JP3214709B2 - Ｌｎｇ貯蔵設備のｂｏｇ液化システム及びその装置 - Google Patents
Ｌｎｇ貯蔵設備のｂｏｇ液化システム及びその装置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
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Description
【０００１】
【産業上の利用分野】本発明は、ＬＮＧ（液化天然ガ
ス）の貯蔵設備におけるＢＯＧ（蒸発ガス）の液化シス
テム及びその装置に関する。更に詳しくはＢＯＧ液化の
ための熱交換有効伝熱面積を変化させることにより、Ｂ
ＯＧ液化の冷媒であるＬＮＧ量を制御することなく安定
的にＢＯＧを液化させる液化システム及びその装置に関
する。
ス）の貯蔵設備におけるＢＯＧ（蒸発ガス）の液化シス
テム及びその装置に関する。更に詳しくはＢＯＧ液化の
ための熱交換有効伝熱面積を変化させることにより、Ｂ
ＯＧ液化の冷媒であるＬＮＧ量を制御することなく安定
的にＢＯＧを液化させる液化システム及びその装置に関
する。
【０００２】
【従来の技術】ＬＮＧはクリーンエネルギーとして現在
その使用量は極めて多くなっている。ＬＮＧは、我が国
においてはその殆どが輸入に依存し、受入れのＬＮＧ基
地では断熱性の低温貯槽に貯蔵されている。ＬＮＧはメ
タン等の低沸点成分からなり、貯蔵中外部入熱により蒸
発していわゆるＢＯＧが多量に発生する。発生したＢＯ
Ｇは、通常、気化ＬＮＧの送出ガス配管系に混入して需
要先に送ることで処理されているが，送出ガス圧力が高
くなるに従ってＢＯＧコンプレッサーの消費動力が増大
することになる。そこで消費電力の軽減を目的に、従来
からＢＯＧの処理に関して種々の方法が提案されてい
る。それらは、およそ２種に分類され、その一としては
ＬＮＧと直接接触させ吸収液化する方法であり、他はＬ
ＮＧと熱交換器を介して熱交換して液化する方法であ
る。
その使用量は極めて多くなっている。ＬＮＧは、我が国
においてはその殆どが輸入に依存し、受入れのＬＮＧ基
地では断熱性の低温貯槽に貯蔵されている。ＬＮＧはメ
タン等の低沸点成分からなり、貯蔵中外部入熱により蒸
発していわゆるＢＯＧが多量に発生する。発生したＢＯ
Ｇは、通常、気化ＬＮＧの送出ガス配管系に混入して需
要先に送ることで処理されているが，送出ガス圧力が高
くなるに従ってＢＯＧコンプレッサーの消費動力が増大
することになる。そこで消費電力の軽減を目的に、従来
からＢＯＧの処理に関して種々の方法が提案されてい
る。それらは、およそ２種に分類され、その一としては
ＬＮＧと直接接触させ吸収液化する方法であり、他はＬ
ＮＧと熱交換器を介して熱交換して液化する方法であ
る。
【０００３】例えば、特開平２−２４０４９９号公報の
ＢＯＧ処理は、ＢＯＧに炭素数２〜４の飽和炭化水素を
ＢＯＧに添加してＬＮＧとの熱交換の効率を図るもので
あるが、そのシステムの概要は、図４に示したようにＢ
ＯＧコンプレッサーにてＢＯＧを昇圧後、熱交換器にて
気化されるＬＮＧと熱交換し液化して液化ＢＯＧドラム
に貯留した後、ＬＮＧと合流して気化器に送るものであ
る。
ＢＯＧ処理は、ＢＯＧに炭素数２〜４の飽和炭化水素を
ＢＯＧに添加してＬＮＧとの熱交換の効率を図るもので
あるが、そのシステムの概要は、図４に示したようにＢ
ＯＧコンプレッサーにてＢＯＧを昇圧後、熱交換器にて
気化されるＬＮＧと熱交換し液化して液化ＢＯＧドラム
に貯留した後、ＬＮＧと合流して気化器に送るものであ
る。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】このような液化システ
ムの場合、ＢＯＧの液化圧力は、ＢＯＧ量や冷媒として
のＬＮＧ量等の運転条件及び熱交換器の性能等に依存す
る。従って、これらの運転条件のいずれかが変動した場
合、液化システムの運転圧力が安定しない。例えば、熱
交換器に供給されるＬＮＧ量が増大しＢＯＧ液化圧力が
急激に低下した場合、そのまま放置したときにはＢＯＧ
とＬＮＧの熱交換は理論的にはいずれバランスするが、
所定運転条件にて設計されたコンプレッサーやポンプ等
の運転が安定せず、ポンプでは過渡的にキャビテイショ
ンが発生する等の不都合が生じることになる。
ムの場合、ＢＯＧの液化圧力は、ＢＯＧ量や冷媒として
のＬＮＧ量等の運転条件及び熱交換器の性能等に依存す
る。従って、これらの運転条件のいずれかが変動した場
合、液化システムの運転圧力が安定しない。例えば、熱
交換器に供給されるＬＮＧ量が増大しＢＯＧ液化圧力が
急激に低下した場合、そのまま放置したときにはＢＯＧ
とＬＮＧの熱交換は理論的にはいずれバランスするが、
所定運転条件にて設計されたコンプレッサーやポンプ等
の運転が安定せず、ポンプでは過渡的にキャビテイショ
ンが発生する等の不都合が生じることになる。
【０００５】例えば、図２にＢＯＧ液化圧力と熱交換が
行われるＬＮＧ量とＢＯＧ量との比（以下、ＬＮＧ／Ｂ
ＯＧ量比とする。）との関係を示した。図２において、
実線のようにＢＯＧ液化圧力は、ＬＮＧ／ＢＯＧ量比
の変動に伴い変化する。しかし、ＢＯＧ量やＬＮＧ量に
合わせて熱交換器の性能即ち熱交換能を変化させること
は容易でない。従って、ＬＮＧ貯槽の圧力制御に基づき
ＢＯＧ処理量が変動した場合、ＢＯＧ液化圧力の変動を
抑制し所定に保持するように熱交換器に供給するＬＮＧ
量を変化させることになる。例えば、図４に示した液化
システムにおいて、熱交換器に供給するＬＮＧ量を制御
するシステムを組み込んだ系統図を図５に示した。図５
において、ＢＯＧ量の変動に応じてＢＯＧ液化圧力を変
動させないように対応するＬＮＧ量を調整する場合、液
化ＢＯＧドラム４の内圧（または熱交換器３の入口Ａの
ＢＯＧ圧力）を圧力計９で検出し、その信号に基づき流
量調節弁１０を作動し、冷媒のＬＮＧ量を調整すること
ができる。
行われるＬＮＧ量とＢＯＧ量との比（以下、ＬＮＧ／Ｂ
ＯＧ量比とする。）との関係を示した。図２において、
実線のようにＢＯＧ液化圧力は、ＬＮＧ／ＢＯＧ量比
の変動に伴い変化する。しかし、ＢＯＧ量やＬＮＧ量に
合わせて熱交換器の性能即ち熱交換能を変化させること
は容易でない。従って、ＬＮＧ貯槽の圧力制御に基づき
ＢＯＧ処理量が変動した場合、ＢＯＧ液化圧力の変動を
抑制し所定に保持するように熱交換器に供給するＬＮＧ
量を変化させることになる。例えば、図４に示した液化
システムにおいて、熱交換器に供給するＬＮＧ量を制御
するシステムを組み込んだ系統図を図５に示した。図５
において、ＢＯＧ量の変動に応じてＢＯＧ液化圧力を変
動させないように対応するＬＮＧ量を調整する場合、液
化ＢＯＧドラム４の内圧（または熱交換器３の入口Ａの
ＢＯＧ圧力）を圧力計９で検出し、その信号に基づき流
量調節弁１０を作動し、冷媒のＬＮＧ量を調整すること
ができる。
【０００６】しかしながら、上記の制御方法ではＬＮＧ
は、ＢＯＧの負荷変動に応じて流量制御が行われた後、
気化器５に送られることになり、一方、ＬＮＧ気化器５
の負荷は、通常、ガス需要側の要求に基づきガス主管圧
力制御器１１により制御される。従って、ＢＯＧの液化
のための熱交換をした後のＬＮＧを気化器５に送るとき
には、熱交換器３からのＬＮＧ量はＢＯＧ液化圧力によ
り制御され変動するため、ＬＮＧ気化器５の負荷をガス
主管圧力制御器１１にて制御しようとする場合、熱交換
器３からのＬＮＧとは別に、ガス主管圧力により制御で
きるＬＮＧを気化器に直接送入する配管系２４が必要と
なる。更にまた、このＬＮＧを気化器に直接送入するＬ
ＮＧ量は、ガス主管圧力制御器１１による信号から前記
冷媒のＬＮＧ量及びＬＮＧに合流する液化ＢＯＧ量の各
流量信号を演算器１２にて減算した信号により制御する
ことになり、制御システムが複雑となる。
は、ＢＯＧの負荷変動に応じて流量制御が行われた後、
気化器５に送られることになり、一方、ＬＮＧ気化器５
の負荷は、通常、ガス需要側の要求に基づきガス主管圧
力制御器１１により制御される。従って、ＢＯＧの液化
のための熱交換をした後のＬＮＧを気化器５に送るとき
には、熱交換器３からのＬＮＧ量はＢＯＧ液化圧力によ
り制御され変動するため、ＬＮＧ気化器５の負荷をガス
主管圧力制御器１１にて制御しようとする場合、熱交換
器３からのＬＮＧとは別に、ガス主管圧力により制御で
きるＬＮＧを気化器に直接送入する配管系２４が必要と
なる。更にまた、このＬＮＧを気化器に直接送入するＬ
ＮＧ量は、ガス主管圧力制御器１１による信号から前記
冷媒のＬＮＧ量及びＬＮＧに合流する液化ＢＯＧ量の各
流量信号を演算器１２にて減算した信号により制御する
ことになり、制御システムが複雑となる。
【０００７】本発明は、上記のＢＯＧを昇圧後、気化さ
れるＬＮＧと熱交換器にて熱交換し液化するＢＯＧ処理
システムにおいて、熱交換器に供給するＢＯＧ及び／ま
たはＬＮＧの流量を制御することなく、且つＢＯＧ液化
圧力の変動を抑制してＢＯＧ液化圧力を所定に保持する
ように制御する液化システム及びその装置を提供するこ
とを目的とする。
れるＬＮＧと熱交換器にて熱交換し液化するＢＯＧ処理
システムにおいて、熱交換器に供給するＢＯＧ及び／ま
たはＬＮＧの流量を制御することなく、且つＢＯＧ液化
圧力の変動を抑制してＢＯＧ液化圧力を所定に保持する
ように制御する液化システム及びその装置を提供するこ
とを目的とする。
【０００８】
【課題を解決するための手段】本発明によれば、ＬＮＧ
貯蔵設備より発生するＢＯＧを、該貯蔵設備より払出さ
れて気化器に送られるＬＮＧと熱交換して液化するＢＯ
Ｇ液化システムにおいて、プレートフィン型熱交換器で
ＢＯＧ流路内に液化ＢＯＧの液面を保持してＢＯＧとＬ
ＮＧとを熱交換すると共に、該液面レベルを調節して所
定のＢＯＧとＬＮＧとの熱交換量に制御することを特徴
とするＬＮＧ貯蔵設備のＢＯＧ液化システムが提供され
る。
貯蔵設備より発生するＢＯＧを、該貯蔵設備より払出さ
れて気化器に送られるＬＮＧと熱交換して液化するＢＯ
Ｇ液化システムにおいて、プレートフィン型熱交換器で
ＢＯＧ流路内に液化ＢＯＧの液面を保持してＢＯＧとＬ
ＮＧとを熱交換すると共に、該液面レベルを調節して所
定のＢＯＧとＬＮＧとの熱交換量に制御することを特徴
とするＬＮＧ貯蔵設備のＢＯＧ液化システムが提供され
る。
【０００９】また、上記システムにおいて、該熱交換器
からの液化ＢＯＧを液化ＢＯＧドラムに貯留し、且つ所
定量払出すと共に、該ドラムを該熱交換器より上方位置
に設置し、ＢＯＧ液化圧力と該ドラム内圧との圧力差を
制御して該液面レベルを調節するＬＮＧ貯蔵設備のＢＯ
Ｇ液化システムが提供される。
からの液化ＢＯＧを液化ＢＯＧドラムに貯留し、且つ所
定量払出すと共に、該ドラムを該熱交換器より上方位置
に設置し、ＢＯＧ液化圧力と該ドラム内圧との圧力差を
制御して該液面レベルを調節するＬＮＧ貯蔵設備のＢＯ
Ｇ液化システムが提供される。
【００１０】更にまた、ＬＮＧ貯蔵設備より発生するＢ
ＯＧを、該貯蔵設備より払出されて気化器に送られるＬ
ＮＧと熱交換して液化する装置において、ＢＯＧとＬＮ
Ｇの熱交換を行うプレートフィン型熱交換器を設置し、
ＬＮＧ貯蔵設備から該熱交換器のＢＯＧ流路入口へＢＯ
Ｇ配管を配設し、該熱交換器のＢＯＧ流路出口と液化Ｂ
ＯＧドラム間に液化ＢＯＧパイプを配設し、該ドラムを
該熱交換器より上方位置に設置すると共に、該ＢＯＧ配
管から該ドラムにＢＯＧバイパスを配設し、ＢＯＧ液化
圧に応じ作動する圧力制御弁を該バイパスに配置するこ
とを特徴とするＬＮＧ貯蔵設備のＢＯＧ液化装置が提供
される。
ＯＧを、該貯蔵設備より払出されて気化器に送られるＬ
ＮＧと熱交換して液化する装置において、ＢＯＧとＬＮ
Ｇの熱交換を行うプレートフィン型熱交換器を設置し、
ＬＮＧ貯蔵設備から該熱交換器のＢＯＧ流路入口へＢＯ
Ｇ配管を配設し、該熱交換器のＢＯＧ流路出口と液化Ｂ
ＯＧドラム間に液化ＢＯＧパイプを配設し、該ドラムを
該熱交換器より上方位置に設置すると共に、該ＢＯＧ配
管から該ドラムにＢＯＧバイパスを配設し、ＢＯＧ液化
圧に応じ作動する圧力制御弁を該バイパスに配置するこ
とを特徴とするＬＮＧ貯蔵設備のＢＯＧ液化装置が提供
される。
【００１１】
【作 用】本発明は、上記のように構成し、所定のＢＯ
Ｇ液化圧力下でのＢＯＧ液化の運転操作にてプレートフ
ィン型熱交換器内のＢＯＧ流路に液化ＢＯＧ液面を形成
保持するように設定し、更に液化ＢＯＧドラムの設置位
置をＢＯＧとＬＮＧとの熱交換を行うプレートフィン型
熱交換器の位置より上方とすることにより、ＢＯＧ液化
圧力に一致する熱交換器内のＢＯＧ流路液面上の圧力Ｐ
1 と熱交換出口の過冷却ＢＯＧの飽和圧力にほぼ一致す
る液化ＢＯＧドラム内の圧力Ｐ2 との差（Ｐ 1 −Ｐ2 ）
は、熱交換器内ＢＯＧ流路内液面Ｈ1 と液化ＢＯＧドラ
ムの液面Ｈ2（一定）との差によるΔＰ＝( Ｈ2 −Ｈ
1 ）×ρ（但し、ρは液密度を表す。）に一致してバラ
ンスすることになる。この場合、ＢＯＧ量またはＬＮＧ
量が変動して液化圧力が変動しＰ1'となったとき、ＢＯ
Ｇバイパスに配置された圧力制御弁の開度を調整して液
化ＢＯＧドラム内に一部供給されるＢＯＧ量を調節する
ことにより、液化ＢＯＧドラム内力をＰ2'へ変化させ
て、ΔＰをΔＰ’に変化させることにより熱交換器内の
ＢＯＧ液面Ｈ1 を上下に移動させて、ＢＯＧ液化のため
の有効伝熱面積を増減させることができる。即ち、前記
の図２において、現実のＬＮＧ量とＢＯＧ量の比は増減
するにも拘らず、熱交換器の性能を変化させＬＮＧとＢ
ＯＧとの熱交換量を所定に保持して線上の点におけ
るＢＯＧ液化圧力が変動することがなく直線上に沿っ
て運転されることになる。
Ｇ液化圧力下でのＢＯＧ液化の運転操作にてプレートフ
ィン型熱交換器内のＢＯＧ流路に液化ＢＯＧ液面を形成
保持するように設定し、更に液化ＢＯＧドラムの設置位
置をＢＯＧとＬＮＧとの熱交換を行うプレートフィン型
熱交換器の位置より上方とすることにより、ＢＯＧ液化
圧力に一致する熱交換器内のＢＯＧ流路液面上の圧力Ｐ
1 と熱交換出口の過冷却ＢＯＧの飽和圧力にほぼ一致す
る液化ＢＯＧドラム内の圧力Ｐ2 との差（Ｐ 1 −Ｐ2 ）
は、熱交換器内ＢＯＧ流路内液面Ｈ1 と液化ＢＯＧドラ
ムの液面Ｈ2（一定）との差によるΔＰ＝( Ｈ2 −Ｈ
1 ）×ρ（但し、ρは液密度を表す。）に一致してバラ
ンスすることになる。この場合、ＢＯＧ量またはＬＮＧ
量が変動して液化圧力が変動しＰ1'となったとき、ＢＯ
Ｇバイパスに配置された圧力制御弁の開度を調整して液
化ＢＯＧドラム内に一部供給されるＢＯＧ量を調節する
ことにより、液化ＢＯＧドラム内力をＰ2'へ変化させ
て、ΔＰをΔＰ’に変化させることにより熱交換器内の
ＢＯＧ液面Ｈ1 を上下に移動させて、ＢＯＧ液化のため
の有効伝熱面積を増減させることができる。即ち、前記
の図２において、現実のＬＮＧ量とＢＯＧ量の比は増減
するにも拘らず、熱交換器の性能を変化させＬＮＧとＢ
ＯＧとの熱交換量を所定に保持して線上の点におけ
るＢＯＧ液化圧力が変動することがなく直線上に沿っ
て運転されることになる。
【００１２】例えば、ＢＯＧ量が減少しＢＯＧ液化圧力
が低く変動した場合、バイパスの圧力制御弁の開度を調
節して、液化ＢＯＧドラムに供給するＢＯＧ量を増加し
てＰ2 をＰ2'へ上昇させることにより、熱交換器内のＢ
ＯＧ液面を押上げ有効伝熱面積を減少させることができ
るため、熱交換器内に導入されるＬＮＧ量を変動させる
必要がない。このとき、液化ＢＯＧドラムに供給される
ＢＯＧは、ドラム内圧を高めると共に一部は液化ＢＯＧ
液面で凝縮液化する。また、ＢＯＧ量が増加またはＬＮ
Ｇ量が減少した場合には、バイパスの圧力制御弁が絞ら
れてドラム内圧がＰ2'がＰ2 の方向に低下し、熱交換器
内の液面が引き下げられ減少した有効伝熱面積を回復し
て増加させることができる。
が低く変動した場合、バイパスの圧力制御弁の開度を調
節して、液化ＢＯＧドラムに供給するＢＯＧ量を増加し
てＰ2 をＰ2'へ上昇させることにより、熱交換器内のＢ
ＯＧ液面を押上げ有効伝熱面積を減少させることができ
るため、熱交換器内に導入されるＬＮＧ量を変動させる
必要がない。このとき、液化ＢＯＧドラムに供給される
ＢＯＧは、ドラム内圧を高めると共に一部は液化ＢＯＧ
液面で凝縮液化する。また、ＢＯＧ量が増加またはＬＮ
Ｇ量が減少した場合には、バイパスの圧力制御弁が絞ら
れてドラム内圧がＰ2'がＰ2 の方向に低下し、熱交換器
内の液面が引き下げられ減少した有効伝熱面積を回復し
て増加させることができる。
【００１３】本発明は、上記のようにＢＯＧ液化圧力の
変動を抑制することができるように作用するため、所定
のＢＯＧ液化圧力下でのＢＯＧ負荷に対応する冷媒ＬＮ
Ｇ量でプレートフィン型熱交換器にて熱交換して運転す
るＢＯＧ液化装置に、対応の冷媒ＬＮＧ量以上のＬＮＧ
を特に制限することなく流通させることができる。即
ち、本発明のＢＯＧ液化システムにおいては、熱交換器
に供給する冷媒ＬＮＧ量は、所定のＬＮＧ／ＢＯＧ量
比、例えば、ＬＮＧ／ＢＯＧ量比が図２における点よ
り大きな領域においては、ＢＯＧ負荷に応じて制御する
必要がなく、ＢＯＧを液化するため熱交換器を経由して
ＬＮＧをＬＮＧ気化器に送入する場合にあっても、ガス
需要に基づくガス主管圧力制御信号のみに基づきＬＮＧ
気化器の負荷制御が可能となり、上記従来のＢＯＧ液化
システムにおいて必要であったＬＮＧ気化器への直接送
入配管が不要となる。また、既存の負荷制御方式を備え
たＬＮＧ気化器が設置されているＬＮＧ設備に、本発明
のＢＯＧ液化装置を容易に組み込むこともできる。
変動を抑制することができるように作用するため、所定
のＢＯＧ液化圧力下でのＢＯＧ負荷に対応する冷媒ＬＮ
Ｇ量でプレートフィン型熱交換器にて熱交換して運転す
るＢＯＧ液化装置に、対応の冷媒ＬＮＧ量以上のＬＮＧ
を特に制限することなく流通させることができる。即
ち、本発明のＢＯＧ液化システムにおいては、熱交換器
に供給する冷媒ＬＮＧ量は、所定のＬＮＧ／ＢＯＧ量
比、例えば、ＬＮＧ／ＢＯＧ量比が図２における点よ
り大きな領域においては、ＢＯＧ負荷に応じて制御する
必要がなく、ＢＯＧを液化するため熱交換器を経由して
ＬＮＧをＬＮＧ気化器に送入する場合にあっても、ガス
需要に基づくガス主管圧力制御信号のみに基づきＬＮＧ
気化器の負荷制御が可能となり、上記従来のＢＯＧ液化
システムにおいて必要であったＬＮＧ気化器への直接送
入配管が不要となる。また、既存の負荷制御方式を備え
たＬＮＧ気化器が設置されているＬＮＧ設備に、本発明
のＢＯＧ液化装置を容易に組み込むこともできる。
【００１４】
【実施例】以下、本発明の実施例を図面に基づき説明す
る。但し、本発明は下記実施例により制限されるもので
ない。図１は、本発明をＬＮＧ基地に応用した一実施例
の系統図である。ＬＮＧ貯蔵タンク１より発生するＢＯ
ＧはＢＯＧコンプレッサー２にて加圧後、ライン２１を
経てプレートフィン型熱交換器３に送られる。熱交換器
３に送られたＢＯＧは、前記タンク１から払出されＬＮ
Ｇポンプ６にて昇圧されたＬＮＧと熱交換され液化され
た後、熱交換器３より上方に設置された液化ＢＯＧドラ
ム４に貯留される。またライン２１から圧力調節弁１０
を配置したバイパス２２を液化ＢＯＧドラム４に配設
し、圧力調節弁１０は圧力制御計９によりライン２１の
ＢＯＧ液化圧力を測定して圧力制御される。液化ＢＯＧ
ドラム４に貯留された液化ＢＯＧは、ライン２３を経て
液化ＢＯＧポンプ７にて昇圧後に熱交換器３からのＬＮ
Ｇと合流し、主管圧力制御器１１により流量制御させる
流量調節弁１３が配置されたライン２４を経てＬＮＧ気
化器５へ送られて気化された後、送出ガス配管系８を通
じ発電所等ガス需要先に送られる。
る。但し、本発明は下記実施例により制限されるもので
ない。図１は、本発明をＬＮＧ基地に応用した一実施例
の系統図である。ＬＮＧ貯蔵タンク１より発生するＢＯ
ＧはＢＯＧコンプレッサー２にて加圧後、ライン２１を
経てプレートフィン型熱交換器３に送られる。熱交換器
３に送られたＢＯＧは、前記タンク１から払出されＬＮ
Ｇポンプ６にて昇圧されたＬＮＧと熱交換され液化され
た後、熱交換器３より上方に設置された液化ＢＯＧドラ
ム４に貯留される。またライン２１から圧力調節弁１０
を配置したバイパス２２を液化ＢＯＧドラム４に配設
し、圧力調節弁１０は圧力制御計９によりライン２１の
ＢＯＧ液化圧力を測定して圧力制御される。液化ＢＯＧ
ドラム４に貯留された液化ＢＯＧは、ライン２３を経て
液化ＢＯＧポンプ７にて昇圧後に熱交換器３からのＬＮ
Ｇと合流し、主管圧力制御器１１により流量制御させる
流量調節弁１３が配置されたライン２４を経てＬＮＧ気
化器５へ送られて気化された後、送出ガス配管系８を通
じ発電所等ガス需要先に送られる。
【００１５】上記のように構成された図１において、運
転ＢＯＧ液化圧力５ｋｇ／ｃｍ2 ＧでＢＯＧを１０，０
００Ｎｍ3 ／Ｈｒ（７ｔ／Ｈｒ）を再液化する場合を説
明する。ＢＯＧは、ライン２１からプレートフィン型熱
交換器３に上部よりＢＯＧ流路Ｂの入口Ａに供給し、一
方、ＬＮＧポンプ６より払出される−１６０℃の５３ｔ
／ＨｒのＬＮＧは、プレートフィン型熱交換器３の下部
よりＬＮＧ流路Ｅの入口Ｄに供給され、ＢＯＧとＬＮＧ
とはプレートフィン型熱交換器３にて向流にて熱交換す
る。熱交換器３内のＢＯＧは、流路Ｂを下方に流れる間
に流路Ｂ内の所定位置にて−１４０℃にて全量凝縮し、
更に０．７℃程度過冷却されて熱交換器３のＢＯＧの出
口Ｃから出る。
転ＢＯＧ液化圧力５ｋｇ／ｃｍ2 ＧでＢＯＧを１０，０
００Ｎｍ3 ／Ｈｒ（７ｔ／Ｈｒ）を再液化する場合を説
明する。ＢＯＧは、ライン２１からプレートフィン型熱
交換器３に上部よりＢＯＧ流路Ｂの入口Ａに供給し、一
方、ＬＮＧポンプ６より払出される−１６０℃の５３ｔ
／ＨｒのＬＮＧは、プレートフィン型熱交換器３の下部
よりＬＮＧ流路Ｅの入口Ｄに供給され、ＢＯＧとＬＮＧ
とはプレートフィン型熱交換器３にて向流にて熱交換す
る。熱交換器３内のＢＯＧは、流路Ｂを下方に流れる間
に流路Ｂ内の所定位置にて−１４０℃にて全量凝縮し、
更に０．７℃程度過冷却されて熱交換器３のＢＯＧの出
口Ｃから出る。
【００１６】この際の熱交換器内の熱負荷−温度曲線を
図３に示す。図３において、線ａは５ｋｇ／ｃｍ2 Ｇで
のＢＯＧ凝縮曲線を、また線ｂはＬＮＧ昇温曲線を示
し、それぞれＡ点及びＤ点で熱交換器３に供給され、熱
交換器内で線ａ及びｂに沿って冷却凝縮と昇温され、Ｃ
点及びＦ点で熱交換器３から出る。液化ＢＯＧドラム４
は熱交換器３の上方に設置し、ドラム４内の気相圧は、
熱交換器３の出口Ｃの過冷却された液化ＢＯＧの飽和圧
にほぼ一致して約４．８ｋｇ／ｃｍ2 Ｇである。従っ
て、出口Ｃからの液化ＢＯＧは、熱交換器内のＢＯＧ液
化圧力５ｋｇ／ｃｍ2 Ｇとの圧力差０．２ｋｇ／ｃｍ2
Ｇにより、自圧にてドラム４に供給される。この場合、
液化ＢＯＧドラムは、液化ＢＯＧの密度ρにより若干変
化するが、熱交換器３内に形成される液面より約４〜５
ｍ上方位置に設置することになる。液化ＢＯＧドラム４
に貯留された液化ＢＯＧを払出しポンプ７にてライン２
４に払出すことにより、ドラム４内の液面は一定に保持
され、また、熱交換器３のＢＯＧ流路内に形成された液
面も一定に保持される。
図３に示す。図３において、線ａは５ｋｇ／ｃｍ2 Ｇで
のＢＯＧ凝縮曲線を、また線ｂはＬＮＧ昇温曲線を示
し、それぞれＡ点及びＤ点で熱交換器３に供給され、熱
交換器内で線ａ及びｂに沿って冷却凝縮と昇温され、Ｃ
点及びＦ点で熱交換器３から出る。液化ＢＯＧドラム４
は熱交換器３の上方に設置し、ドラム４内の気相圧は、
熱交換器３の出口Ｃの過冷却された液化ＢＯＧの飽和圧
にほぼ一致して約４．８ｋｇ／ｃｍ2 Ｇである。従っ
て、出口Ｃからの液化ＢＯＧは、熱交換器内のＢＯＧ液
化圧力５ｋｇ／ｃｍ2 Ｇとの圧力差０．２ｋｇ／ｃｍ2
Ｇにより、自圧にてドラム４に供給される。この場合、
液化ＢＯＧドラムは、液化ＢＯＧの密度ρにより若干変
化するが、熱交換器３内に形成される液面より約４〜５
ｍ上方位置に設置することになる。液化ＢＯＧドラム４
に貯留された液化ＢＯＧを払出しポンプ７にてライン２
４に払出すことにより、ドラム４内の液面は一定に保持
され、また、熱交換器３のＢＯＧ流路内に形成された液
面も一定に保持される。
【００１７】ライン２４に払出された液化ＢＯＧは、熱
交換器３のＬＮＧの出口ＦからのＬＮＧと合流して、流
量調節弁１３を経てＬＮＧ気化器５に送られる。上記の
ようにＢＯＧ液化及びＬＮＧ気化操作が、ＢＯＧ量１
０，０００Ｎｍ3／Ｈｒ（７ｔ／Ｈｒ）未満で、且つＬ
ＮＧ／ＢＯＧ量比（５３／７）が約７．６で定常的に運
転されている場合には、バイパス２２に配置した圧力調
節弁１０は一定の定常状態で上記システムはバランス
し、熱交換器３の運転圧力は約５ｋｇ／ｃｍ2 Ｇに保持
される。
交換器３のＬＮＧの出口ＦからのＬＮＧと合流して、流
量調節弁１３を経てＬＮＧ気化器５に送られる。上記の
ようにＢＯＧ液化及びＬＮＧ気化操作が、ＢＯＧ量１
０，０００Ｎｍ3／Ｈｒ（７ｔ／Ｈｒ）未満で、且つＬ
ＮＧ／ＢＯＧ量比（５３／７）が約７．６で定常的に運
転されている場合には、バイパス２２に配置した圧力調
節弁１０は一定の定常状態で上記システムはバランス
し、熱交換器３の運転圧力は約５ｋｇ／ｃｍ2 Ｇに保持
される。
【００１８】上記システムにおいて、圧力調節弁１０を
定常状態のままでは、ＢＯＧ流量やＬＮＧ流量等の運転
条件が変動してＬＮＧ／ＢＯＧ量比が変化したときは、
図４に示したシステムと同様に、例えば、図２に示した
実線上に沿ってＢＯＧ液化圧力が変化するような挙動
を示す。即ち、例えば、ＬＮＧ気化器５の負荷増加に伴
い熱交換器３のＬＮＧの入口Ｄに送られるＬＮＧ流量が
増加したとき、図３におけるＬＮＧ昇温曲線ｂが線ｂ’
のように傾きが小さくなりＢＯＧ凝縮曲線ａとの温度差
が大きくなる。そのため、急激なＢＯＧ凝縮のためライ
ン２１内の圧力が低下し、ＢＯＧ側は、液化圧力が自動
的に低下し凝縮温度が下がることにより、ＬＮＧ昇温曲
線ｂ’との平均温度差ΔＴを一定に保つようにバランス
するし、また一方、ＢＯＧ流量が低下して熱負荷が減少
する場合も、同様にＢＯＧ側について液化圧力が自動的
に低下し凝縮温度が下がることにより、ＬＮＧ昇温曲線
ｂ’との平均温度差ΔＴを小さくすることで、伝熱量を
低下させてバランスするためである。
定常状態のままでは、ＢＯＧ流量やＬＮＧ流量等の運転
条件が変動してＬＮＧ／ＢＯＧ量比が変化したときは、
図４に示したシステムと同様に、例えば、図２に示した
実線上に沿ってＢＯＧ液化圧力が変化するような挙動
を示す。即ち、例えば、ＬＮＧ気化器５の負荷増加に伴
い熱交換器３のＬＮＧの入口Ｄに送られるＬＮＧ流量が
増加したとき、図３におけるＬＮＧ昇温曲線ｂが線ｂ’
のように傾きが小さくなりＢＯＧ凝縮曲線ａとの温度差
が大きくなる。そのため、急激なＢＯＧ凝縮のためライ
ン２１内の圧力が低下し、ＢＯＧ側は、液化圧力が自動
的に低下し凝縮温度が下がることにより、ＬＮＧ昇温曲
線ｂ’との平均温度差ΔＴを一定に保つようにバランス
するし、また一方、ＢＯＧ流量が低下して熱負荷が減少
する場合も、同様にＢＯＧ側について液化圧力が自動的
に低下し凝縮温度が下がることにより、ＬＮＧ昇温曲線
ｂ’との平均温度差ΔＴを小さくすることで、伝熱量を
低下させてバランスするためである。
【００１９】一方、本発明のシステムにおいては、ＬＮ
Ｇ流量の増加またはＢＯＧ流量の低下がある場合、即ち
ＬＮＧ／ＢＯＧ量比が増加した場合には、熱交換器３へ
のライン２１の圧力、即ちＢＯＧ液化圧力Ｐ1 から低下
したＰ1'が圧力計９にて検出され、検出された圧力信号
に基づきバイパス２２の圧力調節弁１０の開度が開く方
向に調節されて、ＢＯＧの一部が液化ＢＯＧドラム４の
気相部に導入される。その結果、液化ＢＯＧドラム４内
の圧力Ｐ2 が直ちにＰ2'に上昇し、ＢＯＧ液化圧力とド
ラム内圧との差ΔＰがΔＰ’（Ｐ1'−Ｐ2'）に低下し、
ドラム内の液面Ｈ2 はほぼ一定に保持されるため、Ｈ1
はＨ1'に上昇してΔＰ’にバランスしてＢＯＧ液化圧力
の低下が抑制される。即ち、熱交換内の液面の上昇によ
り、熱交換器内のＢＯＧ液化のための有効伝熱面積が減
少して、ＬＮＧとＢＯＧとの熱交換量が一定に保持さ
れ、ＢＯＧ液化システムの運転が定常化され制御され
る。
Ｇ流量の増加またはＢＯＧ流量の低下がある場合、即ち
ＬＮＧ／ＢＯＧ量比が増加した場合には、熱交換器３へ
のライン２１の圧力、即ちＢＯＧ液化圧力Ｐ1 から低下
したＰ1'が圧力計９にて検出され、検出された圧力信号
に基づきバイパス２２の圧力調節弁１０の開度が開く方
向に調節されて、ＢＯＧの一部が液化ＢＯＧドラム４の
気相部に導入される。その結果、液化ＢＯＧドラム４内
の圧力Ｐ2 が直ちにＰ2'に上昇し、ＢＯＧ液化圧力とド
ラム内圧との差ΔＰがΔＰ’（Ｐ1'−Ｐ2'）に低下し、
ドラム内の液面Ｈ2 はほぼ一定に保持されるため、Ｈ1
はＨ1'に上昇してΔＰ’にバランスしてＢＯＧ液化圧力
の低下が抑制される。即ち、熱交換内の液面の上昇によ
り、熱交換器内のＢＯＧ液化のための有効伝熱面積が減
少して、ＬＮＧとＢＯＧとの熱交換量が一定に保持さ
れ、ＢＯＧ液化システムの運転が定常化され制御され
る。
【００２０】また、逆にＬＮＧ流量減少またはＢＯＧ流
量が増加したとき、即ちＬＮＧ／ＢＯＧ量比が低下した
ときは、例えば、ＢＯＧ量１０，０００Ｎｍ3 ／Ｈｒ
（７ｔ／Ｈｒ）以下で、且つＬＮＧ／ＢＯＧ量比（５３
／７）が約７．６より大きな範囲で、上記と同様にＢＯ
Ｇ液化圧力Ｐ1 を圧力計９にて検出し、検出した圧力信
号に基づきバイパス２２の圧力調節弁１０の開度を閉じ
る方向に調節して、液化ＢＯＧドラム４の気相部に導入
するＢＯＧ量を減少させてドラム４内の圧力Ｐ2'を
Ｐ2'' に低下させて、ドラム内の液面Ｈ2 と熱交換器内
の液面Ｈ1'' との液面差が大きくなるように熱交換器内
のＢＯＧ液面を押し下げ、有効伝熱面積を一部回復させ
てやることにより、ＢＯＧ液化圧力の上昇が抑制され、
ＢＯＧ液化システムの運転が所定のＢＯＧ液化圧力で定
常化され制御される。
量が増加したとき、即ちＬＮＧ／ＢＯＧ量比が低下した
ときは、例えば、ＢＯＧ量１０，０００Ｎｍ3 ／Ｈｒ
（７ｔ／Ｈｒ）以下で、且つＬＮＧ／ＢＯＧ量比（５３
／７）が約７．６より大きな範囲で、上記と同様にＢＯ
Ｇ液化圧力Ｐ1 を圧力計９にて検出し、検出した圧力信
号に基づきバイパス２２の圧力調節弁１０の開度を閉じ
る方向に調節して、液化ＢＯＧドラム４の気相部に導入
するＢＯＧ量を減少させてドラム４内の圧力Ｐ2'を
Ｐ2'' に低下させて、ドラム内の液面Ｈ2 と熱交換器内
の液面Ｈ1'' との液面差が大きくなるように熱交換器内
のＢＯＧ液面を押し下げ、有効伝熱面積を一部回復させ
てやることにより、ＢＯＧ液化圧力の上昇が抑制され、
ＢＯＧ液化システムの運転が所定のＢＯＧ液化圧力で定
常化され制御される。
【００２１】
【発明の効果】本発明は、ＬＮＧ貯蔵設備から発生する
ＢＯＧをプレートフィン型熱交換器にてＬＮＧと熱交換
して液化する装置で、液化ＢＯＧを貯留する液化ＢＯＧ
ドラムを熱交換器より上方位置に設置し、且つ熱交換器
内に液化ＢＯＧの液面を形成保持することにより、気化
するＬＮＧ量の変動に応じてＢＯＧ液化のための伝熱有
効面積を適宜増減制御して対応できるため、ＢＯＧ液化
運転圧力を変動させる必要がなく、ＬＮＧ気化器を含め
たＢＯＧ液化システム全体の運転制御が容易である。ま
た、本発明のＢＯＧ液化装置は既存の負荷制御方式を備
えたＬＮＧ気化器が設置されているＬＮＧ設備にも対応
できる。
ＢＯＧをプレートフィン型熱交換器にてＬＮＧと熱交換
して液化する装置で、液化ＢＯＧを貯留する液化ＢＯＧ
ドラムを熱交換器より上方位置に設置し、且つ熱交換器
内に液化ＢＯＧの液面を形成保持することにより、気化
するＬＮＧ量の変動に応じてＢＯＧ液化のための伝熱有
効面積を適宜増減制御して対応できるため、ＢＯＧ液化
運転圧力を変動させる必要がなく、ＬＮＧ気化器を含め
たＢＯＧ液化システム全体の運転制御が容易である。ま
た、本発明のＢＯＧ液化装置は既存の負荷制御方式を備
えたＬＮＧ気化器が設置されているＬＮＧ設備にも対応
できる。
【図１】ＬＮＧ基地に適用した本発明の一実施例の系統
図である。
図である。
【図２】ＢＯＧ液化圧力とＬＮＧ／ＢＯＧ量比との関係
を示したグラフである。
を示したグラフである。
【図３】熱交換器内の熱負荷−ＢＯＧ冷却及びＬＮＧ昇
温温度曲線を示したグラフである。
温温度曲線を示したグラフである。
【図４】従来のＢＯＧ液化装置の系統図である。
【図５】図４のＢＯＧ液化装置に従来の制御方式を組込
んだ系統図である。
んだ系統図である。
１ ＬＮＧ貯蔵タンク ２ ＢＯＧコンプレッサー ３ プレートフィン型熱交換器 ４ 液化ＢＯＧドラム ５ ＬＮＧ気化器 ６ ＬＮＧポンプ ７ 液化ＢＯＧポンプ
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 小野 邦男 神奈川県横浜市鶴見区鶴見中央二丁目12 番１号 千代田化工建設株式会社内 (72)発明者 千葉 隆司 東京都千代田区内幸町一丁目１番３号 東京電力株式会社内 (72)発明者 佐々木 敏郎 東京都千代田区内幸町一丁目１番３号 東京電力株式会社内 審査官 阿部 利英 (56)参考文献 特開 平２−240499（ＪＰ，Ａ) 特開 昭59−133899（ＪＰ，Ａ) 特開 昭52−95317（ＪＰ，Ａ) 特開 昭63−275897（ＪＰ，Ａ) 特開 昭57−146998（ＪＰ，Ａ) 実開 平１−81472（ＪＰ，Ｕ) (58)調査した分野(Int.Cl.7，ＤＢ名) F17C 5/00 - 9/02 F17C 13/00 - 13/02
Claims (3)
- 【請求項１】 ＬＮＧ貯蔵設備より発生するＢＯＧを、
該貯蔵設備より払出されて気化器に送られるＬＮＧと熱
交換して液化するＢＯＧ液化システムにおいて、プレー
トフィン型熱交換器でＢＯＧ流路内に液化ＢＯＧの液面
を保持してＢＯＧとＬＮＧとを熱交換すると共に、該液
面レベルを調節して所定のＢＯＧとＬＮＧとの熱交換量
に制御することを特徴とするＬＮＧ貯蔵設備のＢＯＧ液
化システム。 - 【請求項２】 該熱交換器からの液化ＢＯＧを液化ＢＯ
Ｇドラムに貯留し、且つ所定量払出すと共に、該ドラム
を該熱交換器より上方位置に設置し、ＢＯＧ液化圧力と
該ドラム内圧との圧力差を制御して該液面レベルを調節
する請求項１記載のＬＮＧ貯蔵設備のＢＯＧ液化システ
ム。 - 【請求項３】 ＬＮＧ貯蔵設備より発生するＢＯＧを、
該貯蔵設備より払出されて気化器に送られるＬＮＧと熱
交換して液化する装置において、ＢＯＧとＬＮＧの熱交
換を行うプレートフィン型熱交換器を設置し、ＬＮＧ貯
蔵設備から該熱交換器のＢＯＧ流路入口へＢＯＧ配管を
配設し、該熱交換器のＢＯＧ流路出口と液化ＢＯＧドラ
ム間に液化ＢＯＧパイプを配設し、該ドラムを該熱交換
器より上方位置に設置すると共に、該ＢＯＧ配管から該
ドラムにＢＯＧバイパスを配設し、ＢＯＧ液化圧に応じ
作動する圧力制御弁を該バイパスに配置することを特徴
とするＬＮＧ貯蔵設備のＢＯＧ液化装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP12669891A JP3214709B2 (ja) | 1991-04-30 | 1991-04-30 | Ｌｎｇ貯蔵設備のｂｏｇ液化システム及びその装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP12669891A JP3214709B2 (ja) | 1991-04-30 | 1991-04-30 | Ｌｎｇ貯蔵設備のｂｏｇ液化システム及びその装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH05118497A JPH05118497A (ja) | 1993-05-14 |
| JP3214709B2 true JP3214709B2 (ja) | 2001-10-02 |
Family
ID=14941638
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP12669891A Expired - Lifetime JP3214709B2 (ja) | 1991-04-30 | 1991-04-30 | Ｌｎｇ貯蔵設備のｂｏｇ液化システム及びその装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP3214709B2 (ja) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1703102A2 (en) | 2005-02-23 | 2006-09-20 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Liquefied natural gas power plant and operation method thereof |
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060156758A1 (en) * | 2005-01-18 | 2006-07-20 | Hyung-Su An | Operating system of liquefied natural gas ship for sub-cooling and liquefying boil-off gas |
| KR100787777B1 (ko) * | 2007-03-09 | 2007-12-24 | 현대중공업 주식회사 | 보일오프가스 활용설비의 밀폐공간내 누출가스 감지 및환기 방법 |
| KR20080097141A (ko) * | 2007-04-30 | 2008-11-04 | 대우조선해양 주식회사 | 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물 및 상기부유식 해상 구조물에서의 증발가스 처리방법 |
| KR100835090B1 (ko) * | 2007-05-08 | 2008-06-03 | 대우조선해양 주식회사 | Ｌｎｇ 운반선의 연료가스 공급 시스템 및 방법 |
| JP4996987B2 (ja) * | 2007-06-12 | 2012-08-08 | 東京瓦斯株式会社 | Ｌｎｇ貯蔵タンク内に発生するｂｏｇの再液化装置と再液化方法 |
| NO330187B1 (no) * | 2008-05-08 | 2011-03-07 | Hamworthy Gas Systems As | Gasstilforselssystem for gassmotorer |
| NO332123B1 (no) * | 2009-11-17 | 2012-07-02 | Hamworty Gas Systems As | Anlegg for a gjenvinne BOG fra LNG lagret i tanker |
| JP5295298B2 (ja) * | 2011-03-29 | 2013-09-18 | 中国電力株式会社 | 液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法 |
| JP5583820B2 (ja) * | 2013-05-16 | 2014-09-03 | 中国電力株式会社 | 液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法 |
| KR102175555B1 (ko) * | 2019-04-11 | 2020-11-09 | 한국조선해양 주식회사 | 액화가스 재기화 시스템 및 이를 구비하는 선박 |
-
1991
- 1991-04-30 JP JP12669891A patent/JP3214709B2/ja not_active Expired - Lifetime
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1703102A2 (en) | 2005-02-23 | 2006-09-20 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Liquefied natural gas power plant and operation method thereof |
| US7603840B2 (en) | 2005-02-23 | 2009-10-20 | Kabushiki Kaisha Toshiba | LNG power plant |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPH05118497A (ja) | 1993-05-14 |
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