JP2023084327A - 液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化方法およびその装置 - Google Patents

Abstract

【課題】液化天然ガス貯蔵タンク内のボイルオフガスを効率的に再液化する方法およびその装置を提供すること。【解決手段】液化天然ガスを貯蔵する液化天然ガス貯蔵タンクと、低温液化ガスを貯蔵する低温液化ガス貯蔵タンクと、前記低温液化ガスの冷熱を利用してボイルオフガスを冷却し、前記ボイルオフガスの再液化を行う熱交換器と、を備える、液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化方法であって、前記液化天然ガス貯蔵タンクの圧力を調整する液化天然ガス貯蔵タンク圧力調整工程と、前記低温液化ガス貯蔵タンクの圧力を調整する低温液化ガス貯蔵タンク圧力調整工程と、前記低温液化ガスの流量を調整する流量調整工程と、を備える。【選択図】図１

Description

本開示は、液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化方法およびその装置に関する。

近年、液化天然ガス（ＬＮＧ）は、化石燃料の代替エネルギーおよびクリーン燃料として注目されている。また、工場等においても燃料としてＬＮＧが使用されており、大規模施設だけでなく小規模施設においてもサテライト施設の導入が進んでいる。

ＬＮＧは、施設に設置された貯蔵タンクに貯蔵されている。貯蔵タンク内では外部からの入熱によって常時一部のＬＮＧが気化してボイルオフガス（ＢＯＧ）が発生し、貯蔵タンク内の圧力が上昇する要因となる。そこで、ＢＯＧの発生による貯蔵タンクの異常昇圧を防止するため、様々なＢＯＧの処理方法が検討されている。

特許文献１および２においては、ＢＯＧを燃料として利用する方法が開示されている。また、特許文献３～５においては、ＢＯＧを再液化して貯蔵タンク内に戻す方法が開示されている。

特開２００８－１４４８７７号公報 特開２０１９－６５８８３号公報 特開２０１２－１２２５５４号公報 特開２００２－２０６６９７号公報 特開２００２－２９５７９９号公報

特許文献１および２においては、入熱により発生したＢＯＧはボイラーやコージェネレーションシステムで消費するが、燃料として利用できなかった余剰分のＢＯＧは大気に放出されるか燃焼等により処理される。ＢＯＧの成分の大部分はメタンであり、地球温暖化の観点から上記のような処理は避ける必要がある。また、ＬＮＧの大部分もメタンであり、ＢＯＧを上記のように処理すると、貯蔵タンク内のメタンの比率が低下し、ＬＮＧの組成が変動する。ＬＮＧの組成が変動すると、熱量や密度等の物性が変わり、施設に不具合が生じるおそれがある。

特許文献３および４においては、ＬＮＧの冷熱を利用してＢＯＧを再液化している。しかし、常時稼働していない施設では常時発生するＢＯＧを再液化するために必要な冷熱源を確保できず、ＢＯＧを再液化できない。また、小規模施設では、大規模施設に比べて貯蔵タンクの容量に対する表面積が大きい。入熱量は表面積に比例するため、小規模施設では、ＬＮＧの容積当たりの入熱量が大きくなる。さらに、小規模施設では貯蔵タンク内のＬＮＧ量が少なく、利用できる冷熱が限られている。その結果、再液化できるＢＯＧの量よりも発生するＢＯＧの量が多くなる可能性が高い。このように、特許文献３および４に開示の方法は、使用できる施設に制限がある。

特許文献５においては、ＢＯＧと液体窒素とを熱交換してＢＯＧを再液化している。しかし、貯槽に貯蔵されるＬＮＧ中には窒素が含まれていることが一般に知られている。ＢＯＧと一緒に窒素も再液化すると、ＬＮＧの液密度が低下する。液密度の異なる液体層が形成されるとロールオーバーの原因となるため、窒素が液化しないように対策が必要である。

本開示の目的は、上記課題に鑑みてなされたものであり、液化天然ガス貯蔵タンク内のボイルオフガスを効率的に再液化する方法およびその装置を提供することである。

〔１〕 液化天然ガスを貯蔵する液化天然ガス貯蔵タンクと、
低温液化ガスを貯蔵する低温液化ガス貯蔵タンクと、
ボイルオフガスを冷却する熱交換器と、を用いて前記ボイルオフガスの再液化を行う、液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化方法であって、
前記低温液化ガスの冷熱を利用して前記ボイルオフガスを冷却し、再液化する再液化工程と、
前記液化天然ガス貯蔵タンクの圧力を調整する液化天然ガス貯蔵タンク圧力調整工程と、
前記低温液化ガス貯蔵タンクの圧力を調整する低温液化ガス貯蔵タンク圧力調整工程と、
前記低温液化ガスの流量を調整する流量調整工程と、を備える、液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化方法。

〔２〕 前記熱交換器から排出された前記低温液化ガスを加温する加温工程を備える、〔１〕に記載の液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化方法。

〔３〕 前記熱交換器から排出された前記低温液化ガスを加圧する加圧工程を備える、〔１〕または〔２〕に記載の液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化方法。

〔４〕 前記液化天然ガス貯蔵タンク内の前記液化天然ガスを循環させる循環ポンプを備える、〔１〕から〔３〕のいずれか１項に記載の液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化方法。

〔５〕 前記低温液化ガスは、液体窒素である、〔１〕から〔４〕のいずれか１項に記載の液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化方法。

〔６〕 液化天然ガスを貯蔵する液化天然ガス貯蔵タンクと、
低温液化ガスを貯蔵する低温液化ガス貯蔵タンクと、
ボイルオフガスを冷却する熱交換器と、を用いて前記ボイルオフガスの再液化を行う、液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置であって、
前記熱交換器は、前記液化天然ガス貯蔵タンクの液面よりも上部にあり、
前記液化天然ガス貯蔵タンクの圧力を調整する液化天然ガス貯蔵タンク圧力調整装置と、
前記低温液化ガス貯蔵タンクの圧力を調整する低温液化ガス貯蔵タンク圧力調整装置と、
前記低温液化ガスの流量を調整する流量調整装置と、を備える、液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置。

〔７〕 前記熱交換器は、前記液化天然ガス貯蔵タンク内にある、〔６〕に記載の液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置。

〔８〕 前記熱交換器から排出された前記低温液化ガスを加温する加温器を備える、〔６〕または〔７〕に記載の液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置。

〔９〕 前記熱交換器から排出された前記低温液化ガスを加圧する加圧器を備える、〔６〕から〔８〕のいずれか１項に記載の液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置。

〔１０〕 前記液化天然ガス貯蔵タンク内の前記液化天然ガスを循環させる循環ポンプを備える、〔６〕から〔９〕のいずれか１項に記載の液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置。

〔１１〕 前記低温液化ガスは、液体窒素である、〔６〕から〔１０〕のいずれか１項に記載の液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置。

本開示によれば、液化天然ガス貯蔵タンク内のボイルオフガスを効率的に再液化する方法およびその装置を提供することができる。

図１は、本実施形態における液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置の構成の一例を示す概略図である。 図２は、本実施形態における液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置の別の構成の一例を示す概略図である。 図３は、本実施形態における液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置の別の構成の一例を示す概略図である。 図４は、本実施形態における液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置の別の構成の一例を示す概略図である。 図５は、本実施形態における液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置の別の構成の一例を示す概略図である。 図６は、本実施形態における液化天然ガス貯蔵タンクの構成の一例を示す概略図である。

以下、本開示の実施形態が説明される。ただし以下の説明は特許請求の範囲を限定するものではない。

図１は、本実施形態における液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置の構成の一例を示す概略図である。本実施形態の液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置１００は、液化天然ガスを貯蔵する液化天然ガス貯蔵タンク１と、低温液化ガスを貯蔵する低温液化ガス貯蔵タンク３と、ボイルオフガスを冷却する熱交換器２と、液化天然ガス貯蔵タンク１の圧力を調整する液化天然ガス貯蔵タンク圧力調整装置と、低温液化ガス貯蔵タンク３の圧力を調整する低温液化ガス貯蔵タンク圧力調整装置と、低温液化ガスの流量を調整する流量調整装置６と、を備える。また、熱交換器２は、液化天然ガス貯蔵タンク１の液面よりも上部にある。

なお、本実施形態においては、液化天然ガスを「ＬＮＧ」と、液化天然ガス貯蔵タンクを「ＬＮＧ貯蔵タンク」と、低温液化ガスを「ＣＬＧ」と、低温液化ガス貯蔵タンクを「ＣＬＧ貯蔵タンク」と、ボイルオフガスを「ＢＯＧ」と、液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置を「ＢＯＧ再液化装置」と、それぞれ称する。

ＬＮＧ貯蔵タンク１は、ＬＮＧを貯蔵する。本実施の形態では、ＬＮＧ貯蔵タンク１内のＬＮＧが気化してＢＯＧが発生する。ＬＮＧ貯蔵タンク１は、ＬＮＧを外気温からできるだけ遮断できるように、断熱機能を有する。ＬＮＧ貯蔵タンク１内には、ＬＮＧ貯蔵タンク１内の下側である液相部分と、ＬＮＧ貯蔵タンク１内の上側である気相部分と、が存在する。液相部分は、ＬＮＧ貯蔵タンク１内に貯蔵されたＬＮＧであり、気相部分は、ＬＮＧが気化したＢＯＧを含む気体である。

ＣＬＧ貯蔵タンク３は、ＣＬＧを貯蔵する。ＣＬＧは、ＬＮＧよりも低温の液化ガスであれば特に制限はなく、例えば、液体窒素、液体酸素、液体空気等が挙げられる。ＣＬＧとしては、工場等における排冷熱の再利用の観点から、液体窒素が好ましい。

熱交換器２は、ＣＬＧの冷熱を利用してＢＯＧを冷却し、再液化する。上述のように、ＬＮＧ貯蔵タンク１内で発生したＢＯＧは、熱交換器２へと導入される。熱交換器２は、ＣＬＧ貯蔵タンク３とＣＬＧ導入配管７により接続されており、ＣＬＧ導入配管７よりＣＬＧが熱交換器２に導入される。熱交換器２へと導入されたＢＯＧは、ＣＬＧの冷熱により冷却され、再液化される。再液化されたＬＮＧは、再びＬＮＧ貯蔵タンク１の液相部分に戻る。また、熱交換器２を通過後のＣＬＧは、ＣＬＧ排出配管８により熱交換器２から排出される。

熱交換器２は、特に制限はなく、例えば、プレート式熱交換器、プレートフィン式熱交換器、コイル式熱交換器等が挙げられる。熱交換器２としては、熱交換器２の上部にＢＯＧの導入口が設けられ、熱交換器２の下部に再液化されたＬＮＧの排出口が設けられていることが好ましい。このような熱交換器２を用いることで、ＢＯＧの再液化をより効率的に行うことができる。

熱交換器２は、ＬＮＧ貯蔵タンク１の液面よりも上部に、すなわち、液相部分よりも上に設置する。このように設置することで、再液化されたＬＮＧが自重によってＬＮＧ貯蔵タンク内に流入することができる。

具体的には、熱交換器２は、図１～３に示すように、ＬＮＧ貯蔵タンク１内に、すなわち、ＬＮＧ貯蔵タンク１の気相部分に設置する場合、図４に示すように、ＬＮＧ貯蔵タンク１よりも上部にＢＯＧ貯蔵タンク１３を設けてその中に設置する場合等が挙げられる。また、図５に示すように、ＬＮＧ貯蔵タンク１の液面よりも上部にＣＬＧ貯蔵タンク３を設けて、熱交換器２がＣＬＧ貯蔵タンク３の液相部分の少なくとも一部にあるように設置する場合も挙げられる。本実施形態においては、熱交換器２は、ＬＮＧ貯蔵タンク１内に設置することが好ましい。このようにすることで、熱交換器２をコンパクトに収納することができ、かつ、既設のＬＮＧ貯蔵タンク１内に設置することで、外気からの入熱を削減し、効率よく熱交換ができるためである。

また、熱交換器２には、再液化されたＬＮＧをＬＮＧ貯蔵タンク１の液相部分に戻す還流路９が設けられていることが好ましい。さらに、還流路９の排出口は、液相部分にあることが好ましい。このようにすることで、ＢＯＧの再液化をより効率的に行うことができる。

ＬＮＧ圧力調整装置は、ＬＮＧ貯蔵タンク１の圧力を調整する。ＢＯＧの発生量や再液化量によって、ＬＮＧ貯蔵タンク１の圧力が変動し、ＬＮＧの供給条件が不安定となるためである。具体的には、ＬＮＧ貯蔵タンク１の圧力が上昇すると、ＬＮＧの温度が上昇するおそれがあるため、ＢＯＧの再液化によって圧力を低下させる。ＬＮＧ貯蔵タンク１の圧力が低下すると、ＬＮＧの供給に必要な圧力が確保できないおそれがあるため、加圧器５によって圧力を上昇させる。

ＬＮＧ圧力調整装置は、加圧器５および圧力計を含んでいてもよい。なお、ＬＮＧ貯蔵タンク１の減圧は、熱交換器２によって行われるため、後述するＣＬＧ圧力調整装置のように、減圧弁４を設ける必要はない。

ＣＬＧ圧力調整装置は、ＣＬＧ貯蔵タンク３の圧力を調整する。ＬＮＧおよびＢＯＧの大部分はメタンであり、メタンが熱交換器２の表面で凍結し、固化すると、伝熱面積が小さくなり、再液化の効率が低下する場合や、ＢＯＧの流路が閉塞し、ＢＯＧを再液化できなくなる場合がある。また、メタンが固化することでＬＮＧの組成が変動し、ＬＮＧの熱量や密度等の物性が変わるため、ＬＮＧの供給先であるＬＮＧ消費設備が稼働しなくなるおそれがある。このようなメタンの固化を防止するため、ＣＬＧの圧力を調整する必要がある。

具体的には、ＣＬＧ貯蔵タンク３から供給されるＣＬＧの温度をメタンの融点および沸点である－１８２℃から－１６２℃の温度帯に制御できるように、ＣＬＧ貯蔵タンク３の圧力を調整する。すなわち、ＣＬＧ貯蔵タンク３の温度が－１８２℃未満となった場合は加圧し、－１６２℃を超えた場合は減圧する。なお、上記メタンの融点および沸点はＬＮＧ貯蔵タンク１の圧力によって変動する。

また、ＢＯＧには微量の窒素が含まれており、ＢＯＧが再液化されるのと同時に窒素も液化される。窒素の液化により、ＬＮＧ貯蔵タンク１内のＬＮＧの液密度が低下する。これにより、液密度の異なるＬＮＧが同一のＬＮＧ貯蔵タンク１に存在することになり、ＬＮＧ貯蔵タンク１内で液密度の異なる複数の液体層が形成され、ＬＮＧ貯蔵タンク１内でいわゆるロールオーバーと呼ばれるＬＮＧの急激なガス化が起きる要因となる。ロールオーバーによりＬＮＧ貯蔵タンク１内の圧力が急激に上昇すると、ＬＮＧ貯蔵タンク１にダメージを与える危険がある。このような窒素の液化によるロールオーバーを防止するため、ＣＬＧ貯蔵タンク３から供給されるＣＬＧの温度を、窒素の沸点である－１９６℃以上の温度帯になるように、ＣＬＧ貯蔵タンク３の圧力を調整する。

ＣＬＧ圧力調整装置は、減圧弁４、加圧器５および圧力計を含んでいてもよい。
流量調整装置６は、ＣＬＧの流量を調整する。ＣＬＧの流量を調整することで、ＬＮＧ貯蔵タンク１の圧力を一定に保持することができ、ＬＮＧ貯蔵タンク１の異常昇圧を防止することができる。具体的には、ＬＮＧ貯蔵タンク１の圧力が上昇した場合はＣＬＧの流量を増量し、ＬＮＧ貯蔵タンク１の圧力が低下した場合はＣＬＧの流量を減量する。なお、ＢＯＧ中のメタン成分の固化や、窒素成分の再液化を防止するため、ＣＬＧの圧力が下がりすぎないように流量を調整する必要がある。

流量調整装置６は、ＣＬＧ排出配管８に設置する。流量調整装置６は、ＣＬＧ排出配管８のＬＮＧ貯蔵タンク１の外部に設置することが好ましい。流量調整装置６は、流量調整弁または圧力調整弁を含む。流量調整装置６が流量調整弁を含む場合、流量調整弁により直接的にＣＬＧの流量を調整する。流量調整装置６が圧力調整弁を含む場合、ＬＮＧ貯蔵タンク１の圧力を調整することで、間接的にＣＬＧの流量を調整する。なお、流量調整装置６は、流量計を含んでいてもよい。

また、ＬＮＧ貯蔵タンク１には、ＬＮＧを受け入れるためのＬＮＧ受入配管（図示せず）が設けられている。ＬＮＧ受入配管は、ＬＮＧ貯蔵タンク１の液相部分および気相部分のそれぞれに接続されていることが好ましい。

ＬＮＧはメタン、エタン、プロパン等が混入しており、輸入元が異なればその混入成分も異なり液密度も異なっている。液密度の異なるＬＮＧをＬＮＧ貯蔵タンク１に混合貯蔵した場合、ロールオーバーが発生するおそれがある。ロールオーバーを防止するため、上記のようにＬＮＧ受入配管をＬＮＧ貯蔵タンク１の液相部分および気相部分のそれぞれに接続することが好ましい。

具体的には、ＬＮＧ貯蔵タンク１内の圧力を調整しながら、ＬＮＧ貯蔵タンク１の気相部分および液相部分の両方からＬＮＧを受け入れる。これにより、ＬＮＧの液密度に差がある場合も、受け入れるＬＮＧとＬＮＧ貯蔵タンク１内の残存しているＬＮＧとの混合が容易になる。

本実施形態によれば、下記のような作用効果を奏する。
ＣＬＧの流量を調整し、ＢＯＧを再液化することで、ＬＮＧ貯蔵タンク１内の圧力を一定に保持することから、ＬＮＧを常時使用しない場合であっても、ＬＮＧ貯蔵タンク１の異常昇圧や異常昇温等を防止することができる。

また、ＬＮＧ貯蔵タンク１の圧力を調整することで、ＬＮＧの供給条件を安定化させることができる。

また、ＣＬＧ貯蔵タンク３の圧力を調整し、メタンの固化および窒素の液化を防止することで、ＬＮＧ貯蔵タンク１のロールオーバーや、ＬＮＧの供給先であるＬＮＧ消費設備が稼働しなくなる等の不具合の懸念を緩和することができる。

また、ＢＯＧを大気に放出しないため、地球温暖化ガスを削減することができ、持続可能な開発目標（ＳＤＧｓ）の一部活動に貢献することができる。

また、ＢＯＧの再液化には、工場等の排冷熱であるＣＬＧを再利用することができる。さらに、未利用の冷熱をエネルギーとして再利用するため、冷凍機等を利用する必要がなく、エネルギーを省力化することができる。このような観点からも、持続可能な開発目標（ＳＤＧｓ）の一部活動に貢献することができる。

また、既設の設備にも、図４に示すようにＬＮＧ貯蔵タンク１よりも上部にＢＯＧ貯蔵タンク１３を設けてその中に熱交換器２を設置することが、図５に示すように、ＬＮＧ貯蔵タンク１よりも上部にＣＬＧ貯蔵タンク３を設けてその中の液相部分に設置することが、それぞれでき、例えば、自動車や船舶等にも適用することができる。

図２は、本実施形態におけるＢＯＧ再液化装置１００の別の構成の一例を示す概略図である。この例では、熱交換器２から排出されたＣＬＧを加温する加温器１０および熱交換器２から排出されたＣＬＧを加圧する加圧器１１をさらに備える。

熱交換後のＣＬＧは気体状態であり、ＣＬＧの温度は上昇しているものの、低温である。そのため、さらに加温器１０で加温することで常温程度に調整し、工場内で製品として再利用することができる。また、必要に応じて熱交換後のＣＬＧを加圧させて再利用することができる。

なお、加温器１０および加圧器１１は必ずしも同時に備える必要はなく、どちらか一方のみを備えていてもよい。また、加温器１０と流量調整装置６、および加圧器１１と流量調整装置６は、必ずしも図２に示すような位置関係になくてもよい。

図３は、本実施形態におけるＢＯＧ再液化装置１００の別の構成の一例を示す概略図である。この例では、ＣＬＧ貯蔵タンク３から排出されたＣＬＧを加圧する加圧器１２を備える。また、上記と同様に、加温器１０をさらに備えていてもよい。

ＣＬＧ貯蔵タンク３から排出されたＣＬＧは、加圧器１１の代わりに加圧器１２で加圧されてＢＯＧの再液化に利用後、製品として再利用することができる。

なお、ＣＬＧ貯蔵タンク３は低圧タンクであってもよい。また、図示していないが、ＣＬＧ圧力調整装置を備えていてもよい。

図４は、本実施形態におけるＢＯＧ再液化装置１００の別の構成の一例を示す概略図である。上述の通り、この例では、ＬＮＧ貯蔵タンク１よりも上部にＢＯＧ貯蔵タンク１３を設けてその中に熱交換器２を設置する。

なお、ＢＯＧ貯蔵タンク１３を設ける場合、ＬＮＧ貯蔵タンク１の気相部分とＢＯＧ貯蔵タンク１３とを接続し、ＬＮＧ貯蔵タンク１の上部空間のＢＯＧをＢＯＧ貯蔵タンク１３へと導入するＢＯＧ導入配管１４を設ける必要がある。

図５は、本実施形態におけるＢＯＧ再液化装置１００の別の構成の一例を示す概略図である。上述の通り、この例では、ＬＮＧ貯蔵タンク１よりも上部にＣＬＧ貯蔵タンク３を設けて、熱交換器２がＣＬＧ貯蔵タンク３の液相部分の少なくとも一部にあるように設置する。熱交換の観点から、熱交換器２全体が、ＣＬＧ貯蔵タンク３の液相部分にあるように設置することが好ましい。

このような構成とする場合、ＣＬＧ貯蔵タンク３内のＣＬＧの量を調整するＣＬＧ流量調整弁１６を設ける必要がある。なお、図５においては、ＣＬＧ流量調整弁１６が流量調整装置６に該当する。

また、ＬＮＧ貯蔵タンク１の上部空間のＢＯＧを熱交換器２へと導入するＢＯＧ導入配管１４およびＢＯＧの導入量を調整するＢＯＧ調整弁１５も設ける必要がある。ＢＯＧは、ＬＮＧ貯蔵タンク１内の圧力が上昇した場合のみ熱交換器２へと導入される。なお、図示していないが、ＢＯＧ貯蔵タンクを設けてもよい。

図６は、本実施形態におけるＬＮＧ貯蔵タンク１の構成の一例を示す概略図である。この例では、ＬＮＧ貯蔵タンク１内の液相部分と気相部分とを接続する循環ポンプ１８をさらに備える。

液相部分から循環ポンプ１８によりＬＮＧを抜き出し、気相部分へと循環路１７により循環させることで、液密度の異なるＬＮＧが同一のＬＮＧ貯蔵タンク１に存在した場合に、ＬＮＧ貯蔵タンク１内で液密度の異なる複数の液体層が形成されることを緩和することができる。

今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。

１ 液化天然ガス貯蔵タンク、２ 熱交換器、３ 低温液化ガス貯蔵タンク、４ 減圧弁、５ 加圧器、６ 流量調整装置、７ 低温液化ガス導入配管、８ 低温液化ガス排出配管、９ 還流路、１０ 加温器、１１ 加圧器、１２ 加圧器、１３ ボイルオフガス貯蔵タンク、１４ ボイルオフガス導入配管、１５ ボイルオフガス供給弁、１６ 低温液化ガス流量調整弁、１７ 循環路、１８ 循環ポンプ、１００ 液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置。

Claims (11)

1. 液化天然ガスを貯蔵する液化天然ガス貯蔵タンクと、
   低温液化ガスを貯蔵する低温液化ガス貯蔵タンクと、
   ボイルオフガスを冷却する熱交換器と、を用いて前記ボイルオフガスの再液化を行う、液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化方法であって、
   前記低温液化ガスの冷熱を利用して前記ボイルオフガスを冷却し、再液化する再液化工程と、
   前記液化天然ガス貯蔵タンクの圧力を調整する液化天然ガス貯蔵タンク圧力調整工程と、
   前記低温液化ガス貯蔵タンクの圧力を調整する低温液化ガス貯蔵タンク圧力調整工程と、
   前記低温液化ガスの流量を調整する流量調整工程と、を備える、液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化方法。
2. 前記熱交換器から排出された前記低温液化ガスを加温する加温工程を備える、請求項１に記載の液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化方法。
3. 前記熱交換器から排出された前記低温液化ガスを加圧する加圧工程を備える、請求項１または請求項２に記載の液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化方法。
4. 前記液化天然ガス貯蔵タンク内の前記液化天然ガスを循環させる循環ポンプを備える、請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化方法。
5. 前記低温液化ガスは、液体窒素である、請求項１から請求項４のいずれか１項に記載の液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化方法。
6. 液化天然ガスを貯蔵する液化天然ガス貯蔵タンクと、
   低温液化ガスを貯蔵する低温液化ガス貯蔵タンクと、
   ボイルオフガスを冷却する熱交換器と、を用いて前記ボイルオフガスの再液化を行う、液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置であって、
   前記熱交換器は、前記液化天然ガス貯蔵タンクの液面よりも上部にあり、
   前記液化天然ガス貯蔵タンクの圧力を調整する液化天然ガス貯蔵タンク圧力調整装置と、
   前記低温液化ガス貯蔵タンクの圧力を調整する低温液化ガス貯蔵タンク圧力調整装置と、
   前記低温液化ガスの流量を調整する流量調整装置と、を備える、液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置。
7. 前記熱交換器は、前記液化天然ガス貯蔵タンク内にある、請求項６に記載の液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置。
8. 前記熱交換器から排出された前記低温液化ガスを加温する加温器を備える、請求項６または請求項７に記載の液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置。
9. 前記熱交換器から排出された前記低温液化ガスを加圧する加圧器を備える、請求項６から請求項８のいずれか１項に記載の液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置。
10. 前記液化天然ガス貯蔵タンク内の前記液化天然ガスを循環させる循環ポンプを備える、請求項６から請求項９のいずれか１項に記載の液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置。
11. 前記低温液化ガスは、液体窒素である、請求項６から請求項１０のいずれか１項に記載の液化天然ガス貯蔵設備のボイルオフガス再液化装置。

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