JPWO2017183510A1 - 液化天然ガス用気化器、およびこれを備えた天然ガス燃料供給システム、並びに、天然ガス燃料供給システムの運転方法 - Google Patents

Abstract

【課題】 天然ガスを燃料として駆動する船舶用エンジン（５）の排熱を液体熱媒により回収するように構成された液化天然ガス用気化器（２）が提供される。液化天然ガス用気化器（２）は、天然ガスを燃料として駆動する船舶用エンジン（５）の排熱を液体熱媒により回収し、液化天然ガスを上記液体熱媒で加熱して気化させるように構成されており、上記液体熱媒が補充可能に収容される熱媒容器（２１）と、当該熱媒容器（２１）の内部に配置され、液化天然ガスが流れる伝熱管（２２）と、熱媒容器（２１）に取り付けられ、熱媒容器（２１）の内部の上記液体熱媒を加熱するための加熱手段（２５）と、を備える。【選択図】 図１

Description

本発明は、液化天然ガスを液体熱媒で加熱して気化し、当該気化ガスを燃料として駆動する船舶用エンジンの排熱を液体熱媒により回収するように構成された液化天然ガス用気化器、およびこれを備えた天然ガス燃料供給システムに関する。本発明は、さらに天然ガス燃料供給システムの運転方法にも関する。

従来は、各種固形物を乾燥炉で重油、灯油、軽油やプロパンをバーナで燃焼加熱して含有水分を気化蒸発させて用いたり、ボイラでは重油をバーナで燃焼加熱して水蒸気を発生させていた。しかしながら、ＬＮＧ（液化天然ガス）サテライト設備の設置普及が進むことによって、都市を離れた遠隔地でも、燃焼装置の燃料として重油、灯油、軽油やプロパンに代わって天然ガスが使用されるようになってきた。このような天然ガスへの切り替えによって排ガス中の二酸化炭素の排出量を抑え、地球温暖化防止対策ができるようになった。また、内燃機関でも船舶用のディーゼルエンジンの燃料として重油や軽油から天然ガスに切り替えようとされている。具体的には、移動する船舶の内部にＬＮＧサテライト設備に相当する天然ガス燃料供給システムを設置して、ＬＮＧを気化させた天然ガスを重油や軽油の液体燃料と切り替えてエンジンシリンダにて燃焼させることができるデュアルフューエルエンジンが使われるようになっている。

これらのＬＮＧサテライト設備あるいは天然ガス燃料供給システムでは、ＬＮＧを−１６０℃以下の低温でＬＮＧ貯槽に蓄え、気化器などで加熱し蒸発気化させてガス状にしてから燃料として使用する。気化器の加熱源としては、ガスの物性に応じて様々なものを使用することができるが、最近では空気や海水に加えて温水（液体熱媒）が使用されるようになっている。

液化天然ガス用気化器の中で温水を用いた温水式ＬＮＧ気化器は、例えば特開２０１２−２２９８６０号公報（特許文献１）に開示されている。温水式の気化器においては、シェル（熱媒容器）の内部に伝熱管が設けられている。気化器の稼働時には、シェル側に循環ライン等を用いて温水を流しつつ伝熱管側に−１６０℃近い低温液体（ＬＮＧ）を流す。このような温水式の気化器によれば、加熱源である温水は温水ボイラなどを使用することにより温度調節できる。特許文献１に開示された構成においては、複数の小型の気化器を並列に結合できるようにシェル（熱媒容器）の容量を小さくして、各気化器あたりの温水保有量を少なくしている。したがって、例えば天然ガスの消費先である燃焼装置の停止に伴い温水の流れが停止したときには、熱媒容器の容量に対してそれぞれの気化器の外部表面積が大きいので熱媒容器からの放熱速度が速くなる欠点がある。

一方、船舶用の内燃機関に供される天然ガス燃料供給システムでは、狭い船内に温水ボイラなど余分な設備を設置するのはスペース効率上好ましくないので、例えば特開２０１５−１４７５０８号公報（特許文献２）に開示されているように、内燃機関（エンジン）の排熱を冷却水（温水）に回収して、温水式気化器に循環移送し加熱源としている。そうすることによって温水ボイラなど温水を作る装置が不要となるので省エネルギーとなり、エンジンも含めて二酸化炭素の排出量を減らして地球温暖化を防止するための有効な施策となっている。特に内航船の場合、日本の領海内を近距離で航行し停泊するまでの時間が短いので、内燃機関（ディーゼルエンジン）は停止する機会が多い。また、内燃機関（エンジン）は停止したとき燃焼が止まるため排熱が発生せず、エンジンの再起動後の暫くの間は、温水式気化器の加熱源が失われているので液化天然ガス（ＬＮＧ）を気化できる熱量を供給することができない。したがって、特許文献２に記載の構成では、ヒータを冷却水（温水）循環ラインに設け、起動時のみヒータで加熱して冷却水（温水）を温水式気化器に送ってＬＮＧを気化させて運転立ち上げができるようにしている。

しかし、ヒータを冷却水（温水）循環ラインに設けると、温水ポンプが稼動していないとその循環する冷却水（温水）が気化器に送られてこない。仮に温水ポンプが稼動していたとしてもヒータにより加熱された冷却水（温水）の全体の温度が上がるのに時間がかかる。したがって、冷却水（温水）循環ラインにヒータを設けたとしても循環する冷却水（温水）の量に見合った分のみしか加熱できず、内燃機関（エンジン）が起動する前に起動時のＬＮＧ気化量に相当する熱量を充分に加えることができない。

特開２０１２−２２９８６０号公報 特開２０１５−１４７５０８号公報

本発明は、このような事情の下で考え出されたものであって、天然ガスを燃料として駆動する船舶用エンジンの排熱を液体熱媒により回収するように構成された液化天然ガス用気化器において、エンジン停止後における再起動時に天然ガス燃料を速やかに船舶用エンジンに供給するのに適した気化器を提供することを主たる目的とする。

本発明の第１の側面によれば、天然ガスを燃料として駆動する燃焼装置の排熱を液体熱媒により回収し、液化天然ガスを上記液体熱媒で加熱して気化させる気化器が提供される。当該液化天然ガス用気化器は、上記液体熱媒が補充可能に収容される熱媒容器と、当該熱媒容器の内部に配置され、液化天然ガスが流れる伝熱管と、上記熱媒容器に取り付けられ、上記熱媒容器の内部の上記液体熱媒を加熱するための加熱手段と、を備える。

好ましくは、上記加熱手段は、上記燃焼装置の停止時において、上記熱媒容器の内部の上記液体熱媒を、外部への放散熱量と同等以上の加熱速度で加熱調節するように構成されている。

好ましくは、上記加熱手段は、少なくとも上記燃焼装置の停止時における一部の時間において稼働するように構成されている。

好ましくは、上記加熱手段は、シースヒータを含んでいる。

好ましくは、上記加熱手段は、上記熱媒容器の内部の上記液体熱媒の温度を検知する温度検知部と、当該温度検知部による検知結果に応じて上記シースヒータの稼働を制御する電源部と、を含む。

好ましくは、上記加熱手段は、オートトレースヒータを含んでいる。

好ましくは、上記加熱手段は、上記オートトレースヒータへ電力を供給するための電源部と、上記熱媒容器の外表面の温度を測定し、当該測定温度に応じて上記電源部による電力供給のオン・オフを制御する温度調節部と、を含む。

好ましくは、上記オートトレースヒータは、発熱量を自己制御しながら上記熱媒容器の内部の上記液体熱媒を、外部への放散熱量と同等以上の加熱速度で加熱調節するように構成されている。

本発明の第２の側面によれば、天然ガス燃料供給システムが提供される。当該天然ガス燃料供給システムは、燃焼装置としての船舶用エンジンと、液化天然ガスを貯蔵するＬＮＧ貯槽と、本発明の第１の側面に係る上記液化天然ガス用気化器と、上記船舶用エンジンの排熱を上記液体熱媒により回収するための熱回収部と、上記熱回収部と上記気化器との間で上記液体熱媒を循環させる熱媒ラインと、上記ＬＮＧ貯槽から上記伝熱管を経由して気化された天然ガスを上記船舶用エンジンに供給するための配管と、を備える。

好ましくは、上記加熱手段は、上記船舶用エンジンの停止時において、上記熱媒容器の内部の上記液体熱媒を、外部への放散熱量と同等以上の加熱速度で加熱調節するように構成されている。

好ましくは、上記熱媒容器は、内部に前記伝熱管とは別に設けられた第２の伝熱管を備えており、上記第２の伝熱管は追加の配管を介して上記ＬＮＧ貯槽に気化された天然ガスの一部を戻り供給して、上記ＬＮＧ貯槽の内部圧力を調整するように構成されている。

本発明の第３の側面によれば、本発明の第２の側面にかかる天然ガス燃料供給システムを運転する方法が提供される。当該方法では、上記船舶用エンジンの運転中は上記加熱装置による加熱を停止し、上記船舶用エンジンが停止中に上記加熱装置による加熱を行うようにする。

本発明の第４の側面によれば、本発明の第２の側面にかかる天然ガス燃料供給システムを運転する方法が提供される。当該方法では、上記熱媒容器内の液体熱媒が所定温度以上の場合は上記加熱装置による加熱を停止し、上記熱媒容器内の液体熱媒が前記所定温度未満に下降した場合は上記加熱装置による加熱を行うようにする。

本発明のその他の特徴および利点は、添付図面を参照して以下に行う詳細な説明によって、より明らかとなろう。

本発明に係る天然ガス燃料供給システムの一実施形態を示す概略構成図である。 熱媒容器へのシースヒータの取り付け状態の一例を示す概略図である。 本発明に係る液化天然ガス用気化器の他の実施形態を示す概略構成図である。 トレースヒータの概略構造の一例を示す斜視図である。

以下、本発明の好ましい実施の形態について、図面を参照して具体的に説明する。

図１は、本発明に係る天然ガス燃料供給システムの第１実施形態を示している。本実施形態の天然ガス燃料供給システムＸ１は、ＬＮＧ貯槽１と、気化器２と、バッファタンク３と、エンジンジャケット４と、これらに接続される各ラインとを備えている。天然ガス燃料供給システムＸ１は、燃焼装置として例えば船舶用エンジン５に燃料ガスとしての天然ガスを供給するためのものであり、例えば船舶内の船底部分に搭載されている。

ＬＮＧ貯槽１は、燃料となる液化天然ガス（ＬＮＧ）を貯蔵するためのものである。ＬＮＧ貯槽１は、外槽１１および内槽１２を備え、これらの間は断熱材（図示せず）が充填されるとともに真空に減圧された真空断熱層１３とされており、外気からの侵入熱を遮断する構造になっている。ＬＮＧ貯槽１には、ＬＮＧが−１６０℃以下の温度で貯蔵されている。詳細は後述するが、ＬＮＧ貯槽１は、気化器２においてＬＮＧが気化して昇圧した天然ガスを、ガスライン６７を通じて１ＭＰａＧ以下の圧力で受け入れている。

ＬＮＧ貯槽１の下部には、ＬＮＧ供給ライン６１が接続されている。ＬＮＧ供給ライン６１は、ＬＮＧ貯槽１から送り出されるＬＮＧを気化器２に移送するための流路である。ＬＮＧ供給ライン６１には、遮断弁６１１が設けられている。

気化器２は、液体熱媒を加熱源として、ＬＮＧを蒸発気化するためのものである。気化器２は、熱媒容器２１と、熱媒容器２１の内部に配置された伝熱管２２，２３とを備えている。

熱媒容器２１は、液体熱媒を収容するための密閉状容器である。熱媒容器２１には、伝熱管２２内のＬＮＧを加熱気化するための液体熱媒が収容されている。当該液体熱媒としては、例えば温水が挙げられる。

本実施形態において、熱媒容器２１は、フランジ構造の底板２１１の上に略釣鐘状の容器体２１２が載った構造をしており、容器体２１２と底板２１１とはガスケットを挟んでボルトで一体化固定されている。このような構成によって、定期的な検査が必要となる場合、温水（液体熱媒）を抜き出してボルトを外せば容器体２１２はＬＮＧの配管（ＬＮＧ供給ライン６１）や温水の配管（後述の熱媒ライン６２，６３等）を外すことなく上部に簡単に引き上げることができ、伝熱管２２，２３を直接検査できるようになる。

熱媒容器２１には、熱媒ライン６２，６３が接続されている。熱媒ライン６２，６３は、気化器２とエンジンジャケット４との間で温水を循環させるためのものである。熱媒ライン６２は、熱媒容器２１の下部（底板２１１）に接続されており、エンジンジャケット４（熱回収部）を経た温水が熱媒ライン６２を介して熱媒容器２１内に導入される。熱媒ライン６３は、熱媒容器２１の下部（底板２１１）に接続され、かつ底板２１１をシールされた状態で貫通するオーバーフロー管２４につながっている。熱媒ライン６２を介して順次供給されることにより熱媒容器２１の内部を通過した温水は、オーバーフロー管２４を介して熱媒ライン６３に排出される。熱媒ライン６３には循環用ポンプ６３１が設けられている。詳細は後述するが、熱媒容器２１から排出される温水は、エンジンジャケット４において再加熱され、再び気化器２（熱媒容器２１）に供給されて循環利用される。

伝熱管２２は、熱媒容器２１内に導入されるＬＮＧが流れる流路であり、例えばコイル状に巻かれている。伝熱管２２の上流端は、熱媒容器２１の下部（底板２１１）を貫通してＬＮＧ供給ライン６１につながっている。熱媒容器２１の下部（底板２１１）にはまた、ガスライン６４が接続されている。伝熱管２２の下流端は、底板２１１を貫通してガスライン６４につながっている。

伝熱管２２内のＬＮＧは、周囲にある温水により加熱されて蒸発気化し、気化した天然ガスが、熱媒容器２１の外部に通じるガスライン６４に排出される。ガスライン６４の下流端には、バッファタンク３が設けられている。伝熱管２２において気化した天然ガスは、ガスライン６４を介してバッファタンク３に送り込まれる。ガスライン６４には、遮断弁６４１が設けられている。

ここで、液体熱媒として温水を用いる場合、当該温水の使用温度は、例えば２０〜８０℃であり、好ましくは４０〜６０℃である。伝熱管２２内において気化した天然ガスは、例えば、２０℃以上の温度に加温されて０．７０ＭＰａＧ程度の圧力で排出される。

伝熱管２３は、熱媒容器２１内に導入されるＬＮＧが流れる流路であり、例えばコイル状に巻かれている。伝熱管２３は、気化した天然ガスによりＬＮＧ貯槽１内部の空間部分の圧力を高めるためのものである。伝熱管２３の上流端は、熱媒容器２１の下部（底板２１１）を貫通してＬＮＧ供給ライン６６につながっている。ＬＮＧ供給ライン６６は、ＬＮＧ供給ライン６１の途中において分岐状に接続されている。ＬＮＧ供給ライン６６には、遮断弁６６１が設けられている。熱媒容器２１の下部（底板２１１）にはまた、ガスライン６７が接続されている。伝熱管２３の下流端は、底板２１１を貫通してガスライン６７につながっている。ガスライン６７には、圧力制御弁６７１が設けられている。

伝熱管２３において気化した天然ガスは、ガスライン６７を通じてＬＮＧ貯槽１に送られる。ガスライン６７内ではガス圧力が例えば０．７５ＭＰａＧまで加圧される。この加圧圧力は、ＬＮＧ貯槽１からのＬＮＧ供給圧力となり、内燃機関である船舶用エンジン５（ディーゼルエンジン）に必要なガス燃料供給圧力源となる。

本実施形態において、熱媒容器２１（容器体２１２）には、シースヒータ２５が設けられている。シースヒータ２５は、容器体２１２の側面下部に設置されており、電源部２６から電力供給を受けて稼働する。図２は、熱媒容器２１へのシースヒータ２５の取り付け状態の一例を示している。シースヒータ２５は、ニクロム線を酸化マグネシウムの絶縁粉末で覆いシースとなる金属パイプ内に収納された構造を有する。同図に示した構成において、シースヒータ２５は、キャップ２５１内で電気ケーブルから加熱エレメントになるニクロム線に接続され、熱媒容器２１内の温水に浸される。そして、例えばシースヒータ２５のフランジ２５２が、ガスケットを挟んだ状態でのボルト締結により、容器体２１２のフランジ２１３に固定される。

本実施形態においてまた、熱媒容器２１（容器体２１２）には、温度検知部２７が設けられている。温度検知部２７は、熱媒容器２１の内部に導入された測温部によって温水の温度を検知する。電源部２６は、温度検知部２７による検知結果に応じてシースヒータ２５の稼働ないし非稼働を制御する。例えば船舶用エンジン５が停止しエンジンジャケット４から温水による船舶用エンジン５の排熱を回収しなくなった場合に、熱媒容器２１が放熱して温水温度が低下するのを抑制するために、放熱量に見合う熱量を供給するようにシースヒータ２５が稼働される。上記のシースヒータ２５、電源部２６、および温度検知部２７は、加熱手段を構成する。

本実施形態において、容器体２１２の外表面には、保温材２８が取り付けられている。保温材２８としては、例えばロックウールが用いられ、このロックウールは容器体２１２の表面を厚さ約５０ｍｍで覆っている。

バッファタンク３は、天然ガスを収容可能な密閉状容器である。バッファタンク３は、ガスライン６４で送り込まれた天然ガス燃料について後段の燃焼装置（船舶用エンジン５）の消費ガス量の負荷変動を吸収するために用いられる。例えば燃焼装置が内燃機関の場合、バッファタンク３により天然ガスを貯留する構成は有効である。バッファタンク３にはガスライン６５が接続されている。ガスライン６５には、圧力制御弁６５１が設けられている。

ガスライン６５を経た天然ガスは、船舶用エンジン５に供給される。船舶用エンジン５は、例えば６気筒の２元燃料ディーゼルエンジンである。図１において、船舶用エンジン５について１つの気筒のみを模式的に表している。

船舶用エンジン５は、主燃焼室であるシリンダ５１、および副燃焼室５２を備える。副燃焼室５２にはパイロット液体燃料噴射口が設けられており、重油や軽油などのパイロット液体燃料が噴射送入され着火燃焼してシリンダ５１に入る。シリンダ５１には、吸気口５１１および排気口５１２が設けられている。吸気口５１１には、ガスライン６５から圧力制御弁６５１を通じて送入された天然ガス（燃料）と空気とが予混合され、当該混合ガスが例えば０．７０ＭＰａＧ以下の圧力でシリンダ５１へ流入してシリンダ５１内で燃焼爆発する。このとき発生した動力はピストン５３を変位させ、クランク５４を回しながらシャフトを通じてスクリュー（図示せず）を回す船舶駆動エネルギーとなる。

エンジンジャケット４は、船舶用エンジン５の排熱を温水により回収するためのものであり、シリンダ５１の外周に設けられている。エンジンジャケット４には、熱媒ライン６３の下流端および熱媒ライン６２の上流端が接続されている。熱媒ライン６３を介してエンジンジャケット４に導入される温水は、エンジンジャケット４を通過して熱媒ライン６２へ送り出される。エンジンジャケット４を通過する温水は、シリンダ５１を冷却しながら、船舶用エンジン５の燃焼排熱を回収する。温水の温度は、エンジンジャケット４を通過することで例えば５〜１０℃程度上昇する。

次に、天然ガス燃料供給システムＸ１における温水の熱量バランスについて説明する。天然ガス燃料供給システムＸ１の大きさは、一般的に当該天然ガス燃料供給システムＸ１が搭載される船舶の大きさ（燃料消費量）によって異なり、気化器２における熱媒容器２１の容量についても、船舶の大きさに応じて変わる。当該船舶における船舶用エンジン５が例えば６気筒２元燃料ディーゼルエンジンで出力が１，５００ｋｗの場合、エンジン駆動に必要な天然ガス燃料供給量については７０ｋｇ／ｈ〜４００ｋｇ／ｈの範囲となる。これを天然ガス燃料供給システムＸ１として必要な気化器２の大きさに換算すると、伝熱管２２を加温する円筒型の熱媒容器２１の直径は約１．２ｍ、高さが約１ｍ〜２ｍの範囲となり、熱媒容器２１の容量としては約１ｍ³〜２ｍ³の範囲となる。

気化器２、エンジンジャケット４および熱媒ライン６２，６３において循環する温水ついては、エンジンジャケット４における船舶用エンジン５の排熱回収により昇温され、熱媒ライン６２を介して熱媒容器２１に送り込まれる。排熱回収により温水の温度は例えば６０℃程度にまで高められており、このように加熱された温水は、円筒状の熱媒容器２１内でコイル状の伝熱管２２，２３に衝突しながらＬＮＧを天然ガスに気化蒸発させ、さらに天然ガスを２０℃以上にまで加温する。ここで、温水は約５℃の温度降下により約５５℃となってオーバーフロー管２４を介して熱媒ライン６３へ排出され、循環用ポンプ６３１で再び加圧された後、エンジンジャケット４に戻される。

天然ガス燃料供給量が例えば４００ｋｇ／ｈの場合、温水によって−１６０℃のＬＮＧを気化して２０℃の天然ガスにするのに必要な加熱量は、冬季で最大約８８，５００ｋｃａｌ／ｈとなる。また、気化器２での放散熱量については、船室内の温度に応じて変動する。保温材２８を施した熱媒容器２１から放散する熱量は、例えば、冬季において船室内温度が５℃の場合に約１，３００ｋｃａｌ／ｈであり、夏季において船室内温度が４５℃の場合に約３７０ｋｃａｌ／ｈである。以上より、熱媒容器２１における放散熱量は、全加熱量の約０．４％〜１．５％に過ぎないことが分かる。

本実施形態において、気化器２は円筒竪型で内容積が大きく、コイル状の伝熱管２２が温水で満たされた熱媒容器２１内に浸されている。即ち、気化器２を複数のユニットに小分けせず一括してＬＮＧを気化させている。これにより、熱媒容器２１内では循環ライン（熱媒ライン６２，６３）内に比べて多くの温水が滞留している。例えば熱媒容器２１内の温水量は熱媒ライン６２，６３内の温水量の約３０倍程度にもなり、熱媒容器２１では温水の熱保有量が大きい。

また、熱媒容器２１は、その容量の割には外側の表面積が比較的小さく、保温をしておけば放熱しにくくなる。したがって、船舶用エンジン５が停止して排熱回収が止まったり温水の流れが停止したときには、そのまま放散熱量と同等の熱量を気化器２に補給すれば、温水の温度低下を抑制することができる。この結果、いつでも液化天然ガス（ＬＮＧ）を気化させて必要なガス温度にまで上昇させることができ、船舶用エンジン５の再起動のために必要な天然ガスを迅速に供給することができる。即ち、液化天然ガスの気化は気化器２だけでしか行われないため、熱媒容器２１の表面から放散している熱量に相当する熱量を船舶用エンジン５の停止時に熱媒容器２１に加えておけば、船舶用エンジン５が停止して温水循環が止まっていても、いつでも天然ガスを必要な温度（例えばディーゼルエンジンの場合では２０℃以上）で気化供給できる。

本実施形態においては、船舶用エンジン５の停止時に熱媒容器２１へ熱量を加えるために、熱媒容器２１にシースヒータ２５が設けられている。シースヒータ２５は、加熱容量が１〜２ｋｗ程度と小さく、形状も自由な形にできるので、熱媒容器２１内のコイル状の伝熱管２２，２３等の横であって熱媒容器２１の下部付近に取り付ければ、熱媒容器２１内の温水は適当に対流する。上記のような対策を取れば、船舶用エンジン５の停止時における熱媒容器２１からの放熱量は減少するため、結果として必要な加熱量も少量ですむ。このため、船舶用エンジン５が停止したときは、加熱に蒸気や熱媒を利用するのではなく、電気式のシースヒータ２５を設けるのが設備の簡便性と効率の観点からも有利である。

本実施形態では、熱媒容器２１には温度検知部２７が設けられており、温度検知部２７により検知した熱媒容器２１内部の温水温度に応じて、電源部２６がシースヒータ２５の稼働を制御する。このような構成によれば、シースヒータ２５により熱媒容器２１内の温水からの熱放出に見合う熱量を加えるとき、船舶用エンジン５の駆動・停止に関係なく常時流れる温水の温度（約５５〜６０℃）より少し低い温度（例えば５０℃）をシースヒータ２５が稼働する温度設定値としておけば、船舶用エンジン５が駆動している場合には、シースヒータ２５による加熱が自動的に停止する。その一方、船舶用エンジン５が停止している場合には、熱媒容器２１からの放熱分（１〜２ｋＷ程度）に相当する少量の加熱速度でシースヒータ２５が温水を加熱して熱媒容器２１内を循環対流させてくれるので、特別な運転管理は不要である。

上記のように温度検知部２７を用いてシースヒータ２５の稼働を制御すると、熱媒容器２１（気化器２）の外部環境温度（船室内温度）に変化が生じた場合においても放熱量相当分の熱量を加えておくことになるので、熱媒容器２１内の温水を所定温度に維持することができる。そして、例えば船室内温度が相対的に低い冬季においては、船舶用エンジン５の停止時には常時シースヒータ２５による加熱が行われるとしても、船室内温度が相対的に高い夏季においては、熱媒容器２１からの放熱量が少ないことから、船舶用エンジン５の停止時における一部の時間においてシースヒータ２５による温度維持を目的とした加熱が行われるだけでよい。したがって、このような構成によれば、別途ヒータを冷却水循環ラインに設けるよりも、船舶用エンジン５が停止している待機状態でのコストを削減することができる。

図３は、本発明に係る液化天然ガス用気化器の第２実施形態を示す概略構成図である。図３に示した気化器２においては、オートトレースヒータ２９が設けられており、この点において図１に示した第１実施形態の気化器２と異なっている。なお、図３においては、上記第１実施形態と同一または類似の要素には、上記第１実施形態と同一の符号を付しており、適宜説明を省略する。

図３に示した気化器２においては、オートトレースヒータ２９は、熱媒容器２１（容器体２１２）の外表面に取り付けられており、電源部２０１からの電力供給を受けて稼働する。図４は、オートトレースヒータ２９の概略構造の一例を示す斜視図である。オートトレースヒータ２９は、ニクロム線（ニッケルとクロムの合金）からなる導線２９１と、導線２９１の外側に被覆された導電性のカーボンを含んだ樹脂からなる発熱抵抗体２９２と、さらに発熱抵抗体２９２の外側を被覆する不導体の外装被覆材２９３と、を含んでいる。オートトレースヒータ２９全体の形状は、通常帯状となっている。発熱抵抗体２９２は導線２９１を架橋しながら電気が流れ発熱するが、温度が高くなると電気の流れ抵抗が増加して発熱量が減少してオートトレースヒータ２９の温度が上昇しないように自己制御する特性を有する。

帯状のオートトレースヒータ２９は、例えば、容器体２１２と保温材２８との隙間部分において、容器体２１２の外周を螺旋状に巻き付けるように取り付けられる。例えば長さ１ｍあたりの容量が２０〜４０Ｗ程度のオートトレースヒータ２９を用いれば、オートトレースヒータ２９の必要延べ長さは数十ｍでよい。熱媒容器２１の外径が約１．２ｍであれば、オートトレースヒータ２９の巻き数は、熱媒容器２１の高さによって数巻きから２０巻き程度でよいことになる。例えば天然ガス燃料供給量が例えば４００ｋｇ／ｈの場合における熱媒容器２１の放散熱量は、冬季で最大１，３００ｋｃａｌ／ｈ程度であるので、オートトレースヒータ２９の加熱速度としては１．５ｋｗが必要である。オートトレースヒータ２９が長さ１ｍあたり２４Ｗの容量を有しておれば、オートトレースヒータ２９の必要長さは６２．５ｍとなり、外径１．２ｍの熱媒容器２１ではオートトレースヒータ２９の巻き数は１６．６となる。なお、図３においては、施工を容易に行う観点から、オートトレースヒータ２９が２セット取り付けられる場合の構成図を図示した。

上記第２実施形態においては、熱媒容器２１（容器体２１２）の外表面温度を測定するための温度センサ２０２が容器体２１２の表面に取り付けられている。温度センサ２０２はサーモスタット２０３に連結されており、サーモスタット２０３は、温度センサ２０２での測定温度に応じて電源部２０１によるオートトレースヒータ２９への電力供給のオン・オフを制御する。

上記のオートトレースヒータ２９、電源部２０１、温度センサ２０２、およびサーモスタット２０３は、加熱手段を構成する。

上記第２実施形態においては、加熱手段として自己制御性を有するオートトレースヒータ２９が用いられる。このため、加熱手段（オートトレースヒータ２９）の加熱による過度な温度上昇を防止することができる。したがって、ＬＮＧの加熱を行うような危険場所とされるところでは、安全に使用することができるので好ましい。熱媒容器２１の表面温度を測る温度センサ２０２とサーモスタット２０３を連結して制御すれば、さらに温度制御性がよくなる。

オートトレースヒータ２９はシースヒータ２５と異なり、温水を直接加熱するのではなく、温水からの放熱に相当する熱量を容器体２１２の表面に加える。これにより、加熱だけでなく温水からの放熱を抑制する効果も生じる。

次に、本発明の２つの実施形態に係るヒータ（シースヒータ２５あるいはオートトレースヒータ２９）が熱媒容器２１に設けられている場合の実施例と、熱媒容器２１にヒータが設けられていない場合の比較例とについて、船舶用エンジン５の停止後にエンジンを再起動させるときの気化器２の温度状態について比較検討する。本比較検討に用いた気化器２については、温水の容量が２ｍ³とし、天然ガス燃料供給量が４００ｋｇ／ｈとした。

熱媒容器２１にヒータが設けられていない場合（比較例）、例えば冬季５℃での熱媒容器２１からの放散熱量は１，３００ｋｃａｌ／ｈであるので、２ｍ³容量の熱媒容器２１内に温水が６０℃で滞留しているとき、単純に温水温度が変化しても放散熱量１，３００ｋｃａｌ／ｈが一定であるとすれば、温水温度が外気とほぼ同じ温度になるまで降下するのに２，０００×（６０−５）／１，３００＝８４．６時間かかることになる。ここで、ディーゼルエンジン（船舶用エンジン５）を起動させるために天然ガス燃料が気化供給できるように熱媒容器２１内の温水温度を上げて準備しようとすれば、上述の特許文献２に示されているように温水循環ラインにヒータを取り付けなければならない。このとき、熱媒容器２１内の２ｍ³の温水の温度を５℃から６０℃まで上昇させるためには、温水を熱放散させながら加熱する必要がある。このため、温水ポンプを動かして温水を循環させながら、熱媒容器２１での放散熱量１，３００ｋｃａｌ／ｈの２倍の加熱量２，６００ｋｃａｌ／ｈが必要であり、温度降下と同じ８４．６時間かかることになる。

これに対し、熱媒容器２１に本発明の実施形態に係るヒータが設けられている場合（実施例）、冬季５℃での熱媒容器２１からの放散熱量は１，３００ｋｃａｌ／ｈであるので、ディーゼルエンジン（船舶用エンジン５）が停止したと同時に上記放散熱量と同等の１，３００ｋｃａｌ／ｈ＝１．５ｋｗのヒータ加熱を熱媒容器２１におこなっておれば、例え温水ポンプも停止して温水が循環されていなくても、熱媒容器２１内の温度は低下しない。温水循環ライン（熱媒ライン６２，６３）の配管内の温水量は熱媒容器２１内の温水量と比較して３０分の１と小さいので無視すれば、１．５ｋｗのヒータで常にエンジン起動の準備ができていることになる。

以上、本発明の実施形態を説明したが、本発明の範囲は上記した実施形態に限定されるものではなく、各請求項に記載した事項の範囲内でのあらゆる変更は、すべて本発明の範囲に包摂される。

Ｘ１ 天然ガス燃料供給システム
１ ＬＮＧ貯槽
１１ 外槽
１２ 内槽
１３ 真空断熱層
２ 気化器
２１ 熱媒容器
２１１ 底板
２１２ 容器体
２１３ フランジ
２２ 伝熱管
２３ 伝熱管
２４ オーバーフロー管
２５ シースヒータ（加熱手段）
２５１ キャップ
２５２ フランジ
２６ 電源部（加熱手段）
２７ 温度検知部（加熱手段）
２８ 保温材
２９ オートトレースヒータ（加熱手段）
２９１ 導線
２９２ 発熱抵抗体
２９３ 外装被覆材
２０１ 電源部
２０２ 温度センサ
２０３ サーモスタット
３ バッファタンク
４ エンジンジャケット
５ 船舶用エンジン
５１ シリンダ
５１１ 吸気口
５１２ 排気口
５２ 副燃焼室
５３ ピストン
５４ クランク
６１ ＬＮＧ供給ライン
６１１ 遮断弁
６２ 熱媒ライン
６３ 熱媒ライン
６３１ 循環用ポンプ
６４ ガスライン
６４１ 遮断弁
６５ ガスライン
６５１ 圧力制御弁
６６ ＬＮＧ供給ライン
６６１ 遮断弁
６７ ガスライン
６７１ 圧力制御弁

Claims (13)

1. 天然ガスを燃料とする燃焼装置の排熱を液体熱媒により回収し、液化天然ガスを上記液体熱媒で加熱して気化させる気化器であって、
   上記液体熱媒が補充可能に収容される熱媒容器と、
   当該熱媒容器の内部に配置され、液化天然ガスが流れる伝熱管と、
   上記熱媒容器に取り付けられ、上記熱媒容器の内部の上記液体熱媒を加熱するための加熱手段と、を備える、液化天然ガス用気化器。
2. 上記加熱手段は、上記燃焼装置の停止時において、上記熱媒容器の内部の上記液体熱媒を、外部への放散熱量と同等以上の加熱速度で加熱調節する、請求項１に記載の液化天然ガス用気化器。
3. 上記加熱手段は、少なくとも上記燃焼装置の停止時における一部の時間において稼働する、請求項１または２に記載の液化天然ガス用気化器。
4. 上記加熱手段は、シースヒータを含んでいる、請求項１ないし３のいずれかに記載の液化天然ガス用気化器。
5. 上記加熱手段は、上記熱媒容器の内部の上記液体熱媒の温度を検知する温度検知部と、当該温度検知部による検知結果に応じて上記シースヒータの稼働を制御する電源部と、を含む、請求項４に記載の液化天然ガス用気化器。
6. 上記加熱手段は、オートトレースヒータを含んでいる、請求項１ないし３のいずれかに記載の液化天然ガス用気化器。
7. 上記加熱手段は、上記オートトレースヒータへ電力を供給するための電源部と、上記熱媒容器の外表面の温度を測定し、当該測定温度に応じて上記電源部による電力供給のオン・オフを制御する温度調節部と、を含む、請求項６に記載の液化天然ガス用気化器。
8. 上記オートトレースヒータは、発熱量を自己制御しながら上記熱媒容器の内部の上記液体熱媒を、外部への放散熱量と同等以上の加熱速度で加熱調節する、請求項６または７に記載の液化天然ガス用気化器。
9. 燃焼装置としての船舶用エンジンと、
   液化天然ガスを貯蔵するＬＮＧ貯槽と、
   請求項１ないし８のいずれかに記載の液化天然ガス用気化器と、
   上記船舶用エンジンの排熱を上記液体熱媒により回収するための熱回収部と、
   上記熱回収部と上記気化器との間で上記液体熱媒を循環させる熱媒ラインと、
   上記ＬＮＧ貯槽から上記伝熱管を経由して気化された天然ガスを上記船舶用エンジンに供給するための配管と、を備える、天然ガス燃料供給システム。
10. 上記加熱手段は、上記船舶用エンジンの停止時において、上記熱媒容器の内部の上記液体熱媒を、外部への放散熱量と同等以上の加熱速度で加熱調節する、請求項９に記載の天然ガス燃料供給システム。
11. 上記熱媒容器は、内部に前記伝熱管とは別に設けられた第２の伝熱管を備えており、上記第２の伝熱管は追加の配管を介して上記ＬＮＧ貯槽に気化された天然ガスの一部を戻り供給して、上記ＬＮＧ貯槽の内部圧力を調整するように構成されている、請求項９又は１０に記載の天然ガス燃料供給システム。
12. 請求項９〜１１のいずれかに記載の天然ガス燃料供給システムを運転する方法であって、
    上記船舶用エンジンの運転中は上記加熱装置による加熱を停止し、
    上記船舶用エンジンが停止中に上記加熱装置による加熱を行うようにする、方法。
13. 請求項９〜１１のいずれかに記載の天然ガス燃料供給システムを運転する方法であって、
    上記熱媒容器内の液体熱媒が所定温度以上の場合は上記加熱装置による加熱を停止し、
    上記熱媒容器内の液体熱媒が前記所定温度未満に下降した場合は上記加熱装置による加熱を行うようにする、方法。

Images