０によって互いに連結されてもよい。したがって、連結ライン１７０によって余剰のＢＯＧをメインエンジン３の燃料として使用したり、気化したＬＮＧを統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム２００に燃料として使用してもよい。このような連結ライン１７０には、通過するＢＯＧや気化したＬＮＧの加熱のためにヒーター１８０が設置されてもよく、ＢＯＧや気化した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圧力減少バルブ（Ｐｒｅｓｓｕｒｅ Ｒｅｄｕｃｔｉｏｎ Ｖａｌｖｅ；ＰＲＶ）１９０が設置されてもよい。一方、ヒーター１８０は、ガスの燃焼熱を用いたガスヒーターであるか、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として、多様なヒーティング手段であってもよい。

以下では、このような本発明の第１の実施例に係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内の圧力が定められた圧力以上であるか、ＢＯＧの発生量が多いと、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内の圧力が定められた圧力未満であるか、ＢＯＧの発生量が少ないと、ＬＮＧポンプ１２０と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に燃料として供給してもよい。

一方、余剰のＢＯＧは、ＢＯＧ圧縮機１５０から余剰ＢＯＧライン１６０を介して統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム２００またはＤＦエンジンなどの補助エンジンに供給されるようにし、ＢＯＧの消耗または貯蔵タンク１に供給するための不活性ガスの生成の目的で使用されるようにし、さらに、補助エンジンなどの燃料として使用できるようにする。

ＢＯＧが供給される統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム２００は、本体２１０内のＢＯＧの燃焼により、貯蔵タンク１から持続的に発生するＢＯＧを消費することができ、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してもよい。

（第２の実施例）

図２は、本発明の第２の実施例に係る船舶の液化ガス処理システムの概略構成図である。

図２は、天然ガスを燃料として使用可能なエンジン（すなわち、ＬＮＧを燃料として使用する推進手段）、例えば、低速２行程低圧ガス噴射エンジンを設置したＬＮＧ運搬船に本実施例の液化ガス処理システムが適用された例を示しているが、本実施例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などを始めとして、ＬＮＧ ＦＰＳＯ、ＬＮＧ ＦＳＲＵ、ＢＭＰＰなどの海上プラントに適用されてもよい。

本発明の第２の実施例に係る船舶の液化ガス処理システムによると、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蒸発ガス（ＮＢＯＧ）は、蒸発ガス供給ラインＬ１に沿って移送されて圧縮機１３で圧縮された後、メインエンジン３、例えば、低速２行程低圧ガス噴射エンジンに供給される。蒸発ガスは、圧縮機１３によって約５ｂａｒａ〜約４０ｂａｒａ程度の低圧で圧縮された後、メインエンジン３、例えば、低速２行程低圧ガス噴射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璧に遮断することはできない。それによって、貯蔵タンク１１内では液化ガスの蒸発が持続的に行われ、蒸発ガスの圧力を適正な水準に維持するために蒸発ガス排出ラインＬ１を介して貯蔵タンク１１内部の蒸発ガスを排出させる。

貯蔵タンク１１の内部には、必要時に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、一つ以上の圧縮シリンダー１４と、圧縮されながら温度が上昇した蒸発ガスを冷却させるための一つ以上の中間冷却器１５とを含んでもよい。圧縮機１３は、例えば、蒸発ガスを約４０ｂａｒａまで圧縮するように構成されてもよい。図２では、３個の圧縮シリンダー１４及び３個の中間冷却器１５を含む多段圧縮の圧縮機１３が例示されているが、圧縮シリンダーと中間冷却器の個数は、それぞれ１個または２個ずつ含まれるなど、必要に応じて変更されてもよい。また、一つの圧縮機内に複数の圧縮シリンダーが配列された構造の他に、複数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てもよい。

圧縮機１３で圧縮された蒸発ガスは、蒸発ガス供給ラインＬ１を介してメインエンジン３、例えば、低速２行程低圧ガス噴射エンジンに供給されるが、メインエンジン３で必要とする燃料の必要量によって圧縮された蒸発ガス全部をメインエンジン３に供給してもよく、圧縮された蒸発ガスの一部のみをメインエンジン３に供給してもよい。

また、本発明の第２の実施例によると、貯蔵タンク１１から排出されて圧縮機１３で圧縮される蒸発ガス（すなわち、貯蔵タンクから排出された蒸発ガス全体）を第１のストリームとするとき、蒸発ガスの第１のストリームを圧縮後に第２のストリームと第３のストリームとに分け、第２のストリームはメインエンジン３に燃料として供給し、第３のストリームは液化させて貯蔵タンク１１に復帰させるように構成してもよい。

このとき、第２のストリームは、蒸発ガス供給ラインＬ１を介してメインエンジン３に供給される。必要時、第２のストリームは、圧縮機１３に含まれた一つ以上の圧縮シリンダー１４全部を通過した後、メインエンジン３に連結されるライン（すなわち、蒸発ガス供給ラインＬ１）と、圧縮機１３に含まれた複数の圧縮シリンダー１４のうち一部を通過した後、補助エンジン５、例えば、ＤＦエンジン（ＤＦＤＧ）に連結されるライン（すなわち、蒸発ガス分岐ラインＬ８）を介して燃料として供給されてもよい。

第３のストリームは、蒸発ガス復帰ラインＬ３を介して貯蔵タンク１１に復帰される。圧縮された蒸発ガスの第３のストリームを冷却及び液化できるように、蒸発ガス復帰ラインＬ３には熱交換器２１が設置される。熱交換器２１では、圧縮された蒸発ガスの第３のストリームを、貯蔵タンク１１から排出された後で圧縮機１３に供給される蒸発ガスの第１のストリームと熱交換させる。

圧縮される前の蒸発ガスの第１のストリームの流量が第３のストリームの流量より多いので、圧縮された蒸発ガスの第３のストリームは、圧縮される前の蒸発ガスの第１のストリームから冷熱を受けて液化され得る。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蒸発ガスと圧縮機１３で圧縮された高圧状態の蒸発ガスとを熱交換させ、この高圧状態の蒸発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蒸発ガス（ＬＢＯＧ）は、減圧手段としての膨張バルブ２２を通過しながら減圧され、気液混合状態で気液分離機２３に供給される。膨張バルブ２２を通過しながら、ＬＢＯＧはおよそ常圧（例えば、３ｂａｒａの圧力）に減圧され得る。液化された蒸発ガスは、気液分離機２３で気体成分と液体成分に分離され、液体成分、すなわち、ＬＮＧは蒸発ガス復帰ラインＬ３を介して貯蔵タンク１１に移送され、気体成分、すなわち、蒸発ガスは蒸発ガス再循環ラインＬ５を介して貯蔵タンク１１から排出されて圧縮機１３に供給される蒸発ガスに合流される。より詳細には、蒸発ガス再循環ラインＬ５は、気液分離機２３の上段から延長され、蒸発ガス供給ラインＬ１の熱交換器２１より上流側に連結される。

減圧された蒸発ガスが円滑に貯蔵タンク１１に復帰できるように、また、減圧された蒸発ガス中の気体成分を蒸発ガス再循環ラインＬ５を介して円滑に蒸発ガス供給ラインＬ１に合流できるように、減圧手段による減圧後の蒸発ガスの圧力は、貯蔵タンク１１の内部圧力より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が蒸発ガス復帰ラインＬ３に設置されたことを説明したが、実際に、熱交換器２１では、蒸発ガス供給ラインＬ１を介して移送されている蒸発ガスの第１のストリームと、蒸発ガス復帰ラインＬ３を介して移送されている蒸発ガスの第３の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は蒸発ガス供給ラインＬ１にも設置されたものでもある。

蒸発ガス再循環ラインＬ５には、他の膨張バルブ２４がさらに設置されてもよく、それによって、気液分離機２３から排出された気体成分は、膨張バルブ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、気液分離機２３に供給される蒸発ガスの第３のストリームと、気液分離機２３で分離されて蒸発ガス再循環ラインＬ５を介して移送される気体成分とを熱交換させ、第３のストリームをさらに冷却できるように、蒸発ガス再循環ラインＬ５には冷却器２５が設置される。すなわち、冷却器２５では、高圧液体状態の蒸発ガスを低圧極低温気体状態の天然ガスにさらに冷却させる。

本実施例によると、気液分離機２３から排出された気体成分を減圧させた後、圧縮機１３に供給されている蒸発ガスの第１のストリームに合流させて共に圧縮機に供給するが、圧縮機で気体を圧縮する場合、一定量の流量までは圧縮機の電力消費が一定に維持された後、電力消費が増加するようになるので、電力消費が一定に維持される水準までは、流量が追加されたとしても電力消費は増加しない。したがって、電力消費が一定に維持される水準では、気液分離機から排出された気体成分を追加的に圧縮機に供給したとしても、追加的な電力消費がなく効果的に蒸発ガスを処理することができる。

ここで、説明の便宜上、冷却器２５が蒸発ガス再循環ラインＬ５に設置されたことを説明したが、実際には、冷却器２５では、蒸発ガス復帰ラインＬ３を介して移送されている蒸発ガスの第３のストリームと、蒸発ガス再循環ライン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は蒸発ガス復帰ラインＬ３にも設置されたものでもある。

図３に示したように、本実施例の変形例によると、冷却器２５が省略されるようにシステムが構成されてもよい。冷却器２５を設置しない場合、全体のシステムの効率がやや低下し得るが、配管の配置とシステムの運用が容易であり、冷却器の初期設置費及び維持補修費が節約されるという利点がある。

一方、貯蔵タンク１１で発生する蒸発ガスの量が低速２行程低圧ガス噴射エンジンで要求する燃料量より多く、余剰の蒸発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、あるいは段階的に圧縮されている途中の蒸発ガスを、蒸発ガス分岐ラインＬ７、Ｌ８を介して分岐させて蒸発ガス消費手段で使用する。蒸発ガス消費手段としては、低圧で加圧された天然ガスを燃料として使用できるＧＣＵ７や、補助エンジン５（例えば、ＤＦ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ（ＤＦＤＧ）、ガスタービンなど）が使用されてもよい。圧縮機１３の中間段から蒸発ガス分岐ラインＬ７、Ｌ８を介して分岐する蒸発ガスの圧力は、約５ｂａｒａ〜約１０ｂａｒａ程度であってもよい。

以上説明したような本発明の第２の実施例に係る液化ガス処理システム及び処理方法によると、ＬＮＧ運搬船の貨物（すなわち、ＬＮＧ）運搬時に発生する蒸発ガスを、エンジンの燃料として使用したり再液化させ、再び貯蔵タンクに復帰させて貯蔵できるので、ＧＣＵなどで消耗して捨てられる蒸発ガスの量を減少させたりなくすことができ、窒素などの別途の冷媒を使用する再液化装置を設置する必要なく、蒸発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２の実施例に係る液化ガス処理システム及び液化ガス処理方法によると、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など）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さらに設置する必要がなく、全体のシステムを構成するための初期設置費と運用費用を節約することができる。

図２は、圧縮されたＢＯＧを熱交換器２１に供給するための蒸発ガス復帰ラインＬ３が圧縮機１３の後段（下流）から分岐されることを例示しているが、蒸発ガス復帰ラインＬ３は、上述した蒸発ガス分岐ライン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蒸発ガスを分岐できるように設置されてもよい。図４は、２個のシリンダーによって２段圧縮された蒸発ガスを分岐させる変形例を示している。このとき、圧縮機１３の中段から分岐する蒸発ガスの圧力は、約５ｂａｒａ〜約１０ｂａｒａ程度であってもよい。

特に、５個のシリンダーを含み、前段の３個のシリンダーは無給油潤滑（ｏｉｌ―ｆｒｅｅ）方式で動作し、後段の２個のシリンダーは給油潤滑（ｏｉｌ―ｌｕｂｒｉｃａｔｅｄ）方式で動作するベカルト社の圧縮機を使用する場合、圧縮機の後段や４段以上からＢＯＧを分岐させるときは、オイルフィルターを経てＢＯＧが移送されるように構成する必要があるが、３段以下から分岐させるときは、オイルフィルターを使用する必要がないという点で有利であり得る。

（第３の実施例）

図５は、本発明の第３の実施例に係る船舶の液化ガス処理システムの概略構成図である。

第３の実施例に係る液化ガス処理システムは、メインエンジン３や補助エンジン５などで要求する蒸発ガスの量が自然に発生する蒸発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で第２の実施例の液化ガス処理システムと異なっている。以下では、第２の実施例の液化ガス処理システムとの相違点のみをより詳細に説明する。また、第２の実施例と同一の構成要素には同一の部材番号を付与し、それについての詳細な説明は省略する。

本発明の第３の実施例に係る船舶の液化ガス処理システムによると、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蒸発ガス（ＮＢＯＧ）は、蒸発ガス供給ラインＬ１に沿って移送されて圧縮機１３で圧縮された後、メインエンジン３、例えば、低速２行程低圧ガス噴射エンジンに供給されたり、圧縮機１３で圧縮された後、または多段圧縮される途中で補助エンジン５、例えば、ＤＦエンジンに供給されて燃料として使用されるという点では第２の実施例と同一である。

ただし、第３の実施例の液化ガス処理システムは、メインエンジン３と補助エンジン５で要求する燃料としての蒸発ガスの量が貯蔵タンク１１で自然に発生する蒸発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を備える。

第３の実施例のように強制気化ラインＬ１１を備えると、貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧの量が少ないため蒸発ガスの発生量が少ないか、各種エンジンで要求する燃料としての蒸発ガスの量が自然に発生する蒸発ガスの量より多い場合も安定的に燃料を供給できるようになる。

（第４の実施例）

図６は、本発明の第４の実施例に係る船舶の液化ガス処理システムの概略構成図である。

第４の実施例に係る液化ガス処理システムは、膨張バルブの代わりに、減圧手段として膨張機５２を使用するという点で第２の実施例の液化ガス処理システムと異なっている。すなわち、第４の実施例によると、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蒸発ガス（ＬＢＯＧ）は、膨張機５２を通過しながら減圧されて気液混合状態で気液分離機２３に供給される。以下では、第２の実施例の液化ガス処理システムとの相違点のみをより詳細に説明する。また、第２の実施例と同一の構成要素には同一の部材番号を付与し、それについての詳細な説明は省略する。

膨張機５２は、高圧の液化された蒸発ガスを低圧で膨張させながらエネルギーを生産する。膨張機５２を通過しながら、ＬＢＯＧはおよそ常圧に減圧され得る。液化された蒸発ガスは、気液分離機２３で気体成分と液体成分に分離され、液体成分、すなわち、ＬＮＧは、蒸発ガス復帰ラインＬ３を介して貯蔵タンク１１に移送され、気体成分、すなわち、蒸発ガスは、蒸発ガス再循環ラインＬ５を介して貯蔵タンク１１から排出されて圧縮機１３に供給される蒸発ガスに合流される。より詳細には、蒸発ガス再循環ラインＬ５は、気液分離機２３の上段から延長され、蒸発ガス供給ラインＬ１の熱交換器２１より上流側に連結される。

蒸発ガス再循環ラインＬ５には、減圧手段、例えば、膨張バルブ２４がさらに設置されてもよく、その結果、気液分離機２３から排出された気体成分は膨張バルブ２４を通過しながら減圧され得る。

図７及び図８は、本発明の第４の実施例の変形例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。

図６に示した第４の実施例には、圧縮されたＢＯＧを熱交換器２１に供給するための蒸発ガス復帰ラインＬ３が圧縮機１３の後段（下流）から分岐されることを例示している。しかし、上述した蒸発ガス分岐ラインＬ７、Ｌ８、あるいは図４を参照して説明した第２の実施例の変形例での蒸発ガス復帰ラインと同様に、図７に示したような第４の実施例の変形例によると、蒸発ガス復帰ラインＬ３は、圧縮機１３で段階的に圧縮されている途中の蒸発ガスを分岐できるように設置されてもよい。図７は、２個のシリンダーによって２段圧縮された蒸発ガスを分岐させる変形例を示している。

また、図７に示した第４の実施例の第１の変形例を参照すると、第４の実施例に係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蒸発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てもよい。冷却器２５を設置しない場合、全体システムの効率がやや低下し得るが、配管の配置とシステムの運用が容易であり、冷却器の初期設置費及び維持補修費が節約されるという利点がある。

また、図８に示した第４の実施例の第２の変形例を参照すると、第４の実施例に係る液化ガス処理システムは、減圧手段としての膨張機５２と膨張バルブ５５が並列に配置されるように変形されてもよい。このとき、並列に配置された膨張機５２及び膨張バルブ５５は、熱交換器２１と気液分離器２３との間に位置する。膨張バルブ５５を並列に設置するために、そして、必要時に膨張機５２あるいは膨張バルブ５５のみを使用するために、熱交換器２１と気液分離器２３との間の蒸発ガス復帰ラインＬ３から分岐して膨張機５２を迂回するバイパスラインＬ３１が設置される。膨張機５２のみを使用して液化された蒸発ガスを膨張させる場合は膨張バルブ５５を閉鎖し、膨張バルブ５５のみを使用して液化された蒸発ガスを膨張させる場合は、蒸発ガス復帰ラインＬ３で膨張機５２の前段（上流）と後段（下流）にそれぞれ設置された開閉バルブ５３、５４を閉鎖する。

以上説明したような本発明の第４の実施例に係る液化ガス処理システム及び液化ガス処理方法によると、以前の実施例に係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）運搬時に発生する蒸発ガスを、エンジンの燃料として使用したり再液化させ、再び貯蔵タンクに復帰させて貯蔵できるので、ＧＣＵなどで浪費して捨てられる蒸発ガスの量を減少させたりなくすことができ、窒素などの別途の冷媒を使用する再液化装置を設置する必要なく、蒸発ガスを再液化して処理できるようになる。

本発明の第４の実施例に係る液化ガス処理システム及び液化ガス処理方法がＬＮＧ運搬船やＬＮＧ ＲＶなどの船舶の他に、ＬＮＧ ＦＰＳＯ、ＬＮＧ ＦＳＲＵ、ＢＭＰＰなどのプラントに適用された場合にも、ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクで発生する蒸発ガスをエンジン（推進のためのエンジンのみならず、発電用に使用されるエンジンなども含む）で燃料として使用したり再液化できるので、浪費される蒸発ガスを減少させたりなくすことができる。

また、本発明の第４の実施例に係る液化ガス処理システム及び液化ガス処理方法によると、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など）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さらに設置する必要がなく、全体のシステムを構成するための初期設置費と運用費用を節約することができる。

（第５の実施例）

図９は、本発明の第５の実施例に係る船舶の液化ガス処理システムの概略構成図である。

第５の実施例に係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、膨張バルブ２２）で減圧された蒸発ガスを、気液分離機２３を経ず、そのまま貯蔵タンク１１に復帰させるように構成されるという点で第２の実施例の液化ガス処理システムと異なっている。以下では、第２の実施例の液化ガス処理システムとの相違点のみをより詳細に説明する。また、第２の実施例と同一の構成要素には同一の部材番号を付与し、それについての詳細な説明は省略する。

本実施例によると、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、液化蒸発ガス）とが混合された状態になった蒸発ガス（すなわち、２相（ｔｗｏ ｐｈａｓｅ）蒸発ガス）を、蒸発ガス復帰ラインＬ３を介して貯蔵タンク１１に復帰させる。蒸発ガス復帰ラインＬ３は、貯蔵タンク１１に復帰する２相蒸発ガスが貯蔵タンク１１の底に噴射されるように構成されてもよい。

貯蔵タンク１１の底に噴射された２相蒸発ガス中の気体成分（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に部分的に溶け込むか、ＬＮＧの冷熱によって液化されてもよい。また、溶けず液化されていないフラッシュガス（ＢＯＧ）は、貯蔵タンクでさらに発生するＢＯＧ（ＮＢＯＧ）と共に蒸発ガス供給ラインＬ１を介して再び貯蔵タンク１１から排出される。新たに発生したＢＯＧと共に貯蔵タンク１１から排出されたフラッシュガスは、蒸発ガス供給ラインＬ１に沿って圧縮機１３に再循環される。

本実施例によると、膨張後、２相状態の蒸発ガスを貯蔵タンク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により、液化される蒸発ガスの量を増加させることができ、気液分離機などの設備を省略することによって設置費及び運用費などを節約できるという長所がある。

図１０は、本発明の第５の実施例の第１の変形例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。

図１０に示した第５の実施例の第１の変形例は、減圧手段として膨張バルブの代わりに膨張機５２を使用するという点のみで、図９に示した第５の実施例に係る液化ガス処理システムと異なっている。すなわち、第５の実施例の第１の変形例によると、熱交換器２１で冷却されて液化された蒸発ガス（ＬＢＯＧ）は、膨張機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に復帰する。

図１１は、本発明の第５の実施例の第２の変形例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。

図１１に示した第５の実施例の第２の変形例は、圧縮装置として多段圧縮機の代わりに、複数の圧縮機（例えば、第１の圧縮機１３ａ及び第２の圧縮機１３ｂ）を使用するという点で、図９に示した第５の実施例に係る液化ガス処理システムと異なっている。

本発明の第５の実施例の第２の変形例に係る液化ガス処理システムによると、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蒸発ガス（ＮＢＯＧ）は、蒸発ガス供給ラインＬ１に沿って移送されて第１の圧縮機１３ａに供給される。第１の圧縮機１３ａで圧縮された蒸発ガスは、約５ｂａｒａ〜約４０ｂａｒａ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または低速２行程低圧ガス噴射エンジン）に供給されてもよい。需要先に供給された後で残った蒸発ガスは、ブースター圧縮機としての第２の圧縮機１３ｂによって追加的に圧縮されてもよく、その次に、上述した第５の実施例と同様に、蒸発ガス復帰ラインＬ３に沿って移動しながら液化されて貯蔵タンク１１に復帰してもよい。

図示していないが、加圧された蒸発ガスを需要先に供給するために分岐する燃料供給ラインＬ２は、第２の圧縮機１３ｂの下流側から分岐されるように構成されてもよい。

第１の圧縮機１３ａは、一つの圧縮シリンダー１４ａ及び一つの中間冷却器１５ａを含む１段圧縮機であってもよい。第２の圧縮機１３ｂは、一つの圧縮シリンダー１４ｂ及び一つの中間冷却器１５ｂを含む１段圧縮機であってもよく、必要であれば、複数の圧縮シリンダー及び複数の中間冷却器を含む多段圧縮機であってもよい。

第１の圧縮機１３ａで圧縮された蒸発ガスは、約５ｂａｒａ〜約４０ｂａｒａ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）などの補助エンジン５やメインエンジン３（すなわち、低速２行程低圧ガス噴射エンジン）に供給されるが、エンジンで必要とする燃料の必要量によって蒸発ガスの全部をエンジンに供給することもでき、蒸発ガスの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の圧縮機１３ａに供給される蒸発ガス（すなわち、貯蔵タンクから排出された蒸発ガス全体）を第１のストリームとするとき、蒸発ガスの第１のストリームを第１の圧縮機１３ａの下流側で第２のストリームと第３のストリームとに分け、第２のストリームは、推進システムであるＤＦエンジン（すなわち、ＤＦＤＥ）や低速２行程低圧ガス噴射エンジンに燃料として供給し、第３のストリームは液化させて貯蔵タンクに復帰させるように構成してもよい。

このとき、第２のストリームは、燃料供給ラインＬ２を介してＤＦＤＥに供給され、第３のストリームは、第２の圧縮機１３ｂでさらに加圧された後、液化及び減圧過程を経て蒸発ガス復帰ラインＬ３を介して貯蔵タンク１１に復帰される。圧縮された蒸発ガスの第３のストリームを液化できるように、蒸発ガス復帰ラインＬ３には熱交換器２１が設置される。熱交換器２１では、圧縮された蒸発ガスの第３のストリームを、貯蔵タンク１１から排出された後で第１の圧縮機１３ａに供給される蒸発ガスの第１のストリームと熱交換させる。

圧縮される前の蒸発ガスの第１のストリームの流量が第３のストリームの流量より多いので、圧縮された蒸発ガスの第３のストリームは、圧縮される前の蒸発ガスの第１のストリームから冷熱を受けて冷却（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蒸発ガスと圧縮機１３で圧縮された高圧状態の蒸発ガスとを熱交換させ、この高圧状態の蒸発ガスを冷却（液化）させる。

熱交換器２１で冷却された蒸発ガス（ＬＢＯＧ）は、減圧手段としての膨張バルブ２２（例えば、Ｊ―Ｔバルブ）を通過しながら減圧された後、継続して気液混合状態で貯蔵タンク１１に復帰する。膨張バルブ２２を通過しながら、ＬＢＯＧは、およそ常圧（例えば、３ｂａｒａの圧力）に減圧されてもよい。

一方、貯蔵タンク１１で発生する蒸発ガスの量がメインエンジン３や補助エンジン５などで要求する燃料量より多く、余剰の蒸発ガスが発生すると予想される場合（例えば、エンジン停止時や低速運航時など）は、第１の圧縮機１３ａで圧縮された蒸発ガスを、蒸発ガス分岐ラインＬ７を介して分岐させて蒸発ガス消費手段で使用する。蒸発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ＧＣＵ７や、ガスタービンなどが使用されてもよい。

図１２は、本発明の第５の実施例の第３の変形例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。

図１２に示した第５の実施例の第３の変形例は、減圧手段として膨張バルブの代わりに膨張機５２を使用するという点のみで、図１１に示した第５の実施例の第２の変形例に係る液化ガス処理システムと異なっている。すなわち、第５の実施例の第３の変形例によると、熱交換器２１で冷却されて液化された蒸発ガス（ＬＢＯＧ）は、減圧手段としての膨張機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に復帰する。

以上説明したような本発明の第５の実施例に係る液化ガス処理システム及び液化ガス処理方法によると、以前の実施例に係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）運搬時に発生する蒸発ガスを、エンジンの燃料として使用したり再液化させ、再び貯蔵タンクに復帰させて貯蔵できるので、ＧＣＵなどで消耗して捨てられる蒸発ガスの量を減少させたりなくすことができ、窒素などの別途の冷媒を使用する再液化装置を設置する必要なく、蒸発ガスを再液化して処理できるようになる。

本発明の第５の実施例に係る液化ガス処理システム及び液化ガス処理方法がＬＮＧ運搬船やＬＮＧ ＲＶなどの船舶の他に、ＬＮＧ ＦＰＳＯ、ＬＮＧ ＦＳＲＵ、ＢＭＰＰなどのプラントに適用された場合にも、ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクで発生する蒸発ガスをエンジン（推進のためのエンジンのみならず、発電用に使用されるエンジンなども含む）で燃料として使用したり再液化できるので、浪費される蒸発ガスを減少させたりなくすことができる。

また、本発明の第５の実施例に係る液化ガス処理システム及び液化ガス処理方法によると、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など）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、全体のシステムを構成するための初期設置費と運用費用を節約することができる。

（第６の実施例）

図１３は、本発明の第６の実施例に係る船舶の液化ガス処理システムを示している。

図１３に示した本発明の第６の実施例に係る液化ガス処理システムは、図１に示した本発明の第１の実施例に係る液化ガス処理システム（すなわち、ＬＮＧ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と、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とを有するハイブリッドシステム）と、図２に示した本発明の第２の実施例に係る液化ガス処理システムとが統合されて構成される。

図示していないが、本発明によると、図３〜図１２に示した第３〜第５の実施例に係るそれぞれの液化ガス処理システムが、図１３に示した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当然である。

図１３に示した本発明の船舶の液化ガス処理システムは、メインエンジン３として低速２行程低圧ガス噴射エンジンを含んでおり、補助エンジン５としてＤＦエンジン（ＤＦ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ；ＤＦＤＧ）を含んでいる。通常、メインエンジンは、船舶の運航のために推進用に使用され、補助エンジンは、船舶の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に発電用に使用されるが、本発明は、メインエンジンと補助エンジンの用途によって限定されるものではない。メインエンジンと補助エンジンは、それぞれ複数設置されてもよい。

本実施例に係る船舶の液化ガス処理システムは、各エンジン（すなわち、メインエンジン３と補助エンジン５）に対して貯蔵タンク１１に収容されている天然ガス（すなわち、気体状態のＢＯＧと液体状態の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、本実施例に係る船舶の液化ガス処理システムは、貯蔵タンク１１に収容されているＢＯＧをメインエンジン３に供給する蒸発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を補助エンジン５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、以前の実施例での蒸発ガス供給ラインＬ１と同一の構成であるが、図１３を参照した説明では、ＤＦエンジンに対する蒸発ガス供給ライン（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、以前の実施例での蒸発ガス分岐ラインＬ８と同一の構成であるが、図１３を参照した説明では、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、本実施例に係る船舶の液化ガス処理システムは、貯蔵タンク１１に収容されているＬＮＧをメインエンジン３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を補助エンジン５に供給するＬＮＧ副供給ラインＬ２４とを含む。

本実施例によると、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蒸発ガス（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、メインエンジン３、例えば、低速２行程低圧ガス噴射エンジンに供給される。蒸発ガスは、圧縮機１３によって約５ｂａｒａ〜約４０ｂａｒａ程度の低圧で圧縮された後でメインエンジン３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璧に遮断することはできない。その結果、貯蔵タンク１１内では液化ガスの蒸発が持続的に行われ、蒸発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内部の蒸発ガスを排出させる。

圧縮機１３は、一つ以上の圧縮シリンダー１４と、圧縮されながら温度が上昇した蒸発ガスを冷却させるための一つ以上の中間冷却器１５とを含んでもよい。図１３では、３個の圧縮シリンダー１４及び３個の中間冷却器１５を含む多段圧縮の圧縮機１３が例示されているが、圧縮シリンダーと中間冷却器の個数は必要に応じて変更されてもよい。また、一つの圧縮機内に複数の圧縮シリンダーが配列された構造の他に、複数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てもよい。

圧縮機１３で圧縮された蒸発ガスは、ＢＯＧ主供給ラインＬ１を介してメインエンジン３に供給されるが、メインエンジンで必要とする燃料の必要量によって圧縮された蒸発ガスの全部をメインエンジン３に供給することもでき、圧縮された蒸発ガス中の一部のみをメインエンジン３に供給することもできる。

補助エンジン５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。より詳細には、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蒸発ガスを分岐できるようにＢＯＧ主供給ラインＬ１から分岐される。図１３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を介して補助エンジン５に供給することを示しているが、これは例示に過ぎなく、１段あるいは３段圧縮されたＢＯＧを分岐させてＢＯＧ副供給ラインを介して補助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。

上述したように、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するので、蒸発ガスの場合は、メタンの含有量が高いことから、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、メタン価調節の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で発生する蒸発ガスの量がメインエンジンと補助エンジンで要求する燃料量より多く、余剰の蒸発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通じて蒸発ガスを再液化させて貯蔵タンクに復帰させることができる。

再液化容量を超える蒸発ガスが発生する場合は、圧縮機１３で圧縮された、あるいは段階的に圧縮されている途中の蒸発ガスを、蒸発ガス分岐ラインＬ７を介して分岐させてＢＯＧ消費手段で使用してもよい。蒸発ガス消費手段としては、相対的に低い圧力の天然ガスを燃料として使用できるＧＣＵ７、ガスタービンなどが使用されてもよい。蒸発ガス分岐ラインＬ７は、図１３に示したように、ＢＯＧ副供給ラインＬ８から分岐されてもよい。

圧縮機１３で圧縮された後、蒸発ガス供給ラインＬ１を介してメインエンジン３に供給される蒸発ガス中の少なくとも一部を蒸発ガス復帰ラインＬ３を介して処理、すなわち、再液化させて貯蔵タンク１１に復帰させる過程は、図２を参照して既に説明した通りであるので、それについての詳細な説明は省略する。

図１３は、圧縮されたＢＯＧを熱交換器２１に供給するための蒸発ガス復帰ラインＬ３が圧縮機１３の後段（下流）から分岐されることを例示しているが、蒸発ガス復帰ラインＬ３は、上述した蒸発ガス分岐ラインＬ７や蒸発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蒸発ガスを分岐できるように設置されてもよい。図１３は、２個のシリンダーによって２段圧縮された蒸発ガスを分岐させる変形例を示している。このとき、圧縮機１３の中段から分岐する蒸発ガスの圧力は、約５ｂａｒａ〜約１０ｂａｒａ程度であってもよい。

ＬＮＧ主供給ラインＬ２３には、貯蔵タンク１１の内部に設置され、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１次的に圧縮されたＬＮＧをＭＥＧＩエンジンで要求する圧力まで２次的に圧縮させるためのポンプ４３とが設置されている。排出ポンプ１２は、各貯蔵タンク１１ごとに内部に一つずつ設置されてもよい。ポンプ４３は、図１３には一つのみが示されているが、必要に応じて複数のポンプが並列に連結されて使用されてもよい。

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ポンプ４３に供給される。続いて、ＬＮＧは、ポンプ４３で低圧で圧縮された後、ヒーター４４に供給されて気化する。気化したＬＮＧは、燃料としてメインエンジン３、例えば、低速２行程低圧ガス噴射エンジンに供給される。

補助エンジン５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。例えば、ＬＮＧ副供給ラインＬ２４は、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から分岐されてもよい。

一方、図１３は、ＬＮＧ副供給ラインＬ２４がポンプ４３の上流側でＬＮＧ主供給ラインＬ２３から分岐されることを示しているが、変形例によると、ＬＮＧ副供給ラインＬ２４がポンプ４３の下流側でＬＮＧ主供給ラインＬ２３から分岐されることに変形されてもよい。ただし、ＬＮＧ供給ラインＬ２４がポンプ４３の下流側から分岐される場合は、ＬＮＧがポンプ４３によって追加的に加圧された状態であるので、補助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補助エンジンで要求する圧力でＬＮＧの圧力を下降させる必要もあり得る。図１３に示した実施例と同様に、ＬＮＧ供給ラインＬ２４がポンプ４３の上流側から分岐される場合は、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にはヒーター４５、気液分離機４６及びヒーター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することができる。図１３は、補助エンジン５に供給される燃料に対してのみメタン価を調節し、メインエンジン３に供給される燃料に対してはメタン価を調節する必要がない場合を例示している。

上述したように、ＬＮＧの場合は、メタンの含有量が蒸発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、ブタンなど）の比率が異なるので、そのまま気化させて燃料としてＤＦエンジンに供給するのに適していない。

メタン価を調節するために、ＬＮＧは、ヒーター４５で加熱されて部分的のみに気化する。部分的に気化して気体状態（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である燃料ガスは、気液分離機４６に供給されて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ので、部分的に気化した燃料ガスで気化せずに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、気液分離機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り得る。

ＬＮＧに含有され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ヒーター４５での加熱温度が調節され得る。ヒーター４５での加熱温度は、約−８０℃〜約−１２０℃の範囲内で定められてもよい。気液分離機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Ｌ５を介して貯蔵タンク１１に復帰される。蒸発ガス復帰ラインＬ３と液体成分復帰ラインＬ２５は、合流された後で貯蔵タンク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を介してヒーター４７に供給され、補助エンジン５で要求する温度でさらに加熱された後、補助エンジンに燃料として供給される。補助エンジン５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、一般の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、そのときのＬＨＶ（ｌｏｗｅｒ ｈｅａｔｉｎｇ ｖａｌｕｅ）は４８，８７２．８ｋＪ／ｋｇ（１ ａｔｍ、飽和蒸気（ｓａｔｕｒａｔｅｄ ｖａｐｏｒ）基準）である。この一般のＬＮＧを７ｂａｒａで加圧した後、−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と高くなり、そのときのＬＨＶは４９，２６５．６ｋＪ／ｋｇである。

本実施例によると、エンジン（すなわち、メインエンジン３及び補助エンジン５）に燃料ガスを供給する経路が２個（より詳細には、メインエンジンと補助エンジンのそれぞれに対して２個）からなる。すなわち、燃料ガスは、圧縮機１３を通じて圧縮された後でエンジンに供給されてもよく、ポンプ４３を通じて圧縮された後でエンジンに供給されてもよい。

特に、ＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ ＲＶなどの船舶は、ＬＮＧを生産地から消費地に輸送するために使用されるので、生産地から消費地に運航するときは、貯蔵タンクにＬＮＧを満杯積載したレイドン状態で運航し、ＬＮＧを荷役した後で再び生産地に戻るときは、貯蔵タンクがほとんど空いているバラスト状態で運航する。レイドン状態ではＬＮＧの量が多いので、相対的に蒸発ガスの発生量も多く、バラスト状態ではＬＮＧの量が少ないので、相対的に蒸発ガスの発生量も少ない。

貯蔵タンクの容量、外部温度などの条件によって多少の差があるが、例えば、ＬＮＧの貯蔵タンクの容量が約１３０，０００〜３５０，０００である場合に発生する蒸発ガスの量は、レイドン時に約３ｔｏｎ／ｈ〜４ｔｏｎ／ｈで、バラスト時に約０．３ｔｏｎ／ｈ〜０．４ｔｏｎ／ｈである。また、各エンジンで要求する燃料ガスの量は、メインエンジンの場合は約１ｔｏｎ／ｈ〜４ｔｏｎ／ｈ（平均約１．５ｔｏｎ／ｈ）程度であり、補助エンジンであるＤＦエンジン（ＤＦＤＧ）の場合は約０．５ｔｏｎ／ｈである。一方、最近は、貯蔵タンクの断熱性能の向上と共にＢＯＲ（Ｂｏｉｌ Ｏｆｆ Ｒａｔｅ）が漸次低くなっているので、ＢＯＧの発生量も減少する趨勢にある。

したがって、本実施例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）とポンプライン（すなわち、図１３でのＬ２３及びＬ２４）が共に備えられた場合、蒸発ガスの発生量が多いレイドン状態では、圧縮機ラインを介して各エンジンに燃料ガスを供給し、蒸発ガスの発生量が少ないバラスト状態では、ポンプラインを介して各エンジンに燃料ガスを供給することが有利であり得る。

このように、蒸発ガスの発生量がエンジンでの燃料必要量より少ないバラスト状態で、蒸発ガスは、補助エンジン５と再液化を通じて全て処理するようにシステムを運用してもよく、あるいは、バラスト状態で蒸発ガスは全て再液化されて貯蔵タンクに復帰するようにシステムを運用してもよい。

通常、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より相当多く、気体を圧縮するための圧縮機は相当高価で、体積も多く占めるので、圧縮機ラインなしでポンプラインのみを使用することが経済的であると見なすことができる。例えば、多段で構成された一セットの圧縮機を駆動させ、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、ポンプを使用すると１００ｋＷの電力のみが消費される。しかし、レイドン状態でポンプラインのみを使用して各エンジンに燃料ガスを供給する場合、貯蔵タンクで持続的に発生する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必ず必要であり、この再液化装置で消耗するエネルギーを共に考慮する場合、圧縮機ラインとポンプラインを共に設置し、レイドン状態では圧縮機ラインを介して燃料ガスを供給し、バラスト状態ではポンプラインを介して燃料ガスを供給することも有利であり得る。

一方、バラスト状態のように、貯蔵タンクで発生する蒸発ガスの量がエンジンで要求する燃料量に及ばない場合、多段圧縮機で蒸発ガスをエンジンで要求する圧力まで圧縮させず、多段圧縮される途中でＢＯＧ副供給ラインＬ８を介して蒸発ガスを分岐させ、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、３段圧縮機のうち２段の圧縮シリンダーのみを経て蒸発ガスをＤＦエンジンに供給する場合、残りの段の圧縮シリンダーは空回転される。例えば、圧縮機全体を駆動させて蒸発ガスを圧縮させる場合は、要求される電力が２ＭＷである一方、２段まで使用し、残りの段を空回転させる場合は、要求される電力が６００ｋＷで、ポンプを通じてエンジンに燃料を供給する場合は、要求される電力が１００ｋＷである。そのため、バラスト状態のように、ＢＯＧ発生量が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、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面で有利である。

しかし、必要に応じて、ＢＯＧ発生量がエンジンでの燃料必要量より少ない場合にも、圧縮機を通じてＢＯＧをエンジンに燃料として供給しながら不足する量だけＬＮＧを強制的に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を発生時ごとに排出させて消費する代わりに、貯蔵タンクが一定の圧力に到逹するまでＢＯＧを排出させずに集めておいてから間欠的に排出させ、補助エンジンあるいはメインエンジンに燃料として供給することもできる。

バラスト状態での船舶のエンジン（メインエンジンあるいは補助エンジン）は、圧縮機１３によって圧縮されたＢＯＧとポンプ４３によって圧縮されたＬＮＧを、同時に燃料として受け取ることもできる。また、バラスト状態での船舶のエンジンは、圧縮機１３によって圧縮されたＢＯＧ及びポンプ４３によって圧縮されたＬＮＧのうちいずれか一つを、交互に燃料として受け取ることもできる。

また、装備の修理及び交換が容易でない船舶では、非常時を勘案して重要な設備を２個ずつ設置することが要求される（ｒｅｄｕｎｄａｎｃｙ；すなわち、二元化設計）。すなわち、船舶では、主設備と同一の機能を行える余分の設備を設置し、主設備の正常動作時には余分な設備を待機状態に置き、主設備の故障時には余分の設備が主設備の機能を引き継いで行えるように、重要な設備を重複的に設計することが要求される。二元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と共に、二元化要求条件のみを満足させるために各種設備が二重に設置される必要があるが、２個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費用と空間が要され、使用時に多くのエネルギーが消費されるという問題があり、２個のポンプラインを使用する燃料ガス供給システムは、蒸発ガスの処理（すなわち、再液化）に多くのエネルギーが消費されるという問題があり得る。それに比べて、圧縮機ラインと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継続することができ、圧縮機ラインを一つのみ設置した場合、高価の圧縮機を少なく使用しながら蒸発ガスの発生量によって最適の燃料ガス供給方式を適宜選択して運用することができ、最初の建設時の費用はもちろん、運用費用も節約できるようになるという追加的な効果を達成することもできる。

また、本発明の実施例によると、圧縮機ラインとポンプラインを共に設置すると同時に、熱交換器２１によって別途の冷媒冷凍サイクルを使用せずに再液化できるように構成することによって、液化ガスを最も効率的に使用できるようになる。

すなわち、図１３に示したように、本発明の一実施例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）運搬時に発生する蒸発ガスを、エンジンの燃料として使用したり再液化させ、再び貯蔵タンクに復帰させて貯蔵できるので、ＧＣＵなどで浪費して捨てられる蒸発ガスの量を減少させたりなくすことができ、窒素などの別途の冷媒を使用する再液化装置を設置する必要なく、蒸発ガスを再液化して処理できるようになる。

本実施例によると、貯蔵タンクの容量が大きくなることから、蒸発ガスの発生量は多くなり、エンジンの性能が改善され、必要な燃料量は減少する最近の趨勢にもかかわらず、エンジンの燃料として使用して残る蒸発ガスは、再液化させて再び貯蔵タンクに復帰できるので、蒸発ガスの浪費を防止できるようになる。

特に、本実施例に係る液化ガス処理システム及び処理方法によると、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など）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、全体のシステムを構成するための初期設置費と運用費用を節約することができる。

図１４〜図１７は、本発明の第６の実施例の各変形例に係る船舶の液化ガス処理システムを示した概略構成図である。

上述した第６の実施例によると、２個のポンプ、すなわち、貯蔵タンク１の内部に設置された排出ポンプ１２と、貯蔵タンク１の外部に設置されたポンプ４３により、燃料を１次的及び２次的に加圧するように構成されている。しかし、一つのポンプだけでメインエンジン３で要求する圧力までＬＮＧを加圧できる場合、移送ポンプ２及びＬＮＧポンプ１２０のうちいずれか一つのポンプのみが設置されてもよい。

図１４に示した第６の実施例の第１の変形例は、ＬＮＧ主供給ラインＬ２３にポンプ４３が設置されないという点のみで、図１３に示した第６の実施例に係る液化ガス処理システムと異なっており、図１５に示した第６の実施例の第２の変形例は、貯蔵タンク内に排出ポンプ１２が設置されないという点のみで、図１３に示した第６の実施例に係る液化ガス処理システムと異なっている。

一方、メインエンジン３（例えば、低速２行程低圧ガス噴射エンジン）が、補助エンジン５として使用するＤＦエンジンと同様に適正なメタン価を要求する場合、燃料として供給されるＬＮＧのメタン価を調節する必要がある。

図１６に示した第６の実施例の第３の変形例は、ＬＮＧ副供給ラインＬ２４と同様に、ＬＮＧ主供給ラインＬ２３にもヒーター４８と気液分離機４９が設置されているという点で、図１３に示した第６の実施例に係る液化ガス処理システムと異なっている。ＬＮＧ主供給ラインＬ２３に設置されたヒーター４８及び気液分離機４９は、ＬＮＧ副供給ラインＬ２４に設置されたヒーター４５及び気液分離機４６と同一の機能を行うものであるので、それについての詳細な説明は省略する。

また、図１７に示した第６の実施例の第４の変形例は、ＬＮＧ主供給ラインＬ２３にヒーター４５、気液分離機４６及びヒーター４７が設置され、ＬＮＧ副供給ラインＬ２４が気液分離機４６の下流側（より詳細には、ヒーター４７の下流側）でＬＮＧ主供給ラインＬ２３から分岐されるという点と、ＬＮＧ主供給ラインＬ２３にポンプ４３が設置されないという点で、図１３に示した第６の実施例に係る液化ガス処理システムと異なっている。ヒーター４５とヒーター４７は、燃料を加熱する役割をするという点で基本的に同一の機能を有し、このような機能を行うために加熱方式において同一の構成を有することもできる。また、図示していないが、第６の実施例の第４の変形例においても、ＬＮＧ主供給ラインＬ２３にポンプが設置されるように変更され得ることは当然である。

一方、図１６及び図１７に示した第６の実施例の第３及び第４の変形例によると、図３に示した第２の実施例の変形例と同様に、冷却器２５が省略されるようにシステムが構成されてもよい。

本発明は、前記実施例に限定されず、本発明の技術的要旨を逸脱しない範囲内で多様に修正または変形されて実施され得ることは、本発明の属する技術分野で通常の知識を有する者にとって自明である。

図１８に示したように、エンジン３００は、シリンダー３１０及びピストン３６０を含み、シリンダー３１０の中間に低圧ガス供給ポート３１１が形成され、ピストン３６０が下死点にあるときに開放され得るシリンダー３１０の下端部分には燃焼用空気供給ポート３３１が形成される。

ＢＯＧが供給される統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム２００は、本体内のＢＯＧの燃焼により、貯蔵タンク１から持続的に発生するＢＯＧを消費することができ、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してもよい。

貯蔵タンクは、ＬＮＧなどの液化ガスを極低温状態で貯蔵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璧に遮断することはできない。それによって、貯蔵タンク１１内では液化ガスの蒸発が持続的に行われ、蒸発ガスの圧力を適正な水準に維持するために蒸発ガス供給ラインＬ１を介して貯蔵タンク１１内部の蒸発ガスを排出させる。

ＬＮＧに含有され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ヒーター４５での加熱温度が調節され得る。ヒーター４５での加熱温度は、約−８０℃〜約−１２０℃の範囲内で定められてもよい。気液分離機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に復帰される。蒸発ガス復帰ラインＬ３と液体成分復帰ラインＬ２５は、合流された後で貯蔵タンク１１まで延長され得る。

上述した第６の実施例によると、２個のポンプ、すなわち、貯蔵タンク１１の内部に設置された排出ポンプ１２と、貯蔵タンク１１の外部に設置されたポンプ４３により、燃料を１次的及び２次的に加圧するように構成されている。しかし、一つのポンプだけでメインエンジン３で要求する圧力までＬＮＧを加圧できる場合、移送ポンプ１２及びＬＮＧポンプ４３のうちいずれか一つのポンプのみが設置されてもよい。

Claims (3)

1. 液化ガスを貯蔵している貯蔵タンクと；
   前記貯蔵タンクに貯蔵された液化ガスを燃料として使用するエンジンと；
   液化ガスが気化して発生したガスを燃料ガスとして前記エンジンに供給できる燃料供給ラインと；を含み、
   前記エンジンには、低圧で圧縮された前記燃料ガスが供給されることを特徴とする船舶の液化ガス処理システム。
2. 前記貯蔵タンクで発生した蒸発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と；
   前記貯蔵タンクに収容されたＬＮＧ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ポンプラインと；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. 前記蒸発ガス中の前記エンジンに燃料として供給されない一部の蒸発ガスを液化させるための熱交換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。

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