JP2001124295A - ボイルオフガス（ｂｏｇ）の冷却方法とその装置 - Google Patents
ボイルオフガス（ｂｏｇ）の冷却方法とその装置Info
- Publication number
- JP2001124295A JP2001124295A JP30921899A JP30921899A JP2001124295A JP 2001124295 A JP2001124295 A JP 2001124295A JP 30921899 A JP30921899 A JP 30921899A JP 30921899 A JP30921899 A JP 30921899A JP 2001124295 A JP2001124295 A JP 2001124295A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- gas
- boil
- lng
- cooling
- temperature
- 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.)
- Pending
Links
Abstract
(57)【要約】
【課題】本発明は、ＬＮＧ気化ガスに対するボイルオフ
ガスの混入比率が変わっても、燃料ガスとしての燃焼性
の変化と制御外乱を緩和するボイルオフガスの冷却方法
とその装置を提供する。 【解決手段】ＬＮＧの利用設備に供給されるＬＮＧ気化
ガスの発熱量を検出する発熱量検出装置１５と、昇温し
たボイルオフガスの流れの中でかつこのガス流れ方向に
向けてＬＮＧの液滴を噴射しボイルオフガスを冷却する
冷却器１０と、ＬＮＧ液滴の噴射量を調整する噴射量調
整弁１４と、冷却したあとのボイルオフガス温度を検出
する温度検出器１２と、発熱量検出装置の検出結果にも
とづいてボイルオフガスの冷却目標温度を設定し温度検
出器の検出温度が冷却目標温度になるように噴射量調整
弁を制御してボイルオフガスの実体積当たりの発熱量を
ＬＮＧ気化ガスの発熱量に近似させる制御装置１６とを
具備した。
ガスの混入比率が変わっても、燃料ガスとしての燃焼性
の変化と制御外乱を緩和するボイルオフガスの冷却方法
とその装置を提供する。 【解決手段】ＬＮＧの利用設備に供給されるＬＮＧ気化
ガスの発熱量を検出する発熱量検出装置１５と、昇温し
たボイルオフガスの流れの中でかつこのガス流れ方向に
向けてＬＮＧの液滴を噴射しボイルオフガスを冷却する
冷却器１０と、ＬＮＧ液滴の噴射量を調整する噴射量調
整弁１４と、冷却したあとのボイルオフガス温度を検出
する温度検出器１２と、発熱量検出装置の検出結果にも
とづいてボイルオフガスの冷却目標温度を設定し温度検
出器の検出温度が冷却目標温度になるように噴射量調整
弁を制御してボイルオフガスの実体積当たりの発熱量を
ＬＮＧ気化ガスの発熱量に近似させる制御装置１６とを
具備した。
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は、ボイルオフガス
（ＢＯＧ）を圧縮する過程において、昇温したボイルオ
フガスを冷却するボイルオフガスの冷却方法とその装置
に関する。
（ＢＯＧ）を圧縮する過程において、昇温したボイルオ
フガスを冷却するボイルオフガスの冷却方法とその装置
に関する。
【０００２】
【従来の技術】ＬＮＧから発生するボイルオフガス（Ｂ
ＯＧ）を圧縮して、気化したＬＮＧと混合させ、たとえ
ば発電用の燃料として供給する装置があり、ここで圧縮
にともなって昇温するボイルオフガスを冷却するシステ
ムが構築されている。
ＯＧ）を圧縮して、気化したＬＮＧと混合させ、たとえ
ば発電用の燃料として供給する装置があり、ここで圧縮
にともなって昇温するボイルオフガスを冷却するシステ
ムが構築されている。
【０００３】すなわち、ボイルオフガス流通路に沿っ
て、プレクーラと、圧縮機と、アフタクーラが設けら
れ、上記各クーラへ冷却水を供給するポンプが備えられ
る。ボイルオフガスはプレクーラで冷却水を用いて冷却
されたあと、圧縮機で加圧・圧縮される。圧縮されて高
温になったボイルオフガスは、アフタクーラで冷却水を
用いて冷却されたあとＬＮＧの送ガスラインに導かれ
る。なお、温度上昇した冷却水は、海水もしくは外気と
熱交換して再冷却され、循環利用される。
て、プレクーラと、圧縮機と、アフタクーラが設けら
れ、上記各クーラへ冷却水を供給するポンプが備えられ
る。ボイルオフガスはプレクーラで冷却水を用いて冷却
されたあと、圧縮機で加圧・圧縮される。圧縮されて高
温になったボイルオフガスは、アフタクーラで冷却水を
用いて冷却されたあとＬＮＧの送ガスラインに導かれ
る。なお、温度上昇した冷却水は、海水もしくは外気と
熱交換して再冷却され、循環利用される。
【０００４】このように、従来のボイルオフガス冷却シ
ステムでは、プレクーラとアフタクーラでの冷却に冷却
水を利用するため送水設備やポンプ動力が必要であり、
設備費が膨大になる。また、冷却水を再冷却するため海
水を用いる場合は、海洋生物により伝熱面が汚れ易く、
伝熱性能維持のためのメンテナンスが必要でランニング
コストがかかる。冷却水によるガス冷却を行っているた
め、冷却目標温度は冷却水温度以下とすることができ
ず、目標温度範囲の設定に制約がある。
ステムでは、プレクーラとアフタクーラでの冷却に冷却
水を利用するため送水設備やポンプ動力が必要であり、
設備費が膨大になる。また、冷却水を再冷却するため海
水を用いる場合は、海洋生物により伝熱面が汚れ易く、
伝熱性能維持のためのメンテナンスが必要でランニング
コストがかかる。冷却水によるガス冷却を行っているた
め、冷却目標温度は冷却水温度以下とすることができ
ず、目標温度範囲の設定に制約がある。
【０００５】そこで、本出願人は、特開平１１−８２８
９３号公報に記載されるような、圧縮ガスの冷却システ
ムを開発し出願した。これを図２に示し、以下、概略説
明をなす。
９３号公報に記載されるような、圧縮ガスの冷却システ
ムを開発し出願した。これを図２に示し、以下、概略説
明をなす。
【０００６】ブレクーラ１内に、送ガス高圧ポンプ５か
らＬＮＧ気化器４に送られるＬＮＧの一部を導き、クー
ラ内を流れるボイルオフガスに直接噴射することによ
り、ボイルオフガスは冷却される。
らＬＮＧ気化器４に送られるＬＮＧの一部を導き、クー
ラ内を流れるボイルオフガスに直接噴射することによ
り、ボイルオフガスは冷却される。
【０００７】そのあと、圧縮機２に導かれて加圧・圧縮
され、高温になったボイルオフガスは、アフタクーラ３
において送ガス高圧ポンプ５から送られるＬＮＧの一部
を直接噴射することにより冷却される。ＬＮＧはガス化
しボイルオフガスと混合した後、ＬＮＧ気化器４で気化
したガスと一緒に送ガスラインに送られ、発電用の燃料
に供される。
され、高温になったボイルオフガスは、アフタクーラ３
において送ガス高圧ポンプ５から送られるＬＮＧの一部
を直接噴射することにより冷却される。ＬＮＧはガス化
しボイルオフガスと混合した後、ＬＮＧ気化器４で気化
したガスと一緒に送ガスラインに送られ、発電用の燃料
に供される。
【０００８】このような冷却システムを採用することに
より、冷却水が不要となりポンプなどの送水設備や、そ
のメンテナンスが不用な冷却ができ、圧縮機の動力が低
減するなどの種々の有効条件が得られるようになった。
より、冷却水が不要となりポンプなどの送水設備や、そ
のメンテナンスが不用な冷却ができ、圧縮機の動力が低
減するなどの種々の有効条件が得られるようになった。
【０００９】
【発明が解決しようとする課題】その反面、未だ解決す
べき課題が残っていて、その１つは利用設備を発電用燃
焼設備とした場合で、燃料ガスであるＬＮＧ気化ガスの
発熱量変動を最小限に抑制するための具体的な手段を持
たないことである。
べき課題が残っていて、その１つは利用設備を発電用燃
焼設備とした場合で、燃料ガスであるＬＮＧ気化ガスの
発熱量変動を最小限に抑制するための具体的な手段を持
たないことである。
【００１０】すなわち、ＬＮＧはメタンを主成分とし
て、エタン、プロパン、ブタンなどの炭化水素が混合し
た多成分流体からなる一方で、ボイルオフガスはＬＮＧ
気化ガスのうちの軽質ガスであるメタンの比率が高くほ
とんどの成分を占める。
て、エタン、プロパン、ブタンなどの炭化水素が混合し
た多成分流体からなる一方で、ボイルオフガスはＬＮＧ
気化ガスのうちの軽質ガスであるメタンの比率が高くほ
とんどの成分を占める。
【００１１】たとえば船舶からの荷揚げ時など、条件に
よってはボイルオフガスの発生量が突然多量になること
があり、これがそのままＬＮＧ気化ガスへ混入すると混
入比率が増大する。
よってはボイルオフガスの発生量が突然多量になること
があり、これがそのままＬＮＧ気化ガスへ混入すると混
入比率が増大する。
【００１２】したがって、燃料ガスの発熱量が大きく変
動してしまい、供給先の発電用燃焼設備における燃焼性
が変化して、運転上の外乱要因となってしまう。燃焼設
備側からは、常に一定の発熱量を保持した燃料ガスの供
給が望まれており、何らかの解決手段の開発が求められ
ている。
動してしまい、供給先の発電用燃焼設備における燃焼性
が変化して、運転上の外乱要因となってしまう。燃焼設
備側からは、常に一定の発熱量を保持した燃料ガスの供
給が望まれており、何らかの解決手段の開発が求められ
ている。
【００１３】本発明は、上記事情にもとづいてなされた
ものであり、その目的とするところは、燃料ガスである
ＬＮＧ気化ガスに対するボイルオフガスの混入比率が変
わっても、ボイルオフガスの冷却状態に条件を付与して
燃料ガスとしての発熱量変動を最小限に抑制し、制御外
乱の緩和を図るボイルオフガスの冷却方法とその装置を
提供しようとするものである。
ものであり、その目的とするところは、燃料ガスである
ＬＮＧ気化ガスに対するボイルオフガスの混入比率が変
わっても、ボイルオフガスの冷却状態に条件を付与して
燃料ガスとしての発熱量変動を最小限に抑制し、制御外
乱の緩和を図るボイルオフガスの冷却方法とその装置を
提供しようとするものである。
【００１４】
【課題を解決するための手段】上記課題を解決し目的を
達成するため本発明は、請求項１として、ボイルオフガ
ス（ＢＯＧ）を圧縮する過程において昇温したボイルオ
フガスを冷却するボイルオフガスの冷却方法において、
ＬＮＧの利用設備に供給されるＬＮＧ気化ガスの発熱量
を検出する工程と、昇温したボイルオフガスの流れの中
でかつこのガス流れ方向に向けてＬＮＧの液滴を噴射し
ボイルオフガスを冷却する工程と、上記ＬＮＧ気化ガス
の発熱量の検出結果にもとづきＬＮＧ直接噴射によって
冷却されるボイルオフガスの冷却目標温度を設定する工
程と、このボイルオフガスが冷却目標温度になるようＬ
ＮＧの直接噴射量を制御しボイルオフガスの実体積当た
りの発熱量をＬＮＧ気化ガスの発熱量に近似させる工程
とからなることを特徴とする。
達成するため本発明は、請求項１として、ボイルオフガ
ス（ＢＯＧ）を圧縮する過程において昇温したボイルオ
フガスを冷却するボイルオフガスの冷却方法において、
ＬＮＧの利用設備に供給されるＬＮＧ気化ガスの発熱量
を検出する工程と、昇温したボイルオフガスの流れの中
でかつこのガス流れ方向に向けてＬＮＧの液滴を噴射し
ボイルオフガスを冷却する工程と、上記ＬＮＧ気化ガス
の発熱量の検出結果にもとづきＬＮＧ直接噴射によって
冷却されるボイルオフガスの冷却目標温度を設定する工
程と、このボイルオフガスが冷却目標温度になるようＬ
ＮＧの直接噴射量を制御しボイルオフガスの実体積当た
りの発熱量をＬＮＧ気化ガスの発熱量に近似させる工程
とからなることを特徴とする。
【００１５】上記課題を解決し目的を達成するため本発
明は、請求項２として、ボイルオフガス（ＢＯＧ）を圧
縮する過程において、昇温したボイルオフガスを冷却す
るボイルオフガスの冷却装置において、ＬＮＧの利用設
備に供給されるＬＮＧ気化ガスの発熱量を検出する発熱
量検出手段と、昇温したボイルオフガスの流れの中でか
つこのガス流れ方向に向けてＬＮＧの液滴を噴射しボイ
ルオフガスを冷却する冷却手段と、この冷却手段のＬＮ
Ｇ液滴の噴射量を調整する噴射量調整手段と、ボイルオ
フガス中にＬＮＧ液滴を直接噴射して冷却したあとのボ
イルオフガス温度を検出する温度検出手段と、発熱量検
出手段による検出結果にもとづいてボイルオフガスの冷
却目標温度を設定し温度検出手段の検出温度がボイルオ
フガスの冷却目標温度になるように噴射量調整手段を制
御してボイルオフガスの実体積当たりの発熱量をＬＮＧ
気化ガスの発熱量に近似させる制御手段とを具備したこ
とを特徴とする。
明は、請求項２として、ボイルオフガス（ＢＯＧ）を圧
縮する過程において、昇温したボイルオフガスを冷却す
るボイルオフガスの冷却装置において、ＬＮＧの利用設
備に供給されるＬＮＧ気化ガスの発熱量を検出する発熱
量検出手段と、昇温したボイルオフガスの流れの中でか
つこのガス流れ方向に向けてＬＮＧの液滴を噴射しボイ
ルオフガスを冷却する冷却手段と、この冷却手段のＬＮ
Ｇ液滴の噴射量を調整する噴射量調整手段と、ボイルオ
フガス中にＬＮＧ液滴を直接噴射して冷却したあとのボ
イルオフガス温度を検出する温度検出手段と、発熱量検
出手段による検出結果にもとづいてボイルオフガスの冷
却目標温度を設定し温度検出手段の検出温度がボイルオ
フガスの冷却目標温度になるように噴射量調整手段を制
御してボイルオフガスの実体積当たりの発熱量をＬＮＧ
気化ガスの発熱量に近似させる制御手段とを具備したこ
とを特徴とする。
【００１６】このような課題を解決する手段を備えるこ
とにより、請求項１および請求項２の発明によれば、ボ
イルオフガスの燃料ガス（ＬＮＧ気化ガス）への混入比
率が変わっても、燃焼設備へ供給される燃料ガスの実体
積当たりの発熱量の変化を最小に抑制して燃焼性の変化
および制御外乱を緩和する。
とにより、請求項１および請求項２の発明によれば、ボ
イルオフガスの燃料ガス（ＬＮＧ気化ガス）への混入比
率が変わっても、燃焼設備へ供給される燃料ガスの実体
積当たりの発熱量の変化を最小に抑制して燃焼性の変化
および制御外乱を緩和する。
【００１７】
【発明の実施の形態】以下、本発明の実施の形態を図１
にもとづいて説明する。ボイルオフガスを圧縮する圧縮
機１の吐出側に配管Ｐａを介してＬＮＧ直接噴射冷却器
１０が接続される。この冷却器１０は両端が密閉される
筒体からなっていて、一端に流入口が設けられ上記圧縮
機１から導かれる高温・高圧のボイルオフガスを導くよ
うになっている。
にもとづいて説明する。ボイルオフガスを圧縮する圧縮
機１の吐出側に配管Ｐａを介してＬＮＧ直接噴射冷却器
１０が接続される。この冷却器１０は両端が密閉される
筒体からなっていて、一端に流入口が設けられ上記圧縮
機１から導かれる高温・高圧のボイルオフガスを導くよ
うになっている。
【００１８】冷却器１０の他端には流出口が設けられ、
配管Ｐｂを介してＬＮＧ送ガスラインを構成する配管Ｐ
ｃに連通している。このＬＮＧ送ガスラインＰｃは、図
示しないＬＮＧ供給源からＬＮＧ高圧ポンプ５とＬＮＧ
気化器４を介して利用設備である、たとえば発電用燃焼
設備１１に連通するよう構成される。
配管Ｐｂを介してＬＮＧ送ガスラインを構成する配管Ｐ
ｃに連通している。このＬＮＧ送ガスラインＰｃは、図
示しないＬＮＧ供給源からＬＮＧ高圧ポンプ５とＬＮＧ
気化器４を介して利用設備である、たとえば発電用燃焼
設備１１に連通するよう構成される。
【００１９】冷却器１０の内部には、図示しない噴射手
段であるたとえばフルコーン型のスプレーノズルが配置
されていて、この噴射面は図の右側方向である流出口方
向に向けられている。
段であるたとえばフルコーン型のスプレーノズルが配置
されていて、この噴射面は図の右側方向である流出口方
向に向けられている。
【００２０】上記冷却器１０とＬＮＧ送ガスラインＰｃ
とを連通する配管Ｐｂの中途部には、温度検出手段であ
る温度検出器１２が設けられ、冷却器１０で冷却された
ボイルオフガスの温度を検出するようになっている。
とを連通する配管Ｐｂの中途部には、温度検出手段であ
る温度検出器１２が設けられ、冷却器１０で冷却された
ボイルオフガスの温度を検出するようになっている。
【００２１】一方、ＬＮＧ高圧ポンプ５とＬＮＧ気化器
４とを連通する配管Ｐｃから分岐してＬＮＧを分流する
分岐管１３が設けられ、この他端部は冷却器１０内に延
出して上記スプレーノズルに接続される。上記分岐管１
３の中途部には、スプレーノズルからのＬＮＧ液滴の噴
射量を調整する手段である噴射量調整弁１４が設けられ
る。
４とを連通する配管Ｐｃから分岐してＬＮＧを分流する
分岐管１３が設けられ、この他端部は冷却器１０内に延
出して上記スプレーノズルに接続される。上記分岐管１
３の中途部には、スプレーノズルからのＬＮＧ液滴の噴
射量を調整する手段である噴射量調整弁１４が設けられ
る。
【００２２】ＬＮＧ気化器４と燃焼設備１１とを連通す
る送ガスラインＰｃの中途部には、ここを導かれるＬＮ
Ｇ気化ガスの発熱量を検出する手段である発熱量検出装
置１５が設けられている。実際には、ガスの発熱量と密
度とがほぼ比例関係にあるところから、密度計をもって
発熱量検出に代えている。
る送ガスラインＰｃの中途部には、ここを導かれるＬＮ
Ｇ気化ガスの発熱量を検出する手段である発熱量検出装
置１５が設けられている。実際には、ガスの発熱量と密
度とがほぼ比例関係にあるところから、密度計をもって
発熱量検出に代えている。
【００２３】上記発熱量検出装置１５と、上記温度検出
器１２および噴射量調整弁１４とは、それぞれ制御手段
をなす制御装置１６に電気的に接続されていて、温度検
出器１２と発熱量検出装置１５がそれぞれの検出信号を
制御装置１６へ送り、制御装置１６からは噴射量調整弁
１４へ制御信号を送るようになっている。すなわち、制
御装置１６は後述するように、ボイルオフガスの実体積
当たりの発熱量と温度との関係からカスケード制御をな
す。
器１２および噴射量調整弁１４とは、それぞれ制御手段
をなす制御装置１６に電気的に接続されていて、温度検
出器１２と発熱量検出装置１５がそれぞれの検出信号を
制御装置１６へ送り、制御装置１６からは噴射量調整弁
１４へ制御信号を送るようになっている。すなわち、制
御装置１６は後述するように、ボイルオフガスの実体積
当たりの発熱量と温度との関係からカスケード制御をな
す。
【００２４】しかして、圧縮機１に導かれたボイルオフ
ガスは圧縮され、高温・高圧状態で吐出されて冷却器１
０に導かれる。その一方で、ＬＮＧ高圧ポンプ５からＬ
ＮＧ気化器４に導かれるＬＮＧの一部が分岐管１３に分
流され、噴射量調整弁１４を介して冷却器１０内のスプ
レーノズルから噴射される。
ガスは圧縮され、高温・高圧状態で吐出されて冷却器１
０に導かれる。その一方で、ＬＮＧ高圧ポンプ５からＬ
ＮＧ気化器４に導かれるＬＮＧの一部が分岐管１３に分
流され、噴射量調整弁１４を介して冷却器１０内のスプ
レーノズルから噴射される。
【００２５】このＬＮＧ液滴の噴射方向は冷却器１０内
を流通するボイルオフガスの流通方向と一致し、ボイル
オフガスの流れに乗って完全蒸発をなすとともに、ボイ
ルオフガスを効果的に冷却する。
を流通するボイルオフガスの流通方向と一致し、ボイル
オフガスの流れに乗って完全蒸発をなすとともに、ボイ
ルオフガスを効果的に冷却する。
【００２６】ボイルオフガスは充分に冷却されてＬＮＧ
の送ガスラインＰｃに導かれ、ＬＮＧ高圧ポンプ５から
ＬＮＧ気化器４を介して導かれるＬＮＧ気化ガスに混合
する。そして、ＬＮＧ気化ガスとボイルオフガスとの混
合ガスは、燃焼設備１１に供給され燃焼する。
の送ガスラインＰｃに導かれ、ＬＮＧ高圧ポンプ５から
ＬＮＧ気化器４を介して導かれるＬＮＧ気化ガスに混合
する。そして、ＬＮＧ気化ガスとボイルオフガスとの混
合ガスは、燃焼設備１１に供給され燃焼する。
【００２７】一方、ＬＮＧ気化器４から燃焼設備１１に
送られる燃料ガスであるＬＮＧ気化ガスは、常時、発熱
量検出装置１５によって発熱量を検出される。実際に
は、燃料ガスの密度の変化が計測され、その検出信号を
制御装置１６へ送ると、ここで発熱量に換算される。
送られる燃料ガスであるＬＮＧ気化ガスは、常時、発熱
量検出装置１５によって発熱量を検出される。実際に
は、燃料ガスの密度の変化が計測され、その検出信号を
制御装置１６へ送ると、ここで発熱量に換算される。
【００２８】また、冷却器１０から導出されるボイルオ
フガスは温度検出器１２で冷却温度を検出され、検出信
号が制御装置１６へ送られる。制御装置１６では、発熱
量検出装置１５によって検出される燃料ガス発熱量に基
づいて冷却器１０におけるボイルオフガスの冷却目標温
度を設定し、常に温度検出器１２からの検出温度と冷却
目標温度とを比較しながらＬＮＧ噴射量調整弁１４を制
御する。
フガスは温度検出器１２で冷却温度を検出され、検出信
号が制御装置１６へ送られる。制御装置１６では、発熱
量検出装置１５によって検出される燃料ガス発熱量に基
づいて冷却器１０におけるボイルオフガスの冷却目標温
度を設定し、常に温度検出器１２からの検出温度と冷却
目標温度とを比較しながらＬＮＧ噴射量調整弁１４を制
御する。
【００２９】その結果、冷却器１０からＬＮＧ送ガスラ
インＰｃに導かれるボイルオフガスの実体積当たりの発
熱量を、ＬＮＧ気化ガスの発熱量に近似させられる。こ
のボイルオフガスがＬＮＧ気化ガスに混入し、混合ガス
として燃焼設備１１に供給される状態で発熱量の変化が
最小限に抑制される。
インＰｃに導かれるボイルオフガスの実体積当たりの発
熱量を、ＬＮＧ気化ガスの発熱量に近似させられる。こ
のボイルオフガスがＬＮＧ気化ガスに混入し、混合ガス
として燃焼設備１１に供給される状態で発熱量の変化が
最小限に抑制される。
【００３０】たとえば、圧縮機１から突然ボイルオフガ
スの流量が増大して冷却器１０に導かれても、検出した
ＬＮＧ気化ガスの発熱量から適応するボイルオフガスの
冷却目標温度を設定し、その温度に合せるよう冷却器１
０でのＬＮＧ噴射量を制御してボイルオフガスの冷却温
度を低下させるので、ボイルオフガスの実体積当たりの
発熱量がＬＮＧ気化ガスの発熱量に近似する。
スの流量が増大して冷却器１０に導かれても、検出した
ＬＮＧ気化ガスの発熱量から適応するボイルオフガスの
冷却目標温度を設定し、その温度に合せるよう冷却器１
０でのＬＮＧ噴射量を制御してボイルオフガスの冷却温
度を低下させるので、ボイルオフガスの実体積当たりの
発熱量がＬＮＧ気化ガスの発熱量に近似する。
【００３１】このようにして、発電用燃焼設備１１にお
いて発熱量の変動の少ない燃料ガスが安定して供給され
るところから、制御外乱を緩和して最良の燃焼状態を常
に保持した運転をなすこととなる。
いて発熱量の変動の少ない燃料ガスが安定して供給され
るところから、制御外乱を緩和して最良の燃焼状態を常
に保持した運転をなすこととなる。
【００３２】
【発明の効果】以上説明したように本発明によれば、燃
料ガスであるＬＮＧ気化ガスに対するボイルオフガスの
混入比率が変わっても、ボイルオフガスの実体積当たり
の発熱量をＬＮＧ気化ガスの発熱量に近似させて混合す
ることにより、燃料ガスとしての燃焼性の変化および制
御外乱を緩和するという効果を奏する。
料ガスであるＬＮＧ気化ガスに対するボイルオフガスの
混入比率が変わっても、ボイルオフガスの実体積当たり
の発熱量をＬＮＧ気化ガスの発熱量に近似させて混合す
ることにより、燃料ガスとしての燃焼性の変化および制
御外乱を緩和するという効果を奏する。
【図１】本発明の一実施の形態を示す、ボイルオフガス
冷却装置の概略の構成図。
冷却装置の概略の構成図。
【図２】従来としての先願における実施の形態の、ボイ
ルオフガス冷却装置の概略の構成図。
ルオフガス冷却装置の概略の構成図。
１０…冷却器、 １４…ＬＮＧ噴射量調整弁、 １５…発熱量検出装置、 １２…温度検出器、 １６…制御装置。
フロントページの続き (72)発明者 小川 知孝 千葉県富津市新富25番地 東京電力株式会 社富津火力建設所内 (72)発明者 穂苅 弘一 千葉県富津市新富25番地 東京電力株式会 社富津火力建設所内 (72)発明者 浅 昌也 千葉県富津市新富25番地 東京電力株式会 社富津火力建設所内 (72)発明者 宇根 浩 東京都千代田区丸の内一丁目１番２号 日 本鋼管株式会社内 (72)発明者 大久保 正和 東京都千代田区丸の内一丁目１番２号 日 本鋼管株式会社内 (72)発明者 實原 定幸 東京都千代田区丸の内一丁目１番２号 日 本鋼管株式会社内 Ｆターム(参考） 3E073 DC11 DD06 3L044 AA01 BA09 CA02 DB03 EA04 GA02 HA01 HA03 JA01 KA05
Claims (2)
- 【請求項１】ボイルオフガス（ＢＯＧ）を圧縮する過程
において昇温したボイルオフガスを冷却するボイルオフ
ガスの冷却方法において、 ＬＮＧの利用設備に供給されるＬＮＧ気化ガスの発熱量
を検出する工程と、 昇温したボイルオフガスの流れの中で、かつこのガス流
れ方向に向けてＬＮＧの液滴を噴射しボイルオフガスを
冷却する工程と、 上記ＬＮＧ気化ガスの発熱量の検出結果にもとづき、Ｌ
ＮＧ直接噴射によって冷却されるボイルオフガスの冷却
目標温度を設定する工程と、 このボイルオフガスが冷却目標温度になるようＬＮＧの
直接噴射量を制御し、ボイルオフガスの実体積当たりの
発熱量をＬＮＧ気化ガスの発熱量に近似させる工程と、
からなることを特徴とするボイルオフガスの冷却方法。 - 【請求項２】ボイルオフガス（ＢＯＧ）を圧縮する過程
において、昇温したボイルオフガスを冷却するボイルオ
フガスの冷却装置において、 ＬＮＧの利用設備に供給されるＬＮＧ気化ガスの発熱量
を検出する発熱量検出手段と、 昇温したボイルオフガスの流れの中で、かつこのガス流
れ方向に向けてＬＮＧの液滴を噴射しボイルオフガスを
冷却する冷却手段と、 この冷却手段のＬＮＧ液滴の噴射量を調整する噴射量調
整手段と、 ボイルオフガス中にＬＮＧ液滴を直接噴射して冷却した
あとのボイルオフガス温度を検出する温度検出手段と、 上記発熱量検出手段による検出結果にもとづいてボイル
オフガスの冷却目標温度を設定し、上記温度検出手段の
検出温度がボイルオフガスの冷却目標温度になるように
上記噴射量調整手段を制御して、ボイルオフガスの実体
積当たりの発熱量をＬＮＧ気化ガスの発熱量に近似させ
る制御手段と、 を具備したことを特徴とするボイルオフガスの冷却装
置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP30921899A JP2001124295A (ja) | 1999-10-29 | 1999-10-29 | ボイルオフガス（ｂｏｇ）の冷却方法とその装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP30921899A JP2001124295A (ja) | 1999-10-29 | 1999-10-29 | ボイルオフガス（ｂｏｇ）の冷却方法とその装置 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2001124295A true JP2001124295A (ja) | 2001-05-11 |
Family
ID=17990363
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP30921899A Pending JP2001124295A (ja) | 1999-10-29 | 1999-10-29 | ボイルオフガス（ｂｏｇ）の冷却方法とその装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP2001124295A (ja) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1703102A2 (en) | 2005-02-23 | 2006-09-20 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Liquefied natural gas power plant and operation method thereof |
| JP2007518017A (ja) * | 2004-01-16 | 2007-07-05 | クライオスター・ソシエテ・パール・アクシオンス・サンプリフィエ | コンプレッサー |
| JP2011105955A (ja) * | 2011-03-03 | 2011-06-02 | Jfe Engineering Corp | 天然ガスの希釈熱量調整方法 |
| CN111678282A (zh) * | 2020-06-25 | 2020-09-18 | 余召 | 一种环保型冷冻取样液氮速冻装置 |
-
1999
- 1999-10-29 JP JP30921899A patent/JP2001124295A/ja active Pending
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2007518017A (ja) * | 2004-01-16 | 2007-07-05 | クライオスター・ソシエテ・パール・アクシオンス・サンプリフィエ | コンプレッサー |
| EP1703102A2 (en) | 2005-02-23 | 2006-09-20 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Liquefied natural gas power plant and operation method thereof |
| US7603840B2 (en) | 2005-02-23 | 2009-10-20 | Kabushiki Kaisha Toshiba | LNG power plant |
| EP1703102A3 (en) * | 2005-02-23 | 2015-02-18 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Liquefied natural gas power plant and operation method thereof |
| JP2011105955A (ja) * | 2011-03-03 | 2011-06-02 | Jfe Engineering Corp | 天然ガスの希釈熱量調整方法 |
| CN111678282A (zh) * | 2020-06-25 | 2020-09-18 | 余召 | 一种环保型冷冻取样液氮速冻装置 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR100447665B1 (ko) | 극저온 유체 실린더 충전 시스템 | |
| JP4843602B2 (ja) | 船舶のガス供給装置、および船舶内におけるガス供給方法 | |
| US6598564B2 (en) | Natural gas supply apparatus | |
| KR101195641B1 (ko) | 이종연료 디젤엔진 추진기관을 사용하는 액화천연가스 운반선을 위한 연료공급시스템 | |
| KR101076266B1 (ko) | Ｌｎｇ 운반선의 연료용 가스 공급 장치 | |
| US4615352A (en) | Process and apparatus for supplying a mixture of CO2 and SO2 or a like mixture under pressure | |
| JP5350625B2 (ja) | 駆動機のためのガス供給装置 | |
| KR101943256B1 (ko) | 가스 소비 부재에 가연성 가스를 급송하고 상기 가연성 가스를 액화하기 위한 설비 | |
| JPH06291040A (ja) | 液体気化供給方法と液体気化供給器 | |
| EP0681671B1 (en) | Process and system for, respectively, the utilization and provision of fuel gas | |
| JP2001124295A (ja) | ボイルオフガス（ｂｏｇ）の冷却方法とその装置 | |
| US10816140B2 (en) | Method of an apparatus for treating boil-off gas for the purpose of supplying at least an engine | |
| US4075293A (en) | Control system for an absorption column | |
| JP4194325B2 (ja) | 高発熱量ｌｎｇの低カロリー化方法及びその装置 | |
| JP2007024198A (ja) | ボイルオフガスの処理方法及び装置 | |
| US5611366A (en) | Method and apparatus for producing a vaporized fuel stream | |
| KR102088950B1 (ko) | 배기열을 이용한 액화천연가스 연소장치 | |
| US3960519A (en) | Method and system for generating a dehydrated inert gas stream | |
| WO2020226504A1 (en) | A method and a system for heating lng before it enters a storage tank of a ship or other gas | |
| JP3003809B2 (ja) | 液化天然ガスの増熱装置 | |
| KR20150076484A (ko) | 선박의 연료가스 공급시스템 | |
| JP2001132897A (ja) | ボイルオフガス（ｂｏｇ）の冷却方法とその装置 | |
| KR20180083556A (ko) | 부유식 발전 시스템 | |
| JPH11166696A (ja) | 可燃性液体気化設備 | |
| US5669235A (en) | Device to generate a flow of cold gas |