JP2021517878A - ガス処理システム及びこれを含む船舶 - Google Patents

Abstract

本発明によるガス処理システム及びこれを含む船舶は、バンカリング船舶の貯蔵タンクからガス推進船舶に設けられたＣ型の燃料タンクに液化ガスを伝達するガス処理システムであって、上記貯蔵タンクの液化ガスを上記燃料タンクに供給するバンカリングラインと、上記貯蔵タンクの蒸発ガスを冷媒で液化してリターンして上記貯蔵タンクの内圧を調整するバンカリング管理部と、上記バンカリングラインを介したバンカリング時に上記燃料タンクで発生する蒸発ガスを上記バンカリング船舶に伝達する蒸発ガスリターンラインと、を含み、上記バンカリング管理部は、バンカリング前に上記貯蔵タンクの内圧を既設定圧以下に下げ、バンカリング時に上記貯蔵タンクの内圧を上記燃料タンクの内圧未満に保持して上記蒸発ガスリターンラインを介して蒸発ガスが別の圧縮機による圧縮なしに伝達されるようにすることを特徴とする。

Description

本発明は、ガス処理システム及びこれを含む船舶に関する。

船舶は、大量の鉱物や原油、天然ガス、または数千個以上のコンテナなどを載せて大洋を航海する輸送手段で、鋼鉄からなり、浮力によって水線面に浮遊した状態でプロペラの回転により発生する推力で移動する。

このような船舶は、エンジンやガスタービンなどを駆動することにより推力を発生させるが、このとき、エンジンはガソリンまたはディーゼルなどのオイル燃料を使用してピストンを動かし、ピストンの往復運動によってクランク軸を回転させ、クランク軸に連結されたシャフトが回転してプロペラが駆動されるようにし、一方、ガスタービンは、圧縮空気とともに燃料を燃焼させ、燃焼空気の温度／圧力によりタービン翼を回転させることで発電してプロペラに動力を伝達する方式を使用する。

しかし、最近では、液化ガスの一種である液化天然ガス（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ）を運搬するＬＮＧ運搬船において、ＬＮＧを燃料として使用しエンジンやタービンなどの需要先を駆動するＬＮＧ燃料供給方式が使われており、ＬＮＧはクリーン燃料で、埋蔵量も石油より豊富であるため、需要先の燃料としてＬＮＧを使用する方式はＬＮＧ運搬船以外の船舶にも適用されている。

ところが、ＬＮＧはディーゼル油とは異なり、ロード／アンロードの際に液相を保持するためには極低温状態で保持しなければならないという特性がある。従って、ＬＮＧ推進方式を適用したＬＮＧ運搬船以外の船舶に対してＬＮＧを安定的にバンカリングする技術に対する研究及び開発が必要な状況である。

本発明は上記のような従来技術の問題点を解決するために創出されたものであり、本発明の目的は液化ガスをガス推進船舶にバンカリングする過程で安定的且つ迅速な液化ガスの伝達を具現し、バンカリングの効率を向上させることができる。

本発明の一側面によるガス処理システムは、バンカリング船舶の貯蔵タンクからガス推進船舶に設けられたＣ型の燃料タンクに液化ガスを伝達するガス処理システムであって、上記貯蔵タンクの液化ガスを上記燃料タンクに供給するバンカリングラインと、上記貯蔵タンクの蒸発ガスを冷媒で液化してリターンして上記貯蔵タンクの内圧を調整するバンカリング管理部と、上記バンカリングラインを介したバンカリング時に上記燃料タンクで発生する蒸発ガスを上記バンカリング船舶に伝達する蒸発ガスリターンラインと、を含み、上記バンカリング管理部は、バンカリング前に上記貯蔵タンクの内圧を既設定圧以下に下げ、バンカリング時に上記貯蔵タンクの内圧を上記燃料タンクの内圧未満に保持して上記蒸発ガスリターンラインを介して蒸発ガスが別の圧縮機による圧縮なしに伝達されるようにすることを特徴とする。

具体的に、上記貯蔵タンクはメンブレン型またはＣ型のタンクであり、上記既設定圧は０．０４ｂａｒＧまたは０．２ｂａｒＧであってもよい。

具体的に、上記バンカリング管理部は蒸発ガスを液化する再液化装置を含み、上記蒸発ガスリターンラインは上記再液化装置に蒸発ガスを伝達することができる。

具体的に、上記バンカリング管理部は、バンカリング時に上記蒸発ガスリターンラインを介して伝達される蒸発ガスを再液化して上記貯蔵タンクに復帰させることで、上記貯蔵タンクの内圧を上記燃料タンクの内圧未満に保持することができる。

具体的に、上記バンカリング管理部は、バンカリング前の内圧が第１圧力で、バンカリング時に液化ガスの流入によって内圧が下降する上記燃料タンクにバンカリングする場合、バンカリング前及びバンカリング時の上記貯蔵タンクの内圧を上記燃料タンクのバンカリング完了時の内圧以下にすることができる。

具体的に、上記バンカリング管理部は、バンカリング前の内圧が第２圧力で、バンカリング時に蒸発ガスの発生によって内圧が上昇する上記燃料タンクにバンカリングする場合、バンカリング前及びバンカリング時の上記貯蔵タンクの内圧を上記燃料タンクのバンカリング開始時の内圧以下にすることができる。

具体的に、上記第１圧力は、上記既設定圧対比で０．０５ｂａｒＧ〜０．１ｂａｒＧ大きい値以上の圧力であり、上記第２圧力は、上記既設定圧対比で０．０５ｂａｒＧ〜０．１ｂａｒＧ大きい値未満の圧力であることができる。

具体的に、上記第１圧力は０．５ｂａｒＧ〜８ｂａｒＧであり、上記第２圧力は０．５ｂａｒＧ以下であることができる。

本発明の一側面によるガス処理システムは、バンカリング船舶の貯蔵タンクからガス推進船舶に設けられた燃料タンクに液化ガスを伝達するガス処理システムであって、上記貯蔵タンクの液化ガスを上記燃料タンクに供給するバンカリングラインと、上記貯蔵タンクの蒸発ガスを冷媒との熱交換なしに圧縮、冷却、減圧してリターンすることで上記貯蔵タンクの内圧を調整するバンカリング管理部と、上記バンカリングラインを介したバンカリング時に上記燃料タンクで発生する蒸発ガスを上記バンカリング船舶に伝達する蒸発ガスリターンラインと、を含み、上記バンカリング管理部は、バンカリング前に上記貯蔵タンクの内圧を既設定圧以下に下げ、バンカリング時に上記蒸発ガスリターンラインを介した蒸発ガスの伝達を遮断して上記燃料タンクが蓄圧されるようにするか、上記貯蔵タンクの内圧を上記燃料タンクの内圧未満に保持して上記蒸発ガスリターンラインを介して蒸発ガスが別の圧縮機による圧縮なしに伝達されるようにすることを特徴とする。

具体的に、上記貯蔵タンクはメンブレン型またはＣ型のタンクであり、上記既設定圧は０．０４ｂａｒＧまたは０．２ｂａｒＧであることができる。

具体的に、上記バンカリング管理部は、圧縮された蒸発ガスを上記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスと熱交換する蒸発ガス熱交換器を含み、上記蒸発ガスリターンラインは、上記貯蔵タンクと上記蒸発ガス熱交換器の間に蒸発ガスを伝達することができる。

具体的に、上記蒸発ガスリターンラインは、上記蒸発ガス熱交換器を経由または迂回して上記貯蔵タンクと上記蒸発ガス熱交換器の間に蒸発ガスを伝達するように設けられることができる。

具体的に、上記バンカリング管理部は、並列に設けられ、上記貯蔵タンクの蒸発ガスを圧縮して発電エンジンに供給する複数個の低圧圧縮機と、上記低圧圧縮機と上記発電エンジンの間で分岐された位置に設けられ、余剰の蒸発ガスを１５０ｂａｒＧ以上に圧縮する多段のブースト圧縮機と、上記ブースト圧縮機で圧縮された蒸発ガスを減圧して液化する減圧弁と、を含み、上記蒸発ガス熱交換器は、上記ブースト圧縮機と上記減圧弁の間で高圧の蒸発ガスを上記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスで冷却することができる。

具体的に、上記バンカリング管理部は、バンカリング前に上記貯蔵タンクの内圧を既設定圧以下に下げるために、複数個の上記低圧圧縮機を並列運転して上記貯蔵タンクの蒸発ガスを吸引することができる。

具体的に、上記バンカリング管理部は、上記貯蔵タンクの蒸発ガスを圧縮して発電エンジンに供給する低圧圧縮機と、上記低圧圧縮機と並列に設けられ、上記貯蔵タンクの蒸発ガスを１５０ｂａｒＧ以上に圧縮する多段の高圧圧縮機と、上記高圧圧縮機で圧縮された蒸発ガスを減圧して液化する減圧弁と、を含み、上記蒸発ガス熱交換器は、上記高圧圧縮機と上記減圧弁の間で高圧の蒸発ガスを上記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスで冷却し、上記高圧圧縮機は中間段の蒸発ガスを上記発電エンジンに供給することができる。

具体的に、上記バンカリング管理部は、上記貯蔵タンクの液化ガスの貯蔵量に応じて上記低圧圧縮機と上記高圧圧縮機を独立的に運転することができる。

本発明の一側面によるガス処理システムは、バンカリング船舶の貯蔵タンクからガス推進船舶に設けられた燃料タンクに液化ガスを伝達するガス処理システムであって、上記貯蔵タンクの液化ガスを上記燃料タンクに供給するバンカリングラインと、上記貯蔵タンクの液化ガスを冷媒で過冷却してリターンすることで上記貯蔵タンクの内圧を調整するバンカリング管理部と、上記バンカリングラインを介したバンカリング時に上記燃料タンクで発生する蒸発ガスを上記バンカリング船舶に伝達する蒸発ガスリターンラインと、を含み、上記バンカリング管理部は、バンカリング前に上記貯蔵タンクの内圧を既設定圧以下に下げ、バンカリング時に上記蒸発ガスリターンラインを介した蒸発ガスの伝達を遮断して上記燃料タンクが蓄圧されるようにするか、上記貯蔵タンクの内圧を上記燃料タンクの内圧未満に保持して上記蒸発ガスリターンラインを介して蒸発ガスが別の圧縮機による圧縮なしに伝達されるようにすることを特徴とする。

具体的に、上記貯蔵タンクはメンブレン型またはＣ型のタンクであり、上記既設定圧は０．０４ｂａｒＧまたは０．２ｂａｒＧであることができる。

具体的に、上記バンカリング管理部は、液化ガスを冷媒で過冷却させる過冷却装置と、上記過冷却装置に冷媒を供給する冷媒供給部と、を含み、上記冷媒供給部は、冷媒を上記貯蔵タンクから発電エンジンに供給される液化ガスまたは蒸発ガスで冷却する冷媒熱交換器を含むことができる。

具体的に、上記冷媒供給部は、冷媒圧縮機と、圧縮された冷媒と上記過冷却装置で加熱された冷媒を熱交換する冷媒間熱交換器と、圧縮後に上記冷媒間熱交換器を経た冷媒を膨張させる冷媒膨張機と、圧縮された冷媒を上記発電エンジンに供給される液化ガスまたは蒸発ガスで冷却する上記冷媒熱交換器と、を含むことができる。

具体的に、上記冷媒供給部は、冷媒圧縮機と、圧縮された冷媒と上記過冷却装置で加熱された冷媒及び上記発電エンジンに供給される液化ガスまたは蒸発ガスを熱交換する上記冷媒熱交換器と、圧縮後に上記冷媒熱交換器を経た冷媒を膨張させる冷媒膨張機と、を含むことができる。

本発明の一側面によるガス処理システムは、バンカリング船舶として上記ガス処理システムを有することを特徴とする。

本発明によるガス処理システム及びこれを含む船舶は、バンカリング船舶からガス推進船舶に液化ガスを伝達するとき液化ガスから蒸発ガスが発生することを考慮して、バンカリングの時間と効率を短縮させるための技術を創出して安全且つ安定的なバンカリングを保障することができる。

本発明の第１及び第２実施例によるガス処理システムの工程フローチャートである。 本発明の第１実施例によるガス処理システムの概念図である。 本発明の第１実施例によるガス処理システムにおける内圧変化のグラフである。 本発明の第２実施例によるガス処理システムの概念図である。 本発明の第２実施例によるガス処理システムにおける内圧変化のグラフである。 本発明の第３実施例によるガス処理システムの工程フローチャートである。 本発明の第４実施例によるガス処理システムの工程フローチャートである。 本発明の第５実施例によるガス処理システムの工程フローチャートである。 本発明の第６実施例によるガス処理システムの工程フローチャートである。 本発明の第７実施例によるガス処理システムの工程フローチャートである。 本発明の第８実施例によるガス処理システムの工程フローチャートである。 本発明の第９実施例によるガス処理システムの工程フローチャートである。 本発明の第１０実施例によるガス処理システムの工程フローチャートである。

本発明の目的、特定の利点及び新規な特徴は、添付の図面と関わる以下の詳細な説明と好ましい実施例から更に明らかになるだろう。本明細書では、各図面の構成要素に参照番号を付するにおいて、同じ構成要素に限ってはたとえ他の図面上に表示されても、可能な限り同じ番号を付したことに留意すべきである。また、本発明を説明するに当たり、関連する公知技術に対する具体的な説明が本発明の要旨を不要に不明確にすると判断される場合は、その詳細な説明を省略する。

以下、添付の図面を参照して本発明の好ましい実施例を詳細に説明する。ちなみに、本明細書において、液化ガスはＬＮＧであってもよいが、これに限定せず、沸点が常温より低くて貯蔵のために強制的に液化され、発熱量を有する全ての物質を包括することができる。

また、本明細書において、液化ガス／蒸発ガスはタンク内部での状態に基づいて区分されるもので、名称によって液相または気相に必ずしも限定されるものではない。また、本明細書において、高圧／低圧は相対的なものであり、数値に限定されない。

参考までに、以下、図１〜図５を通じて説明する第１、第２実施例は、冷媒で蒸発ガスを完全に再液化してバンカリング船舶ＢＶのタンク内圧を下げてバンカリング時の蒸発ガスの発生を減らす思想を基盤としたものである。

以下では、各実施例について詳細に説明する。

図１は本発明の第１及び第２実施例によるガス処理システムの工程フローチャートであり、図２は本発明の第１実施例によるガス処理システムの概念図であり、図３は本発明の第１実施例によるガス処理システムにおける内圧変化のグラフである。

図１〜図３を参照すると、本発明の第１実施例によるガス処理システムは、バンカリング船舶ＢＶの貯蔵タンク１１０からガス推進船舶ＧＦＳに設けられた燃料タンク２１０ａに液化ガスを伝達するバンカリングシステムである。

本発明は以下に説明するガス処理システムを備えたバンカリング船舶ＢＶを含んでもよい。本発明はガス処理システムを具現するために構成が特定されるガス推進船舶ＧＦＳも含む。例えば、本発明は以下のガス処理システムが適用されるガス推進船舶ＧＦＳであって、バンカリング時に発生する蒸発ガスをバンカリング船舶ＢＶにリターンさせるための圧縮機（特にＨ／Ｄ ｃｏｍｐｒｅｓｓｏｒ）が設けられないガス推進船舶ＧＦＳを含んでもよい。

参考までに、ガス推進船舶ＧＦＳは液化ガス運搬船以外の商船であって、バルク船、コンテナ運搬船、鉱物運搬船などの船種であってもよく、燃料タンク２１０ａに貯蔵された液化ガスまたは蒸発ガスを燃料処理部２２０（ポンプ、圧縮機、熱交換器など）によって圧縮／加圧／加熱などを経てガス供給ラインＬ６を介して推進エンジン２３０に供給する設備を備えてもよい。

ガス処理システムは、貯蔵タンク１１０から燃料タンク２１０ａに液化ガスを供給する構成を含んでもよい。このとき、貯蔵タンク１１０はメンブレン型またはＣ型のタンクであり、貯蔵タンク１１０内に設けられる移送ポンプ１１１によって液化ガスが貯蔵タンク１１０と燃料タンク２１０ａを連結するバンカリングラインＬ１に沿って燃料タンク２１０ａに伝達されることができる。

また、ガス処理システムは、燃料タンク２１０ａに液化ガスが供給されるとき、燃料タンク２１０ａ内で発生する蒸発ガスをバンカリング船舶ＢＶにリターンさせる構成を含む。このとき、燃料タンク２１０ａは、本実施例の場合、５ｂａｒＧ〜１０ｂａｒＧ前後の設計圧力を有するＣ型であってもよく、ガス推進船舶ＧＦＳの甲板の上部または船内などの様々な位置に設置されていてもよい。燃料タンク２１０ａで発生した蒸発ガスは蒸発ガスリターンラインＬ２を介してバンカリング船舶ＢＶにリターンされ、直接または間接的に貯蔵タンク１１０に伝達されることができる。

また、ガス処理システムはバンカリング管理部１２０を含む。バンカリング管理部１２０は貯蔵タンク１１０の内圧を調整するが、例えば、貯蔵タンク１１０の蒸発ガスを冷媒（窒素、混合冷媒など制限なし）で液化して貯蔵タンク１１０にリターンさせて貯蔵タンク１１０の内圧を下げることができる。

本発明は、以下で詳細に述べるバンカリング管理部１２０を設けることで、バンカリングラインＬ１を介して貯蔵タンク１１０の液化ガスを燃料タンク２１０ａに供給するバンカリングの際に燃料タンク２１０ａでの蒸発ガスの発生及び燃料タンク２１０ａで生成された蒸発ガスのバンカリング船舶ＢＶへのリターンなどの部分を従来対比で改善させることができる。

具体的には、バンカリング管理部１２０はバンカリング前に貯蔵タンク１１０の内圧を既設定圧以下に下げることができる。例えば、バンカリング管理部１２０はバンカリングラインＬ１を介して液化ガスが伝達される前に、予め貯蔵タンク１１０の内圧を０．０４ｂａｒＧまたは０．２ｂａｒＧなどの既設定圧に下げることができる。勿論、貯蔵タンク１１０の内圧が既に既設定圧以下を満たしているのであれば、蒸発ガスの液化リターンは省略されてもよい。

即ち、本発明は、バンカリング船舶ＢＶの貯蔵タンク１１０の内圧を予め下げておくことで、貯蔵タンク１１０から燃料タンク２１０ａに伝達される液化ガスが十分に安定的な液体状態（例えば、過冷却（ｓｕｂｃｏｏｌｅｄ）状態）になるようにして、燃料タンク２１０ａに液化ガスが供給されるときの蒸発ガスの発生量を低減させることができる。

その後、バンカリングが開始されると、バンカリング管理部１２０は貯蔵タンク１１０の内圧を燃料タンク２１０ａの内圧未満に保持する。この場合、燃料タンク２１０ａで発生する蒸発ガスは、蒸発ガスリターンラインＬ２を介してバンカリング船舶ＢＶに伝達される過程で、別の圧縮機による圧縮が必要なくなる。即ち、本発明は、バンカリング過程でガス推進船舶ＧＦＳからバンカリング船舶ＢＶにリターンされる蒸発ガス（ＮＢＯＧ）が圧縮なしに伝達（Ｆｒｅｅｆｌｏｗ）されるようにする。

具体的に、本発明は、バンカリング過程で貯蔵タンク１１０の蒸発ガスを継続的に処理して貯蔵タンク１１０の内圧を燃料タンク２１０ａ対比で低く保持し、燃料タンク２１０ａから貯蔵タンク１１０に蒸発ガスが圧縮なしに伝達されるようにすることで、バンカリング時の蒸発ガスのリターンのためにガス推進船舶ＧＦＳに設けられていた高負荷圧縮機（Ｈｉｇｈ−Ｄｕｔｙ Ｃｏｍｐｒｅｓｓｏｒ）が省略されるようにすることができる。勿論、そのために貯蔵タンク１１０と燃料タンク２１０ａのそれぞれには、内圧を測定するための圧力計（不図示）が備えられる。

このような効果を具現するためのバンカリング管理部１２０は、蒸発ガスを液化する再液化装置１２２を利用し、再液化装置１２２の上流には並列に複数個の蒸発ガス圧縮機１２１が互いにバックアップできるように設けられ、再液化装置１２２の下流には圧力調整弁１２３と気液分離器１２４が設けられる。

蒸発ガス圧縮機１２１と再液化装置１２２、圧力調整弁１２３、及び気液分離器１２４は、貯蔵タンク１１０を基準として循環流路を形成する圧力調整ラインＬ３上に順に設けられてもよく、これにより、バンカリング管理部１２０は貯蔵タンク１１０の蒸発ガスを圧縮、液化し貯蔵タンク１１０にリターンさせて貯蔵タンク１１０の内圧を下げることができるようになる。

また、本発明は、貯蔵タンク１１０の内圧を低く保持するために、蒸発ガスリターンラインＬ２を介してバンカリング船舶ＢＶに伝達される蒸発ガスが再液化装置１２２に伝達されて再液化後に貯蔵タンク１１０に復帰するようにするか、再液化装置１２２を迂回して貯蔵タンク１１０に伝達されるようにすることができる。または、ガス推進船舶ＧＦＳから伝達される蒸発ガスはバンカリング船舶ＢＶ内の電力消費のための発電エンジン１３０の稼動に使用されてもよい。

貯蔵タンク１１０の内圧が燃料タンク２１０ａの内圧以下になるようにするために、即ち、燃料タンク２１０ａの内圧が貯蔵タンク１１０対比で高くなるようにするために、バンカリング管理部１２０は、蒸発ガスリターンラインＬ２を介して伝達される蒸発ガスが貯蔵タンク１１０にすぐ流入されて貯蔵タンク１１０の内圧上昇を引き起こさないように再液化装置１２２を活用することができる。

即ち、バンカリング管理部１２０は、バンカリング時にリターンされる蒸発ガスを再液化して貯蔵タンク１１０に復帰させることで、貯蔵タンク１１０の内圧を燃料タンク２１０ａの内圧未満に保持することができる。このとき、蒸発ガスリターンラインＬ２は、再液化装置１２２の上流である蒸発ガス圧縮機１２１の流入端に合流するか、再液化装置１２２に直接連結されるように設けられることができるが、燃料タンク２１０ａの内圧が蒸発ガス圧縮機１２１の下流の圧力に対応する場合には蒸発ガスリターンラインＬ２から再液化装置１２２に直接蒸発ガスが伝達されてもよい。

貯蔵タンク１１０の内圧が低いほど移送ポンプ１１１の負荷が大きくなるため、バンカリング管理部１２０は、貯蔵タンク１１０の内圧が燃料タンク２１０ａの内圧以下のレベルで、リターンされる蒸発ガスが再液化なしに貯蔵タンク１１０に供給されるようにして貯蔵タンク１１０の内圧を上昇させることもできる。

バンカリング船舶ＢＶは、バンカリングするための停泊状態において再液化装置１２２、蒸発ガス圧縮機１２１、移送ポンプ１１１などを稼動するために比較的大きな電力を確保する必要があり、停泊時に発電エンジン１３０が稼動されなければならない。このとき、発電エンジン１３０は、圧力調整ラインＬ３の蒸発ガス圧縮機１２１の下流から分岐される蒸発ガス消費ラインＬ４を介して蒸発ガスの供給を受けて消費することができ、そのために蒸発ガス圧縮機１２１の吐出圧力は発電エンジン１３０の要求圧力に対応することができる。

発電エンジン１３０は、貯蔵タンク１１０から液化ガス消費ラインＬ５を介して燃料供給ポンプ１１２、気化器１１３を経た液化ガスの供給を受けて消費することができるが、発電エンジン１３０が稼動できない場合などの状況において貯蔵タンク１１０の蒸発ガスを消費するために、蒸発ガス消費ラインＬ４はガス燃焼装置１４０（またはボイラーなど）にさらに連結されてもよい。

蒸発ガスリターンラインＬ２を介してリターンされる蒸発ガスも発電エンジン１３０などの燃料として使用されることができ、このとき、蒸発ガスリターンラインＬ２は蒸発ガス圧縮機１２１の上流に連結されてもよいが、これに限定しない。

以下では、図３を参照してバンカリング過程について説明する。参考までに、図３において、実線は初期内圧が互いに異なる燃料タンク２１０ａのバンカリング時の内圧変化を示し、傾斜点線はバンカリングされる液化ガスの量を示し、水平点線は貯蔵タンク１１０の内圧を意味する。

まず、バンカリング前に、ガス処理システムは再液化装置１２２を利用してバンカリング船舶ＢＶの貯蔵タンク１１０の内圧を既設定圧以下に下げておくことができる。このとき、既設定圧は、図３の（Ａ）では０．２ｂａｒＧ前後で、図３の（Ｂ）では０．０４ｂａｒＧ前後である。

貯蔵タンク１１０の内圧が十分に低くなったら、貯蔵タンク１１０と燃料タンク２１０ａの間にバンカリングラインＬ１を連結してバンカリングを開始する。燃料タンク２１０ａは、極低温の液化ガスを受けるために内部が冷却された状態（ｃｏｏｌ−ｄｏｗｎ）であってもよいが、バンカリング中に熱が燃料タンク２１０ａ内に浸透するなどの要因によって燃料タンク２１０ａでは蒸発ガスが大量に発生するようになる。

このとき、燃料タンク２１０ａを保護するために蒸発ガスをバンカリング船舶ＢＶにリターンさせなければならないが、本発明は図３に示したようにバンカリングが行われる時間ずっと貯蔵タンク１１０の内圧が燃料タンク２１０ａの内圧以下になるようにし、リターンされる蒸発ガスが圧縮なしに伝達されるようにすることができる。

バンカリングが行われる燃料タンク２１０ａは、バンカリング前の内圧が、例えば、０．２／３．０／６．５ｂａｒＧであってもよいが、図３の（Ａ）に示したように燃料タンク２１０ａの初期圧力が３．０ｂａｒＧまたは６．５ｂａｒＧの場合、液化ガスが供給されることによって燃料タンク２１０ａの内圧は徐々に減少するようになる。従って、バンカリングが完了したガス推進船舶ＧＦＳは、燃料タンク２１０ａの蒸発ガスに対する処理なしにすぐ推進可能な状態になる。これは貯蔵タンク１１０がバンカリング前に内圧を下げてからバンカリングを行うからである。

但し、図３の（Ａ）において、燃料タンク２１０ａの初期内圧が０．２ｂａｒＧであってもよいが、これは貯蔵タンク１１０の既設定圧と同じであり、この場合、燃料タンク２１０ａは内圧が同じ貯蔵タンク１１０の液化ガスの伝達を受けて蒸発ガスが生成されることによってバンカリング過程で内圧が多少上昇することがある。

一方、図３の（Ｂ）の場合は、燃料タンク２１０ａの初期内圧が０．２ｂａｒＧの場合も貯蔵タンク１１０のバンカリング前の内圧がそれより小さい０．０４ｂａｒＧで用意されるため、３つの初期内圧を有する燃料タンク２１０ａはバンカリング過程で全て内圧が減少することが確認できる。

上記のような事例の全てにおいて依然として蒸発ガスは圧縮なしにガス推進船舶ＧＦＳからバンカリング船舶ＢＶにリターンされるように、バンカリング管理部１２０は貯蔵タンク１１０と燃料タンク２１０ａの間の圧力差を保持することができる。

具体的には、バンカリング前の内圧が第１圧力で、バンカリング時に液化ガスの流入によって内圧が下降する燃料タンク２１０ａにバンカリングする場合（図３の（Ａ）で燃料タンク２１０ａの内圧が３．０／６．５ｂａｒＧの場合と図３（Ｂ）の全ての場合）、バンカリング管理部１２０は、バンカリング前及びバンカリング時の貯蔵タンク１１０の内圧を燃料タンク２１０ａのバンカリング完了時の内圧（約０．５ｂａｒ前後）以下にすることができる。

一方、バンカリング前の内圧が第２圧力であり、バンカリング時の蒸発ガスの発生によって内圧が上昇する燃料タンク２１０ａにバンカリングする場合（図３の（Ａ）で燃料タンク２１０ａの内圧が０．２ｂａｒＧの場合）、バンカリング管理部１２０は、バンカリング前及びバンカリング時の貯蔵タンク１１０の内圧を燃料タンク２１０ａのバンカリング開始時の内圧（０．２ｂａｒＧ）以下にすることができる。

このとき、第１圧力は既設定圧対比で０．０５ｂａｒＧ〜０．１ｂａｒＧ大きい値以上の圧力で、０．５ｂａｒＧ〜８ｂａｒＧであってもよく、第２圧力は既設定圧対比で０．０５ｂａｒＧ〜０．１ｂａｒＧ大きい値未満の圧力で、０．５ｂａｒＧ以下であってもよいが、数値をこれに限定するものではない。

以上のように、本実施例は、バンカリング前に貯蔵タンク１１０の内圧を予め下げておくことで、バンカリング時に燃料タンク２１０ａで発生する蒸発ガスを低減することができ、また、貯蔵タンク１１０の内圧が燃料タンク２１０ａの内圧以下になるように保持して、燃料タンク２１０ａの蒸発ガスが圧縮なしにバンカリング船舶ＢＶにリターンされるようにすることで、ガス推進船舶ＧＦＳのＨ／Ｄ圧縮機を省略することができる。

図４は本発明の第２実施例によるガス処理システムの概念図であり、図５は本発明の第２実施例によるガス処理システムにおける内圧変化のグラフである。

図１とともに図４及び図５を参照すると、本発明の第２実施例は、上述した実施例と比較して、燃料タンク２１０ｂがメンブレン型で設けられる点において差がある。以下では、本実施例が上述した実施例と比べて変わる点を中心として説明し、以下において説明を省略する部分は上述した内容に代える。これは後述する他の実施例でも同様である。

本実施例のガス推進船舶ＧＦＳは、図４に示したようにコンテナ運搬船などで、船内に燃料タンク２１０ｂを搭載することができ、このとき、燃料タンク２１０ｂはメンブレン型であってもよい。または、メンブレン型の設計圧力と同じ／類似する設計圧力を有する独立型タンクで、Ｂ型（自立角型であるＳＰＢなど）であってもよい。

以下では、図５を参照して本実施例のバンカリング過程について説明する。参考までに、図３と同様に、図５において、実線は初期内圧が異なる燃料タンク２１０ｂのバンカリング時の内圧変化を示し、傾斜点線はバンカリングされる液化ガスの量を示し、水平点線は貯蔵タンク１１０の内圧を意味する。

ガス処理システムはバンカリング前に既設定圧以下に貯蔵タンク１１０の内圧を下げ、このとき、既設定圧は、図５の（Ａ）では０．２ｂａｒＧ前後で、図５の（Ｂ）では０．０４ｂａｒＧ前後である。

貯蔵タンク１１０の内圧を予め下げてからバンカリングを開始するが、第２実施例の場合、上述した第１実施例と同様にバンカリングが行われる時間ずっと貯蔵タンク１１０の内圧が燃料タンク２１０ｂの内圧以下になるようにすることで、ＨＤ圧縮機による圧縮なしに燃料タンク２１０ｂからバンカリング船舶ＢＶに蒸発ガスがリターンされる。

ここで、燃料タンク２１０ｂの内圧は、バンカリング前の内圧が０．６３／０．２／０．０５ｂａｒＧであってもよいが、貯蔵タンク１１０のバンカリング前の内圧が０．２ｂａｒＧである図５の（Ａ）において燃料タンク２１０ｂの内圧が０．６３ｂａｒＧの場合と貯蔵タンク１１０のバンカリング前の内圧が０．０４ｂａｒＧである図５の（Ｂ）において燃料タンク２１０ｂの内圧が０．６３／０．２ｂａｒＧの場合、液化ガスが供給されることによって燃料タンク２１０ｂの内圧は次第に減少するようになる。

この場合は、バンカリング前の内圧が第１圧力（既設定圧対比で０．０５ｂａｒＧ〜０．１ｂａｒＧ大きい値以上の圧力で０．５ｂａｒＧ〜１ｂａｒＧ）で、バンカリング時に液化ガスの流入によって内圧が下降する燃料タンク２１０ｂにバンカリングする場合であり、バンカリング管理部１２０は、バンカリング前及びバンカリング時の貯蔵タンク１１０の内圧を燃料タンク２１０ｂのバンカリング完了時の内圧（約０．５ｂａｒ前後）以下にすることができる。

一方、貯蔵タンク１１０のバンカリング前の内圧が０．２ｂａｒＧである図５の（Ａ）において燃料タンク２１０ｂの内圧が０．２ｂａｒＧである場合と貯蔵タンク１１０のバンカリング前の内圧が０．０４ｂａｒＧである図５の（Ｂ）において燃料タンク２１０ｂの内圧が０．０５ｂａｒＧの場合、燃料タンク２１０ｂは、内圧が同じ／類似する貯蔵タンク１１０の液化ガスの伝達を受けながら蒸発ガスが生成されることによってバンカリング過程で内圧が多少上昇することができる。

この場合は、バンカリング前の内圧が第２圧力（既設定圧対比で０．０５ｂａｒＧ〜０．１ｂａｒＧ大きい値未満の圧力で０．５ｂａｒＧ以下）で、バンカリング時に蒸発ガスの発生によって内圧が上昇する燃料タンク２１０ｂにバンカリングする場合であり、バンカリング管理部１２０は、バンカリング前及びバンカリング時の貯蔵タンク１１０の内圧を燃料タンク２１０ｂのバンカリング開始時の内圧（０．２ｂａｒＧ）以下にすることができる。

但し、本実施例は、貯蔵タンク１１０のバンカリング前の内圧が０．２ｂａｒＧである図５の（Ａ）において燃料タンク２１０ｂのバンカリング前の内圧が０．０５ｂａｒＧ以下の場合が存在し、この場合には、バンカリング前に内圧が既設定圧以下に低くなった貯蔵タンク１１０の圧力がバンカリング前の燃料タンク２１０ｂの内圧より大きい圧力の場合であり、第１実施例とは異なる処理が行われる。

このとき、バンカリングの初期には貯蔵タンク１１０の内圧が燃料タンク２１０ｂの内圧より高く形成されるため、蒸発ガスのｆｒｅｅｆｌｏｗリターンが行われない。従って、本実施例は、バンカリング開始時点から一定時点まで蒸発ガスリターンラインＬ２を介した蒸発ガスの伝達を遮断して燃料タンク２１０ｂが蓄圧されるようにする。

蒸発ガスのリターンが遮断されると、燃料タンク２１０ｂの内圧は蒸発ガスの発生により次第に上昇するようになり、燃料タンク２１０ｂの内圧が貯蔵タンク１１０の内圧を超える時点である一定時点からバンカリング完了時点までは、上述した実施例と同様に、バンカリング管理部１２０を通じて貯蔵タンク１１０の内圧を燃料タンク２１０ｂの内圧未満に保持することで、蒸発ガスリターンラインＬ２を介して蒸発ガスを圧縮なしに伝達することができる。

即ち、本実施例は、設計圧力が大気圧水準である燃料タンク２１０ｂにバンカリングする場合、貯蔵タンク１１０の内圧を予め下げても燃料タンク２１０ｂのバンカリング前の内圧より高い状況でバンカリングが開始される場合が発生することに備えて、バンカリング開始から一定時間の間、燃料タンク２１０ｂの内圧が蓄圧によって上昇して貯蔵タンク１１０の内圧を超えるように制御することができる。

具体的に、バンカリング管理部１２０は、バンカリング開始時点から一定時点までは蒸発ガスのリターンを遮断し、一定時点からバンカリング完了時点の間にはリターンされる蒸発ガスを再液化して貯蔵タンク１１０に復帰させることで貯蔵タンク１１０の内圧を燃料タンク２１０ｂの内圧未満に保持することができる。

このように、本実施例は、メンブレン型の燃料タンク２１０ｂに対するバンカリングを具現するためのものであり、バンカリング開始時に貯蔵タンク１１０の内圧が燃料タンク２１０ｂの内圧より高い場合に備えて燃料タンク２１０ｂの部分的蓄圧制御を具現し、蒸発ガスのリターンに圧縮機が使用される必要がないようにすることができる。

参考までに、以下で図６及び図７を通じて説明する第３、第４実施例は、圧縮／熱交換／減圧で蒸発ガスを部分的に再液化してバンカリング船舶ＢＶのタンク内圧を下げることでバンカリング時の蒸発ガスの発生を低減させる思想を基盤としたものである。

以下では、各実施例について詳細に説明する。

図６は、本発明の第３実施例によるガス処理システムの工程フローチャートである。

図６を参照すると、本発明の第３実施例によるガス処理システムは、蒸発ガスを冷媒で液化してリターンさせる再液化装置１２２を備えるバンカリング管理部１２０に代わって（または加えて）、冷媒との熱交換なしに貯蔵タンク１１０の蒸発ガスを圧縮、冷却、減圧してリターンさせることで貯蔵タンク１１０の内圧を調整するバンカリング管理部１２０を備えてもよい。

但し、本実施例を含む以下の実施例において、バンカリング管理部１２０がバンカリング前に貯蔵タンク１１０の内圧を既設定圧（０．０４／０．２ｂａｒＧ前後）以下に下げバンカリング時の蒸発ガスリターンを遮断することで燃料タンク２１０ａ、２１０ｂが蓄圧されるようにするか、バンカリング時に蒸発ガスが圧縮なしに伝達されるように貯蔵タンク１１０内圧＜燃料タンク２１０ａ、２１０ｂの内圧を保持する制御は、上述した実施例と同様である。

バンカリング管理部１２０は、低圧圧縮機１２１ａ、ブースト圧縮機１２１ｂ、蒸発ガス熱交換器１２５、減圧弁１２３、気液分離器１２４を含み、圧力調整ラインＬ３は貯蔵タンク１１０を基準として循環流路を形成し、上記構成を順に直列に連結することができる。

低圧圧縮機１２１ａは、複数個が並列に設けられて貯蔵タンク１１０の蒸発ガスを圧縮して発電エンジン１３０に供給する。そのために低圧圧縮機１２１ａの下流において蒸発ガス消費ラインＬ４が分岐されて発電エンジン１３０などに連結され、低圧圧縮機１２１ａは発電エンジン１３０の要求圧力に適した吐出圧力を具備することができる。

ブースト圧縮機１２１ｂは多段に設けられ、低圧圧縮機１２１ａと発電エンジン１３０の間で分岐された位置（圧力調整ラインＬ３を基準として低圧圧縮機１２１ａの下流）に設けられ、余剰の蒸発ガスを１５０ｂａｒＧ以上に圧縮する。

本実施例は、蒸発ガスを冷媒熱交換なしに圧縮してから減圧するものであり、液化するためにジュール・トムソン効果を活用し、そのために蒸発ガスの減圧前の圧力を１５０ｂａｒＧ以上にしなければならない。従って、本実施例は、発電エンジン１３０への蒸発ガスの供給のために低圧圧縮機１２１ａを備えながらも、減圧を利用した蒸発ガスの液化のためにブースト圧縮機１２１ｂをさらに設ける。

蒸発ガス熱交換器１２５は、ブースト圧縮機１２１ｂで圧縮された蒸発ガスを貯蔵タンク１１０から排出される蒸発ガスと熱交換して、圧縮された高圧の蒸発ガスを冷却することができる。一方、貯蔵タンク１１０から排出された蒸発ガスは、蒸発ガス熱交換器１２５で熱交換によって多少加熱されるため、低圧圧縮機１２１ａの流入温度が上昇し、低圧圧縮機１２１ａが耐えなければならない温度を上げることができる。

蒸発ガス熱交換器１２５は、貯蔵タンク１１０から低圧圧縮機１２１ａに伝達される蒸発ガスのストリームと、ブースト圧縮機１２１ｂから減圧弁１２３に伝達される高圧蒸発ガスのストリームとを互いに熱交換させるように少なくとも２つのストリームを備える構造を有する。

このとき、蒸発ガスリターンラインＬ２が貯蔵タンク１１０と蒸発ガス熱交換器１２５の間に蒸発ガスを伝達するように設けられることによって、貯蔵タンク１１０から低圧圧縮機１２１ａに伝達されるストリームは、貯蔵タンク１１０の蒸発ガスに燃料タンク２１０ａ、２１０ｂの蒸発ガスが混合されたものであることができる。

さらに、蒸発ガス熱交換器１２５は、蒸発ガスリターンラインＬ２を介して伝達される燃料タンク２１０ａ、２１０ｂの蒸発ガスを熱交換することができるように、蒸発ガスリターンラインＬ２が経由するストリームをさらに備えてもよい。即ち、蒸発ガスリターンラインＬ２は、蒸発ガス熱交換器１２５を経由した後、貯蔵タンク１１０と低圧圧縮機１２１ａの間の圧力調整ラインＬ３に合流することができる。

但し、蒸発ガスリターンラインＬ２は蒸発ガス熱交換器１２５を迂回するように設けられてもよいため、蒸発ガスリターンラインＬ２は蒸発ガス熱交換器１２５を経由または迂回して貯蔵タンク１１０と蒸発ガス熱交換器１２５の間に蒸発ガスを伝達するように設けられる。

このとき、蒸発ガスリターンラインＬ２が蒸発ガス熱交換器１２５を迂回するようにするのは、ガス推進船舶ＧＦＳから回収される蒸発ガスの冷熱を活用する必要がない場合であり、発電エンジン１３０に供給されずに残る余剰の蒸発ガスが少ないか、ない場合などであることができる。

減圧弁１２３は、ブースト圧縮機１２１ｂで圧縮され蒸発ガス熱交換器１２５で冷却された蒸発ガスを減圧して液化する。減圧弁１２３は、１５０ｂａｒＧ以上に圧縮された後、冷却された蒸発ガスを１〜１０ｂａｒＧに減圧して蒸発ガスの少なくとも一部を液化させることができる。

気液分離器１２４は液化された蒸発ガスを気液分離し、液相（ＬＢＯＧ）は貯蔵タンク１１０にリターンさせ、気相（ｆｌａｓｈ ｇａｓ）は貯蔵タンク１１０から蒸発ガス熱交換器１２５に伝達される蒸発ガスに混合することができる。

また、気液分離器１２４で分離された気相は蒸発ガスと合流せずに蒸発ガス熱交換器１２５で別のストリームを介して流動しながら熱交換した後、低圧圧縮機１２１ａの上流で蒸発ガスと合流するか、または発電エンジン１３０やボイラーなどによって消費されるようにすることもできる。

このような本実施例のバンカリング管理部１２０は、複数個が並列配置された低圧圧縮機１２１ａ＋ブースト圧縮機１２１ｂを含む蒸発ガス圧縮機１２１を構成して、バンカリング前に貯蔵タンク１１０の内圧を既設定圧以下に下げるために複数個の低圧圧縮機１２１ａを並列運転し貯蔵タンク１１０の蒸発ガスを十分に吸引することで、貯蔵タンク１１０の内圧下降を迅速に具現することができる。

従って、本実施例は、バンカリング前に貯蔵タンク１１０の内圧を迅速、且つ十分に下げることで、バンカリング時に貯蔵タンク１１０で発生する蒸発ガスの量を低減させてバンカリング効率を向上させることができる。

図７は、本発明の第４実施例によるガス処理システムの工程フローチャートである。

図７を参照すると、本発明の第４実施例によるガス処理システムは、上述した第３実施例に比べてバンカリング管理部１２０の蒸発ガス圧縮機１２１が異なるように構成されることができる。

本実施例のバンカリング管理部１２０は、発電エンジン１３０に蒸発ガスを供給するための低圧圧縮機１２１ａと、ジュール・トムソン効果を通じて蒸発ガスを液化するための高圧圧縮機１２１ｃを設けるが、低圧圧縮機１２１ａと高圧圧縮機１２１ｃを並列に設けることができる。

このとき、高圧圧縮機１２１ｃは中間段に蒸発ガス消費ラインＬ４が連結され、中間段で圧縮された蒸発ガスを発電エンジン１３０に供給することで、低圧圧縮機１２１ａが多段に設けられた高圧圧縮機１２１ｃの一部によってバックアップされることができる。

本実施例のバンカリング管理部１２０は、高圧圧縮機１２１ｃを利用して蒸発ガスを１５０ｂａｒＧ以上に加圧した後、蒸発ガス熱交換器１２５で貯蔵タンク１１０から排出された蒸発ガスを利用して冷却し、減圧弁１２３、気液分離器１２４を経て貯蔵タンク１１０にリターンさせることができる。

このとき、バンカリング管理部１２０は、貯蔵タンク１１０の液化ガス貯蔵量に応じて低圧圧縮機１２１ａと高圧圧縮機１２１ｃを独立的に択一して運転することができる。例えば、貯蔵タンク１１０の液化ガスの貯蔵量が多い場合（蒸発ガス量の多いＬａｄｅｎ ｖｏｙａｇｅなど）には、高圧圧縮機１２１ｃを利用して中間段の蒸発ガスの一部を発電エンジン１３０に供給しながら最終段の蒸発ガスを再液化して貯蔵タンク１１０にリターンさせることができ、一方、貯蔵タンク１１０の液化ガスの貯蔵量が少ない場合（蒸発ガス量の少ないＢａｌｌａｓｔ ｖｏｙａｇｅなど）には、低圧圧縮機１２１ａを利用して蒸発ガスが発電エンジン１３０などによって消費され、貯蔵タンク１１０にリターンされないようにすることができる。

このように本実施例は、減圧を利用した蒸発ガスの液化を具現するための高圧圧縮機１２１ｃが発電エンジン１３０への蒸発ガスの供給のための低圧圧縮機１２１ａと並列に備えられるようにして、運航状態に応じて高圧圧縮機１２１ｃと低圧圧縮機１２１ａを択一稼動して蒸発ガス圧縮機１２１の稼動効率を向上させることができる。

参考までに、以下で図８〜図１０を参照して説明する第５〜第７実施例は、冷媒で液化ガスを過冷却してリターンし、バンカリング船舶ＢＶのタンク内圧を下げてバンカリング時に蒸発ガスの発生を低減させる思想を基盤としたものである。

以下では、各実施例について詳細に説明する。

図８は、本発明の第５実施例によるガス処理システムの工程フローチャートである。

図８を参照すると、本発明の第５実施例によるガス処理システムは、バンカリング管理部１２０が蒸発ガスを冷媒で完全に再液化するか、圧縮／冷却／減圧して部分的に再液化する代わりに、液化ガスを冷媒で過冷却してリターンし、貯蔵タンク１１０の内圧を調整することができる。

そのためにバンカリング管理部１２０は、過冷却装置１２６、冷媒供給部１２７を備える。過冷却装置１２６は液化ガスを冷媒で過冷却させることができ、過冷却される液化ガスの温度は大気圧で液化ガスの沸点（−１６３℃）より低い温度（例えば−１７０℃前後）であってもよい。

冷媒供給部１２７は、窒素や混合冷媒などの限定されない物質である冷媒を過冷却装置１２６に供給して液化ガスの過冷却を具現する。冷媒供給部１２７は、冷媒圧縮機１２７１、冷媒クーラー１２７２、冷媒膨張機１２７３、冷媒熱交換器１２７４、冷媒間熱交換器１２７５を備え、冷媒循環ラインＬ７が上記構成を順に連結して冷媒が循環する流路を形成する。

冷媒圧縮機１２７１は冷媒を圧縮する。圧縮された冷媒の圧力は１０ｂａｒＧ前後であってもよいが、これに限定されず、過冷却効率を上げるために多様な数値の圧力が使用されてもよい。

冷媒クーラー１２７２は、冷媒圧縮機１２７１によって圧縮されながら加熱された冷媒を様々な冷エネルギーで冷却させることができる。冷媒クーラー１２７２は冷媒圧縮機１２７１の下流に設けられ、冷媒圧縮機１２７１が多段で設けられる場合は冷媒圧縮機１２７１の各段に設けられてもよい。

冷媒膨張機１２７３は圧縮された冷媒を膨張させる。圧縮後に膨張によって減圧される冷媒は、上述した減圧弁１２３の場合と類似して冷媒の温度を十分に下げることができ、膨張された冷媒は過冷却装置１２６に伝達されて液化ガスを過冷却させるのに用いられる。

冷媒熱交換器１２７４は、冷媒圧縮機１２７１で圧縮された冷媒を貯蔵タンク１１０から発電エンジン１３０に供給される蒸発ガスで冷却する。このとき、冷媒熱交換器１２７４は、図面に示したように冷媒圧縮機１２７１と過冷却装置１２６の間に設けられてもよいが、これとは異なり、冷媒熱交換器１２７４は、冷媒圧縮機１２７１と過冷却装置１２６の間の如何なる地点にも設置が可能であり、冷媒クーラー１２７２に代わることもできる。

冷媒間熱交換器１２７５は、圧縮された冷媒と過冷却装置１２６で加熱された冷媒を熱交換することができる。具体的には、冷媒間熱交換器１２７５は、圧縮後膨張前の冷媒を過冷却装置１２６で加熱され圧縮前の冷媒と熱交換することができる。

本実施例は、冷媒供給部１２７がＮ２ Ｂｒｙｔｏｎ ｃｙｃｌｅで設けられ、冷媒間熱交換器１２７５を備えることができるが、冷媒間熱交換器１２７５はいくらでも省略可能である。

このように、本実施例は、バンカリング前に貯蔵タンク１１０の内圧を下げるために液化ガスの過冷却リターンを利用するが、過冷却のための冷媒が発電エンジン１３０に供給される蒸発ガスの冷熱を利用するようにすることで、エネルギーの使用効率を改善することができる。

図９は、本発明の第６実施例によるガス処理システムの工程フローチャートである。

図９を参照すると、本発明の第６実施例によるガス処理システムは、上述した第５実施例と比べて、冷媒供給部１２７が冷媒を貯蔵タンク１１０から発電エンジン１３０に供給される液化ガスで冷却することができる。

貯蔵タンク１１０の液化ガスは気化器１１３を経て発電エンジン１３０に供給されるが、本実施例は、気化されるべき液化ガスが冷媒の冷却に使用されるようにして、バンカリング前の液化ガスの過冷却効果を上げるとともに、気化器１１３の負荷を下げるか、気化器１１３を省略することができる。

本実施例の冷媒熱交換器１２７４は、冷媒循環ラインＬ７と蒸発ガス消費ラインＬ４が経由する上述した実施例とは異なり、冷媒循環ラインＬ７と液化ガス消費ラインＬ５が経由するように設けられることは言うまでもない。また、上述した実施例において液化ガスを過冷却するためのポンプは移送ポンプ１１１または別のポンプであることができるが、本実施例では液化ガスを過冷却するためのポンプとして燃料供給ポンプ１１２を使用することができる。

また、本発明は、本実施例と上述した実施例を組み合わせて、冷媒を発電エンジン１３０に供給される蒸発ガス及び液化ガスのうち少なくとも何れか１つで冷却する実施例を含んでもよく、この場合、冷媒／液化ガス／蒸発ガスストリームを備えた冷媒熱交換器１２７４を単独で備えるか、冷媒／液化ガスストリームの冷媒熱交換器１２７４と冷媒／蒸発ガスストリームの冷媒熱交換器１２７４を備えることが可能である。

図１０は、本発明の第７実施例によるガス処理システムの工程フローチャートである。

図１０を参照すると、本発明の第７実施例によるガス処理システムは、冷媒熱交換器１２７４が冷媒間熱交換器１２７５を代替するように設けられることができる。

即ち、冷媒熱交換器１２７４は、圧縮された冷媒と過冷却装置１２６で加熱された冷媒及び発電エンジン１３０に供給される液化ガスまたは蒸発ガスを熱交換する少なくとも３つのストリームからなり、冷媒間熱交換を含む構造で設けられてもよい。

従って、本実施例は、冷媒間熱交換器１２７５を別に備えないため、冷媒供給部１２７の構成をコンパクトに減らすことができる。

参考までに、以下、図１１〜図１３を参照して説明する第８〜第１０実施例は、バンカリング船舶ＢＶの場合、バンカリング時に移送ポンプ１１１の作動のために発電エンジン１３０を十分に稼動しなければならず、ガス推進船舶ＧＦＳとは異なって停泊状態で燃料消費量が多いことを考慮し、全体のシステムを効率的に最適化したものである。

以下で各実施例について詳細に説明する。

図１１は、本発明の第８実施例によるガス処理システムの工程フローチャートである。

図１１を参照すると、本発明の第８実施例によるガス処理システムは、上述した実施例に開示された内容と類似して、貯蔵タンク１１０の液化ガスまたは蒸発ガスを冷媒で冷却してリターンする冷却装置１２２、１２６を利用して貯蔵タンク１１０の内圧を調整するバンカリング管理部１２０を備える。

本実施例は、液化ガスを過冷却してリターンし貯蔵タンク１１０が蒸発ガスをさらにもらえるようにする冷却装置１２２、１２６の稼動を前提にするか、または燃料タンク２１０ａ、２１０ｂからリターンされる蒸発ガスを液化してリターンする冷却装置１２２、１２６の稼動を前提にして、貯蔵タンク１１０がガス推進船舶ＧＦＳから伝達を受けることができる蒸発ガスの最大リターン量を直接または間接的に導出することができるが、このような蒸発ガスの最大リターン量を、バンカリング時に蒸発ガスリターンラインＬ２を介して伝達される蒸発ガスの流量未満に設定することができる。

即ち、本実施例は、冷却装置１２２、１２６を稼動するだけではガス推進船舶ＧＦＳからバンカリング船舶ＢＶにリターンされる蒸発ガスを全て消化できないようにすることができる。但し、上述したように、バンカリング船舶ＢＶはガス推進船舶ＧＦＳに比べて停泊時の必要電力が大きいという点を考慮して、本実施例は、貯蔵タンク１１０の蒸発ガスを圧縮して発電エンジン１３０に供給する蒸発ガス圧縮機１２１の蒸発ガス処理量と、冷却装置１２２、１２６を考慮した貯蔵タンク１１０の蒸発ガスの最大リターン量の和が、バンカリング時にリターンされる蒸発ガスの流量以上になるようにすることができる。

これを纏めると、以下の通りである。

冷却装置１２２、１２６を考慮した最大リターン量＜バンカリング時のリターン量＜冷却装置１２２、１２６を考慮した最大リターン量＋圧縮機の処理量

即ち、本実施例は、バンカリング中に蒸発ガス圧縮機１２１によって十分な蒸発ガスが発電エンジン１３０に供給されることを考慮し、冷却装置１２２、１２６の諸元を縮小してＣＡＰＥＸの節減が可能である。但し、蒸発ガス圧縮機１２１は複数個が並列に設けられて並列運転が可能であってもよく、上記式において圧縮機の処理量は並列の蒸発ガス圧縮機１２１を全て稼動する場合の処理量であってもよい。

図１２は、本発明の第９実施例によるガス処理システムの工程フローチャートである。

図１２を参照すると、本発明の第９実施例によるガス処理システムは、上述した実施例とは異なる方向で全体のシステムを最適化する。

具体的には、本実施例は、冷却装置１２２、１２６を考慮した貯蔵タンク１１０の蒸発ガスの最大リターン量がバンカリング時の蒸発ガスのリターン流量以上になるようにする。即ち、以下の通りである。

バンカリング時のリターン量＜冷却装置１２２、１２６を考慮した最大リターン量

この場合、本実施例は、貯蔵タンク１１０の蒸発ガスを圧縮して発電エンジン１３０に供給する蒸発ガス圧縮機１２１が省略されることができ、その代わりに貯蔵タンク１１０の液化ガスがポンピング、気化されて発電エンジン１３０に供給されることができる。

即ち、本実施例は、冷却装置１２２、１２６の諸元をバンカリング時にリターンされる蒸発ガスの流量がカバーできるようにして蒸発ガス圧縮機１２１を省略し、全体のシステムを簡単に構成することができる。

図１３は、本発明の第１０実施例によるガス処理システムの工程フローチャートである。

図１３を参照すると、本発明の第１０実施例によるガス処理システムは、上述した第８、第９実施例とは異なる方向でシステムを最適化した。

具体的には、本実施例は、第９実施例と類似して、冷却装置１２２、１２６を考慮した貯蔵タンク１１０の蒸発ガスの最大リターン量がバンカリング時の蒸発ガスのリターン流量以上になるようにしながら、貯蔵タンク１１０の蒸発ガスが発電エンジン１３０に供給されるようにすることができ、以下のようにまとめられる。

バンカリング時のリターン量＜冷却装置１２２、１２６を考慮した最大リターン量＜冷却装置１２２、１２６を考慮した最大リターン量＋圧縮機の処理量

但し、本実施例は、貯蔵タンク１１０の蒸発ガスを圧縮して発電エンジン１３０に供給する蒸発ガス圧縮機１２１が単独で設けられるようにすることができる。即ち、蒸発ガス圧縮機１２１が互いにバックアップ可能な第８実施例とは異なり、本実施例は蒸発ガス圧縮機１２１間のバックアップは不可能である。

しかし、本実施例は、既に冷却装置１２２、１２６を考慮した蒸発ガスの最大リターン量がバンカリング時の蒸発ガスのリターン流量を超えるように構成されるため、蒸発ガス圧縮機１２１間のバックアップを保障する必要がない。

但し、発電エンジン１３０への燃料供給をバックアップするために、本実施例は蒸発ガスまたは液化ガスのうち少なくとも何れか１つが発電エンジン１３０に供給できるように設けて、蒸発ガスの供給が液化ガスの供給でバックアップされるようにすることができる。

このように、本実施例は、バンカリング時にリターンされる蒸発ガスは十分に処理できるようにしながら、蒸発ガス圧縮機１２１を単独で構成するが、液化ガスで燃料供給をバックアップするように構成することで、設置及び運用費用を節減することができる。

本発明は、上述した実施例の他にも上記実施例のうち少なくとも２以上の組み合わせまたは少なくとも１つ以上の上記実施例と公知技術の組み合わせによって発生する実施例を全て包括する。

以上、本発明を具体的な実施例を通じて詳細に説明したが、これは本発明を具体的に説明するためのもので、本発明はこれに限定されず、本発明の技術的思想内で当該分野の通常の知識を有する者によってその変形や改良が可能であることは明らかである。

本発明の単純な変形ないし変更は全て本発明の範囲に属し、本発明の具体的な保護範囲は添付の特許請求の範囲によって明確になるだろう。

ＢＶ バンカリング船舶
ＧＦＳ ガス推進船舶
１１０ 貯蔵タンク
１１１ 移送ポンプ
１１２ 燃料供給ポンプ
１１３ 気化器
１２０ バンカリング管理部
１２１ 蒸発ガス圧縮機
１２１ａ 低圧圧縮機
１２１ｂ ブースト圧縮機
１２１ｃ 高圧圧縮機
１２２ 再液化装置、冷却装置
１２３ 圧力調整弁、減圧弁
１２４ 気液分離器
１２５ 蒸発ガス熱交換器
１２６ 過冷却装置、冷却装置
１２７ 冷媒供給部
１３０ 発電エンジン
１４０ ガス燃焼装置
２１０ａ、２１０ｂ 燃料タンク
２２０ 燃料処理部
２３０ 推進エンジン
Ｌ１ バンカリングライン
Ｌ２ 蒸発ガスリターンライン
Ｌ３ 圧力調整ライン
Ｌ４ 蒸発ガス消費ライン
Ｌ５ 液化ガス消費ライン
Ｌ６ ガス供給ライン
Ｌ７ 冷媒循環ライン

Claims (22)

1. バンカリング船舶の貯蔵タンクからガス推進船舶に設けられたＣ型の燃料タンクに液化ガスを伝達するガス処理システムであって、
   前記貯蔵タンクの液化ガスを前記燃料タンクに供給するバンカリングラインと、
   前記貯蔵タンクの蒸発ガスを冷媒で液化してリターンして前記貯蔵タンクの内圧を調整するバンカリング管理部と、
   前記バンカリングラインを介したバンカリング時に前記燃料タンクで発生する蒸発ガスを前記バンカリング船舶に伝達する蒸発ガスリターンラインと、を含み、
   前記バンカリング管理部は、
   バンカリング前に前記貯蔵タンクの内圧を既設定圧以下に下げ、バンカリング時に前記貯蔵タンクの内圧を前記燃料タンクの内圧未満に保持して前記蒸発ガスリターンラインを介して蒸発ガスが別の圧縮機による圧縮なしに伝達されるようにすることを特徴とするガス処理システム。
2. 前記貯蔵タンクはメンブレン型またはＣ型のタンクであり、
   前記既設定圧は０．０４ｂａｒＧまたは０．２ｂａｒＧであることを特徴とする請求項１に記載のガス処理システム。
3. 前記バンカリング管理部は蒸発ガスを液化する再液化装置を含み、
   前記蒸発ガスリターンラインは前記再液化装置に蒸発ガスを伝達することを特徴とする請求項１に記載のガス処理システム。
4. 前記バンカリング管理部は、
   バンカリング時に前記蒸発ガスリターンラインを介して伝達される蒸発ガスを再液化して前記貯蔵タンクに復帰させることで、前記貯蔵タンクの内圧を前記燃料タンクの内圧未満に保持することを特徴とする請求項３に記載のガス処理システム。
5. 前記バンカリング管理部は、
   バンカリング前の内圧が第１圧力で、バンカリング時に液化ガスの流入によって内圧が下降する前記燃料タンクにバンカリングする場合、バンカリング前及びバンカリング時の前記貯蔵タンクの内圧を前記燃料タンクのバンカリング完了時の内圧以下にすることを特徴とする請求項１に記載のガス処理システム。
6. 前記バンカリング管理部は、
   バンカリング前の内圧が第２圧力で、バンカリング時に蒸発ガスの発生によって内圧が上昇する前記燃料タンクにバンカリングする場合、バンカリング前及びバンカリング時の前記貯蔵タンクの内圧を前記燃料タンクのバンカリング開始時の内圧以下にすることを特徴とする請求項５に記載のガス処理システム。
7. 前記第１圧力は、前記既設定圧対比で０．０５ｂａｒＧ〜０．１ｂａｒＧ大きい値以上の圧力であり、
   前記第２圧力は、前記既設定圧対比で０．０５ｂａｒＧ〜０．１ｂａｒＧ大きい値未満の圧力であることを特徴とする請求項６に記載のガス処理システム。
8. 前記第１圧力は０．５ｂａｒＧ〜８ｂａｒＧであり、
   前記第２圧力は０．５ｂａｒＧ以下であることを特徴とする請求項６に記載のガス処理システム。
9. バンカリング船舶の貯蔵タンクからガス推進船舶に設けられた燃料タンクに液化ガスを伝達するガス処理システムであって、
   前記貯蔵タンクの液化ガスを前記燃料タンクに供給するバンカリングラインと、
   前記貯蔵タンクの蒸発ガスを冷媒との熱交換なしに圧縮、冷却、減圧してリターンすることで前記貯蔵タンクの内圧を調整するバンカリング管理部と、
   前記バンカリングラインを介したバンカリング時に前記燃料タンクで発生する蒸発ガスを前記バンカリング船舶に伝達する蒸発ガスリターンラインと、を含み、
   前記バンカリング管理部は、
   バンカリング前に前記貯蔵タンクの内圧を既設定圧以下に下げ、
   バンカリング時に前記蒸発ガスリターンラインを介した蒸発ガスの伝達を遮断して前記燃料タンクが蓄圧されるようにするか、前記貯蔵タンクの内圧を前記燃料タンクの内圧未満に保持して前記蒸発ガスリターンラインを介して蒸発ガスが別の圧縮機による圧縮なしに伝達されるようにすることを特徴とするガス処理システム。
10. 前記貯蔵タンクはメンブレン型またはＣ型のタンクであり、
    前記既設定圧は０．０４ｂａｒＧまたは０．２ｂａｒＧであることを特徴とする請求項９に記載のガス処理システム。
11. 前記バンカリング管理部は、圧縮された蒸発ガスを前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスと熱交換する蒸発ガス熱交換器を含み、
    前記蒸発ガスリターンラインは、前記貯蔵タンクと前記蒸発ガス熱交換器の間に蒸発ガスを伝達することを特徴とする請求項９に記載のガス処理システム。
12. 前記蒸発ガスリターンラインは、
    前記蒸発ガス熱交換器を経由または迂回して前記貯蔵タンクと前記蒸発ガス熱交換器の間に蒸発ガスを伝達するように設けられることを特徴とする請求項１１に記載のガス処理システム。
13. 前記バンカリング管理部は、
    並列に設けられ、前記貯蔵タンクの蒸発ガスを圧縮して発電エンジンに供給する複数個の低圧圧縮機と、
    前記低圧圧縮機と前記発電エンジンの間で分岐された位置に設けられ、余剰の蒸発ガスを１５０ｂａｒＧ以上に圧縮する多段のブースト圧縮機と、
    前記ブースト圧縮機で圧縮された蒸発ガスを減圧して液化する減圧弁と、を含み、
    前記蒸発ガス熱交換器は、
    前記ブースト圧縮機と前記減圧弁の間で高圧の蒸発ガスを前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスで冷却することを特徴とする請求項１１に記載のガス処理システム。
14. 前記バンカリング管理部は、
    バンカリング前に前記貯蔵タンクの内圧を既設定圧以下に下げるために、複数個の前記低圧圧縮機を並列運転して前記貯蔵タンクの蒸発ガスを吸引することを特徴とする請求項１３に記載のガス処理システム。
15. 前記バンカリング管理部は、
    前記貯蔵タンクの蒸発ガスを圧縮して発電エンジンに供給する低圧圧縮機と、
    前記低圧圧縮機と並列に設けられ、前記貯蔵タンクの蒸発ガスを１５０ｂａｒＧ以上に圧縮する多段の高圧圧縮機と、
    前記高圧圧縮機で圧縮された蒸発ガスを減圧して液化する減圧弁と、を含み、
    前記蒸発ガス熱交換器は、
    前記高圧圧縮機と前記減圧弁の間で高圧の蒸発ガスを前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスで冷却し、
    前記高圧圧縮機は中間段の蒸発ガスを前記発電エンジンに供給することを特徴とする請求項１１に記載のガス処理システム。
16. 前記バンカリング管理部は、
    前記貯蔵タンクの液化ガスの貯蔵量に応じて前記低圧圧縮機と前記高圧圧縮機を独立的に運転することを特徴とする請求項１５に記載のガス処理システム。
17. バンカリング船舶の貯蔵タンクからガス推進船舶に設けられた燃料タンクに液化ガスを伝達するガス処理システムであって、
    前記貯蔵タンクの液化ガスを前記燃料タンクに供給するバンカリングラインと、
    前記貯蔵タンクの液化ガスを冷媒で過冷却してリターンすることで前記貯蔵タンクの内圧を調整するバンカリング管理部と、
    前記バンカリングラインを介したバンカリング時に前記燃料タンクで発生する蒸発ガスを前記バンカリング船舶に伝達する蒸発ガスリターンラインと、を含み、
    前記バンカリング管理部は、
    バンカリング前に前記貯蔵タンクの内圧を既設定圧以下に下げ、
    バンカリング時に前記蒸発ガスリターンラインを介した蒸発ガスの伝達を遮断して前記燃料タンクが蓄圧されるようにするか、前記貯蔵タンクの内圧を前記燃料タンクの内圧未満に保持して前記蒸発ガスリターンラインを介して蒸発ガスが別の圧縮機による圧縮なしに伝達されるようにすることを特徴とするガス処理システム。
18. 前記貯蔵タンクはメンブレン型またはＣ型のタンクであり、
    前記既設定圧は０．０４ｂａｒＧまたは０．２ｂａｒＧであることを特徴とする請求項１７に記載のガス処理システム。
19. 前記バンカリング管理部は、
    液化ガスを冷媒で過冷却させる過冷却装置と、
    前記過冷却装置に冷媒を供給する冷媒供給部と、を含み、
    前記冷媒供給部は、
    冷媒を前記貯蔵タンクから発電エンジンに供給される液化ガスまたは蒸発ガスで冷却する冷媒熱交換器を含むことを特徴とする請求項１７に記載のガス処理システム。
20. 前記冷媒供給部は、
    冷媒圧縮機と、
    圧縮された冷媒と前記過冷却装置で加熱された冷媒を熱交換する冷媒間熱交換器と、
    圧縮後に前記冷媒間熱交換器を経た冷媒を膨張させる冷媒膨張機と、
    圧縮された冷媒を前記発電エンジンに供給される液化ガスまたは蒸発ガスで冷却する前記冷媒熱交換器と、を含むことを特徴とする請求項１７に記載のガス処理システム。
21. 前記冷媒供給部は、
    冷媒圧縮機と、
    圧縮された冷媒と前記過冷却装置で加熱された冷媒及び前記発電エンジンに供給される液化ガスまたは蒸発ガスを熱交換する前記冷媒熱交換器と、
    圧縮後に前記冷媒熱交換器を経た冷媒を膨張させる冷媒膨張機と、を含むことを特徴とする請求項１７に記載のガス処理システム。
22. 請求項１から請求項２１の何れか１項に記載の前記ガス処理システムを有することを特徴とするバンカリング船舶。

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