JP2010511127A

JP2010511127A - Ｌｎｇの再ガス化

Info

Publication number: JP2010511127A
Application number: JP2009538361A
Authority: JP
Inventors: ソレンセン，ロイ，インゲ; クバム，エレン，マリエ
Original assignee: Moss Maritime AS
Current assignee: Moss Maritime AS
Priority date: 2006-11-28
Filing date: 2007-11-26
Publication date: 2010-04-08
Also published as: NO20065472L; EP2097668A1; WO2008066390A1; NO328408B1; US20100154440A1; KR20090096708A

Abstract

【構成】吸引ドラムからなるＬＮＧ再ガス化システムに使用する装置である。この吸引ドラムを一つか複数のバッフル板で区画分割し、これらバッフル板に開口を設ける。本発明は、ＬＮＧの再ガス化に使用するシステムおよびプロセスにも関する。
【選択図】図１

Description

本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）の再ガス化システム、およびこのシステムに使用する装置に関する。本発明システムは、地上施設および海上施設の両者に有用である。

一般に、天然ガスは油田および天然ガス田から産出される。油田および天然ガス田から消費場所に天然ガスを輸送することは、天然ガスの使用における主要な課題である。輸送の一つの手段は、油田および天然ガス田からエンドユーザーに至るパイプラインであるが、必ずしも実際的とは限らず、また費用効率も低い。油田および天然ガス田からのパイプラインを利用できない場合の天然ガスの一つ輸送手段は、このような輸送に採用されている、極低温タンカーなどのＬＮＧ輸送船舶である。ＬＮＧなどの天然ガスの輸送の場合、エンドユーザーによって消費される前に、ＬＮＧを再ガス化する必要がある。この再ガス化は、代表的には、地上および海上に存在するＬＮＧ再ガス化施設で行う。

現在採用されている再ガス化施設では、ＬＮＧを気化装置で、パイプライン仕様に従って、例えば０〜２０℃および２〜２００バールで加熱する。好適な熱交換媒体との熱交換によってＬＮＧが効果的に再ガス化される限り、任意の気化装置を利用できる。

従来の再ガス化システムは、例えば、以下の文献に開示されている。

ＷＯ−Ａ１−２００４／０３１６４４ＷＯ−Ａ２−２００６／０６６０１５ＵＳＰ６，２９８，６７１ＵＳＰ６，５９８，４０８

本発明では、再ガス化プラントの一部としてブースターポンプ吸引ドラム(ｂｏｏｓｔｅｒｐｕｍｐｓｕｃｔｉｏｎｄｒｕｍ−ＢＰＳＤ)を配設することができる。このＢＰＳＤを貯蔵タンクポンプとブースターポンプとの間に配設すると、これは、正常な流量変化、予期しない運転中断に対するバッファーとして、また運転開始時のブースターポンプのヒートシンクとして作用する。

基本的な天然ガスの流れは、貯蔵タンク（２）からブースターポンプ（５）および気化装置（６）に流れるＬＮＧを含む。ブースターポンプが、ガス分配網のレベルまで昇圧し、気化装置がＬＮＧを昇圧レベルで天然ガスに気化する。図１の概略図に示すプロセスは、ＢＰＳＤ（４）も有する。貯蔵タンク（２）のポンプ（１）からＬＮＧをＢＰＳＤ（４）に供給し、ＢＰＳＤ（４）のＬＮＧレベルをポンプ（１）からの供給流量を制御することによって一定に保つ。ＢＰＳＤの圧力は、ブースターポンプおよび貯蔵タンクのポンプによって与えられるヘッドへの流れの関数になる。流量が正常な場合、貯蔵タンクポンプのヘッドの圧力は、ＢＰＳＤ内の２〜８バールの間にある。この圧力のため、ＢＰＳＤ内のＬＮＧが過冷却され、ＬＮＧの液相と平衡状態になる気相は存在しない。従って、ＢＰＳＤ内の圧力は、対抗措置を取らない限り、液相と気相とが平衡状態になるまで、低下する傾向がある。ＢＰＳＤ内の圧力を維持するために、ブランケットガスをドラムトップに導入する。例えば、窒素などの非凝縮性ガスをブランケットガスとして使用することができるが、気化装置下流の接続部から取った天然ガス蒸気も利用可能である。

計算から、窒素（Ｎ_２）をブランケットガスとして使用すると、ＢＰＳＤ内の任意の点で気相／蒸気相と液相とが平衡状態にあると想定した場合、ＢＰＳＤ内の圧力を維持するためには多量のＮ_２が必要になることが判明した。即ち、十分な量のＮ_２を供給するために、高容量のＮ_２発生装置が必要である。さらに、多量のＮ_２で天然ガスが汚染されることは望ましいことではない。

Ｎ_２のＬＮＧへの吸収率は、いくつかのパラメータに依存し、なかでも重要なパラメータは、ＢＰＳＤ内部の液相混合である。ＬＮＧがＢＰＳＤ内を流れるため、この混合が全体として広がる。本発明によれば、比較的小さな開口をもつバッフル装置を自由表面下に距離ＤＬをおいて配設するため、この混合を実質的に抑えることができ、またブランケットガスの消費を実質的に抑制することができる。

本発明は、ブランケットガスの消費を抑制する装置を提供するものである。この装置は、正常な液面レベルの下のＢＰＳＤ（４）内に配設した一つか複数の水平バッフル板（３）からなる。各バッフル（３）には一つか複数の開口を設ける。複数の水平バッフル板を配設する場合、隣接する２つのバッフル板の開口は、直接対向しないように構成する。バッフル板に開口を設けると、ブランケットガス空間とＢＰＳＤ（４）内の過冷却ＬＮＧとの間の圧力連絡を確保できる。気相／蒸気相と液相との平衡状態は、ＢＰＳＤ全体の容量ではなく、ＢＰＳＤ（４）のバッフル板上の限られた容量に制限される。従って、平衡圧力が維持されると同時に、ブランケットガスの過冷却ＬＮＧへの拡散を大幅に抑制できる。

場合によっては、上部バッフル板の開口に、バッフル板の開口よりもサイズが大きいキャップを設けてもよい。

ブランケットガスの消費量は、基本的には、バッフル板開口のサイズ、液体の拡散係数およびバッフル板から液面までの距離によって変わってくる。ブランケットガス消費量は、以下の式で表すことができる。

上記式において、
ＭｏｌＦｌｏｗ_Ｎ２は、ＢＰＳＤ内を流れるＮ_２のモル流量（ｋｍｏｌ／ｓ）であり、
Ａｒｅａ_Ｈｏｌｅは、バッフル板開口の面積（ｍ^２）であり、
Ｄｅｆｆ_{１２、Ｎ２}は、自由表面からバッフル板までの液体中のＮ_２の“有効”拡散係数（ｍ^２／ｓ）であり、
Ｃ_１、Ｎ２は、自由表面での液体中のＮ_２のモル密度（ｋｍｏｌ／ｍ^３）であり、
ＤＬは、自由表面からバッフル板までの距離（ｍ）であり、そして
Ｑ_ＬＮＧは、ＢＰＳＤ内を流れるＬＮＧの容量流量（ｍ^３／ｓ）である。

タンク面積の１／５６に相当する大きさの開口をバッフル板に設けると、ブランケットガス消費量は、バッフル板を使用しない場合の消費量よりも５０〜１００倍小さくなる。

図１は、再ガス化プロセスを示す概略図である。符号（１）はポンプ、（２）はＬＮＧ貯蔵タンク、（３）はバッフル板、（４）は吸引ドラム、（５）はブースターポンプ、（６）は気化装置、（７）は消費者へのパイプライン−ガス、（８）は圧力安全弁、（９）はブランケットガス、そして（１０）はブースターポンプ再循環ラインである。図２は、バッフル板の配設を変更した吸引ドラム（４）を示す図である。図３Ａは、上部バッフル板（３）の開口上に設けたキャップ（１１）の構成を示す図である。図３Ｂは、断面Ａ−Ａを示す断面図である。図３Ｃは、上から見た断面Ａ−Ａを示す断面図であり、キャップ（１１）をバッフル板に装着する装着手段（１２）を設けたキャップ（１１）を示す図である。

以下に本発明の実施態様を示す。なお、本発明は、この実施態様に制限されるものではない。

設計パラメータ
ＢＳＰＤ仕様
容積：２０．０ｍ^３
直径：２．２５ｍ
高さ：５．７ｍ

ＢＳＰＤ条件
温度：−１５７℃（貯蔵タンク内の温度に基づく）
圧力：４バールおよび７バール

ＢＰＳＤＬＮＧ
ＢＰＳＤ内の温度および圧力で平衡状態に達する前に、蒸気圧力が最も低くなり、かつＮ_２吸収容量が最も高くなるため、以下のＬＮＧ組成を選択する。

表１：組成（モル％）
Ｎ_２０．２０
Ｃ１（メタン）８６．８５
Ｃ２（エタン）８．５０
Ｃ３（プロパン）３．００
ｉ−Ｃ４（イソブタン）０．５２
ｎ−Ｃ４（ｎ−ブタン）０．７０
Ｃ５＋（ペンタン＋高級アルカン）０．２３
合計１００．００

タンク内のＬＮＧ流量
８〜１００％（１９〜２４０トン／ｈ(４３〜５３６ｍ^３／ｈ)）
なお、単純化するために、Ｎ_２組成が１００．００モル％であると想定している。

また、完全平衡状態については、所定の圧力および温度における気相／液相界面の層が無限小であると想定している。

平衡状態を想定して、最初にＮ_２を充填したＢＰＳＤにＬＮＧを装填し、平衡組成にした異なる圧力で２つの力学的シミュレーションを行った。これらの結果を以下の表２および表３に示す。

表２：シミュレーション１（７バール平衡状態(モル％)）

表３：シミュレーション２（４バール平衡状態(モル％)）

開口をもつバッフル板を設けると、ＬＮＧと、窒素ガスと平衡状態にあるＬＮＧとの接触面積を小さくできる。また、バッフル板は、２つの液体の混合を最小限に抑えることによって、窒素がさらに拡散することを抑制するものである。開口は円形で、バッフル板の中央にあると想定して計算を行う。バッフル板がない場合、Ｒ_ＨＯＬＥは１．１２５ｍである。

モル量ＣＨ_４：１６．０４ｋｇ／ｋｍｏｌ
Ｎ_２：２８．０１ｋｇ／ｋｍｏｌ
ＬＮＧ：１７．８５ｋｇ／ｋｍｏｌ
粘度、溶剤ＣＨ_４：０．１２７８ｃＰ（７バール）
ＬＮＧ：０．１３２１ｃＰ（７バール）
粘度、溶剤ＣＨ_４：０．１０２３ｃＰ（４バール）
ＬＮＧ：０．１３２０ｃＰ（４バール）
温度： −１５７℃／１１６．１５Ｋ
モル容積Ｎ_２：０．０３１２ｍ^３／ｋｇ
０．００１１１３８８８ｍ^３／ｋｇ

表４および表５に、バッフル板を使用したシミュレーション、およびバッフル板を使用しないシミュレーションの結果を示す。なお、表５は、表４からシミュレーション１Ｂおよび２Ｂを抽出した表である。バッフル板を使用した場合、節約係数（ｓａｖｉｎｇｆａｃｔｏｒ）は、７バールおよび４バールの圧力それぞれで１０５および１０４．６である。

表４

表５

Claims

吸引ドラム（４）にＬＮＧを供給するＬＮＧ貯蔵タンク（２）、この吸引ドラムにブランケットガスを供給するブランケットガス源（９）、ブースターポンプ（５）および気化装置（６）からなるＬＮＧ再ガス化システムに使用する装置であって、
上記吸引ドラムを一つか複数のバッフル板で区画分割し、このバッフル板に開口を設けたことを特徴とする装置。
上記バッフル板にひとつか複数の開口を設けた請求項１に記載の装置。
隣接バッフル板に設けた開口を、相互に直接対向しないように構成配置した請求項１または２に記載の装置。
上部バッフル板の開口に、バッフル板の開口よりもサイズが大きいキャップを設けた請求項１または２に記載の装置。
吸引ドラム（４）にＬＮＧを供給するポンプ（１）を備えたＬＮＧ貯蔵タンク（２）、この吸引ドラムの上部にブランケットガスを供給するブランケットガス源（９）、ブースターポンプ（５）および気化装置（６）からなるＬＮＧ再ガス化システムであって、
上記吸引ドラム（４）を一つか複数のバッフル板で区画分割し、このバッフル板に開口を設けたことを特徴とするシステム。
上記バッフル板にひとつか複数の開口を設けた請求項５に記載のシステム。
隣接バッフル板に設けた開口を、相互に直接対向しないように構成配置した請求項５または６に記載のシステム。
ａ）ＬＮＧ貯蔵タンク（２）からＬＮＧをポンプにより吸引ドラム（４）に送り、
ｂ）上記吸引ドラム（４）を一つか複数のバッフル板（３）によって区画分割し、上記吸引ドラムの上部に非凝縮性ガスを加えて、圧力を維持し、
ｃ）ブースターポンプによって搬送レベルまで昇圧し、
ｄ）気化装置を使用して、上記昇圧レベルでＬＮＧを天然ガスに送りこみ、そして
ｅ）通常の温度および圧力にある天然ガスをパイプラインまで搬送することからなることを特徴とするＬＮＧの再ガス化方法。