JP5429719B2 - ガスエンジン用ガス供給システム - Google Patents

Description

本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）のような液化ガスを輸送する船舶用のデュアルフューエル（ｄｕａｌ−ｆｕｅｌ）エンジンないしはガスエンジンなどのエンジンにガスを供給するシステムに関する。

ＬＮＧ船は、従来、蒸気タービン推進機を使用してきたが、現在は、低速ディーゼル、デュアルフューエル又はガス推進機に変わりつつある。

下記では、ボイルオフガス（ＢＯＧ）再液化システムと一体になったガス供給システムを説明する。新しいコンセプトには、先ず、中間閉ループを備えた「独立型」蒸発器（エバポレータ）が含まれ、更に、船舶を推進するエンジンに供給すべき気化ＬＮＧの冷却熱量を利用するために、蒸発器（オプティマイザ）をＢＯＧ再液化プラントに一体化することが含まれる。ＬＮＧ中の冷却熱量を利用することによって、全体動力消費量が削減される。ＢＯＧ再液化プラントが停止した場合、独立型蒸発器がガスエンジンに燃料供給する。

ＢＯＧ再液化プラントからの凝縮液、又はカーゴポンプによって供給される、カーゴタンクからのＬＮＧは、少なくとも１つの高圧（ＨＰ）ポンプに送られて、蒸発器に供給される。通常、超臨界圧を超えるＬＮＧが熱交換器内で加熱されて「ガス」になる。この熱交換器は、蒸発器又は気化器と称され、例えば図１及び図２を参照されたい。その後、高圧ガスは、図示されていない推進機関又はガスタービンに送られる。

高圧ポンプの吐出圧は、設計状態で通常最大３０ＭＰａ（３００ｂａｒ）である。ＬＮＧの温度は通常−１４０〜−１５０℃である。高圧でのＬＮＧは超臨界であり、液相と固相間の区別が不可能である。それにも拘らず、本書では、高圧で大気温度までＬＮＧを加熱することを蒸発と呼ぶ。

高圧ポンプの吐出圧は、設計状態で通常最大３０ＭＰａ（３００ｂａｒ）である。ＬＮＧの温度は通常−１４０〜−１５０℃である。

本システムは、加熱源を用いて高圧のＬＮＧを蒸発することに基づく。冷却筒水又は機械室からの蒸気をＬＮＧとの熱交換器、即ち当該蒸発器に直接使用しないようにするために、中間媒体を用いる閉ループがＬＮＧを加熱するために使用される。中間媒体は、ブライン混合物、グリコール混合物、炭化水素混合物、又は冷媒でもよく、以後「ブライン（ｂｒｉｎｅ）」と称する。図２に示されるように、その閉ループはＬＮＧ気化器、即ち蒸発器と、ブラインポンプと、図中に蒸気／熱湯蒸気機器と表示されている加熱源とを備える。これにより、気化器が内部漏洩した場合にＬＮＧが機械室に至る危険が防止される。中間ループを使用する他の主な理由は、この中間ループが、凍結の可能性がある故に、より安全なシステムであることである。

蒸発器は、その閉ループを含めて、ＢＯＧ再液化プラントと共にカーゴ圧縮機室（ＣＣＲ：Ｃａｒｇｏ Ｃｏｍｐｒｅｓｓｏｒ Ｒｏｏｍ）に設置してもよく、独立した場所、又はエンジンルームに設置してもよい。

通常−１６０℃で約２〜５ｂａｒのＬＮＧが、極低温ピストン式ポンプ（ＨＰポンプ）で通常３００ｂａｒに加圧される。次いで、ＬＮＧは、熱交換器、即ち蒸発器内で蒸発し、通常＋４５℃に加熱される。必要なら、図示されていないが、脈動ダンパがポンプ及び／又は蒸発器の出口に設置される。

典型的な構成は、それぞれ１×１００％容量の並列な２つのＨＰポンプで、１つが作動状態で１つが予備であり、又は、３×５０％で、２つが作動状態で１つが予備である。

蒸発器内でＬＮＧはブラインによって加熱される。ブラインは、エンジンからの熱湯（冷却筒水）、例えば機械室からの、蒸気、プロセス機器からの冷却水を用いて、蒸気／熱湯加熱器内で加熱される。中間媒体に応じて、海水を加熱源にすることもできる。

加熱物質が蒸気の場合、ブラインは、通常９０℃で蒸発器に入り、通常３０℃で出て行く。加熱物質が冷却筒水の場合、ブラインは、通常７５℃で熱交換器に入り、通常３０℃出て行く。プロセス機器からの冷却水が使用される場合、温度レベルはより低い。

蒸発器を出た後、中間流（ブライン）はポンプで熱交換器に送られて、通常９０℃、或いは７５℃に加熱される。ブラインが加熱されるこの熱交換器は、図中「蒸気／熱湯加熱器」と称される熱源である。

通常、２つのブラインポンプが並列に存在し、それぞれ１×１００％容量を有し、１つが作動状態で１つが予備である。

蒸発器の加熱源として蒸気を利用することができ、飽和蒸気が想定される。蒸気の状態は、ＬＮＧ船上で何が利用可能かによる。閉ループ中、蒸気は、ブライン用加熱器内で液化され過冷却された後、ボイラの凝縮水／水供給タンクに戻される。

前述の通り、本発明の主要な目的は、全体動力消費量を削減することである。

この目的は、ボイルオフガス再液化プラントと一体になるように構成されたデュアルフューエルエンジン又はガスエンジン用のガス供給システムであって、極低温熱交換器と、ボイルオフガス予熱器を有するボイルオフガス圧縮機と、圧縮膨張器を有する窒素ループとを備え、ガスが、カーゴタンクからの液化天然ガス、又は再液化プラントからの凝縮液の形態である、ガス供給システムによって達成される。エンジンによって燃焼されるべきガスからの冷却熱量を再液化プラントにおいて利用するために、システムは、冷却熱量を抽出する蒸発器（オプティマイザ）、及び／又は、冷却熱量の抽出を最適化するために使用される中間媒体用の少なくとも１つのポンプ及び加熱源を備える閉ループ中に配置された蒸発器を備える。

即ち、蒸発器（オプティマイザ）は、冷却熱量の抽出を最適化するために使用される。ボイルオフガス圧縮機が予熱器を有するとしたが、予熱器を予冷器に置き換え、又は予熱器に予冷器を追加することができる。圧縮膨張器は、例えば、圧縮機／膨張器装置を有する装置であると理解される。

上で既述しなかった場合、本発明による好ましい実施形態は、添付の従属請求項から理解されよう。

次いで、本発明が、図に示される好ましい実施形態を参照してより詳細に説明される。

デュアルフューエルエンジンないしはガスエンジン用のガス供給システムを含む、ＬＮＧ再液化プラントのプロセスの説明図であり、ガス供給システムが再液化プラントに接続されていないプロセスの説明図である。 図１のガス供給システムの図である。 蒸発器（オプティマイザ）内で抽出された冷却熱量が、極低温熱交換器の上流で再液化プラントに送り込まれる本発明による実施形態を示す図である。 蒸発器（オプティマイザ）内で抽出された冷却熱量が、ＢＯＧ予熱器と並列的に再液化プラントに送り込まれる本発明による実施形態を示す図である。 蒸発器（オプティマイザ）内で抽出された冷却熱量が、極低温熱交換器と並列的に再液化プラントに送り込まれる本発明による実施形態を示す図である。 ＨＰ ＬＮＧ用の外部加熱源の利用を最低限に抑える実施形態の図である。

図３〜５によって表される本発明によれば、ＬＮＧ蒸発器内で、冷却熱量が加熱、蒸発中のＬＮＧから取り去られ、全体動力消費を低減するためにＢＯＧ再液化プラントで使用される。言い換えれば、冷却熱量が、ＬＮＧ蒸発器（オプティマイザ）内で抽出され、ＢＯＧ再液化プラントに投入される。最も効率的な手段は、極低温熱交換器内に特別のパス、即ちコールドボックスを追加することであろう。現況技術のコールドボックスは最大設計圧力に限界があるので、この手段は現時点ではコスト的効果はない。ＢＯＧ又は窒素がＬＮＧによって予冷されれば、ＢＯＧを液化するための冷却仕事の生成は少なくて済む。これは、オプティマイザが作動する運転モードでは圧縮機の仕事が軽減されることを意味する。

冷却熱量は、コールドボックスの上流のＢＯＧサイクル内に、コールドボックスに並列のＢＯＧサイクル内に、又はコールドボックスと一体のＢＯＧサイクル内に移送し、或いは、コールドボックスの上流若しくは下流の窒素サイクル内に、コールドボックスに並列の窒素サイクル内に、又はコールドボックスと一体になった窒素サイクル内に移送されることができる。図２に示される中間閉ループは、以後「ブラインループ」と称され、ＬＮＧが「ＬＮＧ蒸発器」中で蒸発する。ＢＯＧ再液化プラントと一体の熱交換器は「オプティマイザ」と称される。典型的な手段は、プロセス流れ図に示されており、図３〜５を参照されたい。但し、エネルギーインテグレーションはこれらの図に限定されない。ＬＮＧ気化器とオプティマイザとは、図３に示すように並列に設置してもよく、直列に設置してもよい。

図３は、ＢＯＧがコールドボックスの上流で予冷却されるプロセス流れ図を示す。ＢＯＧが予冷却される一方で、ＬＮＧが気化される。代替手段では、コールドボックス内ＢＯＧ側に並列で、又はそれと一体で冷却熱量を利用する。

ボイルオフガスは、ＢＯＧ圧縮機で圧縮され、後方冷却器で大気状態に冷却される。ボイルオフガスは、コールドボックスの上流又はそれに並列で、圧縮ＬＮＧと熱交換することによって更に冷却される。圧縮ＬＮＧは、極低温状態（通常、−１４０〜１６０℃）であり、ボイルオフガスによって加熱される。その結果、ＬＮＧ中の利用可能な冷却熱量が窒素ループ内で利用される。冷却熱量を利用することによって、圧縮膨張器の動力消費量が低減される。図中の分離器は、ポンプのサクションドラムとして機能する。必要なら、低圧ポンプ（ＬＰポンプ）が、ＨＰポンプに十分な正味正圧サクションヘッド（ＮＰＳＨ）を確保するために、高圧ポンプ（ＨＰポンプ）の上流に設置される。ＬＰポンプは、ＨＰポンプへのブースタポンプとして機能する。燃料ガスシステムには、再液化システムからの液化ボイルオフガス、及びカーゴタンクからのＬＮＧの両方を供給することができる。

図４は、オプティマイザがＢＯＧ予熱器と並列に設置されたプロセス流れ図を示す。これは、ＬＮＧがオプティマイザ内で蒸発する一方で、大気状態の窒素が予冷却されることを意味する。予冷却された窒素は、ＢＯＧ予熱器からコールドボックスに送り込まれる窒素流れと混合され、コールドボックス内で冷却される窒素と混合される。窒素は、コールドボックス内で更に冷却された後、膨張器内でほぼ圧縮機吸入圧力まで膨張する。予冷却された窒素は又、別の接続法でコールドボックスに導入し、コールドボックス内で更に冷却し、膨張器内で膨張することもできる。高圧ＬＮＧを用いて窒素を予冷却することによって、システムの動力消費量が低減される。

図５は、オプティマイザがコールドボックスと並列であるプロセス流れ図を開示する。これは、大気状態の窒素の一部が、オプティマイザ内でＬＮＧと熱交換をして冷却されることを意味する。窒素流れが、膨張器入口温度まで冷却され、コールドボックスからの窒素と混合する。窒素は、膨張器内でほぼ圧縮機吸入圧力まで更に膨張する。

図６に示すように、オプティマイザ後方で必要とされる温度まで高圧ＬＮＧを暖めるために外部加熱源を用いる代わりに、温暖窒素ガスを中間冷却器又は後方冷却器の上流の圧縮機段の１つから取り出すことができる。次いで、圧縮機段からの温暖窒素は、オプティマイザに入る前に後方冷却器からの窒素と混合される。或いは、圧縮機段冷却器の１つの上流の窒素を、オプティマイザの後方の独立した熱交換器に送ることができる。冷えた窒素は、窒素が吐出される冷却器／熱交換装置下流に戻される。

図６の実施形態は、蒸気／熱湯加熱器での外部熱源の利用を最低限に抑えて、コストを削減する。窒素から得られる熱が不十分な場合、より多くの熱を冷却器の前方から抽出することができる。ＢＯＧが殆ど利用できず、船舶が大量の燃料を使用しているとき、典型的な状況が出現する。そのような状態では、再液化システムは低稼働能力状態で作動し、燃料ガスシステムはその最大稼働能力状態にある。

既述のように、オプティマイザは、ＢＯＧ再液化プラントが稼働しているときにのみ、作動することができる。再液化プラントが停止した場合、独立型蒸発器が、それを通るＬＮＧから冷却熱量を全く抽出することなく、ガスエンジンに燃料供給する。これは、ＬＮＧを加熱することによって抽出された冷却熱量は加熱源（蒸気又は熱湯）へ送られることを意味する。

ガス供給システムは、簡単に設置できるようにするために、通常、スキッド上に設置される。全ての構成要素は、必要な全ての相互接続用管路、バルブ、機器、及び配線と共に構造鋼製スキッド上に組み立てられる。

１つのスキッド用の構成要素の代表的な数は次の通りである。
２つのＨＰポンプで、１つは予備、
１つのＬＮＧ／ブライン熱交換器（蒸発器）、
１つの蒸気又は冷却筒水／ブライン熱交換器（ブライン加熱器）、
２つのブライン循環ポンプで１つは予備、
再液化プラントと一体の１つのＬＮＧ熱交換器（オプティマイザ）、
機器類、
制御モジュール類、
バルブ類、
構造鋼材及び相互接続配管、
必要な場合、追加の機材として、ＬＰポンプ及びサクションドラム
である。

Claims (12)

1. ボイルオフガス再液化プラントと一体になるように構成され、デュアルフューエルエンジン又はガスエンジンに対してガスを供給するガス供給システムであって、
   前記ボイルオフガス再液化プラントは、極低温熱交換器と、ボイルオフガス予熱器を有するボイルオフガス圧縮機と、圧縮膨張器を有し極低温熱交換器において前記ボイルオフガスと熱交換する窒素が流れる窒素ループとを備え、
   前記ガスが、カーゴタンクからの液化天然ガス又は再液化プラントからの凝縮液の形態であって、
   前記エンジンによって燃焼されるべきガスからの冷却熱量を前記再液化プラントにおいて利用するために、当該ガス供給システムが、前記ガスを蒸発させることで前記前記冷却熱量を抽出する蒸発器を備えることを特徴とする、ガス供給システム。
2. 前記蒸発器は、前記冷却熱量の抽出を最適化するために使用される中間媒体用の少なくとも１つのポンプ及び加熱源を備える閉ループ中に配置されることを特徴とする、請求項１に記載のガス供給システム。
3. 前記冷却熱量が、前記極低温熱交換器の上流において前記再液化プラントに移送されることを特徴とする、請求項１に記載のガス供給システム。
4. 前記冷却熱量が、前記ボイルオフガス予熱器と並列となるように前記再液化プラントに移送されることを特徴とする、請求項１に記載のガス供給システム。
5. 前記冷却熱量が、前記極低温熱交換器と並列となるように、又は、前記極低温熱交換器と一体となるように前記再液化プラントに移送されることを特徴とする、請求項１に記載のガス供給システム。
6. 前記抽出された冷却熱量が、前記オプティマイザを前記再液化プラントに接続する回路内に配置された熱交換器を使用して前記再液化プラントに移送されることを特徴とする、請求項１〜５のいずれか一項に記載のガス供給システム。
7. 液化ガスが、低圧ポンプ及び高圧ポンプを用いて供給されることを特徴とする、請求項６に記載のガス供給システム。
8. 前記加熱源が蒸気、熱湯又は蒸気機器であることを特徴とする、請求項１〜７のいずれか一項に記載のガス供給システム。
9. 前記少なくとも１つのポンプによって前記閉ループを循環する前記中間媒体が、ブライン混合物、グリコール混合物、炭化水素混合物、又は冷媒であることを特徴とする、請求項１〜８のいずれか一項に記載のガス供給システム。
10. 前記少なくとも１つのポンプが並列に設けられており、典型的には１つが作動状態で１つが予備であることを特徴とする、請求項９に記載のガス供給システム。
11. ガスが、少なくとも１つの高圧ポンプによって前記蒸発器に供給されることを特徴とする、請求項１〜１０のいずれか一項に記載のガス供給システム。
12. 典型的には、１つが作動状態で１つが予備である２つのポンプが並列に設けられており、又は、２つが作動状態で１つが予備である３つのポンプが並列に設けられていることを特徴とする、請求項１０に記載のガス供給システム。

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