JP2554980B2 - Ｌｎｇ船のｌｎｇ強制蒸発装置 - Google Patents
Ｌｎｇ船のｌｎｇ強制蒸発装置Info
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Description
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【産業上の利用分野】本発明は、ＬＮＧ（液化天然ガ
ス）を運搬するＬＮＧ船において、ＬＮＧタンクからの
ボイルオフガスを主機燃料として利用する場合、これを
補助するため強制的にＬＮＧを蒸発させるＬＮＧ強制蒸
発装置に関する。
ス）を運搬するＬＮＧ船において、ＬＮＧタンクからの
ボイルオフガスを主機燃料として利用する場合、これを
補助するため強制的にＬＮＧを蒸発させるＬＮＧ強制蒸
発装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】一般に、ＬＮＧ（液化天然ガス）を運搬
するＬＮＧ船は、満載航海中、ＬＮＧタンク内からボイ
ルオフガスが自然発生する。そのため、これを主機のタ
ービンを回すボイラーの燃料として使用し、ボイルオフ
ガスの有効利用を図っている。このボイルオフガスは、
概ね主機燃料の６〜７割を占め、通常は残り４〜３割を
燃料油を使用しているが、燃料油がＬＮＧに比べて高騰
してくると航海コストが大となる可能性があった。そこ
で、主機燃料の全てを、より安価なＬＮＧとすることも
できる様にするため、強制的にＬＮＧを蒸発させるＬＮ
Ｇ強制蒸発装置が提供されるに至った。
するＬＮＧ船は、満載航海中、ＬＮＧタンク内からボイ
ルオフガスが自然発生する。そのため、これを主機のタ
ービンを回すボイラーの燃料として使用し、ボイルオフ
ガスの有効利用を図っている。このボイルオフガスは、
概ね主機燃料の６〜７割を占め、通常は残り４〜３割を
燃料油を使用しているが、燃料油がＬＮＧに比べて高騰
してくると航海コストが大となる可能性があった。そこ
で、主機燃料の全てを、より安価なＬＮＧとすることも
できる様にするため、強制的にＬＮＧを蒸発させるＬＮ
Ｇ強制蒸発装置が提供されるに至った。
【０００３】図２に従来のＬＮＧ強制蒸発装置を備えた
ＬＮＧ船を示す。このＬＮＧ船は、図の如く、船体１０
１内に配されたＬＮＧタンク１０２の上部に、ボイルオ
フガス導管１０３が接続され、この導管１０３にコンプ
レッサ１０４が設けられ、導管１０３の末端はボイラー
の燃料噴射ノズルに接続される。そして、ＬＮＧ強制蒸
発装置１０５は、ＬＮＧタンク１０２内に設置されたポ
ンプ１０６と、このポンプ１０６の出口側に接続され前
記ＬＮＧタンク１０２の外部で導管１０３に合流接続さ
れたＬＮＧ強制汲上路１０７と、このＬＮＧ強制汲上路
１０７に汲上げたＬＮＧの一部をタンク１０２へ戻すバ
イパス路１１０と、前記強制汲上路１０７に介在された
強制蒸発器１０８とから構成される。前記蒸発器１０８
では、ポンプ１０６から強制的に汲上げたＬＮＧをスチ
ーム１０９と熱交換し、−４０℃程度まで温度上昇さ
せ、導管１０３に合流させている。なお、ＬＮＧタンク
１０２内のＬＮＧの温度は−１６３℃、自然蒸発したボ
イルオフガスの温度はコンプレッサ１０４の入口で−１
２０℃程度である。
ＬＮＧ船を示す。このＬＮＧ船は、図の如く、船体１０
１内に配されたＬＮＧタンク１０２の上部に、ボイルオ
フガス導管１０３が接続され、この導管１０３にコンプ
レッサ１０４が設けられ、導管１０３の末端はボイラー
の燃料噴射ノズルに接続される。そして、ＬＮＧ強制蒸
発装置１０５は、ＬＮＧタンク１０２内に設置されたポ
ンプ１０６と、このポンプ１０６の出口側に接続され前
記ＬＮＧタンク１０２の外部で導管１０３に合流接続さ
れたＬＮＧ強制汲上路１０７と、このＬＮＧ強制汲上路
１０７に汲上げたＬＮＧの一部をタンク１０２へ戻すバ
イパス路１１０と、前記強制汲上路１０７に介在された
強制蒸発器１０８とから構成される。前記蒸発器１０８
では、ポンプ１０６から強制的に汲上げたＬＮＧをスチ
ーム１０９と熱交換し、−４０℃程度まで温度上昇さ
せ、導管１０３に合流させている。なお、ＬＮＧタンク
１０２内のＬＮＧの温度は−１６３℃、自然蒸発したボ
イルオフガスの温度はコンプレッサ１０４の入口で−１
２０℃程度である。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】しかしながら、上記従
来技術においては次のような課題があった。 主機の要求量に応じて蒸発器１０８への送給量（ポン
プ吐出量）を調整しなければならないが、これはポンプ
吐出量の一部をＬＮＧタンクに返却することで調整す
る。この制御と同時に蒸発器１０８では送給されたＬＮ
Ｇを確実に全量ガス化する目的から出口側の温度を一定
にするため、蒸発器１０８では送給されたＬＮＧの一部
をバイパスさせる等の制御を行う。したがって、その制
御システムが複雑になる。 コンプレッサ１０４の入口側で、ボイルオフガスと蒸
発器１０８からのガスとが混合されるが、ボイルオフガ
スはほぼ１００％メタンであるのに対し、蒸発器１０８
からのガスはＬＮＧの組成と同一で、ＬＮＧの組成は、
メタン、エタン、プロパン等を含んでおり、したがっ
て、ボイルオフガスと、蒸発器１０８から供給される蒸
発ガスとでは、その組成が異なる。そのため、両者の混
合比により、ガスの発熱量が変化することになり、ボイ
ラーへのガスの送給量制御上あまり好ましくない。 蒸発器１０８からの蒸発ガスの温度が高い（−４０
℃）ので、コンプレッサ１０４の入口側で、ＬＮＧタン
ク１０２からのボイルオフガスと、蒸発器１０８からの
蒸発ガスが混合した後のガスの温度が、ＬＮＧタンク１
０２からのボイルオフガスの温度に比べ上昇し、その
分、ガスが膨張してコンプレッサ１０４の負荷が大きく
なり、大型のコンプレッサ１０４が必要になってくる。 ＬＮＧタンク１０２からのＬＮＧの汲み出しのため
に、ポンプ１０６を使用するが、強制蒸発のためには、
このポンプ１０６を常時稼働しなければならない。従
来、ＬＮＧ船では、３タンクないし５タンクのＬＮＧタ
ンクを備えているが、バラスト航海中、これらのタンク
をＬＮＧを用いて冷却するため、１個ないし２個のポン
プを有している。通常、ＬＮＧ強制蒸発装置１０５の構
成部品であるポンプ１０６を、この冷却用のポンプと兼
用させているが、上記の如く、強制蒸発用のポンプ１０
６は、常時稼働するため、ベアリングの寿命の点からポ
ンプ１０６を交替で使用するよう各ＬＮＧタンク１０２
に１台づつポンプを配置しなければならない。そうする
と、ポンプ台数が多くなり、コスト高となる。
来技術においては次のような課題があった。 主機の要求量に応じて蒸発器１０８への送給量（ポン
プ吐出量）を調整しなければならないが、これはポンプ
吐出量の一部をＬＮＧタンクに返却することで調整す
る。この制御と同時に蒸発器１０８では送給されたＬＮ
Ｇを確実に全量ガス化する目的から出口側の温度を一定
にするため、蒸発器１０８では送給されたＬＮＧの一部
をバイパスさせる等の制御を行う。したがって、その制
御システムが複雑になる。 コンプレッサ１０４の入口側で、ボイルオフガスと蒸
発器１０８からのガスとが混合されるが、ボイルオフガ
スはほぼ１００％メタンであるのに対し、蒸発器１０８
からのガスはＬＮＧの組成と同一で、ＬＮＧの組成は、
メタン、エタン、プロパン等を含んでおり、したがっ
て、ボイルオフガスと、蒸発器１０８から供給される蒸
発ガスとでは、その組成が異なる。そのため、両者の混
合比により、ガスの発熱量が変化することになり、ボイ
ラーへのガスの送給量制御上あまり好ましくない。 蒸発器１０８からの蒸発ガスの温度が高い（−４０
℃）ので、コンプレッサ１０４の入口側で、ＬＮＧタン
ク１０２からのボイルオフガスと、蒸発器１０８からの
蒸発ガスが混合した後のガスの温度が、ＬＮＧタンク１
０２からのボイルオフガスの温度に比べ上昇し、その
分、ガスが膨張してコンプレッサ１０４の負荷が大きく
なり、大型のコンプレッサ１０４が必要になってくる。 ＬＮＧタンク１０２からのＬＮＧの汲み出しのため
に、ポンプ１０６を使用するが、強制蒸発のためには、
このポンプ１０６を常時稼働しなければならない。従
来、ＬＮＧ船では、３タンクないし５タンクのＬＮＧタ
ンクを備えているが、バラスト航海中、これらのタンク
をＬＮＧを用いて冷却するため、１個ないし２個のポン
プを有している。通常、ＬＮＧ強制蒸発装置１０５の構
成部品であるポンプ１０６を、この冷却用のポンプと兼
用させているが、上記の如く、強制蒸発用のポンプ１０
６は、常時稼働するため、ベアリングの寿命の点からポ
ンプ１０６を交替で使用するよう各ＬＮＧタンク１０２
に１台づつポンプを配置しなければならない。そうする
と、ポンプ台数が多くなり、コスト高となる。
【０００５】本発明の目的は、ＬＮＧの送給制御が容易
で、かつシステム制御も簡単に行えるＬＮＧ強制蒸発装
置を提供することである。
で、かつシステム制御も簡単に行えるＬＮＧ強制蒸発装
置を提供することである。
【０００６】
【課題を解決するための手段】請求項１に係るＬＮＧ船
のＬＮＧ強制蒸発装置は、ＬＮＧタンクからのボイルオ
フガスを主機燃料として利用するＬＮＧ船において、Ｌ
ＮＧタンクの外側に、その内部のＬＮＧを強制的に蒸発
させる加熱手段を設けたものである。請求項２のＬＮＧ
強制蒸発装置では、前記加熱手段が冷媒循環装置に接続
された熱交換器で構成されている。請求項３のＬＮＧ強
制蒸発装置では、前記冷媒循環装置に、熱交換器に送る
冷媒量を制御する制御弁を設け、ＬＮＧタンクの上部に
タンク内のガス圧を検出するガス圧検出手段を設け、こ
のガス圧検出手段からの信号に基いて前記制御弁の開度
を調整制御する制御装置を設けている。
のＬＮＧ強制蒸発装置は、ＬＮＧタンクからのボイルオ
フガスを主機燃料として利用するＬＮＧ船において、Ｌ
ＮＧタンクの外側に、その内部のＬＮＧを強制的に蒸発
させる加熱手段を設けたものである。請求項２のＬＮＧ
強制蒸発装置では、前記加熱手段が冷媒循環装置に接続
された熱交換器で構成されている。請求項３のＬＮＧ強
制蒸発装置では、前記冷媒循環装置に、熱交換器に送る
冷媒量を制御する制御弁を設け、ＬＮＧタンクの上部に
タンク内のガス圧を検出するガス圧検出手段を設け、こ
のガス圧検出手段からの信号に基いて前記制御弁の開度
を調整制御する制御装置を設けている。
【０００７】
【作用】請求項１のＬＮＧ強制蒸発装置においては、加
熱手段によりＬＮＧタンクの内部のＬＮＧを強制的に蒸
発させて、ボイルオフガス量の増加を図ることができ
る。ここで、請求項１〜３のＬＮＧ強制蒸発装置につい
て、包括的に説明すると、ボイラーにボイルオフガスを
供給する場合、ボイラーのガス必要量が増すと、ボイル
オフガス量が不足し、タンク内のガス圧が低下する。こ
のガス圧の低下をガス圧検出手段で検出し、その信号に
基いて制御弁の開度を調整し、熱交換器への熱エネルギ
ーの供給量を大にする。そうすると、ＬＮＧタンクの加
熱量が大になり、ＬＮＧの蒸発量が多くなってボイルオ
フガス量が多くなる。逆に、タンク内のガス圧が大のと
きは、熱交換器への熱エネルギーの供給量を小にして、
ＬＮＧの蒸発量を低減させる。このとき、ボイラーへの
ガス供給量制御は、タンク内のガス圧のみをパラメータ
としているので、その制御が簡単かつ容易に行える。ま
た、ボイラーへのガス供給は、単一燃料（メタン）であ
るため、発熱量は一定しており、ガスの供給制御がさら
に容易に行える。さらに、従来の如き強制蒸発用のポン
プが不要であるため、５個程度のＬＮＧタンクを冷却す
るための１個または２個の冷却用ポンプがあればよく、
また強制蒸発器も不要となるので、その製造コストも従
来に比べて低減できる。
熱手段によりＬＮＧタンクの内部のＬＮＧを強制的に蒸
発させて、ボイルオフガス量の増加を図ることができ
る。ここで、請求項１〜３のＬＮＧ強制蒸発装置につい
て、包括的に説明すると、ボイラーにボイルオフガスを
供給する場合、ボイラーのガス必要量が増すと、ボイル
オフガス量が不足し、タンク内のガス圧が低下する。こ
のガス圧の低下をガス圧検出手段で検出し、その信号に
基いて制御弁の開度を調整し、熱交換器への熱エネルギ
ーの供給量を大にする。そうすると、ＬＮＧタンクの加
熱量が大になり、ＬＮＧの蒸発量が多くなってボイルオ
フガス量が多くなる。逆に、タンク内のガス圧が大のと
きは、熱交換器への熱エネルギーの供給量を小にして、
ＬＮＧの蒸発量を低減させる。このとき、ボイラーへの
ガス供給量制御は、タンク内のガス圧のみをパラメータ
としているので、その制御が簡単かつ容易に行える。ま
た、ボイラーへのガス供給は、単一燃料（メタン）であ
るため、発熱量は一定しており、ガスの供給制御がさら
に容易に行える。さらに、従来の如き強制蒸発用のポン
プが不要であるため、５個程度のＬＮＧタンクを冷却す
るための１個または２個の冷却用ポンプがあればよく、
また強制蒸発器も不要となるので、その製造コストも従
来に比べて低減できる。
【０００８】
【実施例】以下、本発明の実施例について図面に基いて
説明する。図１は本発明の実施例に係るＬＮＧ船のＬＮ
ＧタンクとそのＬＮＧ強制蒸発装置の構成を示す図であ
る。前記ＬＮＧ船においては、船体１内に配されたＬＮ
Ｇタンク２の上部に、ボイルオフガスを排出する為の導
管３が接続され、この導管３にコンプレッサ４が設けら
れ、導管３の末端はボイラー５の燃料噴射ノズル６に接
続されている。ＬＮＧ強制蒸発装置８は、ＬＮＧタンク
２の内部のＬＮＧを強制的に蒸発させるためのもので、
基本的には、加熱手段としての第２熱交換器９と、この
第２熱交換器９に冷媒を循環させる冷媒循環装置１０と
で構成されている。前記第２熱交換器９は、ＬＮＧタン
ク２の外側の底部、厳密にはＬＮＧタンク２の外面に形
成された防熱層（図示略）の底部内側に設けられてい
る。
説明する。図１は本発明の実施例に係るＬＮＧ船のＬＮ
ＧタンクとそのＬＮＧ強制蒸発装置の構成を示す図であ
る。前記ＬＮＧ船においては、船体１内に配されたＬＮ
Ｇタンク２の上部に、ボイルオフガスを排出する為の導
管３が接続され、この導管３にコンプレッサ４が設けら
れ、導管３の末端はボイラー５の燃料噴射ノズル６に接
続されている。ＬＮＧ強制蒸発装置８は、ＬＮＧタンク
２の内部のＬＮＧを強制的に蒸発させるためのもので、
基本的には、加熱手段としての第２熱交換器９と、この
第２熱交換器９に冷媒を循環させる冷媒循環装置１０と
で構成されている。前記第２熱交換器９は、ＬＮＧタン
ク２の外側の底部、厳密にはＬＮＧタンク２の外面に形
成された防熱層（図示略）の底部内側に設けられてい
る。
【０００９】前記冷媒循環装置１０は、前記第２熱交換
器９に冷媒を循環させる為の冷媒循環回路１３と、この
冷媒循環回路１３に介設された冷媒循環用のポンプ１１
と、このポンプ１１の吐出口側において冷媒循環回路１
３に介設された第１熱交換器１２とを有し、ポンプ１１
で加圧された冷媒は、第１熱交換器１２で加温されて、
第２熱交換器９へ供給され、その後ポンプ１１へ戻るよ
うに構成されている。更に、冷媒循環回路１３にポンプ
１１の吐出口側と第１熱交換器１２の出口側とを短絡す
るバイパス回路１４が形成され、このバイパス回路１４
に、第２熱交換器９に送る冷媒量を制御する制御弁１５
が設けられている。
器９に冷媒を循環させる為の冷媒循環回路１３と、この
冷媒循環回路１３に介設された冷媒循環用のポンプ１１
と、このポンプ１１の吐出口側において冷媒循環回路１
３に介設された第１熱交換器１２とを有し、ポンプ１１
で加圧された冷媒は、第１熱交換器１２で加温されて、
第２熱交換器９へ供給され、その後ポンプ１１へ戻るよ
うに構成されている。更に、冷媒循環回路１３にポンプ
１１の吐出口側と第１熱交換器１２の出口側とを短絡す
るバイパス回路１４が形成され、このバイパス回路１４
に、第２熱交換器９に送る冷媒量を制御する制御弁１５
が設けられている。
【００１０】前記第２熱交換器９は、球形のＬＮＧタン
ク２の径が４０ｍとすると、その底部に防熱層を介して
リング状に５ｍ幅で設置されている。この第２熱交換器
９に流れる冷媒は、ＬＮＧタンク２内のＬＮＧが−１６
３℃であるため、これにより固化しない非可燃性液体、
例えばフロン系の冷媒が用いられ、第２熱交換器９に
は、−１００℃前後の冷媒が流れる。第１熱交換器１２
は、循環冷媒とスチーム１７との間で熱交換を行うもの
で、スチームの代わりに海水を用いてもよい。これらの
ポンプ１１および第１熱交換器１２は、甲板上に配され
る。
ク２の径が４０ｍとすると、その底部に防熱層を介して
リング状に５ｍ幅で設置されている。この第２熱交換器
９に流れる冷媒は、ＬＮＧタンク２内のＬＮＧが−１６
３℃であるため、これにより固化しない非可燃性液体、
例えばフロン系の冷媒が用いられ、第２熱交換器９に
は、−１００℃前後の冷媒が流れる。第１熱交換器１２
は、循環冷媒とスチーム１７との間で熱交換を行うもの
で、スチームの代わりに海水を用いてもよい。これらの
ポンプ１１および第１熱交換器１２は、甲板上に配され
る。
【００１１】前記制御弁１５は、比例電磁弁やステッピ
ングモータ等により弁開度を調整可能なものが用いられ
ている。そして、ＬＮＧタンク２の上部にタンク内のガ
ス圧を検出するガス圧検出手段２０が設けられ、このガ
ス圧検出手段２０からの信号に基いて前記制御弁１５の
開度を調整制御する制御装置２１が設けられている。ガ
ス圧検出手段２０は、圧力センサであって、コンプレッ
サ４の吸入口よりもＬＮＧタンク２側に配される。制御
装置２１は、マイクロコンピュータ等から構成され、圧
力センサ２０からの信号に基いて前記制御弁１５を制御
する。なお、図において、２３はＬＮＧタンク２の上部
保護ガバーである。
ングモータ等により弁開度を調整可能なものが用いられ
ている。そして、ＬＮＧタンク２の上部にタンク内のガ
ス圧を検出するガス圧検出手段２０が設けられ、このガ
ス圧検出手段２０からの信号に基いて前記制御弁１５の
開度を調整制御する制御装置２１が設けられている。ガ
ス圧検出手段２０は、圧力センサであって、コンプレッ
サ４の吸入口よりもＬＮＧタンク２側に配される。制御
装置２１は、マイクロコンピュータ等から構成され、圧
力センサ２０からの信号に基いて前記制御弁１５を制御
する。なお、図において、２３はＬＮＧタンク２の上部
保護ガバーである。
【００１２】上記構成において、主機のボイラー５にボ
イルオフガスを供給する場合、ボイルオフガス導管３を
通ってＬＮＧタンク２の上部から蒸発したボイルオフガ
スがコンプレッサ４から吐出され、このボイルオフガス
が３０℃程度に加温されてボイラー５に供給される。コ
ンプレッサ４はボイラー５に必要なだけのガスを送給す
るので、ボイラー５の必要ガス量が大きくなり、ボイル
オフガス量が不足すると、タンク内のガス圧が低下する
ので、このガス圧の低下をガス圧検出手段２０で検出
し、制御装置２１は、その信号に基いて制御弁１５の開
度を小さくするよう制御する。そうすると、冷媒循環装
置１０では、ポンプ１１から吐出された冷媒の大部分が
冷媒循環回路１３の第１熱交換器１２を通り、ここで加
熱されて第２熱交換器９に流れ、第２熱交換器９でＬＮ
Ｇタンク２内のＬＮＧを加熱し、−１６０℃程度のボイ
ルオフガスを強制的に発生させる。そうすると、コンプ
レッサ４の送給ガス量とタンク内で発生するボイルオフ
ガス量がバランスする。
イルオフガスを供給する場合、ボイルオフガス導管３を
通ってＬＮＧタンク２の上部から蒸発したボイルオフガ
スがコンプレッサ４から吐出され、このボイルオフガス
が３０℃程度に加温されてボイラー５に供給される。コ
ンプレッサ４はボイラー５に必要なだけのガスを送給す
るので、ボイラー５の必要ガス量が大きくなり、ボイル
オフガス量が不足すると、タンク内のガス圧が低下する
ので、このガス圧の低下をガス圧検出手段２０で検出
し、制御装置２１は、その信号に基いて制御弁１５の開
度を小さくするよう制御する。そうすると、冷媒循環装
置１０では、ポンプ１１から吐出された冷媒の大部分が
冷媒循環回路１３の第１熱交換器１２を通り、ここで加
熱されて第２熱交換器９に流れ、第２熱交換器９でＬＮ
Ｇタンク２内のＬＮＧを加熱し、−１６０℃程度のボイ
ルオフガスを強制的に発生させる。そうすると、コンプ
レッサ４の送給ガス量とタンク内で発生するボイルオフ
ガス量がバランスする。
【００１３】逆に、ボイラー５の必要ガス量が小さくな
ると、コンプレッサ４から供給されるボイルオフガス量
が少なくなり、タンク内のガス圧が増大するので、この
ガス圧をガス圧検出手段２０で検出し、制御装置２１
は、その信号に基いて制御弁１５の開度を大きくする。
そうすると、冷媒循環装置１０では、ポンプ１１から吐
出された冷媒の一部は、第１熱交換器１２を通ることな
く、バイパス回路１４を通って第２熱交換器９に戻るの
で、冷媒循環回路１３では第２熱交換器９へ供給される
熱エネルギーが少なくなる。したがって、ＬＮＧタンク
２内から蒸発するボイルオフガスの量が減少し、コンプ
レッサ４の送給ガス量とタンク内で発生するボイルオフ
ガス量が再びバランスする。
ると、コンプレッサ４から供給されるボイルオフガス量
が少なくなり、タンク内のガス圧が増大するので、この
ガス圧をガス圧検出手段２０で検出し、制御装置２１
は、その信号に基いて制御弁１５の開度を大きくする。
そうすると、冷媒循環装置１０では、ポンプ１１から吐
出された冷媒の一部は、第１熱交換器１２を通ることな
く、バイパス回路１４を通って第２熱交換器９に戻るの
で、冷媒循環回路１３では第２熱交換器９へ供給される
熱エネルギーが少なくなる。したがって、ＬＮＧタンク
２内から蒸発するボイルオフガスの量が減少し、コンプ
レッサ４の送給ガス量とタンク内で発生するボイルオフ
ガス量が再びバランスする。
【００１４】このように、タンク内のガス圧をガス圧検
出手段２０で検出し、制御弁１５をフィードバック制御
して第２熱交換器９に送る熱エネルギーを調整し、所定
のガス圧を保つようにすると、コンプレッサ４から送ら
れるボイルオフガスの量がボイラー５の必要ガス量に追
随し、１００％ボイルオフガスにより、ボイラー５の燃
料を賄える。また、コンプレッサ４に送られるボイルオ
フガスは、約−１２０℃のメタンガスであり、その組成
が図２に示す従来の強制蒸発装置と異なり、単一燃料に
近く、そのため、ガスの供給制御が容易に行える。ま
た、強制蒸発装置８を含むボイラー５への燃料供給制御
は、ガス圧のみをパラメータとして制御弁１５をフィー
ドバック制御しているので、その制御が容易かつ確実に
行える。更に、図２に示す従来の強制蒸発装置では、−
１２０℃の自然蒸発ガスに−４０℃の強制蒸発ガスが混
合し、温度が上昇したガスが供給されていたため、コン
プレッサ４の負荷が増大していたが、本実施例では、常
に低温（−１２０℃）のガスが供給されるので、コンプ
レッサ４の負荷も低減でき、小型のコンプレッサを用い
ることができる。
出手段２０で検出し、制御弁１５をフィードバック制御
して第２熱交換器９に送る熱エネルギーを調整し、所定
のガス圧を保つようにすると、コンプレッサ４から送ら
れるボイルオフガスの量がボイラー５の必要ガス量に追
随し、１００％ボイルオフガスにより、ボイラー５の燃
料を賄える。また、コンプレッサ４に送られるボイルオ
フガスは、約−１２０℃のメタンガスであり、その組成
が図２に示す従来の強制蒸発装置と異なり、単一燃料に
近く、そのため、ガスの供給制御が容易に行える。ま
た、強制蒸発装置８を含むボイラー５への燃料供給制御
は、ガス圧のみをパラメータとして制御弁１５をフィー
ドバック制御しているので、その制御が容易かつ確実に
行える。更に、図２に示す従来の強制蒸発装置では、−
１２０℃の自然蒸発ガスに−４０℃の強制蒸発ガスが混
合し、温度が上昇したガスが供給されていたため、コン
プレッサ４の負荷が増大していたが、本実施例では、常
に低温（−１２０℃）のガスが供給されるので、コンプ
レッサ４の負荷も低減でき、小型のコンプレッサを用い
ることができる。
【００１５】また、加熱手段としての第２熱交換器９
に、ボイラー５の燃焼により発生するスチームを直接供
給することも考えられるが、停泊時などのエンジン停止
時には、スチームは発生せず、またＬＮＧタンク２の温
度が−１６３℃程度の低温であるため、熱交換器内の水
が氷結するおそれがあり、循環用のパイプが破損するお
それがある。その点、本実施例のように、低温でも固化
しないフロン系の冷媒を使用すれば循環パイプの氷結の
おそれがない。
に、ボイラー５の燃焼により発生するスチームを直接供
給することも考えられるが、停泊時などのエンジン停止
時には、スチームは発生せず、またＬＮＧタンク２の温
度が−１６３℃程度の低温であるため、熱交換器内の水
が氷結するおそれがあり、循環用のパイプが破損するお
それがある。その点、本実施例のように、低温でも固化
しないフロン系の冷媒を使用すれば循環パイプの氷結の
おそれがない。
【００１６】尚、本発明は、上記実施例に限定されるも
のではなく、本発明の適用範囲内で多くの修正・変更を
加えることができるのは勿論である。例えば、上記実施
例では、制御弁をバイパス回路１４に配したが、バイパ
ス回路を設けず、直接、冷媒循環回路に制御弁を設けて
もよく、また、ポンプ１１の回転数を制御するように構
成してもよい。また、冷媒循環装置の熱交換器の熱源と
して、上記実施例ではスチームを用いたが、これに限ら
ず太陽熱を利用することも可能である。
のではなく、本発明の適用範囲内で多くの修正・変更を
加えることができるのは勿論である。例えば、上記実施
例では、制御弁をバイパス回路１４に配したが、バイパ
ス回路を設けず、直接、冷媒循環回路に制御弁を設けて
もよく、また、ポンプ１１の回転数を制御するように構
成してもよい。また、冷媒循環装置の熱交換器の熱源と
して、上記実施例ではスチームを用いたが、これに限ら
ず太陽熱を利用することも可能である。
【００１７】
【発明の効果】以上説明したように、請求項１に係るＬ
ＮＧ強制蒸発装置によれば、ＬＮＧタンクの外側にその
内部のＬＮＧを強制的に蒸発させる加熱手段を設けたの
で、従来の如く強制蒸発用のポンプが不要となり、冷却
用のポンプも５個タンクの場合でも２個程度でよく、そ
の製造コストを低減できる。しかも、ガス排出路のコン
プレッサに供給されるガスも単一燃料に近く、ガスの供
給制御も容易に行える。さらに、コンプレッサに送られ
るボイルオフガスは、従来と異なり低温の蒸発ガスであ
るため、コンプレッサにかかる負荷も低減でき、小型の
コンプレッサが使用でき、さらにコストの低減を実現で
きる。請求項２のＬＮＧ強制蒸発装置では、加熱手段と
して熱交換器を使用するため、海水やボイラーから発生
したスチームの熱エネルギーを有効に使用でき、新たな
エネルギーを用いることなく、その省エネルギー効果も
大である。請求項３に係るＬＮＧ強制蒸発装置によれ
ば、主機への燃料供給制御は、ガス圧のみをパラメータ
として制御弁をフィードバック制御しているので、その
制御が容易かつ確実に行えるといった優れた効果があ
る。
ＮＧ強制蒸発装置によれば、ＬＮＧタンクの外側にその
内部のＬＮＧを強制的に蒸発させる加熱手段を設けたの
で、従来の如く強制蒸発用のポンプが不要となり、冷却
用のポンプも５個タンクの場合でも２個程度でよく、そ
の製造コストを低減できる。しかも、ガス排出路のコン
プレッサに供給されるガスも単一燃料に近く、ガスの供
給制御も容易に行える。さらに、コンプレッサに送られ
るボイルオフガスは、従来と異なり低温の蒸発ガスであ
るため、コンプレッサにかかる負荷も低減でき、小型の
コンプレッサが使用でき、さらにコストの低減を実現で
きる。請求項２のＬＮＧ強制蒸発装置では、加熱手段と
して熱交換器を使用するため、海水やボイラーから発生
したスチームの熱エネルギーを有効に使用でき、新たな
エネルギーを用いることなく、その省エネルギー効果も
大である。請求項３に係るＬＮＧ強制蒸発装置によれ
ば、主機への燃料供給制御は、ガス圧のみをパラメータ
として制御弁をフィードバック制御しているので、その
制御が容易かつ確実に行えるといった優れた効果があ
る。
【図１】本発明の実施例に係るＬＮＧ船のＬＮＧタンク
とそのＬＮＧ強制蒸発装置の構成図
とそのＬＮＧ強制蒸発装置の構成図
【図２】従来のＬＮＧ船のＬＮＧ強制蒸発装置の構成図
２：ＬＮＧタンク ３：導管 ４：コンプレッサ ５：ボイラー ８：ＬＮＧ強制蒸発装置 ９：第２熱交換器（加熱手段） １０：冷媒循環装置 １１：ポンプ １２：第１熱交換器 １３：冷媒循環回路 １４：バイパス回路 １５：制御弁 ２０：ガス圧検出手段 ２１：制御装置
Claims (3)
- 【請求項１】 ＬＮＧタンクからのボイルオフガスを主
機燃料として利用するＬＮＧ船において、ＬＮＧタンク
の外側に、その内部のＬＮＧを強制的に蒸発させる加熱
手段を設けたことを特徴とするＬＮＧ強制蒸発装置。 - 【請求項２】 前記加熱手段は、冷媒循環装置に接続さ
れた熱交換器であることを特徴とする請求項１に記載の
ＬＮＧ強制蒸発装置。 - 【請求項３】 前記冷媒循環装置に、熱交換器に送る冷
媒量を制御する制御弁を設け、前記ＬＮＧタンクの上部
にタンク内のガス圧を検出するガス圧検出手段を設け、
このガス圧検出手段からの信号に基いて前記制御弁の開
度を調整制御する制御装置を設けたことを特徴とする請
求項２に記載のＬＮＧ強制蒸発装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP29804992A JP2554980B2 (ja) | 1992-10-09 | 1992-10-09 | Ｌｎｇ船のｌｎｇ強制蒸発装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP29804992A JP2554980B2 (ja) | 1992-10-09 | 1992-10-09 | Ｌｎｇ船のｌｎｇ強制蒸発装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH06123569A JPH06123569A (ja) | 1994-05-06 |
| JP2554980B2 true JP2554980B2 (ja) | 1996-11-20 |
Family
ID=17854474
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP29804992A Expired - Fee Related JP2554980B2 (ja) | 1992-10-09 | 1992-10-09 | Ｌｎｇ船のｌｎｇ強制蒸発装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP2554980B2 (ja) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP4508374B2 (ja) * | 2000-08-07 | 2010-07-21 | 三菱重工業株式会社 | ガス漏れ検知システム |
| GB0120661D0 (en) * | 2001-08-24 | 2001-10-17 | Cryostar France Sa | Natural gas supply apparatus |
| FI118680B (fi) * | 2003-12-18 | 2008-02-15 | Waertsilae Finland Oy | Kaasunsyöttöjärjestely vesikulkuneuvossa ja menetelmä kaasun paineen ohjaamiseksi vesikulkuneuvon kaasunsyöttöjärjestelyssä |
| FR2876981B1 (fr) * | 2004-10-27 | 2006-12-15 | Gaz Transp Et Technigaz Soc Pa | Dispositif pour l'alimentation en combustible d'une installation de production d'energie d'un navire |
| US8459241B2 (en) | 2009-12-17 | 2013-06-11 | Northstar, Inc. | Liquefied natural gas system for a natural gas vehicle |
| CN104214506B (zh) * | 2014-09-10 | 2016-03-30 | 株洲新奥燃气有限公司 | 一种天然气球罐置换装置及其置换方法 |
| JP6459750B2 (ja) * | 2015-04-27 | 2019-01-30 | 株式会社Ihi | 燃料ガス供給システム |
| JP6067804B1 (ja) | 2015-08-25 | 2017-01-25 | 三井造船株式会社 | 液化ガス貯蔵設備を備えた浮体構造物及びその設計方法 |
| JP6505852B2 (ja) * | 2015-08-28 | 2019-04-24 | 日本郵船株式会社 | 船舶用のｌｎｇ気化システム、それを備えた船舶、及び船舶用のｌｎｇ気化方法 |
| JP2024113390A (ja) * | 2023-02-09 | 2024-08-22 | 三菱重工エンジン＆ターボチャージャ株式会社 | アンモニアガス供給システム及び内燃機関システム |
-
1992
- 1992-10-09 JP JP29804992A patent/JP2554980B2/ja not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPH06123569A (ja) | 1994-05-06 |
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