JP2006317047A - 低温液化ガスの気化方法及び気化器 - Google Patents
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Abstract
【課題】 液−液方式の混合方法を採用しても混合液流路を閉塞させることなく、低温液化ガス(例えばLNG)に混合用低温液化ガス(例えばLPG)を混入、混合し得る低温液化ガスの気化方法を提供する。
【解決手段】 容器内に配設された伝熱管の内部に供給された低温液化ガスを、容器内の温水で熱交換して気化ガスとする低温液化ガスの気化方法において、温水内に浸漬している位置にあたる伝熱管内を流通する低温液化ガスに対して混合用低温液化ガスを供給混入させて、液−液方式で気化ガスの特性を調整する。
【選択図】 なし
【解決手段】 容器内に配設された伝熱管の内部に供給された低温液化ガスを、容器内の温水で熱交換して気化ガスとする低温液化ガスの気化方法において、温水内に浸漬している位置にあたる伝熱管内を流通する低温液化ガスに対して混合用低温液化ガスを供給混入させて、液−液方式で気化ガスの特性を調整する。
【選択図】 なし
Description
本発明は、低温液化ガスの気化方法及び気化器に関し、特には、液化天然ガス(以下LNGと称す)に液化石油ガス(以下LPGと称す)を液−液の状態で混合させ、その混合LNGを気化するための液化天然ガスの気化方法及び気化器に関するものである。
LNGを気化する気化器としては、例えば、実用新案登録第2554900号公報(特許文献1)や特開2002−168149号公報(特許文献2)に開示されているオープンラック式気化器(以下ORVと称す)やサブマージド式気化器(以下SMVと称す)及び特開2001−201279号公報(特許文献3)に開示されている温水バス式気化器などが知られている。この内、本発明はSMVと温水バス式気化器を対象とするものである。なお、これら気化器は、例えばLNG基地などに設置され、原料LNGを気化して産業用、家庭用などの熱源として消費される天然ガス(以下NGと称す)を製造する。
図6は、特許文献1、2などに開示されている、従来のSMVの一例を示す説明図である。このSMVは、水槽1に伝熱管束2を浸漬、設置し、水槽内温水5を加温する目的のバーナ3とバーナ燃焼室の冷却及び水槽内温水の循環を目的とする循環水ポンプ4を備えている。このSMVによるLNGの気化方法の手順は次の通りである。すなわち、LNGは、LNG供給配管よりLNG入口管6を経由して供給され、伝熱管束2で管外の温水5と熱交換し、気化した後、NG出口管7を経由してNG送出配管に送出される。温水5を介してのLNG気化熱源はバーナ3の燃焼ガスがスパージ管8より温水5中に噴出し熱水媒体となる。燃焼ガスは温水中に噴出し、熱供給後スタック9より排気される。バーナの燃焼は燃料ガス配管10より供給される燃料ガスと燃焼用空気配管11より供給される空気による。温水5は循環水ポンプ4により水槽内より配管12で汲み上げ吐出配管13よりバーナ燃焼室を経由して水槽1に戻し、循環させている。
図7は、特許文献3などに開示されている、従来の温水バス式気化器の一例を示す説明図である。この温水バス式気化器は、水槽14に伝熱管束15を温水16中に浸漬、設置されている。LNGは、LNG供給配管よりLNG入口管17を経由して供給され、伝熱管束15で管外温水16より熱を受け気化し、NGとしてNG出口管18を経由してNG送出配管に送出される。熱源としての温水16は、温水入口管19より供給され、スパージ管20より均一噴出し、伝熱管束15を介してLNGに熱を供給した後、温水出口管21より排出される。
一方、LNGは、通常、産業用、家庭用などの熱源として消費するため所要熱量のNGとなるように、NGの製造過程でLPGが混入、混合される。その混合方法としては、例えば、特開昭58−83094号公報(特許文献4)、特開昭61−197897号公報(特許文献5)、特開平10−237472号公報(特許文献6)などに開示されている混合方法が知られている。
図8は、特許文献4に開示されているLNGとLPGの混合方法を実施する装置の一例を示す図である。この図8に示す装置におけるLNGとLPGの混合方法は、LNGを管路41内を矢印42の方向に流すとともに、LPGを、流量制御弁(図示せず)を経て矢印43の方向に供給路44に供給し、ノズル45のヘッド46からLNG流に添加し、LNGに混合溶解するが、その混合に際して、LNG流と接するノズル45及び供給路44の部分をウレタンフォーム等の断熱材47で被覆し、また、LNGに対するLPGの混合操作開始前、及び混合操作終了後には、LPGの凝固点以上の温度を有するガスを流量制御弁(図示せず)を経て矢印48の方向に供給し、LPG供給路44及びノズル45を加温しておくものである。そして、このような混合方法によれば、LPG供給路44及びノズル45がLPGの凝固により閉塞されることが防止されるとされている。
図9は、特許文献5に開示されているLNGとLPGの混合方法を実施する混合気化系列を示す説明図である。この図に示す混合気化系列におけるLNGとLPGの混合方法は、まず、LNGをライン51から液−ガス混合器52に送り、この混合器52中でライン53を経由するNGと混合せしめ、LNGの昇温を図ったのち、この昇温せしめたLNGを混合器54に送り、この混合器54において、ライン55を経て流入するLPGと混合せしめるものである。そして、このような混合方法によれば、LPG中に含まれる微量成分の析出が回避でき、従って操業中の流路やバルブの閉塞等の不都合がなくなるとされている。
図10は、特許文献6に開示されているLNGとLPGの混合方法を実施する設備を示す説明図である。この図に示す設備におけるLNGとLPGの混合方法は、NGライン61のNGにLPGライン62のLPGを合流させ、その合流後の混合流ライン63のNGとLPGの混合流を、主原料となるLNGライン64のLNGに合流させるものである。そして、このような混合方法によれば、予めNGとLPGとの均一な混合状態の混合流を得て、この混合流をLNG流に合流させるので、LPGを均一にLNGに混合することができるとされている。
また、特許文献4、5には、従来技術としてLNGとLPGとを予め気化し、その気化後の気化石油ガス(以下PGと称す)を気化天然ガス(NG)に混入するガス―ガス方式での混合方法、及び、LNGを気化し、それにLPGを混入するガス−液方式での混合方法が開示されている。
ところで、上述したように、LNGを気化器で気化し、そのNGを産業用、家庭用などの熱源として消費するには、予め所要熱量のNGとなるように、NGの製造過程でLPGをLNGに対して、従来よりガス−ガス方式、ガス−液方式、液−液方式での混合方法で混入、混合がなされているが、ガス−ガス方式での混合方法は、LPGにもLPG用の気化器が必要な上、更に付帯配管、計測設備などが必要で、設備機器が多く、複雑で大掛かりとなり、メンテナンスも工数が掛かり、全体としてコスト高となる。また、ガス−液方式での混合方法は、LPG気化潜熱を余分に持った高温NGガスが必要になる。また、液−液方式での混合方法は、特許文献5の従来技術として説明されているように、LNGとLPGの混合に伴い、LPG中に微量に含有される不純物が凝固して析出し、混合液流路を閉塞するという問題がある。従って、それを回避するために、図8〜10に示すような方式が提案されている。これらの方式は、LPG用の気化器は不要になるが、NGガスが必要で、LNGの一部をNGとするための予熱用LNG気化器(図示せず)が必要となる上、この予熱用LNG気化器への分岐流量制御や予熱温度制御が必要となるなど操業運転が複雑で、また設備が高価となる。
実用新案登録第2554900号公報
特開2002−168149号公報
特開2001−201279号公報
特開昭58−83094号公報
特開昭61−197897号公報
特開平10−237472号公報
本発明は、上述の混合方法が有する問題点と、温水を利用するSMVと温水バス式気化器に着目してなしたものであって、その目的は、液−液方式の混合方法を採用しても混合液流路を閉塞させることなく、低温液化ガス(例えばLNG)に混合用低温液化ガス(例えばLPG)を混入、混合し得る低温液化ガスの気化方法とその気化器を提供するものである。
上記の目的を達成するために、本発明(請求項1)に係る低温液化ガスの気化方法は、容器内に配設された伝熱管の内部に供給された低温液化ガスを、容器内の温水で熱交換して気化ガスとする低温液化ガスの気化方法において、温水内に浸漬している位置にあたる伝熱管内を流通する低温液化ガスに対して混合用低温液化ガスを供給混入させて、液−液方式で気化ガスの特性を調整するものである。
本発明(請求項2)に係るLNGの気化方法は、容器内に配設された伝熱管の内部に供給された液化天然ガスを、容器内の温水で熱交換して気化ガスとする液化天然ガスの気化方法において、温水内に浸漬している位置にあたる伝熱管内を流通する液化天然ガスに対して液化石油ガスを供給混入させて、液−液方式で天然ガスの熱量調整をするものである。
本発明(請求項3)に係るLNGの気化方法は、容器内に配設された伝熱管の内部に供給された液化天然ガスを、容器内の温水で熱交換して天然ガスとして気化させる液化天然ガスの気化方法において、伝熱管を温水に浸漬して管内壁の温度が液化石油ガスに含まれる微量成分の凝固析出温度より高くなる部分を生じさせ、この管内壁の温度が前記微量成分の凝固析出温度より高くなる部分に対応する伝熱管内を流通する液化天然ガスに対して液化石油ガスを供給混入させて、液−液方式で天然ガスの熱量調整をするものである。
上述の請求項1乃至3の気化方法では、混合用低温液化ガス(LPG)の供給混入部が、低温液化ガス(LNG)の供給側の温水内に浸漬している伝熱管内であるので、混合用低温液化ガス(LPG)中の不純物の凝固析出を回避することができる。また、万一凝固析出が起りつつある場合でも、伝熱管の排出側へと流れる過程で温水との熱交換により回避することができる。
本発明(請求項4)に係るLNGの気化器は、液化天然ガスが供給される伝熱管を容器内に配設し、容器内の温水で熱交換して天然ガスとして気化させる液化天然ガスの気化器において、液化石油ガスの供給管を、その噴出口が温水内に浸漬している位置にあたる伝熱管内であって液化天然ガスに液化石油ガスを供給し得る位置に設置してなるものである。なお、液化天然ガスが供給される伝熱管を容器内に配設し、容器内の温水で熱交換して液化天然ガスを気化する液化天然ガスの気化器としては、SMVや温水バス式気化器などがある。
本発明(請求項5)に係るLNGの気化器は、上記請求項4記載の液化天然ガスの気化器において、液化石油ガスの供給管が、その先端にスプレーノズル又は多孔ノズルを設けてなるものである。これにより、LNGとLPGのより一層の均一混入が図れる。
本発明(請求項6)に係るLNGの気化器は、上記請求項4記載の液化天然ガスの気化器において、液化石油ガスの供給管の噴出口の下流に混合器を設けてなるものである。これにより、LNGとLPGのより一層の均一混入が図れる。
本発明に係る低温液化ガスの気化方法とその気化器によれば、混合用低温液化ガス(LPG)の供給混入部が、低温液化ガス(LNG)の供給側の温水内に浸漬している伝熱管内であるので、混合用低温液化ガス(LPG)中の不純物の凝固析出を回避することができる。これにより、混合液流路となる伝熱管を閉塞させることなく、低温液化ガス(例えばLNG)に混合用低温液化ガス(例えばLPG)を混入、混合できるとともに、混合したNGを得ることができる。また、ガス−ガス方式やガス−液方式での混合システムと比較して、設備機器が簡素にでき、コンパクトで、製作・建設費が安価である。
以下、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。図1は、本発明に係るLNGのSMV(水中燃焼式気化器)の正面断面概要図であって、この図1に示すSMVは、図6に示す従来のLNG入口管(6)の構造を除いて基本的には同じ構造である。図において、1は水槽、2は伝熱管束、3はバーナ、4は循環水ポンプ、5は温水、22はLNG入口管、7はNG出口管、8はスパージ管、9はスタック、10は燃料ガス配管、11は燃焼用空気配管、12は汲み上げ配管、13は吐出配管である。
LNG入口管22は、一端において温水5に浸漬されるものであり、本発明における伝熱管の一部を構成するものである。具体的には、図2に示すようにZ字状(又はL字状などでもよい)の接続用管であって、一端を伝熱管束2の入口ヘッダー23に接続され、他端にはLNG供給配管24に接続するためのフランジ部25が形成されるとともに、曲管部26に設けた孔を介して入口ヘッダー側の直管27内にLPG供給管28が挿入されている。LPG供給管28は、その先端が温水5の液面より下方となる位置までLNG入口管22に対して挿入されている。
なお、LPG供給管28の先端は、特に限定するものではないが、図2に示すようにスプレーノズル29が設けられてあってもよいし、図3に示すように、多孔ノズル30が設けられてあってもよい。またあるいは、図4に示すように、LPG供給管28の先端の先の直管27内に混合器(ミキサー)31を設置してもよい。このように構成することにより、LNGとLPGのより一層の均一混入が図れる。
上記構成のSMVにおいては、LNGは、LNG供給配管24よりLNG入口管22を経由して供給され、一方、LPGは、LPG供給配管よりLPG供給管28を経由して入口ヘッダー側の直管27内に供給されるので、LPGは直管27内においてLNGに混入し混合されながら入口ヘッダーから伝熱管束2へと流れ管外の温水5と熱交換し、両者は気化し、熱量調整されたNGとしてNG出口管7を経由してNG送出配管に送出される。そして、このLPGのLNGへの混入は、LPG供給管28の先端を、直管27外の温水5内となる位置まで挿入した位置より下流で行われるので、LPG中に含まれる不純物である微量成分(メタノール等)の凝固析出を生じさせることなく液−液方式でLPGのLNGへの混入、混合ができる。
例えば、従来方式のようにLNGを予熱していないのでLNG混入直後の微量成分(メタノール等)の凝固析出は生じるかも知れないが、直管27以降の管壁温度がLNG温度と温水温度の中間域(例えばLNG:−160℃、温水:+20℃とすると概ね−70℃)になり、微量成分(メタノール等)の凝固析出温度(知見で約−120℃以下)を十分上回り管内壁への堆積はない。また、LNG中の凝固析出分はあっても気化器下流に行くに従い昇温するので解固する。なお、管内壁への微量成分の凝固析出物の堆積を防止するためには、管内壁の温度が、微量成分の凝固析出温度よりも高くなる部分に当たる管内を流通するLNGに対してLPGを供給混入すればよく、好ましくは管内壁温度が−100℃以上となる位置を流通するLNGに対してLPGを供給混入すればよい。
而して、上記構成のSMVによれば、従来の液−液方式のように熱量調整のためのLNG予熱及びそのための予熱用LNG気化器を必要とせず、また気化システムの簡便化、コンパクト化、製作・建設費の低減化が図れる。
図5は、本発明に係るLNGの温水バス式気化器の正面断面概要図である。この図5に示す温水バス式気化器は、図7に示す従来のLNG入口管(17)の構造を除いて基本的には同じ構造である。図において、14は水槽、15は伝熱管束、16は温水、32はLNG入口管、18はNG出口管、19は温水入口管
20はスパージ管、21は温水出口管である。
20はスパージ管、21は温水出口管である。
LNG入口管32は、一端において温水に浸漬されるものであり、本発明における伝熱管の一部を構成するものである。具体的には、上述したSMVにおけるLNG入口管22と同様の構造のものである。すなわち、L字状(又はZ字状などでもよい)の接続用管であって、一端を伝熱管束15の入口ヘッダー23に接続され、他端にはLNG供給配管に接続するためのフランジ部33が形成されるとともに、曲管部34に設けた孔を介して入口ヘッダー23側の直管35内にLPG供給管36が挿入されている。LPG供給管36は、その先端が温水16内となる位置までLNG入口管32に対して挿入されている。
上記構成の温水バス式気化器においても、上述したSMVの場合と同様にLPG中に含まれる不純物である微量成分(メタノール等)の凝固析出を生じさせることなく液−液方式でLPGのLNGへの混入、混合ができる。すなわち、LNGは、LNG供給配管よりLNG入口管32を経由して供給され、一方、LPGは、LPG供給配管よりLPG供給管36を経由して入口ヘッダー側の直管35内に供給されるので、LPGは直管35内においてLNGに混入し混合されながら入口ヘッダーから伝熱管束15へと流れ管外の温水16と熱交換し、両者は気化し、熱量調整されたNGとしてNG出口管18を経由してNG送出配管に送出される。そして、このLPGのLNGへの混入は、LPG供給管36の先端を、直管35外の温水16内となる位置まで挿入した位置より下流で行われるので、LPG中に含まれる不純物である微量成分(メタノール等)の凝固析出を生じさせることなく液−液方式でLPGのLNGへの混入、混合ができる。
而して、上記構成の温水バス式気化器によっても、上述したSMVの場合と同様、従来の液−液方式のように熱量調整のためのLNG予熱及びそのための予熱用LNG気化器を必要とせず、また気化システムの簡便化、コンパクト化、製作・建設費の低減化が図れる。
また、本実施形態においても、LPG供給管36の先端は、特に限定するものではないが、図2に示すようなスプレーノズル29や、図3に示すような多孔ノズル30を設けることができる。またあるいは、図4に示すような混合器(ミキサー)31をLPG供給管36の先端の先の直管35内に設置することもできる。このように構成することにより、LNGとLPGのより一層の均一混入が図れる。なお、管内壁への微量成分の凝固析出物の堆積を防止するためには、管内壁の温度が、微量成分の凝固析出温度よりも高くなる部分に当たる管内を流通するLNGに対してLPGを供給混入すればよく、好ましくは管内壁温度が−100℃以上となる位置を流通するLNGに対してLPGを供給混入すればよい。
なお、上記の説明では、低温液化ガスとしてLNGを、また混合用低温液化ガスとしてLPGを例に説明したが、本発明はこれらに限定されるものではなく、例えば、液化エチレン、液化酸素、液化窒素などを気化する場合にも適用できる。
1:水槽 2:伝熱管束 3:バーナ
4:循環水ポンプ 5:温水 22:LNG入口管
7:NG出口管 8:スパージ管 9:スタック
10:燃料ガス配管 11:燃焼用空気配管 12:汲み上げ配管
13:吐出配管 23:入口ヘッダー 24:LNG供給配管
25:フランジ部 26:曲管部 27:直管
28:LPG供給管 29:スプレーノズル 30:多孔ノズル
31:混合器 14:水槽 15:伝熱管束
16:温水 32:LNG入口管 18:NG出口管
19:温水入口管 20:スパージ管 21:温水出口管
33:フランジ部 34:曲管部 35:直管
36:LPG供給管
4:循環水ポンプ 5:温水 22:LNG入口管
7:NG出口管 8:スパージ管 9:スタック
10:燃料ガス配管 11:燃焼用空気配管 12:汲み上げ配管
13:吐出配管 23:入口ヘッダー 24:LNG供給配管
25:フランジ部 26:曲管部 27:直管
28:LPG供給管 29:スプレーノズル 30:多孔ノズル
31:混合器 14:水槽 15:伝熱管束
16:温水 32:LNG入口管 18:NG出口管
19:温水入口管 20:スパージ管 21:温水出口管
33:フランジ部 34:曲管部 35:直管
36:LPG供給管
Claims (6)
- 容器内に配設された伝熱管の内部に供給された低温液化ガスを、容器内の温水で熱交換して気化ガスとする低温液化ガスの気化方法において、温水内に浸漬している位置にあたる伝熱管内を流通する低温液化ガスに対して混合用低温液化ガスを供給混入させて、液−液方式で気化ガスの特性を調整することを特徴とする低温液化ガスの気化方法。
- 容器内に配設された伝熱管の内部に供給された液化天然ガスを、容器内の温水で熱交換して気化ガスとする液化天然ガスの気化方法において、温水内に浸漬している位置にあたる伝熱管内を流通する液化天然ガスに対して液化石油ガスを供給混入させて、液−液方式で天然ガスの熱量調整をすることを特徴とする液化天然ガスの気化方法。
- 容器内に配設された伝熱管の内部に供給された液化天然ガスを、容器内の温水で熱交換して天然ガスとして気化させる液化天然ガスの気化方法において、伝熱管を温水に浸漬して管内壁の温度が液化石油ガスに含まれる微量成分の凝固析出温度より高くなる部分を生じさせ、この管内壁の温度が前記微量成分の凝固析出温度より高くなる部分に対応する伝熱管内を流通する液化天然ガスに対して液化石油ガスを供給混入させて、液−液方式で天然ガスの熱量調整をすることを特徴とする液化天然ガスの気化方法。
- 液化天然ガスが供給される伝熱管を容器内に配設し、容器内の温水で熱交換して天然ガスとして気化させる液化天然ガスの気化器において、液化石油ガスの供給管を、その噴出口が温水内に浸漬している位置にあたる伝熱管内であって液化天然ガスに液化石油ガスを供給し得る位置に設置してなることを特徴とする液化天然ガスの気化器。
- 液化石油ガスの供給管が、その先端にスプレーノズル又は多孔ノズルを設けてなる請求項4記載の液化天然ガスの気化器。
- 液化石油ガスの供給管の噴出口よりも下流に混合器を設けてなる請求項4記載の液化天然ガスの気化器。
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