本発明は、ＬＮＧ貯蔵タンクからのボイル・オフ・ガスとＬＮＧとを燃料としてガスタービンに供給するガスタービン等ガス焚内燃機関への燃料供給装置およびこれを備えたＬＮＧ船に関するものである。

天然ガスをガスタービンへ燃料として供給するには、約３０Bar（約３ＭＰa）程度に昇圧する必要がある。 ガスタービンの燃料として天然ガスを使用することは、大型発電所等で広く行われている。 これらは、LNG（液状態）をポンピングして昇圧しているので、容易に高圧とすることができる。 この昇圧したLNGは、海水との熱交換により高圧ガスに変換される。
一方、LNG船等では、発生するボイル・オフ・ガスを安全かつ効率的に処理する必要があり、その利用の仕方は、特許文献１に示されるように昇圧がほとんど必要ないボイラの燃料として利用するのが一般的であり、ガスタービン等ガス焚内燃機関へ採用した例はこれまでにはない。

特開２００３−２２７６０８号公報（段落［００１０］〜［００１８］，及び図１）

ところで、大型発電所等では、LNGの気化に海水を利用しているので、海水の氷結対策等施設が大規模化する。
また、ボイル・オフ・ガスを有効に利用する必要のあるLNG船等では、大気圧状態のボイル・オフ・ガスを高圧に昇圧することは液体であるＬＮＧを昇圧する場合に比べて、大きな動力を要し、ガスの設計温度次第では機器が大規模化する。

本発明は、上記問題点に鑑み、ボイル・オフ・ガスを有効に活用できるガスタービン等ガス焚内燃機関への燃料供給装置およびこれを備えたＬＮＧ船を提供することを目的とする。

上記課題を解決するために、本発明は以下の手段を採用する。
本発明にかかるガスタービン等ガス焚内燃機関への燃料供給装置は、ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧタンクで発生するボイル・オフ・ガスをガスタービンに供給するＢＯＧ供給ラインと、該ＢＯＧ供給ラインの中間に介装され、前記ボイル・オフ・ガスを多段加圧する圧縮機と、中途にベーパライザを備え、前記ＬＮＧタンクからＬＮＧを加圧気化させて前記ガスタービンへ供給するＬＮＧ供給ラインと、前記ＢＯＧ供給ラインの前記圧縮機と前記ＬＮＧタンクとの間に介装され、前記ベーパライザに入る前のＬＮＧを噴霧して気化させて、導入した前記ボイル・オフ・ガスの温度を低下させる第一の緩熱器と、前記圧縮機の中間段部分に介装されて、前記ベーパライザに入る前のＬＮＧを噴霧して気化させて、前記圧縮機で中間圧縮された天然ガスを導入して該天然ガスの温度を低下させる第二の緩熱器と、を備えることを特徴とする。

ＬＮＧタンクで発生する略大気圧のボイル・オフ・ガスは、ＢＯＧ供給ラインで供給される途中において、圧縮機で多段加圧される。 一方、ＬＮＧタンクに略大気圧で貯蔵されたＬＮＧは、ポンプで加圧されＬＮＧ供給ラインに供給される。 供給されるＬＮＧは、ＬＮＧ供給ラインに備えられたベーパライザで気化される。 なお、ＬＮＧ供給ラインのベーパライザの前には、必要に応じてＬＮＧをさらに加圧する加圧手段を設けてもよい。 そして、これらの加圧された天然ガスがガスタービン等のガス焚内燃機関に、燃料として供給される。

ボイル・オフ・ガスは、圧縮機まで供給される間に、周囲環境からの入熱によって温度が上昇する。 これに対して、第一の緩熱器において、ＬＮＧ供給ラインからベーパライザに入る前のＬＮＧの一部を供給することとする。 供給されたＬＮＧは、噴霧され、気化する際にボイル・オフ・ガスを含む天然ガスの温度を低下させる。 このように温度を低下させた天然ガスが圧縮機に供給される。
また、圧縮機での多段圧縮の中間段部分に設けられた第二の緩熱器において、ＬＮＧ供給ラインからベーパライザに入る前のＬＮＧの一部を供給することとする。 供給されたＬＮＧは、噴霧され、気化する際に圧縮機で中間圧縮された天然ガスの温度を低下させる。 このように温度を低下させた天然ガスが次段の圧縮工程へ供給される。
なお、ここで用いた「多段加圧する圧縮機」とは、圧縮段数すなわち圧縮工程が複数備えられている圧縮機を指しており、多段圧縮機と、複数の単段圧縮機と、多段圧縮機と単段圧縮機（単数および複数）の組合せと、を包含するものである。
また、ここで用いた「天然ガス」という用語は、ボイル・オフ・ガスと気化したＬＮＧとの混合ガスを指し、これらボイル・オフ・ガスやＬＮＧと区別するために用いたものである。 したがって、主として天然ガスが含まれるという意味であって、少量の他成分が含まれることを排除するものではない。

本発明によれば、後工程で気化されるＬＮＧを利用して、このＬＮＧを気化するとともに圧縮機へ供給される天然ガスの温度を低下させ、さらに中間段階での加圧天然ガスの温度を同様に低下させているので、圧縮機の圧縮率および圧縮効率が向上する。 このように圧縮率が向上すると、圧縮機の駆動動力を低減させることができる。 また、圧縮機容量減や圧縮段数削減などの効果により、装置全体を小型化できるので、製造コストを安価にでき、運転コストも低減できる。
また、第一の緩熱器および第二の緩熱器へ供給するＬＮＧの量を調整することにより、各緩熱器から出る天然ガスの温度を調整できるので、ボイル・オフ・ガスの温度変動に影響されない圧縮機の性能設計が可能になる。
なお、第二の緩熱器は、必要に応じて圧縮機の各段の間に設けてもよい。

また、ベーパライザに入る前に、ＬＮＧ供給ラインで供給されるＬＮＧの一部が、ＢＯＧ供給ラインへ供給されるので、ベーパライザへ供給されるＬＮＧが減少することになる。 このように、ベーパライザで処理するＬＮＧ量が減少すると、ＬＮＧを処理するための熱源負荷および動力が減少することになる。

本発明にかかるガスタービン等ガス焚内燃機関への燃料供給装置は、前記ＢＯＧ供給ラインの前記圧縮機と前記ガスタービンとの間に介装され、前記ＬＮＧ供給ラインの前記ベーパライザに入る前のＬＮＧを噴霧して気化させ、前記圧縮機からの天然ガスを導入して該天然ガスの温度を低下させる第三の緩熱器を備えたことを特徴とする。

本発明によれば、圧縮機からの天然ガスの熱量を、ＬＮＧを気化するために使用しているので、ベーパライザでの加熱負荷が少なくて済む。 そのため、熱源の処理が簡単で容易となる。 また、ベーパライザ自体を小型化することも可能となるので、製造コストが安価となる。
そして、場合によっては、ベーパライザ自体を不要とする場合もある。

本発明にかかるガスタービン等ガス焚内燃機関への燃料供給装置は、前記ＬＮＧ供給ラインで運ばれるＬＮＧと、前記第２の緩熱器へ送られる天然ガスとの間で熱交換を行うことを特徴とする。

本発明によれば、ＬＮＧ供給ラインで運ばれるＬＮＧと、第二の緩熱器へ送られる天然ガスとの間で熱交換をしているので、第二の緩熱器に入る天然ガスは、ＬＮＧの顕熱を利用して温度が低下する。 このように、第二の緩熱器に入る天然ガスの温度が低下すると、その分、圧縮機へ入る天然ガスの温度が低下するので、圧縮機の圧縮効率が上がる。
一方、ＬＮＧ供給ラインで運ばれるＬＮＧの温度は、上昇するので、ＬＮＧを気化する動力がその分少なくて済む。

本発明にかかるＬＮＧ船は、請求項１ないし３のいずれかに記載されたガスタービン等ガス焚内燃機関への燃料供給装置を備えたことを特徴とする。

本発明によれば、ボイル・オフ・ガスとＬＮＧとの熱量を有効に利用して駆動動力を少なくし、かつ構造が小型化できるガスタービン等ガス焚内燃機関への燃料供給装置を備えることで、運搬するＬＮＧを有効に活用できるガスタービンを推進等の駆動源とすることができる。

請求項１に記載された発明によると、後工程で気化されるＬＮＧを利用して、このＬＮＧを気化するとともに圧縮機へ供給される天然ガスの温度を低下させ、さらに中間段階での加圧天然ガスの温度を同様に低下させているので、圧縮機の圧縮率および圧縮効率が向上する。 このように圧縮率が向上すると、圧縮機の段数を減少させることができる。 また、圧縮効率が向上すると、圧縮機の駆動動力を低減させることができる。 したがって、装置全体を小型化できるので、製造コストを安価にできるし、運転コストも低減できる。
また、第一の緩熱器および第二の緩熱器へ供給するＬＮＧの量を調整することにより、各緩熱器から出る天然ガスの温度を調整できるので、この温度を所定値に統一することができる。 このように、圧縮機に入る温度と中間段階での温度を一定値にすると、ボイル・オフ・ガス温度の変動に影響されない圧縮機性能設計が可能となり、結果として構造や構成材料を統一できるので、製造コストを安価にできる。

請求項２に記載された発明によると、圧縮機からの天然ガスの熱量を、ＬＮＧを気化するために使用しているので、ベーパライザにおける熱源の処理が簡単で容易となる。 また、ベーパライザの製造コストが安価となる。

請求項３に記載された発明によると、ＬＮＧ供給ラインで運ばれるＬＮＧと、第二の緩熱器へ送られる天然ガスとの間で熱交換をしているので、圧縮機の圧縮効率がさらに向上する。 また、ＬＮＧを気化する動力がその分少なくて済む。

請求項４に記載された発明によると、ボイル・オフ・ガスとＬＮＧとの熱量を有効に利用して駆動動力を少なくし、かつ構造が小型化できるガスタービン等ガス焚内燃機関への燃料供給装置を備えることで、運搬するＬＮＧを有効に活用できるガスタービン等ガス焚内燃機関を推進等の駆動源とすることができる。

以下に、本発明にかかる一実施形態について、図面を参照して説明する。
図１は、本実施形態にかかるガスタービン等ガス焚内燃機関への燃料供給装置１の構成を示すブロック図である。 燃料供給装置１は、ＬＮＧを貯蔵するLNG貯蔵タンク３と、LNG貯蔵タンク３で発生したボイル・オフ・ガスをガスタービン２へ供給するＢＯＧ供給ライン５と、LNG貯蔵タンク３のＬＮＧを加圧気化してガスタービンへ供給するＬＮＧ供給ライン７とを備えている。

ＢＯＧ供給ライン５には、ボイル・オフ・ガスの流れ方向に沿って、入口緩熱器（第一の緩熱器）９と、多段圧縮機（圧縮機）１１の低圧段部分１２と、インタークーラ１５と、中間緩熱器（第二の緩熱器）１７と、多段圧縮機１１の高圧段部分１３と、出口緩熱器（第三の緩熱器）１９と、ガスヒータ２１とが設けられている。
多段圧縮機１１の低圧段部分１２と多段圧縮機１１の高圧段部分１３とは、それぞれ２段で構成されている。

ＬＮＧ供給ライン７には、ＬＮＧの流れ方向に沿って、ＬＮＧの荷役を行うカーゴポンプ２３と、ＬＮＧを加圧するブースタポンプ２５と、インタークーラ１５と、ベーパライザ２７とが設けられている。
ベーパライザ２７は、一般的に蒸気加熱方式を用いる。

ＬＮＧ供給ライン７のブースタポンプ２５の上流側に、入口緩熱器９にＬＮＧを供給する第一ＬＮＧ分岐管２９が設けられている。 第一ＬＮＧ分岐管２９には、入口緩熱器９に入る前の位置に、流量調節弁３１が設けられている。 また、ＢＯＧ供給ライン５には、入口緩熱器９を出た位置に温度検出器３３が設けられている。 温度検出器３３の検出値により、流量調節弁３１の開度を調節している。

図２は、入口緩熱器９の縦断面を示している。 図２により、入口緩熱器９の構造を説明する。 入口緩熱器９は、中空円筒状の容器６１を備えている。 容器６１には、上部に排出口６５が、側面中央より下部に導入口６３が設けられている。 導入口６３と排出口６５はともにＢＯＧ供給ライン５に接続されている。 容器６１の側面上方位置に、ＬＮＧ導入管６７が挿入されている。 ＬＮＧ導入管６７は、第一ＬＮＧ分岐管２９に接続されている。 ＬＮＧ導入管６７の下部には複数の散布孔が設けられており、導入されたＬＮＧが散布される。

導入口６３とＬＮＧ導入管６７の間の空間には、気液接触用障害物が配置されており、散布されたＬＮＧと導入されたボイル・オフ・ガスとが接触してＬＮＧが気化するとともにボイル・オフ・ガスの温度を低下させる。
この温度が低下した天然ガスが、排出口６５を通ってＢＯＧ供給ライン５を経由して多段圧縮機１１の低圧段部分１２に導入される。
中間緩熱器１７と出口緩熱器１９の構造は、入口緩熱器９と基本的に同じである。 これらの緩熱器は、導入されたＬＮＧと天然ガスとの間で熱交換をして、ＬＮＧは気化され、天然ガスの温度が導入時よりも低下させられる。

第一ＬＮＧ分岐管２９の途中に、中間緩熱器１７にＬＮＧを供給する第二ＬＮＧ分岐管３５が設けられている。 第二ＬＮＧ分岐管３５には、中間緩熱器１７に入る前の位置に、流量調節弁３７が設けられている。 また、ＢＯＧ供給ライン５には、中間緩熱器１７を出た位置に温度検出器３９が設けられている。 温度検出器３９の検出値により、流量調節弁３７の開度を調節している。
本実施形態では、入口緩熱器９と中間緩熱器１７から出る天然ガスの温度が一定（およそ−１００℃付近）になるように調節している。

ＬＮＧ供給ライン７には、インタークーラ１５の前後を結ぶバイパス管４１が設けられている。 バイパス管４１には流量調節弁４３が設けられている。 流量調節弁４３はインタークーラ１５に導入されるＬＮＧの量を調整している。

ＬＮＧ供給ライン７には、ベーパライザ２７に流入する前の位置で分岐して、出口緩熱器１９にＬＮＧを供給する第三分岐管４５が設けられている。 第三分岐管４５には流量調節弁４７が設けられている。 ＢＯＧ供給ライン５には、出口緩熱器１９を出た位置に温度検出器４９が設けられている。 温度検出器４９の検出値により、流量調節弁４７の開度を調節している。
本実施形態では、出口緩熱器１９から出る天然ガスの温度が一定（およそ１５℃）になるように調節している。

ＬＮＧ供給ライン７で運ばれたＬＮＧは、出口緩熱器１９で全て気化が終わり、ＢＯＧ供給ライン５に合流することとなる。 ＢＯＧ供給ライン５に合流した天然ガスは、ガスタービンコンバインドサイクル２のガスタービンへ燃料として供給される。

多段圧縮機１１の低圧段部分１２の出口部分で、ＢＯＧ供給ライン５から分岐されたＢＯＧ分岐管５１で供給される天然ガスは、系外から導かれた天然ガスと合流して、ガスヒータ５３で昇温されて、ガスタービンコンバインドサイクル２の二重燃焼ボイラまたはフレアスタック等へと導かれる。

以上、説明した本実施形態にかかるガスタービンの燃料供給装置の動作について説明する。
ＬＮＧ船では、必要動力の半分位をまかなえる量のボイル・オフ・ガスが発生する。 カーゴタンクで発生した大気圧下のボイル・オフ・ガスは、−１４０〜−１６０℃位の状態で、入口緩熱器９へ送られる。 配管途中での入熱により、入口緩熱器９の入口では、−１００〜０℃位まで昇温する。

入口緩熱器９に導入されたボイル・オフ・ガスは、ここで第一ＬＮＧ分岐管２９を通って導入され、噴霧されたＬＮＧと接触する。 この接触により、ＬＮＧは気化し、ボイル・オフ・ガスは冷やされる。 両者が混合した天然ガスとしての温度が低下した状態（目安は−１００℃以下）で、入口緩熱器９を出る。 この出口温度は、ＬＮＧの供給量を調節することにより適宜な温度に設定できる。

この温度が低下させられた天然ガスが多段圧縮機１１の低圧段部分１２に導入される。 そのため、多段圧縮機１１の低圧段部分１２の圧縮効率は、温度が高い場合に比べて向上することになる。 多段圧縮機１１の低圧段部分１２において、２段階圧縮されて、昇圧（目安は０．５ＭＰａ）されるとともに昇温（この場合約−３０℃）される。

この昇圧、昇温された天然ガスは、途中インタークーラ１５を通過する際、ＬＮＧ供給ライン７との間で熱交換して、中間緩熱器１７へ導入される。
中間緩熱器１７に導入された天然ガスは、第二ＬＮＧ分岐管３５を通って導入され、噴霧されたＬＮＧと接触する。 この接触により、ＬＮＧは気化し、天然ガスは冷やされる。 両者が混合して天然ガスとして温度が低下した状態（目安は−１００℃）で、中間緩熱器９を出る。

このように、温度が低下した天然ガスが、多段圧縮機１１の高圧段部分１３に導入される。 多段圧縮機１１の高圧段部分１３では、この天然ガスを２段階圧縮して、加圧（ガスタービンの要求仕様によるが、目安として３．５ＭＰａ、−２０℃）する。 この加圧された天然ガスが、出口緩熱器１９に導入される。

一方、ＬＮＧ供給ライン７で供給されるＬＮＧは、ブースタポンプ２５によって、昇圧（目安としては４ＭＰａ）される。 この昇圧されたＬＮＧは、途中インタークーラ１５を通過して、多段圧縮機１１の低圧段部分１２を出た天然ガスから熱量を得る。
そして、ベーパライザ２７で気化されて出口緩熱器１９へ導入される。 ベーパライザ２７へ入る前に、一部のＬＮＧは、第三分岐管４５を通って出口緩熱器１９へ導入される。

出口緩熱器１９へ導入され、噴霧されたＬＮＧと、ベーパライザ２７で気化された天然ガスと、多段圧縮機１１の高圧段部分１３からの天然ガスとが相互に接触して、高圧で、適宜な温度となる。 この天然ガスが、出口緩熱器１９からガスヒータ２１を経由して、ガスタービンに供給される。

以下、本実施形態の作用・効果について説明する。
ＬＮＧタンク３で発生する略大気圧のボイル・オフ・ガスは、ＢＯＧ供給ライン５で供給される途中において、多段圧縮機１１で加圧される。 一方、ＬＮＧタンク３に略大気圧で貯蔵されたＬＮＧは、ＬＮＧ供給ラインで供給される途中において、液体状態でブースタポンプ２５により加圧され、次いでベーパライザ２７で気化される。 これらの加圧された天然ガスがガスタービンに、燃料として供給される。

本実施形態によれば、後工程で気化されるＬＮＧを利用して、このＬＮＧを気化するとともに多段圧縮機１１の低圧段部分１２へ供給される天然ガスの温度を低下させ、さらに中間段階での加圧天然ガスの温度を同様に低下させているので、多段圧縮機１１の圧縮率および圧縮効率が向上する。 このように圧縮率が向上すると、多段圧縮機の段数および容積流量を減少させることができる。 また、圧縮効率が向上すると、多段圧縮機の駆動動力を低減させることができる。 したがって、装置全体を小型化できるので、製造コストを安価にできるし、運転コストも低減できる。
また、入口緩熱器９および中間緩熱器１７へ供給するＬＮＧの量を調整することにより、各緩熱器から出る天然ガスの温度を調整できるので、この温度を所定値に統一することができる。 このように、多段圧縮機１１の低圧段部分１２に入る温度と圧縮機１１の高圧段部分１３に入る温度を一定値にすると、圧縮機の構造や構成材料を統一できるので、製造コストを安価にできる。
また、ブースタポンプ２５に入る前に、ＬＮＧ供給ラインで供給されるＬＮＧの一部が、ＢＯＧ供給ライン５へ供給されるので、ブースタポンプ２５およびベーパライザ２７へ供給されるＬＮＧが減少することになる。 このように、ブースタポンプ２５およびベーパライザ２７で処理するＬＮＧ量が減少すると、ＬＮＧを処理するための動力が減少することになる。 また、ブースタポンプ２５およびベーパライザ２７を小型化できる可能性がある。

多段圧縮機１１からの天然ガスの熱量を、ＬＮＧを気化するために使用しているので、ベーパライザ２７での熱源が少なくて済む。 そのため、熱源の処理が簡単で容易となる。 また、ベーパライザ２７自体を小型化することも可能となるので、製造コストが安価となる。
そして、場合によっては、ベーパライザ自体を不要とする可能性も出てくる。

ＬＮＧ供給ライン７で運ばれるＬＮＧと、中間緩熱器１７へ送られる天然ガスとの間で熱交換をしているので、中間緩熱器１７に入る天然ガスは、ＬＮＧの顕熱を利用して温度が低下する。 このように、中間緩熱器１７に入る天然ガスの温度が低下すると、その分、多段圧縮機１１へ入る天然ガスの温度が低下するので、多段圧縮機１１の圧縮効率が上がる。
一方、ＬＮＧ供給ラインで運ばれるＬＮＧの温度は、上昇するので、ＬＮＧを気化する動力がその分少なくて済む。

ボイル・オフ・ガスとＬＮＧとの熱量を有効に利用して駆動動力を少なくし、かつ構造が小型化できるガスタービン等ガス焚内燃機関への燃料供給装置１を備えることで、運搬するＬＮＧを有効に活用できるガスタービン等ガス焚内燃機関を推進等の駆動源とすることができる。

本発明の一実施形態にかかるガスタービン等ガス焚内燃機関への燃料供給装置のブロック図である。

本発明の一実施形態にかかる入口緩熱器の縦断面図である。

符号の説明

１ 燃料供給装置２ ガスタービン３ ＬＮＧ貯蔵タンク５ ＢＯＧ供給ライン７ ＬＮＧ供給ライン９ 入口緩熱器１１ 多段圧縮機１７ 中間緩熱器１９ 出口緩熱器２７ ベーパライザ