JP2010013594A - Ｂｏｇ再液化装置、および再液化ｂｏｇから窒素を除去する方法 - Google Patents

Abstract

【課題】ＢＯＧ内から効率的に窒素ガスを分離除去でき、熱量調整用のＬＰＧ混合量を効果的に削減でき、可及的に小規模な分離除去装置にて窒素ガスを除去できるＢＯＧ再液化装置と、再液化ＢＯＧから窒素を除去する方法を提供する。
【解決手段】ＬＮＧ貯蔵タンク１内に発生する第１のＢＯＧを熱交換器２に導き、ＬＮＧ貯蔵タンク１から熱交換器２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２内に導かれた第１のＢＯＧを冷却して再液化を行い、再液化ＢＯＧを気化器３に送出する、ＢＯＧ再液化装置１００であり、熱交換器２と気化器３の間に再気化容器５を備え、該再気化容器５にて第２のＢＯＧを発生させ、ラインＬ３を介して窒素除去装置６に送られた第２のＢＯＧ中の窒素ガスが除去される。
【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から窒素ガスを除去する機構を備えたＢＯＧ再液化装置と、再液化ＢＯＧから窒素を除去する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、−１６２℃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）、さらに昇圧してＬＮＧの払い出しラインに合流させて気化器へ送り、気化器内で海水等にて気化させて都市ガスとするものであり、概略このような流れでＢＯＧの再液化が図られている。なお、このＢＯＧの再液化装置に関する公開技術として、特許文献１に開示のＢＯＧの再液化装置を挙げることができる。

実際には、この気化器の前後で、熱量調整用のＬＰＧが気化前もしくは気化後のＬＮＧに混合され、熱量調整が図られた後に、都市ガスとして需要者へ提供されている。

ところで、上記するＬＮＧ貯蔵タンク内のＬＮＧやＢＯＧ内には、主成分であるメタンガスのほかに微量の窒素ガスが含まれているのが一般的であり、窒素ガスの沸点は−１９６℃、ＬＮＧの沸点は−１６２℃であることから、ＬＮＧ内に比しておよそ２０倍程度も高濃度の窒素ガスがＢＯＧ内には含まれている。

天然ガス内に不純物である窒素ガスが含まれていると、天然ガスとしての熱量が低下することに加えて、その液化効率が低下し、さらには、天然ガスを燃料として燃焼させる際に窒素酸化物（ＮＯｘ）が生じ得るといった問題がある。

天然ガスの熱量に関して言えば、天然ガス中に窒素ガスが含まれていることで、所与の熱量の都市ガスとするためには上記する熱量調整用のＬＰＧの混合量が増加することとなり、都市ガス供給者にとっては、この熱量調整用ＬＰＧのコスト削減が急務の課題となっている。

そこで、不純物である窒素ガスを天然ガスから分離除去するための開発が進んでいるが、本発明者等によれば、液化状態のＬＮＧ内から窒素ガスを除去するよりも、ＢＯＧ内から除去した方が、より濃縮した窒素ガスを除去することができ、これによって、窒素ガスの除去効率も高くなり、より小規模な除去設備で除去可能となる、という知見が得られている。

また、ＬＮＧ内からの窒素ガス除去を必要とする技術として、定置型（家庭用）の燃料電池を構成する水素ガス製造装置（水蒸気改質装置）を挙げることができる。一般に、天然ガスと水蒸気を混ぜたものがこの水蒸気改質装置に通されて燃料ガス（水素ガス）が生成されることとなるが、窒素ガスは、この改質装置を構成する触媒にてアンモニアとなり、このアンモニアは触媒毒となるものである。

たとえば、日本海の海底下から採取される天然ガスは、２〜３％程度もの高濃度の窒素ガスを含有している。この天然ガスはたとえば新潟から関東方面へコンプレッサーを介して送られ、中継基地にて液化されてＬＮＧ貯蔵タンク内に収容され、ここでＢＯＧを発生させ、このＢＯＧ内の窒素ガスを除去するとともに、窒素ガスが除去された天然ガスを定置型燃料電池における上記水蒸気改質装置に提供することにより、アンモニアの発生を効果的に抑止することができる。また、この場合においても、ＬＮＧ内に比してより濃縮されたＢＯＧ内の窒素ガスを分離除去することにより、より小規模な除去設備で窒素ガスを除去できるという効果が得られることは同様である。

特開平７−１５７７８２号公報

本発明は、上記する問題に鑑みてなされたものであり、ＢＯＧ再液化装置において、ＢＯＧ内から効率的に窒素ガスを分離除去することができ、しかも、可及的に小規模な分離除去装置にて窒素ガスを除去することのできるＢＯＧ再液化装置と、再液化ＢＯＧから窒素を除去する方法を提供することを目的とする。また、効率的に窒素ガスを分離除去することにより、熱量調整用のＬＰＧ混合量を効果的に削減することのできるＢＯＧ再液化装置と、再液化ＢＯＧから窒素を除去する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ＢＯＧ再液化装置は、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生する第１のＢＯＧを熱交換器に導き、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第１のＢＯＧを冷却して再液化を行い、再液化ＢＯＧを気化器に送出する、ＢＯＧ再液化装置において、前記ＢＯＧ再液化装置は、熱交換器と気化器の間に再気化容器をさらに備え、該再気化容器にて第２のＢＯＧを発生させるようになっており、前記再気化容器には、第２のＢＯＧを送出するラインを介して窒素除去装置が繋がっており、該窒素除去装置にて第２のＢＯＧ中の窒素ガスが除去されるようになっているものである。

本発明のＢＯＧ再液化装置は、熱交換器と気化器を繋ぐラインに再気化容器を備え、この再気化容器に再液化ＢＯＧを通してここで再度ＢＯＧを発生させ（第２のＢＯＧ）、この第２のＢＯＧを窒素除去装置に通して該第２のＢＯＧ内に含まれる窒素ガスを除去するものである。

ＬＮＧ貯蔵タンク内に収容されたＬＮＧ内の窒素に比して、該ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生したＢＯＧ内の窒素ガスはおよそ２０倍程度の濃度となっており、このＢＯＧを再液化させた後に、再度ＢＯＧを発生させることにより、再液化ＢＯＧ内の窒素ガスに比して、第２のＢＯＧ内の窒素ガスはさらに２０倍程度の濃度に濃縮されている。

この濃縮された窒素ガスを窒素除去装置で除去することにより、窒素ガス除去効率を高めることができ、さらには、窒素除去装置の規模を可及的に小型化することができる。

ここで、再気化容器は通常は圧力容器であり、その内部に収容された再液化ＢＯＧから第２のＢＯＧが発生する現象は、ＬＮＧ貯蔵タンク内で第１のＢＯＧが発生する現象と同じである。なお、ＬＮＧ工場内で発生する廃熱を再気化容器に提供することで、再液化ＢＯＧからの第２のＢＯＧの発生を促進させることもできる。

また、窒素除去装置は、窒素ガスを除去できるものであればその具体的な構成（構造）は特に限定されるものではないが、例えば、その一例として、気体分離法の一つである圧力スウィング法を適用する構成、より具体的には、メタンは通過させ、窒素ガスのみを捕捉するような孔径の吸着材フィルターを備えた除去装置を使用することができる。なお、このような吸着材フィルターを具備する窒素除去装置の市販システムとして、Molecular Gate^TM Systemsを挙げることができる。

なお、上記する吸着材フィルターでは、第２のＢＯＧ中に含まれる窒素ガスを完全に捕捉することは難しいものの、その９９％程度は捕捉できることも分かっており、可及的に小規模な吸着材フィルターを具備する窒素除去装置にて、効率的に窒素ガスを除去することが可能となる。

なお、窒素除去装置に送られた第２のＢＯＧからは、たとえば上記方法によってメタンを一部含む窒素ガスが除去されるが、この除去された窒素ガスは、ＬＮＧ工場内のボイラー燃料に使用することができ、第２のＢＯＧ中のメタン成分は、都市ガスとして利用するべく、たとえば、気化器に通じるラインに戻すことができる。

また、このＢＯＧ再液化装置では、気化器の前後にＬＰＧ貯蔵タンクに通じるラインが設けてあり、ＬＮＧの熱量調整用のＬＰＧが気化前のＬＮＧ、もしくは気化後のＬＮＧに提供されて該ＬＮＧの熱量が調整され、その後に都市ガス（ＮＧ：天然ガス）として需要者へ提供されるようになっている。

上記するＢＯＧ再液化装置は、ＬＮＧ工場敷地内に装備されて、装置を構成するＬＮＧ貯蔵タンクに海上タンカーからＬＮＧが提供され、このＬＮＧから本再液化装置にて窒素ガスを除去するような適用形態がある。また、このほかの適用形態として、上記するように、日本海や千葉の海底下等から採取される天然ガスを関東方面へ送り出す際の中継基地にこのＢＯＧ再液化装置が設けられ、ここで窒素ガスが除去され、窒素ガス除去後の天然ガスが送り出されるものであってもよい。この形態では、ＬＮＧ中の窒素ガスが効果的に分離除去される結果、この天然ガスを使用して水蒸気改質装置で燃料ガス（水素ガス）を発生させて定置型燃料電池の発電をおこなう際に、水蒸気改質装置を構成する触媒にとって有害なアンモニアの発生を効果的に抑止することができる。

以上より、本発明のＢＯＧ再液化装置によれば、熱交換器と気化器の間に再気化容器を設け、ここで再度ＢＯＧを発生させることでより濃縮された窒素ガスを生成し、この濃縮された窒素ガスを窒素除去装置にて除去するようにしたことにより、この窒素除去装置を可及的に小規模とでき、しかも、窒素ガスの除去効率を格段に高めることができる。

さらに、窒素ガスが効果的に除去されたことにより、ＬＮＧの熱量調整用に使用されるＬＰＧの混合量を削減することが可能となり、都市ガス製造コストを大幅に削減することに繋がる。

なお、本発明者等の試算によれば、従来の窒素ガス除去機構を備えたＢＯＧ再液化装置や窒素ガス除去方法、たとえば、ＬＮＧ貯蔵タンク内のＢＯＧから直接的に窒素ガスを除去する装置や方法が５０％程度の窒素ガス除去率であったのに対し、上記する本発明のＢＯＧ再液化装置によれば、９７％程度の窒素ガス除去率を達成できるという知見が得られている。なお、この試算において、ＬＮＧ貯蔵タンク内のＬＮＧ中の窒素ガス濃度は０．１％程度であり、ＢＯＧの窒素ガス濃度はその２０倍の２％程度であり、これを窒素除去装置に通した際の窒素濃度はせいぜい１％程度となることから、結果、ＬＮＧ貯蔵タンク内のＢＯＧ内における窒素ガスの５０％程度（２％→１％）しか除去できないというものである。これに対し、上記する本発明のＢＯＧ再液化装置によれば、ＬＮＧ貯蔵タンク内のＢＯＧ中の２％の窒素ガスを再液化し、再液化ＢＯＧから発生するＢＯＧ中の窒素ガスはその２０倍程度となり（したがって４０％）、窒素除去装置に通した際の窒素濃度が同様に１％程度とすると、ＬＮＧ貯蔵タンク内のＢＯＧ内における窒素ガスの９７％程度（４０％→１％）の窒素ガス除去率となるものである。

また、本発明によるＢＯＧ再液化装置の他の実施の形態は、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生する第１のＢＯＧを熱交換器に導き、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第１のＢＯＧを冷却して再液化を行い、再液化ＢＯＧを気化器に送出する、ＢＯＧ再液化装置において、前記ＢＯＧ再液化装置は、熱交換器と気化器の間に第１の再気化容器をさらに備え、該第１の再気化容器にて第２のＢＯＧを発生させるようになっており、前記第１の再気化容器には、第２のＢＯＧを送出するラインであって、熱交換器を通るラインを介して第２の再気化容器が繋がっており、該熱交換器にて第２のＢＯＧが再液化されて第２の再気化容器に送られ、該第２の再気化容器にて第３のＢＯＧを発生させるようになっており、前記第２の再気化容器には、第３のＢＯＧを送出するラインを介して窒素除去装置が繋がっており、該窒素除去装置にて第３のＢＯＧ中の窒素ガスが除去されるようになっているものである。

本実施の形態は、熱交換器と気化器の間の再気化容器（第１の再気化容器）に別途の再気化容器（第２の再気化容器）を直列的に繋ぎ、これらを繋ぐラインを熱交換器に通し、第２の再気化容器を窒素除去装置に繋いでなるＢＯＧ再液化装置である。

第１の再気化容器にて発生したＢＯＧ（第２のＢＯＧ）を熱交換器にて再液化し、再液化ＢＯＧを第２の再気化容器に導き、ここで第３のＢＯＧを発生させることにより、第２のＢＯＧ内の窒素ガス濃度は第１のＢＯＧ内のそれよりも濃縮され、第３のＢＯＧ内の窒素ガス濃度は、この濃縮された第２のＢＯＧ内のそれよりもさらに濃縮されたものとなる。このように、より濃縮された窒素ガスを窒素除去装置に送ることにより、窒素ガス除去効率を一層高めることができ、窒素除去装置の一層の小型化を図ることができる。

この第２の再気化容器にて発生した第３のＢＯＧが窒素除去装置に導かれ、ここでＢＯＧ中の窒素ガスが除去される。また、第１の再気化容器内の再液化ＢＯＧや第２の再気化容器内の再液化ＢＯＧは、気化器に通じるラインに戻されて都市ガスに供される。

また、本発明のＢＯＧ再液化装置の他の実施の形態において、前記第３のＢＯＧを送出するラインには第３の再気化容器が介在しており、前記第２の再気化容器は、熱交換器を通るラインを介して前記第３の再気化容器と繋がっていて、第３のＢＯＧが再液化されて第３の再気化容器に送られ、該第３の再気化容器にて第４のＢＯＧを発生させるようになっており、前記第３の再気化容器には、第４のＢＯＧを送出するラインを介して窒素除去装置が繋がっており、該窒素除去装置にて第４のＢＯＧ中の窒素ガスが除去されるようになっている。

この実施の形態は、３つの再気化容器を直列的に繋いで、最終的に第３の再気化容器にて発生する第４のＢＯＧを窒素除去装置に導き、第４のＢＯＧ内に含まれるより濃縮された窒素ガスを窒素除去装置で除去するものである。

なお、この形態をさらに発展させ、４つ以上の再気化容器を同様の態様で直列的に繋いで、ＢＯＧ再液化装置を構築してもよい。

ここで、前記第１の再気化容器と第２の再気化容器を繋ぐライン、および／または前記第２の再気化容器と第３の再気化容器を繋ぐラインが通る熱交換器として、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧが導かれる熱交換器が使用されるようになっているのが好ましい。

一基の熱交換器で複数のラインを通るＢＯＧを再液化することにより、装置規模の小型化と装置製造コストの抑制に繋がる。

さらに、本発明による再液化ＢＯＧから窒素を除去する方法は、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生する第１のＢＯＧを熱交換器に導き、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第１のＢＯＧを冷却して再液化を行い、再液化ＢＯＧを気化器に送出するように構成されたＢＯＧ再液化装置を使用してなる、再液化ＢＯＧから窒素を除去する方法であって、再液化ＢＯＧが気化器に到達する前段で該再液化ＢＯＧから第２のＢＯＧを発生させる第１のステップと、前記第２のＢＯＧから窒素ガスを除去する第２のステップと、からなるものである。

本発明の窒素除去方法は、上記するＢＯＧ再液化装置を使用するものであり、したがって、本窒素除去方法によっても、窒素の効率的な分離除去と、熱量調整用のＬＰＧ混合量の大幅な削減の双方を図ることができる。

ここで、前記第２のステップは、第２のＢＯＧ中の窒素ガスを吸着材フィルターにて捕捉する方法であってもよいし、第２のＢＯＧを再液化し、次いで、この再液化ＢＯＧから第３のＢＯＧを発生させ、該第３のＢＯＧ中の窒素ガスをたとえば吸着材フィルターにて捕捉する方法であってもよいし、第２のＢＯＧを再液化し、次いで、この再液化ＢＯＧから第３のＢＯＧを発生させ、第３のＢＯＧを再液化し、次いで、この再液化ＢＯＧから第４のＢＯＧを発生させ、該第４のＢＯＧ中の窒素ガスをたとえば吸着材フィルターにて捕捉する方法であってもよい。

以上の説明から理解できるように、本発明によるＢＯＧ再液化装置と、再液化ＢＯＧから窒素を除去する方法によれば、窒素除去装置を可及的に小規模としながら、窒素ガスの除去効率を格段に高めることができる。また、窒素ガスが効果的に除去されたことにより、ＬＮＧの熱量調整用に使用されるＬＰＧの混合量を削減することが可能となり、都市ガス製造コストの大幅な削減に繋がる。

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を示した構成図である。このＢＯＧ再液化装置１００は、液化天然ガスＬＧ１が収容され、その上方に第１のボイルオフガスＧ１が充満しているＬＮＧ貯蔵タンク１と、熱交換器２と、気化器３と、ＬＮＧの熱量を調整するための液化石油ガスＬＧ５を収容するＬＰＧ貯蔵タンク４と、熱交換器２を出た再液化ＢＯＧを流入させて第２のボイルオフガスＧ２を発生させる再気化容器５と、再気化容器５から流入する第２のボイルオフガスＧ２から濃縮された窒素ガスを分離除去する窒素除去装置６と、から大略構成されている。

ＬＮＧ貯蔵タンク１内の払い出しポンプ１ａにより、ラインＬ１を介して液化天然ガスＬＧ１が熱交換器２に払い出され、熱交換器２を通過した液化天然ガスＬＧ１は気化器３に送られる。

ここで、ＬＰＧ貯蔵タンク４内の払い出しポンプ４ａにより、気化器３の前方位置でラインＬ１に通じるラインＬ４を介して液化石油ガスＬＧ５が液化天然ガスＬＧ１に提供され、ここで液化天然ガスＬＧ１の熱量調整がおこなわれる。なお、このラインＬ４の途中位置に熱量調整装置が備えてあり、ここで熱量調整がおこなわれた液化石油ガスＬＧ５が液化天然ガスＬＧ１に提供される形態であってもよい。液化石油ガスＬＧ５が液化天然ガスＬＧ１に混合されることにより、液化天然ガスＬＧ１の熱量調整が図られ（たとえば所与の熱量まで熱量が高められ）、気化器３で都市ガスにされてラインＬ５を介して需要者へ提供される。

ラインＬ２を介して熱交換器２に送られた第１のボイルオフガスＧ１は、熱交換器２にて液化天然ガスＬＧ１の冷熱を受けて再液化し、この再液化ボイルオフガスが再気化容器５に送られる。

再気化容器５内に再液化ボイルオフガスＬＧ２が貯蔵されると、ＬＮＧ貯蔵タンク１内と同様に第２のボイルオフガスＧ２が発生する。

ここで、第１のボイルオフガスＧ１内には、不純物である窒素ガスがおよそ２％程度含まれているが、これが再液化されて再液化ボイルオフガスＬＧ２となり、再液化ボイルオフガスＬＧ２から発生した第２のボイルオフガスＧ２内には、窒素ガスが上記２％の２０倍の４０％程度となっている。

濃縮された窒素ガスを含有する第２のボイルオフガスＧ２は、ラインＬ６を介して窒素除去装置６に送られ、ここで窒素ガスのほとんどが分離除去される。また、再液化ボイルオフガスＬＧ２は、払い出しポンプ５ａにてラインＬ３を介して気化器３の前段でラインＬ１に送られ、気化器３にて気化されて都市ガスに供される。

窒素除去装置６は、メタンは通過させ、かつ、窒素ガスのみを捕捉するような孔径の活性炭フィルターを備えた装置であり、ここで捕捉された窒素ガスはＬＮＧ工場内のボイラー燃料装置へ送られる（Ｘ２方向）。また、第２のＢＯＧ中のメタン成分は、都市ガスとして利用するべく、ラインＬ５における気化されたガスに混入されるか、またはＬＮＧ貯蔵タンク１の気相部（第１のボイルオフガスＧ１）あるいはラインＬ２に戻される（Ｘ１方向）。

上記するＢＯＧ再液化装置１００によれば、熱交換器２と気化器３の間のラインに再気化容器５を設け、ここで再液化ボイルオフガスから再度ボイルオフガスを発生させて含有窒素ガスの濃度を濃縮し、濃縮された窒素ガスを窒素除去装置６にて分離除去するようにしたため、窒素ガスの分離除去効率を格段に高めることができ、これに起因して、窒素除去装置６の小規模化を図ることが可能となる。

また、窒素ガスが効率的かつ効果的に分離除去されることで、気化器３の前後（図示例では気化器３の前段）で液化天然ガスの熱量調整用に混合される、熱量当たりの価格がＬＮＧより高い液化石油ガスの混合量を削減することができ、都市ガス製造コストの大幅な削減に繋がる。

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、第２のボイルオフガスＧ２を発生させる再気化容器５に別途の再気化容器５Ａを直列的に繋ぎ、この再気化容器５Ａにて第３のボイルオフガスＧ３を発生させ、この第３のボイルオフガスＧ３を窒素除去装置６Ａに送るような構成となっている。なお、この窒素除去装置６Ａは、図１で示すＢＯＧ再液化装置１００を構成する窒素除去装置６に比してその規模（活性炭フィルターの規模および装置全体の規模）が相対的に小規模となっている。

再気化容器５内で発生した第２のボイルオフガスＧ２は、ラインＬ７を介して再気化容器５Ａに送られる。

ここで、このラインＬ７は熱交換器２を通る態様で配設されており、熱交換器２にて第２のボイルオフガスＧ２は再液化され、再液化ボイルオフガスＬＧ３として再気化容器５Ａに貯蔵される。

再気化容器５Ａで第３のボイルオフガスＧ３が発生し、これをラインＬ９を介して窒素除去装置６Ａに送り、ここで捕捉された窒素ガスはＬＮＧ工場内のボイラー燃料装置へ送られ（Ｘ２方向）、第３のＢＯＧ中のメタン成分は、都市ガスとして利用するべく、ラインＬ５における気化されたガスに混入されるか、またはＬＮＧ貯蔵タンク１の気相部（第１のボイルオフガスＧ１）あるいはラインＬ２に戻される（Ｘ１方向）。

また、再気化容器５中の再液化ボイルオフガスＬＧ２や再気化容器５Ａ中の再液化ボイルオフガスＬＧ３はそれぞれ、払い出しポンプ５ａ，５ａ’にてラインＬ３、Ｌ８を介して気化器３の前段でラインＬ１に送られ、気化器３にて気化されて都市ガスに供される。

ＢＯＧ再液化装置２００によれば、第２のボイルオフガスＧ２を再液化し、その後に第３のボイルオフガスＧ３を発生させ、第３のボイルオフガスＧ３中の窒素ガスを分離除去するようにしたから、第２のボイルオフガスＧ２中の窒素ガスを分離除去する場合に比して、より高濃度に濃縮された窒素ガスを窒素除去装置６Ａに送ることができ、結果として、窒素ガスの除去効率はより一層高められる。

また、窒素ガス除去効率が向上することにより、ＢＯＧ再液化装置１００を構成する窒素除去装置６に比して、窒素除去装置６Ａの規模をより小型化することができる。

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、第２のボイルオフガスＧ２を発生させる再気化容器５を第３のボイルオフガスＧ３を発生させる再気化容器５Ａに直列的に繋ぎ（これは、ＢＯＧ再液化装置２００の構成である）、この再気化容器５Ａにさらに別途の再気化容器５Ｂを直列的に繋ぎ、この再気化容器５Ｂにて第４のボイルオフガスＧ４を発生させ、この第４のボイルオフガスＧ４を窒素除去装置６Ｂに送るような構成となっている。

再気化容器５Ａ内で発生した第３のボイルオフガスＧ３は、ラインＬ１０を介して再気化容器５Ｂに送られる。ここで、このラインＬ１０も熱交換器２を通る態様で配設されており、熱交換器２にて第３のボイルオフガスＧ３は再液化され、再液化ボイルオフガスＬＧ４として再気化容器５Ｂに貯蔵される。

再気化容器５Ｂで第４のボイルオフガスＧ４が発生し、これをラインＬ１２を介して窒素除去装置６Ｂに送り、ここで捕捉された窒素ガスはＬＮＧ工場内のボイラー燃料装置へ送られ（Ｘ２方向）、第４のＢＯＧ中のメタン成分は、都市ガスとして利用するべく、ラインＬ５における気化されたガスに混入されるか、またはＬＮＧ貯蔵タンク１の気相部（第１のボイルオフガスＧ１）あるいはラインＬ２に戻される（Ｘ１方向）。

また、再気化容器５中の再液化ボイルオフガスＬＧ２、再気化容器５Ａ中の再液化ボイルオフガスＬＧ３、再気化容器５Ｂ中の再液化ボイルオフガスＬＧ４はそれぞれ、払い出しポンプ５ａ，５ａ’、５ｂ’にてラインＬ３、Ｌ８、Ｌ１１を介して気化器３の前段でラインＬ１に送られ、気化器３にて気化されて都市ガスに供される。

ＢＯＧ再液化装置３００によれば、第２のボイルオフガスＧ２を再液化し、その後に第３のボイルオフガスＧ３を発生させ、第３のボイルオフガスＧ３をさらに再液化し、その後に第４のボイルオフガスＧ４を発生させ、この第４のボイルオフガスＧ４中の窒素ガスを分離除去するようにしたから、第３のボイルオフガスＧ３中の窒素ガスを分離除去する場合に比して、より高濃度に濃縮された窒素ガスを窒素除去装置６Ｂに送ることができ、結果として、窒素ガス除去効率がより一層高められる。

したがって、窒素除去装置６Ｂは、図１で示すＢＯＧ再液化装置１００を構成する窒素除去装置６は勿論のこと、図２で示すＢＯＧ再液化装置２００を構成する窒素除去装置６Ａに比してその規模はより小規模なものとなり得る。

なお、図示を省略するが、窒素除去装置に送る窒素ガスをさらに濃縮させたい場合には、ＢＯＧ再液化装置３００を構成する再気化容器５Ｂにさらに４基目の再気化容器を直列的に繋いだ装置を構築すればよく、さらに５基目以上の基数の再気化容器を順次直列的に繋いだ装置としてもよい。その場合には、再気化容器の基数に呼応して、窒素除去装置の規模を段階的に小規模化させることができる。

上記する本発明のＢＯＧ再液化装置１００，２００，３００によれば、ＢＯＧ中の窒素ガスをより濃縮させ、より高濃度の窒素ガスを窒素除去装置にて分離除去できることから、窒素ガス除去効率を格段に高めることができ、窒素除去装置を可及的に小規模なものとできる。また、このＢＯＧ再液化装置は、従来のＢＯＧ再液化装置に公知の圧力容器（再気化容器）を付加し、これに窒素除去装置を繋いだだけの極めて簡易な構造変更によるものであり、装置製造に要するコストは高価なものにはならない。

また、窒素ガスの除去効率、除去効果が高められたことにより、ＬＮＧの熱量調整用に使用されるＬＰＧ混合量を削減することができ、都市ガス製造コストの大幅な削減を図ることができる。

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。

符号の説明

１…ＬＮＧ貯蔵タンク、２…熱交換器、３…気化器、４…ＬＰＧ貯蔵タンク、５…再気化容器（第１の再気化容器）、５Ａ…第２の再気化容器，５Ｂ…第３の再気化容器、６，６Ａ，６Ｂ…窒素除去装置、１ａ，４ａ，５ａ，５ａ’、５ｂ’…払い出しポンプ、１００，２００，３００…ＢＯＧ再液化装置、ＬＧ１…液化天然ガス（ＬＮＧ）、ＬＧ２、ＬＧ３，ＬＧ４…再液化ボイルオフガス（ＢＯＧ）、ＬＧ５…液化石油ガス（ＬＰＧ）、Ｇ１…第１のボイルオフガス（ＢＯＧ）（気相部）、Ｇ２…第２のボイルオフガス、Ｇ３…第３のボイルオフガス、Ｇ４…第４のボイルオフガス

Claims (9)

1. ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生する第１のＢＯＧを熱交換器に導き、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第１のＢＯＧを冷却して再液化を行い、再液化ＢＯＧを気化器に送出する、ＢＯＧ再液化装置において、
   前記ＢＯＧ再液化装置は、熱交換器と気化器の間に再気化容器をさらに備え、該再気化容器にて第２のＢＯＧを発生させるようになっており、
   前記再気化容器には、第２のＢＯＧを送出するラインを介して窒素除去装置が繋がっており、該窒素除去装置にて第２のＢＯＧ中の窒素ガスが除去されるようになっている、ＢＯＧ再液化装置。
2. ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生する第１のＢＯＧを熱交換器に導き、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第１のＢＯＧを冷却して再液化を行い、再液化ＢＯＧを気化器に送出する、ＢＯＧ再液化装置において、
   前記ＢＯＧ再液化装置は、熱交換器と気化器の間に第１の再気化容器をさらに備え、該第１の再気化容器にて第２のＢＯＧを発生させるようになっており、
   前記第１の再気化容器には、第２のＢＯＧを送出するラインであって、熱交換器を通るラインを介して第２の再気化容器が繋がっており、該熱交換器にて第２のＢＯＧが再液化されて第２の再気化容器に送られ、該第２の再気化容器にて第３のＢＯＧを発生させるようになっており、
   前記第２の再気化容器には、第３のＢＯＧを送出するラインを介して窒素除去装置が繋がっており、該窒素除去装置にて第３のＢＯＧ中の窒素ガスが除去されるようになっている、ＢＯＧ再液化装置。
3. 前記第３のＢＯＧを送出するラインには第３の再気化容器が介在しており、
   前記第２の再気化容器は、熱交換器を通るラインを介して前記第３の再気化容器と繋がっていて、第３のＢＯＧが再液化されて第３の再気化容器に送られ、該第３の再気化容器にて第４のＢＯＧを発生させるようになっており、
   前記第３の再気化容器には、第４のＢＯＧを送出するラインを介して窒素除去装置が繋がっており、該窒素除去装置にて第４のＢＯＧ中の窒素ガスが除去されるようになっている、請求項２に記載のＢＯＧ再液化装置。
4. 前記窒素除去装置は吸着材フィルターを備えており、該吸着材フィルターにてＢＯＧ中の窒素ガスを捕捉するものである、請求項１〜３のいずれかに記載のＢＯＧ再液化装置。
5. 前記第１の再気化容器と第２の再気化容器を繋ぐライン、および／または前記第２の再気化容器と第３の再気化容器を繋ぐラインが通る熱交換器として、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧが導かれる熱交換器が使用されるようになっている、請求項２〜４のいずれかに記載のＢＯＧ再液化装置。
6. ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生する第１のＢＯＧを熱交換器に導き、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第１のＢＯＧを冷却して再液化を行い、再液化ＢＯＧを気化器に送出するように構成されたＢＯＧ再液化装置を使用してなる、再液化ＢＯＧから窒素を除去する方法であって、
   再液化ＢＯＧが気化器に到達する前段で該再液化ＢＯＧから第２のＢＯＧを発生させる第１のステップと、
   前記第２のＢＯＧから窒素ガスを除去する第２のステップと、からなる、再液化ＢＯＧから窒素を除去する方法。
7. 前記第２のステップは、第２のＢＯＧを再液化し、次いで、この再液化ＢＯＧから第３のＢＯＧを発生させ、該第３のＢＯＧ中の窒素ガスを除去する方法である、請求項６に記載の再液化ＢＯＧから窒素を除去する方法。
8. 前記第２のステップは、第２のＢＯＧを再液化し、次いで、この再液化ＢＯＧから第３のＢＯＧを発生させ、第３のＢＯＧを再液化し、次いで、この再液化ＢＯＧから第４のＢＯＧを発生させ、該第４のＢＯＧ中の窒素ガスを除去する方法である、請求項７に記載の再液化ＢＯＧから窒素を除去する方法。
9. 前記第２のステップにおいて、窒素ガスの除去は吸着材フィルターにて捕捉する方法である、請求項６〜８のいずれかに記載の再液化ＢＯＧから窒素を除去する方法。

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