JP5403649B2 - 液化ガス燃料船及びそのバンカリング方法 - Google Patents

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。

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（ＣＯ_２）、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。

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。

特開２００８−１２６８２９号公報

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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、１００〜２００ｍ^３程度の容積で十分である。

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。

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。

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。

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。

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（ＬＮ_２）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。

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。

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。

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（ＬＮ_２）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（Ｎ_２）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。

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。

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。

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。

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。

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（ＣＯ_２）、窒素酸化物（ＮＯｘ）、硫黄酸化物（ＳＯｘ）、微粉末物質（ＰＭ）を例に挙げる。

ＣＯ_２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ＣＯ_２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ＣＯ_２を約３０％も低減することができることは注目に値する。

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。

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。

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。

（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。

（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。

（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。

（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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。 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。 液化ガスユニットを示す構成図である。 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。 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。

符号の説明

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

Claims (6)

1. 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。
2. 前記気化ガス処理部は、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、を有することを特徴とする請求項１に記載の液化ガス燃料船。
3. 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前記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、ことを特徴とする請求項１に記載の液化ガス燃料船。
4. 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る、ことを特徴とする請求項１に記載の液化ガス燃料船。
5. 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の発生量が前記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前記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、ことを特徴とする請求項１に記載の液化ガス燃料船。
6. 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。