JP2018528114A - エンジンを備えた船舶 - Google Patents

Abstract

【課題】エンジンを備えた船舶を開示する。【解決手段】前記エンジンを備えた船舶は、貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを熱交換させる第１自家熱交換器；前記貯蔵タンクから排出された後に前記第１自家熱交換器を通過した蒸発ガスを多段階で圧縮する多段圧縮機；前記多段圧縮機で圧縮された蒸発ガスの一部を膨張させる第１減圧装置；前記多段圧縮機で圧縮された蒸発ガスの他の一部を、前記第１減圧装置で膨張された蒸発ガスと熱交換させる第２自家熱交換器；前記第２自家熱交換器で予冷されて前記第１自家熱交換器で冷却された蒸発ガスを膨張させる第２減圧装置；を備え、前記第１自家熱交換器は、前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを冷媒として、前記多段圧縮機で圧縮された後に前記第２自家熱交換器を通過した蒸発ガスを冷却する。【選択図】図３

Description

本発明は、エンジンを備えた船舶に関し、より詳細には、エンジンの燃料などに用いて残った蒸発ガスを、蒸発ガス自体を冷媒として使用し液化させた後、液化した液化天然ガスを貯蔵タンクに戻す、エンジンを備えた船舶に関する。

天然ガスは、通常液化して液化天然ガス（ＬＮＧ；Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ、以下‘ＬＮＧ’という）の状態で遠距離にわたって輸送される。液化天然ガスは、天然ガスを常圧で約−１６３℃近くの極低温に冷却して得られるものであり、ガス状態より体積が大幅に減少するため海上の遠距離輸送に非常に有利である。

液化天然ガス貯蔵タンクに断熱処理を施しても外部熱を完全に遮断するには限界があり、液化天然ガスの内部に伝達される熱によってＬＮＧは貯蔵タンク内で気化し続けることになる。貯蔵タンクの内部で気化したＬＮＧを蒸発ガス（ＢＯＧ；Ｂｏｉｌ−Ｏｆｆ Ｇａｓ）という。

蒸発ガスが発生して貯蔵タンクの圧力が設定された安全圧力以上になると、蒸発ガスは安全バルブを介して貯蔵タンクの外部に排出される。貯蔵タンクの外部に排出された蒸発ガスは、船舶の燃料として使用されるか、再液化されて再び貯蔵タンクに戻される。

一般的に船舶用のエンジンのうち、天然ガスを燃料として使用できるエンジンにはＤＦ（Ｄｕａｌ Ｆｕｅｌ）エンジンおよびＭＥ−ＧＩエンジンがある。

ＤＦエンジンは４ストローク機関であり、比較的低圧である６．５ｂａｒ程度の圧力の天然ガスを燃焼空気入口に注入して、ピストンが上昇しながら圧縮するオットーサイクル（Ｏｔｔｏ Ｃｙｃｌｅ）を採用している。

ＭＥ−ＧＩエンジンは、２ストローク機関であり、３００ｂａｒ程度の高圧天然ガスをピストンの上死点付近で燃焼室に直接噴射するディーゼルサイクル（Ｄｉｅｓｅｌ Ｃｙｃｌｅ）を採用している。最近では、燃料効率と推進効率の高いＭＥ−ＧＩエンジンに対する関心が高まっている。

通常、蒸発ガス再液化装置は冷凍サイクルを有し、前記冷凍サイクルにより蒸発ガスを冷却して蒸発ガスを再液化する。蒸発ガスを冷却するために冷却流体と熱交換させるが、蒸発ガス自体を冷却流体として使用し自家熱交換する部分再液化システム（ＰＲＳ；Ｐａｒｔｉａｌ Ｒｅ−ｌｉｑｕｅｆａｃｔｉｏｎ Ｓｙｓｔｅｍ）が利用される。

図１は、従来の高圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。

図１を参照すると、従来の高圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムは、貯蔵タンク（１００）から排出された蒸発ガスが、第１バルブ（６１０）を通過した後、自家熱交換器（４１０）に送られる。自家熱交換器（４１０）で冷媒として熱交換され貯蔵タンク（１００）から排出された蒸発ガスは、複数の圧縮シリンダー（２１０、２２０、２３０、２４０、２５０）、および複数の冷却器（３１０、３２０、３３０、３４０、３５０）を備えた多段圧縮機（２００）で多段階の圧縮過程を経た後、一部は高圧エンジンに送られて燃料で使用され、他の一部は再び自家熱交換器（４１０）に送られて貯蔵タンク（１００）から排出された蒸発ガスと熱交換して冷却される。

多段階の圧縮過程を経た後に自家熱交換器（４１０）で冷却された蒸発ガスは、減圧装置（７２０）を経て一部が再液化され、気液分離器（５００）で再液化されたＬＮＧと気体状態で残っている蒸発ガスとが分離される。気液分離器（５００）で分離されたＬＮＧは貯蔵タンク（１００）に送られ、気液分離器（５００）で分離された気体状態の蒸発ガスは第２バルブ（６２０）を経て、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスと合流して自家熱交換器（４１０）に送られる。

一方、貯蔵タンク（１００）から排出された後で自家熱交換器（４１０）を経た蒸発ガスの一部は、多段階の圧縮過程のうち一部の圧縮過程のみを経た後（例えば、５つの圧縮シリンダー（２１０、２２０、２３０、２４０、２５０）、および冷却器（３１０、３２０、３３０、３４０、３５０）のうち、２つの圧縮シリンダー（２１０、２２０）、および冷却器（３１０、３２０）を経た後）に分岐し、第３バルブ（６３０）を経て発電機に送られる。発電機では、高圧エンジンに必要である圧力より低圧力の天然ガスが必要であるため、一部の圧縮過程のみを経た蒸発ガスを発電機に供給する。

図２は、従来の低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。

図２を参照すると、従来の低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムは、従来の高圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムと同様に、貯蔵タンク（１００）から排出された蒸発ガスが、第１バルブ（６１０）を通過した後、自家熱交換器（４１０）に送られる。自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスは、図１に示した高圧エンジンが備えられた場合と同様に、多段圧縮機（２０１、２０２）で多段階の圧縮過程を経た後、再び自家熱交換器（４１０）で送られて、貯蔵タンク（１００）から排出された蒸発ガスを冷媒として熱交換により冷却される。

多段階の圧縮過程を経た後に自家熱交換器（４１０）で冷却された蒸発ガスは、図１に示した高圧エンジンが備えられた場合と同様に、減圧装置（７２０）を経て一部が再液化され、気液分離器（５００）で再液化されたＬＮＧと気体状態で残っている蒸発ガスとが分離され、気液分離器（５００）で分離されたＬＮＧは貯蔵タンク（１００）に送られ、気液分離器（５００）で分離された気体状態の蒸発ガスは第２バルブ（６２０）を経て、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスと合流して自家熱交換器（４１０）に送られる。

ただし、従来の低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムは、図１に示した高圧エンジンを備えた場合と異なり、多段階の圧縮過程を全て経た蒸発ガスの一部がエンジンに送られるのではなく、多段階の圧縮過程の一部のみを経た蒸発ガスが分岐して発電機及び／又はエンジンに送られ、多段階の圧縮過程を全て経た蒸発ガスの全部が自家熱交換器（４１０）に送られる。低圧エンジンは発電機が必要とする圧力に近い圧力の天然ガスを必要とするので、一部の圧縮過程のみ経た蒸発ガスを低圧エンジン及び発電機の両方に供給する。

従来の高圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの場合には、多段階の圧縮過程をすべて経た蒸発ガスの一部を高圧エンジンに送るため、高圧エンジンが必要とする容量を有する１つの多段圧縮機（２００）を設置すればよかった。

しかし、従来の低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの場合には、一部の圧縮過程のみを経た蒸発ガスを発電機及び／又はエンジンに送り、多段階の圧縮過程を全て経た蒸発ガスはエンジンに送らないため、全ての圧縮段階で大容量の圧縮シリンダーを使用する必要がない。

したがって、比較的容量の大きい第１多段圧縮機（２０１）で蒸発ガスを圧縮させた後に一部を分岐させて発電機及び／又はエンジンに送り、比較的容量の小さい第２多段圧縮機（２０２）で残りの蒸発ガスをさらに圧縮して自家熱交換器（４１０）に送る。

従来の低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムは、圧縮機の容量が大きくなるほど費用も増加するので、要求される圧縮量に応じて圧縮機の容量を最適化したが、２つの多段圧縮機（２０１、２０２）を設置した場合には維持補修が困難である欠点があった。

本発明は、相対的に圧力の低い蒸発ガスの一部を分岐させて発電機（低圧エンジンの場合には、発電機及び／又はエンジン）に送る点に着目し、多段階の圧縮過程をすべて経た蒸発ガスを、自家熱交換器（４１０）に送る前に、低圧及び低温の蒸発ガスと熱交換させて予冷（ｐｒｅｃｏｏｌｉｎｇ）する、エンジンを備えた船舶を提供することを目的とする。

前記目的を達成するため本発明の一実施形態では、貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを熱交換させる第１自家熱交換器；前記貯蔵タンクから排出された後に前記第１自家熱交換器を通過した蒸発ガスを多段階で圧縮する多段圧縮機；前記多段圧縮機で圧縮された蒸発ガスの一部を膨張させる第１減圧装置；前記多段圧縮機で圧縮された蒸発ガスの他の一部を、前記第１減圧装置で膨張された蒸発ガスと熱交換させる第２自家熱交換器；前記第２自家熱交換器で予冷されて前記第１自家熱交換器で冷却された蒸発ガスを膨張させる第２減圧装置；を備え、前記第１自家熱交換器は、前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを冷媒として、前記多段圧縮機で圧縮された後に前記第２自家熱交換器を通過した蒸発ガスを冷却する、エンジンを備えた船舶が提供される。

前記第２減圧装置を通過した気液混合状態の蒸発ガスは前記貯蔵タンクに送られる。

前記エンジンを備えた船舶は、第２減圧装置の下流に設置されて再液化された液化天然ガスと気体状態の蒸発ガスとを分離する気液分離器をさらに備えることができ、前記気液分離器で分離された液化天然ガスは前記貯蔵タンクに送られ、前記気液分離器で分離された気体状態の蒸発ガスは前記第１自家熱交換器に送られる。

前記多段圧縮機を通過した蒸発ガスの一部は高圧エンジンに送られる。

前記高圧エンジンはＭＥ−ＧＩエンジンであり得る。

前記高圧エンジンは１５０〜４００ｂａｒの圧力の天然ガスを燃料として使用する。

前記第１減圧装置及び前記第２自家熱交換器を通過した蒸発ガスは発電機に送られる。

前記第１減圧装置及び前記第２自家熱交換器を通過した蒸発ガスは低圧エンジンに送られる。

前記第１減圧装置及び前記第２自家熱交換器を通過した蒸発ガスは、発電機及び低圧エンジンに送られる。

前記低圧エンジンはＤＦエンジン、Ｘ−ＤＦエンジン、ガスタービンのいずれか１つである。

前記低圧エンジンは６〜２０ｂａｒの圧力の天然ガスを燃料として使用する。

前記低圧エンジンは５５ｂａｒの圧力の天然ガスを燃料として使用する。

前記発電機は６〜１０ｂａｒの圧力の天然ガスを燃料として使用する。

前記多段圧縮機は、蒸発ガスを圧縮する複数の圧縮シリンダー；及び前記複数の圧縮シリンダーの下流にそれぞれ設置され、前記圧縮シリンダーで圧縮されて圧力だけでなく温度も上がった蒸発ガスを冷却する複数の冷却器；を備えることができる。

前記多段圧縮機は、蒸発ガスを臨界点以上の圧力まで圧縮することができる。

前記多段圧縮機は、蒸発ガスを１００ｂａｒ以上の圧力まで圧縮することができる。

前記エンジンを備えた船舶は、前記気液分離器で分離されて前記第１自家熱交換器に送られる気体状態の蒸発ガスの流量を調節するバルブをさらに備えることができる。

前記エンジンを備えた船舶は、第１減圧装置及び前記第２自家熱交換器を通過した蒸発ガスを前記発電機に送るライン上に設置される、加熱器をさらに備えることができる。

前記目的を達成するため本発明の他の実施形態では、１）貯蔵タンクから排出された蒸発ガスを多段階で圧縮し、２）前記多段階で圧縮した蒸発ガスの一部を分岐させて（以下、「ａ流れ」という。）膨張させ、３）前記１）ステップにおいて多段階で圧縮した蒸発ガスの他の一部（以下、「ｂ流れ」という。）を、前記２）ステップで膨張させた前記ａ流れと熱交換させ、４）前記３）ステップにおいて前記ａ流れと熱交換させた前記ｂ流れを前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスと第１自家熱交換器で熱交換させ、５）前記４）ステップで前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスと熱交換された前記ｂ流れを膨張させる、方法が提供される。

６）前記５）ステップで膨張された後に一部液化されたｂ流れを、液化天然ガスと気体状態の蒸発ガスに分離することができ、７）前記６）ステップで分離された液化天然ガスは前記貯蔵タンクに送られ、前記６）ステップで分離された気体状態の蒸発ガスは、前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスと合流して前記第１自家熱交換器送られる。

前記１）ステップにおいて多段階で圧縮された蒸発ガスの一部は高圧エンジンに送られる。

前記３）ステップで前記ｂ流れと熱交換された前記ａ流れを発電機に送ることができる。

前記３）ステップで前記ｂ流れと熱交換された前記ａ流れを低圧エンジンに送ることができる。

前記３）ステップにおいて、前記ｂ流れと熱交換された前記ａ流れを発電機及び低圧エンジンに送ることができる。

本発明のエンジンを備えた船舶は、予冷過程を経て温度がもっと低くなった蒸発ガスを自家熱交換器で熱交換させるため再液化効率を高めることができ、低圧エンジンを備えた場合でも１つの多段圧縮機を設置すれば良いので、維持補修が容易になるという利点がある。

従来の高圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。 従来の低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。 本発明の実施形態に係る高圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。 本発明の実施形態に係る低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。 温度と圧力によるメタンの相変化を概略的に示すグラフである。

以下、添付した図面を参照して、本発明の実施形態の構成と作用を詳細に説明する。本発明のエンジンを備えた船舶は、海上及び陸上で様々な応用と適用が可能である。また、下記の実施形態は、他の様々な形態に変更することができ、本発明の範囲は下記の実施形態によって限定されない。

図３は、本発明の実施形態に係る高圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。

本実施形態における蒸発ガスは、貯蔵タンク（１００）から排出された蒸発ガスの通称であり、必ずしも気体状態である場合だけを意味するのではなく、気体状態である場合、気液混合状態である場合、液体状態である場合、および超臨界流体状態である場合を包括する。

図３を参照すると、本実施形態のエンジンを備えた船舶は、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスを熱交換させる第１自家熱交換器（４１０）；貯蔵タンク（１００）から排出された後に第１自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスを多段階で圧縮する多段圧縮機（２００）；多段圧縮機（２００）で圧縮された蒸発ガスの一部を膨張させる第１減圧装置（７１０）；多段圧縮機（２００）で圧縮された蒸発ガスの他の一部を、第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガスと熱交換させる第２自家熱交換器（４２０）；及び第２自家熱交換器（４２０）と第１自家熱交換器（４１０）を通過して冷却された蒸発ガスを膨張させる第２減圧装置（７２０）；を備える。

本実施形態の第１自家熱交換器（４１０）は、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスと、多段圧縮機（２００）で圧縮された後に第２自家熱交換器（４２０）を通過した蒸発ガス（図３のｂ流れ）を熱交換させる。すなわち、第１自家熱交換器（４１０）は、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスを冷媒として、多段圧縮機（２００）で圧縮された後に第２自家熱交換器（４２０）を通過した蒸発ガス（図３のｂ流れ）を冷却する。自家熱交換器の自家（Ｓｅｌｆ−）は、低温の蒸発ガス自体を冷却流体で使用して高温の蒸発ガスと熱交換させることを意味する。

本実施形態の多段圧縮機（２００）は、貯蔵タンク（１００）から排出された後に第１自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスを多段階で圧縮する。本実施形態の多段圧縮機（２００）は、蒸発ガスを圧縮する複数の圧縮シリンダー（２１０、２２０、２３０、２４０、２５０）と、複数の圧縮シリンダー（２１０、２２０、２３０、２４０、２５０）の下流にそれぞれ設置され、圧縮シリンダー（２１０、２２０、２３０、２４０、２５０）で圧縮されて圧力だけでなく温度も上がった蒸発ガスを冷却する複数の冷却器（３１０、３２０、３３０、３４０、３５０）を備える。本実施形態では、多段圧縮機（２００）が５つの圧縮シリンダー（２１０、２２０、２３０、２４０、２５０）、および５つの冷却器（３１０、３２０、３３０、３４０、３５０）を備えて、多段圧縮機（２００）を通過する蒸発ガスが５段階の圧縮過程を経る場合を例に挙げて説明したが、これに限定されない。

本実施形態の第１減圧装置（７１０）は、多段圧縮機（２００）で多段階の圧縮過程を経た後に一部が分岐した蒸発ガス（図３のａ流れ）を膨張させた後、第２自家熱交換器（４２０）に送る。第１減圧装置（７１０）は膨張機または膨張バルブである。

本実施形態の第２自家熱交換器（４２０）は、多段圧縮機（２００）で多段階の圧縮過程を経た蒸発ガスの一部（図３のｂ流れ）と、多段圧縮機（２００）を通過した後に第１減圧装置（７１０）を通過した他の一部の蒸発ガス（図３のａ流れ）を熱交換させる。すなわち、第２自家熱交換器（４２０）は、多段圧縮機（２００）を通過した蒸発ガスの一部（図３のｂ流れ）を、多段圧縮機（２００）を通過した後に分岐して第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガス（図３のａ流れ）を冷媒として冷却する。

本実施形態の第２減圧装置（７２０）は、多段圧縮機（２００）を通過した後、第２自家熱交換器（４２０）で予冷され第１自家熱交換器（４１０）で冷却された蒸発ガスを膨張させる。第２減圧装置（７２０）は膨張機または膨張バルブである。

本実施形態のエンジンを備えた船舶は、第２自家熱交換器（４２０）及び第１自家熱交換器（４１０）を通過し冷却されて第２減圧装置（７２０）で膨張されて一部再液化された液化天然ガスと、気体状態で残っている蒸発ガスとを分離する、気液分離器（５００）をさらに備えることができる。気液分離器（５００）で分離された液化天然ガスは貯蔵タンク（１００）に送られ、気液分離器（５００）で分離された気体状態の蒸発ガスは、貯蔵タンク（１００）から第１自家熱交換器（４１０）まで蒸発ガスを送るライン上に送られる。

本実施形態のエンジンを備えた船舶は、必要に応じて貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスを遮断する第１バルブ（６１０）；及び第１減圧装置（７１０）と第２自家熱交換器（４２０）を通過した後に発電機に送られる蒸発ガスの温度を高める加熱器（８００）；のいずれか１つ以上をさらに備えることができる。第１バルブ（６１０）は、平常時には開いた状態を維持し、貯蔵タンク（１００）の管理及び補修作業などの必要な場合に閉じることになる。

また、本実施形態のエンジンを備えた船舶が気液分離器（５００）を備える場合、本実施形態のエンジンを備えた船舶は、気液分離器（５００）で分離されて第１自家熱交換器（４１０）に送られる気体状態の蒸発ガスの流量を調節する第２バルブ（６２０）をさらに備えることができる。

以下、本実施形態における流体の流れを説明する。後述する蒸発ガスの温度及び圧力は大まかな理論値を示し、蒸発ガスの温度、エンジンの要求圧力、多段圧縮機の設計方式、船舶の速度などによって異なる。

外部からの熱侵入により貯蔵タンク（１００）の内部で発生した、約−１３０〜−８０℃の常圧蒸発ガスは、所定圧力以上になると排出されて第１自家熱交換器（４１０）に送られる。

貯蔵タンク（１００）から排出された約−１３０〜−８０℃の蒸発ガスは、気液分離器（５００）で分離された約−１６０〜−１１０℃の常圧蒸発ガスと混合されて、約−１４０〜−１００℃の常圧状態になって第１自家熱交換器（４１０）に送られる。

貯蔵タンク（１００）から排出されて第１自家熱交換器（４１０）に送られた蒸発ガスは、多段圧縮機（２００）及び第２自家熱交換器（４２０）を通過した約−５０〜３０℃、１５０〜４００ｂａｒの蒸発ガス（図３のｂ流れ）と熱交換されて、約−９０〜４０℃の常圧状態になる。

貯蔵タンク（１００）から排出されて第１自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスは、多段圧縮機（２００）によって多段階で圧縮され臨界点以上の圧力を有することになる。

図５は、温度と圧力によるメタンの相変化を概略的に示すグラフである。図５を参照すると、メタンは約−８０℃以上の温度および約５０ｂａｒ以上の圧力条件になると超臨界流体の状態になる。すなわち、メタンの場合、約−８０℃、５０ｂａｒの状態が臨界点になる。超臨界流体の状態は、液体状態や気体状態と異なる第３の状態である。ただし、蒸発ガスを含む窒素の含量によって臨界点は異なる。

一方、臨界点以上の圧力で臨界点より低い温度になると、一般的な液体状態と異なる、高い密度の超臨界流体状態と類似な状態になることがあり、臨界点以上の圧力及び臨界点以下の温度を有する流体も包括して超臨界流体と称することもあるが、本明細書では、臨界点以上の圧力及び臨界点以下の温度を有する蒸発ガスの状態を、以下、「高圧液体状態」という。

図５を参照すると、比較的低圧の気体状態（図５のＸ）の天然ガスは、温度及び圧力を下げても気体状態（図５のＸ´）を維持することがあるが、気体の圧力を高めた後には（図５のＹ）温度及び圧力を同様に下げても一部が液化されて気液混合状態（図５のＹ´）になることが分かる。すなわち、天然ガスが自家熱交換器（４１０、４２０）を通過する前に天然ガスの圧力を高めるほど液化効率が高くなり、圧力を十分に高めることができれば理論的には１００％の液化も可能であることが分かる。

したがって、本実施形態の多段圧縮機（２００）は、蒸発ガスを再液化するために、蒸発ガスを臨界点以上の圧力まで圧縮する。

本実施形態において、多段圧縮機（２００）を通過した蒸発ガスの一部を高圧エンジンの燃料として使用するので、多段圧縮機（２００）で蒸発ガスを高圧エンジンが要求する圧力まで圧縮する。高圧エンジンがＭＥ−ＧＩエンジンである場合、多段圧縮機（２００）を通過した蒸発ガスは、約４０〜５０℃、１５０〜４００ｂａｒの状態になる。

多段圧縮機（２００）で多段階の圧縮過程を経て臨界点以上の圧力まで圧縮された蒸発ガスは、一部が高圧エンジンで燃料として使用され、他の一部は再び２つの流れに分岐する。

多段圧縮機（２００）で圧縮された後にエンジンに送られなかった蒸発ガスのうち一方の流れ（図３のａ流れ）は、第１減圧装置（７１０）で膨張された後で第２自家熱交換器（４２０）に送られ、他方の流れ（図３のｂ流れ）は直ちに第２自家熱交換器（４２０）に送られ、第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガス（図３のａ流れ）と熱交換される。すなわち、多段圧縮機（２００）で圧縮された蒸発ガスを第１自家熱交換器（４１０）に送る前に、第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガス（図３のａ流れ）を冷媒として、多段圧縮機（２００）で圧縮された蒸発ガス（図３のｂ流れ）を第２自家熱交換器（４２０）で予冷し、再液化効率を高める。

第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガスは発電機に送られるので、第１減圧装置（７１０）で発電機が必要とする圧力まで蒸発ガスを膨張させ、第１減圧装置（７１０）を通過した蒸発ガスは、約−６０〜２０℃、６〜１０ｂａｒの状態になる。

本実施形態の貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスは大別して３つの方法で運用される。臨界点以上の圧力で圧縮されてエンジンの燃料として使用されるか、臨界点以下の比較的低い圧力で圧縮されて発電機に送られるか、エンジン及び発電機が必要とする量を満たした後に残った蒸発ガスは再液化されて貯蔵タンク（１００）に戻される。

本実施形態では、発電機に送るために第１減圧装置（７１０）で膨張させた蒸発ガスが、圧力だけでなく温度も低くなるという点を利用して、第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガス（図３のａ流れ）を冷媒として、多段圧縮機（２００）で臨界点以上の圧力まで圧縮された蒸発ガス（図３のｂ流れ）を熱交換させて１次的に予冷する。

図５を参照すると、予冷段階を経て温度がもっと低くなった蒸発ガスを自家熱交換させたら再液化効率が更に高くなることが分かり（図５のＹ）、本実施形態のエンジンを備えた船舶は、第２自家熱交換器（４２０）で蒸発ガスの温度をもっと下げた後で第１自家熱交換器（４１０）に送るので再液化効率を高めることができ、別の冷媒を使用して蒸発ガスを予冷するのではなく、蒸発ガス自体を冷媒として使用し自家熱交換を介して蒸発ガスを予冷するので経済的である。

多段圧縮機（２００）で圧縮された後に一部分岐して第１減圧装置（７１０）を通過した蒸発ガス（図３のａ流れ）は、第２自家熱交換器（４２０）で熱交換された後で発電機に送られる。発電機は、約６〜１０ｂａｒの圧力が必要であり、第１減圧装置（７１０）及び第２自家熱交換器（４２０）を通過した後で発電機に送られる蒸発ガスは、発電機の上流に設置された加熱器（８００）で発電機が必要とする温度に調節することができる。

第１減圧装置（７１０）及び第２自家熱交換器（４２０）を通過した蒸発ガスは約−３０〜４０℃、６〜１０ｂａｒの状態になり、加熱器（８００）を通過した蒸発ガスは約４０〜５０℃、６〜１０ｂａｒの気体状態になる。また、第１減圧装置（７１０）を通過した蒸発ガスは、気体状態または気液混合状態になり、第２自家熱交換器（４２０）を通過し冷熱を奪われて気体状態になる。

多段圧縮機（２００）で圧縮された後に一部分岐して直ちに第２自家熱交換器（４２０）に送られた蒸発ガス（図３のｂ流れ）は、第２自家熱交換器（４２０）で予冷されて約−５０〜３０℃、１５０〜４００ｂａｒの状態になった後、第１自家熱交換器（４１０）に送られる。多段圧縮機（２００）及び第２自家熱交換器（４２０）を通過した蒸発ガスの圧力が約１５０〜４００ｂａｒになるのは、本実施形態の高圧エンジンが必要とする燃料の圧力が約１５０〜４００ｂａｒであるからであり、多段圧縮機（２００）及び第２自家熱交換器（４２０）を通過した蒸発ガスの圧力は、エンジンが要求する圧力に応じて異なる。

第２自家熱交換器（４２０）で予冷された後で第１自家熱交換器（４１０）に送られた蒸発ガスは、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスと熱交換して冷却され、約−１３０〜−９０℃、１５０〜４００ｂａｒの状態になる。

多段圧縮機（２００）で圧縮された後で第２自家熱交換器（４２０）による予冷過程及び第１自家熱交換器（４１０）による冷却過程を経た蒸発ガスは、第２減圧装置（７２０）で膨張されて一部が再液化される。第２減圧装置（７２０）を通過した蒸発ガスは約−１４０〜−１１０℃、２〜１０ｂａｒの状態になる。

第２減圧装置（７２０）を通過して一部再液化された蒸発ガスは、気液混合状態で直ちに貯蔵タンク（１００）に送られるか、気液分離器（５００）に送られて液体状態と気体状態とに分離される。

一部液化された蒸発ガスが気液分離器（５００）に送られる場合、気液分離器（５００）で分離された約−１６３℃、常圧の液化天然ガスは貯蔵タンク（１００）に送られ、気液分離器（５００）で分離された約−１６０〜−１１０℃、常圧の気体状態の蒸発ガスは、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスと共に第１自家熱交換器（４１０）に送られる。気液分離器（５００）で分離されて第１自家熱交換器（４１０）に送られる蒸発ガスは第２バルブ（６２０）によって流量の調節ができる。

図４は、本発明の実施形態に係る低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。

図４に示した低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムは、図３に示した高圧エンジンを備える場合に比べて、多段圧縮機（２００）によって多段階で圧縮された蒸発ガスの一部がエンジンに送られるのではなく、第１減圧装置（７１０）及び第２自家熱交換器（４２０）を通過した蒸発ガスが発電機および／またはエンジンに送られることで相違点があり、以下相違点を中心に説明する。前述した高圧エンジンを備えた船舶と同じ部材については詳細な説明を省略する。

図３に示した部分再液化システムが適用される船舶に備えられる高圧エンジンと、図４に示した部分再液化システムが適用される船舶が備えられる低圧エンジンは、エンジンの燃料として臨界点以上の圧力を有する天然ガスを使用するか否かによって区別する。すなわち、臨界点以上の圧力の天然ガスを燃料として使用するエンジンが高圧エンジンであり、臨界点未満の圧力の天然ガスを燃料として使用するエンジンが低圧エンジンである。

図４を参照すると、本実施形態のエンジンを備えた船舶は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、第１自家熱交換器（４１０）、多段圧縮機（２００）、第１減圧装置（７１０）、第２自家熱交換器（４２０）、及び第２減圧装置（７２０）を備える。

本実施形態の第１自家熱交換器（４１０）は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスと、多段圧縮機（２００）で圧縮された後に第２自家熱交換器（４２０）を通過した蒸発ガス（図４のｂ流れ）を熱交換させる。すなわち、第１自家熱交換器（４１０）は、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスを冷媒として、多段圧縮機（２００）で圧縮された後に第２自家熱交換器（４２０）を通過した蒸発ガス（図４のｂ流れ）を冷却する。

本実施形態の多段圧縮機（２００）は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、貯蔵タンク（１００）から排出された後に第１自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスを多段階で圧縮する。本実施形態の多段圧縮機（２００）は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、複数の圧縮シリンダー（２１０、２２０、２３０、２４０、２５０）と複数のクーラー（３１０、３２０、３３０、３４０、３５０）を備える。

本実施形態の第１減圧装置（７１０）は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、多段圧縮機（２００）で多段階の圧縮過程を経た後に一部分岐した蒸発ガス（図４のａ流れ）を膨張させた後、第２自家熱交換器（４２０）に送る。第１減圧装置（７１０）は、膨張機または膨張バルブである。

本実施形態の第２自家熱交換器（４２０）は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、多段圧縮機（２００）で多段階の圧縮過程を経た蒸発ガスの一部（図４のｂ流れ）と、多段圧縮機（２００）を通過した後に第１減圧装置（７１０）を通過した他の一部の蒸発ガス（図４のａ流れ）を熱交換させる。すなわち、第２自家熱交換器（４２０）は、多段圧縮機（２００）を通過した蒸発ガスの一部（図４のｂ流れ）を、多段圧縮機（２００）を通過した後に分岐して第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガス（図４のａ流れ）を冷媒として冷却する。

本実施形態の第２減圧装置（７２０）は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、多段圧縮機（２００）を通過した後に第２自家熱交換器（４２０）で予冷され、第１自家熱交換器（４１０）で冷却された蒸発ガスを膨張させる。第２減圧装置（７２０）は、膨張機または膨張バルブである。

本実施形態のエンジンを備えた船舶は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、第２減圧装置（７２０）の下流に設置される気液分離器（５００）をさらに備えることができる。気液分離器（５００）で分離された液化天然ガスは貯蔵タンク（１００）に送られ、気液分離器（５００）で分離された気体状態の蒸発ガスは、貯蔵タンク（１００）から第１自家熱交換器（４１０）まで蒸発ガスを送るライン上に送られる。

本実施形態のエンジンを備えた船舶は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、必要に応じて貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスを遮断する第１バルブ（６１０）；及び第１減圧装置（７１０）と第２自家熱交換器（４２０）を通過した後に発電機に送られる蒸発ガスの温度を高める加熱器（８００）；のいずれか１つ以上をさらに備えることができる。

また、本実施形態のエンジンを備えた船舶が気液分離器（５００）を備える場合には、本実施形態のエンジンを備えた船舶は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、気液分離器（５００）で分離されて第１自家熱交換器（４１０）に送られる気体状態の蒸発ガスの流量を調節する第２バルブ（６２０）をさらに備えることができる。

以下、本実施形態における流体の流れを説明する。

外部からの熱侵入により貯蔵タンク（１００）の内部で発生した、約−１３０〜−８０℃、常圧の蒸発ガスは、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、所定圧力以上になると排出されて第１自家熱交換器（４１０）に送られる。

貯蔵タンク（１００）から排出された約−１３０〜−８０℃の蒸発ガスは、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、気液分離器（５００）で分離された約−１６０〜−１１０℃、常圧の蒸発ガスと混合され、約−１４０〜−１００℃の常圧状態になって第１自家熱交換器（４１０）に送られる。

貯蔵タンク（１００）から排出されて第１自家熱交換器（４１０）に送られた蒸発ガスは、多段圧縮機（２００）及び第２自家熱交換器（４２０）を通過した約−５０〜３０℃、１００〜３００ｂａｒの蒸発ガス（図４のｂ流れ）と熱交換されて、約−９０〜４０℃の常圧状態になる。

貯蔵タンク（１００）から排出されて第１自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスは、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、多段圧縮機（２００）によって多段階で圧縮され臨界点以上の圧力を有することになる。

本実施形態では、図３に示した高圧エンジンを備える場合と異なり、多段圧縮機（２００）を通過した蒸発ガスの一部が直ちにエンジンに送られないので、多段圧縮機（２００）でエンジンが要求する圧力まで蒸発ガスを圧縮する必要がない。しかし、再液化効率のために、多段圧縮機（２００）で蒸発ガスを臨界点以上の圧力まで圧縮することが好ましく、さらに好ましくは１００ｂａｒ以上まで圧縮することが再液化効率の面で有利である。多段圧縮機（２００）を通過した蒸発ガスは、約４０〜５０℃、１００〜３００ｂａｒの状態になる。

本実施形態の低圧エンジンを備えた船舶は、図２に示した従来の場合と異なり、１つの多段圧縮機を備えるため、維持及び補修が容易になるという利点がある。

多段圧縮機（２００）で多段階の圧縮過程を経て、臨界点以上の圧力まで圧縮された蒸発ガスは、図３に示した高圧エンジンを備える場合と異なり、一部がエンジンに送られず、全てが２つの流れに分岐し、第１減圧装置（７１０）または第２自家熱交換器（４２０）に送られる。

多段圧縮機（２００）で圧縮された蒸発ガスは、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、一方の流れ（図４のａ流れ）は、第１減圧装置（７１０）で膨張された後に第２自家熱交換器（４２０）に送られ、他方の流れ（図４のｂ流れ）は直ちに第２自家熱交換器（４２０）に送られ、第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガス（図４のａ流れ）と熱交換される。すなわち、多段圧縮機（２００）で圧縮された蒸発ガスを第１自家熱交換器（４１０）に送る前に、第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガス（図４のａ流れ）を冷媒として、多段圧縮機（２００）で圧縮された蒸発ガス（図４のｂ流れ）を第２自家熱交換器（４２０）により予冷し、再液化効率を高める。

第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガスは低圧エンジンおよび／または発電機に送られるため、第１減圧装置（７１０）で低圧エンジンおよび／または発電機が必要とする圧力まで蒸発ガスを膨張させる。第１減圧装置（７１０）を通過した蒸発ガスは約−６０〜２０℃、６〜２０ｂａｒの状態になる。ただし、低圧エンジンがガスタービンである場合、第１減圧装置（７１０）を通過した蒸発ガスは約５５ｂａｒである。

多段圧縮機（２００）で圧縮された後に一部分岐して第１減圧装置（７１０）を通過した蒸発ガス（図４のａ流れ）は、第２自家熱交換器（４２０）で熱交換された後、図３に図示した高圧エンジンを備える場合と異なり、発電機だけでなくエンジンにも送られる。

第１減圧装置（７１０）及び第２自家熱交換器（４２０）を通過した後で発電機に送られる蒸発ガスは、加熱器（８００）で発電機が必要とする温度に調節することができる。第１減圧装置（７１０）及び第２自家熱交換器（４２０）を通過した蒸発ガスは約−３０〜４０℃、６〜２０ｂａｒの状態になり、加熱器（８００）を通過した蒸発ガスは約４０〜５０℃、６〜２０ｂａｒの気体状態である。ただし、低圧エンジンがガスタービンである場合、加熱器（８００）を通過した蒸発ガスは約５５ｂａｒである。

発電機は約６〜１０ｂａｒの圧力が必要であり、低圧エンジンは約６〜２０ｂａｒの圧力が必要である。低圧エンジンは、ＤＦエンジン、Ｘ−ＤＦエンジン、またはガスタービンである。ただし、低圧エンジンがガスタービンである場合、低圧エンジンは約５５ｂａｒの圧力を必要とする。

第１減圧装置（７１０）を通過した蒸発ガスは、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、気体状態または気液混合状態になり、第２自家熱交換器（４２０）を通過して冷熱を奪われ気体状態になる。

多段圧縮機（２００）で圧縮された後に一部分岐して直ちに第２自家熱交換器（４２０）に送られた蒸発ガス（図４のｂ流れ）は、第２自家熱交換器（４２０）で予冷されて約−５０〜３０℃、１００〜３００ｂａｒの状態になった後、第１自家熱交換器（４１０）に送られる。

多段圧縮機（２００）及び第２自家熱交換器（４２０）を通過した蒸発ガスの圧力が約１００〜３００ｂａｒであるのは、前述したように、第２自家熱交換器（４２０）における再液化効率のため多段圧縮機（２００）によって臨界点以上まで圧縮する必要があるからである。多段圧縮機（２００）及び第２自家熱交換器（４２０）を通過した蒸発ガスの圧力は、運用条件に応じて異なる。

第２自家熱交換器（４２０）で予冷された後で第１自家熱交換器（４１０）に送られた蒸発ガスは、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスと熱交換して冷却され、約−１３０〜−９０℃、１００〜３００ｂａｒの状態になる。

多段圧縮機（２００）で圧縮された後に第２自家熱交換器（４２０）による予冷過程及び第１自家熱交換器（４１０）による冷却過程を経た蒸発ガスは、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、第２減圧装置（７２０）で膨張されて一部が再液化される。第２減圧装置（７２０）を通過した蒸発ガスは約−１４０〜−１１０℃、２〜１０ｂａｒの状態になる。

第２減圧装置（７２０）を通過して一部再液化された蒸発ガスは、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、気液混合状態で直ちに貯蔵タンク（１００）に送られるか、気液分離器（５００）に送られて液体状態と気体状態とに分離される。

一部液化された蒸発ガスが気液分離器（５００）に送られる場合、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、気液分離器（５００）で分離された約−１６３℃、常圧の液化天然ガスは貯蔵タンク（１００）に送られ、気液分離器（５００）で分離された約−１６０〜−１１０℃、常圧の気体状態の蒸発ガスは貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスと共に第１自家熱交換器（４１０）に送られる。気液分離器（５００）で分離されて第１自家熱交換器（４１０）に送られる蒸発ガスは第２バルブ（６２０）によって流量の調節ができる。

本発明は、前記実施形態に限定されず、本発明の技術的要旨を超えない範囲内で様々な修正または変更した実施が可能であることは、本発明が属する技術分野における通常の知識を有する者において自明である。

Claims (20)

1. 貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを熱交換させる第１自家熱交換器；
   前記貯蔵タンクから排出された後に前記第１自家熱交換器を通過した蒸発ガスを多段階で圧縮する多段圧縮機；
   前記多段圧縮機で圧縮された蒸発ガスの一部を膨張させる第１減圧装置；
   前記多段圧縮機で圧縮された蒸発ガスの他の一部を、前記第１減圧装置で膨張された蒸発ガスと熱交換させる第２自家熱交換器；及び
   前記第２自家熱交換器で予冷されて前記第１自家熱交換器で冷却された蒸発ガスを膨張させる第２減圧装置；を備え、
   前記第１自家熱交換器は、前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを冷媒として、前記多段圧縮機で圧縮された後に前記第２自家熱交換器を通過した蒸発ガスを冷却する、エンジンを備えた船舶。
2. 前記第２減圧装置を通過した気液混合状態の蒸発ガスは、前記貯蔵タンクに送られることを特徴とする請求項１に記載のエンジンを備えた船舶。
3. 前記第２減圧装置の下流に設置されて再液化された液化天然ガスと気体状態の蒸発ガスとを分離する気液分離器をさらに備え、
   前記気液分離器で分離された液化天然ガスは前記貯蔵タンクに送られ、
   前記気液分離器で分離された気体状態の蒸発ガスは前記第１自家熱交換器に送られることを特徴とする請求項１に記載のエンジンを備えた船舶。
4. 前記多段圧縮機を通過した蒸発ガスの一部は高圧エンジンに送られることを特徴とする請求項１に記載のエンジンを備えた船舶。
5. 前記高圧エンジンはＭＥ−ＧＩエンジンであることを特徴とする請求項４に記載のエンジンを備えた船舶。
6. 前記高圧エンジンは１５０〜４００ｂａｒの圧力の天然ガスを燃料として使用する請求項４に記載のエンジンを備えた船舶。
7. 前記第１減圧装置及び前記第２自家熱交換器を通過した蒸発ガスは、発電機及び低圧エンジンのいずれか１つ以上に送られることを特徴とする請求項１に記載のエンジンを備えた船舶。
8. 前記低圧エンジンは、ＤＦエンジン、Ｘ−ＤＦエンジン、ガスタービンのいずれか１つであることを特徴とする請求項７に記載のエンジンを備えた船舶。
9. 前記低圧エンジンは６〜２０ｂａｒの圧力の天然ガスを燃料として使用することを特徴とする請求項７に記載のエンジンを備えた船舶。
10. 前記低圧エンジンは５５ｂａｒの圧力の天然ガスを燃料として使用することを特徴とする請求項７に記載のエンジンを備えた船舶。
11. 前記発電機は６〜１０ｂａｒの圧力の天然ガスを燃料として使用することを特徴とする請求項７に記載のエンジンを備えた船舶。
12. 前記多段圧縮機は、蒸発ガスを臨界点以上の圧力まで圧縮することを特徴とする請求項１に記載のエンジンを備えた船舶。
13. 前記多段圧縮機は、蒸発ガスを１００ｂａｒ以上の圧力まで圧縮することを特徴とする請求項１２に記載のエンジンを備えた船舶。
14. 前記気液分離器で分離されて前記第１自家熱交換器に送られる気体状態の蒸発ガスの流量を調節するバルブをさらに備える請求項３に記載のエンジンを備えた船舶。
15. 前記第１減圧装置及び前記第２自家熱交換器を通過した蒸発ガスを前記発電機に送るライン上に設置される、加熱器をさらに備える請求項７に記載のエンジンを備えた船舶。
16. １）貯蔵タンクから排出された蒸発ガスを多段階で圧縮し、
    ２）前記多段階で圧縮された蒸発ガスの一部を分岐させて（以下、「ａ流れ」という。）膨張させ、
    ３）前記１）ステップにおいて多段階で圧縮された蒸発ガスの他の一部（以下、「ｂ流れ」という。）を、前記２）ステップで膨張させた前記ａ流れと熱交換させ、
    ４）前記３）ステップで前記ａ流れと熱交換させた前記ｂ流れを前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスと第１自家熱交換器で熱交換させ、
    ５）前記４）ステップで前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスと熱交換された前記ｂ流れを膨張させる、方法。
17. ６）前記５）ステップで膨張された後に一部液化されたｂ流れを、液化天然ガスと気体状態の蒸発ガスに分離し、
    ７）前記６）ステップで分離された液化天然ガスは前記貯蔵タンクに送り、前記６）ステップで分離された気体状態の蒸発ガスは前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスと合流させて前記第１自家熱交換器に送ることを特徴とする、請求項１６に記載の方法。
18. 前記１）ステップにおいて多段階で圧縮された蒸発ガスの一部を高圧エンジンに送ることを特徴とする請求項１６に記載の方法。
19. 前記３）ステップで前記ｂ流れと熱交換された前記ａ流れを発電機に送ることを特徴とする請求項１６に記載の方法。
20. 前記３）ステップで前記ｂ流れと熱交換された前記ａ流れを低圧エンジン及び発電機のいずれか１つ以上に送ることを特徴とする請求項１６に記載の方法。
    

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