JP2022044969A - 液化ガスの移載方法、ボイルオフガスの移載方法 - Google Patents

Abstract

【課題】発電機の大型化や台数増加を抑えるとともに、待機中に船舶の発電設備を運転するために必要な人員を削減することができる液化ガスの移載方法、ボイルオフガスの移載方法を提供する。【解決手段】液化ガスの移載方法は、液化ガスを収容するタンクを備えた船舶を用いた液化ガスの移載方法であって、外部の電力系統からの電力供給によって前記船舶の再液化装置を運転することで、前記液化ガスが気化して生成されたボイルオフガスを再液化させる際に必要になる温度又は圧力の第一の目標値よりも低い第二の目標値に向けて、前記タンク内の温度又は圧力を低下させる工程と、前記船舶を航行して前記液化ガスを運搬し、前記タンク内の前記液化ガスを外部の供給先に供給する工程と、を含む。【選択図】図５

Description

本開示は、液化ガスの移載方法、ボイルオフガスの移載方法に関する。

液化天然ガス（ＬＮＧ：Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ）をはじめとする各種の液化ガスを、燃料として使用する船舶がある。これらの船舶においては、港湾に直接着岸して陸上施設からの液化ガス燃料の供給を受けることができない場合がある。この場合、液化ガス燃料は、バンカー船を介して船舶に運搬され、供給される。船舶は、バンカー船から液化ガス燃料の供給を受ける。例えば、特許文献１には、沖合の船舶と陸上との間で、液化ガス燃料（液化天然ガス）を輸送するバンカー船が開示されている。

特表２０１７－５２３０８４号公報

しかしながら、特許文献１に記載したようなバンカー船においては、港湾等で待機しているときや液化ガス燃料の運搬中に、タンク内で液化ガスが気化し、いわゆるボイルオフガスが生成されてしまう。そのため、バンカー船には、ボイルオフガスを再液化する再液化装置が搭載されている場合がある。この再液化装置は、電動の場合が多い。したがって、バンカー船は、再液化装置の能力に応じた容量の発電機を有している必要がある。また、バンカー船では、この発電機を作動させるための燃料も必要となる。そのため、容量増加にともなう発電機の大型化や台数増加を招いてしまうという課題がある。
さらに、再液化装置を稼働させる場合、発電設備を稼働させる必要があるため、バンカー船が待機中で停泊しているときでも、その監視のための人員が必要になるという課題がある。

本開示は、上記課題を解決するためになされたものであって、発電機の大型化や台数増加を抑えるとともに、待機中に船舶の発電設備を運転するために必要な人員を削減することができる液化ガスの移載方法、ボイルオフガスの移載方法を提供することを目的とする。

上記課題を解決するために、本開示に係る液化ガスの移載方法は、液化ガスを収容するタンクを備えた船舶を用いた液化ガスの移載方法である。この液化ガスの移載方法は、前記タンク内の温度又は圧力を低下させる工程と、前記タンク内の前記液化ガスを外部の供給先に供給する工程と、を含む。前記タンク内の温度又は圧力を低下させる工程では、外部の電力系統からの電力供給によって前記船舶の再液化装置を運転することで、第二の目標値に向けて、前記タンク内の温度又は圧力を低下させる。前記第二の目標値は、前記液化ガスが気化して生成されたボイルオフガスを再液化させる際に必要になる温度又は圧力の第一の目標値よりも低い。前記タンク内の前記液化ガスを外部の供給先に供給する工程では、前記船舶を航行して前記液化ガスを運搬し、前記タンク内の前記液化ガスを外部の供給先に供給する。

本開示に係るボイルオフガスの移載方法は、液化ガスを収容するタンクを備えた船舶を用いたボイルオフガスの移載方法である。このボイルオフガスの移載方法は、ボイルオフガスを前記タンク内に引き取る工程と、前記ボイルオフガスを運搬する工程と、前記タンク内の温度又は圧力を第二の目標値に向けて低下させる低下させる工程と、を含む。前記ボイルオフガスを前記タンク内に引き取る工程では、外部の浮体から、前記液化ガスが気化することによって生成されたボイルオフガスを前記タンク内に引き取る。前記ボイルオフガスを運搬する工程では、前記船舶を航行して前記ボイルオフガスを運搬する。前記タンク内の温度又は圧力を第二の目標値に向けて低下させる工程では、外部の電力系統からの電力供給によって前記船舶の前記再液化装置を運転することで、前記タンク内の温度又は圧力を前記第二の目標値に向けて低下させる。

本開示の液化ガスの移載方法、ボイルオフガスの移載方法によれば、発電機の大型化や台数増加を抑えることができる。また、待機中に船舶の発電設備を運転するために必要な人員を削減することができる。

本開示の実施形態に係る液化ガスの移載方法、ボイルオフガスの移載方法で使用される船舶の一例を示す側面図である。 本開示の実施形態に係る液化ガスの移載方法、ボイルオフガスの移載方法における船舶の動きの概略を示す平面図である。 上記船舶の再液化装置の構成を機能的に示したブロック図である。 上記船舶の機関室に配置された発電機を示す平面図である。 本開示の実施形態に係る液化ガスの移載方法の手順を示すフローチャートである。 本開示の実施形態に係る液化ガスの移載方法、ボイルオフガスの移載方法の手順を示すフローチャートである。 本開示の実施形態の変形例に係る船舶の機関室に配置された発電機を示す平面図である。

以下、本開示の実施形態に係る液化ガスＧ１の移載方法、ボイルオフガスＧ２の移載方法について、図１～図６を参照して説明する。
（船舶の構成）
図１に示すように、船舶１は、船体２と、タンク３と、再液化装置５と、を備えている。
この実施形態における船体２は、船幅方向両側に設けられた一対の舷側２ｓと、船底２ｂと、を有している。船体２は、船底２ｂの上方に間隔をあけて設けられた上甲板２ｔを備えている。船体２は、船首尾方向Ｄａの船尾２ｒ側に、居室部等を形成する上部構造２ｈを有している。船体２は、上部構造２ｈよりも船首尾方向Ｄａの船首２ａ側に貨物搭載区画（ホールド）２ｋを備えている。また、船体２は、船首尾方向Ｄａの船尾２ｒ側に、機関室２ｍを備えている。なお、上部構造２ｈ、機関室２ｍの位置は一例に過ぎず、例えば船体２の船首２ａ側に配置してもよい。

上甲板２ｔは、外部に露出する全通甲板であり、貨物搭載区画２ｋの上方を覆うように設けられている。

タンク３は、その内部に、積載物である、例えばＬＮＧ、液化水素等の液化ガスＧ１を収容する。本実施形態において、タンク３は、例えば球形状で、船体２内の貨物搭載区画２ｋに、船首尾方向Ｄａに複数配置されている。なお、船体２に備えるタンク３の形状、個数、設置位置については、何ら限定するものではない。

船舶１は、上甲板２ｔ上に、マニホールド４を備えている。マニホールド４は、各タンク３の内部にタンク接続管（図示無し）を介して接続されている。図２に示すように、マニホールド４には、外部のガス送給管Ｐ（図４参照）が接続可能に構成されている。ガス送給管Ｐは、液化ガスＧ１を送給する液化ガス送給管Ｐ１と、ボイルオフガスＧ２を回収するボイルオフガス回収管Ｐ２と、を有している。ガス送給管Ｐは、船舶１が装備していてもよいし、陸上の施設２００や洋上の浮体１００がそれぞれ装備していてもよい。

図３に示すように、再液化装置５は、タンク３内のボイルオフガスＧ２を再液化する。ボイルオフガスＧ２とは、外部からの入熱等により液化ガスＧ１が気化することで生成された気化ガスである。再液化装置５は、ボイルオフガスＧ２の温度又は圧力を低下させることによって、ボイルオフガスＧ２を再液化させる。再液化装置５は、タンク３内の温度又は圧力を、目標値に向かって調整する。

再液化装置５は、目標値設定部５１と、調整部５２と、を備えている。目標値設定部５１は、タンク３内の温度又は圧力の目標値の設定を受け付ける。目標値の設定は、再液化装置５のオペレーターが実施する。タンク３には、タンク３内の温度又は圧力を検出するセンサー３１が配置されている。調整部５２は、センサー３１によって検出されるタンク３内の温度又は圧力の検出値が、目標値設定部５１で設定された目標値に近づくように、タンク３内の温度又は圧力を調整する。なお、センサー３１の位置は図中に示す位置に限定されるものではない。

図４に示すように、船舶１は、機関室２ｍ内に、主機１１と、発電機１２と、配電盤１５と、を備えている。
主機１１は、船舶１を推進させるスクリュー等の推進器８を駆動する。この実施形態における主機１１は、減速機９を介して推進器８に接続されている。本実施形態において、主機１１は、船幅方向の両側に、例えば２基配置されている場合を例示している。

発電機１２は、発電機用エンジン１３によって駆動される。発電機１２は、船内で各種の用途で使用される電力を供給する。発電機１２は、更に、再液化装置５を運転するための電力を供給する。各発電機用エンジン１３は、船舶１に搭載された燃料を燃焼させることで作動する。本実施形態において、発電機１２、及び発電機用エンジン１３は、船幅方向に複数基が並べて配置されている。発電機１２、及び発電機用エンジン１３の数、配置については適宜設定すればよい。

配電盤１５は、発電機１２から船内の各部に電力を分配供給する。配電盤１５には、船内の各部に向けて延びる船内電線１４が接続されている。また、配電盤１５には、接続用配線１６の一端が接続されている。接続用配線１６の他端は、例えば上甲板２ｔ上に設けられたケーブル接続部１６ｊ（図１参照）に接続されている。ケーブル接続部１６ｊは、後述する外部の電力系統２０４の電力ケーブル２０５（図２参照）が接続可能に構成されている。

図２に示すように、船舶１は、港湾等に配置された陸上の施設２００から、外部の供給先である洋上の浮体１００へと、液化ガスＧ１を移載する。船舶１により移載される液化ガスＧ１は、洋上の浮体１００で燃料として使用される。

（陸上側の構成）
陸上の施設２００は、貯留タンク２０２を備えている。貯留タンク２０２は、船舶１で使用する液化ガスＧ１を貯留する。貯留タンク２０２は、ガス送給管Ｐ、及び船舶１のマニホールド４を介して、船舶１のタンク３と接続可能とされている。

陸上の施設２００は、外部の電力系統２０４を有している。この外部の電力系統２０４は、船舶１に電力供給可能になっている。外部の電力系統２０４は、いわゆる商用電力系統や、陸上の施設２００に配置された発電機からの電力を送給する系統である。外部の電力系統２０４は、船舶１に電力を供給するための電力ケーブル２０５を有している。電力ケーブル２０５の先端部は、船舶１のケーブル接続部１６ｊに接続可能に構成されている。なお、外部の電力系統２０４および電力ケーブル２０５は、貯留タンク２０２を備える陸上の設備２００に備える構成に限定するものではなく、船舶１が接岸可能な桟橋に備えられる構成であってもかまわない。

（外部の浮体の構成）
外部の供給先である洋上の浮体１００は、燃料となる液化ガスＧ１を収容する燃料タンク１０２を備えている。燃料タンク１０２は、ガス送給管Ｐ、及び船舶１のマニホールド４を介して、タンク３に接続可能とされている。
洋上の浮体１００としては、例えば、液化ガス運搬船、フェリー、ＲＯＲＯ船、自動車運搬船、客船等の液化ガスＧ１を燃料として航行する船舶を例示できる。

（液化ガスＧ１の移載方法の構成）
次に、上記したような船舶１を用いた液化ガスＧ１の移載方法、ボイルオフガスＧ２の移載方法について説明する。
この実施形態の液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１では、船舶１を用いて、陸上の施設２００の貯留タンク２０２から、洋上の浮体１００へと、液化ガスＧ１（液化ガス燃料）を移載する。

図５に示すように、液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１は、液化ガスＧ１を荷積みする工程Ｓ１１と、タンク３内の温度又は圧力を低下させる工程Ｓ１３と、船舶１を航行して液化ガスＧ１を運搬する工程Ｓ１５と、タンク３内の液化ガスＧ１を外部の供給先に供給する工程Ｓ１７と、を含んでいる。

液化ガスＧ１を荷積みする工程Ｓ１１では、外部からタンク３に液化ガスＧ１を荷積みする。これには、図２に示すように、船舶１を陸上の施設２００に着岸させ、船舶１のマニホールド４に、ガス送給管Ｐ（液化ガス送給管Ｐ１）を接続する。次いで、貯留タンク２０２から船舶１のタンク３へと、液化ガス送給管Ｐ１を通して液化ガスＧ１を荷積みする。荷積み完了後、ガス送給管Ｐをマニホールド４から切り離す。

タンク３内の温度又は圧力を低下させる工程Ｓ１３では、まず、外部の電力系統２０４の電力ケーブル２０５を、船舶１のケーブル接続部１６ｊに接続しておく。次いで、電力ケーブル２０５を通して外部の電力系統２０４から再液化装置５に電力供給を行い、再液化装置５を運転させる。このとき、オペレーターは、再液化装置５の目標値設定部５１で、目標値を第二の目標値Ｔ２に設定する。第二の目標値Ｔ２は、液化ガスＧ１が気化して生成されたボイルオフガスＧ２を再液化させる際に必要になる温度又は圧力の第一の目標値Ｔ１よりも低い。

再液化装置５の調整部５２は、設定された第二の目標値Ｔ２に向けて、タンク３内の温度又は圧力を低下させる。ここで、例えば、第二の目標値Ｔ２としては、第一の目標値Ｔ１よりも５℃程度低い温度に設定することができる。また、第二の目標値Ｔ２としては、例えば、通常運行時の定常タンク圧と異なる１．５ｋＰａＧ程度に設定することができる。このように第二の目標値Ｔ２に向けて温度又は圧力を低下させることで、タンク３内は、通常の再液化させる場合（第一の目標値Ｔ１で再液化装置５を運転させる場合）よりも温度又は圧力が低下する。そして、タンク３内の液化ガスＧ１は、いわゆるサブクール（過冷却）状態となる。

船舶１を航行して液化ガスＧ１を運搬する工程Ｓ１５では、船舶１を航行し、液化ガスＧ１を外部の供給先である洋上の浮体１００へと運搬する。

タンク３内の液化ガスＧ１を外部の供給先に供給する工程Ｓ１７では、タンク３内の液化ガスＧ１を外部の供給先である、洋上の浮体１００に供給する。これにはまず、船舶１を洋上の浮体１００の付近に停泊させる。次いで、船舶１のマニホールド４と、洋上の浮体１００の燃料タンク１０２とを、ガス送給管Ｐ（液化ガス送給管Ｐ１、ボイルオフガス回収管Ｐ２）で接続する。その後、船舶１のタンク３から、洋上の浮体１００の燃料タンク１０２へと、液化ガス送給管Ｐ１を通して液化ガスＧ１を荷揚げする。燃料タンク１０２内に所定量の液化ガスＧ１が荷揚げされたら、液化ガス送給管Ｐ１をマニホールド４から切り離す。
このようにして、船舶１を用い、陸上の施設２００から洋上の浮体１００へと、液化ガスＧ１の移載が行われる。

また、本実施形態の液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１、ボイルオフガスＧ２の移載方法Ｓ２では、船舶１を用い、洋上の浮体１００の燃料タンク１０２で生成されたボイルオフガスＧ２を、陸上の施設２００へと移載する場合もある。図６に示すように、液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１、ボイルオフガスＧ２の移載方法Ｓ２は、ボイルオフガスＧ２をタンク３内に引き取る工程Ｓ２１と、ボイルオフガスＧ２を運搬する工程Ｓ２３と、タンク３内の温度又は圧力を第二の目標値Ｔ２に向けて低下させる工程Ｓ２５を含んでいる。

ボイルオフガスＧ２をタンク３内に引き取る工程Ｓ２１では、外部の浮体１００の燃料タンク１０２で生成されたボイルオフガスＧ２をタンク３内に引き取る。この工程Ｓ２１は、上記の工程Ｓ１７と実質的に並行して実施される。上記の工程Ｓ１７において、船舶１のタンク３から燃料タンク１０２へと、液化ガス送給管Ｐ１を通して液化ガスＧ１を荷揚げすると、燃料タンク１０２内における液化ガスＧ１の液位が高まる。燃料タンク１０２内で液化ガスＧ１の液位が高まるに連れて、燃料タンク１０２内の上部に貯留されたボイルオフガスＧ２を、燃料タンク１０２から排出する。燃料タンク１０２から排出されたボイルオフガスＧ２は、ボイルオフガス回収管Ｐ２を通して、船舶１のタンク３へと送り込まれる。これにより、燃料タンク１０２で生成されたボイルオフガスＧ２がタンク３内に引き取られる。燃料タンク１０２からのボイルオフガスＧ２の引き取りが完了した後、ボイルオフガス回収管Ｐ２を、マニホールド４から切り離す。なお、浮体１００が再液化装置を有している場合は、燃料タンク１０２から排出されたボイルオフガスＧ２の一部を浮体１００の再液化装置で再液化して燃料タンク１０２に戻してもよい。

ボイルオフガスＧ２を運搬する工程Ｓ２３では、船舶１を航行し、タンク３に引き取ったボイルオフガスＧ２を、陸上の施設２００に向けて運搬する。

タンク３内の温度又は圧力を第二の目標値Ｔ２に向けて低下させる工程Ｓ２５では、まず、図２に示すように、船舶１を陸上の施設２００に着岸させる。次いで、外部の電力系統２０４の電力ケーブル２０５を、船舶１のケーブル接続部１６ｊに接続する。続いて、電力ケーブル２０５を通して外部の電力系統２０４から再液化装置５に電力供給を行い、再液化装置５を運転させる。このとき、オペレーターは、再液化装置５の目標値設定部５１で、目標値を第二の目標値Ｔ２に設定する。再液化装置５の調整部５２は、設定された第二の目標値Ｔ２に向けて、タンク３内の温度又は圧力を低下させる。ここで、例えば、第二の目標値Ｔ２としては、第一の目標値Ｔ１よりも５℃程度低い温度に設定することができる。また、第二の目標値Ｔ２としては、例えば、通常運行時の定常タンク圧と異なる１．５ｋＰａＧ程度に設定することができる。これにより、タンク３内は、通常、再液化させる際よりも温度又は圧力が低くなり、タンク３内の液化ガスＧ１は、サブクール（過冷却）状態となる。
このようにして、この工程Ｓ２５では、外部の電力系統２０４からの電力供給によって船舶１の再液化装置５を運転することで、タンク３内の温度又は圧力を第二の目標値Ｔ２に向けて低下させている。これにより、タンク３内のボイルオフガスＧ２が再液化され、液化ガスＧ１が生成される。
このようにして、洋上の浮体１００で生成されたボイルオフガスＧ２は、船舶１のタンク３内で再液化することで、陸上の施設２００に返送することなく、陸設備からの液化ガス供給を受けることが可能となる。

上記実施形態の液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１では、ボイルオフガスＧ２を再液化させる際に必要になる温度又は圧力の第一の目標値Ｔ１よりも低い第二の目標値Ｔ２に向けて、タンク３内の温度又は圧力を低下させる。これにより、タンク３内の液化ガスＧ１を外部の供給先に供給するときに、タンク３内でボイルオフガスＧ２が発生することが抑えられる。また、船舶１を航行して液化ガスＧ１を運搬している間に、タンク３内の液化ガスＧ１が気化してボイルオフガスＧ２が生成されることも抑えられる。このようにして、船舶１を航行して液化ガスＧ１を運搬し、タンク３内の液化ガスＧ１を外部の供給先に供給するまでの間に、船舶１に備える発電機１２で生成した電力によって再液化装置５を運転させる時間が抑えられる。

また、上記実施形態では、タンク３内の温度又は圧力を低下させるときには、外部の電力系統２０４からの電力供給によって船舶１の再液化装置５を運転させている。したがって、再液化装置５を運転させるための電力を発電機１２により発生させる必要が無くなり、船舶１に備える発電機１２の大型化や台数増加を抑えることができる。また、再液化装置５を運転させるために消費する（船舶１に搭載する）燃料の量が抑えられる。その結果、設備コスト、及び燃料コストを抑えることが可能となる。
また、外部の電力系統２０４からの電力供給によって再液化装置５を運転している間は、発電機用エンジン１３を停止することができる。これによって、排ガスや二酸化炭素の排出が抑えられるとともに、船舶１で発電機用エンジン１３の動作状況の監視等に携わる人員数を抑えることができる。

上記実施形態の液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１では、タンク３内の温度又は圧力を低下させる工程Ｓ１３より前に、外部からタンク３に液化ガスＧ１を荷積みする工程Ｓ１１を更に含んでいる。
これにより、外部からタンク３に荷積みした液化ガスＧ１は、その温度又は圧力が、再液化装置５によって第二の目標値Ｔ２に向けて低下される。したがって、荷積みした液化ガスＧ１が、船舶１を航行して運搬され、外部の供給先に供給されるまでの間に、タンク３内でボイルオフガスＧ２が生成されることを抑えられる。その結果、船舶１を航行している際に、再液化装置５をできるだけ運転させないようにすることができる。
また、サブクールされたタンク３内の液化ガスＧ１を洋上の浮体１００に供給するため、浮体１００の燃料タンク１０２内の温度を低下させ、燃料タンク１０２におけるボイルオフガスＧ２の発生を抑制できる。

さらに、上記実施形態の液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１では、外部の供給先である洋上の浮体１００で生成され、タンク３内に引き取るボイルオフガスＧ２は、サブクールされた船舶１のタンク３内に送り込まれる。そのため、タンク３内に引き取ったボイルオフガスＧ２の容積が増大することを抑えて、より多くのボイルオフガスＧ２を引き取ることができる。
また、船舶１のタンク３内に引き取ったボイルオフガスＧ２を、外部の電力系統２０４からの電力を用いて再液化装置５で再液化している。これにより、船舶１に備えた発電機１２で生成した電力によって再液化装置５を運転する必要が抑えられる。したがって、この点においても、再液化装置５を運転させるために、船舶１の発電機１２を大型化したり台数を増加させたりする必要性が抑えられる。また、再液化装置５を運転させるために消費する燃料の量も抑えられる。

また、上記実施形態の液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１では、船舶１のタンク３内でボイルオフガスＧ２の生成が抑えられた液化ガスＧ１は、洋上の浮体１００に供給される。したがって、より効率よく（無駄に気化させることなく）のタンク３内の液化ガスＧ１を、洋上の浮体１００に供給することができる。

また、外部の電力系統２０４は、陸上に設けられている。これにより、船舶１の再液化装置５を運転するための電力供給を、陸上に設けられた外部の電力系統２０４から受けることができる。したがって、再液化装置５を運転させるために必要十分な電力を、容易に受けることができる。

上記実施形態のボイルオフガスＧ２の移載方法Ｓ２では、外部の浮体１００で生成され、タンク３内に引き取ったボイルオフガスＧ２は、外部の電力系統２０４からの電力供給によって再液化装置５を運転することによって、再液化される。これにより、引き取ったボイルオフガスＧ２を再液化させるために、船舶１に備えた発電機１２で生成した電力によって再液化装置５を運転する必要が抑えられる。したがって、再液化装置５を運転させるために船舶１に備える発電機１２の大型化や、発電機１２の台数増加を抑えられる。また、再液化装置５を運転させるために消費する燃料の量が抑えられる。その結果、設備コスト、及び燃料コストを抑えることが可能となる。

（その他の実施形態）
以上、本開示の実施の形態について図面を参照して詳述したが、具体的な構成はこの実施の形態に限られるものではなく、本開示の要旨を逸脱しない範囲の設計変更等も含まれる。
なお、上記実施形態では、発電機１２で、船内各部や再液化装置５を駆動するための電力を生成するようにしたが、これに限るものではない。例えば、図７に示すように、主機１１によって駆動される軸発モーター１９を備えるようにしてもよい。軸発モーター１９は、減速機９を介して主機１１に連結されている。主機１１を作動させると、その回転が減速機９を介して軸発モーター１９に伝達され、軸発モーター１９で発電がなされる。この軸発モーター１９によって、船内各部や再液化装置５を駆動するための電力を生成可能にしてもよい。
また、液化ガスＧ１は、貯蔵圧力下における沸点が＋４５℃以下の液化ガスである代替燃料であればＬＮＧや液化水素に限られない。また、貯蔵圧力下における沸点が＋４５℃以下という制限については規則要求であり、今後の規則改定で変更になる場合は＋４５℃に限られるものではない。

さらに、上記実施形態では、発電機１２が再液化装置５に電力供給するための配電盤１５に接続されていたが、発電機１２を配電盤１５に接続しなくてもよい。
また、外部の電力系統２０４から供給される電力は、再生可能エネルギーに由来する電力であってもよい。
また、外部の電力系統２０４が陸上に設けられている場合を一例に説明したが、外部の電力系統２０４は、陸上に設けられたものに限られない。

＜付記＞
各実施形態に記載の液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１、ボイルオフガスの移載方法Ｓ２は、例えば以下のように把握される。

（１）第１の態様に係る液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１は、液化ガスＧ１を収容するタンク３を備えた船舶１を用いた液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１であって、外部の電力系統２０４からの電力供給によって前記船舶１の再液化装置５を運転することで、前記液化ガスＧ１が気化して生成されたボイルオフガスＧ２を再液化させる際に必要になる温度又は圧力の第一の目標値Ｔ１よりも低い第二の目標値Ｔ２に向けて、前記タンク３内の温度又は圧力を低下させる工程Ｓ１３と、前記船舶１を航行して前記液化ガスＧ１を運搬し、前記タンク３内の前記液化ガスＧ１を外部の供給先に供給する工程Ｓ１５、Ｓ１７と、を含む。

この液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１は、ボイルオフガスＧ２を再液化させる際に必要になる温度又は圧力の第一の目標値Ｔ１よりも低い第二の目標値Ｔ２に向けて、タンク３内の温度又は圧力を低下させる。これにより、船舶１を航行して液化ガスＧ１を運搬し、タンク３内の液化ガスＧ１を外部の供給先に供給するまでの間、及びタンク３内の液化ガスＧ１を外部の供給先に供給しているときに、タンク３内の液化ガスＧ１が気化してボイルオフガスＧ２が生成されることが抑えられる。したがって、船舶１に備える発電機１２で生成した電力によって再液化装置５を運転させる時間が抑えられる。また、タンク３内の温度又は圧力を低下させるときには、外部の電力系統２０４からの電力供給によって船舶１の再液化装置５を運転させる。したがって、再液化装置５を運転させるために船舶１に備える発電機１２を大型化や、台数増加を抑えることができる。さらに、外部の電力系統２０４からの電力供給によって再液化装置５を運転している間は、発電機用のエンジンを停止することができる。これによって、排ガスや二酸化炭素の排出が抑えられるとともに、船舶１で発電設備を運転するために必要な人員数を抑えることができる。また、再液化装置５を運転させるために消費する燃料の量が抑えられる。その結果、設備コスト、及び燃料コストを抑えることが可能となる。
液化ガスとしては、例えば、ＬＮＧ、水素ガス等が挙げられる。

（２）第２の態様に係る液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１は、（１）の液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１であって、前記タンク３内の温度又は圧力を低下させる工程Ｓ１３より前に、外部から前記タンク３に前記液化ガスＧ１を荷積みする工程Ｓ１１を更に含む。

これにより、外部からタンク３に荷積みした液化ガスＧ１は、その温度又は圧力が、再液化装置５によって第二の目標値Ｔ２に向けて低下される。したがって、荷積みした液化ガスＧ１が、船舶１を航行して運搬され、外部の供給先に供給されるまでの間に、タンク３内でボイルオフガスＧ２が生成されることが抑えられる。

（３）第３の態様に係る液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１は、（１）又は（２）の液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１であって、前記外部の供給先で生成された前記ボイルオフガスＧ２を前記タンク３内に引き取る工程Ｓ２１と、前記船舶１を航行して前記ボイルオフガスＧ２を運搬する工程Ｓ２３と、外部の電力系統２０４からの電力供給によって前記船舶１の前記再液化装置５を運転することで、前記タンク３内の温度又は圧力を前記第二の目標値Ｔ２に向けて低下させる工程Ｓ２５と、を含む。

これにより、外部の供給先で生成され、タンク３内に引き取ったボイルオフガスＧ２は、外部の電力系統２０４からの電力供給によって再液化装置５を運転することによって、再液化される。これにより、引き取ったボイルオフガスＧ２を再液化させるために、船舶１に備えた発電機１２で生成した電力によって再液化装置５を運転する必要が抑えられる。したがって、この点においても、再液化装置５を運転させるために船舶１に備える発電機１２の大型化や台数増加を抑えることができる。また、再液化装置５を運転させるために消費する燃料の量が抑えられる。

（４）第４の態様に係る液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１は、（３）の液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１であって、前記タンク３内の温度又は圧力を前記第二の目標値Ｔ２に向けて低下させる工程Ｓ２５によって、前記タンク３内の前記ボイルオフガスＧ２が再液化することで、洋上の浮体１００で生成されたボイルオフガスＧ２を、陸上の施設２００に返送することなく陸上の設備からの液化ガス供給を受けることが可能となる。

（５）第５の態様に係る液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１は、（１）から（４）の何れか一つの液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１であって、前記液化ガスＧ１を外部の供給先に供給する工程Ｓ１７では、洋上の浮体１００に前記タンク３内の前記液化ガスＧ１を供給する。

これにより、船舶１のタンク３内でボイルオフガスＧ２の生成が抑えられた液化ガスＧ１が、洋上の浮体１００に供給される。したがって、タンク３内の液化ガスＧ１を、より効率良く（無駄に気化させることなく）洋上の浮体１００に供給することができる。
洋上の浮体１００の例としては、液化ガスＧ１を燃料として用いる各種の浮体、例えば、液化ガス運搬船、フェリー、ＲＯＲＯ船、自動車運搬船、客船等が挙げられる。

（６）第６の態様に係る液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１は、（１）から（５）の何れか一つの液化ガスＧ１の移載方法Ｓ１であって、前記外部の電力系統２０４は、陸上に設けられている。

これにより、船舶１の再液化装置５を運転するための電力供給を、陸上に設けられた外部の電力系統２０４から受けることができる。

（７）第７の態様に係るボイルオフガスの移載方法Ｓ２は、液化ガスＧ１を収容するタンク３を備えた船舶１を用いたボイルオフガスの移載方法Ｓ２であって、外部の浮体１００から、前記液化ガスＧ１が気化することによって生成されたボイルオフガスＧ２を前記タンク３内に引き取る工程Ｓ２１と、前記船舶１を航行して前記ボイルオフガスＧ２を運搬する工程Ｓ２３と、外部の電力系統２０４からの電力供給によって前記船舶１の再液化装置５を運転することで、前記タンク３内の温度又は圧力を、前記ボイルオフガスＧ２を再液化させる際に必要になる温度又は圧力の第二の目標値Ｔ２に向けて低下させる工程Ｓ２５と、を含む。

これにより、外部の浮体１００で生成され、タンク３内に引き取ったボイルオフガスＧ２は、外部の電力系統２０４からの電力供給によって再液化装置５を運転することによって、再液化される。これにより、引き取ったボイルオフガスＧ２を再液化させるために、船舶１に備えた発電機１２で生成した電力によって再液化装置５を運転する必要が抑えられる。したがって、再液化装置５を運転させるために船舶１に備える発電機１２の大型化や台数増加を抑えることができる。また、再液化装置５を運転させるために消費する燃料の量が抑えられる。その結果、設備コスト、及び燃料コストを抑えることが可能となる。
外部の浮体の例としては、液化ガスＧ１を燃料として用いる各種の浮体、例えば、液化ガス運搬船、フェリー、ＲＯＲＯ船、自動車運搬船、客船等が挙げられる。

１…船舶
２…船体
２ａ…船首
２ｂ…船底
２ｈ…上部構造
２ｋ…貨物搭載区画
２ｍ…機関室
２ｒ…船尾
２ｓ…舷側
２ｔ…上甲板
３…タンク
４…マニホールド
５…再液化装置
８…推進器
９…減速機
１１…主機
１２…発電機
１３…発電機用エンジン
１４…船内電線
１５…配電盤
１６…接続用配線
１６ｊ…ケーブル接続部
１９…軸発モーター
３１…センサー
５１…目標値設定部
５２…調整部
１００…浮体
１０２…燃料タンク
２００…施設
２０２…貯留タンク
２０４…電力系統
２０５…電力ケーブル
Ｄａ…船首尾方向
Ｇ１…液化ガス
Ｇ２…ボイルオフガス
Ｐ…ガス送給管
Ｐ１…液化ガス送給管
Ｐ２…ボイルオフガス回収管
Ｔ１…第一の目標値
Ｔ２…第二の目標値

Claims (7)

1. 液化ガスを収容するタンクを備えた船舶を用いた液化ガスの移載方法であって、
   外部の電力系統からの電力供給によって前記船舶の再液化装置を運転することで、前記液化ガスが気化して生成されたボイルオフガスを再液化させる際に必要になる温度又は圧力の第一の目標値よりも低い第二の目標値に向けて、前記タンク内の温度又は圧力を低下させる工程と、
   前記船舶を航行して前記液化ガスを運搬し、前記タンク内の前記液化ガスを外部の供給先に供給する工程と、を含む
   液化ガスの移載方法。
2. 前記タンク内の温度又は圧力を低下させる工程より前に、
   外部から前記タンクに前記液化ガスを荷積みする工程を更に含む
   請求項１に記載の液化ガスの移載方法。
3. 前記外部の供給先で生成された前記ボイルオフガスを前記タンク内に引き取る工程と、
   前記船舶を航行して前記ボイルオフガスを運搬する工程と、
   外部の電力系統からの電力供給によって前記船舶の前記再液化装置を運転することで、前記タンク内の温度又は圧力を前記第二の目標値に向けて低下させる工程と、を含む
   請求項１又は２に記載の液化ガスの移載方法。
4. 前記タンク内の温度又は圧力を前記第二の目標値に向けて低下させる工程によって、前記タンク内の前記ボイルオフガスを再液化する工程を更に含む
   請求項３に記載の液化ガスの移載方法。
5. 前記液化ガスを外部の供給先に供給する工程では、洋上の浮体に前記タンク内の前記液化ガスを供給する
   請求項１から４の何れか一項に記載の液化ガスの移載方法。
6. 前記外部の電力系統は、陸上に設けられている
   請求項１から５の何れか一項に記載の液化ガスの移載方法。
7. 液化ガスを収容するタンクを備えた船舶を用いたボイルオフガスの移載方法であって、
   外部の浮体から、前記液化ガスが気化することによって生成されたボイルオフガスを前記タンク内に引き取る工程と、
   前記船舶を航行して前記ボイルオフガスを運搬する工程と、
   外部の電力系統からの電力供給によって前記船舶の再液化装置を運転することで、前記タンク内の温度又は圧力を、前記ボイルオフガスを再液化させる際に必要になる温度又は圧力の第二の目標値に向けて低下させる工程と、を含む
   ボイルオフガスの移載方法。

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