(57)【要約】【課題】平常時の定常状態の運転ではなく、蒸発ガスが多く発生した場合にも対処できる蒸発ガス再液化システム及び蒸発ガス再液化方法を提供すること。【解決手段】蒸発ガスを圧縮する多段圧縮機２００；多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、多段圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し、熱交換して冷却する熱交換器１００；熱交換器の下流に設置され、熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置３００；及び蒸発ガスを熱交換器から迂回させて多段圧縮機に供給するバイパスラインＬ３を備える。【選択図】図２
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
蒸発ガスを圧縮する多段圧縮機；
前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記多段圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し、熱交換して冷却する熱交換器；
前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置；及び
蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記多段圧縮機に供給するバイパスライン
を備える
ことを特徴とする蒸発ガス再液化システム。
【請求項２】
前記熱交換器の使用が不可能な場合、又は蒸発ガスを再液化する必要がない場合のいずれか一方又は両方の場合に、蒸発ガスを前記バイパスラインに沿って前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することを特徴とする請求項１に記載の蒸発ガス再液化システム。
【請求項３】
前記多段圧縮機は給油式圧縮シリンダーを１つ以上備え、前記熱交換器の流路が凝縮または凝固した潤滑油によって一部または全部が塞がったときに、蒸発ガスを前記バイパスラインに沿って前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することを特徴とする請求項１に記載の蒸発ガス再液化システム。
【請求項４】
貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを前記熱交換器で冷媒として使用し、前記多段圧縮機に供給される蒸発ガスの圧力が、前記多段圧縮機が必要とする吸入圧力条件を満たさない場合、前記貯蔵タンクの内部圧力を低い範囲まで制御する場合のいずれか一方又は両方の場合に、蒸発ガスの一部又は全部を前記バイパスラインに沿って前記熱交換器をバイパスさせ、前記多段圧縮機が必要とする吸入圧力条件を満たすようにすることを特徴とする請求項１に記載の蒸発ガス再液化システム。
【請求項５】
前記多段圧縮機は蒸発ガスを１５０〜３５０ｂａｒで圧縮することを特徴とする請求項１から４のいずれか１項に記載の蒸発ガス再液化システム。
【請求項６】
前記多段圧縮機は蒸発ガスを８０〜２５０ｂａｒで圧縮することを特徴とする請求項１から４のいずれか１項に記載の蒸発ガス再液化システム。
【請求項７】
前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備えることを特徴とする請求項１から４のいずれか１項に記載の蒸発ガス再液化システム。
【請求項８】
前記熱交換器はＰＣＨＥであることを特徴とする請求項７に記載の蒸発ガス再液化システム。
【請求項９】
１）蒸発ガスを多段圧縮機で圧縮するステップ；
２）前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記多段圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し熱交換器で熱交換して冷却するステップ；及び
３）前記の熱交換器で冷却された流体を減圧装置で減圧するステップ
を備え、
蒸発ガスをバイパスラインにより前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給する
ことを特徴とする蒸発ガス再液化方法。
【請求項１０】
前記熱交換器の使用が不可能な場合、蒸発ガスを再液化する必要がない場合のいずれか一方又は両方の場合に、蒸発ガスを前記バイパスラインに沿って前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することを特徴とする請求項９に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１１】
前記多段圧縮機は給油式圧縮シリンダーを１つ以上備え、前記熱交換器の流路が凝縮または凝固した潤滑油によって一部または全部が塞がったときに、蒸発ガスを前記バイパスラインに沿って前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することを特徴とする請求項９に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１２】
前記熱交換器の性能が正常時の５０〜９０％以下になるとき凝縮又は凝固した潤滑油の除去が必要であると判断することを特徴とする請求項１１に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１３】
前記熱交換器の低温流路の上流と高温流路の下流の温度差である低温流れの温度差、前記熱交換器の前記低温流路の下流と前記高温流路の上流の温度差である高温流れの温度差、及び前記高温流路の前記上流と前記下流の圧力差である高温流路の圧力差のいずれか１つ以上に基づいて、凝縮又は凝固した潤滑油の除去が必要であると判断することを特徴とする請求項１２に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１４】
前記低温流れの温度差の値と高温流れの温度差の値とのうち、より小さな値が第１設定値以上の状態で所定時間以上持続するか、又は高温流路の圧力差の値が正常時よりも第２設定値以上の状態で所定時間以上持続したとき、凝縮又は凝固した潤滑油の除去時点であると判断することを特徴とする請求項１３に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１５】
前記熱交換器が正常化するまで蒸発ガスを前記バイパスライン、前記多段圧縮機、前記熱交換器の高温流路、及び前記減圧装置を循環させることを特徴とする請求項１１に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１６】
前記熱交換器の高温流路の温度が、前記多段圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器の高温流路に送られる蒸発ガスの温度まで高くなったと判断するまで蒸発ガスの循環を続けることを特徴とする請求項１５に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１７】
凝縮又は凝固した潤滑油を除去しながらエンジンを駆動させる請求項１１に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１８】
貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを前記熱交換器で冷媒とし、前記多段圧縮機に供給される蒸発ガスの圧力が前記多段圧縮機に要求される吸入圧力条件を満たさない場合、前記貯蔵タンクの内部圧力を低い範囲まで制御する場合のいずれか一方又は両方の場合に、蒸発ガスの一部又は全部を前記バイパスラインに沿って前記熱交換器からバイパスさせて前記多段圧縮機に要求される吸入圧力条件を満たすようにすることを特徴とする請求項９に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１９】
前記多段圧縮機は蒸発ガスを１５０〜３５０ｂａｒで圧縮することを特徴とする請求項９から１８のいずれか１項に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項２０】
前記多段圧縮機は蒸発ガスを８０〜２５０ｂａｒで圧縮することを特徴とする請求項９から１８のいずれか１項に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項２１】
前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備えることを特徴とする請求項９から１８のいずれか１項に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項２２】
前記熱交換器はＰＣＨＥであることを特徴とする請求項２１に記載の蒸発ガス再液化方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを、それ自体を冷媒として使用して再液化するシステム及び方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
天然ガスは、通常、液化天然ガス（ＬＮＧ；Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ  Ｎａｔｕｒａｌ  Ｇａｓ）の状態で遠距離輸送される。液化天然ガスは、天然ガスを約常圧、−１６３℃近くの極低温に冷却して得られ、ガス状態より体積が大幅に減少して海上の遠距離輸送に非常に有利である。
【０００３】
液化天然ガスの貯蔵タンクに断熱を施しても、外部熱の完璧な遮断には限界があり、液化天然ガスの内部に伝達する熱によって液化天然ガスは貯蔵タンク内で継続的に気化する。貯蔵タンクの内部で気化した液化天然ガスを気化ガス（ＢＯＧ；Ｂｏｉｌ−Ｏｆｆ  Ｇａｓ）という。蒸発ガスの発生により貯蔵タンクの圧力が設定圧力以上になると、蒸発ガスは貯蔵タンクの外部に排出される。貯蔵タンクの外部に排出された蒸発ガスは、エンジンの燃料として使用されるか、又は再液化されて再び貯蔵タンクに戻る。
【０００４】
通常、蒸発ガス再液化装置には冷凍サイクルがあり、前記冷凍サイクルによって蒸発ガスを冷却して蒸発ガスを再液化する。蒸発ガスを冷却するために冷却流体と熱交換するが、蒸発ガス自体を冷却流体として使用し、自己熱交換させる部分再液化システム（ＰＲＳ；Ｐａｒｔｉａｌ  Ｒｅ−ｌｉｑｕｅｆａｃｔｉｏｎ  Ｓｙｓｔｅｍ）が利用される。
【０００５】
図１は、従来の部分再液化システムの概略的な構成図である。
【０００６】
図１を参照して、従来の部分再液化システムは、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスを多段圧縮機２００によって多段階で圧縮した後、圧縮した蒸発ガスの一部を熱交換器１００で、貯蔵タンクＴから排出された冷媒としての蒸発ガスと熱交換し冷却する。冷却後に得られる流体は減圧装置３００で膨張され、一部又は全部が再液化され、一部が再液化された流体については気液分離器４００で再液化された液化天然ガスと気体状態の蒸発ガスとに分離される（例えば、特許文献１参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００７】
【特許文献１】大韓民国公開特許第１０−２０１４−００７５５９４号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
たとえ運航時に発生する全ての蒸発ガスを処理することができるように再液化システムを構成しても、貯蔵タンクに液化天然ガスを船積みする際などには、平常時に比べて蒸発ガスが多く発生して蒸発ガスを燃焼して捨てるしかない場合がある。
【０００９】
本発明は、平常時の定常状態の運転ではなく、蒸発ガスが多く発生した場合にも対処できる蒸発ガス再液化システム及び蒸発ガス再液化方法を提供することをその課題としている。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
上記課題を解決するために、本発明の第１の蒸発ガス再液化システムは、蒸発ガスを圧縮する多段圧縮機；前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記多段圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し、熱交換して冷却する熱交換器；前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置；及び蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記多段圧縮機に供給するバイパスラインを備えることを特徴とする。
【００１１】
上記第１の蒸発ガス再液化システムでは、前記熱交換器の使用が不可能な場合、又は蒸発ガスを再液化する必要がない場合のいずれか一方又は両方の場合に、蒸発ガスを前記バイパスラインに沿って前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することが好ましい。
【００１２】
上記第１の蒸発ガス再液化システムでは、前記多段圧縮機は、給油式圧縮シリンダーを１つ以上備え、前記熱交換器の流路が凝縮又は凝固した潤滑油によって一部又は全部が塞がれたときに、蒸発ガスを前記バイパスラインに沿って前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することが好ましい。
【００１３】
上記第１の蒸発ガス再液化システムでは、貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを前記熱交換器で冷媒として使用し、前記多段圧縮機に供給される蒸発ガスの圧力が、前記多段圧縮機が必要とする吸入圧力条件を満たさない場合、前記貯蔵タンクの内部圧力を低い範囲まで制御する場合のいずれか一方又は両方の場合に、蒸発ガスの一部又は全部を前記バイパスラインに沿って前記熱交換器をバイパスさせ、前記多段圧縮機が必要とする吸入圧力条件を満たすようにすることが好ましい。また、上記第１の蒸発ガス再液化システムでは、前記多段圧縮機は蒸発ガスを１５０〜３５０ｂａｒで圧縮することが好ましい。又は、前記多段圧縮機は蒸発ガスを８０〜２５０ｂａｒで圧縮することが好ましい。さらに、前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備えることが好ましく、この場合、前記熱交換器はＰＣＨＥであることが好ましい。
【００１４】
本発明の第２の蒸発ガス再液化システムは、蒸発ガスを圧縮する多段圧縮機；前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記多段圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し熱交換して冷却する熱交換器；前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置；及び蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記多段圧縮機に供給するバイパスラインを備え、蒸発ガス再液化の始動又は再起動時に蒸発ガスをバイパスラインにより前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することを特徴とする。
【００１５】
上記第２の蒸発ガス再液化システムでは、前記多段圧縮機で圧縮して温度が上昇した蒸発ガスを前記熱交換器の高温流路に供給することが好ましい。
【００１６】
上記第２の蒸発ガス再液化システムでは、前記多段圧縮機で圧縮して温度が上昇した蒸発ガスを前記熱交換器の高温流路に供給する過程を所定時間持続させ、前記熱交換器の内部の残留物又は不純物を除去することが好ましい。また、前記所定時間は２分〜５分であることが好ましい。
【００１７】
上記第２の蒸発ガス再液化システムでは、前記多段圧縮機は給油式圧縮シリンダーを１つ以上備え、前記残留物には、蒸発ガスの再液化時に前記多段圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器に送られる蒸発ガス及び前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスに混入する混合潤滑油が含まれることが好ましい。また、前記潤滑油は、前記熱交換器の内部で凝縮又は凝固した状態であることが好ましい。
【００１８】
上記第２の蒸発ガス再液化システムでは、前記所定時間に、蒸発ガスが前記バイパスライン、前記多段圧縮機、前記熱交換器の高温流路、及び前記減圧装置を循環することが好ましい。また、前記所定時間が経過した後、前記熱交換器の低温流路に前記熱交換器で冷媒として使用される蒸発ガスを供給して蒸発ガスを再液化することが好ましい。
【００１９】
上記第２の蒸発ガス再液化システムでは、前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスの一部を主エンジンに供給することが好ましい。
【００２０】
上記第２の蒸発ガス再液化システムでは、前記多段圧縮機は蒸発ガスを１５０〜３５０ｂａｒで圧縮することが好ましい。又は、前記多段圧縮機は蒸発ガスを８０〜２５０ｂａｒで圧縮することが好ましい。
【００２１】
上記第２の蒸発ガス再液化システムでは、前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備えることが好ましい。また、前記熱交換器はＰＣＨＥであることが好ましい。
【００２２】
本発明の蒸発ガス再液化方法は、１）蒸発ガスを多段圧縮機で圧縮するステップ；２）前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記多段圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し熱交換器で熱交換して冷却するステップ；及び３）前記熱交換器で冷却された流体を減圧装置で減圧するステップを備え、蒸発ガスをバイパスラインにより前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することを特徴とする。
【００２３】
上記蒸発ガス再液化方法では、前記熱交換器の使用が不可能な場合、蒸発ガスを再液化する必要がない場合のいずれか一方又は両方の場合に、蒸発ガスを前記バイパスラインに沿って前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することが好ましい。
【００２４】
上記蒸発ガス再液化方法では、前記多段圧縮機は、給油式圧縮シリンダーを１つ以上備え、前記熱交換器の流路が凝縮又は凝固した潤滑油により一部又は全部が塞がれたときに、蒸発ガスを前記バイパスラインに沿って前記熱交換器から迂回させて前記多段圧縮機に供給することが好ましい。
【００２５】
上記蒸発ガス再液化方法では、前記熱交換器の性能が正常時の５０〜９０％以下になるとき凝縮又は凝固した潤滑油の除去が必要であると判断することが好ましい。
【００２６】
上記蒸発ガス再液化方法では、前記熱交換器の低温流路の上流と高温流路の下流の温度差である低温流れの温度差、前記熱交換器の前記低温流路の下流と前記高温流路の上流の温度差である高温流れの温度差、及び前記高温流路の前記上流と前記下流の圧力差である高温流路の圧力差のいずれか１つ以上に基づいて、凝縮又は凝固した潤滑油の除去が必要であると判断することが好ましい。
【００２７】
上記蒸発ガス再液化方法では、前記低温流れの温度差の値と高温流れの温度差の値とのうち、より小さな値が第１設定値以上の状態で所定時間以上持続するか、又は高温流路の圧力差の値が正常時よりも第２設定値以上の状態で所定時間以上持続したとき、凝縮又は凝固した潤滑油の除去時点であると判断することが好ましい。
【００２８】
上記蒸発ガス再液化方法では、前記熱交換器が正常化するまで蒸発ガスを前記バイパスライン、前記多段圧縮機、前記熱交換器の高温流路、及び前記減圧装置を循環させることが好ましい。
【００２９】
上記蒸発ガス再液化方法では、前記熱交換器の高温流路の温度が、前記多段圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器の高温流路に送られる蒸発ガスの温度まで高くなったと判断するまで蒸発ガスの循環を続けることが好ましい。また、凝縮又は凝固した潤滑油を除去しながらエンジンを駆動させることが好ましい。
【００３０】
上記蒸発ガス再液化方法では、貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを前記熱交換器で冷媒とし、前記多段圧縮機に供給される蒸発ガスの圧力が前記多段圧縮機に要求される吸入圧力条件を満たさない場合、前記貯蔵タンクの内部圧力を低い範囲まで制御する場合のいずれか一方又は両方の場合に、蒸発ガスの一部又は全部を前記バイパスラインに沿って前記熱交換器からバイパスさせて前記多段圧縮機に要求される吸入圧力条件を満たすようにすることが好ましい。
【００３１】
上記蒸発ガス再液化方法では、前記多段圧縮機は蒸発ガスを１５０〜３５０ｂａｒで圧縮することが好ましい。又は、前記多段圧縮機は蒸発ガスを８０〜２５０ｂａｒで圧縮することが好ましい。
【００３２】
上記蒸発ガス再液化方法では、前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備えることが好ましい。また、前記熱交換器はＰＣＨＥであることが好ましい。
【００３３】
蒸発ガス再液化システムの始動又は再起動方法は、蒸発ガスを多段圧縮機で圧縮するステップ；前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記多段圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し熱交換器で熱交換して冷却するステップ；及び前記熱交換器で冷却された流体を減圧装置で減圧するステップを備える蒸発ガス再液化するシステムにおける蒸発ガス再液化の始動又は再起動方法であって、蒸発ガスの再液化の始動又は再起動時に蒸発ガスをバイパスラインに沿って前記熱交換器を迂回させて前記多段圧縮機に供給することを特徴とする。
【００３４】
上記蒸発ガス再液化システムの始動又は再起動方法では、前記多段圧縮機で圧縮して温度が上昇した蒸発ガスを前記熱交換器の高温流路に供給することが好ましい。
【００３５】
上記蒸発ガス再液化システムの始動又は再起動方法では、前記多段圧縮機で圧縮して温度が上昇した蒸発ガスを前記熱交換器の高温流路に所定時間持続させて供給し、前記熱交換器の内部の残留物又は不純物を除去することが好ましい。また、前記所定時間は２分〜５分であることが好ましい。
【００３６】
上記蒸発ガス再液化システムの始動又は再起動方法では、前記多段圧縮機は、給油式圧縮シリンダーを１つ以上備え、前記残留物には、蒸発ガスの再液化時に前記多段圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器に送られた蒸発ガス、及び前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスに混入する潤滑油が含まれることが好ましい。また、前記潤滑油は、前記熱交換器の内部で凝縮又は凝固した状態であることが好ましい。
【００３７】
上記蒸発ガス再液化システムの始動又は再起動方法では、前記所定時間に、蒸発ガスが前記バイパスライン、前記多段圧縮機、前記熱交換器の高温流路、及び前記減圧装置を循環することが好ましい。また、前記所定時間が経過した後、前記熱交換器の低温流路に前記熱交換器で冷媒として使用される蒸発ガスを供給して蒸発ガスを再液化することが好ましい。
【００３８】
上記蒸発ガス再液化システムの始動又は再起動方法では、前記多段圧縮機で圧縮した蒸発ガスの一部を主エンジンに供給することが好ましい。
【００３９】
上記蒸発ガス再液化システムの始動又は再起動方法では、前記多段圧縮機は蒸発ガスを１５０〜３５０ｂａｒで圧縮することが好ましい。又は、前記多段圧縮機は蒸発ガスを８０〜２５０ｂａｒで圧縮することが好ましい。
【００４０】
上記蒸発ガス再液化システムの始動又は再起動方法では、前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備えることが好ましい。また、前記熱交換器はＰＣＨＥであることが好ましい。
【発明の効果】
【００４１】
本発明によれば、貯蔵タンクから排出される蒸発ガスの量が、蒸発ガス自体を冷媒として使用し再液化することができる量を超える場合にも、蒸発ガスを処理することができる。また、ガス燃焼装置（ＧＣＵ；Ｇａｓ  Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ  Ｕｎｉｔ）に送る蒸発ガスの冷熱を蒸発ガスの再液化に使用することが可能な場合もあるため、この場合には、ガス燃焼装置に送る蒸発ガスの量を減少させ、再液化する蒸発ガスの量を増加させることができる。したがって、蒸発ガスの発生量が平常時より大幅に増加した場合にも、ガス燃焼装置で燃焼して捨てる蒸発ガスの量を減少させることができ、船舶が輸送する液化天然ガスを最大限に維持することができる。なお、本発明は、蒸発ガスを熱交換器からバイパスさせるバイパスラインの様々な活用を可能とする。
【図面の簡単な説明】
【００４２】
【図１】従来の部分再液化システムの概略的な構成図である。
【図２】本発明の第１実施形態に係る船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムの概略図である。
【図３】本発明の第２実施形態に係る船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムの概略図である。
【図４】本発明の第３実施形態に係る船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムの概略図である。
【発明を実施するための形態】
【００４３】
以下、添付した図面を参照して、本発明の好ましい実施形態の構成と作用を詳細に説明する。
【００４４】
本発明の蒸発ガス再液化システム及び蒸発ガス再液化方法は、天然ガスを燃料とするエンジンを搭載した船舶、液化ガス貯蔵タンクを備える船舶又は海洋構造物などに様々な応用と適用が可能である。下記実施形態は、様々な形態に変更することができ、本発明の技術的範囲は下記実施形態に限定されない。下記実施形態は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を例に挙げて説明するが、本発明は様々な液化ガスに適用することができ、この場合、下記実施形態は様々な形態に変更することができる。
【００４５】
また、下記実施形態において各流路を流れる流体は、システムの運用条件に応じて、気体状態のもの、気液混合状態のもの、液体状態のもの、又は超臨界流体とすることができる。
【００４６】
図２は、本発明の第１実施形態に係る船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムの概略図である。
【００４７】
図２を参照して、本実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムは、多段圧縮機２００、熱交換器１００、減圧装置３００、及び第１排出ラインＬ１を備えている。貯蔵タンクＴは、液化天然ガスなどの液化ガスを極低温状態で貯蔵するために密封及び断熱障壁を備えているが、外部からの伝達熱を完全に遮断することはできず、貯蔵タンクＴ内では液化ガスの蒸発が継続して行われ、蒸発ガスによって貯蔵タンクＴの内圧が上昇する恐れがある。このような内圧の過度の上昇を防ぎ、かつ内圧を適正なレベルに維持するために貯蔵タンクＴ内の蒸発ガスを排出する。貯蔵タンクＴで蒸発ガスが排出されるライン上には、蒸発ガスの流量と開閉を調節する第１調節バルブ５１０を設置することができる。
【００４８】
多段圧縮機２００は、複数の圧縮シリンダー２１０，２２０，２３０，２４０，２５０，及び複数の冷却器８１０，８２０，８３０，８４０，８５０を備え、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスを多段階で圧縮する。冷却器８１０は圧縮シリンダー２１０の下流に、冷却器８２０は圧縮シリンダー２２０の下流に、冷却器８３０は圧縮シリンダー２３０の下流に、冷却器８４０は圧縮シリンダー２４０の下流に、冷却器８５０は圧縮シリンダー２５０にそれぞれ設置され、圧縮シリンダー２１０，２２０，２３０，２４０，２５０と冷却器８１０，８２０，８３０，８４０，８５０は交互に設置されている。多段圧縮機２００は、圧縮にともない温度が上昇する、加圧された蒸発ガスを冷却する。
【００４９】
多段圧縮機２００で圧縮された蒸発ガスの一部は船舶を推進する主エンジンに送り、残りは再液化のために熱交換器１００送ることができる。主エンジンにはＭＥ−ＧＩエンジンがあり、ＭＥ−ＧＩエンジンは２ストローク機関であり、約３００ｂａｒの圧力の高圧天然ガスをピストンの上死点付近で燃焼室に直接噴射するディーゼルサイクル（Ｄｉｅｓｅｌ  Ｃｙｃｌｅ）を採用している。また、ＭＥ−ＧＩエンジンは、約１５０〜４００ｂａｒ、好ましくは約１５０〜３５０ｂａｒ、より好ましくは約３００ｂａｒの天然ガスを燃料として使用するものであると知られている。多段圧縮機２００は、主エンジンの要求圧力まで蒸発ガスを圧縮することができ、主エンジンがＭＥ−ＧＩエンジンである場合には、約１５０〜３５０ｂａｒの圧力で蒸発ガスを圧縮する。本実施形態では、主エンジンとして、約６〜２０ｂａｒの圧力の蒸発ガスを燃料として使用するＸ−ＤＦエンジンやＤＦエンジンを使用することもでき、この場合、主エンジンに供給するために圧縮された蒸発ガスは比較的低圧であるので、主エンジンに供給するためには圧縮された蒸発ガスを追加加圧して再液化することができる。再液化のために追加加圧された蒸発ガスの圧力は、約８０〜２５０ｂａｒになる。
【００５０】
多段圧縮機２００で上流側に設置された圧縮シリンダー２１０，２２０を経由した蒸発ガスの一部は、分岐して発電機に送られる。この発電機は、約６．５ｂａｒの圧力の天然ガスを要求し、圧縮シリンダー２１０，２２０によって約６．５ｂａｒに圧縮された蒸発ガスが発電機に送られる。多段圧縮機２００から発電機に蒸発ガスが送られるライン上には、蒸発ガスの流量と開閉を調節する第３調節バルブ５３０を設置することができる。
【００５１】
熱交換器１００は、多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの一部又は全部を貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと熱交換して冷却する。熱交換器１００が維持補修中又は故障した場合など、熱交換器１００の使用が不可能な場合、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスはバイパスラインＬ３を介して熱交換器１００を迂回することができる。バイパスラインＬ３には、バイパスラインＬ３を開閉する第３遮断バルブ６３０が設置される。第３遮断バルブ６３０は、平常時には閉められ、バイパスラインＬ３を使用する必要がある場合には開けられる。
【００５２】
バイパスラインＬ３は、次のように活用できる。
１）熱交換器の使用が不可能な場合
【００５３】
基本的に、熱交換器１００の故障、維持補修が必要な場合など、熱交換器１００を使用できない場合にバイパスラインＬ３を利用することになる。一例として、多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの一部又は全部を主エンジンに送る場合、熱交換器１００が使用できなくなると、主エンジンで使用されなかった余剰の蒸発ガスの再液化は放棄し、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスをバイパスラインＬ３に沿って熱交換器１００を迂回させて多段圧縮機２００に直接供給した後、多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを主エンジンに供給し、余剰の蒸発ガスは発電機に送る。
【００５４】
２）凝縮又は凝固した潤滑油の除去
【００５５】
熱交換器１００の維持補修のためにバイパスラインＬ３を利用する例として、熱交換器１００の流路が凝縮又は凝固した潤滑油によって塞がれたとき、バイパスラインＬ３を使用して凝縮又は凝固した潤滑油を除去する場合が挙げられる。
【００５６】
多段圧縮機２００が備える複数の圧縮シリンダー２１０，２２０，２３０，２４０，２５０には、その一部に無給油潤滑（ｏｉｌ−ｆｒｅｅ  ｌｕｂｒｉｃａｔｅｄ）方式で動作するものを、その他に給油潤滑（ｏｉｌ  ｌｕｂｒｉｃａｔｅｄ）方式で動作するものを採用することができる。特に、多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを主エンジンの燃料として使用するとき、再液化効率のために蒸発ガスを８０ｂａｒ以上、好ましくは１００ｂａｒ以上まで圧縮する場合に、多段圧縮機２００は、蒸発ガスを高圧で圧縮するために給油潤滑方式のシリンダーを備えることができる。現存する技術では、１００ｂａｒ以上まで蒸発ガスを圧縮するためには、往復タイプの多段圧縮機２００における、例えば、ピストンシール部位に潤滑及び冷却用の潤滑油を供給する必要があり、給油潤滑方式のシリンダーに潤滑油が供給されるが、現在の技術水準では、給油潤滑方式のシリンダーを通過した蒸発ガスには潤滑油が一部混在する。蒸発ガスに混入した潤滑油は、熱交換器１００で蒸発ガスよりも先に凝縮又は凝固して熱交換器１００の流路に溜まり、時間の経過につれて熱交換器１００の流路に溜まって凝縮又は凝固する潤滑油の量が増加するため、所定時間が経過すると熱交換器１００内部の凝縮又は凝固した潤滑油を除去する必要があることを本発明の発明者らは発見した。
【００５７】
特に、熱交換器１００は、再液化する蒸発ガスの圧力及び／又は流量、再液化効率などを考慮して、ＰＣＨＥ（Ｐｒｉｎｔｅｄ  Ｃｉｒｃｕｉｔ  Ｈｅａｔ  Ｅｘｃｈａｎｇｅｒ、ＤＣＨＥともいう。）であることが好ましいが、ＰＣＨＥは、流路が狭く（マイクロチャネル型の流路）、屈曲しており、凝縮又は凝固した潤滑油によって流路が容易に塞がる恐れがあり、特に流路の屈曲部分に凝縮又は凝固した潤滑油が多く溜まる。ＰＣＨＥ（ＤＣＨＥ）はコベルコ（Ｋｏｂｅｌｋｏ）社、アルファ・ラバル（Ａｌｆａｌａｖａｌ）社などの企業で生産されている。
【００５８】
熱交換器１００の流路が凝縮又は凝固した潤滑油によって塞がると、熱交換器１００の冷却効率が低下する。したがって、熱交換器１００の性能が所定値以下になると、熱交換器１００の内部に凝縮又は凝固した潤滑油がある程度以上溜まったと推定することができる。例えば、熱交換器１００の性能が正常時の約５０〜９０％以下、好ましくは約６０〜８０％以下、さらに好ましくは約７０％以下になると、熱交換器１００内部に凝縮又は凝固した潤滑油の除去が必要であると判断することができる。ここで、正常時の「約５０〜９０％以下」とは、約５０％以下、約６０％以下、約７０％以下、約８０％以下、及び約９０％以下の全てを含み、また、正常時の「約６０〜８０％以下」とは、約６０％以下、約７０％以下、及び約８０％以下の全てを含む。
【００５９】
熱交換器１００の性能低下の有無は、貯蔵タンクＴから熱交換器１００に供給され、熱交換器１００から貯蔵タンクＴに向けて排出される低温流体の温度差（すなわち、熱交換器１００の低温流路の上流と高温流路の下流の温度差、以下、「低温流れの温度差」という。）、熱交換器１００から多段圧縮機２００に排出され、多段圧縮機２００から熱交換器１００に供給される高温流体の温度差（すなわち、熱交換器１００の低温流路の下流と高温流路の上流の温度差、以下、「高温流れの温度差」という。）、熱交換器１００の高温流路の上流と下流の圧力差（以下、「高温流路の圧力差」という。）などにより検出することができ、この検出に基づいて凝縮又は凝固した潤滑油の除去が必要であるか否かを判断することができる。なお、熱交換器１００の前記低温流路とは貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスの供給流路であり、熱交換器１００の前記高温流路とは多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの供給流路である。
【００６０】
貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスには、オイル成分は混在しないか、非常に微量の水準でしか存在しない。蒸発ガスに潤滑油が混入する時点は蒸発ガスが多段圧縮機２００で圧縮されるときであり、貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスを冷媒として使用した後、多段圧縮機２００に送る熱交換器１００の低温流路には凝縮又は凝固した潤滑油がほとんど溜まらなく、多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスを冷却した後に減圧装置３００に送られる熱交換器１００の前記高温流路には凝縮又は凝固した潤滑油が溜まる。したがって、凝縮又は凝固した潤滑油によって流路が塞がって熱交換器１００の上下流で圧力差が大きくなる現象は前記高温流路で急速に進行するため、熱交換器１００の高温流路の圧力を測定して凝縮又は凝固した潤滑油を除去する必要があるか否かを判断することが好ましい。凝縮又は凝固した潤滑油を除去する必要があるか否かを熱交換器１００の高温流路の上下流の圧力差によって判断することは、流路が狭く屈曲するＰＣＨＥを熱交換器１００に適用することを考慮すると、特に有効である。
【００６１】
より具体的には、熱交換器１００の性能低下の有無は、低温流れの温度差の値と高温流れの温度差の値とのうち、より小さな値が第１設定値以上の状態で所定時間以上持続するか、又は高温流路の圧力差が正常時より第２設定値以上の状態で所定時間以上持続するかによって検出することができ、検出時点を凝縮又は凝固した潤滑油の除去時点であると判断することができる。第１設定値は約２０〜５０℃、好ましくは約３０〜４０℃、より好ましくは約３５℃であり、第２設定値は約１〜５ｂａｒ、好ましくは約１．５〜３ｂａｒ、より好ましくは約２ｂａｒ（２００ｋＰａ）であり、所定時間は約１時間である。
【００６２】
凝縮又は凝固した潤滑油の除去時点であると判断するとき、バイパスラインＬ３を使用して凝縮又は凝固した潤滑油の除去を行う。このとき、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスは、バイパスラインＬ３を経て多段圧縮機２００に送られ、熱交換器１００に送られない。したがって、熱交換器１００には冷媒の供給がなくなる。貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスはバイパスラインＬ３を介して熱交換器１００を迂回した後、多段圧縮機２００に送られる。多段圧縮機２００に送られた蒸発ガスは多段圧縮機２００で圧縮され、圧力だけでなく温度も高くなり、多段圧縮機２００で約３００ｂａｒに圧縮された蒸発ガスの温度は約４０〜４５℃になる。
【００６３】
多段圧縮機２００で圧縮されて温度が高くなった蒸発ガスを熱交換器１００に送り続けると、熱交換器１００で冷媒として使用される貯蔵タンクＴから排出された低温の蒸発ガスは熱交換器１００に供給されず、温度が高い蒸発ガスのみが継続的に熱交換器１００に供給されるため、多段圧縮機２００で圧縮された蒸発ガスが通過する熱交換器１００の前記高温流路の温度が徐々に上昇する。熱交換器１００の前記高温流路の温度が、潤滑油が凝縮又は凝固する温度以上になると、熱交換器１００の内部に溜まっていた凝縮又は凝固した潤滑油が徐々に融解又は粘度が低くなり、融解又は粘度が低くなった潤滑油は蒸発ガスと混合して熱交換器１００から排出され、気液分離器４００に送られる。バイパスラインＬ３を活用して熱交換器１００内部の凝縮又は凝固した潤滑油を除去する過程では蒸発ガスは再液化されないので、気液分離器４００には再液化された液化ガスは集まらず、気体状態の蒸発ガスと融解又は粘度が低くなった潤滑油が溜まることになる。気液分離器４００に溜まった気体状態の蒸発ガスは、気液分離器４００から排出されて再びバイパスラインＬ３に沿って多段圧縮機２００に送られる。
【００６４】
バイパスラインＬ３を活用して凝縮又は凝固した潤滑油を除去する場合、熱交換器１００が正常化するまで蒸発ガスがバイパスラインＬ３、多段圧縮機２００、熱交換器１００の前記高温流路、減圧装置３００及び気液分離器４００を循環し、この循環は、熱交換器１００の前記高温流路の温度が多段圧縮機２００で圧縮された後に熱交換器１００の前記高温流路に送られる蒸発ガスの温度まで高くなったと判断されるまで続けられる。ただし、経験上で十分な時間が経過したと判断されるまで前記循環を続けることができる。熱交換器１００の内部で凝縮又は凝固されていた潤滑油の大部分が気液分離器４００に溜まったと判断（すなわち、熱交換器１００が正常化したと判断）したら、多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスが熱交換器１００に流入することを遮断し、気液分離器４００の内部に溜まった後に融解又は粘度が低くなった潤滑油を排出する。その際、気液分離器４００内に窒素を注入（窒素パージ）して潤滑油を迅速に排出させることができる。窒素パージ時に気液分離器４００に注入する窒素の圧力は約５〜７ｂａｒである。以上の工程により、熱交換器１００の内部の凝縮又は凝固した潤滑油だけでなく、配管、バルブ、計測器、及び各種装備に溜まった凝縮又は凝固した潤滑油も除去することができる。
【００６５】
本実施形態は、熱交換器１００の内部の凝縮又は凝固した潤滑油を除去しながらエンジン（主エンジン及び／又は発電機）を駆動させることができ、エンジンの運転を続けながら熱交換器１００を整備することができるため、熱交換器１００の整備中にも船舶の推進と発電が可能であり、余剰の蒸発ガスを活用して凝縮又は凝固した潤滑油を除去することができるという長所がある。また、熱交換器１００の内部の凝縮又は凝固した潤滑油を除去しながらエンジンを駆動させると、多段圧縮機２００で圧縮する時に蒸発ガスに混入した潤滑油をエンジンによって燃焼できる長所がある。すなわち、エンジンは、船舶の推進又は発電用の本来の用途だけでなく、蒸発ガスに混入したオイルを除去する役割もする。
【００６６】
３）蒸発ガスを再液化する必要がない場合
【００６７】
また、船舶のバラスト状態など、余剰の蒸発ガスがほとんどなく、蒸発ガスを再液化する必要がない場合には、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスの全てをバイパスラインＬ３に送り、蒸発ガスが熱交換器１００を迂回して直ちに多段圧縮機２００に送られるようにする。多段圧縮機２００に圧縮された蒸発ガスは主エンジンの燃料として使用される。余剰の蒸発ガスがほとんどなくて蒸発ガスを再液化する必要がないと判断した場合には、第３遮断バルブ６３０が自動的に開放するように制御することができる。本発明の発明者らは、蒸発ガスが、流路の狭い熱交換器１００を通過して主エンジン及び／又は発電機に供給されるとき、熱交換器１００によって蒸発ガスに大きな圧力降下が発生することを発見した。再液化の必要性がない場合には、上述したように、熱交換器１００を迂回させて蒸発ガスを圧縮することで、主エンジン及び／又は発電機に燃料の円滑な供給が可能になる。
【００６８】
４）蒸発ガスの再液化の始動又は再起動時
【００６９】
蒸発ガスを再液化しなかった後に蒸発ガスの量が増加して蒸発ガスを再液化する場合にもバイパスラインＬ３を使用することができる。蒸発ガスを再液化しなかった後に蒸発ガスの量が増加して蒸発ガスを再液化する場合（すなわち、蒸発ガス再液化の始動又は再起動時）、貯蔵タンクＴから排出される全ての蒸発ガスをバイパスラインＬ３に送り、全ての蒸発ガスが熱交換器１００を迂回して直ちに多段圧縮機２００で供給され、多段圧縮機２００で圧縮された蒸発ガスを熱交換器１００の前記高温流路に送る。圧縮された蒸発ガスの一部はもちろん主エンジンに送ることができる。こうすることによって、蒸発ガスの再液化の始動又は再起動時には熱交換器１００の前記高温流路の温度を上げることができ、熱交換器１００、他の装備、配管などに存在する凝縮又は凝固した潤滑油や他の残留物又は不純物などを除去した後に蒸発ガスの再液化を開始できるという利点がある。前記残留物には、例えば、再起動前の蒸発ガスの再液化時に多段圧縮機１００で圧縮された後に熱交換器１００に送られた蒸発ガスと、多段圧縮機１００で圧縮された蒸発ガスに混入した潤滑油とが含まれる。
【００７０】
もし蒸発ガスの再液化の始動又は再起動時に、バイパスラインＬ３を使用して熱交換器１００の前記高温流路の温度を上昇させることなく、直ちに貯蔵タンクＴから排出された低温の蒸発ガスを熱交換器１００に供給すると、熱交換器１００の前記高温流路に高温の蒸発ガスが供給されずに貯蔵タンクＴから排出された低温の蒸発ガスが熱交換器１００の前記低温流路に供給されるため、熱交換器１００に存在し、凝縮又は凝固していない潤滑油が、熱交換器１００の温度低下にともない凝縮又は凝固する恐れがある。バイパスラインＬ３を使用して熱交換器１００の前記高温流路の温度を上昇させ、所定時間が経過した後（すなわち、凝縮又は凝固した潤滑油や他の不純物がほとんど除去されたと判断した後。この判断は、当業者が経験によって持続時間を決めることができ、約１分〜３０分、好ましくは約３分〜１０分、より好ましくは約２分〜５分程度である）、少し開けた第１調節バルブ５１０及び閉めていた第２調節バルブ５２０を徐々に開けるとともに、第３遮断バルブ６３０は徐々に閉めて蒸発ガスの再液化を開始する。さらに所定時間が経過した後、第１調節バルブ５１０及び第２調節バルブ５２０を完全に開けるとともに、第３遮断バルブ６３０を完全に閉め、貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスの全てを熱交換器１００において蒸発ガスを再液化する冷媒として使用することができる。
【００７１】
５）多段圧縮機の吸入圧力条件を満たすために
【００７２】
また、バイパスラインＬ３は貯蔵タンクＴの内部圧力が低い場合に多段圧縮機２００の吸入圧力の条件を満たすために利用できる。貯蔵タンクＴの内部の液化ガスの量が少なく、生成される蒸発ガスの量が少ない場合、また、船舶の速度が速く、船舶の推進のために主エンジンに供給する蒸発ガスの量が多い場合など、貯蔵タンクＴの内部圧力が低い場合には、多段圧縮機２００に要求される多段圧縮機２００の上流における吸引圧力条件を満たさないことがある。特に、熱交換器１００に流路の狭いＰＣＨＥ（ＤＣＨＥ）を適用する場合、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスがＰＣＨＥを通過すると圧力が大幅に降下する。従来、多段圧縮機２００に要求される吸入圧力条件を満たさない場合には、多段圧縮機２００の内部に設置される再循環ラインによって蒸発ガスの一部又は全部を再循環させて多段圧縮機２００を保護していた。しかし、蒸発ガスの再循環方式によって多段圧縮機２００の吸入圧力条件を満たすようにすると、最終的には多段圧縮機２００で圧縮された蒸発ガスの量が減る結果になるから、再液化性能が低下し、主エンジンに要求される燃料消費量を満たさない恐れがある。特に、主エンジンに要求される燃料消費量を満たさないと船舶の運航に大きな問題が生じるので、貯蔵タンクＴの内部圧力が低い場合でも多段圧縮機２００に要求される吸入圧力条件を満たしながらも主エンジンに要求される燃料消費量を満たすことができるようにする必要がある。本実施形態は、特別な付加的装置を設置しなくても、熱交換器１００の維持補修のために設置されたバイパスラインＬ３を活用し、貯蔵タンクＴの内部圧力が低い場合でも、多段圧縮機１００で圧縮した蒸発ガスの量が減少せず、多段圧縮機２００に要求される吸入圧力条件を満たすことができる。
【００７３】
具体的には、本実施形態では、貯蔵タンクＴの内部圧力が所定値以下になると、第３遮断バルブ６３０を開け、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスの一部又は全部をバイパスラインＬ３によって熱交換器１００を迂回させて多段圧縮機２００に送る。バイパスラインＬ３に送る蒸発ガスの量は、多段圧縮機２００に要求される吸入圧力条件に比べて貯蔵タンクＴの内部圧力がどれぐらい足りないかによって調節する。すなわち、第３遮断バルブ６３０を全開にして貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスの全てをバイパスラインＬ３に送ることも、第３遮断バルブ６３０を全開ではないが開けて貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスの一部をバイパスラインＬ３に送り、他の一部は熱交換器１００に送ることもできる。このように、バイパスラインＬ３を介して熱交換器１００を迂回させると、蒸発ガスの量が増加し、蒸発ガスの圧力降下を抑制することができる。
【００７４】
一方、貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスを熱交換器１００を迂回させて多段圧縮機２００に送ると、蒸発ガスの圧力降下を最小限に抑えることができるという利点があるが、蒸発ガスの冷熱による蒸発ガスの再液化の有効性が低減するため、バイパスラインＬ３の使用の可否、及び貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスのどれだけの量をバイパスラインＬ３に送るかは、貯蔵タンクＴの内部圧力、主エンジンに要求される燃料消費量、再液化する蒸発ガスの量などを考慮して決定することが好ましい。一例として、貯蔵タンクＴの内部圧力が所定値以下であり、船舶が所定速度以上で運航している場合、バイパスラインＬ３を使用して蒸発ガスの圧力降下を減らすことが有利であると判断することができる。具体的には、貯蔵タンクＴの内部圧力が１．０９ｂａｒ以下であり、船舶の速度が１７ｋｎｏｔ以上の時に、バイパスラインＬ３を使用して蒸発ガスの圧力降下を減らすことが有利であると判断することができる。
【００７５】
また、貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスの全てをバイパスラインＬ３を介して多段圧縮機２００に送っても多段圧縮機２００に要求される吸入圧力の条件を満たさない場合があるが、この場合は、熱交換器１００の内部に設置される再循環ラインを使用して吸引圧力条件を満たすようにすることができる。すなわち、貯蔵タンクＴの内部圧力が低下し、多段圧縮機２００に要求される吸入圧力条件を満たすことができなくなると、従来、直ちに再循環ラインを使用して多段圧縮機２００を保護したが、本実施形態では、まず、バイパスラインＬ３を活用して貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスの全てを多段圧縮機２００に送り、多段圧縮機２００に要求される吸入圧力条件を満たすようにし、それでも多段圧縮機２００に要求される吸入圧力条件を満たすことができないときに、副次的に再循環ラインを使用する。具体的には、第３遮断バルブ６３０を開ける条件である圧力値を再循環ラインの使用条件である圧力値よりも高く設定する。
【００７６】
再循環ラインの使用条件と第３遮断バルブ６３０を開ける条件は、多段圧縮機２００の上流の圧力を因子として使用した方が良いが、貯蔵タンクＴの内部圧力を因子として使用してもよい。多段圧縮機２００の上流の圧力は多段圧縮機２００の上流に設置される第１圧力センサ（図示せず）で測定することができ、貯蔵タンクＴの内部圧力は第２圧力センサ（図示せず）で測定することができる。第３遮断バルブ６３０は、貯蔵タンクＴの圧力変化にともなう開度調節が迅速に行われるように、通常より反応速度が速いバルブが好ましい。
【００７７】
６）貯蔵タンクの内部圧力を低い範囲まで制御する場合
【００７８】
また、貯蔵タンクＴの内部圧力を低い範囲まで制御する場合、貯蔵タンクＴの内部圧力を下げても多段圧縮機２００の吸入圧力条件を満たすためにバイパスラインＬ３を使用することができる。
【００７９】
減圧装置３００は、多段圧縮機２００で圧縮した後に熱交換器１００で冷却された蒸発ガスを膨張させる。多段圧縮機２００による圧縮、熱交換器１００による冷却、及び減圧装置３００による膨張を経た蒸発ガスは、その一部又は全部が再液化される。減圧装置３００にはジュール−トムソンバルブなどの膨張バルブ、膨張機などがある。
【００８０】
第１排出ラインＬ１は、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスが熱交換器１００に送られるラインから分岐して、貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスの一部又は全部をガス燃焼装置に送る。第１排出ラインＬ１によって貯蔵タンクＴで発生する蒸発ガスの一部又は全部をガス燃焼装置に送って燃焼させることができるため、貯蔵タンクＴに液化天然ガスを船積みする時など、平常時に比べて蒸発ガスが多く発生する場合に備えることもできる。第１排出ラインＬ１上には、第１排出ラインＬ１を開閉する第１遮断バルブ６１０が設置され、蒸発ガスを吸入してガス燃焼装置に送る送風機（Ｂｌｏｗｅｒ）７００が第１遮断バルブ６１０の下流に設置される。
【００８１】
本実施形態では、気液分離器４００は、減圧装置３００の下流に設置され、多段圧縮機２００、熱交換器１００、及び減圧装置３００を通過して再液化された液化天然ガスと、気体状態で残っている蒸発ガスを分離する。気液分離器４００で分離された液化天然ガスは貯蔵タンクＴに送られ、分離された蒸発ガスは貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと合流して熱交換器１００に送られる。気液分離器４００で分離された蒸発ガスが貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと合流するポイントは、例えば、第１排出ラインＬ１が分岐するポイントと熱交換器１００との間とすることができる。図２では、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスが熱交換器１００に送られるライン上には、第１排出ラインＬ１の分岐点と、気液分離器４００で分離された蒸発ガスの合流点が蒸発ガスの流れ方向で順次に位置している。貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスの一部又は全てが第１排出ラインＬ１によってガス燃焼装置に送られ、気液分離器４００で分離された蒸発ガスは全て熱交換器１００に送られる。この他、気液分離器４００で分離された蒸発ガスは、貯蔵タンクＴと第１排出ラインＬ１が分岐するポイントとの間で合流させることもできる。この場合、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスが熱交換器１００に送られるライン上には、気液分離器４００で分離された蒸発ガスの合流点と第１排出ラインＬ１の分岐点が蒸発ガスの流れ方向で順次に位置する。なお、気液分離器４００から気体状態の蒸発ガスが排出されるライン上には、蒸発ガスの流量と開閉を調節する第２調節バルブ５２０が設置される。
【００８２】
図３は、本発明の第２実施形態に係る船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムの概略図である。
【００８３】
図３に示した第２実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムは、第２排出ラインＬ２をさらに備えるという点において図２に示した第１実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムと相違している。以下では上記相違点を中心に説明し、前述した第１実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムと同じ部材については詳細な説明を省略する。
【００８４】
図３を参照して、本実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムは、第１実施形態と同様に、多段圧縮機２００、熱交換器１００、減圧装置３００、及び第１排出ラインＬ１を備える。貯蔵タンクＴから蒸発ガスが排出されるライン上には、第１実施形態と同様に、蒸発ガスの流量と開閉を調節する第１調節バルブ５１０が設置される。多段圧縮機２００は、第１実施形態と同様に、複数の圧縮シリンダー２１０，２２０，２３０，２４０，２５０，及び複数の冷却器８１０，８２０，８３０，８４０，８５０を備え、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスを多段階で圧縮する。多段圧縮機２００で圧縮された蒸発ガスは、第１実施形態と同様に、その一部が船舶を推進する主エンジンに送られ、主エンジンに要求されない余剰の蒸発ガスが再液化のために熱交換器１００に送られる。主エンジンは、第１実施形態と同様に、ＭＥ−ＧＩエンジンとすることができる。また、多段圧縮機２００は、第１実施形態と同様に、主エンジンに要求される圧力まで蒸発ガスを圧縮し、主エンジンがＭＥ−ＧＩエンジンの場合には約３００ｂａｒの圧力まで蒸発ガスを圧縮する。多段圧縮機２００で上流側に設置された圧縮シリンダー２１０，２２０を経由した蒸発ガスの一部は、第１実施形態と同様に、分岐して発電機に送られる。この発電機は、約６．５ｂａｒの圧力の天然ガスを要求し、圧縮シリンダー２１０，２２０によって約６．５ｂａｒに圧縮された蒸発ガスが発電機に送られる。多段圧縮機２００から発電機に蒸発ガスが送られるライン上には、第１実施形態と同様に、蒸発ガスの流量と開閉を調節する第３調節バルブ５３０を設置することができる。
【００８５】
熱交換器１００は、第１実施形態と同様に、多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの一部又は全部を貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと熱交換して冷却する。熱交換器１００が維持補修中又は故障した場合など、熱交換器１００の使用が不可能な場合、第１実施形態と同様に、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスはバイパスラインＬ３を介して熱交換器１００を迂回することができる。バイパスラインＬ３には、バイパスラインＬ３を開閉する第３遮断バルブ６３０が設置される。
【００８６】
バイパスラインＬ３は、第１実施形態と同様に、１）熱交換器１００の故障、維持補修が必要な場合など、熱交換器１００を使用できない場合、２）熱交換器１００の流路が凝縮又は凝固した潤滑油によって塞がれたときに凝縮又は凝固した潤滑油を除去する場合、３）余剰の蒸発ガスがほとんどなく蒸発ガスを再液化する必要がない場合、４）蒸発ガスを再液化せず、蒸発ガスの量が増加し、蒸発ガスを再液化する場合（すなわち、蒸発ガスの再液化の始動又は再起動時）、５）貯蔵タンクＴの内部圧力が低い場合に多段圧縮機２００の吸入圧力条件を満たすため、６）貯蔵タンクＴの内部圧力を低い範囲まで制御する場合、貯蔵タンクＴの内部圧力を下げても多段圧縮機２００の吸入圧力条件を満たすために使用することができる。
【００８７】
減圧装置３００は、第１実施形態と同様に、多段圧縮機２００で圧縮した後に熱交換器１００で冷却された蒸発ガスを膨張させる。多段圧縮機２００による圧縮、熱交換器１００による冷却、及び減圧装置３００による膨張を経た蒸発ガスは、第１実施形態と同様に、その一部又は全部が再液化される。減圧装置３００にはジュール−トムソンバルブなどの膨張バルブ、膨張機などがある。
【００８８】
第１排出ラインＬ１は、１実施形態と同様に、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスが熱交換器１００に送られるラインから分岐して、貯蔵タンクＴから排出される蒸発ガスの一部又は全部をガス燃焼装置に送る。第１排出ラインＬ１上には、第１実施形態と同様に、第１排出ラインＬ１を開閉する第１遮断バルブ６１０が設置され、蒸発ガスを吸入してガス燃焼装置に送る送風機（Ｂｌｏｗｅｒ）７００が第１遮断バルブ６１０の下流に設置される。
【００８９】
一方、本実施形態では、熱交換器１００から多段圧縮機２００に蒸発ガスが送られるラインから分岐して第１排出ラインＬ１に合流する第２排出ラインＬ２をさらに備え、第２排出ラインＬ２上に第２排出ラインＬ２を開閉する第２遮断バルブ６２０が設置されている。第１排出ラインＬ１は、熱交換器１００の維持補修中、熱交換器１００が故障した場合など、熱交換器１００が使用できない場合に、熱交換器１００を迂回させて貯蔵タンクＴからガス燃焼装置に蒸発ガスを送るために使用される。第２排出ラインＬ２は、熱交換器１００の使用が可能な状態で貯蔵タンクＴで発生した蒸発ガスをガス燃焼装置に送る必要がある場合に使用される。なお、第１排出ラインＬ１は省略可能であり、この場合、熱交換器１００と多段圧縮機２００の間から分岐した第２排出ラインＬ２が直接ガス燃焼装置と連結することができる。
【００９０】
図２に示した第１実施形態では、貯蔵タンクＴから排出された後にガス燃焼装置に送られる蒸発ガスは熱交換器１００の上流で分岐するので、貯蔵タンクＴから排出された後に多段圧縮機２００に送られる蒸発ガスのみが熱交換器１００の冷媒として使用される。これに対し、本実施形態では、熱交換器１００の下流で分岐した第２排出ラインＬ２を介して蒸発ガスをガス燃焼装置に送るので、貯蔵タンクＴから排出された後にガス燃焼装置に送られる蒸発ガスと、貯蔵タンクＴから排出された後に多段圧縮機２００に送られる蒸発ガスは、全て熱交換器１００の冷媒として使用することができる。したがって、本実施形態は、第１実施形態に比べて熱交換器１００の冷却効率を高めることができる。熱交換器１００の冷却効率が高くなると、再液化された蒸発ガスの流量が増加し、最終的にガス燃焼装置に送って燃焼する蒸発ガスの流量が減少する。なお、本実施形態の熱交換器１００は、第１実施形態と異なり、ガス燃焼装置に送られる蒸発ガスの流量も受容する必要があるため、第１実施形態より大容量のものとして設計することが好ましい。第２排出ラインＬ２が合流するポイントは、第１遮断バルブ６１０の下流の第１排出ラインＬ１が好ましく、送風機７００を備える場合、第２排出ラインＬ２が合流するポイントは第１遮断バルブ６１０と送風機７００の間が好ましい。本実施形態は、第１排出ラインＬ１又は第２排出ラインＬ２によって貯蔵タンクＴで発生する蒸発ガスの一部又は全部をガス燃焼装置に送って燃焼するので、貯蔵タンクＴに液化天然ガスを船積みする時など、平常時に比べて蒸発ガスが多く発生した場合に備えることもできる。
【００９１】
本実施形態は、第１実施形態と同様に、減圧装置３００の下流に設置され、多段圧縮機２００、熱交換器１００、及び減圧装置３００を通過して再液化された液化天然ガスと、気体状態で残っている蒸発ガスを分離する気液分離器４００をさらに備える。気液分離器４００で分離された液化天然ガスは貯蔵タンクＴに送られ、分離された蒸発ガスは貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと合流して熱交換器１００に送られる。気液分離器４００で分離された蒸発ガスが貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと合流するポイントは、第１実施形態と同様に、例えば、第１排出ラインＬ１が分岐するポイントと熱交換器１００との間とすることができる。また、気液分離器４００で分離された蒸発ガスは、第１実施形態と同様に、貯蔵タンクＴと第１排出ラインＬ１が分岐するポイントとの間で合流させることもできる。本実施形態の気液分離器４００で分離された蒸発ガスの合流点が、第１排出ラインＬ１の分岐点と熱交換器１００との間である場合、第１実施形態と同様に、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスの一部又は全部が第１排出ラインＬ１によってガス燃焼装置に送られ、気液分離器４００で分離された蒸発ガスは全て熱交換器１００に送られる。気液分離器４００から気体状態の蒸発ガスが排出されるライン上には、第１実施形態と同様に、蒸発ガスの流量と開閉を調節する第２調節バルブ５２０を設置することができる。
【００９２】
図４は、本発明の第３実施形態に係る船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムの概略図である。
【００９３】
図４に示した第３実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムは、第１排出ラインＬ１を備えず、第２排出ラインＬ２をさらに備えるという点において図２に示した第１実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムと相違している。以下では上記相違点を中心に説明し、前述した第１実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムと同じ部材については詳細な説明を省略する。
【００９４】
図４を参照して、本実施形態の船舶に備えられる蒸発ガス再液化システムは、第１実施形態と同様に、多段圧縮機２００、熱交換器１００、及び減圧装置３００を備える。一方、本実施形態は、第１実施形態と異なり、第１排出ラインＬ１を備えず、第２排出ラインＬ２を備える。貯蔵タンクＴから蒸発ガスが排出されるライン上には、第１実施形態と同様に、蒸発ガスの流量と開閉を調節する第１調節バルブ５１０が設置される。多段圧縮機２００は、第１実施形態と同様に、複数の圧縮シリンダー２１０，２２０，２３０，２４０，２５０，及び複数の冷却器８１０，８２０，８３０，８４０，８５０を備え、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスを多段階で圧縮する。多段圧縮機２００で圧縮された蒸発ガスは、第１実施形態と同様に、その一部が船舶を推進する主エンジンに送られ、主エンジンに要求されない余剰の蒸発ガスが再液化のために熱交換器１００に送られる。主エンジンは、第１実施形態と同様に、ＭＥ−ＧＩエンジンとすることができる。また、多段圧縮機２００は、第１実施形態と同様に、主エンジンに要求される圧力まで蒸発ガスを圧縮し、主エンジンがＭＥ−ＧＩエンジンの場合には約３００ｂａｒの圧力まで蒸発ガスを圧縮する。多段圧縮機２００で上流側に設置された圧縮シリンダー２１０，２２０を経由した蒸発ガスの一部は、第１実施形態と同様に、分岐して発電機に送られる。この発電機は、約６．５ｂａｒの圧力の天然ガスを要求し、圧縮シリンダー２１０，２２０によって約６．５ｂａｒで圧縮された蒸発ガスが発電機に送られる。多段圧縮機２００から発電機に蒸発ガスが送られるライン上には、第１実施形態と同様に、蒸発ガスの流量と開閉を調節する第３調節バルブ５３０を設置することができる。
【００９５】
熱交換器１００は、第１実施形態と同様に、多段圧縮機２００で圧縮した蒸発ガスの一部又は全部を貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと熱交換して冷却する。熱交換器１００が維持補修中又は故障した場合など、熱交換器１００の使用が不可能な場合、第１実施形態と同様に、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスはバイパスラインＬ３を介して熱交換器１００を迂回することができる。バイパスラインＬ３には、バイパスラインＬ３を開閉する第３遮断バルブ６３０が設置される。
【００９６】
減圧装置３００は、第１実施形態と同様に、多段圧縮機２００で圧縮した後に熱交換器１００で冷却された蒸発ガスを膨張させる。多段圧縮機２００による圧縮、熱交換器１００による冷却、及び減圧装置３００による膨張を経た蒸発ガスは、第１実施形態と同様に、その一部又は全部が再液化される。減圧装置３００にはジュール−トムソンバルブなどの膨張バルブ、膨張機などがある。
【００９７】
第２排出ラインＬ２は、熱交換器１００から多段圧縮機２００に蒸発ガスが送られるラインから分岐して、貯蔵タンクＴから排出された後に熱交換器１００で冷媒として使用された蒸発ガスの一部又は全部をガス燃焼装置に送る。第２排出ラインＬ２上には、第２排出ラインＬ２を開閉する第２遮断バルブ６２０が設置され、蒸発ガスを吸入してガス燃焼装置に送る送風機７００が第２遮断バルブ６２０の下流に設置されている。本実施形態では、熱交換器１００が維持補修中又は故障した場合など、熱交換器１００の使用が不可能な場合、第１実施形態と同様に、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスはバイパスラインＬ３を介して熱交換器１００を迂回することができる。熱交換器１００が使用可能な状態で貯蔵タンクＴで発生する蒸発ガスをガス燃焼装置に送る必要がある場合には、貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスは、熱交換器１００で冷媒として使用された後に第２排出ラインＬ２に沿ってガス燃焼装置に送られる。バイパスラインＬ３には、第１実施形態と同様に、バイパスラインＬ３を開閉する第３遮断バルブ６３０が設置される。
【００９８】
図２に示した第１実施形態では、貯蔵タンクＴから排出された後にガス燃焼装置に送られる蒸発ガスは熱交換器１００の上流で分岐するので、貯蔵タンクＴから排出された後に多段圧縮機２００に送られる蒸発ガスのみが熱交換器１００の冷媒として使用される。これに対し、本実施形態では、熱交換器１００の下流で分岐した第２排出ラインＬ２を介して蒸発ガスをガス燃焼装置に送るので、貯蔵タンクＴから排出された後にガス燃焼装置に送られる蒸発ガスと、貯蔵タンクＴから排出された後に多段圧縮機２００に送られる蒸発ガスは、全て熱交換器１００の冷媒として使用することができる。したがって、本実施形態は、第１実施形態に比べて熱交換器１００の冷却効率を高めることができる。熱交換器１００の冷却効率が高くなると、再液化された蒸発ガスの流量が増加し、最終的にガス燃焼装置に送って燃焼する蒸発ガスの流量が減少する。なお、本実施形態の熱交換器１００は、第１実施形態と異なり、ガス燃焼装置に送られる蒸発ガスの流量も受容する必要があるため、第１実施形態より大容量のものとして設計することが好ましい。本実施形態は、第２排出ラインＬ２によって貯蔵タンクＴで発生する蒸発ガスの一部又は全部をガス燃焼装置に送って燃焼するので、貯蔵タンクＴに液化天然ガスを船積みする時など、平常時に比べて蒸発ガスが多く発生した場合に備えることもできる。
【００９９】
バイパスラインＬ３は、第１実施形態と同様に、１）熱交換器１００の故障、維持補修が必要な場合など、熱交換器１００を使用できない場合、２）熱交換器１００の流路が凝縮又は凝固した潤滑油によって塞がれたときに凝縮又は凝固した潤滑油を除去する場合、３）余剰の蒸発ガスがほとんどなく蒸発ガスを再液化する必要がない場合、４）蒸発ガスを再液化せず、蒸発ガスの量が増加し、蒸発ガスを再液化する場合（すなわち、蒸発ガスの再液化の始動又は再起動時）、５）貯蔵タンクＴの内部圧力が低い場合に多段圧縮機２００の吸入圧力条件を満たすため、６）貯蔵タンクＴの内部圧力を低い範囲まで制御する場合、貯蔵タンクＴの内部圧力を下げても多段圧縮機２００の吸入圧力条件を満たすために使用することができる。
【０１００】
本実施形態は、第１実施形態と同様に、減圧装置３００の下流に設置され、多段圧縮機２００、熱交換器１００、及び減圧装置３００を通過して再液化された液化天然ガスと、気体状態で残っている蒸発ガスを分離する気液分離器４００をさらに備える。気液分離器４００で分離された液化天然ガスは貯蔵タンクＴに送られ、分離された蒸発ガスは貯蔵タンクＴから排出された蒸発ガスと合流して熱交換器１００に送られる。気液分離器４００から気体状態の蒸発ガスが排出されるライン上には、第１実施形態と同様に、蒸発ガスの流量と開閉を調節する第２調節バルブ５２０を設置することができる。
【０１０１】
本発明は、以上の実施形態に限定されず、本発明の技術的要旨を逸脱しない範囲内で様々な修正又は変形が可能であることは、本発明の属する技術分野における通常の知識を有する者に自明である。
【符号の説明】
【０１０２】
１００…熱交換器、２００…多段圧縮機、３００…減圧装置、Ｌ３…バイパスライン、２１０，２２０，２３０，２４０，２５０…圧縮シリンダー。
【図１】
2019027588.tif 000003
【図２】
2019027588.tif 000004
【図３】
2019027588.tif 000005
【図４】
2019027588.tif 000006
【手続補正書】
【提出日】平成30年6月11日(2018.6.11)
【手続補正１】
【補正対象書類名】特許請求の範囲
【補正対象項目名】全文
【補正方法】変更
【補正の内容】
【特許請求の範囲】
【請求項１】
蒸発ガスを圧縮する圧縮機；
前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し、熱交換して冷却する熱交換器；
前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置；及び
蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記圧縮機に供給するバイパスラインを備え、
前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備え、
前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスはエンジンに供給され、前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスのうち、前記エンジンで使用されない余剰の蒸発ガスは前記エンジンの上流で分岐して前記熱交換器に供給され、
蒸発ガスの発生量が前記エンジンで燃料として使用される蒸発ガスの量と同等以下であるため蒸発ガスを再液化する必要がない場合に、蒸発ガスを前記バイパスラインによって前記熱交換器を迂回させて前記圧縮機に供給し、
前記熱交換器を通過することによる圧力降下が生じない蒸発ガスを、前記圧縮機を通して前記エンジンに燃料として供給するように構成したことを特徴とする蒸発ガス再液化システム。
【請求項２】
蒸発ガスを圧縮する圧縮機；
前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し、熱交換して冷却する熱交換器；
前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置；及び
蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記圧縮機に供給するように設けられ、前記熱交換器の整備時に使用されるバイパスラインを備え、
前記圧縮機は給油式圧縮シリンダーを１つ以上備え、
前記熱交換器の流路が凝縮または凝固した潤滑油によって一部または全部が塞がったときに、蒸発ガスを前記バイパスラインによって前記熱交換器を迂回させて前記圧縮機に供給し、凝縮又は凝固した潤滑油を融解させるか又は粘度を低下させて排出させることを特徴とする蒸発ガス再液化システム。
【請求項３】
蒸発ガスを圧縮する圧縮機；
前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し、熱交換して冷却する熱交換器；
前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置；及び
蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記圧縮機に供給するバイパスラインを備え、
前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備え、
貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを前記熱交換器で冷媒として使用し、
前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスはエンジンに供給され、前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスのうち、前記エンジンで使用されない余剰の蒸発ガスは前記エンジンの上流で分岐して前記熱交換器に供給され、
前記圧縮機に供給される蒸発ガスの圧力が、前記圧縮機が必要とする吸入圧力条件を満たさない場合、前記貯蔵タンクの内部圧力を低い範囲まで制御する場合のいずれか一方又は両方の場合に、蒸発ガスの一部又は全部を前記バイパスラインによって前記熱交換器をバイパスさせ、
前記貯蔵タンクの内部圧力が、前記圧縮機が必要とする吸入圧力を満たさない場合に、前記圧縮機が必要とする吸入圧力条件を満たしながら、前記エンジンが必要とする燃料消費量を満たすことを特徴とする蒸発ガス再液化システム。
【請求項４】
前記圧縮機は蒸発ガスを１５０〜３５０ｂａｒで圧縮することを特徴とする請求項１〜３のいずれか１項に記載の蒸発ガス再液化システム。
【請求項５】
前記圧縮機は蒸発ガスを８０〜２５０ｂａｒで圧縮することを特徴とする請求項１〜３のいずれか１項に記載の蒸発ガス再液化システム。
【請求項６】
前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備えることを特徴とする請求項２に記載の蒸発ガス再液化システム。
【請求項７】
前記熱交換器はＰＣＨＥであることを特徴とする請求項１、３、６のいずれか１項に記載の蒸発ガス再液化システム。
【請求項８】
１）蒸発ガスを圧縮機で圧縮するステップ；
２）前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し熱交換器で熱交換して冷却するステップ；及び
３）前記の熱交換器で冷却された流体を減圧装置で減圧するステップを備え、
蒸発ガスをバイパスラインにより前記熱交換器を迂回させて前記圧縮機に供給することができ、
前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備え、
前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスはエンジンに供給され、前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスのうち、前記エンジンで使用されない余剰の蒸発ガスは前記エンジンの上流で分岐して前記熱交換器に供給され、
蒸発ガスの発生量が前記エンジンで燃料として使用される蒸発ガスの量と同等以下であるため蒸発ガスを再液化する必要がない場合に、蒸発ガスを前記バイパスラインによって前記熱交換器を迂回させて前記圧縮機に供給し、
前記熱交換器を通過することによる圧力降下が生じない蒸発ガスを前記エンジンに燃料として供給することを特徴とする蒸発ガス再液化方法。
【請求項９】
１）蒸発ガスを圧縮機で圧縮するステップ；
２）前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し熱交換器で熱交換して冷却するステップ；及び
３）前記の熱交換器で冷却された流体を減圧装置で減圧するステップを備え、
蒸発ガスをバイパスラインにより前記熱交換器を迂回させて前記圧縮機に供給することができ、
前記圧縮機は給油式圧縮シリンダーを１つ以上備え、
前記熱交換器の流路が凝縮または凝固した潤滑油によって一部または全部が塞がったときに、蒸発ガスを前記バイパスラインによって前記熱交換器を迂回させて前記圧縮機に供給し、凝縮又は凝固した潤滑油を融解させるか又は粘度を低下させて排出させることを特徴とする蒸発ガス再液化方法。
【請求項１０】
前記熱交換器の性能が正常時の５０〜９０％以下になるとき凝縮又は凝固した潤滑油の除去が必要であると判断することを特徴とする請求項９に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１１】
前記熱交換器の低温流路の上流と高温流路の下流の温度差である低温流れの温度差、前記熱交換器の前記低温流路の下流と前記高温流路の上流の温度差である高温流れの温度差、及び前記高温流路の前記上流と前記下流の圧力差である高温流路の圧力差のいずれか１つ以上に基づいて、凝縮又は凝固した潤滑油の除去が必要であると判断することを特徴とする請求項１０に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１２】
前記低温流れの温度差の値と高温流れの温度差の値とのうち、より小さな値が第１設定値以上の状態で所定時間以上持続するか、又は高温流路の圧力差の値が正常時よりも第２設定値以上の状態で所定時間以上持続したとき、凝縮又は凝固した潤滑油の除去時点であると判断することを特徴とする請求項１１に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１３】
前記熱交換器が正常化するまで蒸発ガスを前記バイパスライン、前記圧縮機、前記熱交換器の高温流路、及び前記減圧装置を循環させることを特徴とする請求項９に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１４】
前記熱交換器の高温流路の温度が、前記圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器の高温流路に送られる蒸発ガスの温度まで高くなったと判断するまで蒸発ガスの循環を続けることを特徴とする請求項１３に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１５】
凝縮又は凝固した潤滑油を除去しながらエンジンを駆動させる請求項９に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１６】
１）蒸発ガスを圧縮機で圧縮するステップ；
２）前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し熱交換器で熱交換して冷却するステップ；及び
３）前記の熱交換器で冷却された流体を減圧装置で減圧するステップを備え、
蒸発ガスをバイパスラインにより前記熱交換器を迂回させて前記圧縮機に供給することができ、
前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備え、
貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを前記熱交換器で冷媒とし、
前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスはエンジンに供給され、前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスのうち、前記エンジンで使用されない余剰の蒸発ガスは前記エンジンの上流で分岐して前記熱交換器に供給され、
前記圧縮機に供給される蒸発ガスの圧力が前記圧縮機が要求する吸入圧力条件を満たさない場合に、蒸発ガスの一部又は全部を前記バイパスラインによって前記熱交換器からバイパスさせ、
前記貯蔵タンクの内部圧力が前記圧縮機が必要とする吸入圧力以下である場合にも、前記圧縮機が必要とする吸入圧力条件を満たしながら、前記エンジンが必要とする燃料消費量を満たすことを特徴とする蒸発ガス再液化システム。
【請求項１７】
前記圧縮機は蒸発ガスを１５０〜３５０ｂａｒで圧縮することを特徴とする請求項８〜１６のいずれか１項に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１８】
前記圧縮機は蒸発ガスを８０〜２５０ｂａｒで圧縮することを特徴とする請求項８〜１６のいずれか１項に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１９】
前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備えることを特徴とする請求項９〜１５のいずれか１項に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項２０】
前記熱交換器はＰＣＨＥであることを特徴とする請求項８、１６、１９のいずれか１項に記載の蒸発ガス再液化方法。
【手続補正書】
【提出日】平成30年8月24日(2018.8.24)
【手続補正１】
【補正対象書類名】特許請求の範囲
【補正対象項目名】全文
【補正方法】変更
【補正の内容】
【特許請求の範囲】
【請求項１】
蒸発ガスを圧縮する圧縮機；
前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し、熱交換して冷却する熱交換器；
前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置；及び
蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記圧縮機に供給するように設けられ、前記熱交換器の整備時に使用されるバイパスラインを備え、
前記圧縮機は給油式圧縮シリンダーを１つ以上備え、
前記熱交換器の流路が凝縮または凝固した潤滑油によって一部または全部が塞がったときに、蒸発ガスを前記バイパスラインによって前記熱交換器を迂回させて前記圧縮機に供給し、
前記熱交換器に冷媒として使用される蒸発ガスを供給せず、前記圧縮機で圧縮されて温度が上昇した蒸発ガスのみを継続的に供給して、前記熱交換器の高温流路の温度が上昇する現象により凝縮又は凝固した潤滑油を融解させるか又は粘度を低下させて排出させ、
前記熱交換器の整備時に使用されるバイパスラインを活用して潤滑油を排出させることを特徴とする蒸発ガス再液化システム。
【請求項２】
蒸発ガスを圧縮する圧縮機；
前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し、熱交換して冷却する熱交換器；
前記熱交換器の下流に設置され、前記熱交換器で冷却された流体を減圧する減圧装置；及び
蒸発ガスを前記熱交換器から迂回させて前記圧縮機に供給するバイパスラインを備え、
前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備え、
貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを前記熱交換器で冷媒として使用し、
前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスはエンジンに供給され、前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスのうち、前記エンジンで使用されない余剰の蒸発ガスは前記エンジンの上流で分岐して前記熱交換器に供給され、
前記圧縮機に供給される蒸発ガスの圧力が、前記圧縮機が必要とする吸入圧力条件を満たさない場合、前記貯蔵タンクの内部圧力を低い範囲まで制御する場合のいずれか一方又は両方の場合に、蒸発ガスの一部又は全部を前記バイパスラインによって前記熱交換器をバイパスさせ、
前記貯蔵タンクの内部圧力が、前記圧縮機が必要とする吸入圧力を満たさない場合に、前記圧縮機が必要とする吸入圧力条件を満たしながら、前記エンジンが必要とする燃料消費量を満たすことを特徴とする蒸発ガス再液化システム。
【請求項３】
前記圧縮機は蒸発ガスを１５０〜３５０ｂａｒで圧縮することを特徴とする請求項１または２に記載の蒸発ガス再液化システム。
【請求項４】
前記圧縮機は蒸発ガスを８０〜２５０ｂａｒで圧縮することを特徴とする請求項１または２に記載の蒸発ガス再液化システム。
【請求項５】
前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備えることを特徴とする請求項１に記載の蒸発ガス再液化システム。
【請求項６】
前記熱交換器はＰＣＨＥであることを特徴とする請求項２または５に記載の蒸発ガス再液化システム。
【請求項７】
１）蒸発ガスを圧縮機で圧縮するステップ；
２）前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し熱交換器で熱交換して冷却するステップ；及び
３）前記の熱交換器で冷却された流体を減圧装置で減圧するステップを備え、
蒸発ガスをバイパスラインにより前記熱交換器を迂回させて前記圧縮機に供給することができ、
前記圧縮機は給油式圧縮シリンダーを１つ以上備え、
前記熱交換器の流路が凝縮または凝固した潤滑油によって一部または全部が塞がったときに、蒸発ガスを前記バイパスラインによって前記熱交換器を迂回させて前記圧縮機に供給し、
前記熱交換器に冷媒として使用される蒸発ガスを供給せず、前記圧縮機で圧縮されて温度が上昇した蒸発ガスのみを継続的に供給して、前記熱交換器の高温流路の温度が上昇する現象により凝縮又は凝固した潤滑油を融解させるか又は粘度を低下させて排出させ、
前記熱交換器の整備時に使用されるバイパスラインを活用して潤滑油を排出させることを特徴とする蒸発ガス再液化方法。
【請求項８】
前記熱交換器の性能が正常時の５０〜９０％以下になるとき凝縮又は凝固した潤滑油の除去が必要であると判断することを特徴とする請求項７に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項９】
前記熱交換器の低温流路の上流と高温流路の下流の温度差である低温流れの温度差、前記熱交換器の前記低温流路の下流と前記高温流路の上流の温度差である高温流れの温度差、及び前記高温流路の前記上流と前記下流の圧力差である高温流路の圧力差のいずれか１つ以上に基づいて、凝縮又は凝固した潤滑油の除去が必要であると判断することを特徴とする請求項８に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１０】
前記低温流れの温度差の値と高温流れの温度差の値とのうち、より小さな値が第１設定値以上の状態で所定時間以上持続するか、又は高温流路の圧力差の値が正常時よりも第２設定値以上の状態で所定時間以上持続したとき、凝縮又は凝固した潤滑油の除去時点であると判断することを特徴とする請求項９に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１１】
前記熱交換器が正常化するまで蒸発ガスを前記バイパスライン、前記圧縮機、前記熱交換器の高温流路、及び前記減圧装置を循環させることを特徴とする請求項７に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１２】
前記熱交換器の高温流路の温度が、前記圧縮機で圧縮した後に前記熱交換器の高温流路に送られる蒸発ガスの温度まで高くなったと判断するまで蒸発ガスの循環を続けることを特徴とする請求項１１に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１３】
凝縮又は凝固した潤滑油を除去しながらエンジンを駆動させる請求項７に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１４】
１）蒸発ガスを圧縮機で圧縮するステップ；
２）前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し熱交換器で熱交換して冷却するステップ；及び
３）前記の熱交換器で冷却された流体を減圧装置で減圧するステップを備え、
蒸発ガスをバイパスラインにより前記熱交換器を迂回させて前記圧縮機に供給することができ、
前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備え、
貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを前記熱交換器で冷媒とし、
前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスはエンジンに供給され、前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスのうち、前記エンジンで使用されない余剰の蒸発ガスは前記エンジンの上流で分岐して前記熱交換器に供給され、
前記圧縮機に供給される蒸発ガスの圧力が前記圧縮機が要求する吸入圧力条件を満たさない場合に、蒸発ガスの一部又は全部を前記バイパスラインによって前記熱交換器からバイパスさせ、
前記貯蔵タンクの内部圧力が前記圧縮機が必要とする吸入圧力以下である場合にも、前記圧縮機が必要とする吸入圧力条件を満たしながら、前記エンジンが必要とする燃料消費量を満たすことを特徴とする蒸発ガス再液化システム。
【請求項１５】
前記圧縮機は蒸発ガスを１５０〜３５０ｂａｒで圧縮することを特徴とする請求項７〜１４のいずれか１項に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１６】
前記圧縮機は蒸発ガスを８０〜２５０ｂａｒで圧縮することを特徴とする請求項７〜１４のいずれか１項に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１７】
前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備えることを特徴とする請求項７〜１３のいずれか１項に記載の蒸発ガス再液化方法。
【請求項１８】
前記熱交換器はＰＣＨＥであることを特徴とする請求項１４または１７に記載の蒸発ガス再液化方法。
【手続補正書】
【提出日】平成30年9月5日(2018.9.5)
【手続補正１】
【補正対象書類名】特許請求の範囲
【補正対象項目名】請求項１４
【補正方法】変更
【補正の内容】
【請求項１４】
１）蒸発ガスを圧縮機で圧縮するステップ；
２）前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスを、前記圧縮機で圧縮する前の蒸発ガスを冷媒として使用し熱交換器で熱交換して冷却するステップ；及び
３）前記の熱交換器で冷却された流体を減圧装置で減圧するステップを備え、
蒸発ガスをバイパスラインにより前記熱交換器を迂回させて前記圧縮機に供給することができ、
前記熱交換器はマイクロチャンネル型の流路を備え、
貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを前記熱交換器で冷媒とし、
前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスはエンジンに供給され、前記圧縮機で圧縮した蒸発ガスのうち、前記エンジンで使用されない余剰の蒸発ガスは前記エンジンの上流で分岐して前記熱交換器に供給され、
前記圧縮機に供給される蒸発ガスの圧力が前記圧縮機が要求する吸入圧力条件を満たさない場合に、蒸発ガスの一部又は全部を前記バイパスラインによって前記熱交換器からバイパスさせ、
前記貯蔵タンクの内部圧力が前記圧縮機が必要とする吸入圧力以下である場合にも、前記圧縮機が必要とする吸入圧力条件を満たしながら、前記エンジンが必要とする燃料消費量を満たすことを特徴とする蒸発ガス再液化方法。