JP7236474B2 - 低圧配電が適用された船舶 - Google Patents

Description

本発明は、低圧配電が適用された船舶に係り、より詳しくは、必須負荷（Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ、Ｉｍｐｏｒｔａｎｔ Ｌｏａｄ）とサービス負荷（Ｓｅｒｖｉｃｅ Ｌｏａｄ）とに分けられる船舶電力負荷を必須負荷電力系統及びサービス負荷電力系統に分離して構成することで、（例えば、４４０Ｖのような）低圧交流又は直流配電によって負荷に電力を供給することができる電力系統が適用された船舶に関する。

船舶は代表的な海上運送手段であって、近年、船舶建造技術及び電子技術の発展に伴い船舶内の電力負荷の装着が増加している傾向にある。

船舶内への電力負荷は、運航に関連する必須負荷（Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ＆ Ｉｍｐｏｒｔａｎｔ Ｌｏａｄ）と運航に関連しないサービス負荷（Ｓｅｒｖｉｃｅ Ｌｏａｄ）を含む。スラスターモータは、大型船舶の離岸・接岸のために使用される（略２ＭＷ級の）大容量負荷であって、通常のコンテナ船の場合に船首部に２つのスラスターモータが設置される。

コンテナ船の場合、必須負荷はスラスターモータ、Ｆｕｅｌ ｏｉｌ ｓｕｐｐｌｙ ｐｕｍｐ、Ｆｕｅｌ ｖａｌｖｅ ｃｏｏｌｉｎｇ ｐｕｍｐなどを含み、サービス負荷は冷凍コンテナ（Ｒｅｅｆｅｒ ｃｏｎｔａｉｎｅｒ）を含む。

また、このような船舶の必須負荷とサービス負荷は、運転時に一定の電力を消耗する連続負荷と可変周波数制御（Ｖａｒｉａｂｌｅ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｄｒｉｖｅ、ＶＦＤ）負荷、冷凍コンテナ負荷のように運転特性に応じて電力消耗量が変化する可変負荷を含み得る。通常、船舶は、交流系統の電力供給システムが適用されており、連続負荷と可変負荷とが混在して単一電力系統に連携され、システム全体は非常に大きな負荷容量を有する。

通常、大型コンテナ船の場合、単一電力系容量が１０ＭＷ以上と非常に大きい。単一系統内の大型船舶のすべての負荷に電力を供給するには、電力供給ケーブルの物量が急増するようになる。また、船舶の主な負荷は定格電圧が６９０Ｖ以下の低圧であるので、６９０Ｖ以下の低圧で電力が供給されるように電力系統を設計すると系統容量に比べて配電電圧が低く、配電盤に非常に高い電流が流れるようになる。そのため、系統内の高い電流による系統事故を抑えるために、高価の高圧用遮断設備が必要になる。定格電流が４０００～５０００Ａ以上の場合に常用遮断設備がないので、単一電力系統は容量の限界によって低圧基盤の電力供給において限界が発生するようになる。

したがって、特定の規模以上の電力系統が適用される船舶の場合、低圧系統の高電流によるケーブルの物量や系統容量の限界を解消するために、やむを得ず高圧で電力を生成しこれを低圧に変圧して負荷に電力を供給する電力供給システムを有する。

図１は、従来の一実施例に係る、連続負荷、可変負荷が混在して単一系統で構成された船舶用電力供給システムのシステム構造を示した図である。

図１を参照すると、単一電力系統内に連続負荷、可変負荷が混在している船舶用電力供給システムは、高圧発電部１０；高圧配電盤２０；高圧配電盤２０の高圧電気信号を減圧する１つ以上の減圧変圧器３０；低圧配電盤４０；連続負荷、可変負荷が混在している負荷部５０；及び非常配電盤６０を含む。

図１のように、単一系統船舶用電力供給システムの大型船舶への適用の際、系統規模が一定の大きさ以上である場合、負荷の定格電圧が低圧であっても主配電は高圧配電を適用し、負荷が連携されている下位系統に分岐されるときに高圧を低圧に減圧する減圧変圧器３０を介して電力を供給する。

図１の電力供給システムは、単一電力系統で構成されていて発電効率の面でも低い性能を有する。

交流系統の場合、負荷率が７０～８０％に達してはじめて発電効率が最適になる。このため、図１の電力供給システムでは、負荷率の７０～８０％に合わせて発電する固定ＲＰＭ発電機を利用する。発電部１０に含まれた固定ＲＰＭ発電機の発電容量は、連続負荷、可変負荷の最大負荷電力を基盤に算定される。よって、可変負荷のように運転特性において所要電力が最大負荷電力に比べて低くなるようになる場合が生じると、発電機の負荷率が低くなって発電効率が低下するようになる。

例えば、コンテナ船に図１の電力供給システムが適用される場合、コンテナ船は、代表的な可変負荷である冷凍コンテナ（Ｒｅｅｆｅｒ Ｃｏｎｔａｉｎｅｒ）を含み得る。大型コンテナ船の場合、略１０００ＦＥＵの冷凍コンテナを運送し、このような冷凍コンテナの最大所要電力は４．５～５ＭＷ程度である。冷凍コンテナの電力消耗は外気温度や船積物の種類に応じて変動する。平均的に冷凍コンテナの負荷率は、系統内の負荷端の３０～４０％内外である。このような冷凍コンテナの低い平均負荷率は、単一電力系では系統全体の負荷率の低下につながり、結局、単一電力系統全体の発電効率が低下する。すなわち、図１のシステムでは、全体の負荷のうち可変負荷の割合が大きいほど発電効率の相当な低下が発生する。

また、近年、冷却システム（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｃｏｏｌｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）を含めて運航特性に合わせて負荷端の電力消耗を最適化する可変周波数制御（ＶＦＤ、Ｖａｒｉａｂｌｅ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｄｒｉｖｅ）基盤の負荷が増加する傾向にある。このような傾向もまた全体負荷率の低下に影響を及ぼして発電効率が低下するという問題がある。

さらに、図１の電力供給システムは、高圧配電基盤で構成されており、船舶のスペース活用度にも制限がある。

図１の配電盤２０に６．６ｋＶの高圧が適用されている場合における、負荷までの電力供給過程は次のとおりである。６．６ｋＶ発電機→６．６ｋＶの高圧主配電盤（ｈｉｇｈ ｖｏｌｔａｇｅ ｍａｉｎ ｓｗｉｔｃｈｂｏａｒｄ）→６．６ｋＶ／４４０Ｖ変圧器→４４０Ｖの低圧サブ配電盤（ｌｏｗ ｖｏｌｔａｇｅ ｓｕｂ－ｓｗｉｔｃｈｂｏａｒｄ）。すなわち、図１の船舶用電力供給システムは、高圧で電力を生成し、これを低圧に減圧して負荷に電力を供給する。

図２は、図１の船舶用電力供給システムを有する従来の船舶の内部構造を説明するための図である。

図２を参照すると、船舶１０００は、エンジンルーム１０３０を含む。エンジンルーム１０３０の内部は、発電機などのような多様なエンジン設備、及びエンジン設備に連結されたその他の設備を含み、エンジンを制御するＥＣＲ（Ｅｎｇｉｎｅ ｃｏｎｔｒｏｌ Ｒｏｏｍ）及び／又は配電盤が配置されるスペースのＥＣＲ－配電盤室１００５、そして、減圧変圧器３０が配置されるスペースの変圧器室（ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ ｒｏｏｍ）１００７を含む。

前述したように、高圧配電が一部適用された図１の電力系統は、負荷に電力を供給するために大容量の減圧変圧器４０が要求される。大容量負荷を有する船舶で高圧配電が行なわれるため、減圧変圧器４０が配置される変圧器室１００７の大きさは相当である。

例えば、図１の場合、それぞれの減圧変圧器４０が６６００／４４０ＶＡＣ、３４００ｋＶＡ、３ｐｈ仕様であって、横（２．６ｍ）×縦（２．６５ｍ）×高さ（１．６ｍ）の大きさをそれぞれ有する８つの減圧変圧器４０が船舶内に設置される場合、相当なスペースが変圧器室に活用される。例えば、横（１３～１５ｍ）×縦（６～８ｍ）×高さ（６～８ｍ）（例えば、１３．２５ｍ×６．０６ｍ×６．６２ｍ）の大きさを有する船内（エンジンルーム）スペースの二か所が２つの変圧器室に活用される。結局、当該変圧器室に対応する規模だけ船内の活用可能なスペースが減るようになる。

このような発電効率の低下という問題や船内スペースの活用度の低下という問題は、コンテナ船は勿論、ＬＮＧ運搬船やＬＰＧ運搬船のような他の形態の船舶でも発生し得る。特に、ＬＮＧ運搬船やＬＰＧ運搬船で発生し得る発電効率の低下という問題や船内スペースの活用度の低下という問題については、下の図１３及び図２１を参照してさらに詳述する。

韓国公開特許公報第１０-２０１７-０１１８２８５号

本発明の第１態様によれば、必須負荷（Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）とサービス負荷（Ｓｅｒｖｉｃｅ Ｌｏａｄ）とに分けられる船舶電力負荷を必須負荷電力系統及びサービス負荷電力系統に分離して構成することで、（例えば、４４０Ｖのような）低圧配電によって負荷に電力を供給することができる電力供給システム及び前記電力供給システムが適用された船舶を提供することができる。

本発明の第２態様によれば、必須負荷（Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）とサービス負荷（Ｓｅｒｖｉｃｅ Ｌｏａｄ）とに分けられる船舶電力負荷を必須負荷電力系統及びサービス負荷電力系統に分離して、（例えば、４４０Ｖのような）低圧配電によって負荷に電力を供給することができるＬＮＧ運搬船用電力供給システムが適用されたＬＮＧ運搬船を提供することができる。

本発明の第３態様によれば、必須負荷（Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）とサービス負荷（Ｓｅｒｖｉｃｅ Ｌｏａｄ）とに分けられるＬＰＧ運搬船の電力負荷を必須負荷電力系統及びサービス負荷電力系統に分離して構成することで、各電力系統が前記高い燃料効率を有するようにする負荷率範囲に属するか、近接した負荷率を有することができるようにする電力供給システム及び前記電力供給システムが適用されたＬＰＧ運搬船を提供することができる。

本発明の第１態様に係る一実施例において、必須負荷とサービス負荷を有する船舶は、前記必須負荷に関連した第１電力系統、及び前記サービス負荷に関連した第２電力系統を含んでよい。

好ましくは、前記第１電力系統は、第１発電部、第１配電盤、及び船舶の運航に要求される必須負荷を含む第１負荷部を含んでよい。

好ましくは、前記第２電力系統は、第２発電部及び第２配電盤、及び可変負荷を含む第２負荷部を含んでよい。

好ましくは、前記第１電力系統及び第２電力系統は、低圧が適用されて負荷に電力を供給する低圧配電盤のみを含んでよい。

好ましくは、前記低圧配電盤は、交流の場合に１０００Ｖ以下（例えば、４４０Ｖ）の電圧が適用されてよい。

好ましくは、前記第１負荷部のうちの少なくとも一部の負荷は、変圧器を介さずに第１配電盤に電気的に連結されてよい。

好ましくは、前記第２負荷部のうちの少なくとも一部は、変圧器を介さずに第２配電盤に電気的に連結されてよい。

好ましくは、前記必須負荷は、スラスターモータ、エンジン燃料供給ポンプ、潤滑油ポンプ、及び冷却ポンプのうちの１つ以上を含んでよい。

好ましくは、前記船舶がコンテナ船である場合、サービス負荷は、冷凍コンテナを含んでよい。

好ましくは、前記第１電力系統及び前記第２電力系統のうちの少なくとも１つは、可変速ＲＰＭ発電機を含む。

好ましくは、前記第１発電部は、固定ＲＰＭ発電機または可変速ＲＰＭ発電機を含んでよい。

好ましくは、前記第１発電部が可変速ＲＰＭ発電機を含む場合、前記第１発電部は、交流（ＡＣ）電気信号を受信して直流（ＤＣ）電気信号に変換する交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）変換器を更に含み、前記第１負荷部は、直流（ＤＣ）電気信号を受信して交流（ＡＣ）電気信号に変換する直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）変換器を更に含んでよい。

好ましくは、前記第２発電部は、固定ＲＰＭ発電機または可変速ＲＰＭ発電機を含んでよい。

好ましくは、前記第２発電部が可変速ＲＰＭ発電機を含む場合、前記第２発電部は、交流（ＡＣ）電気信号を受信して直流（ＤＣ）電気信号に変換する交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）変換器を更に含み、前記第２負荷部は、直流（ＤＣ）電気信号を受信して交流（ＡＣ）電気信号に変換する直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）変換器を更に含んでよい。

好ましくは、前記必須負荷は、スラスターモータ、エンジン燃料供給ポンプ、潤滑油ポンプ、冷却ポンプ、及び可変周波数制御（Ｖａｒｉａｂｌｅ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｄｒｉｖｅ）基盤の負荷のうちの１つ以上を含んでよい。

好ましくは、前記第２発電部が固定ＲＰＭ発電機を含む場合、前記第２配電盤の周波数にマッチングする周波数を有する電力を発電するように構成されてよい。

好ましくは、前記第２発電部は、複数の発電機を含み、前記第２配電盤は、複数のバスを含んでよい。

好ましくは、前記船舶は、重負荷または低負荷の区間では前記複数の発電機のうちの１つの発電機のみを発電し、前記第２配電盤は、クローズ・バス（ｃｌｏｓｅｄ－ｂｕｓ）に制御されてよい。

本発明の第１態様に係る他の一実施例において、必須負荷及びサービス負荷を有する船舶は、必須負荷に関連した第１電力系統、及びサービス負荷に関連した第２電力系統を含んでよい。ここで、前記第２電力系統は、低圧電力を発電してサービス負荷に電力を供給する。

好ましくは、前記第２電力系統は、第２発電部、第２配電盤、及び船舶のサービスのためのサービス負荷を含んでよい。ここで、前記サービス負荷は、冷凍コンテナを含む。

好ましくは、前記第２配電盤は、低圧配電盤であって、船尾部のエンジンルームに配置される。

好ましくは、前記冷凍コンテナの少なくとも一部は、船首部に位置した冷凍パネルを介して第２配電盤から電力を伝達されてよい。

好ましくは、前記第２電力系統は、更に、第２配電盤の低圧電力を高圧電力に変換して前記冷凍パネルに伝達するように構成されてよい。

好ましくは、前記第２電力系統は、第２配電盤の低圧電力を高圧電力に変換する昇圧変圧器、及び前記高圧電力を低圧電力に変換して前記冷凍パネルに出力する減圧変圧器を含む。

好ましくは、前記昇圧変圧器は、エンジンルームに配置されてよい。

好ましくは、前記減圧変圧器は、居住区下部スペース（Ａｃｏｏｍ ｕｎｄｅｒ ｓｐａｃｅ）に配置されてよい。

好ましくは、前記第１電力系統及び第２電力系統は、固定ＲＰＭ発電機を含んでよい。

本発明の第１態様に係るまた他の一実施例において、必須負荷及びサービス負荷を有する船舶は、必須負荷に関連した第１電力系統、及びサービス負荷に関連した第２電力系統を含んでよい。ここで、スラスターモータは、前記第２電力系統に連携される。

好ましくは、前記第２電力系統は、第２発電部、第２配電盤、船舶のサービスのためのサービス負荷、前記スラスターモータ、及び前記サービス負荷及びスラスターモータの間に配置されたスイッチング部を含んでよい。

好ましくは、前記スイッチング部は、前記第２配電盤から前記サービス負荷またはスラスターモータへの電力供給のためのインターロッキングを行うように構成されてよい。

好ましくは、前記スイッチング部は、前記スラスターモータが動作する場合、前記第２発電部から前記第２配電盤を介して前記スラスターモータに電力を供給するようにスイッチングされてよい。

好ましくは、前記スイッチング部は、前記スラスターモータが動作しない場合、前記第２発電部から前記第２配電盤を介して前記サービス負荷に電力を供給するようにスイッチングされてよい。

好ましくは、前記船舶は、前記第２配電盤とスイッチング部との間に配置された昇圧変圧器、及び前記スイッチング部とサービス負荷との間に配置された減圧変圧器を更に含んでよい。

好ましくは、前記第１電力系統及び第２電力系統は、固定ＲＰＭ発電機を含んでよい。

好ましくは、前記第２発電部は、可変速ＲＰＭ発電機を含んでよい。

好ましくは、前記可変速ＲＰＭ発電機から受信された電力の周波数を第２配電盤の周波数とマッチングするための電力変換器を更に含んでよい。

本発明の第２態様に係る一実施例において、必須負荷及びサービス負荷を有するＬＮＧ運搬船は、必須負荷に関連した第１電力系統、及びサービス負荷に関連した第２電力系統を含んでよい。

好ましくは、前記第１電力系統は、第１発電部、第１配電盤、及び船舶の運航に要求される連続負荷を含む第１負荷部を含んでよい。

好ましくは、前記第２電力系統は、第２発電部及び第２配電盤、及び可変負荷を含む第２負荷部を含んでよい。

好ましくは、前記第１電力系統及び第２電力系統は、低圧が適用されて負荷に電力を供給する低圧配電盤のみを含んでよい。

好ましくは、前記第１電力系統及び第２電力系統は、固定ＲＰＭ発電機を含んでよい。

好ましくは、前記第１電力系統は、固定ＲＰＭ発電機を含み、前記第２電力系統は、可変ＲＰＭ発電機を含んでよい。

好ましくは、前記第２電力系統は、前記可変ＲＰＭ発電機から受信された電気信号の周波数を第２配電盤の周波数とマッチングするための電力変換器を更に含んでよい。

好ましくは、前記第２電力系統は、発電部から出力された交流（ＡＣ）電気信号を直流（ＤＣ）電気信号に変換する交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）コンバータ、及び前記直流（ＤＣ）電気信号を交流（ＡＣ）電気信号に変換する直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）インバータを含んでよい。

好ましくは、少なくとも第２電力系統は、高圧が適用されて負荷に電力を供給する高圧配電盤を含んでよい。

好ましくは、前記第１電力系統及び第２電力系統は、固定ＲＰＭ発電機を含んでよい。

好ましくは、前記第１電力系統は、固定ＲＰＭ発電機を含み、前記第２電力系統は、可変ＲＰＭ発電機を含んでよい。

本発明の第２態様に係る他の一実施例において、必須負荷及びサービス負荷を有するＬＮＧ運搬船は、必須負荷に関連した第１電力系統、及びサービス負荷に関連した第２電力系統を含んでよい。 ここで、スラスターモータは、前記第２電力系統に連携される。

好ましくは、前記ＬＮＧ運搬船は：スイッチングするように構成され、前記第１電力系統で発電した電力を前記第２電力系統のスラスターモータへ伝達させるスイッチング部を更に含んでよい。

好ましくは、前記スイッチング部は：前記スラスターモータが動作を開始する場合、前記第１電力系統で発電した電力を前記第２電力系統のスラスターモータへ伝達するようにスイッチングするように構成される。

好ましくは、前記スイッチング部は、前記スラスターモータが動作を終了する場合、前記第１電力系統で発電した電力を前記必須負荷へ伝達するようにスイッチングするように構成される。

好ましくは、前記スイッチング部は、ＳＰＤＴ（Ｓｉｎｇｌｅ Ｐｏｌｅ Ｄｏｕｂｌｅ Ｔｈｒｏｗ）を含んでよい。

好ましくは、前記第１電力系統は、低圧配電を行うように構成され、前記第２電力系統は、高圧配電を行うように構成されてよい。また、前記ＬＮＧ運搬船は、前記スイッチング部からの低圧電気信号を受信して高圧電気信号に昇圧する変圧器を更に含んでよい。

本発明の第３態様に係る一実施例において、必須負荷及びサービス負荷を有するＬＰＧ運搬船は、前記ＬＰＧ運搬船の必須負荷に関連した第１電力系統、及び前記第１電力系統と分離された、前記ＬＰＧ運搬船のサービス負荷に関連した第２電力系統を含んでよい。

好ましくは、前記第１電力系統は、第１発電部、第１配電盤、及びＬＰＧ運搬船の運航に要求される必須負荷を含んでよい。

好ましくは、前記第２電力系統は、第２発電部、第２配電盤、及びＬＰＧ運送のために使用されるサービス負荷を含んでよい。

好ましくは、前記発電部は、固定ＲＰＭ発電機を含んでよい。

好ましくは、前記第２発電部は、可変ＲＰＭ発電機を含んでよい。

好ましくは、前記可変ＲＰＭ発電機は、第２負荷部が時間帯別に変動する負荷区間を有する場合、サービス負荷に基づいて予め設定された、前記負荷区間に対応するＲＰＭに制御される。

好ましくは、前記第２発電部は、前記可変ＲＰＭ発電機で発電された交流（ＡＣ）電気信号の周波数を第２配電盤の特定の周波数に変換するように構成された交流（ＡＣ）／交流（ＡＣ）コンバータを更に含んでよい。

好ましくは、前記第２発電部は、前記可変ＲＰＭ発電機で発電された交流（ＡＣ）電気信号を受信して直流（ＤＣ）電気信号に変換する交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）コンバータを更に含んでよい。ここで、前記第２負荷部は、前記交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）コンバータの直流（ＤＣ）電気信号を受信して交流（ＡＣ）電気信号に変換する直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）インバータを更に含んでよい。

好ましくは、前記サービス負荷は、カーゴコンプレッサー（Ｃａｒｇｏ Ｃｏｍｐｒｅｓｓｏｒ）、カーゴポンプ（Ｃａｒｇｏ Ｐｕｍｐ）、カーゴスプレーポンプ（Ｃａｒｇｏ Ｓｐｒａｙ Ｐｕｍｐ）、ストリッピングポンプ（ｓｔｒｉｐｐｉｎｇ ｐｕｍｐ）、ディープウェル（Ｄｅｐｐ Ｗｅｌｌ）ポンプ、及びブースターポンプ（Ｂｏｏｓｔｅｒ Ｐｕｍｐ）のうちの１つ以上を含んでよい。

本発明の第３態様に係る一実施例において、必須負荷及びサービス負荷を有するＬＰＧ運搬船は、前記ＬＰＧ運搬船の必須負荷に関連した第１電力系統、前記ＬＰＧ運搬船のサービス負荷に関連した第２電力系統、事故が発生していない電力系統から事故が発生している電力系統の負荷部に電力を供給する二重化部、及び第１電力系統または第２電力系統の電気信号をモニタリングし、前記モニタリング結果に基づいて事故電力系統を決定し、事故が発生していない電力系統から事故が発生している電力系統の負荷部に電力を供給させる制御部を含んでよい。

好ましくは、前記第１電力系統は、複数の発電機を含む第１発電部、第１配電盤、及びＬＰＧ運搬船の運航に要求される必須負荷を含む第１負荷部を含んでよい。ここで、前記複数の発電機のうちの少なくとも１つは、一般航海時に動作しない、待機発電機であってよい。

好ましくは、前記第２電力系統は、第２発電部、第２配電盤、そしてサービス負荷を含む第２負荷部を含んでよい。

好ましくは、前記制御部は、前記第２電力系統で発電機の事故発生を検知した場合、待機発電機から第２負荷部への電力供給ができるように構成される。

好ましくは、前記二重化部は、前記第１電力系統の待機発電機から前記第２電力系統のサービス負荷に電力を供給できるように構成される。

好ましくは、前記二重化部は、前記待機発電機の電力を第２配電盤へ伝達するように構成されたバス連携用スイッチを含んでよい。

好ましくは、前記二重化部は、ＳＰＤＴ（Ｓｉｎｇｌｅ Ｐｏｌｅ Ｄｏｕｂｌｅ Ｔｈｒｏｗ）を含んでよい。ここで、前記ＳＰＤＴは、待機発電機から第１配電盤に進む第１経路、または待機発電機から第２配電盤に進む第２経路を連結するように構成される。

好ましくは、前記二重化部は、ＳＰＤＴ（Ｓｉｎｇｌｅ Ｐｏｌｅ Ｄｏｕｂｌｅ Ｔｈｒｏｗ）を含んでよい。ここで、前記第２発電部が前記可変ＲＰＭ発電機で発電された交流（ＡＣ）電気信号を受信して直流（ＤＣ）電気信号に変換する交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）コンバータを更に含む場合、前記ＳＰＤＴは、待機発電機から第１配電盤に進む第１経路、または待機発電機から前記交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）コンバータに進む第２経路を連結するように構成される。

好ましくは、前記サービス負荷は、カーゴコンプレッサー（Ｃａｒｇｏ Ｃｏｍｐｒｅｓｓｏｒ）、カーゴポンプ（Ｃａｒｇｏ Ｐｕｍｐ）、カーゴスプレーポンプ（Ｃａｒｐ Ｓｐｒａｙ Ｐｕｍｐ）、ストリッピングポンプ（ｓｔｒｉｐｐｉｎｇ ｐｕｍｐ）、ディープウェル（Ｄｅｐｐ Ｗｅｌｌ）ポンプ、及びブースターポンプ（Ｂｏｏｓｔｅｒ Ｐｕｍｐ）のうちの１つ以上を含んでよい。

本発明の第１態様によれば、船舶が有する低圧配電基盤の電力系統は、負荷特性に応じて必須負荷電力系統、そしてサービス負荷電力系統に分離構成される。

コンテナ船の場合、必須負荷電力系統は、船舶の運転に必須的な必須負荷（例えば、スラスターモータ、エンジン潤滑油ポンプモータなど）を含み、必須負荷の大半は連続負荷に該当する。サービス負荷電力系統は、船舶の運転に重要ではないが、船舶によるサービスを提供することに関連した負荷（例えば、冷凍コンテナのような船積物保管用負荷など）を含み、サービス負荷の大半は可変負荷に該当する。

このような負荷の分離によって各電力系統の容量が既存の単一系統に比べて低減され、低圧配電盤のみを利用して各電力系統内の負荷に対して電力を供給することができるようになる。その結果、高圧配電が不要となることで既存の高圧配電盤及び大容量減圧変圧器が不要となる。

このように、多数の減圧変圧器を使用しないことで、コンテナ船の場合、ＣＡＰＥＸ（Ｃａｐｉｔａｌ ｅｘｐｅｎｄｉｔｕｒｅｓ）の面において略２．５億／隻の原価節減効果を得ることができる。

さらに、既存の減圧変圧器のために提供されていたスペース（すなわち、変圧器室）を多様な他の目的に活用可能となる。一般的に当該減圧変圧器は装備密集度の高いエンジンルーム内に位置しており、船内スペース活用度の改善に及ぼす影響が大きい。

そして、必須負荷用電力系統とサービス負荷用電力系統とを分離構成することで各系統の安定性も高まるようになる。既存の場合、サービス負荷端に系統事故が発生すると、単一の系統で構成されていて必須負荷にも影響を及ぼすようになる。系統を分離構成すると、サービス負荷端で事故が発生したとき、当該系統事故はサービス負荷用電力系内でしか拡散しないので、必須負荷用電力系統には影響を及ぼさなくなる。同様に、系統分離をすると、必須負荷端で事故が発生したときも、当該事故がサービス負荷端に拡散しない。

また、電力系統が分離されているため、各電力系統は独立的な系統構成を有することができる。例えば、各電力系統の発電機の類型、配電のための電圧または電気信号の類型を独立的に構成及び運営することができる。

一実施例において、前記システムは、高い発電効率を有し得るように、負荷特性に最適化した発電機を構成及び運営するように構成される。例えば、連続負荷を主に含む電力系統には固定ＲＰＭ発電機を設置し、可変負荷を主に含む電力系統には可変速ＲＰＭ発電機を設置して電力を供給する。

一実施例において、コンテナ船の場合、必須負荷電力系統内に連続負荷への電力供給に最適の効率を示す発電容量を有する発電機を設置して固定ＲＰＭで運転し、サービス負荷電力系統内に負荷率が変動する可変負荷発電効率を最適化することができる可変速ＲＰＭ発電機を設置する。

コンテナ船内の代表的なサービス負荷である冷凍コンテナの場合、平均負荷率は系統内の全体負荷端の３０～４０％である。固定ＲＰＭ発電機を利用してサービス負荷に電力を供給する図１の電力系統と比較すると、３５％の負荷率を基準に１ｋｍｈの電力を発電するための消耗燃料の量が略２１６ｇから略１９０ｇに減少する。すなわち、本発明に係るコンテナ船の場合、略１３％の燃料消耗を改善することができる。

これにより、＄６４０／ｔｏｎのＭＧＯ（Ｍａｒｉｎ Ｇａｓ Ｏｉｌ）を燃料として利用するコンテナ船に対して燃料消耗の改善を１０％と単純化して計算したとき、ＯＰＥＸ ＵＳＤ ２,４０００／年（＝ＵＳＤ ９,６３６／日×改善効率（１０％）×運航日数（通常２５０日））の燃料費用の節減効果を得ることができる。

他の一実施例において、必須負荷電力系統内にも可変速ＲＰＭ発電機を設置することで前記可変速ＲＰＭ発電機と、必須負荷端に含まれた可変周波数制御（ＶＦＤ、Ｖａｒｉａｂｌｅ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｄｒｉｖｅ）基盤の負荷が連携できる。その結果、船舶の運航特性によって可変周波数制御基盤の負荷の負荷率が減少した場合に、電力消耗量の低下による負荷率の低下時に発電効率が低下するという問題が改善される。

さらに、それぞれの電力系統内の配電方式を低圧直流配電及び／または低圧交流配電が可能になるように構成することができる。すなわち、直流配電が難しい従来の電力供給システムとは異なり、配電形態を自由に設定することができ、発電部と負荷の特性に応じて柔軟な電力供給ができる。

また他の一実施例において、船舶用電力供給システムは、可変負荷を主に含む電力系統にも固定ＲＰＭ発電機を利用して電力を供給することができる。前記固定ＲＰＭ発電機の利用によって、発電機の費用が減少し、可変速発電機の適用時に必要な電力変換器が要求されないという効果を得ることができる。

また他の一実施例において、船舶用電力供給システムは、昇圧変圧器を利用して船尾部に位置したエンジンルームの低圧配電盤から船首部に位置した冷凍パネルまでの長距離電力供給を効率的に行うことができる。

また他の一実施例において、船首部に位置し、入／出港時のみに運転されるスラスターモータ１５２への電力供給において、冷凍コンテナに電力を供給するために船首部のサービス負荷まで配電するように構成されたサービス負荷電力系統から供給することで、必須負荷電力系統の発電容量を減少させることができる。

本発明の第２態様によれば、ＬＮＧ運搬船が有する低圧配電基盤の電力系統は、負荷特性に応じて必須負荷電力系統、そしてサービス負荷電力系統に分離構成される。必須負荷電力系統は、ＬＮＧ運搬船の運転に関連した必須負荷（例えば、スラスターモータ、推進モータ、エンジン潤滑油ポンプモータなど）を含み、必須負荷の大半は連続負荷に該当する。サービス負荷電力系統は、ＬＮＧ運搬船の運転には重要ではないが、ＬＮＧ運搬船によるサービスを提供することに関連した負荷（例えば、カーゴポンプ（Ｃａｒｇｏ Ｐｕｍｐ）、ＨＤコンプレッサー、ＬＤコンプレッサー、気化器（Ｖａｐｏｒｉｚｅｒ）など）を含み、サービス負荷の大半は可変負荷に該当する。

このような負荷の分離によって各電力系統の容量が既存の単一系統に比べて低減され、低圧配電のみで各電力系統内の負荷に対して電力を供給することができるようになる。よって、高圧配電が不要となることで高圧を低圧に減圧する大容量の減圧変圧器が不要となる。減圧変圧器を使用しないことで、ＣＡＰＥＸ（Ｃａｐｉｔａｌ ｅｘｐｅｎｄｉｔｕｒｅｓ）の面において原価節減効果を得ることができる。

さらに、既存の減圧変圧器のために提供されていたスペース（すなわち、変圧器室）を多様な他の目的に活用可能となる。一般的に当該減圧変圧器は装備密集度の高いエンジンルーム内に位置しており、船内スペース活用度の改善に及ぼす影響が大きい。

そして、必須負荷用電力系統とサービス負荷用電力系統とを分離構成することで各系統の安定性も高まるようになる。既存の場合、サービス負荷端に系統事故が発生すると、単一系統で構成されていて必須負荷にも影響を及ぼすようになる。系統を分離構成すると、サービス負荷端で事故が発生したとき、当該系統事項はサービス負荷用電力系内でしか拡散しないので、必須負荷用電力系には影響を及ぼさなくなる。同様に、系統分離をすると、必須負荷端で事故が発生したときも、当該事故がサービス負荷端に拡散しない。

また、電力系統が分離されているため、各電力系統は独立的な系統構成を有することができる。例えば、各電力系統の発電機の類型、配電のための電圧または電気信号の類型を独立的に構成及び運営することができる。

一実施例において、前記システムは、高い発電効率を有し得るように、負荷特性に最適化した発電機を構成及び運営するように構成される。例えば、連続負荷を主に含む電力系統には連続負荷への電力供給により適合した固定ＲＰＭ発電機を設置して連続負荷への電力供給に最適効率を示す発電容量を有するように固定ＲＰＭで運転し、また、可変負荷を主に含む電力系統には可変負荷への電力供給により適合した可変ＲＰＭ発電機を設置して可変負荷への電力供給に最適効率を有する可変ＲＰＭで運転する。

その結果、ＬＮＧ運搬船で消耗する燃料の量が減少する効果を得ることができる。

他の一実施例において、前記システムは、可変負荷を主に含む電力系統にも固定ＲＰＭ発電機を利用して電力を供給することができる。前記固定ＲＰＭ発電機の利用によって、発電機の費用が減少し、可変速発電機の適用時に必要な電力変換器が要求されないという効果を得ることができる。

さらに、それぞれの電力系統内の配電方式を低圧直流配電及び／または低圧交流配電が可能になるように構成することができる。すなわち、直流配電が難しい従来の電力供給システムとは異なり、配電形態を自由に設定することができ、発電部と負荷の特性に応じて柔軟な電力供給ができる。

一実施例において、前記システムは、サービス負荷電力系統から、船首部に位置し入／出港時のみに運転される、スラスターモータへ電力供給をするように構成される。これにより、必須負荷電力系統の発電容量を減少させることができる。

本発明の第３態様によれば、ＬＰＧ運搬船が有する低圧配電基盤の電力系統は、負荷特性に応じて必須負荷電力系統、そしてサービス負荷電力系統に分離構成される。必須負荷電力系統は、ＬＰＧ運搬船の運転に関連した必須負荷（例えば、冷却ポンプ、エンジン潤滑油ポンプモータ、バラストポンプなど）を含み、必須負荷の大半は連続負荷に該当する。サービス負荷電力系統は、ＬＰＧ運搬船の運転には重要ではないが、ＬＰＧ運搬船によるサービスを提供することに関連した負荷（例えば、カーゴコンプレッサー、カーゴスプレーポンプ、ストリップポンプなど）を含み、サービス負荷の大半は可変負荷に該当する。

このような負荷の分離によって各電力系統の容量が既存の単一系統に比べて低減され、必須負荷電力系統内の発電機（または、エンジン）の容量を縮小することができる。これにより、発電機設備の費用が減少し、エンジンルーム内のスペース活用度が高まる。

また、前記負荷の分離によって、各電力系統は、前記高い燃料効率を奏する負荷率の範囲に属するか、近接した負荷率値を有するようになる。これにより、電力供給システムは、単一系統の構造に比べて向上した発電効率を得ることができる。

さらに、分離された各電力系統は、独立的な系統構成を有することができる。一例において、相当数が連続負荷である必須負荷電力系統は固定ＲＰＭ発電機を、そして、相当数が可変負荷であるサービス負荷電力系統は可変ＲＰＭ発電機を含むように構成される。このような負荷特性を考慮した発電機の適用によって、電力供給システムは（特に、サービス負荷電力系統で重負荷／低負荷区間の場合）高い燃料効率を有する。他の一例において、サービス負荷電力系統は、部分直流配電ができるように構成できる。

一実施例において、分離された電力系統は、更に、連結素子（例えば、バスタイブレーカ（ｂｕｓ－ｔｉｅ ｂｒｅａｋｅｒ）またはＳＰＤＴ（Ｓｉｎｇｌｅ Ｐｏｌｅ Ｄｏｕｂｌｅ Ｔｈｒｏｗ）など）を介して連結されるように構成できる。よって、サービス負荷電力系統は、サービス負荷に電力を供給するために発電機の追加または容量の増大が要求されない。

また、前記連結素子が、サービス負荷電力系統の発電機の事故時に連結されるように構成された場合、ＬＰＧを貯蔵する貨物タンク（Ｃａｒｇｏ Ｔａｎｋ）の温度、圧力などを制御して、ＬＰＧを安全に運送することができる。このように電力供給システムを二重化（ｒｅｄｕｎｄａｎｃｙ）構造に設計することでサービス負荷電力系統の安定性と信頼性を強化することができる。

本発明の効果は上述した効果に制限されず、上述していない他の効果は特許請求の範囲の記載から通常の技術者にとって明確に理解できるであろう。

本発明または従来技術の実施例の技術的解決策をより明確に説明するために、実施例に係る説明で必要な図面を下記のように簡単に紹介する。下の図面は本明細書の実施例を説明するための目的であって限定の目的ではないことが理解されるべきである。また、説明の明瞭性のために下の図面において誇張、省略などの種々の変形が適用された一部の要素が図示されることがある。
従来の一実施例に係る、連続負荷、可変負荷が混在して単一系統で構成された船舶用電力供給システムのシステム構造を示した図である。 図１の高圧配電基盤の単一電力系統を有する従来の船舶の内部構造を説明するための図である。 本発明の第１態様に係る一実施例において、分離された電力系統を含む船舶用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。 電力系統内の負荷端の負荷率と前記負荷端に電力を供給する発電機の燃料消耗量との関係を示した図である。 本発明の第１態様に係る一実施例において、必須負荷電力系統は交流配電、サービス負荷電力系統は直流配電で構成された船舶用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。 本発明の第１態様に係る他の実施例において、必須負荷電力系統は直流配電、サービス負荷電力系統は交流配電で構成された船舶用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。 本発明の第１態様に係るまた他の実施例において、必須負荷電力系統及びサービス負荷電力系統が直流配電で構成された船舶用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。 本発明の第１態様に係るまた他の実施例において、必須負荷電力系統及びサービス負荷電力系統が固定ＲＰＭ基盤の交流配電で構成された船舶用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。 本発明の第１態様に係るまた他の一実施例において、既存の変圧器室のスペースをコンテナ船積み以外の他の目的で活用するための船舶用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。 図９の昇圧変圧器及び減圧変圧器が配置されたコンテナ船の態様構造図である。 本発明の第１態様に係る一実施例において、分離された電力系統を含む船舶用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。 本発明の第１態様に係る他の実施例において、分離された電力系統を含む船舶用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。 従来の他の一実施例に係る、必須負荷、サービス負荷が混在して単一系統で構成されたＬＮＧ運搬船用電力供給システムのシステム構造を示した図である。 図１３のＬＮＧ運搬船用電力供給システムを有する従来のＬＮＧ運搬船の内部構造を説明するための図である。 本発明の第２態様に係る一実施例において、分離された電力系統を含むＬＮＧ運搬船用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。 本発明の第２態様に係る一実施例において、サービス負荷電力系統は可変ＲＰＭ発電機を有するように構成されたＬＮＧ運搬船用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。 電力系統内の負荷端の負荷率と前記負荷端に電力を供給する発電機の燃料消耗量との関係を示した図である。 本発明の第２態様に係る一実施例において、必須負荷電力系統は固定ＲＰＭ発電機を有し交流配電を行うように構成され、サービス負荷電力系統は可変ＲＰＭ発電機を有し部分的に直流配電を行うように構成されたＬＮＧ運搬船用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。 本発明の第２態様に係る他の一実施例において、分離された電力系統を含むＬＮＧ運搬船の電力供給システムの概略的なシステム構造図である。 本発明の第２態様に係るまた他の一実施例において、分離された電力系統を含むＬＮＧ運搬船の電力供給システムの概略的なシステム構造図である。 従来のまた他の一実施例に係る、連続負荷、可変負荷が混在して単一系統で構成されたＬＰＧ運搬船用電力供給システムのシステム構造を示した図である。 本発明の第３態様に係る一実施例において、分離された電力系統を含むＬＰＧ運搬船用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。 本発明の第３態様に係る一実施例において、サービス負荷電力系統は可変ＲＰＭ発電機を有するように構成されたＬＰＧ運搬船用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。 電力系統内の負荷端の負荷率と前記負荷端に電力を供給する発電機の燃料消耗量との関係を示した図である。 本発明の第３態様に係る一実施例において、必須負荷電力系統は固定ＲＰＭ発電機を有し交流配電を行うように構成され、サービス負荷電力系統は可変ＲＰＭ発電機を有し部分的に直流配電を行うように構成されたＬＰＧ運搬船用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。 本発明の第３態様に係る一実施例において、更に、非常時にサービス負荷に配電可能になるように構成されたＬＰＧ運搬船用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。 本発明の第３態様に係る他の一実施例において、更に、非常時にサービス負荷に配電可能になるように構成されたＬＰＧ運搬船用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。 本発明の第３態様に係る一実施例において、更に、非常時に可変ＲＰＭ発電機を有し部分的に直流配電を行うように構成されたサービス負荷に配電可能になるように構成されたＬＰＧ運搬船用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

本明細書において用いた用語は、単に特定の実施例を説明するために用いており、本発明を限定しようとする意図ではない。単数の表現は文脈上明らかに異なる意味を示さない限り、複数の表現を含む。本明細書において、「含む」または「有する」などの用語は、記載された特徴、領域、数字、段階、動作、構成要素、及び／または成分を具体化することであり、１つまたはそれ以上の他の特徴、領域、数字、段階、動作、構成要素、及び／または成分の存在または付加を除外することではない。

特に異なって定義されていない限り、技術的か科学的な用語を含めてここで用いられるすべての用語は、本発明の属する技術分野における通常の知識を有する者によって一般的に理解されるのと同じ意味のものである。一般的に用いられる辞典に定義されているような用語は、関連技術の文脈上から持つ意味と一致する意味であると解釈されるべきであり、本明細書で明らかに定義しない限り、理想的か過度に形式的な意味に解釈されない。

本明細書において船舶は、船舶の運航に必須的な必須負荷と運航以外の機能のために付加的に使用されるサービス負荷を含む船舶であって、コンテナ船、燃料運搬船、旅客船などのような多様な船舶を指す。以下、コンテナ船、ＬＮＧ運搬船、ＬＰＧ運搬船を中心に本発明を説明するが、本発明がこられのような船舶の類型に制限されないことは通常の技術者にとって明白であろう。

本明細書において、負荷系統が必須負荷系統とサービス負荷系統とに分離されたということは、必須負荷とサービス負荷とが、同じ配電盤を介して電力の供給を受けるといった、同一系統に混在しないことを指す。分離された異なる系統のそれぞれに含まれて異なる主配電盤によって電力の供給を受けるように構成される。負荷系統の分離は永久的なことではなく、異なる負荷系統は電力供給構成要素間を電気的に連結可能な任意の構成要素（例えば、ＳＰＤＴスイッチ、またはバスタイブレーカ（Ｂｕｓ－ｔｉｅ ｂｒｅａｋｅｒ）など）によって連結され得る。

本明細書において、実施例は船舶の電力システムに関する。船舶の場合、国際規定において直流低圧は１５００Ｖ以下と規定され、交流低圧は１０００Ｖ以下と規定されているので、特に限定されない限り、本明細書において用語「低圧」は、直流の場合に１５００Ｖ以下、交流の場合に１０００Ｖ以下に該当する電圧を指す。

本発明の実施例に係る船舶用電力供給システムは、主に必須負荷を含む必須負荷電力系統と、主にサービス負荷を含むサービス負荷電力系統とに電力系統が分離されて構成される。

系統の分離によって、単一の電力系統に比べて各々の電力系統の負荷の容量が減少することで低圧配電が可能になるように構成される。

以下、図面を参照して本発明の実施例について詳述する。

図３は、本発明の第１態様に係る一実施例において、分離された電力系統を含む船舶用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

図３を参照すると、船舶用電力供給システム１は、１つ以上の電力系統（１００、２００など）を含む。電力系統１００は、発電部１１０、主配電盤を含む配電盤１３０、及び必須負荷を含む必須負荷部１５０を含む。電力系統２００は、発電部２１０、主配電盤を含む配電盤２３０、及びサービス負荷を含むサービス負荷部２５０を含む。

また、前記船舶用電力供給システム１は、電力系統の状態をモニタリングして電力供給を制御する制御部（図示せず）を更に含んでよい。前記制御部は、電力管理システム（ＰＭＳ；Ｐｏｗｅｒ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）、エネルギー管理システム（ＥＭＳ：Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）、エネルギー電力管理システム（ＥＰＭＳ：Ｅｎｅｒｇｙ Ｐｏｗｅｒ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）のうちの１つ以上を含んでよい。

以下、説明の明瞭性のために、船舶用電力供給システム１は、２つの電力系統１００、２００を含むものとするが、これに制限されると解釈されることではない。また、場合によっては両構成要素のいずれか一方の構成要素のみを代表的に詳述し、もう一方の構成要素についての詳述は割愛することがある。

図３に示されたように、船舶用電力供給システム１は、必須負荷とサービス負荷別に電力系統がそれぞれ分離された状態で構成される。前記必須負荷とサービス負荷とは同じ配電盤を共有しない。

発電部１１０は配電盤１３０を介して必須負荷部１５０に電力を供給し、必須負荷部１５０の負荷が電力を消耗し駆動するようにする。

発電部１１０は交流電気信号を出力し、複数の発電機（例えば、図３の発電機１１１、１１２）を含む。発電機１１１、１１２の属性及び発電容量は負荷に依存する。例えば、船舶の運用のためのモータの負荷が定出力負荷である場合、交流発電機が使用されてよい。また、発電機の収容率が８５％で、負荷容量が１ＭＷである場合、発電機の発電容量は約１．２ＭＷであってよい。

一実施例において、必須負荷電力系統１００で動作中の発電機（例えば、１１１）に事故が発生した場合、前記電力供給システム１は、前記必須負荷電力系統１００に含まれた待機発電機（例えば、１１２）から必須負荷部１５０に電力が供給されるように構成される。

発電機１１１、１１２は、ディーゼル発電機、複合燃料発電機、ガス燃料発電機、ガスタービンなどが含まれ得るが、これらに制限されない。

また、発電部１１０は、状況に応じた電力供給の制御のために１つ以上のスイッチ、及び／または断路器を更に含んでよい。例えば、図３に示されたように、船舶用電力供給システム１は、２つの発電機１１１、１１２を含む場合、２つのスイッチ１１３Ａ、１１３Ｂを更に含んでよい。

前記スイッチ及び／または断路器は、高価の高圧用電力連結機器ではなく、低圧用電力連結機器である。

配電盤１３０では交流で電力供給が行なわれる。一実施例において、配電盤１３０は、電力系統１００の主配電盤を含んでよい。前記主配電盤は、バスケーブルで構成され、この場合、バスケーブルをメインバスと指すことがある。

また、一部の実施例において、配電盤１３０は、複数のバスケーブルを含んでもよい。例えば、配電盤１３０は、発電機１１１に電気的に連結されたメインバス１３１、発電機１１２に電気的に連結されたメインバス１３２といったように、複数のバスケーブルを含んでよい。この場合、配電盤１３０は、複数のメインバス１３１、１３２を普段は電気的に連結するが、非常及び／または事故の際に電気的連結が遮断されるバスタイブレーカ（ｂｕｓ ｔｉｅ ｂｒｅａｋｅｒ）１３３を更に含んでよい。

配電盤１３０には低圧が適用されてよく、電力系統１００は低圧配電が可能である。例えば、図３のメインバス１３１及びメインバス１３２に４４０Ｖの交流電圧が適用され電力が負荷に供給される。

電力系統１００の構成要素は相互作用するように電気的に連結されてよい。例えば、船舶用電力供給システム１は、発電部１１０から配電盤１３０を介して必須負荷部１５０までを電気的に連結する電力供給線を使用して必須負荷に電力を供給してよい。

電力系統１００の必須負荷部１５０は、船舶の運航のために必須として動作が要求される必須負荷（Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）を含む。前記必須負荷（Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）は、船舶の規定で定義する必須負荷（Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）、及び船舶の運航のために必須として動作が要求されるが、船舶の規定上、必須負荷（Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）には含まれない二次必須負荷（ｓｅｃｏｎｄａｒｙ Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）（例えば、重要負荷（ｉｍｐｏｒｔａｎｔ ｌｏａｄ））を含む。

コンテナ船の運用のために使用される必須負荷は、例えば、スラスターモータ１５２、潤滑油ポンプ、エンジン燃料供給ポンプ、冷却ポンプなどを含んでよいが、これらに制限されない。必須負荷部１５０に含まれた必須負荷の大半は負荷率がほとんど変わらない連続負荷に該当する。

一部の実施例において、必須負荷部１５０は、可変周波数制御（ＶＦＤ、Ｖａｒｉａｂｌｅ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｄｒｉｖｅ）基盤の負荷を更に含んでもよい。可変周波数制御基盤の負荷は、冷却システム（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｃｏｏｌｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）のように、運航特性に合わせて負荷端の電力消耗を最適化する必須負荷である。例えば、ＶＦＤ負荷は、冷却水の温度を制御できるように構成された冷却ポンプなどのような温度、圧力などを制御するように構成された必須負荷を含む。

前述したように、配電盤１３０は低圧配電が行なわれるように構成される。したがって、図３に示されたように、少なくとも一部の必須負荷は、別途の変圧器を介さずに電気的に直接連結されて電力の供給を受けることができる。

一実施例において、必須負荷部１５０は、配電盤１３０からスラスターモータ１５２を電気的に連結する電力供給線（図示せず）、そして、電力をより効率的にスラスターモータ１５２へ供給することができる昇圧変圧器１５３を更に含んでもよい。

前記スラスターモータ１５２は、船舶の離岸・接岸に使用されるモータである。スラスターモータ１５２は、他の連続負荷に比べて大容量の電力を消耗する大型負荷である。例えば、図３のスラスターモータ１５２Ａ、１５２Ｂは、２ＭＷ程度の負荷容量を有する。これにより、４４０Ｖのような低圧が適用された低圧配電盤１３０による電力供給の際、断面積が１５０ＳＱＭＭのケーブル２７０Ａを８～１０本敷設する必要があり、船舶１０００内への電力供給線の敷設が容易ではことがある。

電力供給線は、配電盤１３０からスラスターモータ１５２までを電気的に連結する構成要素であって、一例として、電力供給線はケーブルであってよい。

昇圧変圧器１５３は、配電盤１３０から供給される低圧を昇圧する変圧器であって、前記昇圧変圧器１５３の出力電圧はスラスターモータ１５２の駆動電圧に対応するように構成される。前記昇圧変圧器１５３は図１の減圧変圧器４０と異なる変圧器であって、昇圧変圧器１５３の出力電圧は配電盤１３０の電圧よりも高い電圧を有するが、依然として１５００Ｖ以下の低圧を出力するように構成される。

昇圧変圧器１５３によって電圧が低圧から高圧に増加し、昇圧変圧器１５３によって当該電力供給線を流れる電流の大きさは減少する。その結果、電圧降下が改善されてケーブルの断面積及び／または本数が減少する。一実施例において、ケーブルの断面積は５０ＳＱＭＭであってもよく、他の一実施例において、ケーブルの断面積は５０ＳＱＭＭ～７５ＳＱＭＭであってもよい。また、船舶用電力供給システム１は、１本のケーブルを利用してスラスターモータ１５２に電力を供給することができる。

その結果、図３において昇圧変圧器１５３を含まない場合は、断面積が１５０ＳＱＭＭのケーブル８～１０本が要求されるが、図３に示されたように昇圧変圧器１５３を利用する場合は、５０ＳＱＭＭのケーブル１本でも負荷容量が２ＭＷのスラスターモータ１５２に電力供給が可能となる。

また、一部の実施例において、必須負荷部１５０は、配電盤１３０の電圧よりも低い電圧（例えば、２２０Ｖ）で電力を供給する１つ以上のサブ配電盤１５４を更に含んでよい。この場合、必須負荷部１５０は、配電盤１３０とサブ配電盤１５４との間に配置されて電圧を減圧する変圧器１５５を更に含んでよい。例えば、図３に示されたように、必須負荷部１５０は、（例えば、４５０Ｖが適用された）配電盤１３０と、（例えば、２２０Ｖが適用された）サブ配電盤１５４Ａ、１５４Ｂとの間に変圧器１５５Ａ、１５５Ｂを含んでよい。

必須負荷電力系統１００の容量は、図１の単一の電力系統の容量よりも小さいため、必須負荷部１５０の変圧器は、図１の変圧器よりも容量が小さい小型変圧器である。そのため、変圧器の設置コストやスペースの活用度の面で利点がある。

また、電力系統１００は、ブラックアウトのような非常時に電力を供給する非常発電機、及び、このときに動作する負荷を含む非常配電盤１６０を更に含んでもよい。前記非常配電盤１６０は、陸電（ｓｈｏｒｅ ｐｏｗｅｒ）、非常用負荷などを含んでよい。

電力系統２００の構成要素及び動作は、電力系統１００の構成要素及び動作と相当部分類似している。配電盤２３０もまた、低圧配電を行うように構成される。そのため、電力系統２００については電力系統１００との相違点を主に説明する。

これに対し、電力系統２００のサービス負荷部２５０は、船舶の運航以外に付加的に使用されるサービス負荷を含む。可変負荷部２５０は、配電盤２３０よりも低い電圧で電力を供給する１つ以上のサブ配電盤（図示せず）を更に含んでもよい。

コンテナ船である場合、サービス負荷は、船積物を保管するのに使用される船積物保管用負荷、船舶の搭乗者の便宜のために使用される使用者便宜用負荷などを含む。船舶がコンテナ船である場合、サービス負荷部２５０は、船舶貨物が保存される冷凍コンテナを含むが、これに制限されない。

前記冷凍コンテナは、時間によって保存温度が変わるように構成される。そのため、サービス負荷の大半は負荷率が変わる可変負荷に該当する。

このように、ＬＰＧ運搬船用電力供給システム１の分離された各電力系統１００、２００は、独立した系統構成を有することで、電力系統１００、２００は、設計目的に応じて多様且つ異なるように構成されてよい。

一実施例において、各電力系統１００、２００は、主に含まれた負荷の類型に最適化した類型の発電機を構成及び運営するように構成される。

例えば、必須負荷電力系統１００は固定ＲＰＭ発電機を含み、サービス負荷電力系統２００は可変速ＲＰＭ発電機を含んでよい。この場合、図３において必須負荷電力系統の発電機１１１、１１２は固定ＲＰＭ発電機、サービス負荷電力系統２００の発電機２１１、２１２は可変速ＲＰＭ発電機であってよい。

連続負荷の場合、定出力特性によって負荷の変動がないので、負荷率の変化がほとんどないのに対し、可変負荷は負荷率が変わることが特徴である。

必須負荷電力系統１００の負荷の大半は負荷率が変わらない連続負荷に該当するので、最適の効率区間で動作するように固定ＲＰＭ発電機を運転する。例えば、図３の発電機１１１、１１２は、最適の効率区間（すなわち、７５～８５％の負荷率の範囲）で動作するように構成される。

図１に示された従来の単一系統基盤の電力供給システムでは、ＬＮＧ運搬船の電力負荷が単一系統に混在しており、可変負荷によってシステム全体の負荷率が低い負荷区間が発生するようになる。これにより、固定ＲＰＭ発電の発電効率が低下する。

これに対し、図４の電力供給システム１は、ＬＮＧ運搬船の大部分の可変負荷が電力系統１００から分離されており、サービス負荷電力系統２００の可変負荷による負荷率の変化が必須負荷電力系統１００の必須負荷に影響を及ぼさない。

一方、サービス負荷電力系統２００の負荷の大半は負荷率が変わる可変負荷であるので、負荷率の変動に合わせて可変速運転が可能な可変速ＲＰＭ発電機を運転する。

このように可変負荷電力系統の可変速ＲＰＭ発電機を介して負荷区間別の最適の発電効率を有するＲＰＭで発電機の回転速度を制御する場合、単一系統内に連続負荷、可変負荷が混在している場合に比べ、可変負荷に電力を供給する発電機の燃料効率を向上させることができる。

図４は、電力系統内の負荷端の負荷率と前記負荷端に電力を供給する発電機の燃料消耗量との関係を示した図である。

前述したように従来の単一電力系統では固定ＲＰＭ発電機を利用して可変負荷（例えば、冷凍コンテナ）に電力を供給していた。冷凍コンテナ全体の負荷率は、平均して最大所要電力の３０～４０％を有する。このような冷凍コンテナ全体に従来のように固定ＲＰＭ発電機を利用して電力を供給した場合、３５％の負荷率を基準に略２１６ｇ／ｋｗｈの燃料を消耗する（図４の地点Ｐ_Ｆ）。これに対し、本発明の一実施例によれば、可変速ＲＰＭ発電機を利用して可変負荷に電力を供給することができる。本発明の一実施例のように可変速ＲＰＭ発電機を利用して電力を供給した場合、同じく３５％の負荷率を基準に略１９０ｇ／ｋｗｈの燃料を消耗する（図４の地点Ｐ_Ｖ）。

結局、図３の電力供給システム１は、同一の電力を発電するうえで燃料消耗率が略１３％改善するという効果を有する。

これにより、＄６４０／ｔｏｎのＭＧＯ（Ｍａｒｉｎ Ｇａｓ Ｏｉｌ）を燃料として利用するコンテナ船に対して燃料消耗の改善を１０％と単純化して計算した場合、ＯＰＥＸ ＵＳＤ２,４０００／年（＝ＵＳＤ９,６３６／日×改善効率（１０％）×運航日数（通常２５０日））の燃料費用節減効果を得ることができる。

さらに、サービス負荷が時間帯別に負荷率が変わる負荷区間を有するように構成される場合、負荷区間別に最適の発電効率を有するＲＰＭで発電機の回転速度を制御することで発電効率をさらに改善することができる。

船舶負荷において、低負荷区間Ｌ１は負荷率が１０～４０％の区間であって、略２８５～２１０ｇ／ｋｗｈの燃料消耗量を有する。重負荷区間Ｌ２は負荷率が４０～６０％の区間であって、略２１０～１９４ｇ／ｋｗｈの燃料消耗量を有する。高負荷区間Ｌ３は負荷率が８０～１００％の区間であって、略１８５～１９０ｇ／ｋｗｈの燃料消耗量を有する。図３の電力供給システム１は、高負荷区間Ｌ３で燃料消耗が図１の電力供給システムとほぼ同等である。しかし、低負荷区間Ｌ１では図１に比べてｋｗｈ当たりの燃料消耗率が略６～１０％改善され、重負荷区間Ｌ２では図１に比べてｋｗｈ当たりの燃料消耗率が略１０～３５％改善される。

このように、図３のサービス電力系統２００の可変速ＲＰＭ発電機は、各負荷区間の負荷率に基づいてＲＰＭを制御することで、発電部２１０の発電効率を改善することができる。

一方、前記サービス負荷電力系統２００が交流配電を行う場合、配電盤２３０は、特定の周波数（例えば、５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）を有するように構成されてよい。この場合、発電部２１０は、各負荷区間の負荷率に基づいて交流電力を発電し、前記配電盤２３０の周波数にマッチングする周波数（例えば、５０Ｈｚ、または６０Ｈｚ）を有する交流（ＡＣ）電気信号を出力するように構成される。

一実施例において、発電部２１０は、発電機２１１及び配電盤２３０の間に位置した交流（ＡＣ）／交流（ＡＣ）コンバータ（図示せず）を含む。前記交流（ＡＣ）／交流（ＡＣ）コンバータ（図示せず）は、可変ＲＰＭ発電機で発電した交流（ＡＣ）電気信号の周波数を配電盤２３０の特定の周波数（例えば、５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）に変換するように構成される。

その結果、各負荷区間の負荷率に基づく可変ＲＰＭ発電機２１１のＲＰＭ変化があっても、発電部２１０は配電盤２３０の特定の周波数を有する交流（ＡＣ）電気信号を出力することができる。

図４を参照してサービス負荷電力系統２００に係る燃料改善効果について述べたが、これに制限されない。

前述したように、必須負荷部１５０は、船舶の運航に関連して温度、圧力、冷却水などを制御する可変周波数制御（ＶＦＤ、Ｖａｒｉａｂｌｅ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｄｒｉｖｅ）基盤の負荷を含んでもよい。前記温度、圧力、冷却水などの制御のために可変周波数制御基盤の負荷の負荷率が変化することがある。これにより、可変周波数制御基盤の負荷は、船舶の運航特性に応じて種々の負荷区間を有する。

他の一実施例において、船舶がコンテナ船舶以外である場合（例えば、ＬＮＧ船舶である場合）、可変速ＲＰＭ発電機は、必須負荷電力系統１００にも含まれてよい。船舶用電力供給システム１が適用される船舶がコンテナ船舶ではない場合、サービス負荷内の可変負荷の比重が相対的に減ることがある。また、このような船舶内に可変周波数制御基盤の負荷が多数設置される場合、相対的な関係によって必須負荷電力系統１００が可変負荷電力系統として取り扱われることがある。

必須負荷電力系統１００で可変速ＲＰＭ発電機によって電力供給が行なわれる場合、前記可変速ＲＰＭ発電機は、必須負荷部１５０の可変周波数制御（ＶＦＤ、Ｖａｒｉａｂｌｅ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｄｒｉｖｅ）基盤の負荷と連携される。

このように必須負荷電力系統１００の可変速ＲＰＭ発電機を介して負荷区間別の最適の発電効率を有するＲＰＭで発電機の回転速度を制御する場合、単一系統内に連続負荷、可変負荷が混在している場合に比べ、可変負荷に電力を供給する発電機の燃料効率を向上させることができる。これに関しては、前述したサービス負荷電力系統２００の実施例と類似しているので、詳しい説明は割愛する。

さらに、前記船舶用電力供給システム１は低圧配電が可能であるので、それぞれの電力系統１００、２００内の配電方式を低圧直流配電及び／または低圧交流配電が可能になるように構成することができる。

一実施例において、船舶内の負荷が交流電圧を定格電圧として有する場合、配電盤部分で直流配電が行なわれる部分配電構造で構成される。

このような直流配電が行なわれる場合、周波数及び位相同期化、無効電力による電力損失を防止することができる。

図５は、本発明の第１態様に係る一実施例において、必須負荷電力系統は交流配電、サービス負荷電力系統は直流配電で構成された船舶用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

図５を参照すると、サービス負荷電力系統２００内で直流配電が可能になるように更に構成される。この場合、発電機１１１、１１２は固定ＲＰＭ発電機で、発電機２１１、２１２は可変速ＲＰＭ発電機であってよい。

一実施例において、発電部２１０は、交流（ＡＣ）電気信号を受信して直流（ＤＣ）電気信号に変換する交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）変換器２１６を更に含み、前記第２負荷部は、直流（ＤＣ）電気信号を受信して交流（ＡＣ）電気信号に変換する直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）変換器２５６を更に含んでよい。

図５に示されたように、電力系統２００が２つの発電機２１１、２１２を含む場合、発電機２１１、２１２と配電盤２３０との間を電気的に連結する２つの交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）変換器２１６Ａ、２１６Ｂをそれぞれ含み、配電盤２３０とそれぞれのサービス負荷との間を電気的に連結する複数の直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）変換器２５６Ａ～２５６Ｄを含んでよい。交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）変換器２１６と直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）変換器２５６によって、電力系統２００では配電盤２３０部分で直流配電が可能になる。

前記サービス負荷電力系統２００内の配電盤２３０に適用される電圧は適切な直流配電のために設定され、必須負荷電力系統１００内の配電盤１３０に適用される電圧と異なってもよい。例えば、配電盤１３０には４４０Ｖの電圧が適用されるが、部分直流配電が行なわれる配電盤２３０には６９０Ｖの電圧が適用されてもよい。

このように、電力供給システム１は、必須負荷電力系統は固定ＲＰＭ発電機基盤の交流配電、サービス負荷電力系統は可変ＲＰＭ発電機基盤の直流または交流配電で構成されてよい。

図６は、本発明の第１態様に係る他の実施例において、必須負荷電力系統は直流配電、サービス負荷電力系統は交流配電で構成された船舶用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

図６を参照すると、必須負荷電力系統１００内で直流配電が可能になるように更に構成される。この場合、発電機１１１、１１２は可変速ＲＰＭ発電機で、発電機２１１、２１２は固定ＲＰＭ発電機であってよい。

一実施例において、発電部１１０は、交流（ＡＣ）電気信号を受信して直流（ＤＣ）電気信号に変換する交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）変換器１１６を更に含み、前記第２負荷部は、直流（ＤＣ）電気信号を受信して交流（ＡＣ）電気信号に変換する直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）変換器１５６を更に含んでよい。

図６に示されたように、電力系統１００が２つの発電機１１１、１１２を含む場合、発電機１１１、１１２と配電盤１３０との間を電気的に連結する２つの交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）変換器１１６Ａ、１１６Ｂをそれぞれ含み、配電盤１３０とそれぞれの必須負荷との間を電気的に連結する複数の直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）変換器１５６Ａ～１５６Ｍを含んでよい。交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）変換器１１６と直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）変換器１５６によって、電力系統１００では配電盤１３０部分で直流配電が可能になる。

このように、電力供給システム１は、必須負荷電力系統１００は可変ＲＰＭ発電機基盤の交流または直流配電、サービス負荷電力系統２００は固定ＲＰＭ発電機基盤の交流配電で構成されてよい。

図７は、本発明の第１態様に係るまた他の実施例において、必須負荷電力系統及びサービス負荷電力系統が直流配電で構成された船舶用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

一実施例において、必須負荷電力系統１００及びサービス負荷電力系統２００ともに直流配電が可能になるように構成されてよい。この場合、サービス負荷電力系統２００は図５のサービス負荷電力系統２００の構造と類似し、必須負荷電力系統１００は図６の必須負荷電力系統１００の構造と類似しているので、詳しい説明は割愛する。

追加的に、電力系統１００、２００は、部品供給の面から効率的に構成されてよい。

図８は、本発明の第１態様に係るまた他の実施例において、必須負荷電力系統及びサービス負荷電力系統は固定ＲＰＭ基盤の交流配電で構成された船舶用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

図８の電力供給システムは、図３の電力供給システムと構成が類似しているので、相違点を主に説明する。

前記船舶用電力供給システム１は、部品供給の面から必須負荷電力系統１００の発電部１１０及びサービス負荷電力系統２００の発電部２１０を固定ＲＰＭで運転して電力を生成するように構成されてよい。

図８を参照すると、サービス負荷電力系統２００は、発電部２１０、低圧配電盤２３０、及びサービス負荷部２５０を含む。

配電盤２３０では系統分離による低圧配電が行なわれる。前記配電盤２３０が交流（ＡＣ）電力を配電する場合、配電盤２３０の周波数は特定の周波数（例えば、５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）である。

一部の実施例において、前記配電盤２３０は複数のバスを含んでもよい。例えば、配電盤２３０は、図８に示されたように２つのバス２３１、２３２を含む。この場合、配電盤２３０は、複数のメインバス２３１、２３２を普段は電気的に連結するが、非常及び／または事故の際に電気的連結が遮断されるバスタイブレーカ（ｂｕｓ ｔｉｅ ｂｒｅａｋｅｒ）２３３を更に含んでよい。

発電部２１０は、前記配電盤２３０の周波数にマッチングする周波数（例えば、５０Ｈｚ、または６０Ｈｚ）を有する電力を発電するように構成される。例えば、発電部２１０は、前記配電盤２３０の周波数にマッチングする周波数のための固定ＲＰＭで運転する固定ＲＰＭ発電機を含んでよい。

一部の実施例において、発電部２１０は、複数の固定ＲＰＭ発電機２１１、２１２を含んでよい。 前記固定ＲＰＭ発電機２１１、２１２の発電容量は、サービス負荷２５０の電力容量以上であってよい。固定ＲＰＭ発電機（２１１または２１２）は、重負荷または低負荷区間でサービス負荷電力系統２００に電力を供給するのに十分な発電容量を有する。

サービス負荷部２５０は、負荷率が急変しない負荷（例えば、冷凍コンテナ）を含んでよい。前記船舶用電力供給システム１は、サービス負荷電力系統２００が重負荷または低負荷区間でバス２３１、２３２をクローズバス（ｃｌｏｓｅｄ－ｂｕｓ）に運営されるようにして、２つの発電機のうちの１つの発電機でサービス負荷部２５０に電力を供給する。

サービス負荷電力系統２００は、低圧配電盤２３０の電力をサービス負荷部２５０に供給するために、配電盤２３０とサービス負荷部２５０との間に１つ以上の電力伝達構成要素を更に含んでよい。

前記電力伝達構成要素は、例えば、図８に示されたように、変圧器、中間端子函（Ｊ／Ｂ、ｊｕｎｃｔｉｏｎ ｂｏｘ）などを含んでよいが、これに制限されず、従来の固定ＲＰＭ発電機を含む電力系統で低圧配電盤と負荷との間を連結する多様な電力伝達構成要素を含んでよい。

このような発電部２１０と配電盤２３０との間の周波数マッチング構造によって、前記サービス負荷電力系統２００は、低圧配電盤と発電部との間の周波数マッチングのための追加的な電力機器（例えば、電力変換器）が不要とされ、且つ配電盤２３０で低圧交流（ＡＣ）配電が行なわれ得る。

例えば、サービス負荷電力系統２００の発電機（２１１または２１２）は可変ＲＰＭ発電機であって、速度に応じて可変周波数範囲（例えば、３７Ｈｚ～６０Ｈｚ）における周波数を有する電力を発電することができる。この場合、特定の周波数（例えば、５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）を有する配電盤２３０と前記可変ＲＰＭ発電機２１１との間には、周波数のマッチングのために発電部２１０から出力される電力の周波数を配電盤２３０の周波数に変換する電力変換器（例えば、マトリックスコンバータ（Ｍａｔｒｉｘ Ｃｏｎｖｅｒｔｅｒ））が要求されるが、船舶に使用される発電機の発電容量（例えば、３ＭＷ）を変換する大容量コンバータを供給することは容易ではない。さらに、通常、可変ＲＰＭ発電機の価格が固定ＲＰＭ発電機の価格よりも高価である。

結局、図８のサービス負荷電力系統２００は、低圧配電の長所を維持すると共に可変速発電機の適用時に必要な、低圧配電盤２３０と可変ＲＰＭ発電部２１０の周波数のマッチングのための追加的な電力機器（例えば、電力変換器）が要求されず、より低廉に低圧配電基盤の電力供給システムを船舶に構築することができる。さらには、サービス負荷電力系統２００の一部を、既存の供給可能な固定ＲＰＭ発電を基準に構成することができ、設計の容易性がある。

このように、本発明の実施例に係る船舶用電力供給システム１は、船舶電力負荷の特性に応じて必須負荷用電力系統とサービス負荷用電力系統とに電力系統が分離される。

その結果、各系統の安定性も高まるようになる。既存の場合、サービス負荷端に系統事故が発生すると、単一系統で構成されていることから必須負荷にも影響を及ぼすようになる。系統を分離構成すると、サービス負荷端で事故が発生したとき、当該系統での事故がサービス負荷用電力系内でしか拡散しないので、必須負荷用電力系には影響を及ぼさなくなる。同様に、系統分離すると、必須負荷端の事故の際も当該事故がサービス負荷端に拡散しない。

また、個別電力系統の規模が単一電力系統に比べて縮小する。例えば、１４ＭＷの電力容量を有する単一電力系統を、必須負荷電力系統１００は９ＭＷ、サービス負荷電力系統２００は５ＭＷの規模に図３のように分離した場合、個別電力系統の規模は１４ＭＷから９ＭＷに、１４ＭＷから５ＭＷにそれぞれ縮小する。

そして、６．６ｋＶ以上の高圧の代わりに低圧（例えば、４４０Ｖ）が適用された主配電盤を介して電力供給が可能になる。これにより、図１の大容量の減圧変圧器４０がもはや不要になる。したがって、ＣＡＰＥＸ（Ｃａｐｉｔａｌ ｅｘｐｅｎｄｉｔｕｒｅｓ）の面から略２．５億／隻の原価節減効果を得ることができる。

さらに、図２の減圧変圧器４０が占めていたスペース（すなわち、既存の変圧器室）１００７をより効率的に活用することができる。

再び図２を参照すると、図３の電力供給システム１がコンテナ船に適用される場合、８つの減圧変圧器４０が配置され得る変圧器室１００７のスペースをコンテナの船積みのためにさらに活用することができる。

一般的に使用されるコンテナの基準は６．０５８ｍ×２．５９１ｍ×２．４３８ｍ大きさを有するＴＥＵコンテナである。該ＴＥＵコンテナを基準にして１３．２５ｍ×６．０６ｍ×６．６２ｍ大きさの２つの変圧器室のスペースに船積みできるコンテナの数を算出すると、従来の変圧器室１００７にはＴＥＵコンテナを最大２６（＝１３×２）個を船積み可能になる。すなわち、図３の船舶用電力供給システム１を有する船舶は、図１の船舶用電力供給システムを有する従来のコンテナ船に比べて２６個のＴＥＵコンテナをさらに船積みすることができる。一部の実施例において、コンテナを船積み、積み下ろしする作業を考慮してスペースをより余裕のあるように確保しなければならない点を考慮しても略２０（＝１０×２）個のコンテナをさらに船積みすることができる。

また、減圧変圧器を使用しないと、従来の減圧変圧器の活用に連関したスペースにコンテナをさらに船積みすることもできる。例えば、従来の変圧器室１００７において垂直に位置した甲板の表面に変圧器４０の存在によって所定の構造物が設置されることがある。しかし、変圧器４０が不要になることで所定の構造物も不要となることもあり、甲板の表面にさらにコンテナを垂直に船積みすることもできる。この場合、甲板の表面上に水平に５個、垂直に１０個のコンテナをさらに船積みするとした場合、１００個のコンテナをさらに船積みすることができる。

したがって、減圧変圧器４０が使用されないことで、船舶１０００に最大約１２０個のコンテナをさらに船積みすることができる。前記追加的に既存の変圧器室１００７のスペースに船積みされるコンテナの個数は単なる例示に過ぎず、コンテナの形態、変圧器、変圧器室の大きさなどによっては１２０個以上のコンテナをさらに船積みすることもできる。

さらには、図３の船舶用電力供給システム１の適用によって、既存の変圧器室１００７以外のスペースに予め配置されていた物品を変圧器室１００７のスペースに移動させることができる。この場合、予め配置されていた物品の移動によって本来置いてあったスペースは空きスペースになる。コンテナは変圧器室１００７のスペースに直接船積みする代りに追加的に発生した空きスペースにさらに配置することもできる。

代案的に、既存の変圧器室のスペースをコンテナ船積み以外の多様な目的のために活用することもできる。

図９は、本発明の第１態様に係るまた他の一実施例において、既存の変圧器室のスペースをコンテナ船積み以外の他の目的に活用するための船舶用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

前記図９のサービス負荷電力系統２００は、図８のサービス負荷電力系統２００と類似しているので、相違点を主に説明する。

図９を参照すると、サービス負荷電力系統２００は、配電盤２３０と冷凍パネル（Ｒｅｅｆｅｒ Ｐａｎｅｌ、Ｒ）との間に電圧を変換する変圧部２６０を含む。一実施例において、変圧部２６０は、昇圧変圧器（ｓｔｅｐ－ｕｐ ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）２６１及び減圧変圧器（ｓｔｅｐ－ｄｏｗｎ ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）２６６を含む。

昇圧変圧器２６１は、低圧配電盤２３０と前記船首部の冷凍パネルＲとの間に設置される。前記昇圧変圧器２６１は、配電盤２３０の低圧電力を受信し、配電盤２３０の電圧よりも高い電圧を有する電力（例えば、１．５ｋＶ～６．６ｋＶ）を出力するように構成される。

減圧変圧器２６６は、昇圧変圧器２６１から出力された高圧電力を受信してより低い電圧を有する電力を出力するように構成される。減圧変圧器２６６からの出力電力は、前記船首部の冷凍パネルＲに連結された冷凍コンテナに供給される。

一部の実施例において、サービス負荷電力系統２００は、船首部の各冷凍パネルＲと配電盤２３０との間の電力経路をそれぞれ連結するために複数の昇圧変圧器２６１及び減圧変圧器２６６を含む。例えば、図９に示されたように、サービス負荷電力系統２００は、２つの昇圧変圧器２６１Ａ、２６１Ｂ及び減圧変圧器２６６Ａ、２６６Ｂを含む。

図１０は、図９の電力供給システムが適用された船舶の態様構造図である。

冷凍コンテナを含むコンテナ船舶は、通常、４つの冷凍パネルＲを含む。前記冷凍パネルＲは、船首部に２つ、船尾部に２つ配置される。冷凍コンテナへの電力供給は、船尾のエンジンルーム１０３０に位置した発電部２１０及び配電盤２３０から各セクション別の冷凍パネルＲを介して行われるようになる。

前記エンジンルーム１０３０に配置された低圧配電盤２３０から船首部に位置した２つの冷凍パネルＲまでの距離は船舶の規模に依るが、通常、数百メートルである。低圧が適用された配電盤２３０から前記船首部の冷凍パネルまでに電力を低圧で供給するためには、それらの間を連結するケーブルが相当要求される。

図１０を参照すると、総長さが３５０ｍである船舶（例えば、コンテナ船）において配電盤２３０が位置した船尾部のエンジンルーム１０３０から船首部の冷凍コンテナに電力を伝達する船首部の冷凍パネルＲまでの距離は略１２０～１３０ｍである。昇圧変圧器２６１などを利用しない場合、１２０ＳＱＭＭ断面を有する２３７Ａケーブルが略１０～１５本要求される。

これに対し、昇圧変圧器２６１などを利用すると、１本のケーブルでも数百メートルの長距離電力供給を行うことができる。

また、前記サービス負荷電力系統２００が昇圧変圧器２６１及び／または減圧変圧器２６６を更に含んでも、船舶に船積みされる貨物（例えば、冷凍コンテナ）の規模が減少しないように、前記昇圧変圧器２６１及び／または減圧変圧器２６６が船舶内に配置される。

一実施例において、昇圧変圧器２６１は、従来の単一電力系統の減圧変圧器が設置されるメイン変圧器ルーム１００７に設置されてよい。電力系統の分離によって１つの電力系統内の負荷容量が減少するので、前記昇圧変圧器２６１は前記減圧変圧器に比べて小型である。そして、前記昇圧変圧器２６１が占有して残ったスペースにコンテナなどの追加の貨物をさらに船積みすることができる。

また、減圧変圧器２６６は、船舶に船積みされる貨物の規模に影響を及ぼさなく、且つ船首部の冷凍パネルＲに低圧で電力を供給しても相当な重量のケーブルが要求されない所に配置される。例えば、貨物が配置されない、船舶の居住区下部スペース（Ａｃｃｏｍｍ. ｕｎｄｅｒ ｓｐａｃｅ）に配置されてよい。

図１０に示されたように、総長さが３５０ｍである船舶（例えば、コンテナ船）において前記変圧器ルーム１００７を含むエンジンルーム１０３０から船舶の居住区下部スペース（Ａｃｏｏｍ ｕｎｄｅｒ ｓｐａｃｅ）までの距離は略１８０ｍである。前記昇圧変圧器２６１が配電盤２３０の低圧（例えば、４４０Ｖ）電力から高圧電力を出力する場合、相対的に少量のケーブル（例えば、１２０ＳＱＭＭの断面を有するケーブル１本）を利用して船首部の冷凍パネルＲまで電力を供給することができる。

このように、図９のサービス負荷電力系統２００を利用すると、船首部の冷凍パネルＲまでのケーブルの重量が減少し、ケーブルの敷設が容易である効果を得ることができる。

前記昇圧変圧器２６１及び／または減圧変圧器２６６の配置は、先述したスペースに制限されず、船舶に船積みされる貨物の規模が減少しない限り、船舶内の他のスペースに配置されてもよい。

さらに、前記船舶用電力供給システム１は、スラスターモータ１５２と必須負荷電力系統１００とが連携されないように構成されてよい。

図１１は、本発明の第１態様に係る一実施例において、分離された電力系統を含む船舶用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

前記図１１の電力供給システム１は、図９の電力供給システム１の構成と類似しているので、相違点を主に説明する。

図９において、スラスターモータ１５２と連携された必須負荷電力系統１００の発電容量は、前記スラスターモータ１５２の電力容量、そして船舶の規定（Ｒｕｌｅ）で必須負荷として定義された、連続的な電力供給が要求される連続負荷の電力容量のいずれもに基づいて設定される。スラスターモータ１５２は、入港・出港の際に短時間で運転されるが、大容量の負荷であって船舶の運航に必須のものであるためである。

このように連続負荷が大部分含まれている必須負荷電力系統１００にスラスターモータ１５２が連携される場合、必須負荷電力系統１００内では、スラスターモータ１５２が非運転の大部分の船舶運行中に負荷で消耗する電力容量と発電容量との間に相当な差が生じる。すなわち、実質的に必須負荷電力系統１００で要求される発電容量よりもオーバースペックの発電機を設置しなければならず、実質的に要求される発電機よりも高価の発電機が要求される。

一実施例において、スラスターモータ１５２は、必須負荷電力系統１００以外の電力系統であるサービス負荷電力系統２００に連携され、必須負荷電力系統１００の発電容量を設定するうえでスラスターモータ１５２の電力容量が考慮されないように構成される。また、前記サービス負荷電力系統２００は、スラスターモータ１５２が運転される短時間の間電力を交差使用することで大容量の負荷（すなわち、スラスターモータ１５２）と連携されるにも係わらず、追加的な発電容量の増加がないように構成される。

図１１を参照すると、スラスターモータ１５２は、配電盤２３０を介して発電部２１０の電力を受信する。前記発電部２１０は固定ＲＰＭ発電機を含む。

スラスターモータ１５２は、機能的な面から船舶の運行で重要な重要負荷（Ｉｍｐｏｒｔａｎｔ Ｌｏａｄ）であるが、船舶運行の間に連続的に電力供給を必要としない二次必須負荷（Ｓｅｃｏｎｄａｒｙ Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）に該当する。このため、必須負荷に連続的に電力を供給する必須負荷電力系統１００に連携されなくても船舶の運航に大きな影響を及ぼさない。

また、サービス負荷電力系統２００は、スラスターモータ１５２の追加連携による発電部２１０の発電容量の追加がないように、スイッチング部２４０を含む。

一実施例において、スイッチング部２４０は、インターロックするように構成されたオートスイッチ（Ａｕｔｏ ｓｗｉｔｃｈ）（以下、「インターロックスイッチ（Ｉｎｔｅｒｌｏｃｋ Ｓｗｉｔｃｈ）」）を含む。前記インターロックスイッチは、配電盤２３０とサービス負荷電力系統２００の負荷（すなわち、スラスターモータ１５２、及びサービス負荷部２５０を含む）との間に配置される。前記インターロッキングスイッチは、船舶の制御部によって自動でスイッチングされるオートスイッチである。

前記インターロックスイッチは、図１１に示されたように、スラスターモータ１５２への電力経路またはサービス負荷部２５０への電力経路の間に設置され、いずれか一方の負荷端（例えば、スラスターモータ１５２端）への電力供給の際にいずれか他方の負荷端（例えば、サービス負荷部２５０）への電力供給が禁止されるインターロッキング動作を行う。

また、配電盤２３０と船舶の船首部に位置したスラスターモータ１５２及び冷凍パネルＲの間の長距離電力供給を少ない本数のケーブルを介して効率的に行うために、昇圧変圧器２６１、減圧変圧器２６６、配電盤２３０のサブ配電盤としての第１サブ配電盤２７０、及び第２サブ配電盤２８０を含んでよい。

前記昇圧変圧器２６１は、スイッチング部２４０と配電盤２３０との間に配置され、配電盤２３０の低圧電力（例えば、４４０Ｖ電力）を受信して高圧電力（例えば、６．６ｋＶ電力）を出力するように構成される。前記昇圧変圧器２６１の高圧電力は、第１サブ配電盤２７０及びスイッチング部２４０のスイッチング経路を介してスラスターモータ１５２またはサービス負荷部２５０へ伝達される。

スラスターモータ１５２を運転しないとき（例えば、船舶の一般航海中）、前記スイッチング部２４０は、発電部２１０の電力が配電盤２３０及び第１サブ配電盤２７０を介してサービス負荷部２５０へ伝達されるようにスイッチングされる。前記スイッチング部２４０から出力された高圧電力は、減圧変圧器２６６を介して低圧が適用された第２サブ配電盤２８０へ伝達されてスラスターモータ１５２以外の負荷に伝達される。

スラスターモータ１５２を運転するとき（例えば、船舶の入港または出港時の略３０分）、前記スイッチング部２４０は、固定ＲＰＭを有する発電部２１０の電力が配電盤２３０及び第１サブ配電盤２７０を介してスラスターモータ１５２へ伝達されるようにスイッチングされる。

このようなスイッチング構造によって、スラスターモータ１５２がサービス負荷電力系統２００に追加連携されても、サービス負荷電力系統２００の発電容量がさらに増加することがない。

さらに、サービス負荷部２５０がサービス負荷として冷凍コンテナを含む場合、スラスターモータ１５２へのスイッチングによる冷凍コンテナへの電力供給中断は、冷凍コンテナの機能に影響を及ぼさない。一般的に冷凍コンテナは略３０～４０分程度電力の供給を受けなくても一定温度を保持するからである。

また、前記電力供給システム１は、船首部に位置したスラスターモータ１５２及び他の負荷（例えば、冷凍コンテナ）への電力供給においても、図９及び図１０を参照して述べた、前記昇圧変圧器２６１などを利用したケーブル節減効果を得ることができる。

前記スラスターモータ１５２が複数の場合、前記サービス負荷電力系統２００は、各スラスターモータ１５２に電力を供給するための複数の経路で構成されてよい。

例えば、図１１に示されたように、サービス負荷電力系統２００にスラスターモータ１５２Ａ、１５２Ｂが連携された場合、スラスターモータ１５２Ａのための経路及びスラスターモータ１５２Ｂのための経路で構成され、複数のスラスターモータ１５２Ａ、１５２Ｂへの効率的な電力供給のための複数の昇圧変圧器２６１Ａ、２６１Ｂを含んでよい。そして、複数の昇圧変圧器２６１Ａ、２６１Ｂの高圧電力を低圧電力に変換する複数の減圧変圧器２６６Ａ、２６６Ｂを含んでよい。

図１２は、本発明のまた他の一実施例に係る、分離された電力系統を含む船舶用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

図１２は、本発明の第１態様に係る他の実施例において、分離された電力系統を含む船舶用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

一実施例において、スラスターモータ１５２が必須負荷電力系統１００以外の電力系統（例えば、サービス負荷電力系統２００）に連携された電力供給システム１において、サービス負荷電力系統２００は、可変ＲＰＭ発電機を利用して前記スラスターモータ１５２またはサービス負荷２５０に電力を供給する。

図１２を参照すると、発電部２１０は可変ＲＰＭ発電機２１１を含む。そして、サービス負荷電力系統２００は、可変ＲＰＭ発電機２１１と配電盤２３０の周波数のマッチングのために電力変換器２２０を含んでよい。この場合、発電機２１１の運転速度を制御して発電効率を増加させることができる。

図１１及び図１２に示されたように、電力供給システム１は、スラスターモータ１５２を必須負荷電力系統１００以外の電力系統に連携し、且つサービス負荷電力系統内の負荷端の特性に合わせて固定ＲＰＭまたは可変ＲＰＭ発電機で構成することができる。

一方、前記図１１及び図１２を参照して述べた電力供給システム１は、多様な形態で変形して具現することができる。

一実施例において、図８と同様に、サービス負荷電力系統２００は、配電盤２３０からサービス負荷２５０まで低圧配電になるように構成される。また、サービス負荷電力系統２００は、スラスターモータ１５２が配電盤２３０から昇圧変圧器２６１及び／またはスターターパネル（Ｓｔａｒｔｅｒ Ｐａｎｅｌ、Ｓ／Ｔ）を介して電力を受けるように構成される。

他の一実施例において、サービス負荷電力系統２００は、スラスターモータ１５２への電力供給のために配電盤２３０とスラスターモータ１５２との間に昇圧変圧器２６１及び／またはスターターパネルが配置され、サービス負荷部２５０への電力供給のために配電盤２３０とサービス負荷部２５０との間に前記昇圧変圧器２６１とは別の昇圧変圧器（図示せず）及び減圧変圧器２６６が配置されるように構成されてよい。

さらに、電力供給システム１は、時間帯（または、運転モード）に応じて発電機の運転を制御し、負荷部に供給される電力供給量を調節することができる。例えば、電力系統１００の必須負荷部１５０が２つの発電機１１１、１１２の発電容量を不要とする場合、船舶用電力供給システム１は、少なくとも１つの発電機（例えば、発電機１１１）を待機発電機として設定して運転を中止し、必要な場合に待機発電機を利用して必須負荷部１５０への電力供給及びその他の目的にて使用することができる。

上述したように、必須負荷電力系統１００とサービス負荷電力系統２００とに分離された電力供給システム１を有する船舶は、必須負荷とサービス負荷とが単一電力系統で構成された従来の船舶とは異なって低圧配電が可能であるため、高価の高圧用遮断設備を不要とする。また、発電効率の低下の問題や船内スペースの活用度の低下の問題を改善することができる。これまではコンテナ船を中心にシステムの構成及び効果を述べたが、本発明の実施例がコンテナ船に制限されないことは通常の技術者にとって明白である。

以下、コンテナ船以外の他の類型の船舶として、ＬＮＧ運搬船及びＬＰＧ運搬船を参照して本発明の他の態様についてより詳述する。

先ず、ＬＮＧ運搬船に係る本発明の実施例に関して後述する。

ＬＮＧは一般的に極低温（例えば、－１６０℃）の液化状態で特殊製作された貨物タンク（Ｃａｒｇｏ Ｔａｎｋ）に貯蔵されて海上運送される。一般の航海途中に前記貨物タンクの温度や圧力を制御せずにはＬＮＧを海上輸送することが不可能である。

したがって、ＬＮＧ運搬船は、船舶を運行するために推進されるように構成されると共に、ＬＮＧを安全に海上輸送できるように構成される。

ＬＮＧ運搬船内の電力負荷は、運航に関連した必須負荷（例、Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ－Ｆｕｅｌ ｏｉｌ ｓｕｐｐｌｙ ｐｕｍｐ、Ｆｕｅｌ ｖａｌｖｅ ｃｏｏｌｉｎｇ ｐｕｍｐなど）と、運航に関連しないサービス負荷（例、Ｓｅｒｖｉｃｅ Ｌｏａｄ）を含んでよい。

ＬＮＧ運搬船内の必須負荷は、スラスターモータ（Ｔｈｒｕｓｔｅｒ Ｍｏｔｏｒ）、推進モータ（Ｐｒｏｐｕｌｓｉｏｎ Ｍｏｔｏｒ）、冷却ポンプ（Ｃｏｏｌｉｎｇ Ｓｅａ Ｗａｔｅｒ Ｐｕｍｐ）、及び潤滑油ポンプ（Ｌ．Ｏ Ｐｕｍｐ）などの推進及び航海のための電気モータである。ＬＮＧ運搬船内のサービス負荷は、ＬＮＧ運搬船のパイプライン及び貨物タンクの外部温度に応じて冷却・圧縮工程システムが動作するように構成されたＬＮＧ保管用負荷、及びＬＮＧから発生したＢＯＧ（Ｂｏｉｌ－Ｏｆｆ Ｇａｓ）を燃料として使用するためのＬＮＧ燃料用負荷を含む。

このようなＬＮＧ運搬船の必須負荷とサービス負荷は、運転時に一定電力を消耗する連続負荷と、運転特性に応じて電力消耗量が変化する可変負荷を含んでよい。通常、ＬＮＧ運搬船は、交流系統の電力供給システムが適用されており、連続負荷と可変負荷とが混在して単一電力系統に連携されている。

従来の場合、推進のための必須負荷と、ＬＮＧ保管用負荷、及びＬＮＧ燃料用負荷のようなサービス負荷が単一系統で構成されており、システム全体の電力容量が非常に大きい。

したがって、特定規模以上の電力系統が適用されるＬＮＧ運搬船の場合、低圧系統の高電流によるケーブルの物量、系統の容量限界を解消するためにやむを得ずに高圧で電力を生成しこれを低圧に変圧して負荷に電力を供給する電力供給システムを有する。すなわち、従来のＬＮＧ運搬船は、従来のコンテナ船の場合と同様に、高圧配電で電力供給を行う電力供給システムを有するようになる。

図１３は、従来の他の一実施例に係る、必須負荷、サービス負荷が混在して単一系統で構成されたＬＮＧ運搬船用電力供給システムのシステム構造を示した図である。

図１３を参照すると、単一電力系統内に必須負荷、サービス負荷が混在している従来のＬＮＧ運搬船用電力供給システムは、高圧発電部１０；高圧配電盤２１；高圧配電盤２１の高圧電気信号を減圧する変圧器３１、３２、３３、３４；低圧配電盤４１、４２、４３；連続負荷及び可変負荷が混在している負荷部５０を含む。

図１３のように、単一系統のＬＮＧ運搬船用電力供給システムをＬＮＧ運搬船に適用する際に系統規模が一定大きさ以上である場合、負荷の定格電圧が低圧であっても主配電は高圧配電を適用し負荷が連携されている下位系統に分岐されるときに高圧を低圧に減圧する減圧変圧器３１、３２、３３、３４を介して電力を供給する。

図１３の配電盤２０に６．６ｋＶの高圧が適用されていると、負荷までの電力供給過程は次のとおりである：６．６ｋＶ発電機→６．６ｋＶ高圧主配電盤（ｈｉｇｈ ｖｏｌｔａｇｅ ｍａｉｎ ｓｗｉｔｃｈｂｏａｒｄ）→６．６ｋＶ／４４０Ｖ変圧器→４４０Ｖ以下の低圧サブ配電盤（ｌｏｗ ｖｏｌｔａｇｅ ｓｕｂ－ｓｗｉｔｃｈｂｏａｒｄ）。すなわち、図１３のＬＮＧ運搬船用電力供給システムは、高圧で電力を生成し、これを低圧に減圧して負荷に電力を供給する。

図１４は、図１３のＬＮＧ運搬船用電力供給システムを有する従来のＬＮＧ運搬船の内部構造を説明するための図である。

図１４を参照すると、ＬＮＧ運搬船１０００はエンジンルーム１０３０を含む。エンジンルーム１０３０内部は、発電機などのような多様なエンジン設備、及びエンジン設備に連結されたその他の設備を含み、且つエンジンを制御するＥＣＲ（Ｅｎｇｉｎｅ ｃｏｎｔｒｏｌ Ｒｏｏｍ）及び／または配電盤が配置されるスペースであるＥＣＲ－配電盤室１００５、そして減圧変圧器３１、３２、３３、３４が配置されるスペースである変圧器室（ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ ｒｏｏｍ）１００７を含む。

前述したように、高圧配電が一部適用された図１３の電力系統では、負荷に電力を供給するために大容量の減圧変圧器３１、３２、３３、３４が要求される。大容量負荷を有するＬＮＧ運搬船では高圧配電が行なわれるため、減圧変圧器３１、３２、３３、３４が配置される変圧器室１００７の大きさは相当である。

結局、多数の減圧変圧器（図１３の３１、３２、３３、３４）が占めるスペース分、船内の活用可能なスペースが減るようになる。

また、図１３の電力供給システムは単一電力系統で構成されており、発電効率の面でも低い性能を有する。

ＬＮＧ運搬船に適用される発電機は、通常、固定ＲＰＭ発電機である。前記固定ＲＰＭ発電機は、負荷率が略７５～８５％の間の値である場合に合わせて発電するとき、高い燃料効率を有する。

一方、発電部１０に含まれた固定ＲＰＭ発電機の発電容量は、連続負荷、可変負荷の最大負荷電力に基づいて算定される。ＬＮＧ運搬船の必須負荷の大半は連続負荷であるので、必須負荷の負荷率の変動が大きくない。

これに対し、船舶の推進とは関係がなくＬＮＧ Ｔａｎｋ Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ、ＬＮＧ Ｆｕｅｌ Ｓｕｐｐｌｙに関連した動作を行う、ＬＮＧ運搬船のサービス負荷の大半は時間によって負荷率が変動する可変負荷に該当する。

例えば、ＬＮＧ運搬船は、貨物パート（Ｃａｒｇｏ ｐａｒｔ）負荷をサービス負荷として含んでよい。図１３のシステムが適用されたＬＮＧ運搬船において貨物パート（Ｃａｒｇｏ ｐａｒｔ）全体の負荷容量は略５．５ＭＷであって、運転モード（ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｍｏｄｅ）別に略３０～１００の間の急激な負荷率（ｌｏａｄ ｆａｃｔｏｒ）を有する。

したがって、固定ＲＰＭ発電機が適用された図１３の電力供給システムでは、サービス負荷と必須負荷とが単一系統に混在しており、重負荷または低負荷区間で電力供給システムの発電効率が低下するという問題がある。

結局、従来のＬＮＧ運搬船もまた、発電効率の低下の問題や船内スペース活用度の低下の問題を有する。

図１５は、本発明の第２態様に係る一実施例において、分離された電力系統を含むＬＮＧ運搬船用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

図１５を参照すると、ＬＮＧ運搬船用電力供給システム１は、１つ以上の電力系統（１００、２００など）を含む。電力系統１００は、発電部１１０、主配電盤を含む配電盤１３０、及び必須負荷を含む必須負荷部１５０を含む。電力系統２００は、発電部２１０、主配電盤を含む配電盤２３０、及びサービス負荷を含むサービス負荷部２５０を含む。

また、前記ＬＮＧ運搬船用電力供給システム１は、電力系統の状態をモニタリングして電力供給を制御する制御部（図示せず）を更に含んでよい。前記制御部は、電力管理システム（ＰＭＳ；Ｐｏｗｅｒ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）、エネルギー管理システム（ＥＭＳ：Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）、エネルギー電力管理システム（ＥＰＭＳ：Ｅｎｅｒｇｙ Ｐｏｗｅｒ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）のうちの１つ以上を含んでよい。

以下、説明の明瞭性のために、ＬＮＧ運搬船用電力供給システム１は２つの電力系統１００、２００を含むものとするが、これに制限されると解釈されることではない。また、場合によっては両構成要素のいずれか一方の構成要素のみを代表的に詳述し、もう一方の構成要素についての詳述は割愛することがある。

図１５に示されたように、ＬＮＧ運搬船用電力供給システム１は、必須負荷とサービス負荷別に電力系統がそれぞれ分離された状態で構成される。

発電部１１０は配電盤１３０を介して必須負荷部１５０に電力を供給し、必須負荷部１５０の負荷が電力を消耗して駆動する。

発電部１１０は交流電気信号を出力し、複数の発電機（例えば、図１５の発電機１１１、１１２）を含む。発電機１１１、１１２の発電類型及び発電容量は負荷に依存する。例えば、ＬＮＧ運搬船の運用のためのモータ負荷が定出力負荷である場合、交流発電機が使用されてよい。また、発電機の収容率が８５％で、負荷容量が１ＭＷである場合、発電機の発電容量は約１．２ＭＷであってよい。

発電部１１０に含まれた発電機の１つの容量は、一般航海モードで必須負荷部１５０に電力を供給するうえで十分な容量を有する。この場合、前記複数の発電機１１１、１１２のうちの少なくとも１つは待機発電機と指定され、当該待機発電機は、一般航海時には動作しないように設定される。

一実施例において、必須負荷電力系統１００で動作中の発電機（例えば、１１１）に事故が発生した場合、前記電力供給システム１は、前記必須負荷電力系統１００に含まれた待機発電機（例えば、１１２）から必須負荷部１５０へ電力が供給されるように構成される。

一実施例において、必須負荷電力系統１００の待機発電機は、サービス負荷電力系統２００のサービス負荷に電力を供給するために動作することができる。これについては、下の図１９及び図２０を参照してより詳述する。

発電機１１１、１１２は、ディーゼル発電機、複合燃料発電機、ガス燃料発電機、ガスタービンなどが含まれ得るが、これらに制限されない。また、発電部１１０は、状況に応じた電力供給制御のために１つ以上のスイッチ、及び／または断路器を更に含んでよい。例えば、図１５に示されたように、ＬＮＧ運搬船用電力供給システム１は、２つの発電機１１１、１１２を含む場合、２つのスイッチを更に含んでよい。

配電盤１３０では交流（ＡＣ）で電力供給が行なわれる。一実施例において、配電盤１３０は、電力系統１００の主配電盤を含んでよい。前記主配電盤はバスケーブルで構成され、この場合、バスケーブルをメインバスと指すことがある。

また、一部の実施例において、配電盤１３０は複数のバスケーブルを含んでもよい。例えば、配電盤１３０は、発電機１１１に電気的に連結されたメインバス１３１、発電機１１２に電気的に連結されたメインバス１３２のように、複数のバスケーブルを含んでよい。この場合、配電盤１３０は、複数のメインバス１３１、１３２を普段は電気的に連結するが、非常及び／または事故の際に電気的連結が遮断されるバスタイブレーカ（ｂｕｓ ｔｉｅ ｂｒｅａｋｅｒ）１３３を更に含んでよい。

配電盤１３０には低圧が適用されてよく、電力系統１００は低圧配電が可能である。例えば、図１５のメインバス１３１及びメインバス１３２に４４０Ｖの低圧が適用され、電力を負荷に供給することができる。

電力系統１００の構成要素は相互作用するように電気的に連結されてよい。例えば、ＬＮＧ運搬船用電力供給システム１は、発電部１１０から配電盤１３０を介して必須負荷部１５０までを電気的に連結する電力供給線を使用して必須負荷に電力を供給することができる。

電力系統１００の必須負荷部１５０は、船舶の運航のために必須として動作が要求される必須負荷（Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）を含む。前記必須負荷（Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）は、船舶の規定で定義する必須負荷（Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）及び船舶の運航のために必須として動作が要求されるが、船舶の規定上、必須負荷（Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）には含まれない二次必須負荷（ｓｅｃｏｎｄａｒｙ Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）（例えば、重要負荷（ｉｍｐｏｒｔａｎｔ ｌｏａｄ））を含む。

ＬＮＧ運搬船の運用のために使用される必須負荷は、例えば、推進モータ、バラストポンプ、潤滑油ポンプ、エンジン燃料供給ポンプ、冷却ポンプ、ウォータースプレーポンプ（ｗａｔｅｒ ｓｐｒａｙ ｐｕｍｐ）などを含んでよいが、これらに制限されない。必須負荷部１５０に含まれた必須負荷の大半は負荷率がほとんど変わらない連続負荷に該当する。

一部の実施例において、必須負荷部１５０は、可変周波数制御（ＶＦＤ、Ｖａｒｉａｂｌｅ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｄｒｉｖｅ）基盤の負荷を更に含んでもよい。可変周波数制御基盤の負荷は、冷却システム（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｃｏｏｌｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）のように、運航特性に合わせて負荷端の電力消耗を最適化する必須負荷である。例えば、ＶＦＤ負荷は、冷却水の温度を制御できるように構成された冷却ポンプなどのような温度、圧力などを制御するように構成された必須負荷を含む。

前述したように、配電盤１３０は低圧配電が行なわれるように構成される。したがって、図１５に示されたように、少なくとも一部の必須負荷は、別途の変圧器を介さずに電気的に連結されて電力の供給を受けることができる。

また、必須負荷部１５０は、配電盤１３０の電圧と同一か、それより低い電圧で電力を供給する１つ以上のサブ配電盤を含んでよい。この場合、必須負荷部１５０は、配電盤１３０とサブ配電盤との間に配置されて電圧を減圧する変圧器１５５を更に含んでよい。例えば、図１５に示されたように、必須負荷部１５０は、（例えば、４５０Ｖが適用された）配電盤１３０と（例えば、２２０Ｖが適用された）サブ配電盤との間に変圧器１５５Ａ、１５５Ｂ、１５５Ｃ、１５５Ｄを含んでよい。

前記変圧器１５５は、低圧を更に低い電圧（例えば、２２０Ｖ）に減圧する変圧器であって、高圧を低圧に減圧する図１３の減圧変圧器３１、３２、３３、３４に比べて小型化した変圧仕様を有する。

また、電力系統１００は、ブラックアウトのような非常時に電力を供給する非常発電機、及び、このときに動作する負荷を含む非常配電盤を更に含んでもよい。前記非常配電盤は、陸電（ｓｈｏｒｅ ｐｏｗｅｒ）、非常用負荷などを含んでよい。

電力系統２００の構成要素及び動作は、電力系統１００の構成要素及び動作と相当部分類似しているので、相違点を主に説明する。

これに対し、電力系統２００のサービス負荷部２５０は、ＬＮＧ運搬船の運航以外のときに付加的に使用されるサービス負荷を含む。また、可変負荷部２５０は、配電盤２３０よりも低い電圧で電力を供給する１つ以上のサブ配電盤（図示せず）を更に含んでもよい。

サービス負荷部２５０は、ＬＮＧを保管するのに使用されるＬＮＧ保管用負荷、ＬＮＧから発生した及びＬＮＧ運搬船の搭乗者の便宜のために使用される使用者便宜用負荷などを含む。

ＬＮＧは可燃性物質であって、ＬＮＧ運搬船は、ＬＮＧを容易に船積みまたは荷役するために貨物タンクまたはパイプラインの温度、圧力を制御しなければならない。また、ＬＮＧを海上で安全に輸送するために一般航海時でも貨物タンクの温度、圧力を持続的に制御しなければならない。

したがって、ＬＮＧ運搬船にＬＮＧを船積み、荷役、貯蔵するために動作する負荷、そして、運航途中に貯蔵されているＬＮＧの管理（例えば、ＬＮＧの冷却、圧縮など）のために動作する負荷を含むＬＮＧ保管用負荷は可変負荷に該当する。

また、サービス負荷部２５０は、ＢＯＧ（Ｂｏｉｌ－Ｏｆｆ Ｇａｓ）を燃料として使用するためのＬＮＧ燃料用負荷を含んでよい。

ＬＮＧ運搬船は、環境規制によってデュアルフューエルエンジン（Ｄｕａｌ Ｆｕｅｌ Ｅｎｇｉｎｅ）システムが設置され運用されている。前記デュアルフューエルエンジンシステムは、ＬＮＧ燃料用負荷のうちの少なくとも一部をＧａｓ ＭｏｄｅまたはＨＦＯ Ｍｏｄｅに制御することができる。ここで、Ｇａｓ Ｍｏｄｅは貨物タンク内で自然発生するＢＯＧ、及び強制気化させたＢＯＧをＬＮＧ運搬船の燃料として使用するモードであり、ＨＦＯ Ｍｏｄｅは高硫黄燃料油、バンカー油のような、ＨＦＯ（Ｈｅａｖｙ Ｆｕｅｌ Ｏｉｌ）をＬＮＧ運搬船の燃料として使用するモードである。

したがって、このようなＢＯＧを燃料として使用するためのＬＮＧ燃料用負荷もまた、可変負荷に該当する。これにより、サービス負荷の大半は負荷率が変動する可変負荷に該当する。

前記ＬＮＧ保管用負荷は、例えば、ＨＤコンプレッサー（Ｈｉｇｈ ｄｕｔｙ ｃｏｍｐｒｅｓｓｏｒ）、カーゴポンプ、カーゴ補助機器（Ｃａｒｇｏ Ａｕｘｉｌｉａｒｙ Ｍａｃｈｉｎｅ）などを含むが、これらに制限されない。

前記ＬＮＧ燃料用負荷は、例えば、ＬＤコンプレッサー（Ｌｏｗ ｄｕｔｙ ｃｏｍｐｒｅｓｓｏｒ）、気化器（Ｖａｐｏｒｉｚｅｒ）などを含むが、これらに制限されない。

また、可変負荷部２５０は、配電盤２３０よりも低い電圧で電力を供給する１つ以上のサブ配電盤（図示せず）を更に含んでもよい。

一部の実施例において、図１５に示されたように、必須負荷部１５０またはサービス負荷部２５０の少なくとも一部の電力負荷は、負荷の動作時に受信する電力量を制御する構成要素（例えば、スターターパネル（Ｓｔａｒｔｅｒ Ｐａｎｅｌ、Ｓ／Ｔ）を含んでよい。

また、ＬＮＧ運搬船用電力供給システム１の分離された各電力系統１００、２００は、独立した系統構成を有することで、各系統の安定性も高まるようになる。既存の場合、サービス負荷端に系統事故が発生すると、単一系統で構成されているため必須負荷にも影響を及ぼすことになる。系統を分離構成すると、サービス負荷端で事故が発生したとき、当該系統での事故がサービス負荷用電力系内でしか拡散しないので、必須負荷用電力系には影響を及ぼさなくなる。同様に、系統分離すると、必須負荷端での事故のときも当該事故がサービス負荷端に拡散しない。

また、個別電力系統の規模が単一電力系統に比べて縮小する。例えば、１４ＭＷの電力容量を有する単一電力系統を、必須負荷電力系統１００は９ＭＷ、サービス負荷電力系統２００は５ＭＷの規模に図１５のように分離した場合、個別電力系統の規模は１４ＭＷから９ＭＷに、１４ＭＷから５ＭＷにそれぞれ縮小される。

そして、６．６ｋＶ以上の高圧の代わりに低圧（例えば、４４０Ｖ）が適用された主配電盤を介して電力供給が可能になる。これにより、図１３の大容量の減圧変圧器３１、３２、３３、３４をもはや不要とする。したがって、ＣＡＰＥＸ（Ｃａｐｉｔａｌ ｅｘｐｅｎｄｉｔｕｒｅｓ）の面から原価節減効果を得ることができる。

さらに、大容量の減圧変圧器３１、３２、３３、３４を不要とするため、図２に示された変圧器室１００７の既存の減圧変圧器３１、３２、３３、３４が占めていたスペースをより効率的に活用することができる。例えば、図１５の電力供給システム１がＬＮＧ運搬船に適用される場合、変圧器室１００７のスペースを多数の減圧変圧器の配置のための用途の代りに（例えば、貨物船積みなど）別の用途に活用することができる。

さらには、電力系統１００、２００は、系統の分離によって、設計目的に応じて多様且つ異なるように構成されてよい。

一実施例において、各電力系統１００、２００は、主に含まれた負荷特性に最適化した類型の発電機を構成及び運営するように構成される。例えば、必須負荷電力系統１００は固定ＲＰＭ発電機を含み、サービス負荷電力系統２００は可変ＲＰＭ発電機を含んでよい。

図１６は、本発明の第２態様に係る一実施例において、サービス負荷電力系統が可変ＲＰＭ発電機を有するように構成されたＬＮＧ運搬船用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

前記図１６の電力供給システム１は図１５の電力供給システム１と類似しているので、相違点を主に説明する。

図１６を参照すると、必須負荷電力系統の発電機１１１、１１２は固定ＲＰＭ発電機、サービス負荷電力系統２００の発電機２１１、２１２は可変ＲＰＭ発電機である。連続負荷の場合、定出力特性によって負荷変動がないので、負荷率の変化がほとんどないのに対し、可変負荷は負荷率が変わることが特徴である。

必須負荷電力系統１００の負荷の大半は負荷率が変わらない連続負荷に該当するので、最適効率区間（すなわち、７５～８５％の負荷率の範囲）で動作するように固定ＲＰＭ発電機を運転する。

図１３に示された従来の単一系統基盤の電力供給システムでは、ＬＮＧ運搬船の電力負荷が単一系統に混在しており、可変負荷によってシステム全体の負荷率が低い負荷区間が発生するようになる。これにより、固定ＲＰＭ発電の発電効率が低下する。

これに対し、図１６の電力供給システム１は、ＬＮＧ運搬船の大半の可変負荷が電力系統１００から分離されており、サービス負荷電力系統２００の可変負荷による負荷率の変化が必須負荷電力系統１００の必須負荷に影響を及ぼさない。

したがって、必須負荷電力系統１００に固定ＲＰＭ発電機を適用しても、重負荷または低負荷区間で高い発電効率を有する。

これに対し、前述したように、サービス負荷電力系統２００の負荷の大半は負荷率が変わる可変負荷である。

したがって、図１５の電力供給システム１のサービス負荷電力系統２００は、電力系統２００の負荷率の変動に合わせて可変速運転が可能な可変ＲＰＭ発電機を運転するように構成される。

このような可変ＲＰＭ発電機を含むサービス負荷電力系統２００において、負荷区間別に最適の発電効率を有するＲＰＭで可変ＲＰＭ発電機の回転速度を制御する場合、単一系統内に連続負荷、可変負荷が混在している場合に比べて、可変負荷に電力を供給する発電機の燃料効率を向上させることができる。

図１７は、電力系統内の負荷端の負荷率と前記負荷端に電力を供給する発電機の燃料消耗量との関係を示した図である。

前述したように従来の単一電力系統では、固定ＲＰＭ発電機を利用して可変負荷（例えば、ＬＮＧ保管用負荷）に電力を供給した。貨物パート全体のサービス負荷は３０～１００％水準の平均負荷率を有する。

このように重負荷または低負荷に変動するＬＮＧ運搬船のサービス負荷の全体に従来のように固定ＲＰＭ発電機を利用して電力を供給する場合、負荷率が低い重負荷または低負荷区間では低い発電効率を有する。

これに対し、本発明の一実施例のように可変ＲＰＭ発電機を利用して負荷率が変動するサービス負荷に電力を供給する場合、図１３の電力供給システムに比べて、負荷率が低い低負荷区間で発電効率が向上する。

図１７を参照すると、図１３の電力供給システムは、低負荷区間の例示として４５％の負荷率でＰ_Ｆに該当する燃料効率を有する。これに対し、図１６の電力供給システム１は、Ｐ_Ｖに該当する燃料効率を有する。Ｐ_ＦとＰ_Ｖとを比較したとき、図１６の電力供給システム１が１ｋｗｈの電力を発電するうえでより少ない燃料量を消耗することを示す。結局、図１６の電力供給システム１は、ＬＮＧ運搬船のサービス負荷のための同一電力を発電するにあたって、図１３の電力供給システムに比べて略８％の燃料消耗率の改善結果を有すると算出される。

前記８％は単なる例示であって、サービス負荷が時間帯別に負荷率が変動する負荷区間を有するように構成される場合、負荷区間に対応する、最適の発電効率を有するＲＰＭで発電機の回転速度を制御することで発電効率をさらに改善することができる。

ＬＮＧ運搬船の負荷において、低負荷区間Ｌ１は負荷率が１０～４０％の区間であって、略２８５～２１０ｇ／ｋｗｈの燃料消耗量を有する。重負荷区間Ｌ２は負荷率が４０～６０％の区間であって、略２１０～１９４ｇ／ｋｗｈの燃料消耗量を有する。高負荷区間Ｌ３は負荷率が８０～１００％の区間であって、略１８５～１９０ｇ／ｋｗｈの燃料消耗量を有する。図１５の電力供給システム１は、高負荷区間Ｌ３での燃料の消耗が図１３の電力供給システムとほぼ同様である。しかし、低負荷区間Ｌ１では、図１３に比べてｋｗｈ当たりの燃料消耗率が略６～１０％改善され、重負荷区間Ｌ２では、図１３に比べてｋｗｈ当たりの燃料消耗率が略１０～３５％改善される。

このように、図１６のサービス電力系統２００の可変ＲＰＭ発電機は、各負荷区間の負荷率に基づいてＲＰＭを制御することで、発電部２１０の発電効率を改善することができる。

一方、前記サービス負荷電力系統２００が交流配電を行う場合、配電盤２３０は、特定周波数（例えば、５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）を有するように構成されてよい。この場合、発電部２１０は、各負荷区間の負荷率に基づいて交流電力を発電し、前記配電盤２３０の周波数にマッチングする周波数（例えば、５０Ｈｚ、または６０Ｈｚ）を有する交流（ＡＣ）電気信号を出力するように構成される。

一実施例において、発電部２１０は、発電機２１１及び配電盤２３０の間に位置した交流（ＡＣ）／交流（ＡＣ）コンバータ２１４を含む。前記交流（ＡＣ）／交流（ＡＣ）コンバータ２１４は、可変ＲＰＭ発電機で発電した交流（ＡＣ）電気信号の周波数を配電盤２３０の特定周波数（例えば、５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）に変換するように構成される。

その結果、各負荷区間の負荷率に基づく可変ＲＰＭ発電機２１１のＲＰＭ変化があっても、発電部２１０は配電盤２３０の特定周波数を有する交流（ＡＣ）電気信号を出力することができる。

また、前記ＬＮＧ運搬船用電力供給システム１は、低圧配電が可能であるため、それぞれの電力系統１００、２００内の配電方式を低圧直流（ＤＣ）配電及び／または低圧交流（ＡＣ）配電が可能になるように構成することができる。

図１８は、本発明の第２態様に係る一実施例において、必須負荷電力系統は固定ＲＰＭ発電機を有して交流配電を行うように構成され、サービス負荷電力系統は可変ＲＰＭ発電機を有して部分的に直流配電を行うように構成されたＬＮＧ運搬船用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

前記図１８の電力供給システム１は、図１６の電力供給システム１と類似しているので、相違点を主に説明する。

図１８を参照すると、サービス負荷電力系統２００は、更に、部分的に直流配電が可能になるように構成される。前記電力供給システム１において発電機１１１、１１２は固定ＲＰＭ発電機で、発電機２１１、２１２は可変ＲＰＭ発電機である。

一実施例において、発電部２１０は、交流（ＡＣ）電気信号を受信して直流（ＤＣ）電気信号に変換する交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）コンバータ２１６を更に含み、前記第２負荷部は、直流（ＤＣ）電気信号を受信して交流（ＡＣ）電気信号に変換する直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）インバータ２２６を更に含んでよい。

このように直流配電が行なわれる場合、周波数及び位相同期化、無効電力による電力損失を防止することができる。

また、図１８に示されたように、電力系統２００は、発電部２１０と配電盤２３０との間に直流（ＤＣ）メインバス２２１を含む直流（ＤＣ）配電盤２２０を更に含んでよい。前記直流（ＤＣ）配電盤２２０を利用すると、運搬船内に配置された複数のサービス負荷に効率的に電力を供給することができる。この場合、電力系統２００は、配電盤２２０と配電盤２３０のそれぞれのサービス負荷との間を電気的に連結する複数の直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）インバータ２２６Ａ～２２６Ｂを含んでよい。

交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）コンバータ２１６と直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）インバータ２２６によって、電力系統２００では発電部２１０と配電盤２３０との間の部分で直流配電が可能になる。

このように、電力供給システム１は、必須負荷電力系統は固定ＲＰＭ発電機基盤の交流配電、サービス負荷電力系統は可変ＲＰＭ発電機基盤の直流または交流配電で構成されてよい。

また、電力供給システム１は、各電力系統１００、２００の配電のための電圧を互いに異なるように構成することができる。

一実施例において、電力供給システム１は、必須負荷電力系統１００では配電盤１３０を介して低圧配電を行い、サービス負荷電力系統２００では、配電盤２３０を介して高圧配電を行うように構成される。ここで、必須負荷電力系統１００の低圧配電は固定ＲＰＭ発電機を利用して行われ、サービス負荷電力系統２００の高圧配電は可変ＲＰＭ発電機を利用して行われてよい。この場合、サービス負荷電力系統２００の発電部２１０は高圧（例えば、６．６ｋＶ）電気信号を配電盤２３０に出力するように構成される。

さらに、電力系統１００、２００は、部品供給の面から効率的に構成されてよい。

一実施例において、サービス負荷電力系統２００では配電盤２３０を介して低圧配電を行うが、前記低圧配電は固定ＲＰＭ発電機を利用して行われてよい。また、図１５を参照すると、サービス負荷電力系統２００は、発電部２１０、低圧配電盤２３０、及びサービス負荷部２５０を含む。

配電盤２３０では系統分離による低圧配電が行なわれる。前記配電盤２３０が交流（ＡＣ）電力を配電する場合、配電盤２３０の周波数は特定周波数（例えば、５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）である。

発電部２１０は、前記配電盤２３０の周波数にマッチングする周波数（例えば、５０Ｈｚ、または６０Ｈｚ）を有する電力を発電するように構成される。例えば、発電部２１０は、前記配電盤２３０の周波数にマッチングする周波数のための固定ＲＰＭで運転する固定ＲＰＭ発電機を含んでよい。大容量発電機の場合、固定ＲＰＭ発電機が可変ＲＰＭ発電機に比べて価格がより低廉で需給が容易という長所を有する。

一部の実施例において、発電部２１０は、複数の固定ＲＰＭ発電機２１１、２１２を含んでよい。前記固定ＲＰＭ発電機２１１、２１２の発電容量は、サービス負荷２５０の電力容量以上であってよい。固定ＲＰＭ発電機（２１１または２１２）は、重負荷または低負荷区間でサービス負荷電力系統２００に電力を供給するうえで十分な発電容量を有する。

このような発電部２１０と配電盤２３０との間の周波数マッチング構造によって、前記サービス負荷電力系統２００では低圧配電盤と発電部との間の周波数マッチングのための追加的な電力機器（例えば、電力変換器）を不要とし、且つ配電盤２３０から低圧交流（ＡＣ）配電を行うことができる。

例えば、サービス負荷電力系統２００の発電機（２１１または２１２）は、可変ＲＰＭ発電機であって、速度に応じて可変周波数の範囲（例えば、３７Ｈｚ～６０Ｈｚ）での周波数を有する電力を発電することができる。この場合、特定周波数（例えば、５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）を有する配電盤２３０と前記可変ＲＰＭ発電機２１１との間には、周波数マッチングのために発電部２１０から出力される電力の周波数を配電盤２３０の周波数に変換する電力変換器（例えば、マトリックスコンバータ（Ｍａｔｒｉｘ Ｃｏｎｖｅｒｔｅｒ））が要求されるが、船舶に使用される発電機の発電容量（例えば、３ＭＷ）を変換する大容量コンバータを供給することは容易ではない。さらには、通常、可変ＲＰＭ発電機の価格が固定ＲＰＭ発電機の価格よりも高価である。

結局、固定ＲＰＭ発電機を含むサービス負荷電力系統２００は、低圧配電の長所を維持すると共に、可変速発電機の適用時に必要となる、低圧配電盤との周波数マッチングのための追加的な電力機器（例えば、電力変換器）を不要とし、より低廉に低圧配電基盤の電力供給システムを船舶に構築することができる。さらには、サービス負荷電力系統２００の一部を既存の供給可能な固定ＲＰＭ発電基準で構成することができ、設計の容易性がある。

一方、前記固定ＲＰＭ発電機を含むサービス負荷電力系統２００は、配電盤２３０に低圧を適用して交流（ＡＣ）配電する、低圧交流（ＡＣ）配電構造に制限されない。他の一実施例において、前記固定ＲＰＭ発電機を含むサービス負荷電力系統２００は、図１８と同様に、低圧直流（ＤＣ）配電構造で構成されてよい。また他の一実施例において、前記固定ＲＰＭ発電機を含むサービス負荷電力系統２００は、高圧交流（ＡＣ）配電構造で構成されてよい。

追加的に、前記船舶用電力供給システム１は、スラスターモータ１５２と必須負荷電力系統１００とが連携されないように構成されてよい。

図１９は、本発明の第２態様に係る他の一実施例において、分離された電力系統を含むＬＮＧ運搬船の電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

前記図１９の電力供給システム１は、図１５の電力供給システム１の構成と類似しているので、相違点を主に説明する。

図１５において、スラスターモータ１５２と連携された必須負荷電力系統１００の発電容量は、前記スラスターモータ１５２の電力容量、そして船舶の規定（Ｒｕｌｅ）で必須負荷と定義された、連続的な電力供給が要求される連続負荷の電力容量のいずれも基づいて設定される。スラスターモータ１５２は、入港・出港時に短時間で運転されるが、大容量の負荷であって船舶の運航に必須のものであるため、図１５の電力供給システム１では必須負荷電力系統１００に含まれる。

一方、連続負荷が大部分含まれた必須負荷電力系統１００にスラスターモータ１５２が連携される場合、必須負荷電力系統１００内では、スラスターモータ１５２が非運転の大部分の船舶運行中に負荷で消耗する電力容量と発電容量とでは相当な差が発生する。すなわち、実質的に必須負荷電力系統１００で要求される発電容量よりもオーバースペックの発電機を設置しなければならず、実質的に要求される発電機よりも高価の発電機が要求される。

一実施例において、スラスターモータ１５２は、必須負荷電力系統１００以外の電力系統であるサービス負荷電力系統２００に連携され、必須負荷電力系統１００の発電容量を設定するにあたってスラスターモータ１５２の電力容量が考慮されないように構成される。また、前記サービス負荷電力系統２００は、スラスターモータ１５２が運転される短時間の間電力を交差使用することで大容量の負荷（すなわち、スラスターモータ１５２）と連携されるにも係わらず、更なる発電容量の増加がないように構成される。この場合、ＬＮＧ運搬船用電力供給システム１は、更に、スラスターモータ１５２の動作の有無に応じて電力供給を制御するように構成される。

図１９を参照すると、スラスターモータ１５２は、配電盤２３０を介して発電部２１０の電力を受信する。一実施例において、発電部２１０は可変ＲＰＭ発電機を含む。他の一実施例において、発電部２１０は固定ＲＰＭ発電機を含む。

スラスターモータ１５２は、機能的な面から船舶運行で重要な重要負荷（Ｉｍｐｏｒｔａｎｔ Ｌｏａｄ）であるが、船舶運行の間連続的に電力供給を必要としない二次必須負荷（Ｓｅｃｏｎｄａｒｙ Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）に該当する。このため、必須負荷に連続的に電力を供給する必須負荷電力系統１００に連携されない構成が可能になる。例えば、図１９に示されたように、スラスターモータ１５２Ａ、１５２Ｂは、サービス負荷電力系統２００の配電盤２３０に連携される。

このように、必須負荷電力系統１００とスラスターモータ１５２とが連携されないため、必須負荷電力系統１００は一般航海時に負荷率が増加するようになる。その結果、燃料効率がさらに増加するようになり、運営費用を節減することができる。そして、必須負荷電力系統１００の発電容量は、スラスターモータ１５２と連携された場合（例えば、図１５）に比べて減少するので、より小型化した発電機を必須負荷電力系統１００に適用することができ、発電機の費用を節減することができる。

また、サービス負荷電力系統２００は、スラスターモータ１５２の追加連携による発電部２１０の発電容量の追加がないように、スイッチング部１２５を含む。前記スイッチング部１２５によって、サービス負荷電力系統２００に連携されたスラスターモータ１５２が動作しても他のサービス負荷への電力供給が不足することがない。

一実施例において、スイッチング部１２５は、発電部１１０の電力を配電盤２３０を介してスラスターモータ１５２に供給させる。スイッチング部１２５は、図１９に示されたように、ＳＰＤＴ（Ｓｉｎｇｌｅ Ｐｏｌｅ Ｄｏｕｂｌｅ Ｔｈｒｏｗ）を含んでよい。前記ＳＰＤＴは、発電部１１０（例えば、発電機１１２）から配電盤１３０に進む第１経路、または前記発電部１１０（例えば、発電機１１２）からサービス負荷電力系統２００の配電盤２３０に進む第２経路を連結するように構成される。

スイッチング部１２５による電力供給は、次のように説明することができる。ＬＮＧ運搬船の出港のために、制御部によってスイッチング部１２５は前記第２経路を連結するようにスイッチングされ、発電部１１０の電力が配電盤２３０を介してスラスターモータ１５２に供給される。出港が完了した後、制御部によってスイッチング部１２５は前記第１経路を連結するようにスイッチングされ、一般航海の間はスラスターモータ１５２が動作しない。また、ＬＮＧ運搬船の入港のために、制御部によってスイッチング部１５２は前記第２経路を連結するようにスイッチングされ、発電部１１０の電力が配電盤２３０を介してスラスターモータ１５２に供給される。

このようなスイッチング構造によって、スラスターモータ１５２がサービス負荷電力系統２００に追加連携されても、サービス負荷電力系統２００の発電容量がさらに増加することがない。

一方、前記図１９の電力系統１００、２００は低圧交流（ＡＣ）配電に制限されない。前述したように電力系統２００の特性に合わせて固定ＲＰＭ発電機、または可変ＲＰＭ発電機を適用することができる。また、低圧交流（ＡＣ）配電、高圧交流（ＡＣ）配電、または低圧直流（ＤＣ）構造で構成されてよい。

一実施例において、図１９の電力系統１００、２００は、高圧交流（ＡＣ）配電を行うように構成される。この場合、発電部１１０、２１０は高圧電気信号（例えば、６．６KＶ）を出力するように構成される。

図２０は、本発明の第２態様に係るまた他の一実施例において、分離された電力系統を含むＬＮＧ運搬船の電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

図２０の電力供給システム１は、図１９の電力供給システム１と類似しているので、相違点を主に説明する。

図２０を参照すると、必須負荷電力系統１００は配電盤１３０を介して低圧配電を行うように構成され、サービス負荷電力系統２００は配電盤２３０を介して高圧配電を行うように構成される。この場合、発電部１１０は低圧電気信号（例えば、４４０Ｖ）を出力するように構成され、発電部２１は高圧電気信号（例えば、６．６ｋＶ）を出力するように構成される。

この実施例において、発電部１１０から出力される電力は交差電力用変圧器１２６を介してスラスターモータ１５２に提供される。前記交差電力用変圧器１２６は、発電部１１０から出力された低圧電気信号を昇圧して、高圧が適用された配電盤２３０を介してスラスターモータ１５２に提供する。前記交差電力用変圧器１２６の入力電圧は発電部１１０の出力電圧に依存し、変圧器１２６の出力電圧は配電盤２３０の適用電圧に依存する。

図１９及び図２０を参照して詳述したように、ＬＮＧ運搬船用電力供給システム１は、スラスターモータ１５２を必須負荷電力系統１００以外の電力系統に連携し、且つサービス負荷電力系統内の負荷端の特性に合わせて多様な発電機（例えば、固定ＲＰＭまたは可変ＲＰＭ発電機）を適用したり、多様な配電構造（例えば、低圧直流（ＤＣ）配電、低圧交流（ＡＣ）配電または高圧交流（ＡＣ）配電）で構成することができる。

このように、サービス負荷と必須負荷別に電力系統をそれぞれ構成することで、発電効率の低下の問題や船内スペース活用度の低下の問題を改善することができる。

さらに、ＬＰＧ運搬船に係る本発明の実施例に関して後述する。

ＬＰＧは一般的に低温（例えば、－５０℃）の液化状態で特殊製作された貨物タンク（Ｃａｒｇｏ Ｔａｎｋ）に貯蔵されて海上運送される。一般の航海途中に前記貨物タンクの温度や圧力を制御せずにはＬＰＧを海上輸送することが不可能である。

したがって、ＬＰＧ運搬船は、船舶を運行するように構成されると共に、ＬＰＧを安全に海上輸送できるように構成される。

ＬＰＧ運搬船内の電力負荷は、運航に関連した必須負荷（例、Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ－Ｆｕｅｌ ｏｉｌ ｓｕｐｐｌｙ ｐｕｍｐ、Ｆｕｅｌ ｖａｌｖｅ ｃｏｏｌｉｎｇ ｐｕｍｐなど）と、運航に関連しないサービス負荷（例、Ｓｅｒｖｉｃｅ Ｌｏａｄ）を含んでよい。

ＬＰＧ運搬船内の必須負荷は、冷却ポンプ（Ｃｏｏｌｉｎｇ Ｓｅａ Ｗａｔｅｒ Ｐｕｍｐ）、潤滑油ポンプ（Ｌ.Ｏ Ｐｕｍｐ）、バラストポンプ（Ｂａｌｌａｓｔ Ｐｕｍｐ）などの推進及び航海のための電気モータである。サービス負荷は、ＬＰＧ運搬船のパイプライン及び貨物タンクの外部温度に応じて冷却・圧縮工程システムが動作するように構成されたＬＰＧ保管用負荷を含む。

このようなＬＰＧ運搬船の必須負荷とサービス負荷は、運転時に一定電力を消耗する連続負荷と、運転特性に応じて電力消耗量が変化する可変負荷を含んでよい。通常、ＬＰＧ運搬船は、交流系統の電力供給システムが適用され連続負荷と可変負荷とが混在して単一電力系統に連携されており、非常に大きな負荷容量を有する。

図２１は、従来の一実施例に係る、必須負荷、サービス負荷が混在して単一系統で構成されたＬＰＧ運搬船用電力供給システムのシステム構造を示した図である。

図２１を参照すると、単一電力系統内に必須負荷、サービス負荷が混在しているＬＰＧ運搬船用電力供給システムは、発電部１０、発電部１０から電力を受けて負荷または他の配電盤に伝達する低圧配電盤２０、前記低圧配電盤２０を介して電力の供給を受ける、必須負荷及びサービス負荷が混在している負荷部５０、及び他の低圧配電盤６０を含む。

このような図２１の電力供給システムは、単一電力系統で構成されており、発電効率の面でも低い性能を有する。

ＬＰＧ運搬船に適用される発電機は、通常、固定ＲＰＭ発電機である。前記固定ＲＰＭ発電機は、負荷率が略７５～８５％の間の値である場合に合わせて発電するとき、高い燃料効率を有する。

一方、発電部１０に含まれた固定ＲＰＭ発電機の発電容量は、連続負荷、可変負荷の最大負荷電力に基づいて算定される。ＬＰＧ運搬船の必須負荷の大半は連続負荷であるので、必須負荷の負荷率の変動が大きくない。

これに対し、ＬＰＧ貨物の冷却、圧縮、そして貯蔵、荷役などの動作を行う、ＬＰＧ運搬船のサービス負荷は、時間によって負荷率が変動する可変負荷に該当する。例えば、ＬＰＧ運搬船は、貨物パート負荷をサービス負荷として含んでよい。図２１のシステムが適用されたＬＰＧ運搬船において貨物パート（Ｃａｒｇｏ ｐａｒｔ）全体のサービス負荷の平均負荷率は略３０～６０％の間の値を有する。

したがって、可変負荷のように運転特性によって電力系統の所要電力が最大負荷電力に比べて低くなるようになる場合が生じると、単一電力系統では系統全体の負荷率の低下につながるようになり、結局、システムの発電効率が低下するようになる。

通常、図２１の電力供給システムが適用されたＬＰＧ運搬船は、運転モード（ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｍｏｄｅ）別に略４０～７０％（例えば、４３％～７１％）の間の負荷率（ｌｏａｄ ｆａｃｔｏｒ）を有するようになる。

結局、サービス負荷と必須負荷とが単一系統に混在されており、重負荷または低負荷区間で電力供給システムの発電効率が低下するという問題がある。

また、単一電力系統で構成されるので、発電機の発電容量が単一電力系統の全体の負荷容量に依存する。これにより、大容量の発電機が設置され、エンジンルーム内のスペース活用度が相対的に低下するという問題がある。

本発明の第３態様に係る実施例において、ＬＰＧ運搬船用電力供給システムは、主に必須負荷を含む必須負荷電力系統と、主にサービス負荷を含むサービス負荷電力系統とに電力系統が分離されて構成される。前記必須負荷とサービス負荷とは配電盤を共有しない。前記電力供給システムは、５０ｋ以上１００ｋ未満の中型ＬＰＧ船舶に適用され、低圧配電が可能になるように構成される。

図２２は、本発明の一実施例に係る、分離された電力系統を含むＬＰＧ運搬船用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

図２２を参照すると、ＬＰＧ運搬船用電力供給システム１は、１つ以上の電力系統（１００、２００など）を含む。電力系統１００は、発電部１１０、主配電盤を含む配電盤１３０、及び船舶運航のために動作する必須負荷を含む必須負荷部１５０を含み、以下、必須負荷電力系統と称する。電力系統２００は、発電部２１０、主配電盤を含む配電盤２３０、及びＬＰＧ運搬のために動作するサービス負荷を含むサービス負荷部２５０を含む。

また、前記ＬＰＧ運搬船用電力供給システム１は、電力系統の状態をモニタリングして電力供給を制御する制御部（図示せず）を更に含んでよい。前記制御部は、電力管理システム（ＰＭＳ；Ｐｏｗｅｒ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）、エネルギー管理システム（ＥＭＳ：Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）、エネルギー電力管理システム（ＥＰＭＳ：Ｅｎｅｒｇｙ Ｐｏｗｅｒ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）のうちの１つ以上を含んでよい。

以下、説明の明瞭性のために、ＬＰＧ運搬船用電力供給システム１は２つの電力系統１００、２００を含むものとするが、これに制限されると解釈されることではない。また、場合によっては両構成要素のいずれか一方の構成要素のみを代表的に詳述し、もう一方の構成要素についての詳述は割愛することがある。

図２２に示されたように、ＬＰＧ運搬船用電力供給システム１は、必須負荷とサービス負荷別に電力系統がそれぞれ分離された状態で構成される。

発電部１１０は配電盤１３０を介して必須負荷部１５０に電力を供給し、必須負荷部１５０の負荷が電力を消耗して駆動する。

発電部１１０は交流電気信号を出力し、複数の発電機（例えば、図２２の発電機１１１、１１２）を含む。発電機１１１、１１２の属性及び発電容量は負荷に依存する。例えば、ＬＰＧ運搬船の運用のためのモータ負荷が定出力負荷である場合、交流発電機が使用されてよい。また、発電機の収容率が８５％で、負荷容量が１ＭＷである場合、発電機の発電容量は約１．２ＭＷであってよい。

発電部１１０に含まれた発電機の１つの容量は、一般航海モードで必須負荷部１５０に電力を供給するうえで十分な容量を有する。この場合、前記複数の発電機１１１、１１２のうちの少なくとも１つは待機発電機と指定され、当該待機発電機は一般航海時には動作しないように設定される。

一実施例において、必須負荷電力系統１００で動作中の発電機（例えば、１１１）に事故が発生した場合、前記電力供給システム１は、前記必須負荷電力系統１００に含まれた待機発電機（例えば、１１２）から必須負荷部１５０に電力が供給されるように構成される。

一実施例において、必須負荷電力系統１００の待機発電機は、サービス負荷電力系統２００のサービス負荷に電力を供給するために動作することができる。これについては、下記の図２６～図２８を参照してより詳述する。

発電機１１１、１１２は、ディーゼル発電機、複合燃料発電機、ガス燃料発電機、ガスタービンなどが含まれ得るが、これらに制限されない。また、発電部１１０は、状況に応じた電力供給制御のために１つ以上のスイッチ、及び／または断路器を更に含んでよい。例えば、図２２に示されたように、ＬＰＧ運搬船用電力供給システム１は、２つの発電機１１１、１１２を含む場合、２つのスイッチを更に含んでよい。

配電盤１３０では交流で電力供給が行なわれる。一実施例において、配電盤１３０は、電力系統１００の主配電盤を含んでよい。前記主配電盤はバスケーブルで構成され、この場合、バスケーブルをメインバスと指すことがある。

また、一部の実施例において、配電盤１３０は複数のバスケーブルを含んでもよい。例えば、配電盤１３０は、発電機１１１に電気的に連結されたメインバス１３１、発電機１１２に電気的に連結されたメインバス１３２のように、複数のバスケーブルを含んでよい。この場合、配電盤１３０は、複数のメインバス１３１、１３２を普段は電気的に連結するが、非常及び／または事故の際に電気的連結が遮断されるバスタイブレーカ（ｂｕｓ ｔｉｅ ｂｒｅａｋｅｒ）１３３を更に含んでよい。

電力系統１００は低圧配電が可能であり、配電盤１３０には交流電圧が適用されて電力を負荷に供給する。

電力系統１００の構成要素は相互作用するように電気的に連結されてよい。例えば、ＬＰＧ運搬船用電力供給システム１は、発電部１１０から配電盤１３０を介して必須負荷部１５０までを電気的に連結する電力供給線を使用して必須負荷に電力を供給することができる。

電力系統１００の必須負荷部１５０は、船舶運行のために必須として動作が要求される必須負荷（Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）を含む。前記必須負荷（Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）は、船舶の規定で定義する必須負荷（Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）及び船舶の運航のために必須として動作が要求されるが、船舶の規定上、必須負荷（Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）には含まれない二次必須負荷（ｓｅｃｏｎｄａｒｙ Ｅｓｓｅｎｔｉａｌ ｌｏａｄ）（例えば、重要負荷（ｉｍｐｏｒｔａｎｔ ｌｏａｄ））を含む。

ＬＰＧ運搬船の運用のために使用される必須負荷は、例えば、潤滑油ポンプ、エンジン燃料供給ポンプ、冷却ポンプ、ウォータースプレーポンプ（ｗａｔｅｒ ｓｐｒａｙ ｐｕｍｐ）などを含んでよいが、これらに制限されない。必須負荷部１５０に含まれた必須負荷の大半は負荷率がほとんど変わらない連続負荷に該当する。

一部の実施例において、必須負荷部１５０は、可変周波数制御（ＶＦＤ、Ｖａｒｉａｂｌｅ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｄｒｉｖｅ）基盤の負荷を更に含んでもよい。可変周波数制御基盤の負荷は、冷却システム（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｃｏｏｌｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）のように、運航特性に合わせて負荷端の電力消耗を最適化する必須負荷である。例えば、ＶＦＤ負荷は、冷却水の温度を制御できるように構成された冷却ポンプなどのような温度、圧力などを制御するように構成された必須負荷を含む。

また、必須負荷部１５０は、図２２に示されたように、配電盤１３０の電圧と同一か、それより低い電圧で電力を供給する１つ以上のサブ配電盤を含んでよい。この場合、必須負荷部１５０は、配電盤１３０とサブ配電盤との間に配置されて電圧を減圧する変圧器を更に含んでよい。

必須負荷電力系統１００の容量は、図２１の単一電力系統の容量よりも小さいため、必須負荷部１５０の変圧器は図２１の変圧器よりも容量が小さい小型変圧器である。このため、変圧器の設置費用及びスペース活用度において利点がある。

また、電力系統１００は、ブラックアウトのような非常時に電力を供給する非常発電機、及び、このときに動作する負荷を含む非常配電盤を更に含んでよい。前記非常配電盤は、陸電（ｓｈｏｒｅ ｐｏｗｅｒ）、非常用負荷などを含んでよい。

電力系統２００の構成要素及び動作は、電力系統１００の構成要素及び動作と相当部分類似しているので、相違点を主に説明する。

これに対し、電力系統２００のサービス負荷部２５０は、ＬＰＧ運搬船の運航以外のときに付加的に使用されるサービス負荷を含む。また、可変負荷部２５０は、配電盤２３０よりも低い電圧で電力を供給する１つ以上のサブ配電盤（図示せず）を更に含んでもよい。

サービス負荷は、ＬＰＧを保管するのに使用されるＬＰＧ保管用負荷、ＬＰＧ運搬船の搭乗者の便宜のために使用される使用者便宜用負荷などを含む。

ＬＰＧは可燃性物質であって、ＬＰＧ運搬船は、ＬＰＧを効率的且つ安定的に船積みまたは荷役するために貨物タンクまたはパイプラインの温度、圧力を制御しなければならない。また、ＬＰＧを海上で安全に輸送するために一般航海時でも貨物タンクの温度、圧力を持続的に制御しなければならない。

したがって、ＬＰＧ運搬船にＬＰＧを船積み、荷役、貯蔵するために動作する負荷、そして、運航途中に貯蔵されているＬＰＧの管理（例えば、ＬＰＧの冷却、圧縮など）のために動作する負荷を含むＬＰＧ保管用負荷は可変負荷に該当する。これにより、サービス負荷の大半は負荷率が変動する可変負荷に該当する。

前記ＬＰＧ保管用負荷は、例えば、カーゴコンプレッサー（Ｃａｒｇｏ Ｃｏｍｐｒｅｓｓｏｒ）、カーゴポンプ（Ｃａｒｇｏ Ｐｕｍｐ）、カーゴスプレーポンプ（Ｃａｒｇｏ Ｓｐｒａｙ Ｐｕｍｐ）、ストリッピングポンプ（ｓｔｒｉｐｐｉｎｇ ｐｕｍｐ）、ディープウェル（Ｄｅｐｐ Ｗｅｌｌ）ポンプ、ブースターポンプ（Ｂｏｏｓｔｅｒ Ｐｕｍｐ）などを含むが、これらに制限されない。

このように、ＬＰＧ運搬船用電力供給システム１の分離された各電力系統１００、２００は、独立した系統構成を有することで、電力系統１００、２００は設計目的に応じて多様且つ異なるように構成されてよい。

一実施例において、各電力系統１００、２００は、主に含まれた負荷類型に最適化した発電機を構成及び運営するように構成される。

例えば、必須負荷電力系統１００（例えば、発電部１１０）は固定ＲＰＭ発電機を含み、サービス負荷電力系統２００は可変ＲＰＭ発電機を含んでよい。

図２３は、本発明の一実施例に係る、サービス負荷電力系統が可変ＲＰＭ発電機を有するように構成されたＬＰＧ運搬船用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

前記図２３の電力供給システム１は、図２２の電力供給システム１と類似しているので、相違点を主に説明する。

図２３を参照すると、必須負荷電力系統１００の発電機１１１、１１２は固定ＲＰＭ発電機、サービス負荷電力系統２００の発電機２１１は可変ＲＰＭ発電機である。連続負荷の場合、定出力特性によって負荷変動がないので、負荷率の変化がほとんどないのに対し、可変負荷は負荷率が変わることが特徴である。

必須負荷電力系統１００の負荷の大半は負荷率が変わらない連続負荷に該当する。図２３の発電機１１１、１１２は、最適効率区間（すなわち、７５～８５％の負荷率の範囲）で動作するように構成される。

図２１に示された従来の単一系統基盤の電力供給システムでは、ＬＰＧ運搬船の船舶負荷が単一系統に混在しており、ＬＰＧ運搬船の運転モード（ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｍｏｄｅ）別に略４０～７０％（例えば、４３～７１％）の範囲の負荷率（ｌｏａｄ ｆａｃｔｏｒ）を有する。

これに対し、図２２の電力供給システム１は、ＬＰＧ運搬船の船舶負荷が電力系統１００、２００で分離されており、サービス負荷電力系統２００の可変負荷による負荷率の変化が必須負荷電力系統１００の必須負荷に影響を及ぼさない。

また、図２３の電力供給システム１はＬＰＧ運搬船の船舶負荷が電力系統１００、２００で分離されており、必須負荷を含む電力系統全体の負荷容量が、図２１において必須負荷を含む電力系統（すなわち、図２１の電力供給システム全体）に比べて減少する。これにより、図２１の電力供給システムに比べて必須負荷に電力を供給するために使用される発電機（または、エンジン）の容量を縮小させることができる。その結果、必須負荷のための発電機設備の費用が減少し、且つエンジンルーム内スペース活用度が高まる。

これに対し、前述したように、サービス負荷電力系統２００の負荷の大半は負荷率が変わる可変負荷である。

したがって、図２３の電力供給システム１のサービス負荷電力系統２００は、電力系統２００の負荷率の変動に合わせて可変速運転が可能な可変ＲＰＭ発電機を運転するように構成される。

このような可変ＲＰＭ発電機を含むサービス負荷電力系統２００において、負荷区間別に最適の発電効率を有するＲＰＭで可変ＲＰＭ発電機の回転速度を制御する場合、単一系統内に連続負荷、可変負荷が混在している場合に比べて、可変負荷に電力を供給する発電機の燃料効率を向上させることができる。

図２４は、電力系統内の負荷端の負荷率と前記負荷端に電力を供給する発電機の燃料消耗量との関係を示した図である。

前述したように従来の単一電力系統では、固定ＲＰＭ発電機を利用して可変負荷（例えば、ＬＰＧ保管用負荷）に電力を供給した。貨物パート全体のサービス負荷は３０～６０％水準の平均負荷率を有する。

このように重負荷または低負荷に変わるＬＰＧ運搬船のサービス負荷の全体に従来のように固定ＲＰＭ発電機を利用して電力を供給する場合、負荷率が低い重負荷または低負荷区間では低い発電効率を有する。

これに対し、本発明の一実施例のように可変ＲＰＭ発電機を利用して負荷率が変動するサービス負荷に電力を供給する場合、図２１の電力供給システムに比べて、負荷率が低い低負荷区間で発電効率が向上する。

図２４を参照すると、図２１の電力供給システムは、低負荷区間の例示として４５％の負荷率でＰ_Ｆに該当する燃料効率を有する。これに対し、図２３の電力供給システム１は、Ｐ_Ｖに該当する燃料効率を有する。Ｐ_ＦとＰ_Ｖとを比較したとき、図２３の電力供給システム１が１ｋｗｈの電力を発電するうえでより少ない燃料量を消耗することを示す。結局、図２３の電力供給システム１は、ＬＰＧ運搬船のサービス負荷のための同一電力を発電するにあたって、図２１の電力供給システムに比べて略８％の燃料消耗率の改善結果を有すると算出される。

前記８％は単なる例示であって、サービス負荷が時間帯別に負荷率が変動する負荷区間を有するように構成される場合、負荷区間に対応する、最適の発電効率を有するＲＰＭで発電機の回転速度を制御することで発電効率をさらに改善することができる。

ＬＰＧ運搬船の負荷において、低負荷区間Ｌ１は負荷率が１０～４０％の区間であって、略２８５～２１０ｇ／ｋｗｈの燃料消耗量を有する。重負荷区間Ｌ２は負荷率が４０～６０％の区間であって、略２１０～１９４ｇ／ｋｗｈの燃料消耗量を有する。高負荷区間Ｌ３は負荷率が８０～１００％の区間であって、略１８５～１９０ｇ／ｋｗｈの燃料消耗量を有する。図２３の電力供給システム１は、高負荷区間Ｌ３での燃料消耗が図２１の電力供給システムとほぼ同様である。しかし、低負荷区間Ｌ１では、図２１に比べてｋｗｈ当たりの燃料消耗率が略６～１０％改善され、重負荷区間Ｌ２では図２１に比べてｋｗｈ当たりの燃料消耗率が略１０～３５％改善される。

このように、図２３のサービス電力系統２００の可変ＲＰＭ発電機は、各負荷区間の負荷率に基づいてＲＰＭを制御することで、発電部２１０の発電効率を改善することができる。

一方、前記サービス負荷電力系統２００が交流配電を行う場合、配電盤２３０は、特定周波数（例えば、５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）を有するように構成されてよい。この場合、発電部２１０は、各負荷区間の負荷率に基づいて交流電力を発電し、前記配電盤２３０の周波数にマッチングする周波数（例えば、５０Ｈｚ、または６０Ｈｚ）を有する交流（ＡＣ）電気信号を出力するように構成される。

一実施例において、発電部２１０は、発電機２１１及び配電盤２３０の間に位置した交流（ＡＣ）／交流（ＡＣ）コンバータ２１４を含む。前記交流（ＡＣ）／交流（ＡＣ）コンバータ２１４は、可変ＲＰＭ発電機で発電した交流（ＡＣ）電気信号の周波数を配電盤２３０の特定周波数（例えば、５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）に変換するように構成される。

その結果、各負荷区間の負荷率に基づく可変ＲＰＭ発電機２１１のＲＰＭ変化があっても、発電部２１０は配電盤２３０の特定周波数を有する交流（ＡＣ）電気信号を出力することができる。

また、前記ＬＰＧ運搬船用電力供給システム１は、低圧配電が可能であるため、それぞれの電力系統１００、２００内の配電方式を低圧直流配電及び／または低圧交流配電が可能になるように構成することができる。

図２５は、本発明の一実施例に係る、必須負荷電力系統が固定ＲＰＭ発電機を有して交流配電を行うように構成され、サービス負荷電力系統が可変ＲＰＭ発電機を有して部分的に直流配電を行うように構成されたＬＰＧ運搬船用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

前記図２５の電力供給システム１は、図２３の電力供給システム１と類似しているので、相違点を主に説明する。

図２５を参照すると、サービス負荷電力系統２００は、更に、部分的に直流配電が可能になるように構成される。前記電力供給システム１において発電機１１１、１１２は固定ＲＰＭ発電機であってよく、発電機２１１は可変ＲＰＭ発電機であってよい。

一実施例において、発電部２１０は、交流（ＡＣ）電気信号を受信して直流（ＤＣ）電気信号に変換する交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）コンバータ２１６を更に含み、前記第２負荷部は、直流（ＤＣ）電気信号を受信して交流（ＡＣ）電気信号に変換する直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）インバータ２２６を更に含んでよい。

このように直流配電が行なわれる場合、周波数及び位相同期化、無効電力による電力損失を防止することができる。

また、図２５に示されたように、電力系統２００は、発電部２１０と配電盤２３０との間に直流（ＤＣ）メインバス２２１を含む直流（ＤＣ）配電盤２２０を更に含んでよい。前記直流（ＤＣ）配電盤２２０を利用すると、運搬船内に配置された複数のサービス負荷に効率的に電力を供給することができる。この場合、電力系統２００は、配電盤２２０と配電盤２３０のそれぞれのサービス負荷との間を電気的に連結する複数の直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）インバータ２２６Ａ～２２６Ｂを含んでよい。

交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）コンバータ２１６と直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）インバータ２２６によって、電力系統２００では発電部２１０と配電盤２３０との間の部分で直流配電が可能になる。

このように、電力供給システム１は、必須負荷電力系統は固定ＲＰＭ発電機基盤の交流配電、サービス負荷電力系統は可変ＲＰＭ発電機基盤の直流または交流配電で構成されてよい。

追加的に、ＬＰＧ運搬船用電力供給システム１は、更に、電力系統の状態をモニタリングし、電力供給を制御するように構成される。

図２６は、本発明の一実施例に係る、非常時サービス負荷に配電可能になるように更に構成されたＬＰＧ運搬船用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

図２６の電力供給システム１は、図２２の電力供給システム１と類似しているので、相違点を中心に説明する。

前述したように、必須負荷電力系統１００は、複数の発電機（例えば、図２６の１１１、１１２）を含み、前記複数の発電機は、航海時に動作する発電機（例えば、図２６の１１１）及び前記発電機に事故が発生したときに動作する待機発電機（例えば、図２６の１１２）を含む。

一実施例において、電力供給システム１は、サービス負荷電力系統２００の発電機２１１に事故が発生したとき、必須負荷電力系統１００の待機発電機がサービス負荷部２５０に電力を供給するように構成される。

図２６を参照すると、必須負荷電力系統１００は、サービス負荷電力系統２００に電力供給を行わせる二重化部１２０を含む。

必須負荷電力系統１００及びサービス負荷電力系統２００が交流（ＡＣ）基盤の電力系統で構成された場合、前記二重化部１２０は、配電盤１３０及び配電盤２３０を連結するバス連携用スイッチを含む。

図２６の電力供給システム１は、（例えば、制御部によって）電力系統２００の電気信号または電力供給状態をモニタリングし、前記モニタリング結果に基づいて電力系統２００の発電機の事故の発生を検知する。前記電力供給システム１は、発電機の事故発生の検知に応答して二重化部１２０を制御して、分離されていた必須負荷電力系統１００の配電盤１３０とサービス負荷電力系統２００の配電盤２３０とを電気的に連結し、前記待機発電機を利用して事故が発生した電力系統の負荷部（すなわち、サービス負荷部２５０）への電力供給が維持されるように構成される。

制御部は、発電部２１０の電気信号が所定の臨界範囲以内である場合に事故が発生していない正常状態と決定する。これに対し、発電部２１０の電気信号が所定の臨界範囲を超えた場合に事故が発生していると決定する。前記臨界範囲は、発電機の発電規模、発電系統に応じて種々設定されてよい。

一方、図２６を参照して述べた、二重化部１２０を制御してサービス負荷電力系統２００への電力供給を行うように構成された電力供給システム１は、図２６の構成に制限されないことが通常の技術者にとって明らかである。例えば、図２６の電力供給システム１は、発電機２１１は固定ＲＰＭ発電機であり、発電部２１０は交流（ＡＣ）／交流（ＡＣ）コンバータ２１４を含まない実施例としても具現され得る。

図２７は、本発明の他の一実施例に係る、非常時サービス負荷に配電可能になるように更に構成されたＬＰＧ運搬船用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

前記図２７の電力供給システム１は、図２６と類似しているので、図２６との相違点を主に説明する。

図２７を参照すると、前記二重化部１２０は、ＳＰＤＴ（Ｓｉｎｇｌｅ Ｐｏｌｅ Ｄｏｕｂｌｅ Ｔｈｒｏｗ）を含んでよい。前記ＳＰＤＴは、待機発電機（例えば、１１２）から配電盤１３０に進む第１経路、または待機発電機からサービス負荷電力系統２００の配電盤２３０に進む第２経路を連結するように構成される。

図２７において発電機２１１の事故発生時に二重化部１２０を制御してサービス負荷部２５０への電力供給を維持する制御動作は図２６と類似しているので、詳しい説明は割愛する。

図２８は、本発明の一実施例に係る、非常時に可変ＲＰＭ発電機を有して部分的に直流配電を行うように構成されたサービス負荷に配電可能になるように更に構成されたＬＰＧ運搬船用電力供給システムの概略的なシステム構造図である。

図２８の電力供給システム１は、図２５の電力供給システムと類似しているので、図２５との相違点を主に説明する。

図２８を参照すると、サービス負荷電力系統２００は、部分的に直流電流を配電するように構成される。また、必須負荷電力系統１００は、待機発電機（例えば、１１２）からサービス負荷部２５０に電力を供給させる二重化部１２０を含む。

一実施例において、前記二重化部１２０はＳＰＤＴを含む。前記ＳＰＤＴは、待機発電機（例えば、１１２）から配電盤１３０に進む第１経路、または待機発電機からサービス負荷電力系統２００の交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）コンバータ２１６に進む第２経路を連結するように構成される。

図２８の二重化部１２０は、発電部１１０の待機発電機が既に設計された交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）コンバータ２１６を介してサービス負荷部２５０に電力を供給するように構成され、前記待機発電機の電力をサービス負荷電力系統２００内で直流に変換させる変換器を更に要求しないように構成される。

図２８の二重化部１２０は、発電機２１１の事故発生時に二重化部１２０を制御して待機発電機がサービス負荷部２５０に電力を供給するようにし、また前記待機発電機の電力が交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）コンバータ２１６及び直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）インバータ２２６を介して伝達されるようにすることで、電力供給システム１は、直流配電でサービス負荷部２５０に非常時待機発電機の電力を供給するようにする。

図２８において発電機２１１の事故発生時に二重化部１２０を制御してサービス負荷部２５０への電力供給を維持する制御動作は図２６及び図２７と類似しているので、詳しい説明は割愛する。

図２６～図２８を参照して述べた電力供給システム１は、分離されたサービス負荷電力系統２００内で発電機事故が発生するときでも、サービス負荷部２５０に電力を供給することができる。これにより、ＬＰＧを貯蔵する貨物タンクなどのような、ＬＰＧ保管用負荷に電力供給が維持され、貨物タンクの温度、圧力などに対する制御を維持することができ、結局、ＬＰＧを安全に運送することができる。

このように、電力系統を必須負荷及びサービス負荷に分離すると共に、二重化構造に設計することで、サービス負荷電力系統の安定性と信頼性を強化することができる。

本明細書において、図３を中心に示された電力供給システム１の構造は、船舶に含まれた負荷容量のような船舶の環境に応じて異なっていてよい。例えば、電力系統１００に含まれた発電機は３つであってよい。また、３つの発電機の発電容量は、同一か、または全て同一でなくもよい。

また、図３の配電盤１３０に適用された４４０Ｖは、単に図１の６．６ｋＶに比べて低い電圧を示す例示的な電圧であって、配電盤１３０、２３０は場合に応じて異なる電圧で電力を供給することもできる。例えば、異なる負荷の定格電圧によって４５０Ｖが配電盤１３０に適用されてよく、または、交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）変換器によって６９０Ｖが配電盤２３０に適用されてもよい。

さらに、電力供給システム１は、時間帯（または、運転モード）に応じて発電機の運転を制御し、負荷部に供給される電力供給量を調節することができる。例えば、電力系統１００の必須負荷部１５０が２つの発電機１１１、１１２の発電容量を不要とする場合、船舶用電力供給システム１は少なくとも１つの発電機（例えば、発電機１１１）を待機発電機として設定して運転を中止し、必要に応じて待機発電機を利用して必須負荷部１５０への電力供給及びその他の目的に使用することができる。

以上で説明した本発明は図面に示された実施例を参考にして説明したが、これは例示的なものに過ぎず、当該分野で通常の知識を有する者であればこれより種々の変形及び実施例の変形が可能である点が理解できるであろう。なお、このような変形は本発明の技術的保護範囲内にあると思われるべきである。よって、本発明の真正な技術的保護範囲は添付の特許請求の範囲の技術的思想によって決められるべきである。

本発明の一実施例に係る船舶は、船舶の規定上、必須負荷に該当する負荷、及び前記船舶の規定上、必須負荷に該当しないが、船舶の運航に要求される二次必須負荷（例えば、重要負荷など）を含む必須負荷電力系統、そして、サービス負荷電力系統を有し得る。これにより、低圧配電が可能であるため高価の高圧用遮断設備を不要とし、且つ高圧を低圧に減圧する大容量減圧変圧器を不要とすることからシステム設置の費用が減少する。

また、システムの発電効率及び船内スペース活用度が改善し、船舶分野で高い利用可能性があると予想される。

１：船舶用電力供給システム ２００：サービス負荷電力系統
１００：必須負荷電力系統 ２１０：サービス負荷発電部
１１０：必須負荷発電部 ２１１、２１２：発電機
１１１、１１２：発電機 ２１３：スイッチ
１１３：スイッチ ２１４：交流（ＡＣ）／交流（ＡＣ）コンバータ
１１６：交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）コンバータ ２１６：交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）コンバータ
１２０：二重化部 ２２０：直流（ＤＣ）配電盤
１２５：スイッチング部 ２２１：直流（ＤＣ）メインバス
１３０：配電盤 ２２６：直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）インバータ
１３１、１３２：メインバス ２３０：配電盤
１３３：バスタイブレーカ ２３１、２３２：メインバス
１５０：必須負荷部 ２３３：バスタイブレーカ
１５２：スラスターモータ ２５０：サービス負荷部
１５３：昇圧変圧器 ２５６：直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）インバータ
１５４：サブ配電盤 ２６０：変圧部
１５５：変圧器 ２６１：昇圧変圧器
１５６：直流（ＤＣ）／交流（ＡＣ）インバータ ２６６：減圧変圧器
１６０：非常配電盤 ２７０：第１サブ配電盤
２８０：第２サブ配電盤

Claims (7)

1. 必須負荷及びサービス負荷を有する船舶であって、
   船舶の運航に要求される必須負荷を含む第１電力系統であって、発電機を含む第１発電部、主配電盤を含む第１配電盤、および前記必須負荷を含む第１負荷部を含む、前記第１電力系統、
   サービス負荷を含む第２電力系統であって、発電機を含む第２発電部、主配電盤を含む第２配電盤、および前記サービス負荷を含む第２負荷部を含む、前記第２電力系統、
   事故が発生していない電力系統から事故が発生している電力系統の負荷部に電力を供給し、前記第１電力系統の第１配電盤と前記第２電力系統の第２配電盤を電気的に連結可能になるように構成された二重化部、及び
   前記第１電力系統又は第２電力系統の電気信号をモニタリングし、モニタリング結果に基づいて事故電力系統を決定し、事故が発生していない電力系統から事故が発生している電力系統の負荷部に電力を供給させる制御部を含み、
   前記必須負荷と前記サービス負荷別に前記第１電力系統と前記第２電力系統とがそれぞれ分離された状態で構成され、事故が発生しないと前記必須負荷と前記サービス負荷とは同じ配電盤を共有せず、
   前記第１電力系統と前記第２電力系統の主配電盤のそれぞれは、低圧が適用されて負荷に電力を供給し、
   前記第１電力系統と前記第２電力系統の少なくとも一方の主配電盤は１０００Ｖ以下の低圧で交流配電を行うことを特徴とする、船舶。
2. 前記第１発電部及び第２発電部はそれぞれ可変ＲＰＭ発電機を含むか、
   前記第１発電部は固定ＲＰＭ発電機を含み、前記第２発電部は可変ＲＰＭ発電機を含むか、
   前記第１発電部は可変ＲＰＭ発電機を含み前記第２発電部は固定ＲＰＭ発電機を含むか、または
   前記第１発電部及び第２発電部はそれぞれ固定ＲＰＭ発電機を含むことを特徴とする、請求項１に記載の船舶。
3. 前記第２発電部は固定ＲＰＭ発電機を含み、
   前記第２発電部の固定ＲＰＭ発電機は、
   前記第２配電盤の周波数にマッチングする周波数を有する電力を発電するように構成されることを特徴とする、請求項１に記載の船舶。
4. 前記第２発電部は複数の発電機を含み、
   前記第２配電盤は複数のバスを含むことを特徴とする、請求項１に記載の船舶。
5. 重負荷または低負荷区間では前記複数の発電機のうちの１つの発電機のみで発電し、前記第２配電盤は、クローズ－バス（ｃｌｏｓｅｄ－ｂｕｓ）に制御されることを特徴とする、請求項４に記載の船舶。
6. 前記第１電力系統及び第２電力系統は、低圧で負荷に電力を供給する低圧配電盤のみを含むことを特徴とする、請求項１に記載の船舶。
7. 前記船舶はコンテナ船であり、
   前記第１負荷部が、連続負荷としてスラスターモータ、エンジン燃料供給ポンプ、潤滑油ポンプ、及び冷却ポンプのうちの１つ以上を含み、前記第２負荷部は、可変負荷として冷凍コンテナを含むことを特徴とする、請求項１に記載の船舶。

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