JP6286025B2 - 船を推進させることを目的として天然ガスを処理し、天然ガスを動力生成用の装置に供給するための方法およびシステム - Google Patents

Description

本発明は、天然ガスによって推進する船の分野に関する。

本発明は、より詳細には、天然ガスを処理し、これを液化ガス貯蔵タンクから、例えば燃焼機関などのエネルギー生成装置に搬送するための方法およびシステムに関する。

天然ガスが供給される燃焼機関を備えた船およびこのような船の推進は、従来技術より既知である。このような燃焼機関の正確な作動を保証するために、可燃天然ガスは、特定の特性を有する必要がある。詳細には、メタン数が、一般にエンジンの製造元によって規定される閾値を超える必要があるが、これは極度に低いメタン数を有するガスは、適切に燃えないため、ノック現象が生じることになるためである。

エンジンに供給される天然ガスが、閾値を超えるメタン数を有することを保証するために、エンジン供給回路を、天然ガスの重炭化水素が凝集物の形態で貯蔵タンクに戻ることを可能にする相分離器に適合させることは既知の慣習である。

しかしながら重炭化水素を戻すことによって、タンク内にそれらが蓄積することになる。よってタンク内のレベルが底部に近づくようになるとき、重炭化水素の残留物は、船の推進に利用することができないままである。

本発明の基礎を成す１つの概念は、天然ガスを処理し、それを船の推進力のために液化ガス貯蔵タンクから、例えば燃焼機関などのエネルギー生成装置に搬送するための方法およびシステムを提案することであり、それはタンクの底部において重炭化水素が濃縮する問題の１つの解決策を提供する。

一実施形態によると、本発明は、船内において天然ガスを処理し、それを液化ガス貯蔵タンクから、一方でエネルギー生成装置に、他方でエネルギー生成設備のバーナーに搬送するための方法を提供し、前記方法は、エネルギー生成装置に供給するステップであって、このステップにおいて天然ガスは、相分離器を通って運ばれることで、最も長い炭素鎖を有する炭化水素を含有する天然ガスの重質留分を凝集物の形態でタンクに戻すことを可能にし、最も短い炭素鎖を有する炭化水素を含有する天然ガスの軽質留分をエネルギー生成装置に運ぶことを可能にするステップと、その後の、天然ガスの重質留分を回収するステップであって、このステップにおいて天然ガスは、タンクからバーナーへと運ばれ、前記相分離器を迂回するステップと、を連続して含む。

よって、相分離器を迂回することにより、天然ガスの重質留分をバーナーに適合されたエネルギー生成設備に対して回収することによって、天然ガスの重質留分をなくすことができる。

一部の実施形態によると、このような方法は、１つまたは複数の以下の特徴を含む場合がある。
−方法は、エネルギー生成装置に供給するステップにおいて搬送される天然ガスのメタン数を表す変数を監視するステップを含む。
−方法は、搬送される天然ガスのメタン数を表す変数が閾値を横切る場合、天然ガスの重質留分を回収するステップへの自動切り換えおよび／またはアラーム信号の生成を含む。
−搬送される天然ガスのメタン数を表す変数は、相分離器の下流の天然ガスの軽質留分の流量を測定する、および／またはタンク内に収集された気化した天然ガスの温度を測定する、および／または凝集物収集容器のレベルおよび／またはパージ頻度を測定することによって判定される。

一実施形態によると、本発明はまた、天然ガスを処理し、それを液化ガス貯蔵タンクから一方でエネルギー生成装置に、他方でエネルギー生成設備のバーナーに搬送するための船上で実施されるシステムを提供し、システムは、エネルギー生成装置に供給する第１の供給回路であって、下流において、一方で最も長い炭素鎖を有する炭化水素を含有する天然ガスの重質留分を凝集物の形態でタンクに戻すことを可能にする戻りパイプに接続され、一方でエネルギー生成装置へと導き、最も短い炭素鎖を有する炭化水素を含有する天然ガスの軽質留分を搬送する輸送パイプに接続される相分離器に適合される第１の供給回路と、バーナーに供給し、前記相分離器を迂回する第２の供給回路と、を備える。

一部の実施形態によると、このようなシステムは、１つまたは複数の以下の特徴を備える。
−第１の供給回路は、相分離器の上流に、第２の供給回路と共通であり、液化天然ガスの強制的な気化を可能にする、および／またはタンク内で気化した天然ガスを収集することを可能にするように設計された少なくとも１つの回路部を有する。
−第１および第２の供給回路に共通の回路部は、タンクの底部に向かって開放する吸入パイプラインを備え、これがポンプと強制的な気化設備とを装備することで、液化天然ガスをガスの流れに変換することを可能にする。
−第１および第２の供給回路に共通の回路部は、タンク内で気化した天然ガスを収集するためにタンクの頂部へと開放するパイプラインを備える。
−第１および第２の供給回路に共通の回路部は、切り替え可能な３方向接続部材によって下流において結び付けられることで、共通の回路部を相分離器の入口に、またはバーナーへと導く第２の回路の一部に選択的に接続することが可能になる。
−バーナーに供給する第２の供給回路は、ガス加熱機器に適合される。
−天然ガスをエネルギー生成装置に供給するための第１の供給回路は、相分離器の下流に位置する圧縮機を備える。
−システムは、搬送される液化天然ガスのメタン数を表す変数を監視するためのデバイスを備える。
−運ばれる液化天然ガスのメタン数を表す変数を監視するためのデバイスは、エネルギー生成装置に向けて導く輸送パイプにおける流量を測定するためのセンサおよび／またはタンク内に収集された気化した天然ガスの温度を測定するためのセンサおよび／または凝集物収集容器のレベルを測定するためのセンサおよび／または凝集物収集容器のパージ頻度を測定するための計数器を備える。
−監視デバイスは、搬送される液化天然ガスのメタン数を表す変数が閾値を横切る場合、アラーム信号を生成するおよび／または天然ガスをバーナーに向けて導くために切り替え可能な３方向接続部材に対して作用するように設計される。

一実施形態によると、本発明はまた、液化ガス貯蔵タンク、エネルギー生成装置、バーナーを装備したエネルギー生成設備、および、上記に挙げたタイプの天然ガスを処理し搬送するためのシステムを備える船を提供する。

一部の実施形態によると、このような船は、１つまたは複数の以下の特徴を有する場合がある。
−エネルギー生成装置は、船の推進を目的とする。
−エネルギー生成装置は、二元燃料ディーゼル／天然ガス燃焼機関である。
−液化ガス貯蔵タンクは、膜を備えたタンクである。
−タンクは、大気圧における貯蔵タンクである。

一実施形態によると、本発明はまた、上記に述べたように船のタンクを充填するための方法に関し、この方法において、流体は、断熱されたパイプラインを通って、浮遊式または陸上貯蔵施設から船のタンクに向けて搬送される。

一実施形態によると、本発明はまた、上記に述べたような船と、船の船体内に設置されたタンクを浮遊式または陸上貯蔵施設に接続するような方法で配置された断熱されたパイプラインと、断熱されたパイプラインを通って浮遊式または陸上貯蔵施設から船のタンクに流体の流れを押しやるためのポンプとを備えるシステムに関する。

単に非制限的な例示の目的で提示された本発明のいくつかの特定の実施形態の以下の記載の過程において、添付の図面を参照して、本発明はより適切に理解され、そのさらなる目的、詳細、特徴および利点がより明確に明らかになるであろう。

船に搭載された天然ガス処理および搬送システムの概略図である。 船を推進させるためにエネルギー生成装置に供給するための、および発電のためにエネルギー生成装置に供給するための天然ガスの経路を太字にすることによって目立たせた、図１のシステムを示す図である。 発電のためにエネルギー生成装置に供給するための天然ガスの経路を太字にすることによって目立たせた、図１のシステムを示す図である。 天然ガスの重質留分を回収し利用するためのエネルギー生成施設のバーナーへの天然ガスの経路が強調されている、図１のシステムを示す図である。 タンク内で気化した天然ガスのエネルギー生成施設のバーナーに向かう経路が強調されている、図１のシステムを示す図である。 タンク加熱方法の実施における天然ガスの経路を目立たせた、図１のシステムを示す図である。 ガス貯蔵タンク、および船を推進させる目的で天然ガスが供給されるエネルギー生成装置を装備した船を示す図である。

記載およびクレームにおいて、用語「上流」および「下流」は、天然ガスが循環する方向を基準とするように定義される。

図７は、１つまたは複数の液化天然ガス貯蔵タンク２、および、天然ガスが供給される燃焼機関、燃料電池またはガスタービンから選択された１つまたは複数のエネルギー生成装置要素４を備えた推進ユニットを装備した船１を描いている。このような船１は、とりわけ、液化天然ガスを輸送することが意図されたメタンタンカーであり得るが、任意の他の用途が意図される場合もある。一例として、それは商船、客船、漁船などである場合もある。

図１は、船１に搭載されて担持される天然ガス貯蔵タンク２と、システム３とを描いており、これらは天然ガスの処理および搬送を目的としている。天然ガス処理および搬送システム３は、図２に描かれるように推進ユニットのエネルギー生成装置４に供給する、図４、図５および図６に描かれるようにバーナー５に供給する、および選択肢として、図２および図３に描かれるように燃焼機関、燃料電池または発電機のガスタービン６などの別のエネルギー生成装置に供給するのに適している。

タンク２は、液化天然ガス（ＬＮＧ）の貯蔵に適した密閉され熱的に断熱されたタンクである。タンク２は、とりわけ、液化天然ガスを大気圧で貯蔵することを可能にする膜を有するタイプであってよい。

推進ユニットのエネルギー生成装置４は、燃焼機関、燃料電池およびガスタービンから選択される。エネルギー生成装置４が燃焼機関である場合、エンジンは、ディーゼル／天然ガスで稼働するハイブリットエンジンである場合がある。このようなエンジン４は、エンジンが全てディーゼルによって供給されるディーゼルモードで、あるいはエンジンのための燃料が主に天然ガスで構成され、燃焼を開始するためにディーゼルの少量の試験的な量が噴射される天然ガスモードのいずれかで作動することができる。

推進ユニットのエネルギー生成装置４によって生成される機械的エネルギーに関連付けられた出力シャフトは、船の推進のために１つまたは複数のスクリューに結合される、または機械的エネルギーを電気エネルギーに変換することを可能にするためにオルタネータに結合される場合があり、その場合の電気エネルギーは、船の推進のためにスクリューに結合された電気モータに動力を供給するのに使用される。後者の代替において、燃焼機関が使用される場合、それはとりわけ、ＤＦＤＥタイプのエンジンであってよく、これはＤｕａｌ Ｆｕｅｌ Ｄｉｅｓｅｌ Ｅｌｅｃｔｒｉｃを意味する。

発電のためのエネルギー生成装置６は、例えばＤＦＤＥタイプのディーゼル／天然ガスの二元燃料燃焼機関、燃料電池またはガスタービンであってよい。

バーナー５が、エネルギー生成設備に組み込まれる。エネルギー生成設備はとりわけ、蒸気を生成するためのボイラーを備える場合がある。蒸気は、エネルギーを生成するために蒸気タービンに供給する、および／または船１の加熱ネットワークに供給することが意図される場合がある。

図２は、推進ユニットのエネルギー生成装置４および発電のためのエネルギー生成装置６にそれぞれ供給する２つの回路を示している。推進ユニットのエネルギー生成装置４に供給する回路は、以後、「メイン回路」と呼ばれるのに対して、発電のためのエネルギー生成装置６は、「二次回路」と呼ばれる。メイン回路はまた、天然ガスを二次回路に搬送する、またはその逆にも使用することができる。このような構成は、エネルギー生成装置４、６の供給の二重化を実現し、これにより故障の可能性に対して保護する。

メイン回路は、タンク２の底部に向かって開放するとともに、ポンプ８ａによって供給される取入れパイプライン７ａを備える。取入れパイプライン７ａは、取入れパイプライン７ａを一方で、蒸発装置とも呼ばれる強制的な気化設備９ａの入口に接続された弁１２３を装備したパイプライン２４に接続し、他方で噴霧器１０ａに接続された弁２２３を装備するパイプライン２５に接続することを可能にする３方向接続部２３に液化天然ガスを運ぶ。強制的な気化設備９ａによって、液化天然ガスをガスの流れに変換させることができる。強制的な気化設備９ａの出口は、ガスの流れを前記噴霧器１０ａに向かって運ぶために、パイプ２６によって噴霧器１０ａに接続される。噴霧器１０ａは、強制的な気化設備９ａの出口において取得したガスの流れに前記強制的な気化設備９ａの上流で収集された液化天然ガスを噴霧することが可能である。噴霧器１０ａはこれにより、ガスの流れを冷却することが可能であり、そのため最も重い炭化水素（それが最も長い炭素鎖を有し、最も高い蒸発温度を有すると言えることを意味する）が凝縮する。ガスの流れは典型的には、−１００℃の温度まで冷却される。

噴霧器１０ａを出ると、懸濁状態の天然ガスの液滴を運ぶガスの流れは、パイプライン２７を経由して相分離器１１ａまで運ばれる。この相分離器１１ａは、時にはミスト分離器と呼ばれる場合もあり、液相を気相から分離させることを可能にする。液相は、最も重い炭化水素を含有する天然ガスの重質留分で構成されており、これはそれらが最も長い炭素鎖を有すると言えることを意味している。天然ガスの重質留分は、凝集物戻りパイプライン１２ａを経由して貯蔵タンク２まで凝集物の形態で送られる。凝集物戻りパイプライン１２ａは、凝集物収集容器７２ａを装備しており、これは中の凝集物のレベルが閾値に達する際、規則的にパージされる。

最も短い炭素鎖を有する炭化水素を含有する天然ガスの軽質留分で構成される気相は、それ自体が、パイプライン２８を経由して、気相を３０℃の典型的な温度まで加熱させることが可能なガス加熱機器１３まで運ばれる。このようなガス加熱機器１３は典型的には、ガス／液体またはガス／ガス熱交換器である。ガス加熱機器１３は、再循環ループ２９を装備する。

最終的に、ガス加熱機器の出口１３ａにおいて、ガスの流れは、パイプライン３０を経由して推進ユニットのエネルギー生成装置４に向けて運ぶことができる。

同様に、二次回路は、タンク２の底部に向かって開放しポンプ８ｂによって供給される取入れパイプライン７ｂを備える。取入れパイプライン７ｂによって、液化天然ガスを強制的な気化設備９ｂならびに２つの噴霧器１０ｂおよび３１まで運ぶことが可能になる。そうするために、取入れパイプライン７ｂは、３方向接続部３２を介して、一方で噴霧器３１へと導く弁１３２を装備したパイプライン３３に、他方で弁２３２を装備しそれ自体が３方向接続部３５に接続されたパイプライン３４に接続され、前記パイプライン３４を、一方で弁１３５を装備したパイプライン３６を介して噴霧器１０ｂに、他方で弁２３５を装備したパイプライン１７を介して強制的な気化設備９ｂの入口に接続することを可能にする。

強制的な気化設備９ｂの出口は、一連のパイプライン３７、３８、３９によって噴霧器１０ａ、３１に接続され、最も重い炭化水素を凝縮させるために液化天然ガスを噴霧することを可能にする。噴霧器３１を出て行くガスの流れは、パイプライン４０を経由して相分離器１１ｂの出口まで運ばれる。

同様に、相分離器１１ｂは、液相を気相から分離することを可能にし、凝集物が凝集物戻りパイプライン１２ｂを経由してタンク２に戻ることを可能にする。凝集物戻りパイプライン１２ｂは、中の凝集物レベルが閾値に達する際規則的にパージされる、凝集物を収集するための容器７２ｂを装備する。

一方で、相分離器１１ｂからの出口において、天然ガスの軽質留分で構成される気相が、パイプライン４２を介して、平行に配置された１つまたは複数の圧縮機１６ａ、１６ｂまで運ばれる。ガスの流れをいくつかの圧縮機１６ａ、１６ｂに並行して搬送することを可能にするために、パイプライン４２は、弁１４３、２４３を装備したパイプラインへと導く１つまたは複数の多方向接続部４３を備える。図２において、ガスの流れは、２つの圧縮機１６ａ、１６ｂの一方のみを通って搬送される。しかしながらエネルギー生成装置４または６に供給するための基準流量に応じて、両方の圧縮機１６ａ、１６ｂを並行して通過するガスの流れが想定される場合もある。

例えば圧縮機１６ａ、１６ｂは、ガスの流れを、天然ガスが供給されるエネルギー生成装置６の仕様に適合可能な圧力まで、例えばＤＦＤＥタイプの燃焼機関の場合に絶対的な５から６バール程の圧力まで加熱し圧縮することが可能な多段圧縮機である。圧縮機１６ａ、１６ｂは、容積式圧縮機、遠心圧縮機または燃焼機関、燃料電池またはガスタービンの入口側で圧力を供給するのに適合可能な任意の他のタイプの圧縮機であってよい。

有利には、システム３は、圧縮機１６ａ、１６ｂを入口側における少量の体積流量を有する速度に対して保護するためにサージ防止保護デバイスを装備する。このようなデバイスは、圧縮機１６ａ、１６ｂの出口側に、圧縮されたガスの流れの一部を前記圧縮機１６の上流に戻すことを可能にする再循環ループ４４を備える。再循環ループ４４は、再循環ループ４４における流量の制御を可能にする弁１８ａ、１８ｂを装備する。描かれる一実施形態において、再循環ループ４４は、パイプライン１４に接続されるが、その構成は以下に記載する。

圧縮機１６ａ、１６ｂを出ると、ガスの流れは、ガスの流れの温度を基準温度にすることを可能にする冷却装置１９まで搬送される。システムが並列の複数の圧縮機１６ａ、１６ｂ備える場合、前記圧縮機１６ａ、１６ｂの出口は、３方向接続部４５、６３を介して冷却装置１９の入口に接続される。

最終的に、冷却装置１９を出ると、ガスの流れは、パイプライン４６を経由して発電機のエネルギー生成装置６まで運ばれる。前記パイプライン４６は、３方向接続部４７を装備しており、その２つの出口経路は、ガスの流れを発電機のエネルギー生成装置６に向かって、および／または推進ユニットのエネルギー生成装置４に向かって選択的に誘導することを可能にする弁１４７、２４７を装備していることに留意されたい。

描かれる実施形態において、エネルギー生成装置４に供給するメイン回路は、二次回路とは異なり、圧縮機を装備しないが、これはメイン回路、およびメイン回路の取入れパイプライン７ａに供給するポンプ８ａが、前記エネルギー生成装置４の作動条件に一致した圧力を供給することが可能であるためであることにも留意されたい。

図３は、貯蔵タンク内で気化した天然ガスが、エネルギー生成装置６に供給する二次供給回路に取り込まれる際、二次回路を通るガスの搬送を描いている。

これを行なうために、システム３は、タンク２の頂部へと開放するパイプライン７１を備える。３方向接続部７０が、タンク２の頂部へと開放するパイプライン７１を弁１７０に適合されたパイプライン４８を介して二次回路に、および弁２７０を装備するとともに、加熱回路の一部を形成するパイプライン４９に接続するが、この加熱回路の目的は以後詳細に記載する。３方向接続部７０および弁１７０、２７０は、切り替え可能な３方向接続部材を形成する。

パイプライン４８はさらに、３方向接続部５０を介してパイプライン１４に接続される。３方向接続部５０は、パイプライン１４を、弁１５０を装備し加熱回路を形成するパイプライン５１に、および弁１７０を装備するパイプライン４８に接続する。３方向接続部５０ならびに弁１５０および１７０はまた、切り替え可能な接続部材を形成する。

パイプライン１４は、噴霧器１０ｂの出口および前記パイプライン１４を噴霧器３１の入口に接続することを可能にする３方向接続部５４を介して二次回路に接続される。タンク２内で気化したガスは、これにより第２の噴霧器３１に運ばれる前に強制的な気化設備９ｂを出るガスの流れに取り込まれるが、液化状態の天然ガスをガスの流れに噴霧することによって相分離器１１ｂに進入するガスの流れの温度を制御する機能も有する。よって、二次供給回路は、その上流部分において、タンク２内に収集された気化した天然ガスを搬送するための経路と、天然ガスを強制的に気化させるための経路とを備える。

タンク内で気化したガスを搬送するためのこのような経路は、液化天然ガスが周辺大気で保管され、その結果かなりの自然の気化が生じる場合に特に適切である。

図４および図５は、バーナー５に天然ガスを供給するための経路を示している。図４は、天然ガスを強制的に気化する経路を示しており、図５は、タンク２内で収集された気化した天然ガスの経路を示している。両方のケースにおいて、バーナー５に供給するための回路は、天然ガスの重質留分に含まれるエネルギーを回収することを可能にするために相分離器１１ｂを迂回することに留意されたい。

図４において、バーナー５に供給する供給回路は、二次回路と共通の回路部を備える。この共通の回路部は、液化天然ガスの強制的な気化を可能にし、ポンプ８ｂによって供給される取入れパイプライン７ｂ、強制的な気化設備９ｂおよび任意選択で噴霧器１０ｂを備える。

強制的な気化設備９ｂの下流において、処理および搬送システム３は、強制的な気化設備９ｂの出口を、弁１５５を装備し相分離器１１ｂへと導く一連のパイプライン３８、３９、４０と、弁２５５を装備するパイプライン５６とに接続する３方向接続部５５を備え、前記相分離器１１ｂを迂回することを可能にすることで、天然ガスの重質留分を回収し、バーナー５において使用することができる。これにより、このように形成された切り替え可能な接続部材によって、強制的な気化設備９ｂからの排出物を、相分離器１１ｂまたはバーナー５のいずれかに選択的に搬送することが可能になる。

パイプライン５６は、強制的な気化設備を出るガスの流れをガス加熱機器５７に向けて運ぶ。ガス加熱機器５７は、例えばガス／液体またはガス／ガス熱交換器である。ガス加熱機器５７はここでは、再循環ループ５８を装備する。ガス加熱機器５７によって、前記バーナー５の上流で気相を典型的には３０℃ほどの基準温度まで加熱することが可能になる。ガス加熱機器５７からの出口において、パイプライン６８、５９がバーナー５に向けてガスを運ぶ。

図５において、バーナー５に供給する供給回路は、二次回路と共通の別の回路部を備える。この共通の回路部によって、タンク２内の気化した天然ガスを収集することが可能になる。この共通の回路部は、タンク２の頂部へと開放するパイプライン７１、３方向接続部７０によってパイプライン７１に接続されたパイプライン４８および、３方向接続部５０によってパイプライン７１に接続されたパイプライン１４を備える。パイプライン１４はさらに、パイプライン１４を相分離器１１ｂに向けて、かつ弁１４３、２４３に向けて導く一連のパイプライン３９、４０に接続し、弁１６０を装備し、前記相分離器１１ｂを迂回することを可能にすることで、天然ガスの重質留分を回収しバーナー５において使用することができるパイプライン５６に接続する３方向接続部６０に接続される。

後に、図４と併せて上記に詳細に記載するように、パイプライン５６は、ガス加熱機器５７に向けてガスの流れを運び、その後、ガス加熱機器５７の出口において、パイプライン６８、５９はバーナー５に向けてガスを運ぶ。

タンク２内で気化した天然ガスの経路および天然ガスの強制的な気化の経路が、理解し易くするために２つの異なる図面において示されているが、バーナー５に天然ガスを運ぶためにこれら２つの経路を同時に使用することも全く可能であることに留意されたい。

天然ガスの処理および搬送システム３は有利には、搬送される液化天然ガスのメタン数を表す変数を監視するためのデバイスを装備する。メタン数は、気体混合物が望ましくないノック現象に耐える能力を示しており、０から１００の間である。メタン数は、天然ガスの組成に依存する。純粋なメタンに関するメタン数は１００である。この数は、プロパンおよび／またはブタンおよび／またはペンタンなどのより重い炭化水素の比率が増大するにつれて減少する。

天然ガスのメタン数を表す変数を監視するためのこのようなデバイスはとりわけ、天然ガスの軽質留分のガスの流れの流量を測定するために、例えばパイプライン４２内で、相分離器１１ａ、１１ｂの一方または両方の下流に配置された１つまたは複数の流量メータを備える場合がある。この流量は、搬送される液化天然ガスのメタン数を表す。これは、安定した状態の条件下で、一定の注入流量において、この流量は、タンク２が空になり、重炭化水素の濃度が増加するにつれて低下する傾向がある。

あるいはまたはこれに加えて、気化したガスの温度を測定するために、例えばタンク２に収集された気化したガスを搬送するためのパイプライン４８内に温度センサを配置することも等しく可能である。これは、気化したガスの温度が高くなるほどタンクが含む重炭化水素の比率が高くなるためであるであるが、これは航海の終わりに近づいているためである。

さらに１つの代替としてまたはこれに加えて、凝集物収集容器７２ａ、７２ｂの少なくとも一方のパージ頻度をログ記録する、および／または容器７２ａ、７ｂの少なくとも一方の凝集物レベルがどのように発展するかを監視することも等しく可能である。

監視デバイスはまた、以下に挙げるセンサの少なくとも１つによって収集されたデータを受信し処理することが可能な制御ユニットを備える。制御ユニットは、メタン数を表す変数を閾値に対して比較する。この比較に基づいて、制御ユニットは、アラームを生成する、あるいは天然ガスが推進ユニットのエネルギー生成装置４および／または発電機のエネルギー生成装置６に供給される作動モードから、天然ガスの重質留分が回収され、エネルギー生成設備のバーナー５に運ばれる作動モードへと自動的に切り換えることができる。実際には、メタン数を表す変数が、８０前後の数字より下のメタン数に対応する場合、制御ユニットは、アラームを生成する、または天然ガスの重質留分が回収され使用されるモードに自動的に切り換える。

このような作動モードの自動の切り換えを予測する実施形態において、監視デバイスは、ガスの流れが前記相分離器１１ｂを迂回してバーナー５に向かうように切り換えるように、３方向接続部５５および６０が装備する１つまたは複数の弁１５５、２５５、１６６、１４３、２４３に基準信号を送信することができる。

天然ガスの重質留分が回収されバーナー５に運ばれる作動モードへの切り換えと並行して、エネルギー生成装置がガス／ディーゼル二元燃料燃焼機関である場合、推進ユニットおよび／または発電機６の燃焼機関または燃料電池またはガスタービン４は、ディーゼルモードに切り換えて、船の推進および／または発電を続ける。

図６は、タンク２の加熱を可能にする方法が実施される際の天然ガスの経路を示している。この方法は、タンク２がほぼ空である際に実施され、残っている天然ガスは、このときタンク２内で気体の形態である。

加熱方法の実施において、天然ガスは、タンク２の底部へと開放するパイプライン５２を使用してタンク２の底部に収集される。

描かれる実施形態において、タンク２の底部へと開放するパイプライン５２は、前記パイプライン５２を選択的に、ガスの流れをタンク２の底部に収集することを可能にするために加熱回路の上流部分のパイプライン５１に接続する、あるいはタンク２を満たすために充填回路６１に接続することで陸上の貯蔵所からタンク２へ液化天然ガスを搬送することを可能にする切り換え可能な３方向接続部材５３に接続される。

さらに加熱回路の上流部分のパイプライン５１は、下流で３方向接続部５０に接続される。弁１７０、１５０によって、加熱回路の上流部分のパイプライン５１、またはタンク２内に収集された気化したガスのパイプライン１４への搬送を可能にするパイプライン４８のいずれかの選択的な接続を可能にする。

加熱回路の上流部分はよって、タンクの底部において収集されたガスを圧縮機へと運ぶためにパイプライン３９、４０、４２によって圧縮機１６ａ、１６ｂの入口に接続することができる。タンク２を加熱する方法を実施するために圧縮機１６ａ、１６ｂを出ていくガスの流れの温度は、例えば５０℃程である。

パイプライン１４、３９、４０および４２ならびに少なくとも１つの圧縮機１６ａ、１６ｂを備える回路部はよって、エネルギー生成装置４、６および加熱回路へとガスを供給する二次回路と共通である。その結果、ガスを処理し搬送するためのシステム３の設計は、最適化され、圧縮機１６ａ、１６ｂの少なくとも一方は共にエネルギー生成装置４、６に供給するためのガスの流れを準備し、タンク２を加熱する方法を実施するのに関与している。

圧縮機１６ａ、１６ｂからの出口において、３方向接続部６２、６３は、圧縮機１６ａ、１６ｂの出口を弁１６２、１６３を装備したパイプライン６４、６５に、および二次供給回路に向かって開放し弁２６２、２６３を装備するパイプラインに接続する。前記パイプライン６４、６５は、３方向接続部６６、６７を介して、バーナー５に供給する供給回路の一部を形成しガス加熱機器５７へと導くパイプライン５６に接続される。

よってタンク２を加熱するために、ガスの流れは圧縮機１６ａ、１６ｂを共に通過して、加熱機器５７を通って進む。ガス加熱機器５７を出る際、ガスの流れは、例えば８０℃程の温度を有する。

さらに、ガス加熱機器５７を出ると、パイプライン６８は、弁１６９を装備したパイプライン５９を介して流れの余剰な部分をバーナー５へと除去することを可能にし、ガスの流れの他の部分を弁２６９を装備したパイプライン４９を介してタンク２へと戻すことを可能にする３方向接続部６９へと導き、タンク２へと導く戻りセクションを形成する。

よって、パイプライン５６、ガス加熱機器５７およびパイプライン６８は、タンク２を加熱するための加熱回路に対して、およびバーナー５にガスを供給する供給回路に対して共通の回路部を画定することを理解されたい。その結果、パイプライン６４、６５は、圧縮機１６ａ、１６ｂの出口をタンク２の加熱回路、およびバーナー５にガスを供給する供給回路に共通の回路部に接続することを可能にする接続セクションを形成する。

タンク２へと導く戻りセクションを形成するパイプライン４９が、３方向接続部７０を介してタンク２の頂部へと開放するパイプライン７１に接続される。これにより弁１７０、２７０の位置によって、タンク２の頂部へと開放するパイプライン７１は、エネルギー生成装置４、６またはバーナー５に天然ガスを供給することが望まれる場合、タンク２内で気化したガスを収集するのに使用され、タンク２を加熱することが望まれる場合、高温のガスを噴射するのに使用することができる。

その結果、タンク２を加熱するための方法を実施する際、高温のガスがタンク２の頂部へと噴射され、その一方でタンク２の底部からガスが抜き取られる。高温のガスはそれ自体、タンク２の頂部へと上昇する傾向を持つため、このような構成によって、タンク２の温度成層を実現することによりタンク２を加熱する方法の効率を高めることを可能にする。

それ自体既知の方法において、図７に描かれるように、装填／取出しパイプラインを、好適なコネクタを利用して、海洋ターミナルまたはハーバーターミナルに接続することで、ＬＮＧの積み荷をタンク２からおよびタンク２へと輸送することができる。

図７は、液化天然ガス供給ステーション８２、水中パイプ８３および陸上設備８１を備える海洋ターミナルの一例を描いている。液化天然ガスステーション８２は、可動アーム８４と、可動アーム８４を支持するタワー８５とを備える固定式の陸上設備である。可動アーム８４は、装填パイプラインに接続することができる断熱された可撓性のホース８０を支持する。方向付け可能な可動アーム８４は、全てのサイズの船に適合する。接続パイプが（描かれていない）、タワー８５の内側に真っ直ぐに延びている。液化天然ガス供給ステーション８２によって、船１のタンクを陸上設備８１から充填することが可能になる。陸上設備８１は、液化ガス貯蔵タンク８６と、水中パイプ８３によって液化天然ガス供給ステーション８２に接続された接続パイプ８７とを備える。水中パイプ８３によって、液化天然ガス供給ステーション８２と陸上設備８１の間で液化ガスを移動させることが可能になる。

液化ガスを移動させるのに必要な圧力を生成するために、船１に搭載されたポンプおよび／または陸上設備８１が装備するポンプおよび／または装填または取出しステーション８２が装備するポンプが利用される。

本発明をいくつかの特定の実施形態と併せて記載してきたが、それはいずれにしてもその実施形態に限定されるものではなく、それは、本発明の範囲内にある記載される手段およびその組み合わせの全ての技術的な均等物を含むことは極めて明白である。

詳細には、上記に記載される実施形態において、船は単に１つの液化天然ガス貯蔵タンクを備えるのみであるが、ガス処理および搬送システムが複数の貯蔵タンクに接続されることも等しく可能である。その場合、貯蔵タンクは各々、ポンプによって供給される取入れパイプラインならびにタンクの頂部および底部へと開放するパイプラインを装備しており、これらは上記に記載したように処理システム回路に接続されている。

用語接続部材は、上記において１つまたは複数の入力パイプラインまたは１つまたは複数の出力パイプラインを備えた複数の弁と３方向接続部の組み合わせを記載するのに使用されており、この用語は、２つの入力パイプラインを出力パイプラインに接続する、あるいは１つの入力パイプラインを２つの出力パイプラインに接続することを可能にする全ての技術的均等物に拡大されることにさらに留意されたく、これらは、環境に従って２つの入力パイプラインの一方からの流れまたは２つの出力パイプラインの一方に向かう流れのいずれかを促進するための選択を行なうことを可能にする、あるいは１つの入力流れを２つの出力流れに分割させる、または２つの入力流れを１つの出力流れに合わせることを可能にする手段を装備している。

動詞「備える」、「有する」または「含む」の使用およびその変化形態の使用は、クレームに列記されたもの以外の他の要素または他のステップが存在することを排除するものではない。要素またはステップに対する定冠詞「ａ」または「ａｎ」の使用は、そうでないことが述べられなければ、複数のこのような要素またはステップが存在することを排除しない。

クレームにおいて、括弧内のいずれの参照符号も、クレームに対する限定を示唆するものと解釈すべきではない。

Claims (20)

1. 船（１）内で天然ガスを処理し、かつ、天然ガスを一方で液化ガス貯蔵タンク（２）からエネルギー生成装置（４、６）へと搬送するとともに他方でエネルギー生成設備のバーナー（５）へと搬送するための方法であって、
   前記エネルギー生成装置（４、６）に供給するステップであって、このステップにおいて天然ガスは、相分離器（１１ａ、１１ｂ）を通って運ばれることで、最も長い炭素鎖を有する炭化水素を含有する天然ガスの重質留分を凝縮物の形態で前記タンク（２）に戻すことを可能にし、最も短い炭素鎖を有する炭化水素を含有する天然ガスの軽質留分を前記エネルギー生成装置（４、６）に運ぶことを可能にするステップと、その後の
   天然ガスの重質留分を回収するステップであって、このステップにおいて天然ガスは、前記タンク（２）から前記バーナー（５）へと運ばれ、前記相分離器（１１ａ、１１ｂ）を迂回するステップと、を連続して含む方法。
2. 搬送される天然ガスのメタン数を表す変数が、前記エネルギー生成装置（４、６）に供給するステップにおいて監視される、請求項１に記載の方法。
3. 搬送される天然ガスのメタン数を表す前記変数が閾値を横切る場合、天然ガスの重質留分を回収する前記ステップに対する自動切り換えおよび／またはアラーム信号の生成が行なわれる、請求項２に記載の方法。
4. 搬送される天然ガスのメタン数を表す前記変数は、前記相分離器（１１ａ、１１ｂ）の下流の天然ガスの軽質留分の流量を測定する、および／または前記タンク内に収集された気化した天然ガスの温度を測定する、および／または凝集物収集容器のレベルおよび／またはパージ頻度を測定することによって判定される、請求項２または３に記載の方法。
5. 天然ガスを処理し、かつ、天然ガスを一方で液化ガス貯蔵タンク（２）からエネルギー生成装置（４、６）に搬送するとともに他方でエネルギー生成設備のバーナー（５）に搬送するための船（１）上で実施されるシステムであって、
   前記エネルギー生成装置（４、６）に供給する第１の供給回路であって、下流において、一方で最も長い炭素鎖を有する炭化水素を含有する天然ガスの重質留分を凝集物の形態で前記タンク（２）に戻すことを可能にする戻りパイプ（１２ａ、１２ｂ）に接続され、他方で前記エネルギー生成装置（４、６）へと導かれて最も短い炭素鎖を有する炭化水素を含有する天然ガスの軽質留分を搬送する輸送パイプ（４２）に接続される相分離器（１１ａ、１１ｂ）に適合される第１の供給回路と、
   前記バーナー（５）に供給し、前記相分離器（１１ａ、１１ｂ）を迂回する第２の供給回路と、を備えるシステム。
6. 前記第１の供給回路は、前記相分離器（１１ｂ）の上流に、前記第２の供給回路と共通であり、かつ、液化天然ガスの強制的な気化を可能にするおよび／または前記タンク（２）内で気化した天然ガスを収集することを可能にするように設計された少なくとも１つの回路部を有する、請求項５に記載のシステム。
7. 前記第１および前記第２の供給回路に共通の回路部は、前記タンク（２）の底部に向かって開放する吸入パイプライン（７ｂ）を備え、前記吸入パイプライン（７ｂ）はポンプ（８ｂ）と、強制的な気化設備（９ｂ）とを装備することで、液化天然ガスをガスの流れに変換することを可能にする、請求項６に記載のシステム。
8. 前記第１および前記第２の回路に共通の回路部は、前記タンク（２）内で気化した天然ガスを収集するために前記タンク（２）の頂部へと開放するパイプライン（７１）を備える、請求項６または７に記載のシステム。
9. 前記第１および前記第２の回路に共通の回路部は、切り替え可能な３方向接続部材（５５；１５５；２５５‐６０；１６０；１４３；２４３）によって下流において結び付けられることで、前記共通の回路部を前記相分離器（１１ｂ）の入口にまたは前記バーナー（５）へと導く前記第２の供給回路の一部に選択的に接続することが可能になる、請求項５から８のいずれか一項に記載のシステム。
10. 前記バーナー（５）に供給する前記第２の供給回路は、ガス加熱機器（５７）に適合される、請求項５から９に記載のシステム。
11. 天然ガスを前記エネルギー生成装置（４、６）に供給するための前記第１の供給回路は、前記相分離器（１１ｂ）の下流に位置する圧縮機（１６ａ、１６ｂ）を備える、請求項５から１０のいずれか一項に記載のシステム。
12. 搬送される液化天然ガスのメタン数を表す変数を監視するためのデバイスを備える、請求項５から１１のいずれか一項に記載のシステム。
13. 運ばれる液化天然ガスのメタン数を表す変数を監視するための前記デバイスは、前記エネルギー生成装置に向けて導く前記輸送パイプ（４２）における流量を測定するためのセンサおよび／または前記タンク（２）内に収集された気化した天然ガスの温度を測定するためのセンサおよび／または凝集物収集容器（７２ａ、７２ｂ）のレベルを測定するためのセンサおよび／または凝集物収集容器（７２ａ、７２ｂ）のパージ頻度を測定するための計数器を備える、請求項１２に記載のシステム。
14. 前記デバイスは、搬送される液化天然ガスのメタン数を表す前記変数が閾値を横切る場合、アラーム信号を生成する、および／または、天然ガスを前記バーナー（５）に向けて導くために切り替え可能な３方向接続部材（５５；１５５；２５５‐６０；１６０；１４３；２４３）に対して作用するように設計される、請求項１２または１３に記載のシステム。
15. 液化ガス貯蔵タンク、エネルギー生成装置（４、６）、バーナーを装備したエネルギー生成設備、及び、請求項５から１４のいずれか一項に記載の天然ガスを処理し搬送するためのシステムを備える船。
16. 前記エネルギー生成装置は、前記船の推進を目的とする、請求項１５に記載の船。
17. 前記液化ガス貯蔵タンクは、膜を備えたタンクである、請求項１５または１６に記載の船。
18. 前記タンクは、大気圧における貯蔵タンクである、請求項１５から１７のいずれか一項に記載の船。
19. 請求項１５から１８のいずれか一項に記載の船（１）のタンクを充填するための方法であって、
    流体が、断熱されたパイプライン（８０）を通って、浮遊式または陸上貯蔵施設（８１）から前記船（１）の前記タンク（２）に向けて搬送される、方法。
20. 請求項１５から１８のいずれか一項に記載の船（１）と、
    前記船の船体内に設置された前記タンク（２）を浮遊式または陸上貯蔵施設（８１）に接続するような方法で配置された断熱されたパイプライン（８０）と、
    前記断熱されたパイプラインを通って前記浮遊式または陸上貯蔵施設から前記船の前記タンクに流体の流れを押しやるためのポンプと、を備える流体輸送システム。

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