JP2023148216A - タンク設備及び液体水素の払出方法 - Google Patents

Abstract

【課題】液体水素を貯蔵するタンク設備において、ボイルオフガス圧縮機の消費電力を抑えて、タンク設備の経済的な運転が実現可能とする。【解決手段】タンク設備における液体水素の払出方法は、タンクから流出した液体水素のボイルオフガスを圧縮機で水素の臨界圧力を超える所定の圧縮後圧力まで圧縮すること、圧縮により超臨界流体状態となったボイルオフガスを水素の臨界温度より低い温度まで冷却すること、冷却により圧縮性液体状態となったボイルオフガスをポンプで水素の臨界圧力を超え且つ圧縮後圧力より高い所定の加圧後圧力まで加圧すること、加圧により再び超臨界流体状態となったボイルオフガスをタンクから払い出された液体水素と合流させる、又は、加圧により再び超臨界流体状態となったボイルオフガスを気化させたものとタンクから払い出された液体水素を気化させたものとを合流させること、を含む。【選択図】図１

Description

本開示は、液体水素を貯蔵するタンク設備、及び、当該タンク設備における液体水素の払出方法に関する。

ＬＮＧ（Liquefied Natural Gas）等の低温液化ガスは、船などの液化ガス輸送手段によって受入基地へ輸送され、受入基地のタンク設備で一時的に貯蔵され、貯蔵された液化ガスは当該タンク設備で気化されて外部へ送出される。特許文献１には、この種のタンク設備が例示されている。

特許文献１に開示されたタンク設備は、低温液化ガスを貯蔵するタンクと、タンクから液化ガスを送出するインタンクポンプと、入熱によりタンクで自然発生するボイルオフガスを圧縮するボイルオフガス圧縮機と、圧縮されたボイルオフガスとインタンクポンプから送出された液化ガスの一部とを混合することによりボイルオフガスを再液化するリコンデンサ（直接接触式熱交換器）と、液化されたボイルオフガス及び液化ガスを気化する気化器とを備える。

特開２０１４－１４２０２１号公報

液体水素についても、ＬＮＧ等の低温の液化ガスと同様に、タンク設備で一時的に貯蔵され、タンク設備で気化して外部へ送出する方式が検討されている。しかし、液体水素はＬＮＧと比較して蒸発潜熱が小さいため、タンクで外部からの入熱により自然発生するボイルオフガスの量がＬＮＧよりも多くなることが想定される。ＬＮＧガスのタンク設備においてボイルオフガス圧縮機は消費電力の大きな機器の一つであるが、上記のように液体水素ではＬＮＧと比較して発生するボイルオフガスの量が多くなることからボイルオフガス圧縮機の消費電力が更に嵩むことが想定される。

本開示は以上の事情に鑑みてなされたものであり、その目的は液体水素を貯蔵するタンク設備、及び、当該タンク設備における液体水素の払出方法において、ボイルオフガス圧縮機の消費電力を抑えて、タンク設備の経済的な運転を実現可能とすることにある。

上記課題を解決するために、本開示の一態様に係る液体水素の払出方法は、
タンクから流出した液体水素のボイルオフガスを圧縮機で水素の臨界圧力を超える所定の圧縮後圧力まで圧縮すること、
圧縮により超臨界流体状態となった前記ボイルオフガスを水素の臨界温度より低い温度まで冷却すること、
冷却により圧縮性液体状態となった前記ボイルオフガスをポンプで水素の臨界圧力を超え且つ前記圧縮後圧力より高い所定の加圧後圧力まで加圧すること、
加圧により再び超臨界流体状態となった前記ボイルオフガスを前記タンクから払い出された前記液体水素と合流させる、又は、前記加圧により再び超臨界流体状態となった前記ボイルオフガスを気化させたものと前記タンクから払い出された前記液体水素を気化させたものとを合流させること、を含むものである。

また、本開示の一態様に係るタンク設備は、
液体入口、液体出口、及び気体出口を有し、液体水素が貯蔵されるタンクと、
前記タンクの前記液体入口と接続されて、前記タンクへ受け入れる前記液体水素が流れる受入ラインと、
前記タンクの前記液体出口と接続されて、前記液体水素を下流側へ圧送する第１ポンプと、前記液体水素を気化する第１気化器とを上流側から順に有し、前記タンクから払い出す前記液体水素が流れる払出ラインと、
前記タンクの前記気体出口と接続されて、前記タンクで前記液体水素の気化により生じたボイルオフガスが流入するＢＯＧラインと、を備え、
前記ＢＯＧラインは、前記ボイルオフガスを水素の臨界圧力を超える所定の圧縮後圧力まで圧縮するＢＯＧ圧縮機と、圧縮により超臨界流体状態となった前記ボイルオフガスを水素の臨界温度より低い温度まで冷却する冷却器と、冷却により圧縮性液体状態となった前記ボイルオフガスを水素の臨界圧力を超え且つ前記圧縮後圧力より高い所定の加圧後圧力まで加圧する第２ポンプと、加圧により再び超臨界流体状態となった前記ボイルオフガスを気化する第２気化器とを上流側から順に有し、前記第２ポンプよりも下流側において前記払出ラインと接続されているものである。

上記した本開示の一態様によれば、液体水素を貯蔵するタンク設備、及び、当該タンク設備における液体水素の払出方法において、ボイルオフガス圧縮機の消費電力を抑えて、タンク設備の経済的な運転が実現可能となる。

図１は、本開示の第１実施形態に係るタンク設備の概略構成を示す模式図である。 図２は、水素の状態図である。 図３は、変形例１に係るタンク設備の概略構成を示す模式図である。

次に、図面を参照して本開示の実施の形態を説明する。図１は、本開示の一実施形態に係るタンク設備１の概略構成を示す模式図である。この図では、タンク設備１におけるボイルオフガス３００の流れが太線矢印で示されている。

図１に示すように、本開示に係るタンク設備１は、例えば、沿岸地域にある液化ガス受入基地１１に設置される。本実施形態に係るタンク設備１では液体水素１００が貯蔵される。液化ガス受入基地１１には、アンローディングアーム５及びリターンガスアーム１６と、タンク設備１とが設置されている。アンローディングアーム５及びリターンガスアーム１６は、液化ガス輸送船などの液化ガス輸送手段１０が着岸する岸壁に配置される。タンク設備１は、液化ガス輸送手段１０が輸送してきた液体水素１００を受け入れて貯蔵し、貯蔵している液体水素１００を気化して外部へ送出する設備である。タンク設備１は、液化ガス輸送手段１０に応じて、沿岸地域に限定されず、陸上や海上に設置されてもよい。

タンク設備１は、タンク２と、受入ライン３と、払出ライン７と、リターンガスライン１５と、ＢＯＧライン１２とを備える。

タンク２は、液体水素１００を低温の液体状で貯蔵する容器である。タンク２内の液体水素１００は概ね沸点で貯蔵されるため、タンク２内では液体水素１００が自然気化してボイルオフガス３００が生じ、ボイルオフガス３００がタンク２の上部及び頂部に滞留している。タンク２は、液体入口２４、液体出口２５、及び気体出口２６を有する。気体出口２６は、タンク２の上部又は頂部に開口している。

受入ライン３は、アンローディングアーム５とタンク２とを接続している。受入ライン３の上流端部はアンローディングアーム５と接続されており、下流端部はタンク２の液体入口２４と接続されている。受入ライン３の途中であって、下流部分には、当該受入ライン３の流路を開閉する受入弁４が設けられている。液体水素１００の受入時には、受入弁４が開放され、液化ガス輸送手段１０で輸送されてきた低温の液体水素１００は、アンローディングアーム５を通じて受入ライン３へ供給され、受入ライン３を通じてタンク２へ流入し、タンク２に収容される。

払出ライン７は、タンク２の液体出口２５と送ガスライン９とを接続している。送ガスライン９は、タンク設備１の外部へ水素ガス２００を送る配管である。払出ライン７には払出ポンプ６が設けられている。但し、払出ポンプ６はタンク２に設けられていてもよい。払出ポンプ６は、液体水素１００を送ガスに必要な圧力に高めて下流側へ圧送する。

払出ライン７の払出ポンプ６よりも下流側にはＢＯＧ冷却器６２が配置されている。払出ライン７の液体水素１００は、ＢＯＧ冷却器６２で冷媒として利用される。

払出ライン７のＢＯＧ冷却器６２よりも下流側には、気化器８が配置されている。気化器８は、例えば外部から供給される水と、払出ライン７を通じて供給される液体水素１００とを熱交換させることにより、液体水素１００を強制的に気化して水素ガス２００とする。

ＢＯＧライン１２の上流端部は、タンク２の気体出口２６と接続されている。ＢＯＧライン１２には、タンク２内の上部に滞留しているボイルオフガス３００が流出する。ＢＯＧライン１２の下流端部は払出ライン７に配置された接続部７１と接続されている。接続部７１は、払出ライン７においてＢＯＧ冷却器６２よりも下流側且つ気化器８よりも上流側に配置されている。

ＢＯＧライン１２の途中には、ＢＯＧ圧縮機１４が設けられている。ＢＯＧ圧縮機１４は、例えば、低温のボイルオフガス３００を吸入するシリンダと、吸入したボイルオフガス３００を圧縮するピストンとを備えるレシプロ式であってよい。ＢＯＧ圧縮機１４は、ＢＯＧライン１２を流れるボイルオフガス３００を断熱圧縮する。

ＢＯＧライン１２においてＢＯＧ圧縮機１４の下流側にはＢＯＧ冷却器６２が配置されている。ＢＯＧ冷却器６２は、払出ライン７を通る液体水素１００とＢＯＧライン１２を通るボイルオフガス３００とが直接接触せずに伝熱面を介して熱交換する表面熱交換器である。このような表面熱交換器として、シェル・チューブ熱交換器、フィン・チューブ熱交換器、フィン・プレート熱交換器、蓄熱式熱交換器などが例示される。

ＢＯＧライン１２においてＢＯＧ冷却器６２の下流側にはポンプ６１が配置されている。ポンプ６１は、ＢＯＧライン１２を流れる流体を加圧する。ポンプ６１は、液体を加圧して送り出すように構成されたポンプであってよい。

リターンガスライン１５は、タンク２とリターンガスアーム１６とを接続している。本実施形態に係るタンク設備１では、リターンガスライン１５はＢＯＧライン１２の上流部分を介してタンク２の気体出口２６と接続されている。リターンガスライン１５の下流端部はリターンガスアーム１６と接続されている。リターンガスライン１５の途中には、リターンガスブロワ２１が設けられている。リターンガスブロワ２１は、例えば、後述する受入ライン３の予冷時や液体水素１００の受入時に稼働される。液体水素１００の受入時は、リターンガスブロワ２１の稼働によって、タンク２のボイルオフガス３００の一部が、リターンガスライン１５及びリターンガスアーム１６を通じて液化ガス輸送手段１０の荷役タンクへ戻され、荷役に伴う荷役タンク圧力の低下が補われる。なお、ボイルオフガス３００の圧力が十分に高い場合には、リターンガスブロワ２１は省略されてもよい。

〔液体水素１００の払出方法〕
ここで、図１及び図２を用いて、上記構成のタンク設備１における液体水素１００の払出方法について説明する。図２は、水素の状態図である。

タンク設備１において、払出ポンプ６の稼働によってタンク２に貯溜されている液体水素１００は払出ライン７へ流れ出て、払出ポンプ６によって送ガス上必要な圧力に加圧される。払出ポンプ６は、液体水素１００を圧力Ｐ21から所定の圧縮後圧力Ｐ22まで加圧し、液体水素１００は圧縮性液体状態となる。圧縮性液体状態の液体水素１００は、ＢＯＧ冷却器６２を通じてから、気化器８に送られる。液体水素１００は、気化器８で気化されて水素ガス２００となって、送ガスライン９へ圧送される。

また、タンク設備１において、タンク２への入熱によりタンク２内の液体水素１００が自然気化してボイルオフガス３００が発生する。ＢＯＧ圧縮機１４の稼働によってボイルオフガス３００はタンク２からＢＯＧライン１２へ流れ出て、ＢＯＧ圧縮機１４で圧縮される。

ＢＯＧ圧縮機１４は、ボイルオフガス３００が圧力Ｐ11から圧縮後圧力Ｐ12となるまで断熱圧縮する。圧縮後圧力Ｐ12は、水素の臨界圧力Ｐcrである１．１８５ＭＰａＧを超える圧力である。よって、圧縮後圧力Ｐ12のボイルオフガス３００は超臨界流体状態となる。ボイルオフガス３００が超臨界流体状態を維持しながらＢＯＧ圧縮機１４からＢＯＧ冷却器６２までのＢＯＧライン１２を流れるように、圧縮後圧力Ｐ12は水素の臨界圧力Ｐcrよりも僅かに大きいことが望ましい。一方で、圧縮後圧力Ｐ12が過剰に高いと、ＢＯＧ圧縮機１４の消費電力が大きくなる。このような観点から、圧縮後圧力Ｐ12は、１．１８５ＭＰａＧより高く２．５ＭＰａＧ以下、更に望ましくは、１．１８５ＭＰａＧより高く１．５ＭＰａＧ以下である。

超臨界流体状態のボイルオフガス３００は、ＢＯＧ冷却器６２で液体水素１００と熱交換することにより冷却される。ＢＯＧ冷却器６２は、ボイルオフガス３００を温度Ｔ12から温度Ｔ13まで冷却する。温度Ｔ13は、水素の臨界温度Ｔcrである－２４０．２１℃よりも低い温度である。液体水素１００の温度は－２５２．５℃であるから、温度Ｔ13は－２５２．５℃より高く－２４０．２１℃より低い。超臨界流体状態のボイルオフガス３００は、温度Ｔ13まで冷却されて圧縮性液体状態に変化する。

圧縮性液体状態のボイルオフガス３００は、ポンプ６１で加圧される。ポンプ６１は、ボイルオフガス３００を圧力Ｐ13から加圧後圧力Ｐ14まで昇圧する。圧力Ｐ13は、圧縮後圧力Ｐ12から圧損分だけ降圧しているが、圧縮後圧力Ｐ12と実質的に同一である。加圧後圧力Ｐ14は、払出ポンプ６で昇圧された後の液体水素１００の圧力Ｐ22と実質的に同一である。加圧後圧力Ｐ14は、水素の臨界圧力Ｐcr、及び圧縮後圧力Ｐ12よりも高い。加圧後圧力Ｐ14は、ボイルオフガス３００が気化器８で降圧することを考慮して、送ガス圧力よりも高い圧力に設定される。加圧後圧力Ｐ14は、送ガスを受ける設備の要求に応じた値であるが、一例として、３ＭＰａＧ以上５ＭＰａＧ以下である。圧縮性液体状態のボイルオフガス３００は、加圧後圧力Ｐ14まで加圧されて再び超臨界流体状態に変化する。

超臨界流体状態のボイルオフガス３００は、払出ライン７を流れる圧縮性液体状態の液体水素１００と合流し、気化器８へ流入する。気化器８において、ボイルオフガス３００は、液体水素１００と同様に気化されて水素ガス２００となって、送ガスライン９へ圧送される。

〔変形例１〕
ここで、上記実施形態の変形例１を説明する。図３は、変形例１に係るタンク設備１の概略構成を示す模式図である。この図では、タンク設備１におけるボイルオフガス３００の流れが太線矢印で示されている。なお、本変形例の説明においては、前述の実施形態と同一又は類似の部材には図面に同一の符号を付し、説明を省略する。

図３に示すように、変形例１に係るタンク設備１では、ＢＯＧライン１２の下流端部は、払出ライン７の気化器８よりも下流側と接続されている。そして、ＢＯＧライン１２のポンプ６１よりも下流側には、払出ライン７の気化器８から独立した気化器８０が設けられている。このように、変形例１に係るタンク設備１では、ＢＯＧライン１２へ流出したボイルオフガス３００は、ＢＯＧ圧縮機１４で圧縮されて超臨界流体となり、ＢＯＧ冷却器６２で冷却されて圧縮性液体となり、ポンプ６１で加圧されて超臨界流体となり、気化器８０で気化されてから、払出ライン７を流れる水素ガス２００と合流する。

変形例１に係る構成においては、ポンプ６１で加圧されたボイルオフガス３００の加圧後圧力Ｐ14は、払出ライン７の液体水素１００の圧力Ｐ22と同一でなくてもかまわない。

〔総括〕
以上に説明した通り、本開示に係る液体水素１００の払出方法は、
タンク２から流出した液体水素１００のボイルオフガス３００を圧縮機１４で水素の臨界圧力Ｐcrを超える圧縮後圧力Ｐ12まで圧縮すること、
圧縮により超臨界流体状態となったボイルオフガス３００を水素の臨界温度Ｔcrより低い温度Ｔ13まで冷却すること、
冷却により圧縮性液体状態となったボイルオフガス３００をポンプ６１で水素の臨界圧力Ｐcrを超え且つ圧縮後圧力Ｐ12より高い加圧後圧力Ｐ14まで加圧すること、
加圧により再び超臨界流体状態となったボイルオフガス３００をタンク２から払い出された液体水素１００と合流させる、又は、加圧により再び超臨界流体状態となったボイルオフガス３００を気化させたものとタンク２から払い出された液体水素１００を気化させたものとを合流させること、を含む。

同様に、本開示に係るタンク設備１は、
液体入口２４、液体出口２５、及び気体出口２６を有し、液体水素１００が貯蔵されるタンク２と、
タンク２の液体入口２４と接続されて、タンク２へ受け入れる液体水素１００が流れる受入ライン３と、
タンク２の液体出口２５と接続されて、液体水素１００を下流側へ圧送する第１ポンプ６と、液体水素１００を気化する第１気化器８とを上流側から順に有し、タンク２から払い出す液体水素１００が流れる払出ライン７と、
タンク２の気体出口２６と接続されて、タンク２で液体水素１００の気化により生じたボイルオフガス３００が流入するＢＯＧライン１２と、を備える。
そして、ＢＯＧライン１２は、ボイルオフガス３００を水素の臨界圧力Ｐcrを超える圧縮後圧力Ｐ12まで圧縮するＢＯＧ圧縮機１４と、圧縮により超臨界流体状態となったボイルオフガス３００を水素の臨界温度Ｔcrより低い温度まで冷却するＢＯＧ冷却器６２と、冷却により圧縮性液体状態となったボイルオフガス３００を水素の臨界圧力Ｐcrを超え且つ圧縮後圧力Ｐ12より高い加圧後圧力Ｐ14まで加圧する第２ポンプ６１と、加圧により再び超臨界流体状態となったボイルオフガス３００を気化する第２気化器８，８０とを上流側から順に有し、第２ポンプ６１よりも下流側において払出ライン７と接続されている。

また、上記の液体水素１００の払出方法及びタンク設備１において、圧縮後圧力Ｐ12が１．１８５ＭＰａＧより高く２．５ＭＰａＧ以下であってよい。或いは、圧縮後圧力Ｐ12が１．１８５ＭＰａＧより高く１．５ＭＰａＧ以下であってよい。

上記の液体水素１００の払出方法及びタンク設備１によれば、ＢＯＧライン１２へ流出したボイルオフガス３００は、ＢＯＧ圧縮機１４で超臨界流体となるまで圧縮されたうえＢＯＧ冷却器６２で冷却されることによってポンプ６１で加圧可能な圧縮性液体状態となる。このように状態が変化したボイルオフガス３００はポンプ６１で加圧可能であるので、ＢＯＧ圧縮機１４のみで加圧後圧力Ｐ14まで昇圧する必要はなく、ＢＯＧ圧縮機１４及びポンプ６１で段階的に加圧後圧力Ｐ14まで昇圧すればよい。流量１．２ｔ／ｈで０．０１０ＭＰａＧのボイルオフガス３００を送ガス圧力である３．５ＭＰａＧまで昇圧する事例において、具体的な数値を挙げて説明すると、ＢＯＧ圧縮機１４のみで送ガス圧力まで圧縮する場合のＢＯＧ圧縮機１４の消費電力は９００ｋＷであるのに対し、ＢＯＧ圧縮機１４で１．４ＭＰａＧまで圧縮してからポンプ６１で４．１ＭＰａＧまで加圧して気化器８，８０で送ガス圧力まで降圧する場合のＢＯＧ圧縮機１４及びポンプ６１の消費電力は４９０ｋＷであり、後者は前者に対して消費電力を約５割削減することができる。

このように、上記構成の液体水素１００の払出方法及びタンク設備１では、ＢＯＧ圧縮機１４のみでボイルオフガス３００を送ガス圧力まで昇圧する場合と比較して、ＢＯＧ圧縮機１４の消費電力を抑えることができ、タンク設備１の経済的な運転が実現可能となる。また、ＢＯＧ圧縮機１４として圧縮率の低いものを採用することができる。

更に、上記の液体水素１００の払出方法及びタンク設備１によれば、ＢＯＧ冷却器６２へ流入するボイルオフガス３００は超臨界流体状態となっている。超臨界流体はＢＯＧ冷却器６２による冷却の過程で相変化を起こさないので、ＢＯＧ冷却器６２を安定して動作させることができる。

なお、ＬＮＧのタンク設備から発電所への送ガス圧力は、一般に、４～５ＭＰａＧである。ＬＮＧの主成分であるメタンの臨界圧力は４．６０ＭＰａＧである。ＬＮＧの臨界圧力と送ガス圧力との間には、ポンプ６１で加圧できる圧力差が殆ど無い。一方、水素の臨界圧力は１．１８５ＭＰａＧである。液体水素のボイルオフガスの臨界圧力と送ガス圧力との間には、ポンプ６１で加圧できる圧力差が十分にある。よって、本開示の液体水素１００の払出方法及びタンク設備１は、ＬＮＧには適用が難しく、液体水素１００に特に好適である。

上記のタンク設備１において、加圧後圧力Ｐ14は、第１気化器８へ流入する液体水素１００の圧力Ｐ22と実質的に同一であり、ＢＯＧライン１２は、第１気化器８の入口で払出ライン７と接続されており、第２気化器８０が第１気化器８と共用されていてよい。

上記構成のタンク設備１によれば、気化器８，８０の数を低減することができる。

また、上記の液体水素１００の払出方法において、超臨界流体状態のボイルオフガス３００を冷却することが、超臨界流体状態のボイルオフガス３００と液体水素１００とを表面熱交換器で熱交換させることを含んでいてよい。

同様に、本開示に係るタンク設備１において、ＢＯＧ冷却器６２が、払出ライン７を流れる液体水素１００とＢＯＧライン１２を流れるボイルオフガス３００とを熱交換させる表面熱交換器であってよい。

上記の液体水素１００の払出方法及びタンク設備１によれば、ボイルオフガス３００と液体水素１００との圧力の異なる流体を熱交換させることができる。

本開示の前述の議論は、例示及び説明の目的で提示されたものであり、本開示を本明細書に開示される形態に限定することを意図するものではない。例えば、前述の詳細な説明では、本開示の様々な特徴は、本開示を合理化する目的で１つの実施形態にまとめられている。但し、本開示に含まれる複数の特徴は、上記で論じたもの以外の代替の実施形態、構成、又は態様に組み合わせることができる。

１ ：タンク設備
２ ：タンク
３ ：受入ライン
６ ：ポンプ
７ ：払出ライン
８，８０：気化器
１２ ：ＢＯＧライン
１４ ：ＢＯＧ圧縮機
２４ ：液体入口
２５ ：液体出口
２６ ：気体出口
６１ ：ポンプ
６２ ：ＢＯＧ冷却器
１００ ：液体水素
３００ ：ボイルオフガス

Claims (9)

1. タンクから流出した液体水素のボイルオフガスを圧縮機で水素の臨界圧力を超える所定の圧縮後圧力まで圧縮すること、
   圧縮により超臨界流体状態となった前記ボイルオフガスを水素の臨界温度より低い温度まで冷却すること、
   冷却により圧縮性液体状態となった前記ボイルオフガスをポンプで水素の臨界圧力を超え且つ前記圧縮後圧力より高い所定の加圧後圧力まで加圧すること、
   加圧により再び超臨界流体状態となった前記ボイルオフガスを前記タンクから払い出された前記液体水素と合流させる、又は、前記加圧により再び超臨界流体状態となった前記ボイルオフガスを気化させたものと前記タンクから払い出された前記液体水素を気化させたものとを合流させること、を含む、
   液体水素の払出方法。
2. 超臨界流体状態の前記ボイルオフガスを冷却することが、超臨界流体状態の前記ボイルオフガスと前記液体水素とを表面熱交換器で熱交換させることを含む、
   請求項１に記載の液体水素の払出方法。
3. 前記圧縮後圧力が１．１８５ＭＰａＧより高く２．５ＭＰａＧ以下である、
   請求項１又は２に記載の液体水素の払出方法。
4. 前記圧縮後圧力が１．１８５ＭＰａＧより高く１．５ＭＰａＧ以下である、
   請求項１又は２に記載の液体水素の払出方法。
5. 液体入口、液体出口、及び気体出口を有し、液体水素が貯蔵されるタンクと、
   前記タンクの前記液体入口と接続されて、前記タンクへ受け入れる前記液体水素が流れる受入ラインと、
   前記タンクの前記液体出口と接続されて、前記液体水素を下流側へ圧送する第１ポンプと、前記液体水素を気化する第１気化器とを上流側から順に有し、前記タンクから払い出す前記液体水素が流れる払出ラインと、
   前記タンクの前記気体出口と接続されて、前記タンクで前記液体水素の気化により生じたボイルオフガスが流入するＢＯＧラインと、を備え、
   前記ＢＯＧラインは、前記ボイルオフガスを水素の臨界圧力を超える所定の圧縮後圧力まで圧縮するＢＯＧ圧縮機と、圧縮により超臨界流体状態となった前記ボイルオフガスを水素の臨界温度より低い温度まで冷却する冷却器と、冷却により圧縮性液体状態となった前記ボイルオフガスを水素の臨界圧力を超え且つ前記圧縮後圧力より高い所定の加圧後圧力まで加圧する第２ポンプと、加圧により再び超臨界流体状態となった前記ボイルオフガスを気化する第２気化器とを上流側から順に有し、前記第２ポンプよりも下流側において前記払出ラインと接続されている、
   タンク設備。
6. 前記冷却器が、前記払出ラインを流れる前記液体水素と前記ＢＯＧラインを流れる前記ボイルオフガスとを熱交換させる表面熱交換器である、
   請求項５に記載のタンク設備。
7. 前記加圧後圧力は、前記第１気化器へ流入する前記液体水素の圧力と実質的に同一であり、
   前記ＢＯＧラインは、前記第１気化器の入口で前記払出ラインと接続されており、前記第２気化器が前記第１気化器と共用されている、
   請求項５又は６に記載のタンク設備。
8. 前記圧縮後圧力が１．１８５ＭＰａＧより高く２．５ＭＰａＧ以下である、
   請求項５～７のいずれか一項に記載のタンク設備。
9. 前記圧縮後圧力が１．１８５ＭＰａＧより高く１．５ＭＰａＧ以下である、
   請求項５～７のいずれか一項に記載のタンク設備。

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