JP6461988B2 - 蒸発ガス処理システム - Google Patents

Description

本発明は、蒸発ガス処理システムに関し、より詳細には、船舶または浮遊式構造物のＬＮＧ貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを圧縮する圧縮機と、圧縮された蒸発ガスを圧縮機に取り込まれる蒸発ガスとの熱交換で冷却させる熱交換器と、熱交換器で冷却された蒸発ガスを断熱膨張させる膨張手段と、膨張手段で断熱膨張された蒸発ガスを気液分離し、液化天然ガスをＬＮＧ貯蔵タンクに供給する気液分離器とを含んで蒸発ガスを処理し、バイパスラインを構成することによって、膨張手段の下流から断熱膨張された蒸発ガスを気液分離器の下流に供給できるようにし、システム運用を多様化できる蒸発ガス処理システムに関する。

液化天然ガス（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ、以下、「ＬＮＧ」と言う）は、メタン（ｍｅｔｈａｎｅ）を主成分とする天然ガスを約−１６２℃に冷却して液化させることによって得られる無色透明の液体であって、天然ガスに比べて約１／６００程度の体積を有する。したがって、天然ガスをＬＮＧに液化させて移送する場合、非常に効率的に移送することができ、一例として、ＬＮＧを海上で輸送（運搬）できるＬＮＧ運搬船が使用されている。

天然ガスの液化温度は、常圧で−１６３℃の極低温であるので、ＬＮＧは、その温度が常圧で−１６３℃より少し高くても容易に蒸発する。ＬＮＧ運搬船のＬＮＧ貯蔵タンクの場合は、断熱処理が施されているが、外部の熱がＬＮＧ貯蔵タンクに持続的に伝達されるので、ＬＮＧ運搬船によるＬＮＧの輸送過程でＬＮＧがＬＮＧ貯蔵タンク内で持続的に自然に気化し、ＬＮＧ貯蔵タンク内に蒸発ガス（Ｂｏｉｌ−Ｏｆｆ Ｇａｓ、ＢＯＧ）が発生する。

ＢＯＧは、一種のＬＮＧ損失であって、ＬＮＧの輸送効率において重要な問題であり、ＬＮＧ貯蔵タンク内に蒸発ガスが蓄積されると、ＬＮＧ貯蔵タンク内の圧力が過度に上昇し、タンクが破損する危険があるので、ＬＮＧ貯蔵タンク内で発生するＢＯＧを処理するための多様な方法が研究されている。

最近は、ＢＯＧの処理のために、ＢＯＧを再液化して貯蔵タンクに復帰させる方法、ＢＯＧを船舶のエンジンのエネルギー源として使用する方法などを使用している。そして、余剰のＢＯＧに対しては、ガス燃焼ユニット（Ｇａｓ Ｃｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ、ＧＣＵ）で燃焼させる方法を用いている。

ガス燃焼ユニットは、ＢＯＧをこれ以上活用する必要がない場合、貯蔵タンクの圧力調節のために不可避に余剰のＢＯＧを燃焼するものであって、ＢＯＧが有している化学エネルギーを燃焼によって浪費する結果をもたらすという問題を有する。

ＬＮＧ運搬船の推進システムにおいてメイン推進装置として二重燃料燃焼（Ｄｕａｌ Ｆｕｅｌ、ＤＦ）エンジンを適用する場合、ＬＮＧ貯蔵タンク内で発生する蒸発ガスをＤＦエンジンの燃料として使用することによって蒸発ガスを処理できるが、ＬＮＧ貯蔵タンク内で発生する蒸発ガスの量がＤＦエンジンで船舶の推進に使用される燃料の量を超える場合、ＬＮＧ貯蔵タンクを保護するために蒸発ガスをガス燃焼機に送って焼却させてもよい。

極低温であるＬＮＧは、温度などの外部環境の変化に非常に敏感であり、船舶の運航中にも貨物庫内で持続的に自然に気化するので、相当な量のＢＯＧ（Ｂｏｉｌ Ｏｆｆ Ｇａｓ、蒸発ガス）が発生する。貯蔵容器の内部にＢＯＧが過多になると、これによって容器内の圧力が上昇しながら、容器が内部圧力に耐えられずに爆発する危険があるので、ＢＯＧは、排出させて液化した後で再び貯蔵したり、燃焼させて除去する方式で処理する。船舶で運送する場合、断熱構造を備えたとしても、貯蔵容器内で発生する蒸発ガス（ＢＯＧ）の量は約０．０５ｖｏｌ％／ｄａｙに至り、従来の液化天然ガス運搬船の運航時には１時間当たり４トン（ｔ）〜６トン（ｔ）、１回の運航時には約３００トンの液化天然ガスが蒸発ガス化されることが知られている。

蒸発ガスの再液化のためには、貯蔵タンク内部の蒸発ガスを貯蔵タンクの外部に排出させ、冷凍サイクルを含む再液化装置を通じて再液化させる方法が用いられるが、このとき、蒸発ガスは、超低温に冷却された冷媒、例えば、窒素、混合冷媒などとの熱交換を通じて再液化されて貯蔵タンクに復帰される。このような冷凍サイクルを通じた再液化装置は、運転の複雑性によって全体システムの制御が複雑であり、多くの動力を消耗するという問題を有していた。

このように多量のＢＯＧを液化させるためには複雑な再液化装置と多くのエネルギーを必要とし、ＢＯＧを燃焼させて除去する場合、燃料を使用できずに捨てることになるなどの問題により、貯蔵タンクから発生する蒸発ガスを効率的に処理するためのシステムが必要である。

本発明は、このような問題を解決するためのものであって、船舶または浮遊式構造物のＬＮＧ貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを効率的に処理できるシステムを提供しようとするものである。

本発明の一側面によると、船舶または浮遊式構造物のＬＮＧ貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを圧縮する圧縮機と、前記圧縮機で圧縮された前記蒸発ガスを前記圧縮機に取り込まれる蒸発ガスとの熱交換で冷却させる熱交換器と、前記熱交換器で冷却された前記蒸発ガスを膨張させる膨張手段と、前記膨張手段で膨張された前記蒸発ガスを気液分離し、液化天然ガスを前記ＬＮＧ貯蔵タンクに供給する気液分離器と、前記膨張手段の下流から膨張された前記蒸発ガスを前記気液分離器の下流に供給するバイパスラインと、前記気液分離器で分離された気体状態の前記蒸発ガスを前記ＬＮＧ貯蔵タンクから前記熱交換器に取り込まれる前記蒸発ガスの流れに取り組む再循環ラインと、前記再循環ラインに設けられ、前記熱交換器で冷却された前記蒸発ガスを前記気液分離器で分離された前記蒸発ガスでさらに冷却する冷却器とを備え、前記膨張手段により膨張された二相（ｔｗｏ ｐｈａｓｅ）状態の流体を前記気液分離器に供給するか、または前記気液分離器を迂回して前記ＬＮＧ貯蔵タンクに供給するかを前記バイパスラインにより選択可能としたことを特徴とする蒸発ガス処理システムが提供される。

前記気液分離器の上流に設けられる第１の分離バルブと、前記バイパスラインに設けられる第２の分離バルブとをさらに備えることが好ましい。

前記圧縮機は、圧縮シリンダーと中間冷却器とが交互に設けられる多段圧縮機であり、前記多段圧縮機の一部を経て圧縮された前記蒸発ガスは、第１のエンジンに燃料として供給されることが好ましい。

前記多段圧縮機の全部を経て圧縮された前記蒸発ガスは第２のエンジンに燃料として供給され、前記第１及び第２のエンジンに供給されずに残存する前記蒸発ガスは、前記熱交換器及び膨張手段を経て液化されて前記ＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵されることが好ましい。

前記第１のエンジンは、５ｂａｒ〜２０ｂａｒで圧縮された蒸発ガスを燃料として使用するＤＦエンジンであり、前記第２のエンジンは、１５０ｂａｒ〜４００ｂａｒで圧縮された蒸発ガスを燃料として使用するＭＥ−ＧＩエンジンであることが好ましい。

前記膨張手段は、膨張バルブ（Ｊ−Ｔ ｖａｌｖｅ）または膨張機のうちいずれか一つであることが好ましい。
また、前記圧縮機は蒸発ガスを１５０ｂａｒａ〜４００ｂａｒａで圧縮させることも好ましい。

本発明のシステムは、ＬＮＧ貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを圧縮してエンジン燃料として供給しながら、残存する蒸発ガスは蒸発ガス自体の冷熱を用いて再液化させ得るシステムであって、別途の冷媒システムを必要としないので、初期設置費の負担と設備規模を減少させることができ、維持補修も行い易い。

このように、本システムは、再液化のために多くのエネルギーを消耗する再液化装置を設置しないことによって、再液化のための装置の駆動費用を節減し、効果的な再液化を通じてＧＣＵなどで燃焼で浪費される天然ガスの量を減少させることができ、経済性を高めることができる。

また、本システムは、気液分離器を迂回できるバイパスラインを構成することによって、気液分離器を経ることなく、蒸発ガスをＬＮＧ貯蔵タンクに取り込み、タンク内部の冷熱でフラッシュガス（ｆｌａｓｈ ｇａｓ）状態の蒸発ガスを液化させることもでき、システム運用を多様化することができる。

本発明の好ましい第１の実施例に係る蒸発ガス処理システムの概略的な構成図である。 本発明の好ましい第２の実施例に係る蒸発ガス処理システムの概略的な構成図である。 本発明の好ましい第１の実施例に係る蒸発ガス処理システムが燃料ガス供給システムと共に使用される状態の概略的な構成図である。 本発明の好ましい第３の実施例に係る蒸発ガス処理システムの概略的な構成図である。 本発明の好ましい第４の実施例に係る蒸発ガス処理システムの概略的な構成図である。 本発明の好ましい第５の実施例に係る蒸発ガス処理システムの概略的な構成図である。 本発明の好ましい第６の実施例に係る蒸発ガス処理システムの概略的な構成図である。

本発明と本発明の動作上の利点及び本発明の実施によって達成される目的を十分に理解するためには、本発明の好ましい実施例を例示する添付の図面及び添付の図面に記載した内容を参照しなければならない。

以下、添付の図面を参照して本発明の好ましい実施例を説明することによって、本発明を詳細に説明する。各図面に提示した同一の参照符号は、同一の部材を示す。

一般に、船舶から排出される廃棄ガスのうち、国際海事機関（Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｍａｒｉｔｉｍｅ Ｏｒｇａｎｉｚａｔｉｏｎ）の規制を受けているものは窒素酸化物（ＮＯｘ）と硫黄酸化物（ＳＯｘ）であり、最近は、二酸化炭素（ＣＯ_２）の排出も規制しようとしている。特に、窒素酸化物（ＮＯｘ）と硫黄酸化物（ＳＯｘ）は、１９９７年に海上汚染防止協約（ＭＡＲＰＯＬ；Ｔｈｅ Ｐｒｅｖｅｎｔｉｏｎ ｏｆ Ｍａｒｉｎｅ Ｐｏｌｌｕｔｉｏｎ ｆｒｏｍ Ｓｈｉｐｓ）議定書を通じて提起され、８年という長い年月が過ぎた後、２００５年５月に発効要件を満足し、現在、強制規定に移行されている。

したがって、このような規定を充足させるために、窒素酸化物（ＮＯｘ）の排出量を低減するための多様な方法が紹介されているが、これら方法のうち、ＬＮＧ運搬船などの船舶のための高圧天然ガス噴射エンジン、例えば、ＭＥＧＩエンジンが開発されて使用されている。ＭＥ−ＧＩエンジンは、同級出力のディーゼルエンジンに比べて汚染物質の排出量を、二酸化炭素は２３％、窒素化合物は８０％、硫黄化合物は９５％以上減少させ得る環境にやさしい次世代のエンジンとして脚光を浴びている。

このようなＭＥＧＩエンジンは、ＬＮＧを極低温に耐える貯蔵タンクに貯蔵して運搬するためのＬＮＧ運搬船などの船舶（本明細書において、船舶とは、ＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ ＲＶなどをはじめとして、ＬＮＧ ＦＰＳＯ、ＬＮＧ ＦＳＲＵなどの海上プラントまでも全て含む概念である。）に設置されてもよく、この場合、天然ガスを燃料として使用するようになり、その負荷によってエンジンに対して約１５０ｂａｒａ 〜４００ｂａｒａ（絶対圧力）程度の高圧のガス供給圧力が要求される。

ＭＥＧＩエンジンは、推進のためにプロペラに直結されて使用されてもよく、このために、ＭＥＧＩエンジンは、低速で回転する２行程エンジンからなる。すなわち、ＭＥＧＩエンジンは、低速２行程高圧天然ガス噴射エンジンである。

また、窒素酸化物の排出量を低減するために、ディーゼル油と天然ガスとを混合して燃料として使用するＤＦエンジン（例えば、ＤＦＤＧ；Ｄｕａｌ Ｆｕｅｌ Ｄｉｅｓｅｌ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ）が開発され、推進用や発電用として使用されている。ＤＦエンジンは、オイルと天然ガスとを混合して燃焼したり、オイル及び天然ガスから選ばれた一つのみを燃料として使用できるエンジンであって、オイルのみを燃料として使用する場合に比べると、燃料に含まれた硫黄化合物が少ないので、排気ガス中の硫黄酸化物の含量が少ない。

ＤＦエンジンは、ＭＥＧＩエンジンのように高圧で燃料ガスを供給する必要がなく、約数ｂａｒａ〜数十ｂａｒａ程度に燃料ガスを圧縮して供給すればよい。ＤＦエンジンは、エンジンの駆動力によって発電機を駆動させることによって電力を獲得し、この電力を用いて推進用モーターを駆動させたり、各種装置や設備を運転する。

天然ガスを燃料として供給するとき、ＭＥＧＩエンジンの場合はメタン価を合わせる必要がないが、ＤＦエンジンの場合はメタン価を合わせる必要がある。

ＬＮＧが加熱されると、液化温度が相対的に低いメタン成分が優先的に気化するので、蒸発ガスの場合は、メタン含有量が高いことから、そのままＤＦエンジンに燃料として供給してもよい。しかし、ＬＮＧの場合は、メタン含有量が相対的に低いので、ＤＦエンジンで要求するメタン価より低く、産地によってＬＮＧを構成する炭化水素成分（メタン、エタン、プロパン、ブタンなど）の比率が異なるので、そのまま気化させてＤＦエンジンに燃料として供給するのに適切でない。

メタン価を調節するためには、液化天然ガスを強制的に気化させた後で温度を低下させ、メタンより沸点が高い重炭化水素（ＨＨＣ；ｈｅａｖｙ ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ）成分を液化させて除去してもよい。また、メタン価を調節した後、エンジンで要求する温度条件に合わせてメタン価が調節された天然ガスをさらに加熱してもよい。

以下、添付の図面を参照して本発明の好ましい実施例に対する構成及び作用を詳細に説明する。また、下記の実施例は、多くの他の形態に変形してもよく、本発明の範囲が下記の実施例に限定されることはない。

図１は、本発明の好ましい第１の実施例に係る蒸発ガス処理システムの概略構成図である。

図１は、天然ガスを燃料として使用できる高圧天然ガス噴射エンジン、すなわち、ＭＥＧＩエンジンを設置したＬＮＧ運搬船に本発明の蒸発ガス処理システムが適用された例を示しているが、本発明の蒸発ガス処理システムは、液化ガス貯蔵タンクが設置された全ての種類の船舶、すなわち、ＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ ＲＶなどをはじめとして、ＬＮＧ ＦＰＳＯ、ＬＮＧ ＦＳＲＵなどの海上プラントに適用してもよい。

本発明の第１の実施例に係る蒸発ガス処理システムによると、液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク１１で発生して排出された蒸発ガス（ＮＢＯＧ）は、蒸発ガス供給ラインＬ１に沿って移送されて圧縮機１３で圧縮された後、高圧天然ガス噴射エンジン、例えば、ＭＥＧＩエンジンに供給される。蒸発ガスは、圧縮機１３によって約１５０ｂａｒａ〜４００ｂａｒａ程度の高圧で圧縮された後、高圧天然ガス噴射エンジン、例えば、ＭＥＧＩエンジンに燃料として供給される。

貯蔵タンクは、ＬＮＧなどの液化ガスを極低温状態で貯蔵できるように密封壁及び断熱防壁を備えているが、外部から伝達される熱を完璧に遮断することはできない。それによって、貯蔵タンク内１１では液化ガスの蒸発が持続的に行われ、蒸発ガスの圧力を適正な水準に維持するために蒸発ガス排出ラインＬ１を介して貯蔵タンク１１内部の蒸発ガスを排出させる。

貯蔵タンク１１の内部には、必要時にＬＮＧを貯蔵タンクの外部に排出させるために排出ポンプ１２が設置される。

圧縮機１３は、一つ以上の圧縮シリンダー１４と、圧縮されながら温度が上昇した蒸発ガスを冷却させるための一つ以上の中間冷却器１５とを備えてもよい。圧縮機１３は、例えば、蒸発ガスを約３０１ｂａｒａまで圧縮するように構成されてもよい。図１には、５個の圧縮シリンダー１４及び５個の中間冷却器１５を備える多段圧縮の圧縮機１３が例示されているが、圧縮シリンダーと中間冷却器の個数は必要に応じて変更されてもよい。また、一つの圧縮機内に複数の圧縮シリンダーが配列された構造の他に、複数の圧縮機を直列に連結した構造を有するように変更されてもよい。

圧縮機１３で圧縮された蒸発ガスは、蒸発ガス供給ラインＬ１を介して高圧天然ガス噴射エンジンに供給されるが、高圧天然ガス噴射エンジンで必要とする燃料の必要量に応じて圧縮された蒸発ガスの全部を高圧天然ガス噴射エンジンに供給してもよく、圧縮された蒸発ガスの一部のみを高圧天然ガス噴射エンジンに供給してもよい。

また、本発明の第１の実施例によると、貯蔵タンク１１から排出されて圧縮機１３で圧縮される蒸発ガス（すなわち、貯蔵タンクから排出された蒸発ガス全体）を第１のストリームとしたとき、蒸発ガスの第１のストリームを圧縮した後、第２のストリームと第３のストリームとに分け、第２のストリームは高圧天然ガス噴射エンジンに燃料として供給し、第３のストリームは液化させて貯蔵タンクに復帰させるように構成してもよい。

このとき、第２のストリームは、蒸発ガス供給ラインＬ１を介して高圧天然ガス噴射エンジンに供給され、第３のストリームは、蒸発ガス復帰ラインＬ３を介して貯蔵タンク１１に復帰される。圧縮された蒸発ガスの第３のストリームを液化できるように、蒸発ガス復帰ラインＬ３には熱交換器２１が設置される。熱交換器２１では、圧縮された蒸発ガスの第３のストリームを、貯蔵タンク１１から排出されて圧縮機１３に供給される蒸発ガスの第１のストリームと熱交換させる。

圧縮される前の蒸発ガスの第１のストリームの流量が第３のストリームの流量より多いので、圧縮された蒸発ガスの第３のストリームは、圧縮される前の蒸発ガスの第１のストリームから冷熱の供給を受けて液化される。このように熱交換器２１では、貯蔵タンク１１から排出された直後の極低温の蒸発ガスと圧縮機１３で圧縮された高圧状態の蒸発ガスとを熱交換させ、この高圧状態の蒸発ガスを液化させる。

熱交換器２１で液化された蒸発ガス（ＬＢＯＧ）は、膨張バルブ２２を通過しながら減圧され、気液混合状態で気液分離器２３に供給される。ＬＢＯＧは、膨張バルブ２２を通過しながら約常圧に減圧され得る。液化された蒸発ガスは、気液分離器２３で気体成分と液体成分とに分離され、液体成分、すなわち、ＬＮＧは、蒸発ガス復帰ラインＬ３を介して貯蔵タンク１１に移送され、気体成分、すなわち、蒸発ガスは、蒸発ガス再循環ラインＬ５を介して貯蔵タンク１１から排出され、圧縮機１３に供給される蒸発ガスに合流される。より詳細には、蒸発ガス再循環ラインＬ５は、気液分離器２３の上段から延長され、蒸発ガス供給ラインＬ１で熱交換器２１より上流側に連結される。

以上では、説明の便宜上、熱交換器２１が蒸発ガス復帰ラインＬ３に設置された場合を説明したが、実際に、熱交換器２１では、蒸発ガス供給ラインＬ１を介して移送されている蒸発ガスの第１のストリームと、蒸発ガス復帰ラインＬ３を介して移送されている蒸発ガスの第３のストリームとの間で熱交換が行われているので、熱交換器２１は蒸発ガス供給ラインＬ１に設置されたものでもある。

蒸発ガス再循環ラインＬ５には、他の膨張バルブ２４がさらに設置されてもよく、それによって、気液分離器２３から排出された気体成分は、膨張バルブ２４を通過しながら減圧され得る。また、熱交換器２１で液化されて気液分離器２３に供給される蒸発ガスの第３のストリームと、気液分離器２３で分離されて蒸発ガス再循環ラインＬ５を介して移送される気体成分とを熱交換させ、第３のストリームをさらに冷却させ得るように、蒸発ガス再循環ラインＬ５には冷却器２５が設置される。すなわち、冷却器２５では、高圧液体状態の蒸発ガスを低圧極低温気体状態の天然ガスでさらに冷却させる。

ここで、説明の便宜上、冷却器２５が蒸発ガス再循環ラインＬ５に設置された場合を説明したが、実際に、冷却器２５では、蒸発ガス復帰ラインＬ３を介して移送されている蒸発ガスの第３のストリームと、蒸発ガス再循環ラインＬ５を介して移送されている気体成分との間で熱交換が行われているので、冷却器２５は蒸発ガス復帰ラインＬ３に設置されたものでもある。

一方、貯蔵タンク１１で発生する蒸発ガスの量が高圧天然ガス噴射エンジンで要求する燃料の量より多く、余剰の蒸発ガスが発生すると予想される場合は、圧縮機１３で圧縮された蒸発ガス或いは段階的に圧縮されている途中の蒸発ガスを、蒸発ガス分岐ラインＬ７、Ｌ８を介して分岐させて蒸発ガス消費手段で使用する。蒸発ガス消費手段としては、ＭＥＧＩエンジンに比べて相対的に低い圧力の天然ガスを燃料として使用できるＧＣＵ、ＤＦＤＧ（ＤＦ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ）、ガスタービンなどを使用してもよい。

以上説明した本発明の第１の実施例に係る蒸発ガス処理システム及び処理方法によると、ＬＮＧ運搬船の貨物（すなわち、ＬＮＧ）の運搬時に発生する蒸発ガスを、エンジンの燃料として使用したり、再液化させて再び貯蔵タンクに復帰させて貯蔵できるので、ＧＣＵなどで消耗して捨てられる蒸発ガスの量を減少させることが可能になり、窒素などの別途の冷媒を使用する再液化装置を設置せずに、蒸発ガスを再液化して処理できる。

また、本発明の第１の実施例に係る蒸発ガス処理システム及び処理方法によると、別途の冷媒を使用する再液化装置（すなわち、窒素冷媒冷凍サイクルや混合冷媒冷凍サイクルなど）を設置する必要がないので、冷媒を供給及び貯蔵するための設備をさらに設置する必要がなく、全体のシステムを構成するための初期設置費と運用費用を節減することができる。

図２は、本発明の好ましい第２の実施例に係る蒸発ガス処理システムの概略構成図である。

第２の実施例に係る蒸発ガス処理システムは、ＭＥＧＩエンジンやＤＦジェネレーターなどで要求する蒸発ガスの量が自然に発生する蒸発ガスの量より多い場合、ＬＮＧを強制的に気化させて使用できるように構成されるという点で第１の実施例の蒸発ガス処理システムと相違している。以下では、第２の実施例の蒸発ガス処理システムと第１の実施例の蒸発ガス処理システムとの相違点をより詳細に説明する。

本発明の第２の実施例に係る蒸発ガス処理システムによると、液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク１１で発生して排出された蒸発ガス（ＮＢＯＧ）は、蒸発ガス供給ラインＬ１に沿って移送されて圧縮機１３で圧縮された後、高圧天然ガス噴射エンジン、例えば、ＭＥＧＩエンジンに供給されたり、圧縮機１３で多段圧縮される途中でＤＦエンジン（ＤＦジェネレーター）に供給されて燃料として使用されるという点においては第１の実施例と同様である。

ただし、第２の実施例の蒸発ガス処理システムは、高圧天然ガス噴射エンジンとＤＦエンジンで要求する燃料としての蒸発ガスの量が貯蔵タンク１１で自然に発生する蒸発ガスの量より多い場合、貯蔵タンク１１に貯蔵されたＬＮＧを強制気化器３１で気化させて圧縮機１３に供給できるように強制気化ラインＬ１１を備えている。

第２の実施例のように強制気化ラインＬ１１を備えると、貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧの量が少ないことから、蒸発ガスの発生量が少ない場合や各種エンジンで要求する燃料としての蒸発ガスの量が自然に発生する蒸発ガスの量より多い場合にも安定して燃料を供給できるようになる。

図３は、本発明に係る蒸発ガス処理システムがエンジンに対して燃料を供給するための燃料ガス供給システムと共に使用される状態を示した概略構成図である。

図３は、図１に示した本発明の第１の実施例に係る蒸発ガス処理システムが燃料ガス供給システムと結合された状態を示しているが、第２の実施例に係る蒸発ガス処理システムが燃料ガス供給システムと結合されて使用され得ることは当然である。

図３に示した本発明の船舶用燃料ガス供給システムは、主エンジンとして高圧天然ガス噴射エンジン、例えば、ＭＥＧＩエンジンを備え、副エンジンとしてＤＦエンジン（ＤＦ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ；ＤＦＤＧ）を備える。通常、主エンジンは、船舶の運航のために推進用として使用され、副エンジンは、船舶の内部に設置された各種装置及び設備に電力を供給するために発電用として使用されるが、本発明が主エンジンと副エンジンの用途によって限定されることはない。主エンジンと副エンジンは、それぞれ複数設置されてもよい。

本発明に係る船舶用燃料ガス供給システムは、各エンジン（すなわち、主エンジンであるＭＥＧＩエンジンと副エンジンであるＤＦエンジン）に対して貯蔵タンク１１に収容されている天然ガス（すなわち、気体状態のＢＯＧと液体状態のＬＮＧ）を燃料として供給できるように構成される。

気体状態のＢＯＧを燃料ガスとして供給するために、本発明の燃料ガス供給システムは、貯蔵タンク１１に収容されているＢＯＧを主エンジンに供給する蒸発ガス供給ラインとしてのＢＯＧ主供給ラインＬ１と、このＢＯＧ主供給ラインＬ１から分岐され、ＢＯＧを副エンジンに供給するＢＯＧ副供給ラインＬ８とを備える。ＢＯＧ主供給ラインＬ１は、図１及び図２での蒸発ガス供給ラインＬ１と同一の構成であるが、図３を参照した説明では、ＤＦエンジンに対する蒸発ガス供給ライン（すなわち、ＢＯＧ副供給ラインＬ８）との区別のためにＢＯＧ主供給ラインＬ１と称する。

また、液体状態のＬＮＧを燃料ガスとして供給するために、本発明の燃料ガス供給システムは、貯蔵タンク１１に収容されているＬＮＧを主エンジンに供給するＬＮＧ主供給ラインＬ２３と、このＬＮＧ主供給ラインＬ２３から分岐され、ＬＮＧを副エンジンに供給するＬＮＧ副供給ラインＬ２４とを備える。

本発明によると、ＢＯＧ主供給ラインＬ１にはＢＯＧを圧縮するための圧縮機１３が設置され、ＬＮＧ主供給ラインＬ２３には、ＬＮＧを圧縮するための高圧ポンプ４３が設置される。

液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク１１で発生してＢＯＧ排出バルブ４１を介して排出された蒸発ガス（ＮＢＯＧ）は、ＢＯＧ主供給ラインＬ１に沿って移送されて圧縮機１３で圧縮された後、高圧天然ガス噴射エンジン、例えば、ＭＥＧＩエンジンに供給される。蒸発ガスは、圧縮機１３によって約１５０ｂａｒａ〜４００ｂａｒａ程度の高圧で圧縮された後、高圧天然ガス噴射エンジンに供給される。

貯蔵タンクは、ＬＮＧなどの液化ガスを極低温状態で貯蔵できるように密封壁及び断熱防壁を備えているが、外部から伝達される熱を完璧に遮断することはできない。それによって、貯蔵タンク１１内では液化ガスの蒸発が持続的に行われ、蒸発ガスの圧力を適正な水準に維持するために貯蔵タンク１１内部の蒸発ガスを排出させる。

圧縮機１３は、一つ以上の圧縮シリンダー１４と、圧縮されながら温度が上昇した蒸発ガスを冷却させるための一つ以上の中間冷却器１５とを備えてもよい。圧縮機１３は、例えば、蒸発ガスを約３０１ｂａｒａまで圧縮するように構成されてもよい。図１には、５個の圧縮シリンダー１４及び５個の中間冷却器１５を含む多段圧縮の圧縮機１３が例示されているが、圧縮シリンダー及び中間冷却器の個数は必要に応じて変更されてもよい。また、一つの圧縮機内に複数の圧縮シリンダーが配列された構造の他に、複数の圧縮機を直列に連結した構造を有するように変更されてもよい。

圧縮機１３で圧縮された蒸発ガスは、ＢＯＧ主供給ラインＬ１を介して高圧天然ガス噴射エンジンに供給されるが、高圧天然ガス噴射エンジンで必要とする燃料の必要量に応じて圧縮された蒸発ガスの全部を高圧天然ガス噴射エンジンに供給してもよく、圧縮された蒸発ガス中の一部のみを高圧天然ガス噴射エンジンに供給してもよい。

副エンジンであるＤＦエンジンに燃料ガスを供給するためのＢＯＧ副供給ラインＬ８は、ＢＯＧ主供給ラインＬ１から分岐される。より詳細には、ＢＯＧ副供給ラインＬ８は、圧縮機１３で多段圧縮されている途中の蒸発ガスを分岐できるようにＢＯＧ主供給ラインＬ１から分岐される。図１には、２段圧縮されたＢＯＧを分岐させ、その一部をＢＯＧ副供給ラインＬ８を介して副エンジンに供給する場合を示している。

副エンジンであるＤＦエンジン（例えば、ＤＦＤＧ）は、要求圧力がＭＥＧＩエンジンに比べて低いので、圧縮機１３の後段で高圧に圧縮された状態のＢＯＧを分岐する場合は、ＢＯＧの圧力を再び低下させた後で副エンジンに供給しなければならないので非効率的であり得る。

上述したように、ＬＮＧが加熱されると、液化温度が相対的に低いメタン成分が優先的に気化するので、蒸発ガスの場合は、メタン含有量が高いことから、そのままＤＦエンジンに燃料として供給されてもよい。したがって、ＢＯＧ主供給ライン及びＢＯＧ副供給ラインには、メタン価調節のための装置を別途に設置する必要がない。

一方、貯蔵タンク１１で発生する蒸発ガスの量が主エンジンと副エンジンで要求する燃料の量より多く、余剰の蒸発ガスが発生すると予想される場合は、本発明の蒸発ガス処理システムを通じて蒸発ガスを再液化させて貯蔵タンクに復帰させてもよい。

再液化容量を超える蒸発ガスが発生する場合は、圧縮機１３で圧縮された蒸発ガス或いは段階的に圧縮されている途中の蒸発ガスを、蒸発ガス分岐ラインＬ７を介して分岐させてＢＯＧ消費手段で使用してもよい。蒸発ガス消費手段としては、ＭＥＧＩエンジンに比べて相対的に低い圧力の天然ガスを燃料として使用できるＧＣＵ、ガスタービンなどを使用してもよい。蒸発ガス分岐ラインＬ７は、図３に示したように、ＢＯＧ副供給ラインＬ８から分岐されることが好ましい。

圧縮機１３で圧縮された後、蒸発ガス供給ラインＬ１を介して高圧天然ガス噴射エンジンに供給される蒸発ガスの少なくとも一部を蒸発ガス復帰ラインＬ３を介して処理、すなわち、再液化させて貯蔵タンク１１に復帰させる過程は、図１及び図２を参照して既に説明したので、それについての詳細な説明は省略する。

ＬＮＧ主供給ラインＬ２３には、貯蔵タンク１１の内部に設置され、ＬＮＧを貯蔵タンク１１の外部に排出させるための排出ポンプ１２と、この排出ポンプ１２で１次的に圧縮されたＬＮＧをＭＥＧＩエンジンで要求する圧力まで２次的に圧縮させるための高圧ポンプ４３とが設置されている。排出ポンプ１２は、各貯蔵タンク１１の内部に一つずつ設置されてもよい。高圧ポンプ４３は、図３には一つのみが示されているが、必要に応じて複数の高圧ポンプが並列に連結されて使用されてもよい。

上述したように、ＭＥＧＩエンジンで要求する燃料ガスの圧力は１５０ｂａｒａ〜４００ｂａｒａ（絶対圧力）程度の高圧である。本明細書において、「高圧」とは、ＭＥＧＩエンジンで要求する１５０ｂａｒａ〜４００ｂａｒａ（絶対圧力）程度の圧力を意味する。

液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク１１から排出ポンプ１２を介して排出されたＬＮＧは、ＬＮＧ主供給ラインＬ２３に沿って移送されて高圧ポンプ４３に供給される。続いて、ＬＮＧは、高圧ポンプ４３で高圧に圧縮された後、気化器４４に供給されて気化する。気化したＬＮＧは、燃料として高圧天然ガス噴射エンジン、例えば、ＭＥＧＩエンジンに供給される。ＭＥＧＩエンジンで要求する圧力は超臨界状態であるので、高圧に圧縮されたＬＮＧは、気体でもなく液体でもない状態である。したがって、気化器４４で高圧に圧縮されたＬＮＧを気化させるという表現は、超臨界状態であるＬＮＧの温度をＭＥＧＩエンジンで要求する温度まで上昇させることを意味する。

副エンジンであるＤＦエンジンに燃料ガスを供給するためのＬＮＧ副供給ラインＬ２４は、ＬＮＧ主供給ラインＬ２３から分岐される。より詳細には、ＬＮＧ副供給ラインＬ２４は、高圧ポンプ４３で圧縮される前のＬＮＧを分岐できるようにＬＮＧ主供給ラインＬ２３から分岐される。

ＬＮＧ副供給ラインＬ２４には、気化器４５と、気液分離器４６と、ヒーター４７とが設置され、燃料として供給されるＬＮＧのメタン価及び温度をＤＦエンジンで要求する値に調節することができる。

上述したように、ＬＮＧの場合は、メタン含有量が相対的に低いので、ＤＦエンジンで要求するメタン価より低く、産地によってＬＮＧを構成する炭化水素成分（メタン、エタン、プロパン、ブタンなど）の比率が異なるので、そのまま気化させて燃料としてＤＦエンジンに供給するのに適切でない。

メタン価を調節するために、ＬＮＧは、気化器４５で加熱されて部分的に気化する。部分的に気化し、気体状態（すなわち、天然ガス）と液体状態（すなわち、ＬＮＧ）とが混合された状態である燃料ガスは、気液分離器４６に供給され、気体と液体とに分離される。発熱量が高い重炭化水素（ＨＨＣ）成分の沸点が相対的に高いので、部分的に気化した燃料ガスにおいて気化せずに残存している液体状態のＬＮＧにおいては、重炭化水素成分の比率が相対的に高くなる。したがって、気液分離器４６で液体成分を分離することによって、すなわち、重炭化水素成分を分離することによって、燃料ガスのメタン価は高くなり得る。

ＬＮＧに含有された炭化水素成分の比率とエンジンで要求するメタン価などを勘案して、適切なメタン価を得るために気化器４５での加熱温度が調節され得る。気化器４５での加熱温度は、約−８０℃〜−１２０℃の範囲内で定められてもよい。気液分離器４６で燃料ガスから分離された液体成分は、液体成分復帰ラインＬ５を介して貯蔵タンク１１に復帰される。蒸発ガス処理システムの蒸発ガス復帰ラインＬ３と燃料ガス供給システムの液体成分復帰ラインＬ２５は、合流された後で貯蔵タンク１１まで延長されてもよい。

メタン価が調節された燃料ガスは、ＬＮＧ副供給ラインＬ２４を介してヒーター４７に供給され、副エンジンで要求する温度にさらに加熱された後、副エンジンに燃料として供給される。例えば、副エンジンがＤＦＤＧである場合、一般に、要求されるメタン価は８０以上である。例えば、Ｇｅｎｅｒａｌ ＬＮＧ（通常、メタン：８９．６％、窒素：０．６％）の場合、重炭化水素成分を分離する前のメタン価は７１．３であり、そのときのＬＨＶ（ｌｏｗｅｒ ｈｅａｔｉｎｇ ｖａｌｕｅ）は４８，８７２．８ｋＪ／ｋｇ（１ ａｔｍ、飽和蒸気（ｓａｔｕｒａｔｅｄ ｖａｐｏｒ）基準）である。このＧｅｎｅｒａｌ ＬＮＧを７ｂａｒａに加圧した後、−１２０℃まで加熱して重炭化水素成分を除去すると、メタン価は９５．５と高くなり、そのときのＬＨＶは４９，２６５．６ｋＪ／ｋｇである。

本発明によると、各エンジン（主エンジン及び副エンジン）に燃料ガスを供給する経路が２個からなる。すなわち、燃料ガスは、圧縮機１３を通じて圧縮された後でエンジンに供給されてもよく、高圧ポンプ４３を通じて圧縮された後でエンジンに供給されてもよい。

特に、ＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ ＲＶなどの船舶は、ＬＮＧを生産地から消費地に輸送するために使用されるので、生産地から消費地に運航するときは、貯蔵タンクにＬＮＧを一杯に積載した状態（Ｌａｄｅｎ）で運航し、ＬＮＧを荷役した後で再び生産地に戻るときは、貯蔵タンクがほとんど空のバラスト状態（Ｂａｌｌａｓｔ）で運航する。積載状態では、ＬＮＧの量が多いことから相対的に蒸発ガスの発生量も多く、バラスト状態では、ＬＮＧの量が少ないことから相対的に蒸発ガスの発生量も少ない。

貯蔵タンクの容量及び外部温度などの条件によって多少の差があるが、例えば、ＬＮＧの貯蔵タンクの容量が約１３０，０００ｍ^３〜３５０，０００ｍ^３である場合に発生する蒸発ガスの量は、積載状態では約３ｔｏｎ／ｈ〜４ｔｏｎ／ｈで、バラスト状態では約０．３ｔｏｎ／ｈ〜０．４ｔｏｎ／ｈである。また、各エンジンで要求する燃料ガスの量は、ＭＥＧＩエンジンの場合は約１ｔｏｎ／ｈ〜４ｔｏｎ／ｈ（平均約１．５ｔｏｎ／ｈ）で、ＤＦエンジン（ＤＦＤＧ）の場合は約０．５ｔｏｎ／ｈである。一方、最近は、貯蔵タンクの断熱性能が向上すると共にＢＯＲ（Ｂｏｉｌ Ｏｆｆ Ｒａｔｅ）が漸次低下している趨勢にあるので、ＢＯＧの発生量も減少する趨勢にある。

したがって、本発明の燃料ガス供給システムのように、圧縮機ライン（すなわち、図３でのＬ１及びＬ８）と高圧ポンプライン（すなわち、図３でのＬ２３及びＬ２４）が共に備えられている場合、蒸発ガスの発生量が多い積載状態では圧縮機ラインを介して各エンジンに燃料ガスを供給し、蒸発ガスの発生量が少ないバラスト状態では高圧ポンプラインを介して各エンジンに燃料ガスを供給することが好ましい。

一般に、ＭＥＧＩエンジンで要求する１５０ｂａｒａ〜４００ｂａｒａ（絶対圧力）程度の高圧まで圧縮機によって気体（ＢＯＧ）を圧縮するために必要なエネルギーは、ポンプによって液体（ＬＮＧ）を圧縮するために必要なエネルギーより相当多く、高圧で気体を圧縮するための圧縮機は相当高価であり、体積も多く占めるので、圧縮機ラインを使用せずに高圧ポンプラインのみを使用することが経済的であると考えられる。例えば、多段で構成された一セットの圧縮機を駆動させ、ＭＥ−ＧＩエンジンに燃料を供給するためには２ＭＷの電力が消費されるが、高圧ポンプを使用すると１００ｋＷの電力のみが消費される。しかし、積載状態で高圧ポンプラインのみを使用して各エンジンに燃料ガスを供給する場合、貯蔵タンクで持続的に発生するＢＯＧを処理するためにＢＯＧを再液化させるための再液化装置が必要であり、この再液化装置で消耗するエネルギーを共に考慮すると、圧縮機ラインと高圧ポンプラインを共に設置し、積載状態では圧縮機ラインを介して燃料ガスを供給し、バラスト状態では高圧ポンプラインを介して燃料ガスを供給することが有利である。

一方、バラスト状態のように、貯蔵タンクで発生する蒸発ガスの量がＭＥ−ＧＩエンジンで要求する燃料の量に及ばない場合、多段圧縮機で蒸発ガスをＭＥ−ＧＩエンジンで要求する高圧まで圧縮せず、多段圧縮される途中でＢＯＧ分岐ラインＬ７を介して蒸発ガスを分岐させてＤＦエンジンで燃料として使用することが効率的であり得る。すなわち、例えば、５段圧縮機のうち２段の圧縮シリンダーのみを経て蒸発ガスをＤＦエンジンに供給する場合、残りの３段の圧縮シリンダーは空回転する。５段圧縮機全体を駆動させることによって蒸発ガスを圧縮させる場合に要求される電力が２ＭＷである一方、２段までを使用し、残りの３段を空回転させる場合に要求される電力は６００ｋＷであり、高圧ポンプを通じてＭＥ−ＧＩエンジンに燃料を供給する場合に要求される電力は１００ｋＷである。そのため、バラスト状態のように、ＢＯＧ発生量がＭＥ−ＧＩエンジンでの燃料必要量より少ない場合は、ＢＯＧはＤＦエンジンなどで全量消費し、高圧ポンプを通じてＬＮＧを燃料として供給することがエネルギー効率の面で有利である。

しかし、必要に応じて、ＢＯＧ発生量がＭＥ−ＧＩエンジンでの燃料必要量より少ない場合にも、圧縮機を通じてＢＯＧをＭＥ−ＧＩエンジンに燃料として供給しながら不足な量だけＬＮＧを強制的に気化させて供給してもよい。一方、バラスト状態ではＢＯＧの発生量が少ないので、ＢＯＧを発生するたびに排出させて消費する代わりに、貯蔵タンクが一定の圧力に到達するまでＢＯＧを排出せずに集めておいてから間欠的に排出させ、ＤＦエンジン或いはＭＥ−ＧＩエンジンに燃料として供給してもよい。

また、装備の修理及び交替が容易でない船舶では、非常時を勘案して、重要な設備を２個ずつ設置することが要求される（ｒｅｄｕｎｄａｎｃｙ；すなわち、２元化設計）。すなわち、船舶では、主設備と同一の機能を行える余分の設備を設置し、主設備の正常作動時には余分の設備を待機状態に置き、主構成装備の故障時にその機能を受け継いで行えるように、重要な設備を重複的に設計することが要求される。２元化設計が要求される設備としては、主に、回転駆動される設備、例えば、圧縮機やポンプなどを挙げることができる。

このように、船舶には、普段は使用されないと共に、２元化要求条件のみを満足させるために各種設備が二重で設置される必要があるが、２個の圧縮機ラインを使用する燃料ガス供給システムは、圧縮機の設置に多くの費用と空間を要し、使用時に多くのエネルギーを消耗するという問題を有し、２個の高圧ポンプラインを使用する燃料ガス供給システムは、蒸発ガスの処理（すなわち、再液化）に多くのエネルギーを消耗するという問題を有し得る。それに比べて、一つの圧縮機ラインと一つの高圧ポンプラインを共に設置した本発明の燃料ガス供給システムは、いずれか一方の供給ラインに問題が発生したとしても、他方の供給ラインを介して正常な運航を継続することができ、高価の圧縮機の使用を控えながら蒸発ガスの発生量に応じて最適の燃料ガス供給方式を適宜選択して運用することができ、最初の建造時の費用はもちろん、運用費用も節減できるようになる。

図３に示したように、本発明によって蒸発ガス処理システムと燃料ガス供給システムとが結合された場合、ＬＮＧ運搬船の貨物（すなわち、ＬＮＧ）運搬時に発生する蒸発ガスを、エンジンの燃料として使用したり、再液化させて再び貯蔵タンクに復帰させて貯蔵できるので、ＧＣＵなどで消耗して捨てられる蒸発ガスの量を減少させることが可能になり、窒素などの別途の冷媒を使用する再液化装置を設置せずに、蒸発ガスを再液化して処理できるようになる。

本発明によると、貯蔵タンクの容量が増加すると共に蒸発ガスの発生量が多くなり、エンジンの性能が改善され、必要な燃料の量は減少する最近の趨勢にもかかわらず、エンジンの燃料として使用せずに残存する蒸発ガスは、再液化させて再び貯蔵タンクに復帰させ得るので、蒸発ガスの浪費を防止できるようになる。

特に、本発明に係る蒸発ガス処理システム及び処理方法によると、別途の冷媒を使用する再液化装置（すなわち、窒素冷媒冷凍サイクルや混合冷媒冷凍サイクルなど）が設置される必要がないので、冷媒を供給及び貯蔵するための設備をさらに設置する必要がなく、全体システムを構成するための初期設置費と運用費用を節減することができる。

図４は、本発明の第３の実施例に係る蒸発ガス処理システムを示し、図５は、第３の実施例で再循環ラインに冷却器が追加された第４の実施例を概略的に示す。図６は、本発明の第５の実施例の蒸発ガス処理システムを示し、図７は、第５の実施例で再循環ラインＲＬに冷却器が追加された第６の実施例を概略的に示す。

本発明の後述する蒸発ガス処理のための各システムは、液化ガス貯蔵タンクが設置された全ての種類の海上構造物、すなわち、ＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ ＲＶなどの船舶をはじめとして、ＬＮＧ ＦＰＳＯ、ＬＮＧ ＦＳＲＵなどの海上プラントに適用してもよい。

図４に示したように、本発明の第３の実施例の蒸発ガス処理システムは、船舶または浮遊式構造物のＬＮＧ貯蔵タンクＴで発生する蒸発ガスを圧縮し、船舶または浮遊式構造物のエンジンに供給する燃料供給ラインＬ１と、圧縮された蒸発ガスを分岐し、これをＬＮＧ貯蔵タンクＴで発生して圧縮される蒸発ガスと熱交換させて冷却し、断熱膨張で液化させる液化ラインＬ２とを含む。

ＬＮＧ貯蔵タンクＴは、ＬＮＧなどの液化ガスを極低温状態で貯蔵できるように密封壁及び断熱防壁を備えているが、外部から伝達される熱を完璧に遮断することはできない。それによって、貯蔵タンク内では液化ガスの蒸発が持続的に行われ、蒸発ガスの圧力を適正な水準に維持するために配管を介して貯蔵タンク内部の蒸発ガスを排出させ、排出された蒸発ガス（ＮＢＯＧ）は、燃料供給ラインＬ１に沿って移送されて圧縮された後、高圧天然ガス噴射エンジンＥ１、Ｅ２に供給される。

エンジンに供給される蒸発ガスを圧縮するために、燃料供給ラインＬ１には圧縮機１００が構成される。圧縮機１００は、圧縮シリンダーと中間冷却器とが交互に設けられる多段圧縮機として構成されてもよい。図面には、５個の圧縮シリンダーと５個の中間冷却器とが交互に設けられた多段圧縮機１００を示した。

本実施例の船舶または浮遊式構造物には、多段圧縮機１００の一部を経て圧縮された蒸発ガスを燃料として使用する第１のエンジンＥ１と、多段圧縮機１００の全部を経て圧縮された蒸発ガスを燃料として使用する第２のエンジンＥ２とが設けられる。

第１のエンジンＥ１は、５ｂａｒ〜２０ｂａｒで圧縮された蒸発ガスを燃料として使用できるＤＦエンジンで、第２のエンジンＥ２は、１５０ｂａｒ〜４００ｂａｒで圧縮された蒸発ガスを燃料として使用できるＭＥ−ＧＩエンジンであってもよい。

エンジンで必要とする燃料の必要量と蒸発ガスの発生量に応じて、圧縮された蒸発ガス全部をエンジンに供給してもよい。しかし、エンジンの燃料必要量より蒸発ガス発生量が多い場合もあるので、本実施例は、蒸発ガスを処理するために液化ラインＬ２を構成し、第１及び第２のエンジンＥ１、Ｅ２に燃料として供給されずに残存する蒸発ガスを熱交換器２００及び膨張手段３００を経て液化させてＬＮＧ貯蔵タンクＴに貯蔵する。

液化ラインＬ２と燃料供給ラインＬ１との交差地点に熱交換器２００を設け、圧縮機１００で圧縮された蒸発ガスを圧縮機１００に取り込まれる蒸発ガスとの熱交換で冷却させる。熱交換器２００では、圧縮機１００で圧縮された高圧状態の蒸発ガスを、ＬＮＧ貯蔵タンクＴから排出された直後の極低温である蒸発ガスと熱交換させ、高圧状態の蒸発ガスを液化させる。このように、本実施例は、別途の冷媒システムを用いることなく、ＬＮＧ貯蔵タンクＴで発生した蒸発ガス自体の冷熱で蒸発ガスを液化できる。

液化ラインＬ２には、熱交換器２００で冷却された蒸発ガスを断熱膨張させる膨張手段３００と、膨張手段３００で断熱膨張された蒸発ガスを気液分離し、液化天然ガスをＬＮＧ貯蔵タンクＴに供給する気液分離器４００とを設ける。熱交換器２００で冷却で液化された蒸発ガス（ＬＢＯＧ）は、膨張手段３００を通過しながら減圧され、気液混合状態で気液分離器４００に供給される。

膨張手段３００は、例えば、膨張バルブ（Ｊ−Ｔ ｖａｌｖｅ）または膨張機であってもよい。ＬＢＯＧは、膨張手段３００を通過しながら約常圧に減圧され得る。

減圧後、気液混合状態のＬＢＯＧは、気液分離器４００で気体成分と液体成分とに分離され、液体成分、すなわち、ＬＮＧは復帰ラインＬ３を介してＬＮＧ貯蔵タンクＴに移送され、気体成分、すなわち、蒸発ガスは、再循環ラインＲＬを介して貯蔵タンクから排出され、熱交換器２００及び圧縮機１００に供給される蒸発ガスの流れに合流される。再循環ラインＲＬには、気液分離器４００で分離された蒸発ガスを減圧できる膨張バルブＶ４がさらに設けられてもよい。復帰ラインＬ３には、配管開閉のための分離バルブＶ３が設けられてもよい。

このとき、本実施例は、液化ラインＬ２でバイパスラインＢＬを分岐させ、膨張手段３００の下流から断熱膨張された蒸発ガスを気液分離器４００の下流に供給できるようにし、システムの運用を多様化できる。このために、液化ラインＬ２で気液分離器４００の上流には第１の分離バルブＶ１が設けられ、バイパスラインＢＬには第２の分離バルブＶ２が設けられる。

バイパスラインＢＬを構成することによって、断熱膨張されたＬＢＯＧは、二相（ｔｗｏ ｐｈａｓｅ）状態で気液分離器４００を経て気液分離されてもよく、気液分離器４００を経ずにバイパスラインＢＬを介して復帰ラインＬ３に供給され、ＬＮＧ貯蔵タンクＴに供給されることによって貯蔵タンク内部の冷熱でさらに液化されてもよい。

ＬＮＧ貯蔵タンクＴで発生する蒸発ガスの量がエンジンで要求する燃料の量と液化させ得る量より多く、余剰の蒸発ガスが発生すると予想される場合は、圧縮機１００で圧縮された蒸発ガス或いは段階的に圧縮されている途中の蒸発ガスを蒸発ガス消費手段Ｇに供給してもよい。蒸発ガス消費手段Ｇとしては、例えば、ＧＣＵ、ＤＦジェネレーター、ガスタービンなどを使用してもよい。

図５の第４の実施例は、第３の実施例の再循環ラインＲＬに冷却器５００をさらに設け、熱交換器２００で冷却された蒸発ガスを、断熱膨張の前に気液分離器４００で分離された蒸発ガスでさらに冷却できる。熱交換器２００を経た高圧液体状態の蒸発ガスを、気液分離器４００で分離された低圧極低温気体状態の天然ガスとの熱交換でさらに冷却させ得るように再循環ラインと液化ラインＬ２との交差地点に冷却器５００を設ける点を除いては、上述した実施例と類似するので、重複する説明は省略する。

図６の第５の実施例は、第３の実施例とは異なり、圧縮機で圧縮中の蒸発ガスを受け取る第１のエンジンＥ１ａのみが設けられ、圧縮機１００ａ全部を経て圧縮された蒸発ガスを再液化できるように構成したシステムである。このようなシステムは、蒸発ガスの再液化量を増加させることができる。異なる圧力のガスを受け取る複数のエンジンが設けられた第１及び第２の実施例とは異なり、単一の圧力のガスを消費するエンジンＥ１ａが設けられ、圧縮機１００ａ全部を経て圧縮された蒸発ガスはエンジンに供給されずに再液化される。上述した実施例と重複する説明は省略する。

図７の第６の実施例は、第５の実施例の再循環ラインＲＬａに冷却器５００ａをさらに設け、熱交換器２００ａで冷却された蒸発ガスを、断熱膨張の前に気液分離器４００ａで分離された蒸発ガスでさらに冷却できるようにしたシステムであって、同様に、上述した実施例と重複する説明は省略する。

このように、本発明は、上述した実施例に限定されるものではなく、本発明の思想及び範囲から逸脱しない範囲で多様に修正及び変形可能であることは、この技術の分野で通常の知識を有する者にとって自明である。したがって、そのような修正例または変形例は、本発明の特許請求の範囲に属するものと言えるだろう。

Claims (7)

1. 船舶または浮遊式構造物のＬＮＧ貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを圧縮する圧縮機と、前記圧縮機で圧縮された前記蒸発ガスを前記圧縮機に取り込まれる蒸発ガスとの熱交換で冷却させる熱交換器と、前記熱交換器で冷却された前記蒸発ガスを膨張させる膨張手段と、前記膨張手段で膨張された前記蒸発ガスを気液分離し、液化天然ガスを前記ＬＮＧ貯蔵タンクに供給する気液分離器と、前記膨張手段の下流から膨張された前記蒸発ガスを前記気液分離器の下流に供給するバイパスラインと、前記気液分離器で分離された気体状態の前記蒸発ガスを前記ＬＮＧ貯蔵タンクから前記熱交換器に取り込まれる前記蒸発ガスの流れに取り組む再循環ラインと、前記再循環ラインに設けられ、前記熱交換器で冷却された前記蒸発ガスを前記気液分離器で分離された前記蒸発ガスでさらに冷却する冷却器とを備え、
   前記膨張手段により膨張された二相（ｔｗｏ ｐｈａｓｅ）状態の流体を前記気液分離器に供給するか、または前記気液分離器を迂回して前記ＬＮＧ貯蔵タンクに供給するかを前記バイパスラインにより選択可能としたことを特徴とする蒸発ガス処理システム。
2. 前記気液分離器の上流に設けられる第１の分離バルブと、前記バイパスラインに設けられる第２の分離バルブとをさらに備えることを特徴とする請求項１に記載の蒸発ガス処理システム。
3. 前記圧縮機は、圧縮シリンダーと中間冷却器とが交互に設けられる多段圧縮機であり、前記多段圧縮機の一部を経て圧縮された前記蒸発ガスは、第１のエンジンに燃料として供給されることを特徴とする請求項１に記載の蒸発ガス処理システム。
4. 前記多段圧縮機の全部を経て圧縮された前記蒸発ガスは、第２のエンジンに燃料として供給され、前記第１及び第２のエンジンに供給されずに残存する前記蒸発ガスは、前記熱交換器及び前記膨張手段を経て液化されて前記ＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵されることを特徴とする請求項３に記載の蒸発ガス処理システム。
5. 前記第１のエンジンは、５ｂａｒ〜２０ｂａｒで圧縮された蒸発ガスを燃料として使用するＤＦエンジンで、前記第２のエンジンは、１５０ｂａｒ〜４００ｂａｒで圧縮された蒸発ガスを燃料として使用するＭＥ−ＧＩエンジンであることを特徴とする請求項４に記載の蒸発ガス処理システム。
6. 前記膨張手段は、膨張バルブ（Ｊ−Ｔ ｖａｌｖｅ）または膨張機のうちいずれか一つであることを特徴とする請求項１に記載の蒸発ガス処理システム。
7. 前記圧縮機は蒸発ガスを１５０ｂａｒａ〜４００ｂａｒａで圧縮させることを特徴とする請求項１から６のいずれか１項に記載の蒸発ガス処理システム。

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