JP2005214313A

JP2005214313A - ボイルオフガス処理システム

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Publication number: JP2005214313A
Application number: JP2004022416A
Authority: JP
Inventors: Takeshi Suzuki; 剛鈴木
Original assignee: Mitsui Engineering and Shipbuilding Co Ltd
Current assignee: Mitsui Engineering and Shipbuilding Co Ltd
Priority date: 2004-01-30
Filing date: 2004-01-30
Publication date: 2005-08-11
Anticipated expiration: 2024-01-30
Also published as: JP4488755B2

Abstract

【課題】ボイルオフガス等の余剰ガスをガスハイドレート化する場合、ガスハイドレート生成装置のコンパクト化及び省エネルギ化を図る。
【解決手段】タンク１に貯蔵されている液化天然ガスａから蒸発したボイルオフガスｂをコンプレッサ５によって昇圧し、昇圧後のボイルオフガスを液化天然ガスの冷熱を利用して液化するボイルオフガス処理システムである。液化天然ガスａの冷熱を利用して液化させた液化ボイルオフガスｃの大部分を膨張弁７でフラッシュさせながらタンク１に戻すと共に、液化ボイルオフガスｃの残りをポンプ１９によって更に昇圧させ、昇圧後の高圧液化ボイルオフガスを気化器２１，２２に供給してガスハイドレートの原料に供する。
【選択図】図１

Description

本発明は、貯蔵タンクに貯蔵されている液化天然ガス（以下、ＬＮＧと称する。）の一部が蒸発したボイルオフガス（以下、ＢＯＧと称する。）を処理するためのボイルオフガス処理システムに関するものである。

従来、天然ガスは、−１６２℃以下の超低温で液化された後、ＬＮＧとして貯蔵タンクに貯蔵されているが、貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧは、その一部が蒸発してＢＯＧとなる。

例えば、容積が１８万キロリットルの貯蔵タンクの場合には、一晩で数千立方メートルのＢＯＧが発生することがある。夜間は、ガスの消費量が少なくなるため、大量のＢＯＧが発生すると、発生したＢＯＧの処理が問題となる。

このＢＯＧの処理方法としては、従来、次のような方法が知られている。

すなわち、
（ａ）ＢＯＧをコンプレッサで高圧化後（例えば、５０〜７０ａｔａ（４．９〜６．８６ＭＰａ））、市中のガス導管に送出する方法。

（ｂ）ＢＯＧをＬＮＧの冷熱を利用して、再度、液化する方法。

（ｃ）ＢＯＧを水と反応させてＢＯＧと水との水和物であるガスハイドレートを生成する方法（例えば、特許文献１参照。）。
特開2001-279277 号公報（第３〜５頁、図１）

しかしながら、（ａ）の方法は、低圧のＢＯＧ（例えば、１．０３ａｔａ（０．１０ＭＰａ））を導管圧（例えば、５０〜７０ａｔａ（４．９〜６．８６ＭＰａ））まで大幅に昇圧させるため、コンプレッサの消費電力が多大になる恐れがある。特に、ＬＮＧをＬＮＧ運搬船から陸上の貯蔵タンクに荷揚げする場合には、通常の約３倍のＢＯＧが発生するために、ＬＮＧの荷揚げ基地では、契約電力の増大を招く恐れがある。

ところで、夜間のガス需要の少ない時に、高圧のＢＯＧをガス導管に送出することが可能であれば、ＢＯＧをガス導管内に貯蔵することが可能であるが、上記のように、ＢＯＧを導管圧まで昇圧する必要があるため、消費動力の削減には至らない。

また、（ｂ）の方法は、ＢＯＧの圧縮動力を低減するために考えられた方法であり、ＢＯＧ（ｂ）をＬＮＧ貯蔵タンク１から送出されたＬＮＧ（ａ）の冷熱を利用して、再度、液化させた後、液化ボイルオフガスｃを耐圧タンク６に貯蔵する方法（図５参照。）であるが、このような中低圧で、かつ、低温の液体（例えば、１０ａｔａ（０．９８ＭＰａ）、−１２５℃）の貯蔵は、技術的にも経済的にも困難である。

ここで、図５中、２は昇圧ポンプ、３は再液化器、４は配管、５はコンプレッサ、１９はポンプである。

また、（ｃ）のように、ＢＯＧをガスハイドレート（ＮＧＨ）に転換する場合には、ＢＯＧと水とが反応する時に発生する反応熱を除去するための冷凍機が必要である。

そこで、本発明者は、上記の中低圧で、かつ、低温（例えば、１０ａｔａ（０．９８ＭＰａ）、−１２５℃）の液化ボイルオフガスｃをＬＮＧ貯蔵タンク１に戻すと共に、発生したＢＯＧと、液化ボイルオフガスｃを膨張弁７でフラッシュさせた時に生じたフラッシュガスの余剰分をガスハイドレート生成設備１０に供給してガスハイドレートｅを生成するようにしたボイルオフガス処理方法を提案した（特願２００２−２２７５２２号）（図４参照。）。

今、ＬＮＧ貯蔵タンクヘの再循環による再液化量をＧｉ、フラッシュガス量をＧｖとすると、
７４ kcal /kg ×（Ｇｉ＋Ｇｖ）
＝（５２ kcal /kg ×Ｇｉ）＋（１６３kcal /kg×Ｇｖ）
となる。
ここで、
Ｇｉ＋Ｇｖ＝６．５７ t/h（ＢＯＧ相当量のみ全量液化させるものとする。）
Ｇｉ＝４．０５×Ｇｖ
Ｇｖ＝１．３０ t/h（ＢＯＧに対して増加するガス量となる。）
Ｇｉ＝５．２７ t/h（ＢＯＧのＬＮＧとしての戻り量。）
従って、フラッシュガスの処理割合は、次のようになる。

Ｇｖ／（Ｇｉ＋Ｇｖ）＝１．３／６．５７≒０．１９８
つまり、ＮＧＨ化する場合に、ＢＯＧの２割弱が原料として供給できる。即ち、ＢＯＧ全量の処理を行わず、一部の処理（ＮＧＨ化）で済み、処理設備を最小限にすることができる。

ＢＯＧは、浸入熱によって貯蔵タンク内で自然に蒸発するガスであり、タンク内は重質分（エタン、プロパン等）が濃縮される現象を言うが、結果として、蒸発ガスは純メタン相等である。図４に示す余剰の蒸発ガスをＮＧＨ化して貯蔵する方法において、ＢＯＧ圧縮機を高い圧力（５４ａｔａ程度（５．３０ＭＰａ程度））まで昇圧する必要があるため、圧縮動力に要する動力は過大なものとなる。従って、まだ改善の余地がある。

尚、図４中、２はポンプ、３は再液化器、４は配管、５はコンプレッサ、６は耐圧タンク、８は配管、１１は生成槽、１２はノズル、１３は生成熱除去手段、１４は配管、１５は給水管、１６は貯蔵タンク、１７はポンプ、１８はバイパス管、ａはＬＮＧ、ｂはＢＯＧ、ｄは水を示している。

本発明は、このような知見を得て発明したものであり、その目的とするところは、ボイルオフガスやフラッシュガスなどの余剰ガスをガスハイドレート化する場合に、係る余剰ガスの処理量を、より一層増加することができるボイルオフガス処理システムを提供することにある。

上記の課題を解決するため、本発明は、次のように構成されている。

すなわち、
請求項１に記載の発明は、貯蔵タンクに貯蔵されている液化天然ガスの一部が蒸発してできたボイルオフガスをコンプレッサによって所定の圧力に昇圧し、昇圧後のボイルオフガスを液化天然ガスの冷熱を利用して、再度、液化させるようにしたボイルオフガス処理システムにおいて、液化天然ガスの冷熱を利用して液化させた液化ボイルオフガスの大部分を、膨張弁でフラッシュさせながら前記貯蔵タンクに戻すと共に、前記液化ボイルオフガスの残りをポンプによって更に昇圧させ、昇圧後の高圧の液化ボイルオフガスを気化器に供給してガスハイドレートの原料に供することを特徴とするボイルオフガス処理システムである。

請求項２に記載の発明は、ガスハイドレートの原料を、海水を用いてガスハイドレート生成条件まで昇温させることを特徴とする請求項１記載のボイルオフガス処理システムである。

請求項３に記載の発明は、貯蔵タンクに貯蔵されている液化天然ガスの一部が蒸発してできたボイルオフガスをコンプレッサによって所定の圧力に昇圧し、昇圧後のボイルオフガスを液化天然ガスの冷熱を利用して、再度、液化させるようにしたボイルオフガス処理システムにおいて、液化天然ガスの冷熱を利用して液化させた液化ボイルオフガスを、ポンプによって更に昇圧させるとともに、昇圧後の高圧の液化ボイルオフガスを海水を利用して所定の温度に昇温してガスハイドレートの原料に供し、更に、液化天然ガスを気化させる冷媒凝縮器と、ガスハイドレート生成装置と、海水による過熱器とを含む冷媒循環ラインに膨張タービンを設け、該膨張タービンに設けた発電機によって電力を回収するようにし、該膨張タービンの排気を前記冷媒凝縮器へ導くように構成したことを特徴とするボイルオフガス処理システムである。

請求項４に記載の発明は、ガスハイドレート製造量が減少した場合に、ボイルオフガスを既設の低圧ガス系統へ供給するようにしたことを特徴とする請求項３記載のボイルオフガス処理システムである。

上記のように、請求項１に記載の発明は、貯蔵タンクに貯蔵されている液化天然ガスの一部が蒸発してできたボイルオフガスをコンプレッサによって所定の圧力に昇圧し、昇圧後のボイルオフガスを液化天然ガスの冷熱を利用して、再度、液化させるようにしたボイルオフガス処理システムにおいて、液化天然ガスの冷熱を利用して液化させた液化ボイルオフガスの大部分を、膨張弁でフラッシュさせながら前記貯蔵タンクに戻すと共に、前記液化ボイルオフガスの残りをポンプによって更に昇圧させ、昇圧後の高圧の液化ボイルオフガスを気化器に供給してガスハイドレートの原料に供するようにしたため、ＢＯＧの昇圧動力は極めて少なくて済み、その分、ガスハイドレート生成装置の規模を縮小することができる。

また、ＬＮＧ（液化天然ガス）の冷熱（例えば、−１５０℃）を利用して天然ガスハイドレート生成熱を除去するため、天然ガスハイドレート生成熱除去用の冷凍機が不要となる。

請求項２に記載の発明は、ガスハイドレートの原料を、海水を用いてガスハイドレート生成条件まで昇温させるのであるが、ガスハイドレートの原料は、ガスハイドレート生成熱によってある程度、加温されているので、その分、海水供給量を減少させることができ、以て、海水をくみ上げる海水ポンプ動力を削減することができる。

請求項３に記載の発明は、貯蔵タンクに貯蔵されている液化天然ガスの一部が蒸発してできたボイルオフガスをコンプレッサによって所定の圧力に昇圧し、昇圧後のボイルオフガスを液化天然ガスの冷熱を利用して、再度、液化させるようにしたボイルオフガス処理システムにおいて、液化天然ガスの冷熱を利用して液化させた液化ボイルオフガスを、ポンプによって更に昇圧させるとともに、昇圧後の高圧の液化ボイルオフガスを海水を利用して所定の温度に昇温してガスハイドレートの原料に供し、更に、液化天然ガスを気化させる冷媒凝縮器と、ガスハイドレート生成装置と、海水による過熱器とを含む冷媒循環ラインに膨張タービンを設け、該膨張タービンに設けた発電機によって電力を回収するようにし、該膨張タービンの排気を前記冷媒凝縮器へ導くように構成したため、請求項１に記載の発明と同様の効果を有するとともに、炭化水素系の冷媒（例えば、プロパン（Ｃ₃Ｈ₈））を使用したランキンサイクルによって電力回収を行っているので、省エネルギー化をより一層図ることが可能になった。

以下、本発明の実施の形態を図面を用いて説明する。
（１）実施形態１
この実施の形態では、ガスハイドレート生成条件を５４ａｔａ（５．３０ＭＰａ）、５℃に設定した場合を例に取る。

図１において、１は、ＬＮＧ貯蔵タンクであり、このＬＮＧ貯蔵タンク１に貯蔵されているＬＮＧ（液化天然ガス）ａは、ＬＮＧポンプ２によって所定の圧力に昇圧された後、配管４を経て再液化器３に供給されるようになっている。

他方、ＬＮＧ（ａ）の一部が蒸発してできたＢＯＧ（ボイルオフガス）ｂは、コンプレッサ５によって所定の圧力（例えば、１０ａｔａ（０．９８ＭＰａ））に昇圧された後、再液化器３に導入され、そこで、ＬＮＧ（ａ）の冷熱（例えば、−１５０℃）を利用して再液化される。

所定圧（１０ａｔａ（０．９８ＭＰａ））に昇圧された液化ボイルオフガスｃは、ＬＮＧ貯蔵タンク１に戻されるが、その際、液化ボイルオフガスｃの温度をＬＮＧの温度まで下げる必要があるため、膨張弁７によってフラッシュさせる。

上記のように、液化ボイルオフガスｃをＬＮＧ貯蔵タンク１に戻す場合には、液化ボイルオフガスｃを膨張弁７によってフラッシュさせるのであるが、ＬＮＧ貯蔵タンクの侵入熱に相当するＢＯＧの全量を再液化させることは困難である。その理由は、ボイルオフガス相当量を冷媒と見做した冷凍効果は、侵入熱の約７３％に過ぎないからである。

従って、ＢＯＧの約７０〜７５％は、戻り液となってＬＮＧ貯蔵タンクへ戻されるが、残りのＢＯＧについては、何らかの処理が必要となる。ところが、液化ボイルオフガスｃをＬＮＧ貯蔵タンク１に戻す際に、液化ボイルオフガスｃを膨張弁７によってフラッシュさせるため、新たにフラッシュガス（通常のＢＯＧの約３０％）が発生する。

そこで、本発明者は、ＢＯＧやフラッシュガスをガスハイドレート化することにした。その際、既に提案した案では、ＢＯＧやフラッシュガスのガス圧が比較的低いため、液化ボイルオフガスｃをポンプ１９を用いて高圧化することにした。

即ち、図１に示すように、液化ボイルオフガスｃをポンプ１９によって更に昇圧し、第１ＬＮＧ気化器２０の入口に供給することにした。第１ＬＮＧ気化器２０の入口に供給された高圧（５２ａｔａ（５．１０ＭＰａ））の液化ボイルオフガスｃは、第１及び第２のＬＮＧ気化器２０，２１によって気化され、設定圧力（５４ａｔａ（５．３０ＭＰａ））の天然ガスｇとなるが、第２のＬＮＧ気化器２１では、海水ｆを用いて設定温度（５℃）まで昇温される。

上記のＮＧＨ生成条件（５４ａｔａ（５．３０ＭＰａ）、５℃）を満たした天然ガスｇは、ガスハイドレート生成装置３０に供給され、天然ガスと水との水和物である天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）ｅとなる。

ガスハイドレート生成装置３０は、図２に示すように、生成タンク３１内に設けた散布ノズル３２から生成タンク３１内に充満している天然ガスｇ内に水ｄを散布することにより、天然ガスｇと水ｄとが反応して天然ガスと水との水和物である天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）ｅを生成するようになっている。本例は、いわゆるスプレー方式と言われる方式でバブリング方式も本方式に代替えできる。

天然ガスｇと水ｄとが反応して天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）ｅになるとき、反応熱が発生するが、ＬＮＧ（ａ）によって冷却されたブラインｉを用いて除去するようにしている。

ここで、３３は冷却ジャケット、３４はブライン入口、３５はブライン出口、３６は水循環ライン、３７は循環ポンプ、３８は水補給ライン、４０は水抜出しライン、４１は天然ガスハイドレート排出口、４２は天然ガスハイドレートかき寄せ機である。

ブラインｉは、ブライン循環ライン２３を循環するが、そのために、ブラインポンプ２４が使用される。また、ガスハイドレートの生成条件（例えば、５４ａｔａ（５．３０ＭＰａ）、５℃）に昇圧、昇温された天然ガスｇの一部は、図示しないＧＴＧ（高効率ガスタービン発電機）に燃料として供給される。

ＬＮＧ貯蔵タンク１から再液化器３に至る配管９から分岐した分岐管９ａのバルブ９０は、通常、「閉」になっているが、ガスハイドレート生成装置３０のガスハイドレート製造量が減少した場合には、「閉」から「開」に切り替えられ、ＢＯＧ（ｂ）を低圧系統（既存系統）に供給するようになっている。
（２）実施形態２
この実施の形態では、ＬＮＧ低圧系統の冷熱によってＢＯＧを再液化する場合を例に取る。尚、ガスハイドレート生成条件は、実施形態１と同様に、５４ａｔａ（５．３０ＭＰａ）、５℃である。

図３において、１は、ＬＮＧ貯蔵タンクであり、このＬＮＧ貯蔵タンク１内に貯蔵されているＬＮＧ（液化天然ガス）ａは、高圧ＬＮＧポンプ２ａによって所定の圧力に昇圧された後、ＬＮＧ高圧気化器２０ａによって高圧（５０ａｔａ（４．９０ＭＰａ））の天然ガスｇにガス化された後、例えば、市中のガス導管などに供給される。

また、ＬＮＧ貯蔵タンク１内のＬＮＧ（ａ）は、低圧ＬＮＧポンプ２ｂによって所定の圧力に昇圧された後、再液化器３に供給されるようになっている。符合４’は、配管４から分岐した配管である。

再液化器３で液化した液化ボイルオフガスｃは、ポンプ１９によって更に昇圧された後、気化器２５によって再ガス化され（５４ａｔａ（５．３０ＭＰａ））、ガスハイドレートの原料としてガスハイドレート生成装置３０に供給される。このガスハイドレート生成装置３０については、既に説明したので、詳細な説明を省略する（図２参照）。

上記再液化器３でＢＯＧ（ｂ）を液化させた低圧のＬＮＧ（ａ）は、ＬＮＧ低圧気化器（冷媒凝縮器）２０ｂによって低圧（１０ａｔａ（０．９８ＭＰａ））の天然ガスｇにガス化された後、例えば、市中のガス導管などに供給される。

この例では、ガスハイドレート生成装置３０で発生する反応熱を除去するための冷媒として、炭化水素系の冷媒ｊ（例えば、プロパン（Ｃ₃Ｈ₈））を使用し、ランキンサイクルによる電力回収を行っている。

すなわち、ガスハイドレート生成装置３０と、ＬＮＧ低圧気化器（冷媒凝縮器）２０ｂを含む冷媒循環ライン２６に冷媒気化器（海水による過熱器）２７と、膨張タービン２９と、ポンプ４４とを設け、膨張タービン２７に設けた発電機４５によって電力を回収するようにしている。

ＬＮＧ貯蔵タンク１から再液化器３に至る配管９から分岐した分岐管９ａのバルブ９０は、通常、「閉」になっているが、ガスハイドレート生成装置３０のガスハイドレート製造量が減少した場合には、「閉」から「開」に切り替えられ、ＢＯＧ（ｂ）を低圧系統（既存系統）に供給するようになっている。

以上の説明では、ガスハイドレート生成装置が、天然ガスの雰囲気中に水を散布する水散布方式のものについて説明したが、水中に天然ガスを噴射するバブリング方式でも同様の効果が得られる。

（実施例）
図３のボイルオフガス処理システムにおいて、
ポンプ２ｂから送出されるＬＮＧ量を６０ｔ／ｈ
ＢＯＧ量を５ｔ／ｈ
とした場合、
ＮＧＨ製造設備に要求される冷熱量約２４，００ＵＳＲＴ（５ｔ／ｈのＢＯＧを原料としてＮＧＨを製造する。）は、ＬＮＧの冷熱を利用して除去され、且つ、ＮＧＨ生成熱によって気化されるＣ₃Ｈ₈の蒸発量は、６４ｔ／ｈであり、ＮＧＨ製造設備を排出したＣ₃Ｈ₈の蒸気は、海水によって過熱されて、膨張タービンにより電力として転換され、約７７０ＫＷの出力が得られる。

従って、ＢＯＧ圧縮動力を大幅に低減し、ＬＮＧ冷熱を回収することによる海水ポンプ動力およびタービンによる電力の回収により、極めて多大な省エネルギが達成された。

本発明に係るボイルオフガス処理システムを実施する設備の概略構成図である。天然ガスハイドレート生成装置の概略構成図である。本発明に係るボイルオフガス処理システムを実施する別の設備の概略構成図である。従来のボイルオフガス処理システムを実施するための概略構成図である。従来のボイルオフガス再液化方法を示す概略構成図である。

符号の説明

ａ液化天然ガス
ｂボイルオフガス
ｃ液化天然ガスの冷熱を利用して液化させた液化ボイルオフガス
１貯蔵タンク
５コンプレッサ
７膨張弁
１９ポンプ
２０，２１気化器
２０ｂ冷媒凝縮器

Claims

貯蔵タンクに貯蔵されている液化天然ガスの一部が蒸発してできたボイルオフガスをコンプレッサによって所定の圧力に昇圧し、昇圧後のボイルオフガスを液化天然ガスの冷熱を利用して、再度、液化させるようにしたボイルオフガス処理システムにおいて、
液化天然ガスの冷熱を利用して液化させた液化ボイルオフガスの大部分を、膨張弁でフラッシュさせながら前記貯蔵タンクに戻すと共に、前記液化ボイルオフガスの残りをポンプによって更に昇圧させ、昇圧後の高圧の液化ボイルオフガスを気化器に供給してガスハイドレートの原料に供することを特徴とするボイルオフガス処理システム。
ガスハイドレートの原料を、海水を用いてガスハイドレート生成条件まで昇温させることを特徴とする請求項１記載のボイルオフガス処理システム。
貯蔵タンクに貯蔵されている液化天然ガスの一部が蒸発してできたボイルオフガスをコンプレッサによって所定の圧力に昇圧し、昇圧後のボイルオフガスを液化天然ガスの冷熱を利用して、再度、液化させるようにしたボイルオフガス処理システムにおいて、
液化天然ガスの冷熱を利用して液化させた液化ボイルオフガスを、ポンプによって更に昇圧させるとともに、昇圧後の高圧の液化ボイルオフガスを海水を利用して所定の温度に昇温してガスハイドレートの原料に供し、更に、液化天然ガスを気化させる冷媒凝縮器と、ガスハイドレート生成装置と、海水による過熱器とを含む冷媒循環ラインに膨張タービンを設け、該膨張タービンに設けた発電機によって電力を回収するようにし、該膨張タービンの排気を前記冷媒凝縮器へ導くように構成したことを特徴とするボイルオフガス処理システム。
ガスハイドレート製造量が減少した場合に、ボイルオフガスを既設の低圧ガス系統へ供給するようにしたことを特徴とする請求項３記載のボイルオフガス処理システム。