(57)【要約】【課題】コストを抑えながらもＮＢＯＧの焼却処理の必要性を低減できる液化ガスタンクを備えた船舶の液化ガス管理システムを提供する。【解決手段】貨物タンク１２にＬＮＧなどの液化ガスを貯留する。貨物タンク１２内の液化ガスを液ポンプ１６で汲み上げ、高圧ＬＮＧポンプ１８で加圧するとともにガスヒータ２０で加熱、気化して主機２２へと供給する。貨物タンク１２に、第１設定圧と、第１設定圧よりも高い第２設定圧との間でタンク許容圧力を切り替え可能な圧力逃し装置１４を設ける。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
液化ガスを貯留する貨物タンクと、
前記貨物タンク内の液化ガスを燃料ガスとして供給する燃料ガス供給手段と、
第１設定圧と、前記第１設定圧よりも高い第２設定圧との間で前記貨物タンクのタンク許容圧力を切り替え可能な圧力逃し手段とを備え、
前記第２設定圧が部分積載時のタンク許容圧力に対応する
ことを特徴とする船舶に搭載された液化ガス管理システム。
【請求項２】
前記貨物タンクが、低圧タンクであることを特徴とする請求項１に記載の液化ガス管理システム。
【請求項３】
前記燃料ガス供給手段が、主機、発電機エンジン、ボイラに燃料ガスを供給可能であることを特徴とする請求項１〜２の何れか一項に記載の液化ガス管理システム。
【請求項４】
前記貨物タンク内が、積荷状態か部分積載状態かを判定する積荷状態判定手段を備えることを特徴とする請求項１〜３の何れか一項に記載の液化ガス管理システム。
【請求項５】
前記積荷状態判定手段が、前記貨物タンク内の液位に基づき判定を行うことを特徴とする請求項４に記載の液化ガス管理システム。
【請求項６】
前記貨物タンク内で発生するＮＢＯＧを加圧するための吐出圧力が１ＭＰａＧ以下のガス圧縮機を備え、加圧されたＮＢＯＧをガス焚き可能なボイラ、発電機エンジン、ＧＣＵの少なくとも何れかに燃料ガスとして供給可能であることを特徴とする請求項１〜５の何れか一項に記載の液化ガス管理システム。
【請求項７】
前記貨物タンク内の液化ガスを冷却する液化ガス冷却手段を備えることを特徴とする請求項１〜６の何れか一項に記載の液化ガス管理システム。
【請求項８】
前記圧力逃し手段が、前記第１設定圧以上のガスを逃す第１圧力逃し弁と、前記第２設定圧以上のガスを逃す第２圧力逃し弁と、開閉弁とを備え、前記開閉弁が前記第１圧力逃し弁の貨物タンク側に設けられることを特徴とする請求項１〜７の何れか一項に記載の液化ガス管理システム。
【請求項９】
前記圧力逃し手段における前記タンク許容圧力の設定のミスオペレーションに対処する安全確保手段を備えることを特徴とする請求項１〜８の何れか一項に記載の液化ガス管理システム。
【請求項１０】
前記開閉弁の開閉を検出する検出手段を備え、前記タンク許容圧力の設定のミスオペレーションが、前記開閉弁の開閉および前記貨物タンクの液位に基づき判定されることを特徴とする請求項８に記載の液化ガス管理システム。
【請求項１１】
前記燃料ガス供給手段において、前記貨物タンク内の液化ガスを汲み上げ燃料ガスとして供給するための液ポンプは、前記貨物タンク冷却用のスプレー液を供給するスプレーポンプとは独立して備えることを特徴とする請求項１〜１０の何れか一項に記載の液化ガス管理システム。
【請求項１２】
前記燃料ガス供給手段において、前記貨物タンク内の液化ガスを汲み上げ燃料ガスとして供給するための液ポンプは、前記貨物タンク冷却用のスプレー液を供給するスプレーポンプと兼用し、使用流量に合わせて消費電力が最適化されるように回転制御されることを特徴とする請求項１〜１０の何れか一項に記載の液化ガス管理システム。
【請求項１３】
前記液化ガス管理システムにおいて、ガス機器室を船体の中心を超えずに片舷側のみに設置することを特徴とする請求項１〜１２の何れか一項に記載の液化ガス管理システム。
【請求項１４】
請求項１〜１３の何れか一項に記載の液化ガス管理システムを備えることを特徴とする船舶。
【請求項１５】
請求項１〜１３の何れか一項に記載の液化ガス管理システムを備えることを特徴とする浮体構造物。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、液化ガスタンクを備える船舶および浮体構造物の液化ガス管理システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
ＬＮＧ運搬船では、外部からの熱の侵入により貨物タンク内においてナチュラル・ボイルオフ・ガス（ＮＢＯＧ）が発生する。ＮＢＯＧの発生は、貨物タンク内圧力を上昇させるため、発生したＮＢＯＧを消費するか再液化する必要がある。発生したＮＢＯＧを燃料ガスとして消費する場合には、ＮＢＯＧを二元燃料焚き主機や発電機エンジン、ボイラの燃料に使用し、焼却処分する場合には、ガス焼却装置（ＧＣＵ）においてＮＢＯＧを焼却している。（特許文献１参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特許第５２２７０００号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
ところで、ＮＢＯＧを燃料ガスとして使用する場合には、ガス圧縮機により必要な圧力まで燃料ガスを加圧する必要がある。気体を圧縮して昇圧する方法は、液体状態で加圧する方法に比べ必要動力が大きく、多くのエネルギーを必要とするため運航コストを増大させる。特に主機を二元燃料焚き低速ディーゼルエンジンとする場合、燃料ガス供給圧力は１ＭＰａＧ以上の高圧が要求されることから、特に多くのエネルギーを必要とするため、運航コストを大きく増大させる。また、主機が低負荷運転となった場合、燃料ガス消費量は、ＮＢＯＧ発生量よりも少なくなり得るので、その場合には余剰ＮＢＯＧが発生する。そのためＮＢＯＧを燃料ガスとして使用する構成においても、余剰ガスを再液化処理するか焼却処理する必要がある。
【０００５】
しかし、再液化装置は高額であるとともに運用コストも高いと言う問題がある。また、バラスト状態を含む部分積載時の航海においては貨物タンク内の液化ガスは少量となるが、貨物タンクへの入熱により、貨物タンク内のガスが加熱され、温度および圧力が上昇する。そのため、バラスト状態を含む部分積載時の航海においても、ＮＢＯＧを焼却する必要がある。約０．４ＭＰａＧ以上の耐圧性能を備えるＴｙｐｅ−Ｃタンクを貨物タンクに用いれば、バラスト状態を含む部分積載時の航海での圧力上昇に耐えることができるが、Ｔｙｐｅ−Ｃタンクは大型化するとコストが嵩み、重量も重いため６０，０００ｍ３以上の貨物積載容積となる大型のＬＮＧ運搬船には不向きである。
【０００６】
本発明は、コストを抑えながらもＮＢＯＧの焼却処理の必要性を低減できる液化ガスタンクを備えた船舶の液化ガス管理システムを提供することを目的としている。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
本発明の船舶に搭載された液化ガス管理システムは、液化ガスを貯留する貨物タンクと、貨物タンク内の液化ガスを燃料ガスとして供給する燃料ガス供給手段と、第１設定圧と、第１設定圧よりも高い第２設定圧との間で貨物タンクのタンク許容圧力を切り替え可能な圧力逃し手段とを備え、第２設定圧が部分積載時のタンク許容圧力に対応することを特徴としている。
【０００８】
貨物タンクは、低圧タンクである。燃料ガス供給手段は、主機、発電機エンジン、ボイラに燃料ガスを供給可能である。貨物タンク内が積荷状態か部分積載状態かを判定する積荷状態判定手段を備え、積荷状態判定手段は、例えば貨物タンク内の液位に基づき判定を行う。
【０００９】
貨物タンク内で発生するＮＢＯＧを加圧するための吐出圧力が１ＭＰａＧ以下のガス圧縮機を備え、加圧されたＮＢＯＧをガス焚き可能なボイラ、発電機エンジン、ＧＣＵの少なくとも何れかに燃料ガスとして供給可能である。また貨物タンク内の液化ガスを冷却する液化ガス冷却手段を備えてもよい。圧力逃し手段は、第１設定圧以上のガスを逃す第１圧力逃し弁と、第２設定圧以上のガスを逃す第２圧力逃し弁と、開閉弁とを備え、開閉弁は第１圧力逃し弁の貨物タンク側に設けられる。
【００１０】
圧力逃し手段におけるタンク許容圧力の設定のミスオペレーションに対処する安全確保手段を備える。開閉弁の開閉を検出する検出手段を備え、タンク許容圧力の設定のミスオペレーションが開閉弁の開閉および貨物タンク内の液位に基づき判定される。
【００１１】
また、燃料ガス供給手段において、貨物タンク内の液化ガスを汲み上げ燃料ガスとして供給するための液ポンプは、貨物タンク冷却用のスプレー液を供給するスプレーポンプとは独立して備える。あるいは、燃料ガス供給手段において、貨物タンク内の液化ガスを汲み上げ燃料ガスとして供給するための液ポンプは、貨物タンク冷却用のスプレー液を供給するスプレーポンプと兼用し、使用流量に合わせて消費電力が最適化されるように回転制御される。液化ガス管理システムにおいて、ガス機器室を船体の中心を超えずに片舷側のみに設置する。
【００１２】
本発明の船舶は、上記何れかの液化ガス管理システムを備えることを特徴としている。
【００１３】
本発明の浮体構造物は、上記何れかの液化ガス管理システムを備えることを特徴としている。
【発明の効果】
【００１４】
本発明によれば、コストを抑えながらもＮＢＯＧの焼却処理の必要性を低減できる液化ガスタンクを備えた船舶の液化ガス管理システムを提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１５】
【図１】本発明の第１実施形態の液化ガス管理システムの構成を示すブロック図である。
【図２】圧力逃し装置の構成を示すブロック図である。
【図３】制御部における処理に関する動作テーブルである。
【図４】第２実施形態の液化ガス管理システムの構成を示すブロック図である。
【図５】第３実施形態の液化ガス管理システムの構成を示すブロック図である。
【図６】第４実施形態の液化ガス管理システムの構成を示すブロック図である。
【図７】第５実施形態の液化ガス管理システムの構成を示すブロック図である。
【図８】第６実施形態の液化ガス管理システムの構成を示すブロック図である。
【図９】第７実施形態の液化ガス管理システムの構成を示すブロック図である。
【発明を実施するための形態】
【００１６】
以下、本発明の実施形態について添付図面を参照して説明する。
図１は、本発明の第１実施形態である液化ガス運搬船に適用される液化ガス管理システムの構成を示すブロック図である。
【００１７】
第１実施形態の液化ガス管理システム１０は、ＬＮＧなどの液化ガスを複数の貨物タンク１２に貯留し運搬する液化ガス運搬船に搭載される。貨物タンク１２には、例えば、ボイル・オフ・レート（ＢＯＲ）が１日当たり０．１５％以下になるように防熱が強化されたタンクであって、かつ貨物タンクの圧力逃し手段の設定圧力（タンク許容圧力）が、液化ガスを９０％以上積載している状況で、７０ｋＰａＧ以下である低圧タンクであり、例えばＴｙｐｅ−Ｂタンク（モス式タンク、ＳＰＢ式タンク）、メンブレン式タンクなどがある。貨物タンク１２の頂部付近には、タンク内圧力を規定値以下に抑えるための圧力逃し装置１４が設けられ、底部付近には貨物タンク１２内の液化ガスを汲み上げ燃料ガスとして供給するための液ポンプ１６が設けられる。
【００１８】
本実施形態において、液ポンプ１６により汲み上げられた液化ガスは、２系列に分岐され、一方の系列は高圧ＬＮＧポンプ１８により加圧されガスヒータ２０において加熱されて主機２２へと供給される。主機２２は、高圧ガスインジェクション方式の機関であり、ガスヒータ２０からは、約２０ＭＰａから約４０ＭＰａＧの燃料ガスが主機２２へと供給される。また、もう一方の系列は強制気化器２４において気化された後、燃料ガスとして発電機エンジン２６、補助ボイラ２８などに供給される。液ポンプ１６は、貨物タンク１２の冷却用のスプレー液を供給するスプレーポンプと兼用してもよい。スプレーポンプは液ポンプ１６に比べ大型のポンプになることも多いが、液ポンプ１６とスプレーポンプを兼用する場合は、燃料供給に必要な流量に合わせて消費電力を最適化するように回転制御をすることが好適である。また、消費電力を抑えるため、液ポンプ１６とスプレーポンプを独立で備えてもよい。
【００１９】
貨物タンク１２内には、タンク内の液化ガスの液位を計測するための液面計３０が設けられ、液面計３０からの信号は、制御部３２へと送られる。また、圧力逃し装置１４には、図２を参照して後述するように、複数系統の逃し弁が設けられ、一部の系統にはリミットスイッチが搭載された開閉弁が設けられる。リミットスイッチからの信号は制御部３２へと送られ、制御部３２は、貨物タンク１２内の液位およびリミットスイッチからの信号に基づきアラーム信号の出力や、何等かの安全措置を講ずる。
【００２０】
図２は、圧力逃し装置１４の構成を示すブロック図である。本実施形態において、圧力逃し装置１４は、貨物タンク１２内のＮＢＯＧを排気するための例えば２系統の逃し弁を備える。図２の例では、約０．０２５ＭＰａＧ（第１設定圧）でＮＢＯＧを流通する第１圧力逃し弁３４を備える第１系列３５と、第１圧力逃し弁３４よりも設定される逃し圧が高く、約０．０２５〜０．２５ＭＰａＧの間の所定圧力（第２設定圧）でＮＢＯＧを流通する第２圧力逃し弁３６を備える第２系列３７が並列に設けられる。
【００２１】
第１圧力逃し弁３４の上流側（貨物タンク側）には、開閉弁３８が設けられ、開閉弁３８を介して貨物タンク１２へ連通される。一方、第２圧力逃し弁３６の上流側は、直接貨物タンク１２へと連通される。第１圧力逃し弁３４、第２圧力逃し弁３６の下流側は、共通の排気管４０に接続され、貨物タンク１２内の圧力が何れかの逃し弁の設定圧よりも高くなると、過剰なＮＢＯＧは逃し弁を通して排気される。また、開閉弁３８には、全開状態でオン状態となるリミットスイッチが各々設けられ、その信号は前述したように各々制御部３２へと送信される。
【００２２】
逃し弁として第１系列３５、第２系列３７の何れを用いるか、すなわち設定圧を第１、第２設定圧の何れにするかの切り替えは、開閉弁３８を開閉することにより切り替えられる。すなわち、第１圧力逃し弁３４が流通する圧力（第１設定圧）は、第２圧力逃し弁３６が流通する圧力（第２設定圧）よりも低いので、開閉弁３８が開いているときには、貨物タンク１２内の圧が第１設定圧を超えると、第１圧力逃し弁３４（第１系列３５）を通して貨物タンク１２内の余剰ＮＢＯＧが排出される。一方、開閉弁３８が閉じられると、貨物タンク１２は、第２圧力逃し弁３６を通してのみ排気が可能なので、第２設定圧に達するまで貨物タンク１２内のＮＢＯＧは排気されず、第２設定圧を超えると第２圧力逃し弁３６（第２系列３７）を通して、貨物タンク１２内の余剰ＮＢＯＧが排出される。
【００２３】
次に、図３に示す表を参照して、図１の制御部３２で実行される本実施形態の安全確保のための処理について説明する。
【００２４】
一般に貨物タンクが耐えられる圧力は、比重の大きい液化ガスが多く貯留されているときの方が、液化ガスの貯留量が少なく、かつタンク内が主に比重の小さいＮＢＯＧで満たされているときよりも大幅に低い。そのため、積荷状態と部分積載状態（例えばバラスト状態）では、逃し弁で設定すべき適正な圧力は異なる。このことから本実施形態の貨物タンク１２では、積荷状態における逃し弁の設定圧を第１設定圧の約０．０２５ＭＰａＧとし、バラスト状態における逃し弁の設定圧を第２設定圧の約０．０２５〜０．２５ＭＰａＧの間の所定圧力（＞第１設定圧）としている。
【００２５】
しかし、例えばミスオペレーションにより積荷状態において圧力逃し装置１４が第２設定圧に設定されていると、貨物タンク１２内の圧力が、積荷状態での上限圧力である第１設定圧を超えてしまい危険である。そのため、本安全確保処理では、貨物タンク１２内の圧力が、積荷状態で０．０２５ＭＰａＧを超えることを防止するものである。
【００２６】
前述したように、制御部３２には、液面計３０からの信号と、各開閉弁３８に設けられたリミットスイッチからの信号が入力される。表の左側第１欄目には、開閉弁３８において設定されるべき弁の開閉度合が示され、第２欄目には、圧力逃し装置１４で設定されている設定圧力が示される。一方、左から第３、第４欄目には、それぞれ制御部３２での各開閉弁３８のリミットスイッチのオン／オフの検出状態、液面計３０の検出状態が示される。そして第５欄目、すなわち最も右側の欄には、第３、第４欄目の検出状態に応じた制御部３２のアラーム出力の状態が示される。
【００２７】
本実施形態では、リミットスイッチのオン／オフ状態から圧力逃し装置１４で設定されるタンク許容圧力（逃し圧力）が、第１設定圧、第２設定圧の何れかを判断し、液面計の値が貨物タンク１２の高さの１５％以上であるか否かで、積荷状態かバラスト状態かが判断される。すなわち、リミットスイッチがオン状態であれば第１設定圧が設定され、オフ状態であれば第２設定圧が設定されていると判定し、液面計３０の値が貨物タンク１２の高さの１５％以上であれば積荷状態、貨物タンク１２の高さの１５％未満であればバラスト状態と判定する。図３の例では、リミットスイッチがオフ状態かつ液面計３０の値が貨物タンク１２の高さの１５％以上のときに、積荷状態にも拘わらず、積荷状態における上限圧力を超える第２設定圧が設定されていると判断してアラームをオンする。なお、リミットスイッチがオン状態で、かつ液面計３０の値が貨物タンク１２の高さの１５％未満の状態、すなわちより高い第２設定圧までタンク内の圧力が上昇しても問題がないバラスト状態にあるにも拘わらず、タンク許容圧力が積荷状態用の低い第１設定圧に設定されている場合にも、アラームをオンする構成にすることもできる。本実施形態では貨物タンクの高さの１５％を圧力逃し装置の設定圧の切り替えの閾値としたが、貨物タンク１２の強度によって本閾値は増減し得る。
【００２８】
以上のように、第１実施形態の液化ガス管理システム１０においては、積荷航海時は貨物タンクへの入熱は貨物である液化ガスで受け止めて液化ガスの温度上昇によって蓄熱することで、ＮＢＯＧを燃料ガスとしての処理、再液化処理あるいは焼却処理を行わない。また、圧力逃し装置１４で設定されるタンク許容圧力を、従来のように条件のより厳しい積荷状態に単に合わせるのではなく、積荷状態／バラスト状態に合わせて切り替え可能としたことで、バラスト航海時に積荷状態に合わせた低いタンク許容圧力でＮＢＯＧを放出してしまうことがない。そのためバラスト航海時においても入熱の影響を貨物タンク内で全て吸収でき、ＮＢＯＧを燃料ガスとしての処理、再液化処理、あるいは焼却処理する必要がない。これにより、主機への燃料ガス供給は、圧縮に要するエネルギーの少ない液体ベースの加圧手段とすることができ、運用コストが削減できる。また、主機が低負荷になった場合の余剰ＢＯＧの焼却処理も無くすことができる。
【００２９】
また、ＮＢＯＧを圧縮して主機へ燃料ガスを供給する場合や再液化装置を設置してＮＢＯＧを再液化する場合、機器設置スペースが大きく、ガス機器を設置するガス機器室を複数設ける場合（例えば、船体の中心を挟んで左右舷に一つずつ設置する場合）があるが、本実施形態では、主機への燃料ガス供給を液体ベースの加圧手段とすることで、ガス機器の設置スペースを小さくすることができる。これによって、ガス機器を格納するガス機器室をコンパクトにできるため、ガス機器を複数のガス機器室に分散して配置する必要がなくなり、片舷側の一つのガス機器室に設置することができる。
【００３０】
更に、低圧タンクでは、例えば、機器異常などにより、荷役ポンプを用いた荷下ろしが不可能な場合に、圧力による貨物移送を行うことがある。このような場合、貨物タンクの圧力を０．０２５ＭＰａＧ以上の圧力に上げる必要があるため、圧力逃し手段は、このオペレーションのために第１設定圧より高い、貨物移送用の設定圧を１つないし２つ装備している。したがって、低圧タンクで圧力による貨物移送を行う貨物タンクにおいて本実施形態を適用する場合、積荷航海用の設定圧、圧力移送用の設定圧に加えて、バラスト航海用の設定圧を更に設けることとなる。
【００３１】
次に図４のブロック図を参照して第２実施形態の液化ガス管理システムについて説明する。第１実施形態の液化ガス管理システムでは、貨物タンク１２内で発生したＮＢＯＧの処理を全く行っていないが、第２実施形態では、その一部を燃料として消費あるいは焼却処分可能とする。なお、その他の構成は第１実施形態と同様であり、同様の構成に関しては同一参照符号を用いその説明を省略する。
【００３２】
第２実施形態の液化ガス管理システム５０では、貨物タンク１２内のＮＢＯＧを抽出するためのＮＢＯＧ抽出管４２が設けられる。抽出されたＮＢＯＧは、ガス圧縮機４４Ａを通して約０．０９ＭＰａＧ〜０．５ＭＰａＧに加圧され、補助ボイラ２８および／またはＧＣＵ４６へ供給可能である。また、第２実施形態では、強制気化器２４の下流側（発電機エンジン２６の上流側）とガス圧縮機４４Ａの下流側（補助ボイラ２８、ＧＣＵ４６の上流側）が連絡管４８により連絡され、連絡管４８には減圧弁４８Ｖが設けられる。
【００３３】
発電機エンジン２６の運転には、液ポンプ１６により貨物タンク１２から汲み上げられ強制気化器２４で気化された燃料ガスが使用され、発電機エンジン２６にはその要求圧力である約０．５〜１．０ＭＰａＧで供給される。一方、補助ボイラ２８の運転には、ガス圧縮機４４Ａから供給される貨物タンク１２内のＮＢＯＧ、および／または、液ポンプ１６により貨物タンク１２から汲み上げられ強制気化器２４で気化された燃料ガスが減圧弁４８Ｖにより減圧されて使用される。すなわち、補助ボイラ２８は、貨物タンク１２内で発生するＮＢＯＧもしくは液ポンプ１６により貨物タンク１２から汲み上げられ強制気化器２４で気化された燃料ガスの何れか、もしくは両方を燃料として使用できる。また、ＧＣＵ４６を装備することで、貨物タンク１２への入熱を貨物タンク内の液化ガスに蓄熱せずに、ＮＢＯＧとして発生させて、ＧＣＵ４６にて燃焼処理することができる。
【００３４】
なお、補助ボイラ２８の容量が、例えば、入熱により貨物タンク１２内に発生するＮＢＯＧを全て焼却できる容量に設定される場合には、ＧＣＵ４６を省略することもできる。
【００３５】
以上のように、第２実施形態では、貨物タンク１２への入熱がＬＮＧに蓄熱されることによる液化ガスの温度上昇を避けたい場合に、入熱をＮＢＯＧとしてＧＣＵ４６もしくは補助ボイラ２８で焼却処理し、液化ガスの温度上昇を抑える運用も可能となる。
【００３６】
図５は、第３実施形態の液化ガス管理システムのブロック図である。図５を参照して第３実施形態の液化ガス管理システムについて説明する。なお、第１、第２実施形態と同様の構成に関しては、同一参照符号を用いその説明を省略する。
【００３７】
第２実施形態の液化ガス管理システム５０では、ガス圧縮機４４Ａの吐出圧が０．０９ＭＰａＧ〜０．５ＭＰａＧ程度と発電機エンジン２６の要求圧力（約０．５〜１．０ＭＰａＧ）よりも低かったため、ＮＢＯＧは、補助ボイラ２８やＧＣＵ４６のみで使用され、発電機エンジン２６の運転には使用されなかった。一方、第３実施形態の液化ガス管理システム５２では、ガス圧縮機４４Ａに代えて、発電機エンジン２６の要求圧にも対応できる吐出圧（例えば約０．５〜１．０ＭＰａＧ）を有するガス圧縮機４４Ｂを用いる。すなわち、第３実施形態では、ＮＢＯＧ抽出管４２を通して抽出されたＮＢＯＧ、および液ポンプ１６で汲み上げられた液化ガスは、それぞれガス圧縮機４４Ｂ、強制気化器２４を通して発電機エンジン２６および補助ボイラ２８の何れにも供給可能である。なお、補助ボイラ２８とＧＣＵ４６の入口には減圧弁２８Ｖが設けられ、補助ボイラ２８に供給されるガスの圧力は、補助ボイラ２８の要求圧力である約０．０９ＭＰａＧ〜０．５ＭＰａＧに減圧される。
【００３８】
以上のように第３実施形態においても、第２実施形態と略同様の効果が得られる。また、第３実施形態では、発電機エンジンにおいてもＮＢＯＧを利用できるので、貨物タンクへの入熱に対する処理方法の自由度が高い。
【００３９】
次に図６のブロック図を参照して、第４実施形態の液化ガス管理システムについて説明する。なお、第１実施形態と同様の構成に関しては、同一参照符号を用いその説明を省略する。
【００４０】
第４実施形態の液化ガス管理システム５４は、図１に示される第１実施形態の液化ガス管理システム１０に、貨物タンク１２内のＬＮＧを冷却するためのＬＮＧチラー５６を追加装備したものに対応する。すなわち、貨物タンク１２には、タンク内の液化ガスを汲み上げるポンプ５６Ｐが設けられ、汲み上げた液化ガスはＬＮＧチラー５６において冷却された後、貨物タンク１２へと戻される。
【００４１】
以上のように、第４実施形態によれば、第１実施形態と同様の効果が得られるとともに、ＬＮＧチラー５６により貨物タンク内の液化ガスが冷却可能なため、必要に応じて、貨物である液化ガスの温度上昇を抑えることが可能となる。また、ポンプ５６Ｐは、液ポンプ１６や貨物タンクの冷却用のスプレー液を供給するスプレーポンプと兼用してもよい。
【００４２】
図７は、第５実施形態の液化ガス管理システムのブロック図である。図７を参照して第５実施形態の液化ガス管理システムについて説明する。なお、第１実施形態と同様の構成に関しては、同一参照符号を用いその説明を省略する。
【００４３】
第５実施形態の液化ガス管理システム５８は、第１実施形態の液化ガス管理システム１０で採用されている高圧ガスインジェクション方式の主機２２を、予混合式二元燃料焚きエンジンである主機６０に変更し、主機６０にも強制気化器２４から燃料ガスを供給するものである。
【００４４】
第５実施形態においても、第１実施形態と同様の効果が得られる。また、第５実施形態では、主機の要求する燃料ガス圧力が１ＭＰａＧ〜１．６ＭＰａＧと高圧ガスインジェクション方式の主機に比べ低いため、第１実施形態における高圧ＬＮＧポンプ１８やガスヒータ２０が不要となる。
【００４５】
次に図８のブロック図を参照して第６実施形態の液化ガス管理システムについて説明する。第６実施形態の液化ガス管理システム６２では、図１に示される第１実施形態の主機２２に代えて、主推進モータ６４を採用する。すなわち主推進モータ６４には、発電機エンジン２６で発電された電力が供給される。なお、第１実施形態と同様の構成に関しては、同一参照符号を用いその説明を省略する。
【００４６】
第６実施形態においても、第１実施形態と同様の効果が得られる。また、第６実施形態の発電設備は、発電機エンジンとしたが、発電機エンジンに代えて、ガスタービン発電機としても良い。
【００４７】
次に図９のブロック図を参照して第７実施形態の液化ガス管理システムについて説明する。第７実施形態の液化ガス管理システム６６では、図１に示される第１実施形態の主機２２に代えて、主蒸気タービン７０を採用する。すなわち主蒸気タービン７０には、主ボイラ６８からの蒸気が供給され、主ボイラ６８には、強制気化器２４で気化された液化ガスが供給される。なお、第１実施形態と同様の構成に関しては、同一参照符号を用いその説明を省略する。
【００４８】
第７実施形態においても、第１実施形態と同様の効果が得られる。
【００４９】
なお、本実施形態の圧力逃し装置では、２つの圧力値の間でタンク許容圧力が切り替え可能であったが、３つ以上の圧力値の間でのタンク許容圧力を切り替え可能としてもよい。また、本実施形態では、安全措置として、アラームの作動を例示したが、注意表示（警告表示）を行なったり、第１圧力逃し弁の強制開弁など、その他のフェールセーフ機能を有する機構を設けたりしてもよい。また、本実施形態では液化ガスを輸送する液化ガス輸送船を例示したが、ＦＳＵ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ  Ｓｔｏｒａｇｅ  Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ  Ｕｎｉｔ：浮体式貯蔵ガス化設備）、ＦＳＵ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ  Ｓｔｏｒａｇｅ  Ｕｎｉｔ：浮体式貯蔵設備）、ＦＬＮＧ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ  ＬＮＧ：浮体式液化天然ガス設備）などの浮体構造物に対して適用してもよい。
【符号の説明】
【００５０】
１０、５０、５２、５４、５８、６２、６６  液化ガス管理システム
１２  貨物タンク
１４  圧力逃し装置
１６  液ポンプ
１８  高圧ＬＮＧポンプ
２０  ガスヒータ
３０  液面計
３２  制御部
３４  第１圧力逃し弁
３５  第１系列
３６  第２圧力逃し弁
３７  第２系列
３８  開閉弁
４０  排気管
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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