JP2020529350A - 船舶用蒸発ガス再液化システムおよび方法、ならびに船舶用蒸発ガス再液化システムの起動方法 - Google Patents

船舶用蒸発ガス再液化システムおよび方法、ならびに船舶用蒸発ガス再液化システムの起動方法 Download PDF

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Abstract

【課題】平常時の定常状態の運転ではなく、蒸発ガスが多く発生した場合にも対処できる船舶用蒸発ガス再液化システムおよび方法を提供すること。【解決手段】蒸発ガスを圧縮する多段圧縮機２００；多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを、多段圧縮機２００で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用して熱交換して冷却する熱交換器１００；熱交換器１００の下流に設置され、熱交換器１００で冷却した流体を減圧する減圧装置３００；および蒸発ガスを熱交換器１００から迂回させて多段圧縮機２００に供給するバイパスラインＬ３；を備える。【選択図】図２

Description

本発明は、貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを、蒸発ガス自体を冷媒として使用し再液化する船舶用蒸発ガス再液化システムおよび方法に関する。
天然ガスは、通常、液化天然ガス（ＬＮＧ；Liquefied Natural Gas）の状態で遠距離輸送される。液化天然ガスは、天然ガスを約常圧−１６３℃近くの極低温に冷却して得られるもので、ガス状態より体積が大幅に減少して海上の遠距離輸送に非常に有利である。
液化天然ガスの貯蔵タンクに断熱を施しても、外部熱の完璧な遮断には限界があり、液化天然ガスの内部に伝達する熱によって液化天然ガスは貯蔵タンク内で継続的に気化する。貯蔵タンクの内部で気化した液化天然ガスを気化ガス（ＢＯＧ；Boil-Off Gas）という。
蒸発ガスの発生により貯蔵タンクの圧力が設定圧力以上になると、蒸発ガスは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、エンジンの燃料として使用されるか、または再液化されて再び貯蔵タンクに戻る。
通常、蒸発ガス再液化装置には冷凍サイクルがあり、この冷凍サイクルによって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は冷却流体と熱交換するが、蒸発ガス自体を冷却流体として使用し自己熱交換させ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、従来の部分再液化システムは、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスを多段圧縮機２００によって多段階で圧縮した後、多段圧縮機２００によって圧縮した蒸発ガスを、熱交換器１００で貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスを冷媒として熱交換し、冷却する。
熱交換器１００で冷却した流体は減圧装置３００で膨張され、一部または全部が再液化され、気液分離器４００で再液化された液化天然ガスと気体状態の蒸発ガスが分離される。
船舶の運航時に発生する全ての蒸発ガスを処理することができるように再液化システムを構成しても、貯蔵タンクに液化天然ガスを船積みする場合など、平常時に比べて蒸発ガスが多く発生して蒸発ガスを燃焼して捨てるしかない場合がある。
本発明は、平常時の定常状態の運転ではなく、蒸発ガスが多く発生した場合にも対処できる船舶用蒸発ガス再液化システムおよび方法を提供する。
前記目的を達成するために、本発明の一実施形態は、蒸発ガスを圧縮する多段圧縮機；前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記多段圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し熱交換して冷却する熱交換器；前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却した流体を減圧する減圧装置；および蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記多段圧縮機に供給するバイパスライン；を備えることを特徴とする船舶用蒸発ガス再液化システムを提供する。
前記熱交換器の使用が不可能な場合；または蒸発ガスを再液化する必要がない場合；のいずれか１つ以上の場合に、蒸発ガスを前記バイパスラインに沿って前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することができる。
前記多段圧縮機は給油式シリンダーを１つ以上備えることができ、前記熱交換器の流路が凝縮または凝固した潤滑油によって一部または全部が塞がったときに、蒸発ガスを前記バイパスラインに沿って前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することができる。
貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを前記熱交換器で冷媒として使用し、前記多段圧縮機に供給される蒸発ガスの圧力が、前記多段圧縮機が必要とする吸入圧力の条件を満たさない場合；または前記貯蔵タンクの内部圧力を低い範囲まで制御する場合；のいずれか１つ以上の場合に、蒸発ガスの一部または全部を前記バイパスラインに沿って前記熱交換器をバイパスさせ、前記多段圧縮機が必要とする吸入圧力の条件を満たすようにすることができる。
前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態は、蒸発ガスを圧縮する多段圧縮機；前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記多段圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し熱交換して冷却する熱交換器；前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却した流体を減圧する減圧装置；および蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記多段圧縮機に供給するバイパスライン；を備え、蒸発ガス再液化の始動または再起動時に蒸発ガスをバイパスラインにより前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することを特徴とする船舶用蒸発ガス再液化システムを提供する。
前記多段圧縮機で圧縮して温度が上昇した蒸発ガスを前記熱交換器の高温流路に供給することができる。
前記多段圧縮機で圧縮して温度が上昇した蒸発ガスを前記熱交換器の高温流路に供給する過程を所定時間持続させて、前記熱交換器の内部の残留物または不純物を除去することができる。
前記所定時間は２分〜５分である。
前記多段圧縮機は、給油式シリンダーを１つ以上備えることができ、前記残留物には、以前の蒸発ガス再液化時に前記多段圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器に送った蒸発ガス；および前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスに混入した潤滑油が含まれる。
前記潤滑油は前記熱交換器の内部で凝縮または凝固した状態である。
前記所定時間に、蒸発ガスが、前記バイパスライン、前記多段圧縮機、前記熱交換器の高温流路、および前記減圧装置を循環することができる。
前記所定時間が経過した後、前記熱交換器の低温流路に前記熱交換器で冷媒として使用する蒸発ガスを供給して、蒸発ガスを再液化することができる。
前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスの一部を主エンジンに供給することができる。
前記多段圧縮機は蒸発ガスを１５０〜３５０ｂａｒで圧縮することができる。
前記多段圧縮機は蒸発ガスを８０〜２５０ｂａｒで圧縮することができる。
前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備えることができる。
前記熱交換器にはＰＣＨＥなどがある。
前記目的を達成するために、本発明のまた他の実施形態は、１）蒸発ガスを多段圧縮機で圧縮するステップ；２）前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記多段圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し熱交換器で熱交換して冷却するステップ；および３）前記の熱交換器で冷却した流体を減圧装置で減圧するステップ；を備え、蒸発ガスをバイパスラインにより前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することを特徴とする船舶用蒸発ガス再液化方法を提供する。
前記熱交換器の使用が不可能な場合、または蒸発ガスを再液化する必要がない場合；のいずれか１つ以上の場合に、蒸発ガスを前記バイパスラインに沿って前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することができる。
前記多段圧縮機は給油式シリンダーを１つ以上備えることができ、前記熱交換器の流路が凝縮または凝固した潤滑油によって一部または全部が塞がったときに、蒸発ガスを前記バイパスラインに沿って前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することができる。
前記熱交換器の性能が正常の６０〜８０％以下になったとき、凝縮または凝固した潤滑油の除去時点とすることができる。
前記熱交換器の低温流路の上流と高温流路の下流の温度差（以下、低温流れの温度差という。）；前記熱交換器の低温流路の下流と高温流路の上流の温度差（以下、高温流れの温度差という。）；または高温流路の上流と下流の圧力差（以下、高温流路の圧力差という。）；のいずれか１つ以上によって、前記凝縮または凝固した潤滑油の除去時点を判断する。
前記低温流れの温度差と高温流れの温度差のうち、より小さな値が第１設定値以上の状態で所定時間以上持続するか、または高温流路の圧力差が、通常の場合よりも、第２設定値以上の状態で所定時間以上持続するとき、前記凝縮または凝固した潤滑油の除去時点と判断することができる。
前記熱交換器が正常化するまで、蒸発ガスが、前記バイパスライン、前記多段圧縮機、前記熱交換器の高温流路、および前記減圧装置を循環することができる。
前記熱交換器の高温流路の温度が、前記多段圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器の高温流路に送る蒸発ガスの温度だけ高くなったと判断するまで循環過程を続けることができる。
凝縮または凝固した潤滑油を除去しながらエンジンを駆動することができる。
前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを前記熱交換器で冷媒として使用することができ、前記多段圧縮機に供給する蒸発ガスの圧力が、前記多段圧縮機が必要とする吸入圧力の条件を満たさない場合；または前記貯蔵タンクの内部圧力を低い範囲まで制御する場合；のいずれか１つ以上の場合に、蒸発ガスの一部または全部を前記バイパスラインに沿って前記熱交換器をバイパスさせて、前記多段圧縮機が必要とする吸入圧力の条件を満たすようにすることができる。
前記多段圧縮機は蒸発ガスを１５０〜３５０ｂａｒで圧縮することができる。
前記多段圧縮機は蒸発ガスを８０〜２５０ｂａｒで圧縮することができる。
前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備えることができる。
前記熱交換器にはＰＣＨＥなどがある。
前記目的を達成するために、本発明の更に他の実施形態は、蒸発ガスを多段圧縮機で圧縮するステップ；前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記多段圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用して熱交換器で熱交換して冷却するステップ；および前記熱交換器で冷却した流体を減圧装置で減圧するステップ；を備える蒸発ガス再液化システムにおける蒸発ガス再液化の始動または再起動を行う起動方法において、蒸発ガス再液化の始動または再起動時に蒸発ガスをバイパスラインにより前記熱交換器から迂回させて前記多段圧縮機に供給することを特徴とする船舶用蒸発ガス再液化システムの起動方法を提供する。
前記多段圧縮機で圧縮して温度が上昇した蒸発ガスを前記熱交換器の高温流路に供給することができる。
前記多段圧縮機で圧縮して温度が上昇した蒸発ガスを前記熱交換器の高温流路に供給する過程を所定時間持続させて、前記熱交換器の内部の残留物または不純物を除去することができる。
前記所定時間は２分〜５分である。
前記多段圧縮機は給油式シリンダーを１つ以上備えることができ、前記残留物は、以前の蒸発ガス再液化時に、前記多段圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器に送った蒸発ガス；および前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスに混在した潤滑油が含まれる。
前記潤滑油は前記熱交換器の内部で凝縮または凝固した状態である。
前記所定時間に、蒸発ガスが、前記バイパスライン、前記多段圧縮機、前記熱交換器の高温流路、および前記減圧装置を循環することができる。
前記所定時間が経過した後、前記熱交換器の低温流路に前記熱交換器で冷媒として使用する蒸発ガスを供給して、蒸発ガスを再液化することができる。
前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスの一部を主エンジンに供給することができる。
前記多段圧縮機は蒸発ガスを１５０〜３５０ｂａｒで圧縮することができる。
前記多段圧縮機は蒸発ガスを８０〜２５０ｂａｒで圧縮することができる。
前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備えることができる。
前記熱交換器にはＰＣＨＥなどがある。
本発明は、貯蔵タンクから排出される蒸発ガスの量が、蒸発ガス自体を冷媒として使用し、再液化することができる量を超える場合にも、蒸発ガスを処理することができる。
本発明では、ガス燃焼装置（ＧＣＵ；Gas Combustion Unit）に送る蒸発ガスの冷熱を蒸発ガスの再液化に使用することができるため、ガス燃焼装置に送る蒸発ガスの量は減らし、再液化する蒸発ガスの量は高めることができる。したがって、蒸発ガスの発生量が平常時より大幅に増加した場合にも、ガス燃焼装置で燃焼して捨てられる蒸発ガスの量を減らすことができ、船舶が輸送する液化天然ガスを最大限に維持することができる。
また、本発明は、蒸発ガスを熱交換器から迂回させるバイパスラインの様々な活用を可能にする。
従来の部分再液化システムの概略的な構成図である。 本発明の第１実施形態に係る船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムの概略図である。 本発明の第２実施形態に係る船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムの概略図である。 本発明の第３実施形態に係る船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムの概略図である。
以下、添付した図面を参照して、本発明の好ましい実施形態の構成と作用を詳細に説明する。本発明の蒸発ガス再液化システムを備える船舶は、天然ガスを燃料として使用するエンジンを搭載した船舶と液化天然ガス貯蔵タンクを備える船舶、また海洋構造物などに様々な応用と適用が可能である。また、下記の実施形態は、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限定されない。
下記実施形態は、液化天然ガスを例に挙げて説明するが、本発明は様々な液化ガスに適用することができ、下記実施形態は、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限定されない。
下記実施形態において各流路を流れる流体は、システムの運用条件に応じて、気体状態、気液混合状態、液体状態、または超臨界流体の状態である。
図２は、本発明の第１実施形態に係る船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムの概略図である。
図２を参照すると、本実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムは、多段圧縮機２００、熱交換器１００、減圧装置３００、および第１排出ラインＬ１を備える。
貯蔵タンクＴは、液化天然ガスなどの液化ガスを極低温状態で貯蔵するために密封および断熱障壁を備えているが、外部からの伝達熱を完全に遮断することはできなく、タンク内では液化ガスの蒸発が継続で行われタンク内圧が上昇する虞れがある。この蒸発ガスによるタンク圧力の過度の上昇を防ぐと共に適正なレベルの内圧を維持するために貯蔵タンクＴ内の蒸発ガスを排出する。
貯蔵タンクＴで蒸発ガスが排出されるライン上には、蒸発ガスの流量と開閉を調節する第１調節バルブ５１０を設置することができる。
多段圧縮機２００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８１０、８２０、８３０、８４０、８５０を備え、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスを多段階で圧縮する。複数の冷却器８１０、８２０、８３０、８４０、８５０は、複数の圧縮シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０の下流に複数の圧縮シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０と交互に設置され、圧縮シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０で圧縮して圧力だけでなく温度も上がった蒸発ガスを冷却する。
多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスは、一部は船舶を推進する主エンジンに送られ、主エンジンに要らない余った蒸発ガスは再液化過程を経るため熱交換器１００送ることができる。
主エンジンには、例えば、ＭＥ−ＧＩエンジンがあり、ＭＥ−ＧＩエンジンは、２ストローク機関であり、約３００ｂａｒ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。
ＭＥ−ＧＩエンジンは、約１５０〜４００ｂａｒ、好ましくは約１５０〜３５０ｂａｒ、より好ましくは約３００ｂａｒの天然ガスを燃料として使用する。
多段圧縮機２００は、主エンジンの要求圧力まで蒸発ガスを圧縮することができ、主エンジンがＭＥ−ＧＩエンジンである場合には、約１５０〜３５０ｂａｒの圧力で蒸発ガスを圧縮する。
本発明では、主エンジンとしてＭＥ−ＧＩエンジンの代わりに、約６〜２０ｂａｒの低圧蒸発ガスを燃料として使用するＸ−ＤＦエンジンやＤＦエンジンを使用することもあり、この場合、主エンジンに供給するために圧縮した蒸発ガスは低圧であるので、再液化するためには圧縮した蒸発ガスを追加圧縮することができる。再液化のために追加圧縮した蒸発ガスの圧力は、約８０〜２５０ｂａｒになる。
多段圧縮機２００が備える圧縮シリンダーの一部２１０、２２０だけを経由した蒸発ガスは、一部が分岐して発電機に送られる。発電機は、例えば、約６．５ｂａｒの圧力の天然ガスを要求し、多段圧縮機２００が備える圧縮シリンダーの一部２１０、２２０によって約６．５ｂａｒで圧縮した蒸発ガスが発電機に送られる。多段圧縮機２００から発電機に蒸発ガスが送られるライン上には、蒸発ガスの流量と開閉を調節する第３調節バルブ５３０を設置することができる。
熱交換器１００は、多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの一部または全部を貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと熱交換して冷却する。
熱交換器１００が維持補修中または故障した場合など、熱交換器１００の使用が不可能な場合、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスはバイパスラインＬ３を介して熱交換器１００を迂回することができる。本実施形態のバイパスラインＬ３は、バイパスラインＬ３を開閉する第３遮断バルブ６３０が設置される。第３遮断バルブ６３０は、平常時には閉めて、バイパスラインＬ３を使用する必要がある場合には開ける。
バイパスラインＬ３は、次のように活用できる。
１）熱交換器の使用が不可能な場合
基本的に、熱交換器１００の故障、維持補修が必要な場合など、熱交換器１００を使用することができない場合にバイパスラインＬ３を利用することになる。一例として、多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの一部または全部を主エンジンに送る場合、熱交換器１００の使用ができなくなると、主エンジンで使用されなかった余剰蒸発ガスの再液化は放棄し、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスをバイパスラインＬ３に沿って熱交換器１００を迂回させて多段圧縮機２００に直接供給した後、多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを主エンジンに供給し、余剰蒸発ガスはガス燃焼装置に送って燃焼する。
２）凝縮または凝固した潤滑油の除去
熱交換器１００の維持補修のためにバイパスラインＬ３を利用する例は、熱交換器１００の流路が凝縮または凝固した潤滑油によって塞がったとき、バイパスラインＬ３を使用して凝縮または凝固した潤滑油を除去することが挙げられる。
多段圧縮機２００が備える複数の圧縮シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０は、一部は無給油潤滑（oil-free lubricated）方式で動作し、その他は給油潤滑（oil lubricated）方式で動作する。特に、多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを主エンジンの燃料として使用するとき、再液化効率のために蒸発ガスを８０ｂａｒ以上、好ましくは１００ｂａｒ以上まで圧縮する場合に、多段圧縮機２００は蒸発ガスを高圧で圧縮するために給油潤滑方式のシリンダーを備える。
現存する技術では、１００ｂａｒ以上まで蒸発ガスを圧縮するためには、往復タイプの多段圧縮機２００に、例えば、ピストンシール部位に潤滑および冷却用の潤滑油を供給する必要がある。
給油潤滑方式のシリンダーには、潤滑油が供給されるが、現在の技術水準では、給油潤滑方式のシリンダーを通過した蒸発ガスは潤滑油が一部混在する。蒸発ガスに混入した潤滑油は熱交換器１００で蒸発ガスよりも先に凝縮または凝固して熱交換器１００の流路に溜まるが、時間の経過につれて熱交換器１００の流路に溜まって凝縮または凝固する潤滑油の量が増加するため、所定時間が経過すると熱交換器１００の内部の凝縮または凝固した潤滑油を除去する必要があることを本発明の発明者らは発見した。
特に、本実施形態の熱交換器１００は、再液化する蒸発ガスの圧力および／または流量、再液化効率などを考慮して、ＰＣＨＥ（Printed Circuit Heat Exchanger、ＤＣＨＥともいう。）であることが好ましいが、ＰＣＨＥは流路が狭く（マイクロチャンネル型の流路）、曲がっていて、凝縮または凝固した潤滑油によって流路が容易に塞がる虞があり、特に流路の曲がった部分に凝縮または凝固した潤滑油が多く溜まる。ＰＣＨＥ（ＤＣＨＥ）は、コベルコ（Kobelko）社、アルファ・ラバル（Alfalaval）社などの企業で生産する。
熱交換器１００の流路が凝縮または凝固した潤滑油によって塞がると、熱交換器１００の冷却効率が低下する。したがって、熱交換器１００の性能が正常の場合に比べて一定値以下になると、熱交換器１００の内部に凝縮または凝固した潤滑油がある程度以上溜まったと推定することができ、一例として、熱交換器１００の性能が正常の約５０〜９０％以下、好ましくは約６０〜８０％以下、さらに好ましくは約７０％以下になると、熱交換器１００の内部に凝縮または凝固した潤滑油の除去が必要であると判断する。
ここで、約５０〜９０％以下とは、約５０％以下、約６０％以下、約７０％以下、約８０％以下、および約９０％以下の全てを含み、約６０〜８０％以下は、約６０％以下、約７０％以下、および約８０％以下の全てを含む。
熱交換器１００の性能低下の有無は、熱交換器１００に供給され、熱交換器１００から排出される低温流体の温度差（すなわち、熱交換器１００の低温流路の上流と高温流路の下流の温度差、以下、低温流れの温度差という。）、熱交換器１００に供給され、熱交換器１００から排出される高温流体の温度差（すなわち、熱交換器１００の低温流路の下流と高温流路の上流の温度差、以下、高温流れの温度差という。）、熱交換器１００の高温流路の上流と下流の圧力差（以下、高温流路の圧力差という。）などに反映されるため、これらによって、凝縮または凝固した潤滑油の除去が必要であるか否かを判断する。
熱交換器１００の低温流路は貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスを供給する流路であり、熱交換器１００の高温流路は多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを供給する流路である。
貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスは、オイル成分が混在しないか、または非常に微量の水準で存在し、蒸発ガスに潤滑油が混入する時点は蒸発ガスが多段圧縮機２００で圧縮されるときであるので、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスを冷媒として使用した後で多段圧縮機２００に送る熱交換器１００の低温流路には凝縮または凝固した潤滑油がほとんど溜まらなく、多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを冷却した後に減圧装置３００に送る熱交換器１００の高温流路で凝縮または凝固した潤滑油が溜まることになる。
したがって、凝縮または凝固した潤滑油によって流路が塞がって熱交換器１００の上下流の圧力差が大きくなる現象は高温流路で急速に進行するため、熱交換器１００の高温流路にかかる圧力を測定して凝縮または凝固した潤滑油を除去する必要があるか否かを判断することが好ましい。
凝縮または凝固した潤滑油を除去する必要があるか否かを熱交換器１００の上下流の圧力差によって判断するのは、特に本実施形態の熱交換器１００で流路が狭く屈曲して形成されるＰＣＨＥに適用できるという点を考慮すると、有効な活用が可能である。
より具体的には、熱交換器１００の性能低下の有無は、低温流れの温度差と高温流れの温度差のうち、より小さな値が第１設定値以上の状態で所定時間以上持続するか、または高温流路の圧力差が正常より第２設定値以上の状態で所定時間以上持続するとき、凝縮または凝固した潤滑油の除去時点であると判断することができる。
第１設定値は、例えば、約２０〜５０℃、好ましくは約３０〜４０℃、より好ましくは約３５℃であり、第２設定値は、例えば、約１〜５ｂａｒ、好ましくは約１．５〜３ｂａｒ、より好ましくは約２ｂａｒ（２００ｋＰａ）であり、所定時間は、例えば、約１時間である。
凝縮または凝固した潤滑油の除去時点であると判断されると、バイパスラインＬ３を使用して凝縮または凝固した潤滑油の除去を行う。
貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスは、バイパスラインＬ３を経て多段圧縮機２００に送られ、それ以降は熱交換器１００に送られない。したがって、熱交換器１００には冷媒の供給がなくなる。
貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスは、バイパスラインＬ３を介して熱交換器１００を迂回した後、多段圧縮機２００に送られる。多段圧縮機２００に送った蒸発ガスは多段圧縮機２００で圧縮して圧力だけでなく温度も高くなり、多段圧縮機２００で約３００ｂａｒで圧縮した蒸発ガスの温度は約４０〜４５℃になる。
多段圧縮機２００で圧縮して温度が高くなった蒸発ガスを熱交換器１００に送り続けると、熱交換器１００で冷媒として使用する貯蔵タンクＴから排出された低温の蒸発ガスは熱交換器１００に供給されず、温度が高い蒸発ガスのみが継続的に熱交換器１００に供給されるので、多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスが通過する熱交換器１００の高温流路の温度が徐々に上昇する。
熱交換器１００の高温流路の温度が、潤滑油が凝縮または凝固する温度以上になると、熱交換器１００の内部に溜まっていた凝縮または凝固した潤滑油が徐々に融解または粘度が低くなり、融解または粘度が低くなった潤滑油は蒸発ガスと混合して熱交換器１００から排出される。
熱交換器１００の高温流路の温度が上昇すると、熱交換器１００の内部に溜まっていた凝縮または凝固した潤滑油が融解または粘度が低くなり、蒸発ガスと混合されて気液分離器４００に送られる。バイパスラインＬ３を活用して熱交換器１００の内部の凝縮または凝固した潤滑油を除去する過程では蒸発ガスが再液化されないため、気液分離器４００には再液化された液化天然ガスは集まらず、気体状態の蒸発ガスと融解または粘度が低くなった潤滑油が溜まる。
気液分離器４００に溜まった気体状態の蒸発ガスは、気液分離器４００から排出されて再びバイパスラインＬ３に沿って多段圧縮機２００に送られる。
バイパスラインＬ３を活用して凝縮または凝固した潤滑油を除去する場合、熱交換器１００が正常化するまで蒸発ガスがバイパスラインＬ３、多段圧縮機２００、熱交換器１００の高温流路、減圧装置３００および気液分離器４００を循環し、循環過程は、熱交換器１００の高温流路の温度が多段圧縮機２００で圧縮した後に熱交換器１００の高温流路に送る蒸発ガスの温度だけ高くなったと判断されるまで続けられる。ただし、経験上十分な時間が経過したと判断されるまで循環過程を続けることもできる。
熱交換器１００の内部で凝縮または凝固した潤滑油の大部分が気液分離器４００に溜まったと判断（すなわち、熱交換器１００が正常化したと判断）されたら、多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスが熱交換器１００に流入することを遮断し、気液分離器４００の内部に溜まった後に融解または粘度が低くなった潤滑油を排出させる。
気液分離器４００の内部で溜まった後に融解または粘度が低くなった潤滑油を迅速に排出するために、例えば、気液分離器４００内に窒素を注入（窒素パージ）して潤滑油を排出することができる。窒素パージ時に気液分離器４００に注入する窒素の圧力は、例えば、約５〜７ｂａｒである。
上述した過程により、熱交換器１００の内部の凝縮または凝固した潤滑油だけでなく、配管、バルブ、計測器、および各種装備に溜まった凝縮または凝固した潤滑油も除去することができる。
本発明では、熱交換器１００の内部の凝縮または凝固した潤滑油の除去中にエンジン（主エンジンおよび／または発電用エンジン）を駆動させることができ、エンジンの運転を続行させながら熱交換器１００を整備することができるため、熱交換器１００の整備中にも船舶の推進と発電が可能であり、エンジンで使用して余った余剰蒸発ガスを活用して、凝縮または凝固した潤滑油を除去することができるという長所がある。
また、熱交換器１００の内部の凝縮または凝固した潤滑油を除去しながらエンジンを駆動させると、多段圧縮機２００で圧縮する時に蒸発ガスに混入した潤滑油をエンジンによって燃焼できるという長所がある。すなわち、エンジンは、船舶の推進または発電用の本来の用途だけでなく、蒸発ガスに混入したオイルを除去する役割もする。
３）蒸発ガスを再液化する必要がない場合
また、船舶のバラスト状態など、余剰蒸発ガスがほとんどなくて蒸発ガスを再液化する必要がない場合には、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスを全てバイパスラインＬ３に送り、蒸発ガスが熱交換器１００を迂回して直ちに多段圧縮機２００に送られるようにする。多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスは主エンジンの燃料として使用される。余剰蒸発ガスがほとんどなく、蒸発ガスを再液化する必要がないと判断される場合には、第３遮断バルブ６３０が自動的に開放するように制御することができる。
本発明の発明者らは、蒸発ガスが、狭い流路の熱交換器１００を通過してエンジンに供給される場合、熱交換器１００によって蒸発ガスの圧力降下が多く発生することを発見した。再液化の必要がない場合には、上述したように、熱交換器１００を迂回させて蒸発ガスを圧縮することで、エンジンに燃料の円滑な供給が可能になる。
４）蒸発ガス再液化の始動または再起動時
蒸発ガスを再液化しなかった後に蒸発ガスの量が増加して蒸発ガスを再液化する場合にもバイパスラインＬ３を使用することができる。
蒸発ガスを再液化しなかった後に蒸発ガスの量が増加して蒸発ガスを再液化する場合（すなわち、蒸発ガス再液化の始動または再起動時）、貯蔵タンクＴから排出される全ての蒸発ガスをバイパスラインＬ３に送り、全ての蒸発ガスが熱交換器１００を迂回して直ちに多段圧縮機２００で供給され、多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスは熱交換器１００の高温流路に送るようにする。多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの一部は主エンジンに送ることができる。
上述した過程によって、蒸発ガス再液化の始動または再起動時に熱交換器１００の高温流路の温度を上げると、以前の蒸発ガス再液化過程で熱交換器１００、他の装備、配管などに残っていた凝縮または凝固した潤滑油や他の残留物または不純物などを除去した後に蒸発ガス再液化を開始できるという利点がある。
残留物は、以前の蒸発ガス再液化時に圧縮機で圧縮した後に熱交換器に送った蒸発ガスと圧縮機で圧縮した蒸発ガスに混入した潤滑油が含まれる。
もし蒸発ガス再液化始動または再起動時に、バイパスラインＬ３を使用して熱交換器１００の高温流路の温度を高める過程を経ずに、直ちに貯蔵タンクＴから排出された低温蒸発ガスを熱交換器１００で供給すると、熱交換器１００の高温流路には、まだ高温蒸発ガスが供給されない状態で、貯蔵タンクＴから排出された低温蒸発ガスが熱交換器１００の低温流路に供給されるため、熱交換器１００に残っていてまだ凝縮または凝固しなかった潤滑油も熱交換器１００の温度が低下することで凝縮または凝固する虞がある。
バイパスラインＬ３を使用して熱交換器１００高温流路の温度を高める過程を続けて、ある程度の時間が経過したとき（すなわち、凝縮または凝固した潤滑油や他の不純物がほとんど除去されたと判断される場合、当業者の経験に基づいて持続時間を定めることができ、例えば、約１分〜３０分、好ましくは約３分〜１０分、より好ましくは約２分〜５分程度である。）、閉めておいた第１調節バルブ５１０および第２調節バルブ５２０を徐々に開けると共に、第３遮断バルブ６３０を徐々に閉めながら蒸発ガスの再液化を開始する。その後、第１調節バルブ５１０および第２調節バルブ５２０を完全に開ける一方、第３遮断バルブ６３０は完全に閉めて、貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスを全て熱交換器１００から蒸発ガスを再液化する冷媒として使用する。
５）多段圧縮機の吸入圧力条件を満たすために
また、バイパスラインＬ３は貯蔵タンクＴの内部圧力が低い場合、多段圧縮機２００に要求される吸入圧力の条件を満たすために利用できる。
貯蔵タンクＴの内部の液化天然ガスの量が少なく、生成される蒸発ガスの量が少ないとき、船舶の速度が速く、船舶の推進のためにエンジンに供給する蒸発ガスの量が多いときなど、貯蔵タンクＴの内部圧力が低い場合には、多段圧縮機２００に要求される、多段圧縮機２００の上流の吸引圧力の条件を満たさない状況がある。
特に、熱交換器１００にＰＣＨＥ（ＤＣＨＥ）を適用する場合には、ＰＣＨＥは流路が狭く、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスがＰＣＨＥを通過すると、圧力が大幅に降下する。
従来、多段圧縮機２００に要求される吸入圧力条件を満たさない場合には、多段圧縮機２００の内部に設置される再循環ラインによって蒸発ガスの一部または全部を再循環させて多段圧縮機２００を保護した。
しかし、蒸発ガスを再循環させる方式で多段圧縮機２００の吸入圧力条件を満たせば、最終的には多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの量が減る結果になるから、再液化性能が低下し、エンジンに要求される燃料消費量を満たさない虞がある。特に、エンジンに要求される燃料消費量を満たさないと船舶の運航に支障をきたすので、貯蔵タンクＴの内部圧力が低い場合でも、多段圧縮機２００に要求される吸入圧力の条件を満たしながらエンジンに要求される燃料消費量を満たすことができる方法の開発が喫緊である。
そこで、本発明は、別の付加的装置を設置しなくても、熱交換器１００の維持補修のために既に設置されたバイパスラインＬ３を活用し、貯蔵タンクＴの内部圧力が低い場合でも多段圧縮機１００で圧縮した蒸発ガスの量を減少させずに、多段圧縮機２００に要求される吸入圧力の条件を満たすようにすることができる。
すなわち、本発明は、貯蔵タンクＴの内部圧力が所定値以下になると、第３遮断バルブ６３０を開けて貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスの一部または全部をバイパスラインＬ３によって熱交換器１００を迂回させて直ちに多段圧縮機２００に送る。
多段圧縮機２００に要求される吸入圧力の条件に比べて貯蔵タンクＴの圧力がどれぐらい足りないかに基づいて、バイパスラインＬ３に送る蒸発ガスの量を調節する。すなわち、第３遮断バルブ６３０を完全に開けて貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスを全てバイパスラインＬ３に送ったり、第３遮断バルブ６３０を全開に至るまでの途中に開けて貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスの一部をバイパスラインＬ３に送り、残りを熱交換器１００に送ったりすることができる。バイパスラインＬ３を介して熱交換器１００を迂回させる蒸発ガスの量が増加するほど蒸発ガスの圧力降下は少なくなる。
貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスを熱交換器１００から迂回させて直ちに多段圧縮機２００に送ると、圧力降下を最小限に抑えることができるという利点があるが、蒸発ガスの冷熱を蒸発ガス再液化に使用できなくなるため、貯蔵タンクＴの内部圧力、エンジンに要求される燃料消費量、再液化する蒸発ガスの量などを考慮して、圧力降下を減らすためにバイパスラインＬ３を使用するか否か、および貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスのどれだけの量をバイパスラインＬ３に送るかを決定する。
一例として、貯蔵タンクＴの内部圧力が所定値以下であり、船舶が所定速度以上で運航する場合、バイパスラインＬ３を使用して圧力降下を減らすことが有利である。具体的には、貯蔵タンクＴの内部の圧力が１．０９ｂａｒ以下であり、船舶の速度が１７ｋｎｏｔ以上のときに、バイパスラインＬ３を使用して圧力降下を減らすことが有利である。
また、貯蔵タンクＴから排出される全ての蒸発ガスをバイパスラインＬ３を介して多段圧縮機２００に送っても多段圧縮機２００に要求される吸入圧力の条件を満たさない場合があるが、この場合は熱交換器１００の内部に設置される再循環ラインを使用して吸引圧力の条件を満たすことができる。
すなわち、貯蔵タンクＴの圧力が低くなり多段圧縮機２００に要求される吸入圧力の条件を満たすことができなくなると、従来、直ちに再循環ラインを使用して多段圧縮機２００を保護したのに対し、本発明は、１次的にバイパスラインＬ３を活用して多段圧縮機２００の吸入圧力の条件を満たすようにし、貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスの全てをバイパスラインＬ３を介して多段圧縮機２００に送っても多段圧縮機２００に要求される吸入圧力の条件を満たさないとき、２次的に再循環ラインを使用する。
１次的にバイパスラインＬ３を活用した後、２次的に再循環ラインを介して多段圧縮機２００の吸入圧力の条件を満たすためには、例えば、再循環ラインの使用条件の圧力値より第３遮断バルブ６３０を開けるときの圧力値を高く設定することができる。
再循環ラインの使用条件と第３遮断バルブ６３０を開ける条件は、多段圧縮機２００の上流の圧力を因子とする方が良いが、貯蔵タンクＴの内部圧力を因子としてもよい。
多段圧縮機２００の上流の圧力は多段圧縮機２００の上流に設置される第１圧力センサ（図示せず）で測定することができ、貯蔵タンクＴの内部圧力は第２圧力センサ（図示せず）で測定することができる。
第３遮断バルブ６３０には、貯蔵タンクＴの圧力変化に伴う開度調節が迅速に行われるように、通常よりも反応速度が速いバルブを適用するのが好ましい。
６）貯蔵タンクの内部圧力を低い範囲まで制御する場合
また、貯蔵タンクＴの内部圧力を低い範囲まで制御する場合、貯蔵タンクＴの圧力を下げても多段圧縮機２００の吸入圧力の条件を満たすためにバイパスラインＬ３を使用することができる。
減圧装置３００は、多段圧縮機２００で圧縮した後に熱交換器１００で冷却した蒸発ガスを膨張させる。多段圧縮機２００による圧縮過程、熱交換器１００による冷却過程、および減圧装置３００による膨張過程を経た蒸発ガスは、一部または全部が再液化される。減圧装置３００にはジュール−トムソンバルブなどの膨張バルブ、膨張機などがある。
第１排出ラインＬ１は、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスが熱交換器１００に送られるラインから分岐して、貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスの一部または全部をガス燃焼装置に送る。
本実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムは、第１排出ラインＬ１によって貯蔵タンクＴで発生する蒸発ガスの一部または全部をガス燃焼装置に送って燃焼させることができるため、貯蔵タンクＴに液化天然ガスを船積みするときなど、平常時に比べて蒸発ガスが多く発生する場合に備えることもできる。
第１排出ラインＬ１上には、第１排出ラインＬ１を開閉する第１遮断バルブ６１０が設置され、蒸発ガスを吸入してガス燃焼装置に送る送風機（Blower）７００が第１遮断バルブ６１０の下流に設置される。
本実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムは、減圧装置３００の下流に設置され、多段圧縮機２００、熱交換器１００、および減圧装置３００を通過して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を分離する気液分離器４００を備えることができる。
気液分離器４００で分離した液化天然ガスは貯蔵タンクＴに送られ、気液分離器４００で分離した蒸発ガスは貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと合流して熱交換器１００に送られる。
気液分離器４００で分離した蒸発ガスが、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと合流するポイントは、第１排出ラインＬ１が分岐するポイントと熱交換器１００との間である。すなわち、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスが熱交換器１００に送られるライン上には、第１排出ラインＬ１の分岐点と、気液分離器４００で分離した蒸発ガスの合流点とが蒸発ガスの流れ方向で順次位置している。
図２では、気液分離器４００で分離した蒸発ガスが第１排出ラインＬ１の分岐するポイントと熱交換器１００との間で合流するが、気液分離器４００で分離した蒸発ガスを、貯蔵タンクＴと第１排出ラインＬ１が分岐するポイントとの間で合流させることもできる。この場合、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスが熱交換器１００に送られるライン上には、気液分離器４００で分離した蒸発ガスの合流点と第１排出ラインＬ１の分岐点とが蒸発ガスの流れ方向で順次に位置する。
気液分離器４００で分離した蒸発ガスの合流点が、第１排出ラインＬ１の分岐点と熱交換器１００との間である場合、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスの一部または全てのみが第１排出ラインＬ１によってガス燃焼装置に送られ、気液分離器４００で分離した蒸発ガスは全て熱交換器１００に送られる。
気液分離器４００から気体状態の蒸発ガスが排出されるライン上には、蒸発ガスの流量と開閉を調節する第２調節バルブ５２０が設置される。
図３は、本発明の第２実施形態に係る船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムの概略図である。
図３に示した第２実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムは、図２に示した第１実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムに対して、第２排出ラインＬ２をさらに備えるという点で相違しており、以下では相違点を中心に説明する。前述した第１実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムと同じ部材については、詳細な説明を省略する。
図３を参照すると、本実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムは、第１実施形態と同様に、多段圧縮機２００、熱交換器１００、減圧装置３００、及び第１排出ラインＬ１を備える。
貯蔵タンクＴから蒸発ガスが排出されるライン上には、第１実施形態と同様に、蒸発ガスの流量と開閉を調節する第１調節バルブ５１０が設置される。
多段圧縮機２００は、第１実施形態と同様に、複数の圧縮シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０、および複数の冷却器８１０、８２０、８３０、８４０、８５０を備え、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスを多段階で圧縮する。
多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスは、第１実施形態と同様に、一部は船舶を推進する主エンジンに送られ、主エンジンに要求されない余った蒸発ガスは再液化過程を経るため熱交換器１００に送られる。
主エンジンは、第１実施形態と同様に、例えば、ＭＥ−ＧＩエンジンとすることができる。
多段圧縮機２００は、第１実施形態と同様に、主エンジンに要求される圧力まで蒸発ガスを圧縮し、主エンジンがＭＥ−ＧＩエンジンの場合には、例えば、約３００ｂａｒの圧力で蒸発ガスを圧縮する。
多段圧縮機２００が備える圧縮シリンダーの一部２１０、２２０だけを経た蒸発ガスは、第１実施形態と同様に、一部が分岐して発電機に送られる。発電機は、第１実施形態と同様に、例えば、約６．５ｂａｒの圧力の天然ガスを要求することができ、多段圧縮機２００に含まれている圧縮シリンダーの一部２１０、２２０によって約６．５ｂａｒで圧縮した蒸発ガスが発電機に送られる。多段圧縮機２００から発電機に蒸発ガスを送るライン上には、第１実施形態と同様に、蒸発ガスの流量と開閉を調節する第３調節バルブ５３０が設置される。
熱交換器１００は、第１実施形態と同様に、多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの一部または全部を貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと熱交換して冷却する。
熱交換器１００が維持補修であるときや故障した場合など、熱交換器１００の使用ができない場合には、第１実施形態と同様に、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスはバイパスラインＬ３を介して熱交換器１００を迂回する。バイパスラインＬ３には、第１実施形態と同様に、バイパスラインＬ３を開閉する第３遮断バルブ６３０が設置される。
また、第１実施形態と同様に、本実施形態のバイパスラインＬ３は、１）熱交換器１００の故障、維持補修が必要な場合など、熱交換器１００の使用ができない場合、２）熱交換器１００の流路が凝縮または凝固した潤滑油によって塞がったときに凝縮または凝固した潤滑油を除去する場合、３）余剰蒸発ガスがほとんどなく蒸発ガスを再液化する必要がない場合、４）蒸発ガスを再液化しなかった後に蒸発ガスの量が増加し、蒸発ガスを再液化する場合（すなわち、蒸発ガス再液化の始動または再起動時）、５）貯蔵タンクＴの内部圧力が低い場合に多段圧縮機２００の吸入圧力の条件を満たすため、および６）貯蔵タンクＴの内部圧力を低い範囲まで制御する場合、貯蔵タンクＴの圧力を下げても多段圧縮機２００の吸入圧力の条件を満たすために使用することができる。
減圧装置３００は、第１実施形態と同様に、多段圧縮機２００で圧縮した後に熱交換器１００で冷却した蒸発ガスを膨張させる。多段圧縮機２００による圧縮過程、熱交換器１００による冷却過程、および減圧装置３００による膨張過程を経た蒸発ガスは、第１実施形態と同様に、一部または全部が再液化される。減圧装置３００にはジュール−トムソンバルブなどの膨張バルブ、膨張機などがある。
第１排出ラインＬ１は、第１実施形態と同様に、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスが熱交換器１００に送られるラインから分岐して、貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスの一部または全部をガス燃焼装置に送る。
第１排出ラインＬ１上には、第１実施形態と同様に、第１排出ラインＬ１を開閉する第１遮断バルブ６１０が設置され、蒸発ガスを吸入してガス燃焼装置に送る送風機（Blower）７００が第１遮断バルブ６１０の下流に設置される。
ただし、本実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムは、熱交換器１００から多段圧縮機２００に蒸発ガスが送られるラインから分岐して第１排出ラインＬ１に合流する、第２排出ラインＬ２をさらに備える。第２排出ラインＬ２上に第２排出ラインＬ２を開閉する第２遮断バルブ６２０が設置される。
本実施形態では、第１排出ラインＬ１は、熱交換器１００の維持補修中、熱交換器１００が故障した場合など、熱交換器１００を使用することができない場合に、熱交換器１００を迂回させて貯蔵タンクＴからガス燃焼装置に蒸発ガスを送るために使用し、熱交換器１００の使用が可能な状態で貯蔵タンクＴで発生した蒸発ガスをガス燃焼装置に送る必要がある場合には、第２排出ラインＬ２が使用される。
また、本実施形態では、第１排出ラインＬ１および第２排出ラインＬ２の両方を備えた場合を説明したが、本発明では、貯蔵タンクＴと熱交換器１００との間で分岐した第１排出ラインＬ１を備えず、熱交換器１００と多段圧縮機２００の間から分岐した第２排出ラインＬ２が直接ガス燃焼装置と連結するように構成することもできる。
図２に示した第１実施形態では、貯蔵タンクＴから排出された後にガス燃焼装置に送る蒸発ガスは熱交換器１００の上流で分岐するので、貯蔵タンクＴから排出された後に多段圧縮機２００に送る蒸発ガスのみが熱交換器１００の冷媒として使用される。
反面、本実施形態では、熱交換器１００の下流で分岐した第２排出ラインＬ２を介して蒸発ガスをガス燃焼装置に送るので、貯蔵タンクＴから排出された後にガス燃焼装置に送る蒸発ガスと、貯蔵タンクＴから排出された後に多段圧縮機２００に送る蒸発ガスは全て熱交換器１００の冷媒として使用される。
したがって、本実施形態では、第１実施形態に比べて熱交換器１００の冷却効率を高めることができる。熱交換器１００の冷却効率が高くなると、再液化された蒸発ガスの流量が増加し、余剰蒸発ガスは再液化するかガス燃焼装置に送って処理するため、最終的にガス燃焼装置に送って燃焼する蒸発ガスの流量が減少する。
本実施形態の熱交換器１００は、第１実施形態と異なり、ガス燃焼装置に送る蒸発ガスの流量も受容する必要があるため、第１実施形態より大容量なものとして設計する。
本実施形態の第２排出ラインＬ２が合流するポイントは、第１遮断バルブ６１０の下流の第１排出ラインＬ１が好ましく、本実施形態の送風機７００を備える場合、第２排出ラインＬ２が合流するポイントは第１遮断バルブ６１０と送風機７００との間が好ましい。
本実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムは、第１排出ラインＬ１または第２排出ラインＬ２によって貯蔵タンクＴで発生する蒸発ガスの一部または全部をガス燃焼装置に送って燃焼するので、貯蔵タンクＴに液化天然ガスを船積みするときなど、平常時に比べて蒸発ガスが多く発生した場合に備えることもできる。
本実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムは、第１実施形態と同様に、減圧装置３００の下流に設置され、多段圧縮機２００、熱交換器１００、および減圧装置３００を通過して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を分離する気液分離器４００を備える。
第１実施形態と同様に、本実施形態では、気液分離器４００で分離した液化天然ガスは貯蔵タンクＴに送られ、気液分離器４００で分離した蒸発ガスは貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと合流して熱交換器１００に送られる。
気液分離器４００で分離した蒸発ガスが、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと合流するポイントは、第１実施形態と同様に、第１排出ラインＬ１が分岐するポイントと熱交換器１００との間である。また、本実施形態では、気液分離器４００で分離した蒸発ガスは、第１実施形態と同様に、貯蔵タンクＴと第１排出ラインＬ１が分岐するポイントとの間で合流することもできる。
気液分離器４００で分離した蒸発ガスの合流点が、第１排出ラインＬ１の分岐点と熱交換器１００との間である場合、第１実施形態と同様に、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスの一部または全部のみが第１排出ラインＬ１によってガス燃焼装置に送られ、気液分離器４００で分離した蒸発ガスは全て熱交換器１００に送られる。
気液分離器４００から気体状態の蒸発ガスが排出されるライン上には、第１実施形態と同様に、蒸発ガスの流量と開閉を調節する第２調節バルブ５２０を設置することができる。
図４は、本発明の第３実施形態に係る船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムの概略図である。
図４に示した第３実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムは、図２に示した第１実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムに対して、第１排出ラインＬ１を備えず、第２排出ラインＬ２をさらに備えるという相違点があり、以下では相違点を中心に説明する。前述した第１実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムと同じ部材については、詳細な説明を省略する。
図４を参照すると、本実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムは、第１実施形態と同様に、多段圧縮機２００、熱交換器１００、および減圧装置３００を備える。ただし、本実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムは、第１実施形態と異なり、第１排出ラインＬ１は備えず、第２排出ラインＬ２を備える。
貯蔵タンクＴから蒸発ガスが排出されるライン上には、第１実施形態と同様に、蒸発ガスの流量と開閉を調節する第１調節バルブ５１０を設置することができる。
多段圧縮機２００は、第１実施形態と同様に、複数の圧縮シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０、および複数の冷却器８１０、８２０、８３０、８４０、８５０を備え、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスを多段階で圧縮する。
多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスは、第１実施形態と同様に、一部は船舶を推進する主エンジンに送られ、主エンジンに要求されない余った蒸発ガスは、再液化過程を経るために熱交換器１００に送られる。
主エンジンは、第１実施形態と同様に、例えば、ＭＥ−ＧＩエンジンとすることができる。
多段圧縮機２００は、第１実施形態と同様に、主エンジンに要求される圧力まで蒸発ガスを圧縮し、主エンジンがＭＥ−ＧＩエンジンの場合には、例えば、約３００ｂａｒの圧力まで蒸発ガスを圧縮する。
多段圧縮機２００に含まれる圧縮シリンダーの一部２１０、２２０だけを経た蒸発ガスは、第１実施形態と同様に、一部が分岐して発電機に送られる。発電機は、第１実施形態と同様に、例えば、約６．５ｂａｒの天然ガスを要求することができ、多段圧縮機２００に含まれる圧縮シリンダーの一部２１０、２２０によって、例えば、約６．５ｂａｒで圧縮した蒸発ガスが発電機に送られる。多段圧縮機２００から発電機に蒸発ガスを送るライン上には、第１実施形態と同様に、蒸発ガスの流量と開閉を調節する第３調節バルブ５３０を設置することができる。
熱交換器１００は、第１実施形態と同様に、多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの一部または全部を貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと熱交換して冷却する。
減圧装置３００は、第１実施形態と同様に、多段圧縮機２００で圧縮した後に熱交換器１００で冷却した蒸発ガスを膨張させる。多段圧縮機２００による圧縮過程、熱交換器１００による冷却過程、および減圧装置３００による膨張過程を経た蒸発ガスは、第１実施形態と同様に、一部または全部が再液化される。減圧装置３００には、ジュール−トムソンバルブなどの膨張バルブ、膨張機などがある。
第２排出ラインＬ２は、熱交換器１００から多段圧縮機２００に蒸発ガスが送られるラインから分岐して、貯蔵タンクＴから排出された後に熱交換器１００で冷媒として使用した蒸発ガスの一部または全部をガス燃焼装置に送る。
第２排出ラインＬ２上には、第２排出ラインＬ２を開閉する第２遮断バルブ６２０が設置され、蒸発ガスを吸入してガス燃焼装置に送る送風機（Blower）７００が第２遮断バルブ６２０の下流に設置される。
本実施形態では、熱交換器１００の維持補修中、熱交換器１００が故障した場合など、熱交換器１００を使用することができない場合、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスをバイパスラインＬ３によって熱交換器１００を迂回させ、また、熱交換器１００が使用可能であり、貯蔵タンクＴで発生する蒸発ガスをガス燃焼装置に送る必要がある場合には、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスを熱交換器１００で冷媒として使用した後に第２排出ラインＬ２に沿ってガス燃焼装置に送るようにする。本実施形態のバイパスラインＬ３には、第１実施形態と同様に、バイパスラインＬ３を開閉する第３遮断バルブ６３０が設置される。
図２に示した第１実施形態では、貯蔵タンクＴから排出された後にガス燃焼装置に送る蒸発ガスは熱交換器１００の上流で分岐するので、貯蔵タンクＴから排出された後に多段圧縮機２００に送る蒸発ガスのみが熱交換器１００の冷媒として使用される。
反面、本実施形態では、熱交換器１００の下流で分岐した第２排出ラインＬ２によって蒸発ガスをガス燃焼装置に送るので、貯蔵タンクＴから排出された後にガス燃焼装置に送る蒸発ガスと、貯蔵タンクＴから排出された後に多段圧縮機２００に送る蒸発ガスが全て熱交換器１００の冷媒として使用される。
したがって、本実施形態では、第１実施形態に比べて熱交換器１００による冷却効率を高めることができる。熱交換器１００による冷却効率が高くなると、再液化される蒸発ガスの流量が増加し、余剰蒸発ガスを再液化するか、またはガス燃焼装置に送って処理するので、最終的にガス燃焼装置に送って燃焼する蒸発ガスの流量が減少する。
本実施形態の熱交換器１００は、第１実施形態と異なり、ガス燃焼装置に送る蒸発ガスの流量も受容する必要があるため、第１実施形態より大容量なものとして設計する。
本実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムは、第２排出ラインＬ２によって貯蔵タンクＴで発生する蒸発ガスの一部または全部をガス燃焼装置に送って燃焼することができるので、貯蔵タンクＴに液化天然ガスを船積みするときなど、平常時に比べて蒸発ガスが多く発生した場合に備えることもできる。
また、第１実施形態と同様に、本実施形態のバイパスラインＬ３は、１）熱交換器１００の故障、維持補修が必要な場合など、熱交換器１００の使用ができない場合、２）熱交換器１００の流路が凝縮または凝固した潤滑油によって塞がったときに凝縮または凝固した潤滑油を除去する場合、３）余剰蒸発ガスがほとんどなく蒸発ガスを再液化する必要がない場合、４）蒸発ガスを再液化しなかった後で蒸発ガスの量が増加し、蒸発ガスを再液化する場合（すなわち、蒸発ガス再液化の始動または再起動時）、５）貯蔵タンクＴの内部圧力が低い場合に多段圧縮機２００の吸入圧力の条件を満たすため、および６）貯蔵タンクＴの内部圧力を低い範囲まで制御する場合、貯蔵タンクＴの圧力を下げても多段圧縮機２００の吸入圧力の条件を満たすために使用することができる。
本実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムは、第１実施形態と同様に、減圧装置３００の下流に設置され、多段圧縮機２００、熱交換器１００、および減圧装置３００を通過して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を分離する気液分離器４００をさらに備えることができる。
第１実施形態と同様に、気液分離器４００で分離した液化天然ガスは貯蔵タンクＴに送られ、気液分離器４００で分離した蒸発ガスは貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと合流して熱交換器１００に送ることができる。
本実施形態の気液分離器４００から気体状態の蒸発ガスが排出されるライン上には、第１実施形態と同様に、蒸発ガスの流量と開閉を調節する第２調節バルブ５２０を設置することができる。
本発明は、上記実施形態に限定されず、本発明の技術的要旨を逸脱しない範囲内で様々な修正または変形が可能であることは、本発明の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 (44)

  1. 蒸発ガスを圧縮する多段圧縮機；
    前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記多段圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し熱交換して冷却する熱交換器；
    前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却した流体を減圧する減圧装置；および
    蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記多段圧縮機に供給するバイパスライン；を備えることを特徴とする船舶用蒸発ガス再液化システム。
  2. 前記熱交換器の使用が不可能な場合；または
    蒸発ガスを再液化する必要がない場合；のいずれか１つ以上の場合に、蒸発ガスを前記バイパスラインに沿って前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することを特徴とする請求項１に記載の船舶用蒸発ガス再液化システム。
  3. 前記多段圧縮機は給油式シリンダーを１つ以上備え、
    前記熱交換器の流路が凝縮または凝固した潤滑油によって一部または全部が塞がったときに、蒸発ガスを前記バイパスラインに沿って前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することを特徴とする請求項１に記載の船舶用蒸発ガス再液化システム。
  4. 貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを前記熱交換器で冷媒として使用し、
    前記多段圧縮機に供給される蒸発ガスの圧力が、前記多段圧縮機が必要とする吸入圧力の条件を満たさない場合；または
    前記貯蔵タンクの内部圧力を低い範囲まで制御する場合；のいずれか１つ以上の場合に、蒸発ガスの一部または全部を前記バイパスラインに沿って前記熱交換器をバイパスさせ、前記多段圧縮機が必要とする吸入圧力の条件を満たすようにすることを特徴とする請求項１に記載の船舶用蒸発ガス再液化システム。
  5. 蒸発ガスを圧縮する多段圧縮機；
    前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記多段圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し熱交換して冷却する熱交換器；
    前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却した流体を減圧する減圧装置；および
    蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記多段圧縮機に供給するバイパスライン；を備え、
    蒸発ガス再液化の始動または再起動時に蒸発ガスをバイパスラインにより前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することを特徴とする船舶用蒸発ガス再液化システム。
  6. 前記多段圧縮機で圧縮して温度が上昇した蒸発ガスを前記熱交換器の高温流路に供給することを特徴とする請求項５に記載の船舶用蒸発ガス再液化システム。
  7. 前記多段圧縮機で圧縮して温度が上昇した蒸発ガスを前記熱交換器の高温流路に供給する過程を所定時間持続させて、前記熱交換器の内部の残留物または不純物を除去することを特徴とする請求項６に記載の船舶用蒸発ガス再液化システム。
  8. 前記所定時間は２分〜５分であることを特徴とする請求項７に記載の船舶用蒸発ガス再液化システム。
  9. 前記多段圧縮機は、給油式シリンダーを１つ以上備え、
    前記残留物には、以前の蒸発ガス再液化時に前記多段圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器に送った蒸発ガス；および前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスに混入した潤滑油が含まれることを特徴とする請求項７に記載の船舶用蒸発ガス再液化システム。
  10. 前記潤滑油は前記熱交換器の内部で凝縮または凝固した状態であることを特徴とする請求項９に記載の船舶用蒸発ガス再液化システム。
  11. 前記所定時間に、蒸発ガスが、前記バイパスライン、前記多段圧縮機、前記熱交換器の高温流路、および前記減圧装置を循環することを特徴とする請求項７に記載の船舶用蒸発ガス再液化システム。
  12. 前記所定時間が経過した後、前記熱交換器の低温流路に前記熱交換器で冷媒として使用する蒸発ガスを供給して、蒸発ガスを再液化することを特徴とする請求項７に記載の船舶用蒸発ガス再液化システム。
  13. 前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスの一部は主エンジンに供給されることを特徴とする請求項１から１２のいずれか１つに記載の船舶用蒸発ガス再液化システム。
  14. 前記多段圧縮機は蒸発ガスを１５０〜３５０ｂａｒで圧縮することを特徴とする請求項１から１２のいずれか１つに記載の船舶用蒸発ガス再液化システム。
  15. 前記多段圧縮機は蒸発ガスを８０〜２５０ｂａｒで圧縮することを特徴とする請求項１から１２のいずれか１つに記載の船舶用蒸発ガス再液化システム。
  16. 前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備えることを特徴とする請求項１から１２のいずれか１つに記載の船舶用蒸発ガス再液化システム。
  17. 前記熱交換器はＰＣＨＥであることを特徴とする請求項１６に記載の船舶用蒸発ガス再液化システム。
  18. １）蒸発ガスを多段圧縮機で圧縮するステップ；
    ２）前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記多段圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し熱交換器で熱交換して冷却するステップ；および
    ３）前記の熱交換器で冷却した流体を減圧装置で減圧するステップ；を備え、
    蒸発ガスをバイパスラインにより前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することを特徴とする船舶用蒸発ガス再液化方法。
  19. 前記熱交換器の使用が不可能な場合、または
    蒸発ガスを再液化する必要がない場合；のいずれか１つ以上の場合に、蒸発ガスを前記バイパスラインに沿って前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することを特徴とする請求項１８に記載の船舶用蒸発ガス再液化方法。
  20. 前記多段圧縮機は給油式シリンダーを１つ以上備え、
    前記熱交換器の流路が凝縮または凝固した潤滑油によって一部または全部が塞がったときに、蒸発ガスを前記バイパスラインに沿って前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することを特徴とする請求項１８に記載の船舶用蒸発ガス再液化方法。
  21. 前記熱交換器の性能が正常の６０〜８０％以下になったとき、凝縮または凝固した潤滑油の除去時点と判断することを特徴とする請求項２０に記載の船舶用蒸発ガス再液化方法。
  22. 前記熱交換器の低温流路の上流と高温流路の下流の温度差（以下、低温流れの温度差という。）；
    前記熱交換器の低温流路の下流と高温流路の上流の温度差（以下、高温流れの温度差という。）；または
    高温流路の上流と下流の圧力差（以下、高温流路の圧力差という。）；のいずれか１つ以上によって、前記凝縮または凝固した潤滑油の除去時点を判断することを特徴とする請求項２１に記載の船舶用蒸発ガス再液化方法。
  23. 前記低温流れの温度差と高温流れの温度差のうちのいずれかでより小さな値が第１設定値以上の状態で所定時間以上持続するか、または高温流路の圧力差が、通常の場合よりも、第２設定値以上の状態で所定時間以上持続するとき、前記凝縮または凝固した潤滑油の除去時点と判断することを特徴とする請求項２２に記載の船舶用蒸発ガス再液化方法。
  24. 前記熱交換器が正常化するまで、蒸発ガスが、前記バイパスライン、前記多段圧縮機、前記熱交換器の高温流路、および前記減圧装置を循環することを特徴とする請求項２０に記載の船舶用蒸発ガス再液化方法。
  25. 前記熱交換器の高温流路の温度が、前記多段圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器の高温流路に送る蒸発ガスの温度だけ高くなったと判断するまで循環過程を続けることを特徴とする請求項２４に記載の船舶用蒸発ガス再液化方法。
  26. 凝縮または凝固した潤滑油を除去しながらエンジンを駆動することを特徴とする請求項２０に記載の船舶用蒸発ガス再液化方法。
  27. 貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを前記熱交換器で冷媒として使用し、
    前記多段圧縮機に供給する蒸発ガスの圧力が、前記多段圧縮機が必要とする吸入圧力の条件を満たさない場合；または
    前記貯蔵タンクの内部圧力を低い範囲まで制御する場合；のいずれか１つ以上の場合に、蒸発ガスの一部または全部を前記バイパスラインに沿って前記熱交換器をバイパスさせて、前記多段圧縮機が必要とする吸入圧力の条件を満たすようにすることを特徴とする請求項１８に記載の船舶用蒸発ガス再液化方法。
  28. 前記多段圧縮機は蒸発ガスを１５０〜３５０ｂａｒで圧縮することを特徴とする請求項１８から２７のいずれか１つに記載の船舶用蒸発ガス再液化方法。
  29. 前記多段圧縮機は蒸発ガスを８０〜２５０ｂａｒで圧縮することを特徴とする請求項１８から２７のいずれか１つに記載の船舶用蒸発ガス再液化方法。
  30. 前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備えることを特徴とする請求項１８から２７のいずれか１つに記載の船舶用蒸発ガス再液化方法。
  31. 前記熱交換器はＰＣＨＥであることを特徴とする請求項３０に記載の船舶用蒸発ガス再液化方法。
  32. 蒸発ガスを多段圧縮機で圧縮するステップ；前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記多段圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用して熱交換器で熱交換して冷却するステップ；および前記熱交換器で冷却した流体を減圧装置で減圧するステップ；を備える蒸発ガス再液化システムにおける蒸発ガス再液化の始動または再起動を行う起動方法において、
    蒸発ガス再液化の始動または再起動時に蒸発ガスをバイパスラインにより前記熱交換器から迂回させて前記多段圧縮機に供給することを特徴とする船舶用蒸発ガス再液化システムの起動方法。
  33. 前記多段圧縮機で圧縮して温度が上昇した蒸発ガスを前記熱交換器の高温流路に供給することを特徴とする請求項３２に記載の船舶用蒸発ガス再液化システムの起動方法。
  34. 前記多段圧縮機で圧縮して温度が上昇した蒸発ガスを前記熱交換器の高温流路に供給する過程を所定時間持続させて、前記熱交換器の内部の残留物または不純物を除去することを特徴とする請求項３３に記載の船舶用蒸発ガス再液化システムの起動方法。
  35. 前記所定時間は２分〜５分であることを特徴とする請求項３４に記載の船舶用蒸発ガス再液化システムの起動方法。
  36. 前記多段圧縮機は給油式シリンダーを１つ以上備え、
    前記残留物は、以前の蒸発ガス再液化時に、前記多段圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器に送った蒸発ガス；および前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスに混在した潤滑油が含まれることを特徴とする請求項３４に記載の船舶用蒸発ガス再液化システムの起動方法。
  37. 前記潤滑油は前記熱交換器の内部で凝縮または凝固した状態であることを特徴とする請求項３６に記載の船舶用蒸発ガス再液化システムの起動方法。
  38. 前記所定時間に、蒸発ガスが、前記バイパスライン、前記多段圧縮機、前記熱交換器の高温流路、および前記減圧装置を循環することを特徴とする請求項３４に記載の船舶用蒸発ガス再液化システムの起動方法。
  39. 前記所定時間が経過した後、前記熱交換器の低温流路に前記熱交換器で冷媒として使用する蒸発ガスを供給して、蒸発ガスを再液化することを特徴とする請求項３４に記載の船舶用蒸発ガス再液化システムの起動方法。
  40. 前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスの一部は主エンジンに供給することを特徴とする請求項３２から３９のいずれか１つに記載の船舶用蒸発ガス再液化システムの起動方法。
  41. 前記多段圧縮機は蒸発ガスを１５０〜３５０ｂａｒで圧縮することを特徴とする請求項３２から３９のいずれか１つに記載の船舶用蒸発ガス再液化システムの起動方法。
  42. 前記多段圧縮機は蒸発ガスを８０〜２５０ｂａｒで圧縮することを特徴とする請求項３２から３９のいずれか１つに記載の船舶用蒸発ガス再液化システムの起動方法。
  43. 前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備えることを特徴とする請求項３２から３９のいずれか１つに記載の船舶用蒸発ガス再液化システムの起動方法。
  44. 前記熱交換器はＰＣＨＥであることを特徴とする請求項４３に記載の船舶用蒸発ガス再液化システムの起動方法。
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