JP2010025152A - 天然ガス処理設備および液化天然ガス運搬船 - Google Patents

天然ガス処理設備および液化天然ガス運搬船 Download PDF

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Abstract

【課題】小型で高効率な再液化プラントとし、設置空間を少なくし得る天然ガス処理設備を提供することを目的とする。
【解決手段】天然ガスを燃料用圧縮機２５で圧縮しボイラ１１へ供給する燃料供給ライン７と、燃料用圧縮機２５で圧縮された天然ガスを搬送する天然ガス供給配管７７および循環する冷媒で天然ガスを冷却し再液化させる冷凍サイクル部３５を有する再液化処理部９と、を備えている天然ガス処理設備１であって、冷凍サイクル部３５には、冷媒配管３９に沿って循環される冷媒を圧縮するブースタコンプレッサ４３を駆動するコールドエキスパダ４５と、冷媒配管３９におけるコールドエキスパンダ４５の前後を結ぶ分岐配管６７に介装され、冷媒を膨張させるホットエキスパンダ６９と、が備えられ、天然ガス供給配管７７には、ホットエキスパンダ６９によって駆動され、天然ガスを圧縮するガス圧縮ブースタコンプレッサ８３が備えられる。
【選択図】図１

Description

本発明は、天然ガス処理設備およびこれを搭載している液化天然ガス運搬船（ＬＮＧ船）に関するものである。
ＬＮＧ船では、低温の液化天然ガスをカーゴタンクに大気圧で貯蔵し、運搬している。この液化天然ガス（ＬＮＧ）はカーゴタンク内への入熱によって蒸発され、ボイルオフガスとしてカーゴタンク内に溜る。これによりカーゴタンク内の圧力が増加するので、その一部を連続的に抜き出して処理する必要がある。
このボイルガスを有効に使うため、ほとんどＬＮＧ船では、ボイルオフガスをボイラ、ガス焚き内燃機関等の燃料とすることによって推進力や船内電力の足しに利用している。
ところで、発生するボイルオフガスの量に対して燃料として求められる量が少ない場合、余剰のボイルオフガスは船外に排出する、すなわち、無駄に捨てることになる。特に、積荷状態で停泊あるいは低速航行を長期にわたって行う場合には、損失が大きくなる。
この損失を抑制するものとして、余剰のボイルオフガスを再液化してカーゴタンクに戻す再液化装置を備えるＬＮＧ船が提案されている（特許文献１参照）。
特開２００１−１３２８９８号公報
たとえば、ボイルオフガス等の天然ガスをボイラの燃料として用いる場合、要求される天然ガスの圧力は低いので、それをそのまま再液化装置で再液化しようとすると、効率が悪くなる。また、低効率で再液化すると、同じ所定量を処理するために再液化装置が大型化する。
したがって、再液化装置に供給する天然ガスの圧力を高めるため、天然ガス供給ラインに圧縮機を介装することが提案されている。
ところで、船舶で使用される通常の圧縮機は、それを駆動するためにモータが用いられる。このモータは圧縮機とバルクヘッドを挟んで配置されるので、バルクヘッドシールが必要である。また、両者の回転数を調整するために減速機が介装される。このため、大きな設置空間を必要とするし、モータを作動させる動力として電力を必要とする。
また、特許文献１のように並列に設置された２台の燃料供給用の圧縮機（１台は本来予備として備えられているもの）を用いるとしても、関連部分の配管および運転制御が複雑で、結局大きな設置空間を必要とする。また、それを駆動する動力が必要である。予備という本来の機能を果たさない。一方二段圧縮機を用いることもできるが、従来のボイラ供給用（１段圧縮）との兼用が難しくなり、専用の追加装備が必要となる。
このように再液化装置関連構造が大型化すると、たとえば、既存のボイルオフガス等の天然ガスをボイラの燃料として用いるＬＮＧ船に、再液化装置を設置する場合、既存のシステムの撤去を含めて大幅な改造工事が必要になり、現実的でない。
本発明は、上記課題に鑑み、小型で高効率な再液化プラントとし、狭い空間に設置し得る天然ガス処理設備を提供することを目的とする。
上記課題を解決するために、本発明は以下の手段を採用する。
すなわち、本発明にかかる天然ガス処理設備は、天然ガスを燃料用圧縮機によって圧縮しボイラへ燃料として供給する燃料供給ラインと、前記燃料用圧縮機によって圧縮された前記天然ガスを取り込み搬送する天然ガス搬送ラインおよび循環する冷媒によって該天然ガス供給ラインで搬送される天然ガスを冷却し再液化させる冷凍サイクル部を有する再液化プラントと、を備えている天然ガス処理設備であって、前記冷凍サイクル部には、冷媒流路に沿って循環される前記冷媒を圧縮する第一のブースタコンプレッサと、圧縮された後冷却された冷媒を膨張させ一層低温状態とするとともに前記第一のブースタコンプレッサを駆動する第一のエキスパンダと、前記冷媒流路における該第一のエキスパンダの前後を結ぶ分岐流路に介装され、該分岐流路を流れる冷媒を膨張させる第二のエキスパンダと、が備えられ、前記天然ガス搬送ラインには、前記第二のエキスパンダにより駆動され、前記天然ガスを圧縮する第二のブースタコンプレッサが備えられていることを特徴とする。
冷凍サイクル部では、たとえば、冷媒圧縮機によって冷媒が冷媒流路に沿って循環されている。冷媒圧縮機によって圧縮された後冷却された冷媒は、第一のブースタコンプレッサによって再度圧縮された後、冷却される。この冷媒は、第一のエキスパンダの上流側位置で、冷媒流路と分岐流路とに分割されて送られる。冷媒流路を通った冷媒は、第一のエキスパンダによって減圧され、膨張させられることによって一層低温状態とされる。第一のエキスパンダは、この冷媒が膨張する時の力を回転力として取り出し、直結された軸を介してブースタコンプレッサを回転させる。一方、分岐流路を通った冷媒は、第二のエキスパンダによって減圧され、膨張させられることによって一層低温状態とされ、第一のエキスパンダによって低温状態とされた冷媒と合流する。この低温状態の冷媒は、その冷熱を周囲に与えて冷却する、たとえば、天然ガス搬送ラインで搬送される天然ガスを凝縮させる。その後、冷媒は冷媒圧縮機に送られて、１サイクルが完了する。
燃料供給ラインは、カーゴタンクで発生したボイルオフガスおよびそれが不足する場合はカーゴタンク内の液化天然ガスをガス化させた天然ガスを燃料用圧縮機によって圧縮しボイラへ燃料として供給している。
この天然ガスが余ったとき、あるいは、常時、燃料用圧縮機を出た天然ガスは抜き出され天然ガス搬送ラインを通って搬送される。この天然ガスは、第二のブースタコンプレッサによって圧縮されて、冷媒流路を搬送される低温状態の冷媒によって冷却され、凝縮される。凝縮された天然ガスは、気液分離器によって液分である液化天然ガスと気体である天然ガスとに分離される。液化天然ガスは、カーゴタンクに戻される。
このように、天然ガスは、燃料用圧縮機および第二のブースタコンプレッサによって２回にわたり圧縮されるので、冷凍サイクル部との熱交換を効率的に行うことができる。これにより、再液化プラントの小型化をはかることができる。
また、第二のブースタコンプレッサは、冷凍サイクル部の第二のエキスパンダで取り出された冷媒が膨張する時の回転力によって駆動されるので、別途それを駆動するための部材が不要である。また、構造自体が簡素であることもあいまって再液化プラントの小型化を一層はかることができる。
また、第二のブースタコンプレッサを駆動する動力が第二のエキスパンダを通る冷媒から得られるので、別途それを駆動するための電力等追加動力が不要となり、また窒素サイクルの効率向上により、省エネルギーとできる。
このように、再液化プラントは小型で高効率なものにできるし、その設置空間を少なくできる。このため、たとえば、既存のボイルオフガス等の天然ガスをボイラの燃料として用いる天然ガス運搬船に、再液化プラントを設置する場合、改造工事を大幅に軽減することができる。また、新造船に適用する場合でも、設計変更を容易に行うことができる。
また、上記発明では、前記第二のブースタコンプレッサに供給される前記天然ガスを冷却する冷却部材が備えられていることが望ましい。
このように第二のブースタコンプレッサに導入される天然ガスが冷却部材によって冷却されるので、第二のブースタコンプレッサにおける圧縮効率を向上させることができる。
これにより冷凍サイクル部との熱交換を一層効率的に行うことができるので、再液化プラントの小型化をはかることができる。
また、上記発明では、前記冷却部材は、前記天然ガスに前記天然ガス搬送ラインを通って再液化された液化天然ガスの一部を噴霧して冷却する緩熱器であることとしてもよい。
このようにすると、別途の冷熱源が不要となるので、配管が簡素化され、再液化プラントの小型化をはかることができる。
また、上記発明では、前記分岐流路の前記冷媒流路への合流部は、前記冷媒流路における冷媒温度が前記第一のエキスパンダの直後位置における冷媒温度よりも高い高温位置とされていてもよい。
このようにすると、高温位置における冷媒温度は、冷媒流路を流れる冷媒の量および冷媒温度と、分岐流路から合流する冷媒の量および冷媒温度と、によって決定されるので、これらを調整することによって高温位置における冷媒温度を適宜設定することができる。
冷媒と天然ガスとの熱交換の際、冷媒の状態はガス状を維持するので、その温度上昇率は略一定となる。一方、天然ガスは、ガス状、ガスと液との混合、液状と状態が変化するし、たとえば、窒素等の不純物が含まれているとさらに状態が変化するので、同じ熱量を与えられても温度下降率は変動する。このため、冷媒と天然ガスとの温度変化に乖離が生じる。
本発明では、高温位置における冷媒の温度を調整できるので、この高温位置において冷媒と天然ガスとの温度変化における乖離を修正することができる。したがって、冷媒と天然ガスとの熱交換効率を向上させることができる。
また、本発明にかかる液化天然ガス運搬船は、上述の天然ガス処理設備を搭載していることを特徴とする。
本発明の液化天然ガス運搬船によれば、コンパクトな再液化プラントを用いた天然ガス処理設備を搭載しているので、これらに要する設置空間を小さくすることができる。
このため、たとえば、既存のボイルオフガス等の天然ガスをボイラの燃料として用いる天然ガス運搬船に、再液化プラントを設置する場合、改造工事を大幅に軽減することができる。また、新造船に適用する場合でも、設計変更を容易に行うことができる。
本発明によれば、冷凍サイクル部に第一のエキスパンダと第二のエキスパンダとが並列するように設置されるとともに天然ガス搬送ラインには、第二のエキスパンダにより駆動され、天然ガスを圧縮する第二のブースタコンプレッサが備えられているので、天然ガスと冷媒との熱交換を効率的に行うことができ、再液化プラントの小型化をはかることができる。
また、第二のブースタコンプレッサは、冷凍サイクル部の第二のエキスパンダで取り出された冷媒が膨張する時の回転力によって駆動されるので、別途それを駆動するための部材が不要であり、構造自体が簡素であることもあいまって再液化プラントの小型化を一層はかることができる。
また、第二のブースタコンプレッサを駆動する動力が第二のエキスパンダを通る冷媒から得られるので、別途それを駆動するための外部動力が不要となり、省スペース・省エネルギーとできる。
このように、再液化プラントは小型で高効率なものにできるし、その設置空間を少なくできる。このため、たとえば、既存のボイルオフガス等の天然ガスをボイラの燃料として用いる天然ガス運搬船に、再液化プラントを設置する場合、改造工事を大幅に軽減することができる。また、新造船に適用する場合でも、設計変更を容易に行うことができる。
以下に、本発明の一実施形態にかかるＬＮＧ船の天然ガス処理設備１について、図１および図２を用いて説明する。
図１は、ＬＮＧ船の天然ガス処理設備１の全体概略構成を示すブロック図である。ＬＮＧ船は、液化天然ガス（以下、ＬＮＧということもある。）３を貯蔵する複数のカーゴタンク５を備えている。カーゴタンク５には、種々の形式があり、たとえば、モス式のタンクは図１に示されるように略球形をしている。
天然ガス処理設備１には、燃料供給ライン７と、再液化処理部（再液化プラント）９と、が備えられている。
燃料供給ライン７は、カーゴタンク５に貯蔵されたＬＮＧ３をガス化し、燃料としてボイラ１１のバーナ１３へ供給するものである。
燃料供給ライン７には、カーゴタンク５に発生するボイルオフガス１５を搬送するＢＯＧ配管１７と、カーゴタンク５内のＬＮＧ３を途中でベーパライザ２１によって気化して搬送するＬＮＧ配管１９と、ＢＯＧ配管１７およびＬＮＧ配管１９で搬送される天然ガスが流入するミストセパレータ２３と、ミストセパレータ２３からボイラ１１へ天然ガスを搬送する燃料配管２４と、燃料配管２４で搬送される天然ガスを圧縮する燃料用圧縮機２５と、燃料用圧縮機２５で圧縮された天然ガスを加熱するガスヒータ２７と、天然ガスの流量を調整するガス流量制御弁２８と、が備えられている。
ミストセパレータ２３は、液分を除去する機能を有している。
燃料用圧縮機２５は、同一構造の２台が並列的に配設され、一方は万一故障した場合の予備とされている。燃料用圧縮機２５はモータで駆動されるように構成されている。
また、この２台の燃料用圧縮機２５に並列的に燃料用圧縮機２５が設置されていないフリーフローライン２９が備えられている。フリーフローライン２９には、開閉する開閉弁３１と、燃料用圧縮機２５の出側からの流入を阻止する逆止弁３３とが備えられている。
フリーフローライン２９は、たとえば、２台の燃料用圧縮機２５が停止している場合に、ミストセパレータ２３側の圧力で天然ガスをボイラ１１へ供給するために用いられる。
再液化処理部９は、余剰の天然ガス等を再液化するものである。
再液化処理部９には、冷凍サイクル部３５と、液化処理部３７とが備えられている。
冷凍サイクル部３５は、冷凍配管（冷媒流路）３９を通って循環される冷媒（冷媒としては、例えば、窒素が用いられている。他に、例えば、水素やヘリウムが対象となる。）の冷熱を液化処理部３７に供給するものである。
冷凍サイクル部３５には、冷媒圧縮機４１と、ブースタコンプレッサ（第一のブースタコンプレッサ）４３と、コールドエキスパンダ（第一のエキスパンダ）４５と、プレクーラ４７と、凝縮器４９と、過冷却器５１と、が主たる要素として設けられている。
冷凍サイクル部３５には、これら要素間を接続して閉じた系を構成する冷凍配管３９が設けられている。冷凍配管３９には、ブースタコンプレッサ４３、プレクーラ４７および凝縮器４９を経由してコールドエキスパンダ４５に入る予備冷却配管部５３と、コールドエキスパンダ４５、過冷却器５１、凝縮器４９、およびプレクーラ４７を経由して冷媒圧縮機４１に入る冷却配管部５５とが設けられている。
冷媒圧縮機４１は、スチームタービン５７によって駆動される２段の遠心式圧縮機である。なお、駆動用スチーム設備の無い船舶（ディーゼル推進船等）では圧縮機スピード制御機能を有したモータ駆動としてもよい。また、冷媒圧縮機４１はこの形式に限らず、冷凍配管３９内の差圧を発生させるものであれば、スクリュー圧縮機等、適宜な形式のものを用いることができる。
冷媒圧縮機４１は、低温・低圧のガス状冷媒を吸引して圧縮し、高温・高圧のガス状冷媒とするものである。
冷媒圧縮機４１はインタークーラ５９を有している。冷媒圧縮機４１とブースタコンプレッサ４３との間には第一アフタクーラ６１が設けられている。
冷媒量を調整するために、冷媒バッファタンク６３を有する配管が、冷媒圧縮機４１の前後に接続されている。
ブースタコンプレッサ４３は、第一アフタクーラ６１から導入される冷媒を圧縮して、冷媒を高温・高圧とし、予備冷却配管部５３へ供給するものである。ブースタコンプレッサ４３の下流側には第二アフタクーラ６５が備えられている。
コールドエキスパンダ４５は、第二アフタクーラ６５、プレクーラ４７および凝縮器４９を通って温度が低下させられた冷媒を減圧により膨張させて低温・低圧のガス状冷媒とするものである。この冷媒が膨張する時の力を回転力として、コールドエキスパンダ４５と同軸で接続されたブースタコンプレッサ４３は回転させられる。
コールドエキスパンダ４５からの低温・低圧のガス状冷媒は、冷却配管部５５を通って過冷却器５１、凝縮器４９およびプレクーラ４７と順次送られ熱交換される。
予備冷却配管部５３におけるプレクーラ４７と凝縮器４９との間の分岐点Ａと、冷却配管部５５における凝縮器４９と過冷却器５１との間の合流点Ｂと、を接続する分岐配管（分岐流路）６７が備えられている。分岐点Ａはコールドエキスパンダ４５の上流側で、合流点（合流部、高温位置）Ｂはコールドエキスパンダ４５の下流側であるので、分岐配管６７はコールドエキスパンダ４５の前後を結んでいる。
分岐点Ａとコールドエキスパンダ４５との間には凝縮器４９があるので、分岐点Ａにおける冷媒温度はコールドエキスパンダ４５の入口部の冷媒温度よりも高くなる。
合流点Ｂとコールドエキスパンダ４５との間には過冷却器５１があるので、合流点Ｂにおける冷媒温度はコールドエキスパンダ４５の出口部の冷媒温度よりも高くなる。
分岐配管６７には、分岐配管６７を通る冷媒を減圧により膨張させて低温・低圧のガス状冷媒とするホットエキスパンダ（第二のエキスパンダ）６９が備えられている。
冷凍配管３９におけるブースタコンプレッサ４３の上流側と、第二アフタクーラ６５の下流側との間に、弁の開閉により断接される第一バイパス配管７１が備えられている。
冷凍配管３９におけるコールドエキスパンダ４５の上流側と、過冷却器５１の下流側との間に、弁の開閉により断接される第二バイパス配管７３が備えられている。
冷凍サイクル３５の起動時に、第一バイパス配管７１および第二バイパス配管７３は開放される。これにより冷媒はブースタコンプレッサ４３およびコールドエキスパンダ４５を通過しないので、それらによる抵抗がなくなり冷媒圧縮機４１の起動を可能とできる。
液化処理部３７には、燃料用圧縮機２５によって圧縮された天然ガスをセパレータ７５へ搬送する天然ガス供給配管（天然ガス搬送ライン）７７と、セパレータ７５からカーゴタンク５へ再液化されたＬＮＧを送る再液化ガス配管７９とが備えられている。
天然ガス供給配管７７には、搬送される天然ガスを冷却する緩熱器（冷却部材）８１と、緩熱器８１からの天然ガスを圧縮するガス圧縮ブースタコンプレッサ（第二のブースタコンプレッサ）８３と、が備えられている。
ガス圧縮ブースタコンプレッサ８３は、ホットエキスパンダ６９と同軸で接続されている。したがって、分岐配管６７を通る冷媒が膨張する時の力を回転力としてホットエキスパンダ６９が回転することによりガス圧縮ブースタコンプレッサ８３は回転させられる。
再液化ガス配管７９からＬＮＧ供給配管８５が分岐されている。緩熱器８１は、燃料用圧縮機２５からの天然ガスに、ＬＮＧ供給配管８５から供給されるＬＮＧを噴霧することによって天然ガスの温度を低下させる。
ＬＮＧ供給配管８５に備えられた調整弁８７によって緩熱器８１に供給するＬＮＧの量を調整することによってガス圧縮ブースタコンプレッサ８３へ供給する天然ガスの温度を調整することができる。
天然ガス供給配管７７は、ガス圧縮ブースタコンプレッサ８３を出た後、凝縮器４９を通りセパレータ７５の上部に接続されている。天然ガス供給配管７７で搬送される天然ガスは凝縮器４９において冷却配管部５５を通る冷媒によって冷却され凝縮させられる。
この凝縮された天然ガスは、セパレータ７５に導入され液分とガス分とに分離される。
再液化ガス配管７９は、セパレータ７５の下部から過冷却器５１を通りカーゴタンク５に接続されている。
再液化ガス配管７９には、過冷却器５１よりも下流側に再液化ガス流量調整弁８９が設けられている。
セパレータ７５の頂部から天然ガス供給配管７７における緩熱器８１の上流側である合流点Ｃへ接続される流量調整弁を備えたガス供給配管９１が設けられている。
ガス供給配管９１から燃料配管２４へ接続される流量調整弁を備えたガス供給分岐配管９３が分岐して設けられている。
コールドエキスパンダ４５、ホットエキスパンダ６９、プレクーラ４７、凝縮器４９および過冷却器５１は防熱構造をした略直方体形状をした機器ブロック９５内にコンパクトに収納されている。
ガス圧縮ブースタコンプレッサ８３およびブースタコンプレッサ４３は小型であるので、図２に示されるように機器ブロック９５に埋め込むように取り付けられている。これにより、ガス圧縮ブースタコンプレッサ８３およびブースタコンプレッサ４３は同時に防熱されている。
緩熱器８１およびセパレータ７５は、図１に示されるように略円筒形状をしたリキッドカラム９７の内側に上下に配置されて取り付けられている。
冷媒圧縮機４１、冷媒バッファタンク６３およびスチームタービン５７はボイラ１１が設置されている機関室ＭＲに配置され、機器ブロック９５およびリキッドカラム９７はカーゴ機器室ＣＭに設置されている。
以上説明した本実施形態にかかる天然ガス処理設備１の動作について説明する。
冷凍サイクル部３５では、冷媒圧縮機４１がスチームタービン５７により駆動され、冷凍配管３９から導入される低温・低圧のガス状冷媒を圧縮して、高温・高圧のガス状冷媒とする。
この高温・高圧のガス状冷媒は、第一アフタクーラ６１で冷却されてブースタコンプレッサ４３に導入される。
ブースタコンプレッサ４３では、導入されたガス状冷媒が圧縮されてさらに再度高温・高圧とされる。
この冷媒が、予備冷却配管部５３に送られ、第二アフタクーラ６５で冷却され、次いでプレクーラ４７および凝縮器４９を通過する際に冷却配管部５５を通る低温・低圧のガス状冷媒により冷却されてコールドエキスパンダ４５に導入される。
コールドエキスパンダ４５に導入された冷媒は、減圧により膨張されて低温・低圧のガス状冷媒とされる。
そして、この低温・低圧のガス状冷媒は、冷却配管部５５に送られ、過冷却器５１を通過し、その冷熱を周囲に与えて冷却する。
一方、予備冷却配管部５３を流れる冷媒の一部は、プレクーラ４７の下流側の分岐点Ａから分岐配管６７に分岐される。分岐配管６７を流れる冷媒は、ホットエキスパンダ６９に導入され、減圧により膨張されて低温・低圧のガス状冷媒とされる。この冷媒は、過冷却器５１の下流側の合流点Ｂにおいて冷却配管部５５に合流される。
この合流点Ｂにおける冷媒温度は、過冷却器５１を通った後の冷媒の量および冷媒温度と、分岐配管６７から合流する冷媒の量および冷媒温度と、によって決定される。
したがって、過冷却器５１を通った後の冷媒の量および冷媒温度と、分岐配管６７から合流する冷媒の量および冷媒温度とを調整することによって合流点Ｂにおける冷媒温度を適宜設定することができる。
合流点Ｂにおいて合流した冷媒は、凝縮器４９およびプレクーラ４７を通る際、その冷熱を周囲に与えて冷却する。
その後、冷媒は冷媒圧縮機４１に送られて、１サイクルが完了する。
冷凍サイクル部３５では、このサイクルを連続的に行うことで、冷却配管部５５が通過する過冷却器５１、凝縮器４９およびプリクーラ４７において冷熱を提供する。
カーゴタンク５で発生したボイルオフガス１５およびカーゴタンク５内のＬＮＧをベーパライザ２１によってガス化させた天然ガスは、ミストセパレータ２３で混合され、燃料用圧縮機２５に燃料配管２４を通って供給される。この天然ガスは燃料用圧縮機２５によって圧縮され、ガスヒータ２７によって加温され、ボイラ１１のバーナ１３へ燃料として供給される。
このとき、ガス流量制御弁２８はボイラ１１が要する燃料の量にあわせて自動で開閉するように制御されている。
この天然ガスが余ったとき、あるいは、常時、燃料用圧縮機２５を出た天然ガスは抜き出され天然ガス供給配管７７を通って緩熱器８１に導入される。
緩熱器８１に導入された天然ガスは再液化ガス配管７９およびＬＮＧ供給配管８５を通ってセパレータ７５の下部から供給されるＬＮＧが噴霧されることによって冷却される。
緩熱器８１で冷却された天然ガスは、ホットエキスパンダ６９で駆動されるガス圧縮ブースタコンプレッサ８３によって圧縮される。
このようにガス圧縮ブースタコンプレッサ８３に導入される天然ガスが緩熱器８１によって冷却されるので、ガス圧縮ブースタコンプレッサ８３における圧縮効率を向上させることができる。
そして、凝縮器４９において、天然ガスは、冷凍サイクル部３５の冷却配管部５５を流れる低温・低圧のガス状冷媒により冷却されて、飽和液状態、すなわち気液に分離し易い状態でセパレータ３３に送られる。
セパレータ３３では、飽和液状態の天然ガスが気液分離され、液体分は下部に、ガス分は上部に分離される。
下部のＬＮＧは、再液化ガス配管７９を通ってカーゴタンク５に戻される。
このように、天然ガスは、燃料用圧縮機２５およびガス圧縮ブースタコンプレッサ８３によって中間冷却したうえで２回にわたり圧縮されるので、冷凍サイクル部３５との熱交換を効率的に行うことができる。これにより、冷凍サイクル部３５の小型化をはかることができる。
また、ガス圧縮ブースタコンプレッサ８３における圧縮効率を向上させることができるので、ガス圧縮ブースタコンプレッサ８３を小型化でき、機器ブロック９５の小型化をはかることができる。
また、ガス圧縮ブースタコンプレッサ８３は、冷凍サイクル部３５のホットエキスパンダ６９で取り出された冷媒が膨張する時の回転力によって駆動されるので、別途それを駆動するための部材が不要である。また、構造自体が簡素であることもあいまって機器ブロック９５、すなわち、再液化処理部９の小型化を一層はかることができる。
また、ガス圧縮ブースタコンプレッサ８３を駆動する動力がホットエキスパンダ６９を通る冷媒から得られるので、別途それを駆動するための外部動力が不要となり、省スペース・省エネルギーとできる。
このように、再液化処理部９は小型で高効率なものにできるし、その設置空間を少なくできる。このため、たとえば、既存のボイルオフガス等の天然ガスをボイラの燃料として用いるＬＮＧ船に、再液化処理部９を設置する場合、改造工事を大幅に軽減することができる。また、新造船に適用する場合でも、設計変更を容易に行うことができる。
冷却配管部５５を通る冷媒と天然ガス供給配管７７および再液化ガス配管７９を通る天然ガスとの熱交換の際、冷媒の状態はガス状を維持するので、その温度上昇率は略一定となる。一方、天然ガスは、凝縮器４９においてガス状およびガスと液との混合状態、過冷却器５１において液状と状態が変化するし、たとえば、窒素等の不純物が含まれているとさらに状態が変化するので、同じ熱量を与えられても温度下降率は変動する。
このため、冷媒と天然ガスとの温度変化に乖離が生じる。
過冷却器５１を通った後の冷媒の量および冷媒温度と、分岐配管６７から合流する冷媒の量および冷媒温度とを適宜設定することによって合流点Ｂにおける冷媒温度を適宜設定することができるので、この合流点Ｂにおいて冷媒と天然ガスとの温度変化における乖離を修正することができる。
したがって、冷媒と天然ガスとの熱交換効率を向上させることができる。
セパレータ３３の上部に溜まった低温のガス分は、ガス供給配管９１で、合流点Ｃにおいて天然ガス供給配管７７へ送られ、天然ガス供給配管７７で送られる天然ガスを冷却する。流量調整弁によってガス供給配管９１の流量を調整することによって冷却量を調整できる。
また、セパレータ３３の上部に溜まったガス分の一部は、ガス供給配管４３およびガス供給分岐配管９３を通って燃料配管２４に供給され、ボイラ１１のバーナ１３に供給される。
なお、本発明は本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内において適宜変更することができる。
たとえば、本実施形態では、ガス圧縮ブースタコンプレッサ８３がホットエキスパンダ６９に軸によって直結されているが、図３に示されるようにホットエキスパンダ６９に直結された発電機１０１備え、ガス圧縮ブースタコンプレッサ８３は発電機１０１で発生する電力でそのまま駆動される高速モータ１０３によって作動されるようにしてもよい。
また、本実施例では、分岐配管６７は予備冷却配管部５３におけるプリクーラ４７と凝縮器４９との間の分岐点Ａから分岐するようにしているが、図４に示されるようにプリクーラ４７の上流側の分岐点Ｄから分岐するようにしてもよい。
さらに、図５に示されるように、分岐配管６９が、予備冷却配管部５３における凝縮器４９とコールドエキスパンダ４５との間の分岐位置Ｅから分岐し、冷却配管部５５における過冷却器５１の上流側である合流点（合流部）Ｆで合流するようにしてもよい。この場合、コールドエキスパンダ４５およびホットエキスパンダ６９へ流入する冷媒の温度は略同一であり、コールドエキスパンダ４５およびホットエキスパンダ６９の膨張度の違いで合流点Ｆの冷媒温度を設定できる。ただし、合流点Ｆが過冷却部５１の上流側であるので、過冷却部５１からプリクーラ４７までの冷媒温度の温度変化率を調整する効果は有しない。
なお、最近、モータと一体的に組合せ全体として小型化した圧縮機が提案されている。ガス圧縮ブースタコンプレッサ８３の替わりにこれを用いても再液化処理部９をある程度小型化できる。この場合、モータを駆動する電力を別途供給する必要があるので、動力源としてホットエキスパンダ６９を用いるものに比べて多くの動力を必要とし、効率上は若干不利となる。
本発明の一実施形態にかかる天然ガス処理設備の概略構成を示すブロック図である。 本発明の一実施形態にかかる機器ブロックおよびリキッドカラムを示す斜視図である。 本発明の一実施形態にかかるガス圧縮ブースタコンプレッサの別の実施態様を示すブロック図である。 本発明の一実施形態にかかる分岐配管の別の実施態様を示すブロック図である。 本発明の一実施形態にかかる分岐配管のさらに別の実施態様を示すブロック図である。
符号の説明
１ 天然ガス処理設備
７ 燃料供給ライン
９ 再液化処理部
１１ ボイラ
２５ 燃料用圧縮機
３５ 冷凍サイクル部
３９ 冷媒配管
４３ ブースタコンプレッサ
４５ コールドエキスパンダ
６７ 分岐配管
６９ ホットエキスパンダ
７７ 天然ガス供給配管
８１ 緩熱器
８３ ガス圧縮ブースタコンプレッサ
Ｂ，Ｆ 合流点

Claims (5)

  1. 天然ガスを燃料用圧縮機によって圧縮しボイラへ燃料として供給する燃料供給ラインと、
    前記燃料用圧縮機によって圧縮された前記天然ガスを取り込み搬送する天然ガス搬送ラインおよび循環する冷媒によって該天然ガス供給ラインで搬送される天然ガスを冷却し再液化させる冷凍サイクル部を有する再液化プラントと、を備えている天然ガス処理設備であって、
    前記冷凍サイクル部には、冷媒流路に沿って循環される前記冷媒を圧縮する第一のブースタコンプレッサと、圧縮された後冷却された冷媒を膨張させ一層低温状態とするとともに前記第一のブースタコンプレッサを駆動する第一のエキスパンダと、前記冷媒流路における該第一のエキスパンダの前後を結ぶ分岐流路に介装され、該分岐流路を流れる冷媒を膨張させる第二のエキスパンダと、が備えられ、
    前記天然ガス搬送ラインには、前記第二のエキスパンダにより駆動され、前記天然ガスを圧縮する第二のブースタコンプレッサが備えられていることを特徴とする天然ガス処理設備。
  2. 前記第二のブースタコンプレッサに供給される前記天然ガスを冷却する冷却部材が備えられていることを特徴とする請求項１記載の天然ガス処理設備。
  3. 前記冷却部材は、前記天然ガスに前記天然ガス搬送ラインを通って再液化された液化天然ガスの一部を噴霧して冷却する緩熱器であることを特徴とする請求項２に記載の天然ガス処理設備。
  4. 前記分岐流路の前記冷媒流路への合流部は、前記冷媒流路における冷媒温度が前記第一のエキスパンダの直後位置における冷媒温度よりも高い高温位置とされていることを特徴とする請求項１から３のいずれかに記載の天然ガス処理設備。
  5. 請求項１から請求項４のいずれか１項に記載の天然ガス処理設備を搭載していることを特徴とする液化天然ガス運搬船。
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