JP2008530472A - 液化天然ガス再ガス化プラント - Google Patents

液化天然ガス再ガス化プラント Download PDF

Info

Publication number
JP2008530472A
JP2008530472A JP2007555662A JP2007555662A JP2008530472A JP 2008530472 A JP2008530472 A JP 2008530472A JP 2007555662 A JP2007555662 A JP 2007555662A JP 2007555662 A JP2007555662 A JP 2007555662A JP 2008530472 A JP2008530472 A JP 2008530472A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
regasification
regasification plant
line
methanol
lng
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
JP2007555662A
Other languages
English (en)
Inventor
アリ ミンキネン、
アレクサンドル ロジェ、
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Publication of JP2008530472A publication Critical patent/JP2008530472A/ja
Ceased legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F17C7/02—Discharging liquefied gases
    • F17C7/04—Discharging liquefied gases with change of state, e.g. vaporisation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • F17C9/04—Recovery of thermal energy
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/01—Pure fluids
    • F17C2221/013—Carbone dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/035—Propane butane, e.g. LPG, GPL
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107—Single phase
    • F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/035—High pressure, i.e. between 10 and 80 bars
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F17C2227/0323—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid in a closed loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0327—Heat exchange with the fluid by heating with recovery of heat
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
    • F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
    • F17C2227/0393—Localisation of heat exchange separate using a vaporiser
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
    • F17C2260/03—Dealing with losses
    • F17C2260/031—Dealing with losses due to heat transfer
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/05—Regasification

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

本発明は、液化ガス貯蔵槽（１０）と、天然ガスおよび伝熱媒体が流れるＧＮＬ用再ガス化デバイス（１２）とを備える液化天然ガス（ＧＮＬ）の再ガス化用プラントに関する。本発明によると、プラントは、伝熱媒体が低結晶点の低粘性有機液体の形態で循環する循環路（１６）を備え、再ガス化デバイス（１２）は、少なくとも２つの熱交換器（６０、６２）を備える。

Description

本発明は、液化天然ガス再ガス化プラントに関し、該プラントに使用される方法に関する。
通常、天然ガスが互いに近接する生産地から利用地へ輸送されなければならない場合、この輸送は陸上または水中のパイプラインを介して行われる。この場合、天然ガスは気体状態で輸送され、その仕向け先の地で気体状態で使用できる。
しかし、その２つの場所が互いに離れすぎているか、あるいは現場の地勢によりパイプの敷設が不可能である場合、ガスは生産地と利用地との間を陸上車両または船（通例ＬＮＧ運搬船）によって液体状態で輸送される。したがって、天然ガスは、生産地の付近で、圧縮操作および−１６０℃の温度への冷却操作を通して液化される。その後、液化天然ガス（ＬＮＧ）は、適切なタンクに貯蔵され、次いで利用地への陸送用または船舶輸送用タンクへ液体状態で移される。利用地に着くと、この液化ガスはＬＮＧ貯蔵タンク内へ荷降ろしされ、このＬＮＧ貯蔵タンクからこのガスは要望に応じて再ガス化され、利用地で直接使用されるか、または気体状態でパイプラインを介し他の利用地へ輸送される。
通常、ＬＮＧを船舶輸送する場合、液化ガスは貯蔵され、次いで沿岸ターミナルの付近でＬＮＧ運搬船の等温化タンク内に輸送される。この液化ガスは、ＬＮＧ運搬船のタンクから再ガス化されて、次いで気体状態でパイプラインを介して利用地へ輸送されるか、あるいは液体状態で沿岸ターミナルのタンクへ送られ、そこに貯蔵され要望に応じて再ガス化される。
現在では、再ガス化運転を実施するため、液体状態のガスがタンクから汲み上げられ、次いで蒸気化装置または再ガス化装置として働く一組の熱交換器を流れる。熱交換を行うため、海水（場合により加熱される）がこの一組の熱交換器を通り送られて、これによりこの水に含まれる熱量がガスへ伝達される。この熱量の伝達により、ガスは一組の熱交換器を通り進むにつれて加熱されることが可能となり、漸次状態を変え、気体状態で一組の熱交換器を出る。
しかし、この設計は、自然保護および熱交換器の保全の点に関して非常に重大な欠点を含む。
実際、熱交換器を通過した海水は海へ非常に低温で排出され、これが海底動植物に害を及ぼす。さらに、海水は熱交換器の全ての金属部分に対する腐食剤であり、したがってこれらの熱交換器をより綿密に維持管理することが必要となる。さらに、ＬＮＧは非常に低温で熱交換器内を循環することを考慮すると、海水は氷晶の形成を回避するために高流量で熱交換器を流れなくてはならず、これにより大型で高額な汲み上げ設備が必要となる。
本発明は、環境に留意することを可能にし、沿岸ターミナルから遠く離れて使用可能な熱媒体を使用した再ガス化プラントにより、上記の欠点を解消することを目的とする。
したがって、本発明は、液体状態のガスを貯蔵するためのタンクと、熱媒体および天然ガスが流れる液化天然ガス（ＬＮＧ）再ガス化デバイスとを備えるＬＮＧ再ガス化プラントであって、プラントは熱媒体が低粘性および低結晶点の有機流体の形態で循環する循環路を備え、再ガス化デバイスは少なくとも２つの交換器を備えることを特徴とするＬＮＧ再ガス化プラントに関する。
プラントは熱媒体加熱ユニットを備えてよい。
有利には、空気が加熱ユニットを流れる。
熱媒体は−９０℃〜−１５０℃の結晶化温度を有してよい。
好ましくは、熱媒体はメタノール、エタノールまたはプロパノールなどのアルコールである。
一方の交換器がＬＮＧと熱媒体との並流型であり、他方の交換器が対向流型であってよい。
対向流型交換器は、相分離器が間に配置される２つの部分に分かれていてよい。
少なくとも対向流型交換器はろう付けされたプレートフィン型交換器タイプであってよい。
熱媒体循環路は、追加の熱交換器を備えてよい。
プラントは、熱媒体との熱量交換により炭化水素を液化するための手段を備えてよい。
炭化水素は、タービンを駆動するために使用された後では気体状態であってよい。
有利には、炭化水素はプロパンである。
また、プラントは、熱媒体によりＣＯ2を捕らえるための手段を備えてよい。
好ましくは、熱媒体はＣＯ2の溶剤として使用される。
本発明の他の特徴および利点が、添付の図面を参照して、非限定的な例として示される次の説明を読むことから明らかになろう。
図１は、大気圧、−１６０℃付近の温度で液化天然ガス（ＬＮＧ）を貯蔵する貯蔵タンク１０と、熱媒体およびタンクからのＬＮＧが流れる、熱交換ユニットを有する再ガス化デバイスすなわち再ガス化装置１２と、熱媒体加熱ユニット１４とを備えるＬＮＧ再ガス化プラントを概略的に示す。
熱媒体は、結晶点がＬＮＧの結晶点に近い有機流体であり、非常に低温でもこれらのパイプ内で容易に循環されるのに十分な低い粘性を有する。さらに、この熱媒体は、大気圧下および周囲温度の使用条件下で液状を維持する。好ましくは、この熱媒体はアルコールもしくは炭化水素またはそれらの化合物の一つである。以下の説明において、例示される有機流体は、結晶点が約−９８℃のメタノールであるが、エタノール（結晶点：−１１４℃）またはプロパノール（結晶点：−１２６℃）などの他のアルコールを使用することも可能である。
このプラントは、この例では暖部と冷部とを有する閉ループである熱媒体循環ループ１６を備える。このループは、循環ポンプ１８と、ポンプと再ガス化装置１２の間で熱媒体を循環させるためのライン２０と、再ガス化装置と加熱ユニット１４の間の循環ライン２２と、上記加熱ユニットと循環ポンプの間の戻りライン２４と、この戻りラインに設置される熱媒体タンク２６とを備える。またこのプラントは、通常タンク１０内に沈められるＬＮＧ吸引ポンプ２８と、このポンプと循環ポンプ３２の間のＬＮＧ循環ライン３０と、この循環ポンプから再ガス化装置１２へＬＮＧを運ぶライン３４と、気体状態のガスを再ガス化装置から任意の適切な手段へ運ぶようになされた出口ライン３６とを備える。この例では、周囲温度の外気である加熱流体３８も、この空気からの凝縮液を排出するためのライン４０を備える加熱ユニットを流れる。もちろんこの加熱空気は、ガスタービンにより排出される排ガスなど、利用地にある任意の設備からももたらされてもよい。
再ガス化を実施するために、ＬＮＧはポンプ２８および３２によりタンク１０からくみ上げられ、次いでライン３０および３４を循環して、再ガス化装置１２へ送られる。このガスは、熱媒体として使用されるメタノールも流れる再ガス化装置内を循環する。そのため、タンク２６内にあるメタノールはポンプ１８によってくみ上げられ、ライン２０を介して再ガス化装置１２へ送られる。この再ガス化装置において、メタノールに含まれる熱量はＬＮＧへと伝達され、液相のＬＮＧが蒸気化により気相へと変化するようにＬＮＧを加熱し、次いでＬＮＧは、必要に応じて周囲温度に近い温度に達するように過熱される。
再ガス化装置１２の入口でのメタノールの温度は約２０℃であり、ライン３４を循環するＬＮＧの温度は約−１６０℃である。この再ガス化装置の出口では、天然ガスは５℃近くの温度である一方、メタノールはこの再ガス化装置の出口のライン２２で約−７０℃の温度に達する。
再ガス化装置内での熱交換の際に、当該例では、メタノールはその結晶点すなわち−７０℃を超える温度に冷却される。冷メタノールはライン２２を介して加熱ユニット１４へ送られて、これにより、冷メタノールの温度よりも高い同ユニットを循環する空気がその熱量をこのメタノールと熱交換して、ライン２４で、ひいてはタンク２６内で加熱されたメタノールを得るようにする。
加熱ユニットの入口でのメタノールの温度は−７０℃程度である一方、空気は３０℃近い温度でこの加熱ユニット内へ供給される。このユニットでの熱量交換の後、メタノールはユニットの出口において０℃近い温度で排出される一方、空気は５℃近い温度でユニットを出る。
したがって、ループ１６の暖部は、ライン２４、タンク２６、ポンプ１８およびライン２０からなり、その一方このループの冷部はライン２２を含む。
再ガス化装置の出口でメタノールの加熱を実現するため、図２に示されるように、加熱ユニット１４は、シェルの各端部に設置された空気入口４４および空気出口４６を有する縦型シェル４２を含む熱交換器を備える。このシェルは、一組の縦型チューブ４８を収容し、この縦型チューブ４８は、その一方の端部が吸気マニホルド５０によって、再ガス化装置からもたらされる冷メタノール用の入口５２へ連結され、その他方の端部が排気マニホルド５４によって、ライン２４へ連結されてメタノールタンク２６に至る出口５６へ連結される。この熱交換器において、メタノールは入口５２から流入し、吸気マニホルド５０に入り、全ての縦型チューブ４８を循環し、排気マニホルド５４に至り、その後出口５６から排出される。同時に、周囲温度のまたは任意の既知の手段により加熱された空気が、入口４４からシェル４２内へ供給され、次いで全てのチューブおよびマニホルドを掃気する。掃気の際に、この空気に含まれる熱量がメタノールに伝達されて、メタノールを加熱し出口５６で温メタノールを得るようにする。この交換の際に、空気内に含まれる水滴が凝結され、次いで重力によってシェル４２の底部に落ち、その後凝縮液の状態でライン４０を介して排出される。チューブ４８は水滴の分離を容易にするため、ポリメチルシロキサン型の疎水性材料膜（撥水性膜）で被覆されてよい。
図３に関して、再ガス化装置は、ガスおよびメタノールが中を循環する少なくとも２つの熱交換器、すなわちシェルの上部内に設置された上方熱交換器６０と、このシェルの下部内に設置された下方熱交換器６２とを含む縦型シェル５８備える。これらの熱交換器は、有利にはアルミニウムからなるろう付けされたプレートフィン型熱交換器の形態であることが好ましい。上方熱交換器は、天然ガスおよびメタノールが対向方向へ循環するため対抗流型交換器と呼ばれる一方、下方熱交換器は、流体が同一方向へ循環するので並流型熱交換器と呼ばれる。したがって、下方熱交換器は、その一方の側の下部にライン２０に連結されたメタノール入口６４と、熱交換器の一方の側に出口６６とを備える。また、この下方熱交換器は、下部でメタノール入口とは反対の側に配置される、ＬＮＧライン３４に連結された入口６８と、熱交換器の上部に配置される出口７０とを備える。したがって、下方熱交換器６２では、メタノール流およびＬＮＧ流は、同一方向へ、すなわちこの熱交換器の底部から頂部へ循環する。したがって、この熱交換器内の表面温度は−１００℃を超えたままであり、交換面を最小化し得る。メタノール出口６６は、ライン７２によって、上方熱交換器の上部の一方の側に配置された上方熱交換器の入口７４へ連結される。同様に、天然ガス出口７０は、ライン７６によって、この交換器の下部に配置されたガス入口７８へ連結される。蒸気状態のガスは、この熱交換器の上部に配置された出口８０から排出される一方、メタノール出口８２は、この熱交換器の下部に配置され、加熱ユニットへ至るライン２２に連結される。したがってこの熱交換器は、ガス流およびメタノール流が対向方向へ、つまりガスが熱交換器の底部から頂部へ、メタノールが熱交換器の頂部から底部へと循環するため、対向流型熱交換器と呼ばれる。
図４の例により示される変形形態では、再ガス化装置１２は２つの異なる部分に分けられる。すなわち、並流熱型交換器６２は、多管式熱交換器の形態をとり、メタノールおよびＬＮＧ用の入口６４、６８と、出口６６、７０とを備える。出口６６および７０は、ライン７２、７６によって、有利にはアルミニウムからなり、メタノールおよび天然ガス用の入口７４、７８と出口８２、８０とを備えるろう付けされたプレートフィン型熱交換器である対向流型熱交換器６０へ連結される。
多管式熱交換器は、ＬＮＧおよびメタノールがそこを流れる際に、この熱交換器の寸法的なあらゆる変動に適合する機械的拡張連結部８３を備えることが好ましい。
この変形形態において、プラントの操作は図１〜３に関連して説明したものと同様である。
図５は、図４に図示する再ガス化プラントの変形形態を示し、したがってこれは共通する構成要素については同じ参照番号を有する。
この変形形態は、再ガス化が複数の段階で実施されるという点で異なる。さらには、対向流型熱交換器６０は、２つの部分６０Ａ、６０Ｂに分かれており、相分離器８４が熱交換器のこれら２つの部分の間に設けられる。
出口７０を介して並流型多管式熱交換器６２を出る天然ガスは、分離器８４での圧力に対応するその沸点まで予熱される。この加熱された液化天然ガスは対向流型交換器６０の下部６０Ａを流れて、蒸気化を介して相変換を実現する。この変換された天然ガスはライン８６を介して分離器８４へと送られ、そこで気体状態の天然ガスの分離がこの分離器の上部８８で、より低組成で、低分子量で、低熱量値で行われ、この分離器の下部９０で液体状態の天然ガスの分離が行われる。次いで、分離器内にある蒸気状態の天然ガスが、ライン９２を介してこの分離器から熱交換器６０の部分６０Ｂの入口へと送られ、そこで、部分６０Ｂ内を循環するメタノールとの交換により、天然ガスは出口８０へ到達するまで温度の上昇を受ける。蒸気よりも分子量および熱量値が高い液相は、ライン９６によりこの分離器へ連結されたポンプ９４によって抽出される。ポンプ９４を出た液相は、ライン９８を介して任意の貯蔵手段へ送られ、その後処理される。気体状態の天然ガスが熱交換器６０に入る前に、ライン９８のポンプ９４より始まりライン９２に至るライン９８Ａを介して分離器からもたらされる所定量の液体を注入することによって、ライン９２内で気体状態の天然ガスの組成および熱量値を調整可能であると有利である。
この構成において、再ガス化装置の出口における天然ガスの温度は０℃程度であり、メタノールの温度は約−７０℃である。
さらに、メタノールと、トリクルタワーからの温水など、この再ガス化プラント内でまたはその付近で通常使用される温流体との間の交換用の熱交換器１００をライン２０に配置することによって、ポンプ１８の出口においてメタノールを加熱することが可能である。
上述のように、再ガス化装置の出口におけるメタノールは、−７０℃程度の低温であり、再ガス化装置内でのＬＮＧの気相への変換を可能にするために加熱されなければならない。したがって、図６に示すようなコンバインドサイクルガスタービンを有する発電所の地にあることが有利になることが可能となる。この場合、プラント１０２は流路１０４を介して空気を供給され、流路１０６を介して天然ガスを供給されるが、この流路１０６は上記のライン３６のバイパスであり得る。タービン内の空気−天然ガス混合気の燃焼により、生成された熱量の回収後（ＨＲＳＧ：排熱回収ボイラ）、出口１０８で１３０℃程度の温度を有する排ガスが生成する。図６に示すように、これらの排ガスは、入口１１０を介して少なくとも３つの部分１１２Ａ、１１２Ｂ、１１２Ｃに分けられる熱交換器組立体１１２内へ供給され、排出ライン１１４を介して出て、その後ライン１１６を介して煙突などの任意の適切な手段へ送られる。プロパンなどの相変化流体も、熱交換器組立体を流れ、閉ループ１１８内を循環する。このループは、液体プロパンタンク１２０と、ライン１２４によりタンクに連結された循環ポンプ１２２と、液体プロパンを熱交換器組立体の部分１１２Ａへ運ぶライン１２８Ｅ、および沸点まで予熱されたプロパンを分離器内へ運ぶライン１２８Ｓによってポンプに連結されるプロパン相分離器１２６とを備える。２つのラインがこの分離器から始まる。すなわち、液体ラインと呼ばれるライン１３０においては、この分離器内に含まれる液体が、熱交換器組立体の部分１１２Ｂへと運ばれ、次いでそこを流れ、気体状態で分離器１２６内へ還流し、気体ラインと呼ばれるライン１３２は、分離器内に含まれる気相プロパンを熱交換器組立体の部分１１２Ｃへと運んで、プロパンガスを過熱する。ライン１３４は、圧縮された気体状態のプロパンを、交流発電機１３８などの任意のエネルギー生成手段に回転的に連結された膨張タービン１３６へと運ぶ。膨張タービンの出口で、プロパンガスは、ライン１４０を介して凝縮器と呼ばれる凝縮器１４２へ送られ、それによって、このプロパンガスを冷却し、プロパンガスがライン１４４を介してタンク１２０へ還流する前に液相を得るため相変化を起こすようにする。プロパンを冷却するために、ライン２２を循環するメタノールは上述のように凝縮器１４２を流れ、この凝縮器の出口においてはメタノールは、気相プロパンに含まれる熱量を吸収したため、入口においてよりも高温となる。
運転の際に、液体状態のプロパンはタンク１２０からポンプで汲み上げられ、熱交換器組立体１１２の部分１１２Ａを流れる。その後、予熱された液体状態のプロパンは凝縮器１２６へ送られる。この凝縮器から抽出された液相は、組立体１１２の部分１１２Ｂを流れ、ほぼ気体の状態で液相および気相プロパンの分離用の凝縮器内に還流する。また、この分離器内に含まれる気相は、抽出されて、熱交換器組立体１１２の部分１１２Ｃを流れて、完全に気相に変換され、必要に応じて過熱されるようにする。気体状態のプロパンは、タービン１３６を流れ、タービン１３６を駆動して回転させ、このタービンは交流発電機１３８を駆動して回転させる。タービンの出口で、気体状態のプロパンは冷却器１４２を流れ、そこで相変化を受け、この凝縮器をやはり流れる冷メタノールと熱量を交換することによって液相へ変化する。この凝縮器の出口で、液体プロパンはタンク１２０内に貯蔵される。
図７に概略的に示された処理グループは、ガスタービンからの排ガスなどの排出物に含まれるＣＯ2を収集し液化するためのメタノールループを有するＬＮＧ再ガス化プラントの可能な利用法を示す。
この構成は、ＬＮＧ再ガス化プラント１４６と、ＣＯ2収集／分離プラント１４８と、メタノール加熱ユニット１４９と、ＣＯ2液化ユニット１５０とを含む。
前出の図に関連して既に説明したように、再ガス化プラント１４６は、ループ１５２を循環する温メタノールと、ライン３４からもたらされるＬＮＧとが流れる再ガス化装置１２を備える。
ＣＯ2収集／分離ユニット１４８は、再ガス化装置からのメタノール用の入口１５８と、ＣＯ2を含むガス状流体用の入口１６０と、ＣＯ2が取り除かれたガス状流体用の出口１６２と、エタノールおよびＣＯ2の混合気用の出口１６４とを有する転送構成要素１５６を含む吸収塔１５４を備える。また、このＣＯ2収集／分離ユニットは、メタノール−ＣＯ2混合気用の入口と、気体状態のＣＯ2用の出口１６８と、大部分のＣＯ2が取り除かれたメタノール用の出口１７０とを有するフラッシュドラム１６６を備える。
加熱ユニット１４９は、図１および図２に関連して既に説明したものと同一の構成要素、すなわち、図７に示す例ではドラム１６６の出口１７０からもたらされるメタノールが流れる加熱器と、周囲温度の外気であり得る加熱流体３８とを備える。また、この熱交換器はこの外気からの凝縮液用の排出ライン４０を有する。そして最後に、このユニットは、出口１７２を介して加熱器を通過した後のメタノールの加熱を可能にする熱交換器１７４と、液体状態のメタノール（この液体状態のメタノールはこの後ライン１７６を介してメタノールループへ送られる）と、気体状態のＣＯ2（この気体状態のＣＯ2はライン１７８を介して、フラッシュドラム１６６のＣＯ2ライン１６８にも連結するライン１８０に合流する）との分離を可能にするフラッシュドラム１７５とを備える。
液化ユニット１５０は、ＣＯ2の液化および蒸気状態の天然ガスの加熱に寄与するために、エタンなどの中間流体を使用することが特有の特徴である凝縮器１８１を備える。
この凝縮器は、それぞれ対向流型であり、好ましくはろう付けされたアルミニウムプレートおよびフィンの形態である、少なくとも２つの凝縮器部分１８４および１８６を含む筺体１８２を備えており、第１の凝縮器部分１８４については蒸気状態のＣＯ2およびエタンが、第２の凝縮器部分１８６についてはＬＮＧおよびエタンが中を循環する。下方凝縮器１８４は筺体の下部内に設置され、この凝縮器の一方の側の上部に、ライン１８０に連結されたＣＯ2入口１８８と、凝縮器の下部に、液体ＣＯ2出口１９０とを備える。上方凝縮器１８６は、ＬＮＧライン３４に連結されこの冷却器の下部に設置されたＬＮＧ入口１９２と、熱交換器の上部に設置された出口１９４とを備える。閉エタンループ１９６が、２つの熱交換器の間のエタンの循環を可能にする。より正確には、蒸気エタンが凝縮器の上部に配置された入口１９８から上方エタン凝縮器１８６内へ供給され、この凝縮器を流れ、この凝縮器の下部に設置された液体エタン出口２００に至り、ライン２０２を介して下方ＣＯ2凝縮器の下部に配置された液体エタン入口２０４へ運ばれ、下方凝縮器を流れ、この凝縮器の上部の出口２０６に達し、最終的にライン２０８を介して入口１９８へ達する。
上記の処理グループの運転の際に、ＬＮＧは、ＬＮＧライン３４のバイパスがＣＯ2液化ユニット１５０の入口１９２に達し、上方凝縮器１８６を通過し、次いで出口１９４を介してライン３６に合流するという点を除いては、図１に関連して説明されたものと同様の形態に実質的に従う。
再ガス化装置の出口で、メタノールは入口１５８から塔１５４へと送られ、この塔はまた、１２％程度のかなりのＣＯ2を含む流体も、入口１６０から受ける。この塔での処理の後、ＣＯ2はメタノールにより収集され、メタノールおよび溶解ＣＯ2の混合気は出口１６４から排出される。ＣＯ2が取り除かれた流体は、出口１６２から任意の適切な手段へ排出される。ＣＯ2およびメタノールの混合気は、フラッシュドラム１６６で分離され、フラッシュドラム１６６から蒸気相のＣＯ2が、出口１６８からライン１８０へ排出され、出口１７０から液相メタノールが、加熱器および熱交換器１７４を引き続き通過することによって、加熱ユニット内で加熱される。熱交換器１７４の出口で、メタノールに含まれる残余ＣＯ2が、フラッシュドラム１７５内でこのメタノールから再度分離される。この分離の際に、ＣＯ2は出口１７８から排出されて、出口１６８に連結されたライン１８０へ合流し、ＣＯ2が取り除かれたメタノールは出口１７６からメタノールループのポンプ１８に合流する。蒸気相のＣＯ2は下方凝縮器１８４内で液化され、そこでその熱量を、２つの凝縮器の間のループ内を循環するエタンと交換する。この交換の後、ＣＯ2は、出口１９０においては液体状態であり、貯蔵タンクへと送られてよく、場合によっては地下貯蔵所内に隔離するため移動される。
本発明は、説明された実施形態の例に限定されず、任意の変形形態および均等物を包含する。
本発明によるＬＮＧ再ガス化プラントの概略図である。 本発明によるプラントで使用される加熱器の部分断面図である。 このプラントで使用される再ガス化装置の概略断面図である。 本発明による再ガス化プラントの第１の変形形態を示す図である。 本発明による再ガス化プラントの他の変形形態を示す図である。 本発明によるプラントのある特定の使用例を示す図である。 本発明によるプラントの他の使用例を示す図である。
符号の説明
１０ ＬＮＧ貯蔵タンク
１２ 再ガス化装置、
１４ 熱媒体加熱ユニット
１６ 熱媒体循環ループ
２０ ライン
２２ 循環ライン
２４ 戻りライン
２６ 熱媒体タンク
２８ ＬＮＧ吸引ポンプ
３０ ＬＮＧ循環ライン
３２ 循環ポンプ
３４ ＬＮＧライン
３６ 出口ライン
４０ 凝縮液排出ライン
４２ 縦型シェル
４４ 空気入口
４６ 空気出口
４８ 縦型チューブ
５０ 吸気マニホルド
５２ 冷メタノール用入口
５４ 排気マニホルド
５６ 出口
５２ 入口
５８ 縦型シェル
６０ 上方熱交換器
６２ 下方熱交換器
６４ メタノール入口
６６ 出口
６８ 入口
７０ 天然ガス出口
７２ ライン
７４ 上方熱交換器入口
７６ ライン
７８ ガス入口
８０ 出口
８２ メタノール出口
８４ 相分離器
８６ ライン
８８ 分離器上部
９０ 分離器下部
９２ ライン
９４ ポンプ
９６ ライン
９８ ライン
１００ 熱交換器
１０２ プラント
１０４ 流路
１０６ 流路
１０８ 出口
１１０ 入口
１１２ 熱交換器組立体
１１４ 排出ライン
１１６ ライン
１１８ 閉ループ
１２０ 液体プロパンタンク
１２２ 循環ポンプ
１２４ ライン
１２６ プロパン相分離器
１２８ ライン
１３０ ライン
１３２ ライン
１３４ ライン
１３６ 膨張タービン
１３８ 交流発電機
１４０ ライン
１４２ 凝縮器
１４４ ライン
１４６ ＬＮＧ再ガス化プラント
１４８ ＣＯ2収集／分離プラント
１４９ メタノール加熱ユニット
１５０ ＣＯ2液化ユニット
１５２ ループ
１５６ 転送構成要素
１５４ 吸収塔
１５８ メタノール入口
１６０ ガス状流体入口
１６２ ガス状流体出口
１６４ 混合気出口
１６６ フラッシュドラム
１６８ ＣＯ2出口
１７０ メタノール出口
１７２ 出口
１７４ 熱交換器
１７６ ライン
１７８ ライン
１８０ ライン
１８１ 凝縮器
１８２ 筺体
１８４ 第１の凝縮器部分
１８６ 第２の凝縮器部分
１９２ ＬＮＧ入口
１９４ 出口
１９６ 閉エタンループ
１９８ 入口
２００ 液体エタン出口
２０２ ライン
２０４ 液体エタン入口
２０６ 出口
２０８ ライン

Claims (14)

  1. 液体状態の天然ガスを貯蔵するためのタンク（１０）と、熱媒体および天然ガスが流れる液化天然ガス（ＬＮＧ）再ガス化デバイス（１２）とを備えるＬＮＧ再ガス化プラントにおいて、該プラントは前記熱媒体が低粘性および低結晶点の有機流体の形態で循環する循環路（１６）を備え、前記再ガス化デバイス（１２）は少なくとも２つの熱交換器（６０、６２）を備えることを特徴とするＬＮＧ再ガス化プラント。
  2. 前記再ガス化プラントは熱媒体加熱ユニット（１４）を備えることを特徴とする、請求項１に記載の再ガス化プラント。
  3. 空気が前記加熱ユニット（１４）を流れることを特徴とする、請求項２に記載の再ガス化プラント。
  4. 前記熱媒体が−９０℃〜−１５０℃の結晶化温度を有することを特徴とする、前記請求項のいずれか一項に記載の再ガス化プラント。
  5. 前記熱媒体はメタノール、エタノールまたはプロパノールなどのアルコールであることを特徴とする、前記請求項のいずれか一項に記載の再ガス化プラント。
  6. 一方の交換器（６２）がＬＮＧと前記熱媒体との並流型であり、他方の交換器（６０）が対向流型であることを特徴とする、請求項１に記載の再ガス化プラント。
  7. 前記対向流型交換器（６０）は、相分離器（８４）が間に配置される２つの部分（６０Ａ、６０Ｂ）に分かれていることを特徴とする、請求項６に記載の再ガス化プラント。
  8. 少なくとも前記対向流型交換器（６０）は、ろう付けされたプレートフィン型交換器タイプであることを特徴とする、請求項６または７に記載の再ガス化プラント。
  9. 前記熱媒体循環路（１６）は追加の熱交換器（１００）を備えることを特徴とする、前記請求項のいずれか一項に記載の再ガス化プラント。
  10. 前記再ガス化プラントは前記熱媒体との熱量交換により炭化水素を液化するための手段を備えることを特徴とする、前記請求項のいずれか一項に記載の再ガス化プラント。
  11. 前記炭化水素はタービン（１３６）を駆動するために使用された後では気体状態であることを特徴とする、請求項１０に記載の再ガス化プラント。
  12. 前記炭化水素はプロパンであることを特徴とする、請求項１０または１１に記載の再ガス化プラント。
  13. 前記再ガス化プラントは前記熱媒体によってＣＯ2を捕らえるための手段を備えることを特徴とする、請求項１から９のいずれか一項に記載の再ガス化プラント。
  14. 前記熱媒体が前記ＣＯ2の溶剤として使用されることを特徴とする、請求項１３に記載の再ガス化プラント。
JP2007555662A 2005-02-17 2006-02-13 液化天然ガス再ガス化プラント Ceased JP2008530472A (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0501646A FR2882129A1 (fr) 2005-02-17 2005-02-17 Installation de regazeification de gaz naturel liquefie
PCT/FR2006/000318 WO2006087452A1 (fr) 2005-02-17 2006-02-13 Installation de regazeification de gaz naturel liquefie

Publications (1)

Publication Number Publication Date
JP2008530472A true JP2008530472A (ja) 2008-08-07

Family

ID=35004364

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2007555662A Ceased JP2008530472A (ja) 2005-02-17 2006-02-13 液化天然ガス再ガス化プラント

Country Status (9)

Country Link
US (1) US20080302103A1 (ja)
EP (1) EP1853846B1 (ja)
JP (1) JP2008530472A (ja)
KR (1) KR20070114167A (ja)
AT (1) ATE553330T1 (ja)
ES (1) ES2385575T3 (ja)
FR (1) FR2882129A1 (ja)
PT (1) PT1853846E (ja)
WO (1) WO2006087452A1 (ja)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2007163072A (ja) * 2005-12-15 2007-06-28 Sekiyu Combinat Kodo Togo Unei Gijutsu Kenkyu Kumiai 冷熱供給方法

Families Citing this family (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2663060C (en) 2006-09-11 2014-08-12 Exxonmobil Upstream Research Company Transporting and managing liquefied natural gas
US20080120983A1 (en) * 2006-11-04 2008-05-29 Dirk Eyermann System and process for reheating seawater as used with lng vaporization
US20080178611A1 (en) * 2007-01-30 2008-07-31 Foster Wheeler Usa Corporation Ecological Liquefied Natural Gas (LNG) Vaporizer System
FR2929369A1 (fr) * 2008-03-27 2009-10-02 Air Liquide Procede de vaporisation d'un liquide cryogenique par echange de chaleur avec un fluide calorigene
FR2931222B1 (fr) * 2008-05-16 2014-02-21 Batignolles Tech Therm Systeme et procede de vaporisation d'un fluide cryogenique, notamment du gaz naturel liquefie, a base de co2
FR2952161B1 (fr) * 2009-11-03 2012-01-13 Gea Batignolles Technologies Thermiques Systeme de vaporisation d'un fluide cryogenique avec des echangeurs centralises
NO331474B1 (no) * 2009-11-13 2012-01-09 Hamworthy Gas Systems As Installasjon for gjengassing av LNG
US8707730B2 (en) * 2009-12-07 2014-04-29 Alkane, Llc Conditioning an ethane-rich stream for storage and transportation
DE102010056581B4 (de) * 2010-12-30 2013-04-04 Gea Batignolles Technologies Thermiques Anordnung zur Verdampfung von flüssigem Erdgas
US9903232B2 (en) * 2011-12-22 2018-02-27 Ormat Technologies Inc. Power and regasification system for LNG
EP2708794A1 (de) * 2012-09-13 2014-03-19 Air Liquide Deutschland GmbH Verfahren und Konditionierungsvorrichtung zum diskontinuierlichen Bereitstellen von flüssigem Kohlenstoffdioxid
NO20151639A1 (en) * 2015-12-01 2017-06-02 Waertsilae Gas Solutions Norway As A plant and method for regasification of LNG
CN107560321B (zh) * 2017-09-15 2023-04-25 长江大学 Bog回收与氮气液化系统及工艺方法
CN111188996B (zh) * 2020-02-12 2024-03-19 中海石油气电集团有限责任公司 一种lng接收站浸没燃烧式气化器的低温余热回收装置

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4331129A (en) * 1979-07-05 1982-05-25 Columbia Gas System Service Corporation Solar energy for LNG vaporization
JPS57165609A (en) * 1981-03-06 1982-10-12 Air Prod & Chem Method of and apparatus for recovering energy by vaporization of liquified natural gas
US6367258B1 (en) * 1999-07-22 2002-04-09 Bechtel Corporation Method and apparatus for vaporizing liquid natural gas in a combined cycle power plant
US20030159800A1 (en) * 2002-02-27 2003-08-28 Nierenberg Alan B. Method and apparatus for the regasification of LNG onboard a carrier
JP2003336964A (ja) * 2002-05-21 2003-11-28 Kawasaki Heavy Ind Ltd Ｌｎｇ冷熱利用による炭酸ガスの液化装置
US20040194476A1 (en) * 2001-12-19 2004-10-07 Conversion Gas Imports, L.P. Dual gas facility

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3410339A (en) * 1964-05-18 1968-11-12 Cornell Res Foundation Inc Direct contact heat transfer apparatus having evaporator and condensing means
US3364685A (en) * 1965-03-31 1968-01-23 Cie Francaise D Etudes Et De C Method and apparatus for the cooling and low temperature liquefaction of gaseous mixtures
FR1551859A (ja) * 1967-01-23 1969-01-03
US3479832A (en) * 1967-11-17 1969-11-25 Exxon Research Engineering Co Process for vaporizing liquefied natural gas
FR2187702B1 (ja) * 1972-06-13 1976-11-12 Nuovo Pignone Spa
US4266958A (en) * 1978-07-17 1981-05-12 Dut Pty Limited Simultaneous cooling and removal of water from hydrocarbon gas mixtures
US4372124A (en) * 1981-03-06 1983-02-08 Air Products And Chemicals, Inc. Recovery of power from the vaporization of natural gas
JP3372277B2 (ja) * 1992-11-11 2003-01-27 三菱重工業株式会社 Ｌｎｇ冷熱による液化二酸化炭素の製造方法
US5417074A (en) * 1993-07-26 1995-05-23 Air Products And Chemicals, Inc. Liquid nitrogen immersion/impingement freezing method and apparatus
US5681360A (en) * 1995-01-11 1997-10-28 Acrion Technologies, Inc. Landfill gas recovery
TW432192B (en) * 1998-03-27 2001-05-01 Exxon Production Research Co Producing power from pressurized liquefied natural gas

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4331129A (en) * 1979-07-05 1982-05-25 Columbia Gas System Service Corporation Solar energy for LNG vaporization
JPS57165609A (en) * 1981-03-06 1982-10-12 Air Prod & Chem Method of and apparatus for recovering energy by vaporization of liquified natural gas
US6367258B1 (en) * 1999-07-22 2002-04-09 Bechtel Corporation Method and apparatus for vaporizing liquid natural gas in a combined cycle power plant
US20040194476A1 (en) * 2001-12-19 2004-10-07 Conversion Gas Imports, L.P. Dual gas facility
US20030159800A1 (en) * 2002-02-27 2003-08-28 Nierenberg Alan B. Method and apparatus for the regasification of LNG onboard a carrier
JP2003336964A (ja) * 2002-05-21 2003-11-28 Kawasaki Heavy Ind Ltd Ｌｎｇ冷熱利用による炭酸ガスの液化装置

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2007163072A (ja) * 2005-12-15 2007-06-28 Sekiyu Combinat Kodo Togo Unei Gijutsu Kenkyu Kumiai 冷熱供給方法
JP4677338B2 (ja) * 2005-12-15 2011-04-27 石油コンビナート高度統合運営技術研究組合 冷熱供給方法

Also Published As

Publication number Publication date
FR2882129A1 (fr) 2006-08-18
US20080302103A1 (en) 2008-12-11
EP1853846B1 (fr) 2012-04-11
EP1853846A1 (fr) 2007-11-14
ES2385575T3 (es) 2012-07-26
WO2006087452A1 (fr) 2006-08-24
KR20070114167A (ko) 2007-11-29
ATE553330T1 (de) 2012-04-15
PT1853846E (pt) 2012-07-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP2008530472A (ja) 液化天然ガス再ガス化プラント
US6367258B1 (en) Method and apparatus for vaporizing liquid natural gas in a combined cycle power plant
US20180128171A1 (en) Method and apparatus for power storage
US20030005698A1 (en) LNG regassification process and system
JP5241707B2 (ja) 蒸気を再液化するための方法と装置
RU2304746C2 (ru) Способ и установка для сжижения природного газа
CN101796343A (zh) 液化气再液化装置、具有该装置的液化气贮藏设备及液化气运输船、以及液化气再液化方法
KR102234807B1 (ko) 천연 가스 복합 화력 발전 시스템 및 천연 가스 복합 화력 발전 방법
KR20120103669A (ko) 배열 회수 발전 장치 및 그것을 구비한 선박
JP5354543B2 (ja) 外気式気化器
KR20070048195A (ko) 이산화탄소의 액화 방법 및 액화 장치
JP5801449B1 (ja) 船舶用廃熱回収装置
JP6142360B2 (ja) 再ガス化プラント
JP4986664B2 (ja) ガスタービン燃焼用空気の冷却システム
WO2007076031A2 (en) Fluid heating system
KR101940436B1 (ko) 열 교환기, 에너지 회수 장치 및 선박
JP4677338B2 (ja) 冷熱供給方法
KR20150020003A (ko) 액화천연가스 기화장치
US10557414B1 (en) Combined cycle energy recovery method and system
JP6170943B2 (ja) シェル内コア熱交換器内の動きの影響を低減するための方法、および装置
KR102391284B1 (ko) 가스 복합발전 플랜트
JP2008224119A (ja) 回収冷熱の利用方法
KR20240003811A (ko) 포화수에 의한 화력발전소 석탄 보일러 배기 냉각, 배기열 회수 및 co2포집 장치와 이의 운전 방법 및 탄소 중립 운전 방법
WO2024028742A1 (en) Apparatus for thermal energy storage and plant for energy transformation and storage
CN115839630A (zh) 一种冷能回收用取冷换热器

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20081225

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20110629

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20110928

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20120124

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20120329

A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20121002

A045 Written measure of dismissal of application [lapsed due to lack of payment]

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A045

Effective date: 20130226