JP6422087B1 - 蒸発ガス再液化システム及び蒸発ガス再液化システム内の潤滑油排出方法 - Google Patents

Abstract

【課題】蒸発ガスを圧縮機で圧縮し、圧縮した蒸発ガスを圧縮する前の蒸発ガスと熱交換器で熱交換して冷却された流体を減圧装置で減圧し、蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法を提供する。
【解決手段】圧縮機２００は給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備え、熱交換器１００で冷媒として使用される蒸発ガスの前記熱交換器の上流の温度と、圧縮機で圧縮した後に熱交換器で冷却された蒸発ガスの温度との差が第１設定値以上の状態を所定時間以上維持する条件、熱交換器で冷媒として使用された蒸発ガスの温度と、圧縮機で圧縮した後に熱交換器に送られる蒸発ガスの温度との差が第１設定値以上の状態を所定時間以上維持する条件、圧縮機で圧縮した後に熱交換器に送られる蒸発ガスの熱交換器の上流の圧力と、熱交換器で冷却された蒸発ガスの熱交換器の下流の圧力との差が第２設定値以上の状態を所定時間以上維持する条件の少なくとも１つ以上に該当する場合に、凝縮または凝固した潤滑油の排出時点であると判断する。
【選択図】図２

Description

本発明は、液化ガスが自然気化して生成した蒸発ガス（ＢＯＧ；Ｂｏｉｌ−Ｏｆｆ Ｇａｓ）を再液化する蒸発ガス再液化システム及び蒸発ガス再液化システム内の潤滑油排出方法に関し、より詳細には、液化天然ガス（ＬＮＧ；Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ）の貯蔵タンク内部で発生した蒸発ガスのうち、エンジンで使用されずに余った余剰蒸発ガスを、蒸発ガス自体を冷媒として使用して再液化する蒸発ガス再液化システム及び蒸発ガス再液化システム内の潤滑油排出方法に関する。

近年、液化天然ガス（ＬＮＧ）などの液化ガスの消費量が世界的に急増しつつある。ガスを低温で液化した液化ガスは、ガスに比べて体積が非常に減少するため、貯蔵及び移送効率が高まるという長所がある。また、ＬＮＧなどの液化ガスは、液化工程中に大気汚染物質が除去または軽減され、燃焼時に大気汚染物質の排出が少なく、環境にやさしい燃料である。

ＬＮＧは、メタン（ｍｅｔｈａｎｅ）が主成分である天然ガスを約−１６３℃に冷却し液化することで得られる無色透明な液体であり、天然ガスに比べて体積が約１／６００である。したがって、天然ガスを液化して移送すると非常に効率的な移送が可能となる。

しかし、天然ガスの液化温度は常圧で−１６３℃の極低温であり、ＬＮＧは温度変化に敏感であるから直ぐ蒸発してしまう。そのため、ＬＮＧを貯蔵する貯蔵タンクには断熱処理が施されるが、外部熱が貯蔵タンクまで継続的に伝達されてＬＮＧの輸送過程で貯蔵タンク内では継続的にＬＮＧが自然気化して蒸発ガス（ＢＯＧ）が発生する。

蒸発ガスは損失の１つであって、輸送効率において重要な問題である。また、貯蔵タンク内に蒸発ガスが蓄積されたらタンク内圧が過度に上昇し、極端な場合にはタンク破損の虞もある。したがって、貯蔵タンク内で発生する蒸発ガスを処理する様々な方法が研究され、最近では蒸発ガスを処理するために、蒸発ガスを再液化して貯蔵タンクに戻す方法、蒸発ガスを船舶のエンジンなどの燃料消費先のエネルギー源として使用する方法などが利用されている。

蒸発ガスを再液化する方法には、別の冷媒を用いた冷凍サイクルを備えて蒸発ガスを冷媒と熱交換して再液化する方法、別の冷媒なしで蒸発ガス自体を冷媒にして再液化する方法などがある。特に、後者の方法を採用したシステムを部分再液化システム（Ｐａｒｔｉａｌ Ｒｅ−ｌｉｑｕｅｆａｃｔｉｏｎ Ｓｙｓｔｅｍ、ＰＲＳ）という。この種の蒸発ガス再液化システムは、例えば特許文献１で知られている。

また、船舶で一般的に使用するエンジンのうち、天然ガスを燃料として使用することができるエンジンには、ＤＦＤＥ、Ｘ−ＤＦエンジン、ＭＥ−ＧＩエンジンなどのガス燃料エンジンがある。

ＤＦＤＥは４ストローク機関であり、比較的低圧である６．５ｂａｒ程度の圧力の天然ガスを燃焼空気入口に注入して、ピストンが上昇しながら圧縮するオットーサイクル（Ｏｔｔｏ Ｃｙｃｌｅ）を採用している。

Ｘ−ＤＦエンジンは２ストローク機関であり、１６ｂａｒ程度の天然ガスを燃料として使用し、オットーサイクルを採用している。

ＭＥ−ＧＩエンジンは２ストローク機関であり、３００ｂａｒ程度の高圧天然ガスをピストンの上死点付近で燃焼室に直接噴射するディーゼルサイクル（Ｄｉｅｓｅｌ Ｃｙｃｌｅ）を採用している。

韓国公開特許第１０−２０１４−００７５５９４号公報

前述のように、特にＬＮＧ貯蔵タンクで発生する蒸発ガス（ＢＯＧ）を圧縮した後、別の冷媒がなくても蒸発ガス自体を冷媒として利用して互いに熱交換して蒸発ガスを再液化する場合、再液化の効率を高めるためには蒸発ガスを高圧で圧縮する必要があり、蒸発ガスを高圧で圧縮するためには給油方式のシリンダー圧縮機の使用が必要である。

給油方式のシリンダー圧縮機で圧縮した蒸発ガスには潤滑油（Ｌｕｂｒｉｃａｔｉｏｎ Ｏｉｌ）が混在することになる。本発明の発明者らは、前記圧縮した蒸発ガスを熱交換器で冷却する際に、圧縮した蒸発ガスに混入した潤滑油が蒸発ガスより先に凝縮または凝固して、熱交換器の流路を塞ぐという問題を発見した。特に、流路が狭い場合（例えば、マイクロチャネル型（Ｍｉｃｒｏｃｈａｎｎｅｌ Ｔｙｐｅ）流路、ＰＣＨＥ（Ｐｒｉｎｔｅｄ Ｃｉｒｃｕｉｔ Ｈｅａｔ Ｅｘｃｈａｎｇｅｒ、ＤＣＨＥともいう。））、凝縮または凝固した潤滑油が熱交換器の流路を塞ぐ現象がより頻繁に発生する。

本発明の発明者らは、凝縮または凝固した潤滑油が熱交換器の流路を塞ぐ現象を防止または軽減するために、圧縮した蒸発ガスに混入したオイル（潤滑油）を分離する様々な技術を開発している。

本発明は、凝縮または凝固した潤滑油が熱交換器の流路を塞ぐ現象を軽減または改善することができ、更に、熱交換器の流路を塞ぐ凝縮または凝固した潤滑油を簡単かつ経済的な方法で除去できる蒸発ガス再液化システム及び蒸発ガス再液化システム内の潤滑油排出方法を提案する。

前記目的を達成するために、本発明の実施形態では、蒸発ガスを圧縮機で圧縮し、圧縮した蒸発ガスを圧縮する前の蒸発ガスと熱交換器で熱交換して冷却し、熱交換して冷却された流体を減圧装置で減圧し、蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、前記圧縮機は、給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記熱交換器で冷媒として使用される蒸発ガスの前記熱交換器の上流における温度と、前記圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器で冷却された蒸発ガスの温度との差（以下、「低温流れの温度差」という。）が第１設定値以上の状態を所定時間以上維持する条件；前記熱交換器で冷媒として使用された蒸発ガスの温度と、前記圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器に送られる蒸発ガスの温度との差（以下、「高温の流れの温度差」という。）が第１設定値以上の状態を所定時間以上維持する条件；及び前記圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器に送られる蒸発ガスの前記熱交換器の上流の圧力と、前記熱交換器で冷却された蒸発ガスの前記熱交換器の下流の圧力との差（以下、「高温流路の圧力差」という。）が第２設定値以上の状態を所定時間以上維持する条件；の少なくとも１つ以上に該当する場合に、「凝縮または凝固した潤滑油の排出視点」と判断することを特徴とする潤滑油排出方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮機で圧縮し、圧縮した蒸発ガスを圧縮する前の蒸発ガスと熱交換器で熱交換して冷却し、熱交換して冷却された流体を減圧装置で減圧し、蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、前記圧縮機は、給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記熱交換器で冷媒として使用される蒸発ガスの前記熱交換器上流における温度と前記圧縮機で圧縮された後に前記熱交換器で冷却された蒸発ガスの温度との差（以下、「低温流れの温度差」という。）；前記熱交換器で冷媒として使用された蒸発ガスの温度と前記圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器に送られる蒸発ガスの温度との差（以下、「高温の流れの温度差」という。）；いずれか小さい値が第１設定値以上の状態を所定時間以上維持するか、または、前記圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器に送られる蒸発ガスの前記熱交換器の上流の圧力と、前記熱交換器で冷却された蒸発ガスの前記熱交換器の下流の圧力との差（以下、「高温流路の圧力差」という。）が第２設定値以上の状態を所定時間以上維持する場合に、「凝縮または凝固した潤滑油の排出時点」と判断することを特徴とする潤滑油排出方法が提供される。

アラームが鳴って、前記「凝縮または凝固した潤滑油の排出時点」を知らせることができる。

前記熱交換器の性能が、正常時の６０〜８０％以下の場合に、前記「凝縮または凝固した潤滑油の排出時点」であると判断することができる。

前記第１設定値は、３５℃であり得る。

前記第２設定値は、正常時の２倍であり得る。

前記第２設定値は、２ｂａｒ（２００ｋＰａ）であり得る。

前記所定時間は、１時間であり得る。

前記「低温流れの温度差」は、前記熱交換器の低温流路の上流に設置された第１温度センサと、前記熱交換器の高温流路の下流に設置された第４温度センサとにより検知することができる。

前記「高温流れの温度差」は、前記熱交換器の低温流路の下流に設置された第２温度センサと、前記熱交換器の高温流路の上流に設置された第３温度センサとにより検知することができる。

前記「高温流路の圧力差」は、前記熱交換器の高温流路の上流に設置された第１圧力センサと、前記熱交換器の高温流路の下流に設置された第２圧力センサとにより検知することができる。

前記「高温流路の圧力差」は、前記熱交換器の高温流路の上流と下流の圧力差を測定する差圧センサにより検知することができる。

前記圧縮機は１５０〜３５０ｂａｒで蒸発ガスを圧縮することができる。

前記圧縮機は８０〜２５０ｂａｒで蒸発ガスを圧縮することができる。

前記熱交換器は、マイクロチャンネル型の流路を備える。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガス自体を冷媒として使用して蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、装置の温度差と圧力差の少なくとも１つ以上を指標として、「凝縮または凝固した潤滑油の排出時点」を検知し、前記「凝縮または凝固した潤滑油の排出時点」をアラームで知らせることを特徴とする潤滑油排出方法が提供される。

前記装置は、マイクロチャネル型の流路を備える交換器であり得る。

前記熱交換器はＰＣＨＥであり得る。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガス自体を冷媒として使用して蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、気液分離器内に溜まった潤滑油を潤滑油排出ラインにより前記気液分離器から排出し、前記潤滑油排出ラインは蒸発ガス再液化時に再液化された液化ガスを前記気液分離器から排出する第５供給ラインとは別に設置されることを特徴とする、潤滑油排出方法が提供される。

前記気液分離器内部に窒素を供給して前記気液分離器から潤滑油が排出される速度を高めることができる。

蒸発ガス再液化時に、熱交換器で蒸発ガス自体を冷媒として使用して圧縮した蒸発ガスを冷却し、潤滑油の排出時に、前記熱交換器に前記圧縮した蒸発ガスが供給される高温流路を介して窒素が前記気液分離機の内部に供給される。

前記気液分離器の内部に供給される窒素の圧力は５〜７ｂａｒである。

蒸発ガス再液化時に、前記気液分離器で分離された液化ガスは前記第５供給ラインに沿って貯蔵タンクに供給され、前記第５供給ライン上に流体の流量と開閉を調節する第８バルブが設置され、潤滑油を排出する間は前記第８バルブを閉じた状態であり得る。

潤滑油を排出させる間もエンジンを運転することができる。

潤滑油の排出時に、熱交換器の低温流路に供給される蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させた後、圧縮して前記熱交換器の高温流路に送ることができる。

前記目的を達成するために、本発明の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを前記圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として熱交換して冷却する熱交換器；前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置；及び前記減圧装置の下流に設置されて再液化された液化ガスと気体状態で残っている蒸発ガスとを分離する気液分離器；を備え、前記圧縮機は給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記気液分離器には、前記気液分離器の内部に溜まった潤滑油を排出する潤滑油排出ラインが連結される、蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記潤滑油排出ラインは、前記気液分離器の下端部に連結される。

前記気液分離器で分離された液化ガスは第５供給ラインに沿って前記気液分離器から排出され、前記潤滑油排出ラインは前記第５供給ラインとは別に設置される。

前記第５供給ラインの端部は、前記潤滑油排出ラインが連結した前記気液分離器の下端部よりも前記気液分離器内において高く位置することができる。

前記第５供給ラインの端部は、前記気液分離器内に溜まった潤滑油の量が最大になったときの潤滑油の水位よりも前記気液分離器内で高く位置することができる。

前記蒸発ガス再液化システムは、蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記圧縮機に供給するバイパスラインを更に備える。

前記蒸発ガス再液化システムは、前記圧縮機の下流に設置されて蒸発ガスに混入したオイルを分離するオイル分離機を更に備える。

前記蒸発ガス再液化システムは、前記圧縮機の下流に設置されて蒸発ガスに混入したオイルを分離する第１オイルフィルタを更に備える。

前記第１オイルフィルタは、気体状態または霧状の潤滑油を分離することができる。

前記蒸発ガス再液化システムは、前記減圧装置と前記気液分離器との間；前記気液分離器で分離された液化ガスが排出される第５供給ライン上；及び前記気液分離器で分離された気体状態の蒸発ガスが排出される第６供給ライン上；の少なくとも１か所以上に設置される第２オイルフィルタを更に備え、前記第２オイルフィルタは極低温用であり得る。

前記第２オイルフィルタは、固体状態の潤滑油を分離することができる。

前記気液分離器で分離された気体状態の蒸発ガスは、前記熱交換器で冷媒として使用される蒸発ガスと合流されて前記熱交換器で冷媒として使用される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機、前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを前記圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用して熱交換して冷却する熱交換器及び前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置を備える蒸発ガス再液化システムにおいて、前記熱交換器の上流及び下流に少なくとも１つ以上設置され、前記熱交換器が潤滑油によって塞がったか否かを検知する検知手段；前記検知手段で検知された前記熱交換器が、潤滑油によって塞がったことを知らせるアラーム；を備えることを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記検知手段は、温度センサ及び圧力センサを少なくとも１つ以上備える。

前記検知手段は、前記熱交換器の低温流路の上流に設置される第１温度センサ；前記熱交換器の低温流路の下流に設置される第２温度センサ；前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第３温度センサ；前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第４温度センサ；前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第１圧力センサ；及び前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第２圧力センサ；を少なくとも１つ以上備える。

前記蒸発ガス再液化システムは、前記熱交換器が潤滑油によって塞がったか否かを判断する判断手段を更に備える。

前記判断手段は制御装置であり、前記制御装置は前記検知手段が検知した値を基に前記熱交換器が潤滑油によって塞がったか否かを判断する。

前記圧縮機は１５０〜３５０ｂａｒで蒸発ガスを圧縮する。

前記圧縮機は８０〜２５０ｂａｒで蒸発ガスを圧縮する。

前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備える。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮機で圧縮し、圧縮した蒸発ガスを圧縮する前の蒸発ガスと熱交換器で熱交換して冷却し、熱交換して冷却された流体を減圧装置で減圧し、蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、前記熱交換器で冷媒として使用される蒸発ガスは第１供給ラインに沿って前記熱交換器に供給され、前記熱交換器で冷媒として使用された蒸発ガスは第２供給ラインに沿って前記圧縮機に供給され、前記熱交換器で冷媒として使用される前の蒸発ガスはバイパスラインに沿って前記熱交換器から迂回して前記圧縮機に供給され、前記バイパスライン上には流体の流量と開閉を調節するバイパスバルブが設置され、前記第１供給ライン上の前記熱交換器の上流には流体の流量と開閉を調節する第１バルブが設置され、前記第２供給ライン上の前記熱交換器の下流には流体の流量と開閉を調節する第２バルブが設置され、前記圧縮機は給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備え、２）前記バイパスバルブを開いて、前記第１バルブおよび前記第２バルブを閉めるステップ；３）前記の熱交換器で冷媒として使用される前に蒸発ガスが前記バイパスラインを通って前記圧縮機で圧縮されるステップ；及び４）前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスの一部または全部を前記熱交換器に送るステップ；を備え、前記圧縮機で圧縮して温度が上昇しなった蒸発ガスによって凝縮または凝固した潤滑油を融解または粘度を低下させて排出させることを特徴とする潤滑油排出方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを貯蔵タンクから排出された蒸発ガスを冷媒に熱交換して冷却する熱交換器；前記熱交換器で冷媒として使用される蒸発ガスを前記熱交換器に供給する第１供給ライン上に設置され、流体の流量と開閉を調節する第１バルブ；前記熱交換器で冷媒として使用された蒸発ガスを前記圧縮機に供給する第２供給ライン上に設置され、流体の流量と開閉を調節する第２バルブ；蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記圧縮機に供給するバイパスライン；及び前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置；を備え、前記圧縮機は給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記バイパスラインは、前記第１バルブ上流の前記第１供給ラインから分岐して、前記第２のバルブ下流の前記第２供給ラインに合流することを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮機で圧縮し、圧縮した蒸発ガスを圧縮する前の蒸発ガスと熱交換器で熱交換して冷却し、熱交換して冷却された流体を減圧装置で減圧し、蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、前記圧縮機は給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備え、蒸発ガスをバイパスラインを介して前記熱交換器から迂回させた後に前記圧縮機で圧縮し、前記圧縮機で圧縮された蒸発ガスをエンジンに供給し、前記エンジンに供給して余った余剰蒸発ガスを前記熱交換器に供給して、前記圧縮機で圧縮して温度が上昇した蒸発ガスによって凝縮または凝固した潤滑油を融解または粘度を低下させて排出することを特徴とする潤滑油排出方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガス自体を冷媒として使用して蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、蒸発ガス再液化時に、熱交換器は貯蔵タンクから排出された蒸発ガスを冷媒として使用して、圧縮機で圧縮した蒸発ガスを熱交換して冷却し、前記圧縮機は給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記熱交換器を迂回するように設置された前記熱交換器の整備時に使用されるバイパスラインにより、凝縮または凝固した潤滑油を融解または粘度を低下させて排出することを特徴とする潤滑油の排出方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、凝縮または凝固した潤滑油を融解または粘度を低下させて排出する間にも、エンジンに燃料を供給することを特徴とする燃料供給方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用して熱交換して冷却する熱交換器；前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置；を備え、前記熱交換器の低温流路の上流に設置される第１温度センサと、前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第４温度センサ；前記熱交換器の低温流路の下流に設置される第２温度センサと、前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第３温度センサ；前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第１圧力センサと、前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第２圧力センサ；のうち少なくとも１つ以上を備え、前記圧縮機は給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備えることを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮される前の蒸発ガスを冷媒として使用して熱交換して冷却する熱交換器；前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置；を備え、前記熱交換器の低温流路の上流に設置される第１温度センサと、前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第４温度センサ；前記熱交換器の低温流路の下流に設置される第２温度センサと、前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第３温度センサ；前記熱交換器の高温流路の上流と下流の圧力差を測定する差圧センサ；の少なくとも１つ以上を備え、前記圧縮機は給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備えることを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮機で圧縮し、圧縮した蒸発ガスを圧縮する前の蒸発ガスと熱交換器で熱交換して冷却し、熱交換して冷却された流体を減圧装置で減圧する蒸発ガス再液化システムにおいて、前記圧縮機は給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記熱交換器の性能の異常を検知したらアラームが鳴ることを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガス自体を冷媒として使用して蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、蒸発ガス再液化時に熱交換器で蒸発ガス自体を冷媒として蒸発ガスを冷却し、前記熱交換器の低温流路の上流に設置される第１温度センサが測定した温度と前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第４温度センサが測定した温度との差、及び、前記熱交換器の低温流路の下流に設置される第２温度センサが測定した温度と前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第３温度センサが測定した温度との差のうち小さい値；または、前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第１圧力センサが測定した圧力と前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第２圧力センサが測定した圧力との差；を指標として、凝縮または凝固した潤滑油を排出する必要があるか否かを判断することを特徴とする潤滑油排出方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガス自体を冷媒として使用して蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、蒸発ガス再液化時に熱交換器で蒸発ガス自体を冷媒として蒸発ガスを冷却し、前記熱交換器の低温流路の上流に設置される第１温度センサが測定した温度と前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第４温度センサが測定した温度との差、及び、前記熱交換器の低温流路の下流に設置される第２温度センサが測定した温度と前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第３温度センサが測定した温度との差のうち小さい値；または前記熱交換器の高温流路の上流と下流の圧力差を測定する差圧センサが測定した圧力との差；を指標として、凝縮または凝固した潤滑油を排出する必要があるか否かを判断することを特徴とする潤滑油排出方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮される前の蒸発ガスを冷媒として使用して熱交換して冷却する熱交換器；前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置；及び、前記減圧装置の下流に設置される第２オイルフィルタ；を備え、前記圧縮機は給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記第２オイルフィルタは極低温用であることを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮される前の蒸発ガスを冷媒として使用して熱交換して冷却する熱交換器；前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置；前記減圧装置の下流に設置されて再液化された液化ガスと気体状態で残っている蒸発ガスとを分離する気液分離器；及び、前記気液分離器で分離された液化ガスが排出される第５供給ライン上に設置される第２オイルフィルタ；を備え、前記圧縮機は給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記第２オイルフィルタは極低温用であることを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮される前の蒸発ガスを冷媒として使用して熱交換して冷却する熱交換器；前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置；前記減圧装置の下流に設置されて再液化された液化ガスと気体状態で残っている蒸発ガスとを分離する気液分離器；前記気液分離器で分離された気体状態の蒸発ガスが排出される第６供給ライン上に設置される第２オイルフィルタ；を備え、前記圧縮機は給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記第２オイルフィルタは極低温用であることを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮される前の蒸発ガスを冷媒として使用して熱交換して冷却する熱交換器；前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置；前記熱交換器の冷媒として使用される蒸発ガスを、前記熱交換器の上流で前記熱交換器を迂回させて前記圧縮機に供給するバイパスライン；及び、前記バイパスライン上に設置されて流体の流量と開閉を調節するバイパスバルブ；を備え、前記圧縮機に供給される蒸発ガスの圧力が、前記圧縮機が必要とする吸入圧力条件よりも低い場合には、前記バイパスバルブの一部または全部を開くことを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮機で圧縮し、圧縮した蒸発ガスを圧縮する前の蒸発ガスと熱交換器で熱交換して冷却し、熱交換して冷却された流体を減圧装置で減圧し蒸発ガスを再液化するシステムのエンジンに燃料として供給する方法において、前記圧縮機に供給される蒸発ガスの圧力が、前記圧縮機が必要とする吸入圧力条件よりも低い場合には、前記圧縮機に供給される蒸発ガスの一部または全部が前記熱交換器を迂回して前記圧縮機に供給されることを特徴とする燃料供給方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮される前の蒸発ガスを冷媒として熱交換し冷却する熱交換器；蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記圧縮機に供給するバイパスライン；前記熱交換器の冷媒として使用された蒸発ガスを前記圧縮機に送る第２供給ライン上に設置されて流体の流量と開閉を調節する第２バルブ；前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置；を備え、前記圧縮機は給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記バイパスラインは、前記第２バルブ下流の前記第２供給ラインに合流することを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮機で圧縮し、圧縮した蒸発ガスを圧縮する前の蒸発ガスと熱交換器で熱交換して冷却し、熱交換して冷却された流体を減圧装置で減圧し、蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、前記圧縮機は給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記熱交換器の冷媒として使用された蒸発ガスを前記圧縮機に送る第２供給ライン上に流体の流量と開閉を調節する第２バルブが設置され、蒸発ガスをバイパスラインに沿って前記熱交換器から迂回させた後に前記圧縮機で圧縮し、前記エンジンに供給して余った余剰蒸発ガスを前記熱交換器に供給し、前記圧縮機で圧縮して温度が上昇した蒸発ガスで凝縮した潤滑油を融解して排出し、前記バイパスラインは、前記第２バルブの下流の前記第２供給ラインに合流することを特徴とする潤滑油排出方法が提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを前記圧縮機で圧縮される前の蒸発ガスを冷媒として熱交換し冷却する熱交換器；蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記圧縮機に供給するバイパスライン；前記熱交換器の冷媒として使用される蒸発ガスを前記熱交換器に供給する第１供給ライン上に設置されて流体の流量と開閉を調節する第１バルブ；前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置；を備え、前記圧縮機は給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記バイパスラインは、前記第１バルブの上流の前記第１供給ラインから分岐することを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

前記目的を達成するために、本発明の他の実施形態では、蒸発ガスを圧縮する圧縮機；前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを前記圧縮機で圧縮される前の蒸発ガスを冷媒として熱交換し冷却する熱交換器；前記熱交換器の冷媒として使用される蒸発ガスは、前記第１熱交換器に供給する第１供給ラインから分岐して、蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記圧縮機に供給するバイパスライン；前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置；前記減圧装置の下流に設置され、再液化された液化ガスと気体状態で残っている蒸発ガスとを分離する気液分離器；を備え、前記圧縮機は給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備え、前記気液分離器で分離された気体状態の蒸発ガスは第６供給ラインに沿って前記気液分離器から排出され、前記第６供給ラインは、前記バイパスラインが分岐するポイントの上流の第１供給ラインに合流することを特徴とする蒸発ガス再液化システムが提供される。

本発明は、別の装置の追加設置や潤滑油を除去するための別の流体を供給する必要がなく、既存の設備だけで簡単かつ経済的に熱交換器内部で凝縮または凝固した潤滑油を除去することができる。

本発明は、熱交換器内部で凝縮または凝固した潤滑油を除去する間もエンジンを駆動させ、エンジンを運転しながら熱交換器を整備することができる。また、エンジンで使用されずに余った余剰蒸発ガスを利用し、凝縮または凝固した潤滑油を除去することができる。また、蒸発ガスに混入した潤滑油をエンジンで燃焼させることができるという長所がある。

本発明は、改良した気液分離器を利用し、融解または粘度が低下した潤滑油を気液分離器に溜めて、効率的に排出することができるという長所がある。

本発明は、減圧装置の下流、気液分離器から液化ガスが排出される第５供給ライン及び気液分離器から蒸発ガスが排出される第６供給ラインの少なくとも１か所以上に極低温用オイルフィルタを設置し、蒸発ガスに混入した潤滑油を効果的に除去することができるという長所がある。

本発明は、別の装置を追加設置する必要がなく、既存の設備だけで簡単かつ経済的に圧縮機が要求する吸入圧力の条件を満たしながら、再液化性能を維持することでエンジンが要求する燃料消費量を満たすことができる。

本発明の第１実施形態の蒸発ガス再液化システムの概略図である。 本発明の第２実施形態の蒸発ガス再液化システムの概略図である。 本発明の第３実施形態の蒸発ガス再液化システムの概略図である。 本発明の一実施形態の気液分離器の拡大図である。 本発明の一実施形態の第２オイルフィルタの拡大図である。 本発明の他の実施形態の第２オイルフィルタの拡大図である。 本発明の第４実施形態の蒸発ガス再液化システムの概略図である。 本発明の一実施形態の減圧装置の拡大図である。 本発明の他の実施形態の減圧装置の拡大図である。 本発明の一実施形態の熱交換器及び気液分離器の拡大図である。 部分再液化システム（Ｐａｒｔｉａｌ Ｒｅ−ｌｉｑｕｅｆａｃｔｉｏｎ Ｓｙｓｔｅｍ、ＰＲＳ）における蒸発ガスの圧力による再液化量を示すグラフである。 部分再液化システム（Ｐａｒｔｉａｌ Ｒｅ−ｌｉｑｕｅｆａｃｔｉｏｎ Ｓｙｓｔｅｍ、ＰＲＳ）における蒸発ガスの圧力による再液化量を示すグラフである。 図５及び図６に図示したフィルタエレメントの平面図である。

以下、添付した図面を参照して、本発明の実施形態の構成と作用を詳細に説明する。本発明の蒸発ガス再液化システムは、天然ガスを燃料として使用するエンジンを搭載した船舶、液化ガス貯蔵タンクを備えた船舶または海洋構造物などに様々な応用と適用ができる。また、下記実施形態は、様々な形態に変形することができ、本発明の範囲は下記の実施形態に限定されない。

また、本発明の各ラインでの流体は、システムの運用条件に応じて、液体状態、気液混合状態、気体状態、超臨界流体の状態のいずれかの状態である。

図１は、本発明の第１実施形態の蒸発ガス再液化システムの概略図である。

図１を参照して、本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、圧縮機２００、熱交換器１００、減圧装置６００、バイパスラインＢＬ及びバイパスバルブ５９０を備える。

圧縮機２００は、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスを圧縮し、複数の圧縮シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０及び複数の冷却器２１１、２２１、２３１、２４１、２５１を備える。圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの圧力は約１５０〜３５０ｂａｒである。

圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの一部は、燃料供給ラインＳＬに沿って船舶を推進させるための主エンジンに供給され、主エンジンで使用されない残りの蒸発ガスは第３供給ラインＬ３に沿って熱交換器１００に送られて再液化過程を実施する。主エンジンは、約３００ｂａｒ圧力の高圧天然ガスを燃料として使用するＭＥ−ＧＩエンジンである。

圧縮機２００に設けられた一部の圧縮シリンダー２１０、２２０のみを通過した蒸発ガスは、一部を分岐させて発電機に送ることができる。本実施形態の発電機は、約６．５ｂａｒ圧力の低圧天然ガスを燃料として使用するＤＦエンジンである。

熱交換器１００は、第１供給ラインＬ１に沿って供給される貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスを冷媒として使用して、第３供給ラインＬ３に沿って供給される圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを熱交換して冷却する。熱交換器１００の冷媒として使用された蒸発ガスは第２供給ラインＬ２に沿って圧縮機２００に供給され、熱交換器１００で冷却された流体は第４供給ラインＬ４に沿って減圧装置６００に供給される。

減圧装置６００は、圧縮機２００で圧縮された後に熱交換器１００で冷却された蒸発ガスを減圧する。圧縮機２００による圧縮過程は、熱交換器１００による冷却過程及び減圧装置６００による減圧過程を経た蒸発ガスは、一部または全部が再液化される。減圧装置６００は、ジュール−トムソン（Ｊｏｕｌｅ−Ｔｈｏｍｓｏｎ）バルブなどの膨張バルブまたは膨張機である。

本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、減圧装置６００の下流に設置され、圧縮機２００、熱交換器１００及び減圧装置６００を通過して再液化されたＬＮＧと、気体の状態で残っている蒸発ガスとを分離する気液分離器７００を更に備える。

気液分離器７００で分離された液化ガスは第５供給ラインＬ５に沿って貯蔵タンクＴに送られ、気液分離器７００で分離された蒸発ガスは貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと合流して熱交換器１００に送られる。

気液分離器７００から気体状態の蒸発ガスが排出される第６供給ラインＬ６上には、流体の流量と開閉を調節する第９バルブ５８２が設置される。

本実施形態の熱交換器１００が維持補修中である場合や熱交換器１００が故障した場合など、熱交換器１００を使用できない場合には、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスはバイパスラインＢＬを介して熱交換器１００を迂回することができる。バイパスラインＢＬ上には、バイパスラインＢＬを開閉するバイパスバルブ５９０が設置される。

図２は、本発明の第２実施形態の蒸発ガス再液化システムの概略図である。

図２を参照して、本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、熱交換器１００、第１バルブ５１０、第２バルブ５２０、第１温度センサ８１０、第２温度センサ８２０、圧縮機２００、第３温度センサ８３０、第４温度センサ８４０、第１圧力センサ９１０、第２圧力センサ９２０、減圧装置６００、バイパスラインＢＬ及びバイパスバルブ５９０を備える。

熱交換器１００は、貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスを冷媒として使用して圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを熱交換して冷却する。貯蔵タンクＴから排出された後に熱交換器１００の冷媒として使用された蒸発ガスは圧縮機２００に送られ、圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスは、貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスを冷媒として使用して熱交換器１００で冷却される。

貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスは第１供給ラインＬ１に沿って熱交換器１００に送られて冷媒として使用され、熱交換器１００の冷媒として使用された蒸発ガスは第２供給ラインＬ２に沿って圧縮機２００に送られる。圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの一部または全部を第３供給ラインＬ３に沿って熱交換器１００に送り冷却し、熱交換器１００で冷却された流体は第４供給ラインＬ４に沿って減圧装置６００に送られる。

第１バルブ５１０は第１供給ラインＬ１上に設置されて流体の流量と開閉を調節し、第２バルブ５２０は第２供給ラインＬ２上に設置されて流体の流量と開閉を調節する。

第１温度センサ８１０は第１供給ラインＬ１上の熱交換器１００の上流に設置され、貯蔵タンクＴから排出されて熱交換器１００に供給される蒸発ガスの温度を測定する。第１温度センサ８１０は、熱交換器１００に供給される直前の蒸発ガスの温度を測定することができるように、熱交換器１００の直ぐ上流に設置されることが好ましい。

第２温度センサ８２０は第２供給ラインＬ２上の熱交換器１００の下流に設置され、貯蔵タンクＴから排出された後に熱交換器１００の冷媒として使用された蒸発ガスの温度を測定する。第２温度センサ８２０は、熱交換器１００の冷媒として使用された直後の蒸発ガスの温度を測定することができるように、熱交換器１００の直ぐ下流に設置されることが好ましい。

圧縮機２００は、貯蔵タンクＴから排出された後に熱交換器１００の冷媒として使用された蒸発ガスを圧縮する。圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスは高圧エンジンの燃料として供給することができ、高圧エンジンの燃料として供給されずに余った余剰蒸発ガスは熱交換器１００に送られて再液化過程を経る。

圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを高圧エンジンに送る燃料供給ラインＳＬ上には、流体の流量と開閉を調節する第６バルブ５６０を設置することができる。

第６バルブ５６０は、高圧エンジンのガスモード運転が中断するとき、高圧エンジンに供給される蒸発ガスの供給を完全に遮断する安全装置の役割をする。ガスモードは天然ガスを燃料として使用してエンジンを運転するモードを意味し、燃料として使用する蒸発ガスが不足する場合にはエンジンを燃料油モードに転換し、燃料油をエンジンの燃料として使用する。

また、圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスのうち、高圧エンジンの燃料として供給されずに余った余剰蒸発ガスを熱交換器１００に送るライン上には、流体の流量と開閉を調節する第７バルブ５７０が設置される。

圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを高圧エンジンに供給する場合、圧縮機２００は蒸発ガスを高圧エンジンの要求圧力まで圧縮することができる。高圧エンジンは高圧蒸発ガスを燃料として使用するＭＥ−ＧＩエンジンであり得る。

ＭＥ−ＧＩエンジンは、約１５０〜４００ｂａｒ、好ましくは約１５０〜３５０ｂａｒ、より好ましくは約３００ｂａｒの天然ガスを燃料として使用することが知られている。本発明の圧縮機２００は、圧縮した蒸発ガスをＭＥ−ＧＩエンジンに供給するために、約１５０〜３５０ｂａｒ圧力に蒸発ガスを圧縮することができる。

本発明では、主エンジンとしてＭＥ−ＧＩエンジンの代わりに、約６〜２０ｂａｒ圧力の蒸発ガスを燃料として使用するＸ−ＤＦエンジンやＤＦエンジンの選択が可能である。この場合、主エンジンに供給するために圧縮した蒸発ガスは低圧であるため、主エンジンに供給するために圧縮した蒸発ガスを更に圧縮して再液化させても良い。再液化させるために更に圧縮した蒸発ガスの圧力は約８０〜２５０ｂａｒである。

図１１及び図１２は、部分再液化システム（Ｐａｒｔｉａｌ Ｒｅ−ｌｉｑｕｅｆａｃｔｉｏｎ Ｓｙｓｔｅｍ、ＰＲＳ）における蒸発ガス圧力による再液化量を示すグラフである。再液化対象蒸発ガスは、冷却されて再液化した蒸発ガスを意味し、冷媒として使用される蒸発ガスと区別するために命名した。

図１１及び図１２を参照して、蒸発ガスの圧力が１５０〜１７０ｂａｒ付近である場合に再液化量が最大値を示し、１５０〜３００ｂａｒの圧力では再液化量は殆ど変化しないことが分かる。したがって、高圧エンジンが、約１５０〜３５０ｂａｒ（主に３００ｂａｒ）圧力の蒸発ガスを燃料として使用するＭＥ−ＧＩエンジンである場合には、高圧エンジンに燃料を供給すると同時に高い再液化量を維持することができ、再液化システムの制御が容易になるという長所がある。

圧縮機２００は、複数の圧縮シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０と、複数の圧縮シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０の下流にそれぞれ設置される複数の冷却器２１１、２２１、２３１、２４１、２５１とを備える。冷却器２１１、２２１、２３１、２４１、２５１は圧縮シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０によって圧縮されて、圧力と共に温度が上昇した蒸発ガスを冷却する。

圧縮機２００が複数個の圧縮シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０を備える場合、圧縮機２００に供給された蒸発ガスは、複数の圧縮シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０によって多段階で圧縮される。各圧縮シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０は圧縮機２００の各圧縮段階を意味する。

また、圧縮機２００は、第１圧縮シリンダー２１０と第１冷却器２１１を通過した蒸発ガスの一部または全部を第１圧縮シリンダー２１０の上流に送る第１再循環ラインＲｃ１；第２圧縮シリンダー２２０と第２冷却器２２１を通過した蒸発ガスの一部または全部を第２圧縮シリンダー２２０の上流に送る第２再循環ラインＲｃ２；第３圧縮シリンダー２３０と第３冷却器２３１を通過した蒸発ガスの一部または全部を第３圧縮シリンダー２３０の上流に送る第３再循環ラインＲｃ３；及び第４圧縮シリンダー２４０、第４冷却器２４１、第５圧縮シリンダー２５０と第５冷却器２５１を通過した蒸発ガスの一部または全部を第４圧縮シリンダー２４０の上流に送る第４循環ラインＲｃ４を備える。

また、第１再循環ラインＲｃ１上には流体の流量と開閉を調節する第１再循環バルブ５４１が設置され、第２再循環ラインＲｃ２上には流体の流量と開閉を調節する第２再循環バルブ５４２が設置され、第３再循環ラインＲｃ３上には流体の流量と開閉を調節する第３再循環バルブ５４３が設置され、第４循環ラインＲｃ４上には流体の流量と開閉を調節する第４再循環バルブ５４４が設置される。

再循環ラインＲｃ１、Ｒｃ２、Ｒｃ３、Ｒｃ４は、貯蔵タンクＴ内の圧力が低いため圧縮機２００が要求する吸入圧力の条件を満たさない場合、蒸発ガスの一部または全部を再循環させて圧縮機２００を保護する。再循環ラインＲｃ１、Ｒｃ２、Ｒｃ３、Ｒｃ４を使用しない時には再循環バルブ５４１、５４２、５４３、５４４を閉じて、圧縮機２００が要求する吸入圧力条件を満たさず再循環ラインＲｃ１、Ｒｃ２、Ｒｃ３、Ｒｃ４を使用する必要が生じた場合に再循環バルブ５４１、５４２、５４３、５４４を開く。

図２には、蒸発ガスが圧縮機２００に備えられた複数の圧縮シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０をすべて通過した蒸発ガスを熱交換器１００に供給する場合を示したが、複数の圧縮シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０の一部を通過した蒸発ガスを圧縮機２００の中間から分岐させて熱交換器１００に供給することもできる。

また、複数の圧縮シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０の一部を通過した蒸発ガスを圧縮機２００の中間から分岐させて低圧エンジンに供給して燃料として使用することができ、余剰蒸発ガスをガス燃焼装置（ＧＣＵ；Ｇａｓ Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）に供給して燃焼させることもできる。

低圧エンジンは約６〜１０ｂａｒ圧力の蒸発ガスを燃料として使用するＤＦエンジン（例えば、ＤＦＤＥ）であり得る。

圧縮機２００に含まれる複数の圧縮シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０の一部は無給油潤滑（ｏｉｌ−ｆｒｅｅ ｌｕｂｒｉｃａｔｅｄ）方式で作動し、それ以外は給油潤滑（ｏｉｌ ｌｕｂｒｉｃａｔｅｄ）方式で作動することができる。特に、圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを高圧エンジンの燃料として使用する場合、また、再液化効率を高めるために蒸発ガスを８０ｂａｒ以上、好ましくは１００ｂａｒ以上まで圧縮する場合において、圧縮機２００は蒸発ガスを高圧で圧縮するために給油潤滑方式の圧縮シリンダーを備えることになる。

既存の技術では、１００ｂａｒ以上まで蒸発ガスを圧縮するためには、往復動タイプの圧縮機２００に、例えば、ピストンシール部位を潤滑と冷却するために潤滑油を供給する必要がある。

給油潤滑方式の圧縮シリンダーには潤滑油を供給するが、現在の技術水準では給油潤滑方式の圧縮シリンダーを通過した蒸発ガスには潤滑油が一部混入する。本発明の発明者らは、蒸発ガスが圧縮されて蒸発ガスに混入した潤滑油は、熱交換器１００で蒸発ガスより先に凝縮または凝固して熱交換器１００の流路を塞ぐことを発見した。

本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、圧縮機２００と熱交換器１００との間に設置されて蒸発ガスに混入した潤滑油を分離するオイル分離器３００及び第１オイルフィルタ４１０を更に備える。

オイル分離器３００は主に液体状態の潤滑油を分離し、第１オイルフィルタ４１０は気体（Ｖａｐｏｒ）状態または霧（Ｍｉｓｔ、液滴）状態の潤滑油を分離する。オイル分離器３００は第１オイルフィルタ４１０に比べて大きい粒子の潤滑油を分離するため、オイル分離器３００は第１オイルフィルタ４１０の上流に設置されて、圧縮機２００で圧縮された蒸発ガスをオイル分離器３００、第１オイルフィルタ４１０の順に通過させた後、熱交換器１００に供給することが好ましい。

図２では、オイル分離器３００及び第１オイルフィルタ４１０の両方を備える場合を示したが、本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、オイル分離器３００及び第１オイルフィルタ４１０の少なくとも１つ以上を備えるように構成することもできる。ただし、オイル分離器３００及び第１オイルフィルタ４１０の両方を使用する方が好ましい。

また、図２では、第１オイルフィルタ４１０は圧縮機２００の下流の第２供給ラインＬ２上に設置されるが、第１オイルフィルタ４１０を熱交換器１００の上流の第３供給ラインＬ３上に設置することもでき、複数を並列に設置してもよい。

本実施形態の蒸発ガス再液化システムがオイル分離器３００及び第１オイルフィルタ４１０のいずれかを備えて、本実施形態の圧縮機２００が無給油潤滑方式の圧縮シリンダーと給油潤滑方式の圧縮シリンダーを備える場合には、給油潤滑方式の圧縮シリンダーを通過した蒸発ガスをオイル分離器３００及び／または第１オイルフィルタ４１０に送るように構成し、無給油潤滑方式の圧縮シリンダーのみを通過した蒸発ガスは、オイル分離器３００またはオイルフィルタ４１０を通過させずに熱交換器１００に供給するように構成することもできる。

本実施形態の圧縮機２００は、５つの圧縮シリンダー２１０、２２０、２３０、２４０、２５０を備えて、上流の３つの圧縮シリンダー２１０、２２０、２３０は無給油潤滑方式であり、下流の２つの圧縮シリンダー２４０、２５０は給油潤滑方式である。３段以下で蒸発ガスを分岐させる場合には、蒸発ガスをオイル分離器３００または第１オイルフィルタ４１０を通過させずに熱交換器１００に供給し、４段以上で蒸発ガスを分岐させる場合には、蒸発ガスをオイル分離器３００及び／または第１オイルフィルタ４１０を通過させた後で第１熱交換器１００に供給するように構成することができる。

第１オイルフィルタ４１０はコアレッサー方式（Ｃｏａｌｅｓｃｅｒ Ｔｙｐｅ）のオイルフィルタであり得る。

圧縮機２００と高圧エンジンとの間の燃料供給ラインＳＬ上には、逆流防止バルブ５５０が設置される。逆流防止バルブ５５０は、高圧エンジンが停止した場合に蒸発ガスが逆流して圧縮機が損傷するのを防止する役割を担う。

本実施形態の蒸発ガス再液化システムがオイル分離器３００及び／または第１オイルフィルタ４１０を備える場合、逆流した蒸発ガスがオイル分離器３００及び／または第１オイルフィルタ４１０に流れ込まないように、逆流防止バルブ５５０はオイル分離器３００及び／または第１オイルフィルタ４１０の下流に設置されることが好ましい。

また、膨張バルブ６００を急に閉じた場合にも蒸発ガスが逆流して圧縮機２００が損傷する虞があるため、逆流防止バルブ５５０は第３供給ラインＬ３が燃料供給ラインＳＬから分岐する分岐点の上流に設置されることが好ましい。

第３温度センサ８３０は、第３供給ラインＬ３上の熱交換器１００の上流に設置され、圧縮機２００で圧縮された後に熱交換器１００に供給される蒸発ガスの温度を測定する。第３温度センサ８３０は、熱交換器１００に供給される直前の蒸発ガスの温度を測定することができるように、熱交換器１００の直ぐ上流に設置されることが好ましい。

第４温度センサ８４０は、第４供給ラインＬ４上熱交換器１００の下流に設置され、圧縮機２００で圧縮された後に熱交換器１００で冷却された蒸発ガスの温度を測定する。第４温度センサ８４０は、熱交換器１００で冷却された直後の蒸発ガスの温度を測定することができるように、熱交換器１００の直ぐ下流に設置されることが好ましい。

第１圧力センサ９１０は、第３供給ラインＬ３上の熱交換器１００の上流に設置され、圧縮機２００で圧縮された後に熱交換器１００に供給される蒸発ガスの圧力を測定する。第１圧力センサ９１０は、熱交換器１００に供給される直前の蒸発ガスの圧力を測定することができるように、熱交換器１００の直ぐ上流に設置されることが好ましい。

第２圧力センサ９２０は、第４供給ラインＬ４上熱交換器１００の下流に設置され、圧縮機２００で圧縮された後に熱交換器１００で冷却された蒸発ガスの圧力を測定する。第２圧力センサ９２０は、熱交換器１００で冷却された直後の蒸発ガスの圧力を測定することができるように、熱交換器１００の直ぐ下流に設置されることが好ましい。

図２に示すように、第１〜４温度センサ８１０〜８４０、第１圧力センサ９１０及び第２圧力センサ９２０のすべてが設置されることが好ましいが、本実施形態は、これに限定されない。例えば、第１温度センサ８１０と第４温度センサ８４０（以下、「第１組」という。）のみを設置すること、第２温度センサ８２０と第３温度センサ８３０（以下、「第２組」という。）のみを設置すること、第１圧力センサ９１０と第２圧力センサ９２０（以下、「第３組」という。）のみを設置すること、第１〜第３組のうち２つの組だけを設置することもできる。

減圧装置６００は、熱交換器１００の下流に設置され、圧縮機２００で圧縮された後に熱交換器１００で冷却された蒸発ガスを減圧する。圧縮機２００による圧縮過程、熱交換器１００による冷却過程及び減圧装置６００による減圧過程を経た蒸発ガスは、一部または全部が再液化される。減圧装置６００は、システムの構成に応じてジュール−トムソン（Ｊｏｕｌｅ−Ｔｈｏｍｓｏｎ）バルブなどの膨張バルブ、または膨張機であり得る。

本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、減圧装置６００の下流に設置され、圧縮機２００、熱交換器１００及び減圧装置６００を通過して再液化されたＬＮＧと、気体状態で残っている蒸発ガスとを分離する気液分離器７００を更に備える。

気液分離器７００で分離された液化ガスは第５供給ラインＬ５に沿って貯蔵タンクＴに送られ、気液分離器７００で分離された蒸発ガスは第６供給ラインＬ６に沿って、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと合流した後に熱交換器１００に送られる。

図２では、気液分離器７００で分離された蒸発ガスを貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスと合流させた後で熱交換器１００に供給しているが、これに限定されない。例えば、熱交換器１００を３つの流路で構成し、気液分離器７００で分離された蒸発ガスを別の流路に沿って熱交換器１００の冷媒として使用してもよい。

また、気液分離器７００を備えず、減圧装置６００で減圧されて一部または全部が再液化された流体を貯蔵タンクＴに直接送るように構成することもできる。

第５供給ラインＬ５上には流体の流量と開閉を調節する第８バルブ５８１が設置され、第８バルブ５８１によって気液分離器７００内部の液化ガスの水位が調節される。

第６供給ラインＬ６上には流体の流量と開閉を調節する第９バルブ５８２が設置され、第９バルブ５８２によって気液分離器７００内部の圧力が調節される。

図４は、本発明の一実施形態の気液分離器の拡大図である。図４に示すように、気液分離器７００には内部の液化ガスの水位を測定する水位センサ９４０が１つ以上設置される。

本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、減圧装置６００と気液分離器７００との間に設置されて、減圧装置６００で減圧された流体に混入したオイルをフィルタリングする第２オイルフィルタ４２０を備える。

図２及び図４を参照して、第２オイルフィルタ４２０を、減圧装置６００と気液分離器７００との間の第４供給ラインＬ４上に設置すること（図４のＡ位置）、気液分離器７００から再液化された液化ガスが排出される第５供給ラインＬ５上に設置すること（図４のＢ位置）、気液分離器７００から気体状態の蒸発ガスが排出される第６供給ラインＬ６に設置することもできる（図４のＣ位置）。図２は、図４のＡ位置に第２オイルフィルタ４２０が設置された状態を示した。

気液分離器７００で分離された気体状態の蒸発ガスを貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと合流させて、熱交換器１００の低温流路に供給する場合、気液分離器７００内に潤滑油が溜まるため、気液分離器７００で分離された気体状態の蒸発ガス内に潤滑油が混入する可能性がある。

本発明の発明者らは、気液分離器７００で分離された気体状態の蒸発ガスを潤滑油が混入したままで熱交換器１００の低温流路に供給する場合には、圧縮機２００で圧縮されて潤滑油が混入した蒸発ガスを熱交換器１００の高温流路に供給する場合に比べて、不具合が発生する可能性があることを発見した。すなわち、高温流路に溜まった凝縮または凝固した潤滑油を除去することは可能であるが、低温流路に溜まった凝縮または凝固した潤滑油を除去することは非常に困難である。

熱交換器１００の低温流路には、熱交換器１００の冷媒として使用される流体が供給されるため、システムが運用されている間は極低温の蒸発ガスが間断なく供給され、凝縮または凝固した潤滑油を融解できるほどの高温の流体は供給されない。したがって、熱交換器１００の低温流路に溜まった凝縮または凝固した潤滑油を除去することは非常に困難である。

気液分離器７００で分離された気体状態の蒸発ガスに潤滑油が混入して熱交換器１００の低温流路に供給される可能性を最小限に抑えるため、第２オイルフィルタ４２０を図４のＡ位置やＣ位置に設置することが好ましい。

第２オイルフィルタ４２０を図４のＣ位置に設置する場合、融解または粘度が低下した潤滑油のほとんどは気液分離器７００内に液体状態で溜まり、第６供給ラインＬ６に沿って排出される気体状態の潤滑油は少量であるため、フィルタリング効率が高くなることと第２オイルフィルタ４２０を比較的頻繁に交換する必要がないという利点がある。

第２オイルフィルタ４２０を図４のＢ位置に設置する場合、貯蔵タンクＴに流入する潤滑油を遮断することが可能であり、貯蔵タンクＴに貯蔵される液化ガスの汚染を防止することができるという利点がある。

第１オイルフィルタ４１０は、圧縮機２００の下流に設置され、圧縮機２００で圧縮された蒸発ガスの温度は約４０〜４５℃であるため、極低温用のオイルフィルタを使用する必要がない。しかし、減圧装置６００で減圧した流体の温度は、蒸発ガスの少なくとも一部が再液化される−１６０〜−１５０℃程度であり、気液分離器７００で分離された液化ガスと蒸発ガスの温度も約−１６０〜−１５０℃であるため、第２オイルフィルタ４２０は図４のＡ、Ｂ、Ｃのいずれかの位置に設置するか、または極低温用に設計する必要がある。

また、圧縮機２００で圧縮された約４０〜４５℃の蒸発ガスに混入している潤滑油のほとんどは液体状態または霧（Ｍｉｓｔ）状態であるため、オイル分離器３００は液体状態の潤滑油の分離に適合するように設計され、第１オイルフィルタ４１０は霧（Ｍｉｓｔ）状態の潤滑油（気体（Ｖａｐｏｒ）状態の潤滑油が一部含まれ得る。）の分離に適合するように設計される。

一方、極低温流体である、減圧装置６００によって減圧された流体と、気液分離器７００で分離された蒸発ガスと、気液分離器７００で分離された液化ガスとに混入している潤滑油は、流動点以下の固体（または凝固した）状態であるため、第２オイルフィルタ４２０は固体（または凝固した）状態の潤滑油の分離に適合するように設計される。

図５は、本発明の一実施形態の第２オイルフィルタの拡大図である。図６は、本発明の他の実施形態の第２オイルフィルタの拡大図である。

図５及び図６を参照して、第２オイルフィルタ４２０は、図５に示した構造（以下、「下部排出型」という。）、または図６に示した構造（以下、「上部排出型」という。）であり得る。図５及び図６の破線は、流体の流れの方向を示す。

図５及び図６を参照して、第２オイルフィルタ４２０は固定板４２５とフィルタエレメント４２１とを備え、第２オイルフィルタ４２０には流入配管４２２、排気配管４２３及びオイル排出配管４２４が連結される。

フィルタエレメント４２１は固定板４２５の上面に設置されて、流入配管４２２を介して流入する流体に混入した潤滑油を分離する。

図１３は、図５及び図６に図示したフィルタエレメント４２１の平面図である。図１３を参照して、フィルタエレメント４２１は中空（図１３のＺ空間）の円柱状であり、メッシュ（Ｍｅｓｈ）サイズが異なる多段のレイヤー（Ｌａｙｅｒ）が積み重なった形態である。流入配管４２２を介して流入する流体がフィルタエレメント４２１に設けられた多段のレイヤーを通過して潤滑油がフィルタリングされる。フィルタエレメント４２１は物理的吸着方法で潤滑油を分離することができる。

フィルタエレメント４２１でフィルタリングされた流体（蒸発ガス、液化ガス、または気液混合状態の流体）は排出配管４２３に沿って排出され、フィルタエレメント４２１でフィルタリングされた潤滑油はオイル排出配管４２４に沿って排出される。

第２オイルフィルタ４２０に用いる部品の材質は、極低温の流体に混入した潤滑油を分離することができるように極低温に耐える材料で構成される。フィルタエレメント４２１は極低温に耐えられる金属（Ｍｅｔａｌ）材料で構成することができ、具体的にフィルタエレメント４２１はＳＵＳ材質であることができる。

図５を参照して、「下部排出型」のオイルフィルタは、オイルフィルタ上部に連結される流入配管４２２を介して供給された流体が、フィルタエレメント４２１を通過した後、固定板４２５の下部に形成された空間（図５のＸ）を通過し、オイルフィルタ下部に連結された排出配管４２３を介して排出される。

「下部排出型」のオイルフィルタは、固定板４２５がオイルフィルタ下部に設置され、固定板４２５の上面にフィルタエレメント４２１が設置され、固定板４２５を基準に、フィルタエレメント４２１の反対側に排出配管４２３が連結される。

また、「下部排出型」のオイルフィルタは、供給配管４２２を介して流入した流体がフィルタエレメント４２１の上部でフィルタリングされるように（つまり、フィルタエレメント全体を最大限に利用できるように）、供給配管４２２をフィルタエレメント４２１の上端部よりも上方で連結することが好ましい。

流体の流れを考慮すれば、供給配管４２２と排出配管４２３とを互いに反対側（図５のフィルタエレメント４２１を基準に左側と右側）に設置することが好ましい。また、フィルタエレメント４２１でフィルタリングされた潤滑油は、フィルタエレメント４２１の下部に溜まるため、オイル排出配管４２４をフィルタエレメント４２１の下部側に連結することが好ましい。

「下部排出型」のオイルフィルタの場合、オイル排出配管４２４は固定板４２５の直ぐ上方に連結される。

図５（ａ）に示すように、「下部排出型」のオイルフィルタに液体成分が多い流体（例えば、液体９０％、気体１０％の体積比）を供給する場合、液体成分は密度が大きいため、上から下まで適切な流れが発生しフィルタリング効果が優れている。

しかし、図５（ｂ）に示すように、「下部排出型」のオイルフィルタに気体成分が多い流体（例えば、液体１０％、気体９０％の体積比）を供給する場合、密度が小さな気体成分がオイルフィルタの上部に溜まるため、流体の流れが悪くなりフィルタリング効果が悪化する。

図６を参照して、「上部排出型」のオイルフィルタは、オイルフィルタの下部に連結される流入配管４２２を介して供給された流体が、フィルタエレメント４２１を通過した後、固定板４２５の上部に形成された空間（図６のＹ）を通過して、オイルフィルタの上部に連結された排出配管４２３を介して排出される。

「上部排出型」のオイルフィルタは、固定板４２５がオイルフィルタ上部に設置され、固定板４２５の下面にフィルタエレメント４２１が設置され、固定板４２５を基準にフィルタエレメント４２１の反対側に排出配管４２３が連結される。

また、「上部排出型」のオイルフィルタは、供給配管４２２を介して流入した流体がフィルタエレメント４２１の下部でもフィルタリングされるように（すなわち、フィルタエレメント全体を最大限に利用できるように）、供給配管４２２をフィルタエレメント４２１の下端部よりも下方で連結することが好ましい。

流体の流れを考慮すれば、供給配管４２２と排出配管４２３とを互いに反対側（図６のフィルタエレメント４２１を基準に左側と右側）に設置することが好ましい。また、フィルタエレメント４２１でフィルタリングされた潤滑油は、フィルタエレメント４２１の下部に溜まるため、オイル排出配管４２４をフィルタエレメント４２１の下部側に連結することが好ましい。

図６を参照して、「上部排出型」のオイルフィルタは、オイルフィルタ下部に連結する配管４２２を介して供給された流体がフィルタエレメント４２１を通過した後、オイルフィルタの上部に連結された配管４２３を介して排出される。フィルタエレメント４２１でフィルタリングされた潤滑油は、別の配管４２４を介して外部に排出される。

図６（ａ）に示すように、「上部排出型」のオイルフィルタに気体成分が多い流体（例えば、液体１０％、気体９０％の体積比）を供給する場合、気体成分は密度が小さいため、下から上まで適切な流れが発生しフィルタリング効果が優れている。

しかし、図６（ｂ）に示すように、「上部排出型」のオイルフィルタに液体成分が多い流体（例えば、液体９０％、気体１０％の体積比）を供給する場合、密度の大きい液体成分がオイルフィルタの下部に溜まるため、流体の流れが悪くなりフィルタリング効果も悪化する。

したがって、図４のＢ位置に第２オイルフィルタ４２０を設置する場合には、図５に示した「下部排出型」である第２オイルフィルタ４２０を適用することが好ましく、図４のＣ位置に第２オイルフィルタ４２０を設置する場合には、図６に示した「上部排出型」である第２オイルフィルタ４２０を適用することが好ましい。

図４のＡ位置に第２オイルフィルタ４２０を設置する場合には、減圧装置６００で減圧した流体は気液混合状態であるが（理論上は１００％再液化も可能である）、体積比では気体成分の割合が高いため、図６に示した「上部排出型」である第２オイルフィルタ４２０を適用することが好ましい。

本発明のバイパスラインＢＬは、熱交換器１００の上流の第１供給ラインＬ１から分岐して、熱交換器１００を迂回（Ｂｙｐａｓｓ）した後、熱交換器１００の下流の第２供給ラインＬ２に合流する。

通常、熱交換器を迂回するバイパスラインは、熱交換器の内部に設置されて熱交換器と一体化している。バイパスラインが熱交換器の内部に設置される場合、熱交換器の上流及び／または下流に設置されたバルブを閉じると、熱交換器に流体が供給されないと同時にバイパスラインにも流体が供給されない。

しかし、本発明はバイパスラインＢＬを熱交換器１００の外部に熱交換器１００とは別に設置し、熱交換器１００の上流に設置される第１バルブ５１０及び／または熱交換器１００の下流に設置される第２バルブ５２０を閉じてもバイパスラインＢＬには蒸発ガスが供給されるように、バイパスラインＢＬが第１バルブ５１０の上流の第１供給ラインＬ１から分岐し、第２バルブ５２０の下流の第２供給ラインＬ２に合流するように構成した。

バイパスラインＢＬ上にはバイパスバルブ５９０を設置し、バイパスバルブ５９０は平常時には閉じて、バイパスラインＢＬの使用が必要であれば開く。

基本的に熱交換器１００の故障時や維持補修が必要となった場合など、熱交換器１００を使用することができない場合にバイパスラインＢＬを利用することになる。例えば、本実施形態の蒸発ガス再液化システムが圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの一部または全部を高圧エンジンに送る場合、熱交換器１００を使用できないときには、高圧エンジンで使用されずに余った余剰蒸発ガスの再液化を放棄し、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスをバイパスラインＢＬに沿って熱交換器１００を迂回させて圧縮機２００に直接供給した後、圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを高圧エンジンに供給し、余剰蒸発ガスをＧＣＵに送って燃焼させる。

熱交換器１００の維持補修のためにバイパスラインＢＬを使用する例として、熱交換器１００の流路が凝縮または凝固した潤滑油によって詰まったとき、バイパスラインＢＬを使用して凝縮または凝固した潤滑油を除去することが挙げられる。

また、船舶のバラスト状態など、余剰蒸発ガスが殆ど無く蒸発ガスを再液化する必要がない場合には、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスをすべてバイパスラインＢＬに送り、蒸発ガスが熱交換器１００を迂回して圧縮機２００に直接送るようにする。圧縮機２００で圧縮された蒸発ガスは、高圧エンジンの燃料として使用される。余剰蒸発ガスが殆ど無く蒸発ガスを再液化する必要がないと判断した場合には、バイパスバルブ５９０を自動的に開放するように制御することができる。

本発明の発明者らは、蒸発ガスを本発明に係る流路が狭い熱交換器を通過させてエンジンに供給する場合、熱交換器により蒸発ガスの圧力降下が多く発生することを発見した。再液化の必要性がない場合には、上述したように、熱交換器を迂回させて蒸発ガスを圧縮することで、エンジンに円滑な燃料供給ができる。

また、蒸発ガスを再液化しない間に蒸発ガスの量が増加したため蒸発ガスを再液化する場合にもバイパスラインＢＬを使用することができる。

蒸発ガスを再液化しない間に蒸発ガスの量が増加したため蒸発ガスを再液化する場合（すなわち、蒸発ガス再液化を始動または再起動する時）、貯蔵タンクＴから排出されるすべての蒸発ガスをバイパスラインＢＬに送り、すべての蒸発ガスが熱交換器１００を迂回して圧縮機２００に直接供給され、圧縮機２００で圧縮された蒸発ガスは熱交換器１００の高温流路に供給される。このとき、圧縮機２００で圧縮された蒸発ガスの一部を高圧エンジンに供給することもできる。

上述した過程によって、蒸発ガス再液化を始動または再起動する場合、熱交換器１００の高温流路の温度を上げると、以前の蒸発ガス再液化過程で熱交換器１００、他の装置、配管などに残っている凝縮または凝固した潤滑油や他の残留物または不純物などを除去した後、蒸発ガス再液化を開始できるという利点がある。

残留物には、以前の蒸発ガス再液化時に圧縮機２００で圧縮した後に熱交換器に送られた蒸発ガスと、圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスに混入した潤滑油が含まれ得る。

蒸発ガス再液化を始動または再起動する場合に、バイパスラインＢＬを利用して熱交換器１００の高温流路の温度を高める過程なしで、直ちに貯蔵タンクＴから排出された低温蒸発ガスを熱交換器１００に供給すると、熱交換器１００の高温流路に高温蒸発ガスが供給されていない状態で、貯蔵タンクＴから排出された低温蒸発ガスが熱交換器１００の低温流路に供給されるため、熱交換器１００に残っていてまだ凝縮または凝固しなかった潤滑油も熱交換器１００の温度が低下することで凝縮または凝固する虞がある。

バイパスラインＢＬを利用して熱交換器１００の高温流路の温度を上げる過程を継続し、ある程度の時間が経過すれば（凝縮または凝固した潤滑油や他の不純物がほぼ除去されたと判断した場合、当業者が経験によって継続時間を定めることができ、約１分〜３０分、好ましくは約３分〜１０分、より好ましくは約２分〜５分程度である。）、閉じていた第１バルブ５１０及び第２バルブ５２０を徐々に開いて、バイパスバルブ５９０を徐々に閉じながら蒸発ガス再液化を開始する。もっと時間が経過すれば、第１バルブ５１０及び第２バルブ５２０を完全に開き、バイパスバルブ５９０を完全に閉じて、貯蔵タンクＴから排出されるすべての蒸発ガスを熱交換器１００で蒸発ガスを再液化するための冷媒として使用する。

また、バイパスラインＢＬを、貯蔵タンクＴ内の圧力が低い場合に圧縮機２００の吸入圧力の条件を満たすために利用することができる。

更に、貯蔵タンクＴの内部の圧力を低い範囲まで制御しなければならない場合に、貯蔵タンクＴの圧力を下げても圧縮機２００の吸入圧力の条件を満たすようにバイパスラインＢＬを利用することができる。

バイパスラインＢＬを利用して凝縮または凝固した潤滑油を除去する場合と、貯蔵タンクＴ内の圧力が低い場合に圧縮機２００の吸入圧力の条件を満足させるためにバイパスラインＢＬを利用する場合について、以下により詳細に説明する。

１．凝縮または凝固した潤滑油を除去するためにバイパスラインＢＬを利用する場合
圧縮機２００の給油潤滑方式の圧縮シリンダーを通過した蒸発ガスには、所定の潤滑油が混入し、蒸発ガスに混入した潤滑油は熱交換器１００で蒸発ガスよりも先に凝縮または凝固して熱交換器１００の流路内に溜まる。時間の経過に伴って、熱交換器１００の流路に溜まる凝縮または凝固した潤滑油の量は増えるため、所定時間が経過すれば熱交換器１００内部で凝縮または凝固した潤滑油を除去する必要があることを本発明の発明者らは発見した。

特に、本実施形態の熱交換器１００は、再液化する蒸発ガスの圧力及び／または流量、再液化効率などを考慮して、ＰＣＨＥ（Ｐｒｉｎｔｅｄ Ｃｉｒｃｕｉｔ Ｈｅａｔ Ｅｘｃｈａｎｇｅｒ、ＤＣＨＥともいう。）であることが好ましい。しかし、ＰＣＨＥは流路が狭く（マイクロチャネル型の流路）曲がっていて、凝縮または凝固した潤滑油によって流路が容易に塞がる虞があり、特に流路の曲がった部分に凝縮または凝固した潤滑油が多く溜まる。ＰＣＨＥ（ＤＣＨＥ）は、コベルコ（Ｋｏｂｅｌｋｏ）社、アルファ・ラバル（Ａｌｆａｌａｖａｌ）社などの企業で生産する。

凝縮または凝固した潤滑油を、下記のステップを経て除去することができる。
１）凝縮または凝固した潤滑油を除去するか否かを判断するステップ
２）バイパスバルブ５９０を開いて、第１バルブ５１０及び第２バルブ５２０を閉じるステップ
３）貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスがバイパスラインＢＬを経て圧縮機２００で圧縮されるステップ
４）圧縮機２００で圧縮された高温の蒸発ガスの一部または全部を熱交換器１００に供給するステップ
５）熱交換器１００を通過した蒸発ガスを気液分離器７００に送るステップ
６）気液分離器７００に溜まった潤滑油を排出するステップ
７）熱交換器１００が正常化したことを確認するステップ

１）凝縮または凝固した潤滑油を除去するか否かを判断するステップ
熱交換器１００の流路が凝縮または凝固した潤滑油によって塞がると、熱交換器１００の冷却効率が低下する。このため、熱交換器１００の性能が正常時の場合に比べて一定値以下になれば熱交換器１００内部に凝縮または凝固した潤滑油がある程度以上溜まったと推定することができる。例えば、熱交換器１００の性能が正常時の約５０〜９０％以下、好ましくは約６０〜８０％以下、更に好ましくは約７０％以下になると、熱交換器１００内部で凝縮または凝固した潤滑油を除去する必要があると判断することができる。

正常時の「約５０〜９０％以下」は、約５０％以下、約６０％以下、約７０％以下、約８０％以下及び約９０％以下の全てを含む意味であり、正常時の「約６０〜８０％以下」は約６０％以下、約７０％以下及び約８０％以下の全てを含む意味である。

熱交換器１００の性能が低下すると、熱交換器１００に供給される低温蒸発ガスの第１供給ラインＬ１と熱交換器１００から排出される低温蒸発ガスの第４供給ラインＬ４の温度差が増加し、熱交換器１００から排出される高温蒸発ガスの第２供給ラインＬ２と熱交換器１００に供給される高温蒸発ガスの第３供給ラインＬ３の温度差も増加することになる。また、熱交換器１００の流路が凝縮または凝固した潤滑油によって塞がると、熱交換器１００の流路が狭くなるため、熱交換器１００の上流の第３供給ラインＬ３と下流の第４供給ラインＬ４との圧力差が増加することになる。

したがって、熱交換器１００に供給されるまたは熱交換器１００から排出される低温流体の温度差を第１温度センサ８１０、第４温度センサ８４０により、熱交換器１００に供給されるまたは熱交換器１００から排出される高温流体の温度差を、第２温度センサ８２０、第３温度センサ８３０により、熱交換器１００の高温流路にかかる圧力差を第１圧力センサ９１０、第２圧力センサ９２０によって測定することで、凝縮または凝固した潤滑油を除去する必要があるか否かを判断することができる。

具体的には、第１温度センサ８１０が測定した貯蔵タンクＴから排出されて熱交換器１００に供給される蒸発ガスの温度と、第４温度センサ８４０が測定した圧縮機２００で圧縮した後に熱交換器１００で冷却された蒸発ガス温度との差（絶対値を意味する。以下、「低温流れの温度差」という。）が正常時よりも高い数値を示して、その状態を所定時間以上維持する場合には、熱交換器１００の作動状態が正常でないと判断することができる。

例えば、「低温流れの温度差」が、２０〜５０℃以上、好ましくは３０〜４０℃以上、より好ましくは約３５℃以上の状態を１時間以上維持する場合には、凝縮または凝固した潤滑油の排出時点であると判断することができる。

熱交換器１００の作動が正常である場合、圧縮機２００によって約３００ｂａｒに圧縮された蒸発ガスは約４０〜４５℃の温度になり、貯蔵タンクＴから排出された約−１６０〜−１４０℃の温度の蒸発ガスは熱交換器１００に供給される間に多少温度が上昇して−１５０〜−１１０℃程度、好ましくは約−１２０℃になる。

本実施形態の蒸発ガス再液化システムが気液分離器７００を備えて、気液分離器７００で分離した気体状態の蒸発ガスを貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと合流させて、熱交換器１００に供給する場合には、貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスのみを熱交換器１００に供給する場合に比べて、熱交換器１００に供給される蒸発ガスの温度がより低くなり、気液分離器７００で分離した気体状態の蒸発ガスの量が多ければ多いほど、熱交換器１００に供給される蒸発ガスの温度を更に低くすることができる。

第３供給ラインＬ３に沿って熱交換器１００に供給される約４０〜４５℃の温度の蒸発ガスは、熱交換器１００で冷却されて約−１３０〜−１１０℃になり、正常時には「低温流れの温度差」が、好ましくは約２〜３℃になる。

また、第２温度センサ８２０が測定した貯蔵タンクＴから排出された後に熱交換器１００の冷媒として使用された蒸発ガスの温度と、第３温度センサ８３０が測定した圧縮機２００で圧縮された後に熱交換器１００に供給される蒸発ガスの温度との差（絶対値を意味する。以下、「高温流れの温度差」という。）が正常時よりも高い数値を示して、その状態を所定時間以上維持する場合には、熱交換器１００の作動状態が正常でないと判断することができる。

例えば、「高温流れの温度差」が、２０〜５０℃以上、好ましくは３０〜４０℃以上、より好ましくは約３５℃以上の状態を１時間以上維持する場合には、凝縮または凝固した潤滑油の排出時点であると判断することができる。

熱交換器１００の作動が正常である場合、貯蔵タンクＴから排出された後で熱交換器１００に供給される間に多少温度が上昇して約−１５０〜−１１０℃（好ましくは約−１２０℃）の温度になった蒸発ガスは、熱交換器１００の冷媒として使用された後、船舶の速度に応じて約−８０〜４０℃の温度になる。熱交換器１００の冷媒として使用された約−８０〜４０℃の蒸発ガスは、圧縮機２００で圧縮されて約４０〜４５℃の温度になる。

また、第１圧力センサ９１０が測定した圧縮機２００で圧縮された後で熱交換器１００に供給される蒸発ガスの圧力と、第２圧力センサ９２０が測定した熱交換器１００で冷却された蒸発ガスの圧力との差（以下、「高温流路の圧力差」という。）が正常時よりも高い数値を示して、その状態を所定時間以上維持する場合には、熱交換器１００の作動状態が正常でないと判断することができる。

貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスには、オイル成分が混在しないまたは非常に微量であり、蒸発ガスに潤滑油が混入する時点は蒸発ガスが圧縮機２００で圧縮されるときである。このため、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスを冷媒として使用した後で圧縮機２００に送る熱交換器１００の低温流路には、凝縮または凝固した潤滑油は殆ど溜まらず、圧縮機２００で圧縮された蒸発ガスを冷却した後で減圧装置６００に送る熱交換器１００の高温流路に、凝縮または凝固した潤滑油が溜まることになる。

したがって、凝縮または凝固した潤滑油により流路が塞がって熱交換器１００の上流と下流との圧力差が大きくなる現象が高温流路で急速に進むため、熱交換器１００の高温流路にかかる圧力を測定して、凝縮または凝固した潤滑油を除去する必要があるか否かを判断する。

凝縮または凝固した潤滑油を除去する必要があるか否かを熱交換器１００の上流と下流との圧力差によって判断することは、特に本実施形態の熱交換器１００を流路が狭く曲がった形状のＰＣＨＥに適用できるという点を考慮すると、有用に利用可能である。

例えば、「高温流路の圧力差」が、正常時よりも２倍以上になって、その状態を１時間以上維持する場合には、凝縮または凝固した潤滑油の排出時点であると判断することができる。

熱交換器１００の作動が正常である場合は、圧縮機２００で圧縮された蒸発ガスは熱交換器１００を通過して冷却されても圧力は大きく低下せず、約０．５〜２．５ｂａｒ、好ましくは約０．７〜１．５ｂａｒ、より好ましくは約１ｂａｒ程度の圧力降下が発生する。「高温流路の圧力差」が、一定の圧力以上、例えば、１〜５ｂａｒ以上、好ましくは１．５〜３ｂａｒ以上、更に好ましくは約２ｂａｒ（２００ｋＰａ）以上の状態を１時間以上維持する場合には、凝縮または凝固した潤滑油の排出時点であると判断することができる。

上述したように、「低温流れの温度差」、「高温流れの温度差」及び「高温流路の圧力差」のうち１つ以上の数値を指標として、凝縮または凝固した潤滑油を除去する必要があるか否かを判断することが可能であるが、信頼性を高めるために「低温流れの温度差」、「高温流れの温度差」及び「高温流路の圧力差」のうち２つ以上の数値を指標として凝縮または凝固した潤滑油を除去する必要があるか否かを判断することが好ましい。

例えば、「低温流れの温度差」と「高温流れの温度差」のうち、より小さい値が３５℃以上の状態を１時間以上維持し、「高温流路の圧力差」が正常時の２倍以上若しくは２００ｋＰａ以上の状態を１時間以上維持する場合には、凝縮または凝固した潤滑油の除去時点であると判断することができる。

第１温度センサ８１０、第２温度センサ８２０、第３温度センサ８３０、第４温度センサ８４０、第１圧力センサ９１０及び第２圧力センサ９２０は、熱交換器１００が潤滑油によって塞がっているか否かを検知する検知手段の１つであるとみなすことができる。

また、本発明の蒸発ガス再液化システムは、第１温度センサ８１０、第２温度センサ８２０、第３温度センサ８３０、第４温度センサ８４０、第１圧力センサ９１０及び第２圧力センサ９２０の１つ以上によって検知された値に基づいて、熱交換器１００が潤滑油で塞がっているか否かを判断する制御装置（図示せず）を更に備えてもよい。制御装置は、熱交換器１００が潤滑油によって塞がっているか否かを判断する判断手段の１つであるとみなすことができる。

２）バイパスバルブ５９０を開いて、第１バルブ５１０及び第２バルブ５２０を閉じるステップ
第１）ステップで凝縮または凝固した潤滑油を除去する必要があるか否かを判断して、熱交換器１００内部で凝縮または凝固した潤滑油を除去することを決定すれば、バイパスラインＢＬ上に設置されたバイパスバルブ５９０を開いて、第１供給ラインＬ１上に設置された第１バルブ５１０と第２供給ラインＬ２上に設置された第２バルブ５２０を閉じる。

バイパスバルブ５９０を開いて、第１バルブ５１０及び第２バルブ５２０を閉じると、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスはバイパスラインＢＬを経て圧縮機２００に送られ、それ以上熱交換器１００に供給されない。したがって、熱交換器１００には冷媒が供給されなくなる。

３）貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスがバイパスラインＢＬを経て圧縮機２００で圧縮されるステップ
貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスは、バイパスラインＢＬを介して熱交換器１００を迂回した後、圧縮機２００に送られる。圧縮機２００に送られた蒸発ガスは、圧縮機２００で圧縮されて圧力とともに温度も上昇し、圧縮機２００で約３００ｂａｒに圧縮された蒸発ガスの温度は約４０〜４５℃になる。

４）圧縮機２００で圧縮された高温の蒸発ガスの一部または全部を熱交換器１００に送るステップ
圧縮機２００で圧縮されて温度が上昇した蒸発ガスを熱交換器１００に供給し続けると、熱交換器１００の冷媒として使用される貯蔵タンクＴから排出された低温の蒸発ガスは熱交換器１００に供給されず、高温の蒸発ガスのみが継続的に熱交換器１００に供給されるため、圧縮機２００で圧縮された蒸発ガスが通過する熱交換器１００の高温流路の温度は徐々に上昇する。

熱交換器１００の高温流路の温度が、潤滑油の凝縮温度または凝固温度以上になると、熱交換器１００内部に溜まっていた凝縮または凝固した潤滑油が徐々に融解または粘度が低下し、融解または粘度が低下した潤滑油は蒸発ガスと混在して熱交換器１００から排出される。

バイパスラインＢＬを利用して凝縮または凝固した潤滑油を除去する場合、熱交換器１００が正常化するまで、蒸発ガスがバイパスラインＢＬ、圧縮機２００、熱交換器１００の高温流路、減圧装置６００及び気液分離器７００を循環する。

また、バイパスラインＢＬを利用して凝縮または凝固した潤滑油を除去する場合、貯蔵タンクＴから排出されてバイパスラインＢＬ、圧縮機２００、熱交換器１００の高温流路及び減圧装置６００を通過した蒸発ガスを、融解または粘度が低下した潤滑油が蒸発ガスに混入した状態で、貯蔵タンクＴと別に設置されるタンクや他の回収装置に送ることもできる。貯蔵タンクＴと別に設置されるタンクや他の回収装置の内部の蒸発ガスを、再びバイパスラインＢＬに送り、凝縮または凝固した潤滑油の除去過程を続けることもできる。

融解または粘度が低下した潤滑油が蒸発ガスに混入した流体を貯蔵タンクＴと別に設置されるタンクや他の回収装置に送る場合、減圧装置６００の下流に気液分離器７００を設置しても、気液分離器７００は既存の蒸発ガス再液化システムと同じ役割をすることになり、気液分離器７００内に融解または粘度が低下した潤滑油が溜まらないため（融解または粘度が低下した潤滑油は、貯蔵タンクＴと別に設置されてタンクや他の回収装置に溜まるから）、潤滑油を排出するために改良された気液分離器７００を備えなくても済むため、費用を低減することができる。

５）熱交換器１００を通過した蒸発ガスを気液分離器７００に送るステップ
熱交換器１００の高温流路の温度が上昇することで、熱交換器１００内部に溜まっていた凝縮または凝固した潤滑油は融解または粘度が低下して、蒸発ガスに混入して気液分離器７００に送られる。バイパスラインＢＬを利用して熱交換器１００内部で凝縮または凝固した潤滑油を除去する過程では、蒸発ガスの再液化が行われないため、気液分離器７００には再液化された液化ガスは溜まらず、気体状態の蒸発ガスと融解または粘度が低下した潤滑油が溜まることになる。

気液分離器７００に溜まった気体状態の蒸発ガスは、第６供給ラインＬ６に沿って気液分離器７００から排出され、更にバイパスラインＢＬに沿って圧縮機２００に送られる。第２）ステップで第１バルブ５１０を閉じたため、気液分離器７００で分離された気体状態の蒸発ガスは、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと合流されてバイパスラインＢＬに沿って圧縮機２００に供給され、熱交換器１００の低温流路には供給されない。

したがって、第１バルブ５１０を閉じた状態で、気液分離器７００で分離された気体状態の蒸発ガスをバイパスラインＢＬに供給することで、潤滑油が混入した蒸発ガスが熱交換器１００の低温流路に供給されることを防止し、熱交換器１００の低温流路が塞がることを防止できるという長所がある。

気液分離器７００に溜まった気体状態の蒸発ガスは、第６供給ラインＬ６に沿って気液分離器７００から排出され、更にバイパスラインＢＬに沿って圧縮機２００に送られる循環過程は、熱交換器期１００の高温流路の温度が圧縮機２００で圧縮された後で熱交換器１００の高温流路に送られる蒸発ガスの温度まで上昇したと判断するまで続けられる。ただし、経験で十分な時間が経過したと判断するまで循環過程を続けてもよい。

バイパスラインＢＬを利用して熱交換器１００内部で凝縮または凝固した潤滑油を除去する間は、第８バルブ５８１を閉じて気液分離器７００に溜まった潤滑油が第５供給ラインＬ５に沿って貯蔵タンクＴに流入しないようにする。貯蔵タンクＴに潤滑油が流入することで、貯蔵タンクＴに貯蔵した液化ガスの純度が低くなり、液化ガスの価値が低下する虞がある。

６）気液分離器７００に溜まった潤滑油を排出するステップ
熱交換器１００から排出された融解または粘度が低下した潤滑油は、気液分離器７００内に溜まるが、気液分離器７００内に溜まった潤滑油を処理するために、本実施形態では、従来使用されていた気液分離器７００を改良した気液分離器７００を使用することができる。

図１０は、本発明の一実施形態の熱交換器と気液分離器の拡大図である。説明の便宜上、一部の装置は図示を省略した。

図１０を参照して、気液分離器７００には、気液分離器７００で分離した液化ガスを貯蔵タンクＴに送る第５供給ラインＬ５に加えて、気液分離器７００に溜まった潤滑油を排出する潤滑油排出ラインＯＬが更に設置される。気液分離器７００の下部に溜まった潤滑油を効果的に排出させるため、潤滑油排出ラインＯＬを気液分離器７００の下端部に連結し、第５供給ラインＬ５の端部を潤滑油排出ラインＯＬが連結された気液分離器７００の下端部よりも気液分離器７００内で高く位置させる。第５供給ラインＬ５が潤滑油によって塞がらないように、気液分離器７００内に溜まった潤滑油が最大量になったときの潤滑油の水位よりも第５供給ラインＬ５の端部を高く位置させることが好ましい。

潤滑油排出ラインＯＬ上には、流体の流量と開閉を調節する第３バルブ５３０が設置され、複数の第３バルブ５３０を設置してもよい。

気液分離器７００に溜まった潤滑油は、自然に排出されず、または排出に時間がかかるため、窒素パージを介して気液分離器７００内の潤滑油を排出することができる。約５〜７ｂａｒの窒素を気液分離器７００に供給すれば、気液分離器７００内の圧力が高くなるため、潤滑油の排出が速くなる。

窒素パージによって気液分離器７００内の潤滑油を排出するために、熱交換器１００の上流の第３供給ラインＬ３に合流するように、窒素供給ラインＮＬが設置される。必要に応じて複数の窒素供給ラインを異なるところに設置してもよい。

窒素供給ラインＮＬ上に流体の流量と開閉を調節する窒素バルブ５８３が設置され、窒素供給ラインＮＬを使用しない平常時には窒素バルブ５８３を閉じた状態に維持し、窒素パージのため気液分離器７００に窒素を供給する場合などの窒素ラインＮＬを使用する必要が生じた場合には窒素バルブ５８３を開く。必要に応じて複数の窒素バルブ５８３を設置してもよい。気液分離器７００に窒素を直接注入して窒素パージを実施することもできるが、他の用途に使用するための窒素供給ラインが既に設置されている場合は、既に設置されている窒素供給ラインを利用して気液分離器７００内の潤滑油を排出させてもよい。

貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガス全部をバイパスラインＢＬに送って圧縮機２００で圧縮し、圧縮機２００で圧縮された蒸発ガスを熱交換器１００の高温流路に送り、熱交換器１００の高温流路を通過した後に減圧装置６００で減圧された蒸発ガスを気液分離器７００に送り、気液分離器７００から排出された蒸発ガスを更にバイパスラインＢＬに送る過程を継続させて、熱交換器１００内部で凝縮または凝固した潤滑油の殆どが気液分離器７００に溜まったと判断（すなわち、熱交換器１００が正常化したと判断）したら、圧縮機２００で圧縮された蒸発ガスの熱交換器１００への供給を停止し、窒素バルブ５８３を開いて窒素パージを実施する。

７）熱交換器１００が正常化したことを確認するステップ
熱交換器１００内部で凝縮または凝固した潤滑油が排出されて熱交換器１００が再び正常化したと判断し、気液分離器７００内の潤滑油を排出する過程がすべて終了すると、第１バルブ５１０と第２バルブ５２０を開き、バイパスバルブ５９０を閉じた後、蒸発ガス再液化システムを正常稼動させる。蒸発ガス再液化システムが正常稼動すると、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスは熱交換器１００の冷媒として使用され、熱交換器１００の冷媒として使用された蒸発ガスは、圧縮機２００による圧縮過程、熱交換器１００による冷却過程及び減圧装置６００による減圧過程を経て、一部または全部が再液化される。

熱交換器１００が再び正常化したという判断は、凝縮または凝固した潤滑油を除去するか否かを検知する場合と同様に、「低温流れの温度差」、「高温流れの温度差」及び「高温流路の圧力差」のうち１つ以上の数値を指標として使用することができる。

上述した過程によって、熱交換器１００内部で凝縮または凝固した潤滑油だけでなく、配管、バルブ、計測器及び各種機器に溜まった凝縮または凝固した潤滑油も除去することができる。

本発明では、熱交換器１００内部で凝縮または凝固した潤滑油をバイパスラインＢＬを利用して熱交換器１００から除去する上述のステップを経る間、高圧エンジン及び／または低圧エンジン（以下、「エンジン」という。）を駆動することができる。燃料供給システムまたは再液化システムに設けられた装置の一部を整備する際には、エンジンに燃料を供給することができないか、または余剰蒸発ガスを再液化することができないため、通常はエンジンを駆動しない。

しかし、本発明は、熱交換器１００内部で凝縮または凝固した潤滑油を除去しながらエンジンを駆動することができ、エンジンの運転を続けながら熱交換器１００を整備することができるため、熱交換器１００の整備中にも船舶を推進させて発電を行うことができ、エンジンで使用されずに余った余剰蒸発ガスを利用して、凝縮または凝固した潤滑油を除去することができるという長所がある。

更に、熱交換器１００内部で凝縮または凝固した潤滑油を除去しながらエンジンを駆動させるため、圧縮機２００で圧縮される際に蒸発ガスに混入した潤滑油をエンジンで燃料として使用できるという長所がある。すなわち、エンジンは船舶の推進または発電という本来の用途だけでなく、蒸発ガスに混入した潤滑油を除去する役割も同時に担う。

一方、凝縮または凝固した潤滑油を除去する必要があるか否かをアラームで知らせる過程は、（ｉ）アラーム活性化ステップ及び／または（ｉｉ）アラーム発生ステップを含む。

図７は、本発明の第４実施形態の蒸発ガス再液化システムの概略図である。図８は、本発明の一実施形態の減圧装置の拡大図である。図９は、本発明の他の実施形態の減圧装置の拡大図である。

図７に示すように、本発明の圧縮機２００、２１０は、２機が並列に設置される。２つの圧縮機２００、２１０が同一仕様である場合、一方が故障した場合に他方はリダンダンシー（Ｒｅｄｕｎｄａｎｃｙ）の役割を果たすことができる。説明の便宜上、他装置の図示は省略した。

図７を参照して、圧縮機２００、２１０の２機が並列に設置される場合、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスを第７供給ラインＬ２２に沿って第２圧縮機２１０に送り、第２圧縮機２１０で圧縮された蒸発ガスの一部を燃料供給ラインＳＬに沿って高圧エンジンに供給し、余剰蒸発ガスは第８の供給ラインＬ３３に沿って熱交換器１００に送られ再液化過程を経る。第８供給ラインＬ３３上には、流体の流量と開閉を調節する第１０バルブ５７１が設置される。

また、図８に示すように、２つの減圧装置６００、６１０を並列に設置する以外にも、図９に示すように、直列に設置された２つの減圧装置６００、６００（６１０、６１０）を１組として、夫々を並列に設置することもできる。

図８を参照して、並列に設置した２つの減圧装置６００、６１０は、一方が故障した場合には、他方がリダンダンシー（Ｒｅｄｕｎｄａｎｃｙ）の役割を果たすことができ、並列に設置された２つの減圧装置６００、６１０の夫々の上流と下流には、隔離（Ｉｓｏｌａｔｉｏｎ）バルブ６２０が設置される。

図９を参照して、２つの減圧装置６００、６００（６１０、６１０）を直列に連結させ、２つが直列に連結された減圧装置の２組を並列に設置した。製造会社によっては、減圧安定性のために２つの減圧装置６００、６００（６１０、６１０）を直列に連結させる場合がある。並列に設置した２組の減圧装置６００、６００（６１０、６１０）の一方の組が故障した場合には、他方の組がリダンダンシー（Ｒｅｄｕｎｄａｎｃｙ）の役割を果たす。

並列に設置された２組の減圧装置６００、６００（６１０、６１０）の夫々の上流と下流には、隔離（Ｉｓｏｌａｔｉｏｎ）バルブ６２０が設置される。図８及び図９に図示した隔離バルブ６２０は、減圧装置６００、６１０の故障時や減圧装置６００、６１０の維持補修が必要な場合などに、減圧装置６００、６１０を隔離（Ｉｓｏｌａｔｉｏｎ）するために使用される。

（ｉ）アラーム活性化ステップ
発明の蒸発ガス再液化システムが、図２に示すように１つの圧縮機２００と１つの減圧装置６００とを備える場合、減圧装置６００の開度が設定値以上であり、第７バルブ５７０が開いた状態であり、第２バルブ５２０が開いた状態であり、気液分離器７００内の液化ガスの水位が正常である場合に、アラームが活性化する。

本発明の蒸発ガス再液化システムが、図２に示すように１つの圧縮機２００を備え、図８に示すように並列に設置された２つの減圧装置６００、６１０を備える場合、第１減圧装置６００または第２減圧装置６１０の開度が設定値以上であり、第７バルブ５７０が開いた状態であり、第２バルブ５２０が開いた状態であり、気液分離器７００内の液化ガスの水位が正常である場合に（「第１アラーム活性化条件」という。）にアラームが活性化する。

本発明の蒸発ガス再液化システムが、図２に示すように１つの圧縮機２００を備え、図９に示すように並列に設置された２組の減圧装置６００、６００（６１０、６１０）を備える場合、直列に設置された２つの第１減圧装置６００、６００の一方、または直列に設置された２つの第２減圧装置６１０、６１０の一方の開度が設定値以上であり、第７バルブ５７０が開いた状態であり、第２バルブ５２０が開いた状態であり、気液分離器７００内の液化ガスの水位が正常である場合（「第２アラーム活性化条件」という。）にアラームが活性化する。

本発明の蒸発ガス再液化システムが、図７に示すように、並列に設置された２つの圧縮機２００、２１０を備え、図２に示すように１つの減圧装置６００を備える場合、減圧装置６００の開度が設定値以上であり、第７バルブ５７０または第１０バルブ５７１が開いた状態であり、第２バルブ５２０が開いた状態であり、気液分離器７００内の液化ガスの水位が正常である場合（「第３アラーム活性化条件」という。）にアラームが活性化する。

本発明の蒸発ガス再液化システムが、図７に示すように並列に設置された２つの圧縮機２００、２１０を備え、図８に示すように並列に設置された２つの減圧装置６００、６１０を備える場合、第１減圧装置６００または第２減圧装置６１０の開度が設定値以上であり、第７バルブ５７０または第１０バルブ５７１が開いた状態であり、第２バルブ５２０が開いた状態であり、気液分離器７００内の液化ガスの水位が正常である場合（「第４アラーム活性化条件」という。）にアラームが活性化する。

本発明の蒸発ガス再液化システムが、図７に示すように、並列に設置された２つの圧縮機２００、２１０を備え、図９に示すように並列に設置された２組の減圧装置６００、６００（６１０、６１０）を備える場合、直列に設置された２つの第１減圧装置６００、６００の一方、または直列に設置された２つの第２減圧装置６１０、６１０の一方の開度が設定値以上であり、第７バルブ５７０または第１０バルブ５７１が開いた状態であり、第２バルブ５２０が開いた状態であり、気液分離器７００内の液化ガスの水位が正常である場合（「第５アラーム活性化条件」という。）にアラームが活性化する。

上述した「第１〜第５アラーム活性化条件」において、第１減圧装置６００または第２減圧装置６１０の開度の設定値は２％であり得る。気液分離器７００内の液化ガスの水位が正常である場合というのは、気液分離器７００内に再液化した液化ガスが確認でき再液化過程が正常に行われていると判断できる場合を意味する。

（ｉｉ）アラーム発生ステップ
「低温流れの温度差」が設定値以上の状態を所定時間以上維持する条件、「高温流れの温度差」が設定値以上の状態を所定時間以上維持する条件及び「高温流路の圧力差」が設定値以上の状態を所定時間以上維持する条件のいずれかに該当する場合、アラームが鳴って凝縮または凝固した潤滑油を除去する時点を知らせるように構成することができる。

また、信頼性を高めるために「低温流れの温度差」が設定値以上の状態を所定時間以上維持する条件、「高温流れの温度差」が設定値以上の状態を所定時間以上維持する条件及び「高温流路の圧力差」が設定値以上の状態を所定時間以上維持する条件のうち２つ以上に該当する場合に、アラームが鳴って凝縮または凝固した潤滑油を除去する時点を知らせるように構成することもできる。

また、「低温流れの温度差」と「高温流れの温度差」の中で、より小さい値が設定値以上の状態を所定時間以上維持するか（ｏｒ条件）、または「高温流路の圧力差」が設定値以上の状態を所定時間以上維持する場合に、アラームが鳴って凝縮または凝固した潤滑油を除去する時点を知らせるように構成することもできる。

本発明において、熱交換器の作動異常、アラーム発生などは、適切な制御手段によって判断することができる。熱交換器の作動異常、アラーム発生などを判断する制御手段は、本発明の蒸発ガス再液化システムで既に使用されている制御手段、好ましくは、本発明の蒸発ガス再液化システムを適用した船舶または海洋構造物で既に使用されている制御手段を利用することができ、熱交換器の作動異常、アラーム発生などを判断するために別に設置した制御手段を使用することできる。

また、バイパスラインの利用、潤滑油の排出量、エンジンの燃料供給、蒸発ガス再液化システムの始動または再起動、そのための様々なバルブの開閉などは、制御手段によって自動または手動で制御することができる。

２．貯蔵タンクＴ内の圧力が低い時に圧縮機２００の吸入圧力条件を満たすためにバイパスラインＢＬを利用する場合
貯蔵タンクＴ内の液化ガスの量が少ないため生成する蒸発ガスの量も少ない場合、船舶の速度が速いため船舶の推進用エンジンに供給される蒸発ガスの量が多い場合など、貯蔵タンクＴの内部圧力が低い場合には、圧縮機２００が要求する吸引圧力条件を満たさない場合がある。

特に、熱交換器１００にＰＣＨＥ（ＤＣＨＥ）を適用した場合、ＰＣＨＥは流路が狭いため、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスがＰＣＨＥを通過すると圧力が大幅に降下する。

従来は、圧縮機２００が要求する吸入圧力条件を満たさない場合、再循環バルブ５４１、５４２、５４３、５４４を開いて、再循環ラインＲｃ１、Ｒｃ２、Ｒｃ３、Ｒｃ４により蒸発ガスの一部または全部を再循環させて圧縮機２００を保護していた。

しかし、蒸発ガスを再循環させる方式で圧縮機２００の吸入圧力条件を満たすようにする場合、最終的には圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの量が減る結果となり、再液化性能が低下し、エンジンが要求する燃料消費量を満たさない虞がある。特に、エンジンが要求する燃料消費量を満たさない場合、船舶運航に大きな支障が生じるため、貯蔵タンクＴの内部圧力が低い場合でも、圧縮機２００が要求する吸入圧力条件を満たしながら、エンジンが要求する燃料消費量を満たす方法が早急に求められた。

本発明は、別の付加的装置を設置しなくても、熱交換器１００の維持補修のために既に設置されたバイパスラインＢＬを利用し、貯蔵タンクＴの内部圧力が低い場合でも圧縮機１００で圧縮した蒸発ガスの量を減少させずに、圧縮機２００が要求する吸入圧力条件を満たすことができる。

本発明は、貯蔵タンクＴの内部圧力が一定値以下になると、バイパスバルブ５９０を開いて貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスの一部または全部を、バイパスラインＢＬを介して熱交換器１００を迂回させて圧縮機２００に直接送る。

圧縮機２００が要求する吸入圧力条件に比べて貯蔵タンクＴの圧力がどれほど不足するかに応じて、バイパスラインＢＬに送られる蒸発ガスの量を調節することができる。すなわち、バイパスバルブ５９０を開いて、第１バルブ５１０及び第２バルブ５２０を閉じて、貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスをすべてバイパスラインＢＬに送ることも、バイパスバルブ５９０、第１バルブ５１０と第２バルブ５２０の両方を一部だけ開いて、貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスの一部をバイパスラインＢＬに送り、残りを熱交換器１００に送ることもできる。バイパスラインＢＬを介して熱交換器１００を迂回する蒸発ガスの量が増加するほど、蒸発ガスの圧力降下は小さくなる。

貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスを熱交換器１００から迂回させて圧縮機２００に直接送れば圧力降下を最小限に抑えることができるという利点がある。一方、蒸発ガスの冷熱を蒸発ガス再液化に使用することができなくなるため、貯蔵タンクＴの内部圧力、エンジンが要求する燃料消費量、再液化する蒸発ガスの量などを考慮して、圧力降下を減らすためにバイパスラインＢＬを使用するか否か及び貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスのどれだけの量をバイパスラインＢＬに送るかを決定することになる。

例えば、貯蔵タンクＴの内部の圧力が所定値以下であり、船舶が所定速度以上で運航している場合には、バイパスラインＢＬを使用して圧力降下を抑えることが有利であると判断することができる。具体的には、貯蔵タンクＴの内部の圧力が１．０９ｂａｒ以下であり、船舶の速度が１７ｋｎｏｔ以上の時、バイパスラインＢＬを使用して圧力降下を抑えることが有利であると判断することができる。

また、貯蔵タンクＴから排出されるすべての蒸発ガスをバイパスラインＢＬに沿って圧縮機２００に送っても圧縮機２００が要求する吸入圧力の条件を満たさない場合、再循環ラインＲｃ１、Ｒｃ２、Ｒｃ３、Ｒｃ４を使用して吸引圧力条件を満たすようにする。

すなわち、貯蔵タンクＴの圧力が低下して圧縮機２００が要求する吸入圧力条件を満たすことができなくなると、従来は直ちに再循環ラインＲｃ１、Ｒｃ２、Ｒｃ３、Ｒｃ４を使用して圧縮機２００を保護したのに対して、本発明は、１次的にバイパスラインＢＬを利用して圧縮機２００の吸入圧力条件を満たし、貯蔵タンクＴから排出されるすべての蒸発ガスをバイパスラインＢＬに沿って圧縮機２００に送っても圧縮機２００が要求する吸入圧力条件を満たさないときに、２次的に再循環ラインＲｃ１、Ｒｃ２、Ｒｃ３、Ｒｃ４を使用する。

１次的にバイパスラインＢＬを活用した後、２次的に再循環ラインＲｃ１、Ｒｃ２、Ｒｃ３、Ｒｃ４を介して圧縮機２００の吸入圧力条件を満たすために、再循環バルブ５４１、５４２、５４３、５４４の開放条件の圧力値よりバイパスバルブ５９０の開放条件の圧力値を高く設定する。

再循環バルブ５４１、５４２、５４３、５４４の開放条件とバイパスバルブ５９０の開放条件は、圧縮機２００の上流の圧力を因子として用いることが好ましいが、貯蔵タンクＴの内部の圧力を因子として用いることもできる。

圧縮機２００の上流の圧力は、圧縮機２００の上流に設置される第３圧力センサ（図示せず）によって測定することができ、貯蔵タンクＴの内部の圧力は、第４圧力センサ（図示せず）によって測定することができる。

一方、気液分離器７００で分離した気体状態の蒸発ガスを排出する第６供給ラインＬ６が、バイパスラインＢＬが第１供給ラインＬ１から分岐する地点の下流の第１供給ラインＬ１に合流する場合には、圧力降下をある程度防止しながら貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスの一部を熱交換器１００の冷媒として使用するために、バイパスバルブ５９０、第１バルブ５１０及び第２バルブ５２０の全てを開いた状態でシステムを運用すれば、気液分離器７００で分離した気体状態の蒸発ガスをバイパスラインＢＬに直接送ることができる。

気液分離器７００で分離した気体状態の蒸発ガスの温度は、貯蔵タンクＴから排出されて熱交換器１００に供給される蒸発ガスの温度よりも低く、気液分離器７００で分離した気体状態の蒸発ガスがバイパスラインＢＬに直接送られる場合、熱交換器１００の冷却効率が低下することがあるため、気液分離器７００で分離した気体状態の蒸発ガスの少なくとも一部を熱交換器１００に供給することが好ましい。

ただし、貯蔵タンクＴで発生する蒸発ガス量が、エンジンが燃料として要求する蒸発ガスの量より少ない場合には、蒸発ガスを再液化する必要がなくなる。蒸発ガスを再液化する必要がない場合には、熱交換器１００に冷媒を供給する必要がないため、気液分離器７００で分離した気体状態の蒸発ガスをすべてバイパスラインＢＬに送ることができる。

したがって、本発明では、第６供給ラインＬ６を、バイパスラインＢＬが第１供給ラインＬ１から分岐する地点の上流の第１供給ラインＬ１に合流させる。第６供給ラインＬ６をバイパスラインＢＬの分岐点の上流の第１供給ラインＬ１に合流させると、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと気液分離器７００で分離した気体状態の蒸発ガスとがバイパスラインＢＬの分岐点の上流で先に合流した後、バイパスバルブ５９０と第１バルブ５１０の開度に応じてバイパスラインＢＬと熱交換器１００に夫々送る蒸発ガスの流量を決定するため、システムの制御が容易であり、気液分離器７００で分離した気体状態の蒸発ガスが直接バイパスラインＢＬに送られることを防止できる。

バイパスバルブ５９０は、貯蔵タンクＴの圧力変化に応じて迅速な開度調節ができるように、通常の場合よりも速い反応速度のバルブであることが好ましい。

図３は、本発明の第３実施形態の蒸発ガス再液化システムの概略図である。

図３に示した第３実施形態の蒸発ガス再液化システムは、図２に示した第１実施形態の蒸発ガス再液化システムに比べて、第１圧力センサ９１０及び第２圧力センサ９２０の代わりに差圧センサ９３０を設置する点で相違点があり、以下において前記相違点を中心に説明する。前述した第１実施形態の蒸発ガス再液化システムと同じ部材については、詳細な説明を省略する。

本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、第１実施形態と異なり、第１圧力センサ９１０及び第２圧力センサ９２０の代わりに、熱交換器１００の上流の第３供給ラインＬ３の圧力と熱交換器１００の下流の第４供給ラインＬ４の圧力との圧力差を測定する差圧センサ９３０を備える。

差圧センサ９３０によって「高温流路の圧力差」を検知することができ、第１実施形態と同様に、「高温流路の圧力差」、「低温流れの温度差」及び「高温流れの温度差」のうち１つ以上の数値を指標として使用して、凝縮または凝固した潤滑油を除去するか否かを判断することができる。

本発明は、前記実施形態に限定されず、本発明の技術的要旨を逸脱しない範囲内で様々な修正または変形が可能であることは、本発明の属する技術分野における通常の知識を有する者において自明である。

１００…熱交換器、２００…圧縮機、６００…減圧装置、８１０…第１温度センサ、８２０…第２温度センサ、８３０…第３温度センサ、８４０…第４温度センサ、９１０…第１圧力センサ、９２０…第２圧力センサ、９３０…差圧センサ。

Claims (14)

1. 蒸発ガスを圧縮機で圧縮し、圧縮した蒸発ガスを圧縮する前の蒸発ガスと熱交換器で熱交換して冷却し、熱交換して冷却された流体を減圧装置で減圧し、蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、
   前記圧縮機は、給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備え、
   前記熱交換器で冷媒として使用される蒸発ガスの前記熱交換器の上流における温度と、前記圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器で冷却された蒸発ガスの温度との差（以下、「低温流れの温度差」という）が第１設定値以上の状態を所定時間以上維持する条件；及び
   前記熱交換器で冷媒として使用された蒸発ガスの温度と、前記圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器に送られる蒸発ガスの温度との差（以下、「高温の流れの温度差」という。）が第１設定値以上の状態を所定時間以上維持する条件；
   の少なくとも１つ以上に該当する場合に、「凝縮または凝固した潤滑油の排出時点」であると判断することを特徴とする潤滑油排出方法。
2. 蒸発ガスを圧縮機で圧縮し、圧縮した蒸発ガスを圧縮する前の蒸発ガスと熱交換器で熱交換して冷却し、熱交換して冷却された流体を減圧装置で減圧し、蒸発ガスを再液化するシステム内の潤滑油排出方法において、
   前記圧縮機は、給油式圧縮シリンダーを少なくとも１つ以上備え、
   前記熱交換器で冷媒として使用される蒸発ガスの前記熱交換器の上流における温度と前記圧縮機で圧縮された後に前記熱交換器で冷却された蒸発ガスの温度との差（以下、「低温流れの温度差」という。）；前記熱交換器で冷媒として使用された蒸発ガスの温度と前記圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器に送られる蒸発ガスの温度との差（以下、「高温の流れの温度差」という。）；のいずれか小さい値が第１設定値以上の状態を所定時間以上維持する場合に、「凝縮または凝固した潤滑油の排出時点」であると判断することを特徴とする潤滑油排出方法。
3. アラームが鳴って、前記「凝縮または凝固した潤滑油の排出時点」を知らせることを特徴とする請求項１または２に記載の潤滑油排出方法。
4. 前記圧縮機は１５０〜３５０ｂａｒで蒸発ガスを圧縮することを特徴とする請求項１または２に記載の潤滑油排出方法。
5. 前記圧縮機は８０〜２５０ｂａｒで蒸発ガスを圧縮することを特徴とする請求項１または２に記載の潤滑油排出方法。
6. 前記熱交換器の性能が、正常時の６０〜８０％以下の場合に、前記「凝縮または凝固した潤滑油の排出時点」であると判断することを特徴とする請求項１または２に記載の潤滑油排出方法。
7. 前記第１設定値は、３５℃であることを特徴とする請求項１または２に記載の潤滑油排出方法。
8. 前記所定時間は、１時間であることを特徴とする請求項１または２に記載の潤滑油排出方法。
9. 前記「低温流れの温度差」は、第１検知手段により検知し、
   前記「高温の流れの温度差」は、第２検知手段により検知することを特徴とする請求項１または２に記載の潤滑油排出方法。
10. 前記第１検知手段は、
    前記熱交換器の低温流路の上流に設置される第１温度センサ；及び
    前記熱交換器の高温流路の下流に設置される第４温度センサ；の少なくとも１つ以上を備え、
    前記第２検知手段は、
    前記熱交換器の低温流路の下流に設置される第２温度センサ；及び
    前記熱交換器の高温流路の上流に設置される第３の温度センサ；の少なくとも１つ以上を備えることを特徴とする請求項９に記載の潤滑油排出方法。
11. 前記熱交換器が潤滑油によって塞がったか否かを判断する判断手段を更に備えることを特徴とする請求項９に記載の潤滑油排出方法。
12. 前記判断手段は制御装置であり、
    前記制御装置は前記第１検知手段及び前記第２検知手段が検知した値を基に前記熱交換器が潤滑油によって塞がったか否かを判断する請求項１１に記載の潤滑油排出方法。
13. 前記装置は、マイクロチャネル型の流路を備える熱交換器であることを特徴とする請求項１または２に記載の潤滑油排出方法。
14. 前記熱交換器はＰＣＨＥであることを特徴とする請求項１３に記載の潤滑油排出方法。

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