JP2021505828A - 液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理装置及び蒸発ガス処理方法 - Google Patents

液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理装置及び蒸発ガス処理方法 Download PDF

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Abstract

【課題】本発明は、再気化ガスの送出量が少ない場合でも、蒸発ガスを再液化させて回収することができる、液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理装置に関する。【解決手段】本発明に係る液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理装置は、蒸発ガスを燃料需要先で要求される圧力まで圧縮する燃料圧縮機と、燃料圧縮機の後段に燃料圧縮機と直列に設置されて、燃料圧縮機で圧縮された低圧蒸発ガスを再気化ガスの需要先で要求される圧力まで圧縮する高圧圧縮機と、高圧圧縮機で圧縮された高圧蒸発ガスを冷却する低温熱交換器と、低温熱交換器で冷却された高圧蒸発ガスを液化ガスが貯蔵される液化ガス貯蔵タンクの内圧まで減圧する減圧装置と、減圧装置での減圧によって生成されたフラッシュガスを分離する液化ガスドラムとを備え、液化ガスドラムで分離された液体状態の再液化蒸発ガスを液化ガス貯蔵タンクに回収する。【選択図】図１

Description

本発明は、液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理装置及び蒸発ガス処理方法に関するものである。より詳細には、液化ガス再気化システムにおいて、再気化ガスの送出量が無い若しくは少ない場合であっても、蒸発ガスを再液化させて回収することができる、液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理装置及び蒸発ガス処理方法に関するものである。
一般に、天然ガスは生産地で極低温に液化された液化天然ガス（ＬＮＧ；Liquefied Natural Gas）の状態で製造された後、ＬＮＧ運搬船を用いて目的地まで遠距離輸送される。ＬＮＧは天然ガスを常圧で約−１６３℃の極低温まで冷却して得られるものであり、ガス状態の天然ガスよりもその体積が約１／６００まで減少するため、海上を通じた遠距離輸送に非常に適している。
ＬＮＧ運搬船で運ばれたＬＮＧは、陸上または海上で気化させて、陸上のガス需要先に供給される。ＬＮＧ運搬船からＬＮＧが供給されて、海上で再気化させてガス需要先に供給する再気化船舶の代表的なものとしては、ＬＮＧ運搬船にＬＮＧ再気化システムを設置したＬＮＧ ＲＶ（LNG Regasification Vessel）またはＬＮＧ ＦＳＲＵ（Floating Storage and Regasification Unit）などのＬＮＧ再気化船舶または浮遊式の海上構造物（以下、「ＬＮＧ再気化船舶」という。）がある。
一般に、ＬＮＧ再気化船舶に設置される再気化設備には、ＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵された低圧のＬＮＧをガス需要先で要求される圧力まで加圧する高圧ポンプ（high pressure pump）、海水（seawater）などの熱媒体（heating medium）を利用しガス配管網（regas network）で要求される温度まで加熱して気化させる気化器（high pressure vaporizer）が含まれる。高圧ポンプと気化器とによって気化された再気化ガスは、ガス配管網を通してガス需要先（consumer）に送られる。
ＬＮＧ再気化船舶に設置されるＬＮＧ貯蔵タンクには、ＬＮＧが約−１６３℃の極低温の液体状態で貯蔵される。したがって、ＬＮＧ貯蔵タンクはＬＮＧの液体状態を維持するために断熱処理を施すことが好ましい。しかし、ＬＮＧ貯蔵タンクを断熱処理しても、外部熱の流入によってＬＮＧは自然的に気化する。ＬＮＧが自然的に気化して蒸発ガス（ＢＯＧ；Boil-Off Gas、ボイルオフガス）が継続的に生成されると、ＬＮＧ貯蔵タンクの圧力が上昇することになる。
ＬＮＧ貯蔵タンクの圧力が上昇し過ぎるとすると、爆発などの危険があるため、ＬＮＧ貯蔵タンクの圧力が設定値を超えた場合、安全バルブを開放して蒸発ガスをＬＮＧ貯蔵タンクから外部に排出させる。
ＬＮＧ再気化船舶において、ＬＮＧ貯蔵タンクから排出された蒸発ガスは、ＬＮＧの冷熱を利用し再凝縮させて再液化させ、ＬＮＧと共に高圧ポンプ及び気化器に供給して再気化させた後、ガス需要先に供給する。
この時、蒸発ガスは再気化されるＬＮＧの冷熱を利用して再凝縮されるため、再凝縮される蒸発ガスの容量は、再気化されるＬＮＧの量に比例する。すなわち、再気化されるＬＮＧの流量が、ＬＮＧ貯蔵タンクから排出される蒸発ガスを再凝縮させるのに十分量ある場合にのみ、蒸発ガスを再凝縮させて処理することができる。
もし、ＬＮＧ再気化船舶において、再気化されるＬＮＧの容量が減少し、ＬＮＧから十分な冷熱が供給されない場合、凝縮されなかった蒸発ガスや再液化を実施しなかった時に生成される蒸発ガスは、ＬＮＧ貯蔵タンクに回収される。また、ＬＮＧ貯蔵タンクの収容可能な圧力水準を超えて、ＬＮＧ貯蔵タンクに回収することができない量の蒸発ガスは、エンジンの燃料として供給される。
しかし、ＬＮＧ貯蔵タンクの収容可能量を超えて、エンジンで要求される燃料量も超える量の蒸発ガスはＧＣＵ（Gas Combustion Unit）に供給して燃焼処理するか、大気中に放出（venting）するしかない。
蒸発ガスは、ＬＮＧを構成する成分の中で沸点が最も高いメタンが主成分であり、蒸発ガスの燃焼処理や放出処理は、経済的に大きな損失になる。
したがって、本発明は上述した問題点を解決し、再気化させる液化ガスの流量が蒸発ガスを再凝縮させるのに不十分な場合であっても、蒸発ガスを無駄にせず、再液化させて回収する液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理装置及び蒸発ガス処理方法を提供することを目的とする。
上述した目的を達成するため本発明の一実施形態では、液化ガス再気化システムで生成される蒸発ガスを処理する蒸発ガス処理装置において、蒸発ガスを燃料需要先で要求される圧力まで圧縮する燃料圧縮機と、前記燃料圧縮機の後段に前記燃料圧縮機と直列に設置されて、前記燃料圧縮機で圧縮された低圧蒸発ガスを再気化ガスの需要先で要求される圧力まで圧縮する高圧圧縮機と、前記高圧圧縮機で圧縮された高圧蒸発ガスを冷却する低温熱交換器と、前記低温熱交換器で冷却された高圧蒸発ガスを前記液化ガスが貯蔵される液化ガス貯蔵タンクの内圧まで減圧する減圧装置と、前記減圧装置での減圧によって生成されたフラッシュガスを分離する液化ガスドラムとを備え、前記液化ガスドラムで分離された液体状態の再液化蒸発ガスを前記液化ガス貯蔵タンクに回収することを特徴とする、液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理装置が提供される。
また、本発明においては、前記低温熱交換器に供給される高圧蒸発ガスの一部を分岐させて膨張によって冷却する膨張機；をさらに備え、前記低温熱交換器において、前記膨張機で膨張によって冷却された膨張蒸発ガスと前記高圧蒸発ガスとを熱交換させて、前記高圧蒸発ガスを冷却することが好ましい。
また、本発明においては、前記低温熱交換器に供給される高圧蒸発ガスを前記膨張機への導入温度まで予冷する高温熱交換器；をさらに備え、前記高温熱交換器から低温熱交換器に供給される高圧蒸発ガスの一部を前記膨張機に分岐させることが好ましい。
また、本発明においては、前記高温熱交換器において、前記低温熱交換器と前記膨張機とに供給される高圧蒸発ガスと、前記低温熱交換器で熱交換された後に排出される加熱された膨張蒸発ガスとを熱交換させて、高圧蒸発ガスを冷却することが好ましい。
また、本発明においては、前記低温熱交換器で熱交換された後に排出される膨張蒸発ガスを、前記燃料圧縮機で圧縮される蒸発ガスの流れの圧力まで圧縮するガス圧縮機；をさらに備え、前記ガス圧縮機で圧縮された蒸発ガスを、前記燃料圧縮機で圧縮される蒸発ガスの流れに合流させることが好ましい。
また、本発明においては、前記ガス圧縮機は、前記膨張機と１つの軸で連結されることが好ましい。
また、本発明においては、前記ガス圧縮機で圧縮により温度が上昇した圧縮蒸発ガスの温度を調節するガスクーラー；をさらに備えることが好ましい。
また、本発明においては、前記液化ガスドラムで分離されたフラッシュガスを、前記低温熱交換器に供給される膨張蒸発ガスの流れに合流させることが好ましい。
上述した目的を達成するため本発明の他の一実施形態では、液化ガス再気化システムで生成される蒸発ガスを処理する蒸発ガス処理方法において、蒸発ガスを燃料需要先で要求される低圧まで圧縮する第１圧縮工程と、前記第１圧縮工程で圧縮された低圧蒸発ガスを、再気化ガス需要先で要求される高圧まで圧縮する第２圧縮工程と、前記第２圧縮工程で圧縮された高圧蒸発ガスを冷却する冷却工程と、前記冷却工程で冷却された高圧蒸発ガスを、前記液化ガスが貯蔵される液化ガス貯蔵タンクの内圧まで減圧する減圧工程と、前記減圧工程によって生成されたフラッシュガスを分離して、液体状態の再液化蒸発ガスを前記液化ガス貯蔵タンクに回収する工程とを含むことを特徴とする、液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理方法が提供される。
また、本発明においては、前記冷却工程は、前記高圧蒸発ガスを冷却する前に、高圧蒸発ガスの一部を分岐させて膨張により冷却させて、前記膨張により冷却された膨張蒸発ガスと前記高圧蒸発ガスとを熱交換させて、前記高圧蒸発ガスの少なくとも一部を液化させることが好ましい。
また、本発明においては、前記膨張蒸発ガスと前記高圧蒸発ガスとを熱交換させる前に、前記高圧蒸発ガスを冷却することで温度が上昇した膨張蒸発ガスと前記高圧蒸発ガスとを熱交換させて前記高圧蒸発ガスを予冷する予冷工程を含むことが好ましい。
また、本発明においては、前記予冷工程は、前記高圧蒸発ガスを膨張させる膨張機の導入温度まで冷却することが好ましい。
また、本発明においては、前記高圧蒸発ガスを冷却することで加熱された膨張蒸発ガスを、前記燃料需要先で要求される圧力まで圧縮した後、前記第１圧縮工程で圧縮された蒸発ガスの流れに合流させることが好ましい。
また、本発明においては、前記膨張蒸発ガスを圧縮する圧縮仕事は、前記高圧蒸発ガスを膨張させる膨張仕事によって得られることが好ましい。
また、本発明においては、分離された前記フラッシュガスを、前記高圧蒸発ガスと熱交換させる膨張蒸発ガスの流れに合流させることが好ましい。
本発明の液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理装置及び蒸発ガス処理方法は、再気化される液化ガスの流量または燃料消費量が蒸発ガスを再凝縮させるのに不十分な場合であっても、蒸発ガスを無駄にせず、再凝縮させて処理し、効率的に回収することができる。
また、蒸発ガスを効率的に処理することにより、液化ガス貯蔵タンクの内圧を安全範囲内で一定に維持することができ、廃棄されるＬＮＧの量を減らすことができる。
本発明の一実施形態に係る液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理装置を簡単に図示した構成図。
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、本発明の実施例を例示する添付図面および添付図面に記載された内容を参照して説明する。
以下、添付した図面を参照し、本発明の実施例の構成及び作用を詳細に説明する。各図面の構成要素に関する参照符号を付加することにおいて、同一構成要素は、たとえ他の図面上に表示されても、可能な限り同一符号で表記している。また、下記の実施例は他の様々な形態に変更することができ、本発明の範囲は下記の実施例に限定されるものではない。
後述する本発明の実施例において、液化ガスは、ガスを低温まで液化して輸送される液化ガスであり、例えば、ＬＮＧ（Liquefied Natural Gas）、ＬＥＧ（Liquefied Ethane Gas）、ＬＰＧ（Liquefied Petroleum Gas）、液化エチレンガス（Liquefied Ethylene Gas）、液化プロピレンガス（Liquefied Propylene Gas）などの液化石油化学ガスであり得る。または、液化二酸化炭素、液化水素、液化アンモニアなどの液体ガスであり得る。ただし、後述する実施例では、代表的な液化ガスであるＬＮＧに適用したものを例に説明する。
ＬＮＧは、主成分がメタンであり、エタン、プロパン、ブタンなどを含めて、その組成は生産地によって異なる。
また、本発明の一実施例におけるＬＮＧ再気化船舶としては、ＬＮＧを再気化してガス需要先で供給できるＬＮＧ再気化設備が設置された全種類の船舶、すなわち、ＬＮＧ ＲＶ（Regasification Vessel）などの自走能力を有する船舶をはじめ、ＬＮＧ ＦＳＲＵ（Floating Storage Regasification Unit）などの推進力を有しないが海上で浮遊している海上構造物がある。また、ＬＮＧを再気化してガス需要先に供給しながら、再気化ガスを燃料として用いて電力を生産し、生産された電力を陸上の電力需要先に供給する浮遊式発電プラント（ＦＳＰＰ；Floating Storage Power Plant）が含まれる。
ただし、後述する実施形態に係る液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理装置および蒸発ガス処理方法は、船舶に適用する場合を例に説明し、前記船舶としては、再気化システムが設けられたＬＮＧ ＦＳＲＵまたは再気化システムと発電システムが設けられたＬＮＧ ＦＳＰＰを例に説明する。
また、本発明の一実施形態に係る船舶は、ＬＮＧを海上から再気化し、再気化ガス（regas）を配管網を介して陸上のガス需要先に供給し、さらに、ＬＮＧを燃料にして電力を生産し陸上の電力需要先へ供給することもできることを特徴とする。
また、本発明の一実施形態に係るＬＮＧ再気化システムの蒸発ガス処理装置及び蒸発ガス処理方法は、船舶に適用するものを例に説明するが、陸上でも適用することができる。
図１は、本発明の一実施形態に係るＬＮＧ再気化システムを簡単に図示した構成図である。以下、図１を参照して、本発明の一実施形態に係るＬＮＧ再気化システムの蒸発ガス処理装置及び蒸発ガス処理方法を説明する。
本発明の一実施形態に係るＬＮＧ再気化システムの蒸発ガス処理装置および蒸発ガス処理方法は、図１に示すように、蒸発ガスを燃料需要先で要求される圧力まで圧縮する燃料圧縮機（６００）と、蒸発ガスを再気化ガス需要先で要求される圧力まで圧縮する高圧圧縮機（７００）と、高圧圧縮機（７００）で圧縮された高圧蒸発ガスを膨張させる膨張機（４２０）と、膨張機（４２０）で膨張によって冷却された膨張蒸発ガスの冷熱を利用し、高圧蒸発ガスを液化する低温熱交換器（２００）と、を備える。
図示しないが、本実施例が適用されるＬＮＧ ＦＳＲＵまたはＬＮＧ ＦＳＰＰには、ＬＮＧ再気化システムが備えられる。ＬＮＧ再気化システムは、ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧ貯蔵タンク（図示せず）と、再気化されるＬＮＧを再気化ガス需要先で要求される圧力まで加圧する高圧ポンプ（図示せず）と、加圧されたＬＮＧを気化させて再気化ガス需要先に供給する気化器（図示せず）とを備える。
ＬＮＧ貯蔵タンクで貯蔵されたＬＮＧは、高圧ポンプから再気化ガス需要先で要求される圧力まで加圧され、気化器で気化されて再気化ガス需要先に供給される。
ＬＮＧ貯蔵タンクには、ＬＮＧが約０．５ｂａｒ〜１．１ｂａｒで約−１６３℃の極低温で貯蔵される。すなわち、ＬＮＧ貯蔵タンクは、ＬＮＧが液体状態を維持しながら貯蔵できるように断熱処理されることが好ましい。
しかし、ＬＮＧ貯蔵タンクが断熱処理されても、ＬＮＧ貯蔵タンク内への外部から熱の侵入などによりＬＮＧが自然気化して蒸発ガス（ＢＯＧ；Boil-Off Gas、ボイルオフガス）が生成される。したがって、ＬＮＧ貯蔵タンクはＬＮＧ貯蔵タンク内で生成される蒸発ガスによる圧力上昇を設定圧力まで耐えられるように製作され、貯蔵タンクの内圧が設定圧力を超えると、安全バルブが開放されてＬＮＧ貯蔵タンク内の蒸発ガスをＬＮＧ貯蔵タンクの外部に排出するように設計される。
本実施例の蒸発ガスライン（ＢＬ）は、ＬＮＧ貯蔵タンクと燃料圧縮機（６００）とを連結し、ＬＮＧ貯蔵タンクから排出される蒸発ガスは蒸発ガスライン（ＢＬ）を介して燃料圧縮機（６００）に供給される。
燃料圧縮機（６００）は、蒸発ガスライン（ＢＬ）を介して移送された蒸発ガスを、燃料需要先で要求される低圧まで圧縮する。
本実施例においては、燃料需要先は、低圧まで圧縮された低圧蒸発ガスを燃料として使用して電力を生産する発電用エンジン（ＤＦＤＥ；Dual Fuel Diesel Electric）であり得る。発電用のエンジンは、例えば、ＤＦＤＧ（Dual Fuel Diesel Generator）である。ＤＦＤＧは、エンジンの軸に発電機が連結されたものであり、４行程（4-stroke）のサイクルを用いる。
また、ＤＦＤＥエンジンは、約２ｂａｒ〜８ｂａｒ、または６．５ｂａｒ程度の低圧天然ガスを燃焼用空気の入口に注入し、ピストンが上昇しながら圧縮するオットーサイクル（otto cycle）を採用している。
すなわち、本実施例の燃料圧縮機（６００）は、蒸発ガスを約２ｂａｒ〜８ｂａｒ、または約５ｂａｒ〜６．５ｂａｒまで圧縮する。以下、燃料圧縮機（６００）で圧縮される蒸発ガスは、その圧力を「低圧」と称する。
図１に示すように、本実施例の燃料圧縮機（６００）は、第１燃料圧縮部（６１０）及び第２燃料圧縮部（６２０）の２つの圧縮部を備え、蒸発ガスを２段階に分けて低圧まで圧縮する２段圧縮機である。本実施例においては、燃料圧縮機（６００）が２段圧縮機であるものを例に説明するが、これに限定されるものではない。
また、第１燃料圧縮部（６１０）と第２燃料圧縮部（６２０）とは、１つの軸（shaft）で連結される。
本実施例においては、燃料圧縮機（６００）の後段に、第１燃料圧縮部（６１０）及び第２燃料圧縮部（６２０）で圧縮されて温度が上昇した低圧蒸発ガスを冷却する第１クーラー（６３０）；をさらに備える。
図１においては、第１クーラー（６３０）を第２燃料圧縮部（６２０）の後段に備えるものを例に示すが、第１クーラーを第１燃料圧縮部（６１０）の後段及び第２燃料圧縮部（６２０）の後段の両方に設けることもできる。
本実施例の第１クーラー（６３０）は、低圧の蒸発ガスを冷却水、海水などとの熱交換によって冷却する海水式クーラーであるか、空気と熱交換させて冷却するエアークーラーであり得る。
第１クーラー（６３０）は、低圧蒸発ガスを燃料需要先で要求される温度条件または後述する高圧圧縮機（７００）への導入温度条件まで冷却する。
本実施例において、第１クーラー（６３０）の後段から燃料需要先まで連結される燃料供給ライン（ＥＬ）と、第１クーラー（６３０）後段から高圧圧縮機（７００）まで連結される高圧ガスライン（ＨＬ）とをさらに備える。
すなわち、燃料圧縮機（６００）で圧縮され、第１クーラー（６３０）で冷却された低圧蒸発ガスは、燃料供給ライン（ＥＬ）を介して燃料需要先まで移送されるか、高圧ガスライン（ＨＬ）を介して高圧圧縮機（７００）に移送される。
燃料供給ライン（ＥＬ）と高圧ガスライン（ＨＬ）とに分岐して流動する低圧蒸発ガスの流量は、図示省略の制御部によって制御される。例えば、制御部は、まず、燃料需要先で要求される燃料需要量、すなわち、本実施例において、発電用エンジンの発電負荷に応じて燃料需要量だけを燃料供給ライン（ＥＬ）に分岐させ、燃料需要先に供給して残った他の低圧蒸発ガスを高圧ガスライン（ＨＬ）に分岐させる。
本実施例の高圧ガスライン（ＨＬ）は、燃料圧縮機（６００）と高圧圧縮機（７００）を連結し、本実施例の燃料圧縮機（６００）と高圧圧縮機（７００）は、高圧ガスライン（ＨＬ）によって直列で連結される。すなわち、燃料圧縮機（６００）で圧縮された低圧蒸発ガスの一部または全部は、高圧ガスライン（ＨＬ）を介して高圧圧縮機（７００）に供給される。
高圧圧縮機（７００）は、低圧蒸発ガスを送出圧力、すなわち、再気化ガス需要先で要求される圧力まで圧縮する。再気化ガス需要先は、陸上のガスターミナルであり、本実施例において再気化ガス需要先で要求される再気化ガスの圧力は、約５０ｂａｒｇ〜１００ｂａｒｇ以上である。
すなわち、高圧圧縮機（７００）は、低圧蒸発ガスを約５０ｂａｒｇ〜１００ｂａｒｇ以上の圧力まで圧縮する。以下、高圧圧縮機（７００）で圧縮される蒸発ガスは、その圧力を「高圧」と称する。
高圧圧縮機（７００）と再気化ガス需要先とは再気化ガス送出ライン（ＳＬ）によって連結され、高圧圧縮機（７００）で圧縮された高圧蒸発ガスは、再気化ガス送出ライン（ＳＬ）を介して気化器で気化された再気化ガスと共に陸上のガスターミナルに供給される。再気化ガス送出ライン（ＳＬ）は、ＬＮＧ再気化システムの気化器に連結してもよい。
図１に示すように、本実施例の高圧圧縮機（７００）は、第１高圧圧縮部（７１０）、第２高圧圧縮部（７３０）及び第３高圧圧縮部（７５０）の３つの圧縮部を備え、低圧蒸発ガスを３段階に分けて高圧まで圧縮する３段圧縮機である。本実施例においては、高圧圧縮機（７００）が３段圧縮機であるものを例に説明するが、これに限定されるものではない。
また、第１高圧圧縮部（７１０）、第２高圧圧縮部（７３０）及び第３高圧圧縮部（７５０）は１つの軸（shaft）で連結される。
本実施例において、高圧圧縮機（７００）の各圧縮部の後段には、圧縮過程で温度が上昇した高圧蒸発ガスを冷却するクーラーが設置される。すなわち、第１高圧圧縮部（７１０）の後段に設置されて、第１高圧圧縮部（７１０）から第２高圧圧縮部（７３０）に供給される蒸発ガスを冷却する第２クーラー（７２０）と、第２高圧圧縮部（７３０）の後段に設置されて、第２高圧圧縮部（７３０）から第３高圧圧縮部（７５０）に供給される蒸発ガスを冷却する第３クーラー（７４０）と、第３高圧圧縮部（７５０）の後段に設置されて、第３高圧圧縮部（７５０）から吐出された高圧蒸発ガスを冷却する第４クーラー（７６０）とをさらに備える。
本実施例の第２クーラー（７２０）、第３クーラー（７４０）及び第４クーラー（７６０）は、高圧の蒸発ガスを冷却水、海水などとの熱交換によって冷却する海水式クーラーであるか、空気と熱交換させて冷却するエアークーラーである。
本実施例において、高圧圧縮機（７００）と再気化ガス需要先とを連結する再気化ガス送出ライン（ＳＬ）から分岐させて、低温熱交換器（２００）に連結される再液化ライン（ＲＬ）をさらに備える。
すなわち、高圧圧縮機（７００）で圧縮された高圧蒸発ガスのうち、再気化ガス需要先に供給されずに残った他の高圧蒸発ガスは、再液化ライン（ＲＬ）を介して低温熱交換器（２００）に移送され、再液化されて回収される。
また、本実施例においては、低温熱交換器（２００）で冷却された高圧蒸発ガスを減圧する減圧バルブ（８００）と、減圧バルブ（８００）の減圧過程で生成されたフラッシュガスを気液分離する液化ガスドラム（１００）とをさらに備える。
低温熱交換器（２００）で冷却された高圧蒸発ガスは、減圧バルブ（８００）で減圧され、液化ガスドラム（１００）で気液分離されて、液体状態の再液化蒸発ガスが回収される。
液化ガスドラム（１００）からフラッシュガスが分離された液体状態の再液化蒸発ガスは、ＬＮＧ貯蔵タンクに回収される。したがって、減圧バルブ（８００）は、蒸発ガスがＬＮＧ貯蔵タンクに回収されるようにＬＮＧ貯蔵タンクの内圧まで蒸発ガスを減圧する。
本実施例においては、液化ガスドラム（１００）と低温熱交換器（２００）の低温流入部とを連結するフラッシュガスライン（ＦＬ）をさらに備える。液化ガスドラム（１００）で分離された気体状態のフラッシュガスは、フラッシュガスライン（ＦＬ）を介して低温熱交換器（２００）に供給される。
液化ガスドラム（１００）で分離された気体状態のフラッシュガスは、低温熱交換器（２００）において低温熱交換器（２００）の高温流入部を介して流入した高圧蒸発ガスを冷却する冷媒として活用することができる。
また、本実施例においては、低温熱交換器（２００）の前段で再液化ライン（ＲＬ）から分岐して膨張機（４２０）に連結される膨張ライン（ＰＬ）；をさらに備え得る。
すなわち、高圧圧縮機（７００）から再液化ライン（ＲＬ）を介して低温熱交換器（２００）に供給される高圧蒸発ガスの一部は、膨張ライン（ＰＬ）を介して膨張機（４２０）に供給することができる。
また、膨張ライン（ＰＬ）は、膨張機（４２０）の出口からフラッシュガスライン（ＦＬ）に連結される。すなわち、膨張機（４２０）で膨張した膨張蒸発ガスは、フラッシュガスライン（ＦＬ）を介して低温熱交換器（２００）に流入するフラッシュガスの流れに合流される。
膨張機（４２０）の膨張過程で蒸発ガスは冷却されるが、本実施例の膨張蒸発ガスは、低温熱交換器（２００）で高圧蒸発ガスを冷却する冷媒として活用することができる。
本明細書における「冷却」は、蒸発ガスの液化、凝縮、過冷却を含む概念である。例えば、低温熱交換器（２００）に流入する高圧蒸発ガスは、液体状態、気体状態、または気液混合物の状態で流入されて、低温熱交換器（２００）で熱交換によって液化または過冷却される。
本実施例の低温熱交換器（２００）においては、高圧蒸発ガスと、フラッシュガス及び膨張蒸発ガスの混合物とを熱交換させて、高圧蒸発ガスは冷却され、混合物は加熱される。
本実施例においては、再液化ライン（ＲＬ）から膨張ライン（ＰＬ）が分岐する分岐点より上流に設置されて、低温熱交換器（２００）に流入する高圧蒸発ガスを予冷する高温熱交換器（３００）をさらに備える。
本実施例の高温熱交換器（３００）は、高圧蒸発ガスの温度を膨張機（４２０）の導入温度条件まで冷却する。
高温熱交換器（３００）で予冷された高圧蒸発ガスの一部は膨張機（４２０）に供給され、膨張機（４２０）に供給されずに残った他の高圧蒸発ガスは低温熱交換器（２００）に供給されて冷却される。
高温熱交換器（３００）においては、低温熱交換器（２００）及び膨張機（４２０）に供給される高圧蒸発ガスと、低温熱交換器（２００）で高圧蒸発ガスを冷却した後に排出される混合物の流れとを熱交換させて、高圧蒸発ガスは冷却され、混合物の流れは加熱される。
高温熱交換器（３００）で冷却された高圧蒸発ガスはそれぞれ分岐して、低温熱交換器（２００）と膨張機（４２０）とに供給される。
本実施例においては、フラッシュガスライン（ＦＬ）は、液化ガスドラム（１００）、低温熱交換器（２００）、高温熱交換器（３００）及び燃料圧縮機（６００）を連結する。
高温熱交換器（３００）で加熱された混合物の流れは、フラッシュガスライン（ＦＬ）を介して、燃料圧縮機（６００）で圧縮される低圧蒸発ガスの流れに合流する。
すなわち、低温熱交換器（２００）と高温熱交換器（３００）とで高圧蒸発ガスを冷却する冷媒として使用された混合物の流れは、燃料圧縮機（６００）に回収されて低圧まで圧縮される。
このように、本実施例においては、外部に廃棄される蒸発ガスの流量はなく、蒸発ガスはすべて回収される。したがって、蒸発ガスを効果的に処理することができる。
図１には、フラッシュガスライン（ＦＬ）が燃料圧縮機（６００）の第２燃料圧縮部（６２０）の前段で合流するものを例に図示した。すなわち、本実施例においては、低温熱交換器（２００）と高温熱交換器（３００）とで冷媒として使用された混合物の流れは、第２燃料圧縮部（６２０）に流入する蒸発ガスの流れに合流する。しかし、これに限定されるものではない。フラッシュガスライン（ＦＬ）が蒸発ガスライン（ＢＬ）に合流するところは、燃料圧縮機（６００）で圧縮される蒸発ガスの流れのうち、フラッシュガスライン（ＦＬ）を介して流動する混合物の流れの圧力に最も近い圧力を有する燃料圧縮機の前段である。
本実施例においては、混合物の流れが第２燃料圧縮部（６２０）前段で蒸発ガスの流れに合流するものを例に説明する。
また、本実施例においては、フラッシュガスライン（ＦＬ）を介して蒸発ガスライン（ＢＬ）に合流する混合物の流れの圧力を、第２燃料圧縮部（６２０）に流入する蒸発ガスの圧力まで圧縮するガス圧縮機（４１０）と、ガス圧縮機（４１０）で圧縮された混合物の流れの温度を調節するガスクーラー（５００）とをさらに備える。
本実施例のガス圧縮機（４１０）は、上述した膨張機（４２０）と１つの軸で連結される。すなわち、膨張機（４２０）の膨張仕事は、ガス圧縮機（４１０）の圧縮仕事である。本実施例においては、図１に示すように、ガス圧縮機（４１０）と膨張機（４２０）とが１つの軸で連結されたコンパンダー（４００）を備えるものを例に説明する。
以下、図１を参照して、上述したＬＮＧ再気化システムの蒸発ガス処理装置の動作原理を説明する。
本実施例においては、蒸発ガスライン（ＢＬ）を介して燃料圧縮機（６００）に流入する蒸発ガスの流量が約２．３ｔｏｎ／ｈｒ、圧力は約０ｂａｒｇ、温度は約−１２０℃である場合を例に説明する。本実施例で説明する流体の流量、圧力、温度などの工程条件は、当該数値に限定されるのではなく、再気化ガスの送出圧力やＬＮＧの組成などに応じて適宜変更される。
まず、蒸発ガスライン（ＢＬ）を介して燃料圧縮機（６００）に流入した蒸発ガスは、第１燃料圧縮部（６１０）で約２．２ｂａｒｇの圧力まで圧縮され、圧縮過程で温度が約−２７．１℃に上昇する。
第１燃料圧縮部（６１０）で圧縮された圧縮蒸発ガスは、蒸発ガスライン（ＢＬ）を介して第２燃料圧縮部（６２０）に流入する。このとき、フラッシュガスライン（ＦＬ）を介して、低温熱交換器（２００）と高温熱交換器（３００）とで冷媒として使用された混合物の流れが、第１燃料圧縮部（６１０）で圧縮された蒸発ガスの流れに合流する。フラッシュガスライン（ＦＬ）を介して合流する流れの流量は、約６．９ｔｏｎ／ｈｒ、圧力は約２．２ｂａｒｇ、温度は約４３℃である。
第１燃料圧縮部（６１０）で圧縮された圧縮蒸発ガスの流れに、フラッシュガスライン（ＦＬ）を介して混合物の流れが合流し、第２燃料圧縮部（６２０）に流入する蒸発ガスの流れの流量は、約９．５ｔｏｎ／ｈｒ、圧力は約２．２ｂａｒｇ、温度は約２３．３℃になる。
第２燃料圧縮部（６２０）において、蒸発ガスの流れが約５．５ｂａｒｇの圧力まで圧縮される。第２燃料圧縮部（６２０）で圧縮された低圧蒸発ガスの一部は燃料需要先に供給され、その他は高圧圧縮機（７００）に流入する。
本実施例においては、燃料供給ライン（ＥＬ）に分岐して燃料需要先に供給される低圧蒸発ガスの流量は約０．７ｔｏｎ／ｈｒ、高圧ガスライン（ＨＬ）に分岐して高圧圧縮機（７００）に流入する低圧蒸発ガスの流量は約８．８ｔｏｎ／ｈｒである場合を例に説明する。高圧ガスライン（ＨＬ）に分岐して高圧圧縮機（７００）に流入する低圧蒸発ガスの流量は、約１０ＭＭＳＣＦＤ（Million Standard Cubic Feet per Day of gas）に該当する。
第１高圧圧縮部（７１０）で蒸発ガスは約１５．５ｂａｒｇの圧力まで圧縮され、第２高圧圧縮部（７３０）で蒸発ガスは約４０ｂａｒｇの圧力まで圧縮され、第３高圧圧縮部（７５０）で蒸発ガスは約１００ｂａｒｇの圧力まで圧縮される。
高圧圧縮機（７００）で１００ｂａｒｇの圧力まで圧縮された高圧蒸発ガスの一部は、再気化ガス送出ライン（ＳＬ）を介して再気化ガス需要先に供給され、残りの一部を再液化ライン（ＲＬ）に分岐させる。
本実施例においては、再気化を実施していない場合、すなわち、再気化ガス需要先で再気化ガスの需要量が無い、または少ないため、気化器で気化させて再気化ガス需要先へ供給する再気化ガス量で需要を満たすことができる場合の蒸発ガス処理方法を例に説明する。
すなわち、本実施例においては、再気化ガス送出ライン（ＳＬ）に供給される高圧蒸発ガスの流量がなく、高圧圧縮機（７００）で圧縮された高圧蒸発ガスをすべて再液化ライン（ＲＬ）に分岐させるものを例に説明する。
高圧圧縮機（７００）で圧縮された約１００ｂａｒｇ、約４３℃である８．８ｔｏｎ／ｈｒ（１０ＭＭＳＣＦＤ）の高圧蒸発ガスは、再液化ライン（ＲＬ）を介して高温熱交換器（３００）に供給される。高温熱交換器（３００）で高圧蒸発ガスは約２５℃に冷却される。
高温熱交換器（３００）で冷却された高圧蒸発ガスの一部を、膨張ライン（ＰＬ）を介して膨張機（４２０）に分岐させて、膨張機（４２０）に分岐されて残った他の高圧蒸発ガスは再液化ライン（ＲＬ）を介して低温熱交換器（２００）に供給される。
本実施例においては、高温熱交換器（３００）で冷却された約８．８ｔｏｎ／ｈｒの高圧蒸発ガスのうち、約６．５ｔｏｎ／ｈｒの高圧蒸発ガスを膨張ライン（ＰＬ）に分岐させて、残りの約２．３ｔｏｎ／ｈｒの高圧蒸発ガスが低温熱交換器（２００）に供給される場合を例に説明する。
低温熱交換器（２００）で、約２．３ｔｏｎ／ｈｒ、−２５℃の高圧蒸発ガスは、約−１５７℃に冷却（液化）される。
低温熱交換器（２００）で冷却された高圧蒸発ガスは、減圧バルブ（８００）で約０．５ｂａｒｇの圧力に減圧され、減圧過程で約−１６８．１℃に冷却される。
減圧バルブ（８００）を通過した約０．５ｂａｒｇ、−１６８．１℃、２．３ｔｏｎ／ｈｒの再液化蒸発ガスは、液化ガスドラム（１００）に供給され、液化ガスドラム（１００）で気液分離されてＬＮＧ貯蔵タンクに回収される。
本実施例においては、液化ガスドラム（１００）で、約０．４ｔｏｎ／ｈｒのフラッシュガスが分離され、約１．９ｔｏｎ／ｈｒの液体状態の再液化蒸発ガスがＬＮＧ貯蔵タンクに回収される。
液化ガスドラム（１００）で分離された約０．４ｔｏｎ／ｈｒ、０．５ｂａｒｇ、−１６８．１℃の気体状態のフラッシュガスは、フラッシュガスライン（ＦＬ）を介して低温熱交換器（２００）に供給されて冷熱が回収される。
このとき、低温熱交換器（２００）に供給されるフラッシュガスの流れには、膨張機（４２０）で膨張した膨張蒸発ガスの流れが合流する。
上述したように、膨張機（４２０）には、約６．５ｔｏｎ／ｈｒ、１００ｂａｒｇ、−２５℃の高圧蒸発ガスが流入する。膨張機（４２０）で高圧蒸発ガスは約０．５ｂａｒｇの圧力まで膨張して、膨張過程での温度は約−１５８．６℃まで冷却される。
膨張機（４２０）で膨張した約６．５ｔｏｎ／ｈｒ、０．５ｂａｒｇ、−１５８．６℃の膨張蒸発ガスと液化ガスドラム（１００）で気液分離された約０．４ｔｏｎ／ｈｒ、０．５ｂａｒｇ、−１６８．１℃のフラッシュガスとが混合された、約６．９ｔｏｎ／ｈｒ、０．５ｂａｒｇ、−１５９℃の混合物の流れは、低温熱交換器（２００）に高圧蒸発ガスを冷却する冷媒として供給される。
低温熱交換器（２００）で高圧蒸発ガスを冷却しながら、混合物の流れは約、−９０．７℃まで加熱される。
低温熱交換器（２００）で高圧蒸発ガスを冷却しながら加熱された混合物の流れは、高温熱交換器（３００）に冷媒として供給される。
高温熱交換器（３００）で高圧蒸発ガスを冷却しながら、混合物の流れは約４０．０℃まで加熱される。
高温熱交換器（３００）で高圧蒸発ガスを冷却しながら加熱された混合物の流れは、ガス圧縮機（４１０）で約２．２ｂａｒｇの圧力まで圧縮され、第５クーラー（５００）で約４３℃に調節されて、第２燃料圧縮部（６２０）に供給される蒸発ガスの流れに合流する。
上述したように本発明は、ＬＮＧ再気化システムで生成される蒸発ガスを、再気化させるＬＮＧの冷熱を利用して凝縮させて回収するのではなく、蒸発ガス自体を膨張させて冷熱を回収し液化するため、再気化ガスの流量または燃料消費量に関係なく、蒸発ガスの全量を再液化させて回収することができる。
以上のように本発明に係る実施例を説明した。前述した説明の実施例以外にも、本発明は、その趣旨またはカテゴリに逸脱することなく、他の特定の形態で具体的に実施できるということは当該技術における通常の知識を有する者にとって自明である。したがって、前述した実施例は、限定的なものではなく例示的なものであると解釈すべきである。それに応じて、本発明は、前述した説明に限定されず、添付した請求項の範囲とその均等範囲内で変更することができる。

Claims (15)

  1. 液化ガス再気化システムで生成される蒸発ガスを処理する蒸発ガス処理装置において、
    蒸発ガスを燃料需要先で要求される圧力まで圧縮する燃料圧縮機；と
    前記燃料圧縮機の後段に前記燃料圧縮機と直列に設置されて、前記燃料圧縮機で圧縮された低圧蒸発ガスを再気化ガスの需要先で要求される圧力まで圧縮する高圧圧縮機；と
    前記高圧圧縮機で圧縮された高圧蒸発ガスを冷却する低温熱交換器；と
    前記低温熱交換器で冷却された高圧蒸発ガスを前記液化ガスが貯蔵される液化ガス貯蔵タンクの内圧まで減圧する減圧装置；と
    前記減圧装置での減圧によって生成されたフラッシュガスを分離する液化ガスドラム；とを備え、
    前記液化ガスドラムで分離された液体状態の再液化蒸発ガスを前記液化ガス貯蔵タンクに回収することを特徴とする、液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理装置。
  2. 前記低温熱交換器に供給される高圧蒸発ガスの一部を分岐させて膨張によって冷却する膨張機；をさらに備え、
    前記低温熱交換器において、前記膨張機で膨張によって冷却された膨張蒸発ガスと前記高圧蒸発ガスとを熱交換させて、前記高圧蒸発ガスを冷却することを特徴とする、請求項１に記載の液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理装置。
  3. 前記低温熱交換器に供給される高圧蒸発ガスを前記膨張機への導入温度まで予冷する高温熱交換器；をさらに備え、
    前記高温熱交換器から低温熱交換器に供給される高圧蒸発ガスの一部を前記膨張機に分岐させることを特徴とする、請求項２に記載の液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理装置。
  4. 前記高温熱交換器において、
    前記低温熱交換器と前記膨張機とに供給される高圧蒸発ガスと、前記低温熱交換器で熱交換された後に排出される加熱された膨張蒸発ガスとを熱交換させて、高圧蒸発ガスを冷却することを特徴とする、請求項３に記載の液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理装置。
  5. 前記低温熱交換器で熱交換された後に排出される膨張蒸発ガスを、前記燃料圧縮機で圧縮される蒸発ガスの流れの圧力まで圧縮するガス圧縮機；をさらに備え、
    前記ガス圧縮機で圧縮された蒸発ガスを、前記燃料圧縮機で圧縮される蒸発ガスの流れに合流させることを特徴とする、請求項３に記載の液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理装置。
  6. 前記ガス圧縮機は、前記膨張機と１つの軸で連結されることを特徴とする、請求項５に記載の液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理装置。
  7. 前記ガス圧縮機で圧縮により温度が上昇した圧縮蒸発ガスの温度を調節するガスクーラー；をさらに備えることを特徴とする、請求項５に記載の液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理装置。
  8. 前記液化ガスドラムで分離されたフラッシュガスを、前記低温熱交換器に供給される膨張蒸発ガスの流れに合流させることを特徴とする、請求項３に記載の液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理装置。
  9. 液化ガス再気化システムで生成される蒸発ガスを処理する蒸発ガス処理方法において、
    蒸発ガスを燃料需要先で要求される低圧まで圧縮する第１圧縮工程と、
    前記第１圧縮工程で圧縮された低圧蒸発ガスを、再気化ガス需要先で要求される高圧まで圧縮する第２圧縮工程と、
    前記第２圧縮工程で圧縮された高圧蒸発ガスを冷却する冷却工程と、
    前記冷却工程で冷却された高圧蒸発ガスを、前記液化ガスが貯蔵される液化ガス貯蔵タンクの内圧まで減圧する減圧工程と、
    前記減圧工程によって生成されたフラッシュガスを分離して、液体状態の再液化蒸発ガスを前記液化ガス貯蔵タンクに回収する工程とを含むことを特徴とする、液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理方法。
  10. 前記冷却工程は、
    前記高圧蒸発ガスを冷却する前に、高圧蒸発ガスの一部を分岐させて膨張により冷却させて、
    前記膨張により冷却された膨張蒸発ガスと前記高圧蒸発ガスとを熱交換させて、前記高圧蒸発ガスの少なくとも一部を液化させることを特徴とする、請求項９に記載の液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理方法。
  11. 前記膨張蒸発ガスと前記高圧蒸発ガスとを熱交換させる前に、
    前記高圧蒸発ガスを冷却することで温度が上昇した膨張蒸発ガスと前記高圧蒸発ガスとを熱交換させて前記高圧蒸発ガスを予冷する予冷工程を含むことを特徴とする、請求項１０に記載の液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理方法。
  12. 前記予冷工程は、
    前記高圧蒸発ガスを膨張させる膨張機の導入温度まで冷却することを特徴とする、請求項１１に記載の液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理方法。
  13. 前記高圧蒸発ガスを冷却することで加熱された膨張蒸発ガスを、前記燃料需要先で要求される圧力まで圧縮した後、前記第１圧縮工程で圧縮された蒸発ガスの流れに合流させることを特徴とする、請求項１１に記載の液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理方法。
  14. 前記膨張蒸発ガスを圧縮する圧縮仕事は、前記高圧蒸発ガスを膨張させる膨張仕事によって得られることを特徴とする、請求項１３に記載の液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理方法。
  15. 分離された前記フラッシュガスを、前記高圧蒸発ガスと熱交換させる膨張蒸発ガスの流れに合流させることを特徴とする、請求項１１に記載の液化ガス再気化システムの蒸発ガス処理方法。

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