JP2019055617A - ボイルオフガス処理システム - Google Patents

Abstract

【課題】液化ガス貯蔵タンクで発生するボイルオフガスを低コストで有効に処理する。【解決手段】ボイルオフガス処理システム１０が適用された船舶または浮体構造物では、液化ガスを液化ガス貯蔵タンク１２に貯蔵する。液化ガス貯蔵タンク１２内の液化ガスを燃料ガス気化器１６で強制気化して、ガス焚き可能な複数の発電機関２０に供給するための液化ガス供給ライン１５と、液化ガス貯蔵タンク１２内で発生するボイルオフガスを液化ガス貯蔵タンク１２内の圧力のみで複数の発電機関２０に供給するためのフリーフローガス供給ライン２３を備える。液化ガス貯蔵タンク１２で蓄圧可能な圧力は、発電機関２０の定格出力での要求圧力でフリーフローガス供給ライン２３を通してボイルオフガスを供給するために必要な圧力よりも低い。【選択図】図１

Description

本発明は、液化ガスを貯蔵するタンク内で発生するナチュラルボイルオフガスを処理するためのシステムに関する。

液化ガス運搬船や液化ガスを燃料とする船舶および浮体構造物では、液化ガス貯蔵タンク内への入熱によりボイルオフガス（ＢＯＧ）が発生し、液化ガス貯蔵タンク内の圧力が上昇する。そのため、タンク内の圧力上昇を抑制するために、ボイルオフガスをガス焚き可能な発電機関やボイラの燃料として消費する構成が知られている（特許文献１）。

特開２０１５−０７４４１８号公報

ガス焚き可能な発電機関で要求されるガス圧力で液化ガス貯蔵タンクのボイルオフガスを供給するには、液化ガス貯蔵タンクで蓄圧可能な設計圧力を発電機関の要求圧力よりも十分に高くするか、ガスコンプレッサを用いてボイルオフガスを加圧する必要がある。しかし、タンクの設計圧力を上げるにはタンク肉厚を厚くする必要があり液化ガス貯蔵タンクの製造コストが増大する。また、ガスコンプレッサの設置、運用にもやはりコストが掛かり、特に冗長性を確保するにはガスコンプレッサを２台以上設置する必要がありコスト高となる。

本発明は、液化ガス貯蔵タンクで発生するボイルオフガスを低コストで有効に処理することを目的としている。

本発明の船舶または浮体構造物のボイルオフガス処理システムは、液化ガスを貯蔵する液化ガス貯蔵タンクと、液化ガス貯蔵タンク内の液化ガスを強制気化して、ガス焚き可能な複数の発電機関に供給するための液化ガス供給手段と、液化ガス貯蔵タンク内で発生するボイルオフガスを液化ガス貯蔵タンク内の圧力のみで複数の発電機関に供給するためのフリーフローガス供給手段とを備え、液化ガス貯蔵タンクで蓄圧可能な圧力が、発電機関の定格出力での要求圧力でフリーフローガス供給手段を通してボイルオフガスを供給するために必要な圧力よりも低いことを特徴としている。

複数の発電機関の少なくとも１つは、フリーフローガス供給手段から燃料供給を受け、複数の発電機関の少なくとも別の１つが液化ガス供給手段またはフリーフローガス供給手段から燃料供給を受ける。ガスコンプレッサを介して液化ガス貯蔵タンク内で発生するボイルオフガスを複数の発電機関に供給するための圧縮ガス供給手段を更に備えてもよい。フリーフローガス供給手段から複数の発電機関の各々に各開閉弁を介してボイルオフガスを供給可能である。液化ガス貯蔵タンクは、例えば低圧のタイプＣの圧力タンクである。フリーフローガス供給手段を用いて複数の発電機関の全てを運転するときの発電機関の合算出力は、船舶または浮体構造物の航海中に必要とされる最大出力以上である。

本発明の船舶もしくは浮体構造物は、上記ボイルオフガス処理システムの何れかを備えたことを特徴としている。

本発明によれば、液化ガス貯蔵タンクで発生するボイルオフガスを低コストで有効に処理することができる。

本発明の第１実施形態のボイルオフガス処理システムの構成を示すブロック図である。 発電機関へのガス供給圧力と発電機関負荷（出力）の関係を示すグラフである。 第２実施形態のボイルオフガス処理システムの構成を示すブロック図である。 第３実施形態のボイルオフガス処理システムの構成を示すブロック図である。 第４実施形態のボイルオフガス処理システムの構成を示すブロック図である。 第５実施形態のボイルオフガス処理システムの構成を示すブロック図である。

以下、本発明の実施形態について添付図面を参照して説明する。
図１は、本発明の第１実施形態である船舶に設けられるボイルオフガス処理システムの構成を示すブロック図である。

第１実施形態のボイルオフガス処理システム１０は、例えばＬＮＧなどの液化ガスを燃料あるいは貨物として貯蔵する液化ガス貯蔵タンク１２内への入熱で発生するボイルオフガス（ＢＯＧ）を処理するためのシステムである。液化ガス貯蔵タンク１２は、例えばその設計圧力が０．８ＭＰａＧ以下、より具体的には、設計圧力（または上限圧力）が約０．２ＭＰａＧ〜０．５ＭＰａＧの低圧型のタイプＣの圧力タンクである。

液化ガス貯蔵タンク１２の底面近くには、タンク内の液化ガスを汲み上げる液ポンプ１４が設けられる。液ポンプ１４により汲み上げられた液化ガスは、液化ガス供給ライン１５を通して燃料ガス気化器（Ｆ／Ｖ）１６へ送られ強制気化されて、その後、強制気化された液化ガスは、開閉弁２０Ａをそれぞれ介してガス焚き可能な複数の発電機関２０、および開閉弁２２Ａを介してボイラ２２へと供給可能である（液化ガス供給手段）。発電機関２０は、例えばディーゼル燃料とガス燃料を使用できる２元燃料焚きディーゼル発電機関（ＤＦ ＤＧ）であり、ボイラ２２は、例えば２元燃料焚きボイラ（ＤＦ ＢＬＲ）である。また、燃料ガス気化器１６は蒸発部を主に担う気化器と発電機関の要求温度に加熱するガスヒータに分けて設置しても良い。なお、本実施形態において発電機関２０は、１００％の負荷で運転するには例えば０．５ＭＰａＧ前後の圧力（要求圧力）でガスを供給する必要がある。この場合、発電機関２０やボイラ２２までの配管圧力損失等を考慮し、液化ガス供給手段は、約０．５ＭＰａＧ〜１．０ＭＰａＧで燃料ガスを供給可能とする。

一方、液化ガス貯蔵タンク１２には、タンク１２内で発生するボイルオフガスを抽出するフリーフローガス供給ライン２３が設けられる。フリーフローガス供給ライン２３へ抽出されたボイルオフガスは、ヒータ（ＨＴＲ）２４で加熱され、その後開閉弁２０Ｂをそれぞれ介してガス焚き可能な複数の発電機関２０、および開閉弁２２Ｂを介してボイラ２２へと供給可能である（フリーフローガス供給手段）。

次に、図２を参照して、船舶が航海中に必要とする電力が１，２００ｋＷ、各発電機関２０の１００％負荷での出力が１，２００ｋＷ、各発電機関２０までのフリーフローガス供給ライン２３を通したガス供給における圧力損失が０．１ＭＰａＧとして、第１実施形態のボイルオフガス処理システム１０の運用方法について説明する。

発電機関２０の負荷（出力）は、例えば図２のグラフに示されるように、ガス供給圧力に比例する。図２において、横軸は発電機関２０のガス供給圧力［ＭＰａＧ］、縦軸は発電機関２０の負荷［％］（負荷１００％が最大出力に対応）である。図２の例において、発電機関２０の最大出力時の要求圧力は例えば約０．４６ＭＰａＧである。一方、本実施形態において液化ガス貯蔵タンク１２内の設計圧力は約０．２ＭＰａＧ〜０．５ＭＰａＧであり、液化ガス貯蔵タンク１２内のボイルオフガスは、設計圧力以下に維持される必要があることから、液化ガス貯蔵タンク１２から供給されるボイルオフガスのフリーフローで発電機関２０を１００％負荷で運転することはできない。

しかし、本実施形態では、３台の発電機関２０を装備しているため、各発電機関２０を負荷１００％未満で運転しながらも、複数の発電機関２０を同時に運転することで、その合計電力が航海中に必要とする電力（ここでは１，２００ｋＷ）になるようにすることができる。例えば、液化ガス貯蔵タンク１２内の圧力が約０．３３ＭＰａＧのとき、フリーフローによる発電機関２０への供給圧力は、圧力損失０．１ＭＰａＧを差し引いて約０．２３ＭＰａＧとなり、各発電機関２０は約３３％の負荷で運転することができる。したがって、３台の発電機関２０全てを運転すれば、１台の発電機関２０を約１００％の負荷で運転したときに対応する電力が得られる。

また、ボイルオフガス発生量が少なく、液化ガス貯蔵タンク１２内の圧力が更に低いときには、開閉弁２０Ａ、２０Ｂの開閉をフリーフローガス供給ライン２３から液化ガス供給ライン１５へと切り替え、一部（例えば１台）の発電機関２０に供給される燃料ガスを、燃料ガス気化器（Ｆ／Ｖ）１６を通して供給することで対応できる。例えば、液化ガス貯蔵タンク１２内の圧力が０．２８ＭＰａＧあるときには、２台の発電機関２０にフリーフローガス供給ライン２３を通したフリーフローのボイルオフガスを供給して、それぞれ例えば２０％負荷で運転し、残り１台の発電機関２０には、液化ガス供給ライン１５の燃料ガス気化器（Ｆ／Ｖ）１６を通して強制気化されたガスを供給し、６０％負荷で運転してもよい。これにより３台の発電機関２０の合計電力は、航海中に必要な電力１，２００ｋＷとなる。

また、ボイルオフガス発生量が少なく、液化ガス貯蔵タンク１２内の圧力が低いときの別の運転方法としては、開閉弁２０Ａ、２０Ｂの開閉をフリーフロー供給ライン２３から液化ガス供給ライン１５へ切り替え、一部（例えば１台もしくは２台）の発電機関２０を図示しない燃料油供給ラインから燃料油を供給する油焚きモードに切り替えて、燃料ガスに代えて燃料油を供給してもよい。例えば、液化ガス貯蔵タンク１２内の圧力が０．２８ＭＰａＧあるとき、２台の発電機関２０にフリーフローガス供給ライン２３を通してフリーフローのボイルオフガスを供給し、それぞれを例えば２０％負荷で運転する。そして、残り１台の発電機２０を油焚きモードで運転し、燃料油を燃料として供給して６０％負荷で運転してもよい。これにより、３台の発電機関２０の合計電力は、公開中に必要な電力１，２００ｋＷとなる。

以上のように、第１実施形態によれば、ガスコンプレッサを設けることなく、液化ガス貯蔵タンク１２内で発生するボイルオフガスを発電機関などの補機で消費することができるので、コストを掛けることなくボイルオフガスを有効に処理することができる。

図３は、第２実施形態のボイルオフガス処理システム２６の構成を示すブロック図である。第２実施形態のボイルオフガス処理システム２６は、第１実施形態のボイルオフガス処理システム１０において、フリーフローガス供給ライン２３のヒータ２４の上流側と、液化ガス供給ライン１５の燃料ガス気化器１６の下流側との間を、１台のガスコンプレッサ２８が設けられたボイルオフガス加圧ライン３０で連絡し、また、ガスコンプレッサ２８の吐出側から液化ガス貯蔵タンク１２に連結する配管４０を追加したものに対応する。なお、その他の構成は第１実施形態と同様であり、同様の構成に関しては同一参照符号を用いその説明を省略する。また、船舶が航海中に必要とする電力（１，２００ｋＷ）、発電機関２０の１００％負荷での出力（１，２００ｋＷ）、各発電機関２０までのフリーフローガス供給ライン２３を通したガス供給における圧力損失（０．１ＭＰａＧ）も第１実施形態と同様である。

第２実施形態のボイルオフガス処理システム２６では、通常、すなわち液化ガス貯蔵タンク１２で発生するボイルオフガスを燃料として使用する場合、ボイルオフガス加圧ライン３０のガスコンプレッサ２８を通して液化ガス貯蔵タンク１２内のボイルオフガスを１台以上の発電機関２０へと供給する（圧縮ガス供給手段）。この場合、発電機関２０やボイラ２２までの配管圧力損失等を考慮し、液化ガス供給手段は、約０．５ＭＰａＧ〜１．０ＭＰａＧで燃料ガスを供給可能とする。一方、ガスコンプレッサ２８に不具合が生じ、使用できなくなった場合には、第１実施形態と同様にフリーフローガス供給ライン２３を通してボイルオフガスが複数の発電機関２０へと供給される。なお、液化ガス貯蔵タンク１２内の圧力が低いときには、開閉弁２０Ａ、２０Ｂの開閉を切り替え、一部（例えば１台もしくは２台）の発電機関２０に供給される燃料ガスを、燃料ガス気化器（Ｆ／Ｖ）１６を通して供給してもよい。

例えば、通常の運転においては、ボイルオフガス加圧ライン３０のガスコンプレッサ２８を通して２台の発電機関２０へ圧縮されたボイルオフガスを供給し、各々の発電機関２０を５０％負荷で運転する。一方、ガスコンプレッサ２８に不具合が生じ使用できない場合、第１実施形態と同様に液化ガス貯蔵タンク１２からフリーフローで発電機関２０に燃料ガスを供給可能である。また、液化ガス貯蔵タンク１２内の圧力が低いときには、一部（例えば１台もしくは２台）の発電機関２０は、燃料ガス気化器（Ｆ／Ｖ）１６から燃料ガスを供給してもよいし、油焚きモードに切り替え、燃料ガスに代えて燃料油を供給しても良い。

例えば、通常の運転では、ボイルオフガス加圧ライン３０のガスコンプレッサ２８を通して２台の発電機関２０に圧縮されたボイルオフガスを供給し、各々の発電機関２０を５０％負荷で運転する。一方、ガスコンプレッサ２８に不具合が生じ使用できない場合であって、液化ガス貯蔵タンク１２内の圧力が０．２８ＭＰａＧあるときには、例えば２台の発電機関２０にフリーフローガス供給ライン３４を通してフリーフローのボイルオフガスを供給し、それぞれを例えば２０％負荷で運転する。そして、残り１台の発電機２０は、燃料ガス気化器（Ｆ／Ｖ）１６から燃料ガスを供給して、６０％負荷で運転するか、油焚きモードで運転し、燃料油を燃料として供給して６０％負荷で運転する。これにより、３台の発電機関２０の合計電力は、航海中に必要な電力１，２００ｋＷとなる。

また、第２実施形態のボイルオフガス処理システム２６では、ガスコンプレッサ２８の吐出側から液化ガス貯蔵タンク１２に連結する配管４０を備え、これを使用してガスコンプレッサ２８を液化ガス貯蔵タンク１２のウォームアップのためのガスの加熱・循環に使用することができる。液化ガス貯蔵タンク１２のウォームアップオペレーションは、ドライドック前や液化ガス貯蔵タンク１２のメンテナンスのためにタンクのガスフリーを行う際に液化ガス貯蔵タンク１２内をイナートガスで置換する前に、液化ガス貯蔵タンク１２内に残った液化ガスを気化させて、液化ガス貯蔵タンク１２内のガスを加熱するために実施される。また、本実施形態では、ガスコンプレッサ２８のサクション圧力は液化ガス貯蔵タンク１２の最小作動圧力から最大作動圧力の範囲で運転可能な能力で計画される。

以上のように第２実施形態によれば、通常はガスコンプレッサを通して、ガスコンプレッサが使用できない非常時にはフリーフローおよび強制気化されたガスを用いて発電機関を運転するか、フリーフローで供給されたガスと燃料油を用いて発電機関を運転することで、液化ガス貯蔵タンクで発生するボイルオフガスを有効に発電機関などの補機で消費することができる。これによりコストの掛かる予備のガスコンプレッサを用意しなくとも常にボイルオフガスを有効に処理することができる。

また、第２実施形態では、ガスコンプレッサ２８で圧縮したガスを配管４０を通して液化ガス貯蔵タンク１２へ戻せるようにしたことで、圧縮され、ガス温度が上昇したガスを液化ガス貯蔵タンク１２に戻して液化ガス貯蔵タンク１２のウォームアップを行うことができる。これにより追加のウォームアップ用のガスコンプレッサを追加することや外部からの高温のガスの供給を必要とすることなく、液化ガス貯蔵タンク１２のウォームアップを本船上で行うことが可能となる。

なお、ガスコンプレッサ２８は、スクリュー式やレシプロ式などの定容積型圧縮機が好ましい。定容積型圧縮機では、サクション圧力が上昇すると、サクションでのガス密度が大きくなるため、ハンドリング可能な質量流量が大きくなる。このとき圧縮機の必要動力はサクションガス圧力が低い場合よりも大きくなるため、最大圧力でも十分に作動可能な動力源を持つことが望ましい。こうすることで、ウォームアップオペレーションを行う場合に、液化ガス貯蔵タンクの圧力を高めにすることで、ガスコンプレッサ２８のサクション圧力が上昇し、より多くの質量流量のガスをガスコンプレッサ２８で循環させることができ、より多くの熱をタンクに供給することが可能となる。これによって、ウォームアップ時間を短縮することができる。

また、ガスコンプレッサ２８の吐出側から液化ガス貯蔵タンク１２に連結する配管４０の途中にタンクウォームアップ用ガスヒータを追加してもよい。この場合、より多くの熱をタンク１２に供給することが可能となり、ウォームアップ時間を短縮することができる。

図４は、第３実施形態のボイルオフガス処理システム３２の構成を示すブロック図である。第３実施形態のボイルオフガス処理システム３２は、第２実施形態のボイルオフガス処理システム２６において、ヒータ２４とヒータ２４の下流側のライン（ヒータ２４と発電機関２０、ボイラ２２を連絡するライン）を取り除き、ガスコンプレッサ２８をバイパスするバイパスライン３４を設け、バイパスライン３４に開閉弁３６およびガスヒータ２４を設けたものに対応する。なお、その他の構成は第２実施形態と同様であり、同様の構成に関しては同一参照符号を用いその説明を省略する。また、船舶が航海中に必要とする電力（１，２００ｋＷ）、発電機関２０の１００％負荷での出力（１，２００ｋＷ）、液化ガス貯蔵タンク１２から各発電機関２０までのフリーフローのラインを通したガス供給における圧力損失（０．１ＭＰａＧ）も第１実施形態と同様である。

第３実施形態では、フリーフローのラインがバイパスライン３４となり、開閉弁３６を開くことにより、同ラインが使用可能となる。ガスコンプレッサ２８およびバイパスライン３４を介したボイルオフガスは、燃料ガス気化器（Ｆ／Ｖ）１６の下流側に合流し、各開閉弁２０Ａ、２２Ａの開閉状態に応じて、発電機関２０およびボイラ２２に供給される。

第３実施形態のボイルオフガス処理システム３２では、第２実施形態と同様に、通常、ボイルオフガス加圧ライン３０のガスコンプレッサ２８を通して液化ガス貯蔵タンク１２内のボイルオフガスを１台以上の発電機関２０へと供給している。一方、ガスコンプレッサ２８に不具合が生じ、使用できなくなった場合には、開閉弁３６が開かれ、バイパスライン３４を通してボイルオフガスが複数の発電機関２０へと供給される。

例えば、通常の運転においては、ボイルオフガス加圧ライン３０のガスコンプレッサ２８を通して２台の発電機関２０へ圧縮されたボイルオフガスを供給し、各々の発電機関２０を５０％負荷で運転する。一方、ガスコンプレッサ２８に不具合が生じ使用できない場合であって、液化ガス貯蔵タンク１２内の圧力が０．３３ＭＰａあるときには、３台の発電機関２０にバイパスライン３４を通したフリーフローのボイルオフガスを供給して、それぞれ例えば３３％負荷で運転する。これにより３台の発電機関２０の合計電力は、航海中に必要な電力１，２００ｋＷとなる。

また、液化ガス貯蔵タンク１２内の圧力が低いときには、一部（例えば１台もしくは２台）の発電機関２０は、油焚きモードに切り替え、燃料ガスに代えて燃料油を供給してもよい。例えば、通常の運転では、ボイルオフガス加圧ライン３０のガスコンプレッサ２８を通して２台の発電機関２０に圧縮されたボイルオフガスを供給し、各々の発電機関２０を５０％負荷で運転する。一方、ガスコンプレッサ２８に不具合が生じ使用できない場合であって、液化ガス貯蔵タンク１２内の圧力が０．２８ＭＰａＧあるときには、例えば２台の発電機関２０にフリーフローガス供給ライン２３を通してフリーフローのボイルオフガスを供給し、それぞれを例えば２０％負荷で運転する。そして、残り１台の発電機関２０は、油焚きモードで運転し、燃料油を燃料として供給して６０％負荷で運転する。これにより、３台の発電機関２０の合計電力は、航海中に必要な電力１，２００ｋＷとなる。

また、第３実施形態においてもガスコンプレッサ２８の吐出側から液化ガス貯蔵タンク１２に連結する配管４０を使用して、ガスコンプレッサ２８を液化ガス貯蔵タンク１２のウォームアップのためのガスの加熱・循環に使用することが可能である。

以上のように第３実施形態においても第２実施形態と略同様の効果を得ることができる。

図５は、第４実施形態のボイルオフガス処理システム３７の構成を示すブロック図である。第４実施形態のボイルオフガス処理システム３７は、第１実施形態の構成において、ヒータ（ＨＴＲ）２４と開閉弁２０Ｂ、２２Ｂの間にガスコンプレッサ２８、およびこれをバイパスするバイパスライン３４を設けたものに対応する。第４実施形態では、ガスコンプレッサ２８の入口側にヒータ２４が設けられているので、液化ガス貯蔵タンク１２内で発生する低温のボイルオフガスは、ヒータ２４で加熱された後でガスコンプレッサ２８で加圧される。これにより、ガスコンプレッサ２８を低温に対応させる必要がなくなる。

また、ガスコンプレッサ２８を利用せずフリーフローで発電機関２０やボイラ２２にボイルオフガスを供給する場合には、バイパライン３４に設けられた開閉弁３６を開くことで対応できる。すなわち、ガスコンプレッサ２８の運転が停止された状態で開閉弁３６が開かれると、ヒータ２４で加熱されたボイルオフガスはバイパスライン３４を通してフリーフローで発電機関２０やボイラ２２に供給される。

また、第４実施形態においてもガスコンプレッサ２８の吐出側から液化ガス貯蔵タンク１２に連結する配管４０を使用して、ガスコンプレッサ２８を液化ガス貯蔵タンク１２のウォームアップのためのガスの加熱・循環に使用することが可能である。

以上のように第４実施形態においても第２実施形態と略同様の効果を得ることができる。
図６は、第５実施形態のボイルオフガス処理システム３８の構成を示すブロック図である。第５実施形態のボイルオフガス処理システム３８は、第３実施形態の構成において、ヒータ（ＨＴＲ）２４をボイルオフガス加圧ライン３０の上流側（バイパスライン３４との分岐点よりも上流側）に移動したものに対応する。第４実施形態と同様に、第５実施形態では、ガスコンプレッサ２８の入口側にヒータ２４が設けられているので、液化ガス貯蔵タンク１２内で発生する低温のボイルオフガスは、ヒータ２４で加熱された後でガスコンプレッサ２８で加圧される。これにより、ガスコンプレッサ２８を低温に対応させる必要がなくなる。

また、ガスコンプレッサ２８を利用せずフリーフローで発電機関２０やボイラ２２にボイルオフガスを供給する場合には、バイパライン３４に設けられた開閉弁３６を開くことで対応できる。すなわち、ガスコンプレッサ２８の運転が停止された状態で開閉弁３６が開かれると、ヒータ２４で加熱されたボイルオフガスはバイパスライン３４を通してフリーフローで発電機関２０やボイラ２２に供給される。

また、第５実施形態においてもガスコンプレッサ２８の吐出側から液化ガス貯蔵タンク１２に連結する配管４０を使用して、ガスコンプレッサ２８を液化ガス貯蔵タンク１２のウォームアップのためのガスの加熱・循環に使用することが可能である。

以上のように第５実施形態においても第３実施形態と略同様の効果を得ることができる。

なお、本実施形態に用いられる液化ガス貯蔵タンクで蓄圧可能な圧力（設計圧力）は、液化ガス貯蔵タンク内のボイルオフガスをフリーフローで発電機関の定格出力での要求圧力で供給するのに必要な圧力よりも低い。また、本実施形態では、３台の発電機関を利用したが、発電機関の数は、液化ガス貯蔵タンクから発電機関に供給できる圧力による発電機関の出力の合計が船舶航海中に必要とされる電力以上となるように設定されればよく、３台に限定されるものではない。なお、ボイラについては、必要ガス圧力が０．１ＭＰａＧ〜０．３ＭＰａＧと低いため、発電機関と併せてフリーフローで燃料ガスを供給可能である。

また、第２〜第５実施形態の説明において、ガスコンプレッサ２８をバイパスしてフリーフローでガスを供給する場合、ガスコンプレッサ２８の前後に設けた弁（図示せず）を閉じてフリーフローラインにガスが全て流れるようにするのが好ましい。

また、第２〜第５実施形態において、ガスコンプレッサ２８を多段式のレシプロコンプレッサとし、１段運転と多段運転の運転モードを設けることで、通常運行時の燃料ガス供給時とタンクウォームアップ時のガス流量を大きく変更することが可能である。例えば、２シリンダーの２段式レシプロコンプレッサであれば、１段運転と２段運転のモードを設定し、通常運行時の燃料ガス供給時は２つのシリンダーを直列に接続して、２段運転で発電機関やボイラに必要なガス供給圧力で液化ガス貯蔵タンク１２から発生するボイルオフガスを発電機関やボイラに供給し、液化ガス貯蔵タンク１２のタンクウォームアップ時には２つのシリンダーを並列に接続して、１段運転として、液化ガス貯蔵タンク１２とコンプレッサ２８間を循環しながらタンクを加熱する。１段運転時には２段運転時よりも質量流量を増加させることができ、効果的にタンクの加熱が可能となる。

また、液化ガス運搬船や液化ガス燃料船で液化ガスを積みこむ際に発生するボイルオフガスを液化ガス供給元（陸上の液化ガスタンクや液化ガスバンカリング船など）に返送する場合、返送用の専用ガスコンプレッサを設けることが多い。これは燃料ガス供給用のガスコンプレッサと荷役時に発生するボイルオフガス返送用ガスコンプレッサでは必要とされる流量が異なることと、燃料ガス供給に必要な圧力に比べて、ボイルオフガス返送用のガスコンプレッサの必要とされる圧力が低いことが理由である。燃料ガス供給用のガスコンプレッサ２８を多段式の圧縮機とすることで、１段運転の運転モードでは多段運転モードと比べ、ハンドリングできる流量が大幅に大きくなるため、１段運転でボイルオフガス返送を実施することが可能となる場合がある。この場合、ボイルオフガス返送用のガスコンプレッサを省略することが可能となる。

なお、タンクウォームアップやボイルオフガス返送用に用いるガスコンプレッサ２８はガス中への潤滑油の混入による局所的な油分の凍結のリスクをなくす目的で、オイルフリー型の圧縮機とすることが好ましい。また、第２〜第５実施形態での説明において、ガスを消費する機器（ガス消費機器）は発電機関及びボイラとしたが、ガス焚き可能な二元燃料焚き主機関やガス焼却装置を含んでもよい。なお、二元燃料焚き主機関がガス燃焼時に予混合方式を用いた低速ディーゼル機関の場合、必要ガス圧力は約０．６ＭＰａＧ〜約１．５ＭＰａＧ程度であるため、ガスコンプレッサ２８の吐出圧力は、配管圧力損失等を考慮して約１．０ＭＰａＧ〜約１．６ＭＰａＧ程度とする。

１０、２６、３２、３７、３８ ボイルオフガス処理システム
１２ 液化ガス貯蔵タンク
１４ 液ポンプ
１６ 燃料ガス気化器
２０ 発電機関（２元燃料焚き）
２０Ａ、２０Ｂ、２２Ａ、２２Ｂ、３６ 開閉弁
２２ ボイラ（２元燃料焚き）
２３ フリーフローガス供給ライン
２４ ヒータ
２８ ガスコンプレッサ
３０ ボイルオフガス加圧ライン
３４ バイパスライン
４０ 配管

Claims (8)

1. 液化ガスを貯蔵する液化ガス貯蔵タンクと、
   前記液化ガス貯蔵タンク内の液化ガスを強制気化して、ガス焚き可能な複数の発電機関に供給するための液化ガス供給手段と、
   前記液化ガス貯蔵タンク内で発生するボイルオフガスを前記液化ガス貯蔵タンク内の圧力のみで前記複数の発電機関に供給するためのフリーフローガス供給手段とを備え、
   前記液化ガス貯蔵タンクで蓄圧可能な圧力が、前記発電機関の定格出力での要求圧力で前記フリーフローガス供給手段を通してボイルオフガスを供給するために必要な圧力よりも低い
   ことを特徴とする船舶または浮体構造物のボイルオフガス処理システム。
2. 前記複数の発電機関の少なくとも１つが前記フリーフローガス供給手段から燃料供給を受け、前記複数の発電機関の少なくとも別の１つが前記液化ガス供給手段または前記フリーフローガス供給手段から燃料供給を受けることを特徴とする請求項１に記載のボイルオフガス処理システム。
3. ガスコンプレッサを介して前記液化ガス貯蔵タンク内で発生するボイルオフガスを前記複数の発電機関に供給するための圧縮ガス供給手段を更に備えることを特徴とする請求項１または２に記載のボイルオフガス処理システム。
4. 前記フリーフローガス供給手段から前記複数の発電機関の各々に各開閉弁を介してボイルオフガスを供給可能であることを特徴とする請求項１〜３の何れか一項に記載のボイルオフガス処理システム。
5. 前記液化ガス貯蔵タンクが低圧のタイプＣの圧力タンクであることを特徴とする請求項１〜４の何れか一項に記載のボイルオフガス処理システム。
6. 前記フリーフローガス供給手段を用いて前記複数の発電機関の全てを運転するときの前記発電機関の合算出力が、前記船舶または浮体構造物の航海中に必要とされる最大出力以上であることを特徴とする請求項１〜５の何れか一項に記載のボイルオフガス処理システム。
7. 請求項１〜６の何れか一項に記載のボイルオフガス処理システムを備えたことを特徴とする船舶。
8. 請求項１〜６の何れか一項に記載のボイルオフガス処理システムを備えたことを特徴とする浮体構造物。

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