JP2008309195A - 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 - Google Patents

Abstract

【課題】 装置または設備の大型化を解消でき、再液化ＢＯＧ昇圧ポンプのキャビテーションを効果的に抑止でき、さらには再液化ＢＯＧ昇圧ポンプのミニマムフロー時においても再液化ＢＯＧドラム内の液面制御を容易に実行することのできる、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１内に発生するＢＯＧを昇圧後、熱交換器７Ａ等に導き、払い出しＬＮＧによって熱交換器７Ａ等に導かれたＢＯＧを冷却して再液化を行い、この再液化したＢＯＧをドラム８内に一時的に貯え、昇圧ポンプ１０によって昇圧した後に気化器１２に送出する、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化装置３００であり、ＬＮＧ貯蔵タンク１から熱交換器７Ａ等に導かれる払い出しＬＮＧの一部が過冷却ＬＮＧとして、制御弁１１ａを介して昇圧ポンプ１０のポンプサクションに導かれる。
【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。

ここで、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。

特許文献１では、上記ドラム内の圧力と液温を常時センシングし、ドラム圧力がＢＯＧ再液化液温度より窒素を数パーセント含む回帰数値もしくはドラム圧力が上限値に到達した際に調節弁を開制御し、ドラム圧力が下限値に到達した等の際に調節弁を閉制御するようにした装置が開示されている。この装置によれば、ＬＮＧ量が多く、運転圧力が下がっている場合でドラム内に不凝縮ガスが溜まっている場合であっても、これを系外に排出することを可能とし、ドラム圧力の上昇を抑えた状態での運転を可能としている。

特開平７−１５７７８２号公報

ところで、ＢＯＧ処理が再液化ＢＯＧ昇圧ポンプのミニマムフロー以下になると、再液化ＢＯＧドラム戻しができないために液面が低下する結果、液面制御ができない。そこでＢＯＧ処理量はポンプのミニマムフロー量以上で運転せざるを得ない。ここで、再液化ＢＯＧ昇圧ポンプのミニマムフロー以下のＢＯＧ処理は極めて困難であることから、この場合には稼働範囲が狭い運転しかできないのが現状である。また、再液化ＢＯＧ昇圧ポンプのミニマムフローは能力に対して３０数％程度ある一方で、再液化装置には２５％程度まで稼働を下げることが要求される場合もある。したがって、ミニマムフロー以下のＢＯＧ処理が困難な場合には、このような要求を満たすことができないのも現状である。

また、昇圧ポンプ内のキャビテーションは、ＢＯＧ処理量が低下し、ＬＮＧ流量の追従が遅れて再液化原単位が上昇する際に発生する。そのため、ＢＯＧ処理量の変動を極力抑制した運転とするか一定ロード運転とするなど、装置の運転上の制約が大きいのが現状である。例えば、再液化原単位が７の場合に、５０％ロードから２５％ロードに稼働ダウンした際に、先にＢＯＧ量が半減し、冷却用ＬＮＧ量はその後追従するように制御されていることから、当初は再液化原単位が１４に倍増する。なお、このように制御されているのは、先に冷却用ＬＮＧ量が低下するようにすると、再液化ＢＯＧの温度が高くなり、再液化するための圧力が上昇することとなり、能力大のコンプレッサーが必要となるためである。ここで、再液化ＢＯＧ温度は低下し、その蒸気圧も低下する。この稼働ダウン後の低温低蒸気圧状態の再液化ＢＯＧがドラム圧力を支配するドラム上部より流入する結果、ドラム圧力が急激に低下することになる。このドラム圧力の低下が再液化ＢＯＧ昇圧ポンプサクションの圧力低下につながっている。しかし、初期の段階ではポンプサクションは稼働ダウン前の高温かつ高蒸気圧状態の再液化ＢＯＧで満たされており、ポンプサクション圧力低下でサクション内液の発泡が起こり易くなり、キャビテーション発生の可能性が高くなる。そこで、このような制約を回避するために、ポンプサクション圧力の低下時においてもサクション内液が発泡しないだけの十分な液ヘッドをポンプサクション（吸入側）にかけてキャビテーションの防止を図る方策が講じられている。

上記方策が講じられた従来のＢＯＧの再液化装置を図４，５にそれぞれ示している。図４に示す再液化装置１００は、液化天然ガスＬが収容され、その上方にボイルオフガスＧが充満しているＬＮＧ貯蔵タンク１と、このタンク１内に載置された払い出しポンプ３、ボイルオフガスＧの主たる払い出しラインであって、中圧コンプレッサー５ａによって若干加圧されたボイルオフガスＧを熱交換器７Ａに導くＢＯＧ払い出しライン４ａと、ＬＮＧ貯蔵タンク１から同様に熱交換器７Ａに通じるＬＮＧの払い出しライン２と、再液化されたＢＯＧを一時的に貯えるドラム８と、ドラム８から払い出された再液化ＢＯＧを昇圧して気化器１２に送り出すための昇圧ポンプ１０と、から構成されている。ＢＯＧ払い出しライン４ａにはＢＯＧ流量計６が、ドラム８には再液化ＢＯＧの液面レベルを計測する液面レベル計９がそれぞれ設けられており、ドラム８内の再液化ＢＯＧの液面レベルの変動が適宜計測されるようになっており、昇圧ポンプ１０のポンプサクション側の有効吸込みヘッドがポンプが必要とする所要ＮＰＳＨ（Net Positive Suction Head）以上となるように液面制御バルブ１１が開閉するようになっている。なお、再液化ＢＯＧが昇圧ポンプ１０のミニマムフロー未満の場合には中圧コンプレッサー５ａを停止し、高圧コンプレッサー５ｂを稼動させて所定圧まで昇圧し、別途のＢＯＧ払い出しライン４ｂで直接払い出しが実行されるようになっている。

この再液化装置１００では、ポンプサクションに十分な液ヘッドを付与するためにドラム８の載置高さ：Ｈ１が非常に高位置に設定されており、その結果、装置規模が大型化せざるを得ない。

一方、図５に示す再液化装置２００は、熱交換器７Ａの代わりに再液化容器７Ｂをドラム８上に載置するものであり、この再液化容器７Ｂ内でＢＯＧとＬＮＧを混合し、再液化ＢＯＧを含むＬＮＧをドラムに導くものである。この再液化装置２００においても、再液化装置１００と同様にドラム８の載置高さ：Ｈ２を非常に高位置に設定する必要があることに変わりはない。

本発明は、上記する問題に鑑みてなされたものであり、再液化ＢＯＧを一時的に貯えるドラムを高所に設置することで招来される装置または設備の大型化を解消でき、再液化ＢＯＧ昇圧ポンプのキャビテーションを効果的に抑止でき、さらには再液化ＢＯＧ昇圧ポンプのミニマムフロー時においても再液化ＢＯＧドラム内の液面制御を容易に実行できる、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をコンプレッサーで昇圧後、熱交換器または再液化容器に導き、ＬＮＧ貯蔵タンクから熱交換器または再液化容器に払い出しＬＮＧを導くとともに該払い出しＬＮＧによって熱交換器または再液化容器内に導かれたＢＯＧを冷却して再液化を行い、この再液化した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、ＬＮＧ貯蔵タンクから熱交換器または再液化容器に導かれる払い出しＬＮＧの一部が過冷却ＬＮＧとして、制御弁を介して昇圧ポンプのポンプサクションに導かれ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ＢＯＧを貯蔵するドラム内の低ロード時（低稼働時）における液面制御を容易とし、かつ、再液化ＢＯＧの昇圧ポンプのキャビテーションを抑止できる装置に関するものであり、そのために、昇圧ポンプのサクション（吸入側）に必要に応じて過冷却ＬＮＧを直接導く構成としたものである。なお、過冷却ＬＮＧとは、任意の飽和温度と飽和圧力の関係を示したグラフにおいて、任意の圧力時にその飽和温度よりも低い温度のＬＮＧを意味している。また、本装置は、既述のごとく、熱交換器内でＢＯＧと冷却用ＬＮＧを混合することなく該ＢＯＧを再液化する形態と、再液化容器内でＢＯＧと払い出しＬＮＧを混合してＢＯＧを再液化させ、再液化ＢＯＧを含むトータルのＬＮＧをドラムへ導く形態の２つの形態があり、そのいずれをも包含している。

ここで、本発明の装置の一実施の形態として、前記昇圧ポンプの有効吸込ヘッドを随時算出する有効吸込ヘッド算出手段と、有効吸込ヘッドの基準値および昇圧ポンプのミニマムフロー量を格納する格納手段と、昇圧ポンプのミニマムフロー量に不足する不足量を算出する不足量算出手段と、を少なくとも具備する制御機構によって前記制御弁の開閉制御が実行されるものであり、前記制御機構は、有効吸込ヘッド算出手段による算出結果が有効吸込ヘッドの基準値以上となるように前記過冷却ＬＮＧの払い出し量を制御する第１の制御方法と、不足量算出手段によって算出された不足量分を前記過冷却ＬＮＧの払い出し量とする第２の制御方法、のいずれか一方の制御方法を選択して払い出し量が制御される
形態もある。

第１の制御方法では、例えばロードが１００％から７５％等に下がった場合にドラム内圧力も下がり、このロード低下時に昇圧ポンプで生じ得るキャビテーションの発生を抑止するために必要となる過冷却ＬＮＧの払い出し量を算定して強制的に昇圧ポンプのポンプサクションに導入するものである。ドラム内に相対的に低温の再液化ＢＯＧが入ってきた際に、サクション側に所定量の過冷却ＬＮＧを供給することにより、ドラム内での飽和圧力の変動によって有効吸込ヘッドに変動が生じた場合でも、昇圧ポンプで生じ得るキャビテーションの発生が効果的に抑止される。また、特にロードが昇圧ポンプのミニマムフロー以下の場合には、ドラム内の液面制御を実行するために、第２の制御方法により、不足量算出手段によって算出された不足量分を過冷却ＬＮＧの払い出し量としてやはり強制的に昇圧ポンプのポンプサクションに導入するものである。

ここで、第１の制御では、再液化ＢＯＧによる圧力低下分は蒸気圧低下にて相殺し、有効吸込ヘッドを有効吸込ヘッドの基準値、すなわち、ポンプが必要とする所要ＮＰＳＨ（Net Positive Suction Head）以上となるように流量制御がおこなわれる。

ＬＮＧの払い出し装置にて使用される昇圧ポンプには、たとえば３５％ロード等のミニマムフローが規定されており、この値以下のロード条件の場合（例えば２５％ロードの場合）には、差分量を循環液（ポンプを通った再液化ＢＯＧの一部を再度ポンプに還流させる）にて担保しながらミニマムフローを確保する方策もあるが、この循環過程で新たなＢＯＧが発生するという問題がある。そこで、上記のごとく、昇圧ポンプのサクションに差分量に相当する過冷却ＬＮＧを導く構成とすることで、新たなＢＯＧの発生を抑止しながら昇圧ポンプのミニマムフロー以下のロード条件の場合にも該昇圧ポンプをミニマムフロー以上で稼動させることが可能となる。

具体的には、ＬＮＧ貯蔵タンクから熱交換器または再液化容器に導かれる払い出しＬＮＧの一部を過冷却ＬＮＧとして制御弁を介して昇圧ポンプのポンプサクションに導くものである。たとえば、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧをコンプレッサーで昇圧後、熱交換器または再液化容器に導くラインに気化状態のＢＯＧ流量をセンサにて随時計測し、ドラム内の液温度と液面レベルは温度センサと液面レベル計にて随時計測し、これらの計測値から、有効吸込ヘッド算出手段にて、ドラム圧力に相当するヘッドの変化量、ドラム液面ヘッド、ポンプサクション液温度に対する気液平衡圧に相当するヘッドの変化量、各種圧力損失に相当するヘッドの変化量が割り出され、これらに基づいて有効吸込ヘッドが所要ＮＰＳＨ以上となるに必要な過冷却ＬＮＧの払い出し量が算出される。次いで、算出された過冷却ＬＮＧ量を払い出すべく制御弁が適宜の開度で開閉することで所定量の過冷却ＬＮＧを昇圧ポンプのサクションに供給することが可能となる。

また、前記第１および第２の制御方法による各過冷却ＬＮＧの払い出し量のうち、大きな値が選定されて払い出し量が制御される実施の形態もある。これは、特に昇圧ポンプがミニマムフロー以下の場合に、再液化ＢＯＧ昇圧ポンプのキャビテーションの防止とミニマムフロー以下でのＢＯＧ処理稼動の双方を実現する場合の制御方法である。

本発明のＢＯＧの再液化装置によれば、上記する低ロード時におけるドラム内の液面制御や昇圧ポンプのキャビテーションの抑止のほかにも、ドラムを高所に置くまでもなく、昇圧ポンプのサクションにおける有効吸込ヘッドを所要ＮＰＳＨ以上に確保できることから、従来装置に比してその規模を小型化することができ、したがって製造コストも大幅に廉価にできる。

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は、前記昇圧ポンプの有効吸込ヘッドのうち最大負荷時に必要とされる前記過冷却ＬＮＧの払い出し量を第１の払い出し量とし、昇圧ポンプのミニマムフロー量に不足する不足量に相当する前記過冷却ＬＮＧの払い出し量を第２の払い出し量とした場合に、該第１の払い出し量と該第２の払い出し量のうちで大きな値が選定され、払い出し量の固定値として予め規定されるものであり、前記制御弁によって該固定値の払い出し量で過冷却ＬＮＧの払い出し制御が実行されることを特徴とするものである。

本発明の再液化装置の実施の形態は、必要となる過冷却ＬＮＧの払い出し量を予め算定して固定値としておき、必要な場合にこの固定値量に相当する過冷却ＬＮＧを昇圧ポンプのポンプサクションに供給するように設定しておくものであり、こうすることで、ロード変動に応じて過冷却ＬＮＧ供給量をコントロールする必要がなくなり、より簡易なシステムを構築できることになる。

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を熱交換器または再液化容器に導くステップと、ＬＮＧ貯蔵タンクから熱交換器または再液化容器に払い出しＬＮＧを導くとともに該払い出しＬＮＧによって熱交換器または再液化容器内に導かれた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、ＬＮＧ貯蔵タンクから熱交換器または再液化容器に導かれる払い出しＬＮＧの一部を過冷却ＬＮＧとして、昇圧ポンプのポンプサクションに導くステップをさらに具備することを特徴とするものである。

本発明のＢＯＧの再液化方法によれば、ロード変動があってもドラム内の液面制御が極めて容易となり、さらには昇圧ポンプ内で生じ得るキャビテーションを効果的に抑止できる。

ここで、前記過冷却ＬＮＧを昇圧ポンプのポンプサクションに導くステップの一実施の形態は、昇圧ポンプの有効吸込ヘッドを算出し、有効吸込ヘッドとその基準値とを比較し、有効吸込ヘッドが基準値未満の場合に少なくとも基準値を満足する量の過冷却ＬＮＧを昇圧ポンプのポンプサクションに導く第１のステップと、または、再液化されたＢＯＧ量が昇圧ポンプのミニマムフロー量を満足しない場合に不足量分の過冷却ＬＮＧを昇圧ポンプのポンプサクションに導く第２のステップ、のいずれか一方が選択されるものである。

さらに、前記方法において、前記第１および第２のステップによる各過冷却ＬＮＧの払い出し量を比較し、大きな値を選定して払い出し量を決定する第３のステップをさらに具備する他の実施の形態であってもよい。

また、前記昇圧ポンプの有効吸込ヘッドのうち最大負荷時に必要とされる前記過冷却ＬＮＧの払い出し量を第１の払い出し量とし、昇圧ポンプのミニマムフロー量に不足する不足量に相当する前記過冷却ＬＮＧの払い出し量を第２の払い出し量とした場合に、該第１の払い出し量と該第２の払い出しのうちで大きな値が選定され、払い出し量の固定値として予め規定されており、該固定値の払い出し量の過冷却ＬＮＧが昇圧ポンプのポンプサクションに導かれる実施の形態もある。

本実施の形態によれば、ロード変動に応じて過冷却ＬＮＧの払い出し量を求める必要がなくなり、簡易なシステムで本方法を実行することが可能となる。

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、装置または設備を大型化することなく、再液化ＢＯＧ昇圧ポンプのキャビテーションを効果的に抑止でき、さらには再液化ＢＯＧ昇圧ポンプのミニマムフロー時においても再液化ＢＯＧドラム内の液面制御を容易に実行することができる。

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は本発明のＢＯＧ再液化装置の一実施の形態の構成図であり、図２は気化器とドラムを拡大した構成図である。図３は本発明のＢＯＧ再液化装置の他の実施の形態の構成図である。なお、従来のＢＯＧ再液化装置を示した図４，５と同一の構成には同一の符号を付けるものとする。

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３００は、熱交換器７Ａを具備する形態の再液化装置である。具体的には、液化天然ガスＬが収容され、その上方にボイルオフガスＧが充満しているＬＮＧ貯蔵タンク１と、このタンク１内に載置された払い出しポンプ３、ボイルオフガスＧの払い出しラインであって、中圧コンプレッサー５ａによって若干加圧されたボイルオフガスＧを熱交換器７Ａに導くＢＯＧ払い出しライン４ａと、ＬＮＧ貯蔵タンク１から同様に熱交換器７Ａに通じるＬＮＧの払い出しライン２と、再液化ＢＯＧＬ１を一時的に貯えるドラム８と、ドラム８から払い出された再液化ＢＯＧを昇圧して気化器１２に送り出すための昇圧ポンプ１０と、から大略構成されている。ＢＯＧ払い出しライン４ａにはＢＯＧ流量計６が、ドラム８には再液化ボイルオフガスＬ１の液面レベルを計測する液面レベル計９ａと液温度を計測する温度計９ｂがそれぞれ設けられている。ドラム８内の再液化ボイルオフガスＬ１の液面レベルの変動と液温度の変動が適宜計測されるようになっており、それらの変動に応じて昇圧ポンプ１０のポンプサクション側の有効吸込みヘッドが所要ＮＰＳＨ以上となるように過冷却ＬＮＧ導入用バルブ１１ａが開閉自在に構成されている。

ここで、過冷却ＬＮＧ導入用バルブ１１ａの開閉制御は制御部１３にて実行されるものであり、ここでは液面レベルや液温度、ＢＯＧ流量などに関する計測データと、装置のロード変化指令信号などが入力され、これらの入力データを内蔵ＣＰＵにて演算することにより、必要量の過冷却ＬＮＧを昇圧ポンプ１０のポンプサクションに直接供給すべく、バルブ１１ａの開閉制御が実行される。

次に、制御部１３の内部構成を説明する。制御部１３内には、昇圧ポンプ１０の有効吸込ヘッドを算出するための有効吸込ヘッド算出部と、有効吸込ヘッドの基準値となる所要ＮＰＳＨ、および昇圧ポンプ１０のミニマムフロー量（たとえば３５％ロード値など）や入力された上記各データなどを格納するための格納部と、昇圧ポンプ１０のミニマムフロー量に不足する不足量を算出する不足量算出部と、が内蔵されている。さらに、有効吸込ヘッド算出部による算出結果が所要ＮＰＳＨ以上となるように過冷却ＬＮＧの払い出し量を設定する第１設定部と、ミニマムフローに関し、不足量算出部によって算出された不足量分を過冷却ＬＮＧの払い出し量として設定する第２設定部が内蔵されている。また、第１設定部で設定された過冷却ＬＮＧの払い出し量と第２設定部で設定された過冷却ＬＮＧの払い出し量の大小比較を実行する第３設定部もさらに内蔵されており、上記各部がバスを介してＣＰＵに繋げられ、各部が実行される内部構成を呈している。

ロード条件により、装置がミニマムフロー以下の条件で稼動している場合には第３設定部で設定された過冷却ＬＮＧの払い出し量が昇圧ポンプ１０のポンプサクションに提供される。一方、装置がミニマムフロー以上で稼動している場合であってロード変更（通常はロードの低下）する場合には、第１設定部で設定された過冷却ＬＮＧの払い出し量が昇圧ポンプ１０のポンプサクションに提供されることで、昇圧ポンプ１０内でのキャビテーションが効果的に抑止される。

また、図１において、ロードの変化によって昇圧ポンプ１０内におけるキャビテーションを防止するために必要となる過冷却ＬＮＧの払い出し量（例えばＱ’）がドラム８内の液面制御のために必要となる過冷却ＬＮＧの払い出し量（例えばＱ”）よりも大きな場合には、キャビテーションを防止するために必要となる払い出し量が選択されることになる。この場合、過冷却ＬＮＧ導入用バルブ１１ａは当該払い出し量の過冷却ＬＮＧをポンプサクションに提供し、昇圧ポンプ１０を通った後に液面制御バルブ１１ｂにて上記差分（Ｑ’− Ｑ”）が抜かれることでドラム内の液面も一定に制御される。

図２は気化器７Ａとドラム８を拡大した図であり、H_D変化抑制型の下部受入再液化ＢＯＧドラムを組み合わせたシステムである。ここでは、H_Dの変化は、ドラム８の液面温度に支配されるため、気化器７Ａからの管路１４をドラム８の液中下部で再液化ＢＯＧを受け入れることで、液表面温度変化を抑制でき、ロード低下時のH_Dの変化を抑制することができる。

図１に戻り、ＢＯＧ再液化装置３００では、ロード変動に対して必要量の過冷却ＬＮＧをポンプサクションに直接提供することでキャビテーションを効果的に抑止するシステムであるために、ロード変動に対してドラムを高所に載置して有効ヘッドを担保しておく必要がない。そのため、ドラム８までの高さ：ｈ１と、その上方の熱交換器７Ａ上方までの高さ：ｈ２を、ともに従来のＢＯＧ再液化装置に比して格段に低く設定することができる。特に、高さ：ｈ１に関しては、ゼロまたはそれに近似した高さに設定しても理論上は問題ない。したがって、装置全体の規模を可及的に小規模にでき、装置全体の製造コストを安価にできる。

図３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４００は、再液化容器７Ｂを具備する形態の再液化装置である。ＢＯＧ再液化装置３００との相違点は熱交換器７Ａが再液化容器７Ｂに代わったこと、この装置形態では、再液化容器７Ｂ内で払い出しＢＯＧと払い出しＬＮＧを混合して再液化ＢＯＧを生成し、該再液化ＢＯＧを含むＬＮＧのすべてが直接ドラム８に貯えられる点である。したがって、ＢＯＧ再液化装置３００に比してドラム８の規模も大きくなり、昇圧ポンプ１０もより高性能で高出力のものが使用されることになる。尤も、必要量の過冷却ＬＮＧが直接昇圧ポンプ１０のポンプサクションに提供される構成や制御部１３による過冷却ＬＮＧ導入用バルブの開閉調整などは、ＢＯＧ再液化装置３００と同様である。

また、ＢＯＧ再液化装置４００においても、ドラム８までの高さ：ｈ３とその上方の再液化容器７Ｂ上方までの高さ：ｈ４を、ともに従来のＢＯＧ再液化装置に比して格段に低く設定することができる。

次に、過冷却ＬＮＧの払い出し量の制御方法を概説する。

ロード低下時の再液化ＢＯＧ昇圧ポンプのキャビテーション防止のための過冷却ＬＮＧは、再液化圧力低下分を蒸気圧低下で相殺しポンプの有効吸込ヘッドを一定値（ポンプが必要とするＮＰＳＨ）以上にするための流量に制御するものであり、この際に必要となる払い出し量を流量Ｑ１とする。

[式１]
H_ｓｖ ＝ H_D + h_ｓ- h_ｖ - h_ｌ ≧(ポンプが必要とする NPSH)
ここで、H_ｓｖ：有効吸込ヘッド（ＮＰＳＨ）（ｍ）、H_D：ドラム圧力に相当するヘッド（ｍ）、h_ｓ：ドラム液面ヘッド（ポンプサクションからのドラム液面高さ）（ｍ）、h_ｖ：ポンプサクション液温度に対する気液平衡圧に相当するヘッド（ｍ）、h_ｌ：吸込管の圧力損失に相当するヘッド（ｍ）である。

なお、ロード低下時の再液化圧力低下分が上式ではH_Dの変化分ΔH_Dであり、有効吸込ヘッドHsvを一定値（ポンプが必要とするNPSH）以上に保持するためには、過冷却ＬＮＧを導入し、-hvを増大させてΔH_D＋Δ(-hv-hl)≧０となるように過冷却ＬＮＧの流量制御を実行する。なお、Δhlが小さい場合は、ΔH_D＋Δ(-hv)≧０でよい。

ロード低下後、ドラム８全体の液温度が低下し、昇圧ポンプ１０のポンプサクション行き温度も低下し、キャビテーションの虞が無くなった時点で、流量Ｑ１を０とする（過冷却ＬＮＧの提供を停止する）。

昇圧ポンプ１０のミニマムフロー以下での再液化装置稼働時は、ミニマムフロー量に不足する量と等量の過冷却ＬＮＧをポンプサクションに導入し（この流量を流量Ｑ２とする）、ミニマムフロー以上の稼働でポンプを運転しつつドラム８内の液面レベルを一定値に制御する。

一方、昇圧ポンプ１０のミニマムフロー以下での再液化装置稼働時は、昇圧ポンプ１０のキャビテーション防止とミニマムフロー以下でのＢＯＧ処理稼働を同時に実現するために、流量Ｑ１とＱ２の中で大きい方の値を選択し、昇圧ポンプ１０のポンプサクションに導入する。

ここで、流量Ｑ１を固定値で導入する方法もある。この場合には、ΔH_Dの最大値を求めることで、これに対応するΔ(-hv)に見合う過冷却ＬＮＧ流量を固定値で確保すれば、過冷却ＬＮＧ流量の細かな制御は必要なくなる。この場合、キャビテーションの発生が回避できているので、流量Ｑ２のみを制御すればよい。

なお、制御流量値は、上記のごとくシステム上で自動演算されるものであり、流量Ｑ１は、流量変化量、熱交換器性能（ＵＡ）、ドラム内液温度、物性値等から算出され、流量Ｑ２は、流量変化量、ミニマムフロー量から算出される。

ＢＯＧ再液化装置３００の場合の制御方法を比較例と対比しつつ実測値を用いて説明する。

１００％ロードにおいて、ＢＯＧ処理量を２０ｔ／ｈ、再液化原単位を７、ミニマムフローが３５％ の場合で検証する。ここで、流量：Ｑ２＝２０（ｔ／ｈ）×(３５−２５)／１００＝２．０ｔ／ｈとなる。

ロード変動が５０％→２５％にダウンした場合を想定すると、ΔH_D ＝０．４３７ＭＰａ ＝１１９（ｍ）の液ヘッドに相当 ≧ Δhv となる。

すなわち、本装置構成でない場合は（または同等のΔH_D抑制システムの無い場合は）、液ヘッドを最大で１１９ｍ負荷する必要がある。これでは、設備を非常に高くする必要が生じ、設備実現は事実上困難である。本システムではΔH_D≧Δhvを満足するように過冷却ＬＮＧを導入して、液ヘッドを建設上の適正値まで抑制することができる。

ここで、上記過冷却ＬＮＧ導入量（流量Ｑ１）は、６．１６ｔ／ｈである。なお、ロード変化と過冷却ＬＮＧ導入量（流量Ｑ１）の関係を以下の表１で示している。また、過冷却ＬＮＧ導入量のコントロールはロード変化に応じて導入量を計算し最適量を制御する方法と考えられるロード変化で最大の導入量を固定値としてあらかじめ導入しておく方法があり、いずれを採用してもよい。

表１より、ロード変化が１００％→７５％→５０％→２５％の場合、過冷却ＬＮＧ導入量を固定値としてあらかじめ６．１６ｔ／ｈ以上の固定オリフィス等で導入しておくことで、ロード変動に合わせて流量をコントロールすることは必要なくなり、簡単なシステムを構築することも可能である。

昇圧ポンプ１０のミニマムフロー以下での再液化装置稼働時は、ドラム８の液面制御と昇圧ポンプ１０のキャビテーション防止温度制御を同時に満足しなければならないため、流量Ｑ１，Ｑ２の大きい方を採用することになるが、ロード変化が５０％→２５％の場合は、上記いずれの制御方法ともに、常にＱ１＞Ｑ２であることから、キャビテーション防止の流量Ｑ１を導入することとなる。

ＢＯＧ再液化装置４００の場合の制御方法を比較例と対比しつつ実測値を用いて説明する。

１００％ロードにおいて、ＢＯＧ処理量を２０ｔ／ｈ、再液化原単位を７、ミニマムフローが３５％ の場合で検証する。ここで、流量：Ｑ２＝１６０（ｔ／ｈ）×(３５−２５)／１００＝１６．０ｔ／ｈとなる。

ロード変化と過冷却ＬＮＧ導入量（流量Ｑ１）の関係を以下の表２に示している。

なお、ＢＯＧ再液化装置４００の場合の過冷却ＬＮＧ導入量は、次式で容易に計算される。

[式]
X ＝ kB(a-b)/100
ここで、Xは求める過冷却ＬＮＧ導入量(t/h)、Kは再液化原単位、BはＢＯＧ100%処理量(t/h)、aはロード変動前ロード(％)、bはロード変動後ロード(％)である。

実施例１と同様に、過冷却ＬＮＧ導入量を固定値としてあらかじめ３５ｔ／ｈ以上の固定オリフィス等で導入しておくことで、ロード変動に合わせて流量をコントロールすることは必要なくなる。

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。 気化器とドラムを拡大した構成図である。 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。 従来のＢＯＧ再液化装置の一実施の形態の構成図である。 従来のＢＯＧ再液化装置の他の実施の形態の構成図である。

符号の説明

１…貯蔵タンク、２，２ａ…ＬＮＧ払い出しライン、３…払い出しポンプ、４ａ，４ｂ…ＢＯＧ払い出しライン、５ａ…中圧コンプレッサー、５ｂ…高圧コンプレッサー、６…ＢＯＧ流量計、７Ａ…熱交換器、７Ｂ…再液化容器、８…ドラム、９，９ａ…液面レベル計、９ｂ…液温度計、１０…昇圧ポンプ、１１，１１ｂ…液面制御バルブ、１１ａ…過冷却ＬＮＧ導入用バルブ、１２…気化器、１３…制御部、１４…管路、１００，２００，３００，４００…ＢＯＧ再液化装置、Ｌ…液化天然ガス（ＬＮＧ）、Ｌ１…再液化ボイルオフガス（再液化ＢＯＧ）、Ｇ…ボイルオフガス（ＢＯＧ）

Claims (8)

1. ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧをコンプレッサーで昇圧後、熱交換器または再液化容器に導き、ＬＮＧ貯蔵タンクから熱交換器または再液化容器に払い出しＬＮＧを導くとともに該払い出しＬＮＧによって熱交換器または再液化容器内に導かれたＢＯＧを冷却して再液化を行い、この再液化した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、
   ＬＮＧ貯蔵タンクから熱交換器または再液化容器に導かれる払い出しＬＮＧの一部が過冷却ＬＮＧとして、制御弁を介して昇圧ポンプのポンプサクションに導か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。
2. 前記昇圧ポンプの有効吸込ヘッドを算出する有効吸込ヘッド算出手段と、有効吸込ヘッドの基準値および昇圧ポンプのミニマムフロー量を格納する格納手段と、昇圧ポンプのミニマムフロー量に不足する不足量を算出する不足量算出手段と、を少なくとも具備する制御機構によって前記制御弁の開閉制御が実行されるものであり、
   前記制御機構は、有効吸込ヘッド算出手段による算出結果が有効吸込ヘッドの基準値以上となるように過冷却ＬＮＧの払い出し量を制御する第１の制御方法と、不足量算出手段によって算出された不足量分を過冷却ＬＮＧの払い出し量とする第２の制御方法、のいずれか一方の制御方法を選択して払い出し量を制御するものである、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。
3. 請求項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、前記第１および第２の制御方法による各過冷却ＬＮＧの払い出し量のうち、大きな値が選定されて払い出し量が制御される、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化装置。
4. 前記昇圧ポンプの有効吸込ヘッドのうち最大負荷時に必要とされる過冷却ＬＮＧの払い出し量を第１の払い出し量とし、昇圧ポンプのミニマムフロー量に不足する不足量に相当する過冷却ＬＮＧの払い出し量を第２の払い出し量とした場合に、該第１の払い出し量と該第２の払い出し量のうちで大きな値が選定され、払い出し量の固定値として予め規定されるものであり、前記制御弁によって該固定値の払い出し量で過冷却ＬＮＧの払い出し制御が実行されることを特徴とする、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。
5. ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧを熱交換器または再液化容器に導くステップと、ＬＮＧ貯蔵タンクから熱交換器または再液化容器に払い出しＬＮＧを導くとともに該払い出しＬＮＧによって熱交換器または再液化容器内に導かれた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、
   ＬＮＧ貯蔵タンクから熱交換器または再液化容器に導かれる払い出しＬＮＧの一部を過冷却ＬＮＧとして、昇圧ポンプのポンプサクションに導くステップをさらに具備す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。
6. 請求項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、
   前記過冷却ＬＮＧを昇圧ポンプのポンプサクションに導くステップは、
   昇圧ポンプの有効吸込ヘッドを算出し、有効吸込ヘッドとその基準値とを比較し、有効吸込ヘッドが基準値未満の場合に少なくとも基準値を満足する量の過冷却ＬＮＧを昇圧ポンプのポンプサクションに導く第１のステップと、
   再液化されたＢＯＧ量が昇圧ポンプのミニマムフロー量を満足しない場合に不足量分の過冷却ＬＮＧを昇圧ポンプのポンプサクションに導く第２のステップと、のいずれか一方である、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化方法。
7. 請求項６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、
   前記第１および第２のステップによる各過冷却ＬＮＧの払い出し量を比較し、大きな値を選定して払い出し量を決定する第３の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。
8. 請求項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、
   前記昇圧ポンプの有効吸込ヘッドのうち最大負荷時に必要とされる前記過冷却ＬＮＧの払い出し量を第１の払い出し量とし、昇圧ポンプのミニマムフロー量に不足する不足量に相当する前記過冷却ＬＮＧの払い出し量を第２の払い出し量とした場合に、該第１の払い出し量と該第２の払い出しのうちで大きな値が選定され、払い出し量の固定値として予め規定されており、該固定値の払い出し量の過冷却ＬＮＧが昇圧ポンプのポンプサクションに導かれることを特徴とする、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧの再液化方法。

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