JP2016147997A - 液化ガス出荷設備向け熱量調整システム - Google Patents

Abstract

【課題】熱量調整後での発生ＢＯＧを許容範囲に抑制できる熱量調整システムの提供。【解決手段】熱量調整システムが、ＬＮＧを貯えるＬＮＧ貯槽１と、ＬＮＧを増熱するための液化炭化水素の供給が行われる液化炭化水素供給ライン９と、液化炭化水素供給ライン９の途中に設けられ、供給される液化炭化水素を過冷却状態に冷却する冷却装置１２と、冷却装置１２によって冷却された過冷却状態の液化炭化水素とＬＮＧ貯槽１から供給されるＬＮＧとを混合する第１混合装置１３と、第１混合装置１３によって得られた、過冷却状態の液化炭化水素を主成分として含む増熱用液化炭化水素を貯える第２貯槽１５と、ＬＮＧ貯槽１から供給されるＬＮＧと、第２貯槽１５から供給される増熱用液化炭化水素とを混合して、所定の熱量の液化ガスを得る第２混合装置１６とを備える。【選択図】図１

Description

本発明は、ＬＮＧ（液化天然ガス）基地に設けられているＬＮＧタンクに貯えられているＬＮＧを、液化ガス輸送装置に搭載されている輸送用タンクに充填して出荷する液化ガス出荷設備向け熱量調整システムに関する。

顧客へ供給する都市ガスには規定の熱量範囲があるため、その熱量に調整した都市ガスを製造する必要がある。但し、都市ガスの原料として利用される天然ガスは、産地などによってガスの組成が異なるため、その熱量も様々である。そして、メタンを主成分とする天然ガスと、メタンよりも高分子量（即ち、高発熱量）の炭化水素ガスとを混合することで、所望の熱量に調整された都市ガスを製造することが行われている。

例えば、特許文献１には、低熱量のＬＮＧと、増熱用のＬＰＧ（液化石油ガス）とを混合する都市ガスの熱量調整システムが記載されている。
尚、特許文献１に記載されている熱量調整システムは、熱量調整を行った後の液化ガスを気化させる気化器（６）を備えており、ガスを液化された状態で出荷することは行っていない。

特開２０００−１９２０６０号公報

ＬＮＧの常圧での沸点（約−１６０℃）は、そのＬＮＧを増熱するための炭化水素（例えば、プロパン：約−４２℃、ブタン：約−０．５℃など）よりも非常に低い。そのため、通常は、ＬＮＧに対して、それよりも大幅に高温の液化炭化水素が混合されることで、ＬＮＧの増熱が行われることになる。特許文献１に記載のシステムでも、低熱量ＬＮＧに対して、それよりも大幅に高温の増熱用のＬＰＧが混合されていると思われる。この場合、混合後の液化ガスに含まれるＬＮＧの温度が上昇して、所謂、ＢＯＧ（ボイルオフガス）の発生量が増加してしまう可能性がある。

尚、増熱用の液化炭化水素を冷却するための冷却装置を設置し、ＬＮＧに対して混合される前にその増熱用の液化炭化水素を冷却しておくことで、増熱後のＬＮＧでのＢＯＧの発生量を抑制する方法も考えられる。ところが、増熱後のＬＮＧの出荷タイミングや出荷量は様々である、即ち、増熱用の液化炭化水素の冷却タイミングや必要冷却量は様々であるため、増熱後のＬＮＧの様々な出荷タイミングや出荷量に対応するためには、冷却能力の高い大型の冷却装置を設置しなければならない。

本発明は、上記の課題に鑑みてなされたものであり、その目的は、熱量調整を行った後での発生ＢＯＧを許容範囲に抑制できる液化ガス出荷設備向け熱量調整システムを提供する点にある。

上記目的を達成するための本発明に係る液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの特徴構成は、ＬＮＧ基地に設けられているＬＮＧ貯槽に貯えられているＬＮＧを、液化ガス輸送装置に搭載されている輸送用タンクに移送して出荷させる液化ガス出荷設備向け熱量調整システムであって、
ＬＮＧを貯える前記ＬＮＧ貯槽と、
ＬＮＧを増熱するための液化炭化水素の供給が行われる液化炭化水素供給ラインと、
前記液化炭化水素供給ラインの途中に設けられ、供給される液化炭化水素を過冷却状態に冷却する冷却装置と、
前記冷却装置によって冷却された過冷却状態の液化炭化水素と前記ＬＮＧ貯槽から供給されるＬＮＧとを混合する第１混合装置と、
前記第１混合装置によって得られた、前記過冷却状態の液化炭化水素を主成分として含む増熱用液化炭化水素を貯える第２貯槽と、
前記ＬＮＧ貯槽から供給されるＬＮＧと、前記第２貯槽から供給される前記増熱用液化炭化水素とを混合して、所定の熱量の液化ガスを得る第２混合装置とを備える点にある。

上記特徴構成によれば、所定の熱量の液化ガスを得るための第２混合装置でＬＮＧと混合される増熱用液化炭化水素は、過冷却状態の液化炭化水素を主成分として含むので、その混合によってＬＮＧの温度は大幅に上昇しない。その結果、ＬＮＧと増熱用液化炭化水素とを混合して所定の熱量の液化ガスを得るとき、ＢＯＧの発生量を許容可能な量に抑えることができる。

尚、第２混合装置で得られた所定の熱量の液化ガスを、例えばＬＮＧ運搬船やローリー車などの液化ガス輸送装置で出荷するとき、その出荷タイミングは不定期に発生すると思われる。また、要求される液化ガスの出荷量も様々である。そのため、液化ガス輸送装置で液化ガスを出荷する度に、冷却装置での液化炭化水素の冷却と、第１混合装置での混合と、第２混合装置での混合を行った上で、所定の熱量の液化ガスを得るような手順にすると、冷却装置の起動及び停止などをその度に行う必要が生じる。また、液化ガス輸送装置への液化ガスの単位時間当たりの出荷量を大きくするため、及び、様々な出荷タイミングに対応するためには、冷却装置での液化炭化水素の単位時間当たりの冷却能力を大きくする必要、即ち、冷却装置を大型化する必要がある。
ところが本特徴構成では、第２貯槽を用いて、過冷却状態の液化炭化水素を主成分として含む増熱用液化炭化水素を予め貯えておくので、ＬＮＧ運搬船やローリー車などの液化ガス輸送装置で液化ガスを出荷するタイミングで、冷却装置の起動及び停止など行う必要が無くなる。また、増熱用液化炭化水素を第２貯槽で貯えておくことができるので、冷却装置での単位時間当たりの液化炭化水素の冷却量も、要求される所定の熱量の液化ガスの出荷量とは別に、平準化して設定することができる。加えて、冷却後の液化炭化水素を第２貯槽に貯えておくことができるので、冷却装置の大きさをコンパクトにしながら、液化ガス輸送装置への液化ガスの単位時間当たりの出荷量を大きくすること、及び、様々な出荷タイミングへの対応も可能になる。

但し、第２貯槽に貯えられているのが、冷却装置によって冷却された過冷却状態の液化炭化水素のみであれば、第２貯槽内には気相成分の炭化水素ガスが存在しないため、第２貯槽の内部の空間などが負圧になる可能性がある。
ところが本特徴構成では、第２貯槽に貯えられている増熱用液化炭化水素には、過冷却状態の液化炭化水素に、それよりも低熱量（即ち、低沸点）のＬＮＧが、第１混合装置において予め混合されており、第２貯槽内部は飽和状態となっている。つまり、第２貯槽の内部には、ＬＮＧが気化した気相成分のガスを存在させることができる。その結果、第２貯槽の内部の空間が負圧になることを防止できるので、負圧による変形や破損などが第２貯槽等に生じないようにできる。

本発明に係る液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの別の特徴構成は、前記液化炭化水素供給ラインから供給される液化炭化水素は液化エタン又は液化プロパン又は液化ブタンを主成分として含む点にある。

上記特徴構成によれば、液化エタン又は液化プロパン又は液化ブタンを主成分として含む液化炭化水素を用いて、ＢＯＧの発生量を許容可能な量に抑えながら、ＬＮＧの熱量を調整することができる。

液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの構成を示す図である。

以下に図面を参照して、本発明の実施形態に係る液化ガス出荷設備向け熱量調整システムについて説明する。
図１は、液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの構成を示す図である。図示するように、熱量調整システムは、ＬＮＧ貯槽１と、液化ガス供給ライン（液化炭化水素供給ライン）９と、冷却装置１２と、第１混合装置１３と、第２貯槽１５と、第２混合装置１６とを備える。

ＬＮＧ貯槽１は、ＬＮＧを貯える貯槽である。例えば、このＬＮＧ貯槽１は、ＬＮＧ受入基地やＬＮＧ出荷基地などのＬＮＧ基地に設置されているＬＮＧタンクである。ＬＮＧの沸点は常圧で約−１６０℃であり、ＬＮＧ貯槽１では例えばＬＮＧの気液平衡状態が保たれる圧力及び温度でＬＮＧが貯えられている。

ＬＮＧ供給ライン２は、ＬＮＧ貯槽１に貯えられているＬＮＧを貯槽外に供給する。ＬＮＧ貯槽１内にはＬＮＧを汲み出してＬＮＧ供給ライン２へ送出するためのＬＮＧポンプ５が設置されている。また、ＬＮＧ供給ライン２の途中には流量調節弁６が設けられている。このＬＮＧポンプ５及び流量調節弁６によって、ＬＮＧ供給ライン２を流れるＬＮＧの単位時間当たりの流量が調節される。

ＬＮＧ供給ライン２は、ＬＮＧポンプ５及び流量調節弁６が設けられている部位よりも下流側のＬＮＧ分岐部４で、ＬＮＧ分岐ライン３を分岐させている。ＬＮＧ分岐ライン３の途中には、流量調節弁７が設けられている。この流量調節弁７によって、ＬＮＧ供給ライン２から分岐して、ＬＮＧ分岐ライン３を流れるＬＮＧの単位時間当たりの流量が調節される。

液化ガス供給ライン（液化炭化水素供給ライン）９は、ＬＮＧを増熱するための液化炭化水素の供給が行われる供給ラインである。この液化炭化水素は、ＬＮＧの主成分であるメタンよりも高分子量（即ち、高発熱量）の炭化水素を主成分とする液化ガスである。本実施形態では、液化炭化水素が、液化エタンを主成分として含む液化ガスである例について説明する。エタンの沸点は常圧で−８９℃である。液化ガス供給ライン９の途中には流量調節弁１１が設けられている。この流量調節弁１１によって、液化ガス供給ライン９を介して本システムに供給される液化ガスの短時間当たりの流量が調節される。

加えて、液化ガス供給ライン９の途中の、流量調節弁１１よりも下流側には、冷却装置１２が設けられている。冷却装置１２は、液化ガス供給ライン９を介して供給される液化炭化水素を過冷却状態に冷却するために用いられる。例えば、冷却装置１２は、液化ガス供給ライン９を流れる液化エタンと、所定の冷媒とを熱交換させる熱交換器（図示せず）を有する。冷媒としては、例えば、ＬＮＧ基地で保冷循環のために用いられているＬＮＧを利用できる。或いは、冷却装置１２を各種の冷凍機等を用いて構成してもよい。

液化ガス供給ライン９には、ＬＮＧ分岐ライン３が合流される。そして、液化ガス供給ライン９を流れる液化エタンと、ＬＮＧ分岐ライン３を流れるＬＮＧとが、その合流部に設けられる第１混合装置１３によって液相同士で混合される。つまり、第１混合装置１３は、冷却装置１２によって冷却された過冷却状態の液化エタンとＬＮＧ貯槽１から供給されるＬＮＧとを混合する。例えば、第１混合装置１３は、合流部で合流されたＬＮＧと液化エタンとをスタティックミキサー（図示せず）などを用いて混合させる。第１混合装置１３での混合によって得られた液化ガスが、その後にＬＮＧに加えられる増熱用液化炭化水素となる。

第１混合装置１３の下流側には、増熱用液化ガス供給ライン１４が接続されている。そして、増熱用液化ガス供給ライン１４の途中には第２貯槽１５が設けられている。この第２貯槽１５は、第１混合装置１３によって得られた、過冷却状態の液化エタンを主成分として含む増熱用液化炭化水素を貯える。

このように、第２貯槽１５を用いて、過冷却状態の液化炭化水素を主成分として含む増熱用液化炭化水素を予め貯えておくので、ＬＮＧ運搬船やローリー車などの液化ガス輸送装置で液化ガスを出荷するタイミングで、冷却装置１２の起動及び停止などを行う必要が無くなる。また、増熱用液化炭化水素を第２貯槽１５で貯えておくことができるので、冷却装置１２での単位時間当たりの液化炭化水素の冷却量も、要求される所定の熱量の液化ガスの出荷量とは別に、平準化して設定することができる。

但し、第２貯槽１５に貯えられているのが、冷却装置１２によって冷却された過冷却状態の液化炭化水素のみであれば、第２貯槽１５内には気相成分の炭化水素ガスが存在しないため、第２貯槽１５の内部の空間などが負圧になる可能性がある。ところが本実施形態では、第２貯槽１５に貯えられている増熱用液化炭化水素には、過冷却状態の液化炭化水素に、それよりも低熱量（即ち、低沸点）のＬＮＧが、第１混合装置１３において予め混合されており、第２貯槽１５内部は飽和状態となっている。つまり、第２貯槽１５には、ＬＮＧが気化した気相成分のガスを存在させることができる。その結果、第２貯槽１５の内部の空間が負圧になることを防止できるので、負圧による変形や破損などが第２貯槽１５等に生じないようにできる。

増熱用液化ガス供給ライン１４は、ＬＮＧ供給ライン２に合流される。そして、増熱用液化ガス供給ライン１４を流れる増熱用液化炭化水素と、ＬＮＧ供給ライン２を流れるＬＮＧとが、その合流部に設けられる第２混合装置１６によって液相同士で混合される。つまり、第２混合装置１６は、ＬＮＧ貯槽１から供給されるＬＮＧと、第２貯槽１５から供給される増熱用液化炭化水素とを混合して、所定の熱量の液化ガスを得る。例えば、第２混合装置１６は、合流部で合流されたＬＮＧと増熱用液化炭化水素とをスタティックミキサー（図示せず）などを用いて混合させる。

第２混合装置１６の下流側には、出荷用ライン１７が接続されている。出荷用ライン１７の途中には出荷用貯槽１８が設けられている。この出荷用貯槽１８は、第２混合装置１６によって得られた、熱量調整後のＬＮＧ（即ち、ＬＮＧと増熱用液化炭化水素とが混合された液化ガス）を一時的に貯えるために用いられる。そして、ＬＮＧ運搬船やローリー車などの液化ガス輸送装置で出荷するタイミングになると、出荷用貯槽１８に貯えられている熱量調整後のＬＮＧが出荷用ライン１７から送出される。

また、出荷用貯槽１８内に存在するＢＯＧ（ボイルオフガス）は、出荷用貯槽１８に接続されるＢＯＧライン１９を介してＬＮＧ出荷基地等へ送出することができる。

次に、以下の表１を参照して、図１に示した熱量調整システムの運転例を説明する。表１に示しているのは、図１中の部位Ａ〜部位Ｈの各部位での温度、流量、熱量の例を示す。

本実施形態では、出荷用貯槽１８に貯える液化ガスの熱量（４５ＭＪ／Ｎｍ³）、出荷用貯槽１８への液化ガスの目標流入量（例えば１００００ｍ³／ｈ）、出荷用貯槽１８内でのＢＯＧの上限発生量（例えば２０ｔ／ｈ）、ＬＮＧ貯槽１に貯えるＬＮＧの熱量（４０ＭＪ／Ｎｍ³）、ＬＮＧ貯槽１でのＬＮＧの圧力（大気圧）及び温度（−１６４．４℃）、ＬＮＧ貯槽１から送出されるＬＮＧの単位時間当たりの流量（３３２７ｔ／ｈ）、液化ガス供給ライン９から供給される液化エタンの熱量（７０ＭＪ／Ｎｍ³）、液化ガス供給ライン９の途中に設けられる流量調節弁１１よりも下流側に供給される液化エタンの単位時間当たりの流量（１５５３ｔ／ｈ）、第２貯槽１５において増熱用液化炭化水素が液飽和状態であること、は前提条件として定められている。

そして、上記前提条件を満たすために、ＬＮＧ分岐ライン３を流れるＬＮＧの単位時間当たりの流量（部位Ｃでの流量）を変化させる。つまり、液化エタンに対して予混合されるＬＮＧ量を調節する。尚、第２貯槽１５での液飽和状態での増熱用液化炭化水素の温度（部位Ｅでの温度）、及び、液化エタンの温度（部位Ｄでの温度）は、上記前提条件を満たすために成り行きで決定される。

表１に示すように、部位Ｄを流れる液化エタンを−１５０．５℃にまで過冷却したことで、第２混合装置１６で混合されるＬＮＧ（−１６４．４℃）と増熱用液化炭化水素（−１５６．５℃）との温度差を小さくすることができている。その結果、第２混合装置１６で混合された後に得られる液化ガスに含まれるＢＯＧを非常に少なく（上限発生量：２０ｔ／ｈに）抑えることができた。

以上のように、混合装置でＬＮＧと混合される増熱用液化炭化水素は、過冷却状態の液化炭化水素を主成分として含むので、混合によってＬＮＧの温度が大幅に上昇しない。その結果、ＬＮＧと増熱用液化炭化水素とを混合して所定の熱量の液化ガスを得るとき、ＢＯＧの発生量を許容可能な量に抑えることができる。

＜別実施形態＞
上記実施形態では、熱量調整システムの構成について具体例を挙げて説明したが、その構成は適宜変更可能である。
例えば、熱量調整システムが、出荷用貯槽１８を備えていなくてもよい。また、液化ガス供給ライン（液化炭化水素供給ライン）９から液化エタンとは別の液化炭化水素（例えば、液化プロパン、液化ブタンなど）が供給されるシステムであってもよい。
また、上記実施形態において、熱量調整システムが、ＬＮＧを増熱するための液化炭化水素を貯える貯槽を備え、その貯槽に接続される液化ガス供給ライン（液化炭化水素供給ライン）９からポンプ等を用いて液化炭化水素が供給されるような変更も可能である。
他にも、上記実施形態では、表１において具体的な数値を挙げたが、それらは例示目的で記載したものであり、本発明はそれら数値例には限定されない。

本発明は、熱量調整を行った後での発生ＢＯＧを許容範囲に抑制できる液化ガス出荷設備向け熱量調整システムに利用できる。

１ ＬＮＧ貯槽
２ ＬＮＧ供給ライン
３ ＬＮＧ分岐ライン
４ ＬＮＧ分岐部
５ ＬＮＧポンプ
６ 流量調節弁
７ 流量調節弁
９ 液化ガス供給ライン（液化炭化水素供給ライン）
１０ 液化ガスポンプ
１１ 流量調節弁
１２ 冷却装置
１３ 第１混合装置
１４ 増熱用液化ガス供給ライン
１５ 第２貯槽
１６ 第２混合装置
１７ 出荷用ライン
１８ 出荷用貯槽
１９ ＢＯＧライン

Claims (2)

1. ＬＮＧ基地に設けられているＬＮＧ貯槽に貯えられているＬＮＧを、液化ガス輸送装置に搭載されている輸送用タンクに移送して出荷させる液化ガス出荷設備向け熱量調整システムであって、
   ＬＮＧを貯える前記ＬＮＧ貯槽と、
   ＬＮＧを増熱するための液化炭化水素の供給が行われる液化炭化水素供給ラインと、
   前記液化炭化水素供給ラインの途中に設けられ、供給される液化炭化水素を過冷却状態に冷却する冷却装置と、
   前記冷却装置によって冷却された過冷却状態の液化炭化水素と前記ＬＮＧ貯槽から供給されるＬＮＧとを混合する第１混合装置と、
   前記第１混合装置によって得られた、前記過冷却状態の液化炭化水素を主成分として含む増熱用液化炭化水素を貯える第２貯槽と、
   前記ＬＮＧ貯槽から供給されるＬＮＧと、前記第２貯槽から供給される前記増熱用液化炭化水素とを混合して、所定の熱量の液化ガスを得る第２混合装置とを備える液化ガス出荷設備向け熱量調整システム。
2. 前記液化炭化水素供給ラインから供給される液化炭化水素は液化エタン又は液化プロパン又は液化ブタンを主成分として含む請求項１に記載の液化ガス出荷設備向け熱量調整システム。

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