(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
ガスエンジンと、
液化天然ガスを貯留するタンクと、
前記タンク内に配置されたポンプから吐出される液化天然ガスを強制気化器へ導く送液ラインと、
前記送液ラインに流れる液化天然ガスと加熱媒体との間で熱交換を行う熱交換器と、
前記強制気化器にて生成された気化ガスを前記ガスエンジンへ導く供給ラインと、
前記熱交換器よりも下流側で前記送液ラインに設けられた気液分離器と、
上流端が前記気液分離器に接続され、下流端が前記供給ラインに接続され、前記気液分離器で分離された気化ガスが流れるバイパスラインと、を備え、
前記供給ラインから分岐して前記タンクへつながる返送ラインをさらに備え、
前記熱交換器は、前記送液ラインに流れる液化天然ガスと前記返送ラインに流れる気化ガスとの間で熱交換を行う、船舶。
【請求項２】
ガスエンジンと、
液化天然ガスを貯留するタンクと、
前記タンク内に配置されたポンプから吐出される液化天然ガスを強制気化器へ導く送液ラインと、
前記送液ラインに流れる液化天然ガスと加熱媒体との間で熱交換を行う熱交換器と、
前記強制気化器にて生成された気化ガスを前記ガスエンジンへ導く供給ラインと、
前記熱交換器よりも下流側で前記送液ラインに設けられた気液分離器と、
上流端が前記気液分離器に接続され、下流端が前記供給ラインに接続され、前記気液分離器で分離された気化ガスが流れるバイパスラインと、を備え、
前記ガスエンジンは発電用の副ガスエンジンであり、前記供給ラインは第１供給ラインであり、
推進用の主ガスエンジンと、
前記タンク内で発生するボイルオフガスを圧縮機へ導く送気ラインと、
前記圧縮機から吐出されるボイルオフガスを前記主ガスエンジンへ導く第２供給ラインと、
前記第２供給ラインから分岐して前記タンクへつながる、膨張装置が設けられた返送ラインと、をさらに備え、
前記熱交換器は、前記送液ラインに流れる液化天然ガスと前記第２供給ラインから分岐した返送ラインに流れるボイルオフガスとの間で熱交換を行う、船舶。
【請求項３】
前記気液分離器は、第１気液分離器であり、
前記供給ラインには、冷却器が設けられていると共に、前記冷却器よりも下流側に、第２気液分離器が設けられている、請求項１又は２に記載の船舶。
【請求項４】
前記バイパスラインの下流端が前記強制気化器と前記冷却器との間で前記供給ラインに接続されている、請求項３に記載の船舶。
【請求項５】
前記バイパスラインの下流端が前記第２気液分離器よりも下流側で前記供給ラインに接続されている、請求項３に記載の船舶。
【請求項６】
前記送液ラインは第１送液ラインであり、
前記冷却器の出口における気化ガスの温度を検出する第１温度計と、
前記熱交換器よりも上流側で前記第１送液ラインから分岐して前記冷却器へつながる第２送液ラインと、
前記第２送液ラインに設けられ、開度変更が可能な調整弁と、
前記調整弁を制御する制御装置と、をさらに備え、
前記制御装置は、前記第１温度計により検出された気化ガスの温度が所定温度になるように、前記調整弁の開度を変化させる、請求項３乃至５のいずれか一項に記載の船舶。
【請求項７】
前記第２送液ラインの分岐点と前記熱交換器との間で前記第１送液ラインに流れる液化天然ガスの流量を検出する第１流量計と、
前記第１気液分離器よりも下流側で前記第１送液ラインに流れる液化天然ガスの流量を
検出する第２流量計と、をさらに備え、
前記制御装置は、前記第１流量計により検出された液化天然ガスの流量、および前記第２流量計により検出された液化天然ガスの流量、に応じて前記調整弁の開度を変化させる速度を調整する、請求項６に記載の船舶。
【請求項８】
前記第１気液分離器よりも下流側で前記第１送液ラインに流れる液化天然ガスの温度を検出する第２温度計と、をさらに備え、
前記制御装置は、前記第１流量計により検出された液化天然ガスの流量、前記第２流量計により検出された液化天然ガスの流量、および前記第２温度計により検出された液化天然ガスの温度に応じて前記調整弁の開度を変化させる速度を調整する、請求項７に記載の船舶。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、推進用の主ガスエンジンおよび発電用の副ガスエンジンを含む船舶に関する。
【背景技術】
【０００２】
従来から、推進用の主ガスエンジンおよび発電用の副ガスエンジンを含む船舶として、例えば、特許文献１の船舶が知られている。この船舶は、貯蔵タンク、第一容器、熱交換器および第二容器を備えている。液化天然ガスは、貯蔵タンク内の液化ガス移送ポンプにより第１容器に送り出され、ここに貯留される。それから、液化天然ガスは、第一容器内のプレポンプにより熱交換器に送られ、ここで冷媒を冷却する。そして、液化天然ガスは、第二容器に貯留されてから、第二容器内のブースタポンプによりベーパライザに送り出され、ここで気化されて天然ガスとしてディーゼル機関などに供給されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２００９−２０４０２６号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
上記船舶では、第二容器に貯留された液化天然ガスをベーパライザを介してディーゼル機関などに供給している。しかしながら、液化天然ガスは、熱交換器で冷媒を冷却する際、冷媒から熱を受けて気化するが、この気化したガスの利用については記載されていない。このため、上記船舶にはエネルギ効率の向上の観点から未だ改善の余地がある。
【０００５】
そこで、本発明は、エネルギ効率の向上を図った船舶を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
前記課題を解決するために、本発明の第１態様に係る船舶は、ガスエンジンと、液化天然ガスを貯留するタンクと、前記タンク内に配置されたポンプから吐出される液化天然ガスを強制気化器へ導く送液ラインと、前記送液ラインに流れる液化天然ガスと加熱媒体との間で熱交換を行う熱交換器と、前記強制気化器にて生成された気化ガスを前記ガスエンジンへ導く供給ラインと、前記熱交換器よりも下流側で前記送液ラインに設けられた気液分離器と、上流端が前記気液分離器に接続され、下流端が前記供給ラインに接続され、前記気液分離器で分離された気化ガスが流れるバイパスラインと、を備える。
【０００７】
この第１態様に係る船舶の構成によれば、液化天然ガスの一部あるいは全部は熱交換器で気化される。そして、気液分離器にて気化ガスと液化天然ガスとに分離され、気化ガスはバイパスラインおよび供給ラインを通じてガスエンジンに供給される。一方、気化されなかった液化天然ガスは、気液分離器を介して強制気化器に供給され、ここで強制的に気化された後、供給ラインを通じてガスエンジンに供給される。このように、本発明者などは、熱交換器で気化したガスをガスエンジンで有効に利用できることに着目した。これにより、熱交換器で気化したガス自体およびこの気化に用いたエネルギを無駄にすることなく、エネルギ効率の向上が図られる。また、熱交換器で気化したガスは強制気化器に供給されず、強制気化器にて使用する熱量を抑制できる。
【０００８】
第２態様に係る船舶は、前記供給ラインから分岐して前記タンクへつながる返送ラインをさらに備え、前記熱交換器は、前記送液ラインに流れる液化天然ガスと前記返送ラインに流れる気化ガスとの間で熱交換を行ってもよい。
【０００９】
この第２態様に係る船舶の構成によれば、熱交換器において送液ラインに流れる液化天然ガスを気化するための加熱媒体に、返送ラインに流れる気化ガスを用いている。これにより、返送ラインに流れる気化ガスの熱を、送液ラインに流れる液化天然ガスの加熱源として利用でき、蒸気などの加熱源を節約することができる。また、返送ラインに流れる気化ガスは、送液ラインに流れる液化天然ガスにより冷却される。これにより、返送ラインに流れる気化ガスを冷却するための熱交換器およびこの冷却媒体を別途、用意する必要がなく、船舶の低コスト化が図られる。
【００１０】
第３態様に係る船舶は、前記ガスエンジンは発電用の副ガスエンジンであり、前記供給ラインは第１供給ラインであり、推進用の主ガスエンジンと、前記タンク内で発生するボイルオフガスを圧縮機へ導く送気ラインと、前記圧縮機から吐出されるボイルオフガスを前記主ガスエンジンへ導く第２供給ラインと、前記第２供給ラインから分岐して前記タンクへつながる、膨張装置が設けられた返送ラインと、をさらに備え、前記熱交換器は、前記送液ラインに流れる液化天然ガスと前記第２供給ラインから分岐した返送ラインに流れるボイルオフガスとの間で熱交換を行ってもよい。
【００１１】
この第３態様に係る船舶の構成によれば、熱交換器において送液ラインに流れる液化天然ガスを気化するための加熱媒体に、第２供給ラインから分岐した返送ラインに流れるボイルオフガスを用いている。これにより、返送ラインに流れるボイルオフガスは、送液ラインに流れる液化天然ガスの加熱源として利用でき、蒸気などの加熱源を節約することができる。また、返送ラインに流れるボイルオフガスは、送液ラインに流れる液化天然ガスにより冷却される。これにより、返送ラインに流れるボイルオフガスを冷却するための熱交換器およびこの冷却媒体を別途、用意する必要がなく、船舶の低コスト化が図られる。
【００１２】
第４態様に係る船舶は、前記気液分離器は、第１気液分離器であり、前記供給ラインには、冷却器が設けられていると共に、前記冷却器よりも下流側に、第２気液分離器が設けられていてもよい。この第４態様に係る船舶の構成によれば、冷却器および第２気液分離器の作用により気化ガスからエタンなどの重質分が除去される。このため、使用する気化ガスがメタン価の制限を受けないガスエンジンだけでなく、メタン価が高い気化ガスを要求するガスエンジンに対しても、気化ガスを供給することができ、幅広いガスエンジンに対応することができる。
【００１３】
第５態様に係る船舶では、前記バイパスラインの下流端が前記強制気化器と前記冷却器との間で前記供給ラインに接続されていてもよい。この第５態様に係る船舶の構成によれば、熱交換器で液化天然ガスの全てが気化される場合、気化ガスは重質分を含む。しかしながら、気化ガスをバイパスラインにより冷却器に供給することにより、ここで、気化ガスからエタンなどの重質分が冷却され液化する。よって、この重質分を第２気液分離器で分離することにより、使用する気化ガスがメタン価の制限を受けないガスエンジンだけでなく、メタン価が高い気化ガスを要求するガスエンジンに対しても、気化ガスを供給することができ、幅広いガスエンジンに対応することができる。
【００１４】
第６態様に係る船舶では、前記バイパスラインの下流端が前記第２気液分離器よりも下流側で前記供給ラインに接続されていてもよい。この第６態様に係る船舶の構成によれば、熱交換器で重質分の含まれない気化ガスを生成した場合、気化ガスは、バイパスラインを通り、冷却器に供給されない。これにより、この気化ガスが冷却器で冷却されず、冷却器に供給されるＬＮＧの流量を少なくでき、エネルギ効率の低下を抑制することができる。
【００１５】
第７態様に係る船舶は、前記送液ラインは第１送液ラインであり、前記冷却器の出口における気化ガスの温度を検出する第１温度計と、前記熱交換器よりも上流側で前記第１送液ラインから分岐して前記冷却器へつながる第２送液ラインと、前記第２送液ラインに設けられ、開度変更が可能な調整弁と、前記調整弁を制御する制御装置と、をさらに備え、前記制御装置は、前記第１温度計により検出された気化ガスの温度が所定温度になるように、前記調整弁の開度を変化させてもよい。
【００１６】
この第７態様に係る船舶の構成によれば、熱交換器において加熱媒体から液化天然ガスに与えられる熱量に応じて、第２送液ラインを通じて冷却器に供給される液化天然ガスの流量を調整弁により調整することにより、冷却器の出口にて気化ガスを所定の温度に維持し、第２気液分離器にて重質分を適切に除去した気化ガスを副ガスエンジンに供給することができる。
【００１７】
第８態様に係る船舶は、前記第２送液ラインの分岐点と前記熱交換器との間で前記第１送液ラインに流れる液化天然ガスの流量を検出する第１流量計と、前記第１気液分離器よりも下流側で前記第１送液ラインに流れる液化天然ガスの流量を検出する第２流量計と、をさらに備え、前記制御装置は、前記第１流量計により検出された液化天然ガスの流量、および前記第２流量計により検出された液化天然ガスの流量、に応じて前記調整弁の開度を変化させる速度を調整してもよい。この第８態様に係る船舶の構成によれば、第１流量計および第２流量計による各検出値に基づき液化天然ガスの流量変化速度を調整することにより、冷却器の出口温度変化に対する追従性を向上することができる。
【００１８】
第９態様に係る船舶は、前記第１気液分離器よりも下流側で前記第１送液ラインに流れる液化天然ガスの温度を検出する第２温度計と、をさらに備え、前記制御装置は、前記第１流量計により検出された液化天然ガスの流量、前記第２流量計により検出された液化天然ガスの流量、および前記第２温度計により検出された液化天然ガスの温度に応じて前記調整弁の開度を変化させる速度を調整してもよい。この第９態様に係る船舶の構成によれば、第１流量計、第２流量計および第２温度計による各検出値に基づき液化天然ガスの流量変化速度を調整することにより、冷却器の出口温度変化に対する追従性を向上することができる。
【発明の効果】
【００１９】
本発明は、以上に説明した構成を有し、エネルギ効率の向上を図った船舶を提供することができるという効果を奏する。
【図面の簡単な説明】
【００２０】
【図１】本発明の第１実施形態に係る船舶の概略構成図である。
【図２】本発明の第１実施形態の第１変形例に係る船舶の概略構成図である。
【図３】本発明の第１実施形態の第２変形例に係る船舶の概略構成図である。
【図４】本発明の第２実施形態に係る船舶の概略構成図である。
【図５】本発明の第３実施形態に係る船舶の概略構成図である。
【図６】本発明の第４実施形態に係る船舶の概略構成図である。
【図７】本発明のその他の実施形態に係る船舶の概略構成図である。
【発明を実施するための形態】
【００２１】
（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１０と、主ガスエンジン２０と、副ガスエンジン３０を含む。主ガスエンジン２０は推進用のガスエンジンであり、副ガスエンジン３０は発電用（すなわち、船内電源用）のガスエンジンである。
【００２２】
図例では、タンク１０が１つだけ設けられているが、タンク１０は複数設けられていてもよい。本実施形態では、船舶１ＡがＬＮＧ運搬船であり、船舶１Ａには複数のカーゴタンクが装備されている。つまり、図１に示すタンク１０は、複数のカーゴタンクのそれぞれである。また、図例では、主ガスエンジン２０および副ガスエンジン３０が１つずつ設けられているが、主ガスエンジン２０が複数設けられていてもよいし、副ガスエンジン３０が複数設けられていてもよい。
【００２３】
本実施形態では、船舶１Ａが機械推進式であり、主ガスエンジン２０がスクリュープロペラ（図示せず）を直接的に回転駆動する。ただし、船舶１Ａが電気推進式であり、主ガスエンジン２０が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。
【００２４】
主ガスエンジン２０は、燃料ガス噴射圧が例えば２０〜３５ＭＰａ程度と高圧なディーゼルサイクル方式の２ストロークエンジンである。ただし、主ガスエンジン２０は、燃料ガス噴射圧が例えば１〜２ＭＰａ程度と中圧なオットーサイクル方式の２ストロークエンジンであってもよい。あるいは、電気推進の場合は、主ガスエンジン２０が、燃料ガス噴射圧が例えば０．５〜１ＭＰａ程度と低圧なオットーサイクル方式の４ストロークエンジンであってもよい。また、主ガスエンジン２０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又は双方を燃焼させる二元燃料エンジンであってもよい（二元燃料エンジンの場合、燃料ガスを燃焼させるときがオットーサイクル、燃料油を燃焼させるときがディーゼルサイクルであってもよい）。
【００２５】
副ガスエンジン３０は、燃料ガス噴射圧が例えば０．５〜１ＭＰａ程度と低圧なオットーサイクル方式の４ストロークエンジンであり、発電機（図示せず）と連結されている。副ガスエンジン３０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又は双方を燃焼させる二元燃料エンジンであってもよい。
【００２６】
主ガスエンジン２０の燃料ガスは、主に、自然入熱によりタンク１０内でＬＮＧが気化したボイルオフガス（以下、ＢＯＧという）である。副ガスエンジン３０の燃料ガスは、主に、ＬＮＧが強制的に気化された気化ガス（以下、ＶＧという）である。
【００２７】
具体的に、タンク１０内には、ポンプ１１が配置されており、ポンプ１１は、第１送液ライン３１により強制気化器３２と接続されており、強制気化器３２は、第１供給ライン３３により副ガスエンジン３０と接続されている。また、タンク１０は、送気ライン２１により圧縮機２２と接続されており、圧縮機２２は、第２供給ライン２３により主ガスエンジン２０と接続されている。
【００２８】
第１送液ライン３１は、ポンプ１１から吐出されるＬＮＧを強制気化器３２へ導く。強制気化器３２は、例えばボイラにて生成される蒸気を加熱源としてＬＮＧを強制的に気化し、ＶＧを生成する。第１供給ライン３３は、強制気化器３２にて生成されたＶＧを副ガスエンジン３０へ導く。
【００２９】
第１送液ライン３１には、熱交換器３４Ａが設けられていると共に、熱交換器３４Ａよりも下流側に第１気液分離器３５が設けられている。第１送液ライン３１には、第２送液ライン３６およびバイパスライン３７Ａが接続されている。また、第１供給ライン３３には、上流側から順に、冷却器４１、第２気液分離器４２および加熱器４３が設けられている。第１供給ライン３３には、第１返送ライン４５が接続されている。
【００３０】
熱交換器３４Ａは、第１送液ライン３１に流れるＬＮＧと加熱媒体との間で熱交換を行ってＬＮＧを気化する。この実施形態では、熱交換器３４Ａは、第１送液ライン３１に流れるＬＮＧと、後述する第２返送ライン２４に流れるＢＯＧとの間で熱交換を行う。なお、加熱媒体からＬＮＧに与えられる熱量がＬＮＧを気化する熱量より少ない場合、ＬＮＧは熱交換器３４Ａで気化されない。
【００３１】
さらに、熱交換器３４Ａは、第１送液ライン３１および第２返送ライン２４に加えて、送気ライン２１にも設けられている。このため、熱交換器３４Ａは、送気ライン２１に流れるＢＯＧと、膨張装置２５よりも上流側で第２返送ライン２４に流れるＢＯＧとの間でも熱交換を行う。このように、熱交換器３４Ａにおいて、第２返送ライン２４に流れる高圧かつ高温のＢＯＧは、第１送液ライン３１に流れる低温のＬＮＧおよび送気ライン２１に流れる低圧かつ低温のＢＯＧにより冷却される。そして、余剰のＢＯＧは、膨張装置２５にて膨張されて液化され、タンク１０へ返送される。なお、この実施形態では、第１送液ライン３１に流れるＬＮＧと第２返送ライン２４に流れるＢＯＧとが熱交換する熱交換器と、送気ライン２１に流れるＢＯＧと第２返送ライン２４に流れるＢＯＧとが熱交換する熱交換器が一体的に設けられている。ただし、これらの熱交換器は別々に設けられていてもよい。
【００３２】
第１気液分離器３５は、熱交換器３４Ａから流れるＬＮＧを液成分のＬＮＧと、ＬＮＧが気化したガス成分のＶＧとに分離する。第１気液分離器３５には、バイパスライン３７Ａの上流端が接続されている。バイパスライン３７Ａが強制気化器３２をバイパスするように、バイパスライン３７Ａの下流端は第１供給ライン３３に接続されている。この実施形態では、バイパスライン３７Ａの下流端は、強制気化器３２と冷却器４１の間で第１供給ライン３３に接続されている。換言すれば、冷却器４１は、第１供給ライン３３において、バイパスライン３７Ａの下流端の接続点よりも下流側に位置している。バイパスライン３７Ａには、第１気液分離器３５で分離されたＶＧが流れる。
【００３３】
強制気化器３２は、第１気液分離器３５で分離された液成分、すなわち熱交換器３４Ａで気化されなかったＬＮＧを強制的に気化し、ＶＧを生成する。強制気化器３２にて生成されたＶＧは、バイパスライン３７Ａから流れるＶＧと合流した後に、冷却器４１に流入する。
【００３４】
第２送液ライン３６は、熱交換器３４Ａよりも上流側で第１送液ライン３１から分岐して冷却器４１へつながる。熱交換器３４ＡでＢＯＧにより加熱される前の低温のＬＮＧが、第１送液ライン３１から第２送液ライン３６に流入し、第２送液ライン３６に流れて冷却器４１に供給される。
【００３５】
冷却器４１は、強制気化器３２で気化されたＶＧおよび／又は熱交換器３４Ａで気化されたＶＧを冷却する。冷却器４１は、例えば、噴霧ノズルを備えた噴霧式冷却器である。冷却器４１では、第２送液ライン３６を通じて供給された低温のＬＮＧが噴霧ノズルから噴霧されることにより、強制気化器３２およびバイパスライン３７Ａから流れるＶＧが冷却される。このとき、例えば、ＶＧは、−１４０〜−１００℃に冷却され、メタン以外の成分を主成分とする液成分を生成する。これにより、ＶＧからエタンなどの重質分が除去され、ＶＧのメタン価が高まる。なお、冷却器４１は噴霧式冷却器に限定されない。
【００３６】
第２気液分離器４２は、冷却器４１で生成された液成分を収集する。収集された液成分は、ドレンライン４６を通じてタンク１０へ返送される。一方、ＶＧは、第２気液分離器４２を通過し、加熱器４３で加熱される。これにより、副ガスエンジン３０へ適切な温度のＶＧを供給することができる。
【００３７】
第１返送ライン４５は、第１供給ライン３３から分岐して、タンク１０へつながっている。この実施形態では、この分岐点は、第２気液分離器４２と加熱器４３との間に位置する。第１返送ライン４５の先端は、タンク１０の気相に位置していてもよいし、液相に位置していてもよい。副ガスエンジン３０の負荷によっては、副ガスエンジン３０で使用されるＶＧの量が、熱交換器３４Ａおよび強制気化器３２で気化したＶＧの量よりも少なくなることがある。第１返送ライン４５は、そのような余剰のＶＧ（ＶＧ発生量とＶＧ使用量との差分）をタンク１０へ返送するためのラインである。
【００３８】
送気ライン２１は、タンク１０内で発生するＢＯＧを圧縮機２２へ導く。本実施形態では、圧縮機２２が多段式の高圧圧縮機である。圧縮機２２は、ＢＯＧを高圧に圧縮する。第２供給ライン２３は、圧縮機２２から吐出される高圧のＢＯＧを主ガスエンジン２０へ導く。ただし、圧縮機２２は、例えば主ガスエンジン２０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。
【００３９】
第２供給ライン２３からは、圧縮機２２よりも下流側で第２返送ライン２４が分岐している。第２返送ライン２４はタンク１０へつながっている。第２返送ライン２４の先端は、タンク１０の気相に位置していてもよいし、液相に位置していてもよい。第２返送ライン２４には、膨張装置２５（例えば、ジュールトムソン弁、膨張タービン、エゼクターなど）が設けられている。
【００４０】
主ガスエンジン２０の負荷によっては、主ガスエンジン２０で使用されるＢＯＧの量がタンク１０内で発生するＢＯＧの量よりも少なくなることがある。第２返送ライン２４は、そのような余剰のＢＯＧをタンク１０へ返送するためのラインである。
【００４１】
第１送液ライン３１、第２送液ライン３６、第１返送ライン４５および第２返送ライン２４には、開度変更が可能な第１調整弁３１ａ、第２調整弁３６ａ、第３調整弁４５ａおよび第４調整弁２４ａがそれぞれ設けられている。また、第２返送ライン２４には開閉弁２４ｂが設けられており、開閉弁２４ｂは第２返送ライン２４を開放および遮断する。これらの調整弁３１ａ、３６ａ、４５ａ、２４ａおよび開閉弁２４ｂは、制御装置２により制御される。なお、図１では、図面の簡略化のために一部の信号線のみを描いている。また、この実施形態では、開閉弁２４ｂは第２返送ライン２４に設けられている。ただし、第２返送ライン２４以外のラインに開閉弁が設けられていてもよいし、第２返送ライン２４に開閉弁２４ｂが設けられていなくてもよい。
【００４２】
以上説明したように、本実施形態の船舶１Ａでは、熱交換器３４ＡでＬＮＧを気化し、気化したＶＧを第１気液分離器３５で分離している。これにより、強制気化器３２での強制気化に使用する熱量を抑制することができる。
【００４３】
さらに、バイパスライン３７Ａを第１気液分離器３５および第１供給ライン３３に接続している。これにより、熱交換器３４Ａで気化したＶＧは、第１気液分離器３５を介してバイパスライン３７Ａおよび第１供給ライン３３を通じ、副ガスエンジン３０に供給される。このため、熱交換器３４Ａから流れるＶＧが副ガスエンジン３０で有効に利用され、エネルギ効率の向上が図られる。
【００４４】
また、熱交換器３４ＡでＬＮＧの全てが気化される場合、そのＶＧは重質分を含む。しかしながら、バイパスライン３７Ａを第１気液分離器３５および第１供給ライン３３に接続している。これにより、ＶＧはバイパスライン３７Ａにより冷却器４１に供給されるため、ここで、ＶＧ中の重質分が冷却され液化する。よって、この重質分を第２気液分離器４２で分離する。このため、使用するＶＧがメタン価の制限を受けない副ガスエンジン３０だけでなく、メタン価が高い気化ガスを要求する副ガスエンジン３０に対しても、気化ガスを供給することができ、幅広い副ガスエンジン３０に対応することができる。
【００４５】
また、熱交換器３４Ａにおいて第１送液ライン３１に流れるＬＮＧを気化するための加熱媒体に、第２返送ライン２４に流れるＢＯＧを用いている。これにより、このＢＯＧの熱をＬＮＧの加熱源として利用でき、蒸気などの加熱源を節約することができる。一方、第２返送ライン２４に流れるＢＯＧは、第１送液ライン３１に流れるＬＮＧにより冷却される。これにより、ＢＯＧを冷却するための熱交換器およびこの冷却媒体を別途、用意する必要がなく、船舶１Ａの低コスト化が図られる。
【００４６】
（第１変形例）
第１実施形態の第１変形例に係る船舶１Ａは、図２に示すように、第１温度計４７をさらに備えている。第１温度計４７は、冷却器４１の出口におけるＶＧの温度を検出する。この第１温度計４７は、冷却器４１の出口におけるＶＧの温度を検出できる位置であれば、冷却器４１の出口またはそれよりも下流側で第１供給ライン３３に設けられていてもよい。
【００４７】
制御装置２は、第１温度計４７により検出された温度が所定温度になるように第２調整弁３６ａの開度を変化させる。つまり、メタン価が高いＶＧを要求する副ガスエンジン３０に対して、冷却器４１で重質分を冷却して液化することにより除去しなければならない。このため、冷却器４１の出口におけるＶＧの温度がＶＧ中の重質分を十分に液化できる所定の温度になるように、冷却器４１に供給されるＬＮＧの流量を第２調整弁３６ａにより調整する必要がある。
【００４８】
そこで、制御装置２は、第１温度計４７に基づく検出値の信号から冷却器４１の出口におけるＶＧの温度を求め、この温度と所定温度との差に応じて第２調整弁３６ａを調整する。これにより、開度に対応する流量のＬＮＧが冷却器４１に供給され、冷却器４１の出口においてＶＧを所定温度に維持することができる。
【００４９】
例えば、熱交換器３４ＡでＬＮＧからＶＧに気化される際にＬＮＧに与えられる熱量が多いと、熱交換器３４Ａで気化されるＬＮＧの流量が多くなる。このため、強制気化器３２で気化されるＬＮＧが少なくなり、強制気化器３２にて生成するＶＧの温度は高くなる。これに伴い、冷却器４１に流入するＶＧの温度、延いては、冷却器４１の出口におけるＶＧの温度が高くなる。このように、第１温度計４７により検出されるＶＧの温度と所定温度との差が生じた場合、第２調整弁３６ａの開度が大きくなり、冷却器４１に供給されるＬＮＧが増加する。よって、冷却器４１においてＶＧを所定の温度まで十分に冷却し、第２気液分離器４２にて重質分を除去したＶＧをメタン価が高い気化ガスを要求する副ガスエンジン３０に供給することができる。
【００５０】
（第２変形例）
第１実施形態の第２変形例に係る船舶１Ａは、図３に示すように、第１温度計４７に加えて、第１流量計３８、第２流量計３９および第２温度計４０をさらに備えている。
第１流量計３８は、第２送液ライン３６の分岐点と熱交換器３４Ａとの間で第１送液ライン３１に流れるＬＮＧの流量を検出する。この第１流量計３８により、タンク１０から第１送液ライン３１を通じて熱交換器３４Ａに供給されるＬＮＧの総流量が検出される。また、第２流量計３９は、第１気液分離器３５よりも下流側で第１送液ライン３１に流れるＬＮＧの流量を検出する。この第２流量計３９により、第１気液分離器３５でＶＧが分離されて残ったＬＮＧであって、強制気化器３２に供給されるＬＮＧの流量が検出される。さらに、第２温度計４０は、第１気液分離器３５よりも下流側で第１送液ライン３１に流れるＬＮＧの温度を検出する。この第２温度計４０により、第１気液分離器３５でＶＧが分離されて残ったＬＮＧであって、強制気化器３２に供給されるＬＮＧの温度が検出される。なお、第１流量計３８、第２流量計３９および第２温度計４０は、図示している位置に限定されない。
【００５１】
制御装置２は、第１温度計４７により検出された冷却器４１の出口におけるＶＧの温度が所定温度になるように第２調整弁３６ａの開度を変化させている。さらに、温度追従性の向上を図って、制御装置２は、第１流量計３８により検出されたＬＮＧの流量、第２流量計３９により検出されたＬＮＧの流量、第２温度計４０により検出されたＬＮＧの温度に応じて第２調整弁３６ａの開度を変化させる速度を調整している。
【００５２】
この第２調整弁３６ａの開度の変化速度の調整では、具体的に、制御装置２は、第１流量計３８の検出値から、熱交換器３４Ａに供給されるＬＮＧの総流量Ｆｔを求める。また、第２流量計３９の検出値から、熱交換器３４Ａで気化されずに強制気化器３２に供給されるＬＮＧの流量Ｆｌを求める。さらに、第２温度計４０の検出値から、強制気化器３２に供給されるＬＮＧの温度Ｔｌを求める。
【００５３】
このＬＮＧの総流量Ｆｔと流量Ｆｌとの差分ΔＦに基づいて、熱交換器３４Ａで気化されたＶＧの流量Ｆｇ１が得られる。ここで、熱交換器３４ＡでＬＮＧの一部がＶＧに気化された場合、このＶＧの温度Ｔｇ１はＬＮＧの飽和温度となる。このため、０＜ΔＦ＜Ｆｔの場合、つまり、熱交換器３４ＡでＬＮＧの一部が気化された場合、ＬＮＧの飽和温度がＶＧの温度Ｔｇ１として得られる。
【００５４】
続いて、ＬＮＧの流量Ｆｌおよび温度Ｔｌから、強制気化器３２で加熱されて気化されたＶＧの流量Ｆｇ２および温度Ｔｇ２が得られる。なお、ＬＮＧの流量Ｆｌおよび温度ＴｌとＶＧの流量Ｆｇ２および温度Ｔｇ２との関係は、実験および計算などにより予め求められている。例えば、ＬＮＧの流量Ｆｌが多いほど、ＶＧの流量Ｆｇ２が多く、ＶＧの温度Ｔｇ２が低くなる。
【００５５】
この熱交換器３４Ａで気化されたＶＧの流量Ｆｇ１および温度Ｔｇ１、ならびに、強制気化器３２で気化されたＶＧの流量Ｆｇ２および温度Ｔｇ２に基づいて、冷却器４１に供給されるＶＧの流量Ｆｇおよび温度Ｔｇが得られる。なお、この流量Ｆｇ１、Ｆｇ２および温度Ｔｇ１、Ｔｇ２と、ＶＧの流量Ｆｇおよび温度Ｔｇとの関係は実験および計算などにより予め求められている。
【００５６】
そして、制御装置２は、冷却器４１に供給されるＶＧの流量Ｆｇおよび温度Ｔｇに応じて、第２調整弁３６ａの開度の変化速度を調整する。例えば、ＶＧの流量Ｆｇが多いほど、また、ＶＧの温度Ｔｇが高いほど、第２調整弁３６ａの開度の変化速度を大きくし、第２送液ライン３６から冷却器４１に供給されるＬＮＧの流量の変化速度を大きくする。これにより、冷却器４１に流入するＶＧの熱量が大きい場合には、ＶＧをＬＮＧにより迅速に冷却することができる。一方、ＶＧの流量Ｆｇが少ないほど、また、ＶＧの温度Ｔｇが低いほど、第２調整弁３６ａの開度の変化速度を小さくし、第２送液ライン３６から冷却器４１に供給されるＬＮＧの流量の変化速度を小さくする。これにより、冷却器４１に流入するＶＧの熱量が小さい場合には、ＬＮＧが過多に冷却器４１に供給されることを防止し、オーバーシュートなどの問題を抑制することができる。
【００５７】
なお、上記変形例２では、第１流量計３８、第２流量計３９および第２温度計４０の各検出値に基づいて第２調整弁３６ａの開度を変化させる速度を調整した。これに対し、第１流量計３８および第２流量計３９の各検出値に基づいて第２調整弁３６ａの開度を変化させる速度を調整してもよい。この場合、制御装置２は、第１流量計３８の検出値に基づくＬＮＧの総流量Ｆｔ、および第２流量計３９の検出値に基づくＬＮＧの流量Ｆｌを求める。この差分ΔＦに基づいたＶＧの流量Ｆｇ１、およびＬＮＧの流量Ｆｌに基づいたＶＧの流量Ｆｇ２から得たＶＧの流量Ｆｇに応じて、制御装置２は第２調整弁３６ａの開度の変化速度を調整する。例えば、ＶＧの流量Ｆｇが多いほど、第２調整弁３６ａの開度の変化速度を大きくする。これにより、冷却器４１の出口における温度に対する温度追従性の向上が図られる。
【００５８】
（第２実施形態）
次に、図４を参照して、本発明の第２実施形態に係る船舶１Ｂを説明する。なお、本実施形態ならびに後述する全実施形態において、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。
【００５９】
第１実施形態では、バイパスライン３７Ａの下流端が強制気化器３２と冷却器４１との間で第１供給ライン３３に接続されていたのに対し、第２実施形態では、バイパスライン３７Ｂの下流端が第２気液分離器４２よりも下流側で第１供給ライン３３に接続されている。また、第１実施形態では、冷却器４１は強制気化器３２で気化されたＶＧおよび熱交換器３４Ａで気化されたＶＧを冷却するのに対し、第２実施形態では、冷却器４１は強制気化器３２で気化されたＶＧのみを冷却する。さらに、第１実施形態では、制御装置２は、第１流量計３８、第２流量計３９および第２温度計４０の各検出値に基づいて第２調整弁３６ａの開度の変化速度を調整したのに対し、第２実施形態では、制御装置２は、第２流量計３９および第２温度計４０の各検出値に基づいて第２調整弁３６ａの開度の変化速度を調整する。
【００６０】
具体的には、バイパスライン３７Ｂは強制気化器３２、冷却器４１および第２気液分離器４２をバイパスする。バイパスライン３７Ｂの下流端は、第２気液分離器４２よりも下流側、この実施形態では、第２気液分離器４２と加熱器４３との間で第１供給ライン３３に接続されている。バイパスライン３７Ｂは、熱交換器３４Ａで気化してから第１気液分離器３５で分離されたＶＧを加熱器４３へ導く。例えば、熱交換器３４Ａにおける気化によって重質分を含まないＶＧがＬＮＧから生成した場合、このＶＧには冷却および重質分の除去が必要ないため、ＶＧは冷却器４１に供給されない。なお、重質分を含まないＶＧとは、重質分を全く含まないＶＧだけでなく、副ガスエンジン３０の許容量より多くの重質分を含まないＶＧを意味する。
【００６１】
冷却器４１は、強制気化器３２で気化されたＶＧを冷却する。例えば、冷却器４１では、第２送液ライン３６を通じて供給された低温のＬＮＧが噴霧ノズルから噴霧されることにより、強制気化器３２から流れるＶＧが冷却される。これにより、例えば、メタン以外の重質分が液化される。この液成分は第２気液分離器４２で収集されて、ＶＧから重質分が除去される。このＶＧは、第２気液分離器４２を通過し、加熱器４３に供給される。
【００６２】
加熱器４３では、熱交換器３４Ａで気化したＶＧおよび強制気化器３２で気化したＶＧを加熱する。加熱器４３で副ガスエンジン３０の適温まで加熱されたＶＧは、副ガスエンジン３０に供給される。
【００６３】
制御装置２は、第１温度計４７により検出された温度が所定温度になるように、第２調整弁３６ａの開度を変化させる。さらに、温度追従性の向上を図る場合には、制御装置２は、第２流量計３９および第２温度計４０の各検出値に基づいて第２調整弁３６ａの開度の変化速度を調整する。
【００６４】
具体的には、制御装置２へは、第２流量計３９および第２温度計４０のそれぞれから検出値の信号が送信される。この第２流量計３９の検出値からＬＮＧの流量Ｆｌが得られ、第２温度計４０の検出値からＬＮＧの温度Ｔｌが得られる。得られたＬＮＧの流量Ｆｌおよび温度Ｔｌに基づいて、強制気化器３２で加熱されて気化されたＶＧの流量Ｆｇ２および温度Ｔｇ２が得られる。このＶＧの流量Ｆｇ２および温度Ｔｇ２が、冷却器４１に供給されるＶＧの流量Ｆｇおよび温度Ｔｇになる。そして、制御装置２は、冷却器４１に供給されるＶＧの流量Ｆｇおよび温度Ｔｇに基づいて、第２調整弁３６ａの開度の変化速度を調整する。
【００６５】
以上説明したように、本実施形態の船舶１Ｂでは、バイパスライン３７Ｂの下流端が第２気液分離器４２よりも下流側で第１供給ライン３３に接続されている。このため、例えば、熱交換器３４Ａで重質分を含まないＶＧが生成された場合、ＶＧは、バイパスライン３７Ｂを通り、冷却器４１に供給されない。これにより、このＶＧは冷却器４１で冷却されないため、冷却器４１に供給されるＬＮＧの流量を少なくでき、エネルギ効率の低下を抑制することができる。
【００６６】
本実施形態でも、第１実施形態と同様の効果を得ることができる。
【００６７】
（第３実施形態）
次に、図５を参照して、本発明の第３実施形態に係る船舶１Ｃを説明する。第１実施形態では、第１送液ライン３１に流れるＬＮＧと第２返送ライン２４に流れるＢＯＧとの間で熱交換を行う熱交換器３４Ａが採用されていたのに対し、第３実施形態では、第１送液ライン３１に流れるＬＮＧと第１返送ライン４５に流れるＶＧとの間で熱交換を行う熱交換器３４Ｂが採用されている。このため、熱交換する加熱媒体は、第１返送ライン４５に流れるＶＧである。
【００６８】
具体的には、熱交換器３４Ｂでは、第１送液ライン３１に流れるＬＮＧが第１返送ライン４５に流れるＶＧにより加熱されて、ＬＮＧをＶＧに気化する。これにより、気化されたＶＧは、第１気液分離器３５で分離されて、バイパスライン３７Ａを通じて冷却器４１に供給される。また、気化されずに残ったＬＮＧは、第１気液分離器３５を介して強制気化器３２で気化される。なお、第１返送ライン４５に流れるＶＧからＬＮＧに与えられる熱量がＬＮＧを気化する熱量より少ない場合、ＬＮＧは熱交換器３４Ｂで気化されない。
【００６９】
一方、熱交換器３４Ｂは、第１送液ライン３１および第１返送ライン４５において設けられている。熱交換器３４Ｂでは、第１返送ライン４５に流れるＶＧが第１送液ライン３１に流れるＬＮＧにより冷却されて、ＶＧの一部をＬＮＧに液化する。これにより、ＶＧおよびＬＮＧがタンク１０に返送される。
【００７０】
以上説明したように、熱交換器３４Ｂにおいて第１送液ライン３１に流れるＬＮＧを気化するための加熱媒体に、第１返送ライン４５に流れるＶＧを用いている。これにより、このＶＧの熱をＬＮＧの加熱源として利用でき、蒸気などの加熱源を節約することができる。一方、第１返送ライン４５に流れるＶＧは、第１送液ライン３１に流れるＬＮＧにより冷却される。これにより、このＶＧを冷却するための熱交換器およびこの冷却媒体を別途、用意する必要がなく、船舶１Ｃの低コスト化が図られる。また、本実施形態でも、第１実施形態と同様の効果を得ることができる。
【００７１】
（第４実施形態）
次に、図６を参照して、本発明の第４実施形態に係る船舶１Ｄを説明する。第２実施形態では、第１送液ライン３１に流れるＬＮＧと第２返送ライン２４に流れるＢＯＧとの間で熱交換を行う熱交換器３４Ａが採用されていたのに対し、第４実施形態では、第１送液ライン３１に流れるＬＮＧと第１返送ライン４５に流れるＶＧとの間で熱交換を行う熱交換器３４Ｂが採用されている。
【００７２】
具体的には、熱交換器３４Ｂでは、第１送液ライン３１に流れるＬＮＧが第１返送ライン４５に流れるＶＧにより加熱されて、ＬＮＧをＶＧに気化する。これにより、気化されたＶＧは、第１気液分離器３５で分離されて、バイパスライン３７Ｂを通じて加熱器４３に供給される。また、気化されずに残ったＬＮＧは、第１気液分離器３５を介して強制気化器３２で気化される。
【００７３】
一方、熱交換器３４Ｂは、第１送液ライン３１および第１返送ライン４５に設けられている。熱交換器３４Ｂでは、第１返送ライン４５に流れるＶＧが第１送液ライン３１に流れるＬＮＧにより冷却されて、ＶＧの一部をＬＮＧに液化する。これにより、ＶＧおよびＬＮＧがタンク１０に返送される。
【００７４】
以上説明したように、熱交換器３４Ｂにおいて第１送液ライン３１に流れるＬＮＧを気化するための加熱媒体に、第１返送ライン４５に流れるＶＧを用いている。これにより、このＶＧの熱をＬＮＧの加熱源として利用でき、蒸気などの加熱源を節約することができる。一方、第１返送ライン４５に流れるＶＧは、第１送液ライン３１に流れるＬＮＧにより冷却される。これにより、このＶＧを冷却するための熱交換器およびこの冷却媒体を別途、用意する必要がなく、船舶１Ｄの低コスト化が図られる。また、本実施形態でも、第２実施形態と同様の効果を得ることができる。
【００７５】
（その他の実施形態）
本発明は上述した第１〜第４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、図７に示すように、船舶１Ｅは、第２送液ライン３６、冷却器４１、第２気液分離器４２、加熱器４３、主ガスエンジン２０（または副ガスエンジン３０）、圧縮機２２、送気ライン２１および第２返送ライン２４が設けられていなくてもよい。つまり、船舶１Ｅは、タンク１０、ポンプ１１、ガスエンジン１３０、送液ライン３１、熱交換器１３４、供給ライン１３３、強制気化器３２、第１気液分離器３５およびバイパスライン１３７を備えていればよい。このガスエンジン１３０は副ガスエンジン３０または主ガスエンジン２０である。送液ライン３１は、タンク１０内に配置されたポンプ１１から吐出される液化天然ガスを強制気化器３２へ導く。熱交換器１３４は、送液ライン３１に流れる液化天然ガスと加熱媒体との間で熱交換を行う。供給ライン１３３は、強制気化器３２にて生成された気化ガスをガスエンジン１３０へ導く。第１気液分離器３５は、熱交換器１３４よりも下流側で送液ライン３１に設けられている。バイパスライン１３７は、その上流端が第１気液分離器３５に接続され、下流端が供給ライン１３３に接続され、第１気液分離器３５で分離されたＶＧが流れる。
【００７６】
さらに、各実施形態において、熱交換器３４Ｂおよび熱交換器３４Ａが一体的に組み合された熱交換器が用いられてもよい。また、主ガスエンジン２０および副ガスエンジン３０の一方又は双方は、必ずしもレシプロエンジンである必要はなく、ガスタービンエンジンであってもよい。
また、送気ライン２１および第２供給ライン２３が省略され、第１供給ライン３３を通じて副ガスエンジン３０だけでなく主ガスエンジン２０にもＶＧが供給されてもよい。
【００７７】
また、第１実施形態および第３実施形態において、第１流量計３８は、第２送液ライン３６の分岐点と熱交換器３４Ａとの間で第２送液ライン３６の分岐点よりも下流側において、第１送液ライン３１に流れるＬＮＧの流量を検出した。これに対し、第１流量計３８は、第２送液ライン３６の分岐点よりも上流側において、第１送液ライン３１に流れるＬＮＧの流量を検出してもよい。この場合、制御装置２は、第１流量計３８により検出されたＬＮＧの流量、および第２調整弁３６ａの開度などから求められる第２送液ライン３６に流れるＬＮＧの流量に基づいて、第２送液ライン３６の分岐点よりも下流側において、第１送液ライン３１に流れるＬＮＧの流量を求めてもよい。
【００７８】
また、第１および第２実施形態において、第１返送ライン４５が設けられなくてもよい。さらに、第３および第４実施形態において、第２返送ライン２４が設けられなくてもよい。
【００７９】
また、第３および第４実施形態において、熱交換器３４Ｂでは、第１送液ライン３１に流れるＬＮＧと熱交換を行う加熱媒体に第１返送ライン４５に流れるＶＧが用いられたが、加熱媒体はこれに限定されない。例えば、加熱媒体にエンジンを冷却する冷却水が用いられてもよい。さらに、第３および第４実施形態の船舶１Ｃおよび１Ｄは、主ガスエンジン２０およびこれに接続される送気ライン２１などを備えているが、第３および第４実施形態の船舶１Ｃおよび１Ｄがこれらを備えていなくてもよい。
【符号の説明】
【００８０】
１Ａ    ：船舶
１Ｂ    ：船舶
１Ｃ    ：船舶
１Ｄ    ：船舶
１Ｅ    ：船舶
２      ：制御装置
１０    ：タンク
１１    ：ポンプ
２０    ：主ガスエンジン（ガスエンジン）
２１    ：送気ライン
２３    ：第２供給ライン
２４    ：第２返送ライン（返送ライン）
３０    ：副ガスエンジン（ガスエンジン）
３１    ：第１送液ライン（送液ライン）
３２    ：強制気化器
３３    ：第１供給ライン（供給ライン）
３４Ａ  ：熱交換器
３４Ｂ  ：熱交換器
３５    ：第１気液分離器（気液分離器）
３６    ：第２送液ライン
３６ａ  ：第２調整弁（調整弁）
３７Ａ  ：バイパスライン
３７Ｂ  ：バイパスライン
３８    ：第１流量計
３９    ：第２流量計
４０    ：第２温度計
４１    ：冷却器
４２    ：第２気液分離器
４５    ：第１返送ライン（返送ライン）
１３０  ：ガスエンジン
１３３  ：供給ライン
１３４  ：熱交換器
１３７  ：バイパスライン
【図１】
0006592354.tif 000002
【図２】
0006592354.tif 000003
【図３】
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【図４】
0006592354.tif 000005
【図５】
0006592354.tif 000006
【図６】
0006592354.tif 000007
【図７】
0006592354.tif 000008