JP6789754B2 - 燃料ガス供給装置および船舶ならびに燃料ガス供給方法 - Google Patents

Description

本発明は、ガス焚きディーゼルエンジンにガス燃料を供給する燃料ガス供給装置および船舶ならびに燃料ガス供給方法に関するものである。

商船等の船舶の推進用機関として、ＬＮＧ（液化天然ガス）をガス化したＣＮＧ（圧縮天然ガス）等の高圧燃料ガスをシリンダに噴射するディーゼル機関として、例えばガス焚き低速ディーゼル機関（SSD−GI；Slow−Speed Diesel−Gas Injection）が知られている（下記特許文献１参照）。このようなガス焚きディーゼル機関にガス燃料を供給する際には、ＬＮＧを液ポンプで昇圧した後に常温まで加熱する必要がある。ＬＮＧを加熱する加熱媒体としては、例えば船上では、蒸気、清水、海水、または清水を加熱した温水などを用いる方法が考えられる。

特開２０１３−２０９９２６号公報

しかし、ＬＮＧの加熱媒体として上述した温水等を用いる場合、ＬＮＧは極低温（最低で−１６０℃程度）なので、何らかの故障等によって温水等の供給が停止して熱交換器内で温水が滞留してしまうと、熱交換器内で熱媒体である温水等が氷結して一定期間にわたって運転不能となるか、場合によっては熱交換器自体が破損するおそれがある。

本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、液化天然ガスの加熱媒体として水（温水含む）を用いた場合に液化天然ガスによって熱交換器が氷結することを回避することができる燃料ガス供給装置および船舶ならびに燃料ガス供給方法を提供することを目的とする。

上記課題を解決するために、本発明の燃料ガス供給装置および船舶ならびに燃料ガス供給方法は以下の手段を採用する。
すなわち、本発明にかかる燃料ガス供給装置は、所定圧力まで圧縮された高圧液化天然ガスを加熱する加熱手段を有し、前記加熱手段によってガス化された高圧圧縮天然ガスをガス焚きディーゼル機関に供給する燃料ガス供給装置において、前記加熱手段は、水と前記高圧液化天然ガスとを熱交換させる熱交換器を備え、該熱交換器は、前記高圧液化天然ガスが内部を流れる伝熱管と、該伝熱管を収容する容器本体とを備え、前記容器本体には、前記伝熱管の全体が水で満たされるように水を供給する水入口と、前記伝熱管よりも下方に位置する水出口が設けられ、前記容器本体の下方には仕切板が設けられ、該仕切板には前記高圧液化天然ガスを加熱した後の水を下方に流出させる前記水出口となるスリットが形成され、前記容器本体の直下には、前記スリットから排出された水を回収する水槽を備え、前記水入口からの水の供給が停止した場合に、前記容器本体内に気体を導入することができる気体導入手段が設けられていることを特徴とする。

伝熱管内を流れる高圧液化天然ガスは、伝熱管の全体を満たした周囲の水によって加熱され、蒸発してガス化する。伝熱管周囲の水は、水入口から流入し水出口から流出するので、所定の流速をもって流れる。したがって、水が所定の流速をもって流れている場合には、伝熱管周りで水が氷結することがない。
ところが、何らかの理由で水入口からの水供給が停止した場合には、伝熱管周りで水が滞留することになり氷結するおそれがある。
そこで、本発明では、水入口からの水の供給が停止した場合に、気体導入手段によって容器本体内に気体を導入することで、水を下方の水出口から排出し、伝熱管周りに水が留まらないこととする。これにより、氷結を防止することができる。
加熱媒体としての水は、清水を用いるのが好ましく、また常温の水を用いるよりも温水を用いた方が好ましい。

さらに、本発明の燃料ガス供給装置では、前記水入口に水を供給する水供給源が前記伝熱管よりも下方に設けられ、前記気体導入手段は、前記容器本体の外部の大気を導入することを特徴とする。

水入口に水を供給する水供給源が伝熱管よりも下方に設けられている場合には、ヘッド差を利用できるので、容器本体の外部の大気を導入するだけで容器本体内の水を下方へ流出させることができる。このように、容器本体外部の大気を導入するという簡便な構成で容器本体内の水を確実に排出することができる。

さらに、本発明の燃料ガス供給装置では、前記水入口に水を供給する水供給源が前記伝熱管よりも上方に設けられ、前記気体導入手段は、加圧ガスを導入することを特徴とする。

水入口に水を供給する水供給源が水入口よりも高い位置に設けられている場合には、単に外部の大気を容器本体内に導入してもヘッド差がないので水が下方に流出しない。そこで、容器本体内に加圧ガスを導入することとした。これにより、容器本体内の水が加圧ガスによって押し出され、確実に容器本体内の水を排出することができる。
加圧ガスとしては、船舶の場合には船内雑用空気を用いるのが常套手段である。

さらに、本発明の燃料ガス供給装置では、前記水槽内の水を前記水入口へと供給するための水ポンプとを備え、水ポンプは、船舶の安全区画に設けられていることを特徴とする。

水ポンプを安全区画に分離配置することができるので、水ポンプを防爆仕様とする必要がない。これにより、安価に燃料ガス供給装置を供給することができる。

また、本発明の船舶は、推進用主機とされたガス焚きディーゼル機関と、上記のいずれかの燃料ガス供給装置とを備えていることを特徴とする。

上記のいずれかの燃料ガス供給装置を備えているので、熱交換器が液化天然ガスによって氷結することを回避することができ、船舶の安定した航行を実現することができる。

また、本発明の燃料ガス供給方法は、所定圧力まで圧縮された高圧液化天然ガスを加熱する加熱手段を有し、前記加熱手段によってガス化された高圧圧縮天然ガスをガス焚きディーゼル機関に供給する燃料ガス供給方法において、前記加熱手段は、水と前記高圧液化天然ガスとを熱交換させる熱交換器を備え、該熱交換器は、前記高圧液化天然ガスが内部を流れる伝熱管と、該伝熱管を収容する容器本体とを備え、前記容器本体には、前記伝熱管の全体が水で満たされるように水を供給する水入口と、前記伝熱管よりも下方に位置する水出口が設けられ、前記容器本体の下方には仕切板が設けられ、該仕切板には前記高圧液化天然ガスを加熱した後の水を下方に流出させる前記水出口となるスリットが形成され、前記容器本体の直下には、前記スリットから排出された水を回収する水槽を備え、前記水入口からの水の供給が停止した場合に、前記容器本体内に気体を導入することを特徴とする。

伝熱管内を流れる高圧液化天然ガスは、伝熱管の全体を満たした周囲の水によって加熱され、蒸発してガス化する。伝熱管周囲の水は、水入口から流入し水出口から流出するので、所定の流速をもって流れる。したがって、水が所定の流速をもって流れている場合には、伝熱管周りで水が氷結することがない。
ところが、何らかの理由で水入口からの水供給が停止した場合には、伝熱管周りで水が滞留することになり氷結するおそれがある。
そこで、本発明では、水入口からの水の供給が停止した場合に、容器本体内に気体を導入することで、水を下方の水出口から排出し、伝熱管周りに水が留まらないこととした。これにより、氷結を防止することができる。

本発明によれば、液化天然ガスの加熱媒体として水（温水含む）を用いた場合であっても、水の供給が停止した場合に熱交換器の容器本体内から速やかに水を排出することができるので、液化天然ガスによって熱交換器が氷結することを回避することができる。

本発明の第１実施形態である燃料ガス供給装置を示した概略構成図である。 図１の燃料ガス供給装置の蒸発器周りを示した概略構成図である。 図２の蒸発器を示した縦断面図である。 本発明の第２実施形態を示した概略構成図である。

以下に、本発明にかかる一実施形態について、図面を参照して説明する。
［第１実施形態］
本実施形態では、ＬＰＧ運搬船（船舶）に搭載される燃料ガス供給装置について説明する。このＬＰＧ運搬船の推進用主機としては、ガス焚きディーゼル機関（以下「エンジン」という。）が用いられている。エンジンに供給される高圧ＣＮＧは、常温（３０〜５０℃）でかつ、ディーゼル機関の負荷にあわせて１５０以上３００ｂａｒ以下（最大で５００ｂａｒ以上になることも計画されている）の範囲に圧力調整される。本実施形態の燃料ガス供給装置は、約−１６０℃とされたＬＮＧを液相状態で例えば１５０ｂａｒ以上、好ましくは３００ｂａｒ以上の高圧まで加圧して高圧ＬＮＧ（高圧液化天然ガス）とした後に、これを常温まで加熱して高圧ＣＮＧ（高圧圧縮天然ガス）を生成するものである。

本実施形態の燃料ガス供給装置は、図１に示されているように、燃料ガスとなるＬＮＧを貯留するＬＮＧタンク１と、ＬＮＧを１５０ｂａｒ以上の高圧まで昇圧するＬＮＧポンプ３と、１５０ｂａｒ以上とされた高圧ＬＮＧをガス化して高圧ＣＮＧを生成する蒸発器（熱交換器）５と、エンジンの要求に応じて高圧ＣＮＧの圧力を調整する圧力調整弁７とを備えている。

ＬＮＧタンク１内に貯蔵されたＬＮＧがＬＮＧポンプ３によって昇圧され、蒸発器５にて加熱されガス化されるようになっている。蒸発器５では、後述するように、加熱媒体として清水を加熱した温水（水）が用いられており、ＬＮＧを加熱して温度低下した温水は燃焼炉にて加熱されるようになっている。
燃焼炉には、ＬＮＧタンク１からのＢＯＧ、ＬＮＧポンプ３から発生するガス、ガスボトル９、及び圧力調整弁７の下流から導かれるガスが供給されるようになっている。これらのガスを燃焼炉で燃焼させることによって、蒸発器５で用いる温水が製造されるようになっている。なお、ガスボトル９は、差圧制御弁１１と組み合わせることで、蒸発器５によってガス化された高圧ＣＮＧの脈動を吸収するために用いられる。
蒸発器５によってガス化された高圧ＣＮＧは、圧力調整弁７を介して、ガス焚きディーゼル機関とされたエンジンへと供給される。

ＬＮＧポンプ３としては、例えば、複数のシリンダ及びピストンを有し、油圧モータによって各シリンダ内のピストンを駆動する往復ピストン方式が採用される。

図２には、図１にて説明した蒸発器５周りの詳細が示されている。
蒸発器５の下方から、ＬＮＧポンプ３（図１参照）にて昇圧した後の高圧ＬＮＧがＬＮＧ導入配管１２ａを介して供給され、蒸発器５の上方から、ガス化後の高圧ＣＮＧがＣＮＧ吐出配管１２ｂを介して吐出されるようになっている。ＣＮＧ吐出配管１２ｂには、図１にて説明した圧力調整弁７が設けられている。

蒸発器５の下方には、ＬＮＧを加熱した後の温水を回収する水槽（水供給源）１３が接続されている。
水槽１３内には、底部に立設された複数の壁部１５が設けられており、これら壁部１５によって水槽１３内に流路が形成されている。図２において右側における第１流路１７ａと中央における第２流路１７ｂとが堰として機能する第１壁部１５ａによって仕切られており、これら第１流路１７ａと第２流路１７ｂは壁部１５ａの上方にて連通している。すなわち、第１流路１７ａに供給された温水の水位が上昇して堰１５ａの高さを超えた場合に第２流路１７ｂへ温水が流れ込むようになっている。中央の第２流路１７ｂと左側における第３流路１７ｃとが第２壁部１５ｂによって仕切られており、これら第２流路１７ｂと第３流路１７ｃは紙面垂直方向における水槽１３の端部（図示せず）にて接続されている。
なお、壁部１５の数および流路１７の数については、本実施形態に限定されるものではなく任意に決定することができる。

第１流路１７ａには、上述した燃焼炉にて加熱された温水が温水導入配管１９から供給されるようになっている。また、第３流路１７ｃには、蒸発器５にてＬＮＧを加熱して温度低下した温水を燃焼炉に返送する温水返送配管２１が接続されている。温水返送配管２１には、温水を燃焼炉まで輸送するための第１循環水ポンプ２３が設けられている。温水返送配管２１を介して燃焼炉に返送された温水は、燃焼炉で加熱された後に、温水導入配管１９を介して第３流路１７ｃへと送られる。

第３流路１７ｃには、温水を冷却塔２５まで送る温水抽出主配管２７が設けられている。温水抽出主配管２７には、第２循環水ポンプ２８及び三方弁２９が設けられており、この三方弁２９によって、冷却塔２５に接続する第１温水抽出配管３１と、第２温水抽出配管３３とに分岐される。第１温水抽出配管３１を通った温水は、冷却塔２５にて冷却された後に、冷却塔出口配管３５を通って第１流路１７ａへと導かれる。これにより、第１流路１７ａの温度を調節するようになっている。一方、第２温水抽出配管３３を通った温水は、第２流路１７ｂへと導かれる。これにより、第２流路１７ｂの温度を調節するようになっている。

第３流路１７ｃには、さらに、加熱媒体としての温水を蒸発器５まで供給する温水供給配管３７が設けられている。温水供給配管３７には、温水を蒸発器５へと輸送する第３循環水ポンプ３９と、温水流量を計測する流量計４１が設けられている。流量計４１の出力は、図示しない制御部へと送信されるようになっている。同様に、第１循環水ポンプ２３、第２循環水ポンプ２８及び第３循環水ポンプ３９の起動信号、停止信号等の運転状態に関する情報は、図示しない制御部へと送信されるようになっている。
温水供給配管３７を介して蒸発器５へと導かれた温水は、蒸発器５内の伝熱管４７（図３参照）の全体が温水で満たされるように供給される。
蒸発器５にてＬＮＧを加熱した後の温水は、下方から流出し、図２に示すように第２流路１７ｂへと流下する。

蒸発器５の上部には、大気開放弁（気体導入手段）４３が設けられている。大気開放弁４３は、チェック弁とされており、温水供給配管３７からの温水の供給が停止した場合に開となり、外部から空気を蒸発器５内に吸い込むためのものである。したがって、ＬＮＧを加熱する通常の運用時には、大気開放弁４３は閉とされている。

図３には、蒸発器５の詳細が示されている。蒸発器５は、容器本体５ａと、容器本体５ａの内部に収容された伝熱管４７とを備えている。
容器本体５ａは、その長手方向軸線を鉛直方向に向けた状態で立設された筒形状とされている。容器本体５ａの上端は蓋部４９によって閉じられている。蓋部４９には、上述した大気開放弁４３が接続される弁接続部４９ａと、ＣＮＧ吐出配管１２ｂが接続されるフランジ部４９ｂとが設けられている。

容器本体５ａの上方には、温水供給配管３７に接続された温水入口（水入口）４５が設けられている。
容器本体５ａの下方でかつ伝熱管４７よりも下方には、仕切板５１が設けられている。仕切板５１は、伝熱管４７の下方に接続されたＬＮＧ入口配管５３をガイドするようになっている。また、仕切板５１には、伝熱管４７にてＬＮＧを加熱した後の温水を下方に流出させるスリット（水出口）５１ａが設けられている。このスリット５１ａを介して、矢印Ａで示すように、仕切板５１の上方の温水が下方の水槽１３内へと排出される。ＬＮＧを加熱する通常運転時には、仕切板５１から上方の空間が温水で充満するようになっている。すなわち、容器本体５ａ内部の温水の水位は蓋部４９まで到達するようになっている。ただし、温水の水位は蓋部４９よりも下方であっても、伝熱管４７の上方まで温水が覆う程度の水位であれば許容することができる。
なお、スリット５１ａの大きさ及び形状については、特に限定されるものではなく、大きな圧力損失を伴わずに温水が下方に流れる程度の大きさ及び形状であれば良い。また、温水入口４５からの温水の供給が停止した場合に、伝熱管４７周りに温水が滞留して氷結する前に温水を伝熱管４７周りから排出できる程度の大きさ及び形状とされる。

次に、上記構成の燃料ガス供給装置の動作及び作用効果について説明する。
ＬＮＧタンク１から導かれたＬＮＧはＬＮＧポンプ３にて１５０ｂａｒ以上まで圧縮され、蒸発器５へと送られる。蒸発器５へと送られた高圧ＬＮＧは、図３に示すように、蒸発器５の容器本体５ａの下方から導かれ、伝熱管４７へと到達する。伝熱管４７の周囲は、温水供給配管３７を介して温水入口４５から導かれた温水によって満たされている。温水は、上方から下方へと流れ、仕切板５１に形成されたスリット５１ａから下方の水槽１３へと流出する。伝熱管４７内を流れる高圧ＬＮＧは、下方から上方に流れるに従い温水によって加熱され、蒸発してガス化され高圧ＣＮＧとなる。ガス化された高圧ＣＮＧは、ＣＮＧ吐出配管１２ｂを通り、圧力調整弁７（図１及び図２参照）によって所望圧力に調整された後に、エンジンへと供給される。

伝熱管４７内を流れるＬＮＧを加熱して温度低下した温水は、仕切板５１のスリット５１ａを通過して水槽１３の第２流路１７ｂ（図２参照）へと排出される。第１流路１７ａには、燃焼炉にて加熱された温水が温水導入配管１９によって供給されるようになっており、冷却されて温度低下した温水の温度を所望値まで回復するようになっている。第１流路１７ａには、冷却塔２５にて冷却された温水が冷却塔出口配管３５から供給されるようになっており、第１流路１７ａの温度を下げることもできるようになっている。このようにして温度調節された第１流路１７ａの温水は、堰としての第１壁部１５ａの上端を越えて第２流路１７ｂへと流れ込み、蒸発器５から排出され温度低下した温水と混合されることによって所望の温水温度を回復する。
また、第２流路１７ｂには、第２温水抽出配管３３が接続されており、第１流路１７ａの温水を供給することによって、第２流路１７ｂでも温度調節できるようになっている。

第２流路１７ｂから第３流路１７ｃへと流れ込んだ温水は、第３循環水ポンプ３９によって取り出され、温水供給配管３７から蒸発器５へと供給される。このように、蒸発器５へと供給される温水は、水槽１３を介して循環されるようになっている。そして、ＬＮＧを冷却することによって低下した温水温度は、温水返送配管２１から燃焼炉へと送り温水を再加熱して温水導入配管１９から水槽へと返送される温水によって補われるようになっている。

上述のように、水入口４５から温水が連続的に流れる健全な場合には、伝熱管４７周囲の水は、水入口４５から流入し仕切板５１のスリット５１ａから流出するので、所定の流速をもって流れる。したがって、水が所定の流速をもって流れている場合には、伝熱管４７周りで水が氷結することがない。
ところが、何らかの理由で水入口４５からの水供給が停止した場合には、伝熱管４７周りで水が滞留することになり氷結するおそれがある。
このような場合には、図示しない制御部にて第３循環水ポンプ３９の停止信号や、流量計４１にて所望値以下の流量とされた信号を得て、水入口４５からの水の供給が停止したと判断し、大気開放弁４３を開として容器本体５ａ内に気体を導入する。これにより、空気が容器本体５ａの上部に供給されることで、温水を下方のスリット５１ａから排出し、伝熱管４７周りに水が留まらないこととした。これにより、氷結を防止することができる。

水入口４５に水を供給する水供給源としての水槽１３が伝熱管４７よりも下方に設けられているので、ヘッド差を利用でき、容器本体５ａの外部の大気を導入するだけで容器本体５ａ内の水を下方へ流出させることができる。このように、容器本体５ａ外部の大気を導入するという簡便な構成で容器本体内の水を確実に排出することができる。

［第２実施形態］
次に、図４を用いて、本発明の第２実施形態にかかる燃料ガス供給装置について説明する。本実施形態は、第１実施形態に対して、水槽１３を蒸発器５とは別の場所に配置した点と、水槽１３が蒸発器５よりも高い位置に配置されている点が主として相違する。したがって、第１実施形態を共通する構成については同一符号を付しその説明を省略する。

本実施形態では、２組の蒸発器５が並列に設けられている。したがって、１つの水槽１３から温水が温水供給配管３７を介してそれぞれ供給されるようになっている。また、それぞれの蒸発器５に接続するように、ＬＮＧポンプ３が設けられている。符号６２はサクションドラムであり、ＬＮＧタンクから導かれたＬＮＧを一時的に貯留する容器である。また、符号６４は、油圧発生ユニットであり、この油圧発生ユニット６４にて発生された油圧によってＬＮＧポンプ３が駆動されるようになっている。

水槽１３は、蒸発器５から分離されて船内の安全区画Ｓ内に配置されている。また、水槽１３は、蒸発器５よりも高い位置に配置されている。
図４において、安全区画Ｓは２点鎖線で示された範囲となっている。すなわち、安全区画Ｓ内には、水槽１３、温水を蒸発器５に供給する第３循環水ポンプ３９が配置されている。第３循環ポンプ３９が配置された温水供給配管３７には、第１実施形態と異なり蒸気によって温水を加温する熱交換器６０が設けられている。

蒸発器５の下部には、ＬＮＧを加熱した後の温水を回収するための温水式熱回収配管６６が設けられている。温水式熱回収配管６６には、蒸発器５内の温水を水槽１３へと輸送するための温水式熱回収ポンプ６８が設けられている。この温水式熱回収ポンプ６８も安全区画Ｓ内に配置されている。
水槽１３内には、第１実施形態と異なり、蒸気加熱器７０と、清水冷却器７２とが設けられている。蒸気加熱器７０には、燃焼炉等で得られた蒸気が蒸気供給配管７４から導かれ、水槽１３内の温水を加熱するようになっている。清水冷却器７２には、船内の清水製造装置から導かれた清水が清水供給配管７６から導かれ、水槽１３内の温水を冷却するようになっている。これら蒸気加熱器７０及び清水冷却器７２によって、水槽１３内の温水温度が調整される。

蒸発器５の下部には、温水の水位を検出する液面スイッチ７８が設けられている。この液面スイッチ７８の出力信号は、図示しない制御部へと送信されるようになっている。
蒸発器５の上部には、第１実施形態の大気開放弁４３（図２及び図３参照）に代えて、空気バルブ８０が設けられている。この空気バルブ８０を介して圧縮空気（加圧ガス）が蒸発器５の上部へと供給されるようになっている。圧縮空気としては、船内雑用空気を用いることができる。空気バルブ８０の動作は、図示しない制御部によって制御される。具体的には、制御部は、第３循環水ポンプ３９の停止等により温水供給が停止したと判断すると、空気バルブ８０を開として圧縮空気を蒸発器５の容器本体内に供給する。そして、温水の液面が下がり液面スイッチ７８によって温水の液面が低下したと判断すると、空気バルブ８０を閉として圧縮空気の供給を停止する。

本実施形態によれば、第１実施形態の作用効果に加えて、さらに以下の作用効果を奏する。
本実施形態では、水槽１３が蒸発器５よりも高い位置に配置されているので、蒸発器５への温水供給が停止した場合に、単に外部の大気を容器本体内に導入してもヘッド差がないので内部の温水が下方に流出しない。そこで、蒸発器５の容器本体内に圧縮空気を導入することとした。これにより、温水供給が停止した場合に、容器本体内の温水が圧縮空気によって押し出され、確実に容器本体内の温水を排出することができる。

また、水槽１３とともに第３循環水ポンプ３９を安全区画Ｓに設けることとしたので、第３循環水ポンプ３９を防爆仕様とする必要がない。これにより、安価に燃料ガス供給装置を供給することができる。

なお、上記実施形態では、燃料ガス供給装置を船舶に適用した例として説明したが、本発明はこれに限定されるものではなく、ＬＮＧ由来の高圧ＣＮＧを燃料ガスとするガス焚きディーゼル機関を備えている構成であれば良く、例えば船舶ではなく浮体や、陸上に設けられた地上設備でもよい。

１ ＬＮＧタンク
３ ＬＮＧポンプ
５ 蒸発器（加熱手段，熱交換器）
７ 圧力調整弁
９ ガスボトル
１１ 差圧制御弁
１２ａ ＬＮＧ導入配管
１２ｂ ＣＮＧ吐出配管
１３ 水槽（水供給源）
１５ 壁部
１５ａ 第１壁部
１５ｂ 第２壁部
１７ａ 第１流路
１７ｂ 第２流路
１７ｃ 第３流路
１９ 温水導入配管
２１ 温水返送配管
２３ 第１循環水ポンプ
２５ 冷却塔
２７ 温水抽出主配管
２８ 第２循環水ポンプ
２９ 三方弁
３１ 第１温水抽出配管
３３ 第２温水抽出配管
３５ 冷却塔出口配管
３７ 温水供給配管
３９ 第３循環水ポンプ（水ポンプ）
４１ 流量計
４３ 大気開放弁（気体導入手段）
４５ 温水入口（水入口）
４７ 伝熱管
４９ 蓋部
４９ａ 弁接続部
４９ｂ フランジ部
５１ 仕切板
５１ａ スリット（水出口）
５３ ＬＮＧ入口配管
６０ 熱交換器
６２ サクションドラム
６４ 油圧発生ユニット
６６ 温水式熱回収配管
６８ 温水式熱回収ポンプ
７０ 蒸気加熱器
７２ 清水冷却器
７４ 蒸気供給配管
７６ 清水供給配管
７８ 液面スイッチ
８０ 空気バルブ

Claims (6)

1. 所定圧力まで圧縮された高圧液化天然ガスを加熱する加熱手段を有し、
   前記加熱手段によってガス化された高圧圧縮天然ガスをガス焚きディーゼル機関に供給する燃料ガス供給装置において、
   前記加熱手段は、水と前記高圧液化天然ガスとを熱交換させる熱交換器を備え、
   該熱交換器は、前記高圧液化天然ガスが内部を流れる伝熱管と、該伝熱管を収容する容器本体と、を備え、
   前記容器本体には、前記伝熱管の全体が水で満たされるように水を供給する水入口と、前記伝熱管よりも下方に位置する水出口が設けられ、
   前記容器本体の下方には仕切板が設けられ、該仕切板には前記高圧液化天然ガスを加熱した後の水を下方に流出させる前記水出口となるスリットが形成され、
   前記容器本体の直下には、前記スリットから排出された水を回収する水槽を備え、
   前記水入口からの水の供給が停止した場合に、前記容器本体内に気体を導入することができる気体導入手段が設けられていることを特徴とする燃料ガス供給装置。
2. 前記水入口に水を供給する水供給源が前記伝熱管よりも下方に設けられ、
   前記気体導入手段は、前記容器本体の外部の大気を導入することを特徴とする請求項１に記載の燃料ガス供給装置。
3. 前記水入口に水を供給する水供給源が前記伝熱管よりも上方に設けられ、
   前記気体導入手段は、加圧ガスを導入することを特徴とする請求項１に記載の燃料ガス供給装置。
4. 前記水槽内の水を前記水入口へと供給するための水ポンプと、
   を備え、
   前記水ポンプは、船舶の安全区画に設けられていることを特徴とする請求項１から３のいずれかに記載の燃料ガス供給装置。
5. 推進用主機とされたガス炊きディーゼル機関と、
   請求項１から４のいずれかに記載の燃料ガス供給装置と、
   を備えていることを特徴とする船舶。
6. 所定圧力まで圧縮された高圧液化天然ガスを加熱する加熱手段を有し、
   前記加熱手段によってガス化された高圧圧縮天然ガスをガス焚きディーゼル機関に供給する燃料ガス供給方法において、
   前記加熱手段は、水と前記高圧液化天然ガスとを熱交換させる熱交換器を備え、
   該熱交換器は、前記高圧液化天然ガスが内部を流れる伝熱管と、該伝熱管を収容する容器本体と、を備え、
   前記容器本体には、前記伝熱管の全体が水で満たされるように水を供給する水入口と、前記伝熱管よりも下方に位置する水出口が設けられ、
   前記容器本体の下方には仕切板が設けられ、該仕切板には前記高圧液化天然ガスを加熱した後の水を下方に流出させる前記水出口となるスリットが形成され、
   前記容器本体の直下には、前記スリットから排出された水を回収する水槽を備え、
   前記水入口からの水の供給が停止した場合に、前記容器本体内に気体を導入することを特徴とする燃料ガス供給方法。

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