(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
液化ガスを貯蔵している貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを処理する船舶の蒸発ガス処理システムであって、
前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスを圧縮する圧縮手段；
前記圧縮手段で圧縮された蒸発ガスのうちの少なくとも一部の蒸発ガスが燃料として供給される中圧ガスエンジン；
前記中圧ガスエンジンに燃料として供給されていない残りの蒸発ガスを、前記貯蔵タンクから排出された後で圧縮される前の蒸発ガスと熱交換する熱交換手段；及び
前記熱交換手段で熱交換された前記残りの蒸発ガスの圧力を減少させる膨張手段を含む船舶の蒸発ガス処理システムにおいて、
前記圧縮手段が、前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスを前記中圧ガスエンジンで要求する圧力まで圧縮する圧縮機と、前記中圧ガスエンジンに供給されていない前記残りの蒸発ガスをさらに圧縮するブースタ圧縮機とを含み、
前記ブースタ圧縮機が、前記残りの蒸発ガスを８０ｂａｒ〜２５０ｂａｒの範囲の所定圧力に圧縮して超臨界状態とし、
これを前記熱交換手段に供給して前記貯蔵タンクから排出されて圧縮される前の蒸発ガスと熱交換させた後、前記膨張手段を通過させることで、別途の冷媒を使用する再液化装置を使わないで液化させることを特徴とする船舶の蒸発ガス処理システム。
【請求項２】
前記膨張手段を通過しながら減圧されて気液混合状態になった前記残りの蒸発ガスを気体成分と液体成分とに分離する気液分離器を更に有して、気液分離器で分離された前記気体成分を前記貯蔵タンクから排出された後で前記熱交換手段に供給される前の蒸発ガスに合流させることを特徴とする請求項１に記載の船舶の蒸発ガス処理システム。
【請求項３】
前記圧縮機は、遠心式多段圧縮機である請求項１又は２に記載の船舶の蒸発ガス処理システム。
【請求項４】
前記圧縮機は、蒸発ガスを５〜２０ｂａｒに圧縮する請求項１又は２に記載の船舶の蒸発ガス処理システム。
【請求項５】
前記ブースタ圧縮機は、往復動式多段圧縮機である請求項１又は２に記載の船舶の蒸発ガス処理システム。
【請求項６】
前記中圧ガスエンジンに供給される蒸発ガスの量は、前記中圧ガスエンジンの負荷に応じて前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスの３０〜７０％の範囲内で決定される請求項１又は２に記載の船舶の蒸発ガス処理システム。
【請求項７】
前記膨張手段を通過しながら減圧されて気液混合状態になった前記残りの蒸発ガスのうちの気体成分は、他の膨張手段を通過してさらに減圧された後、前記熱交換手段に供給される蒸発ガスに合流する請求項１又は２に記載の船舶の蒸発ガス処理システム。
【請求項８】
前記膨張手段を通過しながら減圧されて気液混合状態になった前記残りの蒸発ガスのうちの液体成分は、前記貯蔵タンクに戻る請求項１又は２に記載の船舶の蒸発ガス処理システム。
【請求項９】
前記貯蔵タンクに貯蔵された液化ガスを強制的に気化させて前記圧縮手段に供給するための強制気化器をさらに含む請求項１又は２に記載の船舶の蒸発ガス処理システム。
【請求項１０】
前記圧縮手段で圧縮された蒸発ガスが供給されて使用する蒸発ガス消費手段をさらに含む請求項１又は２に記載の船舶の蒸発ガス処理システム。
【請求項１１】
前記蒸発ガス消費手段は、統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム、ＧＣＵ、及びガスタービンのうちの１つ以上である請求項１０に記載の船舶の蒸発ガス処理システム。
【請求項１２】
前記貯蔵タンクから排出されて圧縮される前の蒸発ガスに含まれる微細な液滴を除去するためのミストセパレーターをさらに含む請求項１又は２に記載の船舶の蒸発ガス処理システム。
【請求項１３】
液化ガスを貯蔵している貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを処理する船舶の蒸発ガス処理方法であって、
前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスを圧縮する圧縮ステップ；
前記圧縮ステップで圧縮された蒸発ガスのうちの少なくとも一部の蒸発ガスを中圧ガスエンジンに燃料として供給する供給ステップ；
前記中圧ガスエンジンに燃料として供給されていない残りの蒸発ガスを、前記貯蔵タンクから排出された後で圧縮される前の蒸発ガスと熱交換する熱交換ステップ；及び
前記熱交換ステップで熱交換された前記残りの蒸発ガスの圧力を減少させる膨張ステップを含み、
前記圧縮ステップで、前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスを前記中圧ガスエンジンで要求する圧力まで圧縮すると共に、前記中圧ガスエンジンに供給されていない前記残りの蒸発ガスを８０ｂａｒ〜２５０ｂａｒの範囲の所定圧力に圧縮して超臨界状態とし、これを前記貯蔵タンクから排出された後で圧縮される前の蒸発ガスと熱交換させ、
前記膨張手段を通過させることで、別途の冷媒を使用する再液化装置を使わないで液化させるステップを更に含むことを特徴とする蒸発ガス処理方法。
【請求項１４】
前記膨張ステップで減圧されて気液混合状態となった前記残りの蒸発ガスを気体成分と液体成分とに分離した後、分離された前記気体成分を前記貯蔵タンクから排出されて熱交換される前の蒸発ガスに合流させる請求項１３に記載の船舶の蒸発ガス処理方法。
【請求項１５】
前記膨張ステップで減圧されて気液混合状態になった前記残りの蒸発ガスのうちの液体成分を、前記貯蔵タンクに戻す請求項１３又は１４に記載の船舶の蒸発ガス処理方法。
【請求項１６】
前記熱交換ステップは、熱交換の前に前記圧縮ステップで圧縮された蒸発ガスをさらに圧縮する追加圧縮ステップを含む請求項１３又は１４に記載の船舶の蒸発ガス処理方法。
【請求項１７】
蒸発ガスの発生量が相対的に少ないバラスト状態では、前記中圧ガスエンジンで要求する燃料量に応じて前記貯蔵タンクに貯蔵された液化ガスを強制的に気化させて前記圧縮ステップに供給する強制気化ステップをさらに含む請求項１３又は１４に記載の船舶の蒸発ガス処理方法。
【請求項１８】
蒸発ガスの発生量が相対的に多い積載（Ｌａｄｅｎ）状態では、前記圧縮ステップで圧縮された蒸発ガスのうちの一部の蒸発ガスを前記中圧ガスエンジンに供給するとともに、前記中圧ガスエンジンに供給されていない残りの蒸発ガスをさらに圧縮した後、前記熱交換ステップに供給する追加圧縮ステップを含む請求項１３又は１４に記載の船舶の蒸発ガス処理方法。
【請求項１９】
液化ガスを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵された液化ガスを燃料として使用する中圧ガスエンジンと、を含む船舶であって、
請求項１又は２に記載の蒸発ガス処理システムを有し、
前記蒸発ガス処理システムに含まれて前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスが燃料として供給される中圧ガスエンジンによって電気を発生させた後、モータを用いて推進する船舶。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、船舶の蒸発ガス処理システム及び蒸発ガス処理方法に関し、さらに詳しくは、エネルギー消費量が多く初期設置コストが過度に要求される再液化装置を設置する必要がなく、貯蔵タンクから排出された蒸発ガスを加圧した後、大半は船舶エンジンの燃料として使用し、残りの一部は貯蔵タンクから新しく排出される蒸発ガスの冷熱で液化させて貯蔵タンクに戻すことによって、蒸発ガスを效率的に使用できるようにする船舶の蒸発ガス処理システム及び蒸発ガス処理方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、ＬＮＧ（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ  Ｎａｔｕｒａｌ  Ｇａｓ）やＬＰＧ（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ  Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ  Ｇａｓ）などの液化ガスの消費量が全世界的に急増している傾向にある。液化ガスは、陸上又は海上のガス配管を介してガス状態で運搬されるか、又は、液化した状態で液化ガス運搬船に貯蔵されたまま遠距離にある使用先に運搬される。ＬＮＧやＬＰＧなどの液化ガスは、天然ガス又は石油ガスを極低温（ＬＮＧの場合は約−１６３℃）に冷却して得られるものであって、ガス状態の時に比べその体積が大幅に減少するので、海上を通じた遠距離運搬に非常に適している。
【０００３】
ＬＮＧ運搬船などの液化ガス運搬船は、液化ガスを積み、海を運航して陸上の需要先にこの液化ガスの荷役するためのものであって、そのため、液化ガスの極低温に耐えることができる貯蔵タンク（通常、「貨物倉」という）を含む。
【０００４】
天然ガスの液化温度は、常圧で約−１６３℃の極低温であるため、ＬＮＧはその温度が常圧で−１６３℃より少し高いだけで蒸発する。従来のＬＮＧ運搬船の場合を例にあげて説明すると、ＬＮＧ運搬船のＬＮＧ貯蔵タンクは断熱処理が施されてはいるが、外部の熱がＬＮＧに持続的に伝達されるため、ＬＮＧ運搬船によってＬＮＧを輸送する途中にＬＮＧがＬＮＧ貯蔵タンク内で持続的に気化し、ＬＮＧ貯蔵タンク内で蒸発ガス（ＢＯＧ；Ｂｏｉｌ−Ｏｆｆ  Ｇａｓ）が発生する。
【０００５】
発生した蒸発ガスは、貯蔵タンク内の圧力を増加させ、船舶の揺動によって液化ガスの流動を加速させて構造的な問題を招きかねないため、蒸発ガスの発生を抑制する必要がある。
【０００６】
また、蒸発ガスはＬＮＧの損失でもあり、ＬＮＧの輸送効率において蒸発ガスの抑制または再液化は重要な問題である。
【０００７】
従来、液化ガス運搬船の貯蔵タンク内での蒸発ガスを抑制及び処理するために、蒸発ガスを貯蔵タンクの外部に排出して焼却する方法、蒸発ガスを貯蔵タンクの外部に排出し、再液化装置を通じて再液化させた後、再度貯蔵タンクに戻す方法、船舶の推進機関で使用される燃料として蒸発ガスを使用する方法、貯蔵タンクの内部圧力を高く維持することで蒸発ガスの発生を抑制する方法などが単独又は複合的に使用されていた。
【０００８】
蒸発ガス再液化装置が搭載された従来の船舶の場合、貯蔵タンクの適正圧力を維持するために、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て再液化装置を通じて再液化させるようになる。この時、排出された蒸発ガスは冷凍サイクルを含む再液化装置で超低温に冷却された冷媒、例えば、窒素冷媒、混合冷媒などとの熱交換を通じて再液化された後、貯蔵タンクに戻される。
【０００９】
従来のＤＦＤＥ推進システムを搭載したＬＮＧ運搬船の場合、再液化設備を設置せず、蒸発ガス圧縮機及び加熱のみによって蒸発ガスを処理した後、ＤＦＤＥに燃料として供給し蒸発ガスを消費していたため、エンジンの燃料必要量が蒸発ガスの発生量より少ない時は蒸発ガスをガス燃焼器（ＧＣＵ；Ｇａｓ  Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ  Ｕｎｉｔ）で燃焼させてしまったり、大気中に捨てる（ｖｅｎｔｉｎｇ）しかない問題があった。
【００１０】
そして、従来の再液化設備及び低速ディーゼルエンジンを搭載したＬＮＧ運搬船は、再液化設備を通じてＢＯＧを処理できたにもかかわらず、窒素ガスを用いた再液化装置の運転の複雑性のため、全体システムの制御が複雑で相当量の動力が消費される問題があった。
【００１１】
結局、貯蔵タンクから自然的に発生する蒸発ガスをはじめ、液化ガスを效率的に処理するためのシステム及び方法に対する研究開発が持続的に行われる必要がある。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１２】
本発明は、上記の従来の問題点を解決するためのもので、貯蔵タンクから排出された蒸発ガスを加圧した後、大半は船舶エンジンの燃料として使用し、残りの一部は貯蔵タンクから新しく排出される蒸発ガスの冷熱で液化させて貯蔵タンクに戻すことによって、蒸発ガスを效率的に使用できるようにする船舶の蒸発ガス処理システム及び蒸発ガス処理方法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】
【００１３】
上記目的を達成するための本発明の一側面によれば、液化ガスを貯蔵している貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを処理する船舶の蒸発ガス処理システムであって、前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスを圧縮する圧縮手段；前記圧縮手段で圧縮された蒸発ガスのうち少なくとも一部の蒸発ガスを燃料として供給される中圧ガスエンジン；前記中圧ガスエンジンに燃料として供給されていない残りの蒸発ガスを前記貯蔵タンクから排出された後、圧縮される前の蒸発ガスと熱交換する熱交換手段；及び前記熱交換手段で熱交換された前記残りの蒸発ガスの圧力を減少させる膨脹手段を含む船舶の蒸発ガス処理システムが提供される。
【００１４】
本明細書における「中圧」とは、前記ガスエンジンに供給される燃料としての蒸発ガスが圧縮される圧力である５〜２０ｂａｒ程度の圧力を意味すると見なされるべきである。
【００１５】
前記圧縮手段は、前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスを前記中圧ガスエンジンで要求する圧力まで圧縮する圧縮機と、前記中圧ガスエンジンに供給されていない前記残りの蒸発ガスをさらに圧縮するブースタ圧縮機と、を含んでもよい。
【００１６】
前記圧縮機は、遠心式多段圧縮機であってもよい。
【００１７】
前記圧縮機は、蒸発ガスを５〜２０ｂａｒに圧縮できる。
【００１８】
前記ブースタ圧縮機は、往復動式多段圧縮機であってもよい。
【００１９】
前記ブースタ圧縮機は、蒸発ガスを８０〜２５０ｂａｒに圧縮できる。
【００２０】
前記中圧ガスエンジンに供給される蒸発ガスの量は、前記中圧ガスエンジンの負荷に応じて前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスの３０〜７０％の範囲内で決定することができる。
【００２１】
前記膨脹手段を通過しながら減圧されて気液混合状態になった前記残りの蒸発ガスのうちの気体成分は、前記貯蔵タンクから排出された後、前記熱交換手段に供給される蒸発ガスに合流してもよい。
【００２２】
前記膨脹手段を通過しながら減圧されて気液混合状態になった前記残りの蒸発ガスのうちの気体成分は、他の膨脹手段を通過してさらに減圧された後、前記熱交換手段に供給される蒸発ガスに合流してもよい。
【００２３】
前記膨脹手段を通過しながら減圧されて気液混合状態になった前記残りの蒸発ガスのうちの液体成分は、前記貯蔵タンクに戻すことができる。
【００２４】
本発明による船舶の蒸発ガス処理システムは、前記貯蔵タンクに貯蔵された液化ガスを強制的に気化させて前記圧縮手段に供給するための強制気化器をさらに含んでもよい。
【００２５】
本発明による船舶の蒸発ガス処理システムは、前記圧縮手段で圧縮された蒸発ガスを供給されて使用する蒸発ガス消費手段をさらに含んでもよい。
【００２６】
前記蒸発ガス消費手段は、統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム、ＧＣＵ、及びガスタービンのうちの１つ以上であってもよい。
【００２７】
本発明の他の側面によれば、液化ガスを貯蔵している貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを処理する船舶の蒸発ガス処理方法であって、前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスを圧縮する圧縮ステップ；前記圧縮ステップで圧縮された蒸発ガスのうち少なくとも一部の蒸発ガスを中圧ガスエンジンに燃料として供給する供給ステップ；前記中圧ガスエンジンに燃料として供給されていない残りの蒸発ガスを前記貯蔵タンクから排出された後、圧縮される前の蒸発ガスと熱交換する熱交換ステップ；及び前記熱交換ステップで熱交換された前記残りの蒸発ガスの圧力を減少させる膨脹ステップを含む船舶の蒸発ガス処理方法が提供される。
【００２８】
前記膨脹ステップで減圧されて気液混合状態になった前記残りの蒸発ガスのうちの気体成分は、前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスに合流してもよい。
【００２９】
前記膨脹ステップで減圧されて気液混合状態になった前記残りの蒸発ガスのうちの液体成分は、前記貯蔵タンクに戻してもよい。
【００３０】
前記熱交換ステップは、熱交換の前に前記圧縮ステップで圧縮された蒸発ガスをさらに圧縮する追加圧縮ステップを含んでもよい。
【００３１】
本発明による船舶の蒸発ガス処理方法は、蒸発ガスの発生量が相対的に少ないバラスト状態では、前記中圧ガスエンジンで要求する燃料量に応じて前記貯蔵タンクに貯蔵された液化ガスを強制的に気化させて前記圧縮ステップに供給する強制気化ステップをさらに含んでもよい。
【００３２】
本発明による船舶の蒸発ガス処理方法は、蒸発ガスの発生量が相対的に多い積載状態では、前記圧縮ステップで圧縮された蒸発ガスのうちの一部の蒸発ガスを前記中圧ガスエンジンに供給するとともに、前記中圧ガスエンジンに供給されていない残りの蒸発ガスをさらに圧縮した後、前記熱交換ステップに供給する追加圧縮ステップをさらに含んでもよい。
【００３３】
本発明の他の側面によれば、液化ガスを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵された液化ガスを燃料として使用する中圧ガスエンジンと、を含む船舶であって、上記蒸発ガス処理システムを有し、前記蒸発ガス処理システムに含まれて前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスを燃料に供給される中圧ガスエンジンによって電気を発生させた後、モータを用いて推進する船舶が提供される。
【００３４】
本発明の他の側面によれば、液化ガスを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵された液化ガスで発生した蒸発ガスを前記貯蔵タンクから排出させて圧縮させる圧縮機と、前記圧縮機で圧縮された蒸発ガスを燃料として使用する中圧ガスエンジンと、を含む船舶の製造方法であって、前記圧縮機で圧縮された蒸発ガスをさらに圧縮するブースタ圧縮機と、前記ブースタ圧縮機でさらに圧縮された蒸発ガスを前記貯蔵タンク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と、前記熱交換器で冷却された蒸発ガスを減圧する膨脹手段と、前記膨脹手段で減圧された後、気液混合状態になった蒸発ガスのうちの気体成分と液体成分とを分離する気液分離器と、前記気液分離器で分離された気体成分を前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスに合流させる蒸発ガス再循環ラインと、を前記船舶に追加的に設置する船舶の製造方法が提供される。
【００３５】
前記ブースタ圧縮機は、前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスのうち前記圧縮機で圧縮された後、前記中圧ガスエンジンに供給されていない残りの蒸発ガスをさらに圧縮するように設置してもよい。
【００３６】
前記圧縮機は、遠心式多段圧縮機であってもよい。
【００３７】
前記圧縮機は、蒸発ガスを５〜２０ｂａｒに圧縮するように設置することができる。
【００３８】
前記ブースタ圧縮機は、往復動式多段圧縮機であってもよい。
【００３９】
前記ブースタ圧縮機は、蒸発ガスを８０〜２５０ｂａｒに圧縮するように設置することができる。
【００４０】
前記中圧ガスエンジンに供給される蒸発ガスの量は、前記中圧ガスエンジンの負荷に応じて前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスの３０〜７０％の範囲内で決定することができる。
【００４１】
前記膨脹手段を通過しながら減圧されて気液混合状態になった前記残りの蒸発ガスのうちの気体成分は、前記貯蔵タンクから排出された後、前記熱交換手段に供給される蒸発ガスに合流するようにしてもよい。
【００４２】
前記膨脹手段を通過しながら減圧されて気液混合状態になった前記残りの蒸発ガスのうちの気体成分は、他の膨脹手段を通過してさらに減圧された後、前記熱交換手段に供給される蒸発ガスに合流するようにしてもよい。
【００４３】
前記膨脹手段を通過しながら減圧されて気液混合状態になった前記残りの蒸発ガスのうちの液体成分は前記貯蔵タンクに戻るようにしてもよい。
【００４４】
前記船舶は、前記貯蔵タンクに貯蔵された液化ガスを強制的に気化させて前記圧縮手段に供給するための強制気化器をさらに含んでもよい。
【００４５】
前記船舶は、前記圧縮手段で圧縮された蒸発ガスを供給されて使用する蒸発ガス消費手段をさらに含んでもよい。
【００４６】
前記蒸発ガス消費手段は、統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム、ＧＣＵ、及びガスタービンのうちの１つ以上であってもよい。
【００４７】
蒸発ガスの発生量が相対的に少ないバラスト状態では、前記中圧ガスエンジンで要求する燃料量に応じて前記貯蔵タンクに貯蔵された液化ガスを強制的に気化させて前記圧縮機に供給してもよい。
【００４８】
蒸発ガスの発生量が相対的に多い積載状態では、圧縮された蒸発ガスのうちの一部の蒸発ガスを前記中圧ガスエンジンに供給するとともに、前記中圧ガスエンジンに供給されていない残りの蒸発ガスをさらに圧縮した後、熱交換器に供給してもよい。
【発明の効果】
【００４９】
本発明によれば、貯蔵タンクから排出された蒸発ガスを加圧した後、圧縮された蒸発ガスのうち一部は船舶エンジンに燃料として供給し、圧縮された蒸発ガスのうちの残りは貯蔵タンクから新しく排出されて圧縮される前の蒸発ガスの冷熱で液化させて貯蔵タンクに戻すことができる船舶の蒸発ガス処理システム及び蒸発ガス処理方法が提供され得る。
【００５０】
よって、本発明の蒸発ガス処理システム及び蒸発ガス処理方法によれば、エネルギー消費量が多く初期設置コストが過度に要求される再液化装置を設置することなく貯蔵タンクで発生される蒸発ガスを再液化させることができ、再液化装置で消費されるエネルギーを低減できるようになる。
【００５１】
また、本発明の蒸発ガス処理システム及び蒸発ガス処理方法によれば、ＬＮＧ運搬船の貨物（すなわち、ＬＮＧ）の運搬時に発生する全ての蒸発ガスを、船舶エンジンの燃料として使用したり再液化させて再度貯蔵タンクに戻して貯蔵することができるため、ＧＣＵなどで消費して捨てられる蒸発ガスの量を減少させることができるようになり、窒素など別途の冷媒を使用する必要がなく蒸発ガスを再液化して処理できるようになる。
【００５２】
さらに、本発明の蒸発ガス処理システム及び蒸発ガス処理方法によれば、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等）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追加的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コストと運用コストを節約することができる。
【図面の簡単な説明】
【００５３】
【図１】本発明の第１実施形態による船舶の蒸発ガス処理システムを示す概略構成図である。
【図２】本発明の第２実施形態による船舶の蒸発ガス処理システムを示す概略構成図である。
【図３】本発明の第１実施形態によ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を示す概略構成図である。
【図４】本発明の第３実施形態による船舶の蒸発ガス処理システムを示す概略構成図である。
【図５】本発明の第４実施形態による船舶の蒸発ガス処理システムを示す概略構成図である。
【図６】本発明の第５実施形態による船舶の蒸発ガス処理システムを示す概略構成図である。
【発明を実施するための形態】
【００５４】
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）及び硫黄酸化物（ＳＯｘ）であり、最近では二酸化炭素（ＣＯ２）の排出も規制しようとする動きがある。特に、窒素酸化物（ＮＯｘ）及び硫黄酸化物（ＳＯｘ）の場合、１９９７年の海洋汚染防止協約（ＭＡＲＰＯＬ；Ｔｈｅ  Ｐｒｅｖｅｎｔｉｏｎ  ｏｆ  Ｍａｒｉｎｅ  Ｐｏｌｌｕｔｉｏｎ  ｆｒｏｍ  Ｓｈｉｐｓ）議定書によって提起され、８年もの長期間を費やした後、２００５年５月に発効要件を満たし、現在、強制規定として履行している。
【００５５】
よって、このような規定を満足させるために、窒素酸化物（ＮＯｘ）の排出量を低減するための様々な方法が紹介されているが、このような方法のうち、ＬＮＧ運搬船のような船舶のための高圧天然ガス噴射エンジン、例えばＭＥ−ＧＩエンジンが開発されて使用されている。ＭＥＧＩエンジンは、同級出力のディーゼルエンジンに比べ、汚染物質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％以上低減できる次世代の環境にやさしいエンジンとして脚光を浴びている。
【００５６】
このようなＭＥ−ＧＩ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させるＬＮＧ運搬船などのような海上構造物（本明細書において、船舶とは、ＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ  ＲＶなどをはじめ、ＬＮＧ  ＦＰＳＯ、ＬＮＧ  ＦＳＲＵなどの海上プラントまですべてを含む概念である。）に設置することができ、この場合、天然ガスを燃料として使用するようになり、その負荷に応じて約１５０〜４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の高圧のガス供給圧力が要求される。
【００５７】
ＭＥＧＩエンジンは、推進のためにプロペラに直結して使用することができ、そのため、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。
【００５８】
また、窒素酸化物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燃焼する、又は、オイル及び天然ガスのうちから選択された１つのみを燃料として使用することが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、燃料に含まれた硫黄化合物が少なく排気ガス中の硫黄酸化物の含有量が少ない。
【００５９】
ＤＦエンジンは、ＭＥＧＩエンジンのような高圧に燃料ガスを供給する必要がなく、約数〜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て電力を得て、この電力を用いて推進用モータを駆動させたり各種装置や設備を運転したりする。このようなＤＦエンジンを用いて動力を得る推進又は発電システムをＤＦＤＥ（Ｄｕａｌ  Ｆｕｅｌ  Ｄｉｅｓｅｌ  Ｅｌｅｃｔｒｉｃ）又はＤＦＤＥシステムという。
【００６０】
天然ガスを燃料として供給する際、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。
【００６１】
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されるため、蒸発ガスの場合は、メタン含有量が高いのでそのままＤＦエンジンに燃料として供給され得る。しかし、ＬＮＧの場合は、メタン含有量が相対的に低く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、ブータン等）の比率が異なるため、そのまま気化させてＤＦエンジンに燃料として供給するには適していない。
【００６２】
メタン価を調節するためには、液化天然ガスを強制気化させた後、温度を下げてメタンより液化点の高い重炭化水素（ＨＨＣ；ｈｅａｖｙ  ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ）成分を液化させて除去できる。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追加的に加熱することもできる。
【００６３】
このように天然ガスを燃料として使用する船舶用エンジンが開発されて船舶に装着されることによって、燃料としての液化天然ガスを貯蔵するための貯蔵タンクを船舶内に設置する必要がある。
【００６４】
極低温状態の液化ガスを貯蔵できる貯蔵タンクが設けられた海上構造物の例としては、液化ガス運搬船の他、ＬＮＧ  ＲＶ（Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ  Ｖｅｓｓｅｌ）のような船舶やＬＮＧ  ＦＳＲＵ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ  Ｓｔｏｒａｇｅ  ａｎｄ  Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ  Ｕｎｉｔ）、ＬＮＧ  ＦＰＳＯ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ、Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ、Ｓｔｏｒａｇｅ  ａｎｄ  Ｏｆｆ−ｌｏａｄｉｎｇ）、ＦＳＰＰ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ  Ｓｔｏｒａｇｅ  Ｐｏｗｅｒ  Ｐｌａｎｔ）、ＢＭＰＰ（Ｂａｒｇｅ  Ｍｏｕｎｔｅｄ  Ｐｏｗｅｒ  Ｐｌａｎｔ）のような構造物などを挙げることができる。
【００６５】
ＬＮＧ  ＲＶは、自力航行及び浮遊が可能な液化ガス運搬船にＬＮＧ再気化設備を設置したもので、ＬＮＧ  ＦＳＲＵは、陸上から遠く離れた海上でＬＮＧ輸送船から荷役される液化天然ガスを貯蔵タンクに貯蔵した後、必要に応じて液化天然ガスを気化させて陸上の需要先に供給する海上構造物で、ＬＮＧ  ＦＲＵは、貯蔵機能が省略されたまま別途の貯蔵タンクと協力して使用されながら海上で液化天然ガスを気化させて陸上の需要先に供給する構造物で、ＬＮＧ  ＦＰＳＯは、採掘された天然ガスを海上で精製した後、直接液化させて貯蔵タンク内に貯蔵し、必要な場合、この貯蔵タンク内に貯蔵されたＬＮＧをＬＮＧ輸送船に積み替えるために使用される構造物である。そして、ＦＳＰＰは、海上に浮遊する船体にＬＮＧ貯蔵タンク及び発電設備を搭載して海上で電気を生産するために使用される構造物で、ＢＭＰＰは、バージ船に発電設備を搭載して海上で電気を生産するために使用される構造物である。
【００６６】
本明細書において、海上構造物とは、液化ガス運搬船、ＬＮＧ  ＲＶなどの船舶をはじめ、ＬＮＧ  ＦＰＳＯ、ＬＮＧ  ＦＳＲＵ、ＬＮＧ  ＦＲＵ、ＦＳＰＰ、ＢＭＰＰなどの構造物まですべてを含む概念である。
【００６７】
以下、添付図面に基づき、本発明の好ましい実施形態に対する構成及び作用を詳細に説明する。また、下記実施形態は、様々な他の形態に変形することができ、本発明の範囲が下記実施形態に限定されるものではない。
【００６８】
図１には本発明の第１実施形態による船舶の蒸発ガス処理システムの概略構成図が図示されている。
【００６９】
図１には、天然ガスを燃料として使用することができる船舶エンジンとして、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が図示されているが、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、ＦＳＰＰ、ＢＭＰＰ、ＬＮＧ  ＦＲＵ、ＬＮＧ  ＦＰＳＯ、ＬＮＧ  ＦＳＲＵのような海上プラントに適用され得る。
【００７０】
本発明の第１実施形態による船舶の蒸発ガス処理システムによれば、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１５０〜４００ｂａｒａ程度の高圧に圧縮された後、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。
【００７１】
貯蔵タンクは、ＬＮＧなどの液化ガスを極低温状態に貯蔵できるように密封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壁に遮断することはできない。そのため、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、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。
【００７２】
貯蔵タンク１１の内部には必要な場合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。
【００７３】
圧縮機１３は、１つ以上の圧縮シリンダ１４と、圧縮されながら温度が上昇した蒸発ガスを冷却するための１つ以上の中間冷却器１５と、を含むことができる。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することができる。図１には５個の圧縮シリンダ１４及び５個の中間冷却器１５を含む往復動式多段圧縮の圧縮機１３が例示されているが、圧縮シリンダと中間冷却器の個数は必要に応じて変更され得る。また、１つの圧縮機内に複数個の圧縮シリンダが配列された構造以外にも、複数個の圧縮機を直列に連結した構造を持つように変更することもできる。
【００７４】
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をすべて高圧天然ガス噴射エンジンに供給することもでき、圧縮された蒸発ガスのうち一部のみを高圧天然ガス噴射エンジンに供給することもできる。
【００７５】
また、本発明の第１実施形態によれば、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ストリームとした場合、蒸発ガスの第１ストリームを圧縮した後、第２ストリームと第３ストリームとに分け、第２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ストリームは液化させて貯蔵タンクに戻すように構成できる。
【００７６】
このとき、第２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る。第３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に戻される。圧縮された蒸発ガスの第３ストリームを液化させることができるように、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ストリームを、貯蔵タンク１１から排出された後に圧縮機１３に供給される蒸発ガスの第１ストリームと熱交換させる。
【００７７】
圧縮される前の蒸発ガスの第１ストリームの流量が第３ストリームの流量より多いため、圧縮された蒸発ガスの第３ストリームは、圧縮される前の蒸発ガスの第１ストリームから冷熱を供給されて液化され得る。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（すなわち、少なくとも部分的に液化）させる。
【００７８】
熱交換器２１で冷却された蒸発ガス（ＬＢＯＧ）は膨脹バルブ２２を通過しながら減圧されて気液混合状態で気液分離器２３に供給される。膨脹バルブ２２を通過しながらＬＢＯＧは略常圧に減圧され得る。少なくとも部分的に液化された蒸発ガスは、気液分離器２３で気体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から排出されて圧縮機１３に供給される蒸発ガスに合流される。さらに詳しくは、蒸発ガス再循環ラインＬ５は、気液分離器２３の上段（上流側）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。
【００７９】
液体成分は、貯蔵タンク１１に戻るように構成される以外にも、別途のタンク（図示せず）に供給されて貯蔵されるように構成してもよい。また、気液分離器２３で気体成分と液体成分とを分離せず、膨脹された蒸発ガスを気液分離器２３を経ることなく（すなわち、気液分離器をシステムに含まず）、そのまま貯蔵タンク１１に戻すようにシステムを構成することもできる。
【００８０】
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に設置されたものであると説明したが、実際、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。
【００８１】
以上では、圧縮機１３で圧縮された蒸発ガスが熱交換器２１で冷却されて液化すると記載している。しかし、圧縮機１３で圧縮された蒸発ガスの圧力が高圧で温度が高温の場合は、熱交換器２１に供給される蒸発ガスは気体や液体の区分のない超臨界状態である場合がある。したがって、厳密に言えば、蒸発ガスの圧力及び温度条件によっては熱交換器２１の下流側に設置された膨脹バルブ２２などの減圧手段によって圧力が減少されてようやく蒸発ガスは液体（又は少なくとも部分的に液体）状態になることができる。本明細書における「蒸発ガスが熱交換器２１で液化される」という表現は、蒸発ガスが熱交換器で冷却されて実際液化されることと、蒸発ガスが熱交換器で冷却された後、減圧手段で減圧されることによって液体（又は少なくとも部分的に液体）状態になることをいずれも含むと見なされるべきである。
【００８２】
蒸発ガス再循環ラインＬ５には他の膨脹バルブ２４がさらに設置されてもよく、それにより、気液分離器２３から排出された気体成分は膨脹バルブ２４を通過しながら減圧され得る。また、熱交換器２１で液化された後、気液分離器２３に供給される蒸発ガスの第３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て第３ストリームをさらに冷却させることができ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追加的に冷却させる。
【００８３】
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に設置されたものであると説明したが、実際、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。
【００８４】
冷却器２５は省略してもよく、冷却器２５が省略される場合、再液化効率は多少低くなる場合があるが、冷却器を設置するためにかかるコストが節減され、システム運転及び配管が単純化されることによって運用効率を高くすることができる。
【００８５】
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量より多くて余剰蒸発ガスが発生すると予想される場合は、圧縮機１３で圧縮された又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、ＤＦエンジン（ＤＦＤＧ）、ガスタービン、ボイラーなどが使用され得る。
【００８６】
以上で説明した本発明の第１実施形態による蒸発ガス処理システム及び蒸発ガス処理方法によれば、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度貯蔵タンクに戻して貯蔵することができるため、ＧＣＵなどで消費して捨てられる蒸発ガスの量を減少させたり無くすことができるようになり、窒素など別途の冷媒を使用する再液化装置を設置する必要がなく、蒸発ガスを再液化して処理できるようになる。
【００８７】
また、本発明の第１実施形態による蒸発ガス処理システム及び蒸発ガス処理方法によれば、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等）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追加的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コストと運用コストを節減できる。
【００８８】
図２には本発明の第２実施形態による船舶の蒸発ガス処理システムの概略構成図が図示されている。
【００８９】
第２実施形態による蒸発ガス処理システムは、ＭＥＧＩエンジンやＤＦエンジン等で要求する蒸発ガスの量が自然的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において、第１実施形態の蒸発ガス処理システムと異なる。以下では、第１実施形態の蒸発ガス処理システムとの相違点のみをさらに詳しく説明する。
【００９０】
本発明の第２実施形態による船舶の蒸発ガス処理システムによれば、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）が、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、又は圧縮機１３で多段圧縮される途中にＤＦエンジン（ＤＦ  Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ）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実施形態と同じである。
【００９１】
ただし、第２実施形態の蒸発ガス処理システムは、高圧天然ガス噴射エンジン及び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で自然的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を具備する。
【００９２】
第２実施形態のように強制気化ラインＬ１１を具備すると、貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧの量が少なくて蒸発ガスの発生量が少ない場合、または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的に発生する蒸発ガスの量より多い場合にも安定的に燃料を供給できるようになる。
【００９３】
図３は、本発明によ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図示した概略構成図である。
【００９４】
図３には、図１に示した本発明の第１実施形態によ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が図示されているが、第２実施形態によ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できることは勿論である。
【００９５】
図３に示す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エンジンを含み、副エンジンとしてＤＦエンジン（ＤＦ  Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ；ＤＦＤＧ）を含む。通常、主エンジンは船舶の運航のための推進用に使用され、副エンジンは船舶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の発電用に使用されるが、本発明は主エンジン及び副エンジンの用途によって限定されるものではない。主エンジン及び副エンジンは、それぞれ複数個が設置されてもよい。
【００９６】
本実施形態による船舶用燃料ガス供給システムは、エンジン（すなわち、主エンジンであるＭＥＧＩエンジン及び副エンジンであるＤＦエンジン）に対して貯蔵タンク１１に貯蔵されている天然ガス（すなわち、気体状態のＢＯＧ及び液体状態のＬＮＧ）を燃料として供給できるように構成される。
【００９７】
気体状態のＢＯＧを燃料ガスとして供給するために、本実施形態による燃料ガス供給システムは、貯蔵タンク１１に貯蔵されている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から分岐してＢＯＧを副エンジンに供給するＢＯＧ副供給ラインＬ８と、を含む。ＢＯＧ主供給ラインＬ１は、図１及び図２における蒸発ガス供給ラインＬ１と同じ構成であるが、図３を参照して行われる説明では、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。
【００９８】
また、液体状態のＬＮＧを燃料ガスとして供給するために、本実施形態による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から分岐してＬＮＧを副エンジンに供給するＬＮＧ副供給ラインＬ２４と、を含む。
【００９９】
本実施形態によれば、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。
【０１００】
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１５０〜４００ｂａｒａ程度の高圧に圧縮された後、高圧天然ガス噴射エンジンに供給される。
【０１０１】
貯蔵タンクはＬＮＧなどの液化ガスを極低温状態で貯蔵することができるように密封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壁に遮断することはできない。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する。
【０１０２】
圧縮機１３は、１つ以上の圧縮シリンダ１４と、圧縮されながら温度が上昇した蒸発ガスを冷却するための１つ以上の中間冷却機１５と、を含むことができる。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得る。図３では、５つの圧縮シリンダ１４及び５つの中間冷却機１５を含む多段圧縮の圧縮機１３が例示されているが、圧縮シリンダ及び中間冷却機の個数は必要に応じて変更され得る。また、１つの圧縮機内に複数個の圧縮シリンダが配列された構造以外にも、複数個の圧縮機を直列に連結した構造を有するように変更することもできる。
【０１０３】
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をすべて高圧天然ガス噴射エンジンに供給することもでき、圧縮された蒸発ガスのうちの一部のみを高圧天然ガス噴射エンジンに供給することもできる。
【０１０４】
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。さらに詳しくは、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させることができるようにＢＯＧ主供給ラインＬ１から分岐される。図３には２段圧縮されたＢＯＧを分岐させてその一部をＢＯＧ副供給ラインＬ８を介して副エンジンに供給すると図示している。
【０１０５】
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ため、圧縮機１３の後段（下流）で高圧に圧縮された状態のＢＯＧを分岐させる場合はＢＯＧの圧力をさらに下げた後、副エンジンに供給しなければならず、非効率的になる場合がある。
【０１０６】
上記のように、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されるため、蒸発ガスの場合はメタン含有量が高く、そのままＤＦエンジンに燃料として供給できる。したがって、ＢＯＧ主供給ライン及びＢＯＧ副供給ラインには、メタン価を調節するための装置を別途設置する必要がない。
【０１０７】
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及び副エンジンで要求する燃料量よりも多く、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によって蒸発ガスを再液化して貯蔵タンクに戻すことができる。
【０１０８】
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で圧縮された又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消費手段で使用することができる。蒸発ガス消費手段としては、ＭＥＧＩエンジンに比べ相対的に低い圧力の天然ガスを燃料として使用することができるＧＣＵ、ガスタービンなどが使用できる。蒸発ガス分岐ラインＬ７は、図３に示すように、ＢＯＧ副供給ラインＬ８で分岐されることが好ましい。
【０１０９】
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うち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に戻す過程は、図１及び図２を参照して上述したものと同様であるので、詳細な説明は省略する。
【０１１０】
ＬＮＧ主供給ラインＬ２３には、貯蔵タンク１１の内部に設置されてＬＮＧを貯蔵タンク１１の外部に排出するための排出ポンプ１２と、この排出ポンプ１２で一次圧縮されたＬＮＧをＭＥＧＩエンジンで要求する圧力まで二次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ごとに内部に１つずつ設置されることができる。高圧ポンプ４３は、図３には１つのみが図示されているが、必要に応じて、複数の高圧ポンプを並列に連結して使用できる。
【０１１１】
上記のように、ＭＥＧＩエンジンで要求する燃料ガスの圧力は１５０〜４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の高圧である。
【０１１２】
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。さらに、ＬＮＧは高圧ポンプ４３で高圧に圧縮された後、気化器４４に供給されて気化される。気化された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から、高圧に圧縮されたＬＮＧは、気体でも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という意味であると見なされるべきである。
【０１１３】
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。さらに詳しくは、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。
【０１１４】
ＬＮＧ副供給ラインＬ２４には気化器４５、気液分離器４６、及びヒータ４７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できる。
【０１１５】
上記のように、ＬＮＧの場合は、メタン含有量が蒸発ガスに比べて相対的に低いので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、ブタン等）の比率が異なるため、そのまま気化させて燃料としてＤＦエンジンに供給することには適していない。
【０１１６】
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のみ気化される。部分的に気化されて気体状態（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の燃料ガスは、気液分離器４６に供給され、気体と液体とに分離される。発熱量の高い重炭化水素（ＨＨＣ）成分の気化温度が相対的に高いため、部分的に気化された燃料ガスで気化されないまま残っている液体状態のＬＮＧに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を高くすることができる。
【０１１７】
ＬＮＧに含まれていた炭化水素成分の比率、及び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での加熱温度を調節できる。気化器４５での加熱温度は、約−８０℃〜−１２０℃の範囲内で決定することができる。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Ｌ２５を介して貯蔵タンク１１に戻される。蒸発ガス復帰ラインＬ３と液体成分復帰ラインＬ２５とは合流した後、貯蔵タンク１１まで延長され得る。
【０１１８】
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。副エンジンが、例えば、ＤＦＤＧである場合、要求されるメタン価は、一般に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、その時のＬＨＶ（ｌｏｗｅｒ  ｈｅａｔｉｎｇ  ｖａｌｕｅ）は４８，８７２．８ｋＪ／ｋｇ（１  ａｔｍ、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まで高くなり、その時のＬＨＶは４９，２６５．６ｋＪ／ｋｇである。
【０１１９】
本実施形態によれば、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つからなる。すなわち、燃料ガスは、圧縮機１３を通じて圧縮した後にエンジンに供給することもでき、高圧ポンプ４３を通じて圧縮した後にエンジンに供給することもできる。
【０１２０】
特に、ＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ  ＲＶなどのような船舶は、ＬＮＧを生産地から消費地へ輸送するために使用されるので、生産地から消費地へ運航する時は貯蔵タンクにＬＮＧを満タンに積載した積載（Ｌａｄｅｎ）状態で運航し、ＬＮＧを荷役した後、再度生産地に戻る時は貯蔵タンクがほぼ空のバラスト（Ｂａｌｌａｓｔ）状態で運航する。積載状態ではＬＮＧの量が多いので相対的に蒸発ガス発生量も多く、バラスト状態ではＬＮＧの量が少ないので相対的に蒸発ガス発生量も少ない。
【０１２１】
貯蔵タンクの容量、外部温度などの条件に応じて多少差があるが、例えば、ＬＮＧの貯蔵タンク容量が約１３０，０００ｍ３〜３５０，０００ｍ３の場合に発生する蒸発ガスの量は、積載時は約３〜４ｔｏｎ／ｈであり、バラスト時は約０．３〜０．４ｔｏｎ／ｈである。また、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１〜４ｔｏｎ／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、最近では、貯蔵タンクの断熱性能が向上するとともに、ＢＯＲ（Ｂｏｉｌ  Ｏｆｆ  Ｒａｔｅ）が次第に低くなる傾向にあるため、ＢＯＧの発生量も減少する傾向にある。
【０１２２】
したがって、本実施形態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におけるＬ１及びＬ８）と高圧ポンプライン（すなわち、図３におけるＬ２３及びＬ２４）とを共に備える場合、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エンジンに燃料ガスを供給することが好ましい。
【０１２３】
一般に、ＭＥＧＩエンジンで要求する１５０〜４００ｂａｒａ（絶対圧）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に比べ非常に多くのエネルギーが要求され、高圧に気体を圧縮するための圧縮機は相当高価で体積も多く占めるため、圧縮機ラインを設けることなく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得る。例えば、多段で構成された１セットの圧縮機を駆動させて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場合は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エンジンに燃料ガスを供給する場合、貯蔵タンクから持続的に発生する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不可欠で、この再液化装置で消費するエネルギーを共に考慮した場合、圧縮機ライン及び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。
【０１２４】
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量に満たない場合、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させることなく、多段圧縮される途中にＢＯＧ副供給ラインＬ８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段目の圧縮シリンダ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段の圧縮シリンダは空回転される。５段圧縮機全体を駆動させて蒸発ガスを圧縮させる場合に要求される電力は２ＭＷであるが、一方で２段まで使用し、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、高圧ポンプを介してＭＥ−ＧＩエンジンに燃料を供給する場合、要求される電力は１００ｋＷである。したがって、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、高圧ポンプを介してＬＮＧを燃料として供給することがエネルギー効率の側面で有利である。
【０１２５】
しかし、必要に応じては、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した量だけのＬＮＧを強制気化させて供給することもできる。一方、バラスト状態ではＢＯＧの発生量が少ないので、ＢＯＧを発生する度に排出させて消費する代わり、貯蔵タンクが所定の圧力に到達するまでＢＯＧを排出させず集めておき、間欠的に排出させてＤＦエンジン又はＭＥ−ＧＩエンジンに燃料として供給することもできる。
【０１２６】
また、装備の修理及び交替が容易ではない船舶では、非常時を考慮して重要な設備を２つずつ設置することが要求される（ｒｅｄｕｎｄａｎｃｙ；すなわち、冗長化設計）。すなわち、船舶では、主設備と同じ機能を行うことができる余分の設備を設置し、主設備の正常動作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引き継いで行うことができるように重要な設備を重複設計することが要求される。冗長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。
【０１２７】
このように、船舶には、普段は使用されないが、単に冗長性の要求条件のみを満足させるために各種設備が二重に設置される必要があるが、２つ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コスト及び空間が必要になり、使用時に多くのエネルギーが消費される問題があり、２つ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が消費される問題があり得る。それに比べ、圧縮機ライン及び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ても他方の供給ラインを介して正常な運航を続けることができ、高価の圧縮機を少なく使用しながら蒸発ガスの発生量によって最適の燃料ガス供給方式を適切に選択して運用することができ、最初の建造時のコストだけでなく、運用コストも節減できるようになるという追加的な効果が得られる。
【０１２８】
図３に示すように、本発明の一実施形態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）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または再液化させて再度貯蔵タンクに戻して貯蔵することができるため、ＧＣＵなどで消費して捨てられる蒸発ガスの量を減少または無くすことができるようになり、窒素など別途の冷媒を使用する再液化装置を設置する必要なく、蒸発ガスを再液化して処理できるようになる。
【０１２９】
本実施形態によれば、貯蔵タンクの容量が大きくなって蒸発ガスの発生量は多くなり、エンジンの性能が改善されることに伴い、必要な燃料量は減少する最近の傾向にもかかわらず、エンジンの燃料として使用した後の残りの蒸発ガスは再液化させて再度貯蔵タンクに戻すことができるため、蒸発ガスの浪費を防止できるようになる。
【０１３０】
特に、本実施形態による蒸発ガス処理システム及び処理方法によれば、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等）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追加的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コスト及び運用コストを節減できる。
【０１３１】
図４には本発明の第３実施形態による船舶の蒸発ガス処理システムの概略構成図が図示されている。
【０１３２】
図４には、天然ガスを燃料として使用すできるＤＦエンジン（すなわち、ＬＮＧを燃料として使用する推進システム、例えば、ＤＦＤＥ推進システム）を設置したＬＮＧ運搬船に本発明の船舶の蒸発ガス処理システムが適用された例が図示されているが、本発明の蒸発ガス処理システム（すなわち、蒸発ガスの一部再液化システム）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、ＦＲＰＰ、ＢＭＰＰ、ＬＮＧ  ＦＲＵ、ＬＮＧ  ＦＰＳＯ、ＬＮＧ  ＦＳＲＵのようなプラントに適用され得る。
【０１３３】
本発明の第３実施形態による船舶の蒸発ガス処理システムによれば、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に供給される。圧縮機１３は多段圧縮機である場合があり、後述のように、この圧縮機で多段圧縮される途中に蒸発ガスは約７ｂａｒａ程度に圧縮された後、中間段（すなわち、最終圧縮ステップ前のステップ）で分岐されて燃料供給ラインＬ２に沿って需要先、すなわちＬＮＧを燃料として使用する推進システム（例えば、ＤＦＤＥ）に供給されることができる。ＤＦＤＥに供給された後、残されたの蒸発ガスは圧縮機１３によって約１００〜４００ｂａｒａ程度の高圧に圧縮されることができ、その後、後述のように、蒸発ガス復帰ラインＬ３に沿って移動しながら液化されて貯蔵タンク１１に戻ることができる。
【０１３４】
貯蔵タンクは、ＬＮＧなどの液化ガスを極低温状態で貯蔵することができるように密封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壁に遮断することはできない。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。
【０１３５】
貯蔵タンク１１の内部には、必要な場合、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。図４には図示していないが、貯蔵タンク１１から排出される蒸発ガスの量がＤＦＤＥで必要とする燃料の量より少ない場合、図２に示すように、ＬＮＧを排出ポンプ１２によって排出させた後、強制的に気化させることによって蒸発ガスを生成して蒸発ガス供給ラインＬ１を介して圧縮機１３に供給できる。
【０１３６】
圧縮機１３は、１つ以上の圧縮シリンダ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１つ以上の中間冷却機１５と、を含むことができる。圧縮機１３は、例えば、蒸発ガスを約４００ｂａｒａまで圧縮するように構成され得る。図４では、５つの圧縮シリンダ１４及び５つの中間冷却機１５を含む多段圧縮の圧縮機１３が例示されているが、圧縮シリンダ及び中間冷却機の個数は必要に応じて変更され得る。また、１つの圧縮機内に複数個の圧縮シリンダが配列された構造以外にも、複数個の圧縮機を直列に連結した構造を有するように変更できる。
【０１３７】
圧縮機１３の中間段、例えば、２段圧縮された蒸発ガスは約７ｂａｒａ程度まで圧縮された後、分岐されて燃料供給ラインＬ２を介して需要先、例えばＤＦエンジン（すなわち、ＤＦＤＥ）に供給されるが、エンジンで必要とする燃料の必要量に応じて蒸発ガスをすべてエンジンに供給することもでき、蒸発ガスのうち一部のみをエンジンに供給することもできる。
【０１３８】
すなわち、本発明の第３実施形態によれば、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（すなわち、貯蔵タンクから排出されたすべての蒸発ガス）を第１ストリームとした場合、蒸発ガスの第１ストリームを圧縮機１３内で第２ストリームと第３ストリームとに分け、第２ストリームはＤＦエンジン（すなわち、ＤＦＤＥ）に燃料として供給し、第３ストリームは液化させて貯蔵タンクに戻すように構成できる。
【０１３９】
このとき、第２ストリームは、燃料供給ラインＬ２を介してＤＦＤＥに供給され、第３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に戻される。圧縮された蒸発ガスの第３ストリームを液化させることが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ストリームを、貯蔵タンク１１から排出された後に圧縮機１３に供給される蒸発ガスの第１ストリームと熱交換させる。
【０１４０】
圧縮される前の蒸発ガスの第１ストリームの流量が第３ストリームの流量より多いため、圧縮された蒸発ガスの第３ストリームは、圧縮される前の蒸発ガスの第１ストリームから冷熱を供給されて冷却（すなわち少なくとも部分的に液化）され得る。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冷却（液化）させる。
【０１４１】
熱交換器２１で冷却された蒸発ガス（ＬＢＯＧ）は、膨脹手段２２（例えば、Ｊ−Ｔバルブ又は膨脹機（ｅｘｐａｎｄｅｒ））を通過しながら減圧され、引続き気液混合状態で気液分離器２３に供給される。膨脹手段２２を通過しながらＬＢＯＧは略常圧に減圧（例えば３００ｂａｒから３ｂａｒ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から排出されて圧縮機１３に供給される蒸発ガスに合流される。さらに詳しくは、蒸発ガス再循環ラインＬ５は、気液分離器２３の上段（上流側）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。
【０１４２】
以上では、説明の便宜上、冷却機２５が蒸発ガス復帰ラインＬ３に設置されたものであると説明したが、実際、冷却機２５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ストリームとの間に熱交換が行われているので、冷却機２５は蒸発ガス供給ラインＬ１に設置されたものでもある。
【０１４３】
蒸発ガス再循環ラインＬ５にはさらに他の膨脹手段２４（例えば、Ｊ−Ｔバルブ又は膨脹機（ｅｘｐａｎｄｅｒ）、以下「第２膨脹手段２４」と称する）がさらに設置されることができ、それにより、気液分離器２３から排出された気体成分は第２膨脹手段２４を通過しながら減圧され得る。このような第２膨脹手段２４は、気液分離器２３の内部圧力を調節するために使用されることができ、それにより気液分離器２３から貯蔵タンク１１に戻る液体状態の天然ガスの圧力を貯蔵タンクの内部圧力よりも僅かに高圧に維持できるようになる。それとともに、第２膨脹手段２４は、蒸発ガス再循環ラインＬ５において第２膨脹手段２４の下流側の圧力を調節することによって、気体状態の天然ガスが蒸発ガス供給ラインＬ１に沿って移送される蒸発ガスに円滑に合流できるようにすることができる。
【０１４４】
また、熱交換器２１で液化された後、気液分離器２３に供給される蒸発ガスの第３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て第３ストリームをさらに冷却させることができ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追加的に冷却することができる。
【０１４５】
以上では、説明の便宜上、冷却機２５が蒸発ガス再循環ラインＬ５に設置されたものであると説明したが、実際、冷却機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に熱交換が行われているので、冷却機２５は蒸発ガス復帰ラインＬ３に設置されたものでもある。
【０１４６】
一方、貯蔵タンク１１で発生する蒸発ガスの量がＤＦエンジンで要求する燃料量より多くて余剰蒸発ガスが発生すると予想される場合（例えば、エンジン停止時又は低速運航時等）は、圧縮機１３で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、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できる。
【０１４７】
以上で説明した本発明の第３実施形態による液化ガス処理システムによれば、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または再液化させて再度貯蔵タンクに戻して貯蔵することができるため、ＧＣＵなどで消費して捨てられる蒸発ガスの量を減少または無くすことができるようになり、窒素など別途の冷媒を使用する再液化装置を設置する必要なく、蒸発ガスを再液化して処理できるようになる。
【０１４８】
また、本発明の第３実施形態による液化ガス処理システムによれば、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等）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追加的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コスト及び運用コストを節減できる。
【０１４９】
図５には本発明の第４実施形態による船舶の蒸発ガス処理システムの概略構成図が図示されている。
【０１５０】
第４実施形態による船舶の蒸発ガス処理システムは、第３実施形態の船舶の蒸発ガス処理システムと比較して、冷却器２５を設置していない点においてのみ異なるので、第３実施形態と同じ構成要素には同じ符号を付し詳細な説明は省略する。冷却器２５を設置しない場合、全体システムの効率が若干低下する場合があるが、配管の配置及びシステムの運用が容易で冷却器の初期設置コスト及びメンテナンスコストも節減される利点がある。
【０１５１】
一方、図示していないが、ＤＦエンジン（ＤＦＤＥ）で要求する蒸発ガスの量が自然的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することができるようにシステムを構成できる。そのために、貯蔵タンク１１に貯蔵されたＬＮＧを排出ポンプ１２によって排出させた後、強制気化器（図示せず）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（図示せず）を構成する。このように強制気化ラインを設置すると、貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧの量が少なくて蒸発ガスの発生量が少ない場合、または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的に発生する蒸発ガスの量より多い場合にも安定的に燃料を供給できるようになる。
【０１５２】
また、図１〜図５には圧縮機１３が５段圧縮を行うと図示しているが、これは例示にすぎない。圧縮機としては、例えば、ブルクハルト（Ｂｕｒｃｋｈａｒｄｔ）社の圧縮機を使用することができる。ブルクハルト社の圧縮機は、総５つのシリンダを含み、前段の３つのシリンダはオイルフリー（ｏｉｌ−ｆｒｅｅ）方式で動作し、後段の２つのシリンダは油潤滑（ｏｉｌ−ｌｕｂｒｉｃａｔｅｄ）方式で動作すると知られる。したがって、ブルクハルト社の圧縮機をＢＯＧを圧縮させる圧縮機１３として使用する場合、４段以上でＢＯＧを分岐させる場合はオイルフィルタを経てＢＯＧが移送されるように構成する必要があるが、３段以下で分岐させる場合はオイルフィルタを使用する必要がないという点において有利である。
【０１５３】
本発明によれば、貯蔵タンクの容量が大きくなって蒸発ガスの発生量は多くなり、エンジンの性能が改善されることに伴い、必要な燃料量は減少する最近の傾向にもかかわらず、エンジンの燃料として使用した後の残りの蒸発ガスは再液化させて再度貯蔵タンクに戻すことができるため、蒸発ガスの浪費を防止できるようになる。
【０１５４】
第３及び第４実施形態では、圧縮機で多段圧縮されている途中の中間段で分岐された蒸発ガスを供給される需要先は天然ガスを燃料として使用する推進システムであると説明しており、この推進システムの一例としてＤＦＤＥを挙げている。しかし、本発明は、ＤＦＤＥ以外の天然ガス（ＬＮＧ）を燃料として使用する他の推進システムに適用されることができることは勿論である。
【０１５５】
図６には本発明の第５実施形態による船舶の蒸発ガス処理システムの概略構成図が図示されている。
【０１５６】
図６には、天然ガスを燃料として使用することができるＤＦエンジン（すなわち、ＬＮＧを単独で又はオイルと共に燃料として使用する推進システム、例えばＤＦＤＧで発生した電気を用いてモータを介して推進するＤＦＤＥ推進システム）を設置したＬＮＧ運搬船に本発明の船舶の蒸発ガス処理システムが適用された例が図示されているが、本発明の蒸発ガス処理システム（すなわち、蒸発ガスの一部再液化システム）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、ＦＲＰＰ、ＢＭＰＰ、ＬＮＧ  ＦＲＵ、ＬＮＧ  ＦＰＳＯ、ＬＮＧ  ＦＳＲＵのようなプラントに適用され得る。
【０１５７】
また、本実施形態では、圧縮機で圧縮された蒸発ガスを供給される需要先は天然ガスを燃料として使用する推進システムであると説明しており、この推進システムの一例としてＤＦＤＥ（例えば、Ｗａｒｔｓｉｌａ社の４−ｓｔｒｏｋｅエンジン（ＤＦＤＥ）等）を挙げている。しかし、本発明は、ＤＦＤＥ以外の、天然ガス（ＬＮＧ）を単独で又はオイルを共に混合して燃料として使用する他の推進システム（例えば、Ｗａｒｔｓｉｌａ社の２−ｓｔｒｏｋｅエンジン（Ｗ５Ｘ７２）等）に適用できることは勿論である。以下の説明で、約５〜２０ｂａｒ程度の圧力に圧縮された天然ガスを単独で又はオイルと混合して燃料として使用することができるエンジン（二元燃料エンジン）を「中圧ガスエンジン（中圧二元燃料エンジン）」称する。本明細書における「中圧」とは、エンジンに供給される燃料としての蒸発ガスが圧縮される圧力である５〜２０ｂａｒ程度の圧力を意味すると見なされるべきである。
【０１５８】
本発明の第５実施形態による船舶の蒸発ガス処理システムによれば、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に供給される。圧縮機１３は多段圧縮機である場合があり、後述のように、この圧縮機で蒸発ガスは約５〜２０ｂａｒ、好ましくは６〜１２ｂａｒ、さらに好ましくは６〜７ｂａｒ程度に圧縮された後、燃料供給ラインＬ２に沿って需要先、すなわちＬＮＧを燃料として使用する推進システム、例えば、ＤＦＤＥ３（中圧ガスエンジン）に供給されることができる。圧縮機１３は遠心式多段圧縮機である場合があり、図６では４段であると図示されているが、３段以下または５段以上に構成されることもできる。圧縮機１３は、冗長化設計（ｒｅｄｕｎｄａｎｃｙ）の要求条件を満足させるために、一対が並列に設置される。
【０１５９】
貯蔵タンクで発生した蒸発ガスをすべてＤＦＤＥ３で消費できない場合、ＤＦＤＥ３に供給されていない蒸発ガスはブースタ圧縮機１３ａによって約８０〜２５０ｂａｒ、好ましくは１００〜２００ｂａｒ、さらに好ましくは１２０〜１６０ｂａｒ程度の圧力に圧縮されることができ、その後、後述のように、蒸発ガス復帰ラインＬ３に沿って移動しながら液化されて貯蔵タンク１１に戻ることができる。ブースタ圧縮機１３ａは往復動式多段圧縮機である場合があり、図６では３段であると図示されているが、２段以下または４段以上に構成されることもできる。
【０１６０】
本実施形態によれば、蒸発ガスを約８０〜２５０ｂａｒの高圧に圧縮した後、熱交換器２１で熱交換して冷却及び液化させる。圧縮された蒸発ガスを貯蔵タンクから排出された極低温の蒸発ガスと熱交換して冷却及び液化させるためには蒸発ガスを高圧に圧縮する必要がある。本明細書における「高圧」とは、窒素などの冷媒サイクルを用いる別途の再液化装置なしで圧縮された蒸発ガスが貯蔵タンクから排出された蒸発ガスと熱交換されて液化されることができる程度の圧力である８０〜２５０ｂａｒ程度の圧力を意味すると見なされるべきである。圧縮された蒸発ガスの圧力が８０ｂａｒより低い場合、冷媒サイクルを有する別途の再液化装置なしで、貯蔵タンクから排出された蒸発ガスとの熱交換だけでは圧縮された蒸発ガスを液化させることは困難である。
【０１６１】
貯蔵タンクは、ＬＮＧなどの液化ガスを極低温状態で貯蔵することができるように密封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壁に遮断することはできない。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。
【０１６２】
貯蔵タンク１１の内部には、必要な場合、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。排出ポンプ１２は、図６に示すように、貯蔵タンク１１の内部に設置されたり、貯蔵タンク１１の外部に設置されることができる。
【０１６３】
貯蔵タンク１１から排出される蒸発ガスの量がＤＦＤＥで必要とする燃料の量より少ない場合、ＬＮＧを排出ポンプ１２によって排出させた後、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を具備する。
【０１６４】
強制気化器３１が設置されている強制気化ラインＬ１１を具備すると、バラスト条件で貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧの量が少なくて蒸発ガスの発生量が少ない場合、またはエンジンで要求する燃料としての蒸発ガスの量が自然的に発生する蒸発ガスの量より多い場合にも安定的に燃料を供給できるようになる。
【０１６５】
強制的に気化された蒸発ガスは蒸発ガス供給ラインＬ１を介して圧縮機１３に供給されることができる。
【０１６６】
蒸発ガス供給ラインＬ１には蒸発ガスに含まれることもできる微細な液滴を除去するためにミストセパレータ１７が設置されることができる。
【０１６７】
圧縮機１３は、１つ以上の遠心式圧縮装置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１つ以上の中間冷却器（図示せず）と、を含むことができる。圧縮機１３は、例えば、蒸発ガスを約６〜１２ｂａｒ、好ましくは６〜７ｂａｒまで圧縮するように構成されることができる。図６では４個の遠心式圧縮装置１４を含む遠心式多段圧縮の圧縮機１３が例示されているが、圧縮装置及び中間冷却機の個数は必要に応じて変更され得る。また、１つの圧縮機内に複数個の圧縮装置が配列された構造以外にも、複数個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ることもできる。
【０１６８】
ブースタ圧縮機１３ａは、１つ以上の往復動式圧縮装置１４ａ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１つ以上の中間冷却器（図示せず）と、を含むことができる。ブースタ圧縮機１３ａでの圧縮された蒸発ガスの圧力が高いほど再液化効率は増加するが、蒸発ガスを圧縮させるためにはエネルギーが多く消費され圧縮容量が大きく要求されるので、ブースタ圧縮機１３ａは、蒸発ガスを約８０〜２５０ｂａｒ、好ましくは１００〜２００ｂａｒ、さらに好ましくは１２０〜１６０ｂａｒまで圧縮するように構成されることができる。図６では３個の往復動式圧縮装置１４ａを含む往復動式多段圧縮の圧縮機１３ａが例示されているが、圧縮装置及び中間冷却器の個数は必要に応じて変更され得る。また、１つのブースタ圧縮機内に複数個の圧縮装置が配列された構造以外にも、複数個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ることもできる。
【０１６９】
ブースタ圧縮機１３ａも圧縮機１３と同様、冗長化設計の要求条件を満足させるために、一対が並列に設置されることができる。
【０１７０】
図６に示すように、圧縮機１３とブースタ圧縮機１３ａとを一列に配置する代わりに、ＤＦＤＥ３のみのための圧縮機と再液化のための圧縮機をそれぞれ別個としてラインに配置することもできるが、船舶エンジンに燃料を供給するための圧縮機１３と再液化のためのブースタ圧縮機１３ａとが一列に配置された方が、既に圧縮機１３で一次圧縮（約６〜７ｂａｒ）された蒸発ガスを活用できるので有利である。又は、図１〜図５に示したように、１つの多段圧縮機を設置し、多段圧縮される途中に蒸発ガスを分岐させることもできる。
【０１７１】
圧縮機１３で圧縮された蒸発ガスは、例えば、約７ｂａｒａ程度まで圧縮された後、燃料供給ラインＬ２を介して需要先、例えばＤＦエンジン（すなわち、ＤＦＤＥ３）に供給されるが、エンジンで必要とする燃料の必要量に応じて蒸発ガスをすべてエンジンに供給することもでき、蒸発ガスのうち一部のみをエンジンに供給することもできる。
【０１７２】
すなわち、本発明の第５実施形態によれば、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（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ストリームとした場合、蒸発ガスの第１ストリームを圧縮機１３の下流側で第２ストリームと第３ストリームとに分け、第２ストリームはＤＦエンジン（すなわち、ＤＦＤＥ３）に燃料として供給し、第３ストリームは液化させて貯蔵タンクに戻すように構成できる。
【０１７３】
この時、第２ストリームは、燃料供給ラインＬ２を介してＤＦＤＥ３に供給され、第３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に戻される。圧縮された蒸発ガスの第３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（例えば、ＤＣＨＥ）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ストリームを貯蔵タンク１１から排出された後、圧縮機１３に供給される蒸発ガスの第１ストリームと熱交換させる。
【０１７４】
圧縮される前の蒸発ガスの第１ストリームの流量が第３ストリームの流量より多いため、圧縮された蒸発ガスの第３ストリームは圧縮される前の蒸発ガスの第１ストリームから冷熱を供給されて冷却（すなわち少なくとも部分的に液化）され得る。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冷却（液化）させる。
【０１７５】
以上では、圧縮機１３で圧縮された蒸発ガスが熱交換器２１で冷却されて液化されると記載している。しかし、圧縮機１３で圧縮された蒸発ガスの圧力が高圧で温度が高温の場合は、熱交換器２１に供給される蒸発ガスは気体や液体の区分のない超臨界状態である場合がある。したがって、厳密に言えば、蒸発ガスの圧力及び温度条件によっては熱交換器２１の下流側に設置された膨脹バルブなどの減圧手段によって圧力が減少されてようやく蒸発ガスは液体（又は少なくとも部分的に液体）状態になることができる。本明細書における「蒸発ガスが熱交換器２１で液化される」という表現は、蒸発ガスが熱交換器で冷却されて実際液化されることと、蒸発ガスが熱交換器で冷却された後、減圧手段で減圧されることによって液体（又は少なくとも部分的に液体）状態になることをいずれも含むと見なされるべきである。
【０１７６】
再液化する蒸発ガスがない場合、すなわち第１ストリームの流量と第２ストリームの流量が同じ場合には、貯蔵タンク１１から排出された蒸発ガスが熱交換器２１を経らず迂回して直接圧縮機１３に供給されることができるように迂回ラインＬ１２が設置されることができる。
【０１７７】
推進速度（すなわち、ＤＦＤＥ３の負荷）又は蒸発ガスの発生量等によって異なるが、一般に貯蔵タンクで発生した蒸発ガスの約３０〜７０％程度が船舶エンジンの燃料として用いられ、残りは再液化されることができる。
【０１７８】
熱交換器２１で冷却された蒸発ガス（ＬＢＯＧ）は、膨脹手段２２（例えば、Ｊ−Ｔバルブ又は膨脹機（ｅｘｐａｎｄｅｒ）、以下「第１膨脹手段２２」と称する）を通過しながら減圧され、引続き気液混合状態で気液分離器２３に供給される。第１膨脹手段２２を通過しながらＬＢＯＧは略常圧に減圧（例えば３００ｂａｒから３ｂａｒ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を介して移送され、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に合流される。さらに詳しくは、蒸発ガス再循環ラインＬ５は、気液分離器２３の上段（上流側）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。
【０１７９】
以上では、熱交換器２１が蒸発ガス復帰ラインＬ３に設置されたものであると説明したが、実際、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ストリームとの間に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。
【０１８０】
蒸発ガス再循環ラインＬ５には、さらに他の膨脹手段２４（例えば、Ｊ−Ｔバルブ又は膨脹機（ｅｘｐａｎｄｅｒ）、以下「第２膨脹手段２４」と称する）をさらに設置してもよく、それにより、気液分離器２３から排出された気体成分は第２膨脹手段２４を通過しながら減圧され得る。このような第２膨脹手段２４は、気液分離器２３の内部圧力を調節するために使用することができ、それにより気液分離器２３から貯蔵タンク１１に戻る液体状態の天然ガスの圧力を貯蔵タンクの内部圧力より僅かに高圧に維持できるようになる。それとともに、第２膨脹手段２４は、蒸発ガス再循環ラインＬ５において第２膨脹手段２４の下流側の圧力を調節することによって、気体状態の天然ガスが蒸発ガス供給ラインＬ１に沿って移送される蒸発ガスに円滑に合流できるようにすることができる。
【０１８１】
また、熱交換器２１で液化された後、気液分離器２３に供給される蒸発ガスの第３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て第３ストリームをさらに冷却させることができるように、蒸発ガス再循環ラインＬ５には冷却器（図示せず）が設置され得る。すなわち、冷却器では、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追加的に冷却することができる。
【０１８２】
一方、貯蔵タンク１１で発生する蒸発ガスの量がＤＦエンジン（すなわち、ＤＦＤＥ３）で要求する燃料量より多く、余剰の蒸発ガスが発生すると予想される場合（例えば、エンジン停止時又は低速運航時等）は、圧縮機１３で圧縮された蒸発ガスを、蒸発ガス分岐ラインＬ７を介して分岐させて蒸発ガス消費手段５で使用する。蒸発ガス消費手段としては、天然ガスを燃料として使用できる統合型ＩＧＧ／ＧＣＵ、ガスタービン、ボイラーなどを使用できる。
【０１８３】
統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステムは、不活性ガス発生器（Ｉｎｅｒｔ  Ｇａｓ  Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ；ＩＧＧ）とガス燃焼器（Ｇａｓ  Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ  Ｕｎｉｔ；ＧＣＵ）とが統合された装置である。
【０１８４】
以上で説明した本発明の第５実施形態による液化ガス処理システムによれば、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または再液化させて再度貯蔵タンクに戻して貯蔵することができるため、ＧＣＵなどで消費して捨てられる蒸発ガスの量を減少または無くすことができるようになり、窒素など別途の冷媒を使用する再液化装置を設置する必要がなく、蒸発ガスを再液化して処理できるようになる。
【０１８５】
また、本発明の第５実施形態による液化ガス処理システムによれば、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等）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追加的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コスト及び運用コストを節減できる。
【０１８６】
本実施形態によれば、貯蔵タンクの容量が大きくなって蒸発ガスの発生量は多くなり、エンジンの性能が改善されることに伴い、必要な燃料量は減少する最近の傾向にもかかわらず、エンジンの燃料として使用した後の残りの蒸発ガスを再液化させて再度貯蔵タンクに戻すことができるため、蒸発ガスの消費を節減できる。
【０１８７】
ＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ  ＲＶなどの船舶は、ＬＮＧを生産地から消費地へ輸送するために使用されるので、生産地から消費地へ運航する時は貯蔵タンクにＬＮＧを満タンに積載した積載（Ｌａｄｅｎ）状態で運航し、ＬＮＧを荷役した後、再度生産地に戻る時は貯蔵タンクがほぼ空のバラスト（Ｂａｌｌａｓｔ）状態で運航する。積載状態ではＬＮＧの量が多いので相対的に蒸発ガス発生量も多く、バラスト状態ではＬＮＧの量が少ないので相対的に蒸発ガス発生量も少ない。
【０１８８】
貯蔵タンクの容量、外部温度などの条件に応じて多少差があるが、例えば、ＬＮＧの貯蔵タンク容量が約１３０，０００ｍ３〜３５０，０００ ｍ３の場合に発生する蒸発ガスの量は、積載時は約３〜４ｔｏｎ／ｈで、バラスト時は約０．３〜０．４ｔｏｎ／ｈである。また、船舶のメインエンジン（推進システム）で要求する燃料ガスの量は、ＭＥＧＩエンジンの場合は約１〜４ｔｏｎ／ｈ（平均約１．５ｔｏｎ／ｈ）であり得る。一方、最近では、貯蔵タンクの断熱性能が向上するとともに、ＢＯＲ（Ｂｏｉｌ  Ｏｆｆ  Ｒａｔｅ）が次第に低くなる傾向にあるため、ＢＯＧの発生量も減少する傾向にある。
【０１８９】
蒸発ガスの発生量が多い積載状態では、圧縮機１３を通じて圧縮された蒸発ガスのうち船舶エンジン（すなわち、ＤＦＤＥ３）に一部の蒸発ガスを供給するとともに、船舶エンジンに供給されていない残りの蒸発ガスをブースタ圧縮機１３ａを通じてさらに圧縮した後、熱交換器２１に供給して再液化させることができる。
【０１９０】
また、蒸発ガスの発生量が少ないバラスト状態では、船舶エンジンで要求する燃料量に合わせて貯蔵タンク１１内のＬＮＧを排出ポンプ１２及び強制気化器３１を介して圧縮機１３に供給して圧縮した後、ＤＦＤＥ３に供給できる。
【０１９１】
このように蒸発ガス発生量がエンジンでの燃料必要量より少ないバラスト状態で、蒸発ガスはＤＦＤＥ３を介してすべて処理するようにシステムを運用できる。
【０１９２】
一方、バラスト状態では、ＢＯＧの発生量が少ないので、ＢＯＧを発生する度に排出させて消費する代わり、貯蔵タンクが所定の圧力に到達するまでＢＯＧを排出させず集めておき、間歇的に排出させてＤＦＤＥに燃料として供給することもできる。
【０１９３】
また、本実施形態による蒸発ガス処理システムは、新しく設計される船舶にのみ適用できるものではなく、既に建造が完了した船舶に対しても適用することができる。例えば、ＬＮＧ貯蔵タンクから圧縮機を経てＤＦＤＥに蒸発ガスを供給しているラインが既に設置されている船舶であれば、図６を参照して上述のようなブースタ圧縮機１３ａ、蒸発ガス復帰ラインＬ３、熱交換器２１、第１膨脹手段２２、気液分離器２３、蒸発ガス再循環ラインＬ５、第２膨脹手段２４などの構成（すなわち蒸発ガスの一部再液化システム）を追加して改造することで本実施形態を適用することができる。
【０１９４】
本発明は、上記実施形態に限定されず、本発明の技術的要旨から逸脱しない範囲内で様々に修正又は変形されて実施でき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。
【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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