WO2018008685A1 - 船舶 - Google Patents

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WO2018008685A1
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natural gas
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暢大 新村
英和 岩▲崎▼
宏崇 ▲高▼田
安藤　明洋
宏之 武田
尚子 印藤
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川崎重工業株式会社
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Definitions

  • the present invention relates to a ship including a gas consumer for propulsion.
  • Patent Document 1 discloses a ship 100 as shown in FIG.
  • the ship 100 includes a main reciprocating engine 130 that uses boil-off gas generated in a tank 110 that stores liquefied natural gas as a fuel gas as a gas consumer for propulsion.
  • boil-off gas is guided from the tank 110 to the main reciprocating engine 130 through the first main supply line 120.
  • the first main supply line 120 is provided with a high-pressure compressor 121.
  • a secondary supply line 140 extends from the middle of the high-pressure compressor 121, and the secondary supply line 140 is connected to the secondary reciprocating engine 150.
  • the secondary reciprocating engine 150 is a dual fuel engine, and when the amount of boil-off gas generated is larger than the gas consumption of the main reciprocating engine 130, surplus gas is supplied to the secondary reciprocating engine 150 through the secondary supply line 140.
  • the ship 100 shown in FIG. 4 adopts a configuration for supplying a sufficient amount of fuel gas to the main reciprocating engine 130 even when the amount of boil-off gas generated is smaller than the gas consumption of the main reciprocating engine 130.
  • a pump 160 is disposed in the tank 110, and a second main supply line 170 extends from the pump 160.
  • the second main supply line 170 is connected to the first main supply line 120 on the downstream side of the high-pressure compressor 121.
  • the second main supply line 170 is provided with a forced vaporizer 171 that forcibly vaporizes liquefied natural gas.
  • the first main supply line 120 is connected to the sub supply line 140 on the downstream side of the high-pressure compressor 121 by a communication line 180. That is, the second main supply line 170 can guide the vaporized gas generated by the forced vaporizer 171 to both the main reciprocating engine 130 and the sub-reciprocating engine 150.
  • the liquefied natural gas is forcibly vaporized by the forced vaporizer 171.
  • the methane number of the vaporized gas generated at 171 is lower than that of the boil-off gas.
  • a gas having an appropriate methane number can be supplied to the main reciprocating engine 130 or the sub-reciprocating engine 150. desired.
  • the vaporized gas generated in the forced vaporizer 171 is cooled by a cooler to condense heavy components in the vaporized gas, and the condensed heavy components are condensed. It is conceivable to remove the gas with a gas-liquid separator.
  • the forced vaporizer 171 generally heats liquefied natural gas using a high temperature fluid such as steam.
  • a forced vaporizer 171 when the flow rate of the liquefied natural gas is large, a vaporized gas having a stable methane number can be supplied to the main reciprocating engine 130 or the sub-reciprocating engine 150.
  • the flow rate of the liquefied natural gas is small, the temperature difference between the high-temperature fluid and the liquefied natural gas is large, so that the temperature of the vaporized gas flowing out from the cooler varies greatly. Therefore, when the flow rate of the liquefied natural gas is small, the methane number of the vaporized gas supplied to the main reciprocating engine 130 or the sub-reciprocating engine 150 becomes unstable.
  • an object of the present invention is to provide a ship capable of stabilizing the methane number of vaporized gas supplied to a gas consumer when the flow rate of liquefied natural gas is small.
  • the ship of the present invention includes a propulsion gas consumer, a tank for storing liquefied natural gas, and a compressor that guides boil-off gas generated in the tank to the gas consumer.
  • a first supply line provided; a branch line connected to both ends of the first supply line upstream of the compressor; and a vaporized gas obtained by extracting the liquefied natural gas from the tank and evaporating the liquefied natural gas
  • a heat exchanger that exchanges heat between the second supply line that leads to the gas consumer or another gas consumer, and the liquefied natural gas that flows to the second supply line and the boil-off gas that flows to the branch line;
  • a regulating valve that regulates the flow rate of the boil-off gas that flows in the branch line, and the regulating valve that controls the temperature of the liquefied natural gas flowing out of the heat exchanger at a set temperature under a predetermined condition.
  • a control device for, and characterized in that.
  • the temperature of boil-off gas is higher than the temperature of liquefied natural gas due to temperature stratification in the tank. Therefore, according to said structure, when the flow volume of liquefied natural gas is small, liquefied natural gas can be vaporized using the sensible heat of boil-off gas. That is, it is possible to realize a ship that does not require the forced vaporizer and the cooler itself, or a ship that does not need to operate the forced vaporizer and the cooler when the flow rate of the liquefied natural gas is small. In addition, since the temperature difference between the boil-off gas and the liquefied natural gas is relatively small, the temperature of the liquefied natural gas flowing out from the heat exchanger is suppressed from greatly fluctuating. Furthermore, since the temperature of the liquefied natural gas flowing out from the heat exchanger is maintained at the set temperature, a vaporized gas having a substantially constant methane number can be supplied to the propulsion gas consumer or other gas consumer.
  • the predetermined condition may be when the heat exchanger can heat the liquefied natural gas to the set temperature by boil-off gas.
  • the ship further includes a thermometer that detects a temperature of the liquefied natural gas flowing out from the heat exchanger, and the control device is configured to detect a temperature of the liquefied natural gas detected by the thermometer under the predetermined condition.
  • the regulating valve may be controlled so as to be maintained at the set temperature. Although it is possible to control the regulating valve so that the temperature of the liquefied natural gas flowing out from the heat exchanger is maintained at the set temperature based on the detection value of the flow meter provided in the second supply line, If the temperature of the liquefied natural gas detected by the meter is compared with the set temperature, more accurate control can be performed.
  • the branch line is a first branch line
  • the ship includes a forced vaporizer provided in the second supply line on the downstream side of the heat exchanger, and the second supply on the downstream side of the forced vaporizer.
  • Branch from the second supply line between the cooler provided in the line, the gas-liquid separator provided in the second supply line downstream of the cooler, and the heat exchanger and the forced vaporizer The second branch line connected to the second supply line between the cooler and the gas-liquid separator or on the downstream side of the gas-liquid separator and the inflow of liquefied natural gas into the forced vaporizer are permitted.
  • a switching valve that is switched between a permitted state for performing the operation and a prohibited state for prohibiting the flow of the liquefied natural gas into the forced vaporizer.
  • the forced vaporizer and the cooler can be disabled by disabling the switching valve.
  • the changeover valve is allowed to allow a sufficient amount of vaporized gas to be used as a propulsion gas consumer or other gas using a forced vaporizer and a cooler. Can be supplied to a gas consumer.
  • the ship further includes a flow meter that detects a flow rate of liquefied natural gas flowing in the second supply line on the upstream side of the heat exchanger, and the control device detects the liquefied natural gas detected by the flow meter.
  • the switching valve When the gas flow rate becomes larger than the set flow rate, the switching valve is switched to the permitted state, and when the liquefied natural gas flow rate detected by the flow meter becomes smaller than the set flow rate, the switching valve is prohibited. You may switch to the state.
  • the switching valve is a three-way valve provided at a branch point of the second branch line in the second supply line, and the second branch line is located between the cooler and the gas-liquid separator. It may be connected to a supply line. According to this configuration, when the switching valve is in the prohibited state, the liquefied natural gas that has become a gas-liquid two-phase state by passing through the heat exchanger using the gas-liquid separator provided downstream of the cooler is used. The liquid phase (heavy content) in the gas can be removed.
  • the gas-liquid separator is a first gas-liquid separator
  • the ship includes a second gas-liquid separator provided at a branch point of the second branch line in the second supply line, and the second gas-liquid separator.
  • a return line branched from the second supply line and connected to the tank between the liquid separator and the forced vaporizer, and the switching valve at a branch point of the return line in the second supply line
  • a three-way valve provided, wherein the second branch line receives the gas phase separated from the liquid phase by the second gas-liquid separator, and the second supply line downstream of the first gas-liquid separator. It may be connected to.
  • the switching valve when the switching valve is in the prohibited state, the liquid phase (heavy content) in the liquefied natural gas that has become a gas-liquid two-phase state by passing through the heat exchanger is returned to the tank through the return line.
  • the switching valve When the switching valve is in the permitted state, it is possible to prevent the liquefied natural gas in the gas-liquid two-phase state from flowing into the forced vaporizer.
  • the methane number of the vaporized gas supplied to the gas consumer can be stabilized.
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram of a ship according to a first embodiment of the present invention. It is a schematic block diagram of the ship which concerns on 2nd Embodiment of this invention. It is a schematic block diagram of the ship which concerns on 3rd Embodiment of this invention. It is a schematic block diagram of the conventional ship.
  • FIG. 1 shows a ship 1A according to the first embodiment of the present invention.
  • This ship 1A includes a tank 11 that stores liquefied natural gas (hereinafter referred to as LNG), and a gas engine 13 that is a gas consumer for propulsion.
  • LNG liquefied natural gas
  • the gas consumer for propulsion may be a gas-fired boiler, for example.
  • only one tank 11 is provided, but a plurality of tanks 11 may be provided.
  • only one gas engine 13 is provided, but a plurality of gas engines 13 may be provided.
  • the gas engine 13 may directly rotate and drive a screw propeller (not shown) (mechanical propulsion), or may rotationally drive the screw propeller via a generator and a motor (electric propulsion).
  • the gas engine 13 is a reciprocating engine whose fuel gas injection pressure is medium or high.
  • the gas engine 13 may be a gas combustion engine that burns only fuel gas, or a dual fuel engine that burns one or both of fuel gas and fuel oil.
  • the gas engine 13 may be a gas turbine engine.
  • the ship 1A takes out the LNG from the first supply line 2 that guides the boil-off gas (hereinafter referred to as BOG) generated in the tank 11 to the gas engine 13 and the tank 11 and vaporizes the LNG vaporized (hereinafter referred to as VG).
  • BOG boil-off gas
  • VG LNG vaporized
  • the second supply line 3 is used when the amount of BOG generated is less than the gas consumption of the gas engine 13 (for example, when the gas engine 13 is at a high load or at an extremely high load). That is, the second supply line 3 is not used when the gas engine 13 is at a medium load or a low load.
  • the amount of BOG generated may be greater than the gas consumption of the gas engine 13.
  • the surplus gas may be reliquefied and returned to the tank 11, supplied to a gas engine for inboard power supply (not shown), or processed by a gas processing device (for example, GCU). May be.
  • the tank 11 is connected to the gas engine 13 by the first supply line 2.
  • a compressor 21 is provided in the first supply line 2.
  • the compressor 21 compresses the BOG to an intermediate pressure or a high pressure.
  • the compressor 21 may be a low-pressure compressor, for example, when the fuel gas injection pressure of the gas engine 13 is low.
  • a pump 12 is arranged in the tank 11, a pump 12 is arranged.
  • the pump 12 is connected to the first supply line 2 by the second supply line 3.
  • the second supply line 3 is connected to the first supply line 2 on the upstream side of the compressor 21.
  • the second supply line 3 may be connected to the first supply line 2 on the downstream side of the compressor 21.
  • the second supply line 3 is provided with a forced vaporizer 31, a cooler 32, and a gas-liquid separator 33 in order from the upstream side.
  • the forced vaporizer 31 forcibly vaporizes the LNG discharged from the pump 12 to generate VG.
  • the cooler 32 cools the VG generated by the forced vaporizer 171 to condense heavy components (ethane, propane, butane, etc.) in the VG.
  • the gas-liquid separator 33 removes the condensed heavy component from the VG.
  • the heavy component removed by the gas-liquid separator 33 is returned to the tank 11.
  • a configuration for vaporizing LNG flowing through the second supply line 3 using BOG is employed. Due to the temperature stratification in the tank 11, the temperature of the BOG is higher than the temperature of the LNG. For example, in the tank 11, the temperature of BOG is ⁇ 90 ° C., and the temperature of LNG is ⁇ 162 ° C. On the other hand, the temperature of the LNG extracted from the tank 11 is about ⁇ 150 ° C., for example. The methane in LNG remains liquid even when the temperature rises to about ⁇ 150 ° C. due to the pressurization of the pump 12.
  • a first branch line 41 is connected to the first supply line 2 so as to bypass a part of the upstream side of the compressor 21.
  • both ends of the first branch line 41 are connected to the first supply line 2 on the upstream side of the compressor 21.
  • the ship 1 ⁇ / b> A is provided with a heat exchanger 5 that performs heat exchange between the LNG flowing in the second supply line 3 and the BOG flowing in the first branch line 41 on the upstream side of the forced vaporizer 31.
  • the flow rate of BOG flowing through the first branch line 41 is adjusted by the regulating valve 6.
  • the regulating valve 6 is a distribution valve provided at the branch point of the first branch line 4 in the first supply line 2 (upstream end of the first branch line 4). That is, the regulating valve 6 has a BOG that passes through the heat exchanger 5 (BOG that flows in the first branch line 41) and a BOG that does not pass through the heat exchanger 5 (BOG that flows through the regulating valve 6 and flows into the first supply line 2). ) Can be arbitrarily changed between 0%: 100% and 100%: 0%.
  • the regulating valve 6 is referred to as a flow control valve provided in the first supply line 2 between both ends of the first branch line 4 and a flow control valve provided in the first branch line 41. You may be comprised with a pair of flow control valve. Alternatively, the regulating valve 6 may be configured only by a flow control valve provided in the first branch line 41.
  • the regulating valve 6 is controlled by the control device 8.
  • the temperature T of the LNG flowing out from the heat exchanger 5 can be increased by increasing the flow rate of BOG flowing through the first branch line 41 as the flow rate of LNG increases. It can be constant.
  • the control device 8 controls the regulating valve 6 so that the temperature T of the LNG flowing out from the heat exchanger 5 is maintained at the set temperature Ts under a predetermined condition.
  • the predetermined condition is when the heat exchanger 5 can heat LNG to the set temperature Ts by BOG, in other words, when the flow rate of LNG flowing through the second supply line 3 is small.
  • the predetermined condition is when the flow rate Q of LNG detected by a flow meter 81 described later is smaller than the set flow rate Qs.
  • the set temperature Ts can be arbitrarily set between the LNG temperature and the BOG temperature.
  • the set temperature Ts is a temperature at which much of the heavy portion of the LNG vaporizes but is maintained in a liquid state (for example, ⁇ 120 ° C.).
  • the second supply line 3 is provided with a thermometer 82 that detects the temperature T of the LNG flowing out of the heat exchanger 5. Then, the control device 8 controls the regulating valve 6 so that the LNG temperature T detected by the thermometer 82 is maintained at the set temperature Ts under a predetermined condition.
  • a second branch line 42 is connected to the second supply line 3 so as to bypass the forced vaporizer 31 and the cooler 32. That is, the second branch line 42 branches from the second supply line 3 between the heat exchanger 5 and the forced vaporizer 31 and is connected to the second supply line 3 between the cooler 32 and the gas-liquid separator 33. ing.
  • a three-way valve 7A is provided at the branch point of the second branch line 42 in the second supply line 3.
  • the three-way valve 7A includes a first state in which a portion upstream of the three-way valve 7A of the second supply line 3 communicates with a portion downstream of the three-way valve 7A, and a portion upstream of the three-way valve 7A of the second supply line 3 Is switched between the second state in which the second branch line 42 communicates with the second branch line 42.
  • the first state is a permission state in which the flow of LNG into the forced vaporizer 31 is permitted
  • the second state is a prohibited state in which the flow of LNG into the forced vaporizer 31 is prohibited. That is, the three-way valve 7A corresponds to the switching valve of the present invention.
  • the three-way valve 7A is controlled by the control device 8.
  • the second supply line 3 is provided with a flow meter 81 that detects the flow rate Q of LNG flowing through the second supply line 3 on the upstream side of the heat exchanger 5.
  • the control device 8 switches the three-way valve 7A to the first state (permission state) when the LNG flow rate Q detected by the flow meter 81 becomes larger than the set flow rate Qs, and the LNG flow rate detected by the flow meter 81 When the flow rate Q becomes smaller than the set flow rate Qs, the three-way valve 7A is switched to the second state (prohibited state).
  • the set flow rate Qs is, for example, a limit flow rate at which the LNG flow rate exceeds the processing capacity of the heat exchanger 5 and the LNG temperature T flowing out of the heat exchanger 5 cannot be maintained at the set temperature Ts.
  • the set flow rate Qs may be a value that is smaller by a predetermined ratio than the limit flow rate.
  • the control device 8 causes the entire amount of BOG to flow through the regulating valve 6 and flow to the first supply line 2. In other words, the regulating valve 6 is controlled so that BOG does not flow through the first branch line 41.
  • the heat exchanger 5 that performs heat exchange between the LNG flowing through the second supply line 3 and the BOG flowing through the first branch line 41 is provided. For this reason, when the flow rate of LNG is small, LNG can be vaporized using the sensible heat of BOG. That is, when the flow rate of LNG is small, there is no need to operate the forced vaporizer 31 and the cooler 32. In addition, since the temperature difference between the BOG and the LNG is relatively small, the temperature of the LNG flowing out from the heat exchanger 5 is suppressed from fluctuating greatly. Furthermore, since the temperature T of the LNG flowing out from the heat exchanger 5 is maintained at the set temperature Ts by the control of the regulating valve 6, VG having a substantially constant methane number can be supplied to the gas engine 13.
  • the three-way valve 7A and the second branch line 42 are provided, when the LNG flow rate is small, the three-way valve 7A is in the second state (the state where LNG flows through the second branch line 42). ), The forced vaporizer 31 and the cooler 32 can be disabled. On the other hand, when the flow rate of LNG is large, the forced vaporizer 31 and the cooler 32 are sufficiently used by setting the three-way valve 7A to the first state (the state where LNG does not flow through the second branch line 42). A sufficient amount of VG can be supplied to the gas engine 13.
  • the second branch line 42 is connected to the second supply line 3 between the cooler 32 and the gas-liquid separator 33, the second branch line 42 is provided on the downstream side of the cooler 32 when the three-way valve 7A is in the second state.
  • the liquid phase (heavy content) in the LNG that has become a gas-liquid two-phase state by passing through the heat exchanger 5 can be removed using the gas-liquid separator 33 that is produced.
  • the switching valve of the present invention does not necessarily need to be the three-way valve 7A.
  • the on-off valve provided in the second supply line 3 between the branch point of the second branch line 42 and the forced vaporizer 31 and the second branch line 42 may be constituted by a pair of on-off valves called on-off valves.
  • the three-way valve 7A and the second branch line 42 may be omitted. In this case, when the flow rate of LNG flowing through the second supply line 3 is small, the operation of the forced vaporizer 31 and the cooler 32 may be stopped.
  • thermometer 82 is omitted, and the regulating valve 6 is configured so that the temperature T of the LNG flowing out from the heat exchanger 5 is maintained at the set temperature Ts based on the detection value of the flow meter 81 provided in the second supply line 3. It is possible to control. However, more accurate control can be performed by comparing the LNG temperature T detected by the thermometer 82 with the set temperature Ts. This modification can also be applied to a second embodiment described later.
  • the regulating valve 6 based on the detection value of the flow meter 81, it is necessary to keep the temperature T of the LNG flowing out from the heat exchanger 5 at the set temperature Ts from the detection value of the flow meter 81 or the like.
  • the BOG flow rate can be calculated. Therefore, a flow meter may be provided in the first branch line 41, and the regulating valve 6 may be controlled so that the detected value of the flow meter becomes the calculated required flow rate.
  • FIG. 2 shows a ship 1B according to the second embodiment of the present invention.
  • the same components as those in the first embodiment are denoted by the same reference numerals, and redundant description is omitted.
  • the gas-liquid separator 33 is the first gas-liquid separator 33
  • the second gas-liquid separator 43 is provided at the branch point of the second branch line 42 in the second supply line 3.
  • the regulating valve 6 is controlled similarly to the first embodiment.
  • the second gas-liquid separator 43 separates the LNG that has become a gas-liquid two-phase state by passing through the heat exchanger 5 into a liquid phase and a gas phase. To do.
  • BOG does not flow through the first branch line 41 and the LNG flowing out of the heat exchanger 5 is in a substantially 100% liquid phase. Separator 43 does not work very well.
  • the second branch line 42 receives the gas phase separated from the liquid phase by the second gas-liquid separator 43.
  • the second branch line 42 is connected to the second supply line 3 on the downstream side of the first gas-liquid separator 33.
  • a return line 44 is provided.
  • the return line 44 branches from the second supply line 3 between the second gas-liquid separator 43 and the forced vaporizer 31 and is connected to the tank 11.
  • a three-way valve 7B is provided at the branch point of the return line 44 in the second supply line 3.
  • the three-way valve 7B includes a first state in which a portion upstream of the three-way valve 7B of the second supply line 3 communicates with a portion downstream of the three-way valve 7B, and a portion upstream of the three-way valve 7B of the second supply line 3 Is switched between a second state in communication with the return line 44.
  • the first state is a permission state in which the flow of LNG into the forced vaporizer 31 is permitted
  • the second state is a prohibited state in which the flow of LNG into the forced vaporizer 31 is prohibited. That is, the three-way valve 7B corresponds to the switching valve of the present invention.
  • the three-way valve 7B is controlled by the control device 8.
  • the control device 8 switches the three-way valve 7B to the first state (permitted state) when the LNG flow rate Q detected by the flow meter 81 becomes larger than the set flow rate Qs, and the LNG flow rate detected by the flow meter 81 is changed.
  • the three-way valve 7B is switched to the second state (prohibited state).
  • VG having a substantially constant methane number can be supplied to the gas engine 13 by the control of the regulating valve 6 as in the first embodiment.
  • the three-way valve 7B and the second branch line 42 are provided, when the LNG flow rate is small, the three-way valve 7B is set to the second state (a state where LNG flows through the return line 44). By doing so, the forced vaporizer 31 and the cooler 32 can be made non-use.
  • the three-way valve 7B is set to the first state (the state in which LNG does not flow through the return line 44), so that a sufficient amount can be obtained using the forced vaporizer 31 and the cooler 32.
  • VG can be supplied to the gas engine 13.
  • the liquid phase (heavy content) in the LNG that has become a gas-liquid two-phase state by passing through the heat exchanger 5 is returned through the return line 44.
  • the three-way valve 7B is in the first state, it is possible to prevent the gas-liquid two-phase LNG from flowing into the forced vaporizer 31.
  • the switching valve of the present invention does not necessarily need to be the three-way valve 7B, and is provided in the return line 44 and the on-off valve provided in the second supply line 3 between the branch point of the return line 44 and the forced vaporizer 31. It may be composed of a pair of on-off valves called open / close valves.
  • the three-way valve 7B, the return line 44, and the second branch line 42 may be omitted. In this case, when the flow rate of LNG flowing through the second supply line 3 is small, the operation of the forced vaporizer 31 and the cooler 32 may be stopped.
  • FIG. 3 shows a ship 1C according to the third embodiment of the present invention.
  • the gas engine 13 is the main gas engine 13
  • the second supply line 3 guides VG to the sub gas engine 14 that is a gas consumer for ship power instead of the main gas engine 13.
  • only one auxiliary gas engine 14 is provided, but a plurality of auxiliary gas engines 14 may be provided.
  • the auxiliary gas engine 14 is a reciprocating engine whose fuel gas injection pressure is medium or low, and is connected to a generator (not shown).
  • the auxiliary gas engine 14 may be a gas-only engine that burns only fuel gas, or may be a dual fuel engine that burns one or both of fuel gas and fuel oil.
  • the second supply line 3 is provided with a heater 34 on the downstream side of the gas-liquid separator 33.
  • the heater 34 heats the VG that has passed through the gas-liquid separator 33 to a temperature suitable for supply to the auxiliary gas engine 14.
  • VG having a substantially constant methane number can be supplied to the auxiliary gas engine 14 by the same operation as in the first embodiment.
  • the other effects of the three-way valve 7A and the second branch line 42 are the same as in the first embodiment.
  • the second supply line 3 of the second embodiment may guide VG to the auxiliary gas engine 14.
  • the forced vaporizer 31 and the cooler 32 may not be provided in the second supply line 3. That is, if the heat exchanger 5 is provided, the forced vaporizer 31 and the cooler 32 themselves may be unnecessary.
  • nitrogen (N2) generated in a ship can be used in addition to BOG.

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Abstract

船舶は、推進用のガス消費器と、液化天然ガスを貯留するタンクと、タンク内で発生したボイルオフガスをガス消費器へ導く、圧縮機が設けられた第１供給ラインと、圧縮機の上流側で第１供給ラインに両端が接続された分岐ラインと、タンク内から液化天然ガスを取り出し、その液化天然ガスが気化した気化ガスを前記ガス消費器または他のガス消費器へ導く第２供給ラインと、第２供給ラインに流れる液化天然ガスと分岐ラインに流れるボイルオフガスとの間で熱交換を行う熱交換器と、分岐ラインに流れるボイルオフガスの流量を調整する調整弁と、所定条件下で、熱交換器から流出する液化天然ガスの温度が設定温度に保たれるように、調整弁を制御する制御装置と、を備える。

Description

船舶
　本発明は、推進用のガス消費器を含む船舶に関する。
　従来から、船舶の推進用のガス消費器には、レシプロエンジン、ガスタービンエンジン、ガス焚きボイラなどが用いられている。例えば、特許文献１には、図４に示すような船舶１００が開示されている。この船舶１００は、推進用のガス消費器として、液化天然ガスを貯留するタンク１１０内で発生するボイルオフガスを燃料ガスとする主レシプロエンジン１３０を含む。
　具体的に、特許文献１に開示された船舶１００では、ボイルオフガスが第１主供給ライン１２０を通じてタンク１１０から主レシプロエンジン１３０へ導かれる。第１主供給ライン１２０には、高圧圧縮機１２１が設けられている。
　高圧圧縮機１２１の中間からは副供給ライン１４０が延びており、副供給ライン１４０は副レシプロエンジン１５０につながっている。副レシプロエンジン１５０は二元燃料エンジンであり、ボイルオフガスの発生量が主レシプロエンジン１３０のガス消費量よりも多い場合には、余剰ガスが副供給ライン１４０を通じて副レシプロエンジン１５０へ供給される。
　さらに、図４に示す船舶１００では、ボイルオフガスの発生量が主レシプロエンジン１３０のガス消費量よりも少ない場合にも、主レシプロエンジン１３０へ十分な量の燃料ガスを供給するための構成が採用されている。具体的に、タンク１１０内にポンプ１６０が配置され、このポンプ１６０から第２主供給ライン１７０が延びている。第２主供給ライン１７０は、高圧圧縮機１２１の下流側で第１主供給ライン１２０につながっている。第２主供給ライン１７０には、液化天然ガスを強制的に気化する強制気化器１７１が設けられている。また、第１主供給ライン１２０は、連絡ライン１８０により、高圧圧縮機１２１の下流側で副供給ライン１４０と接続されている。つまり、第２主供給ライン１７０は、強制気化器１７１にて生成された気化ガスを主レシプロエンジン１３０と副レシプロエンジン１５０のどちらにも導くことが可能である。
特開２０１５－１４５２４３号公報
　ところで、図４に示す船舶１００では、強制気化器１７１で液化天然ガスが強制的に気化される、換言すれば液化天然ガス中のメタンだけでなく重質分も気化されるため、強制気化器１７１にて生成された気化ガスのメタン価がボイルオフガスに比べて低くなる。主レシプロエンジン１３０または副レシプロエンジン１５０の燃焼安定化の観点からは、液化天然ガスを気化させた場合でも、適正なメタン価の気化ガスを主レシプロエンジン１３０または副レシプロエンジン１５０へ供給することが望まれる。
　これを実現するには、図４に示す船舶１００において、強制気化器１７１にて生成された気化ガスを冷却器で冷却して気化ガス中の重質分を凝縮させ、その凝縮した重質分を気液分離器で取り除くことが考えられる。
　ところで、強制気化器１７１は、一般的に蒸気等の高温流体を用いて液化天然ガスを加熱するものである。このような強制気化器１７１では、液化天然ガスの流量が多い場合は、安定したメタン価の気化ガスを主レシプロエンジン１３０または副レシプロエンジン１５０へ供給することができる。しかしながら、液化天然ガスの流量が少ない場合は、高温流体と液化天然ガスとの温度差が大きいために、冷却器から流出する気化ガスの温度が大きく変動する。従って、液化天然ガスの流量が少ない場合に、主レシプロエンジン１３０または副レシプロエンジン１５０へ供給される気化ガスのメタン価が不安定となる。
　そこで、本発明は、液化天然ガスの流量が少ない場合にガス消費器へ供給される気化ガスのメタン価を安定させることができる船舶を提供することを目的とする。
　前記課題を解決するために、本発明の船舶は、推進用のガス消費器と、液化天然ガスを貯留するタンクと、前記タンク内で発生したボイルオフガスを前記ガス消費器へ導く、圧縮機が設けられた第１供給ラインと、前記圧縮機の上流側で前記第１供給ラインに両端が接続された分岐ラインと、前記タンク内から液化天然ガスを取り出し、その液化天然ガスが気化した気化ガスを前記ガス消費器または他のガス消費器へ導く第２供給ラインと、前記第２供給ラインに流れる液化天然ガスと前記分岐ラインに流れるボイルオフガスとの間で熱交換を行う熱交換器と、前記分岐ラインに流れるボイルオフガスの流量を調整する調整弁と、所定条件下で、前記熱交換器から流出する液化天然ガスの温度が設定温度に保たれるように、前記調整弁を制御する制御装置と、を備える、ことを特徴とする。
　タンク内の温度成層等の影響で、ボイルオフガスの温度は液化天然ガスの温度よりも高い。従って、上記の構成によれば、液化天然ガスの流量が少ない場合にボイルオフガスの顕熱を利用して液化天然ガスを気化させることができる。つまり、強制気化器および冷却器自体が不必要な船舶、または液化天然ガスの流量が少ない場合に強制気化器および冷却器を稼働させる必要がない船舶を実現できる。しかも、ボイルオフガスと液化天然ガスとの温度差は比較的に小さいので、熱交換器から流出する液化天然ガスの温度が大きく変動することが抑制される。さらに、熱交換器から流出する液化天然ガスの温度は設定温度に保たれるので、メタン価がほぼ一定の気化ガスを推進用のガス消費器または他のガス消費器へ供給することができる。
　例えば、前記所定条件は、前記熱交換器がボイルオフガスによって液化天然ガスを前記設定温度まで加熱可能なときであってもよい。
　上記の船舶は、前記熱交換器から流出する液化天然ガスの温度を検出する温度計をさらに備え、前記制御装置は、前記所定条件下で、前記温度計で検出される液化天然ガスの温度が前記設定温度に保たれるように、前記調整弁を制御してもよい。第２供給ラインに設けられた流量計の検出値に基づいて、熱交換器から流出する液化天然ガスの温度が設定温度に保たれるように調整弁を制御することは可能であるが、温度計で検出される液化天然ガスの温度を設定温度と比較すれば、より正確な制御を行うことができる。
　前記分岐ラインは第１分岐ラインであり、上記の船舶は、前記熱交換器の下流側で前記第２供給ラインに設けられた強制気化器と、前記強制気化器の下流側で前記第２供給ラインに設けられた冷却器と、前記冷却器の下流側で前記第２供給ラインに設けられた気液分離器と、前記熱交換器と前記強制気化器の間で前記第２供給ラインから分岐して、前記冷却器と前記気液分離器の間または前記気液分離器の下流側で前記第２供給ラインにつながる第２分岐ラインと、液化天然ガスの前記強制気化器への流入を許可する許可状態と液化天然ガスの前記強制気化器への流入を禁止する禁止状態との間で切り換えられる切換弁と、をさらに備えてもよい。この構成によれば、液化天然ガスの流量が少ない場合には、切換弁を禁止状態とすることで、強制気化器および冷却器を不使用とすることができる。一方、液化天然ガスの流量が多い場合には、切換弁を許可状態とすることで、強制気化器および冷却器を使用して、十分な量の気化ガスを推進用のガス消費器または他のガス消費器へ供給することができる。
　例えば、上記の船舶は、前記熱交換器の上流側で前記第２供給ラインに流れる液化天然ガスの流量を検出する流量計をさらに備え、前記制御装置は、前記流量計で検出される液化天然ガスの流量が設定流量よりも大きくなったときに前記切換弁を許可状態に切り換え、前記流量計で検出される液化天然ガスの流量が前記設定流量よりも小さくなったときに前記切換弁を禁止状態に切り換えてもよい。
　前記切換弁は、前記第２供給ラインにおける前記第２分岐ラインの分岐点に設けられた三方弁であり、前記第２分岐ラインは、前記冷却器と前記気液分離器の間で前記第２供給ラインにつながっていてもよい。この構成によれば、切換弁が禁止状態にあるときには、冷却器の下流側に設けられる気液分離器を利用して、熱交換器を通過することによって気液二相状態となった液化天然ガス中の液相（重質分）を取り除くことができる。
　前記気液分離器は第１気液分離器であり、上記の船舶は、前記第２供給ラインにおける前記第２分岐ラインの分岐点に設けられた第２気液分離器と、前記第２気液分離器と前記強制気化器の間で前記第２供給ラインから分岐して前記タンクにつながる返送ラインと、をさらに備え、前記切換弁は、前記第２供給ラインにおける前記返送ラインの分岐点に設けられた三方弁であり、前記第２分岐ラインは、前記第２気液分離器で液相と分離された気相を受け入れ、前記第１気液分離器の下流側で前記第２供給ラインにつながっていてもよい。この構成によれば、切換弁が禁止状態にあるときには、熱交換器を通過することによって気液二相状態となった液化天然ガス中の液相（重質分）を返送ラインを通じてタンクへ戻すことができ、切換弁が許可状態にあるときには、強制気化器へ気液二相状態の液化天然ガスが流入することを防止することができる。
　本発明によれば、液化天然ガスの流量が少ない場合にガス消費器へ供給される気化ガスのメタン価を安定させることができる。
本発明の第１実施形態に係る船舶の概略構成図である。 本発明の第２実施形態に係る船舶の概略構成図である。 本発明の第３実施形態に係る船舶の概略構成図である。 従来の船舶の概略構成図である。
　（第１実施形態）
　図１に、本発明の第１実施形態に係る船舶１Ａを示す。この船舶１Ａは、液化天然ガス（以下、ＬＮＧという）を貯留するタンク１１と、推進用のガス消費器であるガスエンジン１３を含む。ただし、推進用のガス消費器は、例えばガス焚きボイラであってもよい。
　図例では、タンク１１が１つだけ設けられているが、タンク１１は複数設けられてもよい。また、図例では、ガスエンジン１３が１つだけ設けられているが、ガスエンジン１３は複数設けられてもよい。
　ガスエンジン１３は、スクリュープロペラ（図示せず）を直接的に回転駆動してもよいし（機械推進）、スクリュープロペラを発電機およびモータを介して回転駆動してもよい（電気推進）。
　本実施形態では、ガスエンジン１３が、燃料ガス噴射圧が中圧または高圧のレシプロエンジンである。ガスエンジン１３は、燃料ガスのみを燃焼させるガス専焼エンジンであってもよいし、燃料ガスと燃料油の一方または双方を燃焼させる二元燃料エンジンであってもよい。ただし、ガスエンジン１３は、ガスタービンエンジンであってもよい。
　船舶１Ａは、タンク１１内で発生したボイルオフガス（以下、ＢＯＧという）をガスエンジン１３へ導く第１供給ライン２と、タンク１１内からＬＮＧを取り出し、そのＬＮＧが気化した気化ガス（以下、ＶＧという）をガスエンジン１３へ導く第２供給ライン３を含む。
　本実施形態では、第２供給ライン３が、ＢＯＧの発生量がガスエンジン１３のガス消費量よりも少ない場合（例えば、ガスエンジン１３の高負荷時および超高負荷時）に使用される。つまり、ガスエンジン１３の中負荷時および低負荷時は、第２供給ライン３は使用されない。なお、ガスエンジン１３の低負荷時には、ＢＯＧの発生量がガスエンジン１３のガス消費量よりも多くなる場合がある。この場合には、余剰ガスが、再液化されてタンク１１へ戻されてもよいし、図略の船内電源用のガスエンジンに供給されてもよいし、ガス処理装置（例えば、ＧＣＵ）で処理されてもよい。
　タンク１１は、第１供給ライン２によりガスエンジン１３と接続されている。第１供給ライン２には、圧縮機２１が設けられている。圧縮機２１は、ＢＯＧを中圧または高圧に圧縮する。ただし、圧縮機２１は、例えばガスエンジン１３の燃料ガス噴射圧が低圧の場合は、低圧圧縮機であってもよい。
　タンク１１内には、ポンプ１２が配置されている。ポンプ１２は、第２供給ライン３により第１供給ライン２と接続されている。本実施形態では、第２供給ライン３が、圧縮機２１の上流側で第１供給ライン２につながっている。ただし、例えば、第２供給ライン３に圧縮機が設けられる場合は、第２供給ライン３が圧縮機２１の下流側で第１供給ライン２につながってもよい。
　第２供給ライン３には、上流側から順に、強制気化器３１、冷却器３２および気液分離器３３が設けられている。強制気化器３１は、ポンプ１２から吐出されるＬＮＧを強制的に気化してＶＧを生成する。冷却器３２は、強制気化器１７１にて生成されたＶＧを冷却してＶＧ中の重質分（エタン、プロパン、ブタン等）を凝縮させる。気液分離器３３は、ＶＧ中から、凝縮した重質分を取り除く。気液分離器３３によって取り除かれた重質分は、タンク１１へ戻される。
　さらに、本実施形態では、第２供給ライン３に流れるＬＮＧをＢＯＧを利用して気化させるための構成が採用されている。タンク１１内の温度成層等の影響で、ＢＯＧの温度はＬＮＧの温度よりも高い。例えば、タンク１１内では、ＢＯＧの温度は－９０℃であり、ＬＮＧの温度は－１６２℃である。一方、タンク１１から抜き出されるＬＮＧの温度は、例えば、約－１５０℃である。ＬＮＧ中のメタンは、ポンプ１２の加圧によって、約－１５０℃まで温度が上昇しても液体のままである。
　具体的に、第１供給ライン２には、圧縮機２１の上流側の一部をバイパスするように第１分岐ライン４１が接続されている。換言すれば、第１分岐ライン４１の両端は、圧縮機２１の上流側で第１供給ライン２に接続されている。さらに、船舶１Ａには、強制気化器３１の上流側で第２供給ライン３に流れるＬＮＧと第１分岐ライン４１に流れるＢＯＧとの間で熱交換を行う熱交換器５が設けられている。
　第１分岐ライン４１に流れるＢＯＧの流量は、調整弁６により調整される。本実施形態では、調整弁６が、第１供給ライン２における第１分岐ライン４の分岐点（第１分岐ライン４の上流端）に設けられた分配弁である。つまり、調整弁６は、熱交換器５を経由するＢＯＧ（第１分岐ライン４１に流れるＢＯＧ）と熱交換器５を経由しないＢＯＧ（調整弁６を通過して第１供給ライン２に流れるＢＯＧ）の比率を、０％：１００％～１００％：０％の間で任意に変更できる。
　ただし、図示は省略するが、調整弁６は、第１分岐ライン４の両端の間で第１供給ライン２に設けられた流量制御弁と、第１分岐ライン４１に設けられた流量制御弁という一対の流量制御弁で構成されてもよい。あるいは、調整弁６は、第１分岐ライン４１に設けられた流量制御弁のみで構成されてもよい。
　調整弁６は、制御装置８により制御される。第２供給ライン３に流れるＬＮＧの流量が少ない場合は、ＬＮＧの流量が多くなるにつれて、第１分岐ライン４１に流れるＢＯＧの流量を多くすれば、熱交換器５から流出するＬＮＧの温度Ｔを一定とすることが可能である。制御装置８は、所定条件下で、熱交換器５から流出するＬＮＧの温度Ｔが設定温度Ｔｓに保たれるように、調整弁６を制御する。例えば、所定条件は、熱交換器５がＢＯＧによってＬＮＧを設定温度Ｔｓまで加熱可能なとき、換言すれば、第２供給ライン３に流れるＬＮＧの流量が少ないときである。本実施形態では、所定条件は、後述する流量計８１で検出されるＬＮＧの流量Ｑが設定流量Ｑｓよりも小さいときである。
　設定温度Ｔｓは、ＬＮＧの温度とＢＯＧの温度の間で任意に設定可能である。例えば、設定温度Ｔｓは、ＬＮＧ中のメタンが気化するものの重質分の多くが液体のまま維持される温度である（例えば、－１２０℃）。
　本実施形態では、第２供給ライン３に、熱交換器５から流出するＬＮＧの温度Ｔを検出する温度計８２が設けられている。そして、制御装置８は、所定条件下で、温度計８２で検出されるＬＮＧの温度Ｔが設定温度Ｔｓに保たれるように、調整弁６を制御する。
　さらに、第２供給ライン３には、強制気化器３１および冷却器３２をバイパスするように第２分岐ライン４２が接続されている。つまり、第２分岐ライン４２は、熱交換器５と強制気化器３１の間で第２供給ライン３から分岐して、冷却器３２と気液分離器３３の間で第２供給ライン３につながっている。
　第２供給ライン３における第２分岐ライン４２の分岐点には、三方弁７Ａが設けられている。三方弁７Ａは、第２供給ライン３の三方弁７Ａよりも上流側部分を三方弁７Ａよりも下流側部分と連通させる第１状態と、第２供給ライン３の三方弁７Ａよりも上流側部分を第２分岐ライン４２と連通させる第２状態との間で切り換えられる。換言すれば、第１状態は、ＬＮＧの強制気化器３１への流入を許可する許可状態であり、第２状態は、ＬＮＧの強制気化器３１への流入を禁止する禁止状態である。すなわち、三方弁７Ａは、本発明の切換弁に相当する。
　三方弁７Ａは、制御装置８により制御される。第２供給ライン３には、熱交換器５の上流側で第２供給ライン３に流れるＬＮＧの流量Ｑを検出する流量計８１が設けられている。制御装置８は、流量計８１で検出されるＬＮＧの流量Ｑが設定流量Ｑｓよりも大きくなったときに三方弁７Ａを第１状態（許可状態）に切り換え、流量計８１で検出されるＬＮＧの流量Ｑが設定流量Ｑｓよりも小さくなったときに三方弁７Ａを第２状態（禁止状態）に切り換える。
　設定流量Ｑｓは、例えば、ＬＮＧの流量が熱交換器５の処理能力を上回り、熱交換器５から流出するＬＮＧの温度Ｔを設定温度Ｔｓに保てなくなる限界流量である。ただし、設定流量Ｑｓは、限界流量に対して所定割合だけ小さな値であってもよい。
　さらに、制御装置８は、流量計８１で検出されるＬＮＧの流量Ｑが設定流量Ｑｓよりも大きくなったときは、ＢＯＧの全量が調整弁６を通過して第１供給ライン２に流れるように、換言すれば第１分岐ライン４１にＢＯＧが流れないように調整弁６を制御する。
　以上説明したように、本実施形態の船舶１Ａでは、第２供給ライン３に流れるＬＮＧと第１分岐ライン４１に流れるＢＯＧとの間で熱交換を行う熱交換器５が設けられている。このため、ＬＮＧの流量が少ない場合にＢＯＧの顕熱を利用してＬＮＧを気化させることができる。つまり、ＬＮＧの流量が少ない場合には、強制気化器３１および冷却器３２を稼働させる必要がない。しかも、ＢＯＧとＬＮＧとの温度差は比較的に小さいので、熱交換器５から流出するＬＮＧの温度が大きく変動することが抑制される。さらに、調整弁６の制御により、熱交換器５から流出するＬＮＧの温度Ｔは設定温度Ｔｓに保たれるので、メタン価がほぼ一定のＶＧをガスエンジン１３へ供給することができる。
　また、本実施形態では、三方弁７Ａおよび第２分岐ライン４２が設けられているので、ＬＮＧの流量が少ない場合には、三方弁７Ａを第２状態（第２分岐ライン４２にＬＮＧが流れる状態）とすることで、強制気化器３１および冷却器３２を不使用とすることができる。一方、ＬＮＧの流量が多い場合には、三方弁７Ａを第１状態（第２分岐ライン４２にＬＮＧが流れない状態）とすることで、強制気化器３１および冷却器３２を使用して、十分な量のＶＧをガスエンジン１３へ供給することができる。
　さらに、第２分岐ライン４２は冷却器３２と気液分離器３３の間で第２供給ライン３につながっているので、三方弁７Ａが第２状態にあるときには、冷却器３２の下流側に設けられる気液分離器３３を利用して、熱交換器５を通過することによって気液二相状態となったＬＮＧ中の液相（重質分）を取り除くことができる。
　＜変形例＞
　本発明の切換弁は、必ずしも三方弁７Ａである必要はなく、第２分岐ライン４２の分岐点と強制気化器３１の間で第２供給ライン３に設けられた開閉弁と、第２分岐ライン４２に設けられた開閉弁という一対の開閉弁で構成されてもよい。
　また、三方弁７Ａおよび第２分岐ライン４２は省略されてもよい。この場合には、第２供給ライン３に流れるＬＮＧの流量が少ない場合には、強制気化器３１および冷却器３２の稼働を停止すればよい。
　温度計８２を省略し、第２供給ライン３に設けられた流量計８１の検出値に基づいて、熱交換器５から流出するＬＮＧの温度Ｔが設定温度Ｔｓに保たれるように調整弁６を制御することは可能である。しかしながら、温度計８２で検出されるＬＮＧの温度Ｔを設定温度Ｔｓと比較すれば、より正確な制御を行うことができる。この変形例は、後述する第２実施形態でも適用可能である。なお、流量計８１の検出値に基づいて調整弁６を制御する場合は、流量計８１の検出値等から、熱交換器５から流出するＬＮＧの温度Ｔを設定温度Ｔｓに保つのに必要なＢＯＧ流量を算出することができる。従って、第１分岐ライン４１にも流量計を設け、この流量計の検出値が算出した必要流量となるように調整弁６を制御してもよい。
　（第２実施形態）
　図２に、本発明の第２実施形態に係る船舶１Ｂを示す。なお、本実施形態および後述する第３実施形態において、第１実施形態と同一構成要素には同一符号を付し、重複した説明は省略する。
　本実施形態では、気液分離器３３が第１気液分離器３３であり、第２供給ライン３における第２分岐ライン４２の分岐点に第２気液分離器４３が設けられている。調整弁６は、第１実施形態と同様に制御される。第２気液分離器４３は、第２供給ライン３に流れるＬＮＧの量が少ない場合に、熱交換器５を通過することによって気液二相状態となったＬＮＧを液相と気相に分離する。一方、第２供給ライン３に流れるＬＮＧの量が多い場合は、第１分岐ライン４１にＢＯＧが流れず、熱交換器５から流出するＬＮＧはほぼ１００％液相であるため、第２気液分離器４３はあまり機能しない。
　第２分岐ライン４２は、第２気液分離器４３で液相と分離された気相を受け入れる。第２分岐ライン４２は、第１気液分離器３３の下流側で第２供給ライン３につながっている。
　さらに、本実施形態では、返送ライン４４が設けられている。返送ライン４４は、第２気液分離器４３と強制気化器３１の間で第２供給ライン３から分岐してタンク１１につながっている。
　第２供給ライン３における返送ライン４４の分岐点には、三方弁７Ｂが設けられている。三方弁７Ｂは、第２供給ライン３の三方弁７Ｂよりも上流側部分を三方弁７Ｂよりも下流側部分と連通させる第１状態と、第２供給ライン３の三方弁７Ｂよりも上流側部分を返送ライン４４と連通させる第２状態との間で切り換えられる。換言すれば、第１状態は、ＬＮＧの強制気化器３１への流入を許可する許可状態であり、第２状態は、ＬＮＧの強制気化器３１への流入を禁止する禁止状態である。すなわち、三方弁７Ｂは、本発明の切換弁に相当する。
　三方弁７Ｂは、制御装置８により制御される。制御装置８は、流量計８１で検出されるＬＮＧの流量Ｑが設定流量Ｑｓよりも大きくなったときに三方弁７Ｂを第１状態（許可状態）に切り換え、流量計８１で検出されるＬＮＧの流量Ｑが設定流量Ｑｓよりも小さくなったときに三方弁７Ｂを第２状態（禁止状態）に切り換える。
　本実施形態でも、第１実施形態と同様に、調整弁６の制御によって、メタン価がほぼ一定のＶＧをガスエンジン１３へ供給することができる。しかも、本実施形態では、三方弁７Ｂおよび第２分岐ライン４２が設けられているので、ＬＮＧの流量が少ない場合には、三方弁７Ｂを第２状態（返送ライン４４にＬＮＧが流れる状態）とすることで、強制気化器３１および冷却器３２を不使用とすることができる。一方、ＬＮＧの流量が多い場合には、三方弁７Ｂを第１状態（返送ライン４４にＬＮＧが流れない状態）とすることで、強制気化器３１および冷却器３２を使用して、十分な量のＶＧをガスエンジン１３へ供給することができる。
　さらに、本実施形態では、三方弁７Ｂが第２状態にあるときには、熱交換器５を通過することによって気液二相状態となったＬＮＧ中の液相（重質分）を返送ライン４４を通じてタンク１１へ戻すことができ、三方弁７Ｂが第１状態にあるときには、強制気化器３１へ気液二相状態のＬＮＧが流入することを防止することができる。
　＜変形例＞
　本発明の切換弁は、必ずしも三方弁７Ｂである必要はなく、返送ライン４４の分岐点と強制気化器３１の間で第２供給ライン３に設けられた開閉弁と、返送ライン４４に設けられた開閉弁という一対の開閉弁で構成されてもよい。
　また、三方弁７Ｂ、返送ライン４４および第２分岐ライン４２は省略されてもよい。この場合には、第２供給ライン３に流れるＬＮＧの流量が少ない場合には、強制気化器３１および冷却器３２の稼働を停止すればよい。
　（第３実施形態）
　図３に、本発明の第３実施形態に係る船舶１Ｃを示す。本実施形態では、ガスエンジン１３が主ガスエンジン１３であり、第２供給ライン３が、主ガスエンジン１３ではなく船内電源用のガス消費器である副ガスエンジン１４へＶＧを導く。図例では、副ガスエンジン１４が１つだけ設けられているが、副ガスエンジン１４は複数設けられてもよい。
　副ガスエンジン１４は、燃料ガス噴射圧が中圧または低圧のレシプロエンジンであり、発電機（図示せず）と連結されている。副ガスエンジン１４は、燃料ガスのみを燃焼させるガス専焼エンジンであってもよいし、燃料ガスと燃料油の一方または双方を燃焼させる二元燃料エンジンであってもよい。
　第２供給ライン３には、気液分離器３３の下流側に加熱器３４が設けられている。加熱器３４は、気液分離器３３を通過したＶＧを副ガスエンジン１４への供給に適した温度に加熱する。
　本実施形態でも、第１実施形態と同様の作用により、メタン価がほぼ一定のＶＧを副ガスエンジン１４へ供給することができる。その他の、三方弁７Ａおよび第２分岐ライン４２等による効果は、第１実施形態と同様である。
　＜変形例＞
　本実施形態と同様に、第２実施形態の第２供給ライン３が副ガスエンジン１４へＶＧを導いてもよい。
　（その他の実施形態）
　本発明は上述した第１～第３実施形態に限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲で種々の変形が可能である。
　例えば、ガスエンジン１３の定格出力によっては、ガスエンジン１３の超高負荷時のみに第２供給ライン３を使用して、少量のＬＮＧを気化させるだけでよい場合がある。この場合には、第２供給ライン３に強制気化器３１および冷却器３２が設けられなくてもよい。つまり、熱交換器５があれば、強制気化器３１および冷却器３２自体が不必要になる場合がある。
　また、熱交換器５でＬＮＧの加熱に用いる流体としては、ＢＯＧ以外にも、例えば船内で生成される窒素（Ｎ2）を用いることが可能である。
　１Ａ～１Ｃ　船舶
　１３　ガスエンジン、主ガスエンジン（ガス消費器）
　１４　副ガスエンジン（ガス消費器）
　２　　第１供給ライン
　２１　圧縮機
　３　　第２供給ライン
　３１　強制気化器
　３２　冷却器
　３３　気液分離器、第１気液分離器
　４１　第１分岐ライン
　４２　第２分岐ライン
　４３　第２気液分離器
　４４　返送ライン
　５　　熱交換器
　６　　調整弁
　７Ａ，７Ｂ　三方弁（切換弁）
　８　　制御装置
　８１　流量計
　８２　温度計
 

Claims (7)

  1. 　推進用のガス消費器と、
    　液化天然ガスを貯留するタンクと、
    　前記タンク内で発生したボイルオフガスを前記ガス消費器へ導く、圧縮機が設けられた第１供給ラインと、
    　前記圧縮機の上流側で前記第１供給ラインに両端が接続された分岐ラインと、
    　前記タンク内から液化天然ガスを取り出し、その液化天然ガスが気化した気化ガスを前記ガス消費器または他のガス消費器へ導く第２供給ラインと、
    　前記第２供給ラインに流れる液化天然ガスと前記分岐ラインに流れるボイルオフガスとの間で熱交換を行う熱交換器と、
    　前記分岐ラインに流れるボイルオフガスの流量を調整する調整弁と、
    　所定条件下で、前記熱交換器から流出する液化天然ガスの温度が設定温度に保たれるように、前記調整弁を制御する制御装置と、
    を備える、船舶。
  2. 　前記所定条件は、前記熱交換器がボイルオフガスによって液化天然ガスを前記設定温度まで加熱可能なときである、請求項１に記載の船舶。
  3. 　前記熱交換器から流出する液化天然ガスの温度を検出する温度計をさらに備え、
    　前記制御装置は、前記所定条件下で、前記温度計で検出される液化天然ガスの温度が前記設定温度に保たれるように、前記調整弁を制御する、請求項１または２に記載の船舶。
  4. 　前記分岐ラインは第１分岐ラインであり、
    　前記熱交換器の下流側で前記第２供給ラインに設けられた強制気化器と、
    　前記強制気化器の下流側で前記第２供給ラインに設けられた冷却器と、
    　前記冷却器の下流側で前記第２供給ラインに設けられた気液分離器と、
    　前記熱交換器と前記強制気化器の間で前記第２供給ラインから分岐して、前記冷却器と前記気液分離器の間または前記気液分離器の下流側で前記第２供給ラインにつながる第２分岐ラインと、
    　液化天然ガスの前記強制気化器への流入を許可する許可状態と液化天然ガスの前記強制気化器への流入を禁止する禁止状態との間で切り換えられる切換弁と、
    をさらに備える、請求項１～３の何れか一項に記載の船舶。
  5. 　前記熱交換器の上流側で前記第２供給ラインに流れる液化天然ガスの流量を検出する流量計をさらに備え、
    　前記制御装置は、前記流量計で検出される液化天然ガスの流量が設定流量よりも大きくなったときに前記切換弁を許可状態に切り換え、前記流量計で検出される液化天然ガスの流量が前記設定流量よりも小さくなったときに前記切換弁を禁止状態に切り換える、請求項４に記載の船舶。
  6. 　前記切換弁は、前記第２供給ラインにおける前記第２分岐ラインの分岐点に設けられた三方弁であり、
    　前記第２分岐ラインは、前記冷却器と前記気液分離器の間で前記第２供給ラインにつながっている、請求項４または５に記載の船舶。
  7. 　前記気液分離器は第１気液分離器であり、
    　前記第２供給ラインにおける前記第２分岐ラインの分岐点に設けられた第２気液分離器と、
    　前記第２気液分離器と前記強制気化器の間で前記第２供給ラインから分岐して前記タンクにつながる返送ラインと、をさらに備え、
    　前記切換弁は、前記第２供給ラインにおける前記返送ラインの分岐点に設けられた三方弁であり、
    　前記第２分岐ラインは、前記第２気液分離器で液相と分離された気相を受け入れ、前記第１気液分離器の下流側で前記第２供給ラインにつながっている、請求項４または５に記載の船舶。
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