JP5403649B2 - Liquefied gas fuel ship and its bunkering method - Google Patents
Liquefied gas fuel ship and its bunkering method Download PDFInfo
- Publication number
- JP5403649B2 JP5403649B2 JP2008190333A JP2008190333A JP5403649B2 JP 5403649 B2 JP5403649 B2 JP 5403649B2 JP 2008190333 A JP2008190333 A JP 2008190333A JP 2008190333 A JP2008190333 A JP 2008190333A JP 5403649 B2 JP5403649 B2 JP 5403649B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- liquefied gas
- tank
- gas
- fuel
- bunker
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Description
本発明は、液化ガスを船舶の燃料とする液化ガス燃料船及びそのバンカリング方法に関し、特に、液化天然ガス（ＬＮＧ）に適した液化ガス燃料船及びそのバンカリング方法に関する。 The present invention relates to a liquefied gas fuel ship using liquefied gas as fuel for a ship and a bunkering method thereof, and more particularly to a liquefied gas fuel ship suitable for liquefied natural gas (LNG) and a bunkering method thereof.
コンテナ船や商船等の船舶は、重油を燃料とするディーゼルエンジンにより運航されることが多い。近年、重油は高騰しており、船舶の運航コストに与える影響が大きくなっている。また、重油を燃焼すると、二酸化炭素（ＣＯ２）、窒素酸化物（ＮＯｘ）、硫黄酸化物（ＳＯｘ）等の大気汚染物質が発生する。そこで、地球環境への配慮から天然ガスを船舶の燃料として使用することが提案されている。 Ships such as container ships and merchant ships are often operated by diesel engines using heavy oil as fuel. In recent years, fuel oil has soared, and its impact on ship operating costs has increased. When heavy oil is burned, air pollutants such as carbon dioxide (CO 2 ), nitrogen oxides (NOx), and sulfur oxides (SOx) are generated. Therefore, it has been proposed to use natural gas as fuel for ships in consideration of the global environment.
特許文献１には、天然ガスを燃料とする電気駆動推進機構を備えた船舶であって、船体と、前記船体に収容された燃料タンクと、前記燃料タンク内の天然ガスを燃料として用いて発電する複数のガス発電機と、前記ガス発電機が生成した電力により駆動されるモーターと、前記モーターによって駆動されるスクリューとを備え、前記複数のガス発電機は、船内において分散設置されていることを特徴とする船舶が開示されている。 Patent Document 1 discloses a ship equipped with an electric drive propulsion mechanism using natural gas as fuel, and generates power using the hull, a fuel tank accommodated in the hull, and the natural gas in the fuel tank as fuel. A plurality of gas generators, a motor driven by the power generated by the gas generator, and a screw driven by the motor, wherein the plurality of gas generators are distributedly installed in the ship A ship characterized by the above is disclosed.
特許文献１に記載された船舶では、船内スペースを有効利用するために、燃料タンクを前方、後方、右舷、左舷等に分散して配置している。しかしながら、かかる船舶では、燃料タンクが分散しているため燃料の補充が面倒である。また、既存船に燃料タンクを分散配置するスペースを設けることが困難である。さらに、特許文献１に記載された船舶の燃料である天然ガスにはＮＧＨ（天然ガスハイドレート）を使用することを前提としている。そして、燃料として液化天然ガス（ＬＮＧ）を使用すると、−１６２℃の極低温下で製造・貯蔵されるため取り扱いが非常に難しい、タンクの温度上昇によりＬＮＧが少しずつ蒸発してボイルオフガス（ＢＯＧ）が多量に発生する、船舶の停泊中にはＢＯＧを取り除く必要がありコストが増加する等の問題点が指摘されており、これらのＬＮＧの問題点を解決する手段には言及していない。 In the ship described in Patent Document 1, in order to effectively use the space in the ship, the fuel tanks are distributed in the front, rear, starboard, port, and the like. However, in such a ship, since fuel tanks are dispersed, it is troublesome to replenish fuel. In addition, it is difficult to provide a space for distributing fuel tanks on an existing ship. Furthermore, it is assumed that NGH (natural gas hydrate) is used for natural gas, which is the fuel for ships described in Patent Document 1. When liquefied natural gas (LNG) is used as fuel, it is very difficult to handle because it is manufactured and stored at an extremely low temperature of −162 ° C. The LNG evaporates little by little as the tank temperature rises, resulting in boil-off gas (BOG). ) Occurs in large quantities, and it is necessary to remove BOG while the ship is moored, which increases costs, and does not mention any means for solving these LNG problems.
本発明は、上述した問題点に鑑み創案されたものであり、ＬＮＧのような液化ガスであっても船舶の燃料として使用することができ、大気汚染物質の発生が少なく、燃料の補充が容易であり、既存船にも適用可能な液化ガス燃料船及びそのバンカリング方法を提供することを目的とする。 The present invention has been devised in view of the above-described problems, and even a liquefied gas such as LNG can be used as a fuel for a ship, generates less air pollutants, and is easily replenished with fuel. Therefore, an object of the present invention is to provide a liquefied gas fuel ship that can be applied to an existing ship and a bunkering method thereof.
本発明によれば、燃料である液化ガスを貯蔵可能なバンカータンクと、該バンカータンクから自然的に及び強制的に発生される気化ガスを貯蔵可能なバッファタンクを備えた気化ガス処理部と、前記気化ガスを再液化して前記バンカータンクに再戻する再液化装置部と、前記バッファタンクから供給される気化ガスにより駆動されるエンジンと、該エンジンに接続された発電機と、該発電機により生じた電気を駆動源とする電気推進器と、を有し、前記バンカータンク、前記気化ガス処理部及び前記再液化装置部は、ユニット化されて一体に構成されているとともに、前記再液化装置部は、前記バンカータンク内の液化ガスを再冷却する第一熱交換器と、前記バッファタンク内の気化ガスを冷却して液化する第二熱交換器と、前記第一熱交換器及び前記第二熱交換器の冷却源を貯蔵可能な冷却用タンクと、を有することを特徴とする液化ガス燃料船が提供される。
According to the present invention, a bunker tank capable of storing liquefied gas as a fuel, and a vaporized gas processing unit including a buffer tank capable of storing vaporized gas generated naturally and forcibly from the bunker tank, A re-liquefaction unit that re-liquefies the vaporized gas and returns it to the bunker tank, an engine driven by the vaporized gas supplied from the buffer tank, a generator connected to the engine, and the generator has caused an electric propulsor to the electric drive source has a result, the bunker tank, the vaporized gas processing unit and the reliquefaction apparatus unit, together are integrally formed into a unit, the reliquefaction The apparatus section includes a first heat exchanger that recools the liquefied gas in the bunker tank, a second heat exchanger that cools and liquefies the vaporized gas in the buffer tank, and the first heat exchange. And liquefied gas fuel ship and having a cooling tank storable cooling source of the second heat exchanger is provided.
前記気化ガス処理部は、例えば、前記バンカータンク内のボイルオフガスを前記バッファタンクに供給するガスコンプレッサと、前記バンカータンク内の液化ガスをガス化して前記バッファタンクに供給するヒーターと、を有する。 The vaporized gas processing unit includes, for example, a gas compressor that supplies boil-off gas in the bunker tank to the buffer tank, and a heater that gasifies the liquefied gas in the bunker tank and supplies the gas to the buffer tank.
前記エンジンは、ガスエンジン、ディーゼルエンジンを改良したガス化エンジン又はディーゼル燃料と液化ガスの双方を燃焼できるデュアルフューエルエンジンであることが好ましい。また、前記発電機により生じた電気を船内電源及び港内電源として利用可能に構成されていてもよい。 The engine is preferably a gas engine, a gasification engine improved from a diesel engine, or a dual fuel engine capable of burning both diesel fuel and liquefied gas. Moreover, the electricity generated by the generator may be configured to be usable as an onboard power source and a harbor power source.
前記液化ガス燃料船は、通常航海時に用いるサービスモードと、ＢＯＧの発生量がエンジンの気化ガス消費量よりも多い場合に用いるエクセスモードと、ＢＯＧの発生量を抑制するためにバンカータンク内の液化ガスの温度を低下させるクールダウンモードと、前記バンカータンクに液化ガスを供給（バンカリング）する場合に用いるバンカリングモードと、を有し、これらのモードを組み合わせて運航されることが好ましい。 The liquefied gas fuel ship includes a service mode used during normal voyage, an excess mode used when the amount of BOG generated is greater than the amount of gas consumed by the engine, and liquefaction in a bunker tank to suppress the amount of BOG generated. It is preferable to have a cool-down mode in which the temperature of the gas is lowered and a bunkering mode used when liquefied gas is supplied (bunkered) to the bunker tank, and these modes are preferably operated in combination.
また、本発明によれば、燃料である液化ガスを貯蔵可能なバンカータンクと、該バンカータンクから自然的に又は強制的に発生される気化ガスを貯蔵可能なバッファタンクを備えた気化ガス処理部と、前記気化ガスを再液化して前記バンカータンクに再戻する再液化装置部と、前記バッファタンクから供給される気化ガスにより駆動されるエンジンと、該エンジンに接続された発電機と、該発電機により生じた電気を駆動源とする電気推進器と、を有し、前記バンカータンク、前記気化ガス処理部及び前記再液化装置部がユニット化されて一体に構成されているとともに、前記再液化装置部が、前記バンカータンク内の液化ガスを再冷却する第一熱交換器と、前記バッファタンク内の気化ガスを冷却して液化する第二熱交換器と、前記第一熱交換器及び前記第二熱交換器の冷却源を貯蔵可能な冷却用タンクと、を有する液化ガス燃料船のバンカリング方法であって、前記液化ガス燃料船の寄港時に、前記バンカータンクに液化ガスを供給する又はユニットごと交換することにより、前記液化ガス燃料船の燃料を補充する、ことを特徴とする液化ガス燃料船のバンカリング方法が提供される。
Further, according to the present invention, a vaporized gas processing unit comprising a bunker tank capable of storing liquefied gas as fuel and a buffer tank capable of storing vaporized gas naturally or forcibly generated from the bunker tank. A reliquefaction unit that reliquefies the vaporized gas and returns the vaporized gas back to the bunker tank, an engine driven by the vaporized gas supplied from the buffer tank, a generator connected to the engine, It has an electrical propulsion unit for the electricity generated by the generator as a driving source, wherein the bunker tanks, with are integrally formed the vaporizing gas processor and the reliquefaction apparatus portion is unitized, the re A liquefier unit comprising: a first heat exchanger for recooling the liquefied gas in the bunker tank; a second heat exchanger for cooling and liquefying the vaporized gas in the buffer tank; and the first heat And exchanger and the cooling tank storable cooling source of the second heat exchanger, a bunkering method liquefied gas fuel vessel having, when boats of the liquefied gas fuel vessel, liquefied gas into the bunker tank A bunkering method for a liquefied gas fuel ship is provided, wherein the fuel of the liquefied gas fuel ship is replenished by supplying or replacing the unit.
上述した本発明の液化ガス燃料船及びそのバンカリング方法によれば、バッファタンクを備えた気化ガス処理部と、気化ガスを再液化可能な再液化装置部と、を設けたことにより、燃料がＬＮＧであっても容易に取り扱うことができ、ＢＯＧの処理を容易に行うことができる。したがって、ＬＮＧであっても船舶の燃料として使用することができ、大気汚染物質の発生が少ない船舶を提供することができる。また、ＬＮＧタンク等の設備を備えた港であればＬＮＧタンクとバンカータンクを接続することにより燃料を補充することができ、設備が整っていない港であればバンカータンクごと交換することにより燃料を補充することができ、容易に燃料を補充することができる。また、既存船のディーゼルエンジンをガスエンジンに交換又は改造することにより、既存船にも容易に適用することができる。特に、バンカータンク、気化ガス処理部及び再液化装置部をユニット化することにより、燃料の補充や既存船の改造をより容易に行うことができる。 According to the liquefied gas fuel ship and the bunkering method of the present invention described above, the fuel can be obtained by providing the vaporized gas processing unit provided with the buffer tank and the reliquefaction device unit capable of reliquefying the vaporized gas. Even LNG can be handled easily, and BOG processing can be easily performed. Therefore, even if it is LNG, it can be used as a fuel of a ship, and a ship with little generation | occurrence | production of an air pollutant can be provided. In addition, if the port is equipped with facilities such as LNG tanks, the fuel can be replenished by connecting the LNG tank and the bunker tank, and if the port is not equipped, the fuel can be replaced by replacing the entire bunker tank. It can be replenished and fuel can be easily replenished. Moreover, it can be easily applied to an existing ship by replacing or remodeling the diesel engine of the existing ship with a gas engine. In particular, by unitizing the bunker tank, the vaporized gas processing section, and the reliquefaction apparatus section, it is possible to more easily replenish fuel and remodel existing ships.
また、発電機により生じた電気を船内電源のみならず港内電源として利用可能に構成することにより、停泊中にＢＯＧが大量に発生したとしても陸上側に売電等することによりコストの上昇を抑制することができる。 In addition, by configuring the electricity generated by the generator so that it can be used not only as an onboard power source but also as a harbor power source, even if a large amount of BOG is generated during berthing, the increase in costs can be suppressed by selling power to the land side. can do.
以下、本発明の実施形態について図１〜図５を用いて説明する。ここで、図１は、本発明に係る液化ガス燃料船を示す構成図であり、（Ａ）は第一実施形態、（Ｂ）は第二実施形態、である。また、図２は、気化ガス処理部及び再液化装置部を示す詳細構成図である。 Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to FIGS. Here, FIG. 1 is a block diagram showing a liquefied gas fuel ship according to the present invention, in which (A) is a first embodiment and (B) is a second embodiment. FIG. 2 is a detailed configuration diagram showing a vaporized gas processing unit and a reliquefaction device unit.
図１（Ａ）に示すように、本発明の液化ガス燃料船１は、燃料である液化ガスを貯蔵可能なバンカータンク２と、バンカータンク２から自然的に又は強制的に発生される気化ガスを貯蔵可能なバッファタンク３ｔ（図２参照）を備えた気化ガス処理部３と、気化ガスを再液化してバンカータンク２に再戻する再液化装置部４と、バッファタンク３ｔから供給される気化ガスにより駆動されるエンジン５と、エンジン５に接続された発電機６と、発電機６により生じた電気を駆動源とする電気推進器７と、を有する。 As shown in FIG. 1A, a liquefied gas fuel ship 1 according to the present invention includes a bunker tank 2 capable of storing liquefied gas as fuel, and a vaporized gas generated naturally or forcibly from the bunker tank 2. Supplied from the buffer tank 3t, the vaporized gas processing unit 3 provided with a buffer tank 3t (see FIG. 2) capable of storing gas, the reliquefaction unit 4 for reliquefying the vaporized gas and returning it back to the bunker tank 2 It has an engine 5 driven by vaporized gas, a generator 6 connected to the engine 5, and an electric propulsion device 7 that uses electricity generated by the generator 6 as a drive source.
前記液化ガスは、例えば、液化天然ガス（ＬＮＧ）である。したがって、前記バンカータンク２には、ＬＮＧ船等に使用されるＬＮＧタンクをそのまま又は小型化したものが使用することができる。例えば、ＬＮＧの洋上貯蔵技術として実績のある自立角型（ＳＰＢ）タンクを使用すれば、タンク形状の設計自由度が高く船形に適した形状を選定することができる、タンク壁面を破壊する恐れがあるスロッシング（液体の揺れ）に強い構造を有しており、船体とタンクの間に常温の空間が確保されており、点検・保守が容易である等のメリットがある。かかるバンカータンク２の容積は、液化ガス燃料船１の航路が決まっている場合には、航路及び寄港時間等を考慮して設計される。例えば、小型の船舶であれば、１００〜２００ｍ３程度の容積で十分である。 The liquefied gas is, for example, liquefied natural gas (LNG). Therefore, as the bunker tank 2, an LNG tank used for an LNG ship or the like can be used as it is or downsized. For example, if a self-standing square (SPB) tank that has a proven record as an offshore storage technology for LNG is used, the shape of the tank can be selected with a high degree of design freedom, and there is a risk of destroying the tank wall. It has a structure that is strong against certain sloshing (liquid shaking), and has a space at room temperature between the hull and the tank, and has the merit that inspection and maintenance are easy. The volume of the bunker tank 2 is designed in consideration of the route and the port call time when the route of the liquefied gas fuel ship 1 is determined. For example, in the case of a small ship, a volume of about 100 to 200 m 3 is sufficient.
前記気化ガス処理部３は、バンカータンク２内のボイルオフガス（ＢＯＧ）をバッファタンク３ｔに供給するガスコンプレッサ３ｃと、バンカータンク２内の液化ガスをガス化してバッファタンク３ｔに供給するヒーター３ｈと、を有する。また、気化ガス処理部３は、図２に示すように、バンカータンク２内で発生するＢＯＧをバッファタンク３ｔに送るＢＯＧ回収ライン３１と、バンカータンク２内の液化ガスを積極的に気化させてバッファタンク３ｔに送る気化ガス発生ライン３２と、バッファタンク３ｔ内の気化ガスをエンジン５に供給する気化ガス供給ライン３３と、を有する。そして、ガスコンプレッサ３ｃはＢＯＧ回収ライン３１に配置され、ヒーター３ｈは気化ガス発生ライン３２に配置されている。 The vaporized gas processing unit 3 includes a gas compressor 3c that supplies boil-off gas (BOG) in the bunker tank 2 to the buffer tank 3t, and a heater 3h that gasifies the liquefied gas in the bunker tank 2 and supplies it to the buffer tank 3t. Have. Further, as shown in FIG. 2, the vaporized gas processing unit 3 actively vaporizes the BOG recovery line 31 for sending the BOG generated in the bunker tank 2 to the buffer tank 3 t and the liquefied gas in the bunker tank 2. A vaporized gas generation line 32 for sending to the buffer tank 3t and a vaporized gas supply line 33 for supplying the vaporized gas in the buffer tank 3t to the engine 5 are provided. The gas compressor 3 c is disposed in the BOG recovery line 31, and the heater 3 h is disposed in the vaporized gas generation line 32.
ＢＯＧ回収ライン３１は、バンカータンク２の内圧を一定に保ちつつバンカータンク２内で発生したＢＯＧをガスコンプレッサ３ｃにより吸い上げてバッファタンク３ｔに回収するラインである。 The BOG collection line 31 is a line for sucking up the BOG generated in the bunker tank 2 by the gas compressor 3c and collecting it in the buffer tank 3t while keeping the internal pressure of the bunker tank 2 constant.
気化ガス発生ライン３２は、ＢＯＧのみでは気化ガスが不足する場合に、バンカータンク２内の液化ガスをポンプ３２ｐで汲み上げてヒーター３ｈで積極的に気化させ、ヒーター３ｈで発生した気化ガスをバッファタンク３ｔに貯蔵するラインである。なお、図２に示すように、気化ガス発生ライン３２の一部を、後述する再液化装置部４の再冷却ライン４１と共有する場合には、切り換え可能なバルブ３２ｖをライン中に配置してもよい。 The vaporized gas generation line 32 pumps the liquefied gas in the bunker tank 2 with the pump 32p and actively vaporizes it with the heater 3h when the vaporized gas is insufficient with only BOG, and the vaporized gas generated with the heater 3h is buffer tank. It is a line for storing at 3t. As shown in FIG. 2, when a part of the vaporized gas generation line 32 is shared with a recooling line 41 of the reliquefaction unit 4 described later, a switchable valve 32v is arranged in the line. Also good.
気化ガス供給ライン３３は、図１（Ａ）に示したエンジン５に気化ガスを供給するラインであり、各エンジン５側に配置された流量調整バルブ（図示せず）により各エンジン５への供給量が制御される。 The vaporized gas supply line 33 is a line for supplying vaporized gas to the engine 5 shown in FIG. 1 (A), and is supplied to each engine 5 by a flow rate adjusting valve (not shown) arranged on each engine 5 side. The amount is controlled.
前記再液化装置部４は、バンカータンク２内の液化ガスを再冷却する第一熱交換器４ａと、バッファタンク３ｔ内の気化ガスを冷却して液化する第二熱交換器４ｂと、第一熱交換器４ａ及び前記第二熱交換器４ｂの冷却源を貯蔵可能な冷却用タンク４ｃと、を有する。冷却源には、例えば、液体窒素（ＬＮ２）が使用される。また、再液化装置部４は、図２に示すように、バンカータンク２内の液化ガスを再冷却してバンカータンク２内に再戻する再冷却ライン４１と、バッファタンク３ｔ内の気化ガスを液化してバンカータンク２内に再戻する再液化ライン４２と、第一熱交換器４ａ及び第二熱交換器４ｂの冷媒を循環させる冷媒循環ライン４３と、を有する。そして、第一熱交換器４ａは再冷却ライン４１に配置され、第二熱交換器４ｂは再液化ライン４２に配置され、冷却用タンク４ｃは冷媒循環ライン４３に配置されている。 The reliquefaction unit 4 includes a first heat exchanger 4a for recooling the liquefied gas in the bunker tank 2, a second heat exchanger 4b for cooling and liquefying the vaporized gas in the buffer tank 3t, And a cooling tank 4c capable of storing a cooling source of the heat exchanger 4a and the second heat exchanger 4b. For example, liquid nitrogen (LN 2 ) is used as the cooling source. In addition, as shown in FIG. 2, the reliquefaction unit 4 recools the liquefied gas in the bunker tank 2 and returns the liquefied gas in the bunker tank 2 again, and the vaporized gas in the buffer tank 3t. A reliquefaction line 42 for liquefying and returning again to the bunker tank 2 and a refrigerant circulation line 43 for circulating the refrigerant of the first heat exchanger 4a and the second heat exchanger 4b are provided. The first heat exchanger 4 a is disposed in the recooling line 41, the second heat exchanger 4 b is disposed in the reliquefaction line 42, and the cooling tank 4 c is disposed in the refrigerant circulation line 43.
再冷却ライン４１は、バンカータンク２の上層部の液化ガスをポンプ４１ｐで汲み上げて第一熱交換器４ａで過冷却状態にした後、バンカータンク２の下層部に再戻するラインである。液化ガスがＬＮＧの場合には、−１６２〜−１６３℃程度まで第一熱交換器４ａで冷却する。過冷却した液化ガスをバンカータンク２に戻して撹拌するとバンカータンク２内の温度を液化ガスの沸点以下の温度（液化ガスがＬＮＧの場合には、−１６０℃以下の温度）に下げることができ、ＢＯＧの発生を抑制することができる。また、再冷却ライン４１は、バルブ３２ｖを介して気化ガス発生ライン３２から分岐されており、バンカータンク２に接続される液化ガスの取出口を共有化している。なお、バンカータンク２内の温度を均一にするために、再冷却ライン４１の噴出口をバンカータンク２の下面に分散させて対流を発生させたり、バンカータンク２内の液化ガスを掻き混ぜる撹拌器を設置したりしてもよい。 The recooling line 41 is a line in which the liquefied gas in the upper layer portion of the bunker tank 2 is pumped up by the pump 41p and is supercooled by the first heat exchanger 4a and then returned to the lower layer portion of the bunker tank 2. When liquefied gas is LNG, it cools with the 1st heat exchanger 4a to about -162 to -163 degreeC. When the supercooled liquefied gas is returned to the bunker tank 2 and stirred, the temperature in the bunker tank 2 can be lowered to a temperature below the boiling point of the liquefied gas (in the case where the liquefied gas is LNG, it is −160 ° C. or lower). , BOG generation can be suppressed. The recooling line 41 is branched from the vaporized gas generation line 32 via a valve 32v, and shares a liquefied gas outlet connected to the bunker tank 2. In order to make the temperature in the bunker tank 2 uniform, an agitator that disperses the outlets of the recooling line 41 on the lower surface of the bunker tank 2 to generate convection or stirs the liquefied gas in the bunker tank 2. Or may be installed.
再液化ライン４２は、バッファタンク３ｔ内の気化ガスが余剰の場合に再液化してバンカータンク２内に再戻するラインである。停泊中のようにエンジン５の使用率が低い場合にはバッファタンク３ｔ内の気化ガスが余剰となる場合があるため、気化ガスをバルブ４２ｖを介して第二熱交換器４ｂに供給し再液化してバンカータンク２に戻すことにより、バッファタンク３ｔの内圧を一定に維持する。なお、バルブ４２ｖの代わりに、ポンプやガスコンプレッサを使用してもよい。 The reliquefaction line 42 is a line for reliquefying and returning to the bunker tank 2 when the vaporized gas in the buffer tank 3t is excessive. When the usage rate of the engine 5 is low, such as during berthing, the vaporized gas in the buffer tank 3t may become excessive, so the vaporized gas is supplied to the second heat exchanger 4b via the valve 42v and reliquefied. By returning to the bunker tank 2, the internal pressure of the buffer tank 3t is kept constant. A pump or a gas compressor may be used instead of the valve 42v.
冷媒循環ライン４３は、液化ガスの沸点よりも低い温度の冷媒を循環するラインである。例えば、冷却源として液体窒素（ＬＮ２）を使用した場合には、冷媒循環ライン４３は、冷却用タンク４ｃから窒素（Ｎ２）を送り出す第一コンプレッサ４３ａと、第一コンプレッサ４３ａにより送り出された窒素を冷却する第一冷却器４３ｂと、第一冷却器４３ｂの下流に配置された第二コンプレッサ４３ｃと、第二コンプレッサ４３ｃにより送り出された窒素を冷却する第二冷却器４３ｄと、第二コンプレッサ４３ｃにより駆動されるエキスパンダ４３ｅと、を有する。エキスパンダ４３ｅは送られた窒素を膨張させて温度を低下させる機能を有する。また、エキスパンダ４３ｅを通過した窒素は、第二熱交換器４ｂ及び第一熱交換器４ａを通過して冷却用タンク４ｃに戻され、冷却用タンク４ｃ内で冷却されて液体窒素として貯蔵される。 The refrigerant circulation line 43 is a line for circulating a refrigerant having a temperature lower than the boiling point of the liquefied gas. For example, when liquid nitrogen (LN 2 ) is used as a cooling source, the refrigerant circulation line 43 is sent out by the first compressor 43 a that sends out nitrogen (N 2 ) from the cooling tank 4 c and the first compressor 43 a. A first cooler 43b for cooling nitrogen, a second compressor 43c arranged downstream of the first cooler 43b, a second cooler 43d for cooling nitrogen sent out by the second compressor 43c, and a second compressor And an expander 43e driven by 43c. The expander 43e has a function of expanding the sent nitrogen to lower the temperature. The nitrogen that has passed through the expander 43e passes through the second heat exchanger 4b and the first heat exchanger 4a, is returned to the cooling tank 4c, is cooled in the cooling tank 4c, and is stored as liquid nitrogen. The
前記エンジン５は、気化ガスにより作動可能なガスエンジンであり、図１（Ａ）に示すように、複数のエンジン５が配置される。ここでは、２台のエンジン５を図示したが、３台以上のエンジン５を配置してもよい。また、既存船を改良する場合には、ディーゼルエンジン本体をガスエンジンに交換してもよいし、ディーゼルエンジンにガスインジェクションを取り付けてガス化エンジンに改良してもよい。 The engine 5 is a gas engine that can be operated by vaporized gas, and a plurality of engines 5 are arranged as shown in FIG. Although two engines 5 are illustrated here, three or more engines 5 may be arranged. Moreover, when improving an existing ship, a diesel engine main body may be replaced | exchanged for a gas engine, and a gas injection may be attached to a diesel engine and it may improve to a gasification engine.
前記発電機６は、各エンジン５の作動により回転され発電する機器であり、各エンジン５に配置される。発電機６により発電された電気は、配電盤８を介して電気が必要な箇所に送電される。例えば、かかる電気は、船内の電気機器に使用する船内電源として利用されたり、船内に配置された別の配電盤９に送電されて利用されたり、電気推進器７の電源として利用されたりする。配電盤９に送電された電気は、例えば、気化ガス処理部３、再液化装置部４及びその他の船内機器の電源として利用される。また、配電盤８，９には、電気を貯蓄可能な蓄電池等を接続してもよいし、陸上側の電気機器や配電盤と接続可能な接続口を設けておいて寄港時に港内電源として利用するようにしてもよい。 The generator 6 is a device that rotates and generates power by the operation of each engine 5, and is disposed in each engine 5. The electricity generated by the generator 6 is transmitted to a place where electricity is required via the switchboard 8. For example, such electricity is used as an onboard power source used for electrical equipment on the ship, transmitted to another switchboard 9 arranged on the ship, or used as a power source for the electric propulsion unit 7. The electricity transmitted to the switchboard 9 is used as a power source for the vaporized gas processing unit 3, the reliquefaction device unit 4, and other inboard devices, for example. In addition, a storage battery or the like that can store electricity may be connected to the switchboards 8 and 9, or a connection port that can be connected to a landside electrical device or switchboard is provided so that it can be used as a power source for a port when calling. It may be.
前記電気推進器７は、発電機６により発電された電気により駆動される電動モータ７ｍと、電動モータ７ｍの駆動により回転されるスクリュー７ｓと、を有する。電気推進器７は、図示した構成に限られず、スクリュー７ｓを水平方向に回動可能に構成したポッド型電気推進器であってもよいし、スクリュー７ｓに二重反転プロペラを採用してもよい。 The electric propulsion unit 7 includes an electric motor 7m that is driven by electricity generated by the generator 6, and a screw 7s that is rotated by driving the electric motor 7m. The electric propulsion unit 7 is not limited to the illustrated configuration, and may be a pod type electric propulsion unit configured such that the screw 7s can be rotated in the horizontal direction, or a contra-rotating propeller may be employed for the screw 7s. .
上述した液化ガス燃料船によれば、バッファタンク３ｔを備えた気化ガス処理部３と、気化ガスを再液化可能な再液化装置部４と、を設けたことにより、燃料がＬＮＧであっても容易に取り扱うことができ、ＢＯＧの処理を容易に行うことができる。したがって、ＬＮＧであっても船舶の燃料として使用することができ、大気汚染物質の発生が少ない船舶を提供することができる。 According to the liquefied gas fuel ship described above, by providing the vaporized gas processing unit 3 including the buffer tank 3t and the reliquefaction device unit 4 capable of reliquefying the vaporized gas, even if the fuel is LNG. It can be handled easily and BOG processing can be easily performed. Therefore, even if it is LNG, it can be used as a fuel of a ship, and a ship with little generation | occurrence | production of an air pollutant can be provided.
ここで、一般的な船舶の燃料である重油と液化ガスである液化天然ガス（ＬＮＧ）との大気汚染物質の発生量について説明する。大気汚染物質として、二酸化炭素（ＣＯ２）、窒素酸化物（ＮＯｘ）、硫黄酸化物（ＳＯｘ）、微粉末物質（ＰＭ）を例に挙げる。 Here, the amount of atmospheric pollutants generated from heavy oil, which is a common ship fuel, and liquefied natural gas (LNG), which is a liquefied gas, will be described. Examples of air pollutants include carbon dioxide (CO 2 ), nitrogen oxides (NOx), sulfur oxides (SOx), and fine powder substances (PM).
ＣＯ２の発生量は、重油：１００に対してＬＮＧ：約７０程度である。したがって、ＬＮＧを燃料として使用することにより３０％のＣＯ２を低減することができる。近年では地球温暖化防止が急務であり、重油炊きの船舶を本発明の液化ガス燃料船１に切り換えることによりＣＯ２を約３０％も低減することができることは注目に値する。 The generation amount of CO 2 is about 70 for LNG with respect to 100 for heavy oil. Therefore, 30% of CO 2 can be reduced by using LNG as fuel. In recent years, prevention of global warming is an urgent issue, and it is worth noting that CO 2 can be reduced by about 30% by switching a heavy oil-burning ship to the liquefied gas fuel ship 1 of the present invention.
ＮＯｘの発生量は、重油：１００に対してＬＮＧ：約１０程度である。したがって、ＬＮＧを燃料として使用することにより約９０％のＮＯｘを低減することができる。ＮＯｘを所定量低減できない場合に課税される国やＮＯｘを低減したことにより優遇措置を受けられる国も存在しており、これらの国においてはコストの低減も図ることができる。また、重油炊きの船舶でＮＯｘを低減しようとした場合には付加設備が必要であり、触媒を使用した場合にはメンテナンスや交換にコストが発生し、尿素を使用した場合にはコストが嵩む等の課題が生ずるが、本発明の液化ガス燃料船１ではこれらの課題は発生しない。 The amount of NOx generated is about LNG: about 10 for heavy oil: 100. Therefore, about 90% of NOx can be reduced by using LNG as fuel. There are countries that are taxed when NOx cannot be reduced by a predetermined amount, and there are countries that can receive preferential treatment by reducing NOx. In these countries, costs can be reduced. In addition, additional equipment is required when trying to reduce NOx on heavy oil-burning vessels, costs are incurred for maintenance and replacement when a catalyst is used, and costs are increased when urea is used. However, these problems do not occur in the liquefied gas fuel ship 1 of the present invention.
また、ＳＯｘの発生量は、燃料油中に含まれる硫黄分に比例する。ＬＮＧには通常硫黄分は含まれないので、ＳＯｘの発生量は、重油：１００に対してＬＮＧ：０となる。また、ＰＭの発生量は重油：１００に対してＬＮＧ：約１０程度である。したがって、燃料としてＬＮＧを使用すれば劇的にＳＯｘやＰＭを低減することができる。また、残渣油を燃料とする場合、船内で前処理を行うが、その際にスラッジが発生するため、寄港時にスラッジを陸揚げして処理する必要がある。しかし、ＬＮＧを燃料とした場合には、かかる前処理が必要なく、船上で発生するスラッジを無くすことができる。 Further, the amount of SOx generated is proportional to the sulfur content contained in the fuel oil. Since LNG usually does not contain sulfur, the amount of SOx generated is LNG = 0 with respect to heavy oil: 100. Further, the amount of PM generated is about LNG: about 10 with respect to heavy oil: 100. Therefore, if LNG is used as the fuel, SOx and PM can be dramatically reduced. In addition, when residual oil is used as fuel, pre-treatment is performed on the ship, and sludge is generated at that time. Therefore, it is necessary to dispose of sludge when landing at the port. However, when LNG is used as fuel, such pretreatment is not required, and sludge generated on the ship can be eliminated.
次に、上述した液化ガス燃料船１のオペレーションについて説明する。液化ガス燃料船１のオペレーションには、（１）サービスモード、（２）エクセスモード、（３）クールダウンモード、（４）バンカリングモード、を設定する。なお、これらのオペレーションモードは単なる一例であり、これらに限定されるものではない。 Next, the operation of the above-described liquefied gas fuel ship 1 will be described. In the operation of the liquefied gas fuel ship 1, (1) service mode, (2) excess mode, (3) cool-down mode, and (4) bunkering mode are set. Note that these operation modes are merely examples, and the present invention is not limited to these modes.
（１）サービスモード
サービスモードは、通常の運航時に用いるモードである。具体的には、ＢＯＧ回収ライン３１を使用して、ＢＯＧをガスコンプレッサ３ｃによりバッファタンク３ｔへ移送する。その際、バンカータンク２の内圧をモニタリングしながらガスコンプレッサ３ｃの発停を制御する。また、エンジン５の気化ガス消費量が多く、ＢＯＧでは気化ガスが不足する場合には、気化ガス発生ライン３２を使用して、バンカータンク２からポンプ３２ｐにより液化ガスをヒーター３ｈに送って気化させる。
(1) Service mode The service mode is a mode used during normal operation. Specifically, using the BOG recovery line 31, BOG is transferred to the buffer tank 3t by the gas compressor 3c. At that time, the start / stop of the gas compressor 3c is controlled while monitoring the internal pressure of the bunker tank 2. Further, when the vaporized gas consumption of the engine 5 is large and the vaporized gas is insufficient in BOG, the vaporized gas generation line 32 is used to send vaporized gas from the bunker tank 2 to the heater 3h by the pump 32p. .
（２）エクセスモード
エクセスモードは、ＢＯＧの発生量がエンジン５の気化ガス消費量よりも多くなってきた場合に用いるモードである。具体的には、バンカータンク２の内圧が所定の閾値以上に上昇しないように、ＢＯＧ回収ライン３１を使用して、ガスコンプレッサ３ｃによりＢＯＧをバッファタンク３ｔへ移送する。また、バッファタンク３ｔの内圧が所定の閾値以上に上昇しないように、再液化ライン４２を使用して、バッファタンク３ｔ内のＢＯＧを再液化してバンカータンク２へ戻す。
(2) Excess mode The excess mode is a mode used when the amount of BOG generated is greater than the vaporized gas consumption of the engine 5. Specifically, the BOG recovery line 31 is used to transfer the BOG to the buffer tank 3t by the gas compressor 3c so that the internal pressure of the bunker tank 2 does not rise above a predetermined threshold. Further, the reliquefaction line 42 is used to reliquefy the BOG in the buffer tank 3t and return it to the bunker tank 2 so that the internal pressure of the buffer tank 3t does not rise above a predetermined threshold.
（３）クールダウンモード
クールダウンモードは、ＢＯＧの発生量を抑制するためにバンカータンク２内の液化ガスの温度を低下させるモードである。具体的には、再冷却ライン４１を使用して、バンカータンク２の上層部の液化ガスを再冷却してバンカータンク２の下層部へ戻す。
(3) Cool-down mode The cool-down mode is a mode in which the temperature of the liquefied gas in the bunker tank 2 is lowered in order to suppress the amount of BOG generated. Specifically, using the recooling line 41, the liquefied gas in the upper layer of the bunker tank 2 is recooled and returned to the lower layer of the bunker tank 2.
（４）バンカリングモード
バンカリングモードは、バンカリング時のようにエンジン５の気化ガス消費量が少なくバンカータンク２においてBOGの発生が多い場合に用いるモードである。具体的には、エクセスモードとクールダウンモードを併用する。すなわち、バンカータンク２の内圧が所定の閾値以上に上昇しないように、ＢＯＧ回収ライン３１を使用して、ガスコンプレッサ３ｃによりＢＯＧをバッファタンク３ｔへ移送し、バッファタンク３ｔの内圧が所定の閾値以上に上昇しないように、再液化ライン４２を使用して、バッファタンク３ｔ内のＢＯＧを再液化してバンカータンク２へ戻す。更に、ＢＯＧの発生量を抑制するために、再冷却ライン４１を使用して、バンカータンク２の上層部の液化ガスを再冷却してバンカータンク２の下層部へ戻す。
(4) Bunkering mode The bunkering mode is a mode used when the amount of vaporized gas consumed by the engine 5 is small and the occurrence of BOG in the bunker tank 2 is large as in bunkering. Specifically, the excess mode and cool down mode are used together. That is, the BOG recovery line 31 is used to transfer the BOG to the buffer tank 3t by the gas compressor 3c so that the internal pressure of the bunker tank 2 does not rise above the predetermined threshold value, and the internal pressure of the buffer tank 3t exceeds the predetermined threshold value. The BOG in the buffer tank 3t is reliquefied and returned to the bunker tank 2 using the reliquefaction line 42 so as not to rise. Furthermore, in order to suppress the amount of BOG generated, the recooling line 41 is used to recool the liquefied gas in the upper layer of the bunker tank 2 and return it to the lower layer of the bunker tank 2.
上述したオペレーションモードを予め切替可能に設定しておけば、例えば、停泊中はサービスモード又はエクセスモードを適用し、航海中はサービスモードを適用し、バンカリング直前はクールダウンモードを適用し、バンカリング時はバンカリングモードを適用することにより、効率のよい運航を実現することができる。なお、オペレーションモードの切替は手動であってもよいし、コンピュータを使用して処理するようにしてもよい。 If the operation mode described above is set to be switchable in advance, for example, the service mode or the excess mode is applied during berthing, the service mode is applied during voyage, the cool down mode is applied immediately before bunkering, and the bunker Efficient operation can be realized by applying the bunkering mode during the ring. The operation mode may be switched manually or may be processed using a computer.
次に、本発明に係る液化ガス燃料船の第二実施形態について説明する。図１（Ｂ）に示した第二実施形態の液化ガス燃料船１は、バンカータンク２、気化ガス処理部３及び再液化装置部４をユニット化して一体に構成したものである。なお、その他の構成については、図１（Ａ）に示した第一実施形態と同じであるため、ここでは重複する構成部品についての詳細な説明を省略する。 Next, a second embodiment of the liquefied gas fuel ship according to the present invention will be described. The liquefied gas fuel ship 1 according to the second embodiment shown in FIG. 1B is configured by unitizing a bunker tank 2, a vaporized gas processing unit 3, and a reliquefaction device unit 4. Since the other configuration is the same as that of the first embodiment shown in FIG. 1A, detailed description of overlapping components is omitted here.
図１（Ｂ）に示すように、第二実施形態の液化ガス燃料船１は、バンカータンク２、気化ガス処理部３、再液化装置部４及び配電盤９を一体化した液化ガスユニット１０を有している。液化ガスユニット１０は、例えば、液化ガス燃料船１の積荷であるコンテナと同形状に設計すれば、コンテナと同様にクレーン等で容易に液化ガス燃料船１に積み込むことができる。したがって、本発明の液化ガス燃料船を新造する場合や既存船を改造する場合であっても、特別なスペースを準備する必要がなく、コンテナ積載スペース等に液化ガスユニット１０を積み込んで配管等の手配をするだけで容易に液化ガス燃料船を製造（改造を含む）することができる。また、デッキ上に液化ガスユニット１０を配置することができれば様々な船種に対して本発明を実施することが可能である。 As shown in FIG. 1 (B), the liquefied gas fuel ship 1 of the second embodiment has a liquefied gas unit 10 in which a bunker tank 2, a vaporized gas processing unit 3, a reliquefaction device unit 4, and a switchboard 9 are integrated. doing. For example, if the liquefied gas unit 10 is designed to have the same shape as the container that is the cargo of the liquefied gas fuel ship 1, it can be easily loaded into the liquefied gas fuel ship 1 with a crane or the like in the same manner as the container. Therefore, even when a liquefied gas fuel ship of the present invention is newly built or when an existing ship is remodeled, it is not necessary to prepare a special space, and the liquefied gas unit 10 is loaded into a container loading space or the like. A liquefied gas fuel ship can be easily manufactured (including remodeling) simply by making arrangements. Moreover, if the liquefied gas unit 10 can be arrange | positioned on a deck, it is possible to implement this invention with respect to various ship types.
ここで、図３は、液化ガスユニットを示す構成図である。なお、配管に関しては図を省略してある。図３に示すように、液化ガスユニット１０は、例えば、鋼板により形成された矩形形状の容器内に集約されている。 Here, FIG. 3 is a block diagram showing the liquefied gas unit. Note that illustration of piping is omitted. As illustrated in FIG. 3, the liquefied gas unit 10 is collected in a rectangular container formed of, for example, a steel plate.
液化ガスユニット１０の内部は、図３に示すように、左から順に、タンク室１００、第一区画室１０１、第二区画室１０２に分割されている。タンク室１００にはバンカータンク２が配置されており、その周囲に断熱材２１が配置されている。また、第一区画室１０１と第二区画室１０２とは、バルクヘッド１１により仕切られており、それぞれの機器から発生する熱が互いに影響しないように構成されている。 The interior of the liquefied gas unit 10 is divided into a tank chamber 100, a first compartment 101, and a second compartment 102 in order from the left, as shown in FIG. A bunker tank 2 is disposed in the tank chamber 100, and a heat insulating material 21 is disposed around the bunker tank 2. The first compartment 101 and the second compartment 102 are partitioned by the bulkhead 11 so that heat generated from each device does not affect each other.
第一区画室１０１には、気化ガス処理部３を構成するバッファタンク３ｔ、ガスコンプレッサ３ｃ、ヒーター３ｈ、ポンプ３２ｐ等が配置されている。また、第一区画室１０１には、再液化装置部４の一部を構成する第一熱交換器４ａ及び第二熱交換器４ｂが配置されている。第一熱交換器４ａ及び第二熱交換器４ｂには、バンカータンク２内の液化ガス又はバッファタンク３ｔ内の気化ガスが供給されることから、気化ガス処理部３と一緒に第一区画室１０１に配置されている。また、バッファタンク３ｔからエンジン５に気化ガスを供給する気化ガス供給ライン３３は、第一区画室１０１の側壁から外部に気化ガスを排出することができるように構成されている。 In the first compartment 101, a buffer tank 3t, a gas compressor 3c, a heater 3h, a pump 32p and the like constituting the vaporized gas processing unit 3 are arranged. In the first compartment 101, a first heat exchanger 4a and a second heat exchanger 4b that constitute a part of the reliquefaction device section 4 are arranged. Since the liquefied gas in the bunker tank 2 or the vaporized gas in the buffer tank 3t is supplied to the first heat exchanger 4a and the second heat exchanger 4b, the first compartment chamber together with the vaporized gas processing unit 3 is supplied. 101. The vaporized gas supply line 33 that supplies vaporized gas from the buffer tank 3t to the engine 5 is configured to be able to discharge vaporized gas from the side wall of the first compartment 101 to the outside.
第二区画室１０２には、再液化装置部４の一部を構成する冷却用タンク４ｃ、第一コンプレッサ４３ａ、第一冷却器４３ｂ、第二コンプレッサ４３ｃ、第二冷却器４３ｄ、エキスパンダ４３ｅ、配電盤９等が配置されている。第一熱交換器４ａ及び第二熱交換器４ｂに冷媒を供給する配管は、バルクヘッド１１を貫通させて配置すればよい。また、第一冷却器４３ｂ及び第二冷却器４３ｄに冷却水を供給する配管は、第二区画室１０２の側壁から内部に冷却水を供給することができるように構成されている。また、配電盤９には、発電機６により発電された電気を直接又は配電盤８を介して受け取る接続口、陸上発電設備より受け取った電気を気化ガス処理部３及び再液化装置部４を構成する機器に分配する接続口、受け取った電気を船内電源として及び配電盤８を介して受け取った電力を港内電源として（売電）利用可能に分配する接続口等が配置されている。 In the second compartment 102, a cooling tank 4c that constitutes a part of the reliquefaction unit 4, a first compressor 43a, a first cooler 43b, a second compressor 43c, a second cooler 43d, an expander 43e, A switchboard 9 and the like are arranged. The piping for supplying the refrigerant to the first heat exchanger 4a and the second heat exchanger 4b may be disposed through the bulkhead 11. The piping for supplying the cooling water to the first cooler 43 b and the second cooler 43 d is configured to be able to supply the cooling water from the side wall of the second compartment 102 to the inside. In addition, the switchboard 9 has a connection port for receiving electricity generated by the generator 6 directly or via the switchboard 8, and equipment that constitutes the vaporized gas processing unit 3 and the reliquefaction unit 4 for the electricity received from the onshore power generation facility A connection port that distributes the received electricity as an onboard power source and an electric power received via the switchboard 8 as a port power source (power sale) is arranged.
続いて、上述した液化ガス燃料船１のバンカリング方法について説明する。ここで、図４は、本発明に係る液化ガス燃料船のバンカリング方法を示す図であり、（Ａ）は液化ガス燃料船が寄港した状態、（Ｂ）は液化ガスユニットを取り外した状態、（Ｃ）は新しい液化ガスユニットを準備した状態、（Ｄ）は新しい液化ガスユニットを積み込んだ状態、を示している。 Next, a bunkering method for the liquefied gas fuel ship 1 described above will be described. Here, FIG. 4 is a diagram showing a liquefied gas fuel ship bunkering method according to the present invention, (A) is a state where the liquefied gas fuel ship is called, (B) is a state where the liquefied gas unit is removed, (C) shows a state where a new liquefied gas unit is prepared, and (D) shows a state where a new liquefied gas unit is loaded.
図４（Ａ）に示す液化ガス燃料船１は、液化ガスユニット１０を搭載した第二実施形態の液化ガス燃料船１である。今、液化ガス燃料船１が、燃料である液化ガスを補充する港１２に寄港したものとする。そして、液化ガスユニット１０を新しい液化ガスユニット１０ｎに交換することにより、液化ガスを補充する場合について説明する。 The liquefied gas fuel ship 1 shown in FIG. 4A is the liquefied gas fuel ship 1 of the second embodiment on which the liquefied gas unit 10 is mounted. It is assumed that the liquefied gas fuel ship 1 has called at the port 12 where the liquefied gas as fuel is replenished. And the case where liquefied gas is replenished by replacing | exchanging the liquefied gas unit 10 for the new liquefied gas unit 10n is demonstrated.
まず、液化ガスユニット１０を取り外すことができるように、液化ガスユニット１０に接続されている配管やケーブルを取り外す。このとき、気化ガスや液化ガスが外部に漏洩しないように、必要な箇所のバルブを締めたり、配管接続口をマスキングしたりする。そして、液化ガスユニット１０上のコンテナ等を移動させてから、図４（Ｂ）に示すように、液化ガスユニット１０を港１２側にクレーン等を利用して移動させる。液化ガス燃料船１から取り外した液化ガスユニット１０は、液化ガスをバンカータンク２に補充することにより再利用することができるため、必要な設備が整った場所に回収され、液化ガスの補充及び他の機器のメンテナンスを行う。 First, piping and cables connected to the liquefied gas unit 10 are removed so that the liquefied gas unit 10 can be removed. At this time, in order to prevent the vaporized gas or the liquefied gas from leaking to the outside, a valve at a necessary location is tightened or the pipe connection port is masked. And after moving the container etc. on the liquefied gas unit 10, the liquefied gas unit 10 is moved to the port 12 side using a crane etc., as shown in FIG.4 (B). Since the liquefied gas unit 10 removed from the liquefied gas fuel ship 1 can be reused by replenishing the liquefied gas into the bunker tank 2, the liquefied gas unit 10 is recovered in a place where necessary facilities are prepared, and the liquefied gas is replenished and others. Maintenance of the equipment.
そして、図４（Ｃ）に示すように、港１２側で新しい液化ガスユニット１０ｎを準備する。この液化ガスユニット１０ｎは、新規ユニット又はリサイクルユニットのいずれであってもよいが、バンカリングの時間を短縮するために予め港１２側で用意しておくことが好ましい。停泊時間が長く、かつ港１２に液化ガスをバンカータンク２に補充することができる設備が整っている場合には、取り外した液化ガスユニット１０に液化ガスを補充したものを新しい液化ガスユニット１０ｎとして使用してもよい。 Then, as shown in FIG. 4C, a new liquefied gas unit 10n is prepared on the port 12 side. The liquefied gas unit 10n may be either a new unit or a recycle unit, but is preferably prepared in advance on the port 12 side in order to shorten the bunkering time. When the berthing time is long and the port 12 is equipped with facilities capable of replenishing the bunker tank 2 with the liquefied gas, the replenished liquefied gas unit 10 is replaced with a new liquefied gas unit 10n. May be used.
新しい液化ガスユニット１０ｎの準備ができたら、図４（Ｄ）に示すように、クレーン等を利用して液化ガス燃料船１に液化ガスユニット１０ｎを積み込み、配管やケーブル等を接続する。このように液化ガスユニット１０を搭載した液化ガス燃料船１では、液化ガスユニットごと交換することにより燃料を補充することができ、液化ガスの貯蔵タンクや補充設備が整っていない港１２であっても、新しい液化ガスユニット１０ｎを別途準備しておくことにより、容易に燃料の補充を行うことができる。 When the new liquefied gas unit 10n is ready, as shown in FIG. 4D, the liquefied gas unit 10n is loaded on the liquefied gas fuel ship 1 using a crane or the like, and pipes, cables, and the like are connected. Thus, in the liquefied gas fuel ship 1 equipped with the liquefied gas unit 10, the fuel can be replenished by exchanging the liquefied gas unit, and the liquefied gas storage tank and replenishment facilities are not provided in the port 12. However, by separately preparing a new liquefied gas unit 10n, the fuel can be easily replenished.
次に、上述した液化ガス燃料船１の他のバンカリング方法について説明する。ここで、図５は、本発明に係る液化ガス燃料船の他のバンカリング方法を示す図であり、（Ａ）は第一実施形態に示した液化ガス燃料船に燃料を補充する方法、（Ｂ）は第二実施形態に示した液化ガス燃料船に燃料を補充する方法、（Ｃ）は第一実施形態に示した液化ガス燃料船のバンカータンクを交換して燃料を補充する方法、を示している。 Next, another bunkering method for the liquefied gas fuel ship 1 described above will be described. Here, FIG. 5 is a view showing another bunkering method of the liquefied gas fuel ship according to the present invention, and (A) is a method for replenishing the liquefied gas fuel ship shown in the first embodiment, B) is a method of replenishing fuel to the liquefied gas fuel ship shown in the second embodiment, and (C) is a method of replenishing fuel by replacing the bunker tank of the liquefied gas fuel ship shown in the first embodiment. Show.
図５（Ａ）に示す液化ガス燃料船１は、第一実施形態の液化ガス燃料船１である。今、液化ガス燃料船１が、燃料である液化ガスを補充する港１２に寄港したものとする。そして、港１２には液化ガスの貯蔵タンク１３及び補充設備が整っているものとする。かかる港１２においては、貯蔵タンク１３と液化ガス燃料船１のバンカータンク２を配管で接続することにより燃料である液化ガスを補充することができる。 A liquefied gas fuel ship 1 shown in FIG. 5A is the liquefied gas fuel ship 1 of the first embodiment. It is assumed that the liquefied gas fuel ship 1 has called at the port 12 where the liquefied gas as fuel is replenished. The port 12 is assumed to be equipped with a storage tank 13 for liquefied gas and replenishment facilities. In such a port 12, the storage tank 13 and the bunker tank 2 of the liquefied gas fuel ship 1 can be connected by piping to replenish liquefied gas as fuel.
図５（Ｂ）に示す液化ガス燃料船１は、液化ガスユニット１０を搭載した第二実施形態の液化ガス燃料船１である。かかる液化ガス燃料船１であっても、港１２に液化ガスの貯蔵タンク１３及び補充設備が整っている場合には、液化ガスユニット１０を交換することなく、貯蔵タンク１３と液化ガス燃料船１のバンカータンク２を配管で接続することにより燃料である液化ガスを補充することができる。 A liquefied gas fuel ship 1 shown in FIG. 5 (B) is the liquefied gas fuel ship 1 of the second embodiment on which the liquefied gas unit 10 is mounted. Even if the liquefied gas fuel ship 1 is provided with a liquefied gas storage tank 13 and replenishment facilities at the port 12, the storage tank 13 and the liquefied gas fuel ship 1 can be replaced without replacing the liquefied gas unit 10. By connecting the bunker tank 2 with a pipe, the liquefied gas as fuel can be replenished.
図５（Ｃ）に示す液化ガス燃料船１は、第一実施形態の液化ガス燃料船１である。今、液化ガス燃料船１が、燃料である液化ガスを補充する港１２に寄港したものとする。そして、港１２には液化ガスの貯蔵タンク及び補充設備が整っていないものとする。かかる港１２においては、液化ガス燃料船１のバンカータンク２を港１２に準備された新しいバンカータンク２ｎに交換することにより燃料である液化ガスを補充することができる。かかるバンカリング方法を使用する場合には、バンカータンク２，２ｎにスロッシングに強いＳＰＢタンクを使用することが好ましい。具体的には、バンカータンク２に接続された配管等を取り外し、クレーン等によりバンカータンク２を港１２側に移動し、新しいバンカータンク２ｎを液化ガス燃料船１に積み込み、配管等の接続を行う。なお、港１２に液化ガスをバンカータンク２に補充することができる設備が整っている場合には、取り外したバンカータンク２に液化ガスを補充したものを再度積み込むようにしてもよい。 A liquefied gas fuel ship 1 shown in FIG. 5C is the liquefied gas fuel ship 1 of the first embodiment. It is assumed that the liquefied gas fuel ship 1 has called at the port 12 where the liquefied gas as fuel is replenished. The port 12 is not equipped with a liquefied gas storage tank and replenishment facilities. In such a port 12, the liquefied gas as fuel can be replenished by replacing the bunker tank 2 of the liquefied gas fuel ship 1 with a new bunker tank 2 n prepared in the port 12. When such a bunkering method is used, it is preferable to use SPB tanks that are resistant to sloshing as the bunker tanks 2 and 2n. Specifically, the piping connected to the bunker tank 2 is removed, the bunker tank 2 is moved to the port 12 side by a crane or the like, and a new bunker tank 2n is loaded on the liquefied gas fuel ship 1 to connect the piping and the like. . In addition, when the facility which can replenish liquefied gas to the bunker tank 2 is prepared in the port 12, you may make it load again what replenished liquefied gas to the removed bunker tank 2. FIG.
本発明は上述した実施形態に限定されず、ＬＮＧ以外の液化ガス（例えば、ＬＰＧ等）であっても本発明の液化ガス燃料船１の燃料として使用することができる等、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で種々変更が可能であることは勿論である。 The present invention is not limited to the above-described embodiments, and even if a liquefied gas other than LNG (for example, LPG) can be used as the fuel of the liquefied gas fuel ship 1 of the present invention, the gist of the present invention is achieved. Of course, various changes can be made without departing from the scope.
１ 液化ガス燃料船
２，２ｎ バンカータンク
３ 気化ガス処理部
３ｔ バッファタンク
３ｃ ガスコンプレッサ
３ｈ ヒータ
４ 再液化装置部
４ａ 第一熱交換器
４ｂ 第二熱交換器
４ｃ 冷却用タンク
５ エンジン
６ 発電機
７ 電気推進器
７ｍ 電動モータ
７ｓ スクリュー
８，９ 配電盤
１０，１０ｎ 液化ガスユニット
１１ バルクヘッド
１２ 港
１３ 貯蔵タンク
２１ 断熱材
３１ ＢＯＧ回収ライン
３２ 気化ガス発生ライン
３２ｐ ポンプ
３２ｖ バルブ
３３ 気化ガス供給ライン
４１ 再冷却ライン
４１ｐ ポンプ
４２ 再液化ライン
４２ｖ バルブ
４３ 循環ライン
４３ａ 第一コンプレッサ
４３ｂ 第一冷却器
４３ｃ 第二コンプレッサ
４３ｄ 第二冷却器
４３ｅ エキスパンダ
１００ タンク室
１０１ 第一区画室
１０２ 第二区画室
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Liquefied gas fuel ship 2,2n Bunker tank 3 Vaporized gas processing part 3t Buffer tank 3c Gas compressor 3h Heater 4 Reliquefaction apparatus part 4a 1st heat exchanger 4b 2nd heat exchanger 4c Cooling tank 5 Engine 6 Generator 7 Electric propulsion device 7m Electric motor 7s Screw 8,9 Switchboard 10,10n Liquefied gas unit 11 Bulkhead 12 Port 13 Storage tank 21 Heat insulating material 31 BOG recovery line 32 Vaporized gas generation line 32p Pump 32v Valve 33 Vaporized gas supply line 41 Recooling Line 41p Pump 42 Reliquefaction line 42v Valve 43 Circulation line 43a First compressor 43b First cooler 43c Second compressor 43d Second cooler 43e Expander 100 Tank chamber 101 First compartment 102 Second compartment
Claims (6)
前記バンカータンク、前記気化ガス処理部及び前記再液化装置部は、ユニット化されて一体に構成されているとともに、
前記再液化装置部は、前記バンカータンク内の液化ガスを再冷却する第一熱交換器と、前記バッファタンク内の気化ガスを冷却して液化する第二熱交換器と、前記第一熱交換器及び前記第二熱交換器の冷却源を貯蔵可能な冷却用タンクと、
を有することを特徴とする液化ガス燃料船。 A bunker tank capable of storing liquefied gas as a fuel, a vaporized gas processing unit including a buffer tank capable of storing vaporized gas generated naturally and forcibly from the bunker tank, and reliquefying the vaporized gas Then, the reliquefaction device unit that returns to the bunker tank, the engine driven by the vaporized gas supplied from the buffer tank, the generator connected to the engine, and the electricity generated by the generator are driven. An electric propulsion device as a source,
The bunker tank, the vaporized gas processing unit, and the reliquefaction device unit are unitized and configured integrally ,
The reliquefaction unit includes a first heat exchanger for recooling the liquefied gas in the bunker tank, a second heat exchanger for cooling and liquefying the vaporized gas in the buffer tank, and the first heat exchange. And a cooling tank capable of storing a cooling source for the second heat exchanger,
The liquefied gas fuel ship characterized by having .
前記液化ガス燃料船の寄港時に、前記バンカータンクに液化ガスを供給する又はユニットごと交換することにより、前記液化ガス燃料船の燃料を補充する、ことを特徴とする液化ガス燃料船のバンカリング方法。
A bunker tank capable of storing liquefied gas as a fuel, a vaporized gas processing unit including a buffer tank capable of storing vaporized gas generated naturally and forcibly from the bunker tank, and reliquefying the vaporized gas Then, the reliquefaction device unit that returns to the bunker tank, the engine driven by the vaporized gas supplied from the buffer tank, the generator connected to the engine, and the electricity generated by the generator are driven. The bunker tank, the vaporized gas processing unit, and the reliquefaction device unit are integrated into a unitary structure, and the reliquefaction device unit includes the bunker tank. A first heat exchanger for re-cooling the liquefied gas in the inside, a second heat exchanger for cooling and liquefying the vaporized gas in the buffer tank, the first heat exchanger and the second heat exchange A cooling tank storable cooling source vessels, a bunkering method liquefied gas fuel vessel having,
A bunkering method for a liquefied gas fuel ship, wherein the liquefied gas fuel ship is replenished by supplying the liquefied gas to the bunker tank or exchanging the unit when the liquefied gas fuel ship calls at a port. .
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2008190333A JP5403649B2 (en) | 2008-07-23 | 2008-07-23 | Liquefied gas fuel ship and its bunkering method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2008190333A JP5403649B2 (en) | 2008-07-23 | 2008-07-23 | Liquefied gas fuel ship and its bunkering method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2010023776A JP2010023776A (en) | 2010-02-04 |
| JP5403649B2 true JP5403649B2 (en) | 2014-01-29 |
Family
ID=41729983
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2008190333A Active JP5403649B2 (en) | 2008-07-23 | 2008-07-23 | Liquefied gas fuel ship and its bunkering method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP5403649B2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104736432A (en) * | 2013-01-23 | 2015-06-24 | 三菱重工业株式会社 | Gas removal equipment, gas removal vessel, and method for removing gas from tank |
Families Citing this family (34)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FI121876B (en) * | 2010-04-09 | 2011-05-31 | Waertsilae Finland Oy | Procedure for operating a watercraft using LNG as fuel and watercraft |
| KR101210917B1 (en) * | 2010-05-19 | 2012-12-11 | 대우조선해양 주식회사 | Floating structure mounted fuel gas tank on deck |
| JP6069200B2 (en) * | 2010-08-25 | 2017-02-01 | バルチラ・オイル・アンド・ガス・システムズ・アクティーゼルスカブ | Method and apparatus for providing LNG fuel for a ship |
| JP6143407B2 (en) * | 2010-12-07 | 2017-06-07 | 三菱重工業株式会社 | Ship |
| KR101258934B1 (en) * | 2010-12-09 | 2013-04-29 | 삼성중공업 주식회사 | Vessel |
| DE102011011249A1 (en) * | 2011-02-15 | 2012-08-16 | TECHNOLOG GmbH | Propulsion method of ship, involves driving main drive engine by supplying excess energy and additional energy in respective discharge and record modes, corresponding to low and high power requirements |
| KR101106088B1 (en) * | 2011-03-22 | 2012-01-18 | 대우조선해양 주식회사 | Non-flammable mixed refrigerant using for reliquifaction apparatus in system for supplying fuel for high pressure natural gas injection engine |
| FI124835B (en) | 2012-07-03 | 2015-02-13 | Lngtainer Ltd | Tank |
| US8925465B2 (en) | 2012-07-31 | 2015-01-06 | Electro-Motive Diesel, Inc. | Consist having self-propelled tender car |
| US9073556B2 (en) | 2012-07-31 | 2015-07-07 | Electro-Motive Diesel, Inc. | Fuel distribution system for multi-locomotive consist |
| US8899158B2 (en) | 2012-07-31 | 2014-12-02 | Electro-Motive Diesel, Inc. | Consist having self-powered tender car |
| US8955444B2 (en) | 2012-07-31 | 2015-02-17 | Electro-Motive Diesel, Inc. | Energy recovery system for a mobile machine |
| US8919259B2 (en) | 2012-07-31 | 2014-12-30 | Electro-Motive Diesel, Inc. | Fuel system for consist having daughter locomotive |
| US9193362B2 (en) | 2012-07-31 | 2015-11-24 | Electro-Motive Diesel, Inc. | Consist power system having auxiliary load management |
| US8960100B2 (en) | 2012-07-31 | 2015-02-24 | Electro-Motive Diesel, Inc. | Energy recovery system for a mobile machine |
| KR101260993B1 (en) * | 2012-10-29 | 2013-05-06 | 주식회사 디섹 | Floating facility mounted power plant |
| KR101260994B1 (en) * | 2012-10-29 | 2013-05-06 | 주식회사 디섹 | Floating facility mounted power plant |
| KR101260992B1 (en) * | 2012-10-29 | 2013-05-06 | 주식회사 디섹 | Floating facility mounted power plant |
| DE202013103128U1 (en) * | 2013-07-12 | 2014-10-13 | Becker Marine Systems Gmbh & Co. Kg | Power supply unit |
| KR102168125B1 (en) * | 2013-11-27 | 2020-10-20 | 대우조선해양 주식회사 | Cooling system for superconductor |
| CN103640683A (en) * | 2013-12-06 | 2014-03-19 | 江苏现代造船技术有限公司 | Electric propulsion dry cargo carrier using single fuel gas generator set |
| RU2546050C1 (en) * | 2014-02-26 | 2015-04-10 | Аллтек Инвестментс Лимитед | Feed of fuel gas to compressed natural gas tanker power plants |
| WO2015178743A1 (en) * | 2014-05-23 | 2015-11-26 | 현대중공업 주식회사 | Liquefied gas treatment system |
| JP2016124388A (en) * | 2014-12-26 | 2016-07-11 | 川崎重工業株式会社 | Liquefied gas carrying vessel |
| JP2016124386A (en) * | 2014-12-26 | 2016-07-11 | 川崎重工業株式会社 | Liquefied gas carrying vessel |
| JP6491474B2 (en) * | 2014-12-26 | 2019-03-27 | 川崎重工業株式会社 | Liquefied gas carrier |
| JP2016222149A (en) * | 2015-06-01 | 2016-12-28 | 川崎重工業株式会社 | Ship and power supply method for in-ship power supply system |
| CN105824257B (en) * | 2016-04-18 | 2018-04-17 | 武汉交圣新能源工程有限公司 | The preferential electricity-generating control methods of BOG and its system of LNG powered ships |
| JP6962679B2 (en) * | 2016-10-28 | 2021-11-05 | 三井Ｅ＆Ｓ造船株式会社 | Liquefied gas fuel ship |
| KR101852715B1 (en) * | 2017-03-07 | 2018-06-11 | 한국가스공사 | Lng fuel gas supply system for ship |
| JP6712570B2 (en) | 2017-04-13 | 2020-06-24 | 三菱造船株式会社 | Ship |
| RU193956U1 (en) * | 2019-07-29 | 2019-11-21 | Акционерное общество "Объединенная судостроительная корпорация" | SHIP-BUNKER HOUSING FOR LNG TRANSPORT |
| JP7499654B2 (en) | 2020-09-08 | 2024-06-14 | 三菱造船株式会社 | How to transfer liquefied gas and boil-off gas |
| CN116857088B (en) * | 2023-09-05 | 2023-11-14 | 合肥通用机械研究院有限公司 | LNG gas supply system for ship |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2532871Y2 (en) * | 1990-11-22 | 1997-04-16 | 三菱重工業株式会社 | Ship propulsion system |
| JP4063409B2 (en) * | 1998-07-23 | 2008-03-19 | 東京瓦斯株式会社 | Dual fuel engine operating device |
| JP2003052127A (en) * | 2001-08-03 | 2003-02-21 | Toho Gas Co Ltd | Network system of cogeneration apparatuses |
| FR2837783B1 (en) * | 2002-03-26 | 2004-05-28 | Alstom | PLANT FOR THE SUPPLY OF GAS FUEL TO AN ENERGY PRODUCTION ASSEMBLY OF A LIQUEFIED GAS TRANSPORT VESSEL |
| JP4119725B2 (en) * | 2002-10-15 | 2008-07-16 | 三菱重工業株式会社 | Re-liquefaction method of boil-off gas in ships and ships |
| JP4425090B2 (en) * | 2004-08-25 | 2010-03-03 | 株式会社川崎造船 | Fuel gas supply system to LNG carrier engine |
| FR2877078B1 (en) * | 2004-10-25 | 2007-02-02 | Snecma Moteurs Sa | ENERGY SYSTEM USING STORED NATURAL GAS IN LIQUID FORM AND THERMOELECTRIC MACHINES |
| FI123864B (en) * | 2006-06-19 | 2013-11-29 | Waertsilae Finland Oy | Watercraft |
| JP4753834B2 (en) * | 2006-10-23 | 2011-08-24 | 中国電力株式会社 | Ship and NGH supply method to ship |
| JP4841397B2 (en) * | 2006-10-23 | 2011-12-21 | 中国電力株式会社 | Fuel container |
| JP2008126829A (en) * | 2006-11-21 | 2008-06-05 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | Marine vessel |
-
2008
- 2008-07-23 JP JP2008190333A patent/JP5403649B2/en active Active
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104736432A (en) * | 2013-01-23 | 2015-06-24 | 三菱重工业株式会社 | Gas removal equipment, gas removal vessel, and method for removing gas from tank |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2010023776A (en) | 2010-02-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP5403649B2 (en) | Liquefied gas fuel ship and its bunkering method | |
| CN112437738B (en) | Gas treatment system and vessel comprising a gas treatment system | |
| CA2580148C (en) | System and process for transporting lng by non-self-propelled marine lng carrier | |
| CN110520353B (en) | Power generation system for ship and power generation method using same | |
| EP3095685B1 (en) | Apparatus and method for supplying fuel gas in ship | |
| JP2008126829A (en) | Marine vessel | |
| KR20160088183A (en) | System for treating boil off gas of a ship | |
| KR20180099692A (en) | Liquefied Fuel Gas System and Method | |
| WO2018185958A1 (en) | Floating body | |
| JP7499654B2 (en) | How to transfer liquefied gas and boil-off gas | |
| KR20130021204A (en) | Electric propulsion type lng fuel supply vessel | |
| JP2003247697A (en) | Low-temperature liquefied gas agitating device and boat provided with it | |
| KR101654243B1 (en) | Electric Heating System And Method | |
| KR102654824B1 (en) | Fuel Supplying System And Method For Ship | |
| KR102283344B1 (en) | Regasification System of liquefied Gas and Ship Having the Same | |
| KR20220160150A (en) | System for treating liquefied gas | |
| KR20210120191A (en) | A container ship | |
| KR20220090812A (en) | Re-gasifying System And Method For Regasification Ship | |
| KR20190042162A (en) | VOC reduction apparatus using liquified fuel gas and vessel using the same | |
| KR20210035549A (en) | Boil off gas supply equipment | |
| KR20190041862A (en) | Reliquefaction apparatus of liquified gas using LNG and liquefied gas carrier having the same | |
| KR20170077551A (en) | A Treatment System of Liquefied Gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A625 | Written request for application examination (by other person) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A625 Effective date: 20110526 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20120620 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20120723 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20120920 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20130318 |
|
| A711 | Notification of change in applicant |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A712 Effective date: 20130403 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20130517 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20131023 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20131024 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 5403649 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| S531 | Written request for registration of change of domicile |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313531 |
|
| R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |