JP2769219B2 - Ｌｎｇのボイルオフガス処理方法および装置 - Google Patents
Ｌｎｇのボイルオフガス処理方法および装置Info
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Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
Description
【発明の詳細な説明】 産業上の利用分野 本発明は、液体のLNG（液化天然ガス）を貯留してい
るタンク内で発生するボイルオフガスを再液化して処理
する方法および装置に関する。
るタンク内で発生するボイルオフガスを再液化して処理
する方法および装置に関する。
従来の技術 典型的な先行技術は、第３図に示されている。LNGタ
ンク１からのボイルオフガスは、管路２から圧縮機によ
って昇圧し、ガスの状態で管路４から供給する。なおタ
ンク１内の液体のLNGは、ポンプ５によって気化器６に
導かれて気化され、昇圧されたボイルオフガスとともに
管路４から供給される。またポンプ５からの液体のLNG
は、ポンプ７によつて気化器８に供給され、熱量調整手
段９においてLPGが加えられて希望する熱量に定めら
れ、管路10から都市ガスとしてガスが供給される。
ンク１からのボイルオフガスは、管路２から圧縮機によ
って昇圧し、ガスの状態で管路４から供給する。なおタ
ンク１内の液体のLNGは、ポンプ５によって気化器６に
導かれて気化され、昇圧されたボイルオフガスとともに
管路４から供給される。またポンプ５からの液体のLNG
は、ポンプ７によつて気化器８に供給され、熱量調整手
段９においてLPGが加えられて希望する熱量に定めら
れ、管路10から都市ガスとしてガスが供給される。
このような第３図に示される先行技術では、タンク１
からの液体LNGの冷熱が利用されておらず、したがつて
圧縮機３によるボイルオフガスの昇圧のための動力が大
きくなるという問題がある。
からの液体LNGの冷熱が利用されておらず、したがつて
圧縮機３によるボイルオフガスの昇圧のための動力が大
きくなるという問題がある。
他の先行技術は、第４図に示されている。LNGタンク1
1からのボイルオフガスは、管路12から圧縮機13におい
て昇圧され、このガスは管路14からヒータ15において加
熱されて、管路16から供給される。圧縮機13によつて圧
縮された管路14からのガスは、タンク11からポンプ17お
よび管路18を経て液化ドラム19に供給される液体LNGに
よつて、液化され、この液化されたLNGは液化ドラム19
からポンプ20を経て気化器21に導かれて気化され、管路
22から天然ガスとして供給される。
1からのボイルオフガスは、管路12から圧縮機13におい
て昇圧され、このガスは管路14からヒータ15において加
熱されて、管路16から供給される。圧縮機13によつて圧
縮された管路14からのガスは、タンク11からポンプ17お
よび管路18を経て液化ドラム19に供給される液体LNGに
よつて、液化され、この液化されたLNGは液化ドラム19
からポンプ20を経て気化器21に導かれて気化され、管路
22から天然ガスとして供給される。
管路22を経て使用される天然ガスの流量が大きいとき
には、ブースタ23を休止しておき、管路18を介して液化
ドラム19に供給される液体LNGの冷熱を利用して圧縮機1
3から管路14を経て昇圧されたボイルオフガスを液化
し、ポンプ20によつて効率よく圧送することができる。
しかしながら管路22から供給される天然ガスの使用量が
減少したときには、管路18を介して液化ドラム19に供給
される液体LNGの量を減少させることにより、したがつ
てボイルオフガスの全量を、液体LNGの冷熱を利用して
液化することはできなくなり、このときにはブースタ23
を用いて、ボイルオフガスの一部を昇圧して管路22に供
給する必要があり、そのための大きな動力が必要であ
る。
には、ブースタ23を休止しておき、管路18を介して液化
ドラム19に供給される液体LNGの冷熱を利用して圧縮機1
3から管路14を経て昇圧されたボイルオフガスを液化
し、ポンプ20によつて効率よく圧送することができる。
しかしながら管路22から供給される天然ガスの使用量が
減少したときには、管路18を介して液化ドラム19に供給
される液体LNGの量を減少させることにより、したがつ
てボイルオフガスの全量を、液体LNGの冷熱を利用して
液化することはできなくなり、このときにはブースタ23
を用いて、ボイルオフガスの一部を昇圧して管路22に供
給する必要があり、そのための大きな動力が必要であ
る。
さらに他の先行技術は、たとえば特公平１−52437に
開示されており、これは第５図に示されている。LNGタ
ンク25内に発生したボイルオフガスは、圧縮機26によつ
て昇圧した後、管路27からエタン、プロパンなどの炭化
水素を添加し、熱交換器28に導き、ここで、タンク25か
ら気化器29にポンプ30,31によつて導かれる出LNGと熱交
換させて再液化を行い、この再液化を行つたボイルオフ
ガスをポンプ32によつて液状で昇圧した後、管路33で出
LNGに混入して気化器29に導き、この気化器で出LNGと一
緒に再ガス化し、このガスは管路34かに外部に供給す
る。
開示されており、これは第５図に示されている。LNGタ
ンク25内に発生したボイルオフガスは、圧縮機26によつ
て昇圧した後、管路27からエタン、プロパンなどの炭化
水素を添加し、熱交換器28に導き、ここで、タンク25か
ら気化器29にポンプ30,31によつて導かれる出LNGと熱交
換させて再液化を行い、この再液化を行つたボイルオフ
ガスをポンプ32によつて液状で昇圧した後、管路33で出
LNGに混入して気化器29に導き、この気化器で出LNGと一
緒に再ガス化し、このガスは管路34かに外部に供給す
る。
発明が解決すべき課題 一般に、LNGを主成分とする都市ガスの使用量は、昼
夜間において際だった変動を有し、その使用量は夜間に
おいて昼間に比べ減少することになるが、他方、貯槽に
おいて発生するボイルオフガス量は、昼夜間を問わずほ
ぼ一定の発生量であって、このボイルオフガスを効果的
に処理するためには格別の配慮を必要とする。
夜間において際だった変動を有し、その使用量は夜間に
おいて昼間に比べ減少することになるが、他方、貯槽に
おいて発生するボイルオフガス量は、昼夜間を問わずほ
ぼ一定の発生量であって、このボイルオフガスを効果的
に処理するためには格別の配慮を必要とする。
前述する第３図、あるいは第４図に示される先行技術
にあっては、昼夜間におけるボイルオフガスの処理に際
して、ボイルオフガスを発電用あるいは都市ガス用とし
て所用圧力まで昇圧し、気化されたLNGと混合されて消
費地へ供給されるため、ボイルオフガスを圧縮するため
に大きな動力を必要とし、また、第５図に示される先行
技術にあっても、管路34を経て使用される気体のLNGの
流量が減少したときには、ボイルオフガスを別に設けた
圧縮機35によって大きな動力で昇圧しなければならず、
いずれの先行技術においてもボイルオフガスの処理に多
大の動力消費をもたらすことになる。
にあっては、昼夜間におけるボイルオフガスの処理に際
して、ボイルオフガスを発電用あるいは都市ガス用とし
て所用圧力まで昇圧し、気化されたLNGと混合されて消
費地へ供給されるため、ボイルオフガスを圧縮するため
に大きな動力を必要とし、また、第５図に示される先行
技術にあっても、管路34を経て使用される気体のLNGの
流量が減少したときには、ボイルオフガスを別に設けた
圧縮機35によって大きな動力で昇圧しなければならず、
いずれの先行技術においてもボイルオフガスの処理に多
大の動力消費をもたらすことになる。
本発明の目的は、ボイルオフガスの処理のために必要
とする動力を低減することができるようにしたLNGのボ
イルオフガス処理方法および装置を提供することであ
る。
とする動力を低減することができるようにしたLNGのボ
イルオフガス処理方法および装置を提供することであ
る。
課題を解決するための手段 本発明は、LNGタンクの頂部からボイルオフガスを導
出させ、該ボイルオフガスに昇圧および予備冷却を施
し、冷却されたボイルオフガスをLNGタンクから送出さ
れる液体LNGと混合して液化させ、混合液化後の液体LNG
を、凝固点が液体LNGの沸点よりも低い蓄冷媒体を貯留
する蓄冷手段に導いて、 液体LNGの冷熱を蓄冷媒体の潜熱として回収させ、あ
るいは、蓄冷媒体に蓄冷された冷熱によってボイルオフ
ガスの液化を促進させ、 蓄冷手段から導出される液体LNGを、前記ボイルオフ
ガスの予備冷却に用いた後、気化させて送出することを
特徴とするLNGのボイルオフガス処理方法である。
出させ、該ボイルオフガスに昇圧および予備冷却を施
し、冷却されたボイルオフガスをLNGタンクから送出さ
れる液体LNGと混合して液化させ、混合液化後の液体LNG
を、凝固点が液体LNGの沸点よりも低い蓄冷媒体を貯留
する蓄冷手段に導いて、 液体LNGの冷熱を蓄冷媒体の潜熱として回収させ、あ
るいは、蓄冷媒体に蓄冷された冷熱によってボイルオフ
ガスの液化を促進させ、 蓄冷手段から導出される液体LNGを、前記ボイルオフ
ガスの予備冷却に用いた後、気化させて送出することを
特徴とするLNGのボイルオフガス処理方法である。
また本発明は、液体LNGを貯留するLNGタンクと、 LNGタンクの頂部から導出されるボイルオフガスを昇
圧圧送する圧縮機と、 圧縮機からのボイルオフガスと液体LNGとを混合する
混合器と、 混合器からの液体LNGと熱交換し、凝固点が液体LNGの
沸点よりも低い蓄冷媒体を備え、液体LNGからの冷熱を
蓄冷し、あるいは蓄冷し、あるいは蓄冷された冷熱で液
体LNGを冷却する蓄冷手段と、 蓄冷手段からの液体LNGを昇圧圧送するポンプと、 圧縮機と混合器との間に設けられ、蓄冷手段から導出
される液体LNGによって、ボイルオフガスを予備的に冷
却する熱交換器と、 ボイルオフガスと熱交換された液体LNGを気化させる
気化器とを含むことを特徴とするLNGのボイルオフガス
処理装置である。
圧圧送する圧縮機と、 圧縮機からのボイルオフガスと液体LNGとを混合する
混合器と、 混合器からの液体LNGと熱交換し、凝固点が液体LNGの
沸点よりも低い蓄冷媒体を備え、液体LNGからの冷熱を
蓄冷し、あるいは蓄冷し、あるいは蓄冷された冷熱で液
体LNGを冷却する蓄冷手段と、 蓄冷手段からの液体LNGを昇圧圧送するポンプと、 圧縮機と混合器との間に設けられ、蓄冷手段から導出
される液体LNGによって、ボイルオフガスを予備的に冷
却する熱交換器と、 ボイルオフガスと熱交換された液体LNGを気化させる
気化器とを含むことを特徴とするLNGのボイルオフガス
処理装置である。
また本発明は、液体LPGを貯留して混合器に供給するL
PGタンクを含むことを特徴とする。
PGタンクを含むことを特徴とする。
また本発明は、気化器からの気化したLNGが導かれ、
抽出液を混合器に戻すミスト分離器を含むことを特徴と
する。
抽出液を混合器に戻すミスト分離器を含むことを特徴と
する。
また本発明は、気化器からの気化したLNGが導かれる
ミスト分離器と、 ミスト分離器からの気体とそのミスト分離器からの抽
出液とを混合して気化するもう１つの気化器と、 前記もう１つの気化器からのガスの発熱量を検出する
手段と、 発熱量検出手段の出力に応答して、ミスト分離器から
の抽出液の流量を、前記ガス発熱量が予め定め値となる
ように制御する手段とを含むことを特徴とする。
ミスト分離器と、 ミスト分離器からの気体とそのミスト分離器からの抽
出液とを混合して気化するもう１つの気化器と、 前記もう１つの気化器からのガスの発熱量を検出する
手段と、 発熱量検出手段の出力に応答して、ミスト分離器から
の抽出液の流量を、前記ガス発熱量が予め定め値となる
ように制御する手段とを含むことを特徴とする。
作 用 本発明に従えば、ボイルオフガスと液体LNGの沸点の
特性を利用し、昼間などの需要量の大きい時にあって
は、昇圧後に予備冷却を施したボイルオフガスを、大量
に送給される液体LNGと直接に混合させることによっ
て、液体LNGの保有する冷熱潜熱で液化させ、さらに、
この液体LNGの冷熱を蓄冷手段の蓄冷媒体の潜熱として
蓄え、一方、夜間などにおけるように、都市ガスの消費
量の減退に伴う液化LNGの送給量の減少時においては、
ボイルオフガスの液化のために要する冷熱潜熱の不足量
を、昼間に蓄冷手段の蓄冷媒体によって蓄冷していた冷
熱で補い、ボイルオフガスを液化させることによって、
ボイルオフガスの処理を効率的に行うことができる。し
たがってLNGタンクからの液体LNGの流量に変動があつて
も、その液体LNGの冷熱を利用して、ボイルオフガスを
安定に液化することができる。ボイルオフガスを高圧力
に圧縮するには、そのボイルオフガスを気体の状態で圧
縮機を用いて圧縮するよりも、そのボイルオフガスを液
体にしてポンプで圧縮するほうが、所要動力が少なくて
すむ。こうして液体のLNGを気化器に高圧力で導いて、
気化させて、高圧力の気体LNGを得ることができる。
特性を利用し、昼間などの需要量の大きい時にあって
は、昇圧後に予備冷却を施したボイルオフガスを、大量
に送給される液体LNGと直接に混合させることによっ
て、液体LNGの保有する冷熱潜熱で液化させ、さらに、
この液体LNGの冷熱を蓄冷手段の蓄冷媒体の潜熱として
蓄え、一方、夜間などにおけるように、都市ガスの消費
量の減退に伴う液化LNGの送給量の減少時においては、
ボイルオフガスの液化のために要する冷熱潜熱の不足量
を、昼間に蓄冷手段の蓄冷媒体によって蓄冷していた冷
熱で補い、ボイルオフガスを液化させることによって、
ボイルオフガスの処理を効率的に行うことができる。し
たがってLNGタンクからの液体LNGの流量に変動があつて
も、その液体LNGの冷熱を利用して、ボイルオフガスを
安定に液化することができる。ボイルオフガスを高圧力
に圧縮するには、そのボイルオフガスを気体の状態で圧
縮機を用いて圧縮するよりも、そのボイルオフガスを液
体にしてポンプで圧縮するほうが、所要動力が少なくて
すむ。こうして液体のLNGを気化器に高圧力で導いて、
気化させて、高圧力の気体LNGを得ることができる。
また本発明に従えば、LPG（液化石油ガス）タンクか
らの液体LPGを混合器に供給して、ボイルオフガスとLNG
タンクからの液体LNGとを混合し、発熱量の調整を行う
ことができる。
らの液体LPGを混合器に供給して、ボイルオフガスとLNG
タンクからの液体LNGとを混合し、発熱量の調整を行う
ことができる。
さらに本発明に従えば、気化器からの気化したLNGを
ミスト分離器に導き、重質炭化水素、たとえばC2H6,C3H
8,C4H10などの抽出液を前記混合器に戻すようにしたの
で、混合器からのボイルオフガス、液体LNGおよびLPGの
混合液体の液化温度を下げることができる。これによつ
てLNGタンクからのボイルオフガスを圧縮して混合器に
導く圧縮機の吐出圧力を低下することが可能である。こ
の圧縮機の吐出圧力を下げることができることによつ
て、その圧縮機の動力を削減することができる。
ミスト分離器に導き、重質炭化水素、たとえばC2H6,C3H
8,C4H10などの抽出液を前記混合器に戻すようにしたの
で、混合器からのボイルオフガス、液体LNGおよびLPGの
混合液体の液化温度を下げることができる。これによつ
てLNGタンクからのボイルオフガスを圧縮して混合器に
導く圧縮機の吐出圧力を低下することが可能である。こ
の圧縮機の吐出圧力を下げることができることによつ
て、その圧縮機の動力を削減することができる。
さらにまたこのミスト分離器からの抽出液を、前記気
化器からミスト分離器を介する気体LNGに混合した後
に、もう１つの気化器に導いて気化し、こうして混合ガ
スの発熱量を希望する値に調整することができる。
化器からミスト分離器を介する気体LNGに混合した後
に、もう１つの気化器に導いて気化し、こうして混合ガ
スの発熱量を希望する値に調整することができる。
実施例 第１図は、本発明の一実施例の全体の系統図である。
LNGタンク41には、液体LNG42が貯留されており、そのボ
イルオフガスはたとえば9800kca1/Nm3であり、圧力0kg/
cm2Gであり、この管路43からのボイルオフガスは圧縮機
44によつて圧縮されて、たとえば9.5kg/cm2Gとされ、次
に予冷器45に導かれ、その出口では−120℃とされ、管
路46を介して混合器47に供給される。この混合器47に
は、LNGタンク41内の液体LNG42がポンプ48によつて管路
49から流量制御弁50および管路51を介して供給される。
管路51において、液体LNGはたとえば−155℃、9.5kg/cm
2Gである。
LNGタンク41には、液体LNG42が貯留されており、そのボ
イルオフガスはたとえば9800kca1/Nm3であり、圧力0kg/
cm2Gであり、この管路43からのボイルオフガスは圧縮機
44によつて圧縮されて、たとえば9.5kg/cm2Gとされ、次
に予冷器45に導かれ、その出口では−120℃とされ、管
路46を介して混合器47に供給される。この混合器47に
は、LNGタンク41内の液体LNG42がポンプ48によつて管路
49から流量制御弁50および管路51を介して供給される。
管路51において、液体LNGはたとえば−155℃、9.5kg/cm
2Gである。
LPGタンク52内には液体LPG53が貯留されており、この
液体LPG53はポンプ54によつて管路55から発熱量調整用
の流量制御弁56を介して、管路57から混合器47に供給さ
れる。LPGの発熱量はたとえば24200kcal/Nm3である。混
合器47にはまた、管路58を介して後述の重質炭化水素、
たとえばC2H6,C3H8,C4H10などの抽出液74が供給され
る。混合器47からの混合物は、管路59から蓄冷手段60に
導かれる。
液体LPG53はポンプ54によつて管路55から発熱量調整用
の流量制御弁56を介して、管路57から混合器47に供給さ
れる。LPGの発熱量はたとえば24200kcal/Nm3である。混
合器47にはまた、管路58を介して後述の重質炭化水素、
たとえばC2H6,C3H8,C4H10などの抽出液74が供給され
る。混合器47からの混合物は、管路59から蓄冷手段60に
導かれる。
蓄冷手段60において容器61内には蓄冷媒体62が貯留さ
れており、この蓄冷媒体62内に管路59からの混合物が供
給される伝熱管63が浸漬される。蓄冷媒体62としては、
たとえばエタノール91.2重量％と水8.8重量％との共晶
混合物であり、その凝固点、すなわち共晶温度は、−12
8℃であつて、LNGの沸点よりも低い。こうして蓄冷手段
60から管路64に導かれる−125℃の液体は、気体分離器6
5の気相66に供給される。気液分離器65における液体
は、昇圧用ポンプ65aから圧力制御弁66aを介して管路67
から予冷器45に供給される。この管路67では、液体の圧
力はたとえば50〜70kg/cm2Gである。
れており、この蓄冷媒体62内に管路59からの混合物が供
給される伝熱管63が浸漬される。蓄冷媒体62としては、
たとえばエタノール91.2重量％と水8.8重量％との共晶
混合物であり、その凝固点、すなわち共晶温度は、−12
8℃であつて、LNGの沸点よりも低い。こうして蓄冷手段
60から管路64に導かれる−125℃の液体は、気体分離器6
5の気相66に供給される。気液分離器65における液体
は、昇圧用ポンプ65aから圧力制御弁66aを介して管路67
から予冷器45に供給される。この管路67では、液体の圧
力はたとえば50〜70kg/cm2Gである。
予冷器45を介する管路67からの液体は、さらに管路68
を介して、LNG気化器69に導かれ、たとえば海水などの
熱源液体によつて気化される。気化器69からの気体は、
ミスト分離器70に供給され、さらに管路71を介してもう
１つの気化器72に導かれる。この気化器72には、海水な
どの熱源液体によつて、管源71に含まれている液体微粒
子を気化させるとともに、その気体の温度を上昇させ
る。こうして管路73から、都市ガスを供給することがで
きる。
を介して、LNG気化器69に導かれ、たとえば海水などの
熱源液体によつて気化される。気化器69からの気体は、
ミスト分離器70に供給され、さらに管路71を介してもう
１つの気化器72に導かれる。この気化器72には、海水な
どの熱源液体によつて、管源71に含まれている液体微粒
子を気化させるとともに、その気体の温度を上昇させ
る。こうして管路73から、都市ガスを供給することがで
きる。
ミスト分離器70において得られる抽出液は、前述のよ
うに重質炭化水素であり、管路75から液面制御のための
流量制御弁76を介して、さらに管路58を介して混合器に
供給される。この抽出液74を混合器47に供給することに
よつて、混合器47において混合されるボイルオフガス、
液体LNGおよびLPGの混合液体の沸点を上げることができ
る、したがって圧縮機44の吐出圧力を下げることができ
る。したがって圧縮機44の駆動動力を削減することが可
能になる。
うに重質炭化水素であり、管路75から液面制御のための
流量制御弁76を介して、さらに管路58を介して混合器に
供給される。この抽出液74を混合器47に供給することに
よつて、混合器47において混合されるボイルオフガス、
液体LNGおよびLPGの混合液体の沸点を上げることができ
る、したがって圧縮機44の吐出圧力を下げることができ
る。したがって圧縮機44の駆動動力を削減することが可
能になる。
流量制御弁76は、ミスト分離器70における抽出液74の
液面を液面検出器78によつて検出し、この液面が予め定
める値となるように、制御回路79によつて流量制御弁76
を制御する。
液面を液面検出器78によつて検出し、この液面が予め定
める値となるように、制御回路79によつて流量制御弁76
を制御する。
ミスト分離器70における抽出液74はまた、管路75から
発熱量調節のための流量制御弁80を介して、さらに管路
81を介して、管路71に、ガスが添加される。管路73から
供給される気体の発熱量は、発熱量検出手段82によつて
測定され、制御回路83は、この発熱量が予め定める値、
たとえば11,000kcal/Nm3となるように、流量制御弁80を
制御する。
発熱量調節のための流量制御弁80を介して、さらに管路
81を介して、管路71に、ガスが添加される。管路73から
供給される気体の発熱量は、発熱量検出手段82によつて
測定され、制御回路83は、この発熱量が予め定める値、
たとえば11,000kcal/Nm3となるように、流量制御弁80を
制御する。
気液分離器65における気相の圧力はたとえば8.5kg/cm
2Gであり、圧力制御弁85によつて予め定める圧力に減圧
されて、管路86から、管路43を介するボイルオフガスと
ともに、圧縮機44に導かれる。
2Gであり、圧力制御弁85によつて予め定める圧力に減圧
されて、管路86から、管路43を介するボイルオフガスと
ともに、圧縮機44に導かれる。
この気液分離器65における液体87の液面は、液面検出
手段88によつて検出され、この液面が予め定める一定値
となるように、制御回路89は流量制御弁50を制御する。
手段88によつて検出され、この液面が予め定める一定値
となるように、制御回路89は流量制御弁50を制御する。
昼間の都市ガス使用量が多いときには、LNGタンク41
の液体LNGは、比較的大きい流量で混合器47に供給さ
れ、これによつて蓄冷手段60では蓄冷媒体62の凝固潜熱
によつて、液体LNGの冷熱が蓄えられる。夜間の都市ガ
ス使用量の少ないときには、LNGタンク41からの液体LNG
の流量が小さく、このときには、混合器47から管路59を
経て蓄冷手段60に供給される混合物には、ボイルオフガ
スの割合が大きく、このボイルオフガスは、蓄冷媒体の
溶融潜熱を利用して液化されることになる。こうして都
市ガス使用量の増減の変動があつても、ボイルオフガス
を安定して液化することが可能である。
の液体LNGは、比較的大きい流量で混合器47に供給さ
れ、これによつて蓄冷手段60では蓄冷媒体62の凝固潜熱
によつて、液体LNGの冷熱が蓄えられる。夜間の都市ガ
ス使用量の少ないときには、LNGタンク41からの液体LNG
の流量が小さく、このときには、混合器47から管路59を
経て蓄冷手段60に供給される混合物には、ボイルオフガ
スの割合が大きく、このボイルオフガスは、蓄冷媒体の
溶融潜熱を利用して液化されることになる。こうして都
市ガス使用量の増減の変動があつても、ボイルオフガス
を安定して液化することが可能である。
第２図は、本発明の他の実施例の一部の系統図であ
る。第１図の実施例における予冷器45に代えて、圧縮機
44から管路90を介するボイルオフガスを熱交換器91にお
いて冷却する。この熱交換器91ではポンプ92によつて管
路93を循環されるフロンなどの熱媒体が用いられ、この
熱媒体は管路67を介する液体によつて熱交換器94におい
て冷却され、管路68から気化器69に導かれる。
る。第１図の実施例における予冷器45に代えて、圧縮機
44から管路90を介するボイルオフガスを熱交換器91にお
いて冷却する。この熱交換器91ではポンプ92によつて管
路93を循環されるフロンなどの熱媒体が用いられ、この
熱媒体は管路67を介する液体によつて熱交換器94におい
て冷却され、管路68から気化器69に導かれる。
発明の効果 本発明によれば、LNGタンクからの液体LNGの冷熱を、
蓄冷手段の蓄冷媒体の潜熱として蓄えておき、この潜熱
を利用してボイルオフガスを小流量の液体LNGと混合し
た後に蓄冷手段に導いて液化することを可能とするの
で、液体LNGの冷熱を有効に利用することが可能であ
り、これによってボイルオフガスの圧送のための圧縮機
の動力の削減を行うことができる。
蓄冷手段の蓄冷媒体の潜熱として蓄えておき、この潜熱
を利用してボイルオフガスを小流量の液体LNGと混合し
た後に蓄冷手段に導いて液化することを可能とするの
で、液体LNGの冷熱を有効に利用することが可能であ
り、これによってボイルオフガスの圧送のための圧縮機
の動力の削減を行うことができる。
さらにLPGのタンクからの液体LPGを用いて発熱量の調
整を行うことができる。また気化器からの気化したLNG
をミスト分離器に導いて、その重質炭化水素である抽出
液を混合器に戻すことによつて、その混合器におけるボ
イルオフガス、液体LNGおよびLPGの混合液体の沸点を上
げることができ、これによつてボイルオフガスを圧縮す
る圧縮機の吐出圧力を下げてその圧縮機の動力の削減を
一層、図ることができる。
整を行うことができる。また気化器からの気化したLNG
をミスト分離器に導いて、その重質炭化水素である抽出
液を混合器に戻すことによつて、その混合器におけるボ
イルオフガス、液体LNGおよびLPGの混合液体の沸点を上
げることができ、これによつてボイルオフガスを圧縮す
る圧縮機の吐出圧力を下げてその圧縮機の動力の削減を
一層、図ることができる。
さらにまたこのミスト分離器の抽出液を用いて、発熱
量を調整を行うこともまた可能である。
量を調整を行うこともまた可能である。
第１図は本発明の一実施例の全体の系統図、第２図は本
発明の他の実施例の一部の系統図、第３図は先行技術の
系統図、第４図は他の先行技術の系統図、第５図はさら
に他の先行技術の系統図である。 41……LNGタンク、44……圧縮機、45……予冷器、47…
…混合器、52……LPGタンク、60……冷却手段、62……
蓄冷媒体、63……伝熱管、65……気液分離器、65a……
ポンプ、69,72……気化器、70……ミスト分離器、74…
…抽出液、82……発熱量検出手段、87……液体
発明の他の実施例の一部の系統図、第３図は先行技術の
系統図、第４図は他の先行技術の系統図、第５図はさら
に他の先行技術の系統図である。 41……LNGタンク、44……圧縮機、45……予冷器、47…
…混合器、52……LPGタンク、60……冷却手段、62……
蓄冷媒体、63……伝熱管、65……気液分離器、65a……
ポンプ、69,72……気化器、70……ミスト分離器、74…
…抽出液、82……発熱量検出手段、87……液体
フロントページの続き (56)参考文献 特開 昭62−17499（ＪＰ，Ａ) 特開 昭63−38799（ＪＰ，Ａ) 特開 昭63−135698（ＪＰ，Ａ) 特開 昭57−146998（ＪＰ，Ａ) 特開 平２−240499（ＪＰ，Ａ) 特開 昭59−134477（ＪＰ，Ａ) 実開 平１−136799（ＪＰ，Ｕ) 実公 昭63−29997（ＪＰ，Ｙ２) (58)調査した分野(Int.Cl.6，ＤＢ名) F25J 1/00 F25J 5/00 F17C 9/02 F17C 13/00
Claims (5)
- 【請求項１】LNGタンクの頂部からボイルオフガスを導
出させ、該ボイルオフガスに昇圧および予備冷却を施
し、冷却されたボイルオフガスをLNGタンクから送出さ
れる液体LNGと混合して液化させ、混合液化後の液体LNG
を、凝固点が液体LNGの沸点よりも低い蓄冷媒体を貯留
する蓄冷手段に導いて、 液体LNGの冷熱を蓄冷媒体の潜熱として回収させ、ある
いは、蓄冷媒体に蓄冷された冷熱によってボイルオフガ
スの液化を促進させ、 蓄冷手段から導出される液体LNGを、前記ボイルオフガ
スの予備冷却に用いた後、気化させて送出することを特
徴とするLNGのボイルオフガス処理方法。 - 【請求項２】液体LNGを貯留するLNGタンクと、 LNGタンクの頂部から導出されるボイルオフガスを昇圧
圧送する圧縮機と、 圧縮機からのボイルオフガスと液体LNGとを混合する混
合器と、 混合器からの液体LNGと熱交換し、凝固点が液体LNGの沸
点よりも低い蓄冷媒体を備え、液体LNGからの冷熱を蓄
冷し、あるいは蓄冷された冷熱で液体LNGを冷却する蓄
冷手段と、 蓄冷手段からの液体LNGを昇圧圧送するポンプと、 圧縮機と混合器との間に設けられ、蓄冷手段から導出さ
れる液体LNGによって、ボイルオフガスを予備的に冷却
する熱交換器と、 ボイルオフガスと熱交換された液体LNGを気化させる気
化器とを含むことを特徴とするLNGのボイルオフガス処
理装置。 - 【請求項３】液体LPGを貯留して混合器に供給するLPGタ
ンクを含むことを特徴とする特許請求の範囲第２項記載
のLNGのボイルオフガス処理装置。 - 【請求項４】気化器からの気化したLNGが導かれ、抽出
液を混合器に戻すミスト分離器を含むことを特徴とする
特許請求の範囲第２項記載のLNGのボイルオフガス処理
装置。 - 【請求項５】気化器からの気化したLNGが導かれるミス
ト分離器と、 ミスト分離器からの気体とそのミスト分離器からの抽出
液とを混合して気化するもう１つの気化器と、 前記もう１つの気化器からのガスの発熱量を検出する手
段と、 発熱量検出手段の出力に応答して、ミスト分離器からの
抽出液の流量を、前記ガス発熱量が予め定めた値となる
ように制御する手段とを含むことを特徴とする特許請求
の範囲第２項記載のLNGのボイルオフガス処理装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2032737A JP2769219B2 (ja) | 1990-02-13 | 1990-02-13 | Ｌｎｇのボイルオフガス処理方法および装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2032737A JP2769219B2 (ja) | 1990-02-13 | 1990-02-13 | Ｌｎｇのボイルオフガス処理方法および装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH03236588A JPH03236588A (ja) | 1991-10-22 |
| JP2769219B2 true JP2769219B2 (ja) | 1998-06-25 |
Family
ID=12367148
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2032737A Expired - Lifetime JP2769219B2 (ja) | 1990-02-13 | 1990-02-13 | Ｌｎｇのボイルオフガス処理方法および装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP2769219B2 (ja) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR101078645B1 (ko) | 2009-03-12 | 2011-11-01 | 삼성중공업 주식회사 | Ｌｎｇ/ｌｐｇ 증발가스의 재액화 장치 및 재액화 방법 |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2005045337A1 (en) * | 2003-11-03 | 2005-05-19 | Fluor Technologies Corporation | Lng vapor handling configurations and methods |
| CN100387926C (zh) * | 2004-04-02 | 2008-05-14 | 大连理工大学 | 一种蓄能除湿/空调机组的蓄能除湿/空调方法及设备 |
| JP4737955B2 (ja) * | 2004-08-04 | 2011-08-03 | Ｊｆｅエンジニアリング株式会社 | 天然ガスの希釈熱量調整方法及び装置 |
| KR100761974B1 (ko) * | 2005-07-19 | 2007-10-04 | 신영중공업주식회사 | 작동유체의 유량조절수단을 이용하여 부하 변동 조절이가능한 천연가스 액화장치 |
| JP2007155060A (ja) * | 2005-12-07 | 2007-06-21 | Chubu Electric Power Co Inc | ボイルオフガスの再液化方法 |
| JP5507304B2 (ja) * | 2010-03-29 | 2014-05-28 | 大阪瓦斯株式会社 | 気化ガス製造システム |
| JP5229752B2 (ja) * | 2011-03-03 | 2013-07-03 | Ｊｆｅエンジニアリング株式会社 | 天然ガスの希釈熱量調整方法 |
| US20140352331A1 (en) * | 2013-05-30 | 2014-12-04 | Hyundai Heavy Industries Co., Ltd. | Liquefied gas treatment system |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS6217499A (ja) * | 1985-07-16 | 1987-01-26 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | 低温貯槽の蒸発ガス処理装置 |
| JPS6338799A (ja) * | 1986-08-04 | 1988-02-19 | Nippon Kokan Kk <Nkk> | 低温液化ガスの冷熱を利用したガスの再液化法 |
| JPH01136799U (ja) * | 1988-03-14 | 1989-09-19 |
-
1990
- 1990-02-13 JP JP2032737A patent/JP2769219B2/ja not_active Expired - Lifetime
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR101078645B1 (ko) | 2009-03-12 | 2011-11-01 | 삼성중공업 주식회사 | Ｌｎｇ/ｌｐｇ 증발가스의 재액화 장치 및 재액화 방법 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPH03236588A (ja) | 1991-10-22 |
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