JP2020529556A - 蒸発ガス再液化システムおよび蒸発ガス再液化システム内の潤滑油排出方法 - Google Patents

Abstract

【課題】凝縮または凝固した潤滑油が熱交換器の流路を塞ぐ現象を軽減または改善すると共に、流路を塞いだ潤滑油を簡単かつ経済的な方法で除去すること。【解決手段】蒸発ガスを圧縮する圧縮機２００；圧縮した蒸発ガスを圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として熱交換し冷却する熱交換器１００；および熱交換器の下流に設置され、流体を減圧する減圧装置６００；を備え、熱交換器の低温流路および高温流路のうち、低温流路の上流に設置される第１温度センサ８１０と高温流路の下流に設置される第４温度センサ８４０；低温流路の下流に設置される第２温度センサ８２０と高温流路の上流に設置される第３温度センサ８３０；または高温流路の上流に設置される第１圧力センサ９１０と高温流路の下流に設置される第２圧力センサ９２０；のいずれか１つ以上を備え、圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備える。【選択図】図２

Description

本発明は、液化ガスが自然気化して生成した蒸発ガス（ＢＯＧ；Boil-Off Gas）を再液化するシステムおよび方法に関する。より詳細に、液化天然ガス（ＬＮＧ；Liquefied Natural Gas）の貯蔵タンク内部で発生した蒸発ガスのうちエンジンで使用して余った余剰蒸発ガスを、蒸発ガス自体を冷媒として使用して再液化するシステムおよび方法に関する。

近年、液化天然ガス（ＬＮＧ）などの液化ガスの消費量が世界的に急増しつつある。ガスを低温で液化させた液化ガスは、ガスに比べて体積が非常に減少するため、貯蔵および移送効率が高まるという長所がある。また、ＬＮＧなどの液化ガスは、液化工程中に大気汚染物質が除去、減少され、燃焼時に大気汚染物質の排出が少なく、環境にやさしい燃料である。

ＬＮＧは、メタン（methane）が主成分である天然ガスを約−１６３℃に冷却して液化することで得られる無色透明な液体であり、天然ガスに比べて体積が約１／６００である。したがって、天然ガスを液化すると非常に効率的な移送が可能となる。

しかし、天然ガスの液化温度は常圧で−１６３℃の極低温であり、ＬＮＧは温度変化に敏感であるからすぐに蒸発してしまう。このため、ＬＮＧを貯蔵する貯蔵タンクには断熱処理が施されるが、ＬＮＧの輸送過程で外部熱が貯蔵タンクまで継続的に伝達されると、貯蔵タンク内では継続的にＬＮＧが自然気化して蒸発ガス（ＢＯＧ）が発生する。

蒸発ガスは損失の１つであって、輸送効率において重要な問題である。また、貯蔵タンク内に蒸発ガスが蓄積されたらタンク内圧が上昇しすぎてしまい、極端な場合にはタンク破損の虞もある。したがって、貯蔵タンク内で発生する蒸発ガスを処理する様々な方法が研究され、最近では蒸発ガスを処理するために、蒸発ガスを再液化して貯蔵タンクに戻す方法、蒸発ガスを船舶のエンジンなどの燃料消費先のエネルギー源として使用する方法などが利用されている。

蒸発ガスを再液化する方法には、別の冷媒を用いた冷凍サイクルを備えて蒸発ガスを冷媒と熱交換して再液化する方法、別の冷媒なしで蒸発ガス自体を冷媒にして再液化する方法などがある。特に、後者の方法を採用したシステムを部分再液化システム（Partial Re-liquefaction System、ＰＲＳ）という。

また、船舶で一般的に使用するエンジンのうち、天然ガスを燃料として使用することができるエンジンには、ＤＦＤＥ、Ｘ−ＤＦエンジン、ＭＥ−ＧＩエンジンなどのガス燃料エンジンがある。

ＤＦＤＥは、４ストローク機関であり、比較的に低圧である６．５ｂａｒ程度の圧力の天然ガスを燃焼空気入口に供給して、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。

Ｘ−ＤＦエンジンは、２ストローク機関であり、１６ｂａｒ程度の天然ガスを燃料として使用し、オットーサイクルを採用している。

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。

前述のように、特にＬＮＧ貯蔵タンクで発生する蒸発ガス（ＢＯＧ）を加圧した後、別の冷媒がなくても蒸発ガス自体を冷媒として利用して互いに熱交換して蒸発ガスを再液化する場合、再液化の効率を高めるためには蒸発ガスを高圧で圧縮する必要があり、蒸発ガスを高圧で圧縮するためには給油方式のシリンダー圧縮機の使用が必要である。

給油方式のシリンダー圧縮機で圧縮した蒸発ガスには潤滑油（Lubrication Oil）が混在することになる。本発明の発明者らは、圧縮した蒸発ガスが熱交換器で冷却されると、圧縮した蒸発ガスに混入した潤滑油が蒸発ガスより先に凝縮または凝固して、熱交換器の流路が塞がる問題を発見した。特に、流路が狭い場合、例えば、マイクロチャネル型（Microchannel Type）流路、ＰＣＨＥ（Printed Circuit Heat Exchanger、ＤＣＨＥともいう。）などの場合、凝縮または凝固した潤滑油が熱交換器の流路を塞ぐ現象がより頻繁に発生する。

本発明の発明者らは、凝縮または凝固した潤滑油が熱交換器の流路を塞ぐ現象を防止または軽減するために、圧縮した蒸発ガスに混入したオイルを分離する様々な技術を開発している。

本発明は、凝縮または凝固した潤滑油が熱交換器の流路を塞ぐ現象を軽減または改善すると共に、熱交換器の流路を塞ぐ凝縮または凝固した潤滑油を簡単かつ経済的な方法で除去できるシステムおよび方法を提案する。

前記目的を達成するために、本発明の一実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記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し冷却する熱交換器；および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；を備え、前記熱交換器の低温流路の上流に設置される第１温度センサと前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第４温度センサ；前記熱交換器の低温流路の下流に設置される第２温度センサと前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第３温度センサ；または前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第１圧力センサと前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第２圧力センサ；のいずれか１つ以上を備え、前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備えることを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記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；および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；を備え、前記熱交換器の低温流路の上流に設置される第１温度センサと前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第４温度センサ；前記熱交換器の低温流路の下流に設置される第２温度センサと前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第３温度センサ；または前記熱交換器の高温流路の上流と下流の圧力差を測定する差圧センサ；のいずれか１つ以上を備え、前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備えることを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮機で圧縮し、圧縮した蒸発ガスを圧縮する前の蒸発ガスと熱交換器で熱交換して冷却し、熱交換して冷却した流体を減圧装置で減圧する蒸発ガス再液化システムにおいて、前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記熱交換器の性能異常を検知するとアラームで知らせることを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記圧縮機は蒸発ガスを１５０〜３５０ｂａｒで圧縮することができる。

前記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。

前記熱交換器はＰＣＨＥとすることができる。

前記蒸発ガス再液化システムは、蒸発ガスを前記熱交換器からバイパスさせて前記圧縮機に供給するバイパスラインをさらに備えることができる。

前記蒸発ガス再液化システムは、前記圧縮機の下流に設置されて蒸発ガスに混在した潤滑油を分離するオイル分離器をさらに備えることができる。

前記蒸発ガス再液化システムは、前記圧縮機の下流に設置されて蒸発ガスの混在した潤滑油を分離する第１オイルフィルタをさらに備えることができる。

前記第１オイルフィルタは気体状態または霧状の潤滑油を分離することができる。

前記蒸発ガス再液化システムは、前記減圧装置の下流に設置されて再液化した液化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をさらに備えることができる。

前記蒸発ガス再液化システムは、前記減圧装置と前記気液分離器との間；前記気液分離器で分離された液化ガスが排出される第５供給ライン上；または前記気液分離器で分離された気体状態の蒸発ガスが排出される第６供給ライン上；の１箇所以上に設置される第２オイルフィルタをさらに備えることができ、前記第２オイルフィルタは極低温用である。

前記気液分離器で分離された気体状態の蒸発ガスは、前記熱交換器で冷媒として使用する蒸発ガスと合流して前記熱交換器に送ることができる。

前記第２オイルフィルタは固体状態の潤滑油を分離することができる。

前記第１温度センサが測定した温度値と前記第４温度センサが測定した温度値との差；前記第２温度センサが測定した温度値と前記第３温度センサが測定した温度値との差；または前記第１圧力センサが測定した圧力値と前記第２圧力センサが測定した圧力値との差；のいずれか１つ以上を指標として、凝縮または凝固した潤滑油を排出する必要があるか否かを判断することができる。

前記第１温度センサが測定した温度値と前記第４温度センサが測定した温度値との差；前記第２温度センサが測定した温度値と前記第３温度センサが測定した温度値との差；または前記差圧センサが測定した圧力差値；のいずれか１つ以上を指標として、凝縮または凝固した潤滑油を排出する必要があるか否かを判断することができる。

前記第１温度センサが測定した温度と前記第４温度センサが測定した温度との差；前記第２温度センサが測定した温度と前記第３温度センサが測定した温度との差；または前記差圧センサが測定した圧力差；のいずれか１つ以上を指標として、凝縮または凝固した潤滑油を排出する必要があるか否かを判断することができる。

凝縮または凝固した潤滑油を排出する必要があるか否かをアラームで知らせることができる。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガス自体を冷媒として使用し蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、蒸発ガス再液化時に熱交換器で蒸発ガス自体を冷媒として蒸発ガスを冷却し、前記熱交換器の低温流路の上流に設置される第１温度センサが測定した温度と前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第４温度センサが測定した温度との差、および前記熱交換器の低温流路の下流に設置される第２温度センサが測定した温度と前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第３温度センサが測定した温度との差のうちの小さい値；または前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第１圧力センサが測定した圧力と前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第２圧力センサが測定した圧力との差；を指標として、凝縮または凝固した潤滑油を排出する必要があるか否かを判断することを特徴とする潤滑油排出方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらにまた他の実施形態では、蒸発ガス自体を冷媒として使用し蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、蒸発ガス再液化時に熱交換器で蒸発ガス自体を冷媒として蒸発ガスを冷却し、前記熱交換器の低温流路の上流に設置される第１温度センサが測定した温度と前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第４温度センサが測定した温度との差、および前記熱交換器の低温流路の下流に設置される第２温度センサが測定した温度と前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第３温度センサが測定した温度との差のうちの小さい値；または前記熱交換器の高温流路の上流と下流の圧力差を測定する差圧センサが測定した圧力差；を指標として、凝縮または凝固した潤滑油を排出する必要があるか否かを判断することを特徴とする潤滑油排出方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮機で圧縮し、圧縮した蒸発ガスを圧縮する前の蒸発ガスと熱交換器で熱交換して冷却し、熱交換して冷却した流体を減圧装置で減圧し、蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、前記熱交換器で冷媒として使用する蒸発ガスを第１供給ラインに沿って前記熱交換器に供給し、前記熱交換器で冷媒に使用した蒸発ガスを第２供給ラインに沿って前記圧縮機に供給し、前記熱交換器で冷媒として使用する前の蒸発ガスをバイパスラインに沿って前記熱交換器を迂回して前記圧縮機に供給し、前記バイパスライン上に流体の流量と開閉を調節するバイパスバルブが設置され、前記第１供給ライン上の前記交換機の上流には流体の流量と開閉を調節する第１バルブが設置され、前記第２供給ライン上の前記熱交換器の下流には流体の流量と開閉を調節する第２バルブが設置され、前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備え、２）前記バイパスバルブを開けて、前記第１バルブおよび前記第２バルブを閉めるステップ；３）前記熱交換器で冷媒として使用する前に蒸発ガスを、前記バイパスラインを経て前記圧縮機で圧縮するステップ；および４）前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスの一部または全部を前記熱交換器に送るステップ；を備え、前記圧縮機で圧縮して温度が高くなった蒸発ガスによって凝縮または凝固した潤滑油を融解または粘度を下げて排出することを特徴とする潤滑油排出方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを貯蔵タンク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；前記熱交換器で冷媒として使用する蒸発ガスを前記熱交換器に供給する第１供給ライン上に設置され、流体の流量と開閉を調節する第１バルブ；前記熱交換器で冷媒として使用した蒸発ガスを前記圧縮機に供給する、第２供給ライン上に設置され、流体の流量と開閉を調節する第２バルブ；蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記圧縮機に供給するバイパスライン；および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；を備え、前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記バイパスラインは前記第１バルブの上流に位置する前記第１供給ラインから分岐して、前記第２バルブの下流に位置する前記第２供給ラインに合流することを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮機で圧縮し、圧縮した蒸発ガスを圧縮する前の蒸発ガスと熱交換器で熱交換して冷却し、熱交換して冷却した流体を減圧装置で減圧し、蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備え、蒸発ガスをバイパスラインを介して前記熱交換器をバイパスさせた後に前記圧縮機で圧縮して、前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスをエンジンに供給し、前記エンジンに供給して余った余剰蒸発ガスを前記熱交換器に供給し、前記圧縮機で圧縮して温度が高くなった蒸発ガスによって凝縮または凝固した潤滑油を融解または粘度を下げて排出することを特徴とする潤滑油排出方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガス自体を冷媒として使用して蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、蒸発ガス再液化時に、熱交換器は貯蔵タンクから排出された蒸発ガスを冷媒として使用し、圧縮機で圧縮した蒸発ガスを熱交換して冷却し、前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記熱交換器を迂回するように設置され、前記熱交換器の整備時に使用されるバイパスラインにより、凝縮または凝固した潤滑油を融解または粘度を下げて排出することを特徴とする潤滑油排出方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、凝縮または凝固した潤滑油を融解または粘度を下げて排出する間もエンジンに燃料を供給することを特徴とする燃料供給方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として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て、前記熱交換器で冷却した流体を減圧する減圧装置；および前記減圧装置の下流に設置されて、再液化した液化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；を備え、前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記気液分離器には、前記気液分離器の内部に溜まった潤滑油を排出する潤滑油排出ラインが連結されることを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガス自体を冷媒として使用し蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、気液分離器内に溜まった潤滑油は潤滑油排出ラインを介して前記気液分離器から排出して、前記潤滑油排出ラインは、蒸発ガス再液化時に再液化した液化ガスを前記気液分離器から排出する第５供給ラインと別に設置されることを特徴とする潤滑油排出方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮機で圧縮して、圧縮した蒸発ガスを圧縮する前の蒸発ガスと熱交換器で熱交換して冷却した流体を減圧装置で減圧し、蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記熱交換器で冷媒として使用する蒸発ガスの前記熱交換器の上流における温度と、前記圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器で冷却した蒸発ガスの温度との差（以下、低温流れの温度差という。）が第１設定値以上の状態を所定時間以上持続する条件；前記熱交換器で冷媒として使用された蒸発ガスの温度と、前記圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器に送る蒸発ガスの温度との差（以下、高温流れの温度差という。）が第１設定値以上の状態を所定時間以上持続する条件；または前記圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器に送る蒸発ガスの前記熱交換器の上流における圧力と、前記熱交換器で冷却した蒸発ガスの前記熱交換器の下流における圧力との差（以下、高温流れの圧力差という。）が第２設定値以上の状態を所定時間以上持続する条件；のいずれか１つを満たしたとき、凝縮または凝固した潤滑油の排出時点であると判断することを特徴とする潤滑油の排出方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮機で圧縮し、圧縮した蒸発ガスを圧縮する前の蒸発ガスと熱交換器で熱交換して冷却した流体を減圧装置で減圧し、蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記熱交換器で冷媒として使用する蒸発ガスの前記熱交換器の上流における温度と、前記圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器で冷却した蒸発ガスの温度との差（以下、低温流れの温度差という。）および前記熱交換器で冷媒として使用した蒸発ガスの温度と、前記圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器に送る蒸発ガスの温度との差（以下、高温流れの温度差という。）のうちのいずれか小さい値が第１設定値以上の状態を所定時間以上持続するか、または前記圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器に送る蒸発ガスの前記熱交換器の上流における圧力と、前記熱交換器で冷却した蒸発ガスの前記熱交換器の下流における圧力との差（以下、高温流れの圧力差という。）が第２設定値以上の状態を所定時間以上持続したとき、凝縮または凝固した潤滑油の排出時点であると判断することを特徴とする潤滑油の排出方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガス自体を冷媒として使用して蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、装備の温度差または圧力差のうちいずれか１つ以上を指標にして凝縮または凝固した潤滑油の排出時点を検知し、前記凝縮または凝固した潤滑油の排出時点をアラームで知らせることを特徴とする潤滑油排出方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを前記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；および前記熱交換器で冷却した流体を減圧する減圧装置を備える蒸発ガス再液化システムにおいて、前記熱交換器の上流および下流のいずれか１つ以上に設置され、前記熱交換器が潤滑油によって塞がったか否かを検知する検知手段；および前記検知手段で検知された前記熱交換器が潤滑油によって塞がったことを知らせるアラーム；を備えることを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記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；および前記減圧装置の下流に設置される第２オイルフィルタ；を備え、前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記第２オイルフィルタは極低温用であることを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記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；前記減圧装置の下流に設置され、再液化した液化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；および前記気液分離器で分離した液化ガスを排出する第５供給ライン上に設置される第２オイルフィルタ；を備え、前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記第２オイルフィルタは極低温用であることを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記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；前記減圧装置の下流に設置され、再液化した液化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；および前記気液分離器で分離した気体状態の蒸発ガスを排出する第６供給ライン上に設置される第２オイルフィルタ；を備え、前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記第２オイルフィルタは極低温用であることを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記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；前記熱交換器の冷媒として使用する蒸発ガスを、前記熱交換器の上流で前記熱交換器を迂回させて前記圧縮機に供給するバイパスライン；および前記バイパスライン上に設置されて流体の流量と開閉を調節するバイパスバルブ；を備え、前記圧縮機に供給する蒸発ガスの圧力が、前記圧縮機が必要とする吸入圧力の条件よりも低い場合には、前記バイパスバルブを全開または全開に至るまでの途中に開けることを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮機で圧縮し、圧縮した蒸発ガスを圧縮する前の蒸発ガスと熱交換器で熱交換して冷却し、熱交換して冷却した流体を減圧装置で減圧し蒸発ガスを再液化するシステムのエンジンに燃料を供給する方法において、前記圧縮機に供給する蒸発ガスの圧力が、前記圧縮機が必要とする吸入圧力の条件よりも低い場合には、前記圧縮機に供給する蒸発ガスの一部または全部を前記熱交換器を迂回して前記圧縮機に供給することを特徴とする燃料供給方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として熱交換し冷却する熱交換器；蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記圧縮機に供給するバイパスライン；前記熱交換器の冷媒として使用した蒸発ガスを前記圧縮機に送る第２供給ライン上に設置されて流体の流量と開閉を調節する第２バルブ；および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；を備え、前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記バイパスラインは、前記第２バルブの下流の前記第２供給ラインに合流することを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮機で圧縮し、圧縮した蒸発ガスを圧縮する前の蒸発ガスと熱交換器で熱交換して冷却し、熱交換して冷却した流体を減圧装置で減圧し、蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記熱交換器の冷媒として使用した蒸発ガスを前記圧縮機に送る第２供給ライン上に流体の流量と開閉を調節する第２バルブが設置され、蒸発ガスをバイパスラインに沿って前記熱交換器から迂回させた後に前記圧縮機で圧縮し、前記エンジンに供給して余った余剰蒸発ガスを前記熱交換器に供給し、前記圧縮機で圧縮して温度が高くなった蒸発ガスで凝縮した潤滑油を融解して排出し、前記バイパスラインは、前記第２バルブの下流の前記第２供給ラインに合流することを特徴とする潤滑油排出方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを前記圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として熱交換し冷却する熱交換器；蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記圧縮機に供給するバイパスライン；前記熱交換器の冷媒として使用される蒸発ガスを前記熱交換器に供給する第１供給ライン上に設置されて流体の流量と開閉を調節する第１バルブ；および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；を備え、前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記バイパスラインは、前記第１バルブの上流の前記第１供給ラインから分岐することを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明のさらに他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを前記圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として熱交換し冷却する熱交換器；前記熱交換器の冷媒として使用される蒸発ガスは、前記第１熱交換器に供給する第１供給ラインから分岐して、蒸発ガスを前記熱交換器を迂回させて前記圧縮機に供給するバイパスライン；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；および前記減圧装置の下流に設置され、再液化した液化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；を備え、前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記気液分離器によって分離した気体状態の蒸発ガスを第６供給ラインに沿って前記気液分離器から排出し、前記第６供給ラインは、前記バイパスラインが分岐するポイントよりも上流に位置する第１供給ラインに合流することを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

本発明は、別の機器の追加設置や潤滑油を除去するための別の流体を供給する必要がなく、既存の装備だけで簡単かつ経済的に熱交換器の内部の凝縮または凝固した潤滑油を除去することができる。

本発明は、内部の凝縮または凝固した潤滑油を除去している間にエンジンを駆動させ、エンジンを運転しながら熱交換器を整備することができる。また、エンジンで使用されて余った余剰蒸発ガスを利用し、凝縮または凝固した潤滑油を除去することができる。また、蒸発ガスに混合された潤滑油をエンジンで燃焼できるという長所がある。

本発明は、改良した気液分離器を利用し、融解または粘度が低くなった潤滑油が気液分離器に溜まって、効率的に排出することができるという長所がある。

本発明は、減圧装置の下流、気液分離器から液化ガスが排出される第５供給ライン、および気液分離器から蒸発ガスが排出される第６供給ラインのいずれか１箇所以上に極低温用オイルフィルタを設置し、蒸発ガス内に混在した潤滑油を効果的に除去することができるという長所がある。

本発明は、別の装備を追加設置する必要がなく、既存の装備だけで簡単かつ経済的に圧縮機が要求する吸入圧力の条件を満たしながら、再液化性能を維持すると共にエンジンが要求する燃料消費量を満足させることができる。

本発明の好ましい第１実施形態に係る蒸発ガス再液化システムの概略図である。 本発明の好ましい第２実施形態に係る蒸発ガス再液化システムの概略図である。 本発明の好ましい第３実施形態に係る蒸発ガス再液化システムの概略図である。 気液分離器の一形態の拡大図である。 第２オイルフィルタの一形態の拡大図である。 第２オイルフィルタの他の形態の拡大図である。 本発明の好ましい第４実施形態に係る蒸発ガス再液化システムの概略図である。 減圧装置の一形態の拡大図である。 減圧装置の他の形態の拡大図である。 熱交換器および気液分離器の一形態の拡大図である。 部分再液化システム（Partial Re-liquefaction System、ＰＲＳ）において、蒸発ガスの圧力による再液化量を示すグラフである。 部分再液化システム（Partial Re-liquefaction System、ＰＲＳ）において、蒸発ガスの圧力による再液化量を示すグラフである。 図５および図６に図示したフィルタエレメントの平面図である。

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に係る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、液化ガス貯蔵タンクを備えた船舶又は海洋構造物などに様々な応用と適用ができる。また、下記実施形態は、様々な形態に変形することができ、本発明の範囲は下記の実施形態に限定されない。

また、本発明の各ラインでの流体は、システムの運用条件に応じて、液体状態、気液混合状態、気体状態、超臨界流体の状態のいずれかの状態である。

図１は、本発明の好ましい第１実施形態に係る蒸発ガス再液化システムの概略図である。

図１を参照すると、本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、圧縮機２００、熱交換器１００、減圧装置６００、バイパスラインＢＬ、およびバイパスバルブ５９０を備える。

圧縮機２００は、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスを圧縮し、複数のシリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０、および複数の冷却器２１１、２２１、２３１、２４１、２５１を備える。圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの圧力は約１５０〜３５０ｂａｒである。

圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスは、一部は燃料供給ラインＳＬに沿って船舶を推進する主エンジンに送られ、主エンジンは必要ではない残りの蒸発ガスは第３供給ラインＬ３に沿って熱交換器１００に送られて再液化過程を実施する。主エンジンは、例えば、約３００ｂａｒの高圧天然ガスを燃料として使用するＭＥ−ＧＩエンジンである。

圧縮機２００に設けられたシリンダーの一部２１０、２２０だけを経由した蒸発ガスは、一部を分岐させて発電機に送ることができる。本実施形態の発電機は、例えば、約６．５ｂａｒ圧力の低圧天然ガスを燃料として使用するＤＦエンジンである。

熱交換器１００は、第１供給ラインＬ１に沿って供給される貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスを冷媒として使用し、第３供給ラインＬ３に沿って供給される圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを熱交換して冷却する。熱交換器１００の冷媒で使用した蒸発ガスは第２供給ラインＬ２に沿って圧縮機２００に供給され、熱交換器１００で冷却した流体は第４供給ラインＬ４に沿って減圧装置６００に供給される。

減圧装置６００は、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減圧する。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６００による減圧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６００は、例えば、ジュール−トムソン（Joule-Thomson）バルブなどの膨張バルブ、または膨張機である。

本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、減圧装置６００の下流に設置され、圧縮機２００、熱交換器１００、および減圧装置６００を通過して再液化したＬＮＧと、気体の状態で残っている蒸発ガスを分離する気液分離器７００をさらに備える。

気液分離器７００で分離された液化ガスは第５供給ラインＬ５に沿って貯蔵タンクＴに送られ、気液分離器７００で分離され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熱交換器１００に送られる。

気液分離器７００から気体状態の蒸発ガスが排出される第６供給ラインＬ６上には、流体の流量と開閉を調節する第９バルブ５８２を設置することができる。

本実施形態の熱交換器１００が維持補修中である場合や熱交換器１００が故障した場合など、熱交換器１００の使用が不可能な場合には、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ＢＬを介して熱交換器１００を迂回することができる。バイパスラインＢＬ上には、バイパスラインＢＬを開閉するバイパスバルブ５９０が設置される。

図２は、本発明の好ましい第２実施形態に係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、本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、熱交換器１００、第１バルブ５１０、第２バルブ５２０、第１温度センサ８１０、第２温度センサ８２０、圧縮機２００、第３温度センサ８３０、第４温度センサ８４０、第１圧力センサ９１０、第２圧力センサ９２０、減圧装置６００、バイパスラインＢＬ、およびバイパスバルブ５９０を備える。

熱交換器１００は、貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスを冷媒として使用し、圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを熱交換して冷却する。貯蔵タンクＴから排出された後に熱交換器１００の冷媒として使用した蒸発ガスは圧縮機２００に送られ、圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスは、貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスを冷媒として使用して熱交換器１００で冷却される。

貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスは第１供給ラインＬ１に沿って熱交換器１００に送られて冷媒として使用され、熱交換器１００の冷媒として使用された蒸発ガスは第２供給ラインＬ２に沿って圧縮機２００に送られる。圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの一部または全部は第３供給ラインＬ３に沿って熱交換器１００に送られて冷却され、熱交換器１００で冷却した流体は第４供給ラインＬ４に沿って減圧装置６００に送られる。

第１バルブ５１０は、第１供給ラインＬ１上に設置されて流体の流量と開閉を調節し、第２バルブ５２０は、第２供給ラインＬ２上に設置されて流体の流量と開閉を調節する。

第１温度センサ８１０は第１供給ラインＬ１上の熱交換器１００の上流に設置され、貯蔵タンクＴから排出されて熱交換器１００に供給される蒸発ガスの温度を測定する。第１温度センサ８１０は、熱交換器１００に供給される直前の蒸発ガスの温度を測定することができるように、熱交換器１００のすぐ上流に設置されるのが好ましい。

本発明において、上流は前の部分を意味し、下流は下流の後の部分を意味する。

第２温度センサ８２０は、第２供給ラインＬ２上の熱交換器１００の下流に設置され、貯蔵タンクＴから排出された後に熱交換器１００の冷媒として使用した蒸発ガスの温度を測定する。第２温度センサ８２０は、熱交換器１００の冷媒として使用した直後の蒸発ガスの温度を測定することができるように、熱交換器１００のすぐ下流に設置されるのが好ましい。

圧縮機２００は、貯蔵タンクＴから排出された後に熱交換器１００の冷媒として使用した蒸発ガスを圧縮する。圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスは高圧エンジンの燃料で供給することができ、高圧エンジンの燃料として供給された後に余った余剰蒸発ガスは熱交換器１００に送られて再液化過程を経ることができる。

圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを高圧エンジンに送る燃料供給ラインＳＬ上には、流体の流量と開閉を調節する第６バルブ５６０を設置することができる。

第６バルブ５６０は、高圧エンジンのガスモード運転が中断するとき、高圧エンジンに送る蒸発ガスの供給を完全に遮断する安全装置の役割をする。ガスモードは、天然ガスを燃料として使用してエンジンを運転するモードを意味し、燃料で使用する蒸発ガスが足りない場合にはエンジンを燃料油モードに転換し、燃料油をエンジンの燃料として使用する。

また、圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスのうち、高圧エンジンの燃料で供給された後に余った余剰蒸発ガスを熱交換器１００に送るライン上には、流体の流量と開閉を調節する第７バルブ５７０を設置することができる。

圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスが高圧エンジンに送られる場合、圧縮機２００は蒸発ガスを高圧エンジンの要求圧力まで圧縮することができる。高圧エンジンは、例えば、高圧蒸発ガスを燃料として使用するＭＥ−ＧＩエンジンとすることができる。

ＭＥ−ＧＩエンジンは、例えば、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。圧縮機２００は、圧縮した蒸発ガスをＭＥ−ＧＩエンジンに供給するために、例えば、約１５０〜３５０ｂａｒで蒸発ガスを圧縮することができる。

本実施形態では、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エンジンの選択が可能であるが、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さらに圧縮することができる。再液化するためにさらに加圧した蒸発ガスの圧力は約８０〜２５０ｂａｒである。

図１１および図１２は、部分再液化システム（Partial Re-liquefaction System、ＰＲＳ）において、蒸発ガス圧力による再液化量を示すグラフである。再液化対象蒸発ガスは、冷却して再液化された蒸発ガスを意味し、冷媒として使用する蒸発ガスと区別するために命名した。

図１１および図１２を参照すると、蒸発ガスの圧力が１５０〜１７０ｂａｒ付近である場合に再液化量が最大値を示し、１５０〜３００ｂａｒの間は液化量の変化がほぼないことが分かる。よって、約１５０〜３５０ｂａｒ（主に３００ｂａｒ）の蒸発ガスを燃料として使用するＭＥ−ＧＩエンジンが高圧エンジンである場合には、高圧エンジンに燃料を供給すると同時に高い再液化量が維持されるように、再液化システムを容易に制御することができるという長所がある。

圧縮機２００は、複数のシリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０と、複数のシリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０の下流にそれぞれ設置される複数の冷却器２１１、２２１、２３１、２４１、２５１を備えることができる。冷却器２１１、２２１、２３１、２４１、２５１は、シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０によって圧縮され、圧力だけでなく、温度が高くなった蒸発ガスを冷却する。

圧縮機２００が複数のシリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０を備える場合、圧縮機２００に供給された蒸発ガスは、複数のシリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０によって多段階で圧縮される。各シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０は圧縮機２００の各圧縮段階を意味することができる。

また、圧縮機２００は、第１シリンダー２１０と第１冷却器２１１を通過した蒸発ガスの一部または全部を第１シリンダー２１０の上流に送る第１再循環ラインＲｃ１；第２シリンダー２２０と第２冷却器２２１を通過した蒸発ガスの一部または全部を第２シリンダー２２０の上流に送る第２再循環ラインＲｃ２；第３シリンダー２３０と第３冷却器２３１を通過した蒸発ガスの一部または全部を第３シリンダー２３０の上流に送る第３再循環ラインＲｃ３；および第４シリンダー２４０、第４冷却器２４１、第５シリンダー２５０、および第５冷却器２５１を通過した蒸発ガスの一部または全部を第４シリンダー２４０の上流に送る第４循環ラインＲｃ４を備えることができる。

また、第１再循環ラインＲｃ１上には流体の流量と開閉を調節する第１再循環バルブ５４１が設置され、第２再循環ラインＲｃ２上には流体の流量と開閉を調節する第２再循環バルブ５４２が設置され、第３再循環ラインＲｃ３上には流体の流量と開閉を調節する第３再循環バルブ５４３が設置され、第４循環ラインＲｃ４上には流体の流量と開閉を調節する第４再循環バルブ５４４を設置することができる。

再循環ラインＲｃ１、Ｒｃ２、Ｒｃ３、Ｒｃ４は、貯蔵タンクＴ内の圧力が低いため圧縮機２００が要求する吸入圧力の条件が満足しない場合、蒸発ガスの一部または全部を再循環させて圧縮機２００を保護する。再循環ラインＲｃ１、Ｒｃ２、Ｒｃ３、Ｒｃ４を使用しないときには再循環バルブ５４１、５４２、５４３、５４４を閉めて、圧縮機２００が要求する吸入圧力の条件を満足できず、再循環ラインＲｃ１、Ｒｃ２、Ｒｃ３、Ｒｃ４を使用する必要が生じた場合に再循環バルブ５４１、５４２、５４３、５４４を開ける。

図２には、蒸発ガスが圧縮機２００に備えられた複数のシリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０を全て通過した蒸発ガスが熱交換器１００に送られる場合を示したが、複数のシリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０の一部を通過した蒸発ガスを圧縮機２００の中間から分岐させて熱交換器１００に送ることもできる。

また、複数のシリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０の一部を通過した蒸発ガスを圧縮機２００の中間から分岐させて低圧エンジンに送って燃料として使用することができ、余剰蒸発ガスはガス燃焼装置（ＧＣＵ；Gas Combustion Unit）に送って燃焼させることもできる。

低圧エンジンは、約６〜１０ｂａｒの蒸発ガスを燃料で使用するＤＦエンジン（例えば、ＤＦＤＥ）とすることができる。

圧縮機２００に備える複数のシリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０は、一部は無給油潤滑（oil-free lubricated）方式で作動し、残りは給油潤滑（oil lubricated）方式で作動するものとすることができる。特に、圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを高圧エンジンの燃料として使用する場合、また、再液化効率を高めるために蒸発ガスを８０ｂａｒ以上、好ましくは１００ｂａｒ以上まで圧縮する場合において、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ことになる。

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、往復動タイプの圧縮機２００に、例えば、ピストンシール部位を潤滑と冷却するために潤滑油を供給しなければならない。

給油潤滑方式のシリンダーには潤滑油を供給するが、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には潤滑油が一部混在する。本発明の発明者らは、蒸発ガスが圧縮されて蒸発ガスが混在した潤滑油は、熱交換器１００で蒸発ガスより先に凝縮または凝固して熱交換器１００の流路が塞がることを発見した。

本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、圧縮機２００と熱交換器１００との間に設置されて蒸発ガスに混合されたオイルを分離するオイル分離器３００と第１オイルフィルタ４１０をさらに備えることができる。

オイル分離器３００は主に液体状態の潤滑油を分離し、第１オイルフィルタ４１０は気体（Vapor）状態または霧（Mist、液滴）状態の潤滑油を分離する。オイル分離器３００が第１オイルフィルタ４１０に比べて大きい粒子の潤滑油を分離するため、オイル分離器３００が第１オイルフィルタ４１０の上流に設置されて、圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスがオイル分離器３００と第１オイルフィルタ４１０の順に通過した後に熱交換器１００に送られることが好ましい。

図２にはオイル分離器３００と第１オイルフィルタ４１０の両方が備えられた場合を示したが、本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、オイル分離器３００と第１オイルフィルタ４１０のうち１つだけを備えることもできる。ただし、オイル分離器３００と第１オイルフィルタ４１０の両方を使用するのが好ましい。

また、図２には第１オイルフィルタ４１０が圧縮機２００の下流の第２供給ラインＬ２上に設置された場合を示したが、第１オイルフィルタ４１０は熱交換器１００の上流の第３供給ラインＬ３上に設置することができ、複数を並列に設置することもできる。

本実施形態の蒸発ガス再液化システムが、オイル分離器３００と第１オイルフィルタ４１０のいずれか１つ以上を備えて、圧縮機２００が無給油潤滑方式のシリンダーと給油潤滑方式のシリンダーを備えた場合には、給油潤滑方式のシリンダーを通過した蒸発ガスは、オイル分離器３００および／または第１オイルフィルタ４１０に送られるように構成し、無給油潤滑方式のシリンダーだけを通過した蒸発ガスはオイル分離器３００または第１オイルフィルタ４１０を通過せずに直接熱交換器１００に送られるように構成することもできる。

本実施形態の圧縮機２００は、５つのシリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０を備えて、上流の３つのシリンダー２１０、２２０、２３０は無給油潤滑方式とし、下流の２つのシリンダー２４０、２５０は給油潤滑方式としているが、３段以下で蒸発ガスを分岐させる場合には、蒸発ガスをオイル分離器３００または第１オイルフィルタ４１０を通過せずに直接熱交換器１００に送り、４段以上で蒸発ガスを分岐させる場合には蒸発ガスをオイル分離器３００および／または第１オイルフィルタ４１０を通過した後に第１熱交換器１００に送られるように構成することができる。

第１オイルフィルタ４１０は、例えば、コアレッサー方式（Coalescer Type）のオイルフィルタとすることができる。

圧縮機２００と高圧エンジンとの間の燃料供給ラインＳＬ上には逆流防止バルブ５５０の設置ができる。逆流防止バルブ５５０は、高圧エンジンが停止した場合に蒸発ガスが逆流して圧縮機２００を損傷することを防止する役割をする。

本実施形態の蒸発ガス再液化システムが、オイル分離器３００および／または第１オイルフィルタ４１０を備えた場合、逆流した蒸発ガスがオイル分離器３００および／または第１オイルフィルタ４１０に流れ込まないように、逆流防止バルブ５５０はオイル分離器３００および／または第１オイルフィルタ４１０の下流に設置されるのが好ましい。

また、減圧装置６００としての膨張バルブが急に閉まった場合にも蒸発ガスが逆流して圧縮機２００を損傷させる虞があるため、逆流防止バルブ５５０は第３供給ラインＬ３が燃料供給ラインＳＬから分岐する分岐点の上流に設置するのが好ましい。

第３温度センサ８３０は、第３供給ラインＬ３上の熱交換器１００の上流に設置され、圧縮機２００で圧縮した後に熱交換器１００に送る蒸発ガスの温度を測定する。第３温度センサ８３０は、熱交換器１００に供給される直前の蒸発ガスの温度を測定することができるように、熱交換器１００のすぐ上流に設置されるのが好ましい。

第４温度センサ８４０は、第４供給ラインＬ４上熱交換器１００の下流に設置され、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の温度を測定する。第４温度センサ８４０は、熱交換器１００で冷却した直後の蒸発ガスの温度を測定することができるように、熱交換器１００のすぐ下流に設置されるのが好ましい。

第１圧力センサ９１０は、第３供給ラインＬ３上の熱交換器１００の上流に設置され、圧縮機２００で圧縮した後に熱交換器１００に送る蒸発ガスの圧力を測定する。第１圧力センサ９１０は、熱交換器１００に供給される直前の蒸発ガスの圧力を測定することができるように、熱交換器１００のすぐ上流に設置されるのが好ましい。

第２圧力センサ９２０は、第４供給ラインＬ４上熱交換器１００の下流に設置され、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の圧力を測定する。第２圧力センサ９２０は、熱交換器１００で冷却した直後の蒸発ガスの圧力を測定することができるように、熱交換器１００のすぐ下流に設置するのが好ましい。

図２に示すように、第１から４温度センサ８１０〜８４０、第１圧力センサ９１０、および第２圧力センサ９２０の全てが設置されるのが好ましいが、これに限定されることはなく、第１温度センサ８１０および第４温度センサ８４０（以下、第１組（pair）という。）のみ設置すること、第２温度センサ８２０および第３温度センサ８３０（以下、第２組という。）のみ設置すること、第１圧力センサ９１０および第２圧力センサ９２０（以下、第３組という。）のみ設置すること、第１〜第３組のうち２組だけ設置することもできる。

減圧装置６００は、熱交換器１００の下流に設置され、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減圧する。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６００による減圧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６００は、システムの構成に応じてジュール−トムソン（Joule-Thomson）バルブなどの膨張バルブ、または膨張機とすることができる。

本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、減圧装置６００の下流に設置され、圧縮機２００、熱交換器１００、および減圧装置６００を通過して再液化したＬＮＧ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７００をさらに備えることができる。

気液分離器７００で分離された液化ガスは第５供給ラインＬ５に沿って貯蔵タンクＴに送られ、気液分離器７００で分離された蒸発ガスは第６供給ラインＬ６に沿って貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと合流した後に熱交換器１００に送られることができる。

図２は、気液分離器７００で分離された蒸発ガスが貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスと合流した後に熱交換器１００に送られることを示しているが、これに限定されなく、一例として、熱交換器１００は３つの流路で構成されて気液分離器７００から分離された蒸発ガスは別の流路に沿って熱交換器１００の冷媒で使用され得る。

また、気液分離器７００を介さず、減圧装置６００で減圧されて一部または全部が再液化した流体を直接貯蔵タンクＴに送ることもできる。

第５供給ラインＬ５上には流体の流量を開閉する第８バルブ５８１を設置することができる。第８バルブ５８１によって気液分離器７００内部の液化ガスの水位が調節される。

第６供給ラインＬ６上には流体の流量と開閉を調節する第９バルブ５８２を設置することができる。第９バルブ５８２によって気液分離器７００内部の圧力が調節される。

図４は、気液分離器の一形態の拡大図である。図４に示すように、気液分離器７００には内部の液化ガスの水位を測定する水位センサ９４０を１つ以上設置することができる。

本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、減圧装置６００と気液分離器７００との間に設置され、減圧装置６００で減圧された流体に混合したオイルをフィルタリングする第２オイルフィルタ４２０を備えることができる。

図２および図４を参照すると、第２オイルフィルタ４２０は、減圧装置６００と気液分離器７００との間の第４供給ラインＬ４上に設置したり（図４のＡ位置）、気液分離器７００から再液化した液化ガスが排出される第５供給ラインＬ５上に設置したり（図４のＢ位置）、気液分離器７００から気体状態の蒸発ガスが排出される第６供給ラインＬ６に設置したりすることもできる（図４のＣ位置）。図２は、図４のＡ位置に第２オイルフィルタ４２０が設置されていることを示した。

ところで、気液分離器７００で分離された気体状態の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、熱交換器１００の低温流路に供給されることができるが、気液分離器７００内に潤滑油が溜まるため、気液分離器７００で分離された気体状態の蒸発ガス内に潤滑油が少量でも混入する可能性がある。

本発明の発明者らは、気液分離器７００で分離された気体状態の蒸発ガスに潤滑油が混入して熱交換器１００の低温流路で送られると、圧縮機２００で圧縮されて蒸発ガスに混入した潤滑油が熱交換器１００の高温流路に供給される場合よりも、困難な状況が発生する可能性があることを発見した。

熱交換器１００の低温流路には、熱交換器１００の冷媒として使用する流体が供給されるため、システムが運用されている間には極低温の蒸発ガスが間断なく供給され、凝縮または凝固したオイルを融解できるほどの高温の流体が供給されない。したがって、熱交換器１００の低温流路に溜まった凝縮または凝固したオイルを除去することは非常に困難である。

気液分離器７００で分離された気体状態の蒸発ガスの潤滑油が混入して熱交換器１００の低温流路に送られる可能性を最小限に抑えるため、第２オイルフィルタ４２０を図４のＡ位置やＣ位置に設置することができる。

第２オイルフィルタ４２０が図４のＣ位置に設置された場合、融解または粘度が低下した潤滑油のほとんどは気液分離器７００内に液体状態で溜まり、第６供給ラインＬ６に沿って排出される気体状態の潤滑油は少量であるため、フィルタリング効率が高くなると共に第２オイルフィルタ４２０を比較的頻繁に交換する必要がないという利点がある。

第２オイルフィルタ４２０が図４のＢ位置に設置された場合、貯蔵タンクＴに流入する潤滑油の遮断が可能であり、貯蔵タンクＴに貯蔵した液化ガスの汚染を防止することができると利点がある。

第１オイルフィルタ４１０は圧縮機２００の下流に設置され、圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスは約４０〜４５℃であるため、極低温用のオイルフィルタを使用する必要がない。しかし、減圧装置６００で減圧した流体の温度は、蒸発ガスの少なくとも一部が再液化されるように−１６０〜−１５０℃程度となり、気液分離器７００で分離された液化ガスと蒸発ガスの温度も約−１６０〜−１５０℃であるため、第２オイルフィルタ４２０は図４のＡ、Ｂ、Ｃのいずれかの位置に設置されるか、または極低温用に設計する必要がある。

また、圧縮機２００で圧縮した約４０〜４５℃の蒸発ガスに混入している潤滑油のほとんどは液体状態または霧（Mist）状態であるため、オイル分離器３００は液体状態の潤滑油の分離に適合するように設計し、第１オイルフィルタ４１０は霧（Mist）状態の潤滑油（気体（Vapor）状態の潤滑油が一部含まれ得る。）の分離に適合するように設計する。

一方、極低温流体である、減圧装置６００によって減圧された流体と、気液分離器７００で分離された蒸発ガスと、気液分離器７００で分離された、液化ガスに混入している潤滑油とは、流動点以下の固体（または凝固した）状態であるため、第２オイルフィルタ４２０は固体（または凝固した）状態の潤滑油の分離に適合するように設計される。

図５は、第２オイルフィルタの一形態の拡大図である。図６は、第２オイルフィルタの他の形態の拡大図である。

図５および図６を参照すると、第２オイルフィルタ４２０には、図５に示した構造（以下、下部排出型という。）、または図６に示した構造（以下、上部排出タイプという。）を採用することができる。図５および図６の点線は流体の流れの方向を示す。

図５および図６を参照すると、第２オイルフィルタ４２０は固定板４２５とフィルタエレメント４２１を備え、第２オイルフィルタ４２０には流入配管４２２、排出配管４２３およびオイル排出配管４２４が連結される。

フィルタエレメント４２１は固定板４２５に設置されて、流入配管４２２を介して流入する流体に混入した潤滑油を分離する。

図１３は、図５および図６に図示したフィルタエレメント４２１の平面図である。図１３を参照すると、フィルタエレメント４２１は中空（図１３のＺ空間）の円柱状とすることができ、メッシュ（Mesh）サイズが異なる多段のレイヤー（Layer）が積み重なった形態とすることができる。流入配管４２２を介して流入する流体がフィルタエレメント４２１に設けられた多段のレイヤーを通過して潤滑油がフィルタリングされる。フィルタエレメント４２１は物理的吸着方法で潤滑油を分離することができる。

フィルタエレメント４２１でフィルタリングされた流体（蒸発ガス、液化ガス、または気液混合状態の流体）は排出配管４２３に沿って排出され、フィルタエレメント４２１でフィルタリングされた潤滑油はオイル排出配管４２４に沿って排出される。

第２オイルフィルタ４２０に用いる部品の材質は、極低温の流体に混入した潤滑油を分離することができるように極低温に耐えるものから構成される。フィルタエレメント４２１は極低温に耐えられる金属（Metal）材質で構成することができ、具体的にＳＵＳ材質が例示される。

図５を参照すると、下部排出型のオイルフィルタは、オイルフィルタの上部に連結する流入配管４２２を介して供給された流体が、フィルタエレメント４２１を通過した後、固定板４２５の下部に形成された空間（図５のＸ）を通過し、オイルフィルタの下部に連結した排出配管４２３を介して排出される。

下部排出型のオイルフィルタは、固定板４２５がオイルフィルタ下部に設置され、固定板４２５の上面にフィルタエレメント４２１が設置され、固定板４２５を基準に、フィルタエレメント４２１の反対側に排出配管４２３が連結する。

また、下部排出型のオイルフィルタは、流入配管４２２を介して流入した流体がフィルタエレメント４２１の上部によってもフィルタリングされるように（つまり、フィルタエレメント４２１の全体を最大限利用できるように）、流入配管４２２をフィルタエレメント４２１の上端部よりも上方で連結するのが好ましい。

流体の流れを考慮すれば、流入配管４２２と排出配管４２３は互いに反対側（図５のフィルタエレメント４２１を基準に左側と右側）に設置するのが好ましく、フィルタエレメント４２１でフィルタリングされた潤滑油はフィルタエレメント４２１の下部に溜まるため、オイル排出配管４２４はフィルタエレメント４２１の下部側に連結するのが好ましい。

下部排出型のオイルフィルタの場合、オイル排出配管４２４を固定板４２５の直上に連結することができる。

図５（ａ）に示すように、下部排出型のオイルフィルタに液体成分が多い流体（例えば、液体９０％、気体１０％の体積比）を供給すると、液体成分は密度が大きいため、上から下に至る適切な流れが発生しフィルタリング効果に優れる。

しかし、図５（ｂ）に示すように、下部排出型のオイルフィルタに気体成分が多い流体（例えば、液体１０％、気体９０％の体積比）を供給すると、密度が小さい気体成分がオイルフィルタの上部に溜まるため、流体の流れが悪くなりフィルタリング効果が減少する。

図６を参照すると、上部排出型のオイルフィルタは、オイルフィルタの下部に連結する流入配管４２２を介して供給された流体が、フィルタエレメント４２１を通過した後、固定板４２５の上部に形成された空間（図６のＹ）を通過して、オイルフィルタの上部に連結した排出配管４２３を介して排出される。

上部排出型のオイルフィルタでは、固定板４２５がオイルフィルタの上部に設置され、固定板４２５の下面にフィルタエレメント４２１が設置され、固定板４２５を基準にフィルタエレメント４２１の反対側に排出配管４２３が連結する。

また、上部排出型のオイルフィルタは、流入配管４２２を介して流入した流体がフィルタエレメント４２１の下部でもフィルタリングされるように（すなわち、フィルタエレメント４２１の全体を最大限利用できるように）、流入配管４２２をフィルタエレメント４２１の下端部よりも下方に連結するのが好ましい。

流体の流れを考慮すれば、流入配管４２２と排出配管４２３は互いに反対側（図６のフィルタエレメント４２１を基準に左側と右側）に設置されるのが好ましく、フィルタエレメント４２１でフィルタリングされた潤滑油はフィルタエレメント４２１の下部に溜まるため、オイル排出配管４２４はフィルタエレメント４２１の下部側に連結するのが好ましい。

図６を参照すると、上部排出型のオイルフィルタは、オイルフィルタの下部に連結する流入配管４２２に沿って供給された流体がフィルタエレメント４２１を通過した後、オイルフィルタの上部に連結した排出配管４２３に沿って排出される。フィルタエレメント４２１でフィルタリングされた潤滑油はオイル排出配管４２４に沿って外部に排出される。

図６（ａ）に示すように、上部排出型のオイルフィルタに気体成分が多い流体（例えば、液体１０％、気体９０％の体積比）を供給すると、気体成分は密度が小さいため、下から上に至る適切な流れが発生しフィルタリング効果に優れる。

しかし、図６（ｂ）に示すように、上部排出型のオイルフィルタに液体成分が多い流体（例えば、液体９０％、気体１０％の体積比）を供給すると、密度の大きい液体成分がオイルフィルタの下部に溜まるため、流体の流れが悪くなりフィルタリング効果が減少する。

したがって、図４のＢ位置に第２オイルフィルタ４２０を設置する場合には、図５に示した下部排出型の第２オイルフィルタ４２０の適用が好ましく、図４のＣ位置に第２オイルフィルタ４２０を設置する場合には、図６に示した上部排出型の第２オイルフィルタ４２０の適用が好ましい。

図４のＡ位置に第２オイルフィルタ４２０を設置する場合には、減圧装置６００で減圧した流体は気液混合状態であるが（理論上は１００％再液化も可能である）、体積比では気体成分の割合が高いため、図６に示した上部排出型である第２オイルフィルタ４２０の適用が好ましい。

バイパスラインＢＬは、熱交換器１００の上流の第１供給ラインＬ１から分岐して、熱交換器１００を迂回（Bypass）した後、熱交換器１００の下流の第２供給ラインＬ２に合流する。

通常、熱交換器を迂回するバイパスラインは熱交換器の内部に設置されて熱交換器と一体化する。バイパスラインが熱交換器の内部に設置された場合、熱交換器の上流および／または下流に設置されたバルブを閉めると、熱交換器に流体が供給されないと同時にバイパスラインにも流体が供給されない。

しかし、バイパスラインＢＬを熱交換器１００の外部に熱交換器１００とは別に設置すると共に、熱交換器１００の上流に設置される第１バルブ５１０および／または熱交換器１００の下流に設置される第２バルブ５２０を閉めても、バイパスラインＢＬには蒸発ガスが供給されるように、バイパスラインＢＬを第１バルブ５１０の上流の第１供給ラインＬ１から分岐し、第２バルブ５２０の下流の第２供給ラインＬ２に合流するように構成した。

バイパスラインＢＬ上にはバイパスバルブ５９０を設置し、バイパスバルブ５９０は平常時には閉めて、バイパスラインＢＬの使用が必要であれば開ける。

基本的に、熱交換器１００が故障するときや維持補修が必要となった場合など、熱交換器１００の使用が不可能な場合にバイパスラインＢＬを利用する。一例として、本実施形態の蒸発ガス再液化システムが圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの一部または全部を高圧エンジンに送る場合、熱交換器１００の使用が不可能になると、高圧エンジンで使用できなかった余剰蒸発ガスの再液化を放棄し、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ＢＬに沿って熱交換器１００を迂回させて圧縮機２００に直接供給した後、圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを高圧エンジンに供給し、余剰蒸発ガスはＧＣＵに送って燃焼することができる。

熱交換器１００の維持補修のためにバイパスラインＢＬを使用する例として、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詰まったとき、バイパスラインＢＬ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。

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ＢＬに送り、蒸発ガスが熱交換器１００を迂回して直接圧縮機２００に送るようにする。圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスは高圧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て蒸発ガスを再液化する必要がない場合には、バイパスバルブ５９０は自動的に開放されるように制御することができる。

本発明の発明者らは、蒸発ガスが流路が狭い熱交換器を通過してエンジンに供給される場合、熱交換器により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、熱交換器を迂回させて蒸発ガスを圧縮することで、エンジンに円滑な燃料供給ができる。

また、蒸発ガスを再液化しない間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ＢＬを使用することができる。

蒸発ガスを再液化しない間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、蒸発ガス再液化を始動または再起動するとき）、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ＢＬに送り、全ての蒸発ガスが熱交換器１００を迂回して直接圧縮機２００で供給され、圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスは熱交換器１００の高温流路に送ることができる。圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの一部は高圧エンジンに送ることができる。

上述した過程によって、蒸発ガス再液化を始動または再起動するとき、熱交換器１００の高温流路の温度が上がり、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る可能性がある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、蒸発ガス再液化を開始できるという利点がある。

残留物には、以前の蒸発ガス再液化時に圧縮機２００で圧縮した後に熱交換器に送った蒸発ガスと、圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスに混入した潤滑油が含まれ得る。

もし蒸発ガス再液化を始動または再起動するときに、バイパスラインＢＬを利用して熱交換器１００の高温流路の温度を高める過程なしで、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に供給すると、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の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に残ってまだ凝縮または凝固していない潤滑油が、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ＢＬを利用して熱交換器１００高温流路の温度を上げる過程を持続し、ある程度の時間が経過すれば（凝縮または凝固した潤滑油や他の不純物がほぼ除去されたと判断される場合、当業者が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バルブ５１０および第２バルブ５２０を徐々に開けると共に、バイパスバルブ５９０を徐々に閉めて蒸発ガスの再液化を開始する。その後、第１バルブ５１０および第２バルブ５２０を完全に開ける一方、バイパスバルブ５９０を完全に閉めて、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で蒸発ガスを再液化する冷媒として使用する。

また、バイパスラインＢＬは貯蔵タンクＴ内の圧力が低い場合、圧縮機２００に要求される吸入圧力の条件を満たすために活用することもある。

さらに、貯蔵タンクＴの内部の圧力を低い範囲まで制御しなければならない場合は、貯蔵タンクＴの圧力を下げても圧縮機２００の吸入圧力の条件を満足させるようにバイパスラインＢＬを活用することができる。

バイパスラインＢＬを利用して凝縮または凝固した潤滑油を除去する場合と、貯蔵タンクＴ内の圧力が低い場合に圧縮機２００に要求される吸入圧力の条件を満たすためにバイパスラインＢＬを活用する場合について、以下においてより詳細に説明する。

１．凝縮または凝固した潤滑油を除去するためにバイパスラインＢＬを活用する場合
圧縮機２００の給油潤滑方式のシリンダーを通過した蒸発ガスには潤滑油が混在し、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の流路内に溜まるが、時間の経過につれて熱交換器１００の流路に溜まる凝縮または凝固した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。

凝縮または凝固した潤滑油は、下記のステップを経て除去することができる。
１）凝縮または凝固した潤滑油を除去するか否かを判断するステップ
２）バイパスバルブ５９０を開けて、第１バルブ５１０および第２バルブ５２０を閉めるステップ
３）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ＢＬを経て圧縮機２００で圧縮するステップ
４）圧縮機２００で圧縮した高温の蒸発ガスの一部または全部を熱交換器１００に送るステップ
５）熱交換器１００を通過した蒸発ガスを気液分離器７００に送るステップ
６）気液分離器７００に溜まった潤滑油を排出するステップ
７）熱交換器１００が正常化したことを確認するステップ

１）凝縮または凝固した潤滑油を除去するか否かを判断するステップ
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される。

ここで、正常の約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、正常の約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の性能が低下すると、熱交換器１００に供給される低温の蒸発ガスと熱交換器１００から排出される低温の蒸発ガスの温度差が増大し、熱交換器１００から排出される高温の蒸発ガスと熱交換器１００に供給される高温の蒸発ガスの温度差も増大する。また、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の流路が狭くなるため、高温の蒸発ガスが供給される熱交換器１００よりも上流と下流の圧力差が増大する。

したがって、熱交換器１００に供給され、熱交換器１００から排出される低温の流体の温度差、熱交換器１００に供給された後、熱交換器１００から排出される熱交換器１００の高温流路の圧力差などによって、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できる。

具体的には、第１温度センサ８１０が測定した、貯蔵タンクＴから排出されて熱交換器１００に送る蒸発ガスの温度と、第４温度センサ８４０が測定した、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温度との差（絶対値を意味する。以下、低温流れの温度差という。）が、正常よりも高い数値を示してその状態を所定時間以上持続すると、熱交換器１００における熱交換が正常ではないと判断することができる。

一例として、低温流れの温度差が、２０〜５０℃以上、好ましくは３０〜４０℃以上、より好ましくは約３５℃以上の状態を１時間以上持続すると、凝縮または凝固した潤滑油の排出時点とする。

熱交換器１００の作動が正常である場合、圧縮機２００によって約３００ｂａｒで圧縮した蒸発ガスは約４０〜４５℃になり、貯蔵タンクＴから排出された約−１６０〜−１４０℃の蒸発ガスは熱交換器１００まで移送される間に多少の温度が増加して−１５０〜−１１０℃程度、好ましくは約−１２０℃になる。

本実施形態の蒸発ガス再液化システムが気液分離器７００を備えて、気液分離器７００で分離した気体状態の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して熱交換器１００に送られる場合には、貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスのみが熱交換器１００に送られる場合よりも熱交換器１００に供給される蒸発ガスの温度はもっと低くなり、気液分離器７００で分離した気体状態の蒸発ガスの量が多ければ多いほど、熱交換器１００に供給される蒸発ガスの温度はさらに低くなる可能性がある。

第３供給ラインＬ３に沿って熱交換器１００に供給される約４０〜４５℃の蒸発ガスは、熱交換器１００で冷却されて約−１３０〜−１１０℃になり、正常の場合には低温流れの温度差が、好ましくは約２〜３℃になる。

また、第２温度センサ８２０が測定した貯蔵タンクＴから排出された後に熱交換器１００の冷媒として使用した蒸発ガスの温度と、第３温度センサ８３０が測定した圧縮機２００で圧縮した後に熱交換器１００に送る蒸発ガスの温度との差（絶対値を意味する。以下、高温流れの温度差という。）が正常の場合よりも高い数値を示してその状態を所定時間以上持続すると、熱交換器１００における熱交換が正常ではないと判断される。

高温流れの温度差が、例えば、２０〜５０℃以上、好ましくは３０〜４０℃以上、より好ましくは約３５℃以上の状態で１時間以上持続すると、凝縮または凝固した潤滑油の排出時点とする。

熱交換器１００の作動が正常である場合、貯蔵タンクＴから排出された後で熱交換器１００まで移送される間に多少の温度が増加した約−１５０〜−１１０℃（好ましくは約−１２０℃）の蒸発ガスは、熱交換器１００の冷媒として使用した後、船舶の速度に応じて約−８０〜４０℃になることがあり、熱交換器１００の冷媒として使用した約−８０〜４０℃の蒸発ガスは圧縮機２００で圧縮されて約４０〜４５℃になる。

また、第１圧力センサ９１０が測定した圧縮機２００で圧縮した後に熱交換器１００に送る蒸発ガスの圧力と、第２圧力センサ９２０が測定した熱交換器１００で冷却した蒸発ガスの圧力との差（以下、高温流路の圧力差という。）が正常よりも高い数値を示してその状態を所定時間以上持続すると、熱交換器１００の作動状態が正常ではないと判断することができる。

貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスにはオイル成分が混在しないか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に圧縮機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、圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを冷却した後に減圧装置６００に送る熱交換器１００の高温流路に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り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むため、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を流路が狭く曲がった形状のＰＣＨＥに適用できるという点を考慮すると、有用な活用が可能である。

一例として、高温流路の圧力差が、正常よりも２倍以上になって、その状態を１時間以上持続すると、凝縮または凝固した潤滑油の排出時点であると判断することができる。

熱交換器１００の作動が正常である場合は、圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスは熱交換器１００を通過して冷却しても圧力が大きく低下せず、約０．５〜２．５ｂａｒ、好ましくは約０．７〜１．５ｂａｒ、より好ましくは約１ｂａｒ程度である。高温流路の圧力差が、一定の圧力以上、例えば、１〜５ｂａｒ以上、好ましくは１．５〜３ｂａｒ以上、さらに好ましくは約２ｂａｒ（２００ｋＰａ）以上となる状態を１時間以上持続すると、凝縮または凝固した潤滑油の排出時点であると判断することができる。

上述したように、低温流れの温度差、高温流れの温度差、および高温流路の圧力差のうちのいずれか１つを指標に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も可能であるが、信頼性を高めるために、低温流れの温度差、高温流れの温度差、および高温流路の圧力差のうちの２つ以上を指標に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。

一例として、低温流れの温度差および高温流れの温度差のうちで、より小さい値が３５℃以上の状態を１時間以上持続するか、高温流路の圧力差が正常の２倍以上、または２００ｋＰａ以上の状態で１時間以上持続すると、凝縮または凝固した潤滑油の除去時点とする。

第１温度センサ８１０、第２温度センサ８２０、第３温度センサ８３０、第４温度センサ８４０、第１圧力センサ９１０、および第２圧力センサ９２０は、熱交換器１００が潤滑油によって塞がっているか否かを検知する検知手段の１つとして見なすことができる。

また、本発明の蒸発ガス再液化システムは、第１温度センサ８１０、第２温度センサ８２０、第３温度センサ８３０、第４温度センサ８４０、第１圧力センサ９１０、または第２圧力センサ９２０のいずれか１つ以上によって検知した値に基づいて、熱交換器１００が潤滑油で塞がっているか否かを判断する制御装置（図示せず）をさらに備えることができる。制御装置は、熱交換器１００が潤滑油によって塞がっているか否かを判断する判断手段の１つとして見なすことができる。

２）バイパスバルブ５９０を開けて、第１バルブ５１０および第２バルブ５２０を閉めるステップ
第１）ステップで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ことを決定すれば、バイパスラインＢＬ上に設置されたバイパスバルブ５９０を開けて、第１供給ラインＬ１上に設置された第１バルブ５１０と第２供給ラインＬ２上に設置された第２バルブ５２０を閉める。

バイパスバルブ５９０は開けて、第１バルブ５１０および第２バルブ５２０を閉めると、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ＢＬを経て圧縮機２００に送られ、それ以降熱交換器１００に移送されない。したがって、熱交換器１００には冷媒が供給されなくなる。

３）貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスがバイパスラインＢＬを経て圧縮機２００で圧縮するステップ
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ＢＬを介して熱交換器１００を迂回した後、圧縮機２００に送られる。圧縮機２００に送られた蒸発ガスは圧縮機２００で圧縮して圧力だけでなく温度も高くなり、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。

４）圧縮機２００で圧縮した高温の蒸発ガスの一部または全部を熱交換器１００に送るステップ
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に移送し続けると、熱交換器１００の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持続的に熱交換器１００に供給されるので、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在して熱交換器１００から排出される。

バイパスラインＢＬを利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ＢＬ、圧縮機２００、熱交換器１００の高温流路、減圧装置６００、および気液分離器７００を循環する。

また、バイパスラインＢＬを利用して凝縮または凝固した潤滑油を除去する場合、貯蔵タンクＴから排出されてバイパスラインＢＬ、圧縮機２００、熱交換器１００の高温流路、および減圧装置６００を通過した蒸発ガスを、融解または粘度が低くなった潤滑油と蒸発ガスが混在した状態で、貯蔵タンクＴと別に設置されるタンクや他の回収装置に送ることもできる。貯蔵タンクＴと別に設置されるタンクや他の回収装置の内部の蒸発ガスは再びバイパスラインＢＬに送られ、凝縮または凝固した潤滑油の除去過程を続けることもできる。

融解または粘度が低くなった潤滑油と蒸発ガスが混合した流体を貯蔵タンクＴと別に設置されるタンクや他の回収装置に送る場合、減圧装置６００の下流に気液分離器７００を設置しても、気液分離器７００は既存の蒸発ガス再液化システムと同じ役割をすることになり、気液分離器７００の内部に融解または粘度が低くなった潤滑油が溜まらないため（融解または粘度が低くなった潤滑油は、貯蔵タンクＴと別に設置されたタンクや他の回収装置に溜まる）、潤滑油を排出するために改良された気液分離器７００を備えなくても済み、コストを低減することができる。

５）熱交換器１００を通過した蒸発ガスを気液分離器７００に送るステップ
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高くなり、蒸発ガスと混合されて気液分離器７００に送られる。バイパスラインＢＬ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の再液化が行われないため、気液分離器７００には再液化した液化ガスは集まらず、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７００に溜まった気体状態の蒸発ガスは、第６供給ラインＬ６に沿って気液分離器７００から排出され、さらにバイパスラインＢＬに沿って圧縮機２００に送られる。第２）ステップで第１バルブ５１０を閉めたので、気液分離器７００で分離された気体状態の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バイパスラインＢＬに沿って圧縮機２００に供給され、熱交換器１００の低温流路には供給されない。

したがって、第１バルブ５１０を閉めた状態で、気液分離器７００で分離された気体状態の蒸発ガスをバイパスラインＢＬに供給するのは、蒸発ガスに一部含まれている潤滑油が熱交換器１００の低温流路に供給されることを防止し、熱交換器１００の低温流路が塞がることを防止できるという長所がある。

気液分離器７００に溜まった気体状態の蒸発ガスが、第６供給ラインＬ６に沿って気液分離器７００から排出され、さらにバイパスラインＢＬに沿って圧縮機２００に送られる循環過程は、熱交換器１００の高温流路の温度が圧縮機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。

バイパスラインＢＬを利用して熱交換器１００の内部の凝縮または凝固した潤滑油を除去する間には、第８バルブ５８１を閉めて気液分離器７００に溜まった潤滑油が第５供給ラインＬ５に沿って貯蔵タンクＴに移送されないようにする。貯蔵タンクＴに潤滑油が流入すると、貯蔵タンクＴに貯蔵した液化ガスの純度が低くなって液化ガスの価値が低下する虞がある。

６）気液分離器７００に溜まった潤滑油を排出するステップ
熱交換器１００から排出された融解または粘度が低くなった潤滑油は、気液分離器７００の内部に溜まるが、気液分離器７００の内部に溜まった潤滑油を処理するために、本実施形態では、従来使用されていた気液分離器７００を改良した気液分離器７００を使用することができる。

図１０は、熱交換器と気液分離器の一形態の拡大図である。説明の便宜上、一部の装置は図示を省略した。

図１０を参照すると、気液分離器７００には、気液分離器７００で分離した液化ガスを貯蔵タンクＴに送る第５供給ラインＬ５に加えて、気液分離器７００に溜まった潤滑油を排出する潤滑油排出ラインＯＬがさらに設置される。気液分離器７００の下部に溜まった潤滑油の効果的な排出のため、潤滑油排出ラインＯＬは気液分離器７００の下端部に連結し、第５供給ラインＬ５の端部を潤滑油排出ラインＯＬが連結した気液分離器７００の下端部よりも気液分離器７００内で高い位置に配置する。第５供給ラインＬ５が潤滑油によって塞がらないように、気液分離器７００内に溜まった潤滑油が最大量になったときの潤滑油の水位よりも第５供給ラインＬ５の端部が高い位置に配置することが好ましい。

潤滑油排出ラインＯＬ上には流体の流量と開閉を調節する第３バルブ５３０の設置が可能であり、複数の第３バルブ５３０を設置することもできる。

気液分離器７００に溜まった潤滑油は自然に排出できないか、または排出に長時間がかかるため、窒素パージを介して気液分離器７００の内部の潤滑油を排出することができる。例えば、約５〜７ｂａｒの窒素を気液分離器７００に供給すれば気液分離器７００内の圧力が高くなるので、潤滑油の排出が速くなる。

窒素パージによって気液分離器７００内の潤滑油を排出するために、第３供給ラインＬ３において熱交換器１００の上流に合流するように、窒素供給ラインＮＬを設置することができる。必要に応じて複数の窒素供給ラインＮＬを上記と異なるところに設置することもできる。

窒素供給ラインＮＬ上に流体の流量と開閉を調節する窒素バルブ５８３が設置され、窒素供給ラインＮＬを使用しない平常時には窒素バルブ５８３を閉めた状態に維持し、窒素パージのために気液分離器７００に窒素を供給する場合などの窒素ラインＮＬを使用する必要が生じたときには窒素バルブ５８３を開ける。複数の窒素バルブ５８３を設置することもできる。

気液分離器７００に直接窒素を注入して窒素パージを実施することもできるが、他の用途に使用するための窒素供給ラインが既に設置された場合は、既に設置された窒素供給ラインを活用して気液分離器７００内の潤滑油を排出することが好ましい。

貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスの全部をバイパスラインＢＬに送って圧縮機２００で圧縮し、圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを熱交換器１００の高温流路に送り、熱交換器１００の高温流路を通過した後に減圧装置６００で減圧した蒸発ガスを気液分離器７００に送り、気液分離器７００から排出された蒸発ガスをさらにバイパスラインＢＬに送る過程を持続して、熱交換器１００の内部で凝縮または凝固した潤滑油のほとんどが気液分離器７００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）されるとき、圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの熱交換器１００への流入を遮断し、窒素バルブ５８３を開けて窒素パージを実施する。

７）熱交換器１００が正常化したことを確認するステップ
熱交換器１００の内部で凝縮または凝固した潤滑油が排出されて熱交換器１００が再び正常化したと判断され、気液分離器７００の内部の潤滑油を排出する過程を全て終了すると、第１バルブ５１０および第２バルブ５２０を開け、バイパスバルブ５９０を閉めた後、蒸発ガス再液化システムを正常稼動させる。蒸発ガス再液化システムが正常稼動すると、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスは熱交換器１００の冷媒として使用され、熱交換器１００の冷媒として使用した蒸発ガスは、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６００による減圧過程を経由して、一部または全部が再液化される。

熱交換器１００が再び正常化したという判断は、凝縮または凝固した潤滑油を除去するか否かを検知するときと同様に、低温流れの温度差、高温流れの温度差、および高温流路の圧力差のうち１つ以上の数値を指標として行うことができる。

上述した過程によって、熱交換器１００の内部で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、および各種機器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。

従来、熱交換器１００の内部で凝縮または凝固した潤滑油をバイパスラインＢＬを活用して熱交換器１００から除去する上述のステップを経る間、高圧エンジンおよび／または低圧エンジン（以下、エンジンという。）を駆動させることができる。しかし、燃料供給システムまたは再液化システムに設けられた装置の一部を整備する際には、エンジンに燃料を供給することができないか、または余剰蒸発ガスを再液化することができないため、通常エンジンを駆動させない。

本発明は、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を駆動させて、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利用して、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。

さらに、熱交換器１００の内部で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、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で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という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。

なお、本実施形態では、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アラームで知らせる過程を付加することができる。この過程は、ａ）アラーム活性化ステップおよび／またはｂ）アラーム発生ステップを備えることができる。

図７は、本発明の好ましい第４実施形態に係る蒸発ガス再液化システムの概略図である。図８は、減圧装置の一形態の拡大図である。図９は、減圧装置の他の形態の拡大図である。

図７に示すように、本実施形態では、２機の圧縮機２００、２１０を並列に設置している。圧縮機２００、２１０は同一仕様とすることができ、一方が故障した場合に他方は冗長性（Redundancy）の役割をすることができる。説明の便宜上、他の装置の図示は省略した。

図７を参照すると、２機の圧縮機２００、２１０が並列に設置されている場合、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスは第７供給ラインＬ２２に沿って第２圧縮機２１０に送られ、第２圧縮機２１０で圧縮した蒸発ガスは、一部は燃料供給ラインＳＬに沿って高圧エンジンに送られ、余剰蒸発ガスは第８供給ラインＬ３３に沿って熱交換器１００に送られ、再液化過程を経ることができる。第８供給ラインＬ３３上には流体の流量と開閉を調節する第１０バルブ５７１を設置することができる。

また、図８に示すように、２つの減圧装置６００、６１０を並列に設置したり、図９に示すように、直列に設置された２つの減圧装置の２組６００、６１０を並列に設置したりすることもできる。

図８を参照すると、並列に設置した２つの減圧装置６００、６１０は、一方が故障した場合、他方は冗長性（Redundancy）の役割をすることができ、並列に設置された２つの減圧装置６００、６１０の各々の上流と下流には隔離（Isolation）バルブ６２０を設置することができる。

図９を参照すると、２つの減圧装置６００を直列に連結し、２つが直列に連結した減圧装置の２組６００、６１０を並列に設置している。製造会社によって減圧安定性のために２つの減圧装置６００を直列に連結する場合がある。並列に設置した減圧装置の２組６００、６１０の一方の組が故障した場合に、他方の組が冗長性（Redundancy）の役割をすることができる。

並列に設置した２組の減圧装置６００、６１０の各々の上流と下流には隔離（Isolation）バルブ６２０を設置することができる。図８および図９に図示した隔離バルブ６２０は、減圧装置６００、６１０が故障したときなどの減圧装置６００、６１０の維持補修が必要な場合、減圧装置６００、６１０を隔離（Isolation）するために使用される。

ａ）アラーム活性化ステップ
本発明の蒸発ガス再液化システムが、図２に示すように１つの圧縮機２００と１つの減圧装置６００を備えた場合、減圧装置６００の開度率が設定値以上であり、第７バルブ５７０および第２バルブ５２０が共に開いた状態であり、かつ気液分離器７００の内部の液化ガスの水位が正常である場合に、アラームが活性化する。

本発明の蒸発ガス再液化システムが、図２に示すように１つの圧縮機２００を備え、図８に示すように並列に連結した２つの減圧装置６００、６１０を備えた場合、第１減圧装置６００または第２減圧装置６１０の開度率が設定値以上であり、第７バルブ５７０および第２バルブ５２０が共に開いた状態であり、かつ気液分離器７００の内部の液化ガスの水位が正常である場合（第１アラーム活性化条件という。）にアラームが活性化する。

本発明の蒸発ガス再液化システムが、図２に示すように１つの圧縮機２００を備え、図９に示すように並列に設置した２組の減圧装置６００、６１０を備えた場合、直列に設置した２つの第１減圧装置６００の一方、または直列設置した二つの第２減圧装置６１０の一方の開度率が設定値以上であり、第７バルブ５７０および第２バルブ５２０が共に開いた状態であり、かつ気液分離器７００の内部の液化ガスの水位が正常である場合（第２アラーム活性化条件という。）にアラームが活性化する。

本発明の蒸発ガス再液化システムが、図７に示すように並列に設置した２つの圧縮機２００、２１０を備え、図２に示すように１つの減圧装置６００を備えた場合、減圧装置６００の開度率が設定値以上であり、第７バルブ５７０または第１０バルブ５７１が開いた状態であり、第２バルブ５２０が開いた状態であり、かつ気液分離器７００の内部液化ガスの水位が正常である場合（第３アラーム活性化条件という。）にアラームが活性化する。

本発明の蒸発ガス再液化システムが、図７に示すように並列に設置した２つの圧縮機２００、２１０を備え、図８に示すように並列に連結した２つの減圧装置６００、６１０を備えた場合、第１減圧装置６００または第２減圧装置６１０の開度率が設定値以上であり、第７バルブ５７０または第１０バルブ５７１が開いた状態であり、第２バルブ５２０が開いた状態であり、かつ気液分離器７００の内部の液化ガスの水位が正常である場合（第４アラーム活性化条件という。）にアラームが活性化する。

本発明の蒸発ガス再液化システムが、図７に示すように並列に設置した２つの圧縮機２００、２１０を備え、図９に示すように並列に設置した２組の減圧装置６００、６１０を備えた場合、直列に設置した２つの第１減圧装置６００の一方、または直列に設置した２つの第２減圧装置６１０の一方の開度率が設定値以上であり、第７バルブ５７０または第１０バルブ５７１が開いた状態であり、第２バルブ５２０が開いた状態であり、かつ気液分離器７００の内部の液化ガスの水位が正常である場合（第５アラーム活性化条件という。）にアラームが活性化する。

上述した第１〜第５アラーム活性化条件において、第１減圧装置６００または第２減圧装置６１０の開度率の設定値は２％とすることができる。気液分離器７００の内部の液化ガスの水位が正常である場合とは、気液分離器７００の内部の再液化した液化ガスが確認されて再液化過程が正常に行われていると判断できる場合を意味する。

ｂ）アラーム発生ステップ
低温流れの温度差が設定値以上の状態を所定時間以上持続する条件、高温流れの温度差が設定値以上の状態を所定時間以上持続する条件、および高温流路の圧力差が設定値以上の状態を所定時間以上持続する条件のいずれかを満足すると、アラームが鳴って凝縮または凝固した潤滑油を除去する時点を知らせるように構成できる。

また、信頼性を高めるために、低温流れの温度差が設定値以上の状態を所定時間以上持続する条件、高温流れの温度差が設定値以上の状態で所定時間以上持続する条件、および高温流路の圧力差が設定値以上の状態を所定時間以上持続する条件のうち２つ以上を満足したときに、アラームが鳴って凝縮または凝固した潤滑油を除去する時点を知らせるように構成できる。

また、低温流れの温度差または高温流れの温度差のどちらかでより小さい値が設定値以上の状態で所定時間以上持続するか（or条件）、高温流路の圧力差が設定値以上の状態を所定時間以上持続する場合に、アラームが鳴って凝縮または凝固した潤滑油を除去する時点を知らせるように構成できる。

本発明において、熱交換器の性能異常、アラーム発生などは、適切な制御手段によって判断することができる。熱交換器の性能異常、アラーム発生などを判断する制御手段は、本発明の蒸発ガス再液化システムで既に使用されている制御手段、好ましくは、本発明の蒸発ガス再液化システムを適用した船舶または海洋構造物で既に使用されている制御手段を利用することができ、または熱交換器の性能異常、アラーム発生などを判断するために別に設置した制御手段の使用も可能である。

また、バイパスラインの活用、潤滑油の排出量、エンジンの燃料供給、蒸発ガス再液化システムの始動または再起動、そのための様々なバルブの開閉などは制御手段によって自動または手動で制御することができる。

２．貯蔵タンクＴ内の圧力が低い時に圧縮機２００の吸入圧力条件を満足するためにバイパスラインＢＬを利用する場合
ところで、蒸発ガス再液化システムでは、貯蔵タンクＴ内の液化ガスの量が少なくて生成する蒸発ガスの量が少ない場合、船舶の速度が速くて船舶の推進のためにエンジンに供給される蒸発ガスの量が多い場合など、貯蔵タンクＴの内部圧力が低い場合には、圧縮機２００が要求する圧縮機２００の上流における吸引圧力の条件を満たさない場合がある。

特に、熱交換器１００にＰＣＨＥ（ＤＣＨＥ）を適用した場合、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、圧縮機２００が要求する吸入圧力条件を満足しない場合、再循環バルブ５４１、５４２、５４３、５４４を開けて、再循環ラインＲｃ１、Ｒｃ２、Ｒｃ３、Ｒｃ４により蒸発ガスの一部または全部を再循環させて圧縮機２００を保護していた。

しかし、蒸発ガスを再循環させる方式で圧縮機２００の吸入圧力の条件を満足させると、最終的には圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの量が減る結果となり、再液化性能が低下し、エンジンが要求する燃料消費量を満足しなくなる虞がある。特に、エンジンが要求する燃料消費量を満足しないと、船舶の運航に大きく支障をきたすため、貯蔵タンクＴの内部圧力が低い場合でも、圧縮機２００が要求する吸入圧力の条件を満足しながら、エンジンが要求する燃料消費量を満足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ＢＬを活用し、貯蔵タンクＴの内部圧力が低い場合でも圧縮機１００で圧縮した蒸発ガスの量が減少させずに、圧縮機２００が要求する吸入圧力の条件を満足する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、バイパスバルブ５９０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ＢＬを介して熱交換器１００を迂回させて直接圧縮機２００に送る。

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の圧力がどれほど足りないかに応じて、バイパスラインＢＬに送る蒸発ガスの量を調節することができる。すなわち、バイパスバルブ５９０を開けると共に、第１バルブ５１０および第２バルブ５２０を閉めて、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ＢＬに送ったり、バイパスバルブ５９０を開けると共に、第１バルブ５１０および第２バルブ５２０の両方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ＢＬに送り、残りは熱交換器１００に送ったりすることができる。バイパスラインＢＬを介して熱交換器１００を迂回す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から迂回させて直接圧縮機２００に送れば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することができなくなるため、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ＢＬ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ＢＬ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に、バイパスラインＢＬを使用して圧力降下を減らすことが有利であると判断することができる。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、バイパスラインＢＬを使用して圧力降下を減らすことが有利であると判断することができる。

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ＢＬに沿って圧縮機２００に送っても圧縮機２００に要求される吸入圧力の条件を満足しない場合、再循環ラインＲｃ１、Ｒｃ２、Ｒｃ３、Ｒｃ４を使用して吸引圧力の条件を満足させる。

すなわち、貯蔵タンクＴの圧力が低下して圧縮機２００に要求される吸入圧力の条件を満足することができなくなると、従来、直ちに再循環ラインＲｃ１、Ｒｃ２、Ｒｃ３、Ｒｃ４を使用して圧縮機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ＢＬを活用して圧縮機２００の吸入圧力の条件を満足するように、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ＢＬに沿って圧縮機２００に送っても圧縮機２００に要求される吸入圧力の条件を満足しないときに、２次的に再循環ラインＲｃ１、Ｒｃ２、Ｒｃ３、Ｒｃ４を使用する。

１次的にバイパスラインＢＬを活用した後、２次的に再循環ラインＲｃ１、Ｒｃ２、Ｒｃ３、Ｒｃ４を介して圧縮機２００の吸入圧力の条件を満足させるためには、例えば、再循環バルブ５４１、５４２、５４３、５４４の開放条件の圧力値よりバイパスバルブ５９０の開放条件の圧力値を高く設定することができる。

再循環バルブ５４１、５４２、５４３、５４４の開放条件とバイパスバルブ５９０の開放条件は、圧縮機２００の上流の圧力を因子とする方が好ましいが、貯蔵タンクＴの内部の圧力を因子とすることもできる。

圧縮機２００の上流の圧力は圧縮機２００の上流に設置される第３圧力センサ（図示せず）によって測定することができ、貯蔵タンクＴの内部圧力は、第４圧力センサ（図示せず）によって測定することができる。

一方、気液分離器７００で分離した気体状態の蒸発ガスを排出する第６供給ラインＬ６が、バイパスラインＢＬが第１供給ラインＬ１から分岐する地点よりも下流の第１供給ラインＬ１に合流する場合には、圧力降下をある程度防止しながら貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスの一部を熱交換器１００の冷媒として使用するために、バイパスバルブ５９０、第１バルブ５１０、および第２バルブ５２０の全てを開けた状態でシステムを運用すれば、気液分離器７００で分離した気体状態の蒸発ガスをバイパスラインＢＬに直接送ることができる。

気液分離器７００で分離した気体状態の蒸発ガスの温度が、貯蔵タンクＴから排出されて熱交換器１００に供給される蒸発ガスの温度よりも低く、気液分離器７００で分離した気体状態の蒸発ガスがバイパスラインＢＬに直接送られると熱交換器１００の冷却効率が低下することがあり、気液分離器７００で分離した気体状態の蒸発ガスの少なくとも一部は熱交換器１００に供給されるのが好ましい。

ただし、貯蔵タンクＴで発生する蒸発ガス量がエンジンに燃料として要求される蒸発ガス量よりも少ない場合には、蒸発ガスを再液化する必要がなくなるが、蒸発ガスを再液化する必要がない場合には熱交換器１００に冷媒を供給する必要がないため、気液分離器７００で分離した気体状態の蒸発ガスを全てバイパスラインＢＬに送ることができる。

したがって、本実施形態では、第６供給ラインＬ６を、バイパスラインＢＬが第１供給ラインＬ１から分岐する地点よりも上流の第１供給ラインＬ１に合流させている。第６供給ラインＬ６をバイパスラインＢＬの分岐点の上流よりも第１供給ラインＬ１に合流させると、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと気液分離器７００で分離した気体状態の蒸発ガスがバイパスラインＢＬの分岐点の上流で先に合流した後、バイパスバルブ５９０と第１バルブ５１０の開度率に応じてバイパスラインＢＬと熱交換器１００に各々送る蒸発ガスの流量が決定されるため、システムの制御が容易であり、気液分離器７００で分離した気体状態の蒸発ガスが直接バイパスラインＢＬに送られることを防止できる。

バイパスバルブ５９０は、貯蔵タンクＴの圧力変化に応じて迅速な開度調節ができるように、通常の場合よりも速い反応速度のバルブとするのが好ましい。

図３は、本発明の好ましい第３実施形態に係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３実施形態の蒸発ガス再液化システムは、図２に示した第２実施形態の蒸発ガス再液化システムに対して、第１圧力センサ９１０および第２圧力センサ９２０の代わりに差圧センサ９３０を設置する点で相違しており、以下ではこの相違点を中心に説明する。前述した第２実施形態の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。

本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、第２実施形態と異なり、第１圧力センサ９１０および第２圧力センサ９２０の代わりに、熱交換器１００よりも上流に位置する第３供給ラインＬ３の圧力と熱交換器１００よりも下流に位置する第４供給ラインＬ４の圧力差を測定する差圧センサ９３０を備える。

差圧センサ９３０によって高温流路の圧力差を検知することができ、第２実施形態と同様に、高温流路の圧力差、低温流れの温度差、および高温流れの温度差のうちで１つ以上を指標で使用して、凝縮または凝固した潤滑油を除去するか否かを判断することができる。

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 (20)

1. 蒸発ガスを圧縮する圧縮機；
   前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記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し冷却する熱交換器；および
   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；を備え、
   前記熱交換器の低温流路の上流に設置される第１温度センサと前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第４温度センサ；
   前記熱交換器の低温流路の下流に設置される第２温度センサと前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第３温度センサ；または
   前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第１圧力センサと前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第２圧力センサ；のいずれか１つ以上を備え、
   前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備えることを特徴とする蒸発ガス再液化システム。
2. 蒸発ガスを圧縮する圧縮機；
   前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記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；および
   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；を備え、
   前記熱交換器の低温流路の上流に設置される第１温度センサと前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第４温度センサ；
   前記熱交換器の低温流路の下流に設置される第２温度センサと前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第３温度センサ；または
   前記熱交換器の高温流路の上流と下流の圧力差を測定する差圧センサ；のいずれか１つ以上を備え、
   前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備えることを特徴とする蒸発ガス再液化システム。
3. 蒸発ガスを圧縮機で圧縮し、圧縮した蒸発ガスを圧縮する前の蒸発ガスと熱交換器で熱交換して冷却し、熱交換して冷却した流体を減圧装置で減圧する蒸発ガス再液化システムにおいて、
   前記圧縮機は給油式シリンダーを少なくとも１つ以上備え、
   前記熱交換器の性能異常を検知するとアラームで知らせることを特徴とする蒸発ガス再液化システム。
4. 前記圧縮機は１５０〜３５０ｂａｒで蒸発ガスを圧縮することを特徴とする請求項１から３のいずれか１つに記載の蒸発ガス再液化システム。
5. 前記圧縮機は８０〜２５０ｂａｒで蒸発ガスを圧縮することを特徴とする請求項１から３のいずれか１つに記載の蒸発ガス再液化システム。
6. 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３のいずれか１つに記載の蒸発ガス再液化システム。
7. 前記熱交換器はＰＣＨＥであることを特徴とする請求項６に記載の蒸発ガス再液化システム。
8. 蒸発ガスを前記熱交換器からバイパスさせて前記圧縮機に供給するバイパスラインをさらに備えることを特徴とする請求項１から３のいずれか１つに記載の蒸発ガス再液化システム。
9. 前記圧縮機の下流に設置されて蒸発ガスに混合された潤滑油を分離するオイル分離器をさらに備えることを特徴とする請求項１から３のいずれか１つに記載の蒸発ガス再液化システム。
10. 前記圧縮機の下流に設置されて蒸発ガスに混在した潤滑油を分離する第１オイルフィルタをさらに備えることを特徴とする請求項９に記載の蒸発ガス再液化システム。
11. 前記第１オイルフィルタは気体状態または霧状の潤滑油を分離することを特徴とする請求項１０に記載の蒸発ガス再液化システム。
12. 前記減圧装置の下流に設置されて再液化した液化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をさらに備えることを特徴とする請求項１ないし３のいずれか１つに記載の蒸発ガス再液化システム。
13. 前記減圧装置と前記気液分離器との間；
    前記気液分離器で分離した液化ガスが排出される第５供給ライン上；または
    前記気液分離器で分離した気体状態の蒸発ガスが排出される第６供給ライン上；のいずれか１箇所以上に設置される第２オイルフィルタをさらに備え、
    前記第２オイルフィルタは極低温用であることを特徴とする請求項１２に記載の蒸発ガス再液化システム。
14. 前記気液分離器で分離した気体状態の蒸発ガスは、前記熱交換器で冷媒として使用する蒸発ガスと合流して前記熱交換器に送ることを特徴とする請求項１３に記載の蒸発ガス再液化システム。
15. 前記第２オイルフィルタは固体状態の潤滑油を分離することを特徴とする請求項１３に記載の蒸発ガス再液化システム。
16. 前記第１温度センサが測定した温度と前記第４温度センサが測定した温度との差；
    前記第２温度センサが測定した温度と前記第３温度センサが測定した温度との差；または
    前記第１圧力センサが測定した圧力と前記第２圧力センサが測定した圧力との差；のいずれか１つ以上を指標として、凝縮または凝固した潤滑油を排出する必要があるか否かを判断することを特徴とする請求項１に記載の蒸発ガス再液化システム。
17. 前記第１温度センサが測定した温度と前記第４温度センサが測定した温度との差；
    前記第２温度センサが測定した温度と前記第３温度センサが測定した温度との差；または
    前記差圧センサが測定した圧力差；のいずれか１つ以上を指標として、凝縮または凝固した潤滑油を排出する必要があるか否かを判断することを特徴とする請求項２に記載の蒸発ガス再液化システム。
18. 凝縮または凝固した潤滑油を排出する必要があるか否かをアラームで知らせることを特徴とする請求項１６または１７に記載の蒸発ガス再液化システム。
19. 蒸発ガス自体を冷媒として使用し蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、
    蒸発ガス再液化時に熱交換器で蒸発ガス自体を冷媒として蒸発ガスを冷却し、
    前記熱交換器の低温流路の上流に設置される第１温度センサが測定した温度と前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第４温度センサが測定した温度との差、および前記熱交換器の低温流路の下流に設置される第２温度センサが測定した温度と前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第３温度センサが測定した温度との差のうちのいずれか小さい値；または
    前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第１圧力センサが測定した圧力と前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第２圧力センサが測定した圧力との差；を指標として、凝縮または凝固した潤滑油を排出する必要があるか否かを判断することを特徴とする潤滑油排出方法。
20. 蒸発ガス自体を冷媒として使用し蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、
    蒸発ガス再液化時に熱交換器で蒸発ガス自体を冷媒として蒸発ガスを冷却し、
    前記熱交換器の低温流路の上流に設置される第１温度センサが測定した温度と前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第４温度センサが測定した温度との差、および前記熱交換器の低温流路の下流に設置される第２温度センサが測定した温度と前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第３温度センサが測定した温度との差のうちのいずれか小さい値；または
    前記熱交換器の高温流路の上流と下流の圧力差を測定する差圧センサが測定した圧力差；を指標として、凝縮または凝固した潤滑油を排出する必要があるか否かを判断することを特徴とする潤滑油排出方法。

Images