JP5495697B2 - 液化ガス燃料供給装置、この運転方法、これを備えた液化ガス運搬船およびこれを備えた液化ガス貯蔵設備 - Google Patents

Description

本発明は、液化ガス燃料供給装置、これの運転方法、これを備えた液化ガス運搬船およびこれを備えた液化ガス貯蔵設備に関し、特に、ガス焚きディーゼル機関に燃料として供給される液化ガスの温度調節に関するものである。

ガス焚きディーゼル機関には、燃料である液化ガスを約３００ｂａｒかつ約５０℃に加圧、加温して供給する必要がある。液化ガスの熱交換については、特許文献１に気体窒素と液状の液化ガスとを熱交換させることが開示されている。

特開平５−１４９６７６号公報

しかしながら、特許文献１に開示されている発明は、窒素と液状の液化ガスとを熱交換させて効果的に温度調節することについては開示されていない。また、ガス焚きディーゼル機関において、制御弁の開度を調節し加熱された液化ガスと非加熱の液化ガスとを混合させて温度調節をするバイパス制御を行った場合には、供給される液化ガスの所要圧力が高圧であるため制御弁から液化ガスが漏洩し制御が困難となる問題があった。また、液化ガスは、液状で低温（例えば、液化天然ガスの液温は約−１６０℃）であるため配管設備のコストがかさむという問題があった。

本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、液化ガスの温度調節が容易とされ、かつ、設備コストの低減を図ることができる液化ガス燃料供給装置、この運転方法、これを備えた液化ガス運搬船およびこれを備えた液化ガス貯蔵設備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、本発明の液化ガス燃料供給装置、この運転方法、これを備えた液化ガス貯蔵設備及びこれを備えた液化ガス運搬船は以下の手段を採用する。
すなわち、本発明に係る液化ガス燃料供給装置は、液化ガスと蒸気とが熱交換する第１熱交換器と、該第１熱交換器から導出された前記液化ガスと熱媒とが熱交換する第２熱交換器と、を備えている液化ガス燃料供給装置において、前記第２熱交換器に供給される前記熱媒は、前記第１熱交換器の前記蒸気が前記液化ガスと熱交換することによって発生したドレンによって熱交換されることを特徴とする。

第２熱交換器には、第１熱交換器で発生した温度の高いドレン（凝縮水）によって温度が調節された例えば、清水などを熱媒として用いる。そのため、第２熱交換器における熱交換に要する熱量を小さくすることができる。また、第２熱交換器に導かれる熱媒の温度調節をドレンにより行うこととしたので、加熱された液化ガスと非加熱の液化ガスとを混合させて温度調節を行うバイパス制御の場合と比較して、液化ガス燃料供給用の配管を簡素化することができる。したがって、建造コストの削減につながる。
なお、液化ガスとしては、液化天然ガス（ＬＮＧ）やＬＰＧ等が挙げられる。

さらに、本発明に係る液化ガス燃料供給装置によれば、前記第１熱交換器で発生した前記ドレンを貯蔵するドレンキャッチャーと、該ドレンキャッチャーに貯蔵された前記ドレンを外部に排出するためのドレン制御弁を有することを特徴とする。

第１熱交換器内から第１熱交換器外へドレンが滞留することなく排出される。つまり、ドレン（凝縮水）は、飽和水状態で捌けることとしたので、第１熱交換器内においてドレンが凍結することを防止することができる。したがって、ドレン凍結により第１熱交換器が使用不可となることを防ぐことができる。

さらに、本発明に係る液化ガス燃料供給装置は、前記第１熱交換器の上流に設けられ、気化した前記液化ガスを再液化するための冷凍サイクルの圧縮冷媒と、前記液化ガスとが熱交換される第３熱交換器を有することを特徴とする。

気化した液化ガスを再液化する冷凍サイクルの圧縮された冷媒、たとえば窒素ガス、と液化ガスとが熱交換される。したがって、液化ガスの加熱負荷は、液化装置の一部で分担され、前出の第１熱交換器の入口温度を高く設定することができる。また、第１熱交換器の所要熱量を小さく計画することができるようになる。

また、本発明に係る液化ガス運搬船は、上記のいずれかに記載の前記液化ガス燃料供給装置を備えていることを特徴とする。

液化ガス燃料供給装置では、液化ガス側の制御機構が簡素化されるので、良好な制御性やシステムの製造コスト、メンテナンス費を削減することができる。また、高圧の液化ガスが通過する配管が簡素化されたことにより配管接合部分等からの液化ガス漏れのリスクが減少する。したがって、船舶の信頼性が向上するとともに乗組員の作業の負担軽減となる。

また、本発明に係る液化ガス貯蔵設備は、上記のいずれかに記載の前記液化ガス燃料供給装置を備えていることを特徴とする。

液化ガス燃料供給装置では、液化ガス側の制御機構が簡素化されるので、良好な制御性やシステムの製造コスト、メンテナンス費を削減することができる。また、高圧の液化ガスが通過する配管が簡素化されたことにより配管接合部分等からの液化ガス漏れのリスクが減少する。したがって、液化ガス貯蔵設備の信頼性が向上するとともに作業員の作業の負担軽減となる。

また、本発明に係る液化ガス燃料供給装置の運転方法は、液化ガスと蒸気とが熱交換する第１熱交換器と、該第１熱交換器から導出された前記液化ガスと熱媒とが熱交換する第２熱交換器と、を備えている液化ガス燃料供給装置の運転方法において、前記第２熱交換器に供給される前記熱媒は、前記第１熱交換器の前記蒸気が前記液化ガスと熱交換することによって発生したドレンによって熱交換されることを特徴とする。

第２熱交換器に導かれる熱媒の温度調節をドレン（凝縮水）により行うこととしたので、加熱された液化ガスと非加熱の液化ガスとを混合させて温度調節を行うバイパス制御の場合と比較して、容易に液化ガスの温度調節を行うことができる。

本発明によると、第２熱交換器には、第１熱交換器で発生した温度の高いドレンを加熱し、加熱されたドレンとの熱交換により温度が調節された熱媒（例えば、清水）が用いられる。そのため、第２熱交換器における熱交換に要する熱量を小さくすることができる。また、第２熱交換器に導かれる熱媒の温度調節は、ドレンを熱源とするバイパス制御により行うこととしたので、高圧の加熱された液化ガスと非加熱の液化ガスとを混合させて温度調節を行うバイパス制御の場合と比較して、液化ガス燃料供給用の配管を簡素化することができる。したがって、建造コストの削減につながる。

本発明の一実施形態に係る再液化装置と液化ガス燃料供給装置との概略構成図である。 図１に示した液化ガス燃料供給装置の拡大構成図である。

本発明の一実施形態に係る液化ガス燃料供給装置と再液化装置とを備えた液化天然ガス運搬船（液化ガス運搬船）について図１に基づいて説明する。
液化天然ガス運搬船（図示せず）は、気化した液化天然ガス（液化ガス）を再液化する再液化装置３０と、ガス焚きディーゼル機関（図示せず）へ燃料である液化天然ガスを供給する液化ガス燃料供給装置１と、液化天然ガスを貯蔵する複数の貨物タンク３２（図１では１つのみ示す）とを備えている。
再液化装置３０には、気化した液化天然ガスを凝縮する液化処理部３３と、気化した液化天然ガスを凝縮させる冷媒である窒素が循環する冷凍サイクル部４０とが設けられている。

液化処理部３３は、気化した液化天然ガスを液状に凝縮するボイルオフガス凝縮器３４と、ボイルオフガス凝縮器３４の下流側に設けられている窒素予冷却器３５と、ボイルオフガス凝縮器３４により凝縮した液状の液化天然ガスが導かれる液化天然ガス副冷却器３６とを有している。また、液化処理部３３は、貨物タンク３２に接続されている配管５０を介してボイルオフガスが搬送される燃料ガス圧縮機３９と、燃料ガス圧縮機３９の下流に接続されている配管５８から分岐された配管５１を介してボイルオフガスが供給されるボイルオフガス圧縮機３８とを有している。また、液化処理部３３は、ボイルオフガス圧縮機３８により圧縮されたボイルオフガスが供給されるボイルオフガス凝縮器３４と、ボイルオフガス凝縮器３４から配管５３を介して凝縮された液化天然ガスが導入される気液分離器３７とを有している。また、燃料ガス圧縮機３９の下流側には、配管５８を介して窒素予冷却器３５が備えられている。

ボイルオフガス凝縮器３４は、凝縮部Ｇと過冷却部Ｋとを備えている。凝縮部Ｇと過冷却部Ｋとには、液化天然ガス副冷却器３６より配管６９を介して低温・低圧のガス状窒素が導入される。ボイルオフガス凝縮器３４では、この配管６９より導入される低温・低圧のガス状窒素と、ボイルオフガス圧縮機３８より配管５２を介して導入されるボイルオフガスと、気液分離器３７により分離された配管５６より導入されるボイルオフガスと、窒素予冷却器３５より配管６６を介して導入される高温になった圧縮窒素とが熱交換される。熱交換されることにより、配管６９より導かれた低温・低圧のガス状窒素の冷熱は、配管５２より導入されるボイルオフガスと、配管５６より導入されるボイルオフガスと、配管６６より導入される圧縮窒素とを冷却する。

窒素予冷却器３５には、ボイルオフガス凝縮器３４より配管７０を介して低温・低圧の窒素が導入される。窒素予冷却器３５では、配管７０より導入される低温・低圧の窒素と、燃料ガス圧縮機３９及びボイルオフガス凝縮器３４から導入されるボイルオフガスと、後述する第５熱交換器４７に接続されている配管６５より導入される高温の圧縮窒素とが熱交換される。熱交換されることにより、配管７０より導かれた低温・低圧の窒素の冷熱は、燃料ガス圧縮機３９及びボイルオフガス凝縮器３４より導入されるボイルオフガスと、第５熱交換器４７より導入される高温の圧縮窒素とを冷却する。

液化天然ガス副冷却器３６には、後述する窒素膨脹機４４に接続されている配管６８を介して低温・低圧のガス状窒素が導入される。液化天然ガス副冷却器３６では、配管６８より導入される低温・低圧のガス状窒素と、気液分離器３７に接続されている配管５４より導入されるボイルオフガスとが熱交換される。熱交換されることにより、配管６８より導入された低温・低圧のガス状窒素の冷熱は、配管５４より導入されるボイルオフガスを冷却する。

気液分離器３７では、ボイルオフガス凝縮器３４により冷却されたボイルオフガス中の比重の重い液体分が気液分離器３７の下部に、比重の軽いガス分が気液分離器３７の上部に移動し気液分離される。
ボイルオフガス圧縮機３８は、燃料ガス圧縮機３９により圧縮されたボイルオフガスを更に圧縮する。

冷凍サイクル部４０は、冷媒である窒素の冷熱を窒素予冷却器３５と、ボイルオフガス凝縮器３４と、液化天然ガス副冷却器３６と、液化ガス燃料供給装置１の第３熱交換器４とに供給するものである。
冷凍サイクル部４０は、窒素圧縮機４２と、窒素昇圧機４３と、窒素昇圧機４３に接続されている同軸の回転軸４５上に設けられている窒素膨張機４４と、液化ガス燃料供給装置１の第３熱交換器４と、窒素圧縮機４２の前段の圧縮機４２ａによって圧縮されて高温になった窒素を冷却する第６熱交換器４８と、窒素圧縮機４２の後段の圧縮機４２ｂによって圧縮されて高温になった冷媒を冷却する第４熱交換器４６と、窒素昇圧機４３によって圧縮されて高温になった冷媒を冷却する第５熱交換器４７とを設けている。また、冷凍サイクル部４０は、液化処理部３３のボイルオフガス凝縮器３４、窒素予冷却器３５、液化天然ガス副冷却器３６とを備えている。

窒素圧縮機４２は、前段の圧縮機４２ａと後段の圧縮機４２ｂとを有する２段式圧縮機であり、冷媒である窒素を吸引して圧縮し、高温・高圧のガス状窒素とするものである。
窒素昇圧機４３は、窒素圧縮機４２により圧縮され第４熱交換器４６を通過した圧縮窒素を更に圧縮し高温・高圧とするものである。また、窒素昇圧機４３は回転軸４５を有しており、この回転軸４５の同軸上には窒素膨張機４４が備えられている。
窒素膨張機４４は、窒素予冷却器３５と、ボイルオフガス凝縮器３４とを通過し温度が下げられた圧縮窒素を減圧により膨張させて低温・低圧のガス状窒素とするものである。この圧縮窒素が膨張する時の力を回転力として、回転軸４５が駆動され窒素昇圧機４３が回転駆動される。

第３熱交換器４には、冷媒として冷凍サイクル部４０の冷媒である窒素が用いられる。第３熱交換器４では、窒素と、貨物タンク３２から供給される液化天然ガスとが熱交換される。
第４熱交換器４６は、窒素圧縮機４２の後段の圧縮機４２ｂからの高温・高圧のガス状窒素を冷却し、温度を下げるものである。
第５熱交換器４７は、窒素昇圧機４３からの高温・高圧のガス状窒素を冷却し、温度を下げるものである。
第６熱交換器４８は、窒素圧縮機４２の前段の圧縮機４２ａと後段の圧縮機４２ｂとの間の中間段に設けられている中間熱交換器である。中間熱交換器である第６熱交換器４８は、前段の圧縮機４２ａによって圧縮されて高温になったガス状窒素を冷却し温度を下げるものである。これによって、後段の圧縮機４２ｂの駆動動力を小さくすることができる。

次に、本実施形態に係る再液化装置１の運転方法について説明する。
貨物タンク３２は、断熱構造とされている。しかし、外部から熱が侵入し、液化天然ガスが暖められる。そのため液化天然ガスは、蒸発し液面の上部空間にボイルオフガスが生成される。このボイルオフガスは、ボイルオフガス供給配管である配管５０を通って燃料ガス圧縮機３９に導入される。導入されたボイルオフガスは、燃料ガス圧縮機３９により圧縮されて配管５８に導出される。配管５８に導出されたボイルオフガスは、ボイルオフガス凝縮器３４の下流に接続されている配管５７に合流される。合流されたボイルオフガスは、配管５７より窒素予冷却器３５に導入される。

また、燃料ガス圧縮機３９により圧縮されたボイルオフガスの一部は、配管５８の途中に接続されている配管５１に分岐される。配管５１に導入されたボイルオフガスは、ボイルオフガス圧縮機３８へと導入される。導入されたボイルオフガスは、ボイルオフガス圧縮機３８によって圧縮され高温・高圧状態とされる。高温・高圧になったボイルオフガスは、ボイルオフガス圧縮機３８から配管５２へと導出される。導出されたボイルオフガスは、配管５２よりボイルオフガス凝縮器３４へと導入される。ボイルオフガス凝縮器３４に導入されたボイルオフガスは、凝縮部Ｇ及び過冷却部Ｋにおいて冷凍サイクル部４０に接続されている配管６９を介して導かれた低温・低圧のガス状窒素と熱交換される。ボイルオフガス凝縮器３４において熱交換されたボイルオフガスは、ガス状窒素の冷熱により冷却されて凝縮する。ボイルオフガスが凝縮されると過冷却状態となる。過冷却状態になったボイルオフガスは、ボイルオフガス凝縮器３４から配管５３へと導出される。導出されたボイルオフガスは、配管５３を介して気液分離器３７に導入される。

気液分離器３７では、導入された過冷却状態のボイルオフガスが気液分離される。気液分離器３７により分離されて再液化した液化天然ガス（以下、再液化ガスという。）は、配管５４に導出される。導出された再液化ガスは、配管５４を介して液化天然ガス副冷却器３６に導入される。液化天然ガス副冷却器３６に導入された再液化ガスは、冷凍サイクル部４０の窒素膨張機４４から配管６８を介して供給された低温・低圧のガス状窒素により冷却される。冷却された再液化ガスは、液化天然ガス副冷却器３６から配管５５へと導出される。導出された再液化ガスは、配管５５を介して貨物タンク３２へと戻される。

また、気液分離器３７により分離されたガス分であるボイルオフガスは、配管５６に導出される。導出されたボイルオフガスは、配管５６によりボイルオフガス凝縮器３４に導入される。導入されたボイルオフガスは、凝縮部Ｇと過冷却部Ｋとにおいて冷凍サイクル部４０の窒素予冷却器３５より供給された低温・低圧のガス状窒素により冷却される。ボイルオフガス凝縮器３４から窒素予冷却器３５に接続されている配管５７へと導出されたボイルオフガスと、燃料ガス圧縮機３９に接続されている配管５８より供給されたボイルオフガスとは、窒素予冷却器３５の上流側で合流され、配管５７より窒素予冷却器３５へと導入される。

窒素予冷却器３５に導入されたボイルオフガスは、ボイルオフガス凝縮器３４に接続されている配管７０より供給された低温・低圧の窒素により冷却される。冷却されたボイルオフガスは、窒素予冷却器３５から導出されてボイラ（図示せず）の燃料ガスとして供給される。

冷凍サイクル部４０では、窒素圧縮機４２の前段の圧縮機４２ａが図示しない駆動源により駆動されて配管６０を介して導入される窒素を圧縮して、高温・高圧のガス状窒素とされる。この高温・高圧のガス状窒素は、前段の圧縮機４２ａから導出され中間段に設けられている第６熱交換器４８に導入される。導入された窒素は、第６熱交換器４８において熱交換され温度が下げられる。温度が下げられた高圧のガス状窒素は、後段の圧縮機４２ｂに導入される。導入されたガス状窒素は、後段の圧縮機４２ｂにより更に高圧に圧縮される。高圧に圧縮されたガス状窒素は、後段の圧縮機４２ｂから導出される。導出された高圧のガス状窒素は、第４熱交換器４６へと導入される。圧縮されて高温になったガス状窒素は、第４熱交換器４６において熱交換され冷却されて配管６２へと導出される。導出された温度の下げられたガス状窒素は、配管６２に接続されている窒素昇圧機４３に導入される。

窒素昇圧機４３では、導入されたガス状窒素が圧縮され、さらに高圧とされる。高圧の窒素は、窒素昇圧機４３と第５熱交換器４７との間に接続されている配管６３へと導出される。導出された高圧の窒素は、第５熱交換器４７に導入される。導入された窒素は、第５熱交換器４７において熱交換されて冷却される。冷却された窒素は、配管６５を介して窒素予冷却器３５へと導出される。

また、窒素昇圧機４３から配管６３へと導出された窒素の一部は、途中分岐される。分岐された窒素は、配管６４により第３熱交換器４に導入される。

第５熱交換器４７から窒素予冷却器３５へと導入された窒素は、配管７０を介して供給される低温の窒素と熱交換されて冷却される。冷却された窒素は、窒素予冷却器３５から配管６６へと導出される。窒素予冷却器３５から導出された窒素は、配管６６よりボイルオフガス凝縮器３４へと導入される。

ボイルオフガス凝縮器３４に導入された窒素は、窒素予冷却器３５と同様に配管６９を介して供給された低温のガス状窒素と熱交換されて冷却される。冷却された窒素は、ボイルオフガス凝縮器３４から配管６７へと導出される。導出された窒素は、配管６７より窒素膨張機４４へ導かれる。

窒素膨張機４４に導入された窒素は、減圧により膨張されて低温・低圧のガス状窒素とされる。この低温・低圧のガス状窒素は、配管６８を介して液化天然ガス副冷却器３６に供給される。液化天然ガス副冷却器３６に導入された低温・低圧のガス状窒素は、液化処理部３３の配管５４より導かれたボイルオフガスと熱交換される。導入された低温・低圧のガス状窒素は、その冷熱をボイルオフガスに与えて冷却する。熱交換したガス状窒素は、液化天然ガス副冷却器３６から配管６９へと導出される。導出されたガス状窒素は、配管６９よりボイルオフガス凝縮器３４に導入される。

ボイルオフガス凝縮器３４に導入されたガス状窒素は、過冷却部Ｋにおいて液化処理部３３の配管５２より導かれるボイルオフガスと、気液分離器３７から配管５６を介して導かれるボイルオフガスと熱交換され、その冷熱を各ボイルオフガスに与えて冷却する。また、過冷却部Ｋを通過したガス状窒素は、凝縮部Ｇにおいて液化処理部３３の配管５２より導かれるボイルオフガスと、気液分離器３７から配管５６を介して導かれるボイルオフガスと、配管６６より導入される圧縮窒素と熱交換され、その冷熱を各ボイルオフガスと圧縮窒素とに与えて冷却する。熱交換後、冷熱を与えた低圧の窒素は、ボイルオフガス凝縮器３４から配管７０へと導出される。導出された窒素は、配管７０より窒素予冷却器３５へと導入される。

窒素予冷却器３５に導入された低圧の窒素は、液化処理部３３の配管５７より導入されるボイルオフガスと、第５熱交換器４７から導入される圧縮窒素と熱交換される。これにより、ボイルオフガスと、第５熱交換器４７から導出された圧縮窒素とには、冷熱が与えられ冷却される。窒素予冷却器３５において冷熱を与えた低圧の窒素は、配管６０へと導出され１サイクルが完了する。冷凍サイクル部４０では、このサイクルを連続的に行うことで、配管６８，６９，７０を介して供給される低圧窒素によりボイルオフガス凝縮器３４と、窒素予冷却器３５と、液化天然ガス副冷却器３６とにおいて冷熱を提供する。

次に、本実施形態に係る液化ガス燃料供給装置１の第３熱交換器４の冷媒である圧縮窒素と、第３熱交換器４を通過する液状の液化天然ガスとの運転方法について説明する。
貨物タンク３２は、配管８０を介して昇圧ポンプ９０に接続されている。昇圧ポンプ９０は、配管８０より供給された液化天然ガスを昇圧する。昇圧された液化天然ガスは、配管１０を介して第３熱交換器４に導入される。第３熱交換器４には、再液化装置３０の冷凍サイクル部４０の配管６４より冷媒である圧縮窒素が供給される。第３熱交換器４に供給された圧縮窒素は、窒素圧縮機４２や窒素昇圧機４３によって圧縮されて温度が上昇している。第３熱交換器４では、この温度が上昇している窒素と液状の液化天然ガスとが熱交換される。

次に、図２に本実施形態に係る液化ガス燃料供給装置１の拡大構成図を示す。
液化ガス燃料供給装置１は、図１に示した昇圧ポンプ９０（図１参照）から図示しないガス焚きディーゼル機関までの間に設けられている。この液化ガス燃料供給装置１により、図１に示した貨物タンク３２から（図１参照）導かれた液化天然ガスを加温することができる。
液化ガス燃料供給装置１は、蒸気を熱媒として液化天然ガスと熱交換を行う第１熱交換器２と、清水を熱媒として第１熱交換器２から導出された液化天然ガスとが熱交換を行う第２熱交換器３と、図１に示した冷凍サイクルの冷媒である圧縮窒素を用いて液化天然ガスと熱交換を行う第３熱交換器４と、第１熱交換器２によって凝縮された凝縮水であるドレンが導かれるドレンキャッチャー５とを備えている。

第１熱交換器２は、冗長性を持たすために２基（符号として２ａ，２ｂで示す）設けられている。各第１熱交換器２ａ，２ｂは、胴体であるシェル（図示せず）の中に伝熱管である多数のチューブ（図示せず）が収められたシェルアンドチューブ型である。第１熱交換器２ａ，２ｂの熱媒には、蒸気が用いられる。熱媒である蒸気と、第１熱交換器２ａ，２ｂに導かれる液化天然ガスとが熱交換することにより発生するドレンは、第１熱交換器２ａ，２ｂ内から第１熱交換器２ａ，２ｂ外へと滞留することなく排出される。

第２熱交換器３は、冗長性を持たすために２基（符号として３ａ，３ｂで示す）設けられている。第２熱交換器３ａ，３ｂは、胴体であるシェル（図示せず）の中に伝熱管である多数のチューブ（図示せず）が収められたシェルアンドチューブ型である。第２熱交換器３３ａ，３ｂの熱媒には、清水が用いられる。

第３熱交換器４は、波形にプレス加工した複数の伝熱プレート（図示せず）を有するプレート式である。第３熱交換器４の熱媒には、再液化装置３０（図１参照）より供給される圧縮された窒素（気化した液化天然ガスを再液化するための圧縮冷媒）が用いられる。

ドレンキャッチャー５は、第１熱交換器２ａ，２ｂの下部に設けられ、第１熱交換器２ａ，２ｂから排出された温度の高いドレンが貯蔵される。ドレンキャッチャー５には、ドレンキャッチャー５内の中央位置（以下、「ドレンレベル」という）より下方にチューブ（図示せず）が設けられている。このチューブは、貯蔵されているドレンに水没している。このチューブには、後述する配管１８より清水が導かれる。

バイパス弁６は、後述する配管１９上に設けられている。バイパス弁６は、後述する温度センサ９の温度情報に応じて開閉される。

ドレン制御弁７は、後述する配管２１上に設けられている。ドレン制御弁７は、通常は閉である。しかし、ドレン制御弁７は、ドレンキャッチャー５内のドレンの貯蔵量がドレンレベル以上になると開とされ、ドレンキャッチャー５内からドレンを排出する。これにより、ドレンキャッチャー５内に貯蔵されるドレンの量がドレンレベルになるように維持される。

温度センサは、後述する配管１９より導かれた清水とドレンキャッチャー５に接続されている配管２０より導かれた清水とが合流し、その下流側の配管２０上に１箇所９ａと、後述する配管１５上に１箇所９ｂとの２個所に設けられている。

液状の液化天然ガスは、配管１０より第３熱交換器４へと導入される。第３熱交換器４の下流には配管１１が接続されており、その配管１１の下流は冗長性を持たすために２つに分岐されている。２つに分岐された配管１２ａ、１２ｂは、液化天然ガス燃料供給配管である。配管１２ａ、１２ｂは、第１熱交換器２ａ，２ｂに接続されている。第１熱交換器２ａ，２ｂと、第２熱交換器３ａ，３ｂとの間には、配管１３ａ，１３ｂが接続されている。第２熱交換器３ａ，３ｂの下流には、配管１４ａ，１４ｂが接続されている。２本の配管１４ａ，１４ｂは、１本に合流し配管１５に接続されている。

機関室内（図示せず）に設けられている蒸気ライン（図示せず）からは、飽和蒸気の一部を第１熱交換器２ａ，２ｂへと供給する蒸気供給配管である配管が接続されている。この配管は、冗長性を持たせるために２本１６ａ，１６ｂ備えられている。第１熱交換器２ａ，２ｂにより発生したドレンは、第１熱交換器２ａ，２ｂに接続されている配管１７ａ，１７ｂを経てドレンキャッチャー５に導かれる。

機関室内に設けられている中央冷却清水システム(CCS：Central Cooling System)からは、清水の一部をドレンキャッチャー５へ導く清水供給配管である配管１８が接続されている。ドレンキャッチャー５の下流には、配管２０が接続されている。配管１８の途中には、ドレンキャッチャー５をバイパスして配管２０に接続されているバイパス配管１９が接続されている。また、ドレンキャッチャー５の下端には、配管２１が接続され機関室内に設けられているドレンタンク（図示せず）へとドレンを導いている。

配管１９と合流された配管２０の他端は、冗長性を持たすために２本の配管２２ａ，２２ｂに分岐され、第２熱交換器３ａ，３ｂに接続されている。第２熱交換器３ａ，３ｂの下流には、配管２３ａ，２３ｂが接続されている。配管２３ａは、途中で配管２３ｂと合流され１本の配管２４となって中央冷却清水システムに接続されている。

配管１２ａ，１２ｂ上でかつ第１熱交換器２ａ，２ｂ付近と、配管１６ａ，１６ｂの上流と、配管２２ａ，２２ｂの上流と、配管２３ａ，２３ｂの上流と、配管１４ａ，１４ｂ上でかつ第２熱交換器３ａ，３ｂ付近とには、遮断弁８ａ，８ｂ，８ｃ，８ｄ，８ｅ，８ｆ，８ｇ，８ｈ，８ｉ，８ｊが各々設けられている。これらの遮断弁８ａ，８ｂ，８ｃ，８ｄ，８ｅ，８ｆ，８ｇ，８ｈ，８ｉ，８ｊによって、液化天然ガスや蒸気や清水の供給の遮断及び各配管や熱交換器の切り離しをすることができ、容易にメンテナンスが可能となっている。

次に、液化ガス燃料供給装置１の運転方法について説明する。
液状の液化天然ガスは、貯蔵してある貨物タンク３２（図１参照）から配管（図１参照）８０を介し昇圧ポンプ９０（図１参照）へと供給される。供給された液化天然ガスは、昇圧ポンプ９０（図１参照）により加圧される。加圧された液化天然ガスは、配管１０を介して第３熱交換器４に導出される。導出された液化天然ガスは、再液化装置３０（図１参照）より第３熱交換器４へと供給された圧縮された窒素を熱媒として熱交換が行われる。熱交換されて温度が上昇した液化天然ガスは、第３熱交換器４から配管１１へと導出される。液化天然ガスと熱交換された窒素は、再液化装置３０（図１参照）へと循環される。配管１１に導出された液化天然ガスは、配管１２ａ，１２ｂに分岐される。分岐された液化天然ガスは、第１熱交換器２ａ，２ｂに導入される。
第１熱交換器２ａ，２ｂに導入された液化天然ガスは、第１熱交換器２ａ，２ｂから配管１６ａ，１６ｂを介して熱媒である蒸気と熱交換される。熱交換されて温度が上昇した液化天然ガス（例えば−２０℃）は、第１熱交換器２ａ，２ｂから配管１３ａ，１３ｂへと導出される。導出された液化天然ガスは、配管１３ａ，１３ｂより第２熱交換器３ａ，３ｂに導かれる。
第２熱交換器３ａ，３ｂに導入された液化天然ガスは、第２熱交換器３ａ，３ｂに接続されている配管２２ａ，２２ｂから供給された熱媒である温度の上昇した清水と熱交換される。熱交換されて温度が上昇した液化天然ガス（例えば５０℃）は、第２熱交換器３ａ，３ｂから配管１４ａ，１４ｂへと導出される。配管１４ａ，１４ｂに導出された液化天然ガスは、配管１５に合流されてガス焚きディーゼル機関の燃料として供給される。

第１熱交換器２ａ，２ｂにおいて液化天然ガスと熱交換された蒸気は、凝縮され温度の高いドレンとなって配管１７ａ，１７ｂへと導出される。導出されたドレンは、配管１７ａ，１７ｂを介してドレンキャッチャー５内に貯蔵される。
中央冷却清水システムから供給された清水は、配管１８よりドレンキャッチャー５内のチューブに導入される。チューブ内に導入された清水は、ドレンキャッチャー５内に貯蔵されている温度の高いドレンと熱交換される。熱交換されることによって温度が上昇し温水となった清水は、チューブから配管２０へと導出される。配管１８に導入された清水の一部は、分岐され配管１９に導入される。配管１９に導入された清水は、温度センサ９ａ，９ｂの温度情報によって配管１９上に設けられているバイパス弁６の開度が調節される。温度センサ９ａ，９ｂの温度情報により（例えば５０℃以上の場合）、バイパス弁６の開度は増加させるように調節される。バイパス弁６の開度が増加されると、配管１９へと導出される清水の流量が増加する。バイパス弁６を通過した清水は、配管２０より導出され熱交換により温度が上昇した清水と混合される。これにより、配管２０から配管２２ａ，２２ｂへと導出される温水の温度調節が行われる。

以上の通り、本実施形態に係る液化ガス燃料供給装置１によれば、以下の作用効果を奏する。
第２熱交換器３ａ，３ｂには、第１熱交換器２ａ，２ｂで発生した温度の高いドレン（凝縮水）によって温度が調節された清水（熱媒）が用いられる。そのため、ガス焚きディーゼル機関に供給される液化天然ガスを加温（熱交換）するために要する熱量を小さくすることができる。さらに、第２熱交換器３ａ，３ｂに導かれる清水の温度調節をドレンによってすることとしたので、さらに熱交換器を設ける必要がなく液化天然ガス燃料供給配管（液化ガス燃料供給用の配管）１２ａ，１２ｂを簡素化することができる。したがって、建造コストの削減につながる。

また、第１熱交換器２ａ，２ｂ内から第１熱交換器２ａ，２ｂ外へドレンが滞留することなく排出される。つまり、凝縮水であるドレンは、飽和水状態で捌けることとしたので、第１熱交換器２ａ，２ｂ内においてドレンが凍結することを防止することができる。したがって、ドレン凍結による第１熱交換器２ａ，２ｂが使用不可となることを防ぐことができる。

気化した液化天然ガスを再液化する再液化装置（冷凍サイクル）３０の冷媒である窒素ガスと、液化天然ガスとが熱交換される。したがって、液化天然ガスの加熱負荷は、再液化装置３０の一部で分担され、第１熱交換器２ａ，２ｂの入口温度を高く設定することができる。また、第１熱交換器２ａ，２ｂの所要熱量を小さく計画することができるようになる。

さらに、液化ガス燃料供給装置１では液化天然ガス側の制御機構が簡素化されるので、良好な制御性やシステムの製造コスト、メンテナンス費を削減することができる。また、高圧の液化天然ガスが通過する配管が簡素化されたことにより配管接合部分等からの液化天然ガス漏れのリスクが減少する。したがって、液化天然ガス運搬船の信頼性が向上するとともに乗組員の作業の負担軽減となる。

第２熱交換器３ａ，３ｂに導かれる清水の温度調節を凝縮水であるドレンにより行うこととしたので、加熱された液化天然ガスと非加熱の液化天然ガスとを混合させて温度調節を行うバイパス制御の場合と比較して、容易に液化天然ガスの温度調節を行うことができる。

なお、本発明に係る液化ガス燃料供給装置１は、液化天然ガス運搬船のみに適用されるものではなく、液化天然ガスを利用する液化ガス貯蔵設備（図示せず）にも適用可能である。この場合には、液化ガス燃料供給装置１は、液化天然ガス側の制御機構が簡素化されるので、良好な制御性やシステムの製造コスト、メンテナンス費を削減することができる。また、高圧の液化天然ガスが通過する配管が簡素化されたことにより配管接合部分等からの液化天然ガス漏れのリスクが減少する。したがって、液化天然ガス貯蔵設備の信頼性が向上するとともに作業員の作業の負担軽減となる。

また、本実施形態では、第１熱交換器２ａ，２ｂと，第２熱交換器３ａ，３ｂと、第１熱交換器２ａ，２ｂ及び第２熱交換器３ａ，３ｂに接続されている配管１２ａ，１２ｂ，１３ａ，１３ｂ，１４ａ，１４ｂと、蒸気が通過する配管１６ａ，１６ｂ，１７ａ，１７ｂと、清水が通過する配管２２ａ，２２ｂ，２３ａ，２３ｂとを各々２系統として説明したが、本発明はこれに限定されるものではなく１系統としても良い。

また、本実施形態では、再液化装置３０を有するとして説明したが、再液化装置３０を有さず第３熱交換器４がないものとしても良い。
また、本実施形態では、再液化装置３０に用いられる冷媒として、窒素を用いて説明したが、プロパン、水素、ヘリウム等であってもよい。

また、本実施形態では液化ガスとしては、液化天然ガスを用いて説明したが、ＬＰＧ等であっても良い。
また、本実施形態では、第２熱交換器３ａ，３ｂの熱媒として清水を用いて説明したが、海水などであっても良い。

１ 液化ガス燃料供給装置
２ａ，２ｂ 第１熱交換器
３ａ，３ｂ 第２熱交換器

Claims (6)

1. 液化ガスと蒸気とが熱交換する第１熱交換器と、
   該第１熱交換器から導出された前記液化ガスと熱媒とが熱交換する第２熱交換器と、を備えている液化ガス燃料供給装置において、
   前記第２熱交換器に供給される前記熱媒は、前記第１熱交換器の前記蒸気が前記液化ガスと熱交換することによって発生したドレンによって熱交換されることを特徴とする液化ガス燃料供給装置。
2. 前記第１熱交換器で発生した前記ドレンを貯蔵するドレンキャッチャーと、
   該ドレンキャッチャーに貯蔵された前記ドレンを外部に排出するためのドレン制御弁を有することを特徴とする請求項１に記載の液化ガス燃料供給装置。
3. 前記第１熱交換器の上流に設けられ、気化した前記液化ガスを再液化するための冷凍サイクルの圧縮冷媒と、前記液化ガスとが熱交換される第３熱交換器を有することを特徴とする請求項１又は請求項２に記載の液化ガス燃料供給装置。
4. 請求項１から請求項３のいずれかに記載の液化ガス燃料供給装置を備えていることを特徴とする液化ガス運搬船。
5. 請求項１から請求項３のいずれかに記載の液化ガス燃料供給装置を備えていることを特徴とする液化ガス貯蔵設備。
6. 液化ガスと蒸気とが熱交換する第１熱交換器と、
   該第１熱交換器から導出された前記液化ガスと熱媒とが熱交換する第２熱交換器と、を備えている液化ガス燃料供給装置の運転方法において、
   前記第２熱交換器に供給される前記熱媒は、前記第１熱交換器の前記蒸気が前記液化ガスと熱交換することによって発生したドレンによって熱交換されることを特徴とする液化ガス燃料供給装置の運転方法。

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