JP2020122579A5 - - Google Patents

Description

好適な構成において、前記第二および第三圧縮ステージの間に逆止弁が存在し、前記第一および第二圧縮ステージは油なしで圧縮を行なうことが望ましい。この構成は、前記第一および第二圧縮ステージにおいて圧縮される天然ガスが汚染されず、必要に応じて、ＬＮＧ貯蔵タンクに戻されることが可能であるという利点を有する。前記第二圧縮ステージが単一のコンプレッサからなるか、直列に接続された二つのコンプレッサからなるか、もしくはむしろ一つのピストンコンプレッサ又は直列に接続された二つのピストンコンプレッサからなることは有利である。

図１に示した実施形態において、各場合において、直列に接続された二つの圧縮ステージ９、１０、又はそれぞれ１３、１４が存在する。装置１は、当然、二つの圧縮ステージ９及び１０または１３及び１４の各々が単一の圧縮ステージで構築されるように構成されてもよいし、あるいは、直列に接続された三つの圧縮ステージが、図示されている二つの代わりに用いられるように構成されてもよい。また、図１に示した実施形態は、単一のピストンコンプレッサ１５のみを備えてもよいし、あるいは、直列に接続された三つのピストンコンプレッサ１５を備えてもよい。

図１に示した構成と比較して、図２に示すような、さらに有利な構成のコンプレッサ２は、さらなるピストンコンプレッサ１１、１２、１５を備え、ピストンコンプレッサ１１、１２、１５は、より高い給送圧力を実現するために、直列に接続された付加的な圧縮ステージを形成するか、より多くの給送量を実現するために並列に接続された圧縮ステージを形成するか、または直列および並列の両方で接続された圧縮ステージを備える。従って、例えば、第一圧縮ステージ９は、給送量を増加させるために、二つの並列のピストンコンプレッサ１１を備える。好適な構成において、図２に示すように、第二圧縮ステージ１０は二つのコンプレッサからなり、二つの直列に接続されたピストンコンプレッサ１２は、圧縮圧を増大させるために、連続して配置されている。吸引圧力が比較的低い時、第一または第二圧縮ステージ９、１０において付加的なコンプレッサが特に必要となる。さらに、例えば、天然ガスの給送圧力を増加させるために、第三および第四圧縮ステージ１３、１４において、直列に接続された少なくとも一つの付加的なピストンコンプレッサが存在してもよい。従って、本発明によるコンプレッサ２は、流入口３および流出口７における天然ガスの必要とされる特性、又は所望の特性、特に天然ガスの温度、圧力、必要な給送量に応じて多くの方法で構成することができる。図２に示したコンプレッサ２は、直列に接続された五つのピストンコンプレッサ１１、１２、１５を備えた好適な実施形態を示している。

コンプレッサ２は、直列に接続された二つのピストンコンプレッサ１２からなる第二圧縮ステージ１０を備え、ピストンコンプレッサ１２はラビリンスシール式ピストンコンプレッサ１２の形態を有し、第二圧縮ステージ１０の各ピストンコンプレッサ１２は、図５に詳細に示すように、ピストン径１０ｂを備えたピストン１０ａと、外側上において、ピストン１０ａのシリンダ形状面とを備え、ラビリンスシール１０ｃ、又は、場合によって、シリンダ壁１０ｄと協働して非接触のラビリンスシール１０ｃを提供する表面構造が存在する。さらなる実施形態において、ラビリンスシールがシリンダ壁１０ｄ上に配置され、シリンダ１０ａが比較的平滑な表面を備えても良い。第二圧縮ステージ１０は、ピストンロッド１７ｅ及びピストン１０ａの移動を案内するピストンロッドガイド１０ｅをさらに備える。近接した両方のピストンコンプレッサ１２は、圧縮されるべき天然ガスに対して互いに直列に配置されることが望ましい。第一圧縮ステージ９のピストン径９ｂは第二圧縮ステージ１０のピストン径１０ｂより大きい。

有利には、第一および第二圧縮ステージ９、１０はラビリンスシール式ピストンコンプレッサ１１、１２からなり、第三および第四圧縮ステージ１３、１４はピストンリングシール式ピストンコンプレッサ１５からなり、それにより、天然ガスは少なくとも四つの圧縮ステージ９、１０、１３、１４で圧縮され、ここで、第二圧縮ステージにおいて、二つの直列に接続された二つのコンプレッサまたはピストンコンプレッサ１２を配置することが特に有利である。

Claims (31)

1. 船舶に天然ガス燃料を供給する装置（１）であって、該装置（１）はコンプレッサ（２）を備え、該コンプレッサ（２）は、天然ガス（４）の流れの流入口（３）であって、ＬＮＧ貯蔵タンク（５）に連通して配置され、かつボイルオフガス（６）を前記ＬＮＧ貯蔵タンク（５）から供給する流入口（３）と、船舶のディーゼルエンジンに天然ガス燃料を供給するための天然ガス供給パイプ（８）に連通して配置される流出口（７）とを備えた装置（１）において、前記コンプレッサ（２）は第一圧縮ステージ（９）および次の第二圧縮ステージ（１０）を備え、前記第一および第二圧縮ステージ（９、１０）はピストンリングシール式ピストンコンプレッサ（１１、１２）の形態を有し、前記第一圧縮ステージ（９）は前記第二圧縮ステージ（１０）より大きなピストン径を備え、前記コンプレッサ（２）は少なくとも一つの次の第三圧縮ステージ（１３、１４）を備え、前記第三圧縮ステージ（１３、１４）はピストンリングシール式ピストンコンプレッサ（１５）の形態を有し、
   前記第二圧縮ステージ（１０）と前記第三圧縮ステージ（１３）との間に、逆止弁（１６）が存在し、
   前記流入口（３）と前記逆止弁（１６）との間に、天然ガスを前記ＬＮＧ貯蔵タンク（５）に戻すためのリターンパイプ（５０）が存在し、
   圧縮ステージ（９、１０、１３、１４）のうちの少なくとも一つは、天然ガス燃料が前記流出口（７）において１００バール（１０ＭＰａ）から５００バール（５０ＭＰａ）の間の送給圧力を有するようにする可制御弁（２３、２４、２５）を備えたバイパス（２０、２１、２２）を有することを特徴とする装置。
2. 前記リターンパイプ（５０）は、前記流入口（３）と前記逆止弁（１６）との間で前記第一圧縮ステージ（９）の下流にあることを特徴とする請求項１に記載の装置。
3. 天然ガスを前記ＬＮＧ貯蔵タンク（５）に戻す前に、前記リターンパイプ（５０）が再液化プラントに送られることを特徴とする請求項１または２に記載の装置。
4. 前記第三圧縮ステージ（１３、１４）は、逆流を制御して、前記第三圧縮ステージ（１３、１４）の送給圧力を制御する可制御弁（２５）を備えたバイパス（２２）を有し、前記バイパス（２２）は、前記第三圧縮ステージ（１３、１４）の入口と出口とを接続する、請求項１乃至３のいずれか一項に記載の装置。
5. １００％の送給量が前記バイパス（２２）を介して再循環されることを特徴とする請求項４に記載の装置。
6. 前記第三圧縮ステージ（１３、１４）の前記バイパス（２２）が、前記逆止弁（１６）と前記流出口（７）との間に存在することを特徴とする請求項４に記載の装置。
7. 前記第一および第二圧縮ステージ（９、１０）は、潤滑油を含んでいないことを特徴とする請求項１乃至６のいずれか一項に記載の装置。
8. 前記逆止弁（１６）の下流の圧縮ステージが油で潤滑されることを特徴とする請求項１乃至７のいずれか一項に記載の装置。
9. 全ての圧縮ステージが潤滑油を含んでいないことを特徴とする請求項１乃至７のいずれか一項に記載の装置。
10. 前記第一圧縮ステージ（９）は、単一のピストンコンプレッサで構成されているか、又は二つの並列のピストンコンプレッサで構成されていることを特徴とする請求項１乃至９のいずれか一項に記載の装置。
11. 前記第一圧縮ステージ（９）は、低温作動用に作られ、かつ非常に低い温度に対して適切な材料から製造されることを特徴とする、請求項１乃至１０のいずれか１項に記載の装置。
12. 前記第一圧縮ステージ（９）の後に、調整弁（４５）が設けられ、かつ調整弁（４６）、温度センサ（４８）、および冷却器（３１）を含む前記調整弁（４５）へのバイパスが設けられて、前記第一圧縮ステージ（９）から離脱する天然ガスを温度に応じて、前記第二圧縮ステージ（１０）に直接供給するか、または前記調整弁（４６）および前記冷却器（３１）を介して冷却された天然ガスとして第二圧縮ステージ（１０）に供給するようにすることを特徴とする請求項１乃至３のいずれか一項に記載の装置。
13. 前記第二および第三圧縮ステージ（１０、１３、１４）の各コンプレッサの後に、冷却器（３１）が設けられていることを特徴とする、請求項１２に記載の装置。
14. 前記圧縮ステージ（９、１０、１３、１４）の全ては共通クランク駆動機構（１７）によって駆動されることを特徴とする請求項１乃至１３のいずれか一項に記載の装置。
15. 前記圧縮ステージ（９、１０、１３、１４）の全ては、共通ケーシング（１８）に取付けられることを特徴とする請求項１乃至１４のいずれか一項に記載の装置。
16. 前記第二圧縮ステージ（１０）は、直列に接続されたコンプレッサの二つのステージからなることを特徴とする請求項１乃至１５のいずれか一項に記載の装置。
17. 前記逆止弁（１６）の前の全ての圧縮ステージ（９、１０）は油不使用であることを特徴とする請求項１乃至３のいずれか一項に記載の装置。
18. 船舶のディーゼルエンジン（３２）にＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵された天然ガスを供給するための請求項１乃至１７のいずれか一項に記載の装置の使用法。
19. 天然ガス燃料を船舶のディーゼル燃焼エンジン（３２）に供給する方法であって、ボイルオフガス（６）が液化天然ガスを含むＬＮＧ貯蔵タンク（５）から得られ、そのボイルオフガス（６）がピストンリングシール式ピストンコンプレッサ（１１、１２）からなる第一圧縮ステージ（９）およびそれに続く第二圧縮ステージ（１０）において圧縮され、次に、天然ガスがピストンリングシール式ピストンコンプレッサ（１５）からなる少なくとも第三圧縮ステージ（１３、１４）において圧縮され、それによって、前記天然ガスが少なくとも三つの圧縮ステージにおいて圧縮され、前記ボイルオフガス（６）から開始される前記天然ガスが１００バール（１０ＭＰａ）から５００バール（５０ＭＰａ）の間の範囲内の送給圧力まで圧縮され、前記天然ガスが前記天然ガスをディーゼルエンジン（３２）に供給するための流出口（７）において利用可能にされ、圧縮ステージ（１１、１２、１３、１４）のうちの少なくとも一つは、前記流出口（７）における天然ガス燃料の圧力および／または送給量のうちの少なくとも１つを制御するための可制御弁（２３、２４、２５）を備えたバイパス（２０、２１、２２）を有し、前記第二圧縮ステージ（１０）の後、前記天然ガスが、逆止弁（１６）を介して前記第三圧縮ステージ（１３）に供給され、過剰な天然ガスは、流入口（３）と前記逆止弁（１６）との間で、前記ＬＮＧ貯蔵タンク（５）に戻されることを特徴とする方法。
20. 前記過剰な天然ガスが、前記第一圧縮ステージ（９）の下流において前記ＬＮＧ貯蔵タンク（５）に戻されることを特徴とする請求項１９に記載の方法。
21. 前記過剰の天然ガスが、再液化プラントに供給されることを特徴とする請求項１９または２０に記載の方法。
22. 再液化された過剰の天然ガスが、前記ＬＮＧ貯蔵タンク（５）に戻されることを特徴とする請求項２１に記載の方法。
23. 前記ディーゼルエンジン（３２）は、前記ディーゼルエンジン（３２）の特定の出力レベルに応じて、目標圧力値（４１、Ｐｓｏｌｌ）の天然ガスを要求することを特徴とする請求項１９乃至２２のいずれか一項に記載の方法。
24. 前記ディーゼルエンジン（３２）が変動する量の天然ガスを消費しても、送給圧力が前記目標圧力値（４１、Ｐｓｏｌｌ）に維持されることを特徴とする請求項２３に記載の方法。
25. 可制御弁（２３、２４、２５）の個々の位置に応じて、関連するバイパス（２０、２１、２２）を介して０％と１００％との間の送達量を再循環することができることを特徴とする請求項１９乃至２４のいずれか一項に記載の方法。
26. 天然ガスが前記流出口（７）から得られない場合でもコンプレッサが駆動され、１００％の天然ガスが関連するバイパス（２０、２１、２２）を介して再循環されることを特徴とする請求項１９乃至２５のいずれか一項に記載の方法。
27. ボイルオフガスの送給量を増加させるために、ボイルオフガスは、前記第一圧縮ステージ（９）において二つのコンプレッサによって並列に圧縮されることを特徴とする請求項１９乃至２６のいずれか一項に記載の方法。
28. 前記第一圧縮ステージ（９）から離脱する天然ガスは、温度に応じて、前記第二圧縮ステージ（１０）に直接供給されるか、または冷却されて前記第二圧縮ステージ（１０）に供給されることを特徴とする請求項１９乃至２７のいずれか一項に記載の方法。
29. 前記天然ガスは少なくとも前記第一および第二圧縮ステージ（９、１０）において油不使用の状態で圧縮されることを特徴とする請求項１９乃至２８のいずれか一項に記載の方法。
30. 前記天然ガスは圧縮ステージ（９、１０、１３、１４）の後において冷却されることを特徴とする請求項１９乃至２９のいずれか一項に記載の方法。
31. 前記ピストンコンプレッサ（１１、１２、１５）の全ては共通クランクシャフト（１７ａ）によって駆動されることを特徴とする請求項１９乃至３０のいずれか一項に記載の方法。