JP2005121183A - 液化天然ガスのボイルオフガス再液化装置および方法 - Google Patents

液化天然ガスのボイルオフガス再液化装置および方法 Download PDF

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Abstract

【課題】動力の低減を図り、ＬＮＧ主成分のメタンガスの放出を抑制し、安定した運転をできる液化天然ガスのボイルオフガス再液化装置および方法を提供する。
【解決手段】気液分離手段２６のガス部２４の圧力Ｐが圧力設定値Ｐｓを超えると、気液分離手段２６のガス部２４に連なるガス抜きライン３０を大気に開放し、ガス部２４の圧力Ｐが圧力設定値Ｐｓ以下であれば、ガス抜きライン３０を閉鎖する圧力調整弁Ｖ１を気液分離手段２６に設け、冷媒冷却手段２７からＢＯＧ凝縮手段２３へ導かれる冷媒の流量を制御する２つの流量調整弁Ｖ２，Ｖ３を設ける。検出された液部温度Ｔに基づいて算出した飽和圧力Ｐｗよりもガス部圧力検出器２９によって検出されたガス部圧力Ｐが高いとき、圧力調整弁Ｖ１の圧力設定値Ｐｓを飽和圧力Ｐｗよりも予め定める圧力ΔＰだけ高い圧力（Ｐｗ＋ΔＰ）に設定する。
【選択図】図１

Description

本発明は、液化天然ガスから発生するボイルオフガス（略称ＢＯＧ）に含まれる窒素ガスなどの不純物を除去しながら、ボイルオフガスを再液化して回収することができる液化天然ガスのボイルオフガス再液化装置および方法に関する。
図５は、従来の技術の液化天然ガスのボイルオフガス再液化装置１の構成を簡素化して示す系統図である。同図を参照して、ボイルオフガス再液化装置１およびそれを用いた再液化方法について述べる。メタン（ＣＨ４）を主成分とする天然ガスは、一旦液化され、液化天然ガス（略称ＬＮＧ）として、ＬＮＧ輸送船のカーゴタンクとも呼ばれるＬＮＧ貯蔵タンクに収容された状態で輸送され、都市ガスおよび火力発電所の燃料などとして用いられている。
ＬＮＧ貯蔵タンク内のＬＮＧは、−１６０℃程度の極低温に保たれるため、外部からの入熱によってタンク内でたえず蒸発してボイルオフガス（略称ＢＯＧ）を発生する。このＢＯＧは、ＬＮＧ貯蔵タンク内の圧力を、約１００ｋＰａに保つ必要があるため、ボイルオフガス再液化装置１によって再液化され、再びＬＮＧ貯蔵タンクに戻される。
このボイルオフガス再液化装置１のボイルオフガス供給ラインによって供給されたＢＯＧは、ＢＯＧ圧縮機２によって昇圧し、凝縮器３によって凝縮し、再液化して再びＬＮＧ貯蔵タンクに戻されるのであるが、ＢＯＧには不純物である窒素（Ｎ２）ガスが含まれるため、この窒素ガスと再液化されたＬＮＧとを、気液分離器であるセパレータタンク４によって気液分離し、ＬＮＧである液部５は、セパレータタンク４の下部から抜き出し、ＬＮＧ貯蔵タンクへ戻される。
前記凝縮器３には、圧縮・膨張装置９によって、窒素ガスなどの冷媒が循環して供給される。圧縮・膨張装置９は、圧縮機と膨張機とを備え、冷媒を圧縮機によって圧縮した後冷却し、膨張器によって減圧・膨張して極低温にまで、冷媒を冷却する。凝縮機３は、圧縮・膨張装置９から供給される冷媒と、前記ＢＯＧ圧縮機２から供給されるＢＯＧとを熱交換させて、前述のように凝縮させ、液化する。
前記セパレータタンク４の上部に溜まったガス部６は、ガス放出ライン７に設置される圧力調整弁８によって、ガス部６が一定圧力を維持するように制御される。このとき、ガス放出ライン７からは、ガス部６の凝縮されない主としてＮ２ガスが大気へ放出される。セパレータタンク４内のガス部６は、一定圧力に到達するまでは、圧力調整弁８は開かず、高い圧力を維持するため、ＢＯＧの凝縮に用いられるＢＯＧ圧縮機２の動力を必要以上に消費するという問題がある。また、セパレータタンク４のガス部６は、凝縮しきれなかったメタンガスをも含んでおり、これが前述のＮ２ガスなどの不純物ガスとともに大気へ放出されるという問題がある。
これらの問題を解決する他の従来の技術は、特許文献１に開示されている。この特許文献１に示されるＢＯＧ再液化装置では、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧを、ＢＯＧ圧縮機で昇圧後、凝縮器である熱交換器に導き、この熱交換器でＬＮＧ貯蔵タンクからポンプによって払い出されたＬＮＧを冷媒として熱交換して冷却し、再液化する。この再液化したＢＯＧは、気液分離装置であるドラム内に一旦貯え、ポンプによって昇圧後、前記熱交換器の払い出しＬＮＧに合流させて気化器側に送出するとともに、前記ドラムに設けられる調整弁付きの逃がしラインに供給される。
前記調整弁は制御器によって制御され、その制御条件は、ドラム圧力がＢＯＧ再液化温度よりもＮ２を数パーセント含む回帰した数値か、またはドラム圧力が上限値に到達したときに開放させ、ドラム圧力がＢＯＧ再液化液温度よりもＮ２を殆ど含まない回帰した数値か、またはドラム圧力が下限値に到達したときに閉鎖させるように設定されている。
再液化したＢＯＧは、ドラム内に一旦貯えられる。ドラム内のＢＯＧの圧力は圧力センサによって、またドラム内のＢＯＧの液部の温度は、液温度検出センサによって常時監視される。
制御器は、ドラム圧力がＢＯＧ再液化液温度よりもＮ２を数パーセント含む回帰した数値になるか、あるいはドラム内の圧力が上限値に到達したときに調整弁を開き、ドラム内の圧力がＢＯＧ再液化液温度よりも不純物を殆ど含まない回帰した数値に達するか、あるいはドラム内の圧力が下限値に到達したときに調整弁を閉じる、という制御を行う。これによって、ＬＮＧ量が多く、運転圧力が下がっている場合でも、ドラム内に不凝縮ガスが溜まると、その不凝縮ガスを系外に排出することが可能となり、その結果、ドラム内の圧力の上昇を抑えた状態で運転することが可能となり、ＢＯＧ昇圧用の圧縮機の動力を軽減することができる。
特開平７−１５７７８２号公報
前述の特許文献１の従来の技術は、陸上用ＬＮＧ貯蔵タンクのＢＯＧ再液化装置であり、再液化するための冷媒は、ＬＮＧ貯蔵タンクの底部の過冷却液を用いるものであり、ＬＮＧ輸送船用再液化装置と同様にセパレータタンクによる気液分離装置を用いている。冷媒であるＬＮＧ貯蔵タンク底部からの払い出しＬＮＧの消費量が変化した際、セパレータタンクのガス部において一定圧力となるように圧力調整弁を開閉操作することによるＢＯＧ圧縮機の動力の必要以上の消費を抑制するために、セパレータタンク内の圧力がＢＯＧ再液化温度より回帰（窒素を数パーセントを含む条件）した数値、あるいは圧力が上限値に達した場合には、圧力調整弁を開き、セパレータタンク内の圧力がＢＯＧ再液化温度より回帰（窒素を殆ど含まない条件）した数値、あるいは圧力が下限値に達した場合には、圧量調整弁を閉じる、というバッチ処理によって、窒素含有率の低いＬＮＧの場合にセパレータタンク内の圧力を低くし、これによってＢＯＧ圧縮機の動力を軽減している。
このような構成では、セパレータタンクから放出されたガスをボイラなどの燃料として消費することを前提としており、常時不純物を含むＢＯＧに対して連続的に不純物ガスを排出することはできず、ＢＯＧ発生量が、冷媒側の再液化能力、すなわち圧縮・膨張装置の能力を上回った際には、凝縮しきれないメタンガスを多く含むガスを大気に放出してしまうという問題がある。また、ＢＯＧ発生量が前記冷媒側再液化能力を下回った際には、過冷却での運用となり、冷媒ガス側の動力を必要以上に消費してしまうという問題がある。
本発明の目的は、動力の低減を図るとともに、ＬＮＧ主成分であるメタンガスの放出を抑制し、ボイルオフガス発生量の変化などの外乱による影響を抑制し、安定した運転を実現することができる液化天然ガスのボイルオフガス再液化装置および方法を提供することである。
本発明は、液化天然ガスが貯蔵される液化天然ガス貯蔵タンクと、
液化天然ガス貯蔵タンク内で発生したボイルオフガスを、圧縮するボイルオフガス圧縮手段と、
ボイルオフガス圧縮手段によって昇圧されたボイルオフガスを、冷媒との熱交換によって冷却して凝縮するボイルオフガス凝縮手段と、
前記ボイルオフガス凝縮手段によって液化されたボイルオフガスの凝縮液を、ガス部と液部とに分離する気液分離手段と、
ボイルオフガス凝縮手段によってボイルオフガスに冷熱が吸収された熱交換後の冷媒を、圧縮および膨張させる冷凍サイクルによって冷却する冷媒冷却手段と、
気液分離手段によって気液分離された液部の温度を検出する液部温度検出器と、
気液分離手段によって気液分離されたガス部の圧力を検出するガス部圧力検出器と、
圧力設定値が可変とされ、気液分離手段のガス部の圧力が圧力設定値を超えると、前記気液分離手段のガス部に連なる流路を開放し、前記ガス部の圧力が圧力設定値以下であれば、前記ガス部に連なる流路を閉鎖する圧力調整弁と、
冷媒圧縮手段からボイルオフガス凝縮手段へ導かれる冷媒の流量を制御する流量調整弁と、
前記液部温度検出器によって検出された液部温度に基づいて算出した飽和圧力よりも前記ガス部圧力検出器によって検出されたガス部圧力が高いとき、圧力調整弁の圧力設定値を、前記液部温度に基づいて算出した飽和圧力よりも予め定める圧力ΔＰだけ高い圧力に設定する制御手段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再液化装置である。
また本発明の前記制御手段は、圧力調整弁に対して設定した圧力設定値が予め定める上限値に達したとき、冷媒の流量を制御する流量調整弁を閉鎖する方向に制御し、前記圧力調整弁に対して設定した圧力設定値が予め定める下限値に達したとき、前記流量調整弁を開放する方向に制御することを特徴とする。
また本発明は、液化天然ガスの貯蔵タンク内に発生したボイルオフガスを、圧縮した後、熱交換器に導いて冷媒との熱交換による冷却によって凝縮させ、
前記凝縮によって生成したボイルオフガスの凝縮液を、気液分離器に導いてガス部と液部とに分離し、
前記気液分離器の液部の温度から求めた飽和圧力よりも前記ガス部の圧力が高いとき、前記気液分離器のガス部の圧力が計算によって求めた圧力設定値に達するまで、前記ガス部からガスを排出し、同時に気液分離器内の液部から液体ガスを回収し、
前記ガス部からのガスの排出は、前記計算によって求めた圧力設定値に対して上限値と下限値とを決定し、前記計算によって求めた圧力設定値が上限値に達したとき、前記熱交換器に供給される冷媒の流量を増加させ、前記計算によって求めた圧力設定値が下限値に達したとき、前記熱交換器に供給される冷媒の流量を減少させることを特徴とする液化天然ガスのボイルオフガス再液化方法である。
本発明によれば、液化天然ガス貯蔵タンクには、液化天然ガス（略称ＬＮＧ）が貯蔵され、液部の温度が−１６０℃程度の極低温に維持されているため、外部からの入熱によって、液化天然ガス貯蔵タンク内には液化天然ガスがたえず気化してボイルオフガス（略称ＢＯＧ）が発生している。このようなボイルオフガスの発生によって、液化天然ガス貯蔵タンク内の圧力が上昇することを防ぐために、液化天然ガス貯蔵タンク内のボイルオフガスは、ボイルオフガス圧縮手段に導かれて圧縮され、この圧縮によって昇圧されたボイルオフガスは、コンデンサとも呼ばれるボイルオフガス凝縮手段によって、冷媒との熱交換によって冷媒から冷熱を回収して冷却され、これによって凝縮し、液化する。この液化したボイルオフガスの凝縮液は、気液分離手段によってガス部と液部とに分離される。
前記ボイルオフガス凝縮手段から気液分離手段に導かれるボイルオフガスは、ボイルオフガス凝縮手段において冷媒と熱交換して、冷媒の冷熱はボイルオフガスによって回収される。その結果、冷媒の温度が上昇するため、この冷媒は、冷媒冷却手段に導かれ、一旦圧縮された後、減圧膨張させる冷凍サイクルによる冷熱によって冷却され、再びボイルオフガス凝縮手段に循環して供給され、ボイルオフガスとの熱交換によって、気液分離手段に導かれるボイルオフガスを冷却して液化する。
気液分離手段によって気液分離された液部、すなわち再液化されたボイルオフガスの凝縮液は、たとえば前記液化天然ガス貯蔵タンクへ戻される。気液分離手段によって気液分離されたボイルオフガスの液部の温度は、液部温度検出器によって検出される。また、気液分離手段によって気液分離されたガス部の圧力は、ガス部圧力検出器によって検出される。
さらに、気液分離手段によって気液分離されたボイルオフガスのガス部は、圧力設定値が可変である圧力調整弁によって、前記ガス部の圧力が圧力設定値を超えると、前記気液分離手段のガス部に連なる流路を開放してたとえば大気へ放出され、前記ガス部の圧力が圧力設定値以下であれば、前記ガス部に連なる流路を閉鎖して、大気への放出が遮断される。
さらに、冷媒冷却手段からボイルオフガス凝縮手段へ導かれる冷媒の流量は、流量調整弁によって調整される。制御手段は、液部温度検出器が検出した液部温度に基づいて飽和圧力を算出し、この飽和圧力よりも前記ガス部圧力検出器が検出したガス部圧力が高いとき、圧力調整弁の圧力設定値を、前記液部温度に基づいて算出した飽和圧力よりも予め定める圧力ΔＰだけ高い圧力に設定する。このように、圧力調整弁の圧力設定値を前記算出した飽和圧力よりも予め定める圧力ΔＰだけ高い圧力に設定するので、天然ガスの主成分であるメタンガスの放出を抑制し、窒素ガスなどの不純物ガスだけを放出することができる。
したがって、このような構成によれば、常時不純物を含むＢＯＧに対して連続的に不純物ガスを排出することができるので、ＢＯＧ発生量が、冷媒側の再液化能力、すなわち圧縮・膨張装置の能力を上回った場合であっても、凝縮しきれないＮ２ガスを優先的に大気放出するのでメタンガスを多く含むガスを放出してしまうという問題が生じない。また、ＢＯＧ発生量が前記冷媒側再液化能力を下回った場合であっても、気液分離手段の液部が過冷却になることが抑制され、冷媒ガス側の動力である冷媒冷却手段を必要以上に運転して無駄な動力を消費してしまうことが防がれる。
また本発明によれば、前記制御手段は、前述のように、液部温度検出器が検出した液部温度に基づいて飽和圧力を算出し、この飽和圧力よりも前記ガス部圧力検出器が検出したガス部圧力が高いとき、圧力調整弁の圧力設定値を、前記液部温度に基づいて算出した飽和圧力よりも予め定める圧力ΔＰだけ高い圧力に設定するとともに、圧力調整弁に対して設定した圧力設定値が予め定める上限値に達したとき、流量調整弁を閉鎖する方向に制御し、前記圧力調整弁に対して設定した圧力設定値が予め定める下限値に達したとき、前記流量調整弁を開放する方向に制御するので、ボイルオフガス再液化ラインと冷媒ガスラインとの能力の制御を協調させて行い、システム全体の安定性を維持し、消費動力を削減することができる。
さらに本発明によれば、液化天然ガスの貯蔵タンク内に発生したボイルオフガスを圧縮し、熱交換器に導いて冷媒との熱交換による冷却によって凝縮させ、その凝縮液を、気液分離器に導いてガス部と液部とに分離する。前記気液分離器の液部の温度から求めた飽和圧力よりも前記ガス部の圧力が高いときには、前記気液分離器のガス部の圧力が計算によって求めた圧力設定値に達するまで、前記ガス部からガスを放出し、天然ガスの主成分であるメタンガスの放出を抑制し、窒素ガスなどの不純物ガスを優先的に放出する。前記計算によって求めた圧力設定値に対して上限値と下限値とが決定される。前記計算によって求めた圧力設定値が上限値に達したとき、前記熱交換器に供給される冷媒の流量を増加させ、前記計算によって求めた圧力設定値が下限値に達したとき、前記熱交換器に供給される冷媒の流量を減少させる。また、気液分離器内の液部の液化天然ガスは、少なくとも前記ガス部からガスを放出していない状態で取り出され、液化天然ガス貯蔵タンクへ回収される。
このようにしてＬＮＧの主成分であるメタンガス等のガスの放出が抑制され、冷媒側再液化能力とボイルオフガス再液化能力との両者によって、いわば協調させてボイルオフガスを再液化することができ、再液化されたボイルオフガスの液部の過冷却を防ぎ、システム全体の安定性を維持し、無駄な動力の消費を抑制することができる。
図１は、本発明の実施の一形態の液化天然ガスのボイルオフガス再液化装置２０を示す系統図である。本実施の形態の液化天然ガスのボイルオフガス再液化装置２０は、液化天然ガス（略称ＬＮＧ）が貯蔵される液化天然ガス貯蔵タンク（ＬＮＧ貯蔵タンクと略記する場合がある）２１と、ＬＮＧ貯蔵タンク２１内で発生したボイルオフガス（略称ＢＯＧ）を圧縮するボイルオフガス圧縮手段（ＢＯＧ圧縮手段と略記する場合がある）２２と、ＢＯＧ圧縮手段２２によって昇圧されたＢＯＧを冷媒との熱交換によって冷却して凝縮するボイルオフガス凝縮手段（ＢＯＧ凝縮手段と略記する場合がある）２３と、前記ＢＯＧ凝縮手段２３によって凝縮されたＢＯＧの凝縮液を、ガス部２４と液部２５とに分離する気液分離手段２６と、ＢＯＧ凝縮手段２３によってＢＯＧに冷熱が吸収された熱交換後の冷媒を、圧縮および膨張させる冷凍サイクルによって冷却する冷媒冷却手段２７と、気液分離手段２６によって気液分離された液部２５の温度Ｔを検出する液部温度検出器２８と、気液分離手段２６によって気液分離されたガス部２４の圧力Ｐを検出するガス部圧力検出器２９と、圧力設定値Ｐｓが可変とされ、気液分離手段２６のガス部２４の圧力Ｐが圧力設定値Ｐｓを超えると、前記気液分離手段２６のガス部２４に連なる流路であるガス抜きライン３０を大気に開放し、前記ガス部２４の圧力Ｐが圧力設定値Ｐｓ以下であれば、ガス部２４に連なるガス抜きライン３０を閉鎖する圧力調整弁Ｖ１と、冷媒冷却手段２７からＢＯＧ凝縮手段２３へ導かれる冷媒の流量を制御する２つの流量調整弁Ｖ２，Ｖ３と、圧力調整弁Ｖ１および流量調整弁Ｖ２，Ｖ３の開閉動作を制御する制御手段３１とを含む。また、ボイルオフガスの凝縮量の変化による気液分離器液部２５の液位を一定に保つ液位制御弁Ｖ４および制御手段３１を含む。
冷媒冷却手段２７は、第１〜第３圧縮機Ｃ１，Ｃ２，Ｃ３と、膨張機Ｅとを有する。ＢＯＧ凝縮手段２３において冷熱が回収された冷媒は、冷却水による冷却後第１〜第３圧縮機Ｃ１〜Ｃ３によってたとえば、約２０ｂａｒ〜約６０ｂａｒに昇圧され、膨張機Ｅで減圧・膨張によって冷熱を発生させ、再びＢＯＧ凝縮手段２３に供給され、ＢＯＧとの熱交換が行われる。第１〜第３圧縮機Ｃ１〜Ｃ３にて冷媒を昇圧する際に、サージを防止する手段として、サージ防止弁Ｖ５および制御手段３１がある。ＢＯＧ冷却手段２３において、不純物であるＮ２ガスを凝縮しない温度に保つ必要がり、温度制御する手段として温度調整弁Ｖ６および制御手段３１がある。
図２は、制御手段３１およびそれに関連する構成を示す一部の系統図であり、図３は制御手段３１が圧力調整弁Ｖ１の圧力設定値Ｐｓ（＝Ｐｗ＋ΔＰ）を設定する手順を説明するためのグラフである。図３において、縦軸は液部温度検出器２８によって検出される液部２５の温度Ｔであり、横軸はガス部圧力検出器２９によって検出されるガス部２４の圧力Ｐであり、ラインＬ１（実線で示す）はメタン飽和曲線を示し、ラインＬ２（破線で示す）はメタン飽和曲線であるラインＬ１にオフセット値として予め定める圧力ΔＰを加算した圧力設定値曲線を示す。
前記制御手段３１は、液部温度検出器２８によって検出された液部温度Ｔに基づいて算出した飽和圧力Ｐｗよりも前記ガス部圧力検出器２９によって検出されたガス部圧力Ｐが高いとき、圧力調整弁Ｖ１の圧力設定値Ｐｓを、前記液部温度Ｔに基づいて算出した飽和圧力Ｐｗよりも予め定める圧力ΔＰだけ高い圧力（Ｐｓ＝Ｐｗ＋ΔＰ）に設定する。
また、前記制御手段３１は、圧力調整弁Ｖ１に対して設定した圧力設定値Ｐｓが予め定める上限値Ｐｓｍａｘに達したとき、流量調整弁Ｖ２を閉、Ｖ３を開とする方向に制御し、前記圧力調整弁Ｖ１に対して設定した圧力設定値Ｐｓが予め定める下限値Ｐｓｍｉｎに達したとき、前記流量調整弁Ｖ２を開、Ｖ３を閉とする方向に制御する。このような制御手段３１は、コンピュータによって実現される。
図４は、制御手段３１の電気的構成を示すブロック図である。前記制御手段３１は、図３のラインＬ１で示すメタン飽和曲線に基づいて温度Ｔからそれに対応する圧力Ｐ１を出力する温度／圧力変換部３３、温度／圧力変換部３３から出力された圧力Ｐ１に予め定める圧力ΔＰを加算して圧力設定値Ｐｓを出力する加算器３４、前記予め定める圧力ΔＰを出力するオフセット圧力出力部３０、圧力設定値Ｐｓと検出した圧力Ｐ１とを比較して差分ｄＰを求める比較器３５、および比較器３５から出力された差分ｄＰに基づいて圧力調整弁Ｖ１の開度指令を出力する制御部３６を含む。
前記加算器３４の出力は、冷媒の再液化能力制御のトリガとして用いられ、具体的には、各流量調整弁Ｖ２，Ｖ３を開閉制御する。圧力検出器２９による検出圧力Ｐが前記圧力設定値Ｐｓよりも高いときには、一方の流量調整弁Ｖ２を開き、他方の流量調整弁Ｖ３を閉じ、冷媒貯留タンク５０から冷媒を供給ライン５１へ供給し、また圧力検出器２９による検出圧力Ｐが前記圧力設定値Ｐｓ以下であるときには、一方の流量調整弁Ｖ２は閉じ、他方の流量調整弁Ｖ３は開いて、冷媒貯留タンク５０から冷媒を戻りライン５２へ供給し、このようにして冷媒側再液化能力を制御する。
制御部３６は、微分演算器３７、積分演算器３８と、微分演算器３７の出力、積分演算器３８の出力および前記差分ｄＰを加算する加算器３９と、加算器の出力から所定の伝達関数Ｋｐによって演算したゲインを出力する演算器４０とを有する。このような制御武３６は、前記差分ｄＰに基づいて、Ｋｐ（１＋１／Ｔ１ｓ＋Ｔ１ｓ）を演算して、圧力調整弁Ｖ１の開度指令ゲインを出力する。
前記気液分離手段２６の液部２５は、メタンの飽和または過冷却状態であるので、液部温度検出器２８による液部２５の温度Ｔに対する飽和圧力Ｐｗと、ガス部圧力検出器２９によるガス部２４の圧力Ｐ１の計測値とによって状態を推定することができる。すなわち、液部２５の温度Ｔに対する飽和圧力Ｐｗに対して、ガス部２４の圧力Ｐ１が高いとき、ガス部２４はメタンよりも沸点の低い不純物ガスであるＮ２ガスが充填されていると考える。このときは、ガス部圧力調整弁Ｖ１を開いてガス放出ライン３０からＮ２ガスを大気放出する。したがって、圧力調整弁Ｖ１の圧力設定値Ｐｓを可変とし、計測温度Ｔから算出される飽和圧力ＰｗよりΔＰだけ高い圧力としている。この圧力ΔＰは、たとえば設計圧力の数パーセントに選ばれる。このようにΔＰを選ぶことによって、不純物ガスであるＮ２ガスを高精度で放出することが可能となり、メタンガスの放出を少なくすることができる。
前記従来の技術に関連して述べたように、気液分離装置のガス部がＮ２ガスで充填されていても、設定圧力までは圧力調整弁は開動作させず、ＬＮＧタンクから気液分離装置へＢＯＧを送り出すＢＯＧ圧縮機の動力をより消費していたが、本実施の形態では、気液分離手段２６のガス部２４がＮ２ガスであるときは、圧力調整弁Ｖ１の圧力設定値を小さくし、積極的にガスを放出し、安定運転する。
また、ＢＯＧ発生量の変化などの外乱に対しても、圧力設定値Ｐｓが可変であるため、ＢＯＧ発生量に適切な圧力設定となり、ＢＯＧ圧縮手段２２の消費動力を最適化することが可能である。またこのとき、気液分離手段２６のガス部２４の圧力は、常に計測したＬＮＧ温度Ｔから計算される飽和圧力Ｐｗより高いので、たとえばＢＯＧが不純物を含まない純メタンである場合に過冷却で運転すると、圧力調整弁Ｖ１は全閉となり、メタンを大気放出することが防がれる。すなわち、ＢＯＧ圧縮手段２２の消費動力を削減しつつ、メタンの大気放出を抑制することが可能となる。
さらに、圧力設定値Ｐｓを可変にすることによって、圧力設定値Ｐｓの上限値および下限値と比較することによる冷媒ガス（たとえばＮ２ガス）の流量制御（再液化能力制御）が可能となり、気液分離手段２６のガス部２４の圧力制御との協調制御によって、ＢＯＧ再液化装置全体の消費電力の低減と、システム最適化とを実現することができる。すなわち、圧力設定値Ｐｓが設定した上限値に達した場合、ＢＯＧ発生量に対し、再液化能力が下回っていると判断できる。これをトリガとし、冷媒ガス側に流量を増加させる制御操作を行い、再液化能力を向上させ、気液分離手段２６からメタンガスの大気放出を抑制することできる。逆に、圧力設定値Ｐｓが設定した下限値に達した場合、ＢＯＧ発生量に対し、再液化能力が上回っていると判断できる。これをトリガとし、前述のように流量調整弁Ｖ２，Ｖ３の開閉状態を制御して、冷媒ガス側の流量を減少させる制御操作を行い、再液化能力を低下させ、冷媒ガス側の消費動力を削減できる。
本発明の実施の一形態の液化天然ガスのボイルオフガス再液化装置２０を示す系統図である。 制御手段３１およびそれに関連する構成を示す一部の系統図である。 圧力調整弁Ｖ１の圧力設定値Ｐｓを設定する手順を説明するためのグラフである。 制御手段３１の電気的構成を示すブロック図である。 従来の技術の液化天然ガスのボイルオフガス再液化装置１の構成を簡素化して示す系統図である。
符号の説明
２０ ボイルオフガス再液化装置
２１ 液化天然ガス貯蔵タンク
２２ ボイルオフガス圧縮手段
２３ ボイルオフガス凝縮手段
２４ ガス部
２５ 液部
２６ 気液分離手段
２７ 冷媒冷却手段
２８ 液部温度検出器
２９ ガス部圧力検出手段
３０ ガス抜きライン
３１ 制御手段
３３ 温度／圧力変換部
３４ 加算器
３５ 比較器
３６ 制御部
３７ 微分演算器
３８ 積分演算器
５０ 冷媒貯留タンク
５１ 供給ライン
５２ 戻りライン
Ｖ１ 圧力調整弁
Ｖ２，Ｖ３ 流量調整弁
Ｐｓ 圧力設定値
Ｐｓｍａｘ 上限値
Ｐｓｍｉｎ 下限値

Claims (3)

  1. 液化天然ガスが貯蔵される液化天然ガス貯蔵タンクと、
    液化天然ガス貯蔵タンク内で発生したボイルオフガスを、圧縮するボイルオフガス圧縮手段と、
    ボイルオフガス圧縮手段によって昇圧されたボイルオフガスを、冷媒との熱交換によって冷却して凝縮するボイルオフガス凝縮手段と、
    前記ボイルオフガス凝縮手段によって液化されたボイルオフガスの凝縮液を、ガス部と液部とに分離する気液分離手段と、
    ボイルオフガス凝縮手段によってボイルオフガスに冷熱が吸収された熱交換後の冷媒を、圧縮および膨張させる冷凍サイクルによって冷却する冷媒冷却手段と、
    気液分離手段によって気液分離された液部の温度を検出する液部温度検出器と、
    気液分離手段によって気液分離されたガス部の圧力を検出するガス部圧力検出器と、
    圧力設定値が可変とされ、気液分離手段のガス部の圧力が圧力設定値を超えると、前記気液分離手段のガス部に連なる流路を開放し、前記ガス部の圧力が圧力設定値以下であれば、前記ガス部に連なる流路を閉鎖する圧力調整弁と、
    冷媒圧縮手段からボイルオフガス凝縮手段へ導かれる冷媒の流量を制御する流量調整弁と、
    前記液部温度検出器によって検出された液部温度に基づいて算出した飽和圧力よりも前記ガス部圧力検出器によって検出されたガス部圧力が高いとき、圧力調整弁の圧力設定値を、前記液部温度に基づいて算出した飽和圧力よりも予め定める圧力ΔＰだけ高い圧力に設定する制御手段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再液化装置。
  2. 前記制御手段は、圧力調整弁に対して設定した圧力設定値が予め定める上限値に達したとき、冷媒の流量を制御する流量調整弁を閉鎖する方向に制御し、前記圧力調整弁に対して設定した圧力設定値が予め定める下限値に達したとき、前記流量調整弁を開放する方向に制御することを特徴とする請求項１記載の液化天然ガスのボイルオフガス再液化装置。
  3. 液化天然ガスの貯蔵タンク内に発生したボイルオフガスを、圧縮した後、熱交換器に導いて冷媒との熱交換による冷却によって凝縮させ、
    前記凝縮によって生成したボイルオフガスの凝縮液を、気液分離器に導いてガス部と液部とに分離し、
    前記気液分離器の液部の温度から求めた飽和圧力よりも前記ガス部の圧力が高いとき、前記気液分離器のガス部の圧力が計算によって求めた圧力設定値に達するまで、前記ガス部からガスを排出し、同時に気液分離器内の液部から液体ガスを回収し、
    前記ガス部からのガスの排出は、前記計算によって求めた圧力設定値に対して上限値と下限値とを決定し、前記計算によって求めた圧力設定値が上限値に達したとき、前記熱交換器に供給される冷媒の流量を増加させ、前記計算によって求めた圧力設定値が下限値に達したとき、前記熱交換器に供給される冷媒の流量を減少させることを特徴とする液化天然ガスのボイルオフガス再液化方法。
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