JP2008528882A5

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Publication number: JP2008528882A5
Application number: JP2007551607A
Authority: JP
Filing date: 2006-01-18
Publication date: 2012-02-23
Anticipated expiration: 2026-01-18

Description

ここで、本発明に係る方法及び装置を例として添付図面を参照しながら説明する。
図面を参照すると、ＬＮＧ貯蔵容器即ちタンク２は海洋タンカー（図示せず）の船内に位置する。貯蔵タンク２は、その内容物であるＬＮＧが周囲の環境から熱を吸収する量を抑えるように熱絶縁される。貯蔵タンクはＬＮＧの体積４で充填されたものとして図１に示す。貯蔵タンク２内の液体レベルの上方には目減り空間６が当然存在する。ＬＮＧが大気よりも十分低い温度で気化するので、タンク２の熱絶縁にも拘らず、体積４から目減り空間６へのＬＮＧの連続的な蒸発が存在する。この蒸発した天然ガスはタンカーのエンジン８０又は船内で燃料として使用される。この目的のため、蒸発した天然ガスはコンプレッサ１２により導管１０に沿ってタンク２の目減り空間６から連続的に引き出される。コンプレッサ１２は歯車箱（図示せず）を介して例えば電気モータ１４により駆動される。電気モータ１４は典型的には単一の速度を有し、周波数コンバータを使用しない。コンプレッサ１２は直列の２つの圧縮ステージ（段）１６、１８を有する。下流側の圧縮ステージ１８は５ないし６バール程度の出口圧力及び３０℃程度の出口温度を有する。ＬＮＧが０℃よりも十分低い温度で気化するので、コンプレッサ１２への入口は通常、例えば−１４０℃ないし−８０℃の低温で気化した天然ガスを受け取る。この低温にも拘らず、上流側の圧縮ステージ１６と下流側の圧縮ステージ１８との中間で圧縮された天然ガスを冷却するのが望ましい。この冷却は上流側の圧縮ステージ１６からの出口の下流側の入口と、下流側の圧縮ステージ１８への入口の上流側の出口とを有する熱交換器（図示せず）において遂行することができる。優勢な副区域温度での冷却媒体は、圧縮された天然ガス流れに対して直接熱伝達関係にある液化した又は蒸発した天然ガスの低温流れである。熱伝達の下流側では、冷却剤はタンク２に戻されるか又は相分離器容器２２内へ導入される。代わりに、冷却は、上流側の圧縮ステージ１６と下流側の圧縮ステージ１８との中間の区域で液化した又は蒸発した天然ガスの低温流れを圧縮された天然ガスに導入することにより、簡単に遂行することができる。適当な冷却量では、下流側の圧縮ステージ１８からの出口での圧力は通常所望の値に又はその近傍に維持することができる。

コンプレッサ１２への入口での温度をほぼ一定に保つことが望ましい。しかし、気化した天然ガスの温度は、任意の特定の時間におけるタンク内に貯蔵されたＬＮＧの量に応じて及び外部温度に応じて、変動することがあるか又は変動する。このような自然の温度変動を補償するため、導管１０を通る天然ガスの流れの一部又は全部は流れ制御弁（図示せず）を介して静的混合室２０へ転換され、この混合室では、天然ガスの流れは（後述するように、貯蔵タンク２内のＬＮＧの体積４から取り出される）選択された量のＬＮＧと混合される。典型的には、混合室２０の出口での温度は、すべてのＬＮＧが蒸発しないようなものである。液化天然ガスの液滴を含む冷えた天然ガスの出来上がった混合物は相分離器容器２２に至り、そこで、液体はガスから分離する。液体は導管２４を介して好ましくは液体表面の下方の貯蔵タンク２の区域へ戻される。液体表面の下方へ戻す代わりとして、導管２４は適当なサイフォン（図示せず）を具備することができる。天然ガスは容器２２の頂部で出口２６を通って流れ、導管１０において、静的ミキサー２０をバイパスする気化した天然ガスのいかなる流れとも再混合され、この混合は、そこから静的混合室２０への送りが行われる箇所の下流側の位置で遂行される。所望なら、相分離器２２は、その頂部の近傍の区域で、相分離器２２内のガスからＬＮＧのいかなる在留液滴をも吸収できる吸収材料又はワイヤメッシュのパッド２５を取り付けることができる。

ある遷移的な作動状態中、蒸発した天然ガスの流れ内にサージが生じる傾向がある。このようなサージを提供するため、抗サージ導管１７が圧縮ステージ１８の出口と静的ミキサー２０の入口との間を延びる。弁１９は導管１７内に位置する。サージの場合には、弁１９が開き、ガスはそこを通って流れ、コンプレッサ１２をバイパスする。ミキサー２０及び相分離器２２は遷移的な作動状態中に作動することができ、蒸発した天然ガスの流れ内にサージがある場合に、圧縮の熱を除去し、コンプレッサ１２の吸入圧力を一定に維持する。

強制蒸発器３６はバイパスライン３８を具備し、このラインは蒸発器３６の上流から強制蒸発器３６の下流側の静的混合室４０へ延びる。従って、未蒸発のＬＮＧは混合室４０内で蒸発した天然ガスと混合される。それ故、蒸発した天然ガスの温度は蒸発器３６をバイパスするＬＮＧの量に従って制御することができる。この温度は、静的混合室４０を出る天然ガスの流れが霧の形又は他の微細に分割された形として未蒸発のＬＮＧを運ぶように、選択される。このＬＮＧは下流側の位置でキャリヤガスから分離される。従って、液体と蒸気との混合物は室４０から相分離器４２内へ流れ、そこで、液体は蒸気から分離される。相分離器４２は典型的には、そこから液体のいかなる残留粒子をも吸収するように、吸収剤又は多孔性金属部材等のパッド４３を具備する。液体は底部の出口４４を通して容器４２から連続的に又は規則的な間隔で引き出すことができ、出口４４内の弁（図示せず）の適当な作動及び制御によりタンク２へ戻ることができる。液体粒子の存在しないその結果としての天然ガスは相分離器４２の頂部から流出し、低い温度即ち低温で、ガスヒータ５０の上流側の区域において、コンプレッサ１２からの天然ガスと混合される。

エンジン８０に供給される燃料の組成がこのようなエンジンのノッキングを常に生じさせないことを保証する必要がある。本質的に、この要求は燃料内での高級炭化水素の量を制限する必要性を与える。天然ガスは窒素とメタンと高級炭化水素との可変の混合物である。通常、メタンは主成分であり、一般に、全体の組成の８０以上のモル百分率を提供する。メタンはまた天然ガスの最も揮発性の成分である。従って、ＬＮＧが自然に蒸発したとき、その結果の（気化した）蒸気は本質的にメタンと、ＬＮＧ内の窒素の比率に応じたある量の窒素とから完全に構成される。しかし、ＬＮＧの流れの強制蒸発は組成のいかなる変化をも生じさせない。それ故、強制蒸発の産物はＬＮＧと同じ比率でＣ_２及び高級炭化水素を含む。従って、燃料の総合流量をエンジン８０により要求されるものにするための強制蒸発の必要性が大きいほど、天然の気化ガスと強制がストの混合物から形成されるべき高級炭化水素の比率を高過ぎるようにする燃料の傾向が大きくなる。本発明によれば、この傾向は、相分離器４２により受け取られる流体が部分的にのみ蒸発され、それ故液体の粒子を含むように、強制蒸発を有効に行うことにより、抑制される。メタンが他の炭化水素よりも一層揮発性なので、液体粒子は蒸気相におけるよりも一層大きなモル百分率のＣ_２及び高級炭化水素を含む。相分離器４２内の蒸気相及び液体相のそれぞれの組成即ち成分は燃料の温度に依存する。この温度が低いほど、相分離器４２から供給されるガス内のＣ_２及び高級炭化水素の比率が低くなる。１つの例においては、ＬＮＧの百分率が３．８５モル百分率のＣ_３ないしＣ_５の炭化水素を含む場合、−９０℃での（即ち、−９０℃での相分離器４２への入口での温度による）強制蒸発は０．５モル百分率よりも少ないＣ_３ないしＣ_５の炭化水素を含む蒸気百分率を生じさせる。従って、高級炭化水素の大部分は液体相において除去される。

望ましくは、強制蒸発器３６はこれに関係するプログラム可能な論理コントローラ５２を有する。コントローラ５２はプロセス制御分野で一般に使用される形式のものとすることができる。典型的には、コントローラは、相分離器４２へ送給すべきガスの流量及び温度を決定するアルゴリズムによりプログラムされる。この構成は好ましくは、オペレータが所望の量の天然ガス燃料をエンジン５０に簡単に入れることができ、コントローラが強制蒸発器３６を通る流量及び温度を自動的に設定するようなものである。１つの例においては、プログラム可能なコントローラはこれに関係する流れ制御弁５４、５６、５８を有する。弁５４はポンプにより強制蒸発器３６の内部へ供給するＬＮＧの量を設定する。弁５６は蒸発器３６のまわりでのＬＮＧのバイパス量を決定し、それ故結果としてのガスの温度を決定する。燃料ポンプが所望の量を越えた過剰な量で作動する場合、コントローラ５２は流れ制御弁５８の位置を適当に設定することによりパイプ３２を介してのタンク２への液体の戻りを制御する。典型的には、自然気化したガスの必要な冷却の実行を可能にするように静的混合室２０に動作的に関係する第４の流れ制御弁６０を設ける。この弁６０は、典型的にはコンプレッサ１２への入口又はその近傍に位置する温度センサ（図示せず）から信号を受け取る弁コントローラ６２により制御することができる。従って、弁６０の位置は、一定の所望の温度がコンプレッサ１２への入口において得られるのを保証するように、調整することができる。

船上での通常の配列は、相分離器２２、４２、コンプレッサ１２、強制蒸発器３６及びガスヒータ５０がすべて船舶の貨物機械室（図示せず）内に位置し、一方、エンジン８０及び弁８２がエンジン室（図示せず）内に位置するようなものである。モータ１４はモータ室（図示せず）の隔壁（図示せず）の背後に配置することができる。ガス燃焼ユニット８４は典型的には、貨物機械室８２及びエンジン室８４の双方から離れて、船舶の煙突（図示せず）内に配置される。

図に示す装置の作動の２つの典型的な例を以下に示し、一方の例は積載時の作動中（すべてのタンク２がほぼ満杯のとき）のものであり、他方の例はバラスト作動中（すべてのタンクがほぼ空のとき）のものである。
例１（積載時の航行）
タンク２は（目減り空間６内に）１０６ｋＰａの圧力での液化ガスの体積を貯蔵している。自然気化量はエンジン８０の燃料供給に必要な量のほぼ７０％である。この例においては、ＬＮＧは次の組成を有する：
窒素０．３５モル百分率
メタン８８．００モル百分率
Ｃ_２炭化水素７．８０モル百分率
Ｃ_３炭化水素２．８０モル百分率
Ｃ_４炭化水素１．００モル百分率
Ｃ_５炭化水素０．０５モル百分率
それ故、ＬＮＧの平均分子量は１８．４１である。３４８９ｋｇ／ｈの天然ガスの自然気化量が生じる。気化はメタンの体積にして９０％及び窒素の体積にして１０％の組成を有するものと仮定され、１０６ｋＰａの圧力の下で−１４０℃の温度で導管１０内へ流れる。この低い温度では、流れは静的混合室２０を介して相分離器２２を通過する必要はない。流れは導管１０からコンプレッサ１２へ流れ、５３５ｋＰａの圧力及び−９℃の温度でコンプレッサ１２を去る。圧縮ステージ１６、１８間でのステージ間冷却は必要でない。その理由は、コンプレッサからの放出温度が十分に低いからである。圧縮されたガスは強制蒸発器からのガスと混合される。１９２３ｋｇ／ｈのＬＮＧは８００ｋＰａの圧力で強制蒸発器３６に供給され、一部は弁５４、５６の設定に従ってこの蒸発器をバイパスする。蒸発器３６への入口でのＬＮＧの温度は−１６３℃である。相分離器４２に提供されるガスの温度は−１００℃である。その圧力は５３０ｋＰａである。３２２ｋｇ／ｈの一層重い炭化水素は相分離器４２において分離される。位相分離の下流側の残留する強制的に蒸発されたガスは次の組成を有する：
窒素０．３８モル百分率
メタン９４．７４モル百分率
Ｃ_２炭化水素４．６６モル百分率
Ｃ_３炭化水素０．２１モル百分率
Ｃ_４炭化水素０．０１モル百分率
Ｃ_５炭化水素０．００モル百分率
平均分子量１６．８０
コンプレッサ１２から供給されたガスとの混合時に、５０９０ｋｇ／ｈの流量、５３０ｋＰａの圧力及び−３９℃の温度での天然ガスの流れが形成される。この天然ガス混合物は次の組成を有する：
窒素７．００モル百分率
メタン９１．４３モル百分率
Ｃ_２炭化水素１．５０モル百分率
Ｃ_３炭化水素０．０７モル百分率
Ｃ_４炭化水素０．００モル百分率
Ｃ_５炭化水素０．００モル百分率
平均分子量１７．１１
この組成はエンジン８０に使用するのに適する。その理由は、この組成が十分に大きなメタン数を有するからである。

Claims

天然ガスの燃料をエンジンに供給する方法において、
液化天然ガス貯蔵容器の目減り空間から取り出した気化した天然ガスの主要な流れを圧縮する工程と、
未蒸発の液化天然ガスを含む天然ガスの補助の流れを形成するように貯蔵容器から取り出した液化天然ガスの流れを部分的に強制的に蒸発させる工程と、
前記補助の流れから前記未蒸発の液化天然ガスを分離する工程と、
前記補助の流れを圧縮された前記主要な流れと混合する工程と、
前記混合によって生じたものを前記エンジンに燃料として供給する工程とを有し、
これによって、前記未蒸発の液化天然ガスの前記分離が、前記燃料のノッキングを生じさせない特性を向上させる方法。
部分的な蒸発が、前記貯蔵容器から取り出した液化天然ガスの流れの第１の部分を完全に蒸発させ、過熱し、結果としての蒸気を当該貯蔵容器から取り出した液化天然ガスの流れの第２の部分と混合することにより、行われることを特徴とする請求項１に記載の方法。
天然ガスの前記補助の流れの温度、流量及び組成が制御されることを特徴とする請求項１または２に記載の方法。
天然ガスの燃料をエンジンに供給するための装置において、
少なくとも１つの液化天然ガス貯蔵容器の目減り空間に連通する、天然ガスの主要な流れのための入口と、出口であって、前記出口が天然ガス供給パイプに連通し前記天然ガス供給パイプが今度は前記エンジンに連通する、前記出口とを備えたコンプレッサと、
前記液化天然ガス貯蔵容器又は異なる液化天然ガス貯蔵容器の液体貯蔵区域に連通する、天然ガスの補助の流れのための入口と、前記天然ガス供給パイプに連通するように配置できる出口とを備えた強制液化天然ガス部分蒸発器手段とを有し、
前記部分蒸発器手段が蒸発した天然ガスから未蒸発の液化天然ガスを分離するための手段に動作的に関係して、前記燃料のノッキングを生じさせない特性を向上させる装置。
前記装置が前記強制部分蒸発器手段に動作的に関係するプログラム可能な論理コントローラを有することを特徴とする請求項４に記載の装置。
前記プログラム可能な論理コントローラが、前記強制部分蒸発器手段を作動させる温度、それ故、前記未蒸発の液化天然ガス及び前記蒸発した液化ガスの組成を決定するためのアルゴリズムを含むことを特徴とする請求項５に記載の装置。
前記強制部分蒸発器が、熱伝達手段を備えた蒸発室と、前記液化天然ガスのための、前記蒸発室への入口と、当該蒸発室の下流側の混合室と、該蒸発室からの出口に連通する、前記混合室への第１の入口と、液化天然ガスの源に連通する、当該混合室への第２の入口と、該蒸発室及び該混合室への液化天然ガスの相対流れを制御するための手段とを有することを特徴とする請求項４ないし６のいずれかに記載の装置。
前記天然ガスを選択した温度へ上昇させるように作動できるガスヒータを前記天然ガス供給パイプ内に設けたことを特徴とする請求項４ないし７のいずれかに記載の装置。