(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
ＬＮＧ貨物艙(liquefied natural gas cargo tank)で生成された自然蒸発ガス(Natural Boil-Off Gas：Ｎ−ＢＯＧ)の供給を受けて冷媒と熱交換して冷却する蒸発ガス冷却機１０と、
該蒸発ガス冷却機１０で冷却した自然蒸発ガスの供給を受けてＤＦＤＥ(二重燃料ディーゼル−電気：Dual Fuel Diesel Electric)推進方式エンジン３に使用可能なガス圧力で圧縮するガス圧縮機２０と、
該ガス圧縮機２０を通過して昇温された自然蒸発ガスを前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３に使用可能な温度に冷却して前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３側に供給するエンジン供給ガス冷却機３０と、
前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３に使用されない余分の自然蒸発ガスを前記エンジン供給ガス冷却機３０下流で供給を受けて冷媒と熱交換して冷却、再液化して前記ＬＮＧ貨物艙側に供給する再液化熱交換器５０と、
気体状の冷媒を多段で圧縮するように設置される複数の冷媒圧縮機６１ａ、及び、該冷媒圧縮機６１ａを通過して圧縮、昇温された冷媒を膨張させてＬＮＧの冷却点より低い温度で冷却する冷媒膨張機６１ｂが具備される冷媒コンパンダー６１と、
前記冷媒圧縮機６１ａに流入乃至流出される冷媒を冷却して、前記冷媒圧縮機６１ａの圧縮効率を高める冷媒冷却機６２と、
冷媒供給装置に連結されて、選択的に冷媒の供給を受けて、内部に気体状の冷媒を多量収容可能な貯蔵空間と気体排出口を具備して、流動及び熱交換中に損失された冷媒を補うか、または冷媒供給導管の圧力、流量変動などによる衝撃を緩衝して過負荷の圧力を緩和させる冷媒バッファータンク６３と、
前記冷媒コンパンダー６１を通過した冷媒を前記再液化熱交換器５０に供給して、前記再液化熱交換器５０を通過して昇温された冷媒を前記冷媒バッファータンク６３に供給する第１冷媒供給導管６４ａと、
前記冷媒コンパンダー６１を通過した冷媒を前記蒸発ガス冷却機１０に供給して、前記蒸発ガス冷却機１０を通過して昇温された冷媒を前記冷媒バッファータンク６３に供給する第２冷媒供給導管６４ｂと、を含んで構成されることを特徴とする再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置。
【請求項２】
前記蒸発ガス冷却機１０を通過する自然蒸発ガスの温度、流量に比例して前記第２冷媒供給導管６４ｂを通過する冷媒の流量を調節する温度制御用バルブ６５、をさらに含んで構成されることを特徴とする請求項１に記載の再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置。
【請求項３】
前記複数の冷媒圧縮機６１ａを通過した冷媒を前記再液化熱交換器５０に供給して、前記再液化熱交換器５０を通過しながら前記第１冷媒供給導管６４ａを通過する冷媒との熱交換によって冷却された冷媒を前記冷媒膨張機６１ｂに供給する第３冷媒供給導管６４ｃ、をさらに含んで構成されることを特徴とする請求項１に記載の再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置。
【請求項４】
前記エンジン供給ガス冷却機３０は、淡水を冷媒にして熱交換する淡水冷却機で構成され、前記冷媒冷却機６２は、海水を冷媒にして熱交換する海水冷却機で構成されることを特徴とする請求項１に記載の再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置。
【請求項５】
前記冷媒は、ＬＮＧより冷却点が低く、爆発性がないＮ２であることを特徴とする請求項１に記載の再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置。
【請求項６】
前記蒸発ガス冷却機１０は、冷媒との熱交換によって一部液化されたＬＮＧを重力によって前記ＬＮＧ貨物艙側に分離供給するように下部にＬＮＧ流出路が開放形成されることを特徴とする請求項１に記載の再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置。
【請求項７】
前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３に流入される自然蒸発ガスの供給量を計測するガス流量計４１と、
船舶運航による負荷変動に合わせて前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３で要求されるガス量と、前記ガス流量計４１で計測されたガス量によって、前記再液化熱交換器５０に流入される自然蒸発ガスの流量を調節する負荷分配用バルブ４２と、をさらに含んで構成されることを特徴とする請求項１に記載の再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置。
【請求項８】
前記冷媒コンパンダー６１は、前記負荷分配用バルブ４２を通過する流量に比例して、冷媒の流量乃至流速を増減調整することを特徴とする請求項７に記載の再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置。
【請求項９】
前記再液化熱交換器５０で再液化されて前記ＬＮＧ貨物艙側に供給される液状のＬＮＧと、再液化されたＬＮＧで分離生成された気体乃至Ｎ２を共に収容可能な貯蔵空間と、
内部の気体を外部に排出する気体排出口を具備して、気体乃至Ｎ２を分離させた状態の再液化ＬＮＧのみを前記ＬＮＧ貨物艙側に供給するＬＮＧ蒸発ガス分離器７０と、をさらに含んで構成されることを特徴とする請求項１に記載の再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置。
【請求項１０】
前記再液化熱交換器５０で再液化されたＬＮＧが重力、配管内の圧力損失によって前記ＬＮＧ貨物艙側に自然的に供給されない場合、再液化されたＬＮＧを前記ＬＮＧ貨物艙側に強制供給するようにＬＮＧ供給導管上に設置されるＬＮＧ供給ポンプ８０、をさらに含んで構成されることを特徴とする請求項１乃至９のいずれか１項に記載の再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置。
【請求項１１】
前記再液化熱交換器５０が故障、損傷、誤作動によって非正常的に作動する場合、または作動が止められる場合、前記ＤＦＤＥ推進方式のエンジン３で要求されるガス量を超過する程度に自然蒸発ガスの供給を受けて焼却、除去させるガス焼却機９０、をさらに含んで構成されることを特徴とする請求項１に記載の再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置。
【請求項１２】
既設定された経済運航速度で船舶が運航される場合、経済運航中である状態を船舶の操舵室で肉眼乃至聴覚で認知可能にさせる信号を発生させる運航状態表示装置、をさらに含んで構成されることを特徴とする請求項１に記載の再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置に関するものであり、より詳細には、ＬＮＧ貨物艙で生成される自然蒸発ガスを船舶の推進にエネルギー効率的に運用しながらも、推進に利用されない余剰ガスの無駄使いを最小化することができるＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
液化天然ガス運搬船(ＬＮＧ船)とは、液化天然ガス(ＬＮＧ)を生産基地から引受基地まで運ぶ船舶であり、通常減らしてＬＮＧ船又はＬＮＧＣ(LNG Carrier)と称する。ＬＮＧ(Liquefied Natural Gas)は、メタン(ＣＨ４)が主成分である天然ガスを大気圧で零下１６２℃に液化させたものであり、ＬＮＧの液体と気体の容積の割合は約１／６００であり、液化状態のＬＮＧ比重は０．４３〜０．５０である。
【０００３】
ＬＮＧ船は、貨物艙の形式によって、独立タンク型とメンブレン(Membrane)型に区分される。独立タンク型としては、ノルウェーのモスローゼンバーグ(Moss Rosenberg)社が開発して技術特許を有しているモルス型があり、メンブレン型は、フランスのＧＴＴ社が特許技術を有しているＭａｒｋIII型とＮＯ９６ Ｅ２型に分けられる。
【０００４】
現在乾燥、運航されるＬＮＧ船は、貨物積載運航時、時間当たり４〜６t程度の蒸発ガスが自然的に発生するが、蒸発ガスを再び液化させる再液化設備を具備するか、または二重燃料ディーゼル−電気(ＤＦＤＥ)推進方式エンジンを採択して、必要によって原油と(蒸発)ガスを燃料で交互に使用することで莫大なガス無駄使いを減らしている。
【０００５】
しかし、既存再液化設備を備えたＬＮＧ船は、ＨＦＯ(Bunker C)を燃料で使用するエンジンを取り揃えていることによって、ＨＦＯの価格上昇によって運営費用が急増するようになって、二重燃料ディーゼル−電気(ＤＦＤＥ：Dual Fuel Diesel Electric)推進方式エンジンを採択した既存電気推進船は、設計運航速度１８ノット（knots）〜２０．５ノット以下に該当される負荷では自然発生ガスの全量を使用することができなくて、運航開始時点やターミナル到着時点では大量のガスを焼却させるか、または大気中に放出するしかないという問題点がある。
【０００６】
既存の電気推進ＬＮＧ船を１７ノット程度の経済速度の範囲で運転する場合、最大自然ガス発生量の約３０％程度の過剰ガスが残るようになるが、(例えば、１７３ｋ ｃｂｍＬＮＧ船の場合、１７ノットで運航時、約５，１００ｋｇ／ｈの自然発生ガス量のうちで３，７００ｋｇ／ｈを使用することで、１，４００ｋｇ／ｈ程度の余剰ガスが残るようになる)、このような余剰ガスを無駄使いなしに効率的に処理、運用することができる蒸発ガス処理システムの開発が要求されている。
【０００７】
既存ＤＦＤＥ推進方式エンジンと既存再液化設備を組み合わせることにおいては、既存ＤＦＤＥ推進方式エンジンで使用するガス圧力(４〜６ｂａｒ)を具現することができる程度に蒸発ガスを圧縮するようになれば、ガスの温度上昇によって再液化効率が格段に低下されるしかなくて、ＤＦＤＥ推進方式エンジンのみのための別途の圧縮機を具備するか、または低い再液化効率で既存再液化設備を可動させるしかないという限界がある。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
前述したところのような問題点を解決するために案出された本発明は、ＤＦＤＥ推進方式エンジンを使用する電気推進船に再液化設備を組み合わせて、電気推進船の稼動に必要な蒸発ガスの使用後に発生される余剰ガスを再液化することで、自然蒸発ガスを無駄使いなしに効率的に処理、運用することができる、再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置を提供することを目的とする。
【０００９】
また、ＤＦＤＥ推進方式エンジンを使用する電気推進船に再液化設備を組み合わせることにおいて、ＤＦＤＥ推進方式エンジンのみのための別途の圧縮機を具備しなくて高い再液化効率を具現可能な、再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置を提供することを他の目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
前述したところのような目的達成のための本発明は、ＬＮＧ貨物艙(liquefied natural gas cargo tank)(図示せず)で生成された自然蒸発ガス(Natural Boil-Off Gas：Ｎ−ＢＯＧ)の供給を受けて冷媒と熱交換して冷却する蒸発ガス冷却機１０と、該蒸発ガス冷却機１０で冷却した自然蒸発ガスの供給を受けてＤＦＤＥ(二重燃料ディーゼル−電気：Dual Fuel Diesel Electric)推進方式エンジン３に使用可能なガス圧力で圧縮するガス圧縮機２０と、前記ガス圧縮機２０を通過して昇温された自然蒸発ガスを前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３に使用可能な温度に冷却して前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３側に供給するエンジン供給ガス冷却機３０と、前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３に使用されない余分（余剰）の自然蒸発ガスを前記エンジン供給ガス冷却機３０下流から供給を受けて冷媒と熱交換して冷却、再液化して前記ＬＮＧ貨物艙側に供給する再液化熱交換器５０と、を含んで構成されることを特徴とする再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置を技術的要旨とする。
【００１１】
また、気体状の冷媒を多段で圧縮するように設置される複数の冷媒圧縮機６１ａ、及び、該冷媒圧縮機６１ａを通過して圧縮、昇温された冷媒を膨張させて、ＬＮＧの冷却点より低い温度に冷却する冷媒膨張機６１ｂが具備される冷媒コンパンダー（Compander：圧縮膨張器）６１と、前記冷媒圧縮機６１ａに流入乃至流出される冷媒を冷却して前記冷媒圧縮機６１ａの圧縮効率を高める冷媒冷却機６２と、をさらに含んで構成される。
【００１２】
さらに、冷媒供給装置(図示せず)に連結されて、選択的に冷媒の供給を受けて、内部に気体状の冷媒を多量収容可能な貯蔵空間と気体排出口を具備して、流動及び熱交換中に損失された冷媒を補うか、または冷媒供給導管の圧力、流量変動などによる衝撃を緩衝して過負荷の圧力を緩和させる冷媒バッファータンク６３、をさらに含んで構成される。
【００１３】
そして、前記冷媒コンパンダー６１を通過した冷媒を前記再液化熱交換器５０に供給して、前記再液化熱交換器５０を通過して昇温された冷媒を前記冷媒バッファータンク６３に供給する第１冷媒供給導管６４ａと、前記冷媒コンパンダー６１を通過した冷媒を前記蒸発ガス冷却機１０に供給して、前記蒸発ガス冷却機１０を通過して昇温された冷媒を前記冷媒バッファータンク６３に供給する第２冷媒供給導管６４ｂと、をさらに含んで構成される。
【００１４】
また、前記蒸発ガス冷却機１０を通過する自然蒸発ガスの温度、流量に比例して前記第２冷媒供給導管６４ｂを通過する冷媒の流量を調節する温度制御用バルブ６５、をさらに含んで構成されることが望ましい。
【００１５】
そして、前記複数の冷媒圧縮機６１ａを通過した冷媒を前記再液化熱交換器５０に供給して、前記再液化熱交換器５０を通過して、前記第１冷媒供給導管６４ａを通過する冷媒との熱交換によって冷却した冷媒を前記冷媒膨張機６１ｂに供給する第３冷媒供給導管６４ｃと、を含んで構成されることが望ましい。
【００１６】
また、前記エンジン供給ガス冷却機３０は、淡水を冷媒にして熱交換する淡水冷却機で構成され、前記冷媒冷却機６２は、海水を冷媒にして熱交換する海水冷却機で構成されることが望ましい。
【００１７】
そして、前記冷媒は、ＬＮＧより冷却点が低く、爆発性がないＮ２であることが望ましい。
【００１８】
また、前記蒸発ガス冷却機１０は、冷媒との熱交換によって一部液化されたＬＮＧを重力によって前記ＬＮＧ貨物艙側に分離供給するように下部にＬＮＧ流出路(図示せず)が開放形成されることが望ましい。
【００１９】
そして、前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３に流入される自然蒸発ガスの供給量を計測するガス流量計４１と、船舶運航による負荷変動に合わせて前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３で要求されるガス量と、前記ガス流量計４１で計測されたガス量によって、前記再液化熱交換器５０に流入される自然蒸発ガスの流量を調節する負荷分配用バルブ４２と、をさらに含んで構成されることが望ましい。
【００２０】
また、前記冷媒コンパンダー６１は、前記負荷分配用バルブ４２を通過する流量に比例して、冷媒の流量乃至流速を増減調整することが望ましい。
【００２１】
そして、前記再液化熱交換器５０で再液化されて前記ＬＮＧ貨物艙側に供給される液状のＬＮＧと、再液化されたＬＮＧから分離生成された気体乃至Ｎ２をともに収容可能な貯蔵空間と、内部の気体を外部に排出する気体排出口を具備して、気体乃至Ｎ２を分離させた状態の再液化ＬＮＧのみを前記ＬＮＧ貨物艙側に供給するＬＮＧ蒸発ガス分離器７０と、をさらに含んで構成されることが望ましい。
【００２２】
また、前記再液化熱交換器５０で再液化されたＬＮＧが重力、配管内の圧力損失によって前記ＬＮＧ貨物艙側に自然的に供給されない場合、再液化されたＬＮＧを前記ＬＮＧ貨物艙側に強制供給するようにＬＮＧ供給導管上に設置されるＬＮＧ供給ポンプ８０、をさらに含んで構成されることが望ましい。
【００２３】
そして、前記再液化熱交換器５０が故障、損傷、誤作動によって非正常的に作動するか、または作動が止められた場合、前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３で要求されるガス量を超過する程度に自然蒸発ガスの供給を受けて焼却、除去させるガス焼却機９０、をさらに含んで構成されることが望ましい。
【００２４】
また、既設定された経済運航速度で船舶が運航される場合、経済運航中の状態を船舶の操舵室で肉眼乃至聴覚で認知可能にさせる信号を発生させる運航状態表示装置(図示せず)、をさらに含んで構成されることが望ましい。
【００２５】
そして、一実施形態においては、ＬＮＧ貨物艙(liquefied natural gas cargo tank)で生成された自然蒸発ガス(Natural Boil-Off Gas：Ｎ−ＢＯＧ)を１次冷却する蒸発ガス前処理段階と、前記蒸発ガス前処理段階で１次冷却された自然蒸発ガスの供給を受けてＤＦＤＥ(二重燃料ディーゼル−電気：Dual Fuel Diesel Electric)推進方式エンジンに使用可能なガス圧力で圧縮する蒸発ガス圧縮段階と、前記蒸発ガス圧縮段階を経て昇温された自然蒸発ガスを前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３に使用可能な温度で２次冷却して、前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３側に供給する蒸発ガス冷却段階と、前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３に使用されない余分の自然蒸発ガスを再液化熱交換器５０で冷却、再液化して前記ＬＮＧ貨物艙側に供給する余剰ガス再液化段階と、を含んで構成されることを特徴とする再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理方法を他の技術的要旨とする。
【００２６】
ここで、前記再液化熱交換器５０が故障、損傷、誤作動によって非正常的に作動するか、または作動が止められた場合、前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３で要求されるガス量を超過する程度に自然蒸発ガスの供給を受けて焼却、除去させる余剰ガス焼却段階、をさらに含んで構成されることが望ましい。
【発明の効果】
【００２７】
前記のような構成による本発明は、ＤＦＤＥ推進方式エンジン供給用蒸発ガス処理設備と再液化設備を組み合わせて、電気推進ＬＮＧ運搬船の稼動に使用されない蒸発ガスの剰余分を再液化することで、自然蒸発ガスの無駄使いを最小化する経済性、効率性を具現可能であるという効果がある。
【００２８】
また、自然蒸発ガスが蒸発ガス冷却機、ガス圧縮機、エンジン供給ガス冷却機を順次に通過しながら、ＤＦＤＥ推進方式エンジンに使用するのに好適な圧力と温度を有すると共に再液化が容易な高圧で圧縮されて、高価の設備である圧縮機を前記ＤＦＤＥ推進方式エンジンの作動のみのためにさらに具備しなくて、ＤＦＤＥ推進方式エンジンの安定的な適用と共に高い再液化効率を具現可能であるという効果がある。
【００２９】
そして、ＤＦＤＥ推進方式エンジンにかかる負荷に好適なガス量が供給されているのか、又は現在ＤＦＤＥ推進方式エンジンに供給中であるガス量とＤＦＤＥ推進方式エンジンで要求されるガス量の差を、ガス流量計を通じて確認、比べながら、負荷分配用バルブによってＤＦＤＥ推進方式エンジン又は再液化熱交換器に供給されるガス量を安定的に調整、適用しながら、自動化を容易に具現することができるという他の効果がある。
【００３０】
また、エンジン供給ガス冷却機を通過した自然蒸発ガスを前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン側に供給する経路上にガス焼却機をさらに具備することで、前記再液化熱交換器が故障、損傷、誤作動によって非正常的に作動するか、または作動が止められた場合、ガス焼却機を可動させて、ＤＦＤＥ推進方式エンジンで要求されるガス量を超過する程度に自然蒸発ガスを焼却、除去して稼動安全性を確保することができるという他の効果がある。
【００３１】
そして、前記蒸発ガス冷却機１０と温度制御用バルブ６５によって、前記ＬＮＧ貨物艙内の自然蒸発ガスの温度と無関係に、前記ガス圧縮機２０の稼動に好適な設定温度範囲で一定に自然蒸発ガスを冷却させて前記ガス圧縮機２０側に供給することができて、既存に前記ＬＮＧ貨物艙内のＬＮＧの液位が低い場合自然蒸発ガス圧縮、供給が円滑になされ難いし、噴射されたＬＮＧの混合によって圧縮機にむりやりに負荷がかかるようになった問題を解決することができる。
【図面の簡単な説明】
【００３２】
【図１】本発明による再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置の第１実施例を示した概略図である。
【図２】本発明による再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置の蒸発ガス処理方法の第１実施例を示した流れ図である。
【発明を実施するための形態】
【００３３】
前記のような構成を有する本発明による再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置及び方法を次の図面を参照して詳細に説明することにする。
【００３４】
図１は、本発明による再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置の第１実施例を示した概略図であり、図２は、本発明による再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置の蒸発ガス処理方法の第１実施例を示す流れ図である。
【００３５】
本発明による再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置は、ＬＮＧ貨物艙(liquefied natural gas cargo tank)で生成される自然蒸発ガス(Natural Boil-Off Gas：Ｎ−ＢＯＧ)を船舶の推進にエネルギー効率的に運用しながらも、推進に利用されない余剰ガスの無駄使いを最小化することができるように再液化する蒸発ガス処理装置に関するものであり、図１に示されたところのように、大きく蒸発ガス冷却機１０、ガス圧縮機２０、エンジン供給ガス冷却機３０、再液化熱交換器５０でなされた構造を有する。
【００３６】
前記蒸発ガス冷却機１０は、ＬＮＧ貨物艙(図示せず)で生成された自然蒸発ガスの供給を受けて冷媒と熱交換して１次的に冷却して、前記ガス圧縮機２０は前記蒸発ガス冷却機１０で冷却した自然蒸発ガスの供給を受けてＤＦＤＥ(二重燃料ディーゼル−電気：Dual Fuel Diesel Electric)推進方式エンジン３に使用可能なガス圧力(例えば、４〜６ｂａｒ)で圧縮する。
【００３７】
前記蒸発ガス冷却機１０下部にＬＮＧ流出路(図示せず)を開放形成すると、冷媒との熱交換によって一部液化されて、前記蒸発ガス冷却機１０の自然蒸発ガス通路乃至貯蔵空間下部に重力によって自然に流動、捕執された液状のＬＮＧを、自然蒸発ガス下側に分離した状態で前記ＬＮＧ流出路を通じて前記ＬＮＧ貨物艙側に流動、供給することができる。
【００３８】
ＬＮＧ貨物艙(図示せず)で生成された自然蒸発ガスの供給を受けて冷媒と熱交換して１次的に冷却して、前記ガス圧縮機２０は前記蒸発ガス冷却機１０で冷却した自然蒸発ガスの供給を受けてＤＦＤＥ(二重燃料ディーゼル−電気：Dual Fuel Diesel Electric)推進方式エンジン３に使用可能なガス圧力(例えば、４〜６ｂａｒ)で圧縮する。
【００３９】
前記エンジン供給ガス冷却機３０は、前記ガス圧縮機２０を通過して昇温(例えば、−１４０℃を７０〜８０℃に昇温)された自然蒸発ガスを前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３に使用可能な温度で冷却(例えば、７０〜８０℃を１０〜５０℃に冷却)して、前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３側に供給して、前記再液化熱交換器５０は前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３に使用されない余分の自然蒸発ガスを前記エンジン供給ガス冷却機３０の下流で供給を受けて冷媒と熱交換して冷却、再液化して前記ＬＮＧ貨物艙側に供給する。
【００４０】
自然蒸発ガスは、前記蒸発ガス冷却機１０、ガス圧縮機２０、エンジン供給ガス冷却機３０を順次に通過しながら、再液化が容易な高圧で圧縮されると共に、前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３に使用するのに好適な圧力と温度を有するようになって、高価の設備である圧縮機を前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３の作動のみのためにさらに具備しなくて、前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３の稼動と共に高い再液化効率を具現可能である。
【００４１】
前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３側へのガス供給量を調整するにおいては、前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３に流入される自然蒸発ガスの供給量を計測するガス流量計４１と、船舶運航による負荷変動に合わせて前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３で要求されるガス量と前記ガス流量計４１で計測されたガス量によって、前記再液化熱交換器５０に流入される自然蒸発ガスの流量を調節する負荷分配用バルブ４２を具備することが望ましい。
【００４２】
前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３にかかる負荷に好適な流量でガスが供給されているか、又は現在前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３に供給中であるガス量と前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３で要求されるガス量の差を、前記ガス流量計４１によって確認、比べながら、前記負荷分配用バルブ４２によって前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３又は再液化熱交換器５０に供給されるガス量を安定的に調整、適用しながら、自動化を容易に具現することができる。
【００４３】
前記蒸発ガス冷却機１０、再液化熱交換器５０に適用される冷媒は、ＬＮＧ冷却点(−１５０〜−１６０℃)より冷却点が低くて爆発性がないＮ２(冷却点:−１９６℃)であるものが望ましくて、前記蒸発ガス冷却機１０と再液化熱交換器５０に冷媒を供給するにおいては、冷媒コンパンダー６１、冷媒冷却機６２、冷媒バッファータンク６３、第１、２、３冷媒供給導管６４ａ、６４ｂ、６４ｃ、温度制御用バルブ６５でなされた液化プラントを適用することが望ましい。
【００４４】
前記冷媒コンパンダー６１は、気体状の冷媒を多段で圧縮(例えば、４〜１０ｂａｒを４０〜６０ｂａｒで圧縮)するように設置される複数の冷媒圧縮機６１ａと、前記冷媒圧縮機６１ａを通過して圧縮、昇温された冷媒を膨張(例えば、４０〜６０ｂａｒを４〜６ｂａｒに圧力降下)させてＬＮＧの冷却点より低い温度で冷却(例えば、−２０℃を−１５０〜−１６０℃に冷却)する冷媒膨張機６１ｂでなされて、前記負荷分配用バルブ４２を通過する流量、すなわち、前記再液化熱交換器５０を通過する自然蒸発ガスの流量に比例して、冷媒の流量乃至流速を増減調整することが望ましい。
【００４５】
前記冷媒冷却機６２は、前記冷媒圧縮機６１ａに流入乃至流出される冷媒を冷却するように前記複数の冷媒圧縮機６１ａとの間に設置されて、前記冷媒圧縮機６１ａの圧縮効率を高めると共に、前記冷媒圧縮機６１ａと冷媒膨張機６１ｂとの間に設置されて、前記冷媒膨張機６１ｂの冷却効率を高めるようになる。
【００４６】
前記冷媒バッファータンク６３は、冷媒供給装置(図示せず)に連結されて冷媒を必要によって選択的に供給を受けて、内部に気体状の冷媒を多量収容可能な貯蔵空間と気体排出口(図示せず)を具備して、流動及び熱交換中に損失された冷媒を補うか、または冷媒供給導管の圧力、流量変動などによる衝撃を緩衝して過負荷の圧力を緩和させる。
【００４７】
前記第１冷媒供給導管６４ａは、前記冷媒コンパンダー６１を通過した冷媒(例えば、−１５０〜−１６０℃、４〜６ｂａｒの冷媒)を前記再液化熱交換器５０に供給して、前記再液化熱交換器５０を通過して昇温された冷媒を前記冷媒バッファータンク６３側に供給、復帰可能な流路を提供する。
【００４８】
前記第２冷媒供給導管６４ｂは、前記冷媒コンパンダー６１を通過した冷媒(例えば、−１５０〜−１６０℃、４〜６ｂａｒの冷媒)を前記蒸発ガス冷却機１０に供給して、前記蒸発ガス冷却機１０を通過して昇温された冷媒を前記冷媒バッファータンク６３側に供給、復帰可能な流路を提供する。
【００４９】
前記第２冷媒供給導管６４ｂ上に、前記蒸発ガス冷却機１０を通過する自然蒸発ガスの温度、流量に比例して前記第２冷媒供給導管６４ｂを通過する冷媒の流量を増加調節する温度制御用バルブ６５を設置すると、前記蒸発ガス冷却機１０の冷却性能を一定するように具現、維持することができる。
【００５０】
前記ＬＮＧ貨物艙内部にＬＮＧが相対的に少なく収容(例えば、ＬＮＧ貨物艙内部にＬＮＧが満積(loaded voyage)になった状態と比較される空船航(Ballast Voyage)状態)になれば、前記ＬＮＧ貨物艙上側に位置して、前記ＬＮＧ貨物艙下側に収容された液状のＬＮＧとの離隔距離がより明確に遠くなるようになった自然蒸発ガスの温度が相対的に高くなるようになる。
【００５１】
自然蒸発ガスの温度が上昇されれば自然蒸発ガスを圧縮するように前記ＬＮＧ貨物艙外部に設置された圧縮機の圧縮効率が低くなるようになるので、既存電気推進ＬＮＧ船は、前記ＬＮＧ貨物艙外部に設置された圧縮機入口側の温度を低めるために、前記ＬＮＧ貨物艙内に液状乃至低温のＬＮＧを噴射(spray)するためのプリクーラー(pre-cooler)と、噴射用ＬＮＧを供給するための別途のポンプを具備している。
【００５２】
既存電気推進ＬＮＧ船において、特に、前記ＬＮＧ貨物艙内のＬＮＧの液位が低い場合、プリクーラー及びポンプの運転が必要であるが、船舶の運動で前記ＬＮＧ貨物艙内のＬＮＧの搖れが多くなれば、ＬＮＧの吸入、供給が円滑になされ難いし、これにより前記プリクーラー及びポンプの運転も安定的になされ難くて、低い液位のＬＮＧを安定的に吸いこむことができる別途の設備を具備するか、前記プリクーラー及びポンプの運転乃至前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン側への自然蒸発ガスの供給運転を中止しなければならない困難さがあった。
【００５３】
本発明は、前記蒸発ガス冷却機１０と温度制御用バルブ６５によって、前記ＬＮＧ貨物艙内の自然蒸発ガスの温度と無関係に、前記ガス圧縮機２０の稼動に好適な設定温度範囲で一定するように自然蒸発ガスを冷却させて前記ガス圧縮機２０側に供給することができて、既存に前記ＬＮＧ貨物艙内のＬＮＧの液位が低い場合自然蒸発ガス圧縮、供給が円滑になされ難いし、噴射されたＬＮＧの混合によって圧縮機にむりやりに負荷がかかるようになった問題を解決することができる。
【００５４】
前記第３冷媒供給導管６４ｃは、前記複数の冷媒圧縮機６１ａを通過した冷媒を前記再液化熱交換器５０に供給して、別途の冷却熱交換器を利用することがなく、前記再液化熱交換器５０を通過しながら前記第１冷媒供給導管６４ａを通過する冷媒との熱交換によって冷媒を冷却(例えば、４０℃を−２０℃に冷却)させて前記冷媒膨張機６１ｂに供給する。
【００５５】
前記エンジン供給ガス冷却機３０は、腐食の危険が少ない淡水を冷媒にして熱交換する淡水冷却機を適用することが望ましくて、前記複数の冷媒冷却機６２は多量獲得が容易な海水を冷媒にして熱交換する海水冷却機を適用することが望ましい。
【００５６】
前記再液化熱交換器５０で再液化させたＬＮＧを前記ＬＮＧ貨物艙側に供給する配管上に、再液化された液状のＬＮＧと再液化されたＬＮＧで分離生成された気体乃至Ｎ２を共に収容可能な貯蔵空間と、該貯蔵空間内部の気体を外部に排出する気体排出口(図示せず)を具備したＬＮＧ蒸発ガス分離器７０を設置すると、気体乃至Ｎ２を分離させた状態の再液化ＬＮＧのみを前記ＬＮＧ貨物艙側に供給することができる。
【００５７】
そして、前記再液化熱交換器５０で再液化させたＬＮＧを前記ＬＮＧ貨物艙側に供給する配管上に、ＬＮＧ供給ポンプ８０を設置すると、前記再液化熱交換器５０で再液化されたＬＮＧが重力、配管内の圧力損失によって前記ＬＮＧ貨物艙側に自然的に供給されない場合、前記ＬＮＧ供給ポンプ８０を作動させることで再液化されたＬＮＧを前記ＬＮＧ貨物艙側に強制供給することができる。
【００５８】
既存の再液化設備は、余剰ガス処理の安全性のために同一な性能を有する一対を具備しているが、前記エンジン供給ガス冷却機３０を通過した自然蒸発ガスを前記ＤＦＤＥ推進方式のエンジン３側に供給する経路上に、前記再液化熱交換器５０外にガス焼却機９０をさらに具備すると、前記再液化熱交換器５０が故障、損傷、誤作動によって非正常的に作動するか、または作動が止められた場合、前記ガス焼却機９０を可動させて前記ＤＦＤＥ推進方式のエンジン３で要求されるガス量を超過する程度に自然蒸発ガスを焼却、除去して稼動安全性を確保することができる。
【００５９】
本発明によると、電気推進ＬＮＧ運搬船が既設定された経済運航速度で運航中であるかの可否に関係なく、船舶の推進に利用されない余剰ガスを再液化させて前記ＬＮＧ貨物艙に復帰、貯蔵させることができるが、電気推進ＬＮＧ運搬船が既設定された経済運航速度で運航中であるかを船舶の操舵室で肉眼乃至聴覚で認知可能にさせる信号を発生させる運航状態表示装置(図示せず)を具備して、船舶の運航が最適の状態でより安定的になされるようにすることも望ましい。
【００６０】
本発明による再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理方法は、前記のような構造を有する本発明による再液化機能を有する電気推進ＬＮＧ運搬船の蒸発ガス処理装置を利用して蒸発ガスを処理する方法に関するものであり、図２に示されたところのように、大きく蒸発ガス前処理段階、蒸発ガス圧縮段階、蒸発ガス冷却段階、余剰ガス再液化段階でなされる。
【００６１】
前記蒸発ガス前処理段階では前記蒸発ガス冷却機１０を利用して前記ＬＮＧ貨物艙(liquefied natural gas cargo tank)で生成された自然蒸発ガス(Natural Boil-Off Gas：Ｎ−ＢＯＧ)を１次冷却して、前記蒸発ガス圧縮段階では前記ガス圧縮機２０を利用して、前記蒸発ガス前処理段階で１次冷却された自然蒸発ガスの供給を受けてＤＦＤＥ(二重燃料ディーゼル−電気：Dual Fuel Diesel Electric)推進方式のエンジンに使用可能なガス圧力で圧縮させる。
【００６２】
前記蒸発ガス冷却段階では、前記エンジン供給ガス冷却機３０を利用して前記蒸発ガス圧縮段階を経て昇温された自然蒸発ガスを前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３に使用可能な温度で２次冷却して、前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３側に供給して、前記余剰ガス再液化段階では前記再液化熱交換器５０を利用して前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３に使用されない余分の自然蒸発ガスを再液化熱交換器５０で冷却、再液化して前記ＬＮＧ貨物艙側に供給する。
【００６３】
前記再液化熱交換器５０が故障、損傷、誤作動によって非正常的に作動するか、または作動が止められた場合、前記ガス焼却機９０を利用して前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３で要求されるガス量を超過する程度に自然蒸発ガスの供給を受けて焼却、除去させる余剰ガス焼却段階を経て、前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン３で要求されるガス量を超過する程度に自然蒸発ガスを焼却、除去して稼動安全性を確保することができる。
【００６４】
以上では本発明の望ましい実施例を挙げて説明したが、本発明はこのような実施例に限定されるものではなくて、前記実施例らを既存の公知技術と単純に組合適用した実施例と共に本発明の特許請求範囲と詳細な説明で本発明が属する技術分野の当業者が変形して利用することができる技術は、本発明の技術範囲に当然含まれるものとして思わなければならないであろう。
【産業上の利用可能性】
【００６５】
以上説明したように、前記のような構成による本発明は、ＤＦＤＥ推進方式エンジン供給用蒸発ガス処理設備と再液化設備を組み合わせて、電気推進ＬＮＧ運搬船の稼動に使用されない蒸発ガスの剰余分を再液化することで、自然蒸発ガスの無駄使いを最小化する経済性、効率性を具現可能であるという効果がある。
【００６６】
また、自然蒸発ガスが蒸発ガス冷却機、ガス圧縮機、エンジン供給ガス冷却機を順次に通過しながら、ＤＦＤＥ推進方式エンジンに使用するのに好適な圧力と温度を有すると共に再液化が容易な高圧で圧縮されて、高価の設備である圧縮機を前記ＤＦＤＥ推進方式エンジンの作動のみのためにさらに具備しなくて、ＤＦＤＥ推進方式エンジンの安定的な適用と共に高い再液化効率を具現可能であるという効果がある。
【００６７】
そして、ＤＦＤＥ推進方式エンジンにかかる負荷に好適なガス量が供給されているのか、又は現在ＤＦＤＥ推進方式エンジンに供給中であるガス量とＤＦＤＥ推進方式エンジンで要求されるガス量の差を、ガス流量計を通じて確認、比べながら、負荷分配用バルブによってＤＦＤＥ推進方式エンジン又は再液化熱交換器に供給されるガス量を安定的に調整、適用しながら、自動化を容易に具現することができるという他の効果がある。
【００６８】
また、エンジン供給ガス冷却機を通過した自然蒸発ガスを前記ＤＦＤＥ推進方式エンジン側に供給する経路上にガス焼却機をさらに具備することで、前記再液化熱交換器が故障、損傷、誤作動によって非正常的に作動するか、または作動が止められた場合、ガス焼却機を可動させて、ＤＦＤＥ推進方式エンジンで要求されるガス量を超過する程度に自然蒸発ガスを焼却、除去して稼動安全性を確保することができるという他の効果がある。
【００６９】
そして、前記蒸発ガス冷却機１０と温度制御用バルブ６５によって、前記ＬＮＧ貨物艙内の自然蒸発ガスの温度と無関係に、前記ガス圧縮機２０の稼動に好適な設定温度範囲で一定に自然蒸発ガスを冷却させて前記ガス圧縮機２０側に供給することができて、既存に前記ＬＮＧ貨物艙内のＬＮＧの液位が低い場合自然蒸発ガス圧縮、供給が円滑になされ難いし、噴射されたＬＮＧの混合によって圧縮機にむりやりに負荷がかかるようになった問題を解決することができる。
【符号の説明】
【００７０】
３  ＤＦＤＥ推進方式エンジン
１０  蒸発ガス冷却機
２０  ガス圧縮機
３０  エンジン供給ガス冷却機
４１  ガス流量計
４２  負荷分配用バルブ
５０  再液化熱交換器
６１  冷媒コンパンダー
６１ａ  冷媒圧縮機
６１ｂ  冷媒膨張機
６２  冷媒冷却機
６３  冷媒バッファータンク
６４ａ  第１冷媒供給導管
６４ｂ  第２冷媒供給導管
６４ｃ  第３冷媒供給導管
６５  温度制御用バルブ
７０  ＬＮＧ蒸発ガス分離器
８０  ＬＮＧ供給ポンプ
９０  ガス焼却機
【図１】
0005349617.tif 000002
【図２】
0005349617.tif 000003