JP3222325U - 窒素液化装置 - Google Patents
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Abstract
【課題】ボイルオフガス（ＢＯＧ）の再液化に使用された液体窒素蒸発ガスの冷熱を、窒素ガスの冷却に利用する窒素液化装置を提供する。【解決手段】ＢＯＧを再液化する再液化装置と組み合わされた窒素液化装置１００は、圧縮された窒素ガスを液化天然ガスとの熱交換により低温窒素ガスとする主熱交換器２と、低温窒素ガスを減圧するための減圧弁３と、減圧弁３から導出された気液混合状態の低温窒素ガスを受け入れる気液分離器４と、気液分離器４から導出される第一リサイクル窒素ガスを主熱交換器２に導入する第一窒素ガスリサイクルライン１１と、気液分離器４から導出される液体窒素を貯留する液体窒素タンク５と、ＢＯＧを液体窒素タンク５から導出される液体窒素との熱交換により再液化するＢＯＧ液化器６と、ＢＯＧ液化器６から導出される第二リサイクル窒素ガスを主熱交換器２に導入する第二窒素ガスリサイクルライン１２と、を有する。【選択図】図１
Description
本考案は、液化天然ガス（ＬＮＧ）のボイルオフガス再液化装置と組み合わされる窒素液化装置に関する。
天然ガスは、輸送や貯蔵の利便性などのため、液化天然ガス（ＬＮＧ）として貯蔵され、これを気化した後に、主として火力発電用や都市ガス用として用いられる。このため、ＬＮＧの寒冷を有効利用する技術や製品が開発されており、その一つに特許文献１で開示されているような窒素液化装置がある。
ＬＮＧは沸点が大気温度より低いため、ＬＮＧをタンクで貯留したり、船舶や車両とＬＮＧタンクとの間の移送を行う際に、環境やポンプからの入熱によりボイルオフガス（ＢＯＧ)を生じる。ＢＯＧはＬＮＧの損失であるのみならず、高い温室効果を持つため、経済性および大気環境保全の観点から回収することが望ましい。
ＬＮＧは沸点が大気温度より低いため、ＬＮＧをタンクで貯留したり、船舶や車両とＬＮＧタンクとの間の移送を行う際に、環境やポンプからの入熱によりボイルオフガス（ＢＯＧ)を生じる。ＢＯＧはＬＮＧの損失であるのみならず、高い温室効果を持つため、経済性および大気環境保全の観点から回収することが望ましい。
ＢＯＧには、主に環境や天然ガス発生のための払い出しポンプの動力からの入熱によって発生するノーマルＢＯＧ（ＮＢＯＧ)と、タンクとタンカーやトラックなどのキャリア間のＬＮＧ移送の際に使用される移送ポンプや、タンクとキャリア間の接続配管からの入熱によって、短期間生じるピークＢＯＧ（ＰＢＯＧ)がある。
ＰＢＯＧの発生量はＮＢＯＧの発生量の１〜２倍となることがあるが、ＰＢＯＧが発生する期間はＰＢＯＧの発生期間と比較して非常に短い（たとえば、ＰＢＯＧが発生する期間は、ＮＢＯＧの発生する期間の１０分の１程度の期間である）。
従来は、ＰＢＯＧとＮＢＯＧの両方を回収する場合には、ＰＢＯＧが限定的な期間しか発生しないにもかかわらず、ＰＢＯＧ発生量に対応しうる大型の設備が設置されていた。
一般にＢＯＧの回収方法には、例えば圧縮機で需要天然ガス圧力まで圧縮する方法と、タンクから払い出すＬＮＧの潜熱を利用して、再凝縮させる方法がある。
特許文献２は、液体窒素の冷熱を利用して、ＰＢＯＧとＮＢＯＧの両方を再液化させる方法を開示する。
ＰＢＯＧの発生量はＮＢＯＧの発生量の１〜２倍となることがあるが、ＰＢＯＧが発生する期間はＰＢＯＧの発生期間と比較して非常に短い（たとえば、ＰＢＯＧが発生する期間は、ＮＢＯＧの発生する期間の１０分の１程度の期間である）。
従来は、ＰＢＯＧとＮＢＯＧの両方を回収する場合には、ＰＢＯＧが限定的な期間しか発生しないにもかかわらず、ＰＢＯＧ発生量に対応しうる大型の設備が設置されていた。
一般にＢＯＧの回収方法には、例えば圧縮機で需要天然ガス圧力まで圧縮する方法と、タンクから払い出すＬＮＧの潜熱を利用して、再凝縮させる方法がある。
特許文献２は、液体窒素の冷熱を利用して、ＰＢＯＧとＮＢＯＧの両方を再液化させる方法を開示する。
ＰＢＯＧとＮＢＯＧの両方を回収する場合において、圧縮機により圧縮する方法を採用する方法では、ＰＢＯＧが一定期間しか発生しないにもかかわらず、ＰＢＯＧ発生量に対応しうる大型の圧縮機を設置する必要があり、費用対効果の点で望ましくない。
ＬＮＧの潜熱を利用してＢＯＧを再凝縮させる方法では、設備の大型化の問題のみならず、ＬＮＧの払い出し量がＰＢＯＧの処理量に対して不足する場合もありえるので、物理的に不可能な場合もある。
特許文献２では、冷媒として液体窒素を供給してＰＢＯＧを再液化させる。ここで再液化されるＰＢＯＧの温度は、大気温度より低く−１６０〜−５０℃であることが多い。そのため液体窒素は、ＰＢＯＧによって加温されても大気温度ほどに上昇しない。また再液化されたＢＯＧの温度は、ＬＮＧタンクに返送された際にタンクの急激な圧力変動を起こさないように、ＬＮＧ温度と同等であることが望ましく、そのために液体窒素の飽和温度をＬＮＧ温度付近に高めるように窒素圧力を上昇させることが必要である。従って、ＰＢＯＧの再液化に使用された後の液体窒素蒸発ガス(ガス窒素)は、有圧かつ低温で放出される。そこで、放出される窒素を回収するのみ
ならず、冷熱、圧力を有効活用する窒素液化装置を考案する必要があった。
ＬＮＧの潜熱を利用してＢＯＧを再凝縮させる方法では、設備の大型化の問題のみならず、ＬＮＧの払い出し量がＰＢＯＧの処理量に対して不足する場合もありえるので、物理的に不可能な場合もある。
特許文献２では、冷媒として液体窒素を供給してＰＢＯＧを再液化させる。ここで再液化されるＰＢＯＧの温度は、大気温度より低く−１６０〜−５０℃であることが多い。そのため液体窒素は、ＰＢＯＧによって加温されても大気温度ほどに上昇しない。また再液化されたＢＯＧの温度は、ＬＮＧタンクに返送された際にタンクの急激な圧力変動を起こさないように、ＬＮＧ温度と同等であることが望ましく、そのために液体窒素の飽和温度をＬＮＧ温度付近に高めるように窒素圧力を上昇させることが必要である。従って、ＰＢＯＧの再液化に使用された後の液体窒素蒸発ガス(ガス窒素)は、有圧かつ低温で放出される。そこで、放出される窒素を回収するのみ
ならず、冷熱、圧力を有効活用する窒素液化装置を考案する必要があった。
上記課題に鑑みて、本考案は、ＢＯＧの再液化に使用された液体窒素蒸発ガスの冷熱を、窒素ガスの冷却に利用する窒素液化装置を提供することを目的とする。
本考案に係る窒素液化装置は、
ＢＯＧを再液化する再液化装置と組み合わされた窒素液化装置であって、
圧縮された窒素ガスを前記液化天然ガスとの熱交換により低温窒素ガスとする主熱交換器と、
前記低温窒素ガスを減圧するための減圧弁と、
前記減圧弁から導出された気液混合状態の前記低温窒素ガスを受け入れる気液分離器と、
前記気液分離器から導出される第一リサイクル窒素ガスを前記主熱交換器に導入する第一窒素ガスリサイクルラインと、
前記気液分離器から導出される液体窒素を貯留する液体窒素タンクと、
前記ＢＯＧを前記液体窒素タンクから導出される液体窒素との熱交換により再液化するＢＯＧ再液化器と、
前記ＢＯＧ再液化器から導出される第二リサイクル窒素ガスを前記主熱交換器に導入する第二窒素ガスリサイクルラインと、を有する。
ＢＯＧを再液化する再液化装置と組み合わされた窒素液化装置であって、
圧縮された窒素ガスを前記液化天然ガスとの熱交換により低温窒素ガスとする主熱交換器と、
前記低温窒素ガスを減圧するための減圧弁と、
前記減圧弁から導出された気液混合状態の前記低温窒素ガスを受け入れる気液分離器と、
前記気液分離器から導出される第一リサイクル窒素ガスを前記主熱交換器に導入する第一窒素ガスリサイクルラインと、
前記気液分離器から導出される液体窒素を貯留する液体窒素タンクと、
前記ＢＯＧを前記液体窒素タンクから導出される液体窒素との熱交換により再液化するＢＯＧ再液化器と、
前記ＢＯＧ再液化器から導出される第二リサイクル窒素ガスを前記主熱交換器に導入する第二窒素ガスリサイクルラインと、を有する。
液化天然ガスの貯槽と、タンカーやトラックなどのキャリアとの間で液化天然ガスを移送する際などに生じるＰＢＯＧは、その発生量が短期間に変動する。本考案によれば、液体窒素タンクに貯留された液体窒素との熱交換によりＰＢＯＧを再液化させることから、ＰＢＯＧ発生量が変動した場合にも十分な量の冷熱を液体窒素により賄うことが可能であり、かつ冷媒として利用された後の窒素を回収することができる。
また、ＰＢＯＧとの熱交換によりＢＯＧ液化器から導出される窒素ガスは低温、有圧であるが、この窒素ガスの冷熱は主熱交換器において回収されるため、熱効率が高い。
また、ＰＢＯＧとの熱交換によりＢＯＧ液化器から導出される窒素ガスは低温、有圧であるが、この窒素ガスの冷熱は主熱交換器において回収されるため、熱効率が高い。
本考案の窒素液化装置は、
前記第二リサイクル窒素ガスを、前記主熱交換器の中間部から導出させる中間部導出ラインと、
前記中間部導出ラインから供給される前記第二リサイクル窒素ガスを膨張させる膨張タービンと、
前記膨張タービンから導出される前記第二リサイクル窒素ガスを前記主熱交換器に導入する圧縮第二リサイクル窒素ガス導入ラインと、
前記圧縮第二リサイクル窒素ガス導入ラインを経由して前記主熱交換器から導出される第二リサイクル窒素ガスを圧縮する第二窒素圧縮機とをさらに有してもよい。
前記第二リサイクル窒素ガスを、前記主熱交換器の中間部から導出させる中間部導出ラインと、
前記中間部導出ラインから供給される前記第二リサイクル窒素ガスを膨張させる膨張タービンと、
前記膨張タービンから導出される前記第二リサイクル窒素ガスを前記主熱交換器に導入する圧縮第二リサイクル窒素ガス導入ラインと、
前記圧縮第二リサイクル窒素ガス導入ラインを経由して前記主熱交換器から導出される第二リサイクル窒素ガスを圧縮する第二窒素圧縮機とをさらに有してもよい。
この場合、膨張タービンから導出される第二リサイクル窒素ガスは、主熱交換器の冷端に導入される。
このような構成とすることにより、窒素の液化に係る寒冷負荷が大きい主熱交換器の冷端部に、より大量の寒冷を供給することが可能となる。
このような構成とすることにより、窒素の液化に係る寒冷負荷が大きい主熱交換器の冷端部に、より大量の寒冷を供給することが可能となる。
以上の構成の窒素液化装置によれば、ＢＯＧの再液化に使用された液体窒素蒸発ガスの冷熱を、窒素ガスの冷却に利用する窒素液化装置を提供することができる。
（実施形態１）
実施形態１の窒素液化装置１００について図１を用いて説明する。
本実施形態１の窒素液化装置１００では、液化天然ガスの貯槽（不図示）から導出される液化天然ガスは、液化天然ガス導入ライン２１により主熱交換器２の冷端に導入され、気化されて、天然ガス導出ライン２２により主熱交換器２の温端から導出される。導出された天然ガスは、天然ガスの消費地へと送られる。
実施形態１の窒素液化装置１００について図１を用いて説明する。
本実施形態１の窒素液化装置１００では、液化天然ガスの貯槽（不図示）から導出される液化天然ガスは、液化天然ガス導入ライン２１により主熱交換器２の冷端に導入され、気化されて、天然ガス導出ライン２２により主熱交換器２の温端から導出される。導出された天然ガスは、天然ガスの消費地へと送られる。
液化天然ガスを気化させて天然ガスとする際に得られる寒冷は、主熱交換器２における窒素ガスの冷却に使用される。低圧の窒素ガスは、窒素ガス導入ライン３１から第一窒素圧縮機１に導入されて圧縮され、主熱交換器２の温端に導入される。主熱交換器２において、圧縮された窒素ガスは、液化天然ガスとの熱交換により冷却される。冷却された窒素ガスは主熱交換器２の冷端から導出されたのちに、減圧弁３により減圧・冷却され、気液混合状態となる。気液混合状態の窒素は、気液分離器４に導入され、気相と液相とに分離される。
気液分離器４の気相部に分離される窒素ガスは、第一リサイクル窒素ガスとして主熱交換器２の冷端に導入され、主熱交換器２の内部で寒冷を放出した後に、主熱交換器２の温端から導出される。導出された窒素ガスは、窒素ガス導入ライン３１に合流し、再度圧縮、冷却される。
気液分離器４の液相部に分離される液体窒素は、液体窒素タンク５に送出され、一定期間貯留される。液体窒素タンク５に貯留される液体窒素は、必要に応じて液体窒素として消費地に送出され、ＰＢＯＧの再液化が必要となれば、その一部がＢＯＧ液化器６に送出される。
気液分離器４の液相部に分離される液体窒素は、液体窒素タンク５に送出され、一定期間貯留される。液体窒素タンク５に貯留される液体窒素は、必要に応じて液体窒素として消費地に送出され、ＰＢＯＧの再液化が必要となれば、その一部がＢＯＧ液化器６に送出される。
液化天然ガスの貯槽（不図示）と、タンカーやトラックなどのキャリアとの間で液化天然ガスを移送する際などには、一時的に多量のＢＯＧが発生する（ＰＢＯＧである）。ＰＢＯＧは、ＢＯＧ液化器６に導入され、液体窒素タンク５から導出される液体窒素との熱交換により冷却、液化される。液化されたＢＯＧは液化天然ガスとして液化天然ガスの貯槽に返送される。
ＢＯＧ液化器６に導入され、ＰＢＯＧとの熱交換により寒冷を放出した液体窒素は、少なくともその一部が気化した状態で第二リサイクル窒素ガスとして主熱交換器２の冷端に導入される。主熱交換器２の内部では、圧縮された窒素ガスとの熱交換によりさらに寒冷を放出し、気化した後に主熱交換器２の温端から導出される。
導出された第二リサイクル窒素ガスは窒素ガス導入ライン３１に合流し、再度圧縮、冷却される。
導出された第二リサイクル窒素ガスは窒素ガス導入ライン３１に合流し、再度圧縮、冷却される。
（実施形態２）
実施形態２の窒素液化装置１０１について図２を用いて説明する。実施形態２は、前述の実施形態と、第二リサイクル窒素ガスの流路が異なる。
実施形態２の窒素液化装置１０１では、ＢＯＧ液化器６から導出される第二リサイクル窒素ガスは、主熱交換器２の冷端に導入されたのち、主熱交換器２の中間部から中間部導出ライン１３により導出される。中間部導出ライン１３により導出された第二リサイクル窒素ガスは、膨張タービン７により膨張されたのちに、圧縮第二リサイクル窒素ガス導入ライン１４により主熱交換器２の冷端に導入される。この第二リサイクル窒素ガスは、主熱交換器２の温端から導出されたのちに、第二窒素圧縮機８により圧縮されたのちに、窒素ガス導入ライン３１に合流して、再度圧縮、冷却される。
実施形態２の窒素液化装置１０１について図２を用いて説明する。実施形態２は、前述の実施形態と、第二リサイクル窒素ガスの流路が異なる。
実施形態２の窒素液化装置１０１では、ＢＯＧ液化器６から導出される第二リサイクル窒素ガスは、主熱交換器２の冷端に導入されたのち、主熱交換器２の中間部から中間部導出ライン１３により導出される。中間部導出ライン１３により導出された第二リサイクル窒素ガスは、膨張タービン７により膨張されたのちに、圧縮第二リサイクル窒素ガス導入ライン１４により主熱交換器２の冷端に導入される。この第二リサイクル窒素ガスは、主熱交換器２の温端から導出されたのちに、第二窒素圧縮機８により圧縮されたのちに、窒素ガス導入ライン３１に合流して、再度圧縮、冷却される。
（実施形態３）
実施形態３の窒素液化装置１０２について図３を用いて説明する。実施形態３は、前述の実施形態２と、第二リサイクル窒素ガスを圧縮する第二窒素圧縮機８の配置が異なる。
実施形態３においては、実施形態２と同様に膨張タービン７により膨張され、圧縮第二リサイクル窒素導入ライン１４により主熱交換器２の冷端に導入された第二リサイクル窒素ガスは、窒素ガス導入ライン３１に合流した後に、第二窒素圧縮機８により圧縮される。すなわち、低圧の窒素ガスと、主熱交換器２の温端から導出される第二リサイクル窒素ガスが合流した後に、それらのガスは第二窒素圧縮機８に導入され圧縮される。第二窒素圧縮機８から導出される窒素ガスは、気液分離器４の気相部から主熱交換器２を経由して創出される第一リサイクル窒素ガスと合流し、さらに第一窒素圧縮機１により圧縮される。
実施形態３の窒素液化装置１０２について図３を用いて説明する。実施形態３は、前述の実施形態２と、第二リサイクル窒素ガスを圧縮する第二窒素圧縮機８の配置が異なる。
実施形態３においては、実施形態２と同様に膨張タービン７により膨張され、圧縮第二リサイクル窒素導入ライン１４により主熱交換器２の冷端に導入された第二リサイクル窒素ガスは、窒素ガス導入ライン３１に合流した後に、第二窒素圧縮機８により圧縮される。すなわち、低圧の窒素ガスと、主熱交換器２の温端から導出される第二リサイクル窒素ガスが合流した後に、それらのガスは第二窒素圧縮機８に導入され圧縮される。第二窒素圧縮機８から導出される窒素ガスは、気液分離器４の気相部から主熱交換器２を経由して創出される第一リサイクル窒素ガスと合流し、さらに第一窒素圧縮機１により圧縮される。
（実施例１）
実施形態１の窒素液化装置１００において、温度４０℃、圧力５０ｂａｒＡ、流量２０００Ｎｍ３／ｈの窒素ガスを液化する場合の例を示す。
本実施形態１の窒素液化装置１００では、液化天然ガスの貯槽（不図示）から導出される液化天然ガスは、液化天然ガス導入ライン２１により、消費地における消費量に応じて例えば３５００Ｎｍ３／ｈの流量で主熱交換器２の冷端に温度−１４８℃、圧力９５ｂａｒＡで導入される。主熱交換器２において、後述する窒素ガスとの熱交換により気化された液化天然ガスは、主熱交換器２の温端から導出され、天然ガスとして消費地へと送られる。
実施形態１の窒素液化装置１００において、温度４０℃、圧力５０ｂａｒＡ、流量２０００Ｎｍ３／ｈの窒素ガスを液化する場合の例を示す。
本実施形態１の窒素液化装置１００では、液化天然ガスの貯槽（不図示）から導出される液化天然ガスは、液化天然ガス導入ライン２１により、消費地における消費量に応じて例えば３５００Ｎｍ３／ｈの流量で主熱交換器２の冷端に温度−１４８℃、圧力９５ｂａｒＡで導入される。主熱交換器２において、後述する窒素ガスとの熱交換により気化された液化天然ガスは、主熱交換器２の温端から導出され、天然ガスとして消費地へと送られる。
一方、低圧（９．４ｂａｒＡ）の窒素ガスは、窒素ガス導入ライン３１から第一窒素圧縮機１に導入され、圧力５０ｂａｒＡ、温度４０℃の窒素ガスとして、流量２０００Ｎｍ３／ｈで導出される。導出された高圧の窒素ガスは、主熱交換器２の温端に導入される。
主熱交換器２において、圧縮された窒素ガスは、液化天然ガスとの熱交換により−１４８℃まで冷却される。冷却された窒素ガスは主熱交換器２の冷端から導出されたのちに、減圧弁３により９．６ｂａｒＡまで減圧され、気液混合状態となる。気液混合状態の窒素は、気液分離器４に導入され、気相と液相とに分離される。
主熱交換器２において、圧縮された窒素ガスは、液化天然ガスとの熱交換により−１４８℃まで冷却される。冷却された窒素ガスは主熱交換器２の冷端から導出されたのちに、減圧弁３により９．６ｂａｒＡまで減圧され、気液混合状態となる。気液混合状態の窒素は、気液分離器４に導入され、気相と液相とに分離される。
気液分離器４の気相部に分離される窒素ガスは、第一リサイクル窒素ガスとして流量７４０Ｎｍ３／ｈで主熱交換器２の冷端に導入され、主熱交換器２の内部で寒冷を放出した後に、主熱交換器２の温端から導出される。導出された窒素ガスは、窒素ガス導入ライン３１に合流し、再度圧縮、冷却される。
気液分離器４の液相部に分離される液体窒素は、流量１２６０Ｎｍ３／ｈで液体窒素タンク５に送出され、一定期間貯留される。液体窒素タンク５に貯留される液体窒素は、必要に応じて液体窒素として消費地に送出され、ＰＢＯＧの再液化が必要となれば、その一部がＢＯＧ液化器６に送出される。
気液分離器４の液相部に分離される液体窒素は、流量１２６０Ｎｍ３／ｈで液体窒素タンク５に送出され、一定期間貯留される。液体窒素タンク５に貯留される液体窒素は、必要に応じて液体窒素として消費地に送出され、ＰＢＯＧの再液化が必要となれば、その一部がＢＯＧ液化器６に送出される。
液化天然ガスの貯槽（不図示）から発生したＰＢＯＧは、ＢＯＧ液化器６に導入され、液体窒素タンク５から導出される液体窒素との熱交換により圧力１．２ｂａｒＡ、温度−１６０℃、流量５４５ｍ３／ｈで再液化される。液化されたＢＯＧは液化天然ガスとして液化天然ガスの貯槽に返送される。
液体窒素は、圧力９．６ｂａｒＡ、温度−１７０℃、流量１０００Ｎｍ３／ｈでＢＯＧ液化器に導入され、ＰＢＯＧとの熱交換に利用される。
液体窒素は、圧力９．６ｂａｒＡ、温度−１７０℃、流量１０００Ｎｍ３／ｈでＢＯＧ液化器に導入され、ＰＢＯＧとの熱交換に利用される。
ＢＯＧ液化器６に導入され、ＰＢＯＧとの熱交換により寒冷を放出した液体窒素は、少なくともその一部が気化した状態で第二リサイクル窒素ガスとして主熱交換器２の冷端に導入される。主熱交換器２の内部では、圧縮された窒素ガスとの熱交換によりさらに寒冷を放出し、気化した後に主熱交換器２の温端から導出される。
導出された第二リサイクル窒素ガスは窒素ガス導入ライン３１に合流し、再度圧縮、冷却される。
導出された第二リサイクル窒素ガスは窒素ガス導入ライン３１に合流し、再度圧縮、冷却される。
実施例１と同量の液体窒素により、同量のＰＢＯＧを再液化させる場合において、第二リサイクル窒素を主熱交換器に導入せずに外部放出する場合、主熱交換器２において窒素ガスを−１４５℃程度にしか冷却できない。すると、減圧弁３において気化する窒素量が増加し、結果として１０５０Ｎｍ３／ｈの液体窒素しか気液分離器５から導出することができない。
したがって、本考案に係る窒素液化装置では、液化効率が１０５０Ｎｍ３／ｈから１２６０Ｎｍ３／ｈまで約２０％向上したと言える。
したがって、本考案に係る窒素液化装置では、液化効率が１０５０Ｎｍ３／ｈから１２６０Ｎｍ３／ｈまで約２０％向上したと言える。
１００ 窒素液化装置
１ 第一窒素圧縮機
２ 主熱交換器
３ 減圧弁
４ 気液分離器
５ 液体窒素タンク
６ ＢＯＧ液化器
１１ 第一窒素ガスリサイクルライン
１２ 第二窒素ガスリサイクルライン
１３ 中間部導出ライン
１４ 圧縮第二リサイクル窒素導入ライン
２１ 液化天然ガス導入ライン
２２ 天然ガス導出ライン
３１ 窒素ガス導入ライン
１ 第一窒素圧縮機
２ 主熱交換器
３ 減圧弁
４ 気液分離器
５ 液体窒素タンク
６ ＢＯＧ液化器
１１ 第一窒素ガスリサイクルライン
１２ 第二窒素ガスリサイクルライン
１３ 中間部導出ライン
１４ 圧縮第二リサイクル窒素導入ライン
２１ 液化天然ガス導入ライン
２２ 天然ガス導出ライン
３１ 窒素ガス導入ライン
Claims (2)
- 液化天然ガスのＢＯＧを再液化する再液化装置と組み合わされた窒素液化装置であって、
圧縮された窒素ガスを前記液化天然ガスとの熱交換により低温窒素ガスとする主熱交換器と、
前記低温窒素ガスを減圧するための減圧弁と、
前記減圧弁から導出された気液混合状態の前記低温窒素ガスを受け入れる気液分離器と、
前記気液分離器から導出される第一リサイクル窒素ガスを前記主熱交換器に導入する第一窒素ガスリサイクルラインと、
前記気液分離器から導出される液体窒素を貯留する液体窒素タンクと、
前記ＢＯＧを前記液体窒素タンクから導出される液体窒素との熱交換により再液化するＢＯＧ液化器と、
前記ＢＯＧ液化器から導出される第二リサイクル窒素ガスを前記主熱交換器に導入する第二窒素ガスリサイクルラインと、
を有する窒素液化装置。 - 前記第二リサイクル窒素ガスを、前記主熱交換器の中間部から導出させる中間部導出ラインと、
前記中間部導出ラインから供給される前記第二リサイクル窒素ガスを膨張させる膨張タービンと、
前記膨張タービンから導出される前記第二リサイクル窒素ガスを前記主熱交換器に導入する圧縮第二リサイクル窒素ガス導入ラインと、
前記圧縮第二リサイクル窒素ガス導入ラインを経由して前記主熱交換器から導出される第二リサイクル窒素ガスを圧縮する第二窒素圧縮機とをさらに有する、請求項１に記載の窒素液化装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2019001688U JP3222325U (ja) | 2019-05-14 | 2019-05-14 | 窒素液化装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2019001688U JP3222325U (ja) | 2019-05-14 | 2019-05-14 | 窒素液化装置 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP3222325U true JP3222325U (ja) | 2019-07-25 |
Family
ID=67390215
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2019001688U Active JP3222325U (ja) | 2019-05-14 | 2019-05-14 | 窒素液化装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP3222325U (ja) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114439562A (zh) * | 2022-01-19 | 2022-05-06 | 杨兆铭 | Lng冷能高效混合冷剂发电方法 |
-
2019
- 2019-05-14 JP JP2019001688U patent/JP3222325U/ja active Active
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114439562A (zh) * | 2022-01-19 | 2022-05-06 | 杨兆铭 | Lng冷能高效混合冷剂发电方法 |
| CN114439562B (zh) * | 2022-01-19 | 2024-06-11 | 杨兆铭 | Lng冷能高效混合冷剂发电方法 |
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