JP2010265938A - 液化ガス貯蔵システム - Google Patents

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Abstract

【課題】ＬＮＧ等の液化ガスを地上以外の場所に容易に貯蔵することができ、長期間の貯蔵であっても貯蔵効率やエネルギー効率の低下を抑制することができる液化ガス貯蔵システムを提供する。
【解決手段】本発明の液化ガス貯蔵システムは、浮体構造物１に液化ガスを貯蔵する液化ガス貯蔵システムであって、液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク２と、貯蔵タンク２内で発生したボイルオフガス（ＢＯＧ）を冷却して再液化する再液化装置３と、再液化装置３に電力を供給する再生可能エネルギー供給手段４と、を有する。
【選択図】図１

Description

本発明は、液化ガス貯蔵システムに関し、特に、浮体構造物に液化ガスを貯蔵するための液化ガス貯蔵システムに関する。
天然ガスは、石炭や石油等の天然資源と比較して二酸化炭素の放出が少ないため、地球温暖化抑制の一方策として広く利用されるようになってきているエネルギー資源である。天然ガスは、−１６２℃の極低温で液化することができ、体積を１／６００に圧縮することができることから、一般に、液化天然ガス（以下、「ＬＮＧ」という。）として輸送・貯蔵される。かかるＬＮＧの貯蔵には、パイプラインや気化設備等の附帯施設が必要なことから広大な敷地を要し、搬送コスト等の観点から消費地に近い地上に設けられることが多い。
しかしながら、近年では、貯蔵用の広大な敷地を確保することが困難であること、ＬＮＧを気化する際に大量の水を要すること等の事情に鑑み、ＬＮＧを地上以外の場所に貯蔵することも考えられている。例えば、特許文献１に記載された発明ではＬＮＧを洋上に貯蔵し、特許文献２に記載された発明ではＬＮＧを海底に貯蔵している。
特開２００６−２７５１２８号公報 特開平１０−６１５９９号公報
ところで、ＬＮＧの沸点は、上述したように極低温であるため、外部からの入熱により気化しやすく、ＬＮＧの貯蔵には意図しない気化ガスであるボイルオフガス（以下、「ＢＯＧ」という。）の処理が必要となる。しかしながら、特許文献１に記載された発明では、ＢＯＧについての検討がなされておらず、長期間の貯蔵を考慮した場合には、ＬＮＧの貯蔵効率が低下してしまうという問題がある。また、再液化装置や冷却装置を設置した場合には、これらに供給する電力が必要となり、エネルギー効率が低下するという問題もある。
一方、特許文献２に記載された発明では、貯蔵タンクやパイプラインを海底に配置しなければならず、敷設が困難である、水圧を考慮した構造にしなければならない、メンテナンスが面倒である等の問題がある。
本発明は上述した問題点に鑑み創案されたものであり、ＬＮＧ等の液化ガスを地上以外の場所に容易に貯蔵することができ、長期間の貯蔵であっても貯蔵効率やエネルギー効率の低下を抑制することができる液化ガス貯蔵システムを提供することを目的とする。
本発明によれば、浮体構造物に液化ガスを貯蔵する液化ガス貯蔵システムであって、前記液化ガスを貯蔵する貯蔵タンクと、前記貯蔵タンク内で発生したボイルオフガスを冷却して再液化する再液化装置と、該再液化装置に電力を供給する再生可能エネルギー供給手段と、を有することを特徴とする液化ガス貯蔵システムが提供される。
本発明は、前記再液化装置に替えて、前記貯蔵タンク内の液化ガスを冷却する冷却手段を有する構成としてもよい。また、本発明は、前記浮体構造物上に水を汲み上げて前記再生可能エネルギー供給手段に散水する散水手段を有する構成としてもよい。また、本発明は、前記浮体構造物上に水を汲み上げて貯水する揚水タンクと、該揚水タンクから落下される水により電力を発生させる発電機と、を備えた水力発電手段を有する構成としてもよい。さらに、本発明は、前記揚水タンク内の水を前記再生可能エネルギー供給手段に散水する散水手段と、前記発電機に供給される水を前記再液化装置の冷媒として利用する冷媒供給手段と、を有する構成としてもよい。
前記再生可能エネルギー供給手段は、例えば、風力発電、太陽光発電、太陽熱発電、海流発電、潮流発電、海洋温度差発電、波力発電のいずれか又はこれらの組み合わせである。また、前記再生可能エネルギー供給手段は、前記冷却手段、前記散水手段、前記水力発電手段又は前記冷媒供給手段に電力を供給するようにしてもよい。
上述した本発明に係る液化ガス貯蔵システムによれば、浮体構造物に液化ガスを貯蔵する貯蔵タンクと再生可能エネルギー供給手段とを設置したことにより、（１）広大な敷地を安く確保し易い海・川・湖等の水上で液化ガスを貯蔵することができる、（２）再液化装置・冷却手段・散水手段・水力発電手段・冷媒供給手段等の附帯設備に化石燃料や貯蔵した液化ガスを使用せずに電力を供給することができ、長期間の貯蔵であっても貯蔵効率やエネルギー効率の低下を抑制することができる、等の優れた効果を奏する。
また、浮体構造物に再液化装置を配置することにより、ＢＯＧを容易に再液化して貯蔵タンクに返戻することができ、貯蔵効率の低下を抑制することができる。また、浮体構造物に貯蔵タンクの冷却手段を配置することにより、ＢＯＧの発生を抑制することができ、貯蔵効率の低下を抑制することができる。特に、再液化装置の替わりに冷却手段を配置した場合には、設備の小型化及び軽量化を図ることができ、浮体構造物のサイズを小型化することができる。
また、浮体構造物に散水手段を配置することにより、太陽光発電等の再生可能エネルギー供給手段に流水を供給することができ、海水等による塩の生成や汚れの付着を低減することができ、再生可能エネルギー供給手段の発電効率の低下を抑制することができる。
また、浮体構造物に揚水タンクを配置して水力発電手段を構成することにより、再生可能エネルギー供給手段の発電効率が高い気象条件のときに水を揚水タンクに汲み上げておき、再生可能エネルギー供給手段の発電効率が低い気象条件のときに揚水タンクの水を利用して発電することにより、安定した電力供給を行うことができる。また、揚水タンクの水を散水手段や再液化装置に供給することにより、設備の共通化を図ることができ、設備の効率的な運用を図ることができる。
また、再生可能エネルギー供給手段として、風力発電、太陽光発電、太陽熱発電、海流発電、潮流発電、海洋温度差発電、波力発電等を利用することにより、実績のある既存技術を利用することができ、安定した電力供給を行うことができ、安定した液化ガス貯蔵システムを運用を図ることができる。
本発明に係る液化ガス貯蔵システムの外観を示す図であり、（Ａ）は正面図、（Ｂ）は平面図、である。 図１に示した液化ガス貯蔵システムの概略構成図である。 本発明に係る液化ガス貯蔵システムの変形例を示す概略構成図であり、（Ａ）は第一変形例、（Ｂ）は第二変形例、である。 本発明に係る液化ガス貯蔵システムの変形例を示す概略構成図であり、（Ａ）は第三変形例、（Ｂ）は第四変形例、である。 本発明に係る液化ガス貯蔵システムの第五変形例を示す概略構成図である。
以下、本発明の実施形態について図１〜図５を用いて説明する。ここで、図１は、本発明に係る液化ガス貯蔵システムの外観を示す図であり、（Ａ）は正面図、（Ｂ）は平面図、である。また、図２は、図１に示した液化ガス貯蔵システムの概略構成図である。
図１及び図２に示した本発明の液化ガス貯蔵システムは、浮体構造物１に液化ガスを貯蔵する液化ガス貯蔵システムであって、液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク２と、貯蔵タンク２内で発生したボイルオフガス（以下、「ＢＯＧ」という。）を冷却して再液化する再液化装置３と、再液化装置３に電力を供給する再生可能エネルギー供給手段４と、を有する。なお、以下の説明においては、液化ガスが液化天然ガス（以下、「ＬＮＧ」という。）の場合について説明する。
図１に示した浮体構造物１は、箱型のバージに貯蔵タンク２、再液化装置３、再生可能エネルギー供給手段４等の設備を搭載した浮遊式のプラントバージである。ただし、浮体構造物１は、図示した構造に限定されるものではなく、浮体構造物１の設置場所の環境・条件により、浮遊式の船型やセミサブ型としてもよいし、着底式や有脚式の固定式構造物としてもよい。また、浮体構造物１は、例えば、係留索１１やアンカ１２等を使用したチェンワイヤ式多点係留方式により係留される。なお、浮体構造物１の係留方式には、ドルフィン式、リジッド式、自動位置保持方式等、種々の方式を適用することができる。
前記貯蔵タンク２は、ＬＮＧ等の液化ガスを貯蔵するための容器である。かかる貯蔵タンク２を浮体構造物１に搭載することにより、広大な敷地を安く確保し易い海・川・湖等の水上で液化ガスを貯蔵することができる。また、貯蔵タンク２は、液化ガスの受入基地や輸送船で使用されるタンクと同じものを適用することができ、球形タンク方式であっても、メンブレン方式であってもよい。液化ガスがＬＮＧの場合には、ＬＮＧの沸点が−１６２℃と低いことから、貯蔵タンク２の内側は、低温に強い金属や保冷材により被覆される。また、貯蔵タンク２の外殻を二重殻構造として、隔壁の間に断熱材や保冷材を封入するようにしてもよい。浮体構造物１には、図１（Ａ）に示したように、例えば、複数の貯蔵タンク２が搭載される。貯蔵タンク２の搭載数は、図示したものに限定されるものではなく、浮体構造物１の大きさや貯蔵タンク２の容量等の条件により１個以上のタンクが適宜選択される。なお、貯蔵タンク２には、ＬＮＧの他に、液化石油ガス（ＬＰＧ）、液体水素、液体窒素、液体酸素等の液化ガスを貯蔵するようにしてもよい。
また、貯蔵タンク２には、貯蔵された液化ガスを外部機器にエネルギー資源として提供するための排出手段５を備えている。かかる排出手段５は、液化ガスを気化する気化設備を備えていてもよいし、液化ガスを陸上側又は別の浮体構造物に設置された気化設備に液化ガスを送流する設備であってもよい。また、排出手段５から送流された液化ガス又は気化ガスは、陸上設備、他の浮体構造物上の設備又は浮体構造物１上の設備にエネルギー資源として供給される。なお、排出手段５にＢＯＧを供給してＢＯＧをエネルギー資源として利用するようにしてもよい。
前記再液化装置３は、ＢＯＧを再液化して貯蔵タンク２に返戻する設備である。かかる再液化装置３は、図２に示したように、ＢＯＧを再液化して貯蔵タンク２に返戻するＢＯＧライン３１と、ＢＯＧライン３１のＢＯＧを冷却する冷媒を循環させる冷媒循環ライン３２と、冷媒循環ライン３２の冷媒の粗熱を除去する水を送流する給水ライン３３と、を有し、ＢＯＧライン３１と冷媒循環ライン３２との間で熱交換を行う第一熱交換器３４と、冷媒循環ライン３２と給水ライン３３との間で熱交換を行う第二熱交換器３５と、を備えている。なお、第一熱交換器３４及び第二熱交換器には、流体の種類、熱交換温度等の条件により、プレートアンドフィン型、フィンアンドチューブ型、シェルアンドチューブ型等の種々の形式のものが適宜選択される。
ＢＯＧライン３１は、ＢＯＧを昇圧する圧縮機３１ａと、再液化された液化ガス（ＬＮＧ）を送流するポンプ３１ｂと、を有している。例えば、貯蔵タンク２の外部からの入熱により発生したＢＯＧは、貯蔵タンク２の内圧が一定値に達すると、ＢＯＧライン３１に送出され、圧縮機３１ａに送流される。圧縮機３１ａは、ＢＯＧをＬＮＧの再液化圧力（０．５ＭＰａ程度）まで昇圧して第一熱交換器３４に送流する。ＢＯＧは、第一熱交換器３４で液化温度（−１６２℃）まで冷却されて再液化されて、ポンプ３１ｂにより送流されて貯蔵タンク２内に返戻される。なお、ポンプ３１ｂは、再液化されたＢＯＧが再びガス化すると流路内で流体が閉塞してしまうため、液温に対応する飽和蒸気圧より高い圧力に設定されることが好ましく、ＬＮＧの主成分であるメタンが外部へ漏洩することを防止するため、多段に構成されたサブマージドモータポンプを採用することが好ましい。
冷媒循環ライン３２は、冷媒を昇圧する圧縮機３２ａと、圧縮機３２ａにより昇圧された冷媒を膨張させて低温化するタービン３２ｂと、を有している。冷媒には、例えば、窒素ガスが使用される。圧縮機３２ａを通過した窒素ガスは、約５９ｂａｒまで昇圧され、約４３℃の温度で吐出される。そして、タービン３２ｂを通過した窒素ガスは、約１０．５ｂａｒまで降圧され、約−１６７℃の極低温で吐出され、第一熱交換器３４に供給される。第一熱交換器３４を通過した窒素ガスは、約−１３４℃の温度になっているため、第二熱交換器３５で約１０．５ｂａｒ、約４０℃の窒素ガスに戻している。なお、冷媒として、窒素ガスの他に、ヘリウムガス、水素ガス、酸素ガス等を使用するようにしてもよい。
給水ライン３３は、水を汲み上げるポンプ３３ａを有する。本発明では、貯蔵タンク２が浮体構造物１に搭載されているため、容易に大量の水を給水することができる。浮体構造物１が、海に配置されている場合には海水、湖や川に配置されている場合には淡水を使用することができる。かかる給水ライン３３の水は冷媒の粗熱を取るだけのものであるため、使用後の水はそのまま海、湖、川等の給水元に排出される。
かかる再液化装置３を浮体構造物１に搭載させることにより、ＢＯＧを容易に再液化して貯蔵タンク２に返戻することができ、貯蔵効率の低下を抑制することができる。なお、上述した再液化装置３の構成は、単なる一例であり、図示したものに限定されるものではなく、従来から存在している種々の再液化装置を適用することができる。
前記再生可能エネルギー供給手段４は、自然界に存在して繰り返される現象を利用してエネルギーを生成する手段であり、石油等の他のエネルギーを必要とせず、自然界の営みによって繰り返しエネルギーを再生することができる手段である。再生可能エネルギー供給手段４には、例えば、風力発電、太陽光発電、太陽熱発電、海流発電、潮流発電、海洋温度差発電、波力発電等を利用することができる。エネルギー効率や浮体構造物１の設置環境を考慮すれば、図１（Ａ）及び（Ｂ）に示したように、風力発電設備４ａや太陽光発電設備４ｂを設置することが好ましい。
図２に示したように、風力発電設備４ａや太陽光発電設備４ｂにより生成された電力は、電力貯蔵設備４１に蓄電されることが好ましいが、電力貯蔵設備４１を介さずに直に各機器に電力を供給するようにしてもよい。また、再生可能エネルギー供給手段４により生成された電力は、点線で図示した電力供給ライン４２により、再液化装置３（圧縮機３１ａ、圧縮機３２ａ、ポンプ３１ｂ、ポンプ３３ａ、タービン３２ｂ等）や排出手段５等の浮体構造物１に搭載された各機器に供給される。このように、液化ガス貯蔵システムに必要な電力を再生可能エネルギー供給手段４を利用して供給することにより、再液化装置３等の附帯設備に化石燃料や貯蔵した液化ガスを使用せずに電力を供給することができ、長期間の貯蔵であっても貯蔵効率やエネルギー効率の低下を抑制することができる。また、電力貯蔵設備４１を介在させることにより、出力変動を生じ易い再生可能エネルギー供給手段４からの電力供給を安定化させることができる。
ここでは、再生可能エネルギー供給手段４として、風力発電及び太陽光発電の組み合わせを選択したが、これらに限定されるものではなく、上述した種々の再生可能エネルギー供給手段４から設置環境に適して手段が適宜選択される。例えば、洋上に浮体構造物１を配置した場合には、受風が比較的容易であること、太陽光を遮る構造物が存在していないことから、風力発電設備４ａや太陽光発電設備４ｂを設置することが好ましい。また、二種類以上の再生可能エネルギー供給手段４を選択することにより、様々な環境の変化に応じて電力を生成することができる。
次に、本発明に係る液化ガス貯蔵システムの変形例について説明する。ここで、図３〜図５は、本発明に係る液化ガス貯蔵システムの変形例を示す概略構成図であり、図３（Ａ）は第一変形例、図３（Ｂ）は第二変形例、図４（Ａ）は第三変形例、図４（Ｂ）は第四変形例、図５は第五変形例、である。なお、各図において、図１及び図２に示した実施形態と同じ部品については同じ符号を付し、重複した説明を省略する。
図３（Ａ）に示した第一変形例は、浮体構造物１上に水を汲み上げて再生可能エネルギー供給手段４に散水する散水手段６を有する。散水手段６は、給水ポンプ６１と散水ノズル（図示せず）とを有する。例えば、洋上で太陽光発電を行う場合、太陽光発電設備４ｂのパネル表面に塩が析出されたり、汚れ・ゴミ等が付着したりして、発電効率を低下させるおそれがある。そこで、定期的又は不定期にパネル表面に流水を供給して、塩、汚れ、ごみ等を流し取るようにしている。かかる散水手段６を設置することにより、再生可能エネルギー供給手段４の発電効率の低下を抑制することができる。また、パネルを傾斜させておく又は傾斜できるように構成しておくことにより、散水した水により効果的に流水を形成することができ、効率よく塩や汚れを洗い流すことができる。なお、ここでは、太陽光発電設備４ｂに散水する場合について説明したが、必要に応じて、他の再生可能エネルギー供給手段４に散水してもよい。
図３（Ｂ）に示した第二変形例は、散水手段６を再液化装置３の給水ライン３３から分岐させたものである。具体的には、給水ライン３３の第二熱交換器３５の下流側に流量調整弁６２を配置して、給水ライン３３の水を再生可能エネルギー供給手段４に供給できるように構成したものである。かかる構成により、設備の共通化を図ることができ、設備の小型化及び軽量化を図ることができる。なお、散水される水の温度が問題になるようであれば、給水ライン３３の第二熱交換器３５とポンプ３３ａの間に流量調整弁６２を配置してもよいし、第二熱交換器３５の前後に流量調整弁６２を配置して両方からの水を混合させて温度調節するようにしてもよい。
図４（Ａ）に示した第三変形例は、浮体構造物１上に水を汲み上げて貯水する揚水タンク７１と、揚水タンク７１から落下される水により電力を発生させる発電機７２と、を備えた水力発電手段７を有する。また、水力発電手段７は、揚水タンク７１に水を汲み上げる給水ポンプ７３を有する。かかる水力発電手段７を設置することにより、再生可能エネルギー供給手段４の発電効率が高い気象条件のときに水を揚水タンク７１に汲み上げておき、再生可能エネルギー供給手段４の発電効率が低い気象条件のときに揚水タンク７１の水を利用して発電することにより、安定した電力供給を行うことができる。かかる発電機７２の電力は、電力貯蔵設備４１を介して供給するようにしてもよいし、直に各機器に供給するようにしてもよい。また、図示した水力発電手段７は、発電機７２に供給される水を再液化装置３の冷媒として利用する冷媒供給手段７４を有する。具体的には、揚水タンク７１と発電機７２の間に再液化装置３の第二熱交換器３５を配置しており、冷媒供給手段７４が給水ライン３３を構成している。かかる構成により、設備の共通化を図ることができ、設備の小型化及び軽量化を図ることができる。
図４（Ｂ）に示した第四変形例は、揚水タンク７１内の水を再生可能エネルギー供給手段４に散水する散水手段６に供給できるようにしたものである。かかる構成により、太陽光発電等の再生可能エネルギー供給手段４に流水を供給することができ、海水等による塩の生成や汚れの付着を低減することができ、再生可能エネルギー供給手段４の発電効率の低下を抑制することができる。また、設備の共通化を図ることができ、設備の小型化及び軽量化を図ることもできる。
図５に示した第五変形例は、上述した再液化装置３に替えて、貯蔵タンク２内の液化ガスを冷却する冷却手段８を有するものである。冷却手段８は、例えば、冷媒を供給する冷却器８１と、貯蔵タンク２を覆う冷却ジャケット８２と、を有する。かかる構成により、ＢＯＧの発生を抑制することができ、貯蔵効率の低下を抑制することができる。また、再液化装置３よりも小型化及び軽量化を図ることができ、浮体構造物１のサイズを小型化することができる。また、図示しないが、再液化装置３と冷却手段８とを併用するようにしてもよい。なお、冷却手段８の構成は図示したものに限定されるものではなく、従来のＬＮＧタンク等に使用されている冷却手段を転用することができる。
本発明は上述した実施形態に限定されず、液化ガス貯蔵システムの第五変形例に散水手段６や水力発電手段７を配置してもよい等、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で種々変更が可能であることは勿論である。
１…浮体構造物
２…貯蔵タンク
３…再液化装置
４…再生可能エネルギー供給手段
４ａ…風力発電設備
４ｂ…太陽光発電設備
５…排出手段
６…散水手段
７…水力発電手段
８…冷却手段
１１…係留索
１２…アンカ
３１…ＢＯＧライン
３１ａ…圧縮機
３１ｂ…ポンプ
３２…冷媒循環ライン
３２ａ…圧縮機
３２ｂ…タービン
３３…給水ライン
３３ａ…ポンプ
３４…第一熱交換器
３５…第二熱交換器
４１…電力貯蔵設備
４２…電力供給ライン
６１…給水ポンプ
６２…流量調整弁
７１…揚水タンク
７２…発電機
７３…給水ポンプ
７４…冷媒供給手段
８１…冷却器
８２…冷却ジャケット

Claims (7)

  1. 浮体構造物に液化ガスを貯蔵する液化ガス貯蔵システムであって、
    前記液化ガスを貯蔵する貯蔵タンクと、
    前記貯蔵タンク内で発生したボイルオフガスを冷却して再液化する再液化装置と、
    該再液化装置に電力を供給する再生可能エネルギー供給手段と、を有することを特徴とする液化ガス貯蔵システム。
  2. 前記再液化装置に替えて、前記貯蔵タンク内の液化ガスを冷却する冷却手段を有する、ことを特徴とする請求項１に記載の液化ガス貯蔵システム。
  3. 前記浮体構造物上に水を汲み上げて前記再生可能エネルギー供給手段に散水する散水手段を有する、ことを特徴とする請求項１に記載の液化ガス貯蔵システム。
  4. 前記浮体構造物上に水を汲み上げて貯水する揚水タンクと、該揚水タンクから落下される水により電力を発生させる発電機と、を備えた水力発電手段を有する、ことを特徴とする請求項１に記載の液化ガス貯蔵システム。
  5. 前記揚水タンク内の水を前記再生可能エネルギー供給手段に散水する散水手段と、前記発電機に供給される水を前記再液化装置の冷媒として利用する冷媒供給手段と、を有することを特徴とする請求項４に記載の液化ガス貯蔵システム。
  6. 前記再生可能エネルギー供給手段は、風力発電、太陽光発電、太陽熱発電、海流発電、潮流発電、海洋温度差発電、波力発電のいずれか又はこれらの組み合わせである、ことを特徴とする請求項１に記載の液化ガス貯蔵システム。
  7. 前記再生可能エネルギー供給手段は、前記冷却手段、前記散水手段、前記水力発電手段又は前記冷媒供給手段に電力を供給する、ことを特徴とする請求項２〜５のいずれかに記載の液化ガス貯蔵システム。
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