JP2021116927A - 液化天然ガスタンクからのボイルオフガスを再凝縮させるためのシステムおよび方法 - Google Patents

Abstract

【課題】天然ガス貯蔵タンク用の窒素冷媒ボイルオフガス回収システムの容量および効率を増大させるためのシステムおよび方法が記載されている。【解決手段】ボイルオフガスは、ボイルオフガスが通流する内側容器と、二相窒素が通流する外側容器と、を有する凝縮熱交換器において二相窒素によって凝縮させられる。論理制御は、熱交換器における二相窒素の圧力を調節することにより、貯蔵タンク圧力および電力消費を好ましいレベルに維持する。追加の論理制御は、戻り回路における膨張弁の位置を制御することによって、第２の熱交換器の低温端部に入る窒素流と、第２の熱交換機の低温端部から戻る窒素流との間の温度差を維持する。【選択図】 図１

Description

本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）ボイルオフ（ＢＯＧ）を貯蔵容器（貯蔵タンクとも称される）から回収するためのプロセスに関する。

液体天然ガス（ＬＮＧ）の貨物を運ぶ海洋タンカー、ならびに陸上貯蔵タンクでは、ＬＮＧ貯蔵レセプタクルを取り囲む絶縁体を通る熱漏れの結果として、液体の一部が蒸発によって失われる。さらに、陸および海の両方のＬＮＧ貯蔵容器への熱漏れは、液相の一部を蒸発させ、それによって容器圧力を上昇させる。エネルギーコストを節約したいという要望の高まりと組み合わさった、大都市エリアの近隣において放出するまたは燃やすことによる炭化水素含有流のタンカー廃棄を禁止する規制は、ＬＮＧ ＢＯＧを回収するための新たなタンカーの設計への再液化装置の組み込みにつながった。

ＢＯＧ再液化への１つの既存のアプローチは、圧縮サイクルの使用であった。この圧縮サイクルにおいて、ＢＯＧは、より高い圧力に圧縮され、冷却され、貯蔵容器へ戻される前に膨張させられる。ＢＯＧを圧縮するために必要な機器は大きく、このことは、タンカーまたはその他の浮遊用途ではスペース制約により理想的ではない。さらに、ＢＯＧは、高圧においてシステムの一部を循環させられ、これは、可燃性ガスの漏れのリスクを高める。

米国特許第４８４３８２９号には、主にメタンＢＯＧが圧縮され、次いで閉ループ窒素リサイクル冷却プロセスにおいて気体窒素によって適切に冷却され、次いで沸騰した液体窒素を使用して凝縮させられる、ＬＮＧ ＢＯＧ再液化プロセスが記載されている。

米国特許第６１９２７０５号には、ボイルオフガスが開ループメタン冷却サイクルにおいて凝縮され、ここでボイルオフガスが温められ、圧縮され、周囲冷却によって冷却され、次いで低圧に噴射され、液体を形成する、ＬＮＧボイルオフガス再液化プロセスが記載されている。この場合、ＢＯＧは、圧縮および冷却される前に周囲温度に温められる。

ＢＯＧを圧縮する必要なくまたはＢＯＧをサブクールする必要なくＢＯＧを再液化することができる改良されたＢＯＧ液化システムが必要である。

この概要は、発明を実施するための形態において以下にさらに説明される概念の一部を、簡略化した形式で紹介するために提供されている。この概要は、特許請求の範囲に記載の対象の主要な特徴または本質的な特徴を特定することも、特許請求の範囲に記載の対象の範囲を限定するために使用されることも、意図されていない。

システムおよび方法のいくつかの態様を以下に概説する

態様１：貯蔵タンクから天然ガスを含むボイルオフガス流を再凝縮させるための方法であって、方法は：
（ａ）ボイルオフガス流を第１の熱交換器において二相冷媒流によって少なくとも部分的に凝縮して、少なくとも部分的に凝縮されたボイルオフガス流および気体冷媒流を形成することであって、二相冷媒流は、５ｍｏｌ％以下の炭化水素と、窒素およびアルゴンの群から選択される少なくとも１つの、少なくとも９０ｍｏｌ％とを含み、二相冷媒流は、第１の熱交換器において気相部分および液相部分を有する、形成することと、
（ｂ）少なくとも部分的に凝縮させられたボイルオフガス流を貯蔵タンクに戻すことと、
（ｃ）気体冷媒流を第２の熱交換器において高圧冷媒流によって加熱し、温められた冷媒流を形成することと、
（ｄ）温められた冷媒流を、圧縮システムにおいて圧縮し、圧縮された冷媒流を形成することと、
（ｅ）圧縮された冷媒流を第３の熱交換器において冷却し、高圧冷媒流を形成することと、
（ｆ）高圧冷媒流を、第２の熱交換器において気体冷媒流によって冷却し、高圧冷却冷媒流を形成することと、
（ｇ）高圧冷却冷媒流を第１の部分および第２の部分に分離させることと、
（ｈ）高圧冷却冷媒流の第２部分を膨張させ、膨張した冷媒流を形成することと、を含む、方法。

態様２：
（ｉ）ステップ（ｃ）の少なくとも一部を行う前に、膨張した冷媒流を気体冷媒流と組み合わせることをさらに含む、態様１に記載の方法。

態様３：ステップ（ｉ）は、ステップ（ｃ）を行う前に、膨張した冷媒流を気体冷媒流および冷却冷媒流の一部と組み合わせることをさらに含む、態様２に記載の方法。

態様４：ステップ（ａ）は、ボイルオフガス流を第１の熱交換機において実質的に一定の温度で二相冷却流によって少なくとも部分的に凝縮させ、少なくとも部分的に凝縮させられたボイルオフガス流および気体冷媒流とを形成することをさらに含む、態様１〜３のいずれかに記載の方法。

態様５：
（ｊ）ステップ（ａ）および（ｂ）を行う間、貯蔵タンクの圧力の１１０％以下の圧力にボイルオフガスを維持することをさらに含む、態様１〜４のいずれかに記載の方法。

態様６：ステップ（ａ）は、ボイルオフガス流を第１の熱交換機の第１の容器において、第２の容器を通流する二相冷媒流によって少なくとも部分的に凝縮させ、少なくとも部分的に凝縮されたボイルオフガス流および気体冷媒流を形成することをさらに含み、第１の容器は、第２の容器内に収容されている、態様１〜５のいずれかに記載の方法。

態様７：二相冷媒流は、少なくとも９９％の窒素を含む、態様１〜６のいずれかに記載の方法。

態様８：
（ｋ）ステップ（ｈ）を行うことにより回収されたエネルギーを使用して、圧縮システムまたは発電機の少なくとも一部を駆動することをさらに含む、態様１〜７のいずれかに記載の方法。

態様９：ステップ（ｉ）は、ステップ（ｃ）の冷却の一部が気体冷媒流において行われた後、膨張した冷媒流を気体冷媒流と組み合わせることを含む、態様１〜８のいずれかに記載の方法。

態様１０：
（ｌ）第２の熱交換器において天然ガス流を気体冷媒流によって凝縮させることをさらに含む、態様１〜９のいずれかに記載の方法。

態様１１：
（ｍ）凝縮熱交換機を通るボイルオフガス流の増大した流れを生じるブロワを提供することをさらに含む、態様１〜１０のいずれかに記載の方法。

態様１２：ステップ（ａ）は、貯蔵タンクのヘッドスペース内に配置された第１の熱交換器においてボイルオフガス流を二相冷媒流によって少なくとも部分的に凝縮させ、少なくとも部分的に凝縮されたボイルオフガス流および気体冷媒流を形成することを含み、二相冷媒流は、少なくとも９０％の窒素を含み、第１の熱交換機において気相部分および液相部分を有する、態様１〜１１のいずれかに記載の方法。

態様１３：
（ｎ）ステップ（ｂ）を行う前に、少なくとも部分的に凝縮させられたボイルオフガス流を蒸気流と液体流とに相分離させ、液体流のみに対してステップ（ｂ）を行うことをさらに含む、態様１〜１２のいずれかに記載の方法。

態様１４：
（ｏ）貯蔵タンクの蒸気スペースに配置されたスプレーヘッダーを通って、貯蔵タンクから液体天然ガスをポンピングすることをさらに含む、態様１〜１３のいずれかに記載の方法。

態様１５：
（ｐ）気体冷媒流の圧力および第１の設定点に関して第１の弁の位置を制御することであって、第１の弁は第１熱交換器の下流にかつ第２の熱交換器の上流に配置されており、気体冷媒流と流体連通している、制御することと、
（ｑ）貯蔵タンクの圧力に関して第１の設定点を設定することと、をさらに含む、態様１〜１４のいずれかに記載の方法。

態様１６：ステップ（ｑ）は、第１の設定点を、貯蔵タンクの圧力および圧縮システムの電力消費に関して設定することをさらに含む、態様１５に記載の方法。

態様１７：
（ｒ）ステップ（ｃ）を行う前の気体冷媒流の温度と、冷却冷媒流の温度との間の差を、第２熱交換器の下流かつ第１熱交換器の上流における冷却冷媒流と流体流連通して配置された膨張弁の位置を制御することによって、第２の所定の範囲内に維持することをさらに含む、態様１〜１６のいずれかに記載の方法。

態様１８：ボイルオフガス再凝縮システムであって、
貯蔵タンクから引き出されたボイルオフガス流を、二相冷媒流によって少なくとも部分的に凝縮させ、貯蔵タンクに戻される気体冷媒流と、少なくとも部分的に凝縮されたボイルオフガス流とを生成するように適合された第１の熱交換器であって、二相冷媒流は、５ｍｏｌ％以下の炭化水素と、窒素およびアルゴンの群から選択される１つの少なくとも９０ｍｏｌ％とを含む、第１の熱交換機と、
気体冷媒流を、高圧冷却冷媒流によって冷却し、温められた冷媒流を形成するように適合された第２の熱交換器と、
温められた冷媒流を圧縮して圧縮された冷媒流を形成するように適合られた少なくとも１つの圧縮段と、圧縮された冷媒流を冷却して高圧冷媒流を形成するように適合された第３の熱交換器とを有する、圧縮システムと、
高圧冷却冷媒流の第２の部分を等エントロピー的に膨張させ、気体冷媒流と流体流連通した、膨張した冷媒流を形成するように適合された膨張装置と、
高圧冷却冷媒流の第１の部分を膨張させ、二相冷媒流を形成することができるように適合された弁と、を備える、ボイルオフガス再凝縮システム。

態様１９：第１の熱交換器は実質的に一定の温度でボイルオフガス流を少なくとも部分的に凝縮させるように適合されている、態様１８に記載のシステム。

態様２０：システムは、ボイルオフガスがボイルオフガス流として貯蔵タンクから引き出される点から、ボイルオフガスが貯蔵タンクに少なくとも部分的に凝縮させられたボイルオフガス流として戻される点まで、貯蔵タンクの圧力の１１０％以下の圧力にボイルオフガスを維持するように適合されている、態様１８または１９に記載のシステム。

態様２１：第１の熱交換機は、ボイルオフガス流と流体流連通した内側容器と、二相冷媒流と流体流連通した外側容器と、を備え、内側容器は、外側容器内に収容されている、態様１８〜２０のいずれかに記載のシステム。

態様２２：気体冷媒流の圧力および第１の設定点に関して第１の弁の位置を設定するように適合された少なくとも１つの制御装置をさらに備え、第１の弁は、第１の熱交換器の下流かつ第２の熱交換器の上流に配置されており、かつ気体冷媒流と流体流連通しており、第１の設定点は、貯蔵タンクの圧力に関連している、態様１８〜２１のいずれかに記載のシステム。

態様２３：少なくとも１つの制御装置は、気体冷媒流の温度と冷却冷媒流の温度との間の差を、第２の熱交換器の下流かつ第１の熱交換器の上流の冷却冷媒流と流体流連通して配置された膨張弁の位置を制御することによって、第２の所定の範囲内に維持するようにさらに適合されている、態様１８〜２２のいずれかに記載のシステム。

図１は、ＬＮＧ貯蔵タンクの第１の例示的なＢＯＧ再凝縮システムの模式フロー図である。

図２は、ＬＮＧ貯蔵タンクの第２の例示的なＢＯＧ再凝縮システムの模式フロー図である。

図３は、ＢＯＧ流が主にメタンである、ＬＮＧ貯蔵タンクの第３の例示的なＢＯＧ再凝縮システムの模式フロー図である。

図４は、ＢＯＧ流が主にメタンである、ＬＮＧ貯蔵タンクの第４の例示的なＢＯＧ再凝縮システムの模式フロー図である。

図５は、図１のＢＯＧ再凝縮システムと共に使用される例示的な制御を示す模式フロー図である。

図６は、ＬＮＧ貯蔵タンクの第５の例示的なＢＯＧ再凝縮システムの模式フロー図である。

以下の詳細な説明は、好ましい例示的な実施形態のみを提供し、その範囲、適用可能性、または構成を限定することは意図されていない。むしろ、以下の好ましい例示的な実施形態の詳細な説明は、好ましい例示的な実施形態を実施するための授権記述を当業者に提供する。その思想および範囲から逸脱することなく、要素の機能および配置の様々な変更がなされてもよい。

図面に関連して本明細書に記載された参照番号は、１つ以上の後続の図面において、他の特徴のための文脈を提供するために、明細書において追加的な説明なしに繰り返されることがある。

本出願は、複数の例示的な実施形態を含む。２つ以上の実施形態において存在する特徴は、１００の位が異なる参照番号によって表されている。例えば、図１の実施形態の貯蔵タンク１０１は、図２の貯蔵タンク２０１および図３の貯蔵タンク３０１に対応している。図面に示された他の実施形態とは異なる特徴として具体的に説明されない限り、その特徴は、説明された実施形態における対応する特徴と同じ構造および機能を有すると仮定することができる。さらに、その特徴が、後述の実施形態において異なる構造または機能を有さない場合、本明細書では具体的に言及されない場合がある。

本明細書および特許請求の範囲において使用される「ｆｌｕｉｄ ｆｌｏｗ ｃｏｍｍｕｎｉｃａｔｉｏｎ（流体流連通）」という用語は、液体、蒸気、および／または二相混合物を、構成要素間において、制御された態様で（すなわち、漏れが生じることなく）直接的または間接的のいずれかで移動させることができる、２つ以上の構成要素間の接続の性質を指している。２つ以上の構成要素を、これらの構成要素が互いに流体流連通するように接続することは、溶接部、フランジ付き導管、ガスケット、およびボルトを使用する場合のような、当技術分野で知られている任意の適切な方法を含むことができる。２つ以上の構成要素は、これらの構成要素を分離することができるシステムの他の構成要素を介して、例えば流体流を選択的に制限または誘導することができる弁、ゲート、または他の装置を介して互いに接続することもできる。

本明細書および特許請求の範囲において使用される「導管」という用語は、流体がシステムの２つ以上の構成要素間でそれらを通って輸送されることができる１つ以上の構造を指す。例えば、導管は、液体、蒸気、および／またはガスを輸送するパイプ、ダクト、通路、ならびにそれらの組み合わせを含むことができる。

本明細書および特許請求の範囲において使用される「天然ガス」という用語は、主にメタンからなる炭化水素ガス混合物を意味する。

本明細書および特許請求の範囲において使用される「炭化水素」、「炭化水素ガス」、または「炭化水素流体」という用語は、少なくとも１つの炭化水素を含むガス／流体を意味し、そのため、このような炭化水素（複数可）は、ガス／流体の全体組成の少なくとも８０％、より好ましくは少なくとも９０％を含む。

特許請求の範囲において、文字は、請求されるステップ（例えば、（ａ）、（ｂ）、および（ｃ））を特定するために使用される。これらの文字は、方法ステップを示すのを補助するために使用されており、請求されるステップが行われる順序を指すことは、このような順序が特許請求の範囲に具体的に列挙されていない限り意図されておらず、具体的に列挙される場合はその範囲でのみ示すことが意図されている。

方向を表す用語（例えば、上、下、左、右など）が、本明細書および特許請求の範囲において使用され得る。これらの方向を表す用語は、例示的な実施形態を説明するのを補助することを意図しているに過ぎず、その範囲を限定することを意図していない。本明細書において使用される「上流」という用語は、基準点からの導管内の流体の流れ方向と反対の方向を意味することが意図されている。同様に、「下流」という用語は、基準点からの導管内の流体の流れの方向と同じ方向を意味することが意図されている。

本明細書および特許請求の範囲で使用される高−高」、「高」、「中間」、「低」、および「低−低」という用語は、これらの用語が使用される要素の特性の相対値を表すことを意図している。例えば、高−高圧流は、本出願に記載または請求された対応する高圧流、中圧流、または低圧流よりも高い圧力を有する流れを示すことが意図されている。同様に、高圧流は、本明細書または特許請求の範囲に記載された対応する中圧流または低圧流よりも高い圧力を有するが、本出願に記載または請求された対応する高−高圧流よりも低い圧力を有する流れを示すことが意図されている。同様に、中圧流は、本明細書または特許請求の範囲に記載された対応する低圧流よりも高い圧力を有するが、本出願に記載または請求された対応する高圧流よりも低い圧力を有する流れを示すことが意図されている。

本明細書に別段の定めがない限り、本明細書、図面、および特許請求の範囲に特定された任意および全ての割合は、質量パーセントベースであること理解されるべきである。本明細書に別段の定めがない限り、本明細書、図面、および特許請求の範囲に特定された任意および全ての圧力は、ゲージ圧を意味すると理解されるべきである。

本明細書および特許請求の範囲において使用される「圧縮システム」という用語は、１つ以上の圧縮段として定義される。例えば、圧縮システムは、単一の圧縮機内に複数の圧縮段を備えてもよい。別の例では、圧縮システムは、複数の圧縮機を含んでもよい。

本明細書に別段の定めがない限り、ある位置において流れを導入することは、その位置において実質的に全ての流を導入することを意味することが意図されている。本明細書において検討され、図面に示される全ての流れ（典型的には、通常の動作中の流体の流れの全体的な方向を示す矢印を持つ線で表される）が、対応する導管内に含まれると理解されるべきである。各導管は、少なくとも１つの入口および少なくとも１つの出口を有すると理解されるべきである。さらに、装置の各部分は、少なくとも１つの入口および少なくとも１つの出口を有すると理解されるべきである。

図１は、ＬＮＧが貯蔵タンク１０１内に含まれた、ボイルオフガス（ＢＯＧ）再凝縮システム１３８の例示的な実施形態を示している。ボイルオフガスは、ＢＯＧ流１００として貯蔵タンク１０１から出る。ＢＯＧ流１００は、凝縮熱交換器１０４を通流し、少なくとも部分的に凝縮され、部分的に凝縮されたＢＯＧ流１０２を形成する。部分的に凝縮されたＢＯＧ流１０２は、重力によって貯蔵タンク１０１へ、部分的に凝縮させられた場合はタンクの上部または完全に凝縮させられた場合は底部の近くへ戻される。

この実施形態において、凝縮熱交換器１０４は、沸騰する液体窒素（ＬＩＮ）を含む容器１３６内に配置されたプレートフィン熱交換器１３４である。この実施形態において、凝縮熱交換器１０４は、貯蔵タンク１０１の上方に配置されている。代替的に、凝縮熱交換器１０４は、貯蔵タンク１０１の内部に、例えば沸騰するＬＩＮを含む熱交換コイルの表面に配置することができる。

気体窒素（ＧＡＮ）流１０６は、凝縮熱交換器１０４から引き出され、膨張したＧＡＮ流１０８と組み合わされて、組み合わされたＧＡＮ流１０９を形成する。組み合わされたＧＡＮ流１０９は、熱交換器１１０において、高圧ＧＡＮ流１１８（本明細書において説明される）によって周囲温度付近まで温められ、温められたＧＡＮ流１１２を形成する。代替的に、ＧＡＮ流１０６が熱交換器１１０において部分的に温められた後に、膨張させられたＧＡＮ流１０８をＧＡＮ流１０６と合流させることができる。これは、選択的な膨張させられたＧＡＮ流１０８Ａを表した点線によって示されている。

次いで、温められたＧＡＮ流１１２を圧縮機１１４において圧縮し、圧縮されたＧＡＮ流１１７を形成する。次いで、圧縮されたＧＡＮ流１１７は、熱交換器１１６において冷却水または周囲空気（図示せず）によって周囲温度付近まで冷却され、高圧ＧＡＮ流１１８を形成する。圧縮器１１４は、選択的に、冷却水または空気インタークーラー（図示せず）を備える複数の圧縮段を有することができる。

高圧ＧＡＮ流１１８は、熱交換器１１０において、組み合わせられたＧＡＮ流１０９によって中間温度まで冷却され、高圧の冷却されたＧＡＮ流１２１を形成する。次いで、高圧の冷却されたＧＡＮ流１２１の一部１２０が、膨張器１２２において等エントロピー的に膨張させられる。膨張器１２２によって発生された仕事は、発電機において電気エネルギーとして回収されてもよいか、または膨張器１２２は、温められたＧＡＮ流１１２を圧縮するために必要な圧縮エネルギーの一部を提供するために、圧縮機１１４に機械的に接続することができる。

次いで、高圧の冷却されたＧＡＮ流１２１の残りの部分１２３は、熱交換機１１０においてさらに冷却され、ＧＡＮ流１０６よりもわずかに暖かい温度を有する冷却されたＧＡＮ流１２４として出ていく。冷却されたＧＡＮ流１２４は、ＪＴ弁１２６において噴射され、二相窒素流１２８を形成し、二相窒素流１２８は凝縮熱交換機１０４のシェル側へ供給される。

この実施形態において、ＢＯＧ流１００の凝縮のための冷却デューティは、窒素によって提供される。他の実施形態では、例えば、アルゴンなどの代替的な冷媒を使用することができる。冷媒が５ｍｏｌ％未満の炭化水素を含むことが好ましい。これは、より高い圧力下で作動させられるシステム１３８の部分において不燃性の冷媒を使用することによって安全性を向上させる。また、冷媒は、少なくとも９０ｍｏｌ％、より好ましくは少なくとも９９％の純度を有することが好ましい。例えば、冷媒が窒素である場合、冷媒は、好ましくは少なくとも９０ｍｏｌ％の窒素を含む。冷媒の好ましい純度は、凝縮熱交換器１０４における冷媒の沸騰および圧縮システム１１４における冷媒の圧縮がより効率的に行われることを可能にする。

この実施形態において、ＢＯＧ流１００の凝縮は、実質的に一定の温度で行われる。この文脈において、「実質的に一定の温度」とは、凝縮熱交換器１０４に入るときのＢＯＧ流１００と、凝縮熱交換器を出るときの部分的に凝縮させられたＢＯＧ流１０２との間の温度差が好ましくは２℃未満であることを意味する。

熱交換器１１０はまた、温かい天然ガス流１３０を凝縮し、凝縮された天然ガス流１３１を形成するために使用されてもよい。加えて、補足のＬＩＮ冷却流１３２を、選択的に、凝縮熱交換器１０４の低温端部へ送ることができる。

図６は、ＢＯＧ再凝縮システム６３８の別の例示的な実施形態を示しており、凝縮熱交換機が、貯蔵タンク６０１のヘッドスペース内に配置されている。この実施形態では、二相窒素流１２８が、貯蔵タンク６０１のヘッドスペースに配置された熱交換コイル６０４を通って循環させられる。ヘッドスペース内のＢＯＧ（破線６００によって示されている）が熱交換コイル６０４の外面と接触し、少なくとも部分的に凝縮させられ（破線６０２によって示されている）、熱交換コイル６０４から下向きに流れる。

図２は、配管と凝縮熱交換２０４との間の摩擦抵抗を克服するためにブロワ２４０が使用される、ＢＯＧ再凝縮システム２３８の別の例示的な実施形態を示している。ブロワ２４０は、ＢＯＧ流２４２を凝縮熱交換器２０４へ送り、凝縮熱交換機２０４においてＢＯＧ流２４２が少なくとも部分的に凝縮させられる。この実施形態では、ＢＯＧのわずかな適切な冷却が凝縮熱交換器２０４において生じるが、先行技術とは対照的に、ＢＯＧ流２４２のすべての冷却は、依然として、沸騰する液体窒素によって提供される。

図２に示された実施形態においても、ＢＯＧは、再液化プロセスを通じて実質的に貯蔵タンク１０１の圧力に留まることに留意することが重要である。この文脈において、「実質的に」という用語は、ＢＯＧが凝縮熱交換器１０４と、ＢＯＧ流１００および部分的に凝縮させられたＢＯＧ流１０２を含む導管とを通って循環する際に生じる摩擦損失を克服するために必要な程度にのみ、ＢＯＧの圧力が上昇させられることを意味する。言い換えれば、ＢＯＧは、好ましくは貯蔵タンク１０１の圧力の１５０％以下、より好ましくは１２０％以下、最も好ましくは１０５％以下の圧力に維持される。例えば、バルクＬＮＧ貯蔵タンクの圧力は、１４．７ＰＳＩＡ（１０１．４ｋＰａ）の、大気圧よりわずかに高い圧力に維持されることが一般的である。１５ＰＳＩＡ（１０３．４ｋＰａ）のタンク圧力に基づき、再凝縮プロセスは、プロセス中のあらゆる時点において（すなわち、ＢＯＧ流２００が貯蔵タンク３０１から引き出される時点から、部分的に凝縮させられたＢＯＧ流３０２が貯蔵タンク３０１に再び入る時点まで）、１８ＰＳＩＡ（１２４．１ｋＰａ）を超えない圧力でＢＯＧにおいて行われることが好ましい。利点の中でも特に、このことは、可燃性流体が循環するシステム３３８の部分が低圧で作動することを可能にし、これは、可燃性漏れのリスクを低減する。

図３は、ＢＯＧ流３００が実質的な窒素割合（例えば、１０ｍｏｌ％を超える窒素）を含む場合に有用な、ＢＯＧ再凝縮システム３３８の別の例示的な実施形態を示す。ＢＯＧ流３００が実質的な窒素割合を含む場合、ＢＯＧ流３００を部分的に凝縮させることのみによって必要な冷却デューティを提供することがより効率的である。部分的に凝縮させられたＢＯＧ流３０２は、相分離器３４４において液体流３４８と蒸気流３４６とに分離される。液体流３４８は、貯蔵タンク３０１に戻され、蒸気流３４６（窒素が多い）は、燃料として燃焼または使用されてもよい。

ＬＮＧが実質的な窒素割合を含む貯蔵タンク３０１の場合、図３に示された例示的な実施形態が有効である。なぜならば、この実施形態は、凝縮させられていない窒素が貯蔵タンク３０１の蒸気スペースに蓄積することを防止するからである。窒素が蒸気スペースに蓄積されると、ＢＯＧ流３００の温度が低下する。この低下した温度は、ＢＯＧ流３００の凝縮に必要な電力を増大させ、ＢＯＧ再凝縮システム３３８の容量を減少させることがある。ＬＮＧ輸送船におけるＢＯＧの凝縮の場合、ＢＯＧ流３００における増加した窒素レベルもまた、ＢＯＧを燃料として使用する船舶エンジンに悪影響を及ぼすことがある。

図４は、ＢＯＧ再凝縮システム４３８の別の例示的な実施形態を示し、この実施形態もまた、ＢＯＧ流４００が窒素を含む場合に有効である。この場合、部分的に凝縮させられたガス流４０２は、部分的にのみ凝縮させられ、蒸気スペース４４０において貯蔵タンク４０１の上部へ戻される。窒素が蒸気スペース４４０に蓄積することを防止するために、スプレーヘッダー４５２にＬＮＧを供給するためのポンプ４５０が使用され、スプレーヘッダー４５２は、液相と蒸気相とを平衡状態に保ち、蒸気スペース４４０における窒素の蓄積または濃縮を防止する。ＬＮＧキャリア船の場合、タンクの初期充填の前の貯蔵タンク１０１の冷却のために、ポンプ４５０およびスプレーヘッダー４５２がしばしば必要とされる。したがって、両目的のために同じポンプ４５０およびスプレーヘッダー４５２が使用されてもよい。

ＢＯＧ再凝縮システム５３８の別の例示的な実施形態が図５に示されている。この実施形態では、凝縮熱交換機５０４の容量を調整することによって貯蔵タンク５０１における圧力を間接的に制御するために、弁制御装置５６２が使用される。圧力制御装置５６０は、圧力制御装置５６０の出力ＯＰ１に基づき弁制御装置５６２の設定点ＳＰ１を調節することによって貯蔵タンク５０１における圧力を制御し、これは、ひいては、弁５６４を操作することによって凝縮熱交換機５０４における沸騰するＬＩＮの圧力を制御する。本明細書において使用される「閉じる」および「開く」という用語は、必ずしも弁位置を完全に開いた位置または完全に閉じた位置へ変化させるためではなく、弁の位置をある１つの方向または別の方向へ変更させることを意味することが意図されている。

ボイルオフ率がＢＯＧ再凝縮システム５３８の設計能力にあるとき、（ＰＶ２によって測定された）貯蔵タンク５０１の圧力は、設定点ＳＰ２にあり、弁５６４は、完全にまたはほぼ完全に開いている。ボイルオフ率が設計能力より低下すると、貯蔵タンク５０１における圧力が低下し始め、圧力制御装置５６０は、弁制御装置５６２への設定点ＳＰ１を増大させることによって応答し、弁制御装置５６２は、弁５６４を部分的に閉じることによって応答し、これにより、沸騰するＬＩＮの圧力を上昇させ、ひいては、ＬＩＮ温度を上昇させ、これは、熱伝達および冷却デューティのための駆動力を低下させ、これにより、タンク圧力が設定点に維持される。弁が閉じ、窒素の質量流量が減少していることにより、５６４の下流でかつＪＴ弁５２６の上流における圧力は降下するのに対し、体積流量はほぼ同じままであり、これにより、圧縮機５１４はピーク効率においてまたはピーク効率付近において作動し続ける。凝縮熱交換機５０４における液体レベルは上昇する。なぜならば、５１４に接続された吸込みおよび排出回路の両方と、熱交換機５１０とにおける低下した圧力により、システムにおける気体窒素の在庫が減少するからである。このターンダウン法は、窒素冷媒の損失なしにシステム気体在庫を減少させることによって、圧縮機５１４の質量流量および消費電力を減少させる。

逆に、ボイルオフ率が上昇する場合、圧力制御装置５６０は、弁制御装置５６２への設定点を上昇させることによって応答し、弁制御装置５６２は、弁５６４を開くことによって応答し、これにより、沸騰するＬＩＮの圧力を上昇させかつＬＩＮの温度を低下させ、これは、熱伝達および冷却デューティのための駆動力を増大し、これにより、貯蔵タンク５０１の圧力が設定点ＳＰ２に維持される。次いで、５０４における液体レベルが低下し、追加的な窒素在庫を循環させ、弁５６４の下流およびＪＴ弁５２６の上流のシステムにおける圧力を上昇させる。

前述のように、圧力制御装置５６０の出力ＯＰ２は通常、弁制御装置５６２の設定点ＳＰ１として使用される。設計点より高いボイルオフ率において、冷却デューティは、必要とされる動力が、圧縮機５１４を駆動するために使用されるモータ５７０から得られる最大動力に近づくようになっていてもよい。モータの過負荷を防止するために、動力制御装置５７２が設けられている。動力制御装置５７２は、モータの電力消費ＰＶ３を、ユーザから供給された設定点（ＳＰ３）（最大許容電力）と比較する。ボイルオフ率が高く、電力消費ＰＶ３が設定点ＳＰ３に近づくと、電力制御装置５７２からの出力ＯＰ３が増大する。この出力ＯＰ３は、セレクターブロック５７４において圧力制御装置５６０からの出力ＯＰ２と比較され、セレクターブロック５７４は、より大きな値を設定点ＳＰ１として弁制御装置５６２へ送る。電力制御装置５７２からの出力ＯＰ３が圧力制御装置５６０からの出力ＯＰ２より大きい場合、電力制御装置出力ＯＰ３は、モータ５７０の過負荷を防止するために圧力制御装置出力ＯＰ２より優先される。その場合、貯蔵タンク５０１における圧力が設定点ＳＰ２を超過し、圧力逃がし弁（図示せず）を作動させ、余分なＢＯＧを燃焼させるまたは放出してもよい。

制御システムの別の特徴は、（ＰＶ６において測定された）熱交換器５１０の低温端部に入る組み合わされたＧＡＮ流１０９の温度と、（ＰＶ７において測定された）熱交換機５１０の低温端部から出る冷却されたＧＡＮ流５２４との間の一定の温度差を維持することである。この温度差ＰＶ４は、ＦＹによって測定され、信号ＰＶ４によって温度差制御装置５６６へ供給される。温度差制御装置５６６は、温度差ＰＶ４を、流れ制御装置５６８の設定点ＳＰ５を操作することによって、オペレータから供給される設定点ＳＰ４に維持する。これにより、流れ制御装置５６８はＪＴ弁の位置を制御し、ＪＴ弁は、ＪＴ弁５２６を通る窒素の流量を制御する。熱交換機５１０の低温端部における温度差ＰＶ４が設定点ＳＰ４を超過し始めると、温度差制御装置５６６は、流れ制御装置５６８への設定点ＳＰ５を低下させる。次いで、流れ制御装置５６８は、ＪＴ弁５２６を閉じ始め、冷却されたＧＡＮ流５２４の流れを減少させ、これは、温度差ＰＶ４を減少させる。

この例示的な実施形態では、膨張装置５２２には流れ制御ノズル５７６が備えられ、流れ制御ノズル５７６は、効率を高めるために膨張装置５２２および圧縮機５１４における流量および出口−入口差圧を変化させるように手動で調節することができる。

実施例１

表１は、温かい天然ガス流１３０、代替的な膨張させられたＧＡＮ流１０８Ａまたは補足的なＬＩＮ冷却流１３２を有さない、図１のシステムに従って行われるプロセスの一例の流れデータを示している。この例では、圧縮機１１４の総圧縮仕事は、２，２５２ｈｐであり、膨張装置１２２によって発生される仕事は、１，９４３ｈｐの正味仕事要求のために３０９ｈｐである。この例では、凝縮熱交換器１０４の冷却デューティは、３１１ｋｗである。

本発明は、好ましい実施形態およびその代替実施形態に関して開示されている。もちろん、本発明の教示からの様々な変更、改良、および修正は、当業者であれば、本発明の意図された思想および範囲から逸脱することなく考慮されることがある。本発明は、添付の特許請求の範囲の用語によってのみ限定されることが意図されている。

態様１８：ボイルオフガス再凝縮システムであって、
貯蔵タンクから引き出されたボイルオフガス流を、二相冷媒流によって少なくとも部分的に凝縮させ、貯蔵タンクに戻される少なくとも部分的に凝縮されたボイルオフガス流と、気体冷媒流とを生成するように適合された第１の熱交換器であって、二相冷媒流は、５ｍｏｌ％以下の炭化水素と、窒素およびアルゴンの群から選択される１つの少なくとも９０ｍｏｌ％とを含む、第１の熱交換機と、
気体冷媒流を、高圧冷却冷媒流によって冷却し、温められた冷媒流を形成するように適合された第２の熱交換器と、
温められた冷媒流を圧縮して圧縮された冷媒流を形成するように適合された少なくとも１つの圧縮段と、圧縮された冷媒流を冷却して高圧冷媒流を形成するように適合された第３の熱交換器とを有する、圧縮システムと、
高圧冷却冷媒流の第２の部分を等エントロピー的に膨張させ、気体冷媒流と流体流連通した、膨張した冷媒流を形成するように適合された膨張装置と、
高圧冷却冷媒流の第１の部分を膨張させ、二相冷媒流を形成することができるように適合された弁と、を備える、ボイルオフガス再凝縮システム。

Claims (20)

1. 貯蔵タンクから天然ガスを含むボイルオフガス流を再凝縮させるための方法であって、前記方法は：
   （ａ）前記ボイルオフガス流を第１の熱交換器において二相冷媒流によって少なくとも部分的に凝縮して、少なくとも部分的に凝縮されたボイルオフガス流および気体冷媒流を形成することであって、前記二相冷媒流は、５ｍｏｌ％以下の炭化水素と、窒素およびアルゴンの群から選択される少なくとも１つの、少なくとも９０ｍｏｌ％とを含み、前記二相冷媒流は、前記第１の熱交換器において気相部分および液相部分を有する、形成することと、
   （ｂ）前記少なくとも部分的に凝縮されたボイルオフガス流を前記貯蔵タンクに戻すことと、
   （ｃ）前記気体冷媒流を第２の熱交換器において高圧冷媒流によって加熱し、温められた冷媒流を形成することと、
   （ｄ）前記温められた冷媒流を圧縮システムにおいて圧縮し、圧縮された冷媒流を形成することと、
   （ｅ）前記圧縮された冷媒流を第３の熱交換器において冷却し、前記高圧冷媒流を形成することと、
   （ｆ）前記高圧冷媒流を前記第２の熱交換器において前記気体冷媒流によって冷却し、高圧冷却冷媒流を形成することと、
   （ｇ）前記高圧冷却冷媒流を第１の部分および第２の部分に分離させることと、
   （ｈ）前記高圧冷却冷媒流の前記第２の部分を膨張させ、膨張した冷媒流を形成することと、を含む、方法。
2. （ｉ）ステップ（ｃ）の少なくとも一部を行う前に、前記膨張した冷媒流を前記気体冷媒流と組み合わせることをさらに含む、請求項１に記載の方法。
3. ステップ（ｉ）は、ステップ（ｃ）を行う前に、前記膨張した冷媒流を前記気体冷媒流および前記冷却冷媒流の一部と組み合わせることをさらに含む、請求項２に記載の方法。
4. ステップ（ａ）が、前記ボイルオフガス流を前記第１の熱交換器内において実質的に一定の温度で前記二相冷媒流によって少なくとも部分的に凝縮させ、前記少なくとも部分的に凝縮させられたボイルオフガス流および前記気体冷媒流を形成することをさらに含む、請求項１に記載の方法。
5. （ｊ）ステップ（ａ）および（ｂ）を行う間、前記貯蔵タンクの圧力の１１０％以下の圧力に前記ボイルオフガスを維持することをさらに含む、請求項１に記載の方法。
6. ステップ（ａ）は、前記ボイルオフガス流を前記第１の熱交換器の第１の容器において、第２の容器を通流する前記二相冷媒流によって少なくとも部分的に凝縮させ、前記少なくとも部分的に凝縮されたボイルオフガス流および前記気体冷媒流を形成することをさらに含み、前記第１の容器は前記第２の容器内に収容されている、請求項１に記載の方法。
7. 前記二相冷媒流は、少なくとも９９％の窒素を含む、請求項１に記載の方法。
8. ステップ（ｉ）は、
   （ｉ）ステップ（ｃ）の冷却の一部が前記気体冷媒流において行われた後、前記膨張した冷媒流を前記気体冷媒流と組み合わせることを含む、請求項１に記載の方法。
9. （ｌ）前記第２の熱交換器において天然ガス流を前記気体冷媒流によって凝縮させることをさらに含む、請求項１に記載の方法。
10. （ｍ）凝縮熱交換器を通る前記ボイルオフガス流の増大した流れを生じるブロワを提供することをさらに含む、請求項１に記載の方法。
11. （ｎ）ステップ（ｂ）を行う前に、前記少なくとも部分的に凝縮されたボイルオフガス流を蒸気流と液体流とに相分離させ、前記液体流のみに対してステップ（ｂ）を行うことをさらに含む、請求項１に記載の方法。
12. （ｐ）前記気体冷媒流の圧力および第１の設定点に関して第１の弁の位置を制御することであって、前記第１の弁は前記第１の熱交換器の下流かつ前記第２の熱交換器の上流に配置されており、前記気体冷媒流と流体流連通している、制御することと、
    （ｑ）前記貯蔵タンクの圧力に関して前記第１の設定点を設定することと、をさらに含む、請求項１に記載の方法。
13. ステップ（ｑ）は、前記第１の設定点を、前記貯蔵タンクの前記圧力および前記圧縮システムの電力消費に関して設定することをさらに含む、請求項１２に記載の方法。
14. （ｒ）ステップ（ｃ）を行う前の前記気体冷媒流の温度と、冷却冷媒流の温度との間の差を、前記第２の熱交換器の下流かつ前記第１の熱交換器の上流における前記冷却冷媒流と流体流連通して配置された膨張弁の位置を制御することによって、第２の所定の範囲内に維持することをさらに含む、請求項１に記載の方法。
15. ボイルオフガス再凝縮システムであって、
    貯蔵タンクから引き出されたボイルオフガス流を、二相冷媒流によって少なくとも部分的に凝縮させ、前記貯蔵タンクに戻される気体冷媒流と、少なくとも部分的に凝縮されたボイルオフガス流とを生成するように適合された第１の熱交換器であって、前記二相冷媒流は、５ｍｏｌ％以下の炭化水素と、窒素およびアルゴンの群から選択される１つの少なくとも９０ｍｏｌ％とを含む、第１の熱交換機と、
    前記気体冷媒流を、高圧冷却冷媒流によって冷却し、温められた冷媒流を形成するように適合された第２の熱交換器と、
    前記温められた冷媒流を圧縮して圧縮された冷媒流を形成するように適合させられた少なくとも１つの圧縮段と、前記圧縮された冷媒流を冷却して高圧冷媒流を形成するように適合された第３の熱交換器とを有する、圧縮システムと、
    前記高圧冷却冷媒流の第２の部分を等エントロピー的に膨張させ、前記気体冷媒流と流体流連通した、膨張した冷媒流を形成するように適合された膨張装置と、
    前記高圧冷却冷媒流の第１の部分を膨張させ、前記二相冷媒流を形成することができるように適合された弁と、を備える、ボイルオフガス再凝縮システム。
16. 前記第１の熱交換器は、実質的に一定の温度で前記ボイルオフガス流を少なくとも部分的に凝縮させるように適合されている、請求項１５に記載のシステム。
17. 前記システムは、前記ボイルオフガスが前記ボイルオフガス流として前記貯蔵タンクから引き出される点から、前記ボイルオフガスが前記貯蔵タンクに前記少なくとも部分的に凝縮させられたボイルオフガス流として戻される点まで、前記貯蔵タンクの圧力の１１０％以下の圧力に前記ボイルオフガスを維持するように適合されている、請求項１５に記載のシステム。
18. 前記第１の熱交換器は、前記ボイルオフガス流と流体流連通した内側容器と、前記二相冷媒流と流体流連通した外側容器と、を備え、前記内側容器は、前記外側容器内に収容されている、請求項１５に記載のシステム。
19. 前記気体冷媒流の圧力および第１の設定点に関して第１の弁の位置を設定するように適合された少なくとも１つの制御装置をさらに備え、前記第１の弁は、前記第１の熱交換器の下流かつ前記第２の熱交換器の上流に配置されており、かつ前記気体冷媒流と流体流連通しており、前記第１の設定点は、前記貯蔵タンクの圧力に関連している、請求項１５に記載のシステム。
20. 前記少なくとも１つの制御装置は、前記気体冷媒流の温度と冷却冷媒流の温度との間の差を、前記第２の熱交換器の下流かつ前記第１の熱交換器の上流の前記冷却冷媒流と流体流連通して配置された膨張弁の位置を制御することによって、第２の所定の範囲内に維持するようにさらに適合されている、請求項１５に記載のシステム。

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