JP2018002069A - 船舶 - Google Patents

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Abstract

【課題】液化天然ガスの流量が少ない場合にガス消費器へ供給される気化ガスのメタン価を安定させることができる船舶を提供する。
【解決手段】船舶は、推進用のガス消費器と、液化天然ガスを貯留するタンクと、タンク内で発生したボイルオフガスをガス消費器へ導く、圧縮機が設けられた第１供給ラインと、圧縮機の上流側で第１供給ラインに両端が接続された分岐ラインと、タンク内から液化天然ガスを取り出し、その液化天然ガスが気化した気化ガスを前記ガス消費器または他のガス消費器へ導く第２供給ラインと、第２供給ラインに流れる液化天然ガスと分岐ラインに流れるボイルオフガスとの間で熱交換を行う熱交換器と、分岐ラインに流れるボイルオフガスの流量を調整する調整弁と、所定条件下で、熱交換器から流出する液化天然ガスの温度が設定温度に保たれるように、調整弁を制御する制御装置と、を備える。
【選択図】図１

Description

本発明は、推進用のガス消費器を含む船舶に関する。
従来から、船舶の推進用のガス消費器には、レシプロエンジン、ガスタービンエンジン、ガス焚きボイラなどが用いられている。例えば、特許文献１には、図４に示すような船舶１００が開示されている。この船舶１００は、推進用のガス消費器として、液化天然ガスを貯留するタンク１１０内で発生するボイルオフガスを燃料ガスとする主レシプロエンジン１３０を含む。
具体的に、特許文献１に開示された船舶１００では、ボイルオフガスが第１主供給ライン１２０を通じてタンク１１０から主レシプロエンジン１３０へ導かれる。第１主供給ライン１２０には、高圧圧縮機１２１が設けられている。
高圧圧縮機１２１の中間からは副供給ライン１４０が延びており、副供給ライン１４０は副レシプロエンジン１５０につながっている。副レシプロエンジン１５０は二元燃料エンジンであり、ボイルオフガスの発生量が主レシプロエンジン１３０のガス消費量よりも多い場合には、余剰ガスが副供給ライン１４０を通じて副レシプロエンジン１５０へ供給される。
さらに、図４に示す船舶１００では、ボイルオフガスの発生量が主レシプロエンジン１３０のガス消費量よりも少ない場合にも、主レシプロエンジン１３０へ十分な量の燃料ガスを供給するための構成が採用されている。具体的に、タンク１１０内にポンプ１６０が配置され、このポンプ１６０から第２主供給ライン１７０が延びている。第２主供給ライン１７０は、高圧圧縮機１２１の下流側で第１主供給ライン１２０につながっている。第２主供給ライン１７０には、液化天然ガスを強制的に気化する強制気化器１７１が設けられている。また、第１主供給ライン１２０は、連絡ライン１８０により、高圧圧縮機１２１の下流側で副供給ライン１４０と接続されている。つまり、第２主供給ライン１７０は、強制気化器１７１にて生成された気化ガスを主レシプロエンジン１３０と副レシプロエンジン１５０のどちらにも導くことが可能である。
特開２０１５−１４５２４３号公報
ところで、図４に示す船舶１００では、強制気化器１７１で液化天然ガスが強制的に気化される、換言すれば液化天然ガス中のメタンだけでなく重質分も気化されるため、強制気化器１７１にて生成された気化ガスのメタン価がボイルオフガスに比べて低くなる。主レシプロエンジン１３０または副レシプロエンジン１５０の燃焼安定化の観点からは、液化天然ガスを気化させた場合でも、適正なメタン価の気化ガスを主レシプロエンジン１３０または副レシプロエンジン１５０へ供給することが望まれる。
これを実現するには、図４に示す船舶１００において、強制気化器１７１にて生成された気化ガスを冷却器で冷却して気化ガス中の重質分を凝縮させ、その凝縮した重質分を気液分離器で取り除くことが考えられる。
ところで、強制気化器１７１は、一般的に蒸気等の高温流体を用いて液化天然ガスを加熱するものである。このような強制気化器１７１では、液化天然ガスの流量が多い場合は、安定したメタン価の気化ガスを主レシプロエンジン１３０または副レシプロエンジン１５０へ供給することができる。しかしながら、液化天然ガスの流量が少ない場合は、高温流体と液化天然ガスとの温度差が大きいために、冷却器から流出する気化ガスの温度が大きく変動する。従って、液化天然ガスの流量が少ない場合に、主レシプロエンジン１３０または副レシプロエンジン１５０へ供給される気化ガスのメタン価が不安定となる。
そこで、本発明は、液化天然ガスの流量が少ない場合にガス消費器へ供給される気化ガスのメタン価を安定させることができる船舶を提供することを目的とする。
前記課題を解決するために、本発明の船舶は、推進用のガス消費器と、液化天然ガスを貯留するタンクと、前記タンク内で発生したボイルオフガスを前記ガス消費器へ導く、圧縮機が設けられた第１供給ラインと、前記圧縮機の上流側で前記第１供給ラインに両端が接続された分岐ラインと、前記タンク内から液化天然ガスを取り出し、その液化天然ガスが気化した気化ガスを前記ガス消費器または他のガス消費器へ導く第２供給ラインと、前記第２供給ラインに流れる液化天然ガスと前記分岐ラインに流れるボイルオフガスとの間で熱交換を行う熱交換器と、前記分岐ラインに流れるボイルオフガスの流量を調整する調整弁と、所定条件下で、前記熱交換器から流出する液化天然ガスの温度が設定温度に保たれるように、前記調整弁を制御する制御装置と、を備える、ことを特徴とする。
タンク内の温度成層等の影響で、ボイルオフガスの温度は液化天然ガスの温度よりも高い。従って、上記の構成によれば、液化天然ガスの流量が少ない場合にボイルオフガスの顕熱を利用して液化天然ガスを気化させることができる。つまり、強制気化器および冷却器自体が不必要な船舶、または液化天然ガスの流量が少ない場合に強制気化器および冷却器を稼働させる必要がない船舶を実現できる。しかも、ボイルオフガスと液化天然ガスとの温度差は比較的に小さいので、熱交換器から流出する液化天然ガスの温度が大きく変動することが抑制される。さらに、熱交換器から流出する液化天然ガスの温度は設定温度に保たれるので、メタン価がほぼ一定の気化ガスを推進用のガス消費器または他のガス消費器へ供給することができる。
例えば、前記所定条件は、前記熱交換器がボイルオフガスによって液化天然ガスを前記設定温度まで加熱可能なときであってもよい。
上記の船舶は、前記熱交換器から流出する液化天然ガスの温度を検出する温度計をさらに備え、前記制御装置は、前記所定条件下で、前記温度計で検出される液化天然ガスの温度が前記設定温度に保たれるように、前記調整弁を制御してもよい。第２供給ラインに設けられた流量計の検出値に基づいて、熱交換器から流出する液化天然ガスの温度が設定温度に保たれるように調整弁を制御することは可能であるが、温度計で検出される液化天然ガスの温度を設定温度と比較すれば、より正確な制御を行うことができる。
前記分岐ラインは第１分岐ラインであり、上記の船舶は、前記熱交換器の下流側で前記第２供給ラインに設けられた強制気化器と、前記強制気化器の下流側で前記第２供給ラインに設けられた冷却器と、前記冷却器の下流側で前記第２供給ラインに設けられた気液分離器と、前記熱交換器と前記強制気化器の間で前記第２供給ラインから分岐して、前記冷却器と前記気液分離器の間または前記気液分離器の下流側で前記第２供給ラインにつながる第２分岐ラインと、液化天然ガスの前記強制気化器への流入を許可する許可状態と液化天然ガスの前記強制気化器への流入を禁止する禁止状態との間で切り換えられる切換弁と、をさらに備えてもよい。この構成によれば、液化天然ガスの流量が少ない場合には、切換弁を禁止状態とすることで、強制気化器および冷却器を不使用とすることができる。一方、液化天然ガスの流量が多い場合には、切換弁を許可状態とすることで、強制気化器および冷却器を使用して、十分な量の気化ガスを推進用のガス消費器または他のガス消費器へ供給することができる。
例えば、上記の船舶は、前記熱交換器の上流側で前記第２供給ラインに流れる液化天然ガスの流量を検出する流量計をさらに備え、前記制御装置は、前記流量計で検出される液化天然ガスの流量が設定流量よりも大きくなったときに前記切換弁を許可状態に切り換え、前記流量計で検出される液化天然ガスの流量が前記設定流量よりも小さくなったときに前記切換弁を禁止状態に切り換えてもよい。
前記切換弁は、前記第２供給ラインにおける前記第２分岐ラインの分岐点に設けられた三方弁であり、前記第２分岐ラインは、前記冷却器と前記気液分離器の間で前記第２供給ラインにつながっていてもよい。この構成によれば、切換弁が禁止状態にあるときには、冷却器の下流側に設けられる気液分離器を利用して、熱交換器を通過することによって気液二相状態となった液化天然ガス中の液相（重質分）を取り除くことができる。
前記気液分離器は第１気液分離器であり、上記の船舶は、前記第２供給ラインにおける前記第２分岐ラインの分岐点に設けられた第２気液分離器と、前記第２気液分離器と前記強制気化器の間で前記第２供給ラインから分岐して前記タンクにつながる返送ラインと、をさらに備え、前記切換弁は、前記第２供給ラインにおける前記返送ラインの分岐点に設けられた三方弁であり、前記第２分岐ラインは、前記第２気液分離器で液相と分離された気相を受け入れ、前記第１気液分離器の下流側で前記第２供給ラインにつながっていてもよい。この構成によれば、切換弁が禁止状態にあるときには、熱交換器を通過することによって気液二相状態となった液化天然ガス中の液相（重質分）を返送ラインを通じてタンクへ戻すことができ、切換弁が許可状態にあるときには、強制気化器へ気液二相状態の液化天然ガスが流入することを防止することができる。
本発明によれば、液化天然ガスの流量が少ない場合にガス消費器へ供給される気化ガスのメタン価を安定させることができる。
本発明の第１実施形態に係る船舶の概略構成図である。 本発明の第２実施形態に係る船舶の概略構成図である。 本発明の第３実施形態に係る船舶の概略構成図である。 従来の船舶の概略構成図である。
（第１実施形態）
図１に、本発明の第１実施形態に係る船舶１Ａを示す。この船舶１Ａは、液化天然ガス（以下、ＬＮＧという）を貯留するタンク１１と、推進用のガス消費器であるガスエンジン１３を含む。ただし、推進用のガス消費器は、例えばガス焚きボイラであってもよい。
図例では、タンク１１が１つだけ設けられているが、タンク１１は複数設けられてもよい。また、図例では、ガスエンジン１３が１つだけ設けられているが、ガスエンジン１３は複数設けられてもよい。
ガスエンジン１３は、スクリュープロペラ（図示せず）を直接的に回転駆動してもよいし（機械推進）、スクリュープロペラを発電機およびモータを介して回転駆動してもよい（電気推進）。
本実施形態では、ガスエンジン１３が、燃料ガス噴射圧が中圧または高圧のレシプロエンジンである。ガスエンジン１３は、燃料ガスのみを燃焼させるガス専焼エンジンであってもよいし、燃料ガスと燃料油の一方または双方を燃焼させる二元燃料エンジンであってもよい。ただし、ガスエンジン１３は、ガスタービンエンジンであってもよい。
船舶１Ａは、タンク１１内で発生したボイルオフガス（以下、ＢＯＧという）をガスエンジン１３へ導く第１供給ライン２と、タンク１１内からＬＮＧを取り出し、そのＬＮＧが気化した気化ガス（以下、ＶＧという）をガスエンジン１３へ導く第２供給ライン３を含む。
本実施形態では、第２供給ライン３が、ＢＯＧの発生量がガスエンジン１３のガス消費量よりも少ない場合（例えば、ガスエンジン１３の高負荷時および超高負荷時）に使用される。つまり、ガスエンジン１３の中負荷時および低負荷時は、第２供給ライン３は使用されない。なお、ガスエンジン１３の低負荷時には、ＢＯＧの発生量がガスエンジン１３のガス消費量よりも多くなる場合がある。この場合には、余剰ガスが、再液化されてタンク１１へ戻されてもよいし、図略の船内電源用のガスエンジンに供給されてもよいし、ガス処理装置（例えば、ＧＣＵ）で処理されてもよい。
タンク１１は、第１供給ライン２によりガスエンジン１３と接続されている。第１供給ライン２には、圧縮機２１が設けられている。圧縮機２１は、ＢＯＧを中圧または高圧に圧縮する。ただし、圧縮機２１は、例えばガスエンジン１３の燃料ガス噴射圧が低圧の場合は、低圧圧縮機であってもよい。
タンク１１内には、ポンプ１２が配置されている。ポンプ１２は、第２供給ライン３により第１供給ライン２と接続されている。本実施形態では、第２供給ライン３が、圧縮機２１の上流側で第１供給ライン２につながっている。ただし、例えば、第２供給ライン３に圧縮機が設けられる場合は、第２供給ライン３が圧縮機２１の下流側で第１供給ライン２につながってもよい。
第２供給ライン３には、上流側から順に、強制気化器３１、冷却器３２および気液分離器３３が設けられている。強制気化器３１は、ポンプ１２から吐出されるＬＮＧを強制的に気化してＶＧを生成する。冷却器３２は、強制気化器１７１にて生成されたＶＧを冷却してＶＧ中の重質分（エタン、プロパン、ブタン等）を凝縮させる。気液分離器３３は、ＶＧ中から、凝縮した重質分を取り除く。気液分離器３３によって取り除かれた重質分は、タンク１１へ戻される。
さらに、本実施形態では、第２供給ライン３に流れるＬＮＧをＢＯＧを利用して気化させるための構成が採用されている。タンク１１内の温度成層等の影響で、ＢＯＧの温度はＬＮＧの温度よりも高い。例えば、タンク１１内では、ＢＯＧの温度は−９０℃であり、ＬＮＧの温度は−１６２℃である。一方、タンク１１から抜き出されるＬＮＧの温度は、例えば、約−１５０℃である。ＬＮＧ中のメタンは、ポンプ１２の加圧によって、約−１５０℃まで温度が上昇しても液体のままである。
具体的に、第１供給ライン２には、圧縮機２１の上流側の一部をバイパスするように第１分岐ライン４１が接続されている。換言すれば、第１分岐ライン４１の両端は、圧縮機２１の上流側で第１供給ライン２に接続されている。さらに、船舶１Ａには、強制気化器３１の上流側で第２供給ライン３に流れるＬＮＧと第１分岐ライン４１に流れるＢＯＧとの間で熱交換を行う熱交換器５が設けられている。
第１分岐ライン４１に流れるＢＯＧの流量は、調整弁６により調整される。本実施形態では、調整弁６が、第１供給ライン２における第１分岐ライン４の分岐点（第１分岐ライン４の上流端）に設けられた分配弁である。つまり、調整弁６は、熱交換器５を経由するＢＯＧ（第１分岐ライン４１に流れるＢＯＧ）と熱交換器５を経由しないＢＯＧ（調整弁６を通過して第１供給ライン２に流れるＢＯＧ）の比率を、０％：１００％〜１００％：０％の間で任意に変更できる。
ただし、図示は省略するが、調整弁６は、第１分岐ライン４の両端の間で第１供給ライン２に設けられた流量制御弁と、第１分岐ライン４１に設けられた流量制御弁という一対の流量制御弁で構成されてもよい。あるいは、調整弁６は、第１分岐ライン４１に設けられた流量制御弁のみで構成されてもよい。
調整弁６は、制御装置８により制御される。第２供給ライン３に流れるＬＮＧの流量が少ない場合は、ＬＮＧの流量が多くなるにつれて、第１分岐ライン４１に流れるＢＯＧの流量を多くすれば、熱交換器５から流出するＬＮＧの温度Ｔを一定とすることが可能である。制御装置８は、所定条件下で、熱交換器５から流出するＬＮＧの温度Ｔが設定温度Ｔｓに保たれるように、調整弁６を制御する。例えば、所定条件は、熱交換器５がＢＯＧによってＬＮＧを設定温度Ｔｓまで加熱可能なとき、換言すれば、第２供給ライン３に流れるＬＮＧの流量が少ないときである。本実施形態では、所定条件は、後述する流量計８１で検出されるＬＮＧの流量Ｑが設定流量Ｑｓよりも小さいときである。
設定温度Ｔｓは、ＬＮＧの温度とＢＯＧの温度の間で任意に設定可能である。例えば、設定温度Ｔｓは、ＬＮＧ中のメタンが気化するものの重質分の多くが液体のまま維持される温度である（例えば、−１２０℃）。
本実施形態では、第２供給ライン３に、熱交換器５から流出するＬＮＧの温度Ｔを検出する温度計８２が設けられている。そして、制御装置８は、所定条件下で、温度計８２で検出されるＬＮＧの温度Ｔが設定温度Ｔｓに保たれるように、調整弁６を制御する。
さらに、第２供給ライン３には、強制気化器３１および冷却器３２をバイパスするように第２分岐ライン４２が接続されている。つまり、第２分岐ライン４２は、熱交換器５と強制気化器３１の間で第２供給ライン３から分岐して、冷却器３２と気液分離器３３の間で第２供給ライン３につながっている。
第２供給ライン３における第２分岐ライン４２の分岐点には、三方弁７Ａが設けられている。三方弁７Ａは、第２供給ライン３の三方弁７Ａよりも上流側部分を三方弁７Ａよりも下流側部分と連通させる第１状態と、第２供給ライン３の三方弁７Ａよりも上流側部分を第２分岐ライン４２と連通させる第２状態との間で切り換えられる。換言すれば、第１状態は、ＬＮＧの強制気化器３１への流入を許可する許可状態であり、第２状態は、ＬＮＧの強制気化器３１への流入を禁止する禁止状態である。すなわち、三方弁７Ａは、本発明の切換弁に相当する。
三方弁７Ａは、制御装置８により制御される。第２供給ライン３には、熱交換器５の上流側で第２供給ライン３に流れるＬＮＧの流量Ｑを検出する流量計８１が設けられている。制御装置８は、流量計８１で検出されるＬＮＧの流量Ｑが設定流量Ｑｓよりも大きくなったときに三方弁７Ａを第１状態（許可状態）に切り換え、流量計８１で検出されるＬＮＧの流量Ｑが設定流量Ｑｓよりも小さくなったときに三方弁７Ａを第２状態（禁止状態）に切り換える。
設定流量Ｑｓは、例えば、ＬＮＧの流量が熱交換器５の処理能力を上回り、熱交換器５から流出するＬＮＧの温度Ｔを設定温度Ｔｓに保てなくなる限界流量である。ただし、設定流量Ｑｓは、限界流量に対して所定割合だけ小さな値であってもよい。
さらに、制御装置８は、流量計８１で検出されるＬＮＧの流量Ｑが設定流量Ｑｓよりも大きくなったときは、ＢＯＧの全量が調整弁６を通過して第１供給ライン２に流れるように、換言すれば第１分岐ライン４１にＢＯＧが流れないように調整弁６を制御する。
以上説明したように、本実施形態の船舶１Ａでは、第２供給ライン３に流れるＬＮＧと第１分岐ライン４１に流れるＢＯＧとの間で熱交換を行う熱交換器５が設けられている。このため、ＬＮＧの流量が少ない場合にＢＯＧの顕熱を利用してＬＮＧを気化させることができる。つまり、ＬＮＧの流量が少ない場合には、強制気化器３１および冷却器３２を稼働させる必要がない。しかも、ＢＯＧとＬＮＧとの温度差は比較的に小さいので、熱交換器５から流出するＬＮＧの温度が大きく変動することが抑制される。さらに、調整弁６の制御により、熱交換器５から流出するＬＮＧの温度Ｔは設定温度Ｔｓに保たれるので、メタン価がほぼ一定のＶＧをガスエンジン１３へ供給することができる。
また、本実施形態では、三方弁７Ａおよび第２分岐ライン４２が設けられているので、ＬＮＧの流量が少ない場合には、三方弁７Ａを第２状態（第２分岐ライン４２にＬＮＧが流れる状態）とすることで、強制気化器３１および冷却器３２を不使用とすることができる。一方、ＬＮＧの流量が多い場合には、三方弁７Ａを第１状態（第２分岐ライン４２にＬＮＧが流れない状態）とすることで、強制気化器３１および冷却器３２を使用して、十分な量のＶＧをガスエンジン１３へ供給することができる。
さらに、第２分岐ライン４２は冷却器３２と気液分離器３３の間で第２供給ライン３につながっているので、三方弁７Ａが第２状態にあるときには、冷却器３２の下流側に設けられる気液分離器３３を利用して、熱交換器５を通過することによって気液二相状態となったＬＮＧ中の液相（重質分）を取り除くことができる。
＜変形例＞
本発明の切換弁は、必ずしも三方弁７Ａである必要はなく、第２分岐ライン４２の分岐点と強制気化器３１の間で第２供給ライン３に設けられた開閉弁と、第２分岐ライン４２に設けられた開閉弁という一対の開閉弁で構成されてもよい。
また、三方弁７Ａおよび第２分岐ライン４２は省略されてもよい。この場合には、第２供給ライン３に流れるＬＮＧの流量が少ない場合には、強制気化器３１および冷却器３２の稼働を停止すればよい。
温度計８２を省略し、第２供給ライン３に設けられた流量計８１の検出値に基づいて、熱交換器５から流出するＬＮＧの温度Ｔが設定温度Ｔｓに保たれるように調整弁６を制御することは可能である。しかしながら、温度計８２で検出されるＬＮＧの温度Ｔを設定温度Ｔｓと比較すれば、より正確な制御を行うことができる。この変形例は、後述する第２実施形態でも適用可能である。なお、流量計８１の検出値に基づいて調整弁６を制御する場合は、流量計８１の検出値等から、熱交換器５から流出するＬＮＧの温度Ｔを設定温度Ｔｓに保つのに必要なＢＯＧ流量を算出することができる。従って、第１分岐ライン４１にも流量計を設け、この流量計の検出値が算出した必要流量となるように調整弁６を制御してもよい。
（第２実施形態）
図２に、本発明の第２実施形態に係る船舶１Ｂを示す。なお、本実施形態および後述する第３実施形態において、第１実施形態と同一構成要素には同一符号を付し、重複した説明は省略する。
本実施形態では、気液分離器３３が第１気液分離器３３であり、第２供給ライン３における第２分岐ライン４２の分岐点に第２気液分離器４３が設けられている。調整弁６は、第１実施形態と同様に制御される。第２気液分離器４３は、第２供給ライン３に流れるＬＮＧの量が少ない場合に、熱交換器５を通過することによって気液二相状態となったＬＮＧを液相と気相に分離する。一方、第２供給ライン３に流れるＬＮＧの量が多い場合は、第１分岐ライン４１にＢＯＧが流れず、熱交換器５から流出するＬＮＧはほぼ１００％液相であるため、第２気液分離器４３はあまり機能しない。
第２分岐ライン４２は、第２気液分離器４３で液相と分離された気相を受け入れる。第２分岐ライン４２は、第１気液分離器３３の下流側で第２供給ライン３につながっている。
さらに、本実施形態では、返送ライン４４が設けられている。返送ライン４４は、第２気液分離器４３と強制気化器３１の間で第２供給ライン３から分岐してタンク１１につながっている。
第２供給ライン３における返送ライン４４の分岐点には、三方弁７Ｂが設けられている。三方弁７Ｂは、第２供給ライン３の三方弁７Ｂよりも上流側部分を三方弁７Ｂよりも下流側部分と連通させる第１状態と、第２供給ライン３の三方弁７Ｂよりも上流側部分を返送ライン４４と連通させる第２状態との間で切り換えられる。換言すれば、第１状態は、ＬＮＧの強制気化器３１への流入を許可する許可状態であり、第２状態は、ＬＮＧの強制気化器３１への流入を禁止する禁止状態である。すなわち、三方弁７Ｂは、本発明の切換弁に相当する。
三方弁７Ｂは、制御装置８により制御される。制御装置８は、流量計８１で検出されるＬＮＧの流量Ｑが設定流量Ｑｓよりも大きくなったときに三方弁７Ｂを第１状態（許可状態）に切り換え、流量計８１で検出されるＬＮＧの流量Ｑが設定流量Ｑｓよりも小さくなったときに三方弁７Ｂを第２状態（禁止状態）に切り換える。
本実施形態でも、第１実施形態と同様に、調整弁６の制御によって、メタン価がほぼ一定のＶＧをガスエンジン１３へ供給することができる。しかも、本実施形態では、三方弁７Ｂおよび第２分岐ライン４２が設けられているので、ＬＮＧの流量が少ない場合には、三方弁７Ｂを第２状態（返送ライン４４にＬＮＧが流れる状態）とすることで、強制気化器３１および冷却器３２を不使用とすることができる。一方、ＬＮＧの流量が多い場合には、三方弁７Ｂを第１状態（返送ライン４４にＬＮＧが流れない状態）とすることで、強制気化器３１および冷却器３２を使用して、十分な量のＶＧをガスエンジン１３へ供給することができる。
さらに、本実施形態では、三方弁７Ｂが第２状態にあるときには、熱交換器５を通過することによって気液二相状態となったＬＮＧ中の液相（重質分）を返送ライン４４を通じてタンク１１へ戻すことができ、三方弁７Ｂが第１状態にあるときには、強制気化器３１へ気液二相状態のＬＮＧが流入することを防止することができる。
＜変形例＞
本発明の切換弁は、必ずしも三方弁７Ｂである必要はなく、返送ライン４４の分岐点と強制気化器３１の間で第２供給ライン３に設けられた開閉弁と、返送ライン４４に設けられた開閉弁という一対の開閉弁で構成されてもよい。
また、三方弁７Ｂ、返送ライン４４および第２分岐ライン４２は省略されてもよい。この場合には、第２供給ライン３に流れるＬＮＧの流量が少ない場合には、強制気化器３１および冷却器３２の稼働を停止すればよい。
（第３実施形態）
図３に、本発明の第３実施形態に係る船舶１Ｃを示す。本実施形態では、ガスエンジン１３が主ガスエンジン１３であり、第２供給ライン３が、主ガスエンジン１３ではなく船内電源用のガス消費器である副ガスエンジン１４へＶＧを導く。図例では、副ガスエンジン１４が１つだけ設けられているが、副ガスエンジン１４は複数設けられてもよい。
副ガスエンジン１４は、燃料ガス噴射圧が中圧または低圧のレシプロエンジンであり、発電機（図示せず）と連結されている。副ガスエンジン１４は、燃料ガスのみを燃焼させるガス専焼エンジンであってもよいし、燃料ガスと燃料油の一方または双方を燃焼させる二元燃料エンジンであってもよい。
第２供給ライン３には、気液分離器３３の下流側に加熱器３４が設けられている。加熱器３４は、気液分離器３３を通過したＶＧを副ガスエンジン１４への供給に適した温度に加熱する。
本実施形態でも、第１実施形態と同様の作用により、メタン価がほぼ一定のＶＧを副ガスエンジン１４へ供給することができる。その他の、三方弁７Ａおよび第２分岐ライン４２等による効果は、第１実施形態と同様である。
＜変形例＞
本実施形態と同様に、第２実施形態の第２供給ライン３が副ガスエンジン１４へＶＧを導いてもよい。
（その他の実施形態）
本発明は上述した第１〜第３実施形態に限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲で種々の変形が可能である。
例えば、ガスエンジン１３の定格出力によっては、ガスエンジン１３の超高負荷時のみに第２供給ライン３を使用して、少量のＬＮＧを気化させるだけでよい場合がある。この場合には、第２供給ライン３に強制気化器３１および冷却器３２が設けられなくてもよい。つまり、熱交換器５があれば、強制気化器３１および冷却器３２自体が不必要になる場合がある。
また、熱交換器５でＬＮＧの加熱に用いる流体としては、ＢＯＧ以外にも、例えば船内で生成される窒素（Ｎ2）を用いることが可能である。
１Ａ〜１Ｃ 船舶
１３ ガスエンジン、主ガスエンジン（ガス消費器）
１４ 副ガスエンジン（ガス消費器）
２ 第１供給ライン
２１ 圧縮機
３ 第２供給ライン
３１ 強制気化器
３２ 冷却器
３３ 気液分離器、第１気液分離器
４１ 第１分岐ライン
４２ 第２分岐ライン
４３ 第２気液分離器
４４ 返送ライン
５ 熱交換器
６ 調整弁
７Ａ，７Ｂ 三方弁（切換弁）
８ 制御装置
８１ 流量計
８２ 温度計

Claims (7)

  1. 推進用のガス消費器と、
    液化天然ガスを貯留するタンクと、
    前記タンク内で発生したボイルオフガスを前記ガス消費器へ導く、圧縮機が設けられた第１供給ラインと、
    前記圧縮機の上流側で前記第１供給ラインに両端が接続された分岐ラインと、
    前記タンク内から液化天然ガスを取り出し、その液化天然ガスが気化した気化ガスを前記ガス消費器または他のガス消費器へ導く第２供給ラインと、
    前記第２供給ラインに流れる液化天然ガスと前記分岐ラインに流れるボイルオフガスとの間で熱交換を行う熱交換器と、
    前記分岐ラインに流れるボイルオフガスの流量を調整する調整弁と、
    所定条件下で、前記熱交換器から流出する液化天然ガスの温度が設定温度に保たれるように、前記調整弁を制御する制御装置と、
    を備える、船舶。
  2. 前記所定条件は、前記熱交換器がボイルオフガスによって液化天然ガスを前記設定温度まで加熱可能なときである、請求項１に記載の船舶。
  3. 前記熱交換器から流出する液化天然ガスの温度を検出する温度計をさらに備え、
    前記制御装置は、前記所定条件下で、前記温度計で検出される液化天然ガスの温度が前記設定温度に保たれるように、前記調整弁を制御する、請求項１または２に記載の船舶。
  4. 前記分岐ラインは第１分岐ラインであり、
    前記熱交換器の下流側で前記第２供給ラインに設けられた強制気化器と、
    前記強制気化器の下流側で前記第２供給ラインに設けられた冷却器と、
    前記冷却器の下流側で前記第２供給ラインに設けられた気液分離器と、
    前記熱交換器と前記強制気化器の間で前記第２供給ラインから分岐して、前記冷却器と前記気液分離器の間または前記気液分離器の下流側で前記第２供給ラインにつながる第２分岐ラインと、
    液化天然ガスの前記強制気化器への流入を許可する許可状態と液化天然ガスの前記強制気化器への流入を禁止する禁止状態との間で切り換えられる切換弁と、
    をさらに備える、請求項１〜３の何れか一項に記載の船舶。
  5. 前記熱交換器の上流側で前記第２供給ラインに流れる液化天然ガスの流量を検出する流量計をさらに備え、
    前記制御装置は、前記流量計で検出される液化天然ガスの流量が設定流量よりも大きくなったときに前記切換弁を許可状態に切り換え、前記流量計で検出される液化天然ガスの流量が前記設定流量よりも小さくなったときに前記切換弁を禁止状態に切り換える、請求項４に記載の船舶。
  6. 前記切換弁は、前記第２供給ラインにおける前記第２分岐ラインの分岐点に設けられた三方弁であり、
    前記第２分岐ラインは、前記冷却器と前記気液分離器の間で前記第２供給ラインにつながっている、請求項４または５に記載の船舶。
  7. 前記気液分離器は第１気液分離器であり、
    前記第２供給ラインにおける前記第２分岐ラインの分岐点に設けられた第２気液分離器と、
    前記第２気液分離器と前記強制気化器の間で前記第２供給ラインから分岐して前記タンクにつながる返送ラインと、をさらに備え、
    前記切換弁は、前記第２供給ラインにおける前記返送ラインの分岐点に設けられた三方弁であり、
    前記第２分岐ラインは、前記第２気液分離器で液相と分離された気相を受け入れ、前記第１気液分離器の下流側で前記第２供給ラインにつながっている、請求項４または５に記載の船舶。
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