JP2008309190A

JP2008309190A - Ｌｎｇ貯蔵タンク内に発生するｂｏｇの再液化装置と再液化方法

Info

Publication number: JP2008309190A
Application number: JP2007155369A
Authority: JP
Inventors: Yoichi Sone; 洋一曽根
Original assignee: Tokyo Gas Co Ltd
Current assignee: Tokyo Gas Co Ltd
Priority date: 2007-06-12
Filing date: 2007-06-12
Publication date: 2008-12-25

Abstract

【課題】熱交換器のメンテナンススパンを従来の１年程度に確保しながら、ＬＮＧ−ＢＯＧの再液化原単位を低減できる、もしくは再液化圧力を低減できる、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化装置と再液化方法を提供する。
【解決手段】ＬＮＧ貯蔵タンク１ａ内に発生するＬＮＧ−ＢＯＧをコンプレッサー４ａで昇圧後、熱交換器６に導き、ＬＮＧ貯蔵タンク１ａから熱交換器６に払い出しＬＮＧを導くとともに該払い出しＬＮＧによって熱交換器６内に導かれたＬＮＧ−ＢＯＧを冷却して再液化を行い、この再液化したＬＮＧ−ＢＯＧをドラム７内に一時的に貯え、昇圧ポンプ８によって昇圧した後に気化器１０に送出する、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化装置１００であり、このＢＯＧの再液化装置１００は、ＬＰＧ貯蔵タンク１ｂ内に発生するＬＰＧ−ＢＯＧを再液化前のＬＮＧ−ＢＯＧに導入するライン２ｃをさらに具備している。
【選択図】図１

Description

本発明は、ＬＮＧ（液化天然ガス）貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化装置と再液化方法に関するものである。

ＬＮＧ貯蔵タンク内に貯蔵されているＬＮＧ（液化天然ガス）は、常圧、−１６０℃にて気液平衡状態となっているが、このタンクは断熱構造となっているものの少なからず自然入熱等が作用することでＢＯＧ（ボイルオフガス）が発生し、タンク内に充満している。従来のＬＮＧ貯蔵タンクからのＬＮＧ払い出し機構では、このＢＯＧを再利用すべく、貯蔵タンクからＢＯＧの払い出しラインとＬＮＧの払い出しラインを構築し、双方のラインを熱交換器に通してＢＯＧをＬＮＧの冷熱にて該熱交換器内で液化させ（再液化）、次いで再液化されたＢＯＧをドラム内に一時的に貯えている。この再液化されたＢＯＧはドラムから払い出されて昇圧され、ＬＮＧの払い出しラインに合流された後に気化器へ送られ、気化器内で海水等にて気化されて都市ガスとされるものであり、概略このような流れでＢＯＧの再液化が図られている。より具体的には、ＢＯＧの払い出しラインには中圧コンプレッサーが装備されており、ＬＮＧ貯蔵タンクから払い出されたＬＮＧのＢＯＧ（ＬＮＧ−ＢＯＧ）をこの中圧コンプレッサーにて再液化するための圧力まで昇圧し（この圧力を再液化圧力という）、昇圧されたＬＮＧ−ＢＯＧを熱交換器に通して再液化されるものである。

ここで、ＬＮＧ−ＢＯＧを一旦再液化させる理由は、ガス状態のままで気化器へ送り出す場合に比して送り出し時のポンプの必要エネルギーを１／４０程度と格段に低減できることにある。

ところで、上記する装置の運転圧力は再液化原単位、すなわち、ＢＯＧ量に対する冷却ＬＮＧ量の値（冷却ＬＮＧ量／ＢＯＧ量）によって決まってくる。たとえば、負荷（ロード）が増大してＢＯＧ冷却用の熱源、すなわち冷却ＬＮＧ量が多く確保できる場合は運転圧力も下がり、コンプレッサー等の動力費は少なくて済むが、負荷が低下して冷却ＬＮＧ量が十分に確保できない場合にはドラム内の圧力が上昇し、運転圧力も上昇することからコンプレッサー等の動力費も増大する。

したがって、上記する再液化原単位を低減することは冷却用ＬＮＧ量の削減に有効な方策であり、再液化圧力を低減することはコンプレッサー動力の低減に有効な方策である。冷却用ＬＮＧ量が削減されることによって、たとえば夜間に不足しがちなＬＮＧ量に余裕ができる（夜間は払い出しＬＮＧ量が日中に比して極端に低下するため、利用できる冷却用ＬＮＧ量も大幅に減少する）。

ところで、上記する従来のＢＯＧ再液化装置において、再液化前のＬＮＧ−ＢＯＧにＬＰＧ貯蔵タンクから導入されたＬＰＧを混合することで再液化原単位を低減させる技術が特許文献１に開示されている。

特開平７−７０５７５号公報

特許文献１に開示のごとく、理論上は、ＬＮＧ−ＢＯＧにＬＰＧを混合し、これを再液化することによって再液化原単位を低減することができる。しかし、本発明者等の検証によれば、ＬＰＧの中には通常、水のほか、ペンタン、ヘキサンなどの重質分が混入されており、また、プロパンの中にはメタノール（ＣＨ_３ＯＨ）が混入されており、これら重質分やメタノール、水などの不純物が熱交換器内の低温雰囲気にて該熱交換器を構成する伝熱面に析出固化して汚してしまい、熱交換器の伝熱性能を著しく損なうという大きな課題を生じることが特定されている。この析出された不純物は、システム全体および熱交換器の稼動を停止させ、該熱交換器内をホットアップ等するメンテナンスを実施することで伝熱面から取り除くことができる。しかし、本発明者等の検証によれば、通常のＬＰＧをＬＮＧ−ＢＯＧに混合させた場合に、短期間で上記メンテナンスを実施する必要が生じることが特定されている。実際のメンテナンス期間はおよそ１年程度に設定されており、都市ガス供給を短期間で停止してメンテナンスを実施することは現実不可能である。

本発明は、上記する問題に鑑みてなされたものであり、熱交換器のメンテナンススパンを従来の１年程度に確保しながら、ＬＮＧ−ＢＯＧの再液化原単位を低減できる、もしくは再液化圧力を低減できる、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化装置と再液化方法を提供することを目的とする。

前記目的を達成すべく、本発明によるＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化装置は、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧであるＬＮＧ−ＢＯＧをコンプレッサーで昇圧後、熱交換器に導き、ＬＮＧ貯蔵タンクから熱交換器に払い出しＬＮＧを導くとともに該払い出しＬＮＧによって熱交換器内に導かれたＬＮＧ−ＢＯＧを冷却して再液化を行い、この再液化したＬＮＧ−ＢＯＧをドラム内に一時的に貯え、昇圧ポンプによって昇圧した後に気化器に送出する、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化装置において、前記ＢＯＧの再液化装置は、ＬＰＧ貯蔵タンク内に発生するＬＰＧのＢＯＧであるＬＰＧ−ＢＯＧを再液化前の前記ＬＮＧ−ＢＯＧに導入するラインをさらに具備していることを特徴とするものである。

本発明のＢＯＧの再液化装置は、再液化前のＬＮＧ―ＢＯＧ（ＬＮＧから発生したＢＯＧ）にＬＰＧを導入するのではなく、該ＬＰＧに比してペンタンやヘキサン等の質量分やメタノール、水などの不純物がほとんどない清浄なＬＰＧ−ＢＯＧ（ＬＰＧから発生したＢＯＧ）を導入する装置である。たとえば低温ＬＰＧ貯蔵タンク内にはＬＮＧ貯蔵タンクと同様に入熱によってＬＰＧのＢＯＧが発生しており、このＬＰＧ−ＢＯＧをＬＮＧ−ＢＯＧに導入するものである。具体的には、ＬＮＧ貯蔵タンクに加えて、ＬＰＧ貯蔵タンクと該ＬＰＧ貯蔵タンクからＬＮＧ−ＢＯＧの払い出しラインまたは直接熱交換器に通じるＬＰＧ−ＢＯＧラインを構築することで本発明の装置が形成できる。

ここで、ＬＮＧ−ＢＯＧの払い出しラインに装備された流量計でＬＮＧ−ＢＯＧの払い出し量を計測し、この計測値に応じて適量のＬＰＧ−ＢＯＧ量をＬＮＧ−ＢＯＧラインに導入することができる。例えば、ＬＰＧ―ＢＯＧの払い出しラインに制御弁を装備しておき、この制御弁に上記流量計に連通する制御装置が装備されていて流量計測値に応じて制御弁の開閉（および開度）が制御された構成などを適用できる。

ＬＮＧ−ＢＯＧに混合されるＬＰＧ−ＢＯＧには、熱交換器内で析出する重質分やメタノール、水などの不純物が殆ど混入されていないことが特定されている。したがって、このＬＰＧ−ＢＯＧをＬＮＧ−ＢＯＧに混合した後に熱交換器にて冷熱用ＬＰＧを媒体として再液化することにより、再液化原単位を低減することができ、または再液化原単位を固定した場合にはコンプレッサーによる再液化圧力（再液化動力）を低減することができる。

なお、一般にＬＮＧ貯蔵タンクが存在する工場敷地内にはＬＰＧ貯蔵タンクも存在しており、このＬＰＧ貯蔵タンク内のＬＰＧ−ＢＯＧをＬＮＧ−ＢＯＧの払い出しライン等に導くだけの簡易な構成であることから、本発明の装置の構築に際し、その製造コストは高価なものにはならない。また、本発明の再液化装置を使用することで、年１回程度のメンテナンスで十分に上記効果を得ることができる。

また、本発明によるＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化装置の他の実施の形態において、前記ＢＯＧの再液化装置は、前記ＬＮＧ−ＢＯＧとＬＰＧ−ＢＯＧを予冷するための、共通のまたは個別の予冷熱交換機をさらに具備しており、該予冷熱交換機には払い出しＬＮＧが導かれるものであり、該予冷熱交換機を経たＬＮＧ−ＢＯＧおよびＬＰＧ−ＢＯＧが混合される、もしくはＬＮＧ−ＢＯＧおよびＬＰＧ−ＢＯＧが混合された後に該予冷熱交換機を経ることを特徴とするものである。

たとえばプレートフィン型の熱交換器を使用する場合には、その内部構造を形成するフィンや隔壁などが熱応力に対して弱く、導入される冷却用ＬＮＧとＬＮＧ−ＢＯＧおよびＬＰＧ−ＢＯＧの混合ガスとの温度差がたとえば５０℃以下に規定されている。

そこで、本実施の形態では、ＬＮＧ−ＢＯＧとＬＰＧ−ＢＯＧを混合した後で予冷熱交換機にて予冷すること、またはＬＮＧ−ＢＯＧとＬＰＧ−ＢＯＧを個々に予冷するための予冷熱交換機を経て双方のＢＯＧを混合すること、のいずれかを介して予冷されたＬＮＧ−ＢＯＧとＬＰＧ−ＢＯＧの混合ガスを熱交換器に導入することにより、プレートフィン型熱交換器の強度上の規定（制約）を満足することができる。ここで、予冷熱交換機には熱交換器と同様に払い出しＬＮＧが導入され、この冷却用ＬＮＧによってＬＮＧ−ＢＯＧやＬＰＧ−ＢＯＧの予冷がおこなわれる。なお、熱交換器には、プレートフィン型以外にも細かい伝熱管を集合させてなるフィン付チューブ型形式等も存在するが、かかる他の形式の熱交換器にも本実施の形態の装置を適用できることは勿論のことである。

また、本発明によるＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化装置の他の実施の形態において、前記ＬＰＧ−ＢＯＧを再液化前のＬＮＧ−ＢＯＧに導入するラインには再液化装置が具備されており、再液化されたＬＰＧ−ＢＯＧが再液化前のＬＮＧ−ＢＯＧに導入されることを特徴とするものである。

ガス状態のＬＰＧ−ＢＯＧをＬＮＧ−ＢＯＧに導入した場合、たとえば予冷熱交換機内でＬＰＧ−ＢＯＧが十分にＬＮＧ−ＢＯＧと混合されない場合がある。そこで、本発明の実施の形態では、ＬＰＧ貯蔵タンク内から払い出されたＬＰＧ−ＢＯＧを再液化させ、これを予冷熱交換機内でＬＮＧ−ＢＯＧに混合させるようにしたものである。

また、本発明によるＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化方法は、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧであるＬＮＧ−ＢＯＧを熱交換器に導くステップと、ＬＮＧ貯蔵タンクから熱交換器に払い出しＬＮＧを導くとともに該払い出しＬＮＧによって熱交換器内に導かれたＢＯＧを冷却して再液化を行うステップと、この再液化したＢＯＧをドラム内に一時的に貯えるステップと、昇圧ポンプによって昇圧した後に気化器に送出するステップと、からなるＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化方法において、前記ＢＯＧの再液化方法は、ＬＰＧ貯蔵タンク内に発生するＬＰＧのＢＯＧであるＬＰＧ−ＢＯＧを再液化前の前記ＬＮＧ−ＢＯＧに導入するステップをさらに具備していることを特徴とするものである。

本発明の再液化方法によれば、再液化前のＬＮＧ−ＢＯＧにＬＰＧ−ＢＯＧを混合するステップを従来の再液化方法に加えただけの簡易なものであり、この方法により、再液化原単位を低減することができ、または再液化原単位を固定した場合にはコンプレッサーによる再液化圧力（再液化動力）を低減することができる。

また、本発明によるＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化方法の他の実施の形態において、前記ＢＯＧの再液化方法は、前記ＬＮＧ−ＢＯＧとＬＰＧ−ＢＯＧが個別に予冷されるステップを経てＬＰＧ−ＢＯＧをＬＮＧ−ＢＯＧに導入するステップに至るもの、もしくは該導入するステップを経て該予冷されるステップに至るもの、のいずれか一方を有するものである。

さらに、本発明によるＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化方法の他の実施の形態において、前記ＢＯＧの再液化方法は、ＬＰＧ−ＢＯＧをＬＮＧ−ＢＯＧに導入するステップの前にＬＰＧ−ＢＯＧを再液化するステップをさらに具備するものである。

以上の説明から理解できるように、本発明によるＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化装置および再液化方法によれば、再液化前のＬＮＧ−ＢＯＧに清浄なＬＰＧ−ＢＯＧを混合する装置構成およびステップを具備する方法とすることで、これまでの年１回程度の再液化装置のメンテナンス期間を短縮することなく、再液化原単位を低減でき、または再液化圧力の低減による動力低減を図ることができる。

以下、図面を参照して本発明の実施の形態を説明する。図１〜３はそれぞれ、本発明のＢＯＧ再液化装置の実施の形態の構成図であり、図４は不純物析出によるプレートフィン型熱交換器の熱交圧損に関する実験結果を示したグラフである。なお、熱交換器はプレートフィン型熱交換器を使用するものとし、ＬＰＧの払い出しライン等の図示は省略している。

図１は、本発明のＢＯＧ再液化装置の一実施の形態を示した構成図である。このＢＯＧ再液化装置１００は、以下の構成からなるものである。すなわち、液化天然ガスＬ１（ＬＮＧ）が収容され、その上方にＬＮＧのボイルオフガスＧ１（ＬＮＧ−ＢＯＧ）が充満しているＬＮＧ貯蔵タンク１ａと、このタンク１ａ内に載置された払い出しポンプ３、ＬＮＧ−ＢＯＧの払い出しラインであって、中圧コンプレッサー４ａによって若干加圧されたＬＮＧ−ＢＯＧを熱交換器６に導くＬＮＧ−ＢＯＧ払い出しライン２ａと、ＬＮＧ貯蔵タンク１ａから同様に熱交換器６に通じるＬＮＧ払い出しライン２ｂと、再液化ボイルオフガスＬ３（再液化ＢＯＧ）を一時的に貯えるドラム７と、ドラム７から払い出された再液化ＢＯＧを昇圧して気化器１０に送り出すための昇圧ポンプ８と、液化石油ガスＬ２（ＬＰＧ）が収容され、その上方にＬＰＧのボイルオフガスＧ２（ＬＰＧ−ＢＯＧ）が充満しているＬＰＧ貯蔵タンク１ｂと、ＬＰＧ−ＢＯＧの払い出しラインであって、中圧コンプレッサー４ｂによって若干加圧されたＬＰＧ−ＢＯＧを熱交換器６に導くＬＰＧ−ＢＯＧ払い出しライン２ｃと、から大略構成されている。

ここで、ＬＮＧ−ＢＯＧの払い出し量は、ライン２ａに装備されたＬＮＧ−ＢＯＧ流量計５ａで計測された計測結果に基づいて、ライン２ｃ内に装備されたＬＰＧ−ＢＯＧ制御弁５ｂの開閉制御および開度制御が実行されることにより、所定量のＬＰＧ−ＢＯＧが熱交換器６に導入されるようになっている。

プレートフィン型の熱交換器６の上方にはライン２ａを介してＬＮＧ−ＢＯＧが導入され、ライン２ｃを介してＬＰＧ−ＢＯＧが導入され、これらが混合されるとともに、熱交換機６内を通るライン２ｂを介して冷却用の払い出しＬＮＧによってＬＮＧ−ＢＯＧが再液化され、これが熱交換機６の下方に載置されたドラム７内に再液化ボイルオフガスＬ３として一時的に貯えられる。

ドラム７から払い出された再液化ＢＯＧは昇圧ポンプ８によって昇圧されてＬＮＧの払い出しライン２ｂと合流し、これが気化器１０に送られる。また、ドラム７には液面レベル計９ｂが装備されており、液面レベルを一定に制御できるように必要に応じて液面制御バルブ９ａの開閉制御や開度制御が実行されるようになっている。

図２は、本発明のＢＯＧ再液化装置の他の実施の形態を示した構成図である。このＢＯＧ再液化装置２００は、プレートフィン型の熱交換器６の強度的な制約から、該熱交換器６内に導入されるＬＮＧ−ＢＯＧおよびＬＰＧ−ＢＯＧの混合ガスと冷却用ＬＮＧとの温度差を５０℃未満とするように、予冷熱交換器１１に上記するＬＮＧ−ＢＯＧおよびＬＰＧ−ＢＯＧの混合ガスをまず導入し、次いで予冷された該混合ガスを熱交換器６に導入するようにした再液化装置である。この再液化装置２００では、ＬＰＧ−ＢＯＧの払い出しライン２ｃがＬＮＧ−ＢＯＧの払い出しライン２ａと予冷熱交換器１１の手前で合流している。

ここで、予冷熱交換器１１にもＬＮＧ払い出しライン２ｂが通じており、熱交換器６を通過した後のＬＮＧが予冷用に使用されるようになっている。

また、図３は、本発明のＢＯＧ再液化装置のさらに他の実施の形態を示した構成図である。このＢＯＧ再液化装置３００は、ＬＮＧ−ＢＯＧとＬＰＧ−ＢＯＧがそれぞれ固有の予冷熱交換器１１ａ，１１ｂを通過した後に熱交換器６の上方で混合される形態である。さらに、本装置では、熱交換器６に導入されるＬＰＧ−ＢＯＧを液化器１２によって再液化するものであり、再液化されたＬＰＧ−ＢＯＧをＬＮＧ−ＢＯＧに混合することにより、熱交換器６内に導入されるＬＮＧ−ＢＯＧにＬＰＧ−ＢＯＧを均等に分散させ、混合させることができる。

[再液化原単位の減少と再液化圧力の減少を説明するための解析結果]
本発明者等は、ＬＰＧを混合しないタイプの従来の再液化装置（比較例）と、本発明の再液化装置（実施例）をモデル化し、ＬＮＧ−ＢＯＧを再液化するための再液化圧力を０．８ＭＰａ、ＬＮＧ−ＢＯＧ処理量を２２ｔ／ｈと仮定した場合の理論最低原単位を求めた。ここで、理論最低原単位とは、熱交換器のヒートカーブが接する（ピンチ温度差０℃）原単位が理論上最低限界となる原単位のことである。解析条件と解析結果を以下の表１に示す。

表１より、ＬＰＧ−ＢＯＧをＬＮＧ−ＢＯＧに混合しない比較例の再液化原単位：４．５５に対し、実施例ではその値が３．３２と３割程度も低減される結果となった。
次に、再液化原単位を４．５５に固定した場合の、比較例と実施例におけるコンプレッサーの再液化圧力に関し、解析条件と解析結果を以下の表２に示す。

表２より、ＬＰＧ−ＢＯＧをＬＮＧ−ＢＯＧに混合しない比較例の再液化圧力：０．８０に対し、実施例ではその値が０．５３とやはり３割強も低減される結果となった。
さらに、装置全体における回転機（モータ）の動力削減効果について検証した。ここで、ＢＯＧコンプレッサーの効率を６０％、ＬＮＧ移送ポンプの効率を７０％、昇圧ポンプの効率を５０％と仮定している。解析結果を以下の表３に示す。

ＢＯＧ再液化装置を構成する回転機の動力総計に関し、本発明の実施例では従来例に比しておよそ２割程度もの動力削減を実現できることが解析の結果分かった。

[プレートフィン型の熱交換器における熱交圧損の経時変化に関する実験結果と、ＬＰＧ−ＢＯＧの清浄性に関する実験結果]
本発明者等は、通常のＬＰＧの一成分であるブタンに混入されているメタノールの混合割合を変化させた場合のプレートフィン型の熱交換器の熱交圧損の経時変化について実験をおこなった。その条件と結果を図４に示している。

実験は、メタノールが３０ｐｐｍ含まれているケース、１０ｐｐｍ含まれているケース、メタノールが含まれていないケースの３ケースで２６日までの熱交換器の熱交圧損を調べた。
プレートフィン型の熱交換器は、通常３００日〜１年程度に一度のメンテナンス期間が設けられており、この際の熱交圧損のおよその基準値は０．１０ｋｇｆ／ｃｍ^２である。
実験の結果、熱交圧損は不純物濃度とほぼ比例関係にある傾向を示している（各データの直線ライン）。また、メタノールが３０ｐｐｍ含まれている場合には７日程度で基準値をオーバーしてしまい、１０ｐｐｍでも１７日程度で基準値をオーバーすることが実証された。

さらに、メタノールが０ｐｐｍの場合とは、水のみが含まれていることを意味しているが、水のみの場合でも熱交圧損は増加傾向にあり、実験でのグラフの増加から外挿するに、３０日程度で基準値に到達することが判明した。これは、氷が熱交換器内に析出することによっても熱交圧損に大きく関与することを示すものである。

この実験結果から、通常のＬＰＧの成分（プロパン、ブタンなど）には、熱交圧損を招来させるメタノールや水が含まれており、これらに起因して、１年程度に１回のメンテナンス期間が確保できないことが分かった。すなわち、このメンテナンス期間を厳守しようとすると、再液化原単位を低減する目的で実施されるＬＮＧ−ＢＯＧへのＬＰＧの導入は不適であると判断される。

次に、本発明者等は、通常のＬＰＧとＬＰＧ−ＢＯＧとで含有される重質分とメタノール、水の含有量を調べた。検査結果を以下の表４に示している。

表４からも明らかなように、ＬＰＧに比してＬＰＧ−ＢＯＧには不純物の含有量が極めて少なく、その結果、再液化装置を構成する熱交換器の伝熱面における不純物の析出量がほとんど無く、伝熱性能が長期に亘って維持できると結論付けられる。

また、上記表４に基づき、ＬＰＧを使用した場合の不純物の総計とＬＰＧ−ＢＯＧを使用した場合の不純物の総計を比較するとおよそ１／２０に低下している。

また、図４より、熱交換器の伝熱面への不純物析出による圧力損失の上昇速度は不純物濃度とほぼ比例関係にあると特定される。これらのことを前提に熱交圧損を試算すれば、ＬＰＧ−ＢＯＧを使用する場合には、１．４×１０^−４／２０×３００（日／年）≒０．００２（ＭＰａ）となり、１年程度のメンテナンス周期では、熱交換器の伝熱性能を低下させるほどの不純物析出はないと結論付けることができる。

以上、本発明の実施の形態を図面を用いて詳述してきたが、具体的な構成はこの実施形態に限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲における設計変更等があっても、それらは本発明に含まれるものである。

本発明のＢＯＧ再液化装置の一実施の形態の構成図である。本発明のＢＯＧ再液化装置の他の実施の形態の構成図である。本発明のＢＯＧ再液化装置のさらに他の実施の形態の構成図である。不純物析出によるプレートフィン型熱交換器の熱交圧損に関する実験結果を示したグラフである。

符号の説明

１ａ…ＬＮＧ貯蔵タンク、１ｂ…ＬＰＧ貯蔵タンク、２ａ…ＬＮＧ―ＢＯＧ払い出しライン、２ｂ…ＬＮＧ払い出しライン、２ｃ…ＬＰＧ−ＢＯＧ払い出しライン、３…払い出しポンプ、４ａ，４ｂ…中圧コンプレッサー、５ａ…ＬＮＧ−ＢＯＧ流量計、５ｂ…ＬＰＧ−ＢＯＧ制御弁、６…熱交換器、７…ドラム、８…昇圧ポンプ、９ａ…液面制御バルブ、９ｂ…液面レベル計、１０…気化器、１１，１１ａ，１１ｂ…予冷熱交換機、１２…液化器、１００，２００，３００…ＢＯＧ再液化装置、Ｌ１…液化天然ガス（ＬＮＧ）、Ｌ２…液化石油ガス（ＬＰＧ）、Ｌ３…再液化ボイルオフガス（再液化ＢＯＧ）、Ｇ１…ＬＮＧのボイルオフガス（ＬＰＧ−ＢＯＧ）、Ｇ２…ＬＰＧのボイルオフガス（ＬＰＧ−ＢＯＧ）

Claims

ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧであるＬＮＧ−ＢＯＧをコンプレッサーで昇圧後、熱交換器に導き、ＬＮＧ貯蔵タンクから熱交換器に払い出しＬＮＧを導くとともに該払い出しＬＮＧによって熱交換器内に導かれたＬＮＧ−ＢＯＧを冷却して再液化を行い、この再液化したＬＮＧ−ＢＯＧをドラム内に一時的に貯え、昇圧ポンプによって昇圧した後に気化器に送出する、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化装置において、
前記ＢＯＧの再液化装置は、ＬＰＧ貯蔵タンク内に発生するＬＰＧのＢＯＧであるＬＰＧ−ＢＯＧを再液化前の前記ＬＮＧ−ＢＯＧに導入するラインをさらに具備していることを特徴とする、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化装置。
請求項１に記載のＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化装置において、
前記ＢＯＧの再液化装置は、前記ＬＮＧ−ＢＯＧとＬＰＧ−ＢＯＧを予冷するための、共通のまたは個別の予冷熱交換機をさらに具備しており、該予冷熱交換機には払い出しＬＮＧが導かれるものであり、
該予冷熱交換機を経た後にＬＮＧ−ＢＯＧおよびＬＰＧ−ＢＯＧが混合される、もしくはＬＮＧ−ＢＯＧおよびＬＰＧ−ＢＯＧが混合された後に該予冷熱交換機を経ることを特徴とする、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化装置。
請求項１または２に記載のＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化装置において、
前記ＬＰＧ−ＢＯＧを再液化前のＬＮＧ−ＢＯＧに導入するラインには再液化装置が具備されており、再液化されたＬＰＧ−ＢＯＧが再液化前のＬＮＧ−ＢＯＧに導入されることを特徴とする、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化装置。
ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧであるＬＮＧ−ＢＯＧを熱交換器に導くステップと、ＬＮＧ貯蔵タンクから熱交換器に払い出しＬＮＧを導くとともに該払い出しＬＮＧによって熱交換器内に導かれたＢＯＧを冷却して再液化を行うステップと、この再液化したＢＯＧをドラム内に一時的に貯えるステップと、昇圧ポンプによって昇圧した後に気化器に送出するステップと、からなるＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化方法において、
前記ＢＯＧの再液化方法は、ＬＰＧ貯蔵タンク内に発生するＬＰＧのＢＯＧであるＬＰＧ−ＢＯＧを再液化前の前記ＬＮＧ−ＢＯＧに導入するステップをさらに具備していることを特徴とする、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化方法。
請求項４に記載のＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化方法において、
前記ＢＯＧの再液化方法は、前記ＬＮＧ−ＢＯＧとＬＰＧ−ＢＯＧが個別に予冷されるステップを経てＬＰＧ−ＢＯＧをＬＮＧ−ＢＯＧに導入するステップに至るもの、もしくは該導入するステップを経て該予冷されるステップに至るもの、のいずれか一方を有するものである、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化方法。
請求項４または５に記載のＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化方法において、
前記ＢＯＧの再液化方法は、ＬＰＧ−ＢＯＧをＬＮＧ−ＢＯＧに導入するステップの前にＬＰＧ−ＢＯＧを再液化するステップをさらに具備する、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化方法。