(57)【要約】【課題】貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを再液化するシステムに関する。【解決手段】前記蒸発ガス再液化システムは、前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスの一部（以下、「ａ流体」という。）を圧縮する第１圧縮機；前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスの他の一部（以下、「ｂ流体」という。）を圧縮する第２圧縮機；前記ａ流体と前記ｂ流体が合流した流れの一部（以下、「ｃ流体」という。）を膨張させる第２膨張手段；前記ａ流体と前記ｂ流体が合流した流れの他の一部（以下、「ｄ流体」という。）を冷却する熱交換器；前記熱交換器で冷却された前記ｄ流体を膨張させる第１膨張手段；を備え、前記熱交換器は、前記第２膨張手段によって膨張された前記ｃ流体を冷媒として前記ｄ流体を熱交換して冷却する。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
貯蔵タンクで発生する蒸発ガスの再液化システムにおいて、
前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスの一部（以下、「ａ流体」という。）を圧縮する第１圧縮機；
前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスの他の一部（以下、「ｂ流体」という。）を圧縮する第２圧縮機；
前記ａ流体と前記ｂ流体が合流した流れの一部（以下、「ｃ流体」という。）を膨張させる第２膨張手段；
前記ａ流体と前記ｂ流体が合流した流れの他の一部（以下、「ｄ流体」という。）を冷却する熱交換器；及び
前記熱交換器で冷却された前記ｄ流体を膨張させる第１膨張手段；を備え、
前記熱交換器は、前記第２膨張手段によって膨張された前記ｃ流体を冷媒として前記ｄ流体を熱交換して冷却する蒸発ガス再液化システム。
【請求項２】
前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを冷媒として前記ｄ流体を熱交換して冷却する冷熱回収ユニットをさらに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３】
前記ｄ流体は、前記冷熱回収ユニットで１次的に冷却され、前記熱交換器で２次的に冷却された後、前記第１膨張手段によって膨張されて再液化され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４】
前記ｃ流体は前記熱交換器を通過した後に前記第２膨張手段に供給され、
前記熱交換器は、前記第２膨張手段を通過する前の前記ｃ流体、第２膨張手段を通過した後の前記ｃ流体、及び前記ｄ流体を熱交換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】
前記第２膨張手段及び前記熱交換器を通過した前記ｃ流体は、前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスと合流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】
前記第２膨張手段及び前記熱交換器を通過した前記ｃ流体は、前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスと合流することを特徴とする請求項４に記載の蒸発ガス再液化システム。
【請求項７】
前記第１膨張手段を通過した前記ｄ流体のうち、再液化されたＬＮＧ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をさらに備え、
前記気液分離器で分離されたＬＮＧは前記貯蔵タンクに送られ、
前記気液分離器で分離された蒸発ガスは、前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスと合流することを特徴とする請求項６に記載の蒸発ガス再液化システム。
【請求項８】
前記ａ流体と前記ｂ流体が合流した流れのうち、前記ｃ流体と前記ｄ流体を除いた他の流れは燃料需要先に送られることを特徴とする請求項６に記載の蒸発ガス再液化システム。
【請求項９】
前記第１圧縮機及び前記第２圧縮機は、蒸発ガスを１０〜１００ｂａｒで圧縮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システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、蒸発ガスを再液化するシステムに関し、より詳細には、蒸発ガスを再液化すると同時に、蒸発ガスを圧縮して蒸発ガスを燃料とするエンジンなどに供給するシステムに関する。
【背景技術】
【０００２】
液化天然ガス（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ  Ｎａｔｕｒａｌ  Ｇａｓ、ＬＮＧ）はガス田から採取した天然ガスを精製した後に液化したもので、主成分はメタンであり、常圧において−１６３℃で液化される。エネルギーの需要が増加し、液化天然ガスを採取及び運搬する技術が発展して、従来には市場性が落ちると判断された中小規模の海上ガス田のＬＮＧ開発が活発に進められている。
【０００３】
ＬＮＧは、気体状態に比べて体積が約１／６００になるため運搬に適するが、ＬＮＧは−１６３℃より高い温度で容易に蒸発するため、ＬＮＧを運搬するためには断熱装置が設けられた貯蔵タンクが必要である。
【０００４】
しかし、断熱装置が設けられても、外部から完璧な断熱は不可能であるため、ＬＮＧを貯蔵する貯蔵タンクの内部では継続的にＬＮＧが蒸発する現象が発生し、蒸発したＬＮＧを蒸発ガス（Ｂｏｉｌ  Ｏｆｆ  Ｇａｓ、ＢＯＧ）という。
【０００５】
蒸発ガスが貯蔵タンクの内部に蓄積し続けると、貯蔵タンク内の圧力が高まって、貯蔵タンクの安定性が低下し、海上環境に起因する貯蔵タンクの流動と相まって蒸発ガスの生成が加速化する虞がある。したがって、貯蔵タンクの内部で生成した蒸発ガスを再液化する設備が要求される。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
蒸発ガスを再液化する方法は、大別して蒸発ガスを別の冷媒と熱交換して再液化する方法と、別の冷媒なしで蒸発ガス自体を冷媒として再液化する方法がある。特に、蒸発ガス自体を冷媒として蒸発ガスを再液化する方法を採用したシステムを部分再液化システム（Ｐａｒｔｉａｌ  Ｒｅ−ｌｉｑｕｅｆａｃｔｉｏｎ  Ｓｙｓｔｅｍ、ＰＲＳ）という。
【０００７】
部分再液化システムは、貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを圧縮する圧縮機を備えるが、圧縮機の容量によって再液化できる蒸発ガス量が定められる。したがって、従来の部分再液化システムでは、圧縮機容量の限界により、蒸発ガスの迅速な処理が不可能な場合が発生する可能性があった。
【０００８】
本発明は、従来の部分再液化システムに比べて改善した蒸発ガス再液化性能を有する、蒸発ガス再液化システムを提供する。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
前記目的を達成するため本発明の実施形態では、貯蔵タンクで発生する蒸発ガスの再液化システムにおいて、前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスの一部（以下、「ａ流体」という。）を圧縮する第１圧縮機；前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスの他の一部（以下、「ｂ流体」という。）を圧縮する第２圧縮機；前記ａ流体と前記ｂ流体が合流した流れの一部（以下、「ｃ流体」という。）を膨張させる第２膨張手段；前記ａ流体と前記ｂ流体が合流した流れの他の一部（以下、「ｄ流体」という。）を冷却する熱交換器；及び前記熱交換器で冷却された前記ｄ流体を膨張させる第１膨張手段；を備え、前記熱交換器は、前記第２膨張手段で膨張された前記ｃ流体を冷媒として前記ｄ流体を熱交換して冷却する、蒸発ガス再液化システムが提供される。
【００１０】
前記蒸発ガス再液化システムは、前記貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを冷媒として前記ｄ流体を熱交換して冷却する冷熱回収ユニットをさらに備える。
【００１１】
前記ｄ流体は、前記冷熱回収ユニットで１次的に冷却され、前記熱交換器で２次的に冷却された後、前記第１膨張手段によって膨張されて再液化される。
【００１２】
前記ｃ流体は前記熱交換器を通過した後に前記第２膨張手段に供給され、前記熱交換器は、前記第２膨張手段を通過する前の前記ｃ流体、第２膨張手段を通過した後の前記ｃ流体、及び前記ｄ流体を熱交換する。
【００１３】
前記第２膨張手段及び前記熱交換器を通過した前記ｃ流体は、前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスと合流する。
【００１４】
前記蒸発ガス再液化システムは、前記第１膨張手段を通過した前記ｄ流体のうち、再液化されたＬＮＧと気体の状態で残っている蒸発ガスを分離する気液分離器をさらに備え、前記気液分離器で分離されたＬＮＧは前記貯蔵タンクに送られ、前記気液分離器で分離された蒸発ガスは前記貯蔵タンクから排出された蒸発ガスと合流する。
【００１５】
前記ａ流体と前記ｂ流体が合流した流れのうち、前記ｃ流体と前記ｄ流体を除いた他の流れは燃料需要先に送られる。
【００１６】
前記第１圧縮機と前記第２圧縮機は、蒸発ガスを１０〜１００ｂａｒで圧縮することができる。
【発明の効果】
【００１７】
本発明の蒸発ガス再液化システムは以下の効果がある。
【００１８】
第一、従来の部分再液化システム（ＰＲＳ）に比べて、冷熱回収ユニットによって１次的に冷却された蒸発ガスが、熱交換器で更に冷却過程を経た後に減圧されるため、再液化効率と再液化量を高めることができる。特に、別の冷媒を利用する冷凍サイクルを使用しなくても、残った蒸発ガスのほとんどまたは全部の再液化が可能であって経済的である。
【００１９】
第二、並列設置された二つの圧縮機によってそれぞれ圧縮された蒸発ガスを合流させて熱交換器の冷媒として使用するため、熱交換器で冷媒として使用される蒸発ガスの流量を増やすことができ、再液化効率と再液化量をさらに高めることができる。
【００２０】
第三、再液化効率と再液化量を高めるために、すでに設置されていたリダンダンシーの圧縮機を利用することができるため、船内空間の確保に有利であり、圧縮機の追加設置にかかる費用を低減することができる。
【００２１】
第四、蒸発ガスの排出量、船舶の運航速度によるエンジン負荷などに応じて冷媒流量と冷熱供給の流動的な制御が可能である。
【図面の簡単な説明】
【００２２】
【図１】本発明の一実施形態に係る蒸発ガス再液化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】
【００２３】
以下、添付した図面を参照して、本発明の実施形態の構成を詳細に説明する。本発明を、図面に示した実施形態を参考に説明するが、これは例示に過ぎず、当該技術分野における通常の知識を有する者であればそこから様々な変更及び均等な実施形態が可能である。したがって、本発明の本当の保護範囲は、添付された特許請求の範囲によってのみ定められる。
【００２４】
図１は、本発明の一実施形態に係る蒸発ガス再液化システムを示す概略構成図である。本実施形態では、ＬＮＧが気化して発生する蒸発ガスを例に挙げて説明するが、本発明は液化石油ガス（ＬＰＧ）などが気化して発生する蒸発ガスにも適用することができる。
【００２５】
図１を参照すると、本発明の一実施形態に係る蒸発ガス再液化システムは、ＬＮＧを貯蔵する貯蔵タンク（１）、貯蔵タンク（１）の下流に設置される冷熱回収ユニット（１０）、及び冷熱回収ユニット（１０）の下流に設置される第１圧縮機（２０）と第２圧縮機（２２）を備える。
【００２６】
貯蔵タンク（１）から排出された蒸発ガスは蒸発ガス供給ライン（Ｌ１）に沿って燃料需要先（８０）に供給される。冷熱回収ユニット（１０）は蒸発ガス供給ライン（Ｌ１）に設置されて、貯蔵タンク（１）から排出された直後の蒸発ガスから冷熱を回収する。冷熱回収ユニット（１０）には、貯蔵タンク（１）から排出される蒸発ガスが供給されるか、貯蔵タンク（１）から排出される蒸発ガスと下記の気液分離器（７０）から排出される蒸発ガスが合流した流れが供給される。
【００２７】
第１圧縮機（２０）及び第２圧縮機（２２）は、冷熱回収ユニット（１０）から排出される蒸発ガスを圧縮する。第１圧縮機（２０）と第２圧縮機（２２）は、並列設置され、第１圧縮機（２０）及び第２圧縮機（２２）は、同じ性能の圧縮機であり得る。また、第２圧縮機（２２）は第１圧縮機（２０）のリダンダンシー（Ｒｅｄｕｎｄａｎｃｙ）の設計を満足するための圧縮機であり得る。
【００２８】
第１圧縮機（２０）は蒸発ガス供給ライン（Ｌ１）上に設置され、第２圧縮機（２２）はリダンダンシーライン（Ｌ２）上に設置される。リダンダンシーライン（Ｌ２）は、第１圧縮機（２０）の上流の蒸発ガス供給ライン（Ｌ１）から分岐して第１圧縮機（２０）の下流の蒸発ガス供給ライン（Ｌ１）に連結する。
【００２９】
一方、図１では、圧縮機が二つである場合を示したが、これは例示に過ぎず、圧縮機は３つ以上を並列設置することもできる。第１圧縮機（２０）及び第２圧縮機（２２）は、それぞれ蒸発ガスを１０〜１００ｂａｒで圧縮することができる。
【００３０】
本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、第１圧縮機（２０）の下流の蒸発ガス供給ライン（Ｌ１）上に設置される第１冷却器（３０）；及び第２圧縮機（２２）の下流のリダンダンシーライン（Ｌ２）上に設置される第２冷却器（３２）；を備える。第１冷却器（３０）は第１圧縮機（２０）で圧縮された蒸発ガスを冷却し、第２冷却器（３２）は第２圧縮機（２２）で圧縮した蒸発ガスを冷却する。第１冷却器（３０）及び第２冷却器（３２）は、外部から流入した海水、純水や空気との熱交換によって蒸発ガスを冷却することができる。
【００３１】
第１圧縮機（２０）及び第２圧縮機（２２）は、それぞれ多段圧縮機であり得る。第１圧縮機（２０）及び第２圧縮機（２２）が多段圧縮機である場合、第１圧縮機（２０）及び第２圧縮機（２２）の内部には、それぞれ、複数の圧縮シリンダーを直列設置することができ、複数の圧縮シリンダーの後段にはそれぞれ冷却器が設置され、複数の圧縮シリンダーと複数の冷却器を交互に設置することができる。
【００３２】
本実施形態の蒸発ガス再液化システムは第１膨張手段（５０）を備える。第１膨張手段（５０）は、熱交換器（４０）の下流に設置されて熱交換器（４０）で冷却された蒸発ガスを膨張させる。
【００３３】
本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、気液分離器（７０）を備える。気液分離器（７０）は第１膨張手段（５０）の下流に設置され、第１膨張手段（５０）で膨張されて再液化されたＬＮＧと気体状態で残っている蒸発ガスを分離する。
【００３４】
第１膨張手段（５０）は蒸発ガスを膨張させることができるすべての手段を含み、ジュール−トムソン（Ｊｏｕｌｅ−Ｔｈｏｍｓｏｎ）バルブなどの膨張バルブ、または膨張機などがある。
【００３５】
第１膨張手段（５０）及び気液分離器（７０）は蒸発ガス復帰ライン（Ｌ３）に設置される。蒸発ガス復帰ライン（Ｌ３）は、第１圧縮機（２０）及び第２圧縮機（２２）の下流の蒸発ガス供給ライン（Ｌ１）から分岐して、冷熱回収ユニット（１０）、熱交換器（４０）、及び第１膨張手段（５０）を順次に通って貯蔵タンク（１）に連結する。
【００３６】
第１圧縮機（２０）で圧縮した蒸発ガスと第２圧縮機（２２）で圧縮した蒸発ガスが合流した流れの一部は、蒸発ガス復帰ライン（Ｌ３）に沿って冷熱回収ユニット（１０）に供給され、蒸発ガス復帰ライン（Ｌ３）に沿って冷熱回収ユニット（１０）に供給された蒸発ガスは、貯蔵タンク（１）から排出されて蒸発ガス供給ライン（Ｌ１）に沿って冷熱回収ユニット（１０）に供給された蒸発ガスと熱交換されて冷却される。
【００３７】
本実施形態が気液分離器（７０）を備える場合、気液分離器（７０）で分離されたＬＮＧは蒸発ガス復帰ライン（Ｌ３）に沿って貯蔵タンク（１）に戻され、気液分離器（７０）で分離された気体状態の蒸発ガスは気体混合ライン（Ｌ４）に沿って冷熱回収ユニット（１０）に供給される。気体混合ライン（Ｌ４）に沿って冷熱回収ユニット（１０）に供給される蒸発ガスは、貯蔵タンク（１）から排出される蒸発ガスと合流して冷熱回収ユニット（１０）で冷媒として使用される。
【００３８】
本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、熱交換器（４０）及び第２膨張手段（６０）を備える。熱交換器（４０）は、第１圧縮機（２０）と第２圧縮機（２２）の下流；及び第１膨張手段（５０）の上流；に設置され、蒸発ガス復帰ライン（Ｌ３）に沿って冷熱回収ユニット（１０）を通過しながら、１次的に冷却された蒸発ガスをさらに冷却する。熱交換器（４０）で蒸発ガスをさらに冷却するために、第１圧縮機（２０）で圧縮した蒸発ガスと第２圧縮機で圧縮した蒸発ガスが合流した流れが、再循環ライン（Ｌ５）に沿って熱交換器（４０）に供給されて冷媒として使用される。
【００３９】
再循環ライン（Ｌ５）は、第１圧縮機（２０）及び第２圧縮機（２２）の下流の蒸発ガス供給ライン（Ｌ１）から分岐して、第２膨張手段（６０）と熱交換器（４０）を通って、第１圧縮機（２０）及び第２圧縮機（２２）の上流の蒸発ガス供給ライン（Ｌ１）に連結する。
【００４０】
再循環ライン（Ｌ５）には第２膨張手段（６０）が設置される。第１圧縮機（２０）で圧縮した蒸発ガスと第２圧縮機（２２）で圧縮した蒸発ガスが合流した流れの一部は、再循環ライン（Ｌ５）に沿って第２膨張手段（６０）に供給され第２膨張手段（６０）によって減圧されて温度が低くなる。
【００４１】
第２膨張手段（６０）によって温度が低下した蒸発ガスは熱交換器（４０）に供給され、冷熱回収ユニット（１０）を通過した後に蒸発ガス復帰ライン（Ｌ３）に沿って蒸発ガス熱交換器（４０）に供給される流体；及び第２膨張手段（６０）に供給される前に再循環ライン（Ｌ５）に沿って蒸発ガス熱交換器（４０）に供給される流体；の少なくとも一方を熱交換により冷却する冷媒として使用される。
【００４２】
すなわち、第１圧縮機（２０）で圧縮した蒸発ガスと第２圧縮機（２２）で圧縮した蒸発ガスが合流した流れの一部は、再循環ライン（Ｌ５）に沿って、１次的に熱交換器（４０）で熱交換されて、第２膨張手段（６０）によって膨張された後に再び熱交換器（４０）に送られて２次的に熱交換される。
【００４３】
本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、第１圧縮機（２０）で圧縮した蒸発ガスと第２圧縮機（２２）で圧縮した蒸発ガスが合流した流れの一部が供給されて燃料として使用する燃料需要先（８０）を備える。燃料需要先（８０）は、蒸発ガスを燃料として駆動するエンジン、発電機などがあり、特に本実施形態の燃料需要先（８０）は、約１６ｂａｒ内外の圧力の天然ガスを燃料として使用するＸ−ＤＦエンジンである。
【００４４】
本実施形態の蒸発ガス再液化システムの作用を容易に説明するために、流体の主な流れを定義する。以下、貯蔵タンク（１）から排出される蒸発ガス、または貯蔵タンク（１）から排出される蒸発ガスと気液分離器（７０）で分離された気体状態の蒸発ガスが合流した流れを「第１流れ（１００）」、第１流れ（１００）が冷熱回収ユニット（１０）を通過した後で二つに分岐して第１圧縮機（２０）または第２圧縮機（２２）に供給された後に再び合流して燃料需要先（８０）に供給される流れを「第２流れ（１０２）」、第１圧縮機（２０）及び第２圧縮機（２２）の下流で第２流れ（１０２）から分岐して熱交換器（４０）に供給される流れを「第３流れ（１０４）」、第１圧縮機（２０）及び第２圧縮機（２２）の下流で第２流れ（１０２）から分岐して冷熱回収ユニット（１０）に供給される流れを「第４流れ（１０６）」、第４流れ（１０６）が冷熱回収ユニット（１０）を通過した後で熱交換器（４０）に供給される流れを「第５流れ（１０８）」と定義する。第１流れ（１００）は冷熱回収ユニット（１０）を通過しながら第２流れ（１０２）になり、第４流れ（１０６）は冷熱回収ユニット（１０）を通過しながら第５流れ（１０８）になる。
【００４５】
本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、各ラインに流れる液体または気体の状態である流体の流量を制御する複数のバルブを備える。第１圧縮機（２０）の上流の蒸発ガス供給ライン（Ｌ１）上に、第２圧縮機（２２）の上流のリダンダンシーライン（Ｌ２）上に、第１圧縮機（２０）の下流（本実施形態の第１冷却器（３０）を備える場合、第１冷却器（３０）の下流）の蒸発ガス供給ライン（Ｌ１）上に、第２圧縮機（２２）の下流（本実施形態の第２冷却器（３２）を備える場合、第２冷却器（３２）の下流）のリダンダンシーライン（Ｌ２）上に、蒸発ガス供給ライン（Ｌ１）から分岐して、熱交換器（４０）に連結する再循環ライン（Ｌ５）上に、蒸発ガス供給ライン（Ｌ１）から分岐して冷熱回収ユニット（１０）に連結する蒸発ガス復帰ライン（Ｌ３）上に、気液分離器（７０）で分離されたＬＮＧが貯蔵タンク（１）に送られる蒸発ガス復帰ライン（Ｌ３）上に、気液分離器（７０）で分離された気体状態の天然ガスが冷熱回収ユニット（１０）に供給される気体混合ライン（Ｌ４）上に、それぞれバルブを設置することができる。
【００４６】
本実施形態のバルブは、貯蔵タンク（１）から排出される蒸発ガスの排出量、または燃料需要先（８０）に必要な蒸発ガス供給量などの条件や状況に応じて、液体または気体の状態である流体の流量を制御する。
【００４７】
以下、図１を参照して、本発明の一実施形態に係る蒸発ガス再液化システムの作用を説明する。
【００４８】
貯蔵タンク（１）の内部で生成した蒸発ガスは、貯蔵タンク（１）から排出されて冷熱回収ユニット（１０）に供給される。貯蔵タンク（１）から排出された蒸発ガスは、気液分離器（７０）で分離された気体状態の蒸発ガスと合流して、第１流れ（１００）を形成する。
【００４９】
一方、冷熱回収ユニット（１０）は第１流れ（１００）の冷熱を回収して、他の蒸発ガスを冷却する役割をする。冷熱回収ユニット（１０）は第１流れ（１００）の冷熱を回収し、その冷熱を圧縮機（２０、２２）を通過しながら加圧された第２流れ（１０２）のうち冷熱回収ユニット（１０）に再供給される流れ、すなわち、第４流れ（１０６）に伝達する。冷熱回収ユニット（１０）では、第１流れ（１００）と第４流れ（１０６）との間で熱交換が行われ、第１流れ（１００）は加熱され、第４流れ（１０６）は冷却される。冷熱回収ユニット（１０）で加熱された第１流れ（１００）は第２流れ（１０２）になり、冷熱回収ユニット（１０）で冷却された第４流れ（１０６）は第５流れ（１０８）になる。
【００５０】
冷熱回収ユニット（１０）を通過した第２流れ（１０２）は二つに分岐して第１圧縮機（２０）または第２圧縮機（２２）に供給される。第１圧縮機（２０）及び第２圧縮機（２２）が蒸発ガスを圧縮する圧力は、燃料需要先（８０）の要求圧力に応じて変わる。一例として、燃料需要先（８０）が船舶推進用エンジンであり、要求される蒸発ガスの圧力が１０〜１００ｂａｒである場合、第１圧縮機（２０）及び第２圧縮機（２２）はそれぞれ蒸発ガスを１０〜１００ｂａｒで圧縮する。
【００５１】
一方、貯蔵タンク（１）から排出される蒸発ガスの量に応じて再液化に必要な冷熱量が変化する場合や、燃料需要先（８０）に要求される蒸発ガスの量が変化する場合には、それに合わせて複数の圧縮機（２０、２２）の一部のみを駆動することと、すべてを駆動することができる。
【００５２】
例えば、再液化する蒸発ガスの量と燃料需要先（８０）に供給する蒸発ガスの量を考慮したとき、複数の圧縮機（２０、２２）の一部のみを駆動しても処理が可能であれば、圧縮機（２０、２２）の上流と下流に設置されたバルブを開閉操作して、複数の圧縮機（２０、２２）の一部のみに蒸発ガスが供給されるようにする。
【００５３】
しかし、再液化する蒸発ガスの量と燃料需要先（８０）に供給する蒸発ガスの量を考慮したとき、すべての圧縮機（２０、２２）を駆動しなければ処理が不可能であれば、圧縮機（２０、２２）の上流と下流に設置されたバルブをすべて開放して複数の圧縮機（２０、２２）の全てに蒸発ガスが供給されるようにする。
【００５４】
すべての圧縮機（２０、２２）を駆動する場合には、複数の圧縮機（２０、２２）の一部のみ駆動する場合に比べて、蒸発ガス再液化に必要な冷熱をさらに供給できるため、再液化効率と再液化量が高まる効果がある。
【００５５】
本実施形態の複数の圧縮機のうち一部はリダンダンシー（Ｒｅｄｕｎｄａｎｃｙ）のための圧縮機である。一例として、本実施形態が図１に示すように二つの圧縮機（２０、２２）を備える場合には、２機の圧縮機のうち一方はリダンダンシー圧縮機である。
【００５６】
リダンダンシー圧縮機は、主（Ｍａｉｎ）圧縮機が故障した場合に備えて設置する圧縮機であり、一般的に船舶の規定上その設置が必須である。リダンダンシー圧縮機は主圧縮機を代替できる能力が必要であって、通常主圧縮機と同じ仕様を有する。
【００５７】
ところが、リダンダンシー圧縮機は主圧縮機が故障した非常時でなければ大体作動しないため、リダンダンシー圧縮機の設置費用やリダンダンシー圧縮機が占める船舶の空間を考慮したとき、非効率的な側面があった。
【００５８】
本実施形態の蒸発ガス再液化システムが複数の圧縮機の一部をリダンダンシー圧縮機で構成する場合、従来、設置が必須でありながら、ほとんど利用しなかったリダンダンシー圧縮機を活用できるという長所がある。
【００５９】
また、本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、従来に比べて圧縮機の容量を減らすことができる長所がある。
【００６０】
貯蔵タンクの内部で発生する蒸発ガスの量は、貯蔵タンク内のＬＮＧの量が多いほど増加する。したがって、船舶がＬＮＧ生産地に向かう途中は貯蔵タンクがほぼ空の状態なので蒸発ガスの発生量が少なく、船舶が生産地でＬＮＧを積載して消費地に向かう途中には貯蔵タンクがほぼ満ちているため蒸発ガスの発生量が多い。
【００６１】
さらに、船舶の運航速度が速くなると、エンジンが必要とする燃料量も増加するため蒸発ガスの消費速度が増加し、船舶の運航速度が遅くなると、エンジンが必要とする燃料量も減少するため、蒸発ガスの消費速度が減少する。
【００６２】
すなわち、貯蔵タンク内のＬＮＧの量と船舶の運航速度などに応じて再液化する蒸発ガスの量が異なるが、蒸発ガス再液化システムを構成する際には、蒸発ガスの発生量が最も多くて蒸発ガスの消費量が最も少ない場合にも、つまり、再液化しなければならない蒸発ガスが最も多い場合にも耐えるように主圧縮機の容量を設定し、主圧縮機の容量に応じてリダンダンシー圧縮機の容量を設定することになる。
【００６３】
ところで、本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、従来とは異なり、主圧縮機がすべての蒸発ガスを処理するのではなく、再液化する蒸発ガスの量が所定数値を超えたらリダンダンシー圧縮機と主圧縮機の両方を駆動して蒸発ガスを処理することができるため、小容量の圧縮機を設置することができ、小容量の主圧縮機を設置することでより小容量のリダンダンシー圧縮機を設置できるようになる。小容量の主圧縮機とリダンダンシー圧縮機を設置すると、船舶空間の確保及び費用問題を解決することができる。
【００６４】
本実施形態では、第１圧縮機（２０）が主圧縮機、第２圧縮機（２２）がリダンダンシー圧縮機である。
【００６５】
一方、第１圧縮機（２０）で圧縮した蒸発ガスと第２圧縮機（２２）で圧縮した蒸発ガスが合流した第２流れ（１０２）は燃料需要先（８０）に供給され、第１圧縮機（２０）で圧縮した蒸発ガスと第２圧縮機（２２）で圧縮した蒸発ガスが合流した第２流れ（１０２）の一部が分岐した第４流れ（１０６）は冷熱回収ユニット（１０）に供給され、第１圧縮機（２０）で圧縮した蒸発ガスと第２圧縮機（２２）で圧縮した蒸発ガスが合流した第２流れ（１０２）の他の一部が分岐した第３流れ（１０４）は熱交換器器（４０）に供給される。
【００６６】
本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、圧縮機（２０、２２）が蒸発ガスを比較的低圧で圧縮する際に有用である。蒸発ガスを圧縮機で１００ｂａｒ内外または１００ｂａｒ以上の高圧で圧縮する場合には、蒸発ガス復帰ライン（Ｌ３）に沿って再液化過程を経る蒸発ガスが、冷熱回収ユニット（１０）による冷却；及び第１膨張手段（５０）による膨張過程；のみを経由しても比較的に再液化効率が良い。しかし、蒸発ガスを圧縮機で１００ｂａｒ以下の低圧で圧縮する場合には、特に１０ｂａｒに近い低圧で圧縮する場合には、冷熱回収ユニット（１０）による冷却だけでは再液化効率と再液化量が低下する虞がある。
【００６７】
本実施形態の蒸発ガス再液化システムは、冷熱回収ユニット（１０）によって１次的に冷却された蒸発ガスを熱交換器（４０）でさらに冷却した後に第１膨張手段（５０）で膨張させるため、蒸発ガスの再液化効率と再液化量を向上させることができる。
【００６８】
第２流れ（１０２）から一部が分岐した第３流れ（１０４）を、直ちに第２膨張手段（６０）に送ることも、熱交換器（４０）を通過した後に第２膨張手段（６０）に送ることもできる。第２膨張手段（６０）によって減圧および冷却された第３流れ（１０４）は、熱交換器（４０）に供給され、冷媒として使用される。
【００６９】
第３流れ（１０４）が熱交換器（４０）を通過した後に第２膨張手段（６０）に送られる場合、熱交換器（４０）に最初に供給される第３流れ（１０４）は、第２膨張手段（６０）で減圧及び冷却された後、再び熱交換器（４０）に供給される第３流れ（１０４）と熱交換されて冷却される。第２膨張手段（６０）と熱交換器（４０）を通過した第３流れ（１０４）は、再び圧縮機（２０、２２）の上流に送られ第２流れ（１０２）と合流する。
【００７０】
冷熱回収ユニット（１０）で第１流れ（１００）と熱交換されて冷却された第４流れ（１０６）は、第５流れ（１０８）になって熱交換器（４０）に供給される。熱交換器（４０）に供給された第５流れ（１０８）は、第２膨張手段（６０）によって膨張された第３流れ（１０４）と熱交換されて冷却される。
【００７１】
熱交換器（４０）で冷却された第５流れ（１０８）は第１膨張手段（５０）を通過しながら減圧および冷却されて、一部または全部が再液化される。本実施形態の気液分離器（７０）を備える場合には、第１膨張手段（５０）を通過しながら再液化されたＬＮＧと気体状態で残っている蒸発ガスは気液分離器（７０）で分離され、気液分離器（７０）で分離されたＬＮＧは貯蔵タンク（１）に送られ、気液分離器（７０）で分離された気体状態の蒸発ガスは再び冷熱回収ユニット（１０）に供給されて前記過程を繰り返す。
【００７２】
本発明は、前記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また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おいて自明である。
【図１】
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【国際調査報告】
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