JP6184822B2

JP6184822B2 - 船舶用ガス供給装置

Info

Publication number: JP6184822B2
Application number: JP2013199759A
Authority: JP
Inventors: 則彦荒木; 千歳大森
Original assignee: 泉鋼業株式会社
Priority date: 2013-09-26
Filing date: 2013-09-26
Publication date: 2017-08-23
Anticipated expiration: 2033-09-26
Also published as: JP2015063288A

Description

本願発明は、船舶用のガス供給装置、特にＬＮＧタンカー（ＬＮＧ運搬船）などの液化天然ガス（ＬＮＧ）貯蔵タンクを備えた海洋船舶におけるガス供給装置の構成に関するものである。

ＬＮＧ（液化天然ガス）を運搬するＬＮＧタンカーなどの海洋船舶では、一般に積荷であるカーゴタンク内のＬＮＧ（その気化成分であるボイルオフガス）を燃料として、航行用の推進力を得る船舶推進設備、発電設備稼働用の駆動力を得るエンジン等のガス消費設備が設けられている。

ＬＮＧを貯蔵するカーゴタンクは、断熱構造を有し、大気圧（またはそれ以上の所定圧）の下で、貯蔵したＬＮＧの温度を−160℃程度の低温に維持して液化状態に保ち、可能な限り蒸発（気化）を防ぐ対策が採られている。

しかし、航海中の外気温による外部からの侵入熱などもあり、どうしても一定量のＬＮＧの蒸発は避けられない。この自然蒸発成分（ボイルオフガス）は、沸点が低く、一般的な方法では再液化することが困難であり、敢えて採用しようとすると、大型で、多くの台数の圧縮機、熱交換器などが必要になる。

そこで、カーゴタンク内の圧力を大気圧等所定の圧力に維持するために、所定の圧力を超えるようになると、強制的に外部に放出する必要があった。しかし、折角のエネルギー成分をそのまま外部に放出するのは無駄である。

そこで、最近では、上述のように、これを燃料として航行用の推進力を得る船舶用のディーゼルエンジン（４サイクル）が開発されており、同エンジンでは、上記蒸発ガスを０．５Ｍｐａ程度の圧力で空気と共にシリンダ内に吸入させ、圧縮させたうえで、点火燃焼させるようになっている。しかし、このような船舶用エンジンの場合、高出力が要求される運転領域では相当量の蒸発ガスが必要となり、自然蒸発成分のガス量だけでは不足するケースが生じる。

このため、例えば従来の装置では、一部カーゴタンク内のＬＮＧを強制的に蒸発させる蒸発器を設け、同蒸発器を通して強制的に蒸発させた蒸発ガスと上記自然蒸発ガスとを混合して使用することにより、不足量を補うようにすることも行なわれている（たとえば特許文献１の構成を参照）。

特開２００４−３６６０８号公報

ところで、上記カーゴタンク内で発生する自然蒸発ガスは、ＬＮＧ中の沸点の低いメタン成分を主成分とし、エタンやプロパン等の成分は少なく、不純物である窒素と合わせて１００％を占める。他方、上記カーゴタンク内底部の液相状態のＬＮＧをポンプで汲み上げて、蒸発器で強制的に蒸発させた強制蒸発ガスは、気化されたとしても基本的にＬＮＧと同じ成分であり、エタンやプロパンといった重質成分を多く含んでいる。

上記４サイクルのディーゼルエンジンの場合、燃料ガス中のエタンやプロパンといった銃質成分が多いと、吸入後の圧縮工程でノッキングを発生する問題がある。これは、上記のような船舶航行用のエンジンのみに限らず、発電設備における発電機駆動用エンジン、その他のガス消費設備に共通する問題であり、ガス消費設備にとっては、できるだけ重質成分の少ないメタン化の高い蒸発ガスであることが望ましい。

本願発明は、このような問題を解決するためになされたもので、燃料ガス形成用の蒸発器で強制的に蒸発される蒸発ガス中の重質成分の量を可能な限り低減し、上述したノッキング等不整燃焼の問題を生じさせないようにした船舶用ガス供給装置を提供することを目的とするものである。

本願発明は、上記の課題を解決するために、次のような課題解決手段を備えて構成されている。
（１）請求項１の発明の課題解決手段
この発明の課題解決手段は、ＬＮＧを貯蔵するカーゴタンクと、このカーゴタンク内のＬＮＧの一部が燃料として供給される燃料タンクと、この燃料タンク内のＬＮＧを蒸発気化させた上でガス消費設備に供給するガス供給ラインとを備えてなる船舶用ガス供給装置であって、上記カーゴタンク内の自然蒸発ガスを吸入して再液化する再液化装置と、この再液化装置で再液化された再液化ガスを所定量貯留するレシーバタンクとを設け、上記再液化装置で再液化された再液化ガスを、上記カーゴタンクに戻すと共に上記レシーバタンクに貯留し、同レシーバタンク内の再液化ガスを上記燃料タンクに供給するようにしたことを特徴としている。

このような構成によれば、カーゴタンク内で発生する自然蒸発ガスは、所定量以上になった時点で、再液化装置に供給されて再液化され、レシーバタンクに貯留されると共に、カーゴタンク内に戻される。したがって、カーゴタンク内の圧力の上昇が緩和される。

一方、レシーバタンク内に貯留された再液化ガスは、その量が所定量以上になった時点で間欠的に燃料タンクに供給されて、カーゴタンクからのＬＮＧと混合される。カーゴタンクから燃料タンク内に供給されるＬＮＧは、エタンやプロパンなどの重質成分を多く含み、それをそのまま蒸発させて前述した４サイクル・ディーゼルエンジンなどのガス消費設備に燃料として供給すると、ノッキング等を発生させる問題がある。

これに対し、上記カーゴタンク内で自然蒸発したガスは、メタンを主成分とし、エタンやプロパンなどの重質成分は殆ど含まれていない。したがって、上記のように、再液化装置とこの再液化装置で再液化された再液化ガスを所定量貯留するレシーバタンクを設け、重質成分のない再液化ガスを上記燃料タンクに供給して、カーゴタンク側から供給されたＬＮＧに混合するようにすると、燃料タンク内のＬＮＧ燃料の重質成分の比率は低下し、上述のようなノッキング等発生の問題が緩和される。
（２）請求項2の発明の課題解決手段
この発明の課題解決手段は、上記請求項1の発明の課題解決手段の構成において、レシーバタンク内の圧力と燃料タンク内の圧力を均しくする均圧ラインを設けたことを特徴としている。

このような構成によれば、同均圧ラインを開放することによって、上記レシーバタンク内の圧力と燃料タンク内の圧力を均しくすることができる。

その結果、たとえば上記レシーバタンクを上記燃料タンクよりも相対的に高くして設け、両者の間にヘッド差を生じさせると、ポンプ等の駆動手段を設けることなく、上記レシーバタンク内に貯留された重質成分のない再液化ガスを上記燃料タンク内に自重で供給することができるようになる。
（３）請求項3の発明の課題解決手段
この発明の課題解決手段は、上記請求項２の発明の課題解決手段の構成において、レシーバタンク内の圧力とカーゴタンク内の圧力を均しくする均圧ラインを設けたことを特徴としている。

このような構成によれば、上記請求項２の発明の課題解決手段の構成において、燃料タンク内の圧力と均しくしたレシーバタンク内の圧力を、さらにカーゴタンク内の圧力とも均しくすることができ、再液化装置により再液化された再液化ガスを再びレシーバタンク内に貯留することが可能となる。

以上の結果、本願発明によれば、最終的な燃料供給ラインに供給される蒸発ガス中の重質成分の量を可及的に低減することができ、前述した船舶用４サイクル・ディーゼルエンジン等ガス消費設備の燃料に使用したような場合にも、できるだけノッキング等不整燃焼の問題を発生させないようにすることができる。

本願発明の実施の形態に係る船舶用ガス供給装置の全体的な構成を示す供給系統図である。同船舶用ガス供給装置におけるカーゴタンク内の圧力上昇抑制制御状態を示す説明図である。同船舶用ガス供給装置における燃料タンクへのＬＮＧ供給制御状態を示す説明図である。同船舶用ガス供給装置における燃料タンク内のガス昇圧制御状態を示す説明図である。同船舶用ガス供給装置におけるガス消費設備へのＬＮＧガス供給制御状態を示す説明図である。同船舶用ガス供給装置におけるレシーバタンク内への再液化ガス貯留制御状態を示す説明図である。同船舶用ガス供給装置におけるレシーバタンク内圧力と燃料タンク内圧力の均圧化制御状態を示す説明図である。同船舶用ガス供給装置における燃料タンク内への再液化ガス移送制御状態を示す説明図である。同船舶用ガス供給装置におけるレシーバタンク内の圧力とカーゴタンク内の圧力の均圧化制御状態を示す説明図である。同船舶用ガス供給装置が利用されるガス消費設備の一例である船舶用発電設備の構成を示す図である。

以下、添付の図１〜図１０を参照して、本願発明にかかる船舶用ガス供給装置を実施するための好ましい形態（構成および作用）について、詳細に説明する。
＜ガス供給装置の全体的なシステム構成＞
図１において、符号１は、ＬＮＧタンカー等のＬＮＧ運搬用海洋船舶において運搬するＬＮＧ（液化天然ガス）を貯蔵するカーゴタンクである。カーゴタンク１内には、所定量のＬＮＧが貯留されている。この実施の形態の場合、タンク構造として蓄圧式の圧力容器が採用されており、タンク壁は断熱構造となっている。また、後述するように、小型ではあるが、再液化装置も備えている。

なお、同カーゴタンク１は、通常複数台設置されているが、それぞれ同一の構成であるため、以下の説明では、図示のように1台のもので代表させて説明する。

そして、カーゴタンク１には、ＬＮＧの一部を燃料タンク３に供給するＬＮＧ供給ラインＬ１と、ＬＮＧの蒸発ガス（タンク内上方空間１ａ部分に溜まる自然蒸発ガス）を再液化装置５に供給する蒸発ガス供給ラインＬ２と、再液化装置５で再液化された再液化ガス（重質成分の少ないＬＮＧ）をカーゴタンク１内に戻す再液化ガス戻しラインＬ３が設けられている。ＬＮＧ供給ラインＬ１の一端は、カーゴタンク１内定部に位置して開口され、同開口端部にＬＮＧ供給ポンプ２が設けられている。

燃料タンク３は、上記ＬＮＧ供給ラインＬ１を介して供給されるＬＮＧを、２本に分岐した第1、第2のＬＮＧ導入ラインＬ11、Ｌ12を用いて導入し、貯留する。第1のＬＮＧ導入ラインＬ11の先端はそのまま燃料タンク３内底部に延びて開口されている一方、第2のＬＮＧ導入ラインＬ12の先端には散液または噴霧用のノズル４が設けられ、同ノズル４を介して燃料タンク３内の上方に開口されている。

ＬＮＧ供給ラインＬ１には、カーゴタンク１の出口部に位置して開閉弁Ｖ13、第1、第2のＬＮＧ導入ラインＬ11、Ｌ12の分岐部手前に位置して開閉弁Ｖ23が設けられ、また第1、第２のＬＮＧ導入ラインＬ11、Ｌ12の途中にも、開閉弁Ｖ21、Ｖ22が設けられている。そして、これら全ての開閉弁が開放された状態で、上記ＬＮＧ供給ポンプ２が駆動されると、同ＬＮＧ供給ラインＬ１、ＬＮＧ導入ラインＬ11、Ｌ12を介して、カーゴタンク１内のＬＮＧが燃料タンク３内に供給される。

一方、燃料タンク３には、燃料タンク３内の燃料をガス消費設備（図１０参照）へ供給するための相互に連続する燃料供給ラインＬ4、Ｌ41、Ｌ42が設けられており、上流側Ｌ4部分には開閉弁Ｖ27、下流側Ｌ41〜Ｌ42部分には加熱式蒸発器８が設けられ、加熱式蒸発器８で蒸発されたＬＮＧガスが下流側燃料供給ラインＬ42部分を介してガス消費設備へ供給されるようになっている。また、燃料タンク３には、燃料タンク３内底部に溜まったＬＮＧ（液相成分）を、同じく加熱式蒸発器９を介して繰り返し蒸発させる循環ラインＬ6が設けられている。この循環ラインＬ6の燃料タンク３側から見た入口側、出口側には、それぞれ開閉弁Ｖ26、Ｖ28が設けられている。

これら各開閉弁Ｖ26、Ｖ28は、たとえば燃料タンク３内に供給されたＬＮＧを加熱式蒸発器９を介して強制的に蒸発させ、燃料タンク３内の圧力を上昇させるのに使用される（後述）。燃料タンク３には、燃料タンク３内の圧力を検出する圧力検出手段が設けられており、この圧力検出手段で検出された圧力検出値は、所定の送信手段を介して当該システムをコントロールするコントロールユニットに入力される。

さらに、この燃料タンク３には、上記再液化装置５で再液化された再液化ガスの一部が貯留されるレシーバタンク７の上部に連通され、レシーバタンク７内の圧力と燃料タンク３内の圧力を均圧化する均圧ラインＬ5が設けられている。この均圧ラインＬ5には、燃料タンク３側に位置して開閉弁Ｖ25、レシーバタンク７側に位置して開閉弁Ｖ36が設けられている。そして、これら各開閉弁Ｖ25、Ｖ36がそれぞれ開放されたときに、両タンク３、７内が均圧になる。

レシーバタンク７の下部は、上記再液化ガス戻しラインＬ3を介して、上記カーゴタンク１内に連通されている一方、燃料供給ラインＬ24、第２のＬＮＧ供給ラインＬ12を介して、上記燃料タンク３に連通されている。

再液化ガス戻しラインＬ3には、レシーバタンク７側に位置して開閉弁Ｖ33が、またカーゴタンク１側に位置して開閉弁Ｖ12が設けられており、これら各開閉弁Ｖ33、Ｖ12が開放されたときに、レシーバタンク７内底部７ａに貯留された再液化ガスが再液化ガス戻しラインＬ3を介してカーゴタンク１内底部に戻される。

レシーバタンク７には、レシーバタンク内の圧力を検出する圧力検出手段やレシーバタンク内の液面位を検出する液面位検出手段が設けられており、これら圧力検出手段で検出された圧力検出値や液面位検出手段で検出された液面位は、それぞれ所定の送信手段を介して当該システムをコントロールするコントロールユニットに入力される。

また、上記燃料供給ラインＬ24には、レシーバタンク７側に位置して開閉弁Ｖ32が、第２のＬＮＧ供給ラインL12側に位置して開閉弁Ｖ24がそれぞれ設けられており、これら各開閉弁Ｖ32、Ｖ24と共に第２のＬＮＧ供給ラインＬ12の開閉弁Ｖ22が開放されたときに、レシーバタンク７内底部７ａの再液化ガスが燃料タンク３内に供給される。

一方、再液化装置５は、一例として、スターリングサイクルを利用したインダイレクト方式の冷却液化装置が採用されており、図示はしないが、たとえばシリンダ、ピストン、ディスプレイサー、コンデンサ、リジェネレータ、クーラ、ピストン駆動用のモータ、クランク手段等を備えて構成されている。

すなわち、この再液化装置５の構成では、上下方向に延びる所定の長さ、所定の径のシリンダ内にて、下段側ピストンと上段側ディスプレイサーとが相互に連動しつつ、上下運動を行なう。そして、それらピストンとディスプレイサーとの間に位置する圧縮空間に封入されている冷媒ガス（ヘリウムガス）がピストンにより圧縮され、シリンダの外周側に位置するクーラ、リジェネレータ、シリンダの上部に位置するコンデンサを経て、放熱冷却された後に、上段側ディスプレイサー上部の膨張空間に移動する。

次に、ディスプレイサーは下方に移動する。そして、それに対応して上記膨張空間内の冷媒ガスが膨張し、急激に温度を降下させる。その後、ディスプレイサーは、再び上方へ移動する。この結果、上記冷媒ガスは上記の方向とは逆に、コンデンサ、リジェネレータ、クーラを経由して、それらを冷却しながら元のスタート位置であるピストン上部の圧縮空間へ戻る。このとき、冷媒ガスは元の温度に戻るが、他方、上記コンデンサ上部の外周にあるコンデンサヘッド部分に生じる極低温の作用で、同部分に導入されたＬＮＧガスの温度が急激に低下し、液化される。

そこで、該コンデンサヘッド部分に、上記カーゴタンク１側から蒸発ガス供給ラインＬ2、、蒸発ガス吸入ラインＬ21を介して蒸発ガスを導入（開閉弁Ｖ11を開いて）すれば、導入された蒸発ガスが同様の作用で液化されることになる。

この再液化装置５の再液化ガスの出口部分には、上記レシーバタンク７の底部からカーゴタンク１の底部に延びる再液化ガス戻しラインＬ3に連続する再液化ガス戻しラインＬ22と、上記レシーバタンク7の上部に連通する再液化ガス供給ラインＬ23との２本の再液化ガス戻しラインが並列に接続されている。そして、それぞれその途中には開閉弁Ｖ34、Ｖ31が設けられている。

上記のように、上記燃料タンク３の上部とレシ−バタンク７の上部とを結ぶ上記均圧ラインＬ5のレシーバタンク７側下流端（レシーバタンク７の上部空間）と上記蒸発ガス供給ラインＬ2の下流端（蒸発ガス吸入ラインＬ21の上流端）との間には開閉弁Ｖ35を備えたレシーバタンク側均圧ラインＬ51が接続されている。この均圧ラインＬ51は、開閉弁Ｖ35、Ｖ31の開状態においては、同均圧ラインＬ51と上記カーゴタンク１側の蒸発ガス供給ラインＬ2を相互に連通させ、レシーバタンク７内の圧力とカーゴタンク1内の圧力との均圧化を図るようになっている。

そして、それにより、上述のように、カーゴタンク１内の蒸発ガスを、蒸発ガス吸入ラインＬ21を介して、上記再液化装置５のコンデンサヘッド部分に導入して、再液化するようにしている。そして、再液化された蒸発ガスは、上記再液化ガス戻しラインＬ22、Ｌ3を介して上記カーゴタンク1の底部に、また上記再液化ガス供給ラインＬ23を介して上記レシーバタンク７内に供給される。
＜各種の制御形態＞
以上の説明における各開閉弁Ｖ11〜Ｖ13、Ｖ21〜Ｖ28、Ｖ31〜Ｖ36は、全て電磁式の自動開閉制御弁により構成されており、各種の演算制御機能を有した所定のコントロールユニット(シーケンス制御ユニット）からの制御信号を受けて、自動的に開閉制御されるようになっている。

そして、本実施の形態では、それらを利用して、たとえば当該装置の機能上必要な、図２〜図９のような各種の制御を行なえるようになっている。
（１）カーゴタンク１内の圧力上昇抑制制御（図２参照）
すでに述べたように、この実施の形態のカーゴタンク１は圧力容器とされ、そのタンク壁も断熱構造に形成され、可能な限りＬＮＧの蒸発量を小さくする対策が採られている。

しかし、航海中の外気温による外部からの侵入熱などもあり、どうしても一定量のＬＮＧの蒸発は避けられない。そして、このような自然蒸発による蒸発ガス（ボイルオフガス）が多くなると、必然的にカーゴタンク１内の圧力が上昇する。カーゴタンク１内の圧力は、たとえば送信手段を備えた圧力検出手段により検出され、所定の設定圧力以上になると、上記開閉弁Ｖ11が開かれて、再液化装置５側に供給するシステムが採用されている。

燃料タンク３内に供給されるＬＮＧも、ガス消費設備が駆動されているときは間欠的に消費されて減少するが、同設備が停止しているときには低減されない。したがって、ガス消費設備の停止時間が長くなればなるほど、カーゴタンク１内のＬＮＧ減少量も少なく、蒸発ガス発生量もふえる。

そこで、上記圧力検出手段により検出された圧力が所定の基準圧を超えたときには、図示しないコントロールユニットを介して、たとえば図２に示すように、上記開閉弁Ｖ11、Ｖ34、Ｖ12を開く一方、それ以外の開閉弁Ｖ35、Ｖ31、Ｖ33等を閉じ、上記蒸発ガス供給ラインＬ2、蒸発ガス吸入ラインＬ21を介して、上記再液化装置５内に蒸発ガスを供給して再液化し、上記再液化戻しラインＬ22、Ｌ2を介して、その高低差を利用した自重によりカーゴタンク１内に戻すことにより、カーゴタンク1内の蒸発ガス量を減らして圧力の上昇を緩和させる。
（２）燃料タンク３内へのＬＮＧ燃料の移送制御（図３参照）
このときは、図3に示すように、上記カーゴタンク１から上記燃料タンク３へのＬＮＧ供給ラインＬ1上の開閉弁Ｖ13、Ｖ23、ＬＮＧ導入ラインL11上の開閉弁Ｖ21、ＬＮＧ導入ラインＬ12上の開閉弁Ｖ22をそれぞれ開く一方、分岐ラインＬ25の開閉弁Ｖ24他の開閉弁を全て閉じ、ＬＮＧ供給ポンプ２を駆動して、ＬＮＧ供給ラインL１、ＬＮＧ導入ラインＬ11、Ｌ12を介して、カーゴタンク１内のＬＮＧを燃料タンク3の上部および下部に均等に供給する。このとき、下部側にはそのまま、上部側にはノズル４を介して散液または噴霧状態で供給する。

これにより、燃料タンク3内に、所定量のＬＮＧが燃料として貯留される。
（３）燃料タンク３内の昇圧制御（図4参照）
この昇圧制御は、図4のように、上記燃料タンク３の底部側から上部側に連通し、その途中に加熱式の蒸発器９を備えた循環ラインＬ6を用いてなされ、開閉弁Ｖ28、Ｖ26を開き、上記燃料タンク3内に貯留されたＬＮＧを加熱式の蒸発器9を介して蒸発させることにより、燃料タンク３内のＬＮＧ燃料を気化させて昇圧する。また、それによってガス消費設備への供給圧を得る。
（４）ガス消費設備への燃料ガスの供給（図５参照）
ガス消費設備への燃料ガスの供給は、図5に示すように、上記上流側燃料ガス供給ラインＬ4の開閉弁Ｖ27を開き、上記燃料タンク3内に貯留され、昇圧されたＬＮＧを、加熱式の蒸発器８を介して蒸発させた上で、下流側燃料ガス供給ラインＬ41、Ｌ42を介してガス消費設備に供給する。
（５）レシーバタンク7内への液溜め制御（図6参照）
この制御では、図6に示すように、上述した蒸発ガス供給ラインＬ2、Ｌ51の開閉弁Ｖ11、Ｖ35を開くと共に、蒸発ガス戻しラインＬ23の開閉弁Ｖ31を開き、その他の開閉弁Ｖ32、Ｖ33、Ｖ34、Ｖ36等をすべて閉じる。

そして、同状態において、上記カーゴタンク１内の蒸発ガスを蒸発ガス導入ラインＬ21を介して、上記再液化装置５内に導入して再液化する。そして、再液化された蒸発ガスを、再液化ガス戻しラインＬ23を介して、その高低差を利用した自重により、レシーバタンク７内に貯留する。
（６）レシーバタンク７内の圧力と燃料タンク３内の圧力との均圧化制御（図7参照）
この制御は、次に述べるレシーバタンク7底部７ａの再液化ガスを燃料タンク3内に自重で移送するために必要な制御で、図7に示すように、上述した燃料タンク３の上部とレシ−バタンク７の上部とを結ぶ均圧ラインＬ5の開閉弁Ｖ25、Ｖ36を開く一方、その他の開閉弁Ｖ31、Ｖ32、Ｖ33、Ｖ35等を閉じ、均圧ラインＬ5を介して燃料タンク３の上部とレシーバタンク７の上部とを相互に連通させて均圧にする。

このとき、上記圧力検出手段により検出されたカーゴタンク１内の圧力が所定の基準圧以上になっているときには、同図７に示すように、上述した図2の場合と同様に、開閉弁Ｖ11、Ｖ34、Ｖ12を開き、蒸発ガス供給ラインＬ2、蒸発ガス吸入ラインＬ21を介して、上記再液化装置５内に蒸発ガスを供給して再液化し、上記再液化ガス戻しラインＬ22、Ｌ2を介して、その高低差を利用した自重により、カーゴタンク１内に戻すことにより、カーゴタンク1内の蒸発ガス量を減らして、圧力の上昇を緩和させる制御も同時に行なわれる。
（７）燃料タンク3内への再液化ガスの自重移送制御（図８参照）
この制御は、上記図6の再液化装置５による再液化作用を利用した液溜め制御により貯留されたレシーバタンク７内の再液化ガスを、その自重を利用して燃料タンク3内に移送する制御である。この移送制御中は、上記図7の均圧化制御も継続して行なわれ、燃料タンク３、レシーバタンク７内の圧力が等しい状態で、再液化ガスが移送される。

すなわち、同制御では、上記図7の状態で、さらに開閉弁Ｖ21、Ｖ22、Ｖ24、Ｖ32が開かれ、所定値以上の高低さ（ヘッド）を有して設置されているレシーバタンク７側から燃料タンク３側に底部側に位置して貯留されている再液化ガスが移送される。この移送時にも、上記第1、第2の導入ラインＬ11、Ｌ12が使用され、導入される再液化ガスと燃料タンク3内にある既存ガス、既存ＬＮＧ等との効果的な混合が図られる。

このときにも、上記図7のときと同様に、圧力検出手段により検出されたカーゴタンク１内の圧力が所定の基準圧以上になっているときには、図示のように、開閉弁Ｖ11、Ｖ34、Ｖ12を開き、蒸発ガス供給ラインＬ2、蒸発ガス吸入ラインＬ21を介して、上記再液化装置５内に蒸発ガスを供給して再液化し、上記再液化ガス戻しラインＬ22、Ｌ2を介して、その高低差を利用した自重により、カーゴタンク１内に戻すことにより、カーゴタンク1内の蒸発ガス量を減らして圧力を低下させる圧力抑制制御も同時に行なわれる。
（８）レシーバタンク7内の圧力とカーゴタンク1内の圧力の均圧化制御（図9参照）
この制御では、図９に示すように、上述した蒸発ガス供給ラインＬ2、Ｌ51の開閉弁Ｖ11、Ｖ35を開くと共に、蒸発ガス戻しラインＬ22、Ｌ3の開閉弁Ｖ34、Ｖ12を開き、その他の開閉弁Ｖ31、Ｖ32、Ｖ33、Ｖ36等をすべて閉じる。

そして、同状態において、上記カーゴタンク１内の蒸発ガスのみを、蒸発ガス供給ラインＬ2および蒸発ガス吸入ラインＬ21を介して、再液化装置５内に導入して再液化する。そして、同再液化装置５で再液化された再液化ガスを、再液化ガス戻しラインＬ23、Ｌ3を介して、その高低差を利用した自重により、カーゴタンク１内に戻す。

これにより、カーゴタンク１内の圧力上昇が抑制されると共に、レシーバタンク７内の圧力とカーゴタンク１内の圧力が均しくなり、再液化装置５からの再液化ガスがポンプ等を使用することなくスムーズにカーゴタンク１内に戻される。

なお、以上の各制御状態（１）〜（８）に対応した図２〜図９の開閉弁の表記は、表記を簡略化するため、開状態に制御される開閉弁についてのみ（開）と表示し、その他の閉状態に制御される開閉弁については無表示とし、特に（閉）とは記載していない。
＜ガス消費設備の一例＞
以上のようにして、エタン、プロパン等の重質成分の含有比率が低減され、メタン価が高くなった良質の蒸発ガスは、たとえば一例として、図１０に示されるような船舶用発電設備における発電機駆動用エンジンの燃料として利用される。

図１０において、符号２１〜２４は、たとえばデュアルフューエル型（ＬＮＧガスおよび重油）の４サイクル・ディーゼルエンジン（以下、ＤＦエンジンという）を示しており、同発電装置２１〜２４の発電機駆動用のエンジン部分に、主開閉弁Ｖ41を備えた上述の燃料ガス供給ライン（主供給ライン）Ｌ42、副開閉弁（個別）Ｖ51〜Ｖ54、ガスバルブユニット（GVU）１１〜１４を備えた燃料ガス供給ライン（個別）Ｌ71〜Ｌ74を介して蒸発ガスが燃料ガスとして供給される。

ガスバルブユニット(GVU）１１〜１４は、それぞれＤＦエンジン２１〜２４に供給する燃料ガスの圧力を、当該ＤＦエンジン２１〜２４が必要とする圧力に調整したり、非常時において当該ＤＦエンジン２１〜２４への燃料ガスの供給を遮断するとともに、燃料ガス供給ラインＬ71〜Ｌ74を介してＤＦエンジン２１〜２４に供給される燃料ガスを窒素ガスに置換するものである。

なお、この説明における各開閉弁Ｖ41、Ｖ51〜Ｖ54も、上述の図１〜図９の場合と同様に、電磁式の自動開閉制御弁により構成されており、各種の演算制御機能を有した所定のコントロールユニット(シーケンス制御ユニット）からの制御信号を受けて、自動的に開閉制御されるようになっている。
＜本実施の形態における特有の作用効果＞
以上のような構成によれば、カーゴタンク内１で発生する自然蒸発ガスは、所定量以上になった時点で、再液化装置５に供給されて再液化され、レシーバタンク７に貯留されるか、またはカーゴタンク１内に戻される。したがって、カーゴタンク１内の圧力の上昇を緩和することができる。

一方、レシーバタンク７内に貯留された再液化ガスは、その量が所定量以上になった時点で間欠的に燃料タンク３に供給されて、カーゴタンク１からのＬＮＧと混合される。カーゴタンク１から燃料タンク３内に供給されるＬＮＧは、エタンやプロパンなどの重質成分を多く含み、それをそのまま蒸発させて前述した４サイクル・ディーゼルエンジンなどのガス消費設備に燃料として供給すると、ノッキング等の不整燃焼を発生させる可能性がある。

他方、上記カーゴタンク１内で自然蒸発したガスは、オクタン価の高いメタン成分を主成分とし、エタンやプロパンなどの重質成分は殆ど含まれていない。したがって、上記のように、再液化装置５とこの再液化装置５で再液化された再液化ガスを所定量貯留するレシーバタンク７を設け、重質成分の少ない再液化ガスを上記燃料タンク３に供給して、カーゴタンク１側から供給されたＬＮＧに混合するようにすると、燃料タンク３内のＬＮＧ燃料の重質成分の比率は低下し、上述のようなノッキング等不整燃焼の問題が緩和される。

また、同構成では、上記レシーバタンク７と燃料タンク３間には、それら両タンク内の圧力を均しくする均圧ラインＬ5が設けられている。

したがって、同均圧ラインＬ5を開放することによって、上記レシーバタンク7と燃料タンク3内の圧力を均しくすることができる。しかも、上記レシーバタンク7を上記燃料タンクよりも相対的に高くして設けており、両者の間にはヘッド差があるので、ポンプ等の駆動手段を要することなく、上記レシーバタンク７内に貯留された重質成分のない再液化ガスを上記燃料タンク３内に自重で供給することができるようになる。

さらに、上記の構成では、上記レシーバタンク７とカーゴタンク１との間にも、それら両タンク内の圧力を等しくする均圧ライン５１が設けられている。

したがって、同均圧ライン５１を開放することによって、蒸発ガス供給ラインＬ2を介して、上記レシーバタンク７内とカーゴタンク１内の圧力を均しくすることができる。その結果、再液化装置５により再液化された蒸発ガスを、それらの間の高低差による自重によって、再びレシーバタンク７内に貯留することができるようになる。

以上の結果、この発明の実施の形態によれば、最終的な燃料供給ラインに供給される蒸発ガス中の重質成分の量を可及的に低減することができ、前述した船舶用４サイクル・ディーゼルエンジン等ガス消費設備の燃料に使用したような場合にも、ノッキング等不整燃焼の問題を緩和することができる。

１はカーゴタンク、2は燃料供給ポンプ、３は燃料タンク、４はノズル、5は再液化装置、7はレシーバタンク、８、９は加熱式蒸発器、L１はＬＮＧ供給ライン、Ｌ2は蒸発ガス供給ライン、Ｌ3は再液化ガス戻しライン、Ｌ4は燃料供給ライン、Ｌ5は均圧ライン、Ｌ22は再液化ガス戻しライン、Ｌ23は再液化ガス供給ライン、Ｌ24は燃料供給ライン、Ｌ51は均圧ライン、Ｖ11〜Ｖ13、Ｖ21〜Ｖ28、Ｖ31〜Ｖ36、Ｖ41、Ｖ51〜Ｖ54は、開閉弁である。

Claims

ＬＮＧを貯蔵するカーゴタンクと、このカーゴタンク内のＬＮＧの一部が燃料として供給される燃料タンクと、この燃料タンク内のＬＮＧを蒸発気化させた上でガス消費設備に供給するガス供給ラインとを備えてなる船舶用ガス供給装置であって、上記カーゴタンク内の自然蒸発ガスを吸入して再液化する再液化装置と、この再液化装置で再液化された再液化ガスを所定量貯留するレシーバタンクとを設け、上記再液化装置で再液化された再液化ガスを、上記カーゴタンクに戻すと共に上記レシーバタンクに貯留し、同レシーバタンク内の再液化ガスを上記燃料タンクに供給するようにしたことを特徴とする船舶用ガス供給装置。
レシーバタンク内の圧力と燃料タンク内の圧力を均しくする均圧ラインを設けたことを特徴とする請求項1記載の船舶用ガス供給装置。
レシーバタンク内の圧力とカーゴタンク内の圧力を均しくする均圧ラインを設けたことを特徴とする請求項２記載の船舶用ガス供給装置。