JP5538234B2 - 天然ガス供給方法及び装置 - Google Patents

Description

本発明は天然ガス燃料を加熱または出力を目的として供給する方法及び装置に関する。本発明の前記方法及び装置は、液化天然ガス（ＬＮＧ）の貯蔵輸送用船舶において、前記船舶のエンジンまたはその他の推進装置の給油に前記ＬＮＧの一部を利用するのに特に好適である。

ＥＰ１２９１５７６Ａ（特許文献１）は（主成分がメタンである）ＬＮＧ運搬用の外洋航行タンカーのボイラを加熱するために天然ガス燃料を供給する装置に関する。該装置は、コンプレッサであって、少なくとも１つのＬＮＧ貯蔵タンクのアリッジ即ち欠損スペースに連通した給油口及び該コンプレッサから前記ボイラに関係したバーナーまで伸びた導管に連通した排油口を有したコンプレッサと、強制ＬＮＧ気化器であって、前記タンクの液体貯蔵領域に連通した給油口及び同一または異なる導管であって前記導管と関係した燃料バーナーまで伸びた導管と連通した排油口を有した強制ＬＮＧ気化器とを備える。

また、前記強制気化器により形成された気化天然ガスを直接前記の外洋航行タンカーまたは船舶の推進に利用することが知られている。特に、３種類の推進形態が商業的に知られている。第一は、電気的な推進を備えた中速デュアルヒュアル型エンジンである。この装置は商業的には十分に確立された装置であり、これまでに利用されていた蒸気タービンによる推進を備えたボイラ装置と競合するものである。第２の形態は、自然気化する天然ガス回収用の再液化装置を組み合わせた低速重油燃料型ディーゼルエンジンである。第３の形態は、ガスタービン推進装置であり、目下の所評価段階にある。これらのエンジンに共通していることは、自然気化した天然ガスを推進用に利用するかまたは再液化することであり、緊急の場合にだけ、自然気化した天然ガスは排気するか熱酸化される。

中速デュアルヒュアル型エンジンへ供給された燃料の幾分かは貯蔵天然ガスから取り出す。天然ガス燃料の一部は輸送船の貯蔵タンク内で自然気化した燃料である。該天然ガス燃料の残りに部分は強制気化によるものである。天然ガスは船のエンジンへ直接供給されるため、自然気化した天然ガスの量が選択した船の巡航速度に必要とするガス量と同等若しくは小量であれば天然ガス再液化装置は不要であり、また、天然ガスの排気や熱酸化をすることも不要である。

ＷＯ−Ａ−２００６／０７７０９４（特許文献２）は船のエンジンまたはその他の推進装置へ天然ガスを供給する方法及び装置に関する。蒸発天然ガスの主流は液化天然ガス容器内の欠損スペースから出る。斯かる天然ガスの主流は前記容器から取り出したＬＮＧ流の一部を強制的に気化させ、気化した一次流から未気化天然ガスを分離することで形成した二次流と混合する。特許文献２において説明する如く、斯かる方法によれば一次流と二次流とを混合して形成した天然ガス組成を制御して船のエンジンまたはその他の推進装置の使用に適合させることが可能となる。

高圧ガスインジェクション用に変更しえ低速ディーゼルエンジンとして公知の更に別の代替低速直接推進手段による推進は外洋航行ＬＮＧ貯蔵輸送船の推進用に商業的に利用可能となっている。斯かるエンジンの種類は２サイクルエンジンである。このエンジンは特に直連結スクリューと組み合わせると高効率となる。ＬＮＧ輸送船では、所望の推進用動力は動力「テークホーム」装置と組み合わせたシングルスクリューを備えたシングルエンジンまたは２つのスクリューをダイレクトドライブするダブルエンジン構成によりもたらされる。高圧ガス印字ク所ン装置を備えたダブル低速ディーゼルエンジンの一つの特定の効果は、仮に天然ガス燃料供給がされなくなったとしても、環境的には決して好適とは言えないが、重油燃料を使用して少なくとも２つのエンジンの１つを作動することが可能となる。高圧ガス印字ク所ンを備えた低速ディーゼルエンジンは高圧で供給する天然ガスを利用する。高作動効率を実現するためには、天然ガスを２００乃至３００バールの範囲の圧力に圧縮するのが典型的である。低負荷では、必要圧力はエンジン負荷の３０％まで直線的に降下するが、必要圧力は１５０バールであるのが典型的である。圧縮蒸発ガスと強制気化ガスを混合し、斯かるガスの混合気を更に当該推進装置に必要な圧力へ圧縮して高圧ガス供給を形成することが提案されている。

外洋航行ＬＮＧ貯蔵輸送船上でのＬＮＧの利用方法はその他にもある。例えば、特許文献３（ＷＯ−Ａ−２００５／０６８８４７）ではＬＮＧの幾分かを複数の段階を有するコンプレッサーの段階とその初段の上流側との間で蒸発天然ガスから圧縮熱を除去するのに利用することが出来る。

ＥＰ１２９１５７６Ａ ＷＯ−Ａ−２００６／０７７０９４ ＷＯ−Ａ−２００５／０６８８４７

前記輸送船のエンジン（またはガスタービン等のその他の推進装置）の給油に貯蔵ＬＮＧを利用することは、特にバラ積み航海中で比較的小量のＬＮＧしかタンク内に貯蔵されていない場合には、輸送船の貯蔵タンクから天然ガスを供給する機器に関する要件が従来の構成では最適ではないという点で問題となる。本発明の方法及び装置により解決される特定の問題点を下記に述べる。

本発明によれば、高圧で天然ガスを供給する装置であって、少なくとも１つのＬＮＧ用主貯蔵容器と、該主貯蔵容器内の浸漬ポンプであってＬＮＧの強制気化器が配置された供給パイプラインと連通して設置可能なポンプとを備え、前記強制気化器と連通して設置可能な少なくとも１つの二次ＬＮＧ保持容器が前記天然ガス供給パイプライン内へ配置され、且つ、前記二次容器が該二次容器と関連した手段であって圧力をかけて前記ＬＮＧを前記二次保持容器から前記強制気化器まで搬送する手段を備える。本発明に係る前記装置の好適な特徴は下記の特許請求の範囲の請求項２乃至１０に記載される。

本発明は、また、高圧で天然ガスを供給する方法であって、少なくとも１つの主貯蔵容器にＬＮＧを貯蔵することと、該主貯蔵容器からパイプラインに沿って少なくとも前記ＬＮＧを保持する二次容器へ浸漬ポンプによってＬＮＧを搬送することと、前記ＬＮＧの圧力を上げて高圧ＬＮＧを二次保持容器から前記強制気化器まで前記パイプラインに沿って搬送することと、前記強制気化器内の前記ＬＮＧを気化させることとを備える天然ガスの供給方法を提供する。本発明に係る前記方法の特徴は下記の特許請求の範囲の請求項１２乃至１７に記載する。

本発明に係る方法及び装置は下記の如く多数の効果をもたらし、特に、外洋航行ＬＮＧタンカーの推進装置に天然ガスを供給する上で効果的であり、
１つの前記主貯蔵容器または各前記主貯蔵容器内の浸漬ポンプは低圧ポンプであっても良く（例えば、３乃至４バール程度の排油圧力を有する）、
本発明に係る方法及び装置は高圧のＬＮＧを前記二次保持容器から前記強制気化器へ前記二次容器に関連した前記昇圧手段の選択次第で断続的にまたは連続して供給するように作動しても良く、
１つの前記浸漬ポンプまたは各前記浸漬ポンプはガス供給要件に合わせて断続的に及び時間を低減して作動するようにしても良く、
１つの前記貯蔵タンクまたは各前記貯蔵タンクはバラ積み航海に合わせた従来の量より小量のＬＮＧを輸送するようにしても良く、
本発明に係る方法及び装置は、バラ積み航海の最後において積荷のＬＮＧのレベルが低すぎて前記浸漬ポンプが一義的に使用できない場合には、ＬＮＧ貯蔵タンクの冷却に利用するようにしても良く、
本発明に係る方法及び装置は、各段階間において自然気化したＬＮＧから圧縮熱を除去するのに且つまたは前記自然気化ＬＮＧ用の圧縮器の上流または外圧縮器内の自然気化ＬＮＧの事前冷却ように使用するようにしても良い。

好適には、１つの前記二次容器または各前記二次容器は上方液面及び下方液面センサを有し、該センサは給油バルブと関連して作動し、斯かるセンサの配置は、ＬＮＧの前記二次容器内への流入がＬＮＧの液面が下方液面センサのレベルよりも下降した時にのみ起動し、二次容器内のＬＮＧの液面が上方液面センサのレベルよりも上昇した時にのみ停止するように構成される。

典型的には、前記天然ガスは、前記強制気化器から前記船舶または輸送船を推進する動力を発生するのに作動可能となる少なくとも１基のエンジンまたはタービンへ搬送される。１つの前記二次容器または各前記二次容器内の液化天然ガスが昇圧される圧力は前記エンジンまたはタービンの作動圧力により決定する。一部の比較的低圧装置では、この圧力は１１バールまでとしても良い。１つの前記エンジンまたは各前記エンジンまたはタービンがそのような比較的低圧の天然ガスの供給が断続的にだけ実施されるのを必要とする場合、前記ＬＮＧを１つの前記二次容器または各前記二次容器から強制気化器へ搬送してもよく、この搬送は、１つの前記二次容器または各前記二次容器を隔離し、１つの前記二次容器または各前記二次容器内の欠損スペース内の圧力を昇圧し、且つ、１つの前記二次容器または各前記二次容器を前記強制気化器と連通させて設置して前記欠損スペース内の圧力をもって前記の搬送が可能とすることで達成される。この搬送手段の効果は別の機械的ポンプが一切必要なくなることである。斯かる装置が２基以上並列に使用される場合には、前記ガスの供給は連続してなされる。１つの前記二次容器または各前記二次容器は前記低圧浸漬ポンプによりＬＮＧを再充填する前に減圧するのが典型的である。

ＬＮＧを連続して強制気化器へ供給する必要がある場合には、或いは、前記二次容器の減圧による加圧ガス損をなくす必要がある場合には、少なくとも１つの二次ポンプを前記パイプライン内において前記二次容器と前記強制気化器との中間に設けるようにしても良い。該二次ポンプを使用して例えば３００バールまでの高圧を生成するようにしても良い。高圧ガスインジェクションを備えた低速ディーゼルエンジンもしくはガスタービンへ気化天然ガスを供給する場合には、単一のシリンダ若しくは複数のシリンダを有した極低温液体往復ポンプを使用して典型的に必要な高圧を生成することが出来る。斯かる構成の効果は高圧ガス圧縮器で高圧ガスインジェクションを備えた低速ディーゼルエンジンもしくはある種のガスタービンにおいて使用されるインジェクション圧力まで気化天然ガスを昇圧する必要がなくなることである。

好適には、本発明に係る高圧ガスインジェクションを備えた低速ディーゼルエンジンもしくはガスタービンに天然ガスを供給する装置においては、全体の天然ガス燃料流が前記のパイプラインを貫流して、自然蒸発したＬＮＧの全てが再液化される。再液化した天然ガスを１つの前記二次容器または各前記二次容器へ送出するようにしても良く、この場合、余分な再液化した天然ガスは二次容器から主貯蔵容器へ戻される。或いは、再液化天然ガスを主貯蔵容器へ直接送ることが可能である。自然蒸発したＬＮＧを再液化するシステムを備えた構成では、自然気化した天然ガスの量が選択した巡航船速またはエンジン負荷を達成するのにエンジンが必要とする量より多い場合には排気または熱酸化装置にて燃焼させることで自然気化した天然ガスが無駄になる可能性を除去できる。

本発明に係る装置が自然気化したＬＮＧを圧縮するコンプレッサを備えている場合には、１つの前記二次容器または各前記二次容器からのＬＮＧの一部を段階間において自然気化天然ガスから圧縮熱を除去するために、及び／または、自然気化したＬＮＧを事前に冷却するために供給するようにしても良い。この目的のために熱交換器を使用することができるが、１つの前記二次容器または各前記二次容器からのＬＮＧと自然気化したＬＮＧとを混合することで事前冷却を実施するのが好適である。

強制気化させた天然ガスの温度は強制気化器内で直接昇温させるか、または、前記強制気化器の下流にて熱交換器を通過させることで昇温させるのが典型的である。前記強制気化器及び熱交換器は蒸気またはエンジン冷却装置からの熱湯等の任意の適当な加熱媒体により過熱するようにしても良い。

本発明の係る方法及び装置は添付図面を参照しつつ実施例を介して説明するものとする。添付図面中、
一連のＬＮＧ貯蔵容器から天然ガスを供給する第１の装置の略系統線図である。 一連のＬＮＧ貯蔵容器から天然ガスを供給する第２の装置の略系統線図である。 一連のＬＮＧ貯蔵容器から天然ガスを供給する第３の装置の略系統線図である。

上記図面は実際の縮尺に従ってはいない。
添付図面において同様な構成部品は同一の符号を付して図示してある。

発明を実施するための最良の形態
添付図面中の図１を参照して、一連の主ＬＮＧ貯蔵タンクまたは容器を示す。斯かる一連の貯蔵タンクまたは容器は外洋航行輸送船（図示なし）上に設置される。図１には４基の実質的に同一の貯蔵タンク４、６、８及び１０が図示してある。実際には斯かる一連のタンクはこれら４基のタンク４、６、８及び１０より多くのタンクを備えるのが典型的である。ＬＮＧ貯蔵タンク４、６、８及び１０の各タンクは遮熱されて該タンクの内容物であるＬＮＧが周りの環境から熱を吸収する速度を低く抑えるようにしている。ＬＮＧ貯蔵タンク４、６、８及び１０の各タンクは図１では容量１２のＬＮＧを収容するように図示されている。ＬＮＧ貯蔵タンク４、６、８及び１０の各タンクには該タンク内の液体の液面より上は自然に発生するアリッジ即ち欠損スペースとなっている。ＬＮＧは周囲温度よりかなり低い温度で沸騰するから各容量１２からは常にＬＮＧが前記欠損スペース内へ蒸発または気化している。

貯蔵タンク４、６、８及び１０の各タンクは極低温ポンプ１６を含み、該ポンプは前記ＬＮＧの容量内に浸漬されている。各ポンプ１６は作動するとタンクから分配ヘッダー１８へＬＮＧを汲み出す。該分配ヘッダー１８はＬＮＧパイプライン２０と連通している。二次遮熱ＬＮＧ貯蔵容器またはドラム２２がパイプライン２０に配置されており、該ドラム２２の容量は前記タンク４、６、８及び１０の各々の容量よりも小さくされるのが典型的である。ドラム２２は該ドラム２２の上流に配置されるバルブ２４を開放することで前記ヘッダー１８と連通するように設置されても良い。したがってドラムにＬＮＧを充填することができる。１つの構成では、ドラム２２には下方液面センサ２６及び上方液面センサ２８を設ける。ドラム２２内のＬＮＧの液面が下方液面センサ２６より下方へ降下すると、ポンプ１６が起動してバルブ２４を開放してＬＮＧをドラム２２内へ供給するようにしても良い。ドラム２２内のＬＮＧの液面が上方液面センサ２８のレベルに達するとポンプ１６の作動を停止してバルブ２４が閉じるようにしても良い。

ドラム２２は気化器または圧力昇圧コイル３０と連動して作動する。気化器または圧力昇圧コイル３０導管３２内へ配置され、該導管３２はドラム２２の直ぐ下流のパイプライン２０の領域からドラム２２内の欠損スペースまで伸長する。流れ制御バルブ３４が導管３２内に配置される。気化器または圧力昇圧コイル３０はパイプライン２０と独立して配置しても良いがドラム２２の直上に配置する。

バルブ３４の位置はドラム２２の欠損スペース内の圧力センサ（図示なし）により制御するようにしても良い。この場合、欠損スペース内の圧力を気化器または圧力昇圧コイル３０内のＬＮＧの気化を制御することで概ね一定レベルに維持される構成となる。典型的には、斯かる圧力は５乃至１１バールの絶対範囲である。

ＬＮＧのロットをドラム２２の欠損スペース内の圧量を利用してドラム２２からパイプライン２０に沿って強制ＬＮＧ気化加熱装置３６へ移送することが出来る。バルブ３８がパイプライン２０内に配置されて、閉じるとＬＮＧ気化加熱装置３６をドラム２２から隔離する。一方、該バルブ３８を開放すると、ＬＮＧが欠損スペース内の気化天然ガスの圧力でドラム２２から強制ＬＮＧ気化加熱装置３６へ流入する。

１つの構成（図示なし）では、強制（被強制または強制）気化器は蒸気による加熱、熱湯、または熱湯とグリコールの混合物を使用して気化室を貫流する流体の温度を昇温してドラム２２から供給されたＬＮＧを気化する。熱交換チューブ群を使用して前記蒸気、熱湯または熱湯グリコール混合物からＬＮＧへの熱伝達を実施するようにしても良い。強制気化器にはまたバイパスラインを設けるのが典型的であり、該バイパスラインは前記気化器の直ぐ上流から該気化器の直ぐ下流の静電混合室まで伸長する。前記バイパスラインを使用して気化器の下流のガスの温度を制御することができる。該ガスは主貯蔵タンク４、６、８及び１０から自然蒸発したガスと混合されるのが典型的である。蒸発ガスは貯蔵タンクから流出して第２のヘッダー３９へ流入する。該第２のヘッダー３９は第２の天然ガスパイプライン４０と連通する。複数の段階を有するコンプレッサ４２がパイプライン４０内に配置される。該コンプレッサ４２は作動するとおおよそ蒸発ガスの圧力をドラム２２の欠損スペース内で維持されている圧力まで昇圧する。圧縮された蒸発天然ガスは強制的に気化された天然ガスと混合されて、斯かる混合ガスはおおよそ周囲温度まで昇温されるのが典型的であり、斯かる昇温は熱交換器内で蒸気またはその他の加熱媒体、例えば、熱湯または熱湯グリコール混合物との間で間接的な熱交換によりなされるのが好適である。一般的には、ドラム２２の容量は比較的少なくて推進用に使用される天然ガスの大部分はコンプレッサ４２から供給される。更に、コンプレッサ４２が複数の段階を有するタイプのものであれば圧縮天然ガスの事前冷却及び段間の冷却はドラム２２からのＬＮＧ流によりなされるのが好適である。このＬＮＧはバルブ４４を貫流して熱交換器（図示なし）に至り、該熱交換内においてコンプレッサ４２内での一対の連続した圧縮段階または各対の連続した圧縮段階間で前記蒸発天然ガスから圧縮熱を奪うこととなる。結果的に生じた蒸発天然ガスは蒸発天然ガスと混合することができる。さらに、ドラム２２からの天然ガスの幾分かはコンプレッサ４２の上流で蒸発ガスを事前に混合させて蒸発ガスを事前に冷却することができる。

強制ＬＮＧ気化加熱装置３６からの加熱天然ガスは外洋航行輸送船の推進手段４６の１つ以上のエンジンもしくはガスタービンへパイプライン２０に沿って供給される。図１に図示した装置は蒸発天然ガスの基本負荷を前記タンク４、６、８及び１０から推進手段４６へ供給することができる。この基本負荷が供給される速度は前記一連２のタンクが収容するＬＮＧの量により決定される。これらのタンクが完全充填されている場合には、前記基本負荷はバラ積み状態において斯かるタンクが収容するＬＮＧの量より多くなり、斯かるバラ積み状態におけるＬＮＧの収容量は最大容量のたった３％以下であるのが典型的である。強制気化器を周期的に使用して推進手段４６のエンジンは天然ガスを供給する速度を上げるようにしても良い。これを可能とすることはデュアルヒュアルエンジンを中圧（５乃至１０バールの範囲）で作動する時に効果がある。しかしながら、前記タンク４、６、８及び１０内のＬＮＧの量をそれぞれのタンク内の主たる荷であるＬＮＧを一旦排出した後のバラスと状態と同じに維持するひつようが最小限となるよう容量のドラム２２を使用することも可能である。バラスと状態の最小量は船の荷下ろしをした後に残ったＬＮＧであってくみ出し可能な残留ＬＮＧの量である。斯かる場合には、コンプレッサ４２を周期的に停止する。一連２の貯蔵タンクがほぼ空になった状態でコンプレッサ４２を２日毎に半日作動するようにしても良い。停止期間後の起動直後ではコンプレッサ４２の吐き出し圧力は、コンプレッサ４２の上流の蒸発ガスの温度を低減する目的でドラム２２からのＬＮＧを使用しない場合には、ＤＦＤＥエンジンからなる推進手段４６には低すぎるものとなる。

図１に図示する装置の効果の１つは必要となる浸漬ポンプ１６が比較的低圧の浸漬ポンプでよいことである。斯かるポンプは通常スプレーや剥離目的で貯蔵タンクに既に設置されているから、貯蔵タンクに高圧燃料浸漬ポンプを追加設置する必要がなくなる。典型的には、斯かるポンプ１６によるドラム２２への燃料供給の圧力は３乃至４バールである。更に、斯かるポンプ１６が輸送船を推進するのに必要とされるフロー容量より遙かに高いフロー容量を有していることから、ポンプ１６はＬＮＧが継続してドラム２２に充填されるように断続的に作動されるだけでよい。この結果、天然ガス供給装置の資本及び運用コストを低く抑えておくことができる。更に、作動時間が限定されることからポンプ１６の機械的磨耗のリスクが低減される。ポンプ１６の修繕はドライドックでしか出来ないことからすればこの点は大きな効果であるといえる。

図１に図示する装置のもう一つの特徴はＬＮＧの幾分かをバルブ４８を介して貯蔵タンク４、６、８及び１０へ戻すのに前記浸漬ポンプ１６を使用するようにしても良いことである。これにより前記タンク４、６、８及び１０内において温度階層を低く抑えて置く一助となる。前記ポンプ１６のもう一つの機能はバラ積み航海中に前記タンクにスプレーを施すことによって該タンクを冷却状態の置くことである。図１に示す装置の更に別の特徴はＬＮＧの過度の自然蒸発がある場合には、緊急時の措置として余剰の燃料蒸発ガスを二次ヘッダー３９に連通した導管５４内に配置されたバルブ５２を介して喚起マスト５０もしくは熱酸化器（図示なし）へ排気する。

添付図面の図２を参照して、推進手段４６のエンジン（若しくはタービン）へ強制気化したＬＮＧを中圧（１０バールｇ）で供給する図１に図示した装置の代替装置が図示されている。図１に図示した装置の１つの欠点は、ドラム２２内の液体の液面が下方液面センサ２６の下方まで降下した場合、一般的にはバルブ３８を閉じて（強制気化加熱装置３６をドラム２２から隔離する目的で）ドラム内の圧力を開放してＬＮＧの容量が上方液面センサ２８の高さまで上昇するまでＬＮＧを再充填する。図２に図示した装置では、昇圧気化器またはコイル３０に代わって機械的な極低温ポンプ６０が使用される。このポンプ６０には遠心、往復またはその他の動的な排出を行なう種類の任意の極低温液体の汲み上げ及び加圧に適したポンプを使用することができる。このポンプ６０は作動すると図２に図示した装置の強制気化加熱装置３６へ連続してＬＮＧを供給するとともに、コンプレッサ４２の上流及び段階間の蒸発ガスの冷却に使用される。導管３２及びフロー制御バルブ３４は残されており、導管３２の給油口はポンプ６０の下流に配置されて、エンジンの負荷が低くて天然ガスの消費が低い場合には最小限のポンプフローを維持するようにされている。ポンプは一定の流量で作動され、余剰のＬＮＧがある場合には該余剰のＬＮＧは導管３２を介してドラム２２へ戻される。その他の点に関しては、図２に図示した装置の構成及び作動は図１に図示した装置の構成と同じである。

図３に図示した装置は天然ガスを推進装置４６へ高圧で供給するように構成されており、斯かる高圧は典型的には１１バールを越えて２００乃至３００バールの範囲の超臨界圧力までの高圧力である。超臨界圧力では加熱気化装置の一部を形成する強制気化器を天然ガスが通過する時に位相変化が起きない。本明細書の文脈においては、「気化」なる用語は第１の温度から第２温度まで臨界流体を加熱することを含み、該流体が該第１の温度でドラムの作動圧力で二次容器またはドラム２２へ戻されるのであれば、その時は液体であり、前記第２の温度は第１の温度より高温であり、天然ガスが該第２の温度でドラムの作動圧力で二次容器またはドラムへ戻される場合には、斯かる天然ガスは気体である。ポンプ６０は単一シリンダまたは複数のシリンダを備えた極低温液体往復ポンプであり、該ポンプは天然ガスの圧力を所望の圧力まで昇圧することができる。その他の大部分点では図３に図示した装置は図２に図示した装置と同一である。しかしながら、図３に図示した装置における重要な相違点は、一連２の主貯蔵タンクから自然蒸発したガスは単に圧縮されるのではなく液化装置７０により液化される点であり、この気化器はコンプレッサ４２を代替するものである（しかしながら、コンプレッサは依然として含まれているものとする）。

ＥＰ−Ａ−１１３２６９８に開示した種類の液化装置を液化装置７０としても良い。２段コンプレッサを使用するのが典型的であり、従って、斯かるコンプレッサを段間で冷却する必要があるかもしれない。しかしならが、ドラムからのＬＮＧを使用してコンプレッサ４２の上流の蒸発ガスを事前冷却するのが好適であり、ＬＮＧと蒸発ガスを混合して斯かる事前冷却をするのが好適である。或いは、液化装置７０からの液体の幾分かを斯かる冷却に使用するようにしても良い。従って、バルブ４４及び該バルブが配置されたパイプを図３に図示した装置から省略しても良い。液化装置７０から二次容器またはドラム２２まで伸長するパイプ７２あり、該パイプ７２内にはフロー制御バルブ７４が配置されている。この結果、全ての液化された蒸発ガスはドラム２２へ戻される。この液体のドラム２２への戻りの結果ドラム２２内へ流れる液体の全流量は液体がドラム２２から引き出される流量よりも大きくなるのが典型的である。したがって、余剰の液体はドラム２２から別のパイプ７８を介して一連２の種貯蔵タンクへ戻されることとなる。該パイプ７８にはフロー制御バルブ８０が設置されて前記一連２の主貯蔵タンクへ戻るＬＮＧの流量及び従ってドラム２２内の液面を調整する。或いは、再液化された天然ガスを液化装置７０から直接一連２の主貯蔵タンクへ送ることもできる。

更に、図３に図示した装置の通常の作動においては、一連２の主貯蔵タンクから自然に蒸発して出てくる天然ガスは本質的には全て液化装置７０により液化される。従って、図３に図示した装置には図２の装置の圧縮蒸発ガスを気化加熱装置３６へ運んで強制気化ＬＮＧと混合させるラインに対応してラインが設けられていない。

図３に図示した装置は作動すると高インジェクション圧力を連続して低速ディーゼルエンジンまたは外洋航行輸送船の推進装置４６の一部を形成するエンジンに供給することができる。

単一のドラム２２を有する代わりに、前記図面に図示した各装置は複数の同様なドラムを含むようにしても良い。図２及び図３に図示した装置では、該図面に図示した単一のドラム２２に代えて複数のドラムを平行に設けた場合には、各追加したドラムの各々が専用のポンプ６０を有することとなる。

図２または図３に図示した装置の別の効果はドラム２２及びポンプ６０に容易にアクセスできてメンテナンスができることである。更に、ポンプ６０は容易に始動して使用できることである。

図３に図示した装置は、自然気化した天然ガスの量が選択した巡航船速またはエンジン負荷に対応してエンジンが必要とする天然ガスの量より多い場合に効果的である。気化した天然ガスを換気したり燃焼させたりして無駄にする可能性はなくなる。斯かる無駄は設計速度（最大連続速度）の変わりに典型的な通常の船速で巡航する場合には著しく多くなる。

図３に図示した装置はまた電力消費が高い高圧力ガス圧縮機の使用を液体の汲み上げにより回避できる点で効果的である。

産業上の利用分野

本発明に係る天然ガス供給装置及び供給方法は、外洋航行のＬＮＧ輸送船舶の推進装置に好適に適用できる。

４、６、８、１０ ＬＮＧ主貯蔵タンク、１４ 欠損スペース、１６ ポンプ、１８ 分配ヘッダー、２０ ＬＮＧパイプライン、２２ ドラム、２４ バルブ、２６ 下方液面センサ、２８ 上方液面センサ、３０ 気化器または昇圧コイル、３２ 導管、３４ フロー制御バルブ、３６ 強制ＬＮＧ気化加熱装置、３８ バルブ、３９ 二次ヘッダー、４０ 二次天然ガスパイプライン、４２ コンプレッサ、４４ バルブ、４６ 推進装置、４８ バルブ、５０ 排気マスト、５２ バルブ、５４ 導管、６０ ドラム、７０ 液化装置、７２ パイプ、７４ フロー制御バルブ、７８ パイプ、８０ フロー制御バルブ。

Claims (19)

1. 高圧で天然ガスを供給する天然ガス供給装置において、
   少なくとも１つのＬＮＧ用主貯蔵容器と、
   該主貯蔵容器内の浸漬ポンプであってＬＮＧの強制気化器が配置された供給パイプラインと連通して設置可能な浸漬ポンプとを備え、
   前記強制気化器と連通して設置可能な少なくとも１つの二次ＬＮＧ保持容器が前記天然ガス供給パイプライン内へ配置され、
   前記二次ＬＮＧ保持容器が該二次ＬＮＧ保持容器と関連した手段であって圧力をかけて前記ＬＮＧを前記二次ＬＮＧ保持容器から前記強制気化器まで搬送する手段を備え、
   前記主貯蔵容器からの自然気化ＬＮＧを圧縮するコンプレッサと、該コンプレッサの上流の前記自然気化ＬＮＧを前記二次容器からのＬＮＧで事前冷却する手段とを更に備えることを特徴とする、天然ガス供給装置。
2. 前記二次容器からのＬＮＧを前記自然気化ＬＮＧと事前混合する混合装置を更に備えることを特徴とする、請求項１に記載の天然ガス供給装置。
3. 前記コンプレッサは複数の段階を有するコンプレッサであり、一対の段階の中間で前記自然気化ＬＮＧから圧縮熱を除去する熱交換器が設けられ、該熱交換器が前記二次容器と連通して設置可能な冷却通路を有することを特徴とする、請求項１または２に記載の天然ガス供給装置。
4. 前記二次容器が上方液面センサ及び下方液面センサを有し、これらのセンサは給油バルブと連動して作動可能であり、前記二次容器内へのＬＮＧの流入がＬＮＧの液面が前記下方液面センサの高さより下方へ降下した時にのみ開始され、該流入がＬＮＧの液面が前記上方液面センサの高さまで上昇した時にのみ停止されるように構成されていることを特徴とする、請求項１乃至３の何れか１項に記載の天然ガス供給装置。
5. 圧力を掛けて前記ＬＮＧを搬送する前記手段が前記二次保持容器と連動した熱交換器または昇圧コイルを含むことを特徴とする、請求項１乃至４の何れか１項に記載の天然ガス供給装置。
6. 前記ＬＮＧを搬送する前記手段が少なくとも１つの二次ポンプを備えることを特徴とする、請求項１乃至４の何れか１項に記載の天然ガス供給装置。
7. 前記二次ポンプが１つ以上のシリンダを有した往復ポンプであることを特徴とする、請求項６に記載の天然ガス供給装置。
8. 複数の二次容器が並列に設けられ、各二次容器が専用の二次ポンプを有することを特徴とする、請求項６または７に記載の天然ガス供給装置。
9. 前記主貯蔵容器からの自然気化ＬＮＧを液化する液化装置を含み、該液化装置がＬＮＧ排出口を更に備え、該排出口は前記二次保持容器または前記主貯蔵容器と連通して設置することが出来ることを特徴とする、請求項６乃至８の何れか１項に記載の天然ガス供給装置。
10. 前記天然ガス供給装置は外洋航行ＬＮＧタンカーの推進装置に天然ガスを供給するように配置されることを特徴とする、請求項１乃至９の何れか１項に記載の天然ガス供給装置。
11. 高圧で天然ガスを供給する天然ガス供給方法において、
    少なくとも１つの主貯蔵容器にＬＮＧを貯蔵することと、
    該主貯蔵容器からパイプラインに沿って少なくとも前記ＬＮＧを保持する二次容器へ浸漬ポンプによってＬＮＧを搬送することと、
    前記ＬＮＧの圧力を上げて高圧ＬＮＧを二次保持容器から前記強制気化器まで前記パイプラインに沿って搬送することと、
    前記強制気化器内の前記ＬＮＧを気化させることとを含み、
    前記主貯蔵容器からの自然気化ＬＮＧを圧縮するコンプレッサの上流の前記自然気化ＬＮＧを前記二次容器からのＬＮＧで事前冷却することを更に含むことを特徴とする天然ガス供給方法。
12. 前記二次保持容器から前記強制気化器へＬＮＧが連続して供給されることを特徴とする、請求項１１に記載の天然ガス供給方法。
13. 前記ＬＮＧが前記二次保持容器から前記強制気化器へ断続的に供給されることを特徴とする、請求項１１に記載の天然ガス供給方法。
14. ＬＮＧは前記二次保持容器の欠損スペース内の気化ガスの圧力で前記二次保持容器から前記強制気化器へ搬送されることを特徴とする、請求項１１乃至１３の何れか１項に記載の天然ガス供給方法。
15. 前記気化ガス圧力は絶対１１バールまでとすることを特徴とする、請求項１４に記載の天然ガス供給方法。
16. ＬＮＧは前記二次保持容器から前記強制気化器へ少なくとも１基の二次ポンプにより搬送されることを特徴とする、請求項１２または１３に記載の天然ガス供給方法。
17. 前記二次ポンプが前記ＬＮＧの圧力を３００バールまでの圧力へ昇圧することを特徴とする、請求項１６に記載の天然ガス供給方法。
18. 前記主貯蔵タンクからの自然気化ＬＮＧを液化することと、該液化されたＬＮＧを前記二次容器へ通すことまたは前記液化されたＬＮＧを前記主貯蔵容器へ戻すこととを含むことを特徴とする、請求項１６または１７に記載の天然ガス供給方法。
19. 前記気化したＬＮＧが前記強制気化器から外洋航行ＬＮＧタンカーの前記推進装置へ供給されることを特徴とする、請求項１１乃至１８の何れか１項に記載の天然ガス供給方法。

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