JP6498785B2 - 船舶の蒸発ガス処理装置および処理方法 - Google Patents

Description

本発明は船舶の蒸発ガス処理装置および処理方法に関するものであって、さらに詳細には船舶の貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを効果的に処理できる船舶の蒸発ガス処理装置および処理方法に関するものである。

温室ガスおよび各種大気汚染物質の排出に対する国際海事機関（ＩＭＯ）の規制が強化されるにつれて、造船および海運業系では既存の燃料である重油、軽油を利用する代わりに、清浄エネルギー源である天然ガスを船舶の燃料ガスとして利用する場合が多くなっている。

天然ガス（Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ）は通常、貯蔵および輸送の容易性のために、天然ガスを略摂氏−１６２度に冷却してその体積を１／６００に減らした無色透明な超低温液体である液化天然ガス（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ）に相変化して管理および運用を遂行している。

このような液化天然ガスは、船体に断熱処理されて設置される貯蔵タンクに収容されて貯蔵および輸送される。しかし、液化天然ガスを完全に断熱させて収容することは実質的に不可能であるため、外部の熱が貯蔵タンクの内部に持続的に伝達されて液化天然ガスが自然に気化して発生する蒸発ガスが貯蔵タンクの内部に蓄積される。蒸発ガスは貯蔵タンクの内部圧力を上昇させて貯蔵タンクの変形および毀損を誘発する恐れがあるので蒸発ガスを処理および除去する必要がある。

そこで、従来は貯蔵タンクの上側に設けられるベントマスト（Ｖｅｎｔ ｍａｓｔ）に蒸発ガスを流すか、ＧＣＵ（Ｇａｓ Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）を利用して蒸発ガスを焼く方案などが利用されていた。しかし、これはエネルギー効率の面で好ましくないため、蒸発ガスを液化天然ガスとともにまたはそれぞれ船舶のエンジンに燃料ガスとして供給するか、冷凍サイクルなどからなる再液化装置を利用して蒸発ガスを再液化させて活用する方案が利用されている。

一方、天然ガスはメタン（Ｍｅｔｈａｎｅ）の他にもエタン（Ｅｔｈａｎｅ）、プロパン（Ｐｒｏｐａｎｅ）、ブタン（Ｂｕｔａｎｅ）、窒素（Ｎｉｔｒｏｇｅｎ）などを含む混合物である。このうち窒素の沸点は摂氏約−１９５．８度であり、それ以外の成分であるメタン（沸点摂氏−１６１．５度）、エタン（沸点摂氏−８９度）などに比べて非常に低い。

これに伴い、貯蔵タンク内部で自然に気化して発生する蒸発ガスは相対的に沸点が低い窒素成分を多く含有し、これは蒸発ガスの再液化効率を低下させる原因となって蒸発ガスの活用および処理に影響を及ぼす。

また、蒸発ガスを船舶のエンジンなどに燃料ガスとして供給する場合には、蒸発ガスの窒素成分が燃料ガスの発熱量の低下に影響を及ぼすところ、蒸発ガスの再液化効率および燃料ガス発熱量を向上させるものの、燃料ガスの効率的な引用および管理を図り得る方案が要求される。

本発明の実施例は蒸発ガスの再液化効率を向上させ、蒸発ガスの効率的な利用を図り得る船舶の蒸発ガス処理装置および処理方法を提供しようとする。

本発明の実施例はエンジンに供給される燃料ガスの発熱量を効果的に調節および維持し、単純な構造で効率的な設備運用を図り得る船舶の蒸発ガス処理装置および処理方法を提供しようとする。

本発明の実施例はエネルギー効率を向上させることができる船舶の蒸発ガス処理装置および処理方法を提供しようとする。

本発明の一側面によれば、液化ガスおよび蒸発ガスを収容する貯蔵タンク、前記貯蔵タンクの蒸発ガスを加圧する圧縮部を具備する蒸発ガス供給ライン、前記圧縮部を通過して加圧された蒸発ガスを第１濃度の窒素成分を含有する第１ガスの流れと第２濃度の窒素成分を含有する第２ガスの流れとに分離する窒素分離器、前記第１ガスの流れを第１消費手段に供給する第１燃料ガス供給ラインおよび前記第２ガスの流れを供給受けて再液化させる再液化ラインを含んで提供され得る。

前記窒素分離器はメンブレンフィルターを含んで提供され得る。

前記再液化ラインは、前記第２ガスの流れを前記圧縮部前段の蒸発ガスと熱交換する熱交換部と、前記熱交換部を通過して熱交換された前記第２ガスの流れを減圧させる膨張バルブと、前記膨張バルブを通過して減圧された前記第２ガスの流れを気体成分と液体成分とに分離する気液分離器と、前記気液分離器で分離された第２ガスの流れの液体成分を前記貯蔵タンクに供給する液化ガス回収ラインおよび前記気液分離器で分離された第２ガスの流れの気体成分を前記貯蔵タンクまたは前記蒸発ガス供給ライン上の前記圧縮部前段に供給する蒸発ガス循環ラインを含んで提供され得る。

前記圧縮部の中段部から分岐されて前記圧縮部によって加圧された蒸発ガスを第２消費手段またはＧＣＵ（Ｇａｓ Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）に供給する第２燃料ガス供給ラインをさらに含んで提供され得る。

貯蔵タンクに収容された蒸発ガスを蒸発ガス消費手段に提供する蒸発ガス供給ライン、前記蒸発ガス供給ラインに具備されて前記蒸発ガスを加圧する圧縮部、前記蒸発ガス供給ラインから分岐され、分岐されて流れる蒸発ガスを再液化する再液化ライン、前記再液化ラインと前記蒸発ガス供給ラインを熱交換させる熱交換部；および前記再液化ラインに具備されて前記熱交換部に進入する前の蒸発ガスを膨張させる再液化膨張部を含んで提供され得る。

前記熱交換部を通過した蒸発ガスを減圧させる膨張バルブと、前記膨張バルブを通過して再液化された蒸発ガスを気体成分と液体成分とに分離する気液分離器をさらに含んで提供され得る。

前記再液化ラインは前記気液分離器で分離された液体成分を前記貯蔵タンクに供給する液化ガス回収ラインおよび前記気液分離器で分離された気体成分を前記貯蔵タンクまたは前記蒸発ガス供給ライン上の前記圧縮部前段に供給する蒸発ガス循環ラインをさらに含んで提供され得る。

前記再液化膨張部は前記蒸発ガス供給ラインから分岐されて流れる蒸発ガスを５０ｂａｒ〜１６０ｂａｒに減圧するように設けられ得る。

前記再液化膨張部は、前記貯蔵タンク内の蒸発ガスの窒素成分の含量に応じて前記蒸発ガス供給ラインから分岐されて流れる蒸発ガスの減圧程度が異なるように設けられ得る。

前記再液化膨張部は、前記貯蔵タンク内の蒸発ガスの窒素成分の含量が１０ｍｏｌｅ％である場合に前記蒸発ガス供給ラインから分岐されて流れる蒸発ガスを１４０ｂａｒ〜１６０ｂａｒに減圧し、前記貯蔵タンク内の蒸発ガスの窒素成分の含量が０ｍｏｌｅ％である場合に前記蒸発ガス供給ラインから分岐されて流れる蒸発ガスを５０ｂａｒ〜７０ｂａｒに減圧するように設けられ得る。

前記再液化膨張部は、蒸発ガス供給ラインから分岐されて流れる蒸発ガスの膨張程度を異ならせ得るように設けられ、前記熱交換部に進入する蒸発ガスの圧力を調節するように設けられ得る。

船舶の蒸発ガス処理装置を利用して蒸発ガスを処理する船舶の蒸発ガス処理方法において、前記蒸発ガス供給ラインの流量を測定し、前記再液化膨張部の減圧程度をいずれか一方向（増加させる方向または減少させる方向）に調節した時、前記蒸発ガス供給ラインで測定された流量が大きくなるのであれば前記再液化膨張部の減圧程度を他の方向に調節し、前記再液化膨張部の減圧程度をいずれか一方向（増加させる方向または減少させる方向）に調節した時、前記蒸発ガス供給ラインで測定された流量が小さくなるのであれば前記再液化膨張部の減圧程度を前記一方向に継続して調節するように設けられ得る。

前記再液化膨張部を通じて減圧された蒸発ガスの圧力が前記蒸発ガス供給ラインで測定される流量を最小にする目標圧力となるまで調節するように設けられ得る。

前記貯蔵タンクに貯蔵された液化ガスの貯蔵量が変わるにつれて、前記再液化膨張部を通じて減圧された蒸発ガスの前記目標圧力が変わり、前記変わった目標圧力に前記再液化膨張部の減圧程度を調節するように設けられ得る。

本発明の実施例による船舶の蒸発ガス処理装置および処理方法は蒸発ガスの再液化効率および性能を向上させ、蒸発ガスを効率的に利用および管理できる効果を有する。

本発明の実施例による船舶の蒸発ガス処理装置および処理方法は燃料ガスの発熱量を効果的に調節および維持し、エネルギー効率を向上させることができる効果を有する。

本発明の実施例による船舶の蒸発ガス処理装置および処理方法は単純な構造で効率的な設備運用を図り得る効果を有する。

本発明の第１実施例による船舶の蒸発ガス処理装置を示す概念図。 本発明の第２実施例による船舶の蒸発ガス処理装置を示す概念図。 本発明の第３実施例による船舶の蒸発ガス処理装置を示す概念図。 本発明の第４実施例による船舶の蒸発ガス処理装置を示す概念図。 熱交換部に進入する蒸発ガスの圧力による圧縮部に進入する蒸発ガスの質量流量および圧縮部で必要とされるエネルギーの相関関係を示すグラフ。 蒸発ガス消費手段で必要とされる蒸発ガスの質量流量による再液化される蒸発ガスの質量流量の相関関係を示すグラフ。 蒸発ガス消費手段で必要とされる蒸発ガスの質量流量による圧縮部に進入する蒸発ガスの質量流量の相関関係を示すグラフ。 蒸発ガス消費手段で必要とされる蒸発ガスの質量流量による圧縮部で必要とされるエネルギーの相関関係を示すグラフ。 熱交換部に進入する蒸発ガスの圧力によるフラッシュガスの質量流量の相関関係を示すグラフ。 熱交換部に進入する蒸発ガスの圧力によるフラッシュガスの質量流量の相関関係を示すグラフ。

以下、本発明の実施例を添付図面を参照して詳細に説明する。以下の実施例は本発明が属する技術分野で通常の知識を有した者に本発明の思想を十分に伝達するために提示するものである。本発明はここに提示された実施例だけに限定されず、他の形態でも具体化され得る。図面は本発明を明確にするために、説明にかかわらない部分の図示は省略し、理解を助けるために構成要素の大きさは多少誇張して表現され得る。

本発明の実施例による船舶の蒸発ガス処理装置および処理方法に対する説明において、船舶は多様な海洋構造物を含む意味で理解され得る。船舶は液化ガスを輸送する液化ガス輸送船だけでなく、液化ガスを燃料に使って推進または発電できる多様な構造の海洋構造物を含む。また、液化ガスを燃料に使用できるものであればその形態を問わず、本発明の船舶に含まれ得る。一例として、ＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ ＲＶのような船舶をはじめとして、ＬＮＧ ＦＰＳＯ、ＬＮＧ ＦＳＲＵのような海洋プラン卜などをすべて含む概念で理解されるべきである。

また、本実施例による船舶の蒸発ガス処理装置および処理方法に対する説明では、本発明に対する理解を助けるための一例として、液化天然ガスおよびこれから発生する蒸発ガスを適用して説明したが、これに限定されるものではなく、液化エタンガス、液化炭化水素ガスなどの多様な液化ガスおよびこれから発生する蒸発ガスが適用される場合にも同じ技術的思想と理解されるべきである。

図１は本発明の第１実施例による船舶の蒸発ガス処理装置１００を示す概念図である。

図１を参照すれば、本発明の第１実施例による船舶の蒸発ガス処理装置１００は、貯蔵タンク１１０、貯蔵タンク１１０の蒸発ガスを加圧する圧縮部１２１を具備する蒸発ガス供給ライン１２０、圧縮部１２１によって加圧された蒸発ガスに含まれた窒素成分を分離する窒素分離器１３０、窒素分離器１３０によって分離された第１濃度の窒素成分を含有する第１ガスの流れを第１消費手段１１に供給する第１燃料ガス供給ライン１５０、窒素分離器１３０によって分離された第２濃度の窒素成分を含有する第２ガスの流れを再液化させる再液化ライン１４０、圧縮部１２１の中段から分岐されて圧縮部１２１によって一部加圧された蒸発ガスを第２消費手段１２またはＧＣＵ１５（Ｇａｓ Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ、１５）に供給する第２燃料ガス供給ライン１７０、第１消費手段１１に供給される燃料ガスの発熱量を測定および調節する発熱量調節部１６０を含んで設けられ得る。

以下の実施例では本発明に対する理解を助けるための一例として、液化天然ガスおよびこれから発生する蒸発ガスを適用して説明したが、これに限定されるものではなく、液化エタンガス、液化炭化水素ガスなどの多様な液化ガスおよびこれから発生する蒸発ガスが適用される場合にも同じ技術的思想と理解されるべきである。

貯蔵タンク１１０は液化天然ガスおよびこれから発生する蒸発ガスを収容または貯蔵するように設けられる。貯蔵タンク１１０は外部の熱侵入による液化天然ガスの気化を最小化できるように断熱処理されたメンブレンタイプの貨物倉で設けられ得る。貯蔵タンク１１０は天然ガスの生産地などから液化天然ガスを供給受けて収容または貯蔵して目的地に到着して荷下ろしするまで液化天然ガスおよび蒸発ガスを安定的に保管するものの、後述するように船舶の推進用消費手段または船舶の発電用消費手段などの燃料ガスに利用されるように設けられ得る。

貯蔵タンク１１０は一般に断熱処理されて設置されるが、外部の熱侵入を完全に遮断することは実質的に難しいため、貯蔵タンク１１０の内部には液化天然ガスが自然に気化して発生する蒸発ガスが存在する。このような蒸発ガスは、貯蔵タンク１１０の内部圧力を上昇させて貯蔵タンク１１０の変形および爆発などの危険が潜在されているため、蒸発ガスを貯蔵タンク１１０から除去または処理する必要性がある。これに伴い、貯蔵タンク１１０の内部に発生した蒸発ガスは、本発明の実施例のように、第１燃料ガス供給ライン１５０または第２燃料ガス供給ライン１７０によって蒸発ガス消費手段の燃料ガスに利用されるか再液化ライン１４０によって再液化されて貯蔵タンク１１０に再供給され得る。また、図示してはいないが、貯蔵タンク１１０の上部に設けられるベントマスト（図示せず）に供給して蒸発ガスを処理または消耗させることもできる。

蒸発ガス消費手段は貯蔵タンク１１０に収容された液化天然ガスおよび蒸発ガスなどの燃料ガスを供給受けて船舶の推進力を発生させるか船舶の内部設備などの発電用電源を発生させることができる。蒸発ガス消費手段は、相対的に高圧の燃料ガスを供給受けて出力を発生させる第１消費手段１１と、相対的に低圧の燃料ガスを供給受けて出力を発生させる第２消費手段１２で構成され得る。一例として、第１消費手段１１は相対的に高圧の燃料ガスで出力を発生させることができるＭＥ−ＧＩエンジンまたはＸ−ＤＦエンジンで構成され、第２消費手段１２は相対的に低圧の燃料ガスで出力を発生させることができるＤＦＤＥエンジンなどで構成され得る。しかし、これに限定されず、多様な数のエンジンおよび多様な種類の消費手段が利用される場合にも同一に理解されるべきである。

蒸発ガス供給ライン１２０は、貯蔵タンク１１０に存在する蒸発ガスを加圧して第２消費手段１２に燃料ガスとして供給するか、窒素分離器１３０を経て第１消費手段１１および再液化ライン１４０に供給するように設けられ得る。蒸発ガス供給ライン１２０は入口側端部が貯蔵タンク１１０の内部に連結されて設けられ、出口側端部は後述する窒素分離器１３０を経て第１燃料ガス供給ライン１５０および再液化ライン１４０に連結されるように設けられ得る。蒸発ガス供給ライン１２０には蒸発ガスを第１消費手段が要求する条件に合わせて処理することができるように複数段のコンプレッサー１２１ａを具備する圧縮部１２１が設けられる。

圧縮部１２１は蒸発ガスを圧縮するコンプレッサー１２１ａと圧縮されながら加熱した蒸発ガスを冷却させるクーラー１２１ｂを含むことができる。蒸発ガス消費手段が互いに異なる圧力条件を有する複数個のエンジンなどからなる場合には、圧縮部１２１の中段部から後述する第２燃料ガス供給ライン１７０が分岐されて第２消費手段１２またはＧＣＵ１５に一部加圧された蒸発ガスを供給するように設けられ得る。

圧縮部１２１は後述するように、圧縮部１２１によって加圧された蒸発ガスが窒素分離器１３０を通過しながらその圧力が低下する恐れがあるため、これを勘案して第１消費手段１１が要求する燃料ガス圧力条件よりも所定の大きさ高い圧力で蒸発ガスを加圧して供給するように設けられ得る。

図１では圧縮部１２１が５段のコンプレッサー１２１ａおよびクーラー１２１ｂからなるものと図示されているが、これは一例に過ぎず、エンジンの要求圧力条件および温度にしたがって圧縮部１２１は多様な数のコンプレッサー１２１ａおよびクーラー１２１ｂで構成され得る。また、蒸発ガス供給ライン１２０上の圧縮部１２１前段には後述する再液化ライン１４０の熱交換部１４１が設置され得、これに対する詳細な説明は後述する。

窒素分離器１３０は圧縮部１２１を通過して加圧された蒸発ガスに含まれた窒素成分を分離するように蒸発ガス供給ライン１２０の出口側端部に設けられ得る。窒素分離器１３０は加圧された蒸発ガスを第１濃度の窒素成分を含有する第１ガスの流れおよび相対的に第２濃度の窒素成分を含有する第２ガスの流れに分類し、第１ガスの流れを第１燃料ガス供給ライン１５０に供給して第１消費手段１１に燃料ガスとして利用されるようにし、第２ガスの流れは後述する再液化ライン１４０に供給するように設けられる。

本実施例で説明する第１濃度の窒素成分および第２濃度の窒素成分はそれぞれ高濃度の窒素成分および低濃度の窒素成分を意味するものであって、第１濃度の窒素成分は第２濃度の窒素成分と比較して相対的に高濃度の窒素成分を有し、第２濃度の窒素成分は第１濃度の窒素成分と比較して相対的に低濃度の窒素成分を有する。第１濃度および第２濃度は特定数値に限定されるものではなく、第１濃度と第２濃度間の濃度差による相対的な意味と理解されるべきである。

天然ガスは主成分であるメタン（Ｍｅｔｈａｎｅ）の他にもエタン（Ｅｔｈａｎｅ）、プロパン（Ｐｒｏｐａｎｅ）、ブタン（Ｂｕｔａｎｅ）、窒素（Ｎｉｔｒｏｇｅｎ）などを含む混合物である。このうち窒素の沸点は摂氏約−１９５．８度であり、それ以外の成分であるメタン（沸点摂氏−１６１．５度）、エタン（沸点摂氏−８９度）などに比べて非常に低い。これに伴い、貯蔵タンク１１０の内部で自然に気化して発生する自然蒸発ガスは沸点が低い窒素成分が多く気化して窒素成分を多く含有することになる。このような蒸発ガスを再液化しようとする場合、窒素成分は沸点が低いため再液化が非常に難しく、蒸発ガスの窒素成分の濃度が増加するほど再液化効率が低下する。

そこで、窒素分離器１３０が蒸発ガス供給ライン１２０を通過して加圧された蒸発ガスに含まれた窒素成分を分離して、第１濃度の窒素成分を含有する第１ガスの流れは第１消費手段１１の燃料ガスとして供給するものの、第２濃度の窒素成分を再液化ライン１４０に供給することによって、再液化ライン１４０の蒸発ガス再液化性能および効率を向上させることができる。

窒素分離器１３０はメンブレンフィルターで構成され得る。メンブレンフィルターは窒素成分との親和度が高い物質を具備し、加圧された蒸発ガスがその圧力によってメンブレンフィルターを通過することによって、窒素成分はメンブレンフィルターによってろ過されて第１燃料ガス供給ライン１５０に供給され、メタンなどの窒素以外の成分はそのまま通過して再液化ライン１４０に供給され得る。

第１燃料ガス供給ライン１５０は、窒素分離器１３０によって分離された第１濃度の窒素成分を含有する第１ガスの流れを第１消費手段１１に燃料ガスとして供給するように設けられる。前述した通り、加圧された蒸発ガスは窒素分離器１３０を経ながら相対的に高濃度である第１濃度の窒素成分を含有する第１ガスの流れおよび相対的に低濃度である第２濃度の窒素成分を含有する第２ガスの流れに分離されるところ、第１燃料ガス供給ライン１５０はこのうち再液化効率が低い第１ガスの流れを供給受けて第１消費手段１１に燃料ガスとして供給および利用することによって、燃料ガスの効率的な利用を図るとともに第２ガスの流れの再液化効率を増大させることができる。

再液化ライン１４０は窒素分離器１３０によって分離されて第２濃度の窒素成分を含有する第２ガスの流れを供給受けて再液化させるように設けられる。再液化しようとする蒸発ガスに窒素含量が多いほど、窒素成分の低い沸点によって蒸発ガスの再液化効率が低下するところ、再液化ライン１４０は窒素分離器１３０によって分離された低濃度の窒素成分を含有する第２ガスの流れを供給受けて再液化させるように設けられ、蒸発ガスの再液化効率を向上させることができる。

再液化ライン１４０は窒素分離器１３０によって分離された第２ガスの流れを熱交換および冷却させる熱交換部１４１、熱交換部１４１を通過した第２ガスの流れを減圧させる膨張バルブ１４２、膨張バルブ１４２を通過して減圧された第２ガスの流れを収容する気液分離器１４３、気液分離器１４３で分離された液体成分を貯蔵タンク１１０に再供給する液化ガス回収ライン１４４および気液分離器１４３で分離された気体成分を貯蔵タンク１１０または蒸発ガス供給ライン１２０側に再供給する蒸発ガス循環ライン１４５を含むことができる。

熱交換部１４１は再液化ライン１４０に供給される第２ガスの流れと蒸発ガス供給ライン１２０に沿って移送される圧縮部１２１前段の蒸発ガスが互いに熱交換するように設けられる。第２ガスの流れは圧縮部１２１によって加圧されて温度および圧力が上昇した状態であるから、蒸発ガス供給ライン１２０の圧縮部１２１を通過する前の低温の蒸発ガスと互いに熱交換することによって、再液化ライン１４０に沿って流れる加圧された第２ガスの流れを冷却させることができる。このように別途の冷却装置がなくても圧縮部１２１および窒素分離器１３０を通過して加圧された第２ガスの流れを蒸発ガス供給ライン１２０を通過する低温の蒸発ガスと熱交換して冷却させることができるので、電源の無駄使いが防止され、設備が単純化され、設備運用の効率性を図ることができる。

膨張バルブ１４２は熱交換部１４１の後段に設けられ得る。膨張バルブ１４２は圧縮部１２１、窒素分離器１３０および熱交換部１４１を順次通過して加圧および冷却された第２ガスの流れを減圧して追加的に冷却および膨張させて第２ガスの流れを再液化させることができる。膨張バルブ１４２は一例として、ジュール−トムソンバルブ（Ｊｏｕｌｅ−Ｔｈｏｍｓｏｎ Ｖａｌｖｅ）で構成され得る。

気液分離器１４３は膨張バルブ１４２を通過しながら冷却および減圧されて再液化された第２ガスの流れを収容して再液化された第２ガスの流れの液体成分および気体成分を分離するように設けられる。第２ガスの流れは膨張バルブ１４２を通過する際にそのほとんどが再液化されるものの、減圧する過程でフラッシュガス（Ｆｌａｓｈ Ｇａｓ）が発生することによって気体成分が発生する可能性がある。したがって、熱交換部１４１および膨張バルブ１４２を通過して気液分離器１４３に供給された第２ガスの流れのうち分離された液体成分は後述する液化ガス回収ライン１４４を通じて貯蔵タンク１１０に再供給し、分離された気体成分は後述する蒸発ガス循環ライン１４５により貯蔵タンク１１０または蒸発ガス供給ライン１２０に再供給するように設けられ得る。

液化ガス回収ライン１４４は気液分離器１４３によって分離された蒸発ガスの液体成分を貯蔵タンク１１０に再供給するように、気液分離器１４３と貯蔵タンク１１０の間に設けられ得る。液化ガス回収ライン１４４はその入口側端部が気液分離器１４３の下側に連通して設けられ、出口側端部が貯蔵タンク１１０の内部に連通して設けられ得る。液化ガス回収ライン１４４には貯蔵タンク１１０に回収される再液化された第２ガスの流れの供給量を調節する開閉バルブ（図示せず）が設けられ得る。

蒸発ガス循環ライン１４５は気液分離器１４３によって分離された蒸発ガスの気体成分を貯蔵タンク１１０または蒸発ガス供給ライン１２０に再供給するように、気液分離器１４３と貯蔵タンク１１０または気液分離器１４３と蒸発ガス供給ライン１２０の間に設けられ得る。図１では蒸発ガス循環ライン１４５が、気液分離器１４３内部の気体成分が蒸発ガス供給ライン１２０上の圧縮部１２１前段に再供給するものと図示されているが、この他にも気液分離器１４３から貯蔵タンク１１０に再供給するか、蒸発ガス供給ライン１２０および貯蔵タンク１１０に共に再供給する場合をすべて含む。

第２燃料ガス供給ライン１７０は、第１燃料ガス供給ライン１５０の圧縮部１２１の中段部から分岐されて設けられ、一部加圧された蒸発ガスを第２消費手段１２またはＧＣＵ１５に供給するように設けられる。第２燃料ガス供給ライン１７０は入口側端部が圧縮部１２１の中段部に連結されて設けられ、出口側端部は分岐されて一側は第２消費手段１２、他側はＧＣＵ１５に連結されて設けられ得る。

第２消費手段１２は相対的に低圧の燃料ガスを供給受けて出力を発生させるので、蒸発ガスを圧縮する圧縮部１２１の中段部から分岐されて設けられることによって、一部加圧された蒸発ガスを燃料ガスとして供給受けて作動され得る。ＧＣＵ１５は第２消費手段１２が要求する燃料ガスの供給量よりも第２燃料ガス供給ライン１７０を通じて供給される一部加圧された蒸発ガスの供給量が多い場合、余剰の一部加圧された蒸発ガスを供給受けて消耗させるように設けられる。

発熱量調節部１６０は、第１消費手段１１に供給される燃料ガスの発熱量を測定および調節するように設けられる。

発熱量（Ｈｅａｔｉｎｇ Ｖａｌｕｅ）とは、単位質量の燃料ガスが完全燃焼した時に放出する熱量を意味する。天然ガスのうちメタン、ブタンおよびプロパンは相対的に発熱量が高いため燃料ガスの発熱量を上昇させる成分（メタンの発熱量：約１２，０００ｋｃａｌ／ｋｇ、ブータンの発熱量：約１１，８６３ｋｃａｌ／ｋｇ、プロパンの発熱量：約２，０００ｋｃａｌ／ｋｇ）である反面、窒素の発熱量は非常に低いため（窒素の発熱量：約６０ｋｃａｌ／ｋｇ）、窒素成分の絶対的な含量または濃度が高いほど燃料ガスの総発熱量は低くなる。この時、蒸発ガス消費手段に供給される燃料ガスの総発熱量が過度に低いため蒸発ガス消費手段が要求する最小条件発熱量を満たすことができない場合には、蒸発ガス消費手段の出力に影響を及ぼし、蒸発ガス消費手段に不要な負荷を発生させる原因となる。

前述した通り、再液化ライン１４０の再液化効率上昇のために、窒素分離器１３０が加圧された蒸発ガスのうち低濃度の窒素成分を含有する第２ガスの流れは再液化ライン１４０に供給し、第１ガスの流れは第１燃料ガス供給ライン１５０に供給するところ、第１ガスの流れに含まれる高濃度の窒素成分によって第１ガスの流れの発熱量が第１消費手段１１が要求する条件発熱量より低くなる恐れがある。

図１を参照すれば、本発明の第１実施例による船舶の蒸発ガス処理装置１００の発熱量調節部１６０は、第１消費手段１１に供給される燃料ガスの発熱量を測定または算出する発熱量測定機１６１および圧縮部１２１によって加圧された蒸発ガスを第１燃料ガス供給ライン１５０に供給する発熱量上昇ライン１６２を含むことができる。

発熱量測定機１６１は第１燃料ガス供給ライン１５０に第１消費手段１１に供給される第１ガスの流れを含んだ燃料ガスの発熱量をリアルタイムで測定することができる。発熱量測定機１６１はディスプレイなどからなる表示部（図示せず）に測定された燃料ガスの発熱量情報を伝送して船舶の搭乗者にこれを通知するか、測定された燃料ガスの発熱量情報を制御部（図示せず）に伝送し、制御部は既入力された第１消費手段１１の条件発熱量と発熱量測定機１６１から伝送された燃料ガスの発熱量情報を比較分析して後述する発熱量上昇ライン１６２に設けられる流量調節バルブ１６３の開閉程度を制御することができる。

図１では発熱量測定機１６１が第１燃料ガス供給ライン１５０上に設けられて燃料ガスの発熱量を測定するものと図示されているが、第１消費手段１１に供給される燃料ガスの発熱量の測定ができるのであればその位置は多様に変形され得る。

発熱量上昇ライン１６２は入口側端部が蒸発ガス供給ライン１２０上の圧縮部１２１後段に連結され、出口側端部が第１燃料ガス供給ライン１５０に連結されて設けられ得る。発熱量上昇ライン１６２は圧縮部１２１を通過して加圧された蒸発ガスを窒素分離器１３０を経ることなくそのまま第１燃料ガス供給ライン１５０を流れる第１ガスの流れに合流するようにする。これにより、第１消費手段１１に供給される第１ガスの流れおよび加圧された蒸発ガスからなる燃料ガスの窒素成分の濃度は下げ、メタンおよびブタンなどの高発熱量を有する成分の濃度は上昇させて燃料ガスの総発熱量を上昇させることができる。

発熱量上昇ライン１６２には発熱量上昇ライン１６２に沿って流れる加圧された蒸発ガスの供給量を調節する流量調節バルブ１６３が設けられ得る。流量調節バルブ１６３は発熱量測定機１６１によって測定された燃料ガスの発熱量情報および第１消費手段１１の条件発熱量情報に基づいて作業者による手動または制御部によって自動的にその開閉程度が調節されて発熱量上昇ライン１６２に沿って流れる加圧された蒸発ガスの供給量を制御することができる。

以下では本発明の第２実施例による船舶の蒸発ガス処理装置２００について説明する。

図２は本発明の第２実施例による船舶の蒸発ガス処理装置２００を示す概念図である。図２を参照すれば本発明の第２実施例による船舶の蒸発ガス処理装置２００の発熱量調節部２６０は第１消費手段に供給される燃料ガスの発熱量を測定または算出する発熱量測定機２６１、圧縮部１２１によって加圧された蒸発ガスを第１燃料ガス供給ライン１５０に供給する発熱量上昇ライン２６２および第１燃料ガス供給ライン１５０に沿って供給される第１ガスの流れを再液化ライン１４０に循環させる発熱量調節ライン２６４を含むことができる。

以下で説明する本発明の第２実施例による船舶の蒸発ガス処理装置２００に対する説明において、別途の図面番号を付して追加的に説明する構成の他には前述した第１実施例による船舶の蒸発ガス処理装置１００に対する説明と同じであり、内容の重複を防止するために説明を省略する。

発熱量測定機２６１は第１燃料ガス供給ライン１５０に第１消費手段に供給される第１ガスの流れの一部を含んだ燃料ガスの発熱量をリアルタイムで測定することができる。発熱量測定機２６１はディスプレイなどからなる表示部（図示せず）に測定された燃料ガスの発熱量情報を伝送して船舶の搭乗者にこれを通知するか、測定された燃料ガスの発熱量情報を制御部（図示せず）に伝送し、制御部は既入力された第１消費手段の条件発熱量と発熱量測定機２６１から伝送された燃料ガスの発熱量情報を比較分析して後述する発熱量上昇ライン２６２または発熱量調節ライン２６４に設けられる各流量調節バルブ２６３、２６５の開閉程度を制御することができる。

図２では発熱量測定機２６１が第１燃料ガス供給ライン１５０上に設けられて燃料ガスの発熱量を測定するものと図示されているが、第１消費手段に供給される燃料ガスの発熱量の測定ができるのであればその位置は多様に変形され得る。

発熱量上昇ライン２６２は入口側端部が蒸発ガス供給ライン１２０上の圧縮部１２１後段に連結され、出口側端部が第１燃料ガス供給ライン１５０に連結されて設けられ得る。発熱量上昇ライン２６２は圧縮部１２１を通過して加圧された蒸発ガスを窒素分離器１３０を経ることなくそのまま第１燃料ガス供給ライン１５０を流れる第１ガスの流れに合流するようにする。これにより、第１消費手段に供給される燃料ガスの窒素成分の濃度は下げ、メタンおよびブタンなどの高発熱量を有する成分の濃度は上昇させて燃料ガスの総発熱量を上昇させることができる。

発熱量上昇ライン２６２には発熱量上昇ライン２６２に沿って流れる加圧された蒸発ガスの供給量を調節する流量調節バルブ２６３が設けられ得る。流量調節バルブ２６３は発熱量測定機２６１によって測定された燃料ガスの発熱量情報および第１消費手段の条件発熱量情報に基づいて作業者による手動または制御部によって自動的にその開閉程度が調節されて発熱量上昇ライン２６２に沿って流れる加圧された蒸発ガスの供給量を制御することができる。

発熱量調節ライン２６４は、入口側端部が第１燃料ガス供給ライン１５０上に連結されるものの、発熱量上昇ライン２６２が合流する地点の前段に連結されて設けられ、出口側端部が再液化ライン１４０上に連結されて設けられ得る。前述した通り、第１ガスの流れは高濃度の窒素成分を含有するところ、加圧された蒸発ガスに比べて発熱量が低い。したがって第１燃料ガス供給ライン１５０に沿って流れる第１ガスの流れの一部を再液化ライン１４０側に循環させて第１消費手段に供給される燃料ガスの総発熱量を上昇および調節することができる。これとともに、発熱量調節ライン２６４が第１ガスの流れの一部を再液化ライン１４０に回収することによって、第１消費手段の燃料ガスの要求供給量に対応して発熱量上昇ライン２６２を通した加圧された蒸発ガスの合流による燃料ガスの総供給量の過度な上昇を防止し、燃料ガスの供給量を効率的に調節することができる。

発熱量調節ライン２６４には発熱量調節ライン２６４に沿って流れる一部の第１ガスの流れの供給量を調節する流量調節バルブ２６５が設けられ得る。流量調節バルブ２６５は発熱量測定機２６１によって測定された燃料ガスの発熱量情報および第１消費手段の条件発熱量情報に基づいて作業者による手動または制御部によって自動的にその開閉程度が調節されて発熱量調節ライン２６４に沿って流れる一部の第１ガスの流れの供給量を制御することができる。また、これとは違って、図示してはいないが、第１燃料ガス供給ライン１５０または第１消費手段に設置される流量感知部（図示せず）によって測定された燃料ガス供給量情報に基づいて発熱量調節ライン２６４に設けられる流量調節バルブ２６５の開閉程度ｌを制御することもできる。

以下では本発明の第３実施例による船舶の蒸発ガス処理装置２００について説明する。

図３は本発明の第３実施例による船舶の蒸発ガス処理装置３００を示す概念図であって、図３を参照すれば、本発明の第３実施例による船舶の蒸発ガス処理装置３００は貯蔵タンク３１０から発生する蒸発ガスを蒸発ガス消費手段１１、１２に供給する蒸発ガス供給ライン３２０、蒸発ガス供給ライン３２０を通過する蒸発ガスの一部を再液化させる再液化ライン３３０および貯蔵タンク３１０の液化ガスを蒸発ガス消費手段１１、１２に供給する液化ガス供給ライン３４０を含むことができる。

蒸発ガス供給ライン３２０は貯蔵タンク３１０から発生する蒸発ガスを蒸発ガス消費手段１１、１２に提供する流路である。

蒸発ガス供給ライン３２０の一端は貯蔵タンク３１０の内部に連結され、他端は後述する液化ガス供給ライン３４０と合流して蒸発ガス消費手段１１、１２に連結されるように設けられる。そして、蒸発ガス供給ライン３２０は貯蔵タンク３１０内部の蒸発ガスを供給受けることができるように入口側端部が貯蔵タンク３１０内部の上側に配置され得る。

貯蔵タンク３１０は液化天然ガスおよび蒸発ガスを収容または貯蔵するように設けられる。貯蔵タンク３１０は外部の熱侵入による液化天然ガスの気化を最小化できるように断熱処理されたメンブレンタイプの貨物倉で設けられ得る。貯蔵タンク３１０は天然ガスの生産地などから液化天然ガスを供給受けて収容または貯蔵して目的地に到着して荷下ろしするまで液化天然ガスおよび蒸発ガスを安定的に保管するものの、後述するように、船舶の推進用エンジンまたは船舶の発電用エンジンなどの燃料ガスに利用されるように設けられ得る。

貯蔵タンク３１０は液化天然ガスを液体状態に維持するために内部圧力を１ｂａｒに維持するか燃料供給条件を考慮してそれよりも高い圧力に維持することができ、内部温度を−１６３度以下に維持できるように設けられ得る。

貯蔵タンク３１０は一般に断熱処理されて設置されるが、外部の熱侵入を完全に遮断することは実質的に難しいため、貯蔵タンク３１０内部には液化天然ガスが自然に気化して発生する蒸発ガスが存在する。このような蒸発ガスは、貯蔵タンク３１０の内部圧力を上昇させて貯蔵タンク３１０を変形または爆発させるなどの危険が潜在されているため、蒸発ガスを貯蔵タンク３１０から除去または処理する必要性がある。

これに伴い、貯蔵タンク３１０内部に発生した蒸発ガスは、本発明の実施例のように、蒸発ガス供給ライン３２０によって蒸発ガス消費手段１１、１２で消費されるか再液化ライン３３０によって再液化されて貯蔵タンク３１０に再供給され得る。

または、図面に図示してはいないが、これとは違って、貯蔵タンク３１０の上部に設けられるベントマスト（図示せず）またはＧＣＵ（Ｇａｓ Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ、図示せず）に蒸発ガスを供給することによって蒸発ガスを追加的に処理または消耗させることもできる。しかし、本発明の実施例に係る海洋構造物は蒸発ガスを消耗させる代わりに蒸発ガスを蒸発ガス消費手段１１、１２に提供して効率的に利用する一方、余剰の蒸発ガスを再液化して貯蔵タンク３１０に復帰させることができる。

図面には一つの貯蔵タンク３１０が図示されているが、これは便宜上示したものに過ぎず、貯蔵タンク３１０の個数および種類は多様に設けられ得る。

蒸発ガス消費手段１１、１２はエンジン、ジェネレーター、タービンなどを含み、蒸発ガスを原料にするかこれを利用してエネルギーなどを生産することができる。蒸発ガスを原料にするエンジンは貯蔵タンク３１０に収容された液化天然ガスおよび／または蒸発ガスなどの燃料を供給受けて船舶の推進力を発生させるか船舶の内部設備などの発電用電源を発生させることができる。

一例として、エンジンは低圧の燃料（約５〜８ｂａｒ）で出力を発生させることができるＤＦＤＥエンジン、中圧の燃料ガス（約１５〜２０ｂａｒ）で出力を発生させることができるＸ−ＤＦエンジン、高圧の燃料ガス（約１５０〜３００ｂａｒ）で出力を（発生させることができるＭＥ−ＧＩエンジンなどを含むことができる。しかし、これに限定されず、多様な数のエンジンおよび多様な種類のエンジンが利用される場合にも同一に理解されるべきである。

本発明の第３実施例に係る蒸発ガス消費手段１１、１２は高圧の天然ガスを利用する第１消費手段１１と、中圧または低圧の天然ガスを利用する第２消費手段１２を含む。一例として、第１消費手段１１はＭＥ−ＧＩエンジンであり得、第２消費手段１２はＤＦＤＥエンジンであり得る。

本発明の第３実施例に係る船舶の蒸発ガス処理装置３００は蒸発ガス供給３２０に具備されて蒸発ガスを加圧および冷却する圧縮部３２１を含む。そして、圧縮部３２１は蒸発ガス供給ライン３２０上で後述する再液化ライン３３０が分岐される地点の前段に設けられて蒸発ガスを加圧することができる。しかし、必要によっては再液化ライン３３０が分岐される地点の後段に圧縮部３２１を設けることも可能である。

圧縮部３２１は蒸発ガスを圧縮する圧縮機３２１ａと圧縮過程の間に温度が上昇した蒸発ガスを冷却する冷却器３２１ｂを含むことができる。

この時、圧縮部３２１は多端に設けられ得る。すなわち、多段圧縮機３２１ａとそれぞれの圧縮機３２１ａの間に設けられる冷却器３２１ｂを含むことができる。一方、一部の冷却器３２１ｂは省略され得、最後の圧縮機３２１ａの後段に冷却器３２１ｂが設けられるものを含む。

図３では圧縮部３２１が３段の圧縮機３２１ａおよび冷却器３２１ｂからなるものと図示されているが、これは一例に過ぎず、蒸発ガス消費手段１１、１２が要求する圧力条件および／または温度により圧縮部３２１を構成する圧縮機３２１ａおよび／または冷却器３２１ｂの構成は変わり得る。

一方、前述したように、第１消費手段１１〜第２消費手段１２はそれぞれ要求する燃料の条件が異なり得る。一例として、第１消費手段１１は高圧状態の天然ガスを原料にし、第２消費手段１２は低圧状態の天然ガスを原料にすることができる。この時、多段で設けられる圧縮部３２１は蒸発ガスを加圧および冷却して消費手段１１、１２が要求する圧力および温度状態に調節することができる。

また、蒸発ガス供給ライン３２０上の圧縮部３２１前段には後述する再液化ライン３３０の熱交換部３３２が設置され得、これに対する詳細な説明は後述する。

蒸発ガス供給ライン３２０は高圧蒸発ガス供給ライン３２２と低圧蒸発ガス供給ライン３２３を含むことができる。高圧蒸発ガス供給ライン３２２は圧縮部３２１の後段に連結されて第１消費手段１１と連結される。高圧蒸発ガス供給ライン３２２を通じて第１消費手段１１に提供される蒸発ガスは、多段圧縮機３２１ａを具備する圧縮部３２１を通過しながら高圧に圧縮が完了した状態であるため、高圧天然ガスを原料にする第１消費手段１１が要求する状態の蒸発ガスを提供することができる。

そして、低圧蒸発ガス供給ライン３２３は圧縮部３２１の中間で分岐されて第２消費手段１２と連結される。低圧蒸発ガス供給ライン３２３を通じて第２消費手段１２に提供される蒸発ガスは、圧縮機３２１ａの一部だけを通過した状態であるため、第２消費手段１２が要求する低圧状態で分岐され得る。

一方、低圧蒸発ガス供給ライン３２３が分岐される地点は、図面とは異なって設けられ得る。すなわち、第２消費手段１２が必要とする蒸発ガスの圧力および温度条件によって低圧蒸発ガス供給ライン３２３は多段で設けられる圧縮部３２１の中間の一地点で分岐され得る。

一方、高圧蒸発ガス供給ライン３２２は第１開閉バルブ３２２ａを含み、低圧蒸発ガス供給ライン３２３は第２開閉バルブ３２３ａを含むことができる。第１開閉バルブ３２２ａは第１消費手段１１を稼動する時に開放されるように高圧蒸発ガス供給ライン３２２の開閉を調節することができる。そして、第２開閉バルブ３２３ａは第２消費手段１２を稼動する時に開放されるように低圧蒸発ガス供給ライン３２３の開閉を調節することができる。

再液化ライン３３０は蒸発ガス供給ライン３２０で分岐された高圧の蒸発ガスを膨張させる再液化膨張部３３１、再液化膨張部３３１を通過した蒸発ガスを熱交換および冷却させる熱交換部３３２、熱交換部３３２を通過して再液化された蒸発ガスを収容する気液分離器３３４、気液分離器３３４で分離された液体成分の蒸発ガスを貯蔵タンク３１０に再供給する液化ガス回収ライン３３５および気液分離器３３４で分離された気体成分の蒸発ガスを貯蔵タンク３１０または蒸発ガス供給ライン３２０に供給する蒸発ガス循環ライン３３６を具備することができる。

再液化ライン３３０は、第１消費手段１１および第２消費手段１２で消費されずに残った余剰の蒸発ガスを再液化させた後貯蔵タンク３１０に復帰させることができる。すなわち、蒸発ガスは再液化ライン３３０を通過しながら減圧および冷却されて液化ガスに相変化された後貯蔵タンク３１０に復帰することができる。

再液化ライン３３０は蒸発ガス供給ライン３２０から分岐され得る。一例として、圧縮部３２１後段と第１開閉バルブ３２２ａの間で分岐され得る。

再液化ライン３３０と蒸発ガス供給ライン３２０が分岐される地点には、三方バルブ（図示せず）が設けられ得、三方バルブは第１消費手段１１または再液化ライン３３０に供給される蒸発ガスの供給量を調節することができる。三方バルブは作業者が手動で開閉の可否および開閉程度を調節するか、制御部（図示せず）によりその作動が自動的に具現されることもある。

一方、図面とは異なり、再液化ライン３３０は圧縮部３２１の途中からも分岐され得る。または再液化ライン３３０は圧縮部３２１の後段から分岐される第１再液化ライン（図示せず）と圧縮部３２１の途中から分岐される第２再液化ライン（図示せず）をすべて含むこともできる。一方、第１再液化ラインと第２再液化ラインはそれぞれ貯蔵タンク３１０に流入するか一つの流路で合流した後貯蔵タンク３１０に流入することができる。後者の場合、第１再液化ラインと第２再液化ラインを通る蒸発ガスの圧力が互いに異なるため、両再液化ラインが合流する前にそれぞれの再液化ラインを通る蒸発ガスの圧力を同一に調節できる圧力調節手段（図示せず）がさらに設けられ得る。

再液化膨張部３３１は圧縮部３２１で高圧に圧縮された蒸発ガスを膨張させることによって減圧することができる。図面には再液化膨張部３３１の一例として、膨張バルブを図示したが、再液化膨張部３３１は蒸発ガスを減圧できる多様な装置で設けられ得る。

熱交換部３３２は再液化膨張部３３１を通過して減圧された蒸発ガスと蒸発ガス供給ライン３２０を通過する圧縮部３２１前段の蒸発ガスを互いに熱交換するように設けられ得る。再液化膨張部３３１を通過した蒸発ガスは、圧縮部３２１を通りながら加圧されて温度が上昇するので、蒸発ガス供給ライン３２０の圧縮部３２１を通過する前の低温の蒸発ガスと互いに熱交換することによって、再液化ライン３３０を通過する蒸発ガスを冷却させることができる。

このように別途の冷却装置なしに、再液化膨張部３３１を通過して減圧された蒸発ガスを蒸発ガス供給ライン３２０を通過する蒸発ガスと熱交換して冷却させることができるので、電源の無駄使いが防止され、設備運用の効率性を図ることができる。

一方、熱交換部３３２は再液化ライン３３０を通過する蒸発ガスを蒸発ガス供給ライン３２０の蒸発ガスと熱交換させる代わりに、再液化ライン３３０を通過する蒸発ガスを別途の冷却装置を利用して冷却することもできる。一例として、液化窒素を利用する冷却装置を利用して再液化ライン３３０を通過する蒸発ガスを冷却することができる。

一方、熱交換部３３２は再液化ライン３３０を通過する蒸発ガスを冷却するために蒸発ガス供給ライン３２０の蒸発ガスと熱交換させることに加えて別途の冷却装置をさらに利用することもできる。

再液化ライン３３０に沿って流れる蒸発ガスは再液化膨張部３３１と熱交換部３３２を通過して再液化され得る。この時、蒸発ガスの再液化は全量が再液化されるものと一部のみが再液化されるものを含む。

蒸発ガスは温度が下がりながら再液化され、再液化された蒸発ガスは減圧過程で一部気化が発生する。貯蔵タンク３１０に注入するためには、蒸発ガスを減圧すべきであるが、蒸発ガスを液化した後減圧する場合、液化した蒸発ガスが気化する量が増加する可能性がある。したがって、適切な温度および圧力条件に合わせて減圧と冷却をすべて実施することが好ましい。

再液化ライン３３０に沿って流れる蒸発ガスは再液化膨張部３３１を通りながら減圧されると同時に熱交換部３３２を通りながら冷却されるため、再液化が発生する。

気液分離器３３４は再液化膨張部３３１と熱交換部３３２を通過しながら部分再液化された蒸発ガスを収容して再液化された蒸発ガスの液体成分と気体成分とを分離する。加圧された蒸発ガスが減圧および冷却されて多くの蒸発ガスの再液化がなされるか、この過程でフラッシュガス（Ｆｌａｓｈ Ｇａｓ）が発生することによって再液化された蒸発ガスの気体成分が発生する可能性があるためである。

気液分離器３３４によって分離された再液化された蒸発ガスの液体成分は後述する液化ガス回収ライン３３５により貯蔵タンク３１０に再供給され、分離された再液化された蒸発ガスの気体成分は後述する蒸発ガス循環ライン３３６により貯蔵タンク３１０または蒸発ガス供給ライン３２０に再供給されるように設けられ得る。

液化ガス回収ライン３３５は気液分離器３３４によって分離された蒸発ガスの液体成分を貯蔵タンク３１０に再供給するように、気液分離器３３４と貯蔵タンク３１０を連結することができる。液化ガス回収ライン３３５はその入口側端部が気液分離器３３４の下側に連結されて設けられ、出口側端部が貯蔵タンク３１０内部に連結されて設けられ得る。液化ガス回収ライン３３５には貯蔵タンク３１０に回収される再液化された蒸発ガスの供給量を調節する開閉バルブ（図示せず）が設けられ得る。

蒸発ガス循環ライン３３６は気液分離器３３４によって分離された再液化された蒸発ガスの気体成分を貯蔵タンク３１０または蒸発ガス供給ライン３２０に再供給するように、気液分離器３３４と貯蔵タンク３１０または気液分離器３３４と蒸発ガス供給ライン３２０を連結するように設けられ得る。図面では蒸発ガス循環ライン３３６が気液分離器３３４内部の気体成分が蒸発ガス供給ライン３２０上の圧縮部３２１前段に再供給するものと図示されているが、この他にも蒸発ガス循環ライン３３６は気液分離器３３４内部の気体成分を気液分離器３３４から貯蔵タンク３１０に再供給するか、蒸発ガス供給ライン３２０および貯蔵タンク３１０に共に再供給する場合を含む。

液化ガス供給ライン３４０は貯蔵タンク３１０に収容または貯蔵された液化天然ガスをエンジン、ジェネレーター、および／またはタービンなどに供給するように設けられ得る。

図面には液化ガス供給ライン３４０が液化天然ガスを蒸発ガス消費手段１１、１２に供給することを図示した。ただし、これは一例を示したものに過ぎず、液化ガス供給ライン３４０は蒸発ガス消費手段１１、１２と別途の装置に液化天然ガスを供給するように設けられ得る。

以下では液化ガス供給ライン３４０が第１消費手段１１と第２消費手段１２にそれぞれ連結されるものを例にして説明する。この時、第１消費手段１１と第２消費手段１２はエンジンを例にして説明する。

液化ガス供給ライン３４０はその一端が貯蔵タンク３１０の内部に連結されて設けられ、他端は後述する蒸発ガス供給ライン３２０と合流してエンジン１１、１２に連結されるように設けられ得る。液化ガス供給ライン３４０の入口側端部は貯蔵タンク３１０内部の下側に配置され得、液化天然ガスをエンジン１１、１２側に供給するための送出ポンプ３４１が設けられ得る。

前述した通り、エンジン１１、１２が相対的に高圧の燃料ガスを供給受けて出力を発生させる第１エンジン１１および相対的に低圧の燃料ガスを供給受けて出力を発生させる第２エンジン１２からなる場合には液化ガス供給ライン３４０は各エンジン１１、１２の燃料ガス要求条件に合わせて液化天然ガスを処理することができるように第２液化ガス供給ライン３４０ｂおよび第１液化ガス供給ライン３４０ａを含んで設けられ得る。

第１液化ガス供給ライン３４０ａは送出ポンプ３４１によって送出された液化天然ガスを相対的に高圧の燃料ガスを供給受けて出力を発生させる第１エンジン１１に供給することができる。このために、第１液化ガス供給ライン３４０ａには液化天然ガスを圧縮する加圧ポンプ３４２が設けられ得る。加圧ポンプ３４２は第１エンジン１１が要求する燃料ガスの圧力条件に合わせて液化天然ガスを圧縮することができ、一例として、第１エンジン１１がＭＥ−ＧＩエンジンからなる場合には加圧ポンプ３４２は液化天然ガスを約２５０−３００ｂａｒの圧力条件で圧縮させて供給することができる。加圧ポンプ３４２によって圧縮された液化天然ガスは気化器３４３を通過しながら強制気化された後、蒸発ガス供給ライン３２０と合流して第１エンジン１１に燃料ガスとして供給され得る。

一方、加圧ポンプ３４２のメンテナンスが要求されるか加圧ポンプ３４２に負荷が加重されて電源を遮断しなければならない場合に、加圧ポンプ３４２の電源を一時に遮断すると圧縮された液化天然ガスが加圧ポンプ３４２またはその他の構成に影響を及ぼして加圧ポンプ３４２の故障または安全事故などが発生する恐れがある。また、加圧ポンプ３４２のメンテナンスが要求されるか加圧ポンプ３４２が負荷が加重されて電源を遮断すべきであるが、エンジンの持続的な作動が要求される場合があり得る。

このために、第１液化ガス供給ライン３４０ａにはバイパスライン３４０ｃが設けられ得る。バイパスライン３４０ｃの入口側端部は第１液化ガス供給ライン３４０ａ上の加圧ポンプ３４２前段に連結され、出口側端部は第１液化ガス供給ライン３４０ａ上の加圧ポンプ３４２後段に連結されるものの、別途の加圧ポンプ３４２を追加的に具備し、加圧ポンプ３４２が並列に連結されるように設けられ得る。

別途の加圧ポンプ３４２を具備するバイパスライン３４０ｃによって複数個の加圧ポンプ３４２が第１液化ガス供給ライン３４０ａ上に並列に設けられるため、前述した状況でも加圧ポンプ３４２およびその他の構成の故障や安全事故の発生を防止することができ、エンジンの長時間の持続的な運行を具現することができる。

第２液化ガス供給ライン３４０ｂは送出ポンプ３４１によって送出された液化天然ガスを相対的に低圧の燃料ガスを供給受けて出力を発生させる第２エンジン１２に供給することができる。送出ポンプ３４１が液化天然ガスを送出する過程で液化天然ガスは低圧（約３ｂａｒ〜５ｂａｒ）で圧縮されるので、第２エンジン１２がＤＦＤＥエンジンからなる場合には別途の加圧ポンプなしに、気化器３４４が送出ポンプ３４１によって送出された液化天然ガスを強制気化させて第２エンジン１２が要求する燃料条件に合わせて燃料ガスを供給することができる。

気化器３４４後段には気液分離器３４５が設けられ得る。第２エンジン１２がＤＦＤＥエンジンからなる場合には、燃料ガスが気体状態で供給されないと正常な出力を発生させることができず、エンジンの故障を防止することもできない。したがって気化器３４４を通過した液化天然ガスを気液分離器３４５に供給し、気液分離器３４５で気体状態の燃料ガスのみを第２エンジン１２に供給することによって、船舶の蒸発ガス処理装置３００の信頼性を向上させることができる。

以下では本発明の第４実施例による船舶の蒸発ガス処理装置４００について説明する。以下で説明する本発明の第４実施例による船舶の蒸発ガス処理装置４００に対する説明において、別途の図面番号を付して追加的に説明する構成の他には前述した第３実施例による船舶の蒸発ガス処理装置３００に対する説明と同じものであって、内容の重複を防止するために説明を省略する。

図４は本発明の第４実施例による船舶の蒸発ガス処理装置４００を示す概念図であって、図４を参照すれば、本発明の第４実施例による船舶の蒸発ガス処理装置４００は再液化ライン３３０上に設けられ、熱交換部３３２を通過した蒸発ガスを減圧させる膨張バルブ４３３をさらに含むことができる。

膨張バルブ４３３は熱交換部３３２の後段に設けられ得る。膨張バルブ４３３は再液化膨張部３３１および熱交換部３３２を通過した蒸発ガスを減圧することによって追加的に冷却および膨張させて再液化効率を向上させることができる。一例として、膨張バルブ４３３はジュール−トムソンバルブ（Ｊｏｕｌｅ−Ｔｈｏｍｓｏｎ Ｖａｌｖｅ）を使うことができる。ジュール−トムソンバルブは、ジュール−トムソン効果、すなわち仕事の生産や熱の伝達がない状態で流体を膨張させると温度が低下する現象を利用したバルブを意味する。したがって、熱交換部３３２を通過しながら冷却された蒸発ガスは膨張バルブ４３３を通過しながら断熱膨張および冷却され、こののとき全体または一部蒸発ガスの再液化が起こり得る。

以下では図５〜図１０を参照して本発明の第３実施例および第４実施例による船舶の蒸発ガス処理装置３００、４００の効率性について説明する。

図５は熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ：Ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｂｅｆｏｒｅ ＢＯＧ）による圧縮部３２１に進入する蒸発ガスの質量流量（Ｍｃ：Ｍａｓｓ ｆｌｏｗ ｔｏ Ｃｏｍｐｒｅｓｓｏｒ）および圧縮部３２１で必要とされるエネルギー（Ｅｃ：Ｅｎｅｒｇｙ ｆｏｒ Ｃｏｍｐｒｅｓｓｏｒ）の相関関係を示すグラフである。

図５を参照すれば、熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）によって圧縮部３２１に進入する蒸発ガスの質量流量（Ｍｃ）と圧縮部３２１で必要とされるエネルギー（Ｅｃ）が変わる。この時、熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）が最適圧力（Ｐｂ１）の場合に圧縮部３２１に進入する蒸発ガスの質量流量（Ｍｃ）と圧縮部３２１で必要とされるエネルギー（Ｅｃ）が最小となる。すなわち、熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）が最適圧力（Ｐｂ１）より小さい場合に圧縮部３２１に進入する蒸発ガスの質量流量（Ｍｃ）と圧縮部で必要とされるエネルギー（Ｅｃ）が大きくなり、熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）が最適圧力（Ｐｂ１）より大きい場合に圧縮部３２１に進入する蒸発ガスの質量流量（Ｍｃ）と圧縮部３２１で必要とされるエネルギー（Ｅｃ）が大きくなる。

したがって、熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）を最適圧力（Ｐｂ１）に調節して圧縮部３２１に進入する蒸発ガスの質量流量（Ｍｃ）を減少させることによって、圧縮機３２１ａと冷却器３２１ｂの大きさを減らし、設備単価を低減させることができる。従って、よりコンパクトで経済的な船舶の蒸発ガス処理装置を製作することができる。

また、熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）を最適圧力（Ｐｂ１）に調節して圧縮部３２１で必要とされるエネルギー（Ｅｃ）を低くすることによって、船舶の蒸発ガス処理装置の効率を向上させることができる。すなわち、圧縮部３２１後段の圧力を同一に維持しながらも蒸発ガスの圧縮に使われるエネルギーを低減することができる。

次いで、図６〜図８を参照して熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）を減圧することによる効果について説明する。

図６は蒸発ガス消費手段１１、１２で必要とされる蒸発ガスの質量流量（Ｍｆ：Ｍａｓｓ ｆｌｏｗ ｏｆ Ｆｕｅｌ Ｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎ）による再液化される蒸発ガスの質量流量（Ｍｒ：Ｍａｓｓ ｆｌｏｗ ｏｆ Ｒｅ−Ｌｉｑｕｉｆｉｅｄ ＢＯＧ）の相関関係を示すグラフである。

図６を参照すれば、消費手段１１、１２で必要とされる蒸発ガスの質量流量（Ｍｆ）によって再液化される蒸発ガスの質量流量（Ｍｒ）が変わる。この時、消費手段１１、１２で必要とされる蒸発ガスの質量流量（Ｍｆ）と再液化される蒸発ガスの質量流量（Ｍｒ）は反比例関係にある。すなわち、消費手段１１、１２で必要とされる蒸発ガスの質量流量（Ｍｆ）が増加するほど再液化される蒸発ガスの質量流量（Ｍｒ）は減少する。

一方、熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）は再液化膨張部３３１を経ながら減圧されるが、再液化膨張部３３１前段の圧力をＰｂ１とし、再液化膨張部３３１後段の圧力をＰｂ２とする時、Ｐｂ１＞Ｐｂ２の関係が成立する。

再び図６を参照すれば、再液化膨張部３３１で蒸発ガスの減圧とかかわらず再液化される蒸発ガスの質量流量（Ｍｒ）が一定であることが分かる。すなわち、再液化膨張部３３１を通じて熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）を低くすることは再液化率を低下させない。

図７は蒸発ガス消費手段１１、１２で必要とされる蒸発ガスの質量流量（Ｍｆ）による圧縮部３２１に進入する蒸発ガスの質量流量（Ｍｃ）の相関関係を示すグラフである。

図７を参照すれば、消費手段１１、１２で必要とされる蒸発ガスの質量流量（Ｍｆ）によって圧縮部３２１に進入する蒸発ガスの質量流量（Ｍｃ）が変わる。この時、消費手段１１、１２で必要とされる蒸発ガスの質量流量（Ｍｆ）と圧縮部３２１に進入する蒸発ガスの質量流量（Ｍｃ）は反比例関係にある。すなわち、消費手段１１、１２で必要とされる蒸発ガスの質量流量（Ｍｆ）が増加するほど圧縮部３２１に進入する蒸発ガスの質量流量（Ｍｃ）は減少する。

再び図７を参照すれば、熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）がＰ１からＰ２に減圧されながら圧縮部３２１に進入する蒸発ガスの質量流量（Ｍｃ）が減少することが分かる。すなわち、再液化膨張部３３１を利用して蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）を減圧して圧縮部３２１に進入する蒸発ガスの質量流量（Ｍｃ）を減少させることによって、圧縮機３２１ａと冷却器３２１ｂの大きさを減らし、設備単価を低減させることができる。従って、よりコンパクトで経済的な船舶の蒸発ガス処理装置を製作することができる。

図８は蒸発ガス消費手段１１、１２で必要とされる蒸発ガスの質量流量（Ｍｆ）による圧縮部３２１で必要とされるエネルギー（Ｅｃ）の相関関係を示すグラフである。

図８を参照すれば、消費手段１１、１２で必要とされる蒸発ガスの質量流量（Ｍｆ）により圧縮部３２１で必要とされるエネルギー（Ｅｃ）が変わる。この時、消費手段１１、１２で必要とされる蒸発ガスの質量流量（Ｍｆ）と圧縮部３２１で必要とされるエネルギー（Ｅｃ）は反比例関係にある。すなわち、消費手段１１、１２で必要とされる蒸発ガスの質量流量（Ｍｆ）が増加するほど圧縮部３２１で必要とされるエネルギー（Ｅｃ）は減少する。

再び図８を参照すれば、熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）がＰ１からＰ２に減圧されながら圧縮部３２１で必要とされるエネルギー（Ｅｃ）が減少することが分かる。すなわち、再液化膨張部３３１を利用して蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）を減圧して圧縮部３２１で必要とされるエネルギー（Ｅｃ）を低くすることによって、船舶の蒸発ガス処理装置の効率を向上させることができる。すなわち、圧縮部３２１後段の圧力を同一に維持しながらも蒸発ガスの圧縮に使われるエネルギーを低減することができる。

図９と図１０は熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）によるフラッシュガスの質量流量（Ｍｇ：Ｍａｓｓ ｆｌｏｗ ｏｆ Ｆｌａｓｈ Ｇａｓ）の相関関係を示すグラフである。図９のグラフは蒸発ガスに含まれた窒素成分の含量がａｍｏｌｅ％である場合を示し、図１０のグラフは蒸発ガスに含まれた窒素成分の含量がｂｍｏｌｅ％である場合を示す。この時、ａ＜ｂの関係が成立する。

フラッシュガスの質量流量（Ｍｇ）が減少すると、圧縮部３２１に進入する蒸発ガスの質量流量（Ｍｃ）が減少する。したがって、圧縮部３２１のサイズを減らすことができ、圧縮部３２１で必要とされるエネルギー（Ｅｃ）を低減させることができる。

フラッシュガスの質量流量（Ｍｇ）は熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）により変わる。この時、熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）が最適圧力（Ｐｂ１）の場合に発生するフラッシュガスの質量流量（Ｍｇ）が最小となる。すなわち、熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）が最適圧力（Ｐｂ１）より小さい場合に発生するフラッシュガスの質量流量（Ｍｇ）が増加し、熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）が最適圧力（Ｐｂ１）より大きい場合にも発生するフラッシュガスの質量流量（Ｍｇ）が増加する。

したがって、熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）を最適圧力（Ｐｂ１）に調節して発生するフラッシュガスの質量流量（Ｍｇ）を減少させることができる。

フラッシュガスの発生量は圧力だけでなく温度と関係がある。すなわち、圧力が落ちて液化ガスが気化してフラッシュガスが形成され、温度が上がって液化ガスが気化してフラッシュガスが形成される。

万一、熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）が最適圧力（Ｐｂ１）より小さくなると、減圧によるフラッシュガスの発生量は減少するが、反対に熱交換部３３２での温度下降程度が減ってしまい、全体的なフラッシュガスの発生量が増加する。熱交換部３３２の温度下降は減圧過程と同時に起きるため減圧程度が小さい場合、温度の下降程度も減少するからである。

反対に、熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）が最適圧力（Ｐｂ１）より大きくなると、減圧程度が充分であるため、温度がかなり下降するか、かえって減圧過程で発生するフラッシュガスが増加して全体的なフラッシュガスの発生量は増加する。

一方、図９と図１０を比較すると、窒素成分の含量が変わるにつれて、フラッシュガスの質量流量（Ｍｇ）を最小にする最適圧力（Ｐｂ１）が変わることが分かる。すなわち、窒素成分の含量が大きくなりながら（ａ＜ｂ）最適圧力（Ｐｂ１）も大きくなる。

蒸発ガスの窒素成分の含量は貯蔵タンク３１０に貯蔵された液化天然ガスの貯蔵量と関係する。貯蔵タンク３１０に貯蔵された液化天然ガスの貯蔵量が大きい満船航海の場合には窒素成分の含量が大きい。

しかし、時間の経過につれて、継続的に蒸発ガスが発生して蒸発ガス消費手段１１、１２で消費する蒸発ガスまたは液化天然ガスの消費量も増加し、貯蔵タンク３１０に貯蔵された液化天然ガスの貯蔵量が減少することになる。このような空船航海の場合には窒素成分の含量が小さくなる。

一方、窒素成分の含量は蒸発ガスが発生する初期には急激に減少するが、ある程度蒸発ガスが発生した後にはゆるやかな傾きで減少する。窒素成分の含量は一般に０ｍｏｌｅ％から１０ｍｏｌｅ％の間である。このような窒素成分の含量によって再液化膨張部３３１前段の圧力（約３００ｂａｒ）を最小５０ｂａｒから最大１６０ｂａｒの間の値に調節する。

一例として、窒素成分の含量が１０ｍｏｌｅ％である場合に最適圧力（Ｐｂ１）は１４０ｂａｒ〜１６０ｂａｒ程度である。したがって、再液化膨張部３３１前段の圧力（約３００ｂａｒ）を約１５０ｂａｒ程度に調節する。また、窒素成分の含量が０ｍｏｌｅ％である場合に最適圧力（Ｐｂ１）は５０ｂａｒ〜７０ｂａｒ程度である。したがって、再液化膨張部３３１前段の圧力（約３００ｂａｒ）を約６０ｂａｒ程度に調節する。

以上で詳察した通り、貯蔵タンク３１０に貯蔵された液化天然ガスの貯蔵量が変動しながらフラッシュガスの発生量を最小にできる最適圧力（Ｐｂ１）が変動する。したがって、変動する最適圧力（Ｐｂ１）に合うように再液化膨張部３３１に減圧される程度を調節する必要がある。

本発明の第３実施例および第４実施例による船舶の蒸発ガス処理装置３００、４００は、圧縮部３２１に進入する蒸発ガスの流量を測定することができるように蒸発ガス供給ライン３２０に設置されるセンサ３５１と、貯蔵タンク３１０で発生して熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの流量を測定することができるように蒸発ガス供給ライン３２０に設置されるセンサ３５２と、気液分離器３３４で発生して蒸発ガス供給ライン３２０に合流するフラッシュガスの流量を測定することができるように蒸発ガス循環ライン３３６に設置されるセンサ３５３を含むことができる。センサー３５１、３５２、３５３の位置は図面と変わり得る。

一方、フラッシュガスの流量は蒸発ガス循環ライン３３６に設置されるセンサ３５３のみならず、蒸発ガス供給ライン３２０に設置されるセンサー３５１、３５２を利用して測定することができる。センサー３５１、３５２、３５３のうちいずれか一つの測定量が増加する場合、フラッシュガスの発生量が増加したと判断することができる。

再液化膨張部３３１は減圧程度を調節することができるように設けられ得る。すなわち、同じ圧力の蒸発ガスが流入する場合に再液化膨張部３３１を通じて熱交換部３３２に流入する蒸発ガスの圧力を異にすることができる。したがって、再液化膨張部３３１を通過した蒸発ガスの圧力を調節してフラッシュガスの流量を調節することができる。

具体的には、再液化膨張部３３１の減圧程度を増加させた時にセンサー３５１、３５２、３５３のうちいずれか一つの流量が増加するのであれば、熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）が最適圧力（Ｐｂ１）から遠くなる方向に変わったと判断して再液化膨張部３３１の減圧程度を減少させる。反対に、再液化膨張部３３１の減圧程度を増加させた時にセンサー３５１、３５２、３５３のうちいずれか一つの流量が減少するのであれば、熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）が最適圧力（Ｐｂ１）に近づく方向に変わったと判断して再液化膨張部３３１の減圧程度を継続して増加させる。

このような制御方法は再液化膨張部３３１の減圧程度を減少した時にも同一に適用され得る。

これとは違って、本発明の第３実施例および第４実施例による船舶の蒸発ガス処理装置３００、４００は、気液分離器３３４から貯蔵タンク３１０に再供給される再液化された蒸発ガスの供給量を測定するように液化ガス回収ライン３３５に設置されるセンサ３５５をさらに含み、当該センサ３５５の測定量に基づいて再液化膨張部３３１の減圧程度を調節することもできる。

具体的には、再液化膨張部３３１の減圧程度を増加させた時にセンサ３５５の流量が増加するのであれば、フラッシュガスの発生量が減少したことから、熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）が最適圧力（Ｐｂ１）に近づく方向に変わったと判断して再液化膨張部３３１１の減圧程度を継続して増加させる。反対に、再液化膨張部３３１の減圧程度を増加させた時にセンサ３５５の流量が減少するのであれば、フラッシュガスの発生量が増加したことから、熱交換部３３２に進入する蒸発ガスの圧力（Ｐｂ）が最適圧力（Ｐｂ１）から遠くなる方向に変わったと判断して再液化膨張部３３１の減圧程度を減少させる。

このような制御方法は再液化膨張部３３１の減圧程度を減少した時にも同一に適用され得る。

以上、実施例では本発明に対する理解を助けるための一例として、液化天然ガスと液化エタンガスの相対的関係およびこれから発生する蒸発ガスを適用して説明したが、これに限定されるものではなく、メタン成分の比率が相対的に相異する異種の液化ガスについても同じ技術的思想で同一に適用可能である。

本発明は添付された図面に図示された一実施例を参照して説明されたが、これは例示的なものに過ぎず、当該技術分野で通常の知識を有した者のであればこれから多様な変形および均等な他の実施例が可能であることを理解できるはずである。したがって、本発明の真の範囲は添付された特許請求の範囲によってのみ定められるべきである。

Claims (6)

1. 液化ガスおよび蒸発ガスを収容する貯蔵タンク；
   前記貯蔵タンクの蒸発ガスを加圧する圧縮部を具備する蒸発ガス供給ライン；
   前記圧縮部を通過して加圧された蒸発ガスを第１濃度の窒素成分を含有する第１ガスの流れと、前記第１濃度よりも低濃度である第２濃度の窒素成分を含有する第２ガスの流れとに分離する窒素分離器；
   前記第１ガスの流れを第１消費手段に供給する第１燃料ガス供給ライン；
   前記第２ガスの流れを供給受けて再液化させる再液化ライン；および
   前記第１消費手段に供給される燃料ガスの発熱量を測定し、調節する発熱量調節部であって、前記発熱量調節部は、前記第１消費手段に供給される燃料ガスの発熱量を測定または計算する発熱量測定器と、前記圧縮部によって加圧された蒸発ガスの一部を前記第１燃料ガス供給ラインに直接供給する発熱量の上昇ラインとを含む、発熱量調節部；を含む、船舶の蒸発ガス処理装置。
2. 前記窒素分離器はメンブレンフィルターを含む、請求項１に記載の船舶の蒸発ガス処理装置。
3. 前記再液化ラインは、
   前記第２ガスの流れを前記圧縮部前段の蒸発ガスと熱交換する熱交換部と、前記熱交換部を通過して熱交換された前記第２ガスの流れを減圧させる膨張バルブと、前記膨張バルブを通過して減圧された前記第２ガスの流れを気体成分と液体成分とに分離する気液分離器と、前記気液分離器で分離された第２ガスの流れの液体成分を前記貯蔵タンクに供給する液化ガス回収ラインおよび前記気液分離器で分離された第２ガスの流れの気体成分を前記貯蔵タンクまたは前記蒸発ガス供給ライン上の前記圧縮部前段に供給する蒸発ガス循環ラインを含む、請求項１または請求項２に記載の船舶の蒸発ガス処理装置。
4. 前記圧縮部の中段部から分岐されて前記圧縮部によって加圧された蒸発ガスを第２消費手段またはＧＣＵ（Ｇａｓ Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）に供給する第２燃料ガス供給ラインをさらに含む、請求項３に記載の船舶の蒸発ガス処理装置。
5. 前記発熱量調節部は、
   前記第１燃料ガス供給ラインに沿って供給される前記第１ガスの流れの一部を再液化ラインに循環させる発熱量調節ラインを含むことができる、請求項１に記載の船舶の蒸発ガス処理装置。
6. 前記発熱量の上昇ライン及び前記発熱量調節ラインは、
   前記発熱量の上昇ライン及び前記発熱量調節ラインをそれぞれ流れる前記加圧された蒸発ガスと前記第１ガスの流れの供給量を調節する流量調節バルブがそれぞれ設けられ、
   それぞれの前記流量調節バルブは、前記発熱量測定器によって測定された燃料ガスの発熱量の情報に基づいて制御される、請求項５に記載の船舶の蒸発ガス処理装置。

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