JP2024094965A - 液化水素設備 - Google Patents

Abstract

【課題】貯蔵タンク内の冷熱エネルギーを有効利用する。
【解決手段】液化水素設備（１）は、液化水素を貯蔵する貯蔵タンク（２）と、貯蔵タンク（２）の気相部（２ａ）に存在するボイルオフガスをキャリア（１００）へ導出し得るように貯蔵タンク（２）とキャリア（１００）とを接続する第１輸送ライン（４）と、第１輸送ライン（４）に設けられ、貯蔵タンク（２）からボイルオフガスを吸い込んでキャリア（１００）に送り出す圧縮装置（１２）と、第１輸送ライン（４）における圧縮装置（１２）よりも下流側に設けられた熱交換器（１３）と、貯蔵タンク（２）から熱交換器（１３）を通って需要家（１１０）まで延びるように配設され、圧縮装置（１２）による圧縮後のボイルオフガスよりも低温の水素を貯蔵タンク（２）から熱交換器（１３）に導く第２輸送ライン（５）とを備える。
【選択図】図１

Description

本開示は、液化水素を扱う液化水素設備に関する。

船舶等のキャリアから液化水素を荷受けして需要家に供給する液化水素設備が知られている。例えば、下記特許文献１には、液化水素を貯蔵する貯蔵タンクと、当該貯蔵タンクに接続された供給管と、当該供給管と船舶とを接続する多関節構造のローディングアームとを備えた設備が開示されている。貯蔵タンクは、所定の供給ラインを介して発電所等の需要家と接続されている。

特開２０１７－２０２７８３号公報

上述した液化水素設備において、貯蔵タンクから需要家に水素が供給される場合には、両者を結ぶ供給ライン上を水素が通過する過程で種々の入熱や加温がなされる。これにより、需要家には、液化水素の温度帯（－２５３℃付近）から十分に昇温された水素ガスが供給される。このとき、単に外部からの入熱や加温によって水素ガスを昇温させたのでは、貯蔵タンクに蓄えられていた冷熱エネルギーが有効に利用されていないことになり、エネルギー効率の面で改善の余地がある。

本開示は、前記のような事情に鑑みてなされたものであり、貯蔵タンク内の冷熱エネルギーを有効利用することが可能な液化水素設備を提供することを目的とする。

前記課題を解決するためのものとして、本開示の一局面に係る液化水素設備は、液化水素を貯蔵する貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクの気相部に存在するボイルオフガスを所定のキャリアへ導出し得るように前記貯蔵タンクと前記キャリアとを接続する第１輸送ラインと、前記第１輸送ラインに設けられ、前記貯蔵タンクからボイルオフガスを吸い込んで前記キャリアに送り出す圧縮装置と、前記第１輸送ラインにおける前記圧縮装置よりも下流側に設けられた熱交換器と、前記貯蔵タンクから前記熱交換器を通って所定の需要家まで延びるように配設され、前記圧縮装置による圧縮後のボイルオフガスよりも低温の水素を前記貯蔵タンクから前記熱交換器に導く第２輸送ラインとを備えたものである。

本開示の液化水素設備によれば、貯蔵タンク内の冷熱エネルギーを有効利用することができる。

本開示の一実施形態に係る液化水素設備の全体構成を示すシステム図である。 液化水素の荷受け前に行われるクールダウン処理の概要を説明するための図１相当図である。

［液化水素設備の構成］
図１は、本開示の一実施形態に係る液化水素設備１の全体構成を示すシステム図である。本図に示される液化水素設備１は、運搬船１００から液化水素を荷受けして発電所１１０に供給するための設備である。具体的に、液化水素設備１は、運搬船１００から供給された液化水素を受け入れて貯蔵する貯蔵タンク２と、運搬船１００から貯蔵タンク２へと至る荷受ライン３と、貯蔵タンク２から運搬船１００へと至る返送ライン４と、貯蔵タンク２から発電所１１０へと至る供給ライン５と、返送ライン４から分岐して荷受ライン３につながる第１分岐ライン６と、荷受ライン３から分岐した第２分岐ライン７とを備える。運搬船１００は、液化水素を運搬するキャリアであって、貯蔵タンク２の近傍の港湾に着岸可能な船舶である。発電所１１０は、水素を消費する需要家であって、供給された水素を燃焼させてその燃焼エネルギーにより発電するプラントである。

貯蔵タンク２は、液化水素を保冷しつつ貯蔵するタンクである。貯蔵タンク２としては、保冷性に優れた多重殻構造のタンクが好適である。この場合、貯蔵タンク２は、液化水素の貯蔵空間を画成する内槽と、内槽の外側に配置されかつ当該内槽との間に断熱層を形成する外槽とを少なくとも含む。貯蔵タンク２の形状は特に問わないが、例えば球面屋根付きの平底円筒形のタンクとすることができる。この他、球形の貯蔵タンクを用いることも可能である。

荷受ライン３は、前記港湾に着岸した運搬船１００と貯蔵タンク２とを互いに接続する配管である。運搬船１００から液化水素を受け入れる荷受け時、運搬船１００の貯槽から送出された液化水素は、荷受ライン３を通じて貯蔵タンク２に導入される。言い換えると、荷受ライン３は、液化水素の荷受け時に運搬船１００から貯蔵タンク２に移送される液化水素が流通する配管である。

貯蔵タンク２に液化水素が貯蔵されているとき、当該液化水素への入熱によって液化水素が蒸発し、蒸発した水素がボイルオフガス（ＢＯＧ）として生成される。このため、貯蔵タンク２の上部には、ボイルオフガス（水素ガス）が充満される気相部２ａが形成される。

返送ライン４は、貯蔵タンク２の上部（屋根部）と運搬船１００とを互いに接続する配管である。この返送ライン４は、液化水素の荷受け時に運搬船１００にボイルオフガスを返送する用途に供される。すなわち、液化水素の荷受け時は、運搬船１００の貯槽から液化水素が払い出されて貯蔵タンク２に導入される。このとき、安定した荷受けを維持するために、運搬船１００の貯槽から払い出される液化水素の量に応じて、貯蔵タンク２の気相部２ａにあるボイルオフガスが返送ライン４を通じて運搬船１００に供給される。なお、返送ライン４は、本開示における「第１輸送ライン」に相当する。

返送ライン４上には、第１加温器１１と、第１圧縮装置１２と、熱交換器１３とが、貯蔵タンク２に近い上流側からこの順に配設されている。

第１加温器１１は、貯蔵タンク２の気相部２ａから抜き出された低温のボイルオフガスを加温する。第１加温器１１は、例えば、常温の空気又は水を熱交換用の媒体として用いた熱交換器とすることができる。

第１圧縮装置１２は、第１加温器１１を通過した加温後のボイルオフガスを吸い込んで下流側に圧送する。第１圧縮装置１２は、例えば、羽根車等の回転要素と、当該回転要素を回転駆動するモータ等の駆動源と、を含んだものとすることができる。

熱交換器１３は、第１圧縮装置１２から圧送されたボイルオフガスを再び冷却する。すなわち、熱交換器１３は、供給ライン５を流れる低温のボイルオフガスを熱交換用の媒体として用いることにより、第１加温器１１及び第１圧縮装置１２を通過した加温後のボイルオフガスを再び冷却する。

返送ライン４は、貯蔵タンク２と第１加温器１１とを接続する上流配管４ａと、第１圧縮装置１２と熱交換器１３とを接続する中途配管４ｂと、熱交換器１３と運搬船１００とを接続する下流配管４ｃとを含む。液化水素の荷受け時、貯蔵タンク２の気相部２ａから抜き出されたボイルオフガスは、上流配管４ａを通じて第１加温器１１及び第１圧縮装置１２に導入される。第１圧縮装置１２から圧送されたボイルオフガスは、中途配管４ｂを通じて熱交換器１３に導入される。熱交換器１３を通過したボイルオフガスは、下流配管４ｃを通じて運搬船１００に導入される。

供給ライン５は、貯蔵タンク２の上部（屋根部）と発電所１１０とを互いに接続する配管である。この供給ライン５は、発電所１１０において水素を用いた発電が行われる水素発電時に、当該発電所１１０にボイルオフガス（水素ガス）を供給する用途に供される。すなわち、水素発電時は、貯蔵タンク２の気相部２ａにあるボイルオフガスが、供給ライン５を通じて発電所１１０に供給される。発電所１１０では、供給されたボイルオフガスが燃焼に供され、その燃焼エネルギーによって発電が行われる。なお、供給ライン５は、本開示における「第２輸送ライン」に相当する。

供給ライン５は、上述した返送ライン４上の熱交換器１３を横切るように配設されている。この供給ライン５における熱交換器１３よりも下流側の部分には、第２加温器２１及び第２圧縮装置２２が、上流側からこの順に配設されている。なお、第２加温器２１は本開示における「下流加温器」に相当し、第２圧縮装置２２は本開示における「下流圧縮装置」に相当する。

第２加温器２１は、熱交換器１３を通過したボイルオフガスを加温する。第２加温器２１は、上述した第１加温器１１と同様に、常温の空気又は水を熱交換用の媒体として用いた熱交換器とすることができる。

第２圧縮装置２２は、第２加温器２１を通過した加温後のボイルオフガスを吸い込んで下流側に圧送する。第２圧縮装置２２は、上述した第１圧縮装置１２と同様に、羽根車等の回転要素と、当該回転要素を回転駆動するモータ等の駆動源と、を含んだものとすることができる。ただし、第２圧縮装置２２としては、第１圧縮装置１２よりも圧力比の高いものが好適である。

供給ライン５は、貯蔵タンク２と熱交換器１３とを接続する上流配管５ａと、熱交換器１３と第２加温器２１とを接続する中途配管５ｂと、第２圧縮装置２２と発電所１１０とを接続する下流配管５ｃとを含む。水素発電時、貯蔵タンク２の気相部２ａから抜き出されたボイルオフガスは、上流配管５ａを通じて熱交換器１３に導入される。熱交換器１３を通過したボイルオフガスは、中途配管５ｂを通じて第２加温器２１及び第２圧縮装置２２に導入される。第２圧縮装置２２から圧送されたボイルオフガスは、下流配管５ｃを通じて発電所１１０に導入される。

ここで、運搬船１００からの液化水素の荷受けと、発電所１１０での水素発電とが同時に行われることがある。図１では、このような状況で返送ライン４の各部を流れるボイルオフガスの温度を、それぞれ第１温度Ｔａ１、第２温度Ｔａ２、第３温度Ｔａ３として表記している。第１温度Ｔａ１は、返送ライン４の上流配管４ａを通じて第１加温器１１に導入されるボイルオフガスの温度であり、第２温度Ｔａ２は、返送ライン４の中途配管４ｂを通じて熱交換器１３に導入されるボイルオフガスの温度であり、第３温度Ｔａ３は、熱交換器１３から返送ライン４の下流配管４ｃに導出されたボイルオフガスの温度である。同様に、図１では、液化水素の荷受けと水素発電とが同時に行われている状況で供給ライン５の各部を流れるボイルオフガスの温度を、それぞれ第４温度Ｔｂ１、第５温度Ｔｂ２、第６温度Ｔｂ３として表記している。第４温度Ｔｂ１は、供給ライン５の上流配管５ａを通じて熱交換器１３に導入されるボイルオフガスの温度であり、第５温度Ｔｂ２は、供給ライン５の中途配管５ｂを通じて第２加温器２１に導入されるボイルオフガスの温度であり、第６温度Ｔｂ３は、第２圧縮装置２２から供給ライン５の下流配管５ｃに導出されたボイルオフガスの温度である。

まず、返送ライン４上のボイルオフガスの温度である第１～第３温度Ｔａ１～Ｔａ３の大小関係について説明する。第１温度Ｔａ１は、貯蔵タンク２の内部温度に近い温度、換言すれば液化水素の温度帯に近い温度であり、例えば－２３０℃程度になると想定される。第２温度Ｔａ２は、第１加温器１１で加温されかつ第１圧縮装置１２で圧縮された後のガス温度であるから、第１温度Ｔａ１に比べてある程度高い温度、具体的には窒素の沸点（約－２００℃）を超える温度になる。一例として、第２温度Ｔａ２は、－１６０℃を超える温度になり得る。第３温度Ｔａ３は、熱交換器１３で熱交換された後のガス温度、つまり供給ライン５の上流配管５ａからの導入ガスであって第１温度Ｔａ１と略同温のガスとの熱交換により冷却された後の温度であるから、第２温度Ｔａ２よりも低くかつ第１温度Ｔａ１よりも高くなる。このことから、返送ライン４上の温度の大小関係として、Ｔａ１＜Ｔａ３＜Ｔａ２の関係が成立する。

次に、供給ライン５上のボイルオフガスの温度である第４～第６温度Ｔｂ１～Ｔｂ３の大小関係について説明する。第４温度Ｔｂ１は、上述した第１温度Ｔａ１と同じく、貯蔵タンク２の内部温度に近い温度であり、例えば－２３０℃程度になると想定される。第５温度Ｔｂ２は、熱交換器１３で熱交換された後のガス温度、つまり返送ライン４の中途配管４ｂから導入される第２温度Ｔａ２（窒素の沸点を超える温度）のガスとの熱交換により加温された後のガス温度であるから、第４温度Ｔｂ１よりも高くかつ第２温度Ｔａ２よりも低くなる。第６温度Ｔｂ３は、第２加温器２１で加温されかつ第２圧縮装置２２で圧縮された後のガス温度であるから、第５温度Ｔｂ２よりもさらに高くなる。このことから、供給ライン上の温度の大小関係として、Ｔｂ１＜Ｔｂ２＜Ｔｂ３の関係が成立する。

上述したとおり、本実施形態では、第１加温器１１及び第１圧縮装置１２を通過した後のガス温度である第２温度Ｔａ２が、窒素の沸点よりも高い値（例えば－１６０℃超）に設定される。言い換えると、本実施形態では、返送ライン４にボイルオフガスを流す液化水素の荷受け時に、第１加温器１１によってボイルオフガスが窒素の沸点以上の温度まで加温されるとともに、この加温後のボイルオフガスの温度が第１圧縮装置１２での圧縮によりさらに高められるようになっている。

第１分岐ライン６は、返送ライン４の下流配管４ｃと荷受ライン３とを接続する配管である。具体的に、第１分岐ライン６は、運搬船１００の着岸位置に近い下流配管４ｃの下流端部と、運搬船１００の着岸位置に近い荷受ライン３の上流端部とを互いに接続するように配設されている。なお、第１分岐ライン６は、本開示における「分岐ライン」に相当する。

第２分岐ライン７は、荷受ライン３と供給ライン５とを接続する配管である。具体的に、第２分岐ライン７は、貯蔵タンク２に近い荷受ライン３の下流端部と、供給ライン５における第２圧縮装置２２よりも上流側の位置とを互いに接続するように配設されている。なお、第２分岐ライン７の供給ライン５への接続先は、第２圧縮装置２２よりも上流側であればよく、貯蔵タンク２と熱交換器１３との間、熱交換器１３と第２加温器２１との間、第２加温器２１と第２圧縮装置２２との間、のいずれでもよい。

第１分岐ライン６及び第２分岐ライン７は、運搬船１００が港湾に着岸する前に荷受ライン３をボイルオフガスで冷却するクールダウン処理の用途に供される。言い換えると、第１分岐ライン６及び第２分岐ライン７は、運搬船１００から液化水素を荷受けする際には使用されない。このため、図１では両分岐ライン６，７を破線で示している。

図２は、上述したクールダウン処理が行われているときのボイルオフガスの流れを示す図である。クールダウン処理は、運搬船１００が着岸する前に行われる処理であるから、図２では運搬船１００を想像線（二点鎖線）で表記している。本図に示すように、クールダウン処理の際には、貯蔵タンク２から抜き出された低温のボイルオフガスが返送ライン４及び第１分岐ライン６を通じて荷受ライン３に導入されることにより、荷受ライン３が冷却される。

詳しくは、貯蔵タンク２からのボイルオフガスは、第１加温器１１及び第１圧縮装置１２による加温及び圧縮と、熱交換器１３による冷却とを経ながら、返送ライン４の上流配管４ａ、中途配管４ｂ、及び下流配管４ｃを順に流れ、さらに当該下流配管４ｃの下流端部から第１分岐ライン６へと導出される。第１分岐ライン６に導出されたボイルオフガスは、当該第１分岐ライン６を通じて荷受ライン３の上流端部へと送られる。このように、貯蔵タンク２からのボイルオフガスは、返送ライン４及び第１分岐ライン６を通じて荷役ライン３の上流端部に導入されるとともに、その途中で熱交換器１３により冷却される。

また、荷受ライン３の上流端部に導入されたボイルオフガスは、当該荷役ライン３の下流端部まで流れた後、第２分岐ライン７へと導出される。第２分岐ライン７に導出されたボイルオフガスは、当該第２分岐ライン７を通じて供給ライン５における第２圧縮装置２２よりも上流側の位置へと送られ、当該供給ライン５を通じて発電所１１０に供給される。このように、クールダウン処理の際には、貯蔵タンク２からのボイルオフガスが荷役ライン３の上流端部から下流端部まで流れることにより、荷役ライン３が冷却される。

［作用効果］
以上説明したとおり、本実施形態では、貯蔵タンク２と運搬船１００とを接続する返送ライン４上に、第１加温器１１、第１圧縮装置１２、及び熱交換器１３が上流側からこの順に配置されるとともに、貯蔵タンク２と発電所１１０とを接続する供給ライン５の上流配管５ａを流れる低温のボイルオフガスが熱交換器１３に媒体として導入される。このような構成によれば、貯蔵タンク２内の冷熱エネルギーを有効利用することができ、エネルギー効率を向上させることができる。

すなわち、本実施形態では、返送ライン４上の第１加温器１１及び第１圧縮装置１２を通過したボイルオフガスが、運搬船１００に到達する前に熱交換器１３に導入されて、供給ライン５を流れるボイルオフガスとの熱交換によって冷却される。このため、返送ライン４を通じて十分に低温かつ高密度のボイルオフガス（水素ガス）を運搬船１００に供給することができ、運搬船１００の輸送効率を向上させることができる。しかも、運搬船１００に向かうボイルオフガスが、貯蔵タンク２から発電所１１０へと向かう途中の低温のボイルオフガスを用いた熱交換によって冷却されるので、貯蔵タンク２内の冷熱エネルギーを有効利用することができ、エネルギー効率を向上させることができる。

また、本実施形態では、返送ライン４における第１圧縮装置１２の上流側に第１加温器１１が設けられるので、貯蔵タンク２からの低温のボイルオフガスを第１加温器１１によって加温した後に第１圧縮装置１２に導入することができる。これにより、第１圧縮装置１２の耐冷性の要求レベルが過剰になるのを防止でき、第１圧縮装置１２の高スペック化による価格上昇等を抑制することができる。

特に、本実施形態では、第１加温器１１によってボイルオフガスが窒素の沸点以上の温度にまで加温されるので、第１圧縮装置１２として、ＬＮＧ設備等において従来から用いられてきた圧縮装置を流用することができ、第１圧縮装置１２の価格上昇等を効果的に抑制することができる。

また、本実施形態では、熱交換器１３よりも下流側にある供給ライン５上に、第２加温器２１及び第２圧縮装置２２が上流側からこの順に配置されるので、第２圧縮装置２２に導入されるボイルオフガスの温度を第２加温器２１により高めることができる。このため、仮に運搬船１００の不在等のために返送ライン４上の流れが停止されている状況、換言すれば熱交換器１３による熱交換機能が望めない状況でも、第２圧縮装置２２に過度に低温のボイルオフガスが導入されるのを防止することができる。すなわち、熱交換器１３で加温されなかった低温のボイルオフガスを第２加温器２１で加温した後に第２圧縮装置２２に導入できるので、過度に低温のボイルオフガスが第２圧縮装置２２に導入されることがなく、第２圧縮装置２２の耐冷性の要求レベルが過剰になるのを防止することができる。

また、本実施形態では、返送ライン４の下流配管４ｃから分岐して荷受ライン３の上流端部に至る第１分岐ライン６が設けられるので、運搬船１００が到着する前に、貯蔵タンク２からのボイルオフガスを返送ライン４及び第１分岐ライン６を通じて荷受ライン３に導入することができる（図２参照）。すなわち、本実施形態では、貯蔵タンク２内の液化水素の蒸発により生じた低温のボイルオフガスを事前に荷受ライン３に流して当該荷受ライン３を冷却することができる。これにより、運搬船１００の到着時に速やかに荷受け作業に移行することが可能になるので、荷受作業の効率を向上させることができる。また、前記のような予冷却（クールダウン処理）のために荷受ライン３に流されたボイルオフガスは、第２分岐ライン７を通じて発電所１１０に供給されるので、水素を無駄なく利用することができる。

［変形例］
以上、本開示の好ましい実施形態について説明したが、本開示はこれに限定されるわけではなく、例えば次のような変形が可能である。

前記実施形態では、需要家としての発電所１１０に、貯蔵タンク２内の液化水素の蒸発により生じたボイルオフガス（水素ガス）を供給ライン５を通じて供給し、供給ライン５の上流端から下流端までをいずれも水素ガスが流れるようにしたが、少なくとも供給ライン５の上流側の一部については、液化水素が流れる配管であってもよい。言い換えると、供給ライン５の上流配管５ａを通じて貯蔵タンク２から熱交換器１３に導入される水素は、返送ライン４の中途配管４ｂを通じて熱交換器１３に導入されるボイルオフガスよりも低温の水素であればよく、水素ガスであっても液化水素であってもよい。なお、供給ライン５の上流配管５ａに液化水素を流す場合、熱交換器１３と第２加温器２１との間に液化水素を蒸発させる気化器を設けてもよい。あるいは、第２加温器２１を、液化水素を蒸発させる機能と、当該蒸発により生じた水素ガスを加温する機能とを兼ね備えたものとしてもよい。

前記実施形態では、返送ライン４における第１圧縮装置１２よりも上流側に第１加温器１１を設けたが、第１加温器１１は必須ではなく、省略してもよい。この場合、貯蔵タンク２から抜き出される低温のボイルオフガスは、第１圧縮装置１２での圧縮により加温される。この場合の加温幅、つまり貯蔵タンク２から出た直後のガス温度と第１圧縮装置１２を出た直後のガス温度との差は、第１加温器１１が存在する場合よりも小さくなるが、運搬船１００にできるだけ低温のボイルオフガスを供給したい要望からすれば、やはり加温後のボイルオフガスは再度冷却することが好ましい。これに対し、第１圧縮装置１２よりも下流側に熱交換器１３が設けられていれば、当該熱交換器１３での熱交換によって前記ボイルオフガスを冷却できるので、運搬船１００への供給ガスの温度を十分に低くすることができる。

前記実施形態では、貯蔵タンク２から供給ライン５を通じて発電所１１０に水素を供給する例について説明したが、供給ライン５を通じた水素の供給先は、水素を消費する何らかの需要家であればよく、例えば水素を燃料として用いる車両等に水素を供給する水素ステーションであってもよい。

前記実施形態では、運搬船１００から荷受けされた液化水素を貯蔵タンク２で貯蔵する例について説明したが、液化水素の供給元は、液化水素を運搬する何らかのキャリアであればよく、例えばタンクローリー等の運搬車であってもよい。

［まとめ］
前記実施形態及びその変形例には、以下の開示が含まれる。

本開示の一局面に係る液化水素設備は、液化水素を貯蔵する貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクの気相部に存在するボイルオフガスを所定のキャリアへ導出し得るように前記貯蔵タンクと前記キャリアとを接続する第１輸送ラインと、前記第１輸送ラインに設けられ、前記貯蔵タンクからボイルオフガスを吸い込んで前記キャリアに送り出す圧縮装置と、前記第１輸送ラインにおける前記圧縮装置よりも下流側に設けられた熱交換器と、前記貯蔵タンクから前記熱交換器を通って所定の需要家まで延びるように配設され、前記圧縮装置による圧縮後のボイルオフガスよりも低温の水素を前記貯蔵タンクから前記熱交換器に導く第２輸送ラインとを備える。

本開示によれば、第１輸送ライン上の圧縮装置を通過したボイルオフガスが、キャリアに到達する前に熱交換器に導入されて、第２輸送ラインを流れる水素との熱交換によって冷却される。このため、第１輸送ラインを通じて十分に低温かつ高密度のボイルオフガス（水素ガス）をキャリアに供給することができ、キャリアの輸送効率を向上させることができる。しかも、キャリアに向かうボイルオフガスが、貯蔵タンクから需要家へと向かう途中の低温の水素を用いた熱交換によって冷却されるので、貯蔵タンク内の冷熱エネルギーを有効利用することができ、エネルギー効率を向上させることができる。

好ましくは、前記液化水素設備は、前記第１輸送ラインにおける前記圧縮装置よりも上流側に設けられた加温器をさらに備える。

この態様では、貯蔵タンクからの低温のボイルオフガスを加温器によって加温した後に圧縮装置に導入することができる。これにより、圧縮装置の耐冷性の要求レベルが過剰になるのを防止でき、圧縮装置の高スペック化による価格上昇等を抑制することができる。

好ましくは、前記加温器は、窒素の沸点以上の温度までボイルオフガスを加温する機能を有する。

この態様では、圧縮装置として、ＬＮＧ設備等において従来から用いられてきた圧縮装置を流用することができ、圧縮装置の価格上昇等を効果的に抑制することができる。

前記第１輸送ラインは、例えば、前記キャリアから液化水素を荷受けする際に前記貯蔵タンクから前記キャリアに返送されるボイルオフガスが流通するラインであり得る。

この態様では、キャリアから液化水素を荷受けする際に、熱交換器で冷却された低温かつ高密度のボイルオフガスを第１輸送ラインを通じてキャリアに返送することができる。これにより、キャリアから貯蔵タンクへの液化水素の移送（荷受け）を効率的に行うことができる。

好ましくは、前記液化水素設備は、前記第２輸送ラインにおける前記熱交換器よりも下流側に設けられた下流加温器と、前記第２輸送ラインにおける前記下流加温器よりも下流側に設けられた下流圧縮装置とをさらに備える。

この態様では、第２輸送ラインを通じて下流圧縮装置に導入される水素ガスの温度を下流加温器により高めることができる。このため、仮にキャリアの不在等のために第１輸送ライン上の流れが停止されている状況、換言すれば熱交換器による熱交換機能が望めない状況でも、下流圧縮装置に過度に低温のボイルオフガスが導入されるのを防止することができ、当該下流圧縮装置の価格上昇等を抑制することができる。

好ましくは、前記液化水素設備は、前記液化水素の荷受け時に前記キャリアから前記貯蔵タンクに移送される液化水素が流通する荷受ラインと、前記第１輸送ラインにおける前記熱交換器よりも下流側の位置から分岐して前記荷受ラインへと至る分岐ラインをさらに備える。

この態様では、キャリアが到着する前に、貯蔵タンクからのボイルオフガスを第１輸送ライン及び分岐ラインを通じて荷受ラインに導入し、導入したボイルオフガスによって荷受ラインを冷却することができる。これにより、キャリアの到着時に速やかに荷受け作業に移行することが可能になるので、荷受作業の効率を向上させることができる。

１ 液化水素設備
２ 貯蔵タンク
２ａ 気相部
３ 荷受ライン
４ 返送ライン（第１輸送ライン）
５ 供給ライン（第２輸送ライン）
６ 第１分岐ライン（分岐ライン）
１１ 第１加温器（加温器）
１２ 第１圧縮装置（圧縮装置）
１３ 熱交換器
２１ 第２加温器（下流加温器）
２２ 第２圧縮装置（下流圧縮装置）
１００ 運搬船（キャリア）
１１０ 発電所（需要家）

Claims (6)

1. 液化水素を貯蔵する貯蔵タンクと、
   前記貯蔵タンクの気相部に存在するボイルオフガスを所定のキャリアへ導出し得るように前記貯蔵タンクと前記キャリアとを接続する第１輸送ラインと、
   前記第１輸送ラインに設けられ、前記貯蔵タンクからボイルオフガスを吸い込んで前記キャリアに送り出す圧縮装置と、
   前記第１輸送ラインにおける前記圧縮装置よりも下流側に設けられた熱交換器と、
   前記貯蔵タンクから前記熱交換器を通って所定の需要家まで延びるように配設され、前記圧縮装置による圧縮後のボイルオフガスよりも低温の水素を前記貯蔵タンクから前記熱交換器に導く第２輸送ラインとを備えた、液化水素設備。
2. 請求項１に記載の液化水素設備において、
   前記第１輸送ラインにおける前記圧縮装置よりも上流側に設けられた加温器をさらに備えた、液化水素設備。
3. 請求項２に記載の液化水素設備において、
   前記加温器は、窒素の沸点以上の温度までボイルオフガスを加温する機能を有する、液化水素設備。
4. 請求項１又は２に記載の液化水素設備において、
   前記第１輸送ラインは、前記キャリアから液化水素を荷受けする際に前記貯蔵タンクから前記キャリアに返送されるボイルオフガスが流通するラインである、液化水素設備。
5. 請求項４に記載の液化水素設備において、
   前記第２輸送ラインにおける前記熱交換器よりも下流側に設けられた下流加温器と、
   前記第２輸送ラインにおける前記下流加温器よりも下流側に設けられた下流圧縮装置とをさらに備えた、液化水素設備。
6. 請求項４に記載の液化水素設備において、
   前記液化水素の荷受け時に前記キャリアから前記貯蔵タンクに移送される液化水素が流通する荷受ラインと、
   前記第１輸送ラインにおける前記熱交換器よりも下流側の位置から分岐して前記荷受ラインへと至る分岐ラインをさらに備えた、液化水素設備。