JP2017088153A - 船舶 - Google Patents

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Abstract

【課題】返送ラインを通じてタンクへ返送されるＢＯＧの再液化率を向上させることができる船舶を提供する。【解決手段】船舶１Ａは、主ガスエンジン１１と、ＬＮＧを貯留するタンク１５と、タンク内で発生したＢＯＧを燃料ガスとして主ガスエンジンへ導く、圧縮機２１が設けられた第１供給ライン２と、第１供給ラインから分岐してタンクへつながる、膨張装置３１が設けられた返送ライン３と、副ガスエンジン１３と、タンク内からＬＮＧを取り出し、そのＬＮＧが気化したＶＧを副ガスエンジンへ導く第２供給ライン４と、第１供給ラインにおける圧縮機よりも上流側部分に流れるＢＯＧと返送ラインにおける膨張装置よりも上流側部分に流れるＢＯＧとの間で熱交換を行う第１熱交換器６１と、返送ラインにおいて第１熱交換器から流出するＢＯＧと第２供給ラインに流れるＬＮＧとの間で熱交換を行ってＬＮＧの一部または全部を気化する第２熱交換器５２と、を備える。【選択図】図１

Description

本発明は、推進用のガスエンジンを含む船舶に関する。
従来から、液化天然ガスを貯留するタンクと、タンク内で発生したボイルオフガスが燃料ガスとして供給される推進用のガスエンジンを含む船舶が知られている。このような船舶には、ガスエンジンが推進用プロペラを直接的に回転駆動する機械推進式のものと、ガスエンジンが推進用プロペラを発電機およびモータを介して回転駆動する電気推進式のものがある。
例えば、特許文献１には、図６に示すような機械推進式の船舶１００が開示されている。この船舶１００では、供給ライン１２０により、タンク１１０内で発生したボイルオフガスが燃料ガスとしてＭＥＧＩエンジン（２ストロークエンジン）へ導かれる。供給ライン１２０には、ボイルオフガスを１５〜４０ＭＰａと高圧に圧縮する多段式の圧縮機１２１が設けられている。また、供給ライン１２０からは圧縮機１２１の内部で分岐ライン１３０が分岐しており、この分岐ライン１３０がＤＦエンジンへつながっている。ＤＦエンジンは、推進用や発電用として使用される。
さらに、供給ライン１２０からは、圧縮機１２１よりも下流側で返送ライン１４０が分岐しており、この返送ライン１４０がタンク１１０へつながっている。返送ライン１４０には、上流側から順に、膨張弁１４１および気液分離器１４２が設けられている。返送ライン１４０を通じてタンク１１０へ返送される高圧かつ高温のボイルオフガスは、熱交換器１６０で供給ライン１２０に流れる低圧かつ低温のボイルオフガスによって冷却されて少なくとも部分的に液化され、その後に膨張弁１４１で膨張されて低圧かつ低温の気液二相状態となる。気液二相状態のボイルオフガスは、気液分離器１４２でガス成分と液成分に分離され、液成分のみがタンク１１０へ返送される。一方、ガス成分は、気液分離器１４２から再循環ライン１５０を通じて供給ライン１２０へ導かれ、熱交換器１６０へ流入するボイルオフガスと合流する。
さらに、図６に示す船舶１００では、熱交換器１６０で冷却されたボイルオフガスが、冷却器１７０で再循環ライン１５０に流れるガス成分によって追加的に冷却される。
特表２０１５−５０５９４１号公報
ところで、図６に示す船舶１００では、返送ライン１４０を通じてタンク１１０へ返送されるボイルオフガスが、供給ライン１２０および再循環ライン１５０に流れるボイルオフガスの冷熱によってのみしか冷却されない。従って、返送ライン１４０に流れるボイルオフガスの再液化率（ボイルオフガスの返送量に対する再液化量の割合）があまりよくない。
そこで、本発明は、返送ラインを通じてタンクへ返送されるボイルオフガスの再液化率を向上させることができる船舶を提供することを目的とする。
前記課題を解決するために、本発明の船舶は、推進用プロペラを回転駆動する主ガスエンジンと、液化天然ガスを貯留するタンクと、前記タンク内で発生したボイルオフガスを燃料ガスとして前記主ガスエンジンへ導く、圧縮機が設けられた第１供給ラインと、前記圧縮機よりも下流側で前記第１供給ラインから分岐して前記タンクへつながる、膨張装置が設けられた返送ラインと、発電用の副ガスエンジンと、前記タンク内から液化天然ガスを取り出し、その液化天然ガスが気化した気化ガスを燃料ガスとして前記副ガスエンジンへ導く第２供給ラインと、前記第１供給ラインにおける前記圧縮機よりも上流側部分に流れるボイルオフガスと前記返送ラインにおける前記膨張装置よりも上流側部分に流れるボイルオフガスとの間で熱交換を行う第１熱交換器と、前記返送ラインにおいて前記第１熱交換器から流出するボイルオフガスと前記第２供給ラインに流れる液化天然ガスとの間で熱交換を行って前記液化天然ガスの一部または全部を気化する第２熱交換器と、を備える、ことを特徴とする。
上記の構成によれば、返送ラインを通じてタンクへ返送される高圧かつ高温のボイルオフガスは、第１熱交換器で第１供給ラインに流れる低圧かつ低温のボイルオフガスにより冷却された後、第２熱交換器で第２供給ラインに流れる液化天然ガスにより冷却される。そして、このように冷却されたボイルオフガスが膨張装置で膨張されるため、タンクへ返送されるボイルオフガスを部分的に再液化することができる。しかも、第２熱交換器は、液化天然ガスの顕熱だけでなく潜熱をも利用してボイルオフガスを冷却するので、返送ラインを通じてタンクへ返送されるボイルオフガスの再液化率を向上させることができる。
前記第２熱交換器は、前記第１熱交換器と一体的に形成されていてもよい。この構成によれば、第１熱交換器および第２熱交換器を単一のユニットとすることができ、設置スペースを縮小することができる。
前記第２供給ラインには、前記第２熱交換器で気化されなかった液化天然ガスを強制的に気化する強制気化器が設けられてもよい。この構成によれば、返送ラインを通じてタンクへ返送されるボイルオフガスの量が少ない場合でも、十分な量の気化ガスを副ガスエンジンへ供給することができる。
前記第２供給ラインには、前記第２熱交換器と前記強制気化器との間に気液分離器が設けられており、上記の船舶は、上流端が前記気液分離器に接続され、下流端が前記強制気化器よりも下流側で前記第２供給ラインに接続された、前記気液分離器で分離されたガス成分が流れるバイパスラインをさらに備えてもよい。この構成によれば、強制気化器には気液分離器で分離された液成分のみが導かれるため、強制気化器で強制気化に使用する熱量を抑制することができる。
前記気液分離器は、第１気液分離器であり、前記第２供給ラインには、前記バイパスラインの下流端の接続点よりも下流側に、上流側から順に、冷却器、第２気液分離器および加熱器が設けられてもよい。この構成によれば、冷却器および第２気液分離器の作用により気化ガスから重質分の多くが除去されるので、メタン価の高い気化ガスを副ガスエンジンへ供給することができる。また、第２気液分離器よりも下流側に加熱器が設けられているので、副ガスエンジンへ適切な温度の気化ガスを供給することができる。
上記の船舶は、前記気液分離器と前記加熱器の間で前記第２供給ラインに流れる気化ガスと前記返送ラインにおいて前記第１熱交換器に流入するまたは前記第１熱交換器から流出するボイルオフガスとの間で熱交換を行う第３熱交換器をさらに備えてもよい。この構成によれば、タンクへ返送されるボイルオフガスをさらに冷却することができ、ボイルオフガスの再液化率をさらに向上させることができる。特に、第３熱交換器によって第１熱交換器に流入するボイルオフガスが冷却されれば、第１熱交換器から流出するボイルオフガスが冷却される場合に比べ、ボイルオフガスから多くの熱量を奪うことができる。
前記第３熱交換器は、少なくとも前記第１熱交換器と一体的に形成されていてもよい。この構成によれば、第１熱交換器および第３熱交換器または第１〜第３熱交換器を単一のユニットとすることができ、設置スペースを縮小することができる。
本発明によれば、返送ラインを通じてタンクへ返送されるボイルオフガスの再液化率を向上させることができる。
本発明の第１実施形態に係る船舶の概略構成図である。 第１供給ラインおよび返送ラインに流れるボイルオフガスのモリエル線図である。 本発明の第２実施形態に係る船舶の概略構成図である。 本発明の第３実施形態に係る船舶の概略構成図である。 本発明の第４実施形態に係る船舶の概略構成図である。 従来の船舶の概略構成図である。
（第１実施形態）
図１に、本発明の第１実施形態に係る船舶１Ａを示す。この船舶１Ａは、推進用の主ガスエンジン１１と、発電用（すなわち、船内電源用）の副ガスエンジン１３を含む。図例では、主ガスエンジン１１および副ガスエンジン１３が１つずつ設けられているが、主ガスエンジン１１が複数設けられていてもよいし、副ガスエンジン１３が複数設けられていてもよい。
本実施形態では、船舶１Ａが液化天然ガス（以下、ＬＮＧという）運搬船であり、ＬＮＧを貯留する複数のタンク１５がカーゴタンクとして船舶１Ａに装備されている。ただし、船舶１Ａは、ＬＮＧを貯留する１つまたは複数のタンク１５が燃料タンクとして装備されたＬＮＧ燃料船であってもよい。
タンク１５内の液相（すなわち、ＬＮＧ）の温度は、約−１６０℃である。タンク１５内の気相（すなわち、ボイルオフガス）の圧力は、大気圧（０．１ＭＰａ）よりも僅かに高い程度の低圧であることが望ましい。
タンク１５内では、自然入熱によりＬＮＧが気化し、ボイルオフガス（以下、ＢＯＧという）が発生する。主ガスエンジン１１へは、第１供給ライン２により、全てまたは一部のタンク１５から当該タンク１５内で発生したＢＯＧが燃料ガスとして導かれる。一方、全てまたは一部のタンク１５内のＬＮＧは、第２供給ライン４によりタンク１５内から取り出され、第２供給ライン４を流れる途中で気化される。ＬＮＧが気化した気化ガス（以下、ＶＧという）は、第２供給ライン４により副ガスエンジン１３へ燃料ガスとして導かれる。
さらに、第２供給ライン４と第１供給ライン２は補給ライン７により接続されており、第２供給ライン４を流れる途中でＬＮＧが気化したＶＧは補給ライン７を通じて主ガスエンジン１１にも導かれる。つまり、主ガスエンジン１１へ供給される燃料ガスは、ＢＯＧおよび／またはＶＧである。補給ライン７には、圧力制御弁７１（流量制御弁であってもよい）および逆止弁７２が設けられている。なお、図示は省略するが、圧縮機２１の中間から第２供給ライン４へ別の補給ラインがつながり、燃料ガスとしてＶＧだけでなくＢＯＧも副ガスエンジン１３へ供給されてもよい。
本実施形態では、船舶１Ａが機械推進式であり、主ガスエンジン１１が推進用プロペラ１２を直接的に回転駆動する。ただし、船舶１Ａが電気推進式であり、主ガスエンジン１１が推進用プロペラ１２を発電機およびモータを介して回転駆動してもよい。
主ガスエンジン１１は、燃料ガス噴射圧が例えば２０〜３５ＭＰａ程度と高圧なディーゼルサイクル方式の２ストロークエンジンである。ただし、主ガスエンジン１１は、燃料ガス噴射圧が例えば１〜２ＭＰａ程度と中圧なオットーサイクル方式の２ストロークエンジンであってもよい。あるいは、電気推進の場合は、主ガスエンジン１１が、燃料ガス噴射圧が例えば０．５〜１ＭＰａ程度と低圧なオットーサイクル方式の４ストロークエンジンであってもよい。また、主ガスエンジン１１は、燃料ガスのみを燃焼させるガス専焼エンジンであってもよいし、燃料ガスと燃料油の一方または双方を燃焼させる二元燃料エンジンであってもよい（二元燃料エンジンの場合、燃料ガスを燃焼させるときがオットーサイクル、燃料油を燃焼させるときがディーゼルサイクルであってもよい）。
副ガスエンジン１３は、燃料ガス噴射圧が例えば０．５〜１ＭＰａ程度と低圧なオットーサイクル方式の４ストロークエンジンであり、発電機１４と連結されている。副ガスエンジン１３は、燃料ガスのみを燃焼させるガス専焼エンジンであってもよいし、燃料ガスと燃料油の一方または双方を燃焼させる二元燃料エンジンであってもよい。
本実施形態では、第１供給ライン２が全てのタンク１５から主ガスエンジン１１へＢＯＧを導く。ただし、第１供給ライン２は、タンク１５のうちの１つまたはいくつかから主ガスエンジン１１へＢＯＧを導いてもよい。具体的に、第１供給ライン２は、タンク１５と同数の分岐路２ａと、１本の共通路２ｂを含む。各分岐路２ａは、共通路２ｂの上流端から対応するタンク１５の内部まで延びており、共通路２ｂの下流端は主ガスエンジン１１と接続されている。共通路２ｂには、圧縮機２１が設けられている。
本実施形態では、圧縮機２１がＢＯＧを超臨界状態まで、換言すれば図２中の超臨界圧Ｐｓ（飽和液体線Ｌ１と飽和蒸気線Ｌ２の交点）よりも高い圧力まで圧縮する。例えば、圧縮機２１から吐出されるＢＯＧの圧力は２０〜３５ＭＰａ程度であり、温度は３５〜５５℃程度である。
第１供給ライン２の共通路２ｂからは、圧縮機２１よりも下流側で返送ライン３が分岐している。返送ライン３は、本実施形態では全てのタンク１５へつながっている。ただし、返送ライン３は、タンク１５のうちの１つまたはいくつかとつながっていてもよい。具体的に、返送ライン３は、タンク１５と同数の分岐路３ａと、１本の共通路３ｂを含む。共通路３ｂの上流端は第１供給ライン２の共通路２ｂと接続されており、各分岐路３ａは、共通路３ｂの下流端から対応するタンク１５の内部まで延びている。各分岐路３ａの先端は、気相に位置していてもよいし液相に位置していてもよい。各分岐路３ａには、膨張装置３２（例えば、断熱膨張変化を実現するジュールトムソン弁のような膨張弁、膨張タービン、エゼクターなど）が設けられている。一方、共通路３ｂには、流量制御弁３１が設けられている。ただし、共通路３ｂには、流量制御弁３１の代わりに圧力制御弁が設けられていてもよいし、流量制御弁および圧力制御弁のどちらも設けられていなくてもよい。
主ガスエンジン１１の負荷によっては、主ガスエンジン１１で使用されるＢＯＧの量がタンク１５内で発生するＢＯＧの量よりも少なくなることがある。返送ライン３は、そのような余剰のＢＯＧ（ＢＯＧ発生量とＢＯＧ使用量との差分）をタンク１５へ返送するためのラインである。
第２供給ライン４は、本実施形態では、全てのタンク１５からＬＮＧを取り出す。ただし、第２供給ライン４は、タンク１５のうちの１つまたはいくつかからＬＮＧを取り出してもよい。具体的に、第２供給ライン４は、タンク１５と同数の分岐路４ａと、１本の共通路４ｂを含む。各タンク１５内には、ポンプ４１が配置されている。各分岐路４ａは、共通路４ｂの上流端から対応するタンク１５内のポンプ４１まで延びており、共通路４ｂの下流端は副ガスエンジン１３と接続されている。
さらに、本実施形態では、返送ライン３を通じてタンク１５へ返送されるＢＯＧを冷却するために、第１熱交換器６１および第２熱交換器６２が設けられている。第１熱交換器６１は、第１供給ライン２の共通路２ｂにおける圧縮機２１よりも上流側部分に流れるＢＯＧと、返送ライン３の共通路３ｂ（すなわち、膨張装置３２よりも上流側部分）に流れるＢＯＧとの間で熱交換を行う。第２熱交換器６２は、返送ライン３の共通路３ｂにおいて第１熱交換器６１から流出するＢＯＧと、第２供給ライン４の共通路４ｂに流れるＬＮＧとの間で熱交換を行ってＬＮＧの一部または全部を気化する。
換言すれば、返送ライン３を通じてタンク１５へ返送される高圧かつ高温のＢＯＧは、第１熱交換器６１で第１供給ライン２の共通路２ｂに流れる低圧かつ低温のＢＯＧにより冷却された後に、第２熱交換器６２で第２供給ライン４の共通路４ｂに流れるＬＮＧにより冷却される。
第２供給ライン４の共通路４ｂには、上流側から順に、第１気液分離器４２、強制気化器４３、冷却器５１、第２気液分離器５２および加熱器５３が設けられている。さらに、共通路４ｂには、強制気化器４３をバイパスするようにバイパスライン５が接続されている。上述した補給ライン７の上流端は、冷却器５１と第２気液分離器５２の間で第２供給ライン４に接続されている。ただし、補給ライン７の上流端は、第２気液分離器５２と加熱器５３の間で第２供給ライン４に接続されていてもよい。一方、補給ライン７の下流端は、第１熱交換器６１と圧縮機２１の間で第１供給ライン２に接続されている。
第１気液分離器４２は、第２熱交換器６２から流出する気液二相状態のＬＮＧをガス成分と液成分とに分離する。第１気液分離器４２には、バイパスライン５の上流端が接続されており、バイパスライン５の下流端は、強制気化器４３と冷却器５１の間で第２供給ライン４に接続されている。換言すれば、冷却器５１は、第２供給ライン４において、バイパスライン５の下流端の接続点よりも下流側に位置している。バイパスライン５には、第１気液分離器４２で分離されたガス成分が流れる。
強制気化器４３は、第１気液分離器４２で分離された液成分、すなわち第２熱交換器６２で気化されなかったＬＮＧを強制的に気化し、ＶＧを生成する。強制気化器４３から流出するＶＧは、バイパスライン５からのガス成分と合流した後に、冷却器５１に流入する。
冷却器５１は、ＶＧを冷却することで、メタン以外の成分を主成分とする液成分を生成する。生成された液成分は、第２気液分離器５２によって収集される。これにより、ＶＧから重質分の多く（例えば、エタン、プロパン、ブタンなど）が除去されるので、メタン価の高いＶＧを副ガスエンジン１３へ供給することができる。第２気液分離器５２で収集された液成分は、ドレンライン５４を通じて１つまたは複数のタンク１５へ返送される。さらに、第２気液分離器５２を通過したＶＧは、加熱器５３により加熱される。これにより、副ガスエンジン１３へ適切な温度のＶＧを供給することができる。例えば、冷却器５１は、ＶＧを−１４０〜−１００℃に冷却し、加熱器５３は、副ガスエンジン１３入口でのＶＧ温度が５〜５０℃となるようにＶＧを加熱する。
次に、図１および図２を参照しながら、第１供給ライン２および返送ライン３に流れるＢＯＧの状態変化について説明する。
まず、低圧かつ低温の飽和状態（点Ａ）のＢＯＧが第１供給ライン２を通じてタンク１５から第１熱交換器６１に流入し、返送ライン３に流れる高圧かつ高温のＢＯＧを冷却することによって過熱（スーパーヒート）される（点Ａ→点Ｂ）。その後、ＢＯＧは圧縮機２１によって超臨界状態まで圧縮される（点Ｂ→点Ｃ）。第１供給ライン２から返送ライン３に流入したＢＯＧは、第１熱交換器６１で冷却され（点Ｃ→点Ｄ）、その後に第２熱交換器６２で冷却される（点Ｄ→点Ｅ）。なお、ＢＯＧは、第１熱交換器６１での冷却または第２熱交換器６２での冷却によって液化される。第２熱交換器６２から流出した液体状態のＢＯＧは、膨張装置３２で膨張されることによって低圧かつ低温の気液二相状態となる（点Ｅ→点Ｆ）。これにより、ＢＯＧが部分的に再液化される。
以上説明したように、本実施形態の船舶１Ａでは、第１熱交換器６１および第２熱交換器６２で冷却されたＢＯＧが膨張装置３２で膨張されるため、タンク１５へ返送されるＢＯＧを部分的に再液化することができる。しかも、第２熱交換器６２は、ＬＮＧの顕熱だけでなく潜熱をも利用してＢＯＧを冷却するので、返送ライン３を通じてタンク１５へ返送されるＢＯＧの再液化率を向上させることができる。
さらに、本実施形態では、主ガスエンジン１１が停止中である場合には、圧縮機２１を駆動するだけでＢＯＧを部分的に再液化することができる。発電用の副ガスエンジン１３は常時稼働しており、第２供給ライン４には常にＬＮＧが流れているからである。従って、発電用の第２供給ライン４を冷熱源として合理的に利用して、少ない電力でＢＯＧを部分的に再液化することができる。
（第２実施形態）
次に、図３を参照して、本発明の第２実施形態に係る船舶１Ｂを説明する。なお、本実施形態ならびに後述する第３および第４実施形態において、第１実施形態と同一構成要素には同一符号を付し、重複した説明は省略する。
第１実施形態では、第１熱交換器６１と第２熱交換器６２が別々に設けられていたが、本実施形態では、第２熱交換器６２が第１熱交換器６１と一体的に形成されている。このため、第１熱交換器６１および第２熱交換器６２を単一のユニット６とすることができ、設置スペースを縮小することができる。
（第３実施形態）
次に、図４を参照して、本発明の第３実施形態に係る船舶１Ｃを説明する。本実施形態では、返送ライン３を通じてタンク１５へ返送されるＢＯＧを冷却するための構成として、第１熱交換器６１および第２熱交換器６２に加え、第３熱交換器６３が設けられている。
第３熱交換器６３は、第２気液分離器５２と加熱器５３の間で第２供給ライン４に流れるＶＧと、返送ライン３において第１熱交換器６１に流入するＢＯＧとの間で熱交換を行う。この構成によれば、タンク１５へ返送されるＢＯＧをさらに冷却することができ、ＢＯＧの再液化率をさらに向上させることができる。
ところで、第３熱交換器６３は、第２気液分離器５２と加熱器５３の間で第２供給ライン４に流れるＶＧと、返送ライン３において第１熱交換器６１から流出するＢＯＧとの間で熱交換を行ってもよい。ただし、図４に示すように第３熱交換器６３によってＢＯＧが第１熱交換器６１の上流側で冷却されれば、第１熱交換器６１の下流側で冷却される場合に比べ、ＢＯＧから多くの熱量を奪うことができる。
なお、図示は省略するが、第３熱交換器６３の上流側で、返送ライン３に流れるボイルオフガスを清水や海水で予備的に冷却してもよい。
（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１Ｄを説明する。本実施形態では、第３熱交換器６３が第１熱交換器６１および第２熱交換器６２と一体的に形成されている。この構成によれば、第１〜第３熱交換器６１〜６３を単一のユニット６とすることができ、設置スペースを縮小することができる。ただし、図示は省略するが、第３熱交換器６３は、第１熱交換器６１のみと一体的に形成されていてもよい。この構成でも、第１熱交換器６１および第３熱交換器６３を単一のユニットとすることができ、設置スペースを縮小することができる。
（その他の実施形態）
本発明は上述した第１〜第４実施形態に限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲で種々の変形が可能である。
例えば、圧縮機２１は、ＢＯＧを超臨界圧Ｐｓよりも低い圧力まで圧縮してもよい。この場合、返送ライン３を通じてタンク１５へ返送されるＢＯＧは、第１熱交換器６１で冷却されて気液二相状態となる。ただし、前記実施形態のように、ＢＯＧを超臨界状態まで圧縮すれば、ＢＯＧを超臨界圧Ｐｓよりも低い圧力まで圧縮する場合よりも、ＢＯＧの再液化率を高くすることができる。
また、第２供給ライン４の冷却器５１よりも上流側では、第１気液分離器４２およびバイパスライン５が省略され、強制気化器４３のみが設けられていてもよい。ただし、前記第１〜第４実施形態のように第１気液分離器４２およびバイパスライン５が設けられていれば、強制気化器４３には第１気液分離器４２で分離された液成分のみが導かれるため、強制気化器４３で強制気化に使用する熱量を抑制することができる。
さらに、第１気液分離器４２およびバイパスライン５が省略される場合は、強制気化器４３も省略されてもよい。ただし、前記第１〜第４実施形態のように強制気化器４３が設けられていれば、返送ライン３を通じてタンク１５へ返送されるＢＯＧの量が少ない場合でも、十分な量のＶＧを副ガスエンジン１３へ供給することができる。
また、第２供給ライン４には、必ずしも冷却器５１、第２気液分離器５２および加熱器５３が設けられている必要はない。
また、主ガスエンジン１１および副ガスエンジン１３の一方または双方は、必ずしもレシプロエンジンである必要はなく、ガスタービンエンジンであってもよい。
１Ａ，１Ｂ 船舶
１１ 主ガスエンジン
１２ 推進用プロペラ
１３ 副ガスエンジン
１５ タンク
２ 第１供給ライン
２１ 圧縮機
３ 返送ライン
３２ 膨張装置
４ 第２供給ライン
４２ 第１気液分離器
４３ 強制気化器
５ バイパスライン
５１ 冷却器
５２ 第２気液分離器
５３ 加熱器
６１ 第１熱交換器
６２ 第２熱交換器
６３ 第３熱交換器

Claims (7)

  1. 推進用プロペラを回転駆動する主ガスエンジンと、
    液化天然ガスを貯留するタンクと、
    前記タンク内で発生したボイルオフガスを燃料ガスとして前記主ガスエンジンへ導く、圧縮機が設けられた第１供給ラインと、
    前記圧縮機よりも下流側で前記第１供給ラインから分岐して前記タンクへつながる、膨張装置が設けられた返送ラインと、
    発電用の副ガスエンジンと、
    前記タンク内から液化天然ガスを取り出し、その液化天然ガスが気化した気化ガスを燃料ガスとして前記副ガスエンジンへ導く第２供給ラインと、
    前記第１供給ラインにおける前記圧縮機よりも上流側部分に流れるボイルオフガスと前記返送ラインにおける前記膨張装置よりも上流側部分に流れるボイルオフガスとの間で熱交換を行う第１熱交換器と、
    前記返送ラインにおいて前記第１熱交換器から流出するボイルオフガスと前記第２供給ラインに流れる液化天然ガスとの間で熱交換を行って前記液化天然ガスの一部または全部を気化する第２熱交換器と、
    を備える、船舶。
  2. 前記第２熱交換器は、前記第１熱交換器と一体的に形成されている、請求項１に記載の船舶。
  3. 前記第２供給ラインには、前記第２熱交換器で気化されなかった液化天然ガスを強制的に気化する強制気化器が設けられている、請求項１または２に記載の船舶。
  4. 前記第２供給ラインには、前記第２熱交換器と前記強制気化器との間に気液分離器が設けられており、
    上流端が前記気液分離器に接続され、下流端が前記強制気化器よりも下流側で前記第２供給ラインに接続された、前記気液分離器で分離されたガス成分が流れるバイパスラインをさらに備える、請求項１または２に記載の船舶。
  5. 前記気液分離器は、第１気液分離器であり、
    前記第２供給ラインには、前記バイパスラインの下流端の接続点よりも下流側に、上流側から順に、冷却器、第２気液分離器および加熱器が設けられている、請求項４に記載の船舶。
  6. 前記第２気液分離器と前記加熱器の間で前記第２供給ラインに流れる気化ガスと前記返送ラインにおいて前記第１熱交換器に流入するまたは前記第１熱交換器から流出するボイルオフガスとの間で熱交換を行う第３熱交換器をさらに備える、請求項５に記載の船舶。
  7. 前記第３熱交換器は、少なくとも前記第１熱交換器と一体的に形成されている、請求項６に記載の船舶。
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