JP6837049B2 - エンジンを備えた船舶 - Google Patents

Description

本発明は、エンジンを備えた船舶に関し、より詳細には、エンジンの燃料などに用いて残った蒸発ガスを、蒸発ガス自体を冷媒として使用し液化させた後、液化した液化天然ガスを貯蔵タンクに戻す、エンジンを備えた船舶に関する。

天然ガスは、通常液化して液化天然ガス（ＬＮＧ；Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ、以下‘ＬＮＧ’という）の状態で遠距離にわたって輸送される。液化天然ガスは、天然ガスを常圧で約−１６３℃近くの極低温に冷却して得られるものであり、ガス状態より体積が大幅に減少するため海上の遠距離輸送に非常に有利である。

液化天然ガス貯蔵タンクに断熱処理を施しても外部熱を完全に遮断するには限界があり、液化天然ガスの内部に伝達される熱によってＬＮＧは貯蔵タンク内で気化し続けることになる。貯蔵タンクの内部で気化したＬＮＧを蒸発ガス（ＢＯＧ；Ｂｏｉｌ−Ｏｆｆ Ｇａｓ）という。

蒸発ガスが発生して貯蔵タンクの圧力が設定された安全圧力以上になると、蒸発ガスは安全バルブを介して貯蔵タンクの外部に排出される。貯蔵タンクの外部に排出された蒸発ガスは、船の燃料として使用されるか、再液化されて再び貯蔵タンクに戻される。

一般的に船舶用のエンジンのうち、天然ガスを燃料として使用できるエンジンにはＤＦ（Ｄｕａｌ Ｆｕｅｌ）エンジンおよびＭＥ−ＧＩエンジンがある。

ＤＦエンジンは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。

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。最近では、燃料効率と推進効率の高いＭＥ−ＧＩエンジンに対する関心が高まっている。

通常、蒸発ガス再液化装置は冷凍サイクルを有し、前記冷凍サイクルにより蒸発ガスを冷却して蒸発ガスを再液化する。蒸発ガスを冷却するために冷却流体と熱交換させるが、蒸発ガス自体を冷却流体として使用し自家熱交換する部分再液化システム（ＰＲＳ；Ｐａｒｔｉａｌ Ｒｅ−ｌｉｑｕｅｆａｃｔｉｏｎ Ｓｙｓｔｅｍ）が利用される。

図１は、従来の高圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。

図１を参照すると、従来の高圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムは、貯蔵タンク（１００）から排出された蒸発ガスが、第１バルブ（６１０）を通過した後、自家熱交換器（４１０）に送られる。自家熱交換器（４１０）で冷媒として熱交換され貯蔵タンク（１００）から排出された蒸発ガスは、複数の圧縮シリンダー（２１０、２２０、２３０、２４０、２５０）、および複数の冷却器（３１０、３２０、３３０、３４０、３５０）を備えた多段圧縮機（２００）によって多段階の圧縮過程を経た後、一部は高圧エンジンに送られて燃料で使用され、他の一部は再び自家熱交換器（４１０）に送られて貯蔵タンク（１００）から排出された蒸発ガスと熱交換して冷却される。

多段階の圧縮過程を経た後に自家熱交換器（４１０）で冷却された蒸発ガスは、減圧装置（７２０）を経て一部が再液化され、気液分離器（５００）で再液化されたＬＮＧと気体状態で残っている蒸発ガスとが分離される。気液分離器（５００）で分離されたＬＮＧは貯蔵タンク（１００）に送られ、気液分離器（５００）で分離された気体状態の蒸発ガスは第２バルブ（６２０）を経て、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスと合流して自家熱交換器（４１０）に送られる。

一方、貯蔵タンク（１００）から排出された後に自家熱交換器（４１０）を経た蒸発ガスの一部は、多段階の圧縮過程のうち一部の圧縮過程のみを経た後（例えば、５つの圧縮シリンダー（２１０、２２０、２３０、２４０、２５０）、および冷却器（３１０、３２０、３３０、３４０、３５０）のうち、２つの圧縮シリンダー（２１０、２２０）、および冷却器（３１０、３２０）を経た後）に分岐し、第３バルブ（６３０）を経て発電機に送られる。発電機では、高圧エンジンに必要である圧力より低圧力の天然ガスが必要であるため、一部の圧縮過程のみを経た蒸発ガスを発電機に供給する。

図２は、従来の低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。

図２を参照すると、従来の低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムは、従来の高圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムと同様に、貯蔵タンク（１００）から排出された蒸発ガスが、第１バルブ（６１０）を通過した後、自家熱交換器（４１０）に送られる。自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスは、図１に示した高圧エンジンを備えた場合と同様に、多段圧縮機（２０１、２０２）で多段階の圧縮過程を経た後、再び自家熱交換器（４１０）に送られて、貯蔵タンク（１００）から排出された蒸発ガスを冷媒として熱交換により冷却される。

多段階の圧縮過程を経た後に自家熱交換器（４１０）で冷却された蒸発ガスは、図１に示した高圧エンジンを備えた場合と同様に、減圧装置（７２０）を経て一部が再液化され、気液分離器（５００）で再液化されたＬＮＧと気体状態で残っている蒸発ガスとが分離され、気液分離器（５００）で分離されたＬＮＧは貯蔵タンク（１００）に送られ、気液分離器（５００）で分離された気体状態の蒸発ガスは第２バルブ（６２０）を経て、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスと合流して自家熱交換器（４１０）に送られる。

ただし、従来の低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムは、図１に示した高圧エンジンを備えた場合と異なり、多段階の圧縮過程を全て経た蒸発ガスの一部がエンジンに送られるのではなく、多段階の圧縮過程の一部のみを経た蒸発ガスが分岐して発電機及びエンジンに送られ、多段階の圧縮過程を全て経た蒸発ガスの全部が自家熱交換器（４１０）に送られる。低圧エンジンは発電機が必要とする圧力に近い圧力の天然ガスを必要とするので、一部の圧縮過程のみ経た蒸発ガスを低圧エンジン及び発電機の両方に供給する。

従来の高圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの場合には、多段階の圧縮過程を全て経た蒸発ガスの一部を高圧エンジンに送るため、高圧エンジンが必要とする容量を有する１つの多段圧縮機（２００）を設置すれば良かった。

しかし、従来の低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの場合には、一部の圧縮過程のみを経た蒸発ガスを発電機及びエンジンに送り、多段階の圧縮過程を全て経た蒸発ガスはエンジンに送らないため、全ての圧縮段階で大容量の圧縮シリンダーを使用する必要がない。

したがって、比較的大容量の第１多段圧縮機（２０１）で蒸発ガスを圧縮した後に一部を分岐させて発電機及びエンジンに送り、比較的小容量の第２多段圧縮機（２０２）で残りの蒸発ガスをさらに圧縮して自家熱交換器（４１０）に送る。

従来の低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムは、圧縮機の容量が大きくなるほど費用も増加するので、要求される圧縮量に応じて圧縮機の容量を最適化したが、２つの多段圧縮機（２０１、２０２）を設置した場合には維持補修が困難である欠点があった。

本発明は、相対的に温度及び圧力の低い蒸発ガスの一部を分岐させて発電機（低圧エンジンの場合には、発電機及びエンジン）に送る点に着目し、発電機に送る蒸発ガスを熱交換の冷媒として使用する、エンジンを備えた船舶を提供することを目的とする。

前記目的を達成するため本発明の一実施形態では、貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを熱交換させる自家熱交換器；前記貯蔵タンクから排出された後に前記自家熱交換器を通過した蒸発ガスを多段階で圧縮する多段圧縮機；前記多段圧縮機で圧縮された後で前記自家熱交換器を通過した蒸発ガスの一部を膨張させる第１減圧装置；前記多段圧縮機で圧縮された後に前記自家熱交換器を通過した蒸発ガスの他の一部を膨張させる第２減圧装置；を備え、前記自家熱交換器は、前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスと、前記第１減圧装置により膨張された蒸発ガスを冷媒として、前記多段圧縮機で圧縮された蒸発ガスを冷却する、エンジンを備えた船舶が提供される。

前記第２減圧装置を通過した気液混合状態の蒸発ガスは、前記貯蔵タンクに送られる。

前記エンジンを備えた船舶は、第２減圧装置の下流に設置されて再液化された液化天然ガスと気体状態の蒸発ガスとを分離する第２気液分離器をさらに備えることができ、前記第２気液分離器で分離された液化天然ガスは前記貯蔵タンクに送られ、前記第２気液分離器で分離された気体状態の蒸発ガスは前記自家熱交換器に送られる。

前記多段圧縮機を通過した蒸発ガスの一部は高圧エンジンに送られる。

前記高圧エンジンはＭＥ−ＧＩエンジンであり得る。

前記高圧エンジンは１５０〜４００ｂａｒの圧力の天然ガスを燃料として使用する。

前記第１減圧装置及び前記自家熱交換器を通過した蒸発ガスは、発電機及び低圧エンジンのいずれか１つ以上に送られる。

前記低圧エンジンは、ＤＦエンジン、Ｘ−ＤＦエンジン、ガスタービンのいずれか１つである。

前記低圧エンジンは６〜２０ｂａｒの圧力の天然ガスを燃料として使用する。

前記低圧エンジンは５５ｂａｒの圧力の天然ガスを燃料として使用する。

前記発電機は６〜１０ｂａｒの圧力の天然ガスを燃料として使用する。

前記多段圧縮機は蒸発ガスを臨界点以上の圧力まで圧縮する。

前記多段圧縮機は蒸発ガスを１００ｂａｒ以上の圧力まで圧縮する。

前記エンジンを備えた船舶は、第２気液分離器で分離されて前記自家熱交換器に送られる気体状態の蒸発ガスの流量を調節するバルブをさらに備えることができる。

前記エンジンを備えた船舶は、第１減圧装置及び前記自家熱交換器を通過した蒸発ガスを前記発電機に送るライン上に設置される、加熱器をさらに備えることができる。

前記エンジンを備えた船舶は、前記多段圧縮機で圧縮されて前記自家熱交換器で冷却された後に前記第１減圧装置で膨張されて一部再液化された液化天然ガスと気体状態で残っている蒸発ガスとを分離する、第１気液分離器をさらに備えることができる。前記自家熱交換器は、前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスと、前記第１気液分離器で分離された液化天然ガスと、前記第１気液分離器で分離された蒸発ガスとを冷媒として、前記多段圧縮機で圧縮された蒸発ガスを冷却する。

前記第１気液分離器で分離された後に前記自家熱交換器を通過した液化天然ガスと、前記第１気液分離器で分離された後に前記自家熱交換器を通過した蒸発ガスは、合流して発電機及び低圧エンジンのいずれか１つ以上に送られる。

前記目的を達成するため本発明の他の実施形態では、１）貯蔵タンクから排出された蒸発ガス（以下、「ａ流れ」という。）を多段階で圧縮し、２）前記多段階で圧縮した蒸発ガス（以下、「ｂ流れ」という。）を前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガス（ａ流れ）及び「別の冷媒」と熱交換させ、３）熱交換された蒸発ガス（ｂ流れ）を２つの流れに分岐させ、４）前記３）ステップで２つに分岐した流れのうち一方の流れの蒸発ガスを膨張させて（以下、「ｃ流れ」という。）、前記２）ステップにおいて前記ｂ流れと熱交換される前記「他の冷媒」として使用し、５）前記３）ステップで２つに分岐した流れのうち他方の流れを膨張させる、方法が提供される。

６）前記５）ステップで膨張された後に一部液化された蒸発ガスを、液化天然ガスと気体状態の蒸発ガスに分離し、７）前記６）ステップで分離された液化天然ガスは前記貯蔵タンクに送り、前記６）ステップで分離された気体状態の蒸発ガスは、前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスと合流させて前記２）ステップにおける熱交換の冷媒として使用する。

前記１）ステップにおいて多段階で圧縮された蒸発ガスの一部を高圧エンジンに送ることができる。

前記４）ステップで前記「他の冷媒」として使用された前記ｃ流れを発電機及び低圧エンジンのいずれか１つ以上に送ることができる。

前記目的を達成するため本発明の更に他の実施形態では、１）貯蔵タンクから排出された蒸発ガス（以下、「ａ流れ」という。）を多段階で圧縮し、２）前記多段階で圧縮した蒸発ガス（以下、「ｂ流れ」という。）を前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガス（ａ流れ）、「第１冷媒」及び「第２冷媒」と熱交換させ、３）熱交換された蒸発ガス（ｂ流れ）を２つの流れに分岐させ、４）前記３）ステップで２つに分岐した流れのうち一方の流れの蒸発ガスを膨張させ、５）前記４）ステップで膨張された蒸発ガスを気液分離し、６）前記５）ステップで分離された液化天然ガス（以下、「ｃ流れ」という。）を、前記２）段階で前記ｂ流れと熱交換される前記「第１冷媒」として使用し、７）前記５）ステップで分離された蒸発ガス（以下、「ｄ流れ」という。）を、前記２）ステップにおいて前記ｂ流れと熱交換される前記「第２冷媒」として使用し、８）前記３）ステップで２つに分岐した流れのうち他方の流れを膨張させる、方法が提供される。

前記６）ステップにおいて前記「第１冷媒」として使用された前記ｃ流れと、前記７）ステップにおいて、前記「第２冷媒」として使用された前記ｄ流れを合流させて、発電機及び低圧エンジンのいずれか１つ以上に送る。

前記１）ステップにおいて多段階で圧縮された蒸発ガスの一部を高圧エンジンに送る。

本発明のエンジンを備えた船舶は、貯蔵タンクから排出される蒸発ガスだけでなく、発電機に送る蒸発ガスも熱交換器の冷媒として使用するため、再液化効率を高めることができ、低圧エンジンを備えた場合にも１つの多段圧縮機を設置すれば良いので、維持補修が容易になるという利点がある。

また、本発明のエンジンを備えた船舶は、第１気液分離器で液化天然ガスと蒸発ガスとを分離した後、分離された液化天然ガスと蒸発ガスをそれぞれ自家熱交換器に送り冷媒として使用するため、自家熱交換器の効率を高めることができる。

従来の高圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。 従来の低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。 本発明の第１実施形態に係る高圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。 本発明の第１実施形態に係る低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。 本発明の第２実施形態に係る高圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。 本発明の第２実施形態に係る低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。 温度と圧力によるメタンの相変化を概略的に示すグラフである。

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。本発明のエンジンを備えた船舶は、海上及び陸上で様々な応用と適用が可能である。また、下記の実施形態は、他の様々な形態に変更することができ、本発明の範囲は下記の実施形態によって限定されない。

図３は、本発明の第１実施形態に係る高圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。

本実施形態における蒸発ガスは、貯蔵タンク（１００）から排出された蒸発ガスの通称であり、必ずしも気体状態である場合だけを意味するのではなく、気体状態である場合、気液混合状態である場合、液体状態である場合、および超臨界流体状態である場合を包括する。

図３を参照すると、本実施形態のエンジンを備えた船舶は、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスを熱交換させる自家熱交換器（４１０）；貯蔵タンク（１００）から排出された後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスを多段階で圧縮する多段圧縮機（２００）；多段圧縮機（２００）で圧縮された後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスの一部を膨張させる第１減圧装置（７１０）；及び、多段圧縮機（２００）で圧縮された後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスの他の一部を膨張させる第２減圧装置（７２０）；を備える。

本実施形態の自家熱交換器（４１０）では、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガス（図３のａ流れ）と、多段圧縮機（２００）で圧縮された蒸発ガス（図３のｂ流れ）と、第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガス（図３のｃ流れ）が熱交換する。すなわち、自家熱交換器（４１０）は、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガス（図３のａ流れ）；及び第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガス（図３のｃ流れ）；を冷媒として、多段圧縮機（２００）で圧縮された蒸発ガス（図３のｂ流れ）を冷却する。自家熱交換器の自家（Ｓｅｌｆ−）は、低温の蒸発ガス自体を冷却流体として使用して高温の蒸発ガスと熱交換させることを意味する。

本実施形態のエンジンを備えた船舶は、第１減圧装置（７１０）を通過した蒸発ガスを自家熱交換器（４１０）でさらに熱交換の冷媒として使用するため、再液化効率を高めることができる。

本実施形態の貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスは大別して、３つの方法で運用され、臨界点以上の圧力で圧縮されてエンジンの燃料として使用されるか、臨界点以下の比較的低圧力で圧縮されて発電機に送られるか、エンジン及び発電機が必要とする量を充足させた後に残った蒸発ガスは再液化されて貯蔵タンク（１００）に戻される。

本実施形態では、発電機に送るために膨張させる蒸発ガスが、圧力だけでなく温度も低くなるという点を利用し、第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガスを再び自家熱交換器に送って熱交換の冷媒として使用した後に発電機に送る。

本実施形態の多段圧縮機（２００）は、貯蔵タンク（１００）から排出された後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスを多段階で圧縮する。本実施形態の多段圧縮機（２００）は、蒸発ガスを圧縮する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、圧縮シリンダー（２１０、２２０、２３０、２４０、２５０）によって圧縮されて圧力だけでなく温度も上がった蒸発ガスを冷却する複数の冷却器（３１０、３２０、３３０、３４０、３５０）を備える。本実施形態では、多段圧縮機（２００）が５つの圧縮シリンダー（２１０、２２０、２３０、２４０、２５０）、および５つの冷却器（３１０、３２０、３３０、３４０、３５０）を備えて、多段圧縮機（２００）を通過する蒸発ガスが５段階の圧縮過程を経る場合を例に挙げて説明したが、これに限定されない。

図７は、温度と圧力によるメタンの相変化を概略的に示すグラフである。図７を参照すると、メタンは約−８０℃以上の温度および約５０ｂａｒ以上の圧力条件になると超臨界流体の状態になる。すなわち、メタンの場合、約−８０℃、５０ｂａｒの状態が臨界点になる。超臨界流体の状態は、液体状態や気体状態と異なる第３の状態である。ただし、蒸発ガスを含む窒素の含量によって臨界点は変わる。

一方、臨界点以上の圧力で臨界点より低い温度になると、一般的な液体状態と異なる、高い密度の超臨界流体状態と類似な状態になることがあり、臨界点以上の圧力及び臨界点以下の温度を有する流体も包括して超臨界流体と称することもあるが、本明細書では、臨界点以上の圧力及び臨界点以下の温度を有する蒸発ガスの状態を、以下、「高圧液体状態」という。

図７を参照すると、比較的低圧の気体状態（図７のＸ）の天然ガスは、温度及び圧力を下げても気体状態（図７のＸ´）を維持することがあるが、気体の圧力を高めた後には（図７のＹ）温度及び圧力を同様に下げても一部が液化されて気液混合状態（図７のＹ´）になることが分かる。すなわち、天然ガスが自家熱交換器（４１０）を通過する前に天然ガスの圧力を高めるほど液化効率が高くなり、圧力を十分に高めることができれば理論的には１００％の液化も可能（図７のＺ→Ｚ´）であることが分かる。

したがって、本実施形態の多段圧縮機（２００）は、蒸発ガスを再液化するため貯蔵タンク（１００）から排出された蒸発ガスを圧縮する。

本実施形態の第１減圧装置（７１０）は、多段圧縮機（２００）で多段階の圧縮過程を経た後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスの一部（図３のｃ流れ）を膨張させる。第１減圧装置（７１０）は膨張機または膨張バルブである。

本実施形態の第２減圧装置（７２０）は、多段圧縮機（２００）で多段階の圧縮過程を経た後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスの他の一部を膨張させる。第２減圧装置（７２０）は膨張機または膨張バルブである。

本実施形態のエンジンを備えた船舶は、自家熱交換器（４１０）を通過し冷却されて第２減圧装置（７２０）で膨張されて一部再液化された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（５００）をさらに備えることができる。気液分離器（５００）で分離されたＬＮＧは貯蔵タンク（１００）に送られ、気液分離器（５００）で分離された気体状態の蒸発ガスは、貯蔵タンク（１００）から自家熱交換器（４１０）まで蒸発ガスが送られるライン上に送られる。

本実施形態のエンジンを備えた船舶は、必要に応じて貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスを遮断する第１バルブ（６１０）；及び第１減圧装置（７１０）と自家熱交換器（４１０）を通過した後で発電機に送られる蒸発ガス（図３のｃ流れ）の温度を高める加熱器（８００）；のいずれか１つ以上をさらに備えることができる。第１バルブ（６１０）は、平常時には開いた状態を維持し、貯蔵タンク（１００）の管理及び補修作業などの必要な場合に閉じることになる。

また、本実施形態のエンジンを備えた船舶が気液分離器（５００）を具備する場合、本実施形態のエンジンを備えた船舶は、気液分離器（５００）で分離されて自家熱交換器（４１０）に送られる気体状態の蒸発ガスの流量を調節する第２バルブ（６２０）をさらに備えることができる。

以下、本実施形態における流体の流れを説明する。後述する蒸発ガスの温度及び圧力は大まかな理論値を示し、蒸発ガスの温度、エンジンの要求圧力、多段圧縮機の設計方式、船舶の速度などによって異なる。

外部からの熱伝達により貯蔵タンク（１００）の内部で発生した、約−１３０〜−８０℃の常圧蒸発ガスは、所定圧力以上になると排出されて自家熱交換器（４１０）に送られる。

貯蔵タンク（１００）から排出された約−１３０〜−８０℃の蒸発ガスは、気液分離器（５００）で分離された約−１６０〜−１１０℃の常圧蒸発ガスと混合されて、約−１４０〜−１００℃の常圧状態になって自家熱交換器（４１０）に送られる。

貯蔵タンク（１００）から自家熱交換器（４１０）に送られた蒸発ガス（図３のａ流れ）は、多段圧縮機（２００）を通過した約４０〜５０℃、１５０〜４００ｂａｒの蒸発ガス（図３のｂ流れ）；及び第１減圧装置（７１０）を通過した約−１４０〜−１１０℃、６〜１０ｂａｒの蒸発ガス（図３のｃ流れ）；と熱交換して、約−９０〜４０℃の常圧状態になる。貯蔵タンク（１００）から排出された蒸発ガス（図３のａ流れ）は、第１減圧装置（７１０）を通過した蒸発ガス（図３のｃ流れ）と共に、多段圧縮機（２００）で圧縮された後で自家熱交換器（４１０）に送られた蒸発ガス（図３のｂ流れ）を冷却する冷媒として使用されたものである。

貯蔵タンク（１００）から排出された後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスは、多段圧縮機（２００）によって多段階で圧縮される。本実施形態では、多段圧縮機（２００）を通過した蒸発ガスの一部を高圧エンジンの燃料として使用するので、多段圧縮機（２００）で蒸発ガスを高圧エンジンが要求する圧力まで圧縮する。高圧エンジンがＭＥ−ＧＩエンジンである場合、多段圧縮機（２００）を通過した蒸発ガスは、約４０〜５０℃、１５０〜４００ｂａｒの状態になる。

多段圧縮機（２００）で多段階の圧縮過程を経て臨界点以上の圧力まで圧縮された蒸発ガスは、一部が高圧エンジンで燃料として使用され、他の一部は自家熱交換器（４１０）に送られる。多段圧縮機（２００）で圧縮された後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスは、約−１３０〜−９０℃、１５０〜４００ｂａｒの状態になる。

多段圧縮機（２００）で圧縮された後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガス（図３のｂ流れ）は、２つの流れに分岐して、一方の流れは第１減圧装置（７１０）で膨張され、他方の流れは第２減圧装置（７２０）で膨張される。

自家熱交換器（４１０）を通過した後に第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガスは（図３のｃ流れ）、再び自家熱交換器（４１０）に送られ、多段圧縮機（２００）を通過した蒸発ガス（図３のｂ流れ）を冷却する冷媒として熱交換された後、発電機に送られる。

自家熱交換器（４１０）を通過した後に第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガスは、約−１４０〜−１１０℃、６〜１０ｂａｒである。第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガスは発電機に送られ、発電機の要求圧力である約６〜１０ｂａｒまで膨張させる。また、第１減圧装置（７１０）を通過した蒸発ガスは気液混合状態であり得る。

第１減圧装置（７１０）で膨張された後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスは、約−９０〜４０℃、６〜１０ｂａｒであり、第１減圧装置（７１０）を通過した蒸発ガスは自家熱交換器（４１０）で冷熱を奪われて気体状態になる。

第１減圧装置（７１０）及び自家熱交換器（４１０）を通過した後で発電機に送られる蒸発ガスは、発電機の上流に設置された加熱器（８００）によって発電機が必要とする温度に調節することができる。加熱器（８００）を通過した蒸発ガスは約４０〜５０℃、６〜１０ｂａｒの気体状態であり得る。

自家熱交換器（４１０）を通過した後に第２減圧装置（７２０）で膨張された蒸発ガスは、約−１４０〜−１１０℃、２〜１０ｂａｒである。また、第２減圧装置（７２０）を通過した蒸発ガスはその一部が液化される。第２減圧装置（７２０）を通過して一部液化された蒸発ガスは、気液混合状態で直ちに貯蔵タンク（１００）に送られるか、気液分離器（５００）に送られて液体状態と気体状態とに分離される。

一部液化された蒸発ガスが気液分離器（５００）に送られる場合には、気液分離器（５００）で分離された約−１６３℃の常圧のＬＮＧは貯蔵タンク（１００）に送られ、気液分離器（５００）で分離された約−１６０〜−１１０℃の常圧の気体状態の蒸発ガスは、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスと共に自家熱交換器（４１０）に送られる。気液分離器（５００）で分離されて自家熱交換器（４１０）に送られる蒸発ガスは、第２バルブ（６２０）によって流量が調節される。

図４は、本発明の第１実施形態に係る低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。

図４に示した低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムは、図３に示した高圧エンジンを備えた場合に比べて、多段圧縮機（２００）によって多段階で圧縮された蒸発ガスの一部がエンジンに送られるのではなく、第１減圧装置（７１０）及び自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスが発電機および／またはエンジンに送られるということで相違点があり、以下では相違点を中心に説明する。前述した高圧エンジンを備えた船舶と同一部材については、詳細な説明を省略する。

図３に示した部分再液化システムが適用される船舶に備えられる高圧エンジンと、図４に示した部分再液化システムが適用される船舶が備えられる低圧エンジンは、エンジンの燃料として臨界点以上の圧力を有する天然ガスを使用するか否かによって区別する。すなわち、臨界点以上の圧力の天然ガスを燃料として使用するエンジンが高圧エンジンであり、臨界点未満の圧力の天然ガスを燃料として使用するエンジンが低圧エンジンである。図５に示した部分再液化システムが適用される船舶が備える高圧エンジンと、図６に図示した部分再液化システムが適用される船舶が備える低圧エンジンも同一である。

高圧エンジンには約３００ｂａｒ程度の天然ガスを燃料として使用するＭＥ−ＧＩエンジンがあり、低圧エンジンには約６ｂａｒ程度の天然ガスを燃料として使用するＤＦエンジンがある。更に、本発明は、約２０ｂａｒ程度の天然ガスを燃料として使用するＸ−ＤＦエンジンなどの中圧エンジンを備えた船舶にも応用することができる。図５及び図６に示した第２実施形態も同じである。

図４を参照すると、本実施形態のエンジンを備えた船舶は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、自家熱交換器（４１０）、多段圧縮機（２００）、第１減圧装置（７１０）、及び第２減圧装置（７２０）を備える。

本実施形態の自家熱交換器（４１０）は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガス（図４のａ流れ）と、多段圧縮機（２００）で圧縮された蒸発ガス（図４のｂ流れ）と、第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガス（図４のｃ流れ）を熱交換させる。すなわち、自家熱交換器（４１０）は、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガス（図４のａ流れ）；及び第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガス（図４のｃ流れ）；を冷媒として、多段圧縮機（２００）で圧縮された蒸発ガス（図４のｂ流れ）を冷却する。

本実施形態の多段圧縮機（２００）は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、貯蔵タンク（１００）から排出された後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスを多段階で圧縮する。また、本実施形態の多段圧縮機（２００）は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、複数の圧縮シリンダー（２１０、２２０、２３０、２４０、２５０）、および複数の冷却器（３１０、３２０、３３０、３４０、３５０）を備えることができる。

本実施形態の第１減圧装置（７１０）は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、多段圧縮機（２００）で多段階の圧縮過程を経た後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスの一部（図４のｃ流れ）を膨張させる。第１減圧装置（７１０）は膨張機または膨張バルブである。

本実施形態の第２減圧装置（７２０）は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、多段圧縮機（２００）で多段階の圧縮過程を経た後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスの他の一部を膨張させる。第２減圧装置（７２０）は膨張機または膨張バルブである。

本実施形態のエンジンを備えた船舶は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、自家熱交換器（４１０）を通過して冷却され、第２減圧装置（７２０）で膨張されて一部再液化された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（５００）をさらに備えることができる。気液分離器（５００）で分離されたＬＮＧは貯蔵タンク（１００）に送られ、気液分離器（５００）で分離された気体状態の蒸発ガスは、貯蔵タンク（１００）から自家熱交換器（４１０）まで蒸発ガスが送られるライン上に送られる。

本実施形態のエンジンを備えた船舶は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、必要に応じて貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスを遮断する第１バルブ（６１０）；及び第１減圧装置（７１０）及び自家熱交換器（４１０）を通過した後で発電機に送られる蒸発ガス（図４のｃ流れ）の温度を高める加熱器（８００）；のいずれか１つ以上をさらに備えることができる。

また、本実施形態のエンジンを備えた船舶が気液分離器（５００）を含んでいる場合には、本実施形態のエンジンを備えた船舶は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、気液分離器（５００）によって分離されて自家熱交換器（４１０）に送られる気体状態の蒸発ガスの流量を調節する第２バルブ（６２０）をさらに備えることができる。

以下、本実施形態における流体の流れを説明する。

外部からの熱侵入により貯蔵タンク（１００）の内部で発生した、約−１３０〜−８０℃の常圧の蒸発ガスは、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、所定圧力以上になると排出されて自家熱交換器（４１０）に送られる。

貯蔵タンク（１００）から排出された約−１３０〜−８０℃の蒸発ガスは、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、気液分離器（５００）で分離された約−１６０〜−１１０℃の常圧の蒸発ガスと混合されて、約−１４０〜−１００℃の常圧状態になって自家熱交換器（４１０）に送られる。

貯蔵タンク（１００）から自家熱交換器（４１０）に送られた蒸発ガス（図４のａ流れ）は、多段圧縮機（２００）を通過した約４０〜５０℃、１００〜３００ｂａｒの蒸発ガス（図４のｂ流れ）；及び第１減圧装置（７１０）を通過した約−１４０〜−１１０℃、６〜２０ｂａｒの蒸発ガス（図４のｃ流れ）；と熱交換されて、約−９０〜４０℃の常圧状態になる。貯蔵タンク（１００）から排出された蒸発ガス（図４のａ流れ）は、第１減圧装置（７１０）を通過した蒸発ガス（図４のｃ流れ）と共に、多段圧縮機（２００）で圧縮された後で自家熱交換器（４１０）に送られた蒸発ガス（図４のｂ流れ）を冷却する冷媒として使用されたものである。

貯蔵タンク（１００）から排出された後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスは、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、多段圧縮機（２００）によって多段階で圧縮される。

本実施形態の低圧エンジンを備えた船舶は、図２に示した従来の場合とは異なり、１つの多段圧縮機を備えるため、維持補修が容易になるという利点がある。

ただし、多段圧縮機（２００）によって多段階の圧縮過程を経て臨界点以上の圧力まで圧縮された蒸発ガスは、図３に示した高圧エンジンを備える場合と異なり、一部がエンジンに送られるのではなく、全てが自家熱交換器（４１０）に送られる。

本実施形態では、図３に示した高圧エンジンを備える場合とは異なり、多段圧縮機（２００）を通過した蒸発ガスの一部が直ちにエンジンに送られないため、多段圧縮機（２００）でエンジンの要求圧力まで蒸発ガスを圧縮する必要はない。しかし、再液化効率のために、多段圧縮機（２００）によって蒸発ガスを臨界点以上の圧力まで圧縮することが好ましく、さらに好ましくは１００ｂａｒ以上まで圧縮した方が良い。多段圧縮機（２００）を通過した蒸発ガスは、約４０〜５０℃、１００〜３００ｂａｒの状態になる。

多段圧縮機（２００）で圧縮された後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガス（図４のｂ流れ）は、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、２つの流れに分岐し、一方の流れは第１減圧装置（７１０）で膨張され、他方の流れは第２減圧装置（７２０）で膨張される。多段圧縮機（２００）で圧縮された後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスは、約−１３０〜−９０℃、１００〜３００ｂａｒの状態になる。

自家熱交換器（４１０）を通過した後に第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガスは、（図４のｃ流れ）、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、再び自家熱交換器（４１０）に送られ、多段圧縮機（２００）を通過した蒸発ガス（図４のｂ流れ）を冷却する冷媒として熱交換される。

ただし、第１減圧装置（７１０）で膨張された後に再び自家熱交換器（４１０）で熱交換された蒸発ガスは、図３に示した高圧エンジンを備える場合とは異なり、発電機だけでなく低圧エンジンにも送ることができる。

自家熱交換器（４１０）を通過した後に第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガスは、約−１４０〜−１１０℃、６〜２０ｂａｒである。ただし、低圧エンジンがガスタービンである場合、自家熱交換器（４１０）を通過した後に第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガスは約５５ｂａｒである。

第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガスは低圧エンジンおよび／または発電機に送られ、低圧エンジンおよび／または発電機の要求圧力まで膨張させる。また、第１減圧装置（７１０）を通過した蒸発ガスは気液混合状態であり得る。

第１減圧装置（７１０）で膨張された後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスは、約−９０〜４０℃、６〜２０ｂａｒであり、第１減圧装置（７１０）を通過した蒸発ガスは自家熱交換器（４１０）で冷熱を奪われて気体状態になる。ただし、低圧エンジンがガスタービンである場合、第１減圧装置（７１０）で膨張された後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスは約５５ｂａｒである。

第１減圧装置（７１０）及び自家熱交換器（４１０）を通過した後に低圧エンジンおよび／または発電機に送られる蒸発ガスは、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、加熱器（８００）で発電機が必要とする温度に調節することができる。加熱器（８００）を通過した蒸発ガスは約４０〜５０℃、６〜２０ｂａｒの気体状態であり得る。ただし、低圧エンジンがガスタービンである場合、加熱器（８００）を通過した蒸発ガスは約５５ｂａｒである。

発電機は約６〜１０ｂａｒの圧力を必要とし、低圧エンジンは約６〜２０ｂａｒの圧力を必要とする。低圧エンジンにはＤＦのエンジン、Ｘ−ＤＦエンジン、またはガスタービンがある。ただし、低圧エンジンがガスタービンである場合、ガスタービンは約５５ｂａｒの圧力を必要とする。

自家熱交換器（４１０）を通過した後に第２減圧装置（７２０）で膨張された蒸発ガスは、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、約−１４０〜−１１０℃、２〜１０ｂａｒである。また、第２減圧装置（７２０）を通過した蒸発ガスは、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、一部が液化される。第２減圧装置（７２０）を通過して一部液化された蒸発ガスは、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、気液混合状態で直ちに貯蔵タンク（１００）に送られるか、気液分離器（５００）に送られて液体状態と気体状態とに分離される。

一部液化された蒸発ガスが気液分離器（５００）に送られる場合には、図３に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、気液分離器（５００）で分離された約−１６３℃の常圧のＬＮＧは貯蔵タンク（１００）に送られ、気液分離器（５００）で分離された約−１６０〜−１１０℃の常圧の気体状態の蒸発ガスは、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスと共に自家熱交換器（４１０）に送られる。気液分離器（５００）で分離されて自家熱交換器（４１０）に送られる蒸発ガスは第２バルブ（６２０）によって流量の調節ができる。

図５は、本発明の第２実施形態に係る高圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。

図５を参照すると、本実施形態のエンジンを備えた船舶は、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスを熱交換させる自家熱交換器（４１０）；貯蔵タンク（１００）から排出された後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスを多段階で圧縮する多段圧縮機（２００）；多段圧縮機（２００）で圧縮された後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスの一部を膨張させる第１減圧装置（７１０）；多段圧縮機（２００）で圧縮された後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガスの他の一部を膨張させる第２減圧装置（７２０）；と、多段圧縮機（２００）で圧縮されて自家熱交換器（４１０）で冷却された後に第１減圧装置（７１０）で膨張されて一部再液化されたＬＮＧと気体状態で残っている蒸発ガスとを分離する第１気液分離器（５２０）；を備える。

本実施形態の自家熱交換器（４１０）は、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガス（ａ流れ）と、多段圧縮機（２００）で圧縮された蒸発ガス（ｂ流れ）と、第１気液分離器（５２０）で分離されたＬＮＧ（ｃ流れ）と、第１気液分離器（５２０）で分離された蒸発ガス（ｄ流れ）とを熱交換させる。

すなわち、自家熱交換器（４１０）は、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガス（図５のａ流れ）；第１気液分離器（５２０）で分離されたＬＮＧ（ｃ流れ）；及び第１気液分離器（５２０）で分離された蒸発ガス（ｄ流れ）；を冷媒として、多段圧縮機（２００）で圧縮された蒸発ガス（ｂ流れ）を冷却する。

本実施形態の貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスは大別して３つの方法で運用される。臨界点以上の圧力で圧縮されて高圧エンジンの燃料として使用されるか、臨界点以下の比較的低い圧力で圧縮されて発電機に送られるか、高圧エンジン及び発電機が必要とする量を満たした後に余った蒸発ガスは再液化されて貯蔵タンク（１００）に戻される。

本実施形態では、発電機に送るために膨張させる蒸発ガスが、圧力だけでなく温度も低くなるという点を利用して、第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガスを再び自家熱交換器（４１０）に送って熱交換の冷媒として使用した後、発電機に送る。

ただし、後述するように、第１減圧装置（７１０）で膨張された蒸発ガスを直ちに自家熱交換器（４１０）に送るのではなく、第１気液分離器（５２０）でＬＮＧと蒸発ガスとを分離した後に分離されたＬＮＧと蒸発ガスを各々熱交換器（４１０）に送る。

本実施形態の多段圧縮機（２００）は、貯蔵タンク（１００）から排出された後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガス（ａ流れ）を多段階で圧縮する。本実施形態の多段圧縮機（２００）は、蒸発ガスを圧縮する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、圧縮シリンダー（２１０、２２０、２３０、２４０、２５０）で圧縮されて圧力だけでなく温度も上がった蒸発ガスを冷却する複数の冷却器（３１０、３２０、３３０、３４０、３５０）を備える。本実施形態では、多段圧縮機（２００）が５つの圧縮シリンダー（２１０、２２０、２３０、２４０、２５０）、および５つの冷却器（３１０、３２０、３３０、３４０、３５０）を備えて、多段圧縮機（２００）を通過する蒸発ガスが５段階の圧縮過程を経る場合を例に挙げて説明するが、これに限定されない。

本実施形態の第１減圧装置（７１０）は、多段圧縮機（２００）によって多段階の圧縮過程を経た後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガス（ｂ流れ）の一部を膨張させて第１気液分離器（５２０）に送る。第１減圧装置（７１０）は膨張機または膨張バルブである。

本実施形態のエンジンを備えた船舶は、第１減圧装置（７１０）を通過した流体を自家熱交換器（４１０）で更に熱交換の冷媒として使用するため、再液化効率を高めることができる。

本実施形態の第１気液分離器（５２０）は、多段圧縮機（２００）によって圧縮され自家熱交換器（４１０）で冷却された後に第１減圧装置（７１０）で膨張されて一部が再液化されたＬＮＧと気体状態で残っている蒸発ガスとを分離する。第１気液分離器（５２０）で分離されたＬＮＧ（ｃ流れ）と第１気液分離器（５２０）で分離された蒸発ガス（ｄ流れ）は、それぞれが熱交換器（４１０）に送られ、多段圧縮機（２００）で圧縮された後に自家熱交換器（４１０）に送られた蒸発ガス（ｂ流れ）を冷却する冷媒として使用される。

もし第１気液分離器（５２０）を備えず、第１減圧装置（７１０）で膨張された流体を直接自家熱交換器（４１０）に送り冷媒として使用すると、気液混合状態の流体が自家熱交換器（４１０）の内部に流入し、気液混合状態の流体が自家熱交換器（４１０）の内部に流入すると、自家熱交換器（４１０）の内部の流路で流体が均一に流れなくなるため、自家熱交換器（４１０）の熱交換効率が低下する恐れがある。従って、本実施形態は、第１気液分離器（５２０）でＬＮＧと蒸発ガスとを分離して各々熱交換器（４１０）に送ることで、自家熱交換器（４１０）の効率低下の問題を改善した。

本実施形態の第２減圧装置（７２０）は、多段圧縮機（２００）によって多段階の圧縮過程を経た後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガス（ｂ流れ）のうち第１減圧装置（７１０）に送られなかった他の一部の蒸発ガスを膨張させる。第２減圧装置（７２０）は膨張機または膨張バルブである。多段圧縮機（２００）、自家熱交換器（４１０）及び第２減圧装置（７２０）を通過した蒸発ガスは、一部または全部が再液化される。

本実施形態のエンジンを備えた船舶は、多段圧縮機（２００）、自家熱交換器（４１０）及び第２減圧装置（７２０）を通過し、一部再液化されたＬＮＧと、気体状態で残っている蒸発ガスとを分離する、第２気液分離器（５１０）をさらに備えることができる。第２気液分離器（５１０）で分離されたＬＮＧは貯蔵タンク（１００）に送られ、第２気液分離器（５１０）で分離された気体状態の蒸発ガスは、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガス（ａ流れ）と合流して自家熱交換器（４１０）に送られる。

本実施形態のエンジンを備えた船舶は、必要に応じて貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスを遮断する第１バルブ（６１０）；及び第１気液分離器（５２０）で分離された後に自家熱交換器（４１０）で冷媒として使用されたＬＮＧ（ｃ流れ）と、第１気液分離器（５２０）で分離された後に自家熱交換器（４１０）で冷媒として使用された蒸発ガス（ｄ流れ）が合流した流れが発電機に送られるライン上に設置されて蒸発ガスの温度を高める加熱器（８００）；のいずれか１つ以上をさらに備えることができる。第１バルブ（６１０）は、平常時には主に開いた状態を維持し、貯蔵タンク（１００）の管理及び補修作業などの必要な場合に閉じることになる。

また、本実施形態のエンジンを備えた船舶が第２気液分離器（５１０）を備える場合、本実施形態のエンジンを備えた船舶は、第２気液分離器（５１０）で分離されて自家熱交換器（４１０）に送られる気体状態の蒸発ガスの流量を調節する第２バルブ（６２０）をさらに備えることができる。

図６は、本発明の第２実施形態に係る低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムの概略的な構成図である。

図６に図示した低圧エンジンを備えた船舶に適用される部分再液化システムは、図５に示した高圧エンジンを備える場合に比べて、多段圧縮機（２００）によって多段階で圧縮された蒸発ガスの一部がエンジンに送られるのではなく、第１気液分離器（５２０）で分離されたＬＮＧと蒸発ガスがそれぞれ自家熱交換器（４１０）を通過した後に合流して発電機および／またはエンジンに送られるという点で相違点があり、以下において相違点を中心に説明する。前述の高圧エンジンを備えた船舶と同一部材については詳細な説明を省略する。

図６を参照すると、本実施形態のエンジンを備えた船舶は、図５に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、自家熱交換器（４１０）、多段圧縮機（２００）、第１減圧装置（７１０）、第２減圧装置（７２０）、及び第１気液分離器（５２０）を備える。

本実施形態の自家熱交換器（４１０）は、図５に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガス（ａ流れ）と、多段圧縮機（２００）で圧縮された蒸発ガス（ｂ流れ）と、第１気液分離器（５２０）で分離されたＬＮＧ（ｃ流れ）と、第１気液分離器（５２０）で分離された蒸発ガス（ｄ流れ）を熱交換させる。すなわち、自家熱交換器（４１０）は、貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガス（図５のａ流れ）；第１気液分離器（５２０）で分離されたＬＮＧ（ｃ流れ）；及び第１気液分離器（５２０）で分離された蒸発ガス（ｄ流れ）；を冷媒として、多段圧縮機（２００）によって圧縮された蒸発ガス（ｂ流れ）を冷却する。

本実施形態の多段圧縮機（２００）は、図５に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、貯蔵タンク（１００）から排出された後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガス（ａ流れ）を多段階で圧縮する。また、本実施形態の多段圧縮機（２００）は、図５に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、複数の圧縮シリンダー（２１０、２２０、２３０、２４０、２５０）、および複数の冷却器（３１０、３２０、３３０、３４０、３５０）を備えることができる。

本実施形態の第１減圧装置（７１０）は、図５に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、多段圧縮機（２００）によって多段階の圧縮過程を経た後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガス（ｂ流れ）の一部を膨張させて第１気液分離器（５２０）に送る。第１減圧装置（７１０）は膨張機または膨張バルブである。

本実施形態の第１気液分離器（５２０）は、図５に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、多段圧縮機（２００）によって圧縮され自家熱交換器（４１０）で冷却された後に第１減圧装置（７１０）で膨張されて一部再液化されたＬＮＧと気体状態で残っている蒸発ガスとを分離する。第１気液分離器（５２０）で分離されたＬＮＧ（ｃ流れ）と第１気液分離器（５２０）で分離された蒸発ガス（ｄ流れ）はそれぞれ熱交換器（４１０）に送られ、多段圧縮機（２００）で圧縮された後に自家熱交換器（４１０）に送られた蒸発ガス（ｂ流れ）を冷却する冷媒として使用される。

本実施形態の第２減圧装置（７２０）は、図５に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、多段圧縮機（２００）によって多段階の圧縮過程を経た後に自家熱交換器（４１０）を通過した蒸発ガス（ｂ流れ）のうち、第１減圧装置（７１０）に送られなかった他の一部の蒸発ガスを膨張させる。第２減圧装置（７２０）は膨張機または膨張バルブである。多段圧縮機（２００）、自家熱交換器（４１０）及び第２減圧装置（７２０）を通過した蒸発ガスは、一部または全部が再液化される。

本実施形態のエンジンを備えた船舶は、図５に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、多段圧縮機（２００）、自家熱交換器（４１０）及び第２減圧装置（７２０）を通過して一部再液化されたＬＮＧと、気体状態で残っている蒸発ガスとを分離する、第２気液分離器（５１０）をさらに備えることができる。第２気液分離器（５１０）で分離されたＬＮＧは貯蔵タンク（１００）に送られ、第２気液分離器（５１０）で分離された気体状態の蒸発ガスは貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガス（ａ流れ）と合流して自家熱交換器（４１０）に送られる。

本実施形態のエンジンを備えた船舶は、図５に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、必要に応じて貯蔵タンク（１００）から排出される蒸発ガスを遮断する第１バルブ（６１０）；及び第１気液分離器（５２０）で分離された後に自家熱交換器（４１０）で冷媒として使用されたＬＮＧ（ｃ流れ）と、第１気液分離器（５２０）で分離された後に自家熱交換器（４１０）で冷媒として使用された蒸発ガス（ｄ流れ）が合流した流れが発電機に送られるライン上に設置されて蒸発ガスの温度を高める加熱器（８００）；のいずれか１つ以上をさらに備えることができる。

また、本実施形態のエンジンを備えた船舶が第２気液分離器（５１０）を備える場合、図５に示した高圧エンジンを備える場合と同様に、本実施形態のエンジンを備えた船舶は、第２気液分離器（５１０）で分離されて自家熱交換器（４１０）に送られる気体状態の蒸発ガスの流量を調節する第２バルブ（６２０）をさらに備えることができる。

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超えない範囲内で様々な修正または変更した実施が可能であることは、本発明が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。

Claims (19)

1. 貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを熱交換させる自家熱交換器；
   前記貯蔵タンクから排出された後に前記自家熱交換器を通過した蒸発ガスを多段階で圧縮する多段圧縮機；
   前記多段圧縮機で圧縮された後に前記自家熱交換器を通過した蒸発ガスの一部を膨張させる第１減圧装置；
   前記多段圧縮機で圧縮された後に前記自家熱交換器を通過した蒸発ガスの他の一部を膨張させる第２減圧装置；を備え、
   前記自家熱交換器は、前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスと、前記第１減圧装置により膨張された蒸発ガスとを冷媒として、前記多段圧縮機で圧縮された蒸発ガスを冷却し、
   前記多段圧縮機で圧縮されて前記自家熱交換器で冷却された後に前記第１減圧装置で膨張されて一部再液化された液化天然ガスと気体状態で残っている蒸発ガスとを分離する、第１気液分離器をさらに備え、
   前記自家熱交換器は、前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスと、前記第１気液分離器で分離された液化天然ガスと、前記第１気液分離器で分離された蒸発ガスとを冷媒として、前記多段圧縮機で圧縮された蒸発ガスを冷却することを特徴とする、エンジンを備えた船舶。
2. 前記第２減圧装置を通過した気液混合状態の蒸発ガスは、前記貯蔵タンクに送られることを特徴とする請求項１に記載のエンジンを備えた船舶。
3. 前記第２減圧装置の下流に設置されて再液化された液化天然ガスと気体状態の蒸発ガスとを分離する第２気液分離器をさらに備え、
   前記第２気液分離器で分離された液化天然ガスは前記貯蔵タンクに送られ、
   前記第２気液分離器で分離された気体状態の蒸発ガスは前記自家熱交換器に送られることを特徴とする請求項１に記載のエンジンを備えた船舶。
4. 前記多段圧縮機を通過した蒸発ガスの一部は高圧エンジンに送られることを特徴とする請求項１に記載のエンジンを備えた船舶。
5. 前記高圧エンジンはＭＥ−ＧＩエンジンであることを特徴とする請求項４に記載のエンジンを備えた船舶。
6. 前記高圧エンジンは１５０〜４００ｂａｒの圧力の天然ガスを燃料として使用する請求項４に記載のエンジンを備えた船舶。
7. 前記第１減圧装置及び前記自家熱交換器を通過した蒸発ガスは、発電機及び低圧エンジンのいずれか１つ以上に送られることを特徴とする請求項１に記載のエンジンを備えた船舶。
8. 前記低圧エンジンは、ＤＦエンジン、Ｘ−ＤＦエンジン、ガスタービンのいずれかであることを特徴とする請求項７に記載のエンジンを備えた船舶。
9. 前記低圧エンジンは６〜２０ｂａｒの圧力の天然ガスを燃料として使用することを特徴とする請求項７に記載のエンジンを備えた船舶。
10. 前記低圧エンジンは５５ｂａｒの圧力の天然ガスを燃料として使用することを特徴とする請求項７に記載のエンジンを備えた船舶。
11. 前記発電機は６〜１０ｂａｒの圧力の天然ガスを燃料として使用することを特徴とする請求項７に記載のエンジンを備えた船舶。
12. 前記多段圧縮機は、蒸発ガスを臨界点以上の圧力まで圧縮することを特徴とする請求項１に記載のエンジンを備えた船舶。
13. 前記多段圧縮機は、蒸発ガスを１００ｂａｒ以上の圧力まで圧縮することを特徴とする請求項１２に記載のエンジンを備えた船舶。
14. 前記第２気液分離器で分離されて前記自家熱交換器に送られる気体状態の蒸発ガスの流量を調節するバルブをさらに備える、請求項３に記載のエンジンを備えた船舶。
15. 前記第１減圧装置及び前記自家熱交換器を通過した蒸発ガスを前記発電機に送るライン上に設置される、加熱器をさらに備える請求項７に記載のエンジンを備えた船舶。
16. 前記第１気液分離器で分離された後に前記自家熱交換器を通過した液化天然ガスと、前記第１気液分離器で分離された後に前記自家熱交換器を通過した蒸発ガスは、合流して発電機及び低圧エンジンのいずれか１つ以上に送られることを特徴とする、請求項１に記載のエンジンを備えた船舶。
17. １）貯蔵タンクから排出された蒸発ガス（以下、「ａ流れ」という。）を多段階で圧縮し、
    ２）前記多段階で圧縮した蒸発ガス（以下、「ｂ流れ」という。）を、前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガス（ａ流れ）、「第１冷媒」及び「第２冷媒」と熱交換させ、
    ３）熱交換された蒸発ガス（ｂ流れ）を２つの流れに分岐させ、
    ４）前記３）ステップで２つに分岐した流れのうち一方の流れの蒸発ガスを膨張させ、
    ５）前記４）ステップで膨張された蒸発ガスを気液分離し、
    ６）前記５）ステップで分離された液化天然ガス（以下、「ｃ流れ」という。）を、前記２）ステップにおいて前記ｂ流れと熱交換する前記「第１冷媒」として使用し、
    ７）前記５）ステップで分離された蒸発ガス（以下、「ｄ流れ」という。）を、前記２）ステップにおいて前記ｂ流れと熱交換する前記「第２冷媒」として使用し、
    ８）前記３）ステップで２つに分岐した流れのうち他方の流れを膨張させる、方法。
18. 前記６）ステップで前記「第１冷媒」として使用された前記ｃ流れと、前記７）ステップで前記「第２冷媒」として使用された前記ｄ流れを合流させ、発電機及び低圧エンジンのいずれか１つ以上に送ることを特徴とする、請求項１７に記載の方法。
19. 前記１）ステップにおいて多段階で圧縮された蒸発ガスの一部を高圧エンジンに送ることを特徴とする、請求項１７に記載の方法。

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