JP2002338977A - 液化天然ガスのボイルオフガスの再液化方法及び装置 - Google Patents
液化天然ガスのボイルオフガスの再液化方法及び装置Info
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- JP2002338977A JP2002338977A JP2001146125A JP2001146125A JP2002338977A JP 2002338977 A JP2002338977 A JP 2002338977A JP 2001146125 A JP2001146125 A JP 2001146125A JP 2001146125 A JP2001146125 A JP 2001146125A JP 2002338977 A JP2002338977 A JP 2002338977A
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Abstract
(57)【要約】
【課題】 気液混合工程を不要にした低コストの構成
で、ＬＮＧとの熱交換によるＢＯＧの再液化を効率良く
行う。 【解決手段】 ＬＮＧ貯槽１０内のＢＯＧを再液化して
同貯槽１０に還元する方法及び装置。ＬＮＧ貯槽１０か
ら送出されるＬＮＧの一部を副熱交換器１６で予め蒸発
させてＮＧとしてからＢＯＧと混合する。この混合ガス
を主熱交換器１４でＬＮＧと熱交換させることにより凝
縮させ、その液相成分をＬＮＧ貯槽１０に還元する。
で、ＬＮＧとの熱交換によるＢＯＧの再液化を効率良く
行う。 【解決手段】 ＬＮＧ貯槽１０内のＢＯＧを再液化して
同貯槽１０に還元する方法及び装置。ＬＮＧ貯槽１０か
ら送出されるＬＮＧの一部を副熱交換器１６で予め蒸発
させてＮＧとしてからＢＯＧと混合する。この混合ガス
を主熱交換器１４でＬＮＧと熱交換させることにより凝
縮させ、その液相成分をＬＮＧ貯槽１０に還元する。
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は、液化天然ガス（以
下、ＬＮＧと称する。）を収容する貯槽内のボイルオフ
ガス（以下、ＢＯＧと称する。）を再液化して同貯槽内
に還元するための方法及び装置に関するものである。
下、ＬＮＧと称する。）を収容する貯槽内のボイルオフ
ガス（以下、ＢＯＧと称する。）を再液化して同貯槽内
に還元するための方法及び装置に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】一般に、ＬＮＧ基地に貯蔵されたＬＮＧ
は、専用のポンプで昇圧された後、ＬＮＧ蒸発器で蒸発
され、天然ガス（以下、ＮＧと称する。）として需要地
へ供給される。このＬＮＧ供給システムにおいて、上記
ＬＮＧ貯槽内でＬＮＧから蒸発したメタンガスを主成分
とするＢＯＧについては、このＢＯＧを上記ＬＮＧ貯槽
から抜き出して圧縮機で昇圧し、ＮＧに混合して利用に
供することが可能であるが、その抜き出しを無造作に続
けると貯槽内ＬＮＧのメタン成分が減ってそれ以外の成
分の濃度が上昇する（すなわちＬＮＧが濃縮される）こ
とになり、その濃縮が進むとＬＮＧの熱量が大きくなり
過ぎて調整が困難になるおそれがある。
は、専用のポンプで昇圧された後、ＬＮＧ蒸発器で蒸発
され、天然ガス（以下、ＮＧと称する。）として需要地
へ供給される。このＬＮＧ供給システムにおいて、上記
ＬＮＧ貯槽内でＬＮＧから蒸発したメタンガスを主成分
とするＢＯＧについては、このＢＯＧを上記ＬＮＧ貯槽
から抜き出して圧縮機で昇圧し、ＮＧに混合して利用に
供することが可能であるが、その抜き出しを無造作に続
けると貯槽内ＬＮＧのメタン成分が減ってそれ以外の成
分の濃度が上昇する（すなわちＬＮＧが濃縮される）こ
とになり、その濃縮が進むとＬＮＧの熱量が大きくなり
過ぎて調整が困難になるおそれがある。
【０００３】そこで、特開平９−６０７９９号公報に
は、ＬＮＧ貯槽内から抜き出したＢＯＧをＢＯＧ圧縮機
で圧縮し、この圧縮により当該ＢＯＧの凝縮温度を高め
た状態で当該ＢＯＧと前記ＬＮＧ貯槽から抜き出したＬ
ＮＧとを熱交換させることによりＢＯＧを凝縮させる技
術が開示されている。
は、ＬＮＧ貯槽内から抜き出したＢＯＧをＢＯＧ圧縮機
で圧縮し、この圧縮により当該ＢＯＧの凝縮温度を高め
た状態で当該ＢＯＧと前記ＬＮＧ貯槽から抜き出したＬ
ＮＧとを熱交換させることによりＢＯＧを凝縮させる技
術が開示されている。
【０００４】ところで、前記ＬＮＧとＢＯＧとの熱交換
を安定した状態で効率良く行うためには、双方の温度−
エンタルピ曲線を近似させ、広いエンタルピ領域にわた
ってＬＮＧとＢＯＧとの温度差が安定するようにＬＮＧ
及びＢＯＧの圧力を設定するのが好ましい。
を安定した状態で効率良く行うためには、双方の温度−
エンタルピ曲線を近似させ、広いエンタルピ領域にわた
ってＬＮＧとＢＯＧとの温度差が安定するようにＬＮＧ
及びＢＯＧの圧力を設定するのが好ましい。
【０００５】しかし、ＬＮＧはメタン以外にエタンやプ
ロパンなどを含有する混合流体であるのに対し、ＢＯＧ
はメタン含有率がほぼ１００％の実質単一成分ガスであ
るため、両者の温度−エンタルピ曲線は著しく相違す
る。具体的に、ＢＯＧの温度−エンタルピ特性は、例え
ば運転圧力を40kg/cm2Gとすると、図３に示すように約
−８８℃の点（気相−液相間の相変化が生じる温度）で
エンタルピに急激な段差を有するのに対し、同図の温度
領域でＬＮＧの温度−エンタルピ特性はその圧力に対応
した傾きをもつ直線となるので、どのような圧力設定を
したところでＢＯＧとＬＮＧとの温度差を広いエンタル
ピ領域にわたって安定させることは事実上不可能であ
る。
ロパンなどを含有する混合流体であるのに対し、ＢＯＧ
はメタン含有率がほぼ１００％の実質単一成分ガスであ
るため、両者の温度−エンタルピ曲線は著しく相違す
る。具体的に、ＢＯＧの温度−エンタルピ特性は、例え
ば運転圧力を40kg/cm2Gとすると、図３に示すように約
−８８℃の点（気相−液相間の相変化が生じる温度）で
エンタルピに急激な段差を有するのに対し、同図の温度
領域でＬＮＧの温度−エンタルピ特性はその圧力に対応
した傾きをもつ直線となるので、どのような圧力設定を
したところでＢＯＧとＬＮＧとの温度差を広いエンタル
ピ領域にわたって安定させることは事実上不可能であ
る。
【０００６】そこで、特開２０００−１０６４３０号公
報には、ＬＮＧ貯槽から抜き出したＢＯＧに同じくＬＮ
Ｇ貯槽から抜き出したＬＮＧの一部を混合することによ
り、この混合ガスの温度−エンタルピ特性をＢＯＧ単独
の特性よりもＬＮＧの特性に近付け、当該混合ガスをＬ
ＮＧと熱交換させて凝縮させる方法が提案されている。
この方法によれば、互いに熱交換する流体の温度−エン
タルピ特性を近似させることにより、当該熱交換を安定
した状態で効率良く行うことが可能であり、熱交換器の
設計も容易となる。
報には、ＬＮＧ貯槽から抜き出したＢＯＧに同じくＬＮ
Ｇ貯槽から抜き出したＬＮＧの一部を混合することによ
り、この混合ガスの温度−エンタルピ特性をＢＯＧ単独
の特性よりもＬＮＧの特性に近付け、当該混合ガスをＬ
ＮＧと熱交換させて凝縮させる方法が提案されている。
この方法によれば、互いに熱交換する流体の温度−エン
タルピ特性を近似させることにより、当該熱交換を安定
した状態で効率良く行うことが可能であり、熱交換器の
設計も容易となる。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】前記方法では、熱交換
器の手前で気相のＢＯＧと液相のＬＮＧとを予め混合す
る必要がある。このような気液混合は、一般に、所定方
向に流れるＬＮＧ中にＢＯＧを噴射するノズルを備えた
気液混合器内で行われるが、そのエゼクタ作用で混合器
内におけるＢＯＧの噴射流量が変動し易く、また、当該
混合器内におけるＬＮＧの気化及び分散状態が不安定と
なり易い。従って、かかる混合運転を安定して行うため
には、気液混合器の高度な研究開発が不可欠であり、装
置全体のコストアップは避けられない。
器の手前で気相のＢＯＧと液相のＬＮＧとを予め混合す
る必要がある。このような気液混合は、一般に、所定方
向に流れるＬＮＧ中にＢＯＧを噴射するノズルを備えた
気液混合器内で行われるが、そのエゼクタ作用で混合器
内におけるＢＯＧの噴射流量が変動し易く、また、当該
混合器内におけるＬＮＧの気化及び分散状態が不安定と
なり易い。従って、かかる混合運転を安定して行うため
には、気液混合器の高度な研究開発が不可欠であり、装
置全体のコストアップは避けられない。
【０００８】本発明は、このような事情に鑑み、技術上
困難とされている気液混合工程を省きながら、ＬＮＧと
の熱交換によるＢＯＧの再液化を効率良く行うことがで
きる方法及び装置を提供することを目的とする。
困難とされている気液混合工程を省きながら、ＬＮＧと
の熱交換によるＢＯＧの再液化を効率良く行うことがで
きる方法及び装置を提供することを目的とする。
【０００９】
【課題を解決するための手段】前記課題を解決するため
の手段として、本発明は、ＬＮＧ貯槽内に発生したＢＯ
Ｇを再液化して前記ＬＮＧ貯槽に還元するための方法で
あって、前記ＬＮＧ貯槽から抜き出したＬＮＧの一部を
加温して蒸発させる蒸発工程と、この蒸発により得られ
たＮＧと前記ＬＮＧ貯槽から抜き出して昇圧させたＢＯ
Ｇとを混合する混合工程と、その混合ガスと前記ＬＮＧ
貯槽から抜き出したＬＮＧとを熱交換させることにより
前記混合ガスの少なくとも一部を凝縮させる凝縮工程
と、その凝縮した液体を前記ＬＮＧ貯槽内へ戻す還元工
程とを含むものである。
の手段として、本発明は、ＬＮＧ貯槽内に発生したＢＯ
Ｇを再液化して前記ＬＮＧ貯槽に還元するための方法で
あって、前記ＬＮＧ貯槽から抜き出したＬＮＧの一部を
加温して蒸発させる蒸発工程と、この蒸発により得られ
たＮＧと前記ＬＮＧ貯槽から抜き出して昇圧させたＢＯ
Ｇとを混合する混合工程と、その混合ガスと前記ＬＮＧ
貯槽から抜き出したＬＮＧとを熱交換させることにより
前記混合ガスの少なくとも一部を凝縮させる凝縮工程
と、その凝縮した液体を前記ＬＮＧ貯槽内へ戻す還元工
程とを含むものである。
【００１０】また本発明は、ＬＮＧ貯槽内に発生したＢ
ＯＧを再液化して前記ＬＮＧ貯槽に還元するための装置
であって、前記ＬＮＧ貯槽内からＢＯＧを抜き出して圧
縮するＢＯＧ圧縮機と、前記ＬＮＧ貯槽内のＬＮＧを送
出するＬＮＧ送出手段と、送出されたＬＮＧの一部を加
温して蒸発させるＬＮＧ蒸発器と、その蒸発により生成
されたＮＧと前記ＢＯＧ圧縮機から圧送されるＢＯＧと
を混合するための混合部と、この混合部で生成された混
合ガスと前記ＬＮＧ送出手段により送出されるＬＮＧと
を熱交換させることにより前記混合ガスの少なくとも一
部を凝縮させる主熱交換器と、凝縮した液体を前記ＬＮ
Ｇ貯槽に戻すための還元用配管とを備えたものである。
ＯＧを再液化して前記ＬＮＧ貯槽に還元するための装置
であって、前記ＬＮＧ貯槽内からＢＯＧを抜き出して圧
縮するＢＯＧ圧縮機と、前記ＬＮＧ貯槽内のＬＮＧを送
出するＬＮＧ送出手段と、送出されたＬＮＧの一部を加
温して蒸発させるＬＮＧ蒸発器と、その蒸発により生成
されたＮＧと前記ＢＯＧ圧縮機から圧送されるＢＯＧと
を混合するための混合部と、この混合部で生成された混
合ガスと前記ＬＮＧ送出手段により送出されるＬＮＧと
を熱交換させることにより前記混合ガスの少なくとも一
部を凝縮させる主熱交換器と、凝縮した液体を前記ＬＮ
Ｇ貯槽に戻すための還元用配管とを備えたものである。
【００１１】以上の構成では、ＬＮＧ貯槽から抜き出し
たＬＮＧとＢＯＧとをいきなり混合するのではなく、予
めＬＮＧを蒸発させてＮＧとした状態でＢＯＧと混合
し、その混合ガスをＬＮＧと熱交換させることにより凝
縮（すなわちＢＯＧの再液化）を行うようにしているの
で、技術上難しいとされる気液混合を避けながら、ＮＧ
とＢＯＧとの混合によりその混合ガスの成分ひいては温
度−エンタルピ特性をＬＮＧの温度−エンタルピ特性に
近付けることができ、当該混合ガスとＬＮＧとの熱交換
によってＢＯＧの再液化を効率良く行うことができる。
たＬＮＧとＢＯＧとをいきなり混合するのではなく、予
めＬＮＧを蒸発させてＮＧとした状態でＢＯＧと混合
し、その混合ガスをＬＮＧと熱交換させることにより凝
縮（すなわちＢＯＧの再液化）を行うようにしているの
で、技術上難しいとされる気液混合を避けながら、ＮＧ
とＢＯＧとの混合によりその混合ガスの成分ひいては温
度−エンタルピ特性をＬＮＧの温度−エンタルピ特性に
近付けることができ、当該混合ガスとＬＮＧとの熱交換
によってＢＯＧの再液化を効率良く行うことができる。
【００１２】ここで、前記ＬＮＧの蒸発には、例えば専
用の気化器を用いるようにしてもよいが、前記方法にお
ける蒸発工程を、前記ＬＮＧ貯槽から抜き出したＬＮＧ
の一部と同ＬＮＧ貯槽から抜き出して昇圧させたＢＯＧ
とを熱交換させることにより前記ＬＮＧを加温して蒸発
させると同時にＢＯＧを冷却させる熱交換工程を含むも
のとし、前記混合工程を、前記熱交換工程により得られ
たＮＧと同熱交換工程により冷却されたＢＯＧとを混合
するものとするのがより好ましい。同様に、前記装置に
おけるＬＮＧ蒸発器は、送出されたＬＮＧの一部と前記
ＢＯＧ圧縮機から圧送されるＢＯＧとを熱交換させるこ
とにより前記ＬＮＧを加温して蒸発させると同時にＢＯ
Ｇを冷却させる副熱交換器を含むものとし、その副熱交
換器で生成されたＮＧと同副熱交換器により冷却された
ＢＯＧとが前記混合部で混合されるように構成するの
が、より好ましい。
用の気化器を用いるようにしてもよいが、前記方法にお
ける蒸発工程を、前記ＬＮＧ貯槽から抜き出したＬＮＧ
の一部と同ＬＮＧ貯槽から抜き出して昇圧させたＢＯＧ
とを熱交換させることにより前記ＬＮＧを加温して蒸発
させると同時にＢＯＧを冷却させる熱交換工程を含むも
のとし、前記混合工程を、前記熱交換工程により得られ
たＮＧと同熱交換工程により冷却されたＢＯＧとを混合
するものとするのがより好ましい。同様に、前記装置に
おけるＬＮＧ蒸発器は、送出されたＬＮＧの一部と前記
ＢＯＧ圧縮機から圧送されるＢＯＧとを熱交換させるこ
とにより前記ＬＮＧを加温して蒸発させると同時にＢＯ
Ｇを冷却させる副熱交換器を含むものとし、その副熱交
換器で生成されたＮＧと同副熱交換器により冷却された
ＢＯＧとが前記混合部で混合されるように構成するの
が、より好ましい。
【００１３】これらの構成によれば、ＬＮＧの蒸発と同
時に、抜き出したＢＯＧの予冷をすることができ、その
予冷により低温化したＢＯＧとＮＧとを混合してＬＮＧ
と熱交換させることにより、熱効率をさらに高めること
ができる。
時に、抜き出したＢＯＧの予冷をすることができ、その
予冷により低温化したＢＯＧとＮＧとを混合してＬＮＧ
と熱交換させることにより、熱効率をさらに高めること
ができる。
【００１４】なお、前記装置において、混合ガスの凝縮
（すなわちＢＯＧの再液化）は主熱交換器のみで行って
もよいが、さらに、前記主熱交換器から導出された混合
流体を冷却してその凝縮をさらに進める補助冷却器を備
え、この補助冷却器と前記ＬＮＧ貯槽との間に前記還元
用配管が設けられている構成とすれば、主熱交換器の負
荷を軽減することができ、また、ＢＯＧ発生量の増大に
も難なく対応することが可能となる。
（すなわちＢＯＧの再液化）は主熱交換器のみで行って
もよいが、さらに、前記主熱交換器から導出された混合
流体を冷却してその凝縮をさらに進める補助冷却器を備
え、この補助冷却器と前記ＬＮＧ貯槽との間に前記還元
用配管が設けられている構成とすれば、主熱交換器の負
荷を軽減することができ、また、ＢＯＧ発生量の増大に
も難なく対応することが可能となる。
【００１５】また、ＢＯＧの還元については、例えば、
前記主熱交換器で凝縮した液体を含む混合流体を気液分
離する気液分離器を備え、この気液分離器で分離された
液相流体を前記ＬＮＧ貯槽に還元するように前記還元用
配管が設けられている構成とするのが好ましい。
前記主熱交換器で凝縮した液体を含む混合流体を気液分
離する気液分離器を備え、この気液分離器で分離された
液相流体を前記ＬＮＧ貯槽に還元するように前記還元用
配管が設けられている構成とするのが好ましい。
【００１６】
【発明の実施の形態】図１は、本発明の実施の形態にか
かるＢＯＧ再液化装置の全体構成を示したフローシート
である。図示の装置は、ＬＮＧ貯槽１０、ＬＮＧ送出用
のポンプ１２、主熱交換器１４、副熱交換器１６、ＢＯ
Ｇ圧縮機２０、および気液分離器２４を備え、気液分離
器２４が還元用配管２５を介して前記ＬＮＧ貯槽１０内
に接続されている。
かるＢＯＧ再液化装置の全体構成を示したフローシート
である。図示の装置は、ＬＮＧ貯槽１０、ＬＮＧ送出用
のポンプ１２、主熱交換器１４、副熱交換器１６、ＢＯ
Ｇ圧縮機２０、および気液分離器２４を備え、気液分離
器２４が還元用配管２５を介して前記ＬＮＧ貯槽１０内
に接続されている。
【００１７】同装置において、ＬＮＧ貯槽１０内に貯留
されているＬＮＧは、ポンプ（ＬＮＧ送出手段）１２に
よって貯槽外へ送出され、弁１８を通じて主熱交換器１
４へ送られるが、その送出されたＬＮＧの一部は副熱交
換器１６に分流する。その分流比は弁１８の開度によっ
て調節される。
されているＬＮＧは、ポンプ（ＬＮＧ送出手段）１２に
よって貯槽外へ送出され、弁１８を通じて主熱交換器１
４へ送られるが、その送出されたＬＮＧの一部は副熱交
換器１６に分流する。その分流比は弁１８の開度によっ
て調節される。
【００１８】一方、ＬＮＧ貯槽１０内で発生したＢＯＧ
は、槽外へ抜き出されてＢＯＧ圧縮機２０により圧縮さ
れ、所定圧力まで昇圧した状態で前記副熱交換器１６に
送られる。この副熱交換器１６において、前記ＢＯＧ圧
縮機２０から圧送されるＢＯＧと、前記分流をしてきた
少量のＬＮＧとが熱交換し、その熱交換により、当該Ｌ
ＮＧが蒸発してＮＧが生成される一方、ＢＯＧは予冷さ
れる。
は、槽外へ抜き出されてＢＯＧ圧縮機２０により圧縮さ
れ、所定圧力まで昇圧した状態で前記副熱交換器１６に
送られる。この副熱交換器１６において、前記ＢＯＧ圧
縮機２０から圧送されるＢＯＧと、前記分流をしてきた
少量のＬＮＧとが熱交換し、その熱交換により、当該Ｌ
ＮＧが蒸発してＮＧが生成される一方、ＢＯＧは予冷さ
れる。
【００１９】なお、本発明において副熱交換器１６の具
体的な種類や構造は特に問わず、シェル＆チューブ型熱
交換器をはじめとする各種熱交換器の適用が可能であ
る。
体的な種類や構造は特に問わず、シェル＆チューブ型熱
交換器をはじめとする各種熱交換器の適用が可能であ
る。
【００２０】この副熱交換器１６で予冷されたＢＯＧ
と、気化したＮＧとは、下流側配管の合流部（混合部）
Ｐでそのまま混合され、混合ガス（ＢＯＧ＋ＮＧ）とし
て主熱交換器１４へ送られる。
と、気化したＮＧとは、下流側配管の合流部（混合部）
Ｐでそのまま混合され、混合ガス（ＢＯＧ＋ＮＧ）とし
て主熱交換器１４へ送られる。
【００２１】そして、この主熱交換器１４で前記混合ガ
スと弁１８から送られてくるＬＮＧとが熱交換すること
により、当該ＬＮＧの一部が蒸発してＮＧとなり、気液
混合流体として図略のＬＮＧ気化器へ送られる一方、Ｂ
ＯＧ＋ＮＧの混合ガスはその少なくとも一部が凝縮した
状態で弁２２を通じて気液混合器２４へ導入される。こ
の気液混合器２４内で分離された液相成分は還元用配管
２５及びその途中の弁２６を通じて適量ずつＬＮＧ貯槽
１０へ還元される。
スと弁１８から送られてくるＬＮＧとが熱交換すること
により、当該ＬＮＧの一部が蒸発してＮＧとなり、気液
混合流体として図略のＬＮＧ気化器へ送られる一方、Ｂ
ＯＧ＋ＮＧの混合ガスはその少なくとも一部が凝縮した
状態で弁２２を通じて気液混合器２４へ導入される。こ
の気液混合器２４内で分離された液相成分は還元用配管
２５及びその途中の弁２６を通じて適量ずつＬＮＧ貯槽
１０へ還元される。
【００２２】なお、前記主熱交換器１４についても、前
記副熱交換器１６と同様、その具体的な種類や構造を問
わない。
記副熱交換器１６と同様、その具体的な種類や構造を問
わない。
【００２３】以上示した方法及び装置によれば、従来の
ようにＬＮＧが液相成分のままＢＯＧと混合されるので
はなく、予め気化してＮＧとなった状態でＢＯＧと混合
されるので、その混合のために特殊な設備を用意する必
要がなく、安価な構成で混合流体（ＢＯＧ＋ＮＧ）を生
成することができる。そして、このガス混合により、当
該ガスの温度−エンタルピ特性をＢＯＧ単独の場合より
もＬＮＧの同特性に近付けることができるため、当該混
合ガスとＬＮＧとの熱交換を安定した状態で効率良く行
うことができる。
ようにＬＮＧが液相成分のままＢＯＧと混合されるので
はなく、予め気化してＮＧとなった状態でＢＯＧと混合
されるので、その混合のために特殊な設備を用意する必
要がなく、安価な構成で混合流体（ＢＯＧ＋ＮＧ）を生
成することができる。そして、このガス混合により、当
該ガスの温度−エンタルピ特性をＢＯＧ単独の場合より
もＬＮＧの同特性に近付けることができるため、当該混
合ガスとＬＮＧとの熱交換を安定した状態で効率良く行
うことができる。
【００２４】なお、前記混合ガスの凝縮は主熱交換器１
４のみで行うようにしてもよいが、図２に示すように主
熱交換器１４と気液分離器２４との間に例えば窒素ガス
を冷媒とした補助冷却器２８を設置し、この補助冷却器
２８で混合流体を冷却してさらに凝縮を進めるようにし
てもよい。これにより、主熱交換器１４の負荷を減らし
て同熱交換器１４の小型化やＬＮＧ消費量の削減を図る
ことが可能であり、また、ＢＯＧ発生量の増大にも対応
することが可能になる。
４のみで行うようにしてもよいが、図２に示すように主
熱交換器１４と気液分離器２４との間に例えば窒素ガス
を冷媒とした補助冷却器２８を設置し、この補助冷却器
２８で混合流体を冷却してさらに凝縮を進めるようにし
てもよい。これにより、主熱交換器１４の負荷を減らし
て同熱交換器１４の小型化やＬＮＧ消費量の削減を図る
ことが可能であり、また、ＢＯＧ発生量の増大にも対応
することが可能になる。
【００２５】また、ＬＮＧの一部を予め蒸発させるにあ
たり、図示のような副熱交換器１６を用いる代わりに専
用のＬＮＧ気化器（ＬＮＧ蒸発器）を設置するようにし
てもよい。ただし、図示のような副熱交換器１６の設置
により、ＢＯＧの温熱でＬＮＧを気化し、かつ、ＢＯＧ
を合流部Ｐの手前で予冷することができ、装置全体の熱
効率をさらに高めることが可能になる。
たり、図示のような副熱交換器１６を用いる代わりに専
用のＬＮＧ気化器（ＬＮＧ蒸発器）を設置するようにし
てもよい。ただし、図示のような副熱交換器１６の設置
により、ＢＯＧの温熱でＬＮＧを気化し、かつ、ＢＯＧ
を合流部Ｐの手前で予冷することができ、装置全体の熱
効率をさらに高めることが可能になる。
【００２６】
【実施例】図１に示す装置における好適な運転条件の一
例を次の表１に示す。同表の「位置」の欄の符号Ａ〜Ｊ
は図１の各地点に付されている符号Ａ〜Ｊに対応してい
る。
例を次の表１に示す。同表の「位置」の欄の符号Ａ〜Ｊ
は図１の各地点に付されている符号Ａ〜Ｊに対応してい
る。
【００２７】
【表１】
【００２８】この表１では、ＢＯＧ圧力＝40kg/cm2G、
ＬＮＧ圧力＝32kg/cm2Gとしている。一般に、好適な運
転条件はＢＯＧ圧力＞ＬＮＧ圧力であり、このうちＬＮ
Ｇ圧力はＮＧの需要地への供給圧力で決まる。ＢＯＧ圧
力は、その圧力が高いほどＢＯＧ圧縮機２０の必要動力
が大きくなるので、装置全体の経済性を考慮して決める
のがよい。
ＬＮＧ圧力＝32kg/cm2Gとしている。一般に、好適な運
転条件はＢＯＧ圧力＞ＬＮＧ圧力であり、このうちＬＮ
Ｇ圧力はＮＧの需要地への供給圧力で決まる。ＢＯＧ圧
力は、その圧力が高いほどＢＯＧ圧縮機２０の必要動力
が大きくなるので、装置全体の経済性を考慮して決める
のがよい。
【００２９】
【発明の効果】以上のように本発明は、ＬＮＧ貯槽から
送出されるＬＮＧの一部を予め蒸発させてからＢＯＧと
混合し、その混合ガスとＬＮＧとの熱交換によって前記
ＢＯＧの再液化を行うようにしたものであるので、技術
上困難とされている気液混合工程を不要にした低コスト
の構成で、ＬＮＧとの熱交換によるＢＯＧの再液化を効
率良く行うことができる効果がある。
送出されるＬＮＧの一部を予め蒸発させてからＢＯＧと
混合し、その混合ガスとＬＮＧとの熱交換によって前記
ＢＯＧの再液化を行うようにしたものであるので、技術
上困難とされている気液混合工程を不要にした低コスト
の構成で、ＬＮＧとの熱交換によるＢＯＧの再液化を効
率良く行うことができる効果がある。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明にかかるＢＯＧの再液化装置の全体構成
を示すフローシートである。
を示すフローシートである。
【図２】前記再液化装置に補助冷却器を付加した構成を
示すフローシートである。
示すフローシートである。
【図３】ＢＯＧの温度−エンタルピ特性を示すグラフで
ある。
ある。
１０ ＬＮＧ貯槽 １４ 主熱交換器 １６ 副熱交換器 ２０ ＢＯＧ圧縮機 ２４ 気液分離器
Claims (5)
- 【請求項１】 液化天然ガス貯槽内に発生したボイルオ
フガスを再液化して前記液化天然ガス貯槽に還元するた
めの方法であって、前記液化天然ガス貯槽から抜き出し
た液化天然ガスの一部を加温して蒸発させる蒸発工程
と、この蒸発により得られた天然ガスと前記液化天然ガ
ス貯槽から抜き出して昇圧させたボイルオフガスとを混
合する混合工程と、その混合ガスと前記液化天然ガス貯
槽から抜き出した液化天然ガスとを熱交換させることに
より前記混合ガスの少なくとも一部を凝縮させる凝縮工
程と、その凝縮した液体を前記液化天然ガス貯槽内へ戻
す還元工程とを含むことを特徴とする液化天然ガスのボ
イルオフガスの再液化方法。 - 【請求項２】 請求項１記載の液化天然ガスのボイルオ
フガスの再液化方法において、前記蒸発工程は、前記液
化天然ガス貯槽から抜き出した液化天然ガスの一部と同
液化天然ガス貯槽から抜き出して昇圧させたボイルオフ
ガスとを熱交換させることにより前記液化天然ガスを加
温して蒸発させると同時に前記ボイルオフガスを冷却さ
せる熱交換工程を含むものであり、前記混合工程は、前
記熱交換工程により得られた天然ガスと同熱交換工程に
より冷却されたボイルオフガスとを混合するものである
ことを特徴とする液化天然ガスのボイルオフガスの再液
化方法。 - 【請求項３】 液化天然ガス貯槽内に発生したボイルオ
フガスを再液化して前記液化天然ガス貯槽に還元するた
めの装置であって、前記液化天然ガス貯槽内からボイル
オフガスを抜き出して圧縮するボイルオフガス圧縮機
と、前記液化天然ガス貯槽内の液化天然ガスを送出する
液化天然ガス送出手段と、送出された液化天然ガスの一
部を加温して蒸発させる液化天然ガス蒸発器と、その蒸
発により生成された天然ガスと前記ボイルオフガス圧縮
機から圧送されるボイルオフガスとを混合するための混
合部と、この混合部で生成された混合ガスと前記液化天
然ガス送出手段により送出される液化天然ガスとを熱交
換させることにより前記混合ガスの少なくとも一部を凝
縮させる主熱交換器と、凝縮した液体を前記液化天然ガ
ス貯槽に戻すための還元用配管とを備えたことを特徴と
する液化天然ガスのボイルオフガスの再液化装置。 - 【請求項４】 請求項３記載の液化天然ガスのボイルオ
フガスの再液化装置において、前記液化天然ガス蒸発器
は、送出された液化天然ガスの一部と前記ボイルオフガ
ス圧縮機から圧送されるボイルオフガスとを熱交換させ
ることにより前記液化天然ガスを加温して蒸発させると
同時に前記ボイルオフガスを冷却させる副熱交換器を含
むものであり、その副熱交換器で生成された天然ガスと
同副熱交換器により冷却されたボイルオフガスとが前記
混合部で混合されるように配管が設けられていることを
特徴とする液化天然ガスのボイルオフガスの再液化装
置。 - 【請求項５】 請求項３または４記載の液化天然ガスの
ボイルオフガスの再液化装置において、前記主熱交換器
から導出された混合流体を冷却してその凝縮をさらに進
める補助冷却器を備え、この補助冷却器と前記液化天然
ガス貯槽との間に前記還元用配管が設けられていること
を特徴とする液化天然ガスのボイルオフガスの再液化装
置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2001146125A JP2002338977A (ja) | 2001-05-16 | 2001-05-16 | 液化天然ガスのボイルオフガスの再液化方法及び装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2001146125A JP2002338977A (ja) | 2001-05-16 | 2001-05-16 | 液化天然ガスのボイルオフガスの再液化方法及び装置 |
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| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2002338977A true JP2002338977A (ja) | 2002-11-27 |
Family
ID=18991821
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| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2001146125A Withdrawn JP2002338977A (ja) | 2001-05-16 | 2001-05-16 | 液化天然ガスのボイルオフガスの再液化方法及び装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP2002338977A (ja) |
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-
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- 2001-05-16 JP JP2001146125A patent/JP2002338977A/ja not_active Withdrawn
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