DF-P57-21（社）日本船舶海洋工学会

P-57

LNG燃料船の艤装設計に関する課題と調査

最終報告書

令和３年 3 月

まえがき

環境問題が年々重要視される今日、IMO では船舶が排出する硫黄酸化物を減らす為、燃料油に含まれる硫黄分濃度の上限を 2020 年までに 0.5%（発効済み）、又温暖化対策として、 CO2 等の温室効果ガスの排出量を 2008 年比で、 2050 年までに 50%削減することが採択された。
上記対策として、環境負荷の低い LNG を船舶燃料として使用することは有効である。LNG 燃料船については現在までに、北欧の小型船で多く実績があるが、日本国内に目を向ければ、実績は増えつつあるがまだわずかである。
技術的な側面でいえば、機関については、各メーカーが重油と LNG の二種の燃料（ Dual Fuel）に対応した開発が進んでいる一方、 LNG は常圧ではきわめて低温の物質であり、 LNG 燃料タンクの配置や設計、 LNG の燃料タンクへの配管設計等の具体的な設計手順を持ち合わせている造船所は少ない。
今回のプロジェクトでは、種々調査を行い、LNG 燃料船を設計する為の前段階として、技術的な注意点や問題点を明らかにしたものである。

（社）日本船舶海洋工学会 造船設計・生産技術研究会 造船設計部会委員名簿（2021 年 3 月現在）

委員名
☆◎部会長
幹事
幹事
委員
委員
委員
委員
委員
委員
委員
＊委員
委員
＊委員

氏

名

田中
進
川野 三浩
大黒 克伸
新宅 英司
満行 泰河
大沢 直樹
田中 太氏
太田
進
岸本 研一
稲垣 秀彦
高木 圭一郎
小西 陽一
木谷 研吾

委員
委員
委員
委員
＊委員
委員

金集
藤野
中桐
上田
古野
中坪

弘明
俊自
裕明
友生
洋樹
高

○委員
委員
委員

丸田
三好
岡田

康貴
崇公
将人

所

属

愛媛大学大学院 理工学研究科 工学部附属船舶海洋工学センター 教授
三菱造船㈱ マリンエンジニアリングセンター 長崎設計部 次長

日本シップヤード株式会社 基本設計部 船体計画グループ 部長
広島大学大学院 先進理工系科学研究科 輸送・環境システム専攻 准教授
横浜国立大学大学院 工学研究院 准教授
大阪大学大学院 工学研究科 船舶海洋工学部門 教授
九州大学大学院 工学研究院 海洋システム工学部門 准教授
海上技術安全研究所 国際連携センター センター長(一財)日本海事協会 船体部 主管
住友重機械ﾏﾘﾝｴﾝｼﾞﾆｱﾘﾝｸﾞ㈱ 製造本部 船装設計グループ 主任技師
佐世保重工業㈱ 設計部 船装設計課 課長

日本シップヤード株式会社 基本設計部 船体計画グループ 専任課長
三菱造船㈱ マリンエンジニアリングセンター
長崎設計部 鉄艤設計課 課長
川崎重工業㈱ 船舶海洋ｶﾝﾊﾟﾆｰ 技術本部 造船設計部 船装設計課 課長
サノヤス造船㈱ 艤装設計部 部長
三井 E&S 造船㈱ 設計本部 艦船・特機設計部 船装設計課 課長
三井 E&S 造船㈱ 設計本部 基本設計部 船装グループ グループ長㈱名村造船所 設計本部 艤装設計部 船装設計課 船装係 係長
三菱造船㈱ マリンエンジニアリングセンター
下関設計部 内艤設計課 課長㈱大島造船所 設計部 船装設計課 主務
川崎重工業㈱ 船舶海洋ｶﾝﾊﾟﾆｰ 技術本部 基本設計部 基本計画課 基幹職
日本シップヤード株式会社 第二設計部 船装グループ 課長☆（社）日本船舶海洋工学会 造船設計・生産技術研究会 委員長◎ P-113「LNG 燃料船の艤装設計に関する課題と調査」小委員会 委員長○ 同 小委員会リーダー＊ 同 討議参加 及び 執筆担当
他討議参加アドバイザー
安田 耕造
佐世保重工業(株)新造船事業部長補佐

目

第 1章

緒言

第 2章

LNG の 性 質次----------------------------------------------------------------

1-------------------------------------------------------

3----------------------------------------------------------------------

4

2.1

LNG の 物 性

2.2

燃 料 と し て の LNG---------------------------------------------------------------

6

2.3

LNG 燃 料 へ の 取 組-------------------------------------------------------------

8

第 3章

LNG 燃 料 船 の 燃 料 供 給 シ ス テ ム----------------------------------

9-----------------------------------------------------------------

93.1

エンジンの種類

3.2

燃 料 ガ ス 供 給 シ ス テ ム (Fuel Gas Supply System)----------------------

10

3.2.1

低 圧 DF エ ン ジ ン の 場 合-------------------------------------------------

10

3.2.2

高 圧 DF エ ン ジ ン の 場 合-------------------------------------------------

12--------------------------------------------------------------------

12

3.3

第 4章

ガス燃料配管

LNG 燃 料 タ ン ク の 種 類 と 配 置-------------------------------------

14------------------------------------------------------------

14--------------------------------------------------------

20-------------------------------------------------------------------

21-----------------------------------------------------------------

24

4.1

LNG タ ン ク の 種 類

4.2

各 LNG タ ン ク の 特 徴

4.3

タンクの配置

第 5章

燃料積み込み5.1

LNG 燃 料 の 移 送 方 法---------------------------------------------------------

24

5.2

燃料移送における作業--------------------------------------------------------

26

5.3

LNG 燃 料 の 移 送 に 関 連 す る 規 則--------------------------------------------

27

燃料補給設備----------------------------------------------------------------

31

6.1

LNG 燃 料 の 積 込---------------------------------------------------------------

31

6.2

主な設備

-------------------------------------------------------------------------

31

第 6章

-目-1-

第 7章

配管

--------------------------------------------------------------------------

7.1

LNG 配 管 の 配 置 設 計

7.2

LNG 配 管 の 設 計

第 8章---------------------------------------------------------

35---------------------------------------------------------------

37

現 状 の 問 題 点 (ま と め )8.1

対外的な問題点

8.2

設計における問題点

第 9章

付 録 (NK 規 則

35-----------------------------------------------

41----------------------------------------------------------------

41----------------------------------------------------------

42

GF 編

低引火燃料船の要約）-目-2------------------

43

第1章

緒言

2005 年の大気汚染物質排出規制（ MARPOL Annex Ⅵ）の発効以来、NOx 規制、SOx 規制、CO2

規制と、大気汚染防止対策への強化が進められている。CO2 は EEDI 規制として段階的に強化され、IMO では GHG（温室効果ガス： Green House Gas）について 2050 年に半減（ 2008 年比）、今世

紀中には排出ゼロを掲げている。

（国土交通省海事局）

大気汚染対策として現実的な対応は以下の 3 つである。
(1) MGO など蒸留燃料を使用し、 NOx 削減技術を利用する(2) 従来型重質油を使用し、 SOx と NOx の削減技術と併用する(3) LNG を含めた代替燃料を使用する

これらには、技術面、運用面、環境面を含めて、利点と欠点がある。
LNG を燃料とすれば、現行の排出規制を全て満足できる。重質油に比べて、NOx は 85-90％（採用する機関の種類やシステムにより異なる）、 SOx は 100％、粒子状物質 (PM)はほぼ 100％削減、
CO2 は約 20％の削減が可能である。世界の中では原油に比べて割安な地域もあり、価格面でも優位になる可能性がある。2050 年以降の規制への対応は難しいものの、当面の環境対策としては高い効果が期待できる方法である。
またその他の代替燃料に比べて実証済であることが大きなメリットでもある。LNG 燃料船は既に実績もあり、北欧を中心に 2018 年時点で 50 隻以上が就航しており、日本でも 2015 年 8 月に、日-1-

本初の LNG 燃料船「魁」が就航している。海運会社、造船所においても LNG 燃料船のコンセプト
デザインが発表されるなど、将来の燃料としての機運は高まっている。2020 年 12 月 9 日の海事新聞によると。就航済みの LNG 燃料船は世界で 202 隻であり、又発注残は 227 隻との事である。現在は小型船における採用が中心であるが今後は大型船への採用も進むであろう。
LNG 燃料を取り巻く環境はまだまだ十分とは言えないが、供給に関するインフラの整備、国による法の整備、ガス焚きエンジンの改良など今後整備されていくことが期待される。IMO においては、
国際的な大気汚染による環境問題を背景に、推進用燃料としてガス燃料を採用する船舶への関心が高まっていることから、当該船舶に対する追加の安全措置を規定する「ガス燃料船に対する暫定ガ
イドライン」（非強制）が 2009 年 6 月に開催された第 86 回海上安全委員会（ MSC86）において決議 MSC.285(86) として採択された。
当該ガイドラインの採択後も引き続きガス又は低引火点燃料を使用する船舶の安全性の確保を目的とした強制コードを策定するべく検討が行われてきた。その結果、 2015 年 6 月に開催された第95 回海上安全委員会（ MSC95）において、ガス又は低引火点燃料を使用する船舶の安全に関する国際規則（ IGF コード）及びこれを強制化する SOLAS 条約の改正が、それぞれ決議 MSC.391(95) 及び決議 MSC.392(95) として採択された。
NK からは、決議 MSC.391(95) 及び決議 MSC.392(95)に基づき、ガス燃料船を対象とした鋼船規則として「鋼船規則 GF 編」を制定するとともに関連規定が改められた。
以上のような環境にあって、今後確実に増えるであろう LNG 燃料船の艤装設計に関する課題・問題点などを勉強することは非常に有意義であり、ここでまとめられた資料が今後の設計資料として活用されることを期待するものである。

-2-

第2章

LNG の性質

天然ガス（ Natural Gas)は、一般に軽質炭化水素のメタンを主成分とする可燃性ガスをいうことが多い。可燃性ガスは「ガス田ガス」と原油の「随伴ガス」に分けられ、ガス田ガスはメタンガスが主成分で 85％～ 95％である。随伴ガスはメタンから重質ガスまで広く含んでおり、メタンが少な
い時は LPG（ Liquefied Petroleum Gas）が得られる。天然ガスはメタンと同じく軽質炭化水素であるエタン、プロパン、ブタンなどのほか、二酸化炭素や窒素などの不純物を含む場合もあり、ガスの組成は産地によって異なっている。
メタンガスは常温常圧では空気より軽いが、低温（約－ 162℃）まで冷却すると液化し LNG（ Liquefied Natural Gas（液化天然ガス））と呼ばれる。プロパンを主成分とするガスは石油ガス（ Petroleum Gas)と呼ばれ、常温常圧では空気より重く、低温（約－ 42℃）まで冷却すると液化する。
天然ガスは、メタンの含有率によって発生熱量が異なる。メタンの含有量が高いほど単位体積当
たりの重量が軽くなり、熱量が小さくなるので、このようなガスは軽質ガスと呼ばれる。また、メタンの含有量が少ない場合、単位体積当たりの重量は重くなり、熱量が大きくなるので、このようなガスは重質ガスと呼ばれる。
天然ガスの熱量には、 MJ/m3 または BTU/ft3（英国熱量単位（ British Thermal Unit)) が使われる。1050BTU/ft3 以上の熱量を持つ天然ガスを重質ガスといい、1050BTU/ft3 以下の熱量を持つ
天然ガスを軽質ガスと呼ぶこともある。

炭化水素ガスは炭素 (C) と水素 (H)の組み合わせで名称が異なっている。
軽CH4 ：メタン
C2H6：エタン
C3H8：プロパン
C4H10：ブタン

重C5H12：ペンタン

・・・・・・-3-

2.1 LNG の物性

ガス田ガスの LNG 組成と物性を表 2-1 に示す。
表 2-1

LNG の組成・物性

LNG の主成分であるメタンと、他の炭化水素との比較を表 2-2 に示す。

表 2-2

炭化水素の比較-4-メタンの物性は次のように言える。
(1) 沸点は－ 161.5℃で、LNG の沸点は約－ 162℃である。エチレン、プロパンよりかなり低い。

窒素（－ 196℃）や酸素（－ 183℃）に比べれば高い。
(2) 比重は 0.425 で、 LNG では 0.43～ 0.48 である。
(3) ガス /液容積比は 595 であり、液化することで約 1/600 になる(4) ガス比重は 0.554（ 0℃）で空気の 1/2 である。しかし温度によって比重が変わるので注意が必要である。図 2-1 に示すように、－ 113℃を境にして、空気より重くなったり軽くなっ
たりする。

図 2-1

(5) 温度と蒸気圧の関係を図 2-2 に示す。

-5-

比重の温度変化

図 2-2温度と蒸気圧の関係

2.2 燃料としての LNG

船舶の燃料としては、1870年代から 1940年代は風力を利用した帆船から蒸気を利用した動力船へ、その後ディーゼル機関の開発とともに、1920年頃から始まった石炭から石油へと転換していった。 LNGへの動きは大きな転換といえるものである。
燃料として考えるとき、その発熱量が問題となる。 LNG の発熱量を比較した結果を表 2-3 に示す。C 重油の密度を 0.9前後とすれば、LNGの単位質量当たりの発熱量は C 重油と同等もしくは大きいことがわかる。

-6-

表 2-3

燃料の発熱量2016年時点での埋蔵量をみると、石油の埋蔵量は、17,070億バーレルで現在の生産レベルが続いたとして可採年数は約 50.6 年といわれている。 OPEC 加盟国が全世界の確認埋蔵量の 71.5 ％を占めている。天然ガスは、 186.6TCM で現在の生産レベルが続いたとして可採年数は約 52.5 年といわれている。最大の埋蔵量は中東地域で全体の約 43％を占めると言われている。
いずれにしても枯渇するものであり、短中期的には供給可能と考えられ、化石燃料に代わる新エネルギーが確立するまでの過渡的なものと言える。
-7-

LNG の燃料としての価格は原油価格の変動に影響されるが、原油より割安である。図 2-3 に輸入価格の変動を示す。

原油
LNG

石炭

図 2-3

2.3

日本における原油 /LNGの輸入価格の変移

LNG燃料への取組
EU においては、 2014年に「 EU Directive for Alternative Fuel」を決議し、 2025年までに EU

内の主要 139港に LNGバンカリングのインフラ整備を求めている。
シンガポールは世界最大の重油燃料供給地であり、LNG燃料の供給についても国策として推進
している。

参考文献
・「 LNG 船がわかる本」（糸山直之著）
・「船舶の代替燃料としての LNGの可能性に関する調査研究」報告（平成 31年 2月）（一財）運輸総合研究所
・「エネルギー源別標準発熱量・炭素排出係数の改訂案について－ 2013年度改訂標準発熱量・炭素排出係数表－」

独立行政法人・経済産業研究所

・「平成 26年度エネルギーに関する年次報告（エネルギー白書 2015）」経済産業省資源エネルギー庁

-8-

第3章

LNG燃料船の燃料供給システム

3.1 エンジンの種類

ガス焚きエンジンには以下の 3種類がある。
(1)

ガスエンジン（ガス専焼エンジン）
希薄燃焼方式（リーンバーン方式）によるガス燃料専用のエンジンである。エンジンは火

花点火によって燃焼が開始されるオットーサイクルで運転され、ガスは低圧で噴射される。
燃料の混合比率が薄い希薄燃焼方式であるため、燃焼温度が低くなり NOx の発生が少なくなるが、ノッキングが起こりやすい。
図 3-1に作動原理を示す。

図 3-1
(2)

作動原理（ガスモード）

二元燃料（ Dual Fuel）エンジン（低圧 DF エンジン）
ガスと液体燃料の両方での運転が可能である。しかし始動はディーゼルモードであり、シリンダ内の燃焼が安定した時点でガス燃料への切り替えが可能となる。一方でガスモードでの運転時にガス供給が遮断された場合には、自動的にディーゼルモードへ切り替わる。
低圧でのガス供給（ 16 気圧）で予混合気を作り、ガスは低圧でシリンダ内に噴射される。
ピストンで圧縮し上死点付近でパイロット燃料（通常の A 重油）にて着火させる。パイロット
燃料は全燃料の 1％以下である。

(3)

ガスディーゼルエンジン（高圧 DF エンジン）
ガスとディーゼル燃料での混合、またはディーゼル燃料のみで運転される。ガス燃料は高圧で噴射されて着火し、ガス、ディーゼル燃料、空気の混合気を燃焼させるディーゼルサイ
クルで運転される。エンジン筒内（ 100気圧以上）にガス噴射するため、 300気圧以上のガス圧が必要となる。ノッキングは起こらず高効率、高出力であるが、 NOx が多いという欠点もある。
NOxの 3次規制を満足しないため、排ガスの後処理装置が必要となる。

-9-

種類と特徴を表 3.1にまとめる。
表 3.1

3.2 燃料ガス供給システム

エンジンの種類と特徴（ Fuel Gas Supply System）

燃料ガス供給システム（以下 FGSSと略）とは、 LNG貯蔵タンクからガス焚きエンジンへの燃料ガスを供給するシステムである。供給方式には高圧ガスで供給する方式と、低圧で供給する方式がある。
液化ガスタンクでは、自然発生するボイルオフガス（ Boil Off Gas：以下 BOGと略）を処理しなければならない。 LNG 船のカーゴタンクの場合、 BOGの発生量はその防熱性能に左右されるが、一般にモス方式の場合 0.08％ /日、メンブレン方式の場合 0.1％ /日と言われている。ただし LNG
燃料船の燃料タンクは容積が小さいため、容積当りの表面積が大きくなりカーゴタンクに比べてBOGの発生量が大きくなる。 BOGは低圧のガス圧縮機によって再液化し燃料タンクへ回収する。

また、回収せずに発電機エンジンへ供給したり、ガス燃焼装置へ送ったりすることもある。

3.2.1 低圧 DF エンジンの場合

給気行程中の予混合形成タイミングに時差を設け、直接混合気が排気と触れないような燃料噴
射時期制御により給気中に燃料ガスの予混合を実現している。

- 10 -

低圧 DF エンジンでは、低圧圧縮機、ガス燃料マスター弁（ Gas Master valve）、自動遮断弁、フィルタ、圧力調整弁、非常用遮断弁などで構成される。機関室内のガス燃料管は二重管構造が要求される。フィルタや圧力調整弁などをまとめたガス弁ユニット (Gas Valve Unit) を、ガス弁ユニット室に設置する。ガス弁ユニット室には起動排気通風装置が要求される。
IGF コードでは、エンジン毎にガス燃料マスター弁（ Gas Master valve）と、直列に配置した遮断弁 (Shut off Valve) もしくはガス弁ユニット (Gas Valve Unit)などが要求されている。運転停止時および緊急停止時にはこれらを閉じ、同時に、各弁間のガスを排出するブリード弁の装備が必要である。
図 3-2に低圧 FGSSのフローチャートの例を示す。

図 3.2

低圧 FGSSの一例- 11 -

3.2.2 高圧 DF エンジンの場合

高圧 DF エンジンの燃焼過程は次のようになる。

高圧 DF エンジンにおいては、シリンダ内に直接燃料ガスを噴射するために機関入り口で 25 ～30MPaの高圧ガスを供給しなければならない。その方法として高圧 LNGポンプを使用する方法と、高圧ガス圧縮機を使用する方法がある。
高圧 LNGポンプを使用する方法では、燃料ガスは貯蔵タンクから高圧 LNGポンプで液相のまま昇圧し、気化器によって低温高圧のガスとして主機に供給される。昇圧には 2台もしくは 3台のポンプを使用し、冗長性を考慮して 2ユニット（計 4 台もしくは 6台）とする場合もある。
系統としては図 3.2に示す低圧式に比べ、液ポンプから送られた LNGを 2 ～ 3台の高圧 LNGポン
プで昇圧し、気化器を通して主機に供給されることが異なっている。
高圧化に伴い、高圧ポンプから主機までの配管材は SUS329J4L とする必要がある。
ポンプの吸い込みにおけるキャビテーションを防ぐために、サクションドラムを設けたり、ブー
スターポンプを設けたりしている。
気化器においては、ポンプ吐出側の液温度が－ 140℃程度であるので、高熱源側の流体には凍結防止の観点からグリコール水が使われている。
ポンプ下流には、吐出圧の脈動を吸収するためバッファタンクなどを設ける。
BOGをそのまま高圧ガス圧縮機で昇圧し、エンジンに供給する。供給量が不足する場合は高圧液ポンプからも供給する。バラスト状態などで BOGが十分でないときにも高圧 LNGポンプからも供給する。 BOG が十分あるとき、もしくは過剰にあるときは、 DF ディーゼル発電機で消費したり焼却処理したりすることもある。

3.3

ガス燃料配管
機関室を安全区画とするために、機関室内のガスを含む構成部品が壊れても燃料が機関室に漏れないように二重に保護しなければならない。燃料ポンプまたは圧縮機からの燃料供給配管で、機関室内の配管は二重管としなければならない。内管と外管（保護管）の間の空間は、排気式起- 12 -

動通風装置で通気されなければならない。換気空気の入り口は機関室内とすることができるが、出口はベント管で機関室外の安全な場所へ排出されなければならない。内管からの漏洩ガスが発生したときは、この排気装置でベント管へ導かれる。但し、二重管については、ESD保護機関区域を設ける場合にはその限りでない。
機関室内のすべてのガス供給管には、管の破裂を検知して機関室に入る前の位置で遮断するよ
うなガス燃料マスター弁を設けなくてはならない。このガス燃料マスター弁は、機関室外に配置するか専用のガス燃料マスター弁ユニット室に配置するなどして、機関区域外の適当な場所および船橋から操作可能でなくてはならない。但し、低圧配管で、ガス安全機関区域の場合にはこの限りでない。

参考文献
・「欧州における LNG等新燃料を使用する舶用エンジンに関する開発動向及び使用環境調査」
一般社団法人 日本舶用工業会、一般財団法人 日本船舶技術研究協会
・「 ME-GI用高圧燃料ガス供給システム」
日本マリンエンジニアリング学会誌 第 51巻第 1号（ 2016） 難波 浩一、和田 裕太郎、辻 康之
・「二次元燃料ディーゼル機関ガイドライン」
日本マリンエンジニアリング学会誌 第 44巻 第 6号（ 2009） 佐々木- 13 -

千一

第4章

LNG燃料タンクの種類と配置

4.1 LNGタンクの種類

低温用タンクとしては、独立型とメンブレンがある。LPG船やLNG船ではタンク型式より開発
会社による呼称で親しまれており、方形独立型としては、コンチ、 SPB があり、円筒独立型ではウォルムス、球形独立型ではモスがある。メンブレンは、テクニガス社による方式があり、マー
クⅠ、マークⅡと進化し、ガストランスポート社と合併してマークⅢおよび GTT No.96 を発表している。
タンク形式がまとめられている資料を表 4-1、表 4-2に示す。併せてタンクの実績も図 4-1に示す。
ここでは LNG燃料船に限定してタンクを考える。
規則で認められている LNG タンクは、大きく独立型タンクとメンブレンタンクに分けられる。
さらに、独立型タンクは、 Type-A （方形タンク）、 Type-B （方形タンクおよび球形タンク）、および Type-C(円柱タンク（圧力タンク））に分類される。
メンブレンタンクでは一次防壁が薄いため液荷重を保持できない。独立型タンクでは一次防壁での液保持が可能であるが、Type-A においてはタンクの強度計算は行われるが疲労強度は考慮されていない。したがってこれらのタンクには二次防壁が要求される。
Type-B では疲労強度や十分な強度検討が行われているので、構造の信頼性が高く、部分的な二次防壁で認められる。
Type-C は圧力タンクとして設計されており、板厚も十分あり二次防壁は要求されない。

LNGタンク独立型タンクType-A

Type-B

メンブレンタンクType-C- 14 -

表 4-1

タンクの種類（独立タンク）- 15 -

表 4-2タンクの種類（メンブレン）- 16 -

コンチ（方形独立）

ウォルムス（円筒方形）- 17 -

モス（球形独立）

テクニガス（メンブレン）

ガストランスポート（メンブレン）- 18 -

図 4-1タンクの実績

各タンクと二次防壁との関係を表 4-3にまとめる。
表 4-3タンクの種類と二次防壁の関係
燃料タンクの種類

二次防壁の取り扱い

Type-A

タンクにき裂が発生し、多量のタンク内液が漏洩したとしても、それが直接船殻に触れないように断熱保留する完全二次防壁が要求される。

Type-B

破壊機構に基づく解析によってタンクの破壊が起こらないことが確認されれば、二次防壁はタンク内液の少量の漏洩に対処できる限定的なものでよい。

Type-C

安全な強度設計により、タンクのき裂及び漏洩が起こらないことを想定している
ため二次防壁は要求されない。

独
立
型

メンブレン

断熱材を介して隣接する船体構造により支持された薄膜（メンブレン）で構成される非自己支持型のタンクであるので、完全二次防壁が要求される。タンク内液の漏洩はメンブレンで防止するが、荷重は断熱材を介して船殻で受け持つ。

- 19 -

4.2 各 LNGタンクの特徴

独立型タンクとメンブレンタンクの特徴を表 4-4にまとめる。
表 4-4

LNGタンクの種類と特徴

Type-A

Type-B

Type-C

メンブレン

設計圧力

0.07MPa未満(方形タンクの場合)0.07MPa未満(方形タンクの場合 )最大 1MPa

0.07MPa未満

二次防壁

必要

部分的に必要不要

必要

LNG積載実績なし

有り(モス形、 SPB タンク)有り

有り

LNG燃料船としての実績

なし

なし

有り

有り

積付効率

良い

球形：方形：良い

-

良い

その他

コスト大

種類

形状

表一部省略
信頼性大
信頼性大

スロッシングの問題有り

LNG燃料船の燃料タンクとして考えられるのは、大型であれば独立型 Type-B もしくはメンブ

レンであり、小型であれば Type-C (円筒形 )である。Type-C (円筒形 )は圧力容器であり、容積効率の問題から大型化には適さないため、採用されることは少ない。技術的には大容量も製造可能であるが、現時点での実績では 3,000m3から 3,500m3までであり、それ以上は Type-B もしくはメン
ブレンとなる。タンクを小型化して複数個持つことは冗長性からもメリットがある。Type-C は円筒状の形状が一般的ではあるが、Type-B やメンブレンでは方形のタンクとすることも可能である。
船内の決められた区画に設置する場合は、デッドスペースを小さくできる Type-B やメンブレンが有利である。
タンク内では外部からの入熱により液が蒸発する。タンクの設計圧力は BOGに関係する。BOG
をタンク内に閉じ込めるとタンク内圧が上昇する。Type-C では設計圧力を高くしておけばある程
度の期間保存が可能となるが、Type-B もしくはメンブレンでは設計圧力が低いため、保持できる期間が短くなり、 BOGを何らかの方法で処理しないといけない。
LNG燃料の移送の問題も関連してくる。移送の方法として、タンク内にサブマージドポンプを設置する方法がある。これは全てのタンクで採用できるが、ポンプにトラブルが発生したとき対応ができないというデメリットがある。また、タンク内圧を高くして液を移送する方法もある。
この方法ではポンプは不要であるが、タンク内圧を上げる必要があり理論的にはモス型でも可能であるが Type-C が現実的である。
この様に、タンク型式の選定においては燃料システムという全体的な視点からの判断が必要となる。
- 20 -

4.3 タンクの配置

タンクの型式および必要量が決まれば、次はその配置を検討することになる。配置においてもっとも重要なことは、貨物積載スペースへの影響を最小限にすることである。船内の区画に設置するのであればデッドスペースが最小限となるようにしなければならない。タンク本体だけでな
く、防熱などの付属品のスペースも含めて考慮しなくてはならない。
上甲板に設置するのが理想であるが、タンカーでは利用できるスペースがあるものの、ばら積
み船では貨物用のハッチが上甲板の多くを占めるため設置は難しい。自動車運搬船では上甲板に設置すると重心位置が高くなるため、上甲板より下方に配置せざるを得なくなり貨物積載容積が減ることになる。
また、規則においては、LNGタンクを衝突・座礁からの損傷確立を下げるため外板からタンクまでの距離が制限されている。
フェリー、RORO 船、PCC 等では独立型 Type-C (円筒形 ) のタンクを搭載することが多い。
このような船種では機関室船首側に設置スペースを確保し易いので、当該スペースにタンクを横置に設置するのが一般的である。
大型コンテナ船の場合は、居住区の下方に独立型 Type-B (方形 ) 又は Type-C (円筒形 ) のタンクを設置する設計が検討されている。
スペースの確保が困難な船種はバルクキャリア等である。これらの船種では、貨物スペースをある程度犠牲にすることもやむを得ないが、貨物スペースに影響を与えない方法として、居室をかさ上げし、機関室上部のデッキ上（居室の下）に設置スペースを確保する設計も検討されている。
LNG燃料船のタンク配置について、各社のコンセプトシップにおける配置例を示す。

船種

タンクの種類配置

フェリー・RORO・PCC

Type-C

機関室前方（横置）Type-B(方形)またはType-C

居住区下方

バラ積み船

Type-C

機関室前方または機関室上部

VLCC

Type-C

機関室上部または甲板上

大型コンテナ船- 21 -

タンクの設置については、タンクまたはその接続部からの漏洩による低温、可燃性及び毒性によって船舶、乗組員及び環境が危険にさらされることがないように規則により要求されている。
燃料タンクを保護するため、現場指示計と遠隔指示計によって圧力を監視し、船橋には高圧警報を設けなくてはならない。また、設置場所によって、規則での要求内容が異なるので注意が必要である。
甲板下にタンクを設ける場合、漏洩したときでも周囲の船体が冷却にさらされないように、漏洩したガスを保持でき、熱的に隔離できなければならない。さらに(1) 同格納区画は、 A 類機関区域および火災の危険性が高いその他の区域から分離すること(2) 低温液の漏洩に対し、ドリップトレイのような液を安全にためる手段があること(3) 外的ダメージから保護するため、できるだけ船体中心線近くに配置すること(4) タンクの接続部、付属品、フランジなどは全て、タンク接続場所内に設けること(5) タンク格納区画には恒久的なガス検知器を設置すること(6) 独立タンクの場合、タンク格納場所にはビルジウェルを設け、液面計と温度計を設置しなければならない。
などの要求がある。
甲板上に設置する場合、次の要件がある。
(1) 居住区域、業務区域、貨物区域、機関区域および脱出経路との間は A60防熱とする(2) 低温液の漏洩に対し、ドリップトレイのような液を安全に溜める手段があること(3) 外的ダメージから保護するためにタンクカバーを設け、できるだけ船体中心線近くに配置

する(4) タンクの冷却と防火のため、水噴霧装置を設けること- 22 -

詳細については関連する規則を確認すること。

参考文献：
・「造船技術の進展」（吉織恒夫著）
・「 LNG船がわかる本」（糸山直之著）
・「天然ガス燃料船の普及促進に向けた総合対策について」平成25年6月28日
国土交通省

海事局安全・環境政策課

・「 LNG燃料船の初期計画」日本マリンエンジニアリング学会誌
中川雄太- 23 -

第51巻（2016）

第5章

燃料積み込み5.1 LNG燃料の移送方法
LNG燃料の積込みに関しては主に、Ship to Ship 、Shore to Ship 、Truck to Ship の3つの方法がある。ここでは、 LNGを燃料とする船を LNG燃料船とし、燃料となる LNGをLNG燃料船に供給する（積込む）船をバンカリング船として区別する。以下にイメージを示す。

Ship to Ship

停泊中もしくは錨泊中に行うことができる。この方式では、供給量は 100m3以上になるといわれている。時間当たりの供給量はバンカリング船の規模と充填設備の能力によるが、 7000 －10000m3の積載能力のバンカリング船であれば毎時 2000m3の供給が可能と考えられる。

日本で期待される LNG 燃料船のタンク容積は 5000m3 であるが、ターミナルは 2500m3 から3500m3 の船舶を想定しており、大型化を考えると防舷材や桟橋の強度などの問題もある。バン

カリング船 / バージに LNG を補給するとき、タンクの冷却や補給にかかる時間は 10 時間ほどである。また、LNGターミナルは、サンセット条項と呼ばれる日没・日出間の出入港禁止の規則に制限されているので、制約も多い。
非常に柔軟な方法で、高速で大量の LNG燃料を補給できる。大量の燃料を必要とする航行頻度の低い船舶に適している。

Shore to Ship （ Terminal to Ship 、 Port to Ship とも言われる）

バンカリング船 / バージに LNG を補給するときも該当するが、ここでは LNG 燃料船に直接陸上基地から供給する場合について述べる。この方式では大量の燃料を高速に充填することに適している。最大の問題は、LNG輸送管をどれくらい延長できるか、ターミナルから延長した先までのアクセスを確保することである。かなりのスペースを必要とすることと、ターミナルにおける安全対策などが問題点である。供給量はターミナルのタンクからでは毎時 400m3、Type-C のタンクからでは毎時 200m3と考えられる。
日本のターミナルは 2500m3から 3500m3の船舶を想定しており、これより大型の船舶は水深や桟橋強度の関係で着桟できない可能性が高い。その場合は LNG輸送管を LNG燃料船が着桟されるところまで敷設する必要がある。しかし高圧ガス保安法において、輸送管から両脇 200m は隔離規制が適用されることも考慮しなくてはならない。
- 24 -

頻繁に往来し、行き返りの時間が短い定期航路のコンテナ船や、輸送量は小さいが頻度が高い
小型のタグボート、客船、フェリーなどに適している。

Truck to Ship （ Lorry to Ship とも言われる）

この方法では、港湾に LNGの貯蔵タンクや充填のためのインフラ整備が不要という経済的な利点がある。しかし充填量が少ないため時間がかかるという欠点がある。この方式による供給量は
毎時 40 － 60m3 程度である。国によって違いがあるが、ノルウェーの場合、トラックの最大積載量は 80m3で、経済的には 200m3までに限られる。
日本においては、トラックによる LNGターミナルへの出荷設備が整備されているので、追加投資のいらない経済性の高い方法といえる。しかし日本では 14t積トラック（ LNGで約 30m3）が一般的なため、供給量が増えると時間がかかるという問題がある。また、トラックに装備している
フランジは国内基準となっているため、 LNG 燃料船においては積込口の継ぎ手の確認が必要で、場合によってはアッタッチメントが必要な場合もある。
インフラに投資していない港で、 LNG燃料を積むことが少ない船舶に適している。

このほかにも、移動可能コンテナ（ポータブルタンク）による方法も考えられる。
移動可能なように規格化された LNG タンクまたはコンテナを用いて、港湾のクレーンで LNG
燃料船に積み込むアイデアである。特別な貯蔵や充填設備などのインフラを必要としないという利点がある。一時的な対応や少量の供給であれば適しているが、大量に恒常的に利用される場合には最適な方法とは言いがたい。燃料充填の手段とするより、インフラ整備中の場合につなぎの措置として有効である。
それぞれの方法についての長所と短所をまとめて表 5-1に示す。
表 5-1

LNG燃料の充填方法の長所と短所- 25 -

2018 年末時点で、「 SEA ＼ LNG 」（ LNG の船舶燃料化に取り組む国際組織）が取りまとめたバ

ンカリングインフラの結果を表 5.2に示す。
表 5.2

LNGバンカリングインフラの一覧（「 SEA＼ LNG」）

移送については、国土交通省の LNGオペレーションガイドライン・マニュアルがあるので、参照されたい。

5.2 燃料移送における作業
LNG燃料の移送は、供給施設側と LNG燃料船の間で十分な安全管理体制のもとで行われなければならない。 LNG燃料船が満足すべき要件は以下のようなものがある。
(1) バンカーステーションを完備し、ドリップトレイなど IGF コード・船級規則で求められる設備要件を満足していること(2) 消火設備およびウォータースプレーがすぐに使用できること- 26 -

(3) 燃料タンクの計測監視が正常に作動し、遠隔監視装置で常時監視可能であること

また陸側（供給施設側）との関連では(1) ESDS及びERSなどの漏洩対策としての緊急離脱カプラの確認(2) 船陸間の電気的絶縁のための絶縁フランジまたはボンディングケーブルの使用確認(3) 積込レート、クーリングダウンの方法、積込順序などの確認(4) 緊急時の連絡体制の確認などが必要である。

5.3 LNG燃料の移送に関連する規則
LNGバンカリングに関して、現時点では統一された規則はなく、その方法、場所、過程によってさまざまな標準や規則が適用される。例えば、 Truck to Ship では、可燃性ガスの道路輸送に関する自治体または各国の規則、Ship to Ship では船舶には IMOの IGC および IGF コード、Shore
to Ship では貯槽タンクと危険物取扱に関する自治体や各国の規則などである。

現在、適用を考慮すべき規則は次のようなものである。

(1) MARPOL 条約：船舶による環境汚染を防止するための国際条約(The international Convention for the Prevention of Pollution from Ships)
ECAや舶用燃料の硫黄含油分に関する規制を含む(2) IGF コード：ガス燃料その他の低引火点燃料を使用する船舶の安全性に関する国際規則(International Code of the Safety for Ships using Gases or other Low-flushpoint Fuels)
2015年 6月に採択、2017年 1月 1日発効。ガス燃料を使用する船舶が従来の石油燃料と同等の安全性や信頼性を実現するための建造基準と関連安全要件。

(3) IGC コード：液化ガス輸送のための船舶の構造及び設備に関する国際規則(International Code for the Construction and Equipment of Ships Carrying Liquified Gases
in Bulk)

液体ガスとその他特定物質の海上輸送を行う船舶が、環境、乗組員、船舶へのリスクを最小限に止めるための設計、構造、危機に関する国際規則。

(4) STCW条約： 1978年の船員の訓練及び資格署名ならびに当直の基準に関する国際規則(International Convention on Standard of Training, Certification and Watch keeping for
Seafarers, 1978)
IGF コード適用船の乗組員に係わる訓練等の規則 (V/3)が 2017年 1月 1日に発効している。
- 27 -

(5) EU 指令

・液体燃料中の硫黄分削減に関する EU 指令 DIRECTIVE (EU) 2016/802(DIRECTIVE(EU)2016/802 OF THE EUROPEAN PARTLIAEMNTAND

OF THE

COUNCIL of 11 May 2016 relating to a reduction in the sulphur content of certain
liquid fuels)
IMO規則に則した Council Directive 1999/32/EC 、EU 指令 2012/33/EU の舶用燃料中の SOx

規制を成文化。また、EU加盟国に対し、排ガス削減措置への国家補助を認める。2016年 5月 21
日発効。
・代替燃料インフラ整備に関する EU 指令 2014/94/EU(Directive2014/94/EU of the European Parliamentandof the Council of 22 October

2014 on the deployment of alternative fuels infrastructure)
EU 加盟国に対し、代替燃料と関連インフラの整備促進に関する国家政策制定を要求。 2014

年 10月 28日発効。

(6) EMSA （欧州海上保安庁）ガイダンス

・港湾局及び港湾管理局への LNGバンカリングに関するガイダンス：
同ガイダンスは、安全と持続性の向上への取り組みの一部として、舶用燃料としての LNG利用を支援し港湾管理当局及び行政機関を支援する目的の下、 EMSA が欧州委員会移動・運輸総局（ DG MOVE ）や EU 加盟国、関連業界との協力により取りまとめたもの。 20148年 2月に制定。

(7) ISO標準・ ISO/TS18683： 2015：船舶燃料としての LNG補給に関するシステムと設置(Systems and installation for supply of LNG as fuel to ships)
LNG 供給施設と船舶のインターフェイスを含む LNG バンカリング施設の設計とオペレーシ

ョンに関する最低要求、および乗組員の訓練に関する基準。

・ ISO20519： 2017：LNG燃料船バンカリングに関する船舶及び船舶技術の仕様(Ships and marine technology specification for bunkering of liquified natural gas fueled
vessels)
IGF コードを補足する技術標準

・ISO28460:2010：LNGの船舶から陸上へのインターフェイスと港湾オペレーションの設置と機器- 28 -

(Installation and equipment for LNG ship-to-shore interface and port operation)

港湾における LNG 運搬船から陸上 LNG ターミナルへの安全で効率的な貨物移送に関する標
準(8) SIGGTO標準

・国際ガスタンカー運航者及び基地操業者協会 (The Society of International Gas Tanker andterminal Operators :SIGTTO)による船陸間接続システムを含む各種ベストプラクティスと

標準(9) SGMF 標準

・業界団体である“ The Society for Gas as a Marine Fuel”（略称は「 SGMF 」）による LNG
バンカリングの安全性に関する標準とベストプラクティス。 2017年5月発表。
・Bunkering of ships with LNG – Competency Guideline
・ Safety Guidelines － Bunkering version 2.0
新たに SIMOPS (SIMultaneous OPerationS：LNG燃料船の荷役と LNGバンカリングを並行して実施すること )に関するガイドラインの発行を準備中とのことである。

(10) IACSガイダンス

・ LNGバンカリング・ガイダンス（ No.142）： 2016年 6月発表。
SGMF の安全標準に組み込まれた。

(11) OCIMF/CDI標準・OCIMF とChemical Distribution Institute（ CDI）による石油・ケミカルタンカーの船陸間接続の緊急シャットダウンに関する標準とベストプラクティス。

(12) IAPH（国際港湾協会） /WPCIチェックリスト
IAPHの WPCI (World Ports Climate Institute )による主要 LNGバンカー方法の港湾向け安全性チェックリスト。各港湾のチェックリストの基礎となっている。
・ LNG bunkering checklist－ Ship to ship
・ LNG bunkering checklist－ Bunker station to ship
・ LNG bunkering checklist－Truck to ship
1つの港湾で LNG バンカリング実施に対して許可が得られれば、他国の港湾においても許認可内容を流用することを可能とする Accreditation プログラムを策定中とのことである。

- 29 -

参考文献
・欧州における LNG等新燃料を使用する舶用エンジンに関する開発動向及び使用環境調査」（ 2018年 3月）㈳日本舶用工業会、㈶日本船舶技術研究協会
・「船舶の代替燃料としての LNGの可能性に関する調査研究」報告（ 2019年 2月 17日）
九州大学

高崎講二

・「 LNGバンカリング等に関する調査・分析」（平成 29年度天然ガスの高度利用に係る事業環境等の調査）㈱野村総合研究所

・「 LNG燃料船の建造需要予測（ 2012-2024）調査」 2013年 3月
日本船舶輸出組合、ジャパン・シップ・センター、㈶日本船舶技術研究協会
・「船舶の代替燃料としての LNGの可能性に関する調査研究」報告（平成 31年 2月）（一財）運輸総合研究所- 30 -

第6章

燃料補給設備

6.1 LNG燃料の積込
LNG燃料船を係留したあと、燃料の供給は次のような手順で行われる。
(1) LNG供給ラインおよび通信ラインの接続

フレキシブルホースやローディングアームで接続する。併せて船陸間での通信を接続する。
(2) LNG供給ラインのエアパージ
LNG移送前にライン内の空気を窒素ガスでパージする。
(3) LNG供給ラインのクールダウン

急激な温度変化により不具合が起こらないよう、低温のガスや少量の LNGで徐々に供給ラインを冷却する。小口径の場合は省略されることもある。
(4) 移送開始(5) 供給レートの調整

開始後は徐々に供給量を増やし、最大供給量まで引き上げる。タンク内の液位を見ながら積み付け終了に向けて徐々に下げていく。
積込中は LNGタンクの内圧管理が必要である。タンク内のガスを供給設備側に返送し、ガス返送量により内圧を調整するが、これができない場合には、LNGタンクへの供給を上部ラインから供給すると内圧は降下し、下部ラインから供給すると上昇するので、圧力調整のために、燃料船に装備された GCU（ガス燃焼ユニット）あるいはボイラーで余剰ガスを処理するなど、本船の設備に従って調整しなくてはならない。
(6) 移送終了(7) 供給ラインのドレン抜き供給ライン内の LNGは供給者側から提供されるガスで、本船の LNGタンクへ落とし込む。
小型の LNG 燃料船においては、 LNG 供給者側と本船ともに弁を閉めて、ライン内で LNGを気化させ、圧力が上がった段階で本船に送り込むこともある。
(8) LNG供給ラインのガスパージ

ライン内のガスが気化するので、本船または LNG供給側で窒素ガスを供給して、ライン内のガスをパージする。パージされたガスは本船設備によるガス焼却処置、あるいはベントポ
ストから大気放出されるが、積込地域によっては大気放出が禁止されている場合がある。
(9) LNG供給ラインおよび通信ラインの切り離し

フレキシブルホースやローディングアーム、船陸間での通信を切り離す。

6.2 主な設備

主な設備について説明する。
LNG燃料移送に使用される機器については十分に点検・保証され、必要な機器は認証機関の承認- 31 -

を受け、使用目的に適合していることを確認しておかなければならない。
(1) LNG燃料移送用ホース
LNG 燃料移送ホースは、 LNG 供給施設が管理する。使用する LNG 燃料移送ホースの直径

は、送液レートとベーパーフローレートから決定されるが、ホース本体の重量に関係することから、本船のクレーン吊上げ装置の能力とバンカーマニフォールドの構造及び仕様についても考慮しなければならない。移送ホースは設計圧力の 5倍以上の耐圧を有すること。
(2) ホースサドル

ホースの使用に際しては、ホースの局所的かつ大きな屈曲を防ぎ、バンカーマニフォール
ド周辺設備に過大な負荷がかかることを防ぎ、また、ERC 作動後に切離されたホースがバン
カーマニフォールド周辺設備に損傷を与えることを防ぐため、ホースサドルを設置する。
ホースサドルは、ホースの仕様に従い、ホースの最小曲げ半径を維持・確保できるものを使用する。
(3) ドリップトレイ
LNGが漏洩した際に船体を保護するため、バンカーマニフォールドの LNG燃料移送ホース/アームの受取部分及び、ワーキングプラットフォームの下部に、SUS製のドリップトレイを設置する。LNGが漏洩しても船体が脆性破壊を起こさないよう、適切な材料による構造としなくてはならない。漏洩した燃料が船側から溢れる場合はドレン管を設け、できるだけ海面近くまで導設する、もしくはその他の手段を講じること。
(4) ウォーターカーテン

燃料温度が－ 110℃以下で 250m3/h を超える速度で積込む場合、 LNGが漏洩した際に船体を保護するため、バンカーマニフォールドより下方の舷側にウォーターカーテンを設置する。
放水する海水は消火ラインから供給する。移送が行われるときは装置を作動しなければならない。ウォーターカーテンの設置については規則条文に明記されてはいないが、バンカリン
グステーションの一般要件（ IGF コード 3.8 ）において、「燃料の漏洩の際に、周囲の船隊または鋼板構造が許容できない冷却にさらされないものとしなければならない」とある。
バンカーマニフォールドにおいて、LNG燃料が漏洩して船側外板に飛散するようであれば、ウォーターカーテンを設置するなどの対策が必要となる。
(5) ドライケミカル粉末消火装置

バンカーマニフォールドには、少なくとも 3.5㎏ /s以上の流速で 45秒以上放出する能力のあ
る固定式のドライケミカル粉末消火装置を設置する。当該区画の外部から手動操作出来なけ
ればならない。
（ 6）水噴霧装置
燃料タンクの冷却、防火及び船員の保護の目的から、燃料タンクの暴露部をカバーするよう水噴霧装置を設置する。水噴霧装置のノズルは、当該区画の表面を規定の水量で全面カバーするように配置する。海水は、消火ラインから分岐弁を介して供給するが、 40mを超えな- 32 -

い間隔で遮断弁を設ける。
(7) 照明夜間に LNG燃料移送作業を実施する際には、以下に示す作業ができるよう十分な照明が必要になる。特に、海面に近いホース垂下部は繰り返し曲げを受けることから、垂下部を十分に照らすことが重要である。
・蒸気流、蒸気雲の確認
・ホース / アームの状態監視及び漏洩時の移送中止
・漏洩箇所からの避難・係船解除・消火設備の準備、消火救助作業(8) マニフォールドおよび接続口

バンカーステーションは十分な換気が可能な上甲板に設けなくてはならない。閉鎖もしく
は半閉鎖区画に設置する場合はリスクアセスメントによらねばならない。
マニフォールドはバンカリング時に受ける荷重に耐えられ、緊急時にホースやローディン
グアームを切り離す装置を設けなくてはならない。切り離しについては、ホースが海に落下しないようにする、もしくは海への落下が想定される場合には、ホース内燃料の急激な蒸発への対応を考慮すること。
マニフォールド周辺の LNG が漏洩する可能性がある区画にはドリップトレイを設置しなくてはならない。
LNG移送においては、QCDC（ Quick Connect/Disconnect Coupling

クイック着脱金物）が重要になり、バンカリング船（燃料供給側）と LNG燃料船（燃料受取側）のカップリング
は夫々に要求される規則を満足しなければならないし、接続後は耐圧 /気密を保持できなければならない。
日本においては、バンカリング船（燃料供給側）は高圧ガス保安法が、LNG燃料船（燃料受取側）は船舶安全法が適用されるので注意が必要である。
現在は ISO18683 （ 2015 年制定）をベースに規格化されているが、 ISO21593 が 2019 年に制定されたので、今後はこの規格に移行することが予想される。

- 33 -

(9) 緊急時対応

緊急時においては、状況を把握した上で、LNG移送統括管理責任者と LNG受入統括責任者が協議し、緊急時離脱装置（ Emergency Shut Down System:以下ESDS）又は ERS・DBCの作動の要否を含めた対応を決定する。また、LNG移送中に緊急遮断装置（ ESD）を起動できるよう、船陸間通信手段を設けなくてはならない。
LNG燃料移送作業に関係する船舶は、オペレーションの全てを網羅した「緊急時対応手順書」を予め用意しなければならない。LNG燃料移送作業中は、緊急時対応手順書を直ぐに参照できる位置に設置しておく。
・燃料移送の安全に関わるアラーム吹鳴時の対処手順
・緊急時における LNG燃料移送停止手順
・緊急時における LNG燃料移送ホース /アームの切離し手順
・機関用意を含む緊急離桟手順
・本船又は陸側施設での漏洩等緊急事態に対する手順

その他、詳細については関連規則を確認のこと。

参考文献
・「 LNGバンカリングの手順と安全要件」日本マリンエンジニアリング学会誌

第 51巻

青山憲之
・「天然ガス燃料船の実用化と NKの取り組み」日本マリンエンジニアリング学会誌
西藤浩一
・「船舶の代替燃料としての LNGの可能性に関する調査研究」報告（平成 31年 2月）（一財）運輸総合研究所- 34 -

第 47巻

第７章

配管

船体部配管として、LNG 配管には以下の系統があり、これら系統に対し、配置ならびに配管設計において、 IGF コードの各規定を満足する必要がある。
バンカリングステーションから LNG 燃料タンクまで導く配管（液相） --- ①
LNG 燃料タンクで気化した LNG を供給元に戻す配管（気相） ------------- ②
LNG 燃料タンク内の LNG をポンプで FGSS に供給する配管（液相） ---- ③
LNG 燃料タンク内で気化した LNG を FGSS に供給する配管（気相） ---- ④

上記に対応する配管 ( 番号で示す ) は、図 3.2（ 3 章）を用いて図 7.1 に示す。

図 7.1

7.1

低圧 FGSS の一例

LNG 配管の配置設計

本節は NK 鋼船規則 GF 編 低引火点燃料船 から引用しており、本節における『本会』とはNK を指す。また、参照している『編』は、鋼船規則内の他編を示す。

- 35 -

IGF コードにおいて、船舶ならびに搭載される機器の設計、構造、運用を安全で環境に配慮したものとするため、 LNG 配管に対しても、次のような機能、配置要件が規定されている。
【燃料管の配置及び保護】
1） LNG 配管は、船側から 800 mm 以上離して配置しなければならない。（ IGF 5.7.1）
2） LNG 配管は、居住区域、業務区域、電気設備のある部屋、制御場所を直接通過させてはならない。（ IGF 5.7.2）【バンカリングステーション】
3） 貯蔵タンクへ燃料を移送するための管装置は、当該管装置からの漏洩が人員、環境又は船舶に危険を及ぼすことがないように設計しなければならない。（ IGF 8.2.2）（例：管装置からの漏洩が危険を及ぼさないための設計的配慮（ LNG 漏洩対策）としてドリップトレイの設置、ガス検知器の設置、通風換気、マニフォールド液ラインへの遠隔弁と手動弁の設置、ドライケミカル消火装置の設置、持ち運び式消火装置の設置火災探知器の設置などがある。）
4）バンカリングステーションは、自然通風が十分に行われる開放甲板上に配置しなければならない。バンカリングステーションが閉鎖場所又は半閉鎖場所となる場合には、リスク評価により特別の考慮を払わなければならない。（ IGF 8.3.1-1）
5）接続部及び配管は、いかなる燃料管の損傷の際にも船舶の燃料格納設備に制御不可能なガスの放出を引き起こす損傷が生じないように配置しなければならない。（ IGF 8.3.1-2）（例：損傷が生じないような配慮（配管損傷対策）として、 配管応力解析、液スプラッシュ
からの計器保護などがある。）
6）ポンプ吸引部及びバンカリングラインから圧力を逃がし、液体を取り除くための手段を備えなければならない。当該手段は、液化ガス燃料タンク又は他の適切な場所に液体を放出する
ものとしなければならない。（ IGF 8.3.1-4）
7）複数のバンカリングラインが合流するように配置される場合には、燃料が不用意にバンカリ

ングに使用していない側へ移送されないことを適当な隔離装置により確保しなければならない。（ IGF 8.5.6）（例：弁の設置等。）【機関区域の外における燃料の供給】
8）船内の閉鎖場所を通過する燃料管は、二次的な囲壁により保護しなければならない。当該囲

壁は、通風ダクト又は二重管装置とすることができる。ダクト又は二重管装置に、1 時間あたり 30 回の換気を行うことができる排気式の機械通風装置及びガス検知装置を設けなければならない。（ IGF 9.5.1）- 36 -

【ガス安全機関区域の燃料の供給】
9）ガス安全機関区域内の燃料管は、規則に規定の内容（詳細割愛）を満足する二重管又はダク

トにより完全に閉囲しなければならない。（ IGF 9.6.1）10）ガス管及びダクトとガス燃料噴射弁との接合部は、ダクトにより完全に囲わなければならない。また、接合部は、噴射弁及びシリンダカバーの交換又は開放が容易に行うことができるものとしなければならない。また、機関本体のガス管についても、燃焼室へのガス噴
射に至るまでのすべての部分においてダクトによる二重化をしなければならない。（ IGF
9.6.2）【防火】
11）燃料配管がロールオン･ロールオフ区域を通過して導かれる場合に、使用条件及び配管圧力を考慮して、防火構造を要求することがある。（ IGF 11.3.1-5）

7.2

LNG 配管の設計

本節は NK 鋼船規則 GF 編 低引火点燃料船 から引用しており、本節における『本会』とはNK を指す。また、参照している『編』は、鋼船規則内の他編を示す。

取扱う燃料の性質を考慮し、船舶、人員および環境へのリスクを最小にし、全ての運航状態において燃料の安全な取扱いを確保するため、 LNG 配管は、以下の規定を満足するよう設計する必要がある。
【機能要件】
1）燃料管は、燃料の温度変化により生じる熱伸縮を過大な応力が発生することなく吸収できるようにしなければならない。
（例： Expansion Loop 、 Expansion bellows 、 Sliding support の設置等。）
2）配管、管装置及びその構成要素並びに燃料タンクには、熱伸縮及びタンクと船体構造の相対変位による過大な応力から保護するための措置を講じなければならない。
（例：配管応力計算を実施し、全ての箇所の応力が許容値を超えていないことを確認した上で、上記例に記載の艤装品を設置する等の配慮を行う。）
3）燃料ガスに配管内で凝縮する可能性のある比重の大きい成分が含まれる場合には、安全に液体を除去するための手段を備えなければならない。（例： Mist separator の設置等。）- 37 -

4）低温用管装置は、船体の温度が船体材料の設計温度より低くならないように、必要に応じて隣接する船体構造から熱的に隔離しなければならない。
（例：LNG 配管設置部 ( サポート )にテフロンを断熱材として使用、LNG 漏洩可能性ある個所 (フランジ部 )にドリップトレイを設置する等。）（ IGF 7.2.2）【一般的な管の設計】
5）燃料管及び安全で信頼性のある操作及び保守のために必要なその他の配管は、本会が適当と認める基準に従って識別色で標示しなければならない。
6）タンク又は燃料配管が熱的隔離により船体構造から分離される場合には、当該配管及びタンクの両方を、船体構造に電気的に接地する措置を講じなければならない。すべてのガスケット付管継手及びホース連結部は、電気的に接地しなければならない。
7）液体が満たされた状態で隔離されることのあるすべての管系及び構成要素には、逃し弁を設けなければならない。
8）低温の燃料を含む配管には、水分の凝縮を最小とするよう、防熱を施されなければならない。（例：ポリウレタンフォーム等による防熱対策の施工。）
9）燃料供給管以外の配管及びケーブルは、発火源を形成せず、二重管又はダクトの保全性を損なわない場合に限り、二重管又はダクト内に配置することができる。ただし、二重管又はダクトには、操作に必要な配管又はケーブル以外のものは含めてはならない。
（ IGF 7.3.1）【配管の伸縮性】
10）燃料管は、疲労の危険性を考慮して、実際の使用状態における管装置の保全性を維持するために必要な伸縮性を持たせるように配置及び設置しなければならない。（ IGF 7.3.5）（配管内の温度は－ 162 ℃から大気温度と変化が大きいので、配管の伸縮には十分配慮が必要である。例：配管応力計算を実施し、全ての箇所の応力が許容値を超えていないことを確認。）【管装置の継手の詳細】
11）管装置は、溶接継手により接続するものとし、フランジ継手は、最小限にしなければならない。ガスケットは、ブローアウトに備えて保護しなければならない。（ IGF 7.3.6-3）
12）管の製造及び継手の詳細については、次の (A)から (D)による。（ IGF 7.3.6-4）(A) フランジ無継手(a) ルート部で完全溶込み型の突合せ溶接継手は、すべての場合に使用できる。－ 10 ℃より低い設計温度の場合、突合せ溶接は、両面溶接とするか、突合せ両面溶接継手と同等のものとしなければならない。この場合、第 1 層目に裏当てリング、インサート又- 38 -

は内面イナートガスシールドを使用する溶接とすることができる。設計圧力が 1.0
MPa を超え、かつ、設計温度が－ 10℃以下である場合には、裏当てリングを除去しなければならない。
(b) スリーブ付き差込み継手は、本会が適当と認める基準に従った寸法を有するものとし

外径が 50 mm 以下であり、設計温度が－ 55℃以上の計装管系及び管端開放の管系にのみ使用することができる。
(c) ねじ込み継手は、本会が適当と認める基準に従った寸法を有するものとし、外径が 25mm 以下である付属管系及び計装管系にのみ使用することができる。
(B) フランジ継手(a) フランジ継手のフランジは、突合せ、差込み又はソケット溶接形のものとしなければならない。
(b) 管端開放の管を除き、すべての配管は、次の i) 及び ii)による。
i) 設計温度が－ 55℃より低い場合には、突合せ溶接形フランジのみを使用しなければならない。
ii) 設計温度が－ 10℃より低い場合には、呼び径が 100 mm を超えるものには差込み溶

接形フランジを使用してはならず、呼び径が 50 mm を超えるものにはソケット溶接
形フランジを使用してはならない。
(C) 伸縮継手

規則の規定内容に従ってベローズ及び伸縮継手を設ける場合には、次の (a) から (c) による。
(a) ベローズは、必要な場合、氷結から保護しなければならない。
(b) スリップ継手は、液化ガス燃料貯蔵タンク内を除き、使用してはならない。
(c) ベローズは、一般に、閉鎖場所内に設けてはならない。
(D) その他の管継手

管継手は、前 (A)から (C)の規定に従って結合されなければならない。ただし、その他の例外的な場合には、主管庁により承認された代替措置を認めることがある。
【金属材料に関する要件】
LNG 配管材には温度により以下の規則要件がある。
13) 燃料格納設備及び燃料管装置の材料は、次の分類で規定される要件に適合したものでなければならない。（ IGF 7.4.1-1）(A) 設計温度が 0℃以上の燃料タンク又はプロセス用圧力容器用の板、管（継目無及び溶接）、

形材及び鍛造品- 39 -

(B) 設計温度が 0℃より低く－ 55℃までの燃料タンク、プロセス用圧力容器及び二次防壁用の板、形材及び鍛造品(C) 設計温度が－ 55℃より低く－ 165℃までの燃料タンク又はプロセス用圧力容器及び二次防壁用の板、形材及び鍛造品(D) 設計温度が 0℃より低く－ 165℃までの燃料用及びプロセス用管装置のための管（継目無及び溶接）、鍛造品及び鋳造品(E) 別章（ 6.4.13-1.(1)(b)）により要求される船体構造用の板及び形材(F) 設計温度が 0 ℃以上の燃料用及びプロセス用管装置のための鋳造品については、本会の適当と認めるところによる。
14）燃料タンク内部の管装置を除き、融点が 925℃より低い材料は、管装置に使用してはならない。（ IGF 7.4.1-2）
15 ） CNG タンクについては、本会は上記の規定に含まれない材料の使用を特別に考慮することがある。（ IGF 7.4.1-3）16）内管に高圧ガスを含む二重管の外管又はダクトは、必要に応じて、別表（ GF7.4）に示される管材料の要件に適合しなければならない。（ IGF 7.4.1-4）17）内管に液化ガス燃料を含む二重管の外管又はダクトは、別表（ GF7.4） に示される最低設

計温度が－ 165℃の管材料の要件に適合しなければならない。（ IGF 7.4.1-5）
18）本章に規定する金属材料にあっては、 K 編 1.1.1-2.の規定に従い、本章の規定によるほか
K 編の関連規定に適合しなければならない。（ IGF 7.4.1-6）- 40 -

第8章

現状の問題点（まとめ）8.1 対外的な問題点

問題点 1．各港湾での LNG燃料に関する情報が十分に得られない。
発表されている情報の多くが、データが古く最新データとなっていない。
内容省略
例えば、世界の各港湾における LNG 供給体制（ LNG バンカー供給を受けられる港湾情報）等、国の機関で作られたデータを最新版に見直すだけでも有益な資料になるのではないか。
新設、更新が増えていると思われ、正確な最新情報を入手することが大切である。

問題点 2．LNG燃料は新しい動きであり、船側、陸側の作業内容について造船所が十分な知識・経験を有していない。また船主サイドにしても知識・経験は大小まちまちである

問題点 3 ．船-陸間のオペレーション及び、バンカリング全般のオペレーションについて、造船所が得ている情報が少ない。
船主からオペレーションに関するコメントを受けたときに、知識不足で要求に対して反論できず、造船所の仕様不足として受け入れざるを得なくなることが危惧される。

問題点 4．リスクアセスメントによる仕様変更の懸念。
リスクアセスメントにより、船主の意向で安全設備を中心に仕様変更要求が起こりうる。
仕様の標準化が難しい。設計日程、現場日程にも影響が及ぶ可能性があり、注意が必要。

問題点 5．ガステスト用の LNG調達先について。
LNG バンカリング船による LNG 供給は、供給可能な場所に制限がある。ガス基地

でのバンカリングは、 VLCC 、Cape size BC などの大型船では着桟が難しい。
ローリーによる LNG供給は、1台当たりの供給量が少ないので時間がかかる。また、
冬季は LNGの需要が高く、ローリーが手配出来ないことも想定される。

- 41 -

8.2 設計における問題点

問題点 1．従来の燃料より容量が増えるが、タンク大型化に伴う配置検討が十分になされていない。
内容省略
限られた船のスペースに、重油と比べて体積当たりの熱量の少ない LNG燃料タンクをどこに配置するか。発熱量でくらべると、C重油が 41.8MJ/L 、一方 LNGは 24.5MJ/L（液体、比重 0.45 時）である。すなわちC重油の場合と同じ航続距離を得ようとする
ならば、約 1.7倍の燃料タンクが必要となる。
しかしながら、従来の船型をベースに、部分変更で対応している場合が多く、船全体の最適化の検討が必要と思われる。

問題点 2．LNGタンクは、エンジニアリングを含め購入品となると予想される。
国内メーカーで対応できればよいが、海外メーカーからの購入となればいろいろな問題が発生すると危惧される。

日本の造船所との取引経験があれば比較的スムーズに進められるかもしれないが、経験のないメーカーであれば心配である。

問題点 3．各社の事情によるが、ガス、エンジニアリングに関する知識・経験が少ない造船所
では設計の負担が大きい。
FGSSは単純に購入した製品を搭載するだけでは済まず、 LNG燃料化の初期計画、FGSS 機器図面承認、機関部等との接続配管などの、本船側の設備設計、製造、全体システムとしての運転確認等に責任を持つことが、造船所に求められる。

問題点 4．詳細設計まで進んだ実績が少なく、問題点把握が十分でない。
規則についても、適応・解釈についての理解が十分なされていない。

問題点 5．船主とのネゴ段階まで進んだ実績がなく、本船における実作業の問題点について具体的な対応についての検討がなされていない。
FGSSにしろ、 LNG燃料タンクにしても基本国内メーカーが育っておらず日本の造船クラスターの強みが生かせない。海外メーカー頼りであるので、情報量の少なさ、意思疎通の難しさがある。

問題点 6．コミッショニングエンジニアの不足（海外からの長期滞在、建造隻数増加によるエン
ジニアリングメーカーのオーバーフロー）。
各造船所で LNG燃料船が多数建造される事になると、一時的にせよ、 FGSSエンジ
ニアリングメーカー、LNG機器メーカーコミッショニングエンジニアが不足する可能性がある。
- 42 -

第9章

付録

(NK規則

GF編

以降のページは、2018年度版 NK規則 GF 編

低引火燃料船の要約)

低引火燃料船につき、関連する１章から 15章（但し 14章は電気設備なので除く）を表にまとめ、船体艤装に関連する物について、要点を要約した物である。関連する物は赤枠で示してある。

以降ページ省略- 43 -