JP6677367B2 - ボイルオフガス処理システムおよび液化ガス運搬船 - Google Patents

ボイルオフガス処理システムおよび液化ガス運搬船 Download PDF

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Description

本発明は、液化ガスが荷載されるカーゴタンクで発生するボイルオフガス（ＢＯＧ）を処理するシステムに関する。
液化天然ガス運搬船（ＬＮＧタンカー）には、カーゴタンクで発生するボイルオフガス（ＢＯＧ）を船内の推進機関、発電機関や蒸気ボイラの燃料に利用するものがある。しかし、ボイルオフガスの全てを燃料として消費できない船速域もあるため、そのような場合余剰ボイルオフガスは、コンプレッサと冷媒を用いた再液化装置（特許文献１、２）で再液化してカーゴタンクへ回収するか、ガス燃焼装置やガス焚きボイラなどで焼却処理される。一方、液化エタン運搬船もしくは液化プロパンガス運搬船（ＬＰＧタンカー）では、ボイルオフガスの燃料として利用及び燃焼処理は基本的に認められていないため、ボイルオフガスは全て再液化装置で液化する必要がある（特許文献３）。またエタンやプロパンを燃料として使用する場合、主管庁の承認を得る必要がある。ＬＮＧ、エタンを燃料として使用する場合、ガスの状態でガス焚き可能なエンジン、ボイラもしくはガス焼却炉に供給される。一方でＬＰＧを燃料として利用する場合、液体もしくはガスとなり、ＬＮＧ／エタンとＬＰＧでは燃料として利用する際の形態が大きく異なる。
特開２００１−１３２８９９号公報 特開２００５−２６５１７０号公報 特開平９−２２１０９８号公報
ところで、近年では、液化エタン、ＬＰＧ、ＬＮＧなど複数の液化ガスを運搬可能なマルチガス運搬船への要請がある。一方、船舶では、システムに問題が発生した場合に備えて冗長性を確保する必要があり、ボイルオフガス処理システムにおいても冗長性の確保が必須である。ＬＮＧタンカーでは、燃料としてボイルオフガスを利用することが可能なため、再液化装置が１台であっても、ガス焚き可能なボイラもしくはガス焼却炉を装備すれば、ボイルオフガスの処理装置の冗長性は確保できる。また、主管庁からエタンを燃料として使用することの許可が得られれば、液化エタンガスについてもＬＮＧと同様である。一方、前述したようにＬＰＧタンカーでは、原則、全てのボイルオフガスを再液化する必要があるため、ＬＰＧとＬＮＧの運搬を兼務できるタンカーでは、ＬＰＧ運搬時における冗長性確保のために再液化装置を２台設ける必要が生じる。しかし、ＬＮＧの再液化にも利用できる再液化装置は高価であり、その運用コストも高い。
本発明は、マルチガス運搬船において低コストでボイルオフガス処理のための冗長性を確保することを目的としている。
本発明の液化ガスのボイルオフガス処理システムは、液化ガスを貯蔵するタンク内で発生するボイルオフガスを圧縮する２台の高圧ガスコンプレッサと、高圧ガスコンプレッサで第１圧力にまで圧縮された第１ガスを液化するための２台の第１液化システムと、高圧ガスコンプレッサで第１圧力よりも高い第２圧力にまで圧縮された第２ガスを液化するための１台の第２液化システムとを備えることを特徴としている。
高圧ガスコンプレッサは、第２ガスを第２圧力よりも高い第３圧力にまで圧縮してガス焚き可能な２元燃料焚き低速ディーゼル機関へ供給可能である。タンク内で発生するボイルオフガスが第１ガスのとき、ボイルオフガスは全て高圧ガスコンプレッサで第１圧力にまで圧縮された後、第１液化システムにより液化されタンクに戻される。
第２液化システムは、タンク内で発生した第２ガスのボイルオフガスと第２圧力にまで圧縮された第２ガスとの間で熱交換を行う熱交換器と、熱交換器で冷却された第２圧力にまで圧縮された第２ガスを液化する第２ガス液化装置とを備える。高圧ガスコンプレッサは、第２ガスを第２圧力よりも低い圧力にまで圧縮してガス焚き可能な２元燃料焚きボイラもしくはガス焼却炉へ供給可能である。高圧ガスコンプレッサは、第２ガスを第２圧力よりも低い圧力にまで圧縮してガス焚き可能な発電機エンジンへ供給可能である。２台の高圧ガスコンプレッサと２台の第１液化システムにおいて、各１台が予備の高圧ガスコンプレッサおよび予備の第１液化システムとして用いられる。また、タンク内の液化ガスを強制気化させて第２ガスを発生させる強制気化器を備えてもよい。第１ガスには、例えば液化プロパンガスが含まれ、第２ガスには例えば液化天然ガスまたは液化エタンガスが含まれる。
本発明の液化ガス運搬船は、上記ボイルオフ処理システムを備えたことを特徴としている。
本発明によれば、マルチガス運搬船において低コストでボイルオフガス処理のための冗長性を確保することができる。
本発明の一実施形態であるボイルオフガス処理システムの構成を示すブロック図である。
以下、本発明の実施形態について添付図面を参照して説明する。
図１は、本発明の一実施形態であるボイルオフガス処理システムの構成を示すブロック図である。
本実施形態のボイルオフガス処理システム１０は、液化天然ガス（ＬＮＧ）、液化エタンガス（ＬＥＧ）、液化プロパンガス（ＬＰＧ）などの液化ガスを運搬可能なマルチガス運搬船Ｓに適用される。本実施形態のマルチガス運搬船Ｓは、例えば主機関１１に２元燃料焚き低速ディーゼル（直結）推進を利用した液化ガス運搬船である。主機関１１には、燃料油タンク１２から燃料油を供給可能であるとともに、後述するようにボイルオフガス処理システム１０から高圧（ＨＰ）の天然ガスまたはエタンガスを機関燃料ガスとして供給可能である。
船体内に設けられたカーゴタンク１３には、例えば液化天然ガス（ＬＮＧ）、液化エタンガス（ＬＥＧ）、液化プロパンガス（ＬＰＧ）などの液化ガスの何れかが貯蔵される。カーゴタンク１３内で自然発生し、タンク上方に溜まったボイルオフガス（ＢＯＧ）は、ボイルオフガス配管１４を通して熱交換器１５、あるいは熱交換器１５を迂回するバイパス管１６を介して高圧ガスコンプレッサ１７へと送られる。なお、熱交換器１５を通すかバイパス管１６を通すかは、バイパス管１６に設けられたバルブ１６Ｖ及び熱交換器１５の入口バルブ１５Ｖの開閉により制御される。
高圧ガスコンプレッサ１７は、例えば５〜６段の多段コンプレッサである。高圧ガスコンプレッサ１７に供給されたガスは、高圧ガスコンプレッサ１７の１〜２段目あるいは１〜３段目を用いて圧力ＬＰ２にまで圧縮される。圧力ＬＰ２のガスは、第１ガス再液化装置ガス配管１８１を通して例えばＬＰＧコンデンサ１９を備えるＬＰＧ再液化システム（第１液化システム）２０に送られる。
ＬＰＧコンデンサ１９は、カーゴタンク１３にＬＰＧガスが貯蔵される際に使用され、このときにはＬＰＧのボイルオフガスは、バイパス管１６、高圧ガスコンプレッサ１７、第１ガス再液化装置ガス配管１８１を通して、ＬＰＧコンデンサ１９に送られ、海水や清水により冷却されて液化する。液化されたプロパンガスは、液化ガス回収管２１を通してカーゴタンク１３へと回収される。なお、プロパンガス液化時の必要圧力はエタンの含有量によって異なるため（約１５ｂａｒ〜３０ｂａｒ）、エタン含有量によって、高圧ガスコンプレッサ１７の１、２段の使用か、１〜３段の使用かが選択される。また、ＬＰＧ運搬時には、高圧ガスコンプレッサ１７の３段以上または４段以上の高圧段は運転されず、主機燃料としては燃料油タンク１２からの燃料が使用される。
また、高圧ガスコンプレッサ１７の中段からは、圧力ＭＰ（＞ＬＰ２）で天然ガスまたはエタンガスの圧縮ガスが吐出され、第２ガス再液化装置ガス配管１８２を通して天然ガス／エタンガス再液化システム（第２液化システム）２３に送られる。天然ガス／エタンガス再液化システム２３は、熱交換器１５とその下流に配置される再液化装置２２から構成され、この経路はカーゴタンク１３にＬＮＧまたはＬＥＧが貯蔵される際に選択される。このとき、高圧ガスコンプレッサ１７により圧力ＭＰまで圧縮された天然ガス／エタンガスは、ボイルオフガス配管１４を通してカーゴタンク１３から高圧ガスコンプレッサ１７の入口に供給される低温のボイルオフガスと熱交換を行い冷却され、再液化装置２２において液化される。
再液化装置２２は、図示しない冷媒サイクルやジュールトムソンバルブなどを備え、これらを利用して供給された天然ガス／エタンガスを冷却して液化する。液化されたＬＮＧ／ＬＥＧは、液化ガス回収管２１を通してカーゴタンク１３へと回収される。なお、カーゴタンク１３にＬＰＧを貯蔵する際には、再液化装置２２は使用されない。
カーゴタンク１３にＬＮＧ／ＬＥＧを貯蔵する際には、ＢＯＧの発生量と船舶の運転状態等に合わせた、高圧ガスコンプレッサ１７の高圧段も運転可能であり、その最終段（例えば５段または６段）からは圧力ＨＰ（＞ＭＰ）で天然ガス／エタンガスが吐出される。圧力ＨＰは、主機関１１への燃料ガス供給圧に対応し、必要に応じて天然ガス／エタンガスを主機燃料として燃焼させ、ボイルオフガスを処理する。
また、本実施形態のマルチガス運搬船Ｓは、２元燃料焚きボイラ２４もしくはガス焼却炉等を備え、カーゴタンク１３にＬＮＧ／ＬＥＧが貯蔵される際には必要に応じて、高圧ガスコンプレッサ１７の低圧段（例えば１〜２段）から圧力ＬＰ１（＜ＭＰ）の圧縮ガスを燃料ガスとして供給し、ボイルオフガスを焼却処理することもできる。また２元燃料焚き発電機エンジンを備え、高圧ガスコンプレッサ１７の低圧段から圧力ＭＰより低い圧力の圧縮ガスを発電機エンジンの燃料ガスとして供給してもよい。
本実施形態のマルチガス運搬船Ｓは、カーゴタンク１３内にスプレーポンプ２５を備え、カーゴタンク１３内の液化ガスを汲み上げ、強制気化器２６において蒸発させることができる。スプレーポンプ２５はスプレー作業時に使用されるが、積荷がＬＮＧ／ＬＥＧの場合、強制気化器２６を通して気化させ、高圧ガスコンプレッサ１７を通して燃料ガスとして気化されたガスを燃料ガスとして利用することもできる。強制気化器２６へ液化ガスを供給するポンプは専用の燃料ガス供給ポンプとしてもよい。なお、図１では強制気化器２６を出た気化ガスは熱交換器１５の上流側でカーゴタンク１３で発生したボイルオフガスと合流させているが、合流点は熱交換器１５の下流側の高圧ガスコンプレッサの吸込み前でもよい。
なお、本実施形態では、上記構成において、高圧ガスコンプレッサ１７を２台、天然ガス／エタンガス再液化システム２３を１台、ＬＰＧ再液化システム２０を２台備える。すなわち、ＬＮＧ／ＬＥＧを積荷とする場合には、予備も含めた２台の高圧ガスコンプレッサ１７を介したボイルオフガスの燃焼処理と、１台の天然ガス／エタンガス再液化システム２３を利用したボイルオフガスの再液化処理がボイルオフガス処理に関する冗長性を担保し、ＬＰＧを積荷とする場合には、予備も含めた２台の高圧ガスコンプレッサ１７と予備も含めた２台のＬＰＧ再液化システム２０がボイルオフガス処理に関する冗長性を担保する。
以上のように、本実施形態によれば、高価な天然ガス／エタンガス再液化システムを１台しか用いずに、ＬＰＧ、ＬＮＧ、ＬＥＧのボイルオフガス処理に対して冗長性を担保することができる。これによりマルチガス運搬船においてもボイルオフガス処理に関して冗長性を低コストで確保することができる。
また、本実施形態では、ＬＰＧ運搬時には、運転コストの高い天然ガス／エタンガス再液化システムを運転することなくＬＰＧのボイルオフガスを液化することができ、運用コストを低減できる。更に、本実施形態では、多段式高圧ガスコンプレッサの低圧段をＬＰＧ再液化用のコンプレッサとして兼用することで、ＬＰＧ再液化用のコンプレッサを新たに設置する必要がなく、コストおよびスペースを削減できる。
１０ ボイルオフガス処理システム
１１ 主機関
１２ 燃料油タンク
１３ カーゴタンク
１４ ボイルオフガス配管
１５ 熱交換器
１５Ｖ バルブ
１６ バイパス管
１６Ｖ バルブ
１７ 高圧ガスコンプレッサ
１９ ＬＰＧコンデンサ
２０ ＬＰＧ再液化システム（第１液化システム）
２１ 液化ガス回収管
２２ 再液化装置
２３ 天然ガス／エタンガス再液化システム（第２液化システム）
２５ スプレーポンプ
２６ 強制気化器
１８１ 第１ガス再液化装置ガス配管
１８２ 第２ガス再液化装置ガス配管

Claims (8)

  1. 液化された第１または第２ガスの一方を貯蔵するタンク内で発生するボイルオフガスを圧縮する予備を含めた２台の高圧ガスコンプレッサと、
    前記高圧ガスコンプレッサの一方を稼働して第１圧力にまで圧縮された前記第１ガスを液化するための予備を含めた２台の第１液化システムと、
    稼働される前記高圧ガスコンプレッサで前記第１圧力よりも高い第２圧力にまで圧縮された前記第２ガスを液化するための第２液化システムを１台のみ備え、
    前記高圧ガスコンプレッサが、前記第２ガスを前記第２圧力よりも高い第３圧力にまで圧縮してガス焚き可能な２元燃料焚き低速ディーゼル機関へ供給可能であるとともに、前記第２ガスを前記第２圧力よりも低い圧力にまで圧縮してガス焚き可能なボイラもしくはガス焼却炉へ供給可能である
    ことを特徴とする液化ガスのボイルオフガス処理システム。
  2. 前記タンク内で発生するボイルオフガスが前記第１ガスのとき、前記ボイルオフガスは全て前記高圧ガスコンプレッサで第１圧力にまで圧縮された後、前記第１液化システムにより液化され前記タンクに戻されることを特徴とする請求項１に記載のボイルオフ処理システム。
  3. 前記第２液化システムが、前記タンク内で発生した前記第２ガスのボイルオフガスと前記第２圧力にまで圧縮された第２ガスとの間で熱交換を行う熱交換器と、前記熱交換器で冷却された第２圧力にまで圧縮された第２ガスを液化する第２ガス液化装置とを備えることを特徴とする請求項１〜２の何れか一項に記載のボイルオフガス処理システム。
  4. 前記高圧ガスコンプレッサが、前記第２ガスを前記第２圧力よりも低い圧力にまで圧縮してガス焚き可能な発電機エンジンへ供給可能であることを特徴とする請求項１〜３の何れか一項に記載のボイルオフガス処理システム。
  5. 前記２台の高圧ガスコンプレッサと前記２台の第１液化システムにおいて、各１台が予備の高圧ガスコンプレッサおよび予備の第１液化システムであることを特徴とする請求項１〜４の何れか一項に記載のボイルオフガス処理システム。
  6. 前記タンク内の液化ガスを強制気化させて第２ガスを発生させる強制気化器を備えることを特徴とする請求項１〜５の何れか一項に記載のボイルオフガス処理システム。
  7. 前記第１ガスに液化プロパンガスが含まれ、前記第２ガスに液化天然ガスまたは液化エタンガスが含まれることを特徴とする請求項１〜６の何れか一項に記載のボイルオフガス処理システム。
  8. 請求項１〜７の何れか一項に記載のボイルオフガス処理システムを備えたことを特徴とする液化ガス運搬船。
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