JP6527249B2 - ガス処理システムを含む船舶 - Google Patents

Description

本発明は、ガス処理システムを含む船舶に関する。

船舶は、大量の鉱物や原油、天然ガス、または数千個以上のコンテナなどを載せて大洋を航海する運送手段であって、鋼鉄からなっており、浮力によって水線面に浮遊した状態で、プロペラの回転により発生する推力で移動する。

このような船舶は、エンジンを駆動することで、推力を発生させるが、この時、エンジンはガソリンまたはディーゼルを用いてピストンを動かし、ピストンの往復運動によってクランク軸を回転させることで、クランク軸に連結されたシャフトが回転してプロペラを駆動させることが一般的であった。

しかし、最近では、液化天然ガス（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ）を運搬するＬＮＧ運搬船において、ＬＮＧを燃料に使用してエンジンを駆動するＬＮＧ燃料供給方式が用いられており、このようにエンジンの燃料としてＬＮＧを使用する方法は、ＬＮＧ運搬船以外の船舶にも適用されている。

一般的に、ＬＮＧはクリーンエネルギーで、埋蔵量も石油より豊富であると知られており、採鉱と搬送技術が発達するにつれて、その使用量が急激に増加している。このようなＬＮＧは主成分であるメタンを１気圧下で−１６２度以下に温度を下げて、液体状態で保管するのが一般的であり、液化されたメタンの体積は、標準状態である気体状態のメタン体積の６００分の１程度であり、比重は０．４２で原油比重の約２分の１である。

しかし、需要先が駆動されるために必要な温度及び圧力などは、タンクに貯蔵されているＬＮＧの状態とは異なることがある。従って、最近では、液体状態で貯蔵されているＬＮＧの温度及び圧力などを制御して需要先に供給する技術に対する研究開発が持続的に行われている。

また、ＬＮＧを液状で保管するとき、タンクに熱浸透が発生することによって、一部のＬＮＧが気化し蒸発ガス（ＢＯＧ：Ｂｏｉｌ ｏｆｆ Ｇａｓ）が生成されるが、従来ではタンクの圧力を下げてタンクの破損リスクを除去するために蒸発ガスを単純に外部に排出処理した。しかし、最近では、タンクで生成した蒸発ガスを再液化して需要先に供給するなどの活用方案に対しても、開発の必要性が次第に増大している。

本発明は、上記のような従来技術の問題点を解決するために創出されたものであり、本発明の目的は、液化ガス貯蔵タンクから需要先に液化ガス及び／または蒸発ガスを効果的に供給するガス処理システムを含む船舶を提供することである。

本発明の一実施例によるガス処理システムを含む船舶は、液化ガス貯蔵タンクと、上記液化ガス貯蔵タンクから需要先に蒸発ガスを供給する第１流路と、上記液化ガス貯蔵タンクから上記需要先に液化ガスを供給する第３流路と、上記液化ガス貯蔵タンクの圧力が正常圧力範囲内において上記第１流路と上記第３流路を介して蒸発ガスと液化ガスをともに供給するが、上記液化ガス貯蔵タンクの圧力が第４既設定の圧力に達する場合、ユーザに上記第３流路を介した上記需要先への液化ガスの供給遮断を要請するアラームを提供する制御部と、を含むことを特徴とする。

具体的に、上記第１流路に並列連結されて、上記液化ガス貯蔵タンクから上記需要先に蒸発ガスを供給する第２流路を含み、上記制御部は、上記液化ガス貯蔵タンクの圧力が第２既設定の圧力に達する場合、上記ユーザに上記第２流路を介した上記需要先への蒸発ガスの供給を要請するアラームを提供することができる。

具体的に、上記制御部は、上記液化ガス貯蔵タンクの圧力が第２既設定の圧力に達する場合、上記ユーザに上記第３流路を介した上記需要先への液化ガスの供給遮断を要請するアラームを提供することができる。

具体的に、上記需要先に供給されない余剰蒸発ガスを液化する再液化装置と、上記第１または第２流路で分岐されて上記再液化装置と連結される第４流路と、をさらに含み、上記制御部は、上記液化ガス貯蔵タンクの内圧が第３既設定の圧力に達する場合、上記ユーザに上記第４流路を介した上記再液化装置への蒸発ガスの供給を要請するアラームを提供することができる。

具体的に、上記第１流路上に備えられ、上記蒸発ガスを圧縮して上記需要先に供給する蒸発ガス圧縮機をさらに含み、上記第４流路は、上記蒸発ガス圧縮機の中間段で分岐されてもよい。

具体的に、上記第４流路上に備えられ、上記再液化装置により少なくとも一部の再液化された蒸発ガスを減圧させて完全に再液化させる減圧弁をさらに含んでもよい。

具体的に、上記再液化装置は、別途の冷媒を使用して上記蒸発ガスを完全に再液化させることができる。

具体的に、上記第４流路から蒸発ガスの供給を受けて電力を発生させる低圧ガス噴射エンジンと、上記第４流路から蒸発ガスの供給を受けて燃焼させるガス燃焼装置と、をさらに含んでもよい。

具体的に、上記需要先は、高圧ガス噴射エンジンであってもよい。

本発明によるガス処理システムを含む船舶は、液化ガス貯蔵タンクから需要先に液化ガス及び／または蒸発ガスを効果的に供給し、システムの安定性及び信頼性を向上させることができる。

本発明の一実施例によるガス処理システムの概念図である。 本発明のガス処理システムにおける気化システムの概念図である。 本発明のガス処理システムにおける気化システムの概念図である。 本発明のガス処理システムにおける気化システムの概念図である。 本発明の液化ガス貯蔵タンクの内部の圧力範囲を示す図である。

本発明の目的、特定の長所及び新規な特徴は、添付の図面と係わる以下の詳細な説明と好ましい実施例によりさらに明確になるであろう。本明細書では、各図面の構成要素に参照番号を付するにおいて、同じ構成要素に対しては他の図面上に表示されているとしても、できる限り同じ番号を付したことに留意すべきである。また、本発明を説明するにおいて、関連する公知技術に対する具体的な説明が本発明の要旨を不要に曖昧にすると判断される場合、その詳細な説明は省略する。

以下、添付の図面を参照して、本発明の好ましい実施例を詳細に説明する。

以下では、液化ガスはＬＰＧ、ＬＮＧ、エタンなどであってもよく、例示的にＬＮＧ（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ）を意味することができ、蒸発ガスは自然気化したＬＮＧなどであるＢＯＧ（Ｂｏｉｌ Ｏｆｆ Ｇａｓ）を意味することができる。

液化ガスは、液体状態、気体状態、液体と気体の混合状態、過冷却状態、超臨界状態などのように状態変化に関係なく称されてよく、蒸発ガスも同様であることは自明である。また、本発明は、処理対象が液化ガスに限定されず、液化ガス処理システム及び／または蒸発ガス処理システムであってもよい。

図１は、本発明の一実施例によるガス処理システムの概念図である。

図１を参照すると、本発明の一実施例によるガス処理システムは、ＬＮＧ Ｃａｒｒｉｅｒなどの船舶に搭載されてもよく、液化ガス貯蔵タンク１０、需要先２０、蒸発ガス圧縮機３０、ブースティングポンプ４０、高圧ポンプ４１、気化器４２、強制気化器５０を含む。

以下では、上記本発明の一実施例によるガス処理システム１の各構成について説明し、構成の説明が終わってから、システムの構成間の関係に通じて各実施例を説明する。

本発明の実施例では、第１〜第１３ラインＬ１〜Ｌ１３をさらに含んでもよい。それぞれのラインには、開度調節が可能な弁（不図示）が設けられもよく、各弁の開度調節によって蒸発ガス及び／または液化ガス及び／または様々な冷媒の供給量を制御してもよい。

液化ガス貯蔵タンク１０には、−１６３度の液化ガスを貯蔵することができる。液化ガス貯蔵タンク１０は、独立型、メンブレン型、加圧型などのタンクであってもよく、液化ガスを貯蔵することができれば、サイズや形状、構造などは特に限定されない。

液化ガス貯蔵タンク１０には、液体状態の液化ガスと気体状態の蒸発ガスが混在していてもよい。これは、液化ガス貯蔵タンク１０に外部の熱が浸透して液化ガスが加熱されることによって、蒸発ガスが発生し得るためである。

このとき、蒸発ガスは、流量が増加するに伴って液化ガス貯蔵タンク１０の内圧上昇を発生させる原因となるため、液化ガス貯蔵タンク１０を保護するためには、排出することが望ましい。従って、本発明は、液化ガス貯蔵タンク１０の圧力に応じて蒸発ガスを適切に排出させることができる。

排出された蒸発ガスは、後述するガス燃焼装置（Ｇａｓ Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）２３などにより燃焼されて捨てられてもよく、需要先２０（エンジンやタービン、ボイラーなど）に供給されて消費されてもよい。

または、液化ガス貯蔵タンク１０から排出された蒸発ガスは、後述する再液化装置３７などにより沸点以下に冷却されて、気体状態から液体状態に液化された後（液化された蒸発ガスで液化ガスと同じ／類似）液化ガス貯蔵タンク１０に復帰されるなどのように処理されてもよい。

液化ガス貯蔵タンク１０は、外部熱の浸透を防ぐために断熱部と防壁部を含んでもよい。

防壁部は断熱部に比べて内側（液化ガスに隣接する側）に設けられ、断熱部は防壁部に比べて外側（船体に隣接する側）に設けられてもよい。但し、これは液化ガス貯蔵タンク１０の構造に応じて変わってもよく、液化ガス貯蔵タンク１０がメンブレン型、独立型、加圧型などであるかに応じて多様に決まってもよい。

断熱部は、断熱材を使用して液化ガス貯蔵タンク１０の内部と外部を断熱する。断熱部は、ポリウレタンフォーム（ＰＵＦ）、パーライト（ｐｅｒｌｉｔｅ）、ウッド（ｗｏｏｄ）などの多様な断熱材を用いて断熱構造を形成し、ステンレススチール（ＳＵＳ）、インバー（ＩＮＶＡＲ）などの金属を備えてもよい。

断熱部は、液化ガス貯蔵タンク１０がメンブレン型である場合、Ｍａｒｋ ＩＩＩ、Ｎｏ．９６などの従来広く知られているタイプに応じて構造が決定されてもよく、液化ガス貯蔵タンク１０が独立型である場合、ＭＯＳＳ、ＳＰＢなど従来広く知られているタイプに応じて構造が決定されてもよい。もちろん、断熱部は、上記例示にその構造が限定されるものではない。

防壁部は、不活性ガスを用いて液化ガス貯蔵タンク１０の内部と外部を断熱することができる。防壁部は空き空間を形成することができ、防壁部の空き空間は液化ガス貯蔵タンク１０の内壁と断熱部の間、及び／または液化ガス貯蔵タンク１０の外壁と断熱部の間などに形成されてもよい。

防壁部には、窒素などの不活性ガスが充填されてもよく、不活性ガスは外部に設けられる不活性ガス供給器によって供給されてもよい。このとき、不活性ガス供給器には、窒素生成器（Ｎ２ ｇｅｎｅｒａｔｏｒ）を用いてもよい。

需要先２０は、液化ガスなど（液化ガス、蒸発ガスまたはフラッシュガス）を消費する構成であって、液化ガスなどを消費しながらエネルギーを発生させたり、燃やす構成であってもよい。

例えば、需要先２０は、タービン低圧エンジン（ＤＦＤＥ、ＤＦＤＧ、ＸＤＦなど）、再液化装置、ボイラー、ガス燃焼装置などの約１ｂａｒ〜１０ｂａｒ（絶対圧力）の圧力を有する液化ガスを使用する低圧需要先や、高圧エンジン（ＭＥ−ＧＩエンジンなど）などの約２００ｂａｒ〜４００ｂａｒ（絶対圧力）の圧力を有する液化ガスを使用する高圧需要先などであってもよく、需要先２０別に求める液化ガスの圧力は相違してもよい。

即ち、本発明において、需要先２０は、液化ガスなどを消費する全ての構成を包括的に意味するもので、本発明では、需要先２０を特定の構成に限定しない。

本発明の実施例では、液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された液化ガスまたは蒸発ガスを処理するガス供給部の構成を有する。ここで、ガス供給部とは、液化ガス及び／または蒸発ガスをエンジンなどを需要先２０に伝達するための構成であり、蒸発ガス圧縮機３０、ブースティングポンプ４０、高圧ポンプ４１、気化器４２などを含んでもよい。

蒸発ガス圧縮機３０は、液化ガス貯蔵タンク１０から排出される蒸発ガスを圧縮する。蒸発ガス圧縮機３０は、遠心型、往復動型などからなってもよく、複数の蒸発ガス圧縮機３０が蒸発ガス圧縮部（符号不図示）を構成してもよい。

この場合、蒸発ガス圧縮部を構成する複数の蒸発ガス圧縮機３０は、全てが遠心型、全てが往復動型、または遠心型と往復動型が混在するように設けられてもよい。

例えば、蒸発ガス圧縮機３０は、往復動型圧縮機及び／または遠心型圧縮機を含み、往復動型圧縮機と遠心型圧縮機が並列に設けられてもよく、このとき、往復動型圧縮機と遠心型圧縮機の吐出圧力は、同一または異なってもよい。

例えば、本発明における蒸発ガス圧縮機３０は、遠心型であって、２段、３段、５段、６段などで構成されてもよい。各段数は、単に需要先２０の種類に応じて供給される蒸発ガスの要求条件に応じて圧縮されるだけであって、段数が大きいほど、相対的に吐出圧が大きいという意味ではない。

また、蒸発ガス圧縮機３０は、液化ガス貯蔵タンク１０から排出される約−１００度の低温状態の蒸発ガスを処理するために、極低温用圧縮機からなってもよい。但し、蒸発ガス圧縮機３０により蒸発ガスが圧縮されると、蒸発ガスの温度が上昇することがあるため、蒸発ガス圧縮部に含まれる多段の蒸発ガス圧縮機のうち上流の一部の蒸発ガス圧縮機は極低温用圧縮機で、下流の残りの蒸発ガス圧縮機は常温用圧縮機であってもよい。

蒸発ガス圧縮機３０により蒸発ガスが圧縮されながら蒸発ガスの温度が上昇すると、蒸発ガスの体積がともに増大するにつれて、蒸発ガスの体積も増えることがある。これは、蒸発ガス圧縮機３０の不要な負荷増加を発生させることがあるため、少なくともいずれか１つの蒸発ガス圧縮機３０の上流及び／または少なくとも何れか１つの蒸発ガス圧縮機３０の下流には、圧縮された蒸発ガスを冷却する蒸発ガス冷却器（不図示）が設けられてもよい。

蒸発ガス冷却器は、様々な冷熱源を用いて蒸発ガスを冷却させることができるが、例えば、蒸発ガス冷却器は、海水、再液化装置３７の再液化冷媒、液化ガス、蒸発ガス、フラッシュガスなどを多様に用いてもよい。

蒸発ガス圧縮機３０の各段の間には、蒸発ガス冷却器の他にバッファタンク（不図示）が備えられてもよい。バッファタンクは、蒸発ガス圧縮機３０の各段に流入される蒸発ガスの持続的な供給と供給圧力を一定に保持するために備えられてもよい。

蒸発ガス圧縮機３０に流入される蒸発ガスは、圧縮された蒸発ガスと熱交換してもよい。但し、熱交換により蒸発ガス圧縮機３０に流入される蒸発ガスは予熱されることがあるため、蒸発ガス圧縮機３０は、全て常温用圧縮機からなってもよい。

蒸発ガス圧縮機３０は、蒸発ガスを約１０ｂａｒ（絶対圧力）〜４００ｂａｒ（絶対圧力）に圧縮することができる。これは、蒸発ガス圧縮機３０から排出される蒸発ガスがどこに使用されるかによって変わってもよい。

例えば、蒸発ガス圧縮機３０で圧縮された蒸発ガスがタービン、低圧エンジン（ＤＦＤＥ、ＤＦＤＧ、ＸＤＦなど）、再液化装置、ボイラー、ガス燃焼装置などの低圧需要先２２に使用される場合、圧縮された蒸発ガスの圧力は約１ｂａｒ〜１０ｂａｒ（絶対圧力）であってもよく、圧縮された蒸発ガスが高圧エンジン（ＭＥ−ＧＩなど）などの高圧需要先２１に使用される場合、圧縮された蒸発ガスの圧力は約２００ｂａｒ〜４００ｂａｒ（絶対圧力）であってもよい。

無論、蒸発ガス圧縮機３０は多段に設けられ、一部の蒸発ガス圧縮機３０によって低圧に圧縮された蒸発ガスが、蒸発ガス圧縮機３０の外部に排出されて低圧需要先２２に使用されてもよく、残りの蒸発ガス圧縮機３０によって高圧にさらに圧縮された蒸発ガスが、蒸発ガス圧縮機３０の外部に排出されて高圧需要先２１に使用されてもよい。

即ち、多段に設けられる蒸発ガス圧縮機３０を有する蒸発ガス圧縮部において、各需要先２０に供給される蒸発ガスの圧力、蒸発ガス圧縮機３０の数、蒸発ガスの多段圧縮程度などは特に限定されず、多様に決定されてもよい。

液化ガス貯蔵タンク１０から蒸発ガス圧縮機３０を経て低圧需要先２２または高圧需要先２１に蒸発ガスを伝達するために、液化ガス貯蔵タンク１０から各需要先２０までは供給ライン（第２、３、５、７、８ラインＬ２、Ｌ３、Ｌ５、Ｌ７、Ｌ８など）が設けられてもよい。

このとき、蒸発ガス圧縮機（端段または中間段など）で低圧需要先２２に連結される供給ラインは、低圧供給ライン（第３ラインＬ３）であってもよく、蒸発ガス圧縮機３０（端段または中間段など）で高圧需要先２１に連結される供給ラインは、高圧供給ライン（第２ラインＬ２）であってもよい。従って、供給ラインは、蒸発ガス圧縮機３０を基準として低圧供給ライン（第３ラインＬ３）と高圧供給ライン（第２ラインＬ２）に分岐されてもよい。

蒸発ガス圧縮機３０は、多段に設けられる蒸発ガス圧縮機３０の一部のみを経ると、蒸発ガスが低圧に圧縮されて低圧供給ラインＬ３に沿って低圧需要先２２に供給され、多段に設けられる蒸発ガス圧縮機３０の全てを経ると、蒸発ガスが高圧に圧縮されて高圧供給ラインＬ２に沿って高圧需要先２１に供給されることができる。

蒸発ガス圧縮機３０は、一部は潤滑油を使用せず、残りは潤滑油を使用してもよい。例えば、蒸発ガス圧縮機３０が５段に設けられる場合、１段〜３段の蒸発ガス圧縮機は潤滑油を使用せず（潤滑油が蒸発ガスに混入されない）、４段〜５段は潤滑油を使用してもよい（潤滑油が蒸発ガスに混入される）。これは、高圧段の場合、蒸発ガスの圧力が高圧に変わることにより、蒸発ガス圧縮機３０のピストンを円滑に駆動するために潤滑油が必要なためである。

もちろん、蒸発ガス圧縮機３０の個数は上記に限定されず、複数の蒸発ガス圧縮機３０のうち前段の一部（低圧段）は潤滑油を使用せず、後段の残り（高圧段）は潤滑油を使用してもよい。

第１減圧弁３４１は、蒸発ガス圧縮機３０で加圧されて再液化装置３７に供給される蒸発ガスを減圧または膨張させることができる。ここでは図示していないが、第１減圧弁３４１は、蒸発ガス圧縮機３０で加圧された蒸発ガスを減圧または膨張させて、再液化装置３７だけでなく、ガス燃焼装置２３などにも供給することができる。

第１減圧弁３４１は、第２減圧弁３４２とともに設けられて、蒸発ガス圧縮機３０で加圧される蒸発ガスを多段減圧または膨張させることができる。例えば、第１減圧弁３４１は、蒸発ガス圧縮機３０で加圧された蒸発ガスまたは蒸発ガス圧縮機３０の中間段に分岐されて供給される蒸発ガスを１次減圧または１次膨張させた後、再液化装置３７に供給し、再液化装置３７で熱交換された蒸発ガスは、再び第２減圧弁３４２により２次減圧または２次膨張されて再液化されてもよい。

上記した第１減圧弁３４１の技術は、各実施例毎に構成を変更して実現されてもよい。

気液分離器３５は、第１減圧弁３４１または第２減圧弁３４２で減圧または膨張した蒸発ガスから気体を分離する。気液分離器３５において蒸発ガスは液体と気体に分離されて、液体は液化ガス貯蔵タンク１０に供給され、気体はフラッシュガスとしてガス燃焼装置２３に供給されてもよい。

ここで、気液分離器３５に供給される蒸発ガスは、第１減圧弁３４１または第２減圧弁３４２で減圧されて冷却された状態であってもよい。例えば、蒸発ガス圧縮機３０で蒸発ガスは多段加圧されて２００ｂａｒ〜４００ｂａｒの圧力を有してもよく、温度は４５度前後であってもよい。４５度前後の温度に上昇した蒸発ガスは、第１減圧弁３４１を経て再液化装置３７に回収され、再液化装置３７で熱交換された蒸発ガスはまた第２減圧弁３４２に供給される。このとき、第１減圧弁３４１または第２減圧弁３４２において蒸発ガスは減圧によって冷却されて、約１ｂａｒの圧力と約−１６２．３度の温度を有することができる。

このように、本実施例では、気液分離器３５に供給される蒸発ガスが第１減圧弁３４１または第２減圧弁３４２で減圧（または多段減圧）されて−１６２度より低い温度を有するようになるため、約３０〜４０％の蒸発ガスが液化されることができる。その後、気液分離器３５は、液化されたガスを液化ガス貯蔵タンク１０に回収させ、気液分離器３５で発生したフラッシュガスを捨てずに第９ラインＬ９を介してガス燃焼装置２３２に供給し燃焼させることができる。

第２減圧弁３４２は、蒸発ガス圧縮機３０で加圧されて再液化装置３７で熱交換された蒸発ガスを減圧または膨張させて、少なくとも一部を液化させる。例えば、第２減圧弁３４２は、蒸発ガスを１ｂａｒ〜１０ｂａｒに減圧することができ、蒸発ガスが液化されて液化ガス貯蔵タンク１０に搬送されるとき、１ｂａｒまで減圧されることができ、減圧時に蒸発ガスは冷却効果が発生することもできる。

ここで、蒸発ガス圧縮機３０で加圧された蒸発ガスは、再液化装置３７において液化ガス貯蔵タンク１０から供給された蒸発ガスと熱交換されて冷却されるが、圧力は蒸発ガス圧縮機３０から吐出された吐出圧を保持することができる。本実施例は、第２減圧弁３４２を利用して蒸発ガスを減圧させて蒸発ガスが冷却するようにし、蒸発ガスを液化させることができる。このとき、減圧される圧力範囲が大きいほど、蒸発ガスの冷却効果が増大することができ、例えば、第２減圧弁３４２は、蒸発ガス圧縮機３０によって３００ｂａｒに加圧された蒸発ガスを１ｂａｒまで減圧させることができる。

第２減圧弁３４２は、ジュールトムソン弁からなってもよい。これと異なって、第２減圧弁３４２は、膨脹機（不図示）からなってもよい。ジュールトムソン弁の場合、減圧により効果的に蒸発ガスを冷却させて、少なくとも一部の蒸発ガスを液化させることができる。このとき、膨脹機はエキスパンダ（Ｅｘｐａｎｄｅｒ；不図示）からなってもよい。

一方、膨脹機は、別途の電力を利用しなくても駆動されることができ、特に、発生した動力を蒸発ガス圧縮機３０を駆動させる電力として活用することにより、ガス処理システム１の効率を向上させることができる。動力伝達は、例えば、ギア連結または電気変換後の伝達などによって行われてもよい。

このような第２減圧弁３４２は、上述した第１減圧弁３４１とともに、蒸発ガス圧縮機３０で加圧されて再液化装置３７で熱交換された蒸発ガスを多段減圧したり、蒸発ガス圧縮機３０の中間段に分岐されて供給される蒸発ガスを多段減圧することができ、これは、各実施例に応じて構成を変更して柔軟に適用することができる。

ブースティングポンプ（Ｂｏｏｓｔｉｎｇ Ｐｕｍｐ）４０及び高圧ポンプ（Ｈｉｇｈ Ｐｒｅｓｓｕｒｅ Ｐｕｍｐ）４１は、液化ガスを需要先２０が求める圧力まで、またはそれに近く液化ガスを加圧することができる。本発明において、需要先２０は、高圧需要先２１と低圧需要先２２などであってもよいが、需要先２０別に求める液化ガスの圧力は異なることがあるため、上記したようにブースティングポンプ４０及び高圧ポンプ４１からなるか、ブースティングポンプ４０だけ、または高圧ポンプ４１だけからなってもよく、その他にも多様に設けられてもよい。即ち、ポンプ４０、４１が加圧する液化ガスの圧力は、需要先２０の要求圧力に応じて１０ｂａｒ〜４００ｂａｒ（絶対圧力）まで多様に決定されてもよく、本発明はこれを特に限定しない。

このとき、ブースティングポンプ４０及び高圧ポンプ４１のそれぞれは複数個設けられてもよく、何れか１つのポンプはメインで、他の１つのポンプはバックアップとして使用してもよい。２つ以上のポンプが同時に駆動されて負荷を下げられることは言うまでもない。

液化ガス貯蔵タンク１０からポンプ４０、４１に液化ガスを供給するライン（第１及び第６ライン；Ｌ１、Ｌ６など）が連結されてもよく、上記ラインＬ１、Ｌ６に沿って流動してもよい。このとき、液化ガスを供給するラインＬ１、Ｌ６は、後述する気化器４２及び／または需要先２０まで連結されて、液化ガスが液化ガス貯蔵タンク１０から需要先２０まで伝達されるようにすることができる。

液化ガスを供給するラインＬ１、Ｌ６は、液化ガス貯蔵タンク１０からポンプ４０、４１を経て高圧需要先２１に連結される高圧液化ガス供給ライン（第１ライン）Ｌ１であってもよく、及び／または液化ガス貯蔵タンク１０からポンプ４０を経て低圧需要先２２に連結される低圧液化ガス供給ライン（第６ライン）Ｌ６であってもよい。高圧液化ガス供給ラインＬ１と低圧液化ガス供給ラインＬ６が同時に設けられる場合、高圧液化ガス供給ラインＬ１と低圧液化ガス供給ラインＬ６は、１つの液化ガス供給ラインから分岐されてもよく、分岐地点は需要先２０の要求圧力に応じて多様に決定されてもよい。（例えば、ブースティングポンプ４０と高圧ポンプ４１との間など）

気化器４２は、液化ガスを加熱する。液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵されている液化ガスは、約−１６０度の極低温であるが、需要先２０で求める液化ガスの要求温度は１０〜５０度（好ましくは約４５度）であることができる。従って、液化ガスを需要先２０に伝達する場合、液化ガスの温度上昇が求められる。

もちろん、液化ガスをポンプ４０、４１で加圧する場合、液化ガスの温度が上昇することがあるが、それでは十分ではないため、気化器４２は、液化ガスを別の熱源（スチーム、グリコールウォーター、海水、エンジンの排気、エンジンの冷却水、電気など）を利用して加熱することができる。

気化器４２に熱源を供給するために、本発明は、気化熱媒貯蔵タンク４２１、気化熱媒循環ポンプ４２２、気化熱媒供給装置４２３、気化熱交換器４２４を含んでもよい。

気化熱媒貯蔵タンク４２１は、熱源である気化熱媒を一時的に貯蔵するタンクであって、気化熱媒の供給量を安定的に保持することができる。

気化熱媒循環ポンプ４２２は、気化熱媒貯蔵タンク４２１から気化熱交換器４２４に気化熱媒を供給する構成であり、複数個設けられて並列または直列に連結されてもよく、気化熱媒が気体である場合、気化熱媒循環ポンプ４２２の代わりに熱源圧縮機（不図示）が設けられてもよい。

気化熱媒供給装置４２３は、気化熱媒を加熱する。気化熱媒は気化熱交換器４２４で液化ガスを加熱しながら冷却されることができるため、冷却された気化熱媒に熱を補充する必要がある。従って、気化熱媒は、スチームなどにより加熱された後、気化熱交換器４２４で液化ガスを加熱することができる。

気化熱媒供給装置４２３は、気化熱媒の第１供給装置４２３１及び気化熱媒の第２供給装置４２３２を備え、複数個備えられてもよい。ここで、気化熱媒の第１供給装置４２３１及び気化熱媒の第２供給装置４２３２は、それぞれエンジンの冷却水（Ｊａｃｋｅｔ Ｃｏｏｌｉｎｇ Ｗａｔｅｒ）または海水であってもよく、互いに並列または直列に構成されてもよい。

このとき、気化熱媒は、気化熱交換器４２４、気化熱媒供給装置４２３、気化熱媒循環ポンプ４２２、及び気化熱媒貯蔵タンク４２１を循環連結する気化熱媒循環ラインＧＬに沿って流動することができる。但し、気化熱媒循環ラインＧＬによって連結される各構成（気化熱交換器４２４、気化熱媒供給装置４２３、気化熱媒循環ポンプ４２２及び気化熱媒貯蔵タンク４２１）の順序は、図面と異なって多様に変わってもよい。

また、気化熱媒循環ラインＧＬには、気化熱媒供給装置４２３を迂回して気化熱交換器４２４に供給される気化熱媒の温度を適切に調節できるように気化熱媒分岐ラインＧＬｂ、ＧＢＬ１、ＧＢＬ２が連結されてもよく、気化熱媒分岐ラインＧＬｂ、ＧＢＬ１、ＧＢＬ２は、気化熱媒供給装置４２３の上流において気化熱媒循環ラインＧＬから分岐されて気化熱媒供給装置４２３の下流において気化熱媒循環線ＧＬに併合されてもよい。

気化熱交換器４２４は、循環する気化熱媒を通じて液化ガス供給ラインＬ１上に流れる液化ガスに熱源を供給して液化ガスを気化させることができる。気化熱交換器４２４の構成形式は、ｓｈｅｌｌ＆ｔｕｂｅなど、その他の熱交換器の様々構成を採用してもよく、特に限定されない。

ガス供給部は、強制気化器５０、気液分離器５１、ヒーター５２をさらに含んでもよい。このとき、強制気化器５０、気液分離器５１、ヒーター５２は、低圧液化ガス供給ライン（第６ラインＬ６）に設けられる低圧液化ガス供給構成であり、上述したブースティング及び高圧ポンプ４０、４１、気化器４２は、高圧液化ガス供給ラインＬ１に設けられる高圧液化ガス供給構成であってもよい。

低圧液化ガス供給構成は、高圧液化ガス供給構成と一緒に、または単独で設けられてもよく、これは需要先２０の構成に応じて多様に変わってもよいため、特に限定されない。

低圧液化ガス供給構成と高圧液化ガス供給構成は、ブースティングポンプ４０を共有することができる。即ち、低圧液化ガス供給ラインと高圧液化ガス供給ラインは、少なくとも一部が共有され、ブースティングポンプ４０の下流で分岐されてもよい。

強制気化器５０は、液化ガスを気化させる。強制気化器５０は、液化ガス貯蔵タンク１０及び／またはブースティングポンプ４０から液化ガスの伝達を受け、熱源を利用して加熱して気化させることができ、このとき用いられる熱源は、気化器４２のところで説明したようなスチーム、グリコールウォーター、海水、エンジンの排気、エンジンの冷却水、電気等であってもよい。また、強制気化器５０は、気化器４２と熱源を共有することもできる。

強制気化器５０は、低圧液化ガス供給ラインＬ６に連結されてもよく、液化ガスを気化させて低圧需要先２２に伝達することができる。このとき、液化ガスには、メタン、プロパン、ブタンなどが混入しているが、強制気化器５０で加熱した液化ガスにおいて、メタンは気化され、プロパンやブタンなど（以下、ヘビーカーボンという。）は液状を保持することができる。

気液分離器５１（またはヘビーカーボン分離機であってもよい）は、気化された液化ガスで液状に残存するヘビーカーボンを分離する。液化ガスを消費する需要先２０（好ましくは、低圧需要先２２）は、ヘビーカーボンが多量に流入されると、駆動効率が低下することがある。従って、本発明は、液化ガスを気化させ、液状を保持するヘビーカーボンを分離して、需要先２０に供給する液化ガスの品質を向上させることで、需要先２０の駆動効率を上げることができる。

このとき、気液分離器５１は、ミスト分離器、ヘビーカーボン分離機などで称されてもよく、液状のヘビーカーボンは液化ガス貯蔵タンク１０に復帰するか、別途に設けられるタンクに伝達されてもよく、そのため、気液分離機５１には、液化ガス貯蔵タンク１０に連結されるヘビーカーボン復帰ライン（不図示）が設けられてもよい。

ヒーター５２は、ヘビーカーボンが分離された液化ガスを加熱する。強制気化器５０は、液化ガスを加熱するが、気化された液化ガスはヘビーカーボンを液状に残留させるための温度（例えば、−１００度）を有するため、需要先２０が求める温度に達しないことがある。

従って、ヒーター５２は、強制気化器５０と同様に、多様な熱源を利用して液化ガスを加熱することができ、このとき、熱源は、強制気化器５０及び／または気化器４２と共有することができる。

本発明の実施例では、強制気化器５０に流入される液化ガスをフィルタリングするため、強制気化器５０の上流には、ストレーナー（ｓｔｒａｉｎｅｒ；不図示）がさらに設けられもよい。ストレーナーは、複数の弁とフィルターが組み合わさった構成であってもよい。

液化ガス貯蔵タンク１０には液化ガスが貯蔵されているが、外部から復帰する様々な流体によって液化ガス貯蔵タンク１０の内部の液化ガスには、異物が混入されることがある。従って、ストレーナーは液化ガスに混入された異物を除去し、純粋な液化ガスが強制気化器５０に伝達されるようにすることができる。

強制気化器５０は、液化ガスを約−１００度に気化させるが、これは上述したようにヘビーカーボンを除去するためである。このとき、強制気化器５０には、液化ガス調節器（不図示）が設けられ、強制気化器５０からヘビーカーボン分離機及び／またはヒーター５２に伝達される液化ガスの状態（温度など）が調節されてもよい。

本実施例におけるガス供給部は、Ｈ／Ｄ圧縮機３６、再液化装置３７、及び復帰ポンプ３８をさらに含んでもよい。

Ｈ／Ｄ圧縮機３６は、バンカリングする際に液化ガス貯蔵タンク１０で発生する蒸発ガスを外部に排出させたり、焼却するために圧縮する用途に用いられてもよく、その圧縮機の形式は限定しない。

再液化装置３７は、余剰の蒸発ガスを再液化冷媒により再液化して液化ガス貯蔵タンク１０に復帰させることができる。再液化装置３７は、再液化熱交換機（不図示）、再液化冷媒供給装置（不図示）を含んでもよい。

再液化装置３７は、再液化冷媒供給装置を通じて蒸発ガスを再液化する冷熱を供給し、再液化冷媒供給装置から供給される冷媒は、別のポンプ（不図示）により再液化熱交換機に供給されて蒸発ガスに冷熱を供給して再液化させることができる。

復帰ポンプ３８は、再液化装置３７で再液化された蒸発ガスを液状と気状に分離する気液分離器３５から第１０ラインＬ１０を介して液状を液化ガス貯蔵タンク１０に供給することができる。

このとき、本発明では、気液分離器３５から液化ガス貯蔵タンク１０に液状が供給されない場合（気液分離器３５と液化ガス貯蔵タンク１０との内圧の圧力差によって液状の供給が中断される場合）、バイパスラインである第１１ラインＬ１１及びバイパス弁（不図示）と復帰ポンプ３８を介して気液分離器３５の液状を液化ガス貯蔵タンク１０に供給することができる。

具体的には、気液分離器３５に貯蔵された液状の蒸発ガスが液化ガス貯蔵タンク１０の内圧より大きな圧力で貯蔵されている場合、第１０ラインＬ１０を介して液化ガス貯蔵タンク１０に供給することができ、第１気液分離器３５に貯蔵された液状の蒸発ガスが液化ガス貯蔵タンク１０の内圧より小さな圧力で貯蔵されている場合は、再液化供給ポンプ３８を駆動して液化ガス貯蔵タンク１０に供給することができる。

以下では、上述した各構成を通じて導出し得るガス処理システムの実施例について説明する。

本発明の実施例によるガス処理システム１は、上述した個別の構成により液化ガスまたは蒸発ガスを処理して需要先２０に供給する構成をさらに含んでもよい。

以下では、液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された液化ガスの処理メカニズムと液化ガス貯蔵タンク１０で発生した蒸発ガスの処理メカニズムを順に詳しく説明する。

まず、液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された液化ガスの処理メカニズムを説明すると、本発明の実施例によるガス処理システム１は、液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された液化ガスを第１ラインＬ１に沿って需要先２０に供給しながら、ブースティングポンプ４０を利用して１次加圧した後、ストレーナー（不図示）により液化ガスの不純物を取り除き、その後、ａ）第６ラインＬ６に沿って強制気化器５０に供給するか、ｂ）第１ラインＬ１に沿って高圧ポンプ４１に供給することができる。

ａ）第６ラインＬ６に沿って強制気化器５０に供給された液化ガスは、強制気化器５０により加熱されて少なくとも一部が気化され、強制気化された液化ガスは、気液分離器５１に供給されて気体と液体に分離され、気体と液体に分離されながらヘビーカーボンは液体に分離されて液化ガス貯蔵タンク１０に復帰し、ヘビーカーボンの成分が取り除かれた気体は低圧需要先２２に供給されてもよい。

ｂ）第１ラインＬ１に沿って高圧ポンプ４１に供給された液化ガスは、高圧ポンプ４１によって高圧に加圧されて気化器４２により気化された後、高圧需要先２１に供給されてもよい。

液化ガス貯蔵タンク１０で発生する蒸発ガスの処理メカニズムを説明すると、本発明の実施例によるガス処理システム１は、液化ガス貯蔵タンク１０で発生した蒸発ガスを、ｃ）第２ラインＬ２またはｄ）第３ラインＬ３に沿って蒸発ガス圧縮機３０を用いて多段加圧し、需要先２０に供給することができる。

ｃ）第２ラインＬ２を介して供給される蒸発ガスは、蒸発ガス圧縮機３０によって高圧に多段圧縮されて高圧需要先２１に供給されてもよく、上述したｂ）の過程を通じて高圧気化された液化ガスと合流して一緒に高圧需要先２１に供給されてもよい。

ｄ）第３ラインＬ３を介して供給される蒸発ガスは、第２ラインＬ２を介して供給された蒸発ガスが蒸発ガス圧縮機３０の２段または３段で分岐されて供給される蒸発ガスであって、低圧需要先２２に供給されてもよく、上述したａ）の過程を通じて強制気化された液化ガスと合流して低圧需要先２２に供給されてもよい。

このとき、強制気化器５０により供給される強制気化された液化ガスは、低圧需要先２２の燃料消費量が増加する場合に供給されてもよいが、この例に限定されるものではない。（液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された液化ガスは、ヘビーカーボンの構成比率が高いため、これを下げるために強制気化器５０及び気液分離器５１を用いてヘビーカーボンを液化させ、これを除去した気体だけを低圧需要先２２に供給させて、低圧需要先２２の効率を増大させることもできる。）

液化ガス貯蔵タンク１０で発生する蒸発ガスは、上述のように、ガス燃焼装置２３及びベントマスト２４に供給されてもよく、この場合、別のライン（符号不図示）を介してライン上に備えられる弁（符号不図示）を通じてガス燃焼装置２３またはベントマスト２４に供給されてもよい。

本発明の実施例によるガス処理システム１は、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧に応じて蒸発ガス圧縮機３０、再液化装置３７、ポンプ４０を制御する技術を含んでもよい。以下に説明する圧力範囲及び制御は、図３を参照して説明する。

本発明の実施例では、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧に応じて蒸発ガス圧縮機３０、再液化装置３７、ポンプ４０の稼働有無をユーザに知らせる第１制御部（不図示）をさらに含んでもよい。

第１制御部は、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧が正常圧力範囲Ｐｎ内において第１既設定の圧力Ｐ１に達する場合、ユーザにポンプ４０を介した推進エンジン２１または発電エンジン２２などの液化ガスを消費する需要先への液化ガスの供給を要請するアラーム（ＨＰＰ ｓｔａｒｔ ｒｅｑｕｅｓｔ）、第２既設定の圧力Ｐ２に達する場合、ユーザにポンプ４０を介した推進エンジン２１または発電エンジン２２などの液化ガスを消費する需要先への液化ガスの供給停止及び蒸発ガス圧縮機３０のうち補助圧縮機３２を介した推進エンジン２１または発電エンジン２２などの液化ガスを消費する需要先への蒸発ガスの供給を要請するアラーム（ＨＰＰ ｓｔｏｐ ｒｅｑｕｅｓｔ ａｎｄ ２^nd ＨＰＣ ｓｔａｒｔ ｒｅｑｕｅｓｔ）、第３既設定の圧力Ｐ３に達する場合、ユーザに再液化装置３７の動作を要請するアラーム（Ｒｅｌｉｑｕｅｆａｃｔｉｏｎ ｐｌａｎｔ ｓｔａｒｔ ｒｅｑｕｅｓｔ）、第４既設定の圧力Ｐ４に達する場合、ユーザにポンプ４０を介した推進エンジン２１または発電エンジン２２などの液化ガスを消費する需要先への液化ガスの供給停止を再要請するアラーム（ＨＰＰ ｓｔｏｐ ｒｅｑｕｅｓｔ）を提供することができる。

このとき、正常圧力範囲Ｐｎは、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧が安全な場合の内圧範囲（例えば、１．０４ｂａｒ〜１．２９ｂａｒの間）であり、正常圧力範囲Ｐｎ内において第１既設定の圧力Ｐ１、第２既設定の圧力Ｐ２、第３既設定の圧力Ｐ３、第４既設定の圧力Ｐ４の順に圧力が大きくなる。第１既設定の圧力Ｐ１は、例えば、１．０６ｂａｒ、第２既設定の圧力Ｐ２は、例えば、１．２ｂａｒ、第３既設定の圧力Ｐ３は１．２７ｂａｒ、第４既設定の圧力Ｐ４は１．２８ｂａｒであってもよい。

また、蒸発ガス圧縮機３０は、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧が正常圧力範囲Ｐｎ内で常に動作するメイン圧縮機３１及び液化ガス貯蔵タンク１０の内圧が正常圧力範囲Ｐｎ内で第２既設定の圧力Ｐ２に達する場合に動作有無が決定される補助圧縮機３２を含んでもよい。

本発明の実施例において、液化ガス貯蔵タンク１０は、内圧が正常圧力範囲Ｐｎより高い圧力範囲である第１危険圧力範囲（Ｄ１〜Ｄ２；例えば、１．２９ｂａｒ〜１．３２ｂａｒ）であってもよく、第１危険圧力範囲（Ｄ１〜Ｄ２）より高い圧力範囲である第２危険圧力範囲（Ｄ２〜Ｄ３；例えば、１．３２ｂａｒ〜１．３５ｂａｒ）、第２危険圧力範囲より高い圧力範囲である第３危険圧力範囲（Ｄ３以上；例えば、１．３５ｂａｒ以上）、正常圧力範囲より低い圧力範囲である第４危険圧力範囲（Ｄ４以下；例えば、１．０３ｂａｒ以下）であってもよい。

また、本発明の実施例では、液化ガス貯蔵タンク１０と推進エンジン２１または発電エンジン２２を連結し、液化ガス貯蔵タンク１０で発生した蒸発ガスが正常圧力範囲Ｐｎ内で常に推進エンジン２１に流れる第１流路（符号不図示；第２ラインＬ２において蒸発ガス圧縮機３０のうち下側に位置した蒸発ガス圧縮機３０が備えられるライン）、第１流路に少なくとも一部が並列に連結され、液化ガス貯蔵タンク１０で発生した蒸発ガスが推進エンジン２１に流れる第２流路（符号不図示；第２ラインＬ２において蒸発ガス圧縮機３０のうち上側に位置した蒸発ガス圧縮機３０が備えられるライン）、液化ガス貯蔵タンク１０と推進エンジン２１を連結し、液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された液化ガスが推進エンジン２１に流れる第３流路（第１ラインＬ１）、第１流路または第２流路で分岐されて再液化装置３７と連結される第４流路をさらに含んでもよい。

このとき、第１制御部は、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧に応じてユーザに上記第１〜第３流路に蒸発ガスまたは液化ガスが流れるようにするアラームを提供することができる。

具体的には、第１制御部は、正常圧力範囲Ｐｎ内において、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧が第１既設定の圧力Ｐ１に達する場合、ユーザに第３流路を介した推進エンジン２１に液化ガスの供給を要請するアラームを提供することができ、第２既設定の圧力Ｐ２に達する場合、ユーザに第２流路を介した推進エンジン２１に蒸発ガスの供給を要請するアラームとともにユーザに第３流路を介した需要先への液化ガスの供給停止を要請するアラームを提供することができ、第３既設定の圧力Ｐ３に達する場合、ユーザに第４流路を介した再液化装置３７への蒸発ガスの供給を要請するアラームを提供することができ、第４既設定の圧力Ｐ４に達する場合、ユーザに第３流路を介した推進エンジン２１への液化ガスの供給停止を再要請するアラームを提供することができる。

また、本発明の実施例では、第２制御部（不図示）が設けられてもよく、第２制御部は、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧が第１危険圧力範囲（Ｄ１〜Ｄ２）に達する場合、ガス燃焼装置２３を稼動し（ＧＣＵ供給弁（符号不図示）の開放；ＧＣＵ ｖａｖｌｅ ｏｐｅｎ）、第２危険圧力範囲（Ｄ２〜Ｄ３）に達する場合、ベントマスト弁（符号不図示；Ｖｅｎｔ ｖａｌｖｅ ｏｐｅｎ）を開放し、第３危険圧力範囲（Ｄ３以上）に達する場合、安全弁２５（Ｓａｆｅｔｙ ｖａｌｖｅ ｏｐｅｎ）を開放することができる。

また、第２制御部は、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧が第４危険圧力範囲（Ｄ４以下）に達する場合、蒸発ガス圧縮機３０及びポンプ４０の駆動を停止させ、需要先２０にオイルを供給するオイル供給装置（不図示）を稼動（ＦＯ ｓｔａｒｔ）させて、需要先２０が蒸発ガス圧縮機３０及びポンプ４０から液化ガスまたは蒸発ガスの供給を受けず、オイル供給装置からオイルの供給を受けて稼働するように制御することができる。ここで、制御部は、第１及び第２制御部に分けて説明したが、１つの制御部で上記制御が実現できることが言うまでもない。

本発明の実施例では、液化ガス貯蔵タンク１０で発生する蒸発ガスを、船速制御を通じて管理及び処理できるため、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧制御は、上述したように第１及び第２制御部を通じたアラームでも効果的な制御が十分可能な側面がある。

このように、本発明の実施例では、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧に応じて蒸発ガス圧縮機３０、再液化装置３７、ポンプ４０を制御して、液化ガス貯蔵タンク１０の内部の蒸発ガスを効果的に処理することができ、第１及び第２制御部を通じてユーザが液化ガス貯蔵タンク１０内の内圧管理を効率的にできるようにする。

本発明の実施例によるガス処理システム１は、Ｈ／Ｄ圧縮機３６をバンカリング時と液化ガス貯蔵タンク１０のメンテナンス時に共用で使用できるようにする技術を含んでもよい。

本発明の実施例によるガス処理システム１は、液化ガス貯蔵タンク１０で発生する蒸発ガスを加圧するＨ／Ｄ圧縮機３６と、Ｈ／Ｄ圧縮機３６によって圧縮された蒸発ガスを加熱するヒーター（不図示）と、バンカリング時に液化ガス貯蔵タンク１０に供給する液化ガスが貯蔵された陸上貯蔵所（Ｓｈｏｒｅ）またはバンカリング時に液化ガス貯蔵タンク１０で発生する蒸発ガスを一時的に貯蔵する臨時貯蔵所（不図示）と、を主な構成として含む。

外部から液化ガス貯蔵タンク１０に液化ガスを初めてローディング（Ｌｏａｄｉｎｇ）する場合（液化ガス貯蔵タンク１０のメンテナンス作業の完了後、液化ガスを船積みする場合を含む）、即ち、バンカリング時には、液化ガスが極低温の発火性物質であることを考慮して一般的な貯蔵タンクとは異なる特別な作業、即ち、置換作業が先行されなければならない。

一般的に、液化ガス貯蔵タンク１０の置換方法は、乾燥ガスを液化ガス貯蔵タンク１０の内部に供給して水分を除去し、火災や爆発の可能性を無くすために不活性ガスを液化ガス貯蔵タンク１０の内部に供給して酸素を除去する。その後、炭化水素ガスを液化ガス貯蔵タンク１０の内部に供給して不活性ガスを除去し、液化ガスを利用して液化ガス貯蔵タンク１０を冷却するクールダウン（Ｃｏｏｌ−ｄｏｗｎ）の過程が進行される。クールダウンの過程が完了すると、置換方法が完了し、その後、ＬＮＧなどの液化ガスを液化ガス貯蔵タンク１０の内部に供給して船積み作業を行うようになる。

逆に、液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された液化ガスを陸上需要先（Ｓｈｏｒｅ）にアンローディング（Ｕｎｌｏａｄｉｎｇ）する場合（液化ガス貯蔵タンク１０のメンテナンス作業の前に液化ガスを全て除去する場合を含む）には、上記の過程とは若干異なる作業が行われる。

まず、液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された液化ガスを需要先（Ｓｈｏｒｅ）に全て排出させる。このとき、残存液化ガスがあるが、残存液化ガスを全て除去するために、ウォームアップ段階を経る。ウォームアップ段階は、液化ガス貯蔵タンク１０に発生した蒸発ガスを圧縮機で圧縮した後、別のヒーターで加熱して再び液化ガス貯蔵タンク１０に復帰させることで、液化ガス貯蔵タンク１０の内部温度を上げて残存液化ガスを全て気化させる。ウォームアップ段階後、液化ガス貯蔵タンク１０内に残存する蒸発ガスを全て除去するために、不活性ガスを供給し、乾燥ガスを投入して内部を乾燥させた後、酸素を供給して内部に空気を供給する。上記過程を経ることで、液化ガス貯蔵タンク１０のアンローディング過程が完了し、その後、メインテナンス作業などを行うための作業者が入ることができるようになる。

ここで、液化ガスのローディング過程で（バンカリング時）、液化ガス貯蔵タンク１０をクールダウンしても液化ガスを船積みする時には多くの蒸発ガスが発生するが、このとき、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧が上昇する恐れがあるため、発生した蒸発ガスを外部（Ｓｈｏｒｅ）に排出させるために圧縮機が用いられる。

また、液化ガスのアンローディングの過程のウォームアップ段階では、液化ガス貯蔵タンク１０の内部温度を上げるために蒸発ガスを圧縮する過程で圧縮機が用いられる。

Ｈ／Ｄ圧縮機３６は、上記のように液化ガスのローディング過程で用いられる圧縮過程と液化ガスのアンローディング過程で用いられる圧縮過程の両方を実現することができる。

即ち、Ｈ／Ｄ圧縮機３６は、バンカリング時に発生する蒸発ガスを加圧して陸上需要先（Ｓｈｏｒｅ）に供給するか、液化ガスのアンローディング時（液化ガス貯蔵タンク１０のメンテナンス前）のウォームアップ段階で液化ガス貯蔵タンク１０に残存する蒸発ガスを加圧して再び液化ガス貯蔵タンク１０に復帰させて、上記蒸発ガスを液化ガス貯蔵タンク１０に循環させることができる。

具体的には、Ｈ／Ｄ圧縮機３６は、バンカリング時、液化ガス貯蔵タンク１０で発生する蒸発ガスを第７ラインＬ７を介して供給を受けて圧縮し、陸上需要先（Ｓｈｏｒｅ）に供給することができ、液化ガスのアンローディング時（液化ガス貯蔵タンク１０をメンテナンスする前の場合）、液化ガス貯蔵タンク１０に残存する蒸発ガスを圧縮してヒーター３６１で加熱した後、第８ラインＬ８と第１２ラインＬ１２を経て液化ガス貯蔵タンク１０に復帰させて、蒸発ガスを液化ガス貯蔵タンク１０、Ｈ／Ｄ圧縮機３６、ヒーター３６１、液化ガス貯蔵タンク１０の順に循環させることができる。これにより、液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵されている液化ガスを全て気化させることができ、気化された液化ガスは、全て液化ガス貯蔵タンク１０の外部に排出されることができる。

このとき、Ｈ／Ｄ圧縮機３６は、Ｈｉｇｈ Ｄｕｔｙ型圧縮機であってもよい。

即ち、Ｈ／Ｄ圧縮機３６は、バンカリング時に発生する蒸発ガスを圧縮して陸上需要先（Ｓｈｏｒｅ）に吐出するのに用いられるとともに、液化ガスのアンローディング時（液化ガス貯蔵タンク１０のメンテナンス開始前の場合）、液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された残存液化ガスを全て気化させるために、残存する蒸発ガスの温度を上げて液化ガス貯蔵タンク１０を循環できるように加圧するのに用いられてもよい。

このように、本発明の実施例では、Ｈ／Ｄ圧縮機３６をバンカリング時と液化ガスのアンローディング時または液化ガス貯蔵タンク１０のメンテナンス時に共用で使用できるため、圧縮機の構築費用が節減され、システムの構築空間が減り、船舶内の使用空間が極大化する効果がある。

本発明の実施例によるガス処理システム１は、再液化装置３７とともに減圧弁３４１をさらに備えて再液化率を向上させる技術、気液分離器３５の内圧に応じて復帰ポンプ３８を迂回するようにする技術、及びＧＣＵ２３と再液化装置３７に蒸発ガスが供給されるラインを共有する技術を含んでもよい。

本発明の実施例によるガス処理システム１は、液化ガス貯蔵タンク１０で発生する蒸発ガスを多段加圧する蒸発ガス圧縮機３０と、蒸発ガス圧縮機３０で圧縮された蒸発ガスを冷媒により液化させる再液化装置３７と、蒸発ガス圧縮機３０で圧縮された蒸発ガスを減圧または膨張させる第１減圧弁３４１と、再液化装置を通じて少なくとも一部が液化された蒸発ガスを減圧または膨張させる第２減圧弁３４２と、第２減圧弁３４２により再液化された蒸発ガスを２次減圧された圧力を保持し、気状と液状に分離する気液分離器３５と、を主な構成として含む。

ここで、再液化装置３７は、蒸発ガス圧縮機３０の中間段で分岐されて低圧（１３ｂａｒ〜１５ｂａｒ）に圧縮された蒸発ガスを冷媒により液化させることができ、より具体的には、蒸発ガス圧縮機３０の中間段で分岐されて低圧（１３ｂａｒ〜１５ｂａｒ）に圧縮された蒸発ガスは、第１減圧弁３４１により７ｂａｒ〜８ｂａｒに１次減圧された後、再液化装置３７を通じて冷却され、冷却された蒸発ガスは、第２減圧弁３４２により５ｂａｒ〜６ｂａｒに２次減圧されてもよい。

このように、本発明の実施例では、再液化装置３７の後段に減圧弁３４２をさらに備えて、従来より再液化効率をさらに向上させることができる。

また、気液分離器３５は、分離した気状をヒーター３３を経てフラッシュガス（ｆｌａｓｈ ｇａｓ）を消費するガス燃焼装置２３に供給し、分離した液状は、液化ガス貯蔵タンク１０に復帰させることができる。本発明の実施例では、気液分離器３５と液化ガス貯蔵タンク１０を連結する復帰ライン（第１０ライン）Ｌ１０と、復帰ラインＬ１０上にバイパスされるバイパスライン（第１１ライン）Ｌ１１、バイパスラインＬ１１上に備えられて気液分離器３５に貯蔵された液状の液化ガスを液化ガス貯蔵タンク１０に復帰させるポンプ（復帰ポンプ）３８と、第１減圧弁３４１と再液化装置３７の間に分岐されてガス燃焼装置２３に供給する分岐ライン（不図示）と、をさらに含んでもよい。

具体的には、気液分離器３５に貯蔵された液状の液化ガスは、気液分離器３５の内圧が既設定の圧力値以上である場合、復帰ライン（第１０ライン）Ｌ１０を介して液化ガス貯蔵タンク１０に供給され、気液分離器３５の内圧が既設定の圧力値未満である場合には、復帰ポンプ３８を駆動させて、バイパスライン（第１１ライン）Ｌ１１を介して液化ガス貯蔵タンク１０に供給されるようにすることができる。

即ち、気液分離器３５は、第２減圧弁３４２により５ｂａｒ〜６ｂａｒに２次減圧された蒸発ガスを貯蔵するため、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧より大きくて、液状の減圧された蒸発ガスが物理的な法則である圧力勾配により自然に供給されることができるため、気液分離器３５の内圧が既設定の圧力値以上である場合、復帰ラインＬ１０を介して液化ガス貯蔵タンク１０に供給させることにより、復帰ポンプ３８の駆動電力消耗を防ぎ、安定的な液化ガス貯蔵タンク１０への復帰を実現することができる効果がある。

また、分岐ラインは、蒸発ガス圧縮機３０の中間段で分岐されて低圧に圧縮された蒸発ガスの供給量が既設定の供給量より多い場合、蒸発ガス圧縮機３０の中間段で分岐されて低圧に圧縮された蒸発ガスの少なくとも一部をガス燃焼装置２３に供給し、蒸発ガス圧縮機３０の中間段で分岐されて低圧に圧縮された蒸発ガスの供給量が既設定の供給量より少ない場合、蒸発ガス圧縮機３０の中間段で分岐されて低圧に圧縮された蒸発ガスの全てを再液化装置３７に供給することができる。

即ち、第４ラインＬ４上に第１減圧弁３４１及び第２減圧弁３４２をともに備えることにより、第４ラインＬ４の他に別途の蒸発ガス圧縮機３０のサイドストリームラインを備える必要がないため、蒸発ガス圧縮機３０の分岐されるラインを最小化することができ、これにより、システムの駆動信頼性が向上する効果がある。（蒸発ガス圧縮機３０のサイドストリームラインが多くなると、駆動効率が落ちる）

ここで、既設定の圧力値は５ｂａｒ〜６ｂａｒであり、再液化装置３７は冷媒として窒素を使用し、第２減圧弁３４２はジュールトムソン弁であってもよい。

本発明の実施例によるガス処理システム１は、別の減圧なしに低圧需要先２２に供給する技術、及び液化ガスを高圧需要先２１に供給する際、ブースティングポンプ４０の送出圧力を低減させることができる技術を含んでもよい。

本発明の実施例によるガス処理システム１は、液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された液化ガスを１次加圧するブースティングポンプ４０と、ブースティングポンプ４０から１次加圧された液化ガスの供給を受けて２次加圧する高圧ポンプ４１と、高圧ポンプ４１から２次加圧された液化ガスの供給を受けて気化させる気化器４２と、気化器４２から気化された高圧の液化ガスまたは蒸発ガス圧縮機３０から加圧された蒸発ガスの供給を受けて消費する高圧需要先２１と、蒸発ガス圧縮機３０の中間段で分岐されて低圧に加圧された蒸発ガスの供給を受けて消費する低圧需要先２２と、液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された液化ガスの供給を受けて強制気化させる強制気化器５０と、強制気化器５０と低圧需要先２２の間に備えられ、強制気化器５０から強制気化された液化ガスの供給を受けて気状と液状に分離する気液分離機５１と、を主な構成として含む。

ブースティングポンプ４０は、液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された液化ガスを１次加圧して高圧ポンプ４１または強制気化器５０に供給し、ブースティングポンプ４０を通じて高圧ポンプ４１及び強制気化器５０に供給するポンプの使用を共有することができる。

ここで、強制気化器５０は、液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された液化ガスをブースティングポンプ４０から１次加圧された状態で供給を受けて気化させた後、低圧需要先２２に供給して別の減圧なしに低圧需要先２２に燃料を供給することができる。これにより、本実施例では、低圧需要先２２の流入端に減圧弁を設置することを省略できる効果がある。

また、強制気化器５０は、液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された液化ガスをブースティングポンプ４０から１次加圧された状態で供給を受けて気化させた後、蒸発ガス圧縮機３０の前段に供給させることができる。この実施例では、需要先２０の要求圧は蒸発ガス圧縮機３０が合わせるため、ブースティングポンプ４０の送出圧を下げることができる効果がある。もちろん、この場合も、強制気化器５０に供給される液化ガスは、高圧ポンプ４１に液化ガスを供給するブースティングポンプ４０を通じて供給されてもよい。

このように、ブースティングポンプ４０により高圧ポンプ４１及び強制気化器５０に供給するポンプの使用を共有することにより、ポンプ４０の構築費用を節減する効果があり、強制気化器５０を経て強制気化された蒸発ガスを蒸発ガス圧縮機３０の前段に供給させることで、液化ガス貯蔵タンク１０からの液化ガス送出圧力が低くなってポンプ４０の駆動電力が減少する効果がある。

本発明の実施例によるガス処理システム１は、再液化装置３７の後段に設けられる気液分離器３５の復帰ラインＬ１０、高圧ポンプ４１のクールダウン循環ラインＬ１３、強制気化器５０の後段に設けられる気液分離器５１の復帰ライン（不図示）をそれぞれ少なくとも１つ以上共有する技術を含んでもよい。

本発明の実施例によるガス処理システム１は、蒸発ガス圧縮機３０で圧縮された蒸発ガスを再液化させる再液化装置３７と、再液化装置３７で再液化された蒸発ガスを気状と液状に分離する気液分離器３５と、液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された液化ガスを加圧する高圧ポンプ４１と、液化ガスを強制気化させる強制気化器５０で強制気化された液化ガスを気状と液状に分離する気液分離器５１と、高圧ポンプ４１のクールダウン時、高圧ポンプ４１から液化ガス貯蔵タンク１０に連結されるクールダウン循環ライン（第１３ライン）Ｌ１３と、気液分離器３５の液状を液化ガス貯蔵タンク１０に復帰させる気液分離器３５の復帰ライン（第１０ライン）Ｌ１０と、気液分離器５１の液状を液化ガス貯蔵タンク１０に復帰させる気液分離器５１の復帰ライン（不図示）と、を主な構成として含む。

本発明の実施例では、高圧ポンプ４１のクールダウン時に高圧ポンプ４１から液化ガス貯蔵タンク１０に復帰させるラインＬ１３と、気液分離器３５の液状を液化ガス貯蔵タンク１０に復帰させるラインＬ１０と、気液分離器５１の液状を液化ガス貯蔵タンク１０に復帰させるラインが少なくとも１つ以上共有されてもよい。

このように高圧ポンプ４１のクールダウン循環ラインＬ１３、気液分離器３５の復帰ラインＬ１１、及び気液分離器５１の復帰ラインが少なくとも１つ以上共有されることにより、復帰ラインの構造が単純化されて、システムの駆動信頼性が向上し、復帰が安定に実現される効果があり、復帰させるラインが共有されてクールダウンが事前に行われることができるため、液状の蒸発ガスが液化ガス貯蔵タンク１０に復帰しながら再気化しない効果がある。即ち、実質的な再液化効率が増大する効果がある。

例えば、本発明の実施例では、高圧ポンプ４１のクールダウン循環ラインＬ１３と気液分離器３５の復帰ラインのみが共有されてもよい。

液化ガスを通じて高圧需要先２１が駆動されることと、蒸発ガスが再液化装置３７によって再液化されることが同時に行われる場合、気液分離器３５の吐出圧力、即ち、復帰ラインＬ１０の圧力は約５〜６ｂａｒであり、高圧ポンプ４１のクールダウン循環ラインＬ１３は約９ｂａｒに該当し、復帰ラインＬ１０の場合、逆圧がかかって気液分離器３５に逆流する問題が発生することがある。

しかし、本発明の実施例では、液化ガスにより高圧需要先２１が駆動されることと、蒸発ガスが再液化装置３７によって再液化されることが同時に行われることがないため、高圧ポンプ４１のクールダウン循環ラインＬ１３と気液分離器３５の復帰ラインのみを共有させて共有ライン上に逆圧がかかることを防止し、効果的に復帰ラインを共有することができる。（再液化装置３７が駆動される場合は、蒸発ガスが残る場合であるが、この場合には、蒸発ガスを蒸発ガス圧縮機３０を通じて高圧需要先２１に十分な量を供給しているため、高圧ポンプ４１を通じて液化ガスを高圧需要先２１に送る必要がなくて、高圧ポンプ４１が駆動される場合が発生しない。）

他の例として、本発明の実施例では、高圧ポンプ４１のクールダウン循環ラインＬ１３と気液分離器５１の復帰ラインが高圧需要先２１と低圧需要先２２がともに駆動される場合のみ共有されてもよい。

強制気化器５０は、低圧需要先２２が駆動される場合のみ稼働し、高圧ポンプ４１は、高圧需要先２１が駆動される場合のみ稼動するため、高圧及び低圧需要先２１、２２が全て稼働する場合のみに高圧ポンプ４１のクールダウン循環ラインＬ１３と気液分離器５１の復帰ラインが共有されるようにすることができる。

これにより、高圧ポンプ４１のクールダウンにより、気液分離器５１の復帰ラインが事前に冷却されて、気液分離器５１から液化ガス貯蔵タンク１０に復帰する液状が再気化しないため、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧を効率的に管理することができる。もちろん、このとき、気液分離器５１の復帰ラインと高圧ポンプ４１のクールダウン循環ラインＬ１３は、互いに流動する時点が異なるため、逆圧の問題が発生しない。（高圧ポンプ４１のクールダウンは高圧需要先２１への供給初期のみに駆動し、気液分離器５１の復帰ラインは低圧需要先２２に供給される間、駆動し続ける。）

本発明の実施例によるガス処理システム１は、強制気化器５０の前段を気液分離器５１の復帰ラインと連結させて気液分離器５１の復帰ラインのクールダウンを容易にする技術を含んでもよい。

本発明の実施例によるガス処理システム１は、液化ガスを強制気化させる強制気化器５０で強制気化された液化ガスを気状と液状に分離する気液分離器５１と、気液分離器５１の液状を液化ガス貯蔵タンク１０に復帰させる気液分離器５１の復帰ラインと、強制気化器５０の前段と気液分離器５１の復帰ラインを連結するバイパスライン（不図示）と、を主な構成として含む。

本発明の実施例では、強制気化器５０の前段と気液分離器５１の復帰ラインを連結するバイパスラインを備えて、強制気化器５０のバイパスラインと気液分離器５１の復帰ラインをともに共有することができる。

これにより、強制気化器５０のバイパスラインを気液分離器５１の前段ではない気液分離器５１の復帰ラインに連結して、強制気化器５０のバイパス機能と気液分離器５１の復帰ラインクールダウン機能を共有することができ、気液分離器５１のクールダウンが簡単になり、最適化される効果がある。

本発明の実施例によるガス処理システム１は、気化器４２に使用されるグリコールウォーターに熱源を供給するのに、エンジン冷却水及びスチームを並列及び直列に供給する技術を含んでもよい。

以下では、図２ａ〜図２ｃを参照して説明する。但し、まず、気化器の第１及び第２実施例４２ａ、４２ｂについても一緒に記述する。

図２ａ及び図２ｂは、本発明のガス処理システムにおける気化システムの概念図である。

本発明の実施例によるガス処理システム１の気化器の第１及び第２実施例４２ａ、４２ｂは、液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された液化ガスを気化熱媒により気化させる気化器（気化熱交換器）４２４と、気化熱媒とエンジン冷却水を熱交換させる第１熱交換器（気化熱媒の第１供給装置）４２３１と、気化熱媒に熱源を供給する第２熱交換器（気化熱媒の第２供給装置）４２３２と、気化熱媒を気化器４２４に供給するように循環させる循環ポンプ４２２と、を含む。

具体的には、本発明の実施例によるガス処理システム１の気化器の第１及び第２実施例４２ａ、４２ｂにおいて、気化熱媒の第１供給装置４２３１と気化熱媒の第２供給装置４２３２は、気化熱媒の第１供給装置４２３１、気化熱媒の第２供給装置４２３２の順に気化熱媒に熱源を供給することができ、より具体的には、循環ポンプ４２２、気化熱媒の第１供給装置４２３１、気化熱媒の第２供給装置４２３２の順に直列連結、または気化熱媒の第１供給装置４２３１、循環ポンプ４２２、気化熱媒の第２供給装置４２３２の順に直列連結されてもよい。

ここで、気化熱媒の第１供給装置４２３１と気化熱媒の第２供給装置４２３２は、気化熱媒の第１供給装置４２３１がＰｌａｔｅ方式で、気化熱媒の第２供給装置４２３２がＳｈｅｌｌ＆Ｔｕｂｅ方法で備えられて、互いに熱交換器の種類が異なってもよい。２つの熱交換器がＰｌａｔｅ方式またはＳｈｅｌｌ＆Ｔｕｂｅ方式と同じ種類で使用されてもよいことは言うまでもない。また、気化熱媒の第２供給装置４２３２は、気化熱媒に供給される熱源としてスチームまたは海水を使用してもよい。

本発明の実施例によるガス処理システム１の気化器の第１及び第２実施例４２ａ、４２ｂでは、気化熱媒の第１供給装置４２３１の前段と後段に連結して気化熱媒の第１供給装置４２３１を経た気化熱媒を気化熱媒の第１供給装置４２３１の後段から前段にバイパスさせる第１バイパスライン（気化熱媒の第１分岐ライン）ＧＢＬ１、気化熱媒の第２供給装置４２３２の前段と後段に連結して気化熱媒の第２供給装置４２３２を経た気化熱媒を気化熱媒の第２供給装置４２３２の後段から前段にバイパスさせる第２バイパスライン（気化熱媒の第２分岐ライン）ＧＢＬ２、及び第１バイパスラインＧＢＬ１または第２バイパスラインＧＢＬ２を制御する制御部９０２及び気化熱媒を貯蔵する気化熱媒貯蔵タンク４２１をさらに含んでもよい。

制御部９０２は、気化器４２４に供給される気化熱媒が既設定の温度値以下である場合、気化熱媒の第１分岐ラインＧＢＬ１または気化熱媒の第２分岐ラインＧＢＬ２を駆動させて、気化熱媒を再加熱することができる。ここで、既設定の温度値は８５度〜９５度であり、気化熱媒の第２供給装置４２３２は、気化熱媒の第１供給装置４２３１の熱源供給能力に応じて熱源が供給されてもよい。

本発明の一実施例によるガス処理システムの気化器の第１実施例４２ａにおいて、上記気化熱媒が加熱／冷却循環される過程を説明すると、気化熱媒貯蔵タンク４２１に貯蔵された気化熱媒は、気化熱媒循環ポンプ４２２を通じて循環され、気化熱媒の第１供給装置４２３１によってエンジン冷却水（ジャケットクーリングウォーター）により加熱されて最大７０度まで加熱されることができ、その後、気化熱媒の第２供給装置４２３２に供給され、スチームまたは海水により加熱されて約８５〜９５度（好ましくは９０度）に加熱されることができ、その後、気化熱交換器４２４に供給されて、第１ラインＬ１を介して流動する−１３０度の液化ガスを３５〜５５度に加熱することができ、気化冷媒は９０度〜５０度に冷却されることができる。

ここで、気化熱媒の第１供給装置４２３１によってエンジン冷却水が供給され、加熱時のエンジン冷却水はエンジンの駆動に応じて量が変わるため、低速駆動時に、エンジン冷却水の熱源供給量が減少することがあり、気化熱媒の第２供給装置４２３２は、気化熱媒の第１供給装置４２３１に応じて可変して加熱動作することができる。これは上述した制御部９０２の駆動によって実現されてもよく、制御部９０２は第１温度測定装置９２１及び第２温度測定装置９２２から液化ガスまたは気化熱媒の温度情報を有線または無線で送信を受けることができ、これに基づき、上述した状況に応じて第１バイパスラインＧＢＬ１または第２バイパスラインＧＢＬ２を駆動させて気化熱媒を加熱することができる。

本発明の実施例によるガス処理システム１の気化器の第２実施例４２ｂにおいて、上記気化熱媒が加熱／冷却循環される過程を説明すると、気化熱媒の第１供給装置４２３１と気化熱媒循環ポンプ４２２の順序が変わっただけであり、それ以外は上述した気化器の第１実施例４２ａの説明と同一であるため、これに代える。

以下では、気化器の第３実施例４２ｃについて説明する。

図２ｃは、本発明のガス処理システムにおける気化システムの概念図である。

本発明の実施例によるガス処理システム１の気化器の第３実施例４２ｃは、気化熱交換器４２４と、気化熱媒の第１供給装置４２３１と、気化熱媒の第２供給装置４２３２と、循環ポンプ４２２と、気化熱媒の第１供給装置４２３１の後段に備えられ、気化熱媒の第１供給装置４２３１で加熱された気化熱媒をさらに加熱するヒーター（気化熱媒の追加ヒーター）４２３３と、気化熱媒の第１供給装置４２３１の後段に備えられ、気化熱媒の第１供給装置４２３１で加熱された気化熱媒を気化熱媒の第２供給装置４２３２の前段に供給するようにするバイパスライン（気化熱媒の第３分岐ライン）ＧＢＬ４と、を含む。

気化熱媒の第１供給装置４２３１と気化熱媒の第２供給装置４２３２は、気化熱媒の第１供給装置４２３１と気化熱媒の第２供給装置４２３２が並列に連結され、気化熱媒の第１供給装置４２３１が気化熱媒をまず加熱し、気化熱媒の第２供給装置４２３２が気化熱媒を後で加熱することができ、気化熱媒の第１供給装置４２３１と気化熱媒の第２供給装置４２３２は、循環ポンプ４２２の後段に配置されてもよい。

具体的には、気化熱媒の第１供給装置４２３１によって加熱された気化熱媒は、気化熱媒の第１供給装置４２３１の後段の温度が既設定の温度以下である場合、ヒーター４２３３で気化熱媒を加熱するか、バイパスラインＧＢＬ４を介して気化熱媒の第２供給装置４２３２の前段に供給することができる。

ここで、気化熱媒の第１供給装置４２３１はＰｌａｔｅ方式で、気化熱媒の第２供給装置４２３２はＳｈｅｌｌ＆Ｔｕｂｅ方法であって、２つの熱交換器の種類が異なってもよく、２つの熱交換器がＰｌａｔｅ方式またはＳｈｅｌｌ＆Ｔｕｂｅ方式と同じ種類が用いられてもよいことは言うまでもない。気化熱媒の第２供給装置４２３２は、気化熱媒に供給される熱源としてスチームまたは海水を使用してもよい。

本発明の実施例によるガス処理システム１の気化器の第３実施例４２ｃにおいて、上記気化熱媒が加熱／冷却循環される過程を説明すると、気化熱媒貯蔵タンク４２１に貯蔵された気化熱媒は、気化熱媒循環ポンプ４２２を介して循環されて、気化熱媒の第１供給装置４２３１によってエンジン冷却水（ジャケットクーリングウォーター）により加熱されて最大９０度まで加熱されることができる。

但し、エンジン冷却水は、エンジンの駆動に応じて量が変わるため、温度変化が激しくて気化熱交換器４２４に常に一定の熱源を供給することが困難であることができる。これを予防するために、本発明では、気化熱媒の追加ヒーター４２３３をさらに備えてもよい。本発明では、エンジンが低速駆動されてエンジン冷却水の熱源供給量が減る場合、気化熱媒の追加ヒーター４２３３で再加熱することにより、９０度まで加熱することができる。その後、気化熱交換器４２４に供給されて第１ラインＬ１を介して流動する−１３０度の液化ガスを３５〜５５度に加熱することができ、気化冷媒は９０度〜５０度に冷却されることができる。

ここで、気化熱媒の第２供給装置４２３２は、気化熱媒の第１供給装置４２３１に応じて可変されて加熱動作することができる。これは、上述した制御部９０２の駆動によって実現されることができ、制御部９０２は、第１温度測定装置９２１及び第２温度測定装置９２２から液化ガスまたは気化熱媒の温度情報を有線または無線で送信を受けることができ、これに基づき、上述した状況に応じて第１バイパスラインＧＢＬ１または第２バイパスラインＧＢＬ２を駆動させて気化熱媒を加熱することができる。

また、気化熱媒の第２供給装置４２３２は、エンジンの駆動が長期間停止してエンジン冷却水の供給が非常に少なくなり、気化熱媒の追加ヒーター４２３３でも加熱量が十分でない場合、気化熱媒が気化熱媒の第３分岐ラインＧＢＬ３に供給されずに気化熱媒循環ラインＧＬに供給されるため、気化熱媒を９０度まで加熱することができる。

本発明の一実施例による気化器の第３実施例４２ｃにおけるエンジン冷却水は、エンジンの駆動によって量が変わるため、低速駆動時にエンジン冷却水の熱源供給量が減る場合、気化熱媒の第４分岐ラインＧＢＬ４を介して気化熱媒の第２供給装置４２３２にバイパスされて気化熱媒の第２供給装置４２３２により９０度まで加熱することができる。

このように上述した気化熱媒供給装置を並列または直列に連結することで、気化熱媒の加熱技術を通じてエンジン冷却水により蒸気の流量が節減され、ボイラーの稼働が減るため、燃料消費を節減することができ、直列または並列に連結することにより、気化器４２の駆動信頼性が向上する効果がある。

本発明の実施例によるガス処理システム１は、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧に応じて液化ガスと蒸発ガスの処理を並列駆動することで実現する技術を含んでもよい。

本発明の実施例によるガス処理システム１は、並列に備えられる蒸発ガス圧縮機３０と、液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された液化ガスを加圧／加熱して需要先に供給する液化ガス処理装置４０、４１、４２と、蒸発ガス圧縮機３０によって圧縮された蒸発ガスを再液化させる再液化装置３７と、再液化装置３７の後段に設けられて再液化装置３７によって液化された蒸発ガスを減圧または膨張させる第２減圧弁３４２と、蒸発ガスを消費するガス燃焼装置２３と、液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された液化ガスを強制気化させる強制気化器５０と、を主な構成として含む。

ここで、液化ガス処理装置４０、４１、４２は、液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された液化ガスを１次加圧するブースティングポンプ４０と、ブースティングポンプ４０から加圧された液化ガスの供給を受けて２次加圧する高圧ポンプ４１と、高圧ポンプ４１から高圧に加圧された液化ガスの供給を受けて気化させる気化器４２と、を含み、蒸発ガス圧縮機３０は、並列に備えられて、第１蒸発ガス圧縮機（不図示）及び第２蒸発ガス圧縮機（不図示）で備えられてもよい。

以下では、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧に応じたガス処理システム１の第１並列駆動について説明する。

第１既設定の圧力は、液化ガス貯蔵タンク１０内のＢＯＧ量が７５〜８５％ある場合の液化ガス貯蔵タンク１０の内部圧力であり、第２既設定の圧力は、第１既設定の圧力より大きくて１，１２ｂａｒより小さく、第３既設定の圧力は、第１既設定の圧力より小さくて１．０６ｂａｒより大きく、第４既設定の圧力は、第３既設定の圧力より小さくて１．０３ｂａｒより大きくてもよい。

まず、第１蒸発ガス圧縮機は基本駆動される。液化ガス貯蔵タンク１０の内圧が第１既設定の圧力以上である場合、第２蒸発ガス圧縮機をさらに駆動し、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧が第１既設定の圧力未満である場合、液化ガス処理装置４０、４１、４２をさらに駆動する。

液化ガス貯蔵タンク１０で発生する蒸発ガスは、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧が第２既設定の圧力以上である場合、再液化装置３７またはガス燃焼装置２３に供給されてもよく、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧が第２既設定の圧力以上である場合に加え、需要先２０の燃料必要量が既設定の必要量以上である場合、液化ガス処理装置４０、４１、４２をさらに駆動することができる。

また、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧が第３既設定の圧力未満である場合、第１蒸発ガス圧縮機の駆動を停止してもよく、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧が第４既設定の圧力未満である場合、強制気化器５０により液化ガス貯蔵タンク１０に貯蔵された液化ガスを強制気化させ、強制気化された液化ガスを再び液化ガス貯蔵タンク１０に復帰させて液化ガス貯蔵タンク１０の内圧を上昇させることができる。

このとき、本発明の実施例では、制御部（不図示）及び液化ガス貯蔵タンク１０の内圧を測定する圧力測定装置（不図示）と、需要先２０の燃料必要量を測定する燃料必要量測定装置（不図示）とをさらに含んでもよく、制御部は、圧力測定装置と燃料必要量測定装置から有線または無線で情報の送信を受けて、上述した液化ガス貯蔵タンク１０の内圧の上記第１〜第４既設定の圧力による変動に対して液化ガス処理装置４０、４１、４２及び蒸発ガス圧縮機３０を制御することができる。

このように、本発明の実施例では、蒸発ガス圧縮機３０及び液化ガス処理装置４０、４１、４２を並列駆動してオイルの供給がなくても需要先２０の駆動が弾力的に行われるようにすることで、システム構築費用が節減される効果がある。

本発明の実施例によるガス処理システム１は、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧が低圧である場合、その内圧の流動によって液化ガスと蒸発ガス及びオイルの処理を並列駆動して実現する技術を含んでもよい。

本発明の実施例によるガス処理システム１は、蒸発ガス圧縮機３０と、再液化装置３７と、液化ガス処理装置４０、４１、４２と、第２減圧弁３４２と、オイル貯蔵タンク（不図示）に貯蔵されたオイルを需要先２０に供給するオイル処理装置（不図示）と、を主な構成として含む。

以下では、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧に応じたガス処理システム１の第２並列駆動について説明する。

蒸発ガス圧縮機３０は、第１既設定の圧力で基本駆動され、需要先２０の燃料必要量より液化ガス貯蔵タンク１０で発生する蒸発ガス量が多い場合、再液化装置３７をさらに稼働し、需要先２０の燃料必要量より液化ガス貯蔵タンク１０で発生する蒸発ガス量が少ない場合、液化ガス処理装置４０、４１、４２及びオイル処理装置をさらに稼動してもよい。好ましくは、液化ガス処理装置４０、４１、４２をまず稼動し、オイル処理装置を次に稼動することができる。

ここで、第１既設定の圧力は、液化ガス貯蔵タンク１０内のＢＯＲ（Ｂｏｉｌｅｄ Ｏｆｆ Ｒａｔｅ）が７５〜８５％である場合の液化ガス貯蔵タンク１０の内部圧力であるか、１．０６ｂａｒ〜１．１２ｂａｒであってもよい。

このとき、本発明の実施例では、制御部は、圧力測定装置と燃料必要量測定装置から有線または無線で情報の送信を受けて、上述した液化ガス貯蔵タンク１０の内圧の上記第１既設定の圧力による変動に対して液化ガス処理装置４０、４１、４２、蒸発ガス圧縮機３０及びオイル処理装置を制御することができる。

このように、本発明の実施例では、蒸発ガス圧縮機３０、液化ガス処理装置４０、４１、４２、及びオイル処理装置を並列駆動してシステムの燃料供給の恒常性を満たすことができ、システムの駆動信頼性が向上する効果がある。

本発明の実施例によるガス処理システム１は、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧が高圧である場合、その内圧の流動によって液化ガスと蒸発ガス及びオイルの処理を並列駆動して実現する技術を含んでもよい。

本発明の実施例によるガス処理システム１は、並列に備えられる蒸発ガス圧縮機３０及び再液化装置３７を主な構成として含む。ここで、蒸発ガス圧縮機３０は、並列に備えられて第１蒸発ガス圧縮機（符号不図示）及び第２蒸発ガス圧縮機（符号不図示）で備えられてもよい。

以下では、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧に応じたガス処理システム１の制御駆動について説明する。

液化ガス貯蔵タンク１０の内圧が既設定の圧力以上である場合、第１蒸発ガス圧縮機を稼動して需要先２０に供給し、需要先２０の燃料必要量より液化ガス貯蔵タンク１０で発生する蒸発ガス量が多い場合、再液化装置３７をさらに稼動したり、第２蒸発ガス圧縮機をさらに稼動してもよい。好ましくは、第２蒸発ガス圧縮機をまず稼動して需要先２０に供給することにより、船舶の船速を増加させることができ、再液化装置３７を次に稼動することができる。このとき、既設定の圧力は１．１１ｂａｒ〜１．１３ｂａｒであってもよい。

このように、本発明の実施例では、蒸発ガス圧縮機３０を並列駆動し、さらに再液化装置３７を駆動させて、液化ガス貯蔵タンク１０から排出され続ける蒸発ガスを効率的に処理し、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧を安定化させることができる効果がある。

以上、本発明を具体的な実施例を通じて詳細に説明したが、これは本発明を具体的に説明するためのもので、本発明はこれに限定されず、本発明の技術的思想内で当該分野の通常の知識を有する者によりその変形や改良が可能であることは自明であろう。

本発明の単純な変形ないし変更は全て本発明の範囲に属し、本発明の具体的な保護範囲は添付の特許請求の範囲によって明確になるだろう。

Claims (8)

1. 液化ガス貯蔵タンクと、
   前記液化ガス貯蔵タンクから需要先に蒸発ガスを供給し、多段に構成されるメイン圧縮機が設けられる第１流路と、
   前記第１流路に並列連結され、上記液化ガス貯蔵タンクから上記需要先に蒸発ガスを供給し、多段に構成される補助圧縮機が設けられる第２流路と、
   前記液化ガス貯蔵タンクから前記需要先に液化ガスを供給し、ポンプが設けられる第３流路と、
   ユーザにアラームを提供する制御部と、を含み、
   前記液化ガス貯蔵タンクが安全な場合の内圧を正常圧力範囲としたとき、前記正常圧力範囲内において前記第１流路を介して蒸発ガスが常に供給され、
   前記制御部は前記正常圧力範囲内において、前記内圧が第１既設定の圧力に達する場合、前記第３流路を介した液化ガス供給要請アラームを提供し、前記内圧が前記第１既設定の圧力よりより大きい第２既設定の圧力に達すると、前記第２流路を介した蒸発ガス供給要請アラームを提供する
   ことを特徴とするガス処理システムを含む船舶。
2. 前記制御部は、
   前記内圧が第２既設定の圧力に達する場合、前記第３流路を介した液化ガス供給遮断要請を要請するアラームを提供することを特徴とする請求項１に記載のガス処理システムを含む船舶。
3. 前記第１または第２流路で分岐され、前記需要先に供給されない余剰蒸発ガスを液化する再液化装置が設けられる第４流路と、をさらに含み、
   前記制御部は、
   前記内圧が前記第２既設定の圧力よりより大きい第３既設定の圧力に達すると、前記第４流路を介した再液化要請アラームを提供することを特徴とする請求項２に記載のガス処理システムを含む船舶。
4. 前記第４流路は、
   前記メイン圧縮機の中間段で分岐されることを特徴とする請求項３に記載のガス処理システムを含む船舶。
5. 前記第４流路上に備えられ、前記再液化装置により少なくとも一部の再液化された蒸発ガスを減圧させて完全に再液化させる減圧弁をさらに含むことを特徴とする請求項３に記載のガス処理システムを含む船舶。
6. 前記再液化装置は、
   別途の冷媒を使用して前記蒸発ガスを完全に再液化させることを特徴とする請求項３に記載のガス処理システムを含む船舶。
7. 前記第４流路から蒸発ガスの供給を受けて電力を発生させる低圧ガス噴射エンジンと、
   前記第４流路から蒸発ガスの供給を受けて燃焼させるガス燃焼装置と、をさらに含むことを特徴とする請求項３に記載のガス処理システムを含む船舶。
8. 前記需要先は、 高圧ガス噴射エンジンであることを特徴とする請求項１に記載のガス処理システムを含む船舶。

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