JP2017507079A - 蒸発ガス処理システム及び方法 - Google Patents

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Abstract

【課題】蒸発ガス処理システム及び方法を開示する。【解決手段】本発明の蒸発ガス処理システムは、船舶または海上構造物に設けられた貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを圧縮する圧縮機と、前記圧縮機の下流に設けられ、圧縮された前記蒸発ガスが海水または清水と熱交換される圧縮ガス熱交換器と、前記圧縮ガス熱交換器の下流に設けられ、圧縮された前記蒸発ガスが前記圧縮機に取り込まれる蒸発ガスと熱交換される蒸発ガス熱交換器とを備えることを特徴とする。【選択図】図２

Description

本発明は、蒸発ガス処理システム及び方法に関し、より詳細には、船舶または海上構造物に設けられた貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを圧縮する圧縮機と、圧縮機の下流に設けられ、圧縮された蒸発ガスが海水または清水と熱交換される圧縮ガス熱交換器と、圧縮ガス熱交換器の下流に設けられ、圧縮された蒸発ガスが圧縮機に取り込まれる蒸発ガスと熱交換される蒸発ガス熱交換器とを備える蒸発ガス処理システムに関する。
液化天然ガス（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ、以下、「ＬＮＧ」と言う）は、メタン（ｍｅｔｈａｎｅ）を主成分とする天然ガスを約−１６２℃に冷却して液化させることによって得られる無色透明の液体であって、天然ガスに比べて約１／６００程度の体積を有する。したがって、天然ガスをＬＮＧに液化させて移送する際に、非常に効率的に移送することができる。
天然ガスの液化温度は、常圧で−１６３℃の極低温であるので、ＬＮＧは、その温度が常圧で−１６３℃より少し高くても容易に蒸発する。ＬＮＧ運搬船やＬＮＧ−ＦＰＳＯ、ＲＶなどに設けられるＬＮＧ貯蔵タンクの場合は、断熱処理が施されているが、外部の熱がＬＮＧ貯蔵タンクに持続的に伝達されるので、ＬＮＧ貯蔵過程でＬＮＧがＬＮＧ貯蔵タンク内で持続的に自然に気化し、ＬＮＧ貯蔵タンク内に蒸発ガス（Ｂｏｉｌ−Ｏｆｆ Ｇａｓ、ＢＯＧ）が発生する。
ＢＯＧは、一種のＬＮＧ損失であって、ＬＮＧの輸送効率などにおいて重要な問題であり、ＬＮＧ貯蔵タンク内に蒸発ガスが蓄積されると、ＬＮＧ貯蔵タンク内の圧力が過度に上昇し、タンクが破損する危険があるので、ＬＮＧ貯蔵タンク内で発生するＢＯＧを処理するための多様な方法が研究されている。
最近は、ＢＯＧの処理のために、ＢＯＧを再液化して貯蔵タンクに復帰させる方法、ＢＯＧを船舶などのエンジンエネルギー源として使用する方法などを使用している。そして、余剰のＢＯＧに対しては、ガス燃焼ユニット（ｇａｓ ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ ｕｎｉｔ、ＧＣＵ）で燃焼させる方法を用いている。
本発明は、ＬＮＧ−ＲＶ及びＬＮＧ−ＦＳＲＵなどの船舶または海上構造物の貯蔵タンクで発生する蒸発ガス（Ｂｏｉｌ Ｏｆｆ Ｇａｓ）を効果的且つ安全に処理できるシステム及び方法を提案しようとするものである。
本発明の一側面によれば、船舶または海上構造物に設けられた貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを圧縮する圧縮機と、前記圧縮機の下流に設けられ、圧縮された前記蒸発ガスが海水または清水と熱交換される圧縮ガス熱交換器と、前記圧縮ガス熱交換器の下流に設けられ、圧縮された前記蒸発ガスが前記圧縮機に取り込まれる蒸発ガスと熱交換される蒸発ガス熱交換器とを備える蒸発ガス処理システムが提供される。
前記圧縮機で圧縮された前記蒸発ガスを再凝縮させる再凝縮器と、前記圧縮機の下流で前記再凝縮器に連結され、前記圧縮ガス熱交換器及び蒸発ガス熱交換器が設けられる圧縮ガス供給ラインと、圧縮された前記蒸発ガスが前記蒸発ガス熱交換器をバイパスして前記再凝縮器に取り込まれるように、前記圧縮ガス熱交換器の下流で前記圧縮ガス供給ラインから分岐されるバイパスラインとをさらに備えることが好ましい。
前記圧縮ガス供給ラインにおいて前記バイパスラインの分岐点以降に設けられる第１の制御バルブと、前記バイパスラインに設けられる第２の制御バルブとをさらに備え、前記第１及び第２の制御バルブを制御することによって、前記再凝縮器に流入する圧縮された前記蒸発ガスの温度を調節することが好ましい。
前記貯蔵タンクから前記再凝縮器に過冷却された液化天然ガスを供給する液化天然ガス供給ラインと、前記貯蔵タンクに設けられ、前記液化天然ガス供給ラインに前記液化天然ガスをポンピングする移送ポンプとをさらに備えることが好ましい。
前記再凝縮器の下流に設けられ、前記液化天然ガスを圧縮する高圧ポンプと、前記高圧ポンプから圧縮された前記液化天然ガスを受け取って気化させる気化器とをさらに備えることが好ましい。
前記圧縮ガス熱交換器の下流で前記圧縮ガス供給ラインから分岐され、圧縮された前記蒸発ガスを前記船舶または海洋構造物のガス消費先に供給するガスラインをさらに備えることが好ましい。
前記圧縮機の上流に設けられ、前記貯蔵タンクで発生する前記蒸発ガスの温度が高い場合は、前記貯蔵タンクの液化天然ガスを前記蒸発ガスと混合することによって、前記圧縮機に取り込まれる前記蒸発ガスを冷却するインラインミキサー（ｉｎ−ｌｉｎｅ ｍｉｘｅｒ）をさらに備えることが好ましい。
前記船舶または海洋構造物は、ＬＮＧ−ＲＶ（Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｖｅｓｓｅｌ）またはＬＮＧ−ＦＳＲＵ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ Ｓｔｏｒａｇｅ ａｎｄ Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）であることが好ましい。
本発明の他の側面によると、１）船舶または海上構造物に設けられた貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを圧縮するステップと、２）圧縮された前記蒸発ガスを冷却するステップと、３）圧縮及び冷却された前記蒸発ガスに前記貯蔵タンクから過冷却された液化天然ガスを供給し、前記蒸発ガスを再凝縮するステップとを含み、前記ステップ２）において、前記の圧縮された前記蒸発ガスは、前記貯蔵タンクで発生して圧縮される蒸発ガスとの熱交換で冷却され得ることを特徴とする蒸発ガス処理方法を提供する。
本発明の蒸発ガス処理システムは、船舶または海上構造物の貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを圧縮及び冷却し、貯蔵タンクからの過冷却された液化天然ガスの冷熱で再凝縮し、圧縮された蒸発ガスを、貯蔵タンクで発生して圧縮される蒸発ガスとの熱交換で冷却させる。
このように圧縮された蒸発ガスを圧縮ガス熱交換器で海水または清水で冷却し、圧縮機に取り込まれる蒸発ガスでさらに冷却して再凝縮器に取り込むことによって、再凝縮器での蒸発ガス凝縮効率を高めることができ、圧縮された蒸発ガスを貯蔵タンクで発生する蒸発ガス自体の冷熱を用いて冷却させることによって、再凝縮器で必要な過冷却された液化天然ガスの量を減少させることができる。
また、このようなシステムで蒸発ガスを処理することによって、貯蔵タンクの圧力上昇を防止し、安全性を確保し、ＧＣＵなどで浪費されるＢＯＧの量を減少させることができる。
蒸発ガス処理システムの一例を概略的に示した図である。 本発明の一実施例に係る蒸発ガス処理システムを概略的に示した図である。
本発明と本発明の動作上の利点及び本発明の実施によって達成される目的を十分に理解するためには、本発明の好ましい実施例を例示する添付の図面及び添付の図面に記載した内容を参照しなければならない。
以下、添付の図面を参照して本発明の好ましい実施例を説明することによって、本発明を詳細に説明する。各図面に提示した同一の参照符号は、同一の部材を示す。
後述する蒸発ガス処理システムは、ＬＮＧ貯蔵タンクが設けられ、貯蔵タンクから蒸発ガスが発生する船舶または海上構造物に適用され得るが、例えば、ＬＮＧを再気化して陸上などに天然ガスを供給するＬＮＧ−ＲＶ（Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｖｅｓｓｅｌ）及びＬＮＧ−ＦＳＲＵ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ Ｓｔｏｒａｇｅ Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）などに適用され得る。
貯蔵タンクの容量及び外部温度などの条件によって差があるが、ＬＮＧ貯蔵タンクでのＢＯＧ発生量は、例えば、１５００００ｍ３容量の船舶の場合、積載条件（Ｌａｄｅｎ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ）で３ｔｏｎ／ｈ〜４ｔｏｎ／ｈ、バラスト条件（Ｂａｌｌａｓｔ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ）で０．３ｔｏｎ／ｈ〜０．４ｔｏｎ／ｈに至ると言われている。ただ、最近は、船舶の断熱性能の向上と共にＢＯＲ（Ｂｏｉｌ Ｏｆｆ Ｒａｔｅ）が低下している趨勢にあるので、蒸発ガスの発生量も漸次減少している。
しかし、貯蔵タンクでは依然として多量の蒸発ガスが発生するので、貯蔵タンクの安全性、さらに、船舶または海上構造物の安全性の確保と、天然ガスのエネルギー浪費を防止するために効果的な蒸発ガス処理システムが必要である。
図１は、蒸発ガス処理システムの一例を概略的に示した図である。
図１に示した蒸発ガス処理システムは、貯蔵タンクＴから液化天然ガスをポンピングして再凝縮器２０に供給し、高圧で圧縮するためのポンプ４０及び気化器５０を経て陸上などに天然ガスを供給しながら、貯蔵タンクＴで発生する蒸発ガスを、圧縮機１０で圧縮した後、再凝縮器２０に供給して処理する。蒸発ガスは、再凝縮器２０で、貯蔵タンクＴからポンプ３０によってポンピングされた過冷却状態の液化天然ガスから冷熱を受け取って再凝縮された後、液体状態でポンプ４０に供給される。
このようなシステムは、圧縮によって蒸発ガスの温度が高くなるので、蒸発ガスの量が多い場合、これを再凝縮するために多量の液化天然ガスが供給されなければならなく、再気化される液化天然ガスの量が少ない場合、蒸発ガスに十分な冷熱を伝達できないこともある。
図２に示したシステムは、このような問題を解決するための、改善された蒸発ガス処理システムであって、本発明の一実施例に係る蒸発ガス処理システムを概略的に示している。
図２に示したように、本実施例の蒸発ガス処理システムは、船舶または海上構造物に設けられた貯蔵タンクＴで発生する蒸発ガスを圧縮する圧縮機１００と、圧縮機１００の下流に設けられ、圧縮された前記蒸発ガスが海水または清水と熱交換される圧縮ガス熱交換器３００と、圧縮ガス熱交換器３００の下流に設けられ、圧縮された蒸発ガスが圧縮機１００に取り込まれる蒸発ガスと熱交換される蒸発ガス熱交換器２００と、圧縮機１００で圧縮された蒸発ガスを再凝縮させる再凝縮器４００とを備えて構成される。
圧縮機１００の下流から再凝縮器４００に連結される圧縮ガス供給ラインＧＬに圧縮ガス熱交換器３００及び蒸発ガス熱交換器２００が設けられ、圧縮ガス熱交換器３００の下流で圧縮ガス供給ラインＧＬから分岐されるバイパスラインＢＬが設けられ、バイパスラインＢＬを介して、圧縮された蒸発ガスが蒸発ガス熱交換器２００をバイパスして再凝縮器４００に取り込まれる。
圧縮ガス供給ラインＧＬには、バイパスラインＢＬの分岐点以降に第１の制御バルブ４３０が設けられ、バイパスラインＢＬには第２の制御バルブ４５０が設けられる。このような第１及び第２の制御バルブ４３０、４５０を制御し、圧縮ガス供給ラインＧＬとバイパスラインＢＬのそれぞれを介して再凝縮器４００に流入する圧縮された蒸発ガスの流量を制御することによって、再凝縮器４００に取り込まれる圧縮された蒸発ガスの温度を調節することができる。
例えば、再凝縮器４００に取り込まれる液化天然ガスの量が多いときは、第１の制御バルブ４３０を遮断し、蒸発ガス熱交換器２００を経ることなく、圧縮された蒸発ガスの全量をバイパスラインＢＬを介して再凝縮器４００に供給することができる。
この場合、多量の過冷却された液化天然ガスが再凝縮器４００に取り込まれるので、蒸発ガス熱交換器２００を経ることなく、圧縮された蒸発ガスを再凝縮することができ、圧縮機１００に取り込まれる前に蒸発ガスが蒸発ガス熱交換器２００での熱交換を通じて加熱されないので、圧縮機１００の下流で圧縮された蒸発ガスの温度が低くなり、圧縮ガス熱交換器３００の負荷（ｌｏａｄ）を減少できるようになる。
貯蔵タンクＴで発生する蒸発ガスの温度が約−１２０℃である場合、圧縮機１００で圧縮された蒸発ガスは、圧縮ガス熱交換器３００を経た後、蒸発ガス熱交換器２００を通過すると、−５０℃〜−１００℃まで冷却されて再凝縮器４００に取り込まれる。
圧縮された蒸発ガスとの熱交換を通じて貯蔵タンクＴで発生した蒸発ガスは、温度が上昇しながら圧縮機１００に取り込まれ、圧縮機１００を経て圧縮された後、１０℃〜４０℃程度の海水または清水との熱交換を通じて圧縮ガス熱交換器３００で冷却された後、蒸発ガス熱交換器２００でさらに冷却される。
一方、貯蔵タンクＴから、過冷却された液化天然ガスが液化天然ガス供給ラインＬＬを介して再凝縮器４００に供給され、貯蔵タンクＴには、このために液化天然ガス供給ラインＬＬに液化天然ガスをポンピングする移送ポンプ５００が設けられる。
移送ポンプ５００によるポンピングにより、過冷却された液化天然ガスが再凝縮器４００に供給されると、圧縮及び冷却された蒸発ガスは、過冷却された液化天然ガスと混合されて液体状態の液化天然ガスに再凝縮される。
再凝縮器４００の下流には高圧ポンプ６００と気化器７００が設けられ、再凝縮器４００から供給された液化天然ガスが圧縮された後で気化され、陸上などに天然ガスが供給される（Ｇ）。
圧縮ガス熱交換器３００の下流で圧縮ガス供給ラインＧＬからガスラインＳＬが分岐され、圧縮された蒸発ガスが船舶または海洋構造物のガス消費先（Ｓ１、Ｓ２、Ｓ３）に供給され得るが、このようなガス消費先としては、ＤＦＤＥやＤＦＤＧなどのガスエンジン、ボイラー、ＧＣＵ（Ｇａｓ Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）などを例に挙げることができる。
船舶または海洋構造物にＤＦＤＥが設けられる場合、圧縮機１００の後端での圧力は、５ｂａｒａ〜１０ｂａｒａ、好ましくは６ｂａｒａ〜７ｂａｒａであり、再凝縮器４００での圧力は、４．５ｂａｒａ〜６ｂａｒａ（３ｂａｒｇ〜５．５ｂａｒｇ）であり得る。
貯蔵タンクＴで発生する蒸発ガスは、ガスラインＳＬを介して船舶または海上構造物内のガス消費先Ｓ１、Ｓ２、Ｓ３に優先的に供給して消費し、残存する蒸発ガスを再凝縮器４００に送り、これを過冷却された液化天然ガスで再凝縮するようにシステムを運営することができる。
一方、圧縮機１００の上流には、インラインミキサー（ｉｎ−ｌｉｎｅ ｍｉｘｅｒ）（図示せず）が設けられてもよい。貯蔵タンクＴに貯蔵された液化天然ガスの量が少なく、タンクで発生する蒸発ガスの温度が高くなる場合、インラインミキサーで貯蔵タンクＴ中の液化天然ガスを蒸発ガスと混合することによって、圧縮機１００に取り込まれる蒸発ガスを冷却した後で圧縮機に供給することができる。
このように、本発明は、上述した実施例に限定されるものではなく、本発明の思想及び範囲から逸脱しない範囲で多様に変更及び変形可能であることは、この技術の分野で通常の知識を有する者にとって自明である。したがって、そのような変更例または変形例は、本発明の特許請求の範囲に属するものと言えるだろう。

Claims (9)

  1. 船舶または海上構造物に設けられた貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを圧縮する圧縮機と、前記圧縮機の下流に設けられ、圧縮された前記蒸発ガスが海水または清水と熱交換される圧縮ガス熱交換器と、前記圧縮ガス熱交換器の下流に設けられ、圧縮された前記蒸発ガスが前記圧縮機に取り込まれる蒸発ガスと熱交換される蒸発ガス熱交換器とを備える蒸発ガス処理システム。
  2. 前記圧縮機で圧縮された前記蒸発ガスを再凝縮させる再凝縮器と、前記圧縮機の下流で前記再凝縮器に連結され、前記圧縮ガス熱交換器及び前記蒸発ガス熱交換器が設けられる圧縮ガス供給ラインと、圧縮された前記蒸発ガスが前記蒸発ガス熱交換器をバイパスして前記再凝縮器に取り込まれるように、前記圧縮ガス熱交換器の下流で前記圧縮ガス供給ラインから分岐されるバイパスラインとをさらに備える請求項１に記載の蒸発ガス処理システム。
  3. 前記圧縮ガス供給ラインにおいて前記バイパスラインの分岐点以降に設けられる第１の制御バルブと、前記バイパスラインに設けられる第２の制御バルブとをさらに備え、
    前記第１及び第２の制御バルブを制御することによって、前記再凝縮器に流入する圧縮された前記蒸発ガスの温度を調節できることを特徴とする請求項２に記載の蒸発ガス処理システム。
  4. 前記貯蔵タンクから前記再凝縮器に過冷却された液化天然ガスを供給する液化天然ガス供給ラインと、前記貯蔵タンクに設けられ、前記液化天然ガス供給ラインに前記液化天然ガスをポンピングする移送ポンプとをさらに備える請求項２に記載の蒸発ガス処理システム。
  5. 前記再凝縮器の下流に設けられ、前記液化天然ガスを圧縮する高圧ポンプと、前記高圧ポンプから圧縮された前記液化天然ガスを受け取って気化させる気化器とをさらに備える請求項４に記載の蒸発ガス処理システム。
  6. 前記圧縮ガス熱交換器の下流で前記圧縮ガス供給ラインから分岐され、圧縮された前記蒸発ガスを前記船舶または海洋構造物のガス消費先に供給するガスラインをさらに備える請求項２に記載の蒸発ガス処理システム。
  7. 前記圧縮機の上流に設けられ、前記貯蔵タンクで発生する前記蒸発ガスの温度が高い場合、前記貯蔵タンクの液化天然ガスを前記蒸発ガスと混合することによって、前記圧縮機に取り込まれる前記蒸発ガスを冷却するインラインミキサーをさらに備える請求項１に記載の蒸発ガス処理システム。
  8. 前記船舶または海洋構造物は、ＬＮＧ−ＲＶ（Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｖｅｓｓｅｌ）またはＬＮＧ−ＦＳＲＵ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ Ｓｔｏｒａｇｅ ａｎｄ Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）のうちいずれか一つである請求項１に記載の蒸発ガス処理システム。
  9. １）船舶または海上構造物に設けられた貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを圧縮するステップと、
    ２）圧縮された前記蒸発ガスを冷却するステップと、
    ３）圧縮及び冷却された前記蒸発ガスに前記貯蔵タンクから過冷却された液化天然ガスを供給し、前記蒸発ガスを再凝縮するステップとを含み、
    前記ステップ２）において、前記の圧縮された蒸発ガスは、前記貯蔵タンクで発生して圧縮される蒸発ガスとの熱交換で冷却され得ることを特徴とする蒸発ガス処理方法。
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