JP6273472B2 - Ｌｎｇ燃料を用いた冷熱回収装置及びこれを有する液化ガス運搬船 - Google Patents

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Description

本発明は、ＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置及びこれを有する液化ガス運搬船に関し、貨物としての液化ガスのボイルオフガスを再液化する際、ＬＮＧ燃料の冷熱を回収して活用することによって再液化装置の設置及び運営に消耗するコストを減らすことができ、再液化工程でエネルギを追加的に消耗しないのでエネルギを節約して環境汚染物質を減らすことができるように構成されたＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置及びこれを有する液化ガス運搬船に関する。
最近、船舶で運航中に発生するＳＯx、ＮＯx、ＣＯ2に対する低減要求が増加し、このような環境問題や高油価の観点から、重油や軽油等のオイルではなく、清浄燃料であるＬＮＧを推進燃料として使用する船舶が提案されて開発されている。しかし、ＬＮＧを推進燃料として使用する船舶にはＬＮＧの燃料化のための別途の装置を追加しなければならず、このために船舶のコストを増加させることから、商用化の障害となっている。
ＬＮＧを推進燃料として使用する船舶は、燃料タンクの体積を減らすために、燃料を液化状態の天然ガスであるＬＮＧとして保管し、ＬＮＧを燃料として使用する前に気化させる。このとき、発生する冷熱はすべて外部に排出されて捨てられる。
一方、ＬＰＧ運搬船やＣＯ2運搬船等のような液化ガス運搬船は、運航中に外部からの持続的な熱侵入によって液化ガスタンク内の液化ガスが蒸発することに伴って内部圧力が増加する。これを制御するための方法の１つとして、生成されるボイルオフガスを再液化させる再液化装置を使用する方法がある。
しかしながら、このような再液化装置は液化ガス運搬船の製造コストを増加させ、船舶の運営を複雑化する。また、再液化装置を作動させるためにさらなるエネルギが消耗されるとともに、環境汚染物質を多量に排出させるという問題点がある。
本発明は、上記の従来の問題点を解決するためのもので、燃料として使用するＬＮＧの冷熱を回収して貨物である液化ガスの圧力を制御するために使用することによって、液化ガス運搬船の再液化装置の設置及び運営に消耗するコストを低減することができ、再液化工程で燃料を追加的に消耗しないので環境汚染物質を低減することができる冷熱回収装置及びこれを有する液化ガス運搬船を提供することを目的とする。
上記目的を達成するための本発明の一側面によれば、ＬＮＧ燃料の冷熱を利用して液化ガスタンクで発生するボイルオフガスを処理するための冷熱回収装置であって、前記液化ガスタンクで発生したボイルオフガスを処理するために、燃料としてのＬＮＧを貯蔵するＬＮＧ燃料タンクからエンジンに供給されるＬＮＧの冷熱を利用する冷熱利用手段を含むことを特徴とするＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置が提供される。
前記冷熱利用手段は、前記ＬＮＧ燃料タンクから排出されるＬＮＧの冷熱を利用して前記液化ガスタンクの圧力を調節する圧力調節部であって、前記圧力調節部は、前記ＬＮＧ燃料タンクから前記液化ガスタンクを通過するように設置されてＬＮＧと前記液化ガスタンク内の流体との間に熱交換が起きるようにするＬＮＧラインを含むことが好ましい。
前記圧力調節部は、前記ＬＮＧラインで前記液化ガスタンクの前段に設置されるヒータをさらに含むことが好ましい。
前記圧力調節部は、前記ＬＮＧラインに前記液化ガスタンクをバイパスするように連結される第１バイパスライン；前記第１バイパスラインを介したＬＮＧの流れを制御する制御バルブ；前記液化ガスタンクに設置されて前記液化ガスタンク内の圧力を測定して感知信号として出力する圧力感知部；及び前記圧力感知部から出力される感知信号を受信して前記制御バルブを制御する制御部；をさらに含むことが好ましい。
本発明によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置は、前記ＬＮＧラインで前記液化ガスタンクの後段に設置される気化器；前記ＬＮＧラインで前記気化器の後段に設置され、前記気化器を通過した流体の温度を測定して感知信号を出力する温度感知部；及び前記温度感知部から出力される感知信号を受信して前記気化器の熱量を制御する制御部；をさらに含むことが好ましい。
前記冷熱利用手段は、前記ＬＮＧ燃料タンクから排出されるＬＮＧの冷熱を利用して前記液化ガスタンクの圧力を調節する圧力調節部であって、前記圧力調節部は、前記ＬＮＧ燃料タンクからＬＮＧが移送されるＬＮＧライン；前記ＬＮＧラインに設置される熱交換器；及び前記熱交換器に冷媒を循環供給し前記液化ガスタンクを通過するように設置される冷媒循環ライン；を含むことが好ましい。
前記圧力調節部は、前記ＬＮＧラインに冷媒を補給するメーキャップタンク；前記液化ガスタンクに設置され、前記液化ガスタンク内の圧力を測定して感知信号を出力する圧力感知部；及び前記圧力感知部から出力される感知信号を受信して前記メーキャップタンクから前記ＬＮＧラインに対する冷媒の補給を制御する制御部；をさらに含むことが好ましい。
前記圧力調節部は、前記冷媒循環ラインを介した冷媒の循環のためのポンピング力を提供する冷媒ポンプ；前記液化ガスタンクに設置され、前記液化ガスタンク内の圧力を測定して感知信号を出力する圧力感知部；及び前記圧力感知部から出力される感知信号を受信して可変ポンプからなる前記冷媒ポンプのポンピング力を制御する制御部；をさらに含むことが好ましい。
前記圧力調節部は、前記ＬＮＧラインに前記熱交換器をバイパスするように連結される第２バイパスライン；前記第２バイパスラインを介したＬＮＧの流れを制御する制御バルブ；前記液化ガスタンクに設置され、前記液化ガスタンク内の圧力を測定して感知信号を出力する圧力感知部；及び前記圧力感知部から出力される感知信号を受信して前記制御バルブを制御する制御部；をさらに含むことが好ましい。
前記冷熱利用手段は、前記液化ガスが貯蔵された液化ガスタンクから気体配管を介して供給されるボイルオフガスを、前記ＬＮＧ燃料タンクから排出されるＬＮＧの冷熱を利用して再液化させて液体配管を介して前記液化ガスタンクに戻す再液化タンクであることが好ましい。
前記再液化タンクは、前記ＬＮＧ燃料タンクからＬＮＧを排出させるＬＮＧラインが貫通するように設置されることによってボイルオフガスがＬＮＧとの熱交換によって再液化されるようにすることが好ましい。
本発明によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置は、多数の前記液化ガスタンクのそれぞれから供給されるボイルオフガスを前記再液化タンクに供給されるようにする気体マニフォールド；及び前記再液化タンクから排出される再液化ガスを前記液化ガスタンクのそれぞれに分配して戻すようにする液体マニフォールド；をさらに含むことが好ましい。
前記冷熱利用手段は、循環する冷媒を介して前記ＬＮＧ燃料タンクから排出されるＬＮＧの冷熱を前記再液化タンクに伝達するための冷媒循環部をさらに含むことが好ましい。
前記冷媒循環部は、前記ＬＮＧ燃料タンクからＬＮＧが排出されるＬＮＧラインに設置される熱交換器；及び前記熱交換器に冷媒を循環供給し、前記再液化タンクを通過するように設置される冷媒循環ライン；を含むことが好ましい。
本発明によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置は、前記ＬＮＧラインに前記再液化タンクをバイパスするように連結されるバイパスライン；及び前記バイパスラインを介したＬＮＧの流れを制御する制御バルブ；をさらに含むことが好ましい。
本発明によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置は、前記再液化タンク内の温度又は圧力を測定して感知信号として出力する感知部；及び前記感知部から出力される感知信号を受信して前記制御バルブを制御する制御部；をさらに含むことが好ましい。
前記冷熱利用手段は、前記液化ガスが貯蔵された液化ガスタンクから気体配管を介して供給されるボイルオフガスを、前記ＬＮＧ燃料タンクから排出されるＬＮＧと熱交換させた後、液体配管を介して前記液化ガスタンクに戻す熱交換器であることが好ましい。
本発明によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置は、前記熱交換器の内側に熱を提供するように設置されるヒータ；前記液体配管に設置され、再液化ガスの温度を測定して感知信号として出力する温度感知部；及び前記温度感知部の感知信号を受信して前記ヒータを制御する制御部；をさらに含むことが好ましい。
本発明の他の側面によれば、液化ガスを運搬する液化ガス運搬船であって、前記液化ガスを貨物として貯蔵できる貯蔵タンク；燃料としてのＬＮＧが貯蔵されるＬＮＧ燃料タンク；上記したＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置；を含むことを特徴とする液化ガス運搬船が提供される。
貨物として貯蔵される液化ガスは、ＬＰＧ又はＣＯ2であることが好ましい。
本発明によれば、ＬＮＧを燃料として使用することによって大気中への汚染物質の排出を低減することができ、さらには、ＬＮＧ燃料を液化ガスタンクの圧力を制御することに活用することによって既存の液化ガス運搬船に設置された再液化装置のコストを低減し、運営を簡単化し、再液化装置の作動中に発生する二酸化炭素の排出を低減することができる。
また、本発明によれば、ＬＮＧを用いて液化ガスタンクの圧力を制御して液化ガスタンクの厚さを増加させないことによって液化ガスタンクの製造コストを低減することができる。
また、本発明によれば、ＬＮＧの冷熱が液化ガスの温度又は圧力を低下するために使用されることによって冷熱を回収することができ、それによって燃料に使用するために気化器を介して流入されるエネルギを減らすことができ、気化器の容量を低減することによってコスト及びエネルギ消費を低減することができる。
また、本発明によれば、再液化装置を駆動するために必要なエネルギを最小化させることによって運営コストを低減し、設置コストを低減することができる。
また、本発明によれば、再液化装置を強制送圧方式に構成することによって熱交換器の内部で発生し得るボイルオフガスの昇華による配管プラギング（ｐｌｕｇｇｉｎｇ）等を除去できる。
本発明の第１実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置を示した構成図である。 本発明の第２実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置を示した構成図である。 本発明の第３実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置を示した構成図である。 本発明の第４実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置を示した構成図である。 本発明の第５実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置を示した構成図である。 本発明の第６実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置を示した構成図である。 本発明の第７実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置を示した構成図である。
以下、添付図面に基づき、本発明の好ましい実施形態に対する構成及び作用を詳細に説明すれば次の通りである。また、下記実施形態は様々な他の形態に変形することができ、本発明の範囲が下記実施形態に限定されるものではない。
図１は、本発明の第１実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置を示した構成図である。
図１に示すように、本発明の第１実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置１００は、燃料としてのＬＮＧが貯蔵されるＬＮＧ燃料タンク１１０と、このＬＮＧ燃料タンク１１０から排出されるＬＮＧの低温特性、すなわち冷熱を利用して液化ガスタンク１０の圧力を調節する冷熱利用手段としての圧力調節部１２０と、を含むことができる。ここで、液化ガスタンク１０には貨物としてＬＰＧのような炭化水素液化ガス又はＣＯ2だけでなく、その他の様々な液化ガスが貯蔵され得る。
ＬＮＧ燃料タンク１１０は、ＬＮＧの圧力及び低温に耐えるための容器からなり、液化ガス運搬船の燃料として使用されるためのＬＮＧが貯蔵される。
圧力調節部１２０は、ＬＮＧと液化ガスタンク１０内の流体との間に熱交換が起きるようにＬＮＧ燃料タンク１１０から延長して液化ガスタンク１０を通過するように設置されるＬＮＧライン１２１と、このＬＮＧライン１２１を介したＬＮＧの移送のためのポンピング力を提供するようにＬＮＧライン１２１上に設置される第１ポンプ１２２と、を含むことができる。
ここで、ＬＮＧライン１２１は、液化ガスタンク１０の内部を通過する部分にコイル形状のコイル部１２３が形成され得る。従って、ＬＮＧライン１２１のコイル部１２３によって液化ガスタンク１０内の配管長さ又は配管面積を広げて液化ガスタンク１０に貯蔵された流体との熱交換の効率を上げることができる。また、これによって液化ガスタンク１０の圧力上昇を効率的に低下させることができる。
また、ＬＮＧ燃料タンク１１０内でのＬＮＧの温度は約−１６３℃であり、第１ポンプ１２２を通過することによって温度が若干上昇するようになる。ＬＮＧの保管温度は約−１６３℃程度の温度である一方、貨物としての液化ガス、例えばＣＯ2は−５０〜−２０℃で、ＬＰＧは−５０℃前後である。従って、ＬＮＧは液化ガスタンク１０を通過する際、温度が上昇するようになり、後述する気化器１３０を通過することによってエンジンに適した条件を持つようになる。
ＬＮＧライン１２１は、液化ガスタンク１０内で気体が位置する部分を通過できる。従って、液化ガスタンク１０内で冷たいＬＮＧライン１２１に近い気体は再液化されることによって液化ガスタンク１０の圧力上昇を抑制する。
ＬＮＧライン１２１は、液化ガスタンク１０内で液体が位置する部分、すなわち液体部を通過できる。従って、冷たいＬＮＧライン１２１によって液化ガスタンク１０内の液化ガス温度が低くなり、液体の自由表面（free surface）の温度を下げるようになり、これによって自由表面での飽和圧力（saturation pressure）を落として液化ガスタンク１０内の圧力を調節できる。
圧力調節部１２０は、ＬＮＧライン１２１で液化ガスタンク１０の前段に設置されるヒータ１２４をさらに含むことができる。ここで、ヒータ１２４は、液化ガスタンク１０内に供給されるＬＮＧの温度をある程度上げて、ＬＮＧの温度が低すぎて液化ガスタンク１０の熱変形をもたらすか、又は液化ガスがＬＮＧライン１２１の周囲で凝結して霜になることを防ぐ。
圧力調節部１２０は、液化ガスタンク１０をバイパスするようにＬＮＧライン１２１に連結される第１バイパスライン１２５と、ＬＮＧライン１２１及び第１バイパスライン１２５に設置されて液化ガスタンク１０及び第１バイパスライン１２５を介したＬＮＧの流れを制御する制御バルブ１２６をさらに含むことができる。従って、液化ガスタンク１０の圧力を制御するために必要な分のＬＮＧ燃料のみが冷媒として使用されるように液化ガスタンク１０に供給することによって液化ガスタンク１０が過冷却されることを防止する。一方、制御バルブ１２６は、本実施形態のように一対をなしてＬＮＧライン１２１及び第１バイパスライン１２５にそれぞれ１つずつ設置されてもよく、これに限定されず、単一の３方向バルブが使用されてもよい。
圧力調節部１２０は、液化ガスタンク１０に設置されて液化ガスタンク１０内の圧力を測定して感知信号として出力する圧力感知部１２７と、この圧力感知部１２７から出力される感知信号を受信して制御バルブ１２６を制御する制御部１２８と、をさらに含むことができる。ここで、制御部１２８は、圧力感知部１２７を介して液化ガスタンク１０内の圧力を計測し、計測された圧力が設定された圧力以上上がるとＬＮＧが液化ガスタンク１０を通過するように制御バルブ１２６を制御し、計測された圧力が設定された圧力まで低下するとＬＮＧが液化ガスタンク１０をバイパスするように制御バルブ１２６を制御できる。
ＬＮＧライン１２１で液化ガスタンク１０の後段には、気化器１３０を設置することができる。従って、液化ガスタンク１０を通過したＬＮＧを気化させることによってエンジンに適した条件を持つようにする。
本発明の第１実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置１００は、ＬＮＧライン１２１で気化器１３０の後段に設置されて気化器１３０を通過した流体の温度を測定して感知信号を出力する温度感知部１４０と、この温度感知部１４０から出力される感知信号を受信して気化器１３０の熱量を制御する制御部１２８と、をさらに含むことができる。ここで、制御部１２８は、温度感知部１４０によって気化器１３０の後段で温度を計測し、気化されたＬＮＧの温度が燃料として使用するには低すぎる場合には気化器１３０の熱量を上げ、逆に気化されたＬＮＧの温度が高い場合には気化器１３０の熱量を下げる。制御部１２８は、気化器１３０に熱を電気によって又は液体や気体を媒介として供給する熱供給部１３１を制御することで、気化器１３０の熱量を制御できる。
図２は、本発明の第２実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置を示した構成図である。
図２に示すように、本発明の第２実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置２００は、第１実施形態と同様に、ＬＮＧ燃料タンク２１０及び冷熱利用手段としての圧力調節部２２０を含むことができる。以下、第１実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置１００との相違点を中心に説明する。
圧力調節部２２０は、ＬＮＧ燃料タンク２１０から燃料としてのＬＮＧが移送されるＬＮＧライン２２１と、このＬＮＧライン２２１を介したＬＮＧ燃料の移送のためのポンピング力を提供する第２ポンプ２２２と、ＬＮＧライン２２１に設置される熱交換器２２３と、液化ガスタンク１０を通過するように設置されて熱交換器２２３に冷媒を循環供給する冷媒循環ライン２２４と、この冷媒循環ライン２２４を介した冷媒の循環のためのポンピング力を提供する冷媒ポンプ２２５と、を含むことができる。従って、ＬＮＧライン２２１を通過するＬＮＧとの熱交換によって冷却された冷媒が冷媒循環ライン２２４を介して液化ガスタンク１０を通過して液化ガスタンク１０に冷熱を供給することによって液化ガスタンク内の液化ガスを冷却させて液化ガスタンク１０の内部圧力を調節するようになる。
冷媒はＬＮＧによって凝結しないようにＬＮＧの温度より低い凝固点（融点）を持つことが好ましい。それにより閉ループ、すなわち冷媒循環ライン２２４内の冷媒温度がＬＮＧより高いため、液化ガスタンク１０の熱応力（thermal stress）を低減することができる。またＬＮＧより融点の高い液化ガス、例えばＣＯ2、ＬＰＧ等による配管周辺の凝結問題を回避することができる。
冷媒循環ライン２２４は、液化ガスタンク１０に挿入された部分にコイル形状のコイル部２３２が形成され得る。
圧力調節部２２０は、ＬＮＧライン２２１に冷媒を補給するメーキャップタンク（make-up tank）２２６と、液化ガスタンク１０に設置されこの液化ガスタンク１０内の圧力を測定して感知信号を出力する圧力感知部２２７と、この圧力感知部２２７から出力される感知信号を受信してメーキャップタンク２２６からＬＮＧライン２２１に対する冷媒の補給を制御する制御部２２８と、を含むことができる。ここで、制御部２２８は、バルブ又は別途のポンプによってメーキャップタンク２２６からＬＮＧライン２２１に対する冷媒の補給量を制御できる。
圧力感知部２２７を介して計測した液化ガスタンク１０の圧力が高くなると、制御部２２８はメーキャップタンク２２６から冷媒を排出させて冷媒の流量を増やして熱交換器２２３で熱をより多く奪うようにし、これによって液化ガスタンク１０で熱量をより多く奪うことができる。
圧力調節部２２０は、液化ガスタンク１０に設置されこの液化ガスタンク１０内の圧力を測定して感知信号を出力する圧力感知部２２７と、圧力感知部２２７から出力される感知信号を受信して可変ポンプからなる冷媒ポンプ２２５のポンピング力を制御する制御部２２８と、をさらに含むことができる。従って、制御部２２８が閉ループの冷媒流速を調節するようにすることによって圧力感知部２２７によって測定された液化ガスタンク１０内の圧力が決められた圧力を持つように調節できる。
圧力調節部２２０は、ＬＮＧライン２２１に熱交換器２２３をバイパスするように連結される第２バイパスライン２２９と、ＬＮＧライン２２１及び第２バイパスライン２２９に設置されて熱交換器２２３及び第２バイパスライン２２９を介したＬＮＧの流れを制御する制御バルブ２３０と、液化ガスタンク１０に設置されこの液化ガスタンク１０内の圧力を測定して感知信号を出力する圧力感知部２２７と、この圧力感知部２２７から出力される感知信号を受信して制御バルブ２３０を制御する制御部２２８と、をさらに含むことができる。従って、制御部２２８は圧力感知部２２７から測定された液化ガスタンク１０内の圧力が増加する場合、制御バルブ２３０を制御して熱交換器２２３によって液化ガスの熱量を多く奪わなければならないので、第２バイパスライン２２９によって熱交換器２２３をバイパスするＬＮＧの流量を減らし、逆の場合は熱交換器２２３をバイパスするＬＮＧの流量を増やす。一方、制御バルブ２３０は、本実施形態のように一対をなしてもよく、これに限定されず単一の３方向バルブが使用されてもよい。
本発明の第２実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置２００は、第１実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置１００と同様に、気化器２４０、熱供給部２４１、及び温度感知部２５０を有し得る。
図３は、本発明の第３実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置を示した構成図である。
図３に示すように、本発明の第３実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置３００は、燃料タンク３１０及び冷熱利用手段としての再液化タンク３２０を含むことができる。
ＬＮＧ燃料タンク３１０は、液化ガス運搬船のＬＮＧ燃料が貯蔵されるタンクであって、ＬＮＧの圧力及び低温に耐えるための容器からなる。
再液化タンク３２０は、ＬＮＧ燃料タンク３１０から排出されるＬＮＧの冷熱を利用して液化ガスが貯蔵された液化ガスタンク１０から気体配管３２１を介して供給されるボイルオフガスを再液化させて液体配管３２２を介して液化ガスタンク１０に供給されるようにする。
再液化タンク３２０は、ＬＮＧ燃料タンク３１０から排出された燃料としてのＬＮＧが移送されるＬＮＧライン３１１が貫通するように設置されることによってボイルオフガスがＬＮＧとの熱交換によって再液化されるようにし、ボイルオフガスがＬＮＧとの熱交換によって再液化されたガス、すなわち再液化ガスが液体配管３２２を介して重力によって液化ガスタンク１０に供給されるように、液化ガスタンク１０よりも高い所に設置することができる。
ここで、ＬＮＧライン３１１は、ＬＮＧをエンジン等に供給するための経路を提供する。ＬＮＧライン３１１には、ＬＮＧのポンピングのためのＬＮＧポンプ３１１ａが設置され、再液化タンク３２０の内側に位置する部分に接触面積を広げるためのコイル部３１１ｂが設けられることができ、ＬＮＧが気化されることによって燃料として条件に符合するように気化器３５０が設置される。
本発明の第３実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置３００は、多数の液化ガスタンク１０のそれぞれから供給されるボイルオフガスを再液化タンク３２０に供給されるようにする気体マニフォールド３３０と、再液化タンク３２０から排出される再液化ガスを液化ガスタンク１０のそれぞれに分配させる液体マニフォールド３４０と、をさらに含むことができる。
一方、再液化タンク３２０は、本実施形態のように、単一であってもよく、これに限定されず、多数であってもよく、多数の場合は、それぞれに対して気体及び液体マニフォールド３３０、３４０が設置されるか、すべてに対して気体及び液体マニフォールド３３０、３４０を統合的に設置することができる。
気体及び液体マニフォールド３３０、３４０は、それぞれ気体配管３２１及び液体配管３２２に設置されるが、気体配管３２１及び液体配管３２２は、気体及び液体マニフォールド３３０、３４０を基準に複数の液化ガスタンク１０にそれぞれ連結されるように多数に分岐される。
このような本発明の第３実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置３００によれば、貨物タンクとして使用され得る液化ガスタンク１０から発生するボイルオフガスが気体配管３２１を介して再液化タンク３２０に供給されると、このようなボイルオフガスが再液化タンク３２０を通過するＬＮＧライン３１１のＬＮＧと熱交換を起こして再液化され、再液化されたガスは液体配管３２２を介して液化ガスタンク１０に再供給されるようにする。
また、気体及び液体マニフォールド３３０、３４０を介して複数の液化ガスタンク１０からそれぞれ発生するボイルオフガスを統合的に管理できる。
図４は、本発明の第４実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置を示した構成図である。
図４に示すように、本発明の第４実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置４００は、第３実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置３００と同様に、ＬＮＧ燃料タンク４１０及び冷熱利用手段としての再液化タンク４２０を含み、再液化タンク４２０はＬＮＧ燃料タンク４１０から燃料として使用されるために排出されるＬＮＧとの直接的な熱交換ではなく、ＬＮＧ燃料タンク４１０から排出されるＬＮＧを用いる冷媒循環部４３０が提供する冷媒との熱交換によってボイルオフガスが再液化されるようにする。
冷媒循環部４３０は、ＬＮＧ燃料タンク４１０からＬＮＧが排出されるＬＮＧライン４１１に設置される熱交換器４３１と、この熱交換器４３１に冷媒を循環供給し、再液化タンク４２０を通過するように設置される冷媒循環ライン４３２と、この冷媒循環ライン４３２を介した冷媒の循環のためのポンピング力を提供する循環ポンプ４３３と、を含むことができる。
冷媒循環ライン４３２には再液化タンク４２０に挿入される部分に接触面積を広げるためのコイル部４３２ａが設けられ得る。
このように、本発明の第４実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置４００によれば、ＬＮＧ燃料タンク４１０からＬＮＧライン４１１を介して排出されるＬＮＧが熱交換器４３１で循環ポンプ４３３のポンピング力によって循環される冷媒と熱交換を起こし、冷却された冷媒は再液化タンク４２０を通過し、液化ガスタンク１０から気体配管４２１を介して再液化タンク４２０内に供給されるボイルオフガスは、冷媒との熱交換によって再液化されて液体配管４２２を介して液化ガスタンク１０に再供給される。
冷媒はＬＮＧによって凝結しないようにＬＮＧの温度より低い凝固点（融点）を持つことが好ましい。それによって閉ループ、すなわち冷媒循環ライン４３２内の冷媒温度がＬＮＧより高いため、液化ガスタンク１０の熱応力（thermal stress）を低減することができる。またＬＮＧより凝固点の高い液化ガス、例えばＣＯ2、ＬＰＧ等による配管周辺の凝結問題を回避することができる。
図５は、本発明の第５実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置を示した構成図である。
図５に示すように、本発明の第５実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置５００は本発明の第３実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置３００と同様に、ＬＮＧ燃料タンク５１０及び冷熱利用手段としての再液化タンク５２０を含むことによって、再液化タンク５２０はＬＮＧ燃料タンク５１０からＬＮＧを排出させるＬＮＧライン５１１が貫通するように設置されてボイルオフガスがＬＮＧとの熱交換によって再液化されるようにする。
本発明の第５実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置５００は、ＬＮＧライン５１１に再液化タンク５２０をバイパスするように連結されるバイパスライン５３１と、ＬＮＧライン５１１及びバイパスライン５３１に設置されて再液化タンク５２０及びバイパスライン５３１を介したＬＮＧの流れを制御する制御バルブ５３２と、をさらに含むことができる。ここで、制御バルブ５３２は、本実施形態のように、バイパスライン５３１及びＬＮＧライン５１１にそれぞれ設置されるように一対をなしてもよく、これと異なってバイパスライン５３１とＬＮＧライン５１１との連結部位に設置される単一の３方向バルブからなってもよい。
本発明の第５実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置５００は、再液化タンク５２０内の温度又は圧力を測定して感知信号として出力する感知部５３３と、この感知部５３３から出力される感知信号を受信して制御バルブ５３２を制御する制御部５３４と、をさらに含むことができる。
再液化タンク５２０は、気体配管５２１に設置される圧縮機（図示せず）によって液化ガスタンク１０からボイルオフガスを強制的に供給することができ、液体配管５２２に設置される移送ポンプ（図示せず）によって再液化ガスを液化ガスタンク１０に強制的に移送させることができる。
本発明の第５実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置５００は、気体配管５２１に設置される制御バルブ５３５と、液化ガスタンク１０内の圧力を測定して感知信号として出力する圧力感知部５３６と、この圧力感知部５３６の感知信号を受信して制御バルブ５３５を制御する制御部５３４と、をさらに含むことができる。
本発明の第５実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置５００は、液体配管５２２に設置される制御バルブ５３７と、再液化タンク５２０の水位を測定して感知信号として出力する水位感知部５３８と、この水位感知部５３８の感知信号を受信して制御バルブ５３７を制御する制御部５３４と、をさらに含むことができる。
本発明の第５実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置５００は、液体配管５２２に設置される制御バルブ５３７と、液化ガスタンク１０内の圧力を測定して感知信号として出力する圧力感知部５３６と、この圧力感知部５３６の感知信号を受信して制御バルブ５３７を制御する制御部５３４と、をさらに含むことができる。
このように、本発明の第５実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置５００によれば、制御部５３４が感知部５３３を介して再液化タンク５２０の温度又は圧力が設定温度又は設定圧力より高いことを検出した場合、再液化タンク５２０を通過するＬＮＧライン５１１を介したＬＮＧの流れを増やすように制御バルブ５３２を制御し、再液化タンク５２０の温度又は圧力が設定温度又は設定圧力より低い場合は、ＬＮＧライン５１１を介したＬＮＧの流れを減らすとともに、バイパスライン５３１を通過するＬＮＧの流れを増やすように制御バルブ５３２を制御する。
再液化タンク５２０は、圧縮機を介して液化ガスタンク１０からボイルオフガスを円滑に供給することができ、移送ポンプによって再液化ガスが液化ガスタンク１０に安定的に供給されることができるようにし、ヒータによって再液化タンク５２０内の温度又は再液化タンク５２０に供給されるＬＮＧの温度が決められた温度以下に下降する場合は、熱を提供して温度をそれぞれ上昇させるように構成される。
制御部５３４は、圧力感知部５３６を介して液化ガスタンク１０内の圧力が設定圧力よりも高くなったことを感知した場合、制御バルブ５３５を開放させることによって液化ガスタンク１０内の圧力を下げることができ、液化ガスタンク１０内の圧力が設定圧力よりも低くなると制御バルブ５３５を閉止して液化ガスタンク１０内の圧力を上げることができる。
また、制御部５３４は、水位感知部５３８によって測定された再液化タンク５２０の水位が決められた水位を維持するように制御バルブ５３７を制御し、圧力感知部５３６を介して感知された液化ガスタンク１０内の圧力が設定圧力よりも高い場合は、制御バルブ５３７を開放して冷たい再液化ガスが液化ガスタンク１０に流入されて液化ガスタンク１０内の圧力及び温度を下げるようにする。
図６は、本発明の第６実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置を示した構成図である。
図６に示すように、本発明の第６実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置６００は、ＬＮＧ燃料タンク６１０及び冷熱利用手段としての熱交換器６２０を含むことができる。本発明の第６実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置６００は、第３実施形態の冷熱回収装置３００に比べて再液化タンク３２０の代わりに熱交換器６２０を使用するという点において相違点を有する。
ＬＮＧ燃料タンク６１０は、液化ガス運搬船のＬＮＧ燃料が貯蔵されるタンクであって、ＬＮＧの圧力及び低温に耐えるための容器からなり、ＬＮＧライン６１１を介してＬＮＧを燃料として供給する。ここで、ＬＮＧライン６１１には熱交換器６２０が設置され、熱交換器６２０の前段にＬＮＧの移送のためのポンピング力を提供するＬＮＧポンプ６１１ａと、ＬＮＧの供給を開閉させる一例として制御バルブで構成される開閉バルブ６１１ｂと、をそれぞれ設置することができ、熱交換器６２０の後段にＬＮＧを気化させることによって気体状態の燃料に適するように使用できるようにする気化器６５０を設置することができる。
熱交換器６２０は、ＬＮＧの低温特性を利用してＬＮＧ燃料タンク６１０から排出されるＬＮＧとの熱交換によって液化ガスが貯蔵された液化ガスタンク１０から気体配管６２１を介して供給されるボイルオフガスを再液化させて液体配管６２２を介して液化ガスタンク１０に供給されるようにする。また、熱交換器６２０は、気体配管６２１に設置される圧縮機６２３によって液化ガスタンク１０からボイルオフガスを強制的に供給することができ、これによって熱交換器６２０の内部で熱交換が起きるとき、ボイルオフガスが昇華されて固化せず液化できるようにする。
本発明の第６実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置６００は、多数の液化ガスタンク１０のそれぞれから供給されるボイルオフガスを熱交換器６２０に供給されるようにする気体マニフォールド６３０と、熱交換器６２０から排出される再液化ガスを液化ガスタンク１０のそれぞれに分配させる液体マニフォールド６４０と、をさらに含むことができる。
一方、熱交換器６２０は、本実施形態のように、単一であってもよく、これに限定されず、複数個であってもよく、複数個の場合は、それぞれに対して気体及び液体マニフォールド６３０、６４０が設置されるか、すべてに対して気体及び液体マニフォールド６３０、６４０が統合的に連結されるように設置することができる。
気体及び液体マニフォールド６３０、６４０は、それぞれ気体配管６２１及び液体配管６２２にそれぞれ設置されるが、気体配管６２１及び液体配管６２２は気体及び液体マニフォールド６３０、６４０を基準に液化ガスタンク１０にそれぞれ連結されるように多数に分岐され得る。
このような本発明の第６実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置６００によれば、貨物タンクとして使用することができる液化ガスタンク１０から発生するボイルオフガスが圧縮機６２３によって気体配管６２１を介して熱交換器６２０に供給されると、このようなボイルオフガスが熱交換器６２０を通過するＬＮＧライン６１１のＬＮＧと熱交換を起こして再液化され、再液化されたガスは液体配管６２２を介して液化ガスタンク１０に再供給されるようにする。このとき、熱交換器６２０は圧縮機６２３によってボイルオフガスを強制的に供給されることによって熱交換器６２０の内部で熱交換が起きるとき、ボイルオフガスが昇華されて固化せず液化されることができるようにする。
また、気体及び液体マニフォールド６３０、６４０を介して複数の液化ガスタンク１０からそれぞれ発生するボイルオフガスを統合的に分配及び管理できる。
図７は、本発明の第７実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置を示した構成図である。
図７に示すように、本発明の第７実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置７００は、本発明の第６実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置６００と同様に、ＬＮＧ燃料タンク７１０及び冷熱利用手段としての熱交換器７２０を含む。熱交換器７２０は液化ガス運搬船のＬＮＧ燃料が貯蔵されたＬＮＧ燃料タンク７１０からＬＮＧポンプ７１１ａのポンピングによってＬＮＧライン７１１を介して排出されるＬＮＧとの熱交換によって液化ガスタンク１０から気体配管７２１を介して供給されるボイルオフガスを再液化させて液体配管７２２を介して液化ガスタンク１０に供給されるようにする。
ここで、熱交換器７２０は、気体配管７２１に設置される圧縮機７２３によって液化ガスタンク１０からボイルオフガスを強制的に供給することができて、第６実施形態と同様に気体及び液体マニフォールドによって複数の液化ガスタンク１０からボイルオフガスを供給し得るとともに、ボイルオフガスを再液化させて複数の液化ガスタンク１０に分配供給できる。
また、本発明の第７実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置７００は、ＬＮＧライン７１１に熱交換器７２０をバイパスするように連結されるバイパスライン７３１と、ＬＮＧライン７１１及びバイパスライン７３１に設置されて熱交換器７２０及びバイパスライン７３１を介したＬＮＧの流れを制御する制御バルブ７３２、７３３と、をさらに含むことができる。ここで、制御バルブ７３２、７３３は、本実施形態のように、バイパスライン７３１及びＬＮＧライン７１１にそれぞれ設置されるように一対をなしてもよく、これと異なって、バイパスライン７３１とＬＮＧライン７１１との連結部位に設置される単一の３方向バルブからなってもよい。
本発明の第７実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置７００は、熱交換器７２０内の温度又は圧力を測定して感知信号として出力する感知部７３４と、感知部７３４から出力される感知信号を受信して制御バルブ７３２、７３３を制御する制御部７３５と、をさらに含むことができる。ここで、感知部７３４は熱交換器７２０内の温度を測定する温度センサであるか、又は圧力を測定する圧力センサとすることができる。従って、制御部７３５は、感知部７３４を介して感知された熱交換器７２０内の温度又は圧力が設定温度又は設定圧力よりも高い場合は、制御バルブ７３２、７３３の制御によってバイパスライン７３１より熱交換器７２０を貫通するＬＮＧの流量を増やし、熱交換器７２０内の温度又は圧力が設定温度又は設定圧力以下であることを感知した場合は、制御バルブ７３２、７３３の制御によってバイパスライン７３１を通過するＬＮＧの流量を増やすようにする。
熱交換器７２０の内側（又は外側）には、熱を付与するようにヒータ７４０を設置することができる。また、液体配管７２２には再液化ガスの温度を測定して感知信号として出力する温度感知部７３９を設置することができる。制御部７３５は温度感知部７３９の感知信号を受信してヒータ７４０を制御するが、一例として、温度感知部７３９を介して感知された液体配管７２２内の再液化された液化ガスの温度が予め設定された温度以下まで下降した場合は、ヒータ７４０の動作によって熱交換器７２０を加熱して再液化された液化ガスの温度を上昇させるようにする。
一方、ヒータ７４０は、熱交換器７２０の内側又は外側に設置することができ、電気エネルギを熱エネルギに転換する熱線又はヒーティングブロックからなるか、スチームや熱水等の実体を循環供給されるヒーティングパイプ等からなるものとすることができる。
本発明の第７実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置７００は、気体配管７２１に設置される制御バルブ７３６と、液化ガスタンク１０内の圧力を測定して感知信号として出力する圧力感知部７３７と、この圧力感知部７３７の感知信号を受信して制御バルブ７３６を制御する制御部７３５と、をさらに含むことができる。従って、制御部７３５は、圧力感知部７３７を介して感知された液化ガスタンク１０の圧力が予め設定された圧力よりも高くなると、制御バルブ７３６を開放してボイルオフガスが熱交換器７２０に供給されるようにして液化ガスタンク１０内の圧力を下げる。一方、液体配管７２２にも気体配管７２１に設置された制御バルブ７３６に相応する動作を行うための制御バルブ７３８を設置することができる。
このように、本発明の第７実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置７００は、制御部７３５が感知部７３４を介して感知された熱交換器７２０の温度又は圧力が設定温度又は設定圧力よりも高い場合、熱交換器７２０を通過するＬＮＧライン７１１を介したＬＮＧの流れを増やすように制御バルブ７３２、７３３を制御し、熱交換器７２０の温度又は圧力が設定温度又は設定圧力以下の場合は、ＬＮＧライン７１１を介したＬＮＧの流れを減らすとともにバイパスライン７３１を通過するＬＮＧの流れを増やすように制御バルブ７３２、７３３を制御する。
制御部７３５は、温度感知部７３９を介して感知された液体配管７２２内の再液化された液化ガスの温度が予め設定された温度以下まで下降した場合、ヒータ７４０の動作によって熱交換器７２０を加熱して再液化された液化ガスの温度を上昇させるようにする。また、制御部７３５は圧力感知部７３７を介して感知された液化ガスタンク１０内の圧力が設定圧力よりも高くなると、制御バルブ７３６を開放させることによって液化ガスタンク１０内の圧力を下げることができ、液化ガスタンク１０内の圧力が設定圧力以下の場合、制御バルブ７３６を閉めて液化ガスタンク１０内の圧力を上げることができる。
本発明によれば、ＬＮＧを燃料として使用する液化ガス運搬船は、以上で詳細に述べた本発明の第１乃至第７実施形態によるＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置を有することができ、ＬＰＧ、ＣＯ2等の液化ガスを貨物として貯蔵できる貯蔵タンク及び燃料としてのＬＮＧを貯蔵できる燃料タンクを有し得る。
本発明は、上記実施形態に限定されず、本発明の技術的要旨から逸脱しない範囲内で様々に修正又は変形されて実施できることは本発明の属する技術分野における通常の知識を有する者にとって自明である。

Claims (8)

  1. ＬＮＧを推進燃料とし且つ液化ガスを運搬する液化ガス運搬船において用いられ、ＬＮＧ燃料の冷熱を利用して、複数個の液化ガスタンクで発生するボイルオフガスを処理するための冷熱回収装置であって、
    前記複数個の液化ガスタンクで発生したボイルオフガスを処理するために、燃料としてのＬＮＧを貯蔵するＬＮＧ燃料タンクからエンジンへ供給されるＬＮＧの冷熱を利用する冷熱利用手段を含み、
    前記冷熱利用手段は、液化ガスが貯蔵された前記複数個の液化ガスタンクから気体配管を介して供給されるボイルオフガスを、前記ＬＮＧ燃料タンクから排出されるＬＮＧの冷熱を利用して再液化させて液体配管を介して前記複数個の液化ガスタンクに戻す再液化タンクであり、
    前記複数個の液化ガスタンクは、２個を超える個数で設けられ、
    さらに、前記複数個の液化ガスタンクのそれぞれから供給されるボイルオフガスを前記再液化タンクに供給されるようにする気体マニフォールド；及び
    前記再液化タンクから排出される再液化ガスを前記複数個の液化ガスタンクのそれぞれに分配して戻すようにする液体マニフォールド；
    を含むことを特徴とするＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置。
  2. 請求項１記載の冷熱回収装置において、
    前記再液化タンクは、前記ＬＮＧ燃料タンクからＬＮＧを排出させるＬＮＧラインが貫通するように設置されることによってボイルオフガスがＬＮＧとの熱交換によって再液化されるようにすることを特徴とするＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置。
  3. 請求項１記載の冷熱回収装置において、
    前記冷熱利用手段は、循環する冷媒を介して前記ＬＮＧ燃料タンクから排出されるＬＮＧの冷熱を前記再液化タンクに伝達するための冷媒循環部をさらに含むことを特徴とするＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置。
  4. 請求項３記載の冷熱回収装置において、
    前記冷媒循環部は、
    前記ＬＮＧ燃料タンクからＬＮＧが排出されるＬＮＧラインに設置される熱交換器；及び
    前記熱交換器に冷媒を循環供給し、前記再液化タンクを通過するように設置される冷媒循環ライン；
    を含むことを特徴とするＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置。
  5. 請求項２記載の冷熱回収装置において、
    前記ＬＮＧラインに前記再液化タンクをバイパスするように連結されるバイパスライン；及び
    前記バイパスラインを介したＬＮＧの流れを制御する制御バルブ；
    をさらに含むことを特徴とするＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置。
  6. 請求項５記載の冷熱回収装置において、
    前記再液化タンク内の温度又は圧力を測定して感知信号として出力する感知部；
    前記感知部から出力される感知信号を受信して前記制御バルブを制御する制御部；
    をさらに含むことを特徴とするＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置。
  7. ＬＮＧを推進燃料として用いるとともに、液化ガスを運搬する液化ガス運搬船であって、
    前記液化ガスを貨物として貯蔵できる貯蔵タンク；
    燃料としてのＬＮＧが貯蔵されるＬＮＧ燃料タンク；及び
    請求項１乃至６のいずれか１項に記載のＬＮＧ燃料を用いた冷熱回収装置；
    を含むことを特徴とする液化ガス運搬船。
  8. 請求項７記載の液化ガス運搬船において、
    貨物として貯蔵される液化ガスは、ＬＰＧ又はＣＯ2であることを特徴とする液化ガス運搬船。
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