JP3385384B2 - Ｌｎｇ冷熱の蓄冷および有効利用方法とその装置 - Google Patents
Ｌｎｇ冷熱の蓄冷および有効利用方法とその装置Info
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- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
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- Y02E60/14—Thermal energy storage
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- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Description
【０００１】
【産業上の利用分野】本発明は、ＬＮＧ冷熱の蓄冷およ
び有効利用方法ならびにそのための装置に関する。
び有効利用方法ならびにそのための装置に関する。
【０００２】
【従来技術とその問題点】ＬＮＧの冷熱の利用は、ＬＮ
Ｇ基地を中心にして幅広く行なわれている。しかるに、
都市ガス原料或いは火力発電燃料として使用されている
ＬＮＧに関しては、昼夜間の大きなＬＮＧ負荷格差を生
ずることは避けられない。そのため、一定の冷熱量を利
用することを前提とする冷熱利用装置では、夜間の最低
ＬＮＧ負荷によってその最大冷熱利用量が制約されざる
を得ない。このことが、ＬＮＧ全取扱い量に比して、冷
熱利用率が頭打ちとなっている原因の一つである。一般
に、冷熱利用においては、その冷熱利用温度が低い程、
利用効率が高くなり、同時に経済効率も高くなる。
Ｇ基地を中心にして幅広く行なわれている。しかるに、
都市ガス原料或いは火力発電燃料として使用されている
ＬＮＧに関しては、昼夜間の大きなＬＮＧ負荷格差を生
ずることは避けられない。そのため、一定の冷熱量を利
用することを前提とする冷熱利用装置では、夜間の最低
ＬＮＧ負荷によってその最大冷熱利用量が制約されざる
を得ない。このことが、ＬＮＧ全取扱い量に比して、冷
熱利用率が頭打ちとなっている原因の一つである。一般
に、冷熱利用においては、その冷熱利用温度が低い程、
利用効率が高くなり、同時に経済効率も高くなる。
【０００３】しかしながら、例えば、−１２０℃以下で
の冷熱利用が可能となるならば、中圧（１０ｋｇ／ｃｍ
2 ・Ｇ未満）の天然ガスを直接液化することができる
が、この様な低温で冷熱を利用し得るシステムは、未だ
実用化されていない。これは、この様な条件下で使用さ
れる適当な蓄冷剤が見出されていないからである。即
ち、凝固点、共晶点などが知られている物質であって
も、凝固点以下の温度までそのまま冷却すると、アモル
ファスとなって、潜熱が得られない場合が多い。また、
蓄冷剤としては、熱的特性だけではなく、毒性および安
全性の観点から問題がないこと、価格が安く、供給が安
定していることなどが必要である。
の冷熱利用が可能となるならば、中圧（１０ｋｇ／ｃｍ
2 ・Ｇ未満）の天然ガスを直接液化することができる
が、この様な低温で冷熱を利用し得るシステムは、未だ
実用化されていない。これは、この様な条件下で使用さ
れる適当な蓄冷剤が見出されていないからである。即
ち、凝固点、共晶点などが知られている物質であって
も、凝固点以下の温度までそのまま冷却すると、アモル
ファスとなって、潜熱が得られない場合が多い。また、
蓄冷剤としては、熱的特性だけではなく、毒性および安
全性の観点から問題がないこと、価格が安く、供給が安
定していることなどが必要である。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】従って、本発明は、Ｌ
ＮＧ冷熱の最大利用率を高めるとともに、ＬＮＧから得
られる−１２０℃以下の冷熱の利用を可能とするシステ
ムを提供することを主な目的とする。
ＮＧ冷熱の最大利用率を高めるとともに、ＬＮＧから得
られる−１２０℃以下の冷熱の利用を可能とするシステ
ムを提供することを主な目的とする。
【０００５】
【課題を解決するための手段】本発明者は、上記の様な
技術の現状に鑑みて鋭意研究を重ねた結果、蓄冷剤とし
てメタノール−エタノールの様な混合物を使用する場合
には、ＬＮＧ冷熱の最大利用率を高めることができ、且
つＬＮＧから得られる−１２０℃以下の冷熱の利用が可
能となることを見出した。
技術の現状に鑑みて鋭意研究を重ねた結果、蓄冷剤とし
てメタノール−エタノールの様な混合物を使用する場合
には、ＬＮＧ冷熱の最大利用率を高めることができ、且
つＬＮＧから得られる−１２０℃以下の冷熱の利用が可
能となることを見出した。
【０００６】即ち、本発明は、以下の方法および装置を
提供するものである： １． ＬＮＧの冷熱を蓄冷し、有効に利用する方法であ
って、 （１）昼間においては、（ａ）ＬＮＧ貯槽から発生する
ボイルオフガスを昇圧させた後、ＬＮＧ貯槽から送り出
されて来るボイルオフガスを液化させるに十分な量のＬ
ＮＧに混合してＬＮＧ単層流を形成させ、（ｂ）液状の
蓄冷剤をそれぞれ収容する異なる温度に維持された２つ
の蓄冷剤槽の高温側蓄冷剤槽からの蓄冷剤と上記で形成
されたＬＮＧ単層流とを熱交換させて蓄冷剤を共晶点以
上且つアモルファスを形成しない温度まで冷却し、次い
で冷却された蓄冷剤を低温側蓄冷剤槽に返送し、（ｃ）
次いで、ＬＮＧ単層流をポンプで送出圧力まで昇圧し、
ＬＮＧ気化器に送って気化させ、 （２）夜間においては、（ａ）ＬＮＧ貯槽から発生する
ボイルオフガスを昇圧させた後、ＬＮＧ貯槽から送り出
されて来るボイルオフガスを液化させるには不十分な量
のＬＮＧと混合してＬＮＧとボイルオフガスからなる気
液二層流を形成させ、（ｂ）形成された気液二層流と低
温側蓄冷剤槽からの蓄冷剤とを熱交換させて蓄冷剤から
の顕熱によりボイルオフガスを液化させ、次いで加熱さ
れた蓄冷剤を高温側蓄冷剤槽に返送し、（ｃ）熱交換後
のＬＮＧ単層流をＬＮＧ貯槽に戻すか、或いはポンプに
より送出圧力にまで昇圧させた後、ＬＮＧ気化器に送っ
て気化させることを特徴とするＬＮＧ冷熱の蓄冷および
有効利用方法。
提供するものである： １． ＬＮＧの冷熱を蓄冷し、有効に利用する方法であ
って、 （１）昼間においては、（ａ）ＬＮＧ貯槽から発生する
ボイルオフガスを昇圧させた後、ＬＮＧ貯槽から送り出
されて来るボイルオフガスを液化させるに十分な量のＬ
ＮＧに混合してＬＮＧ単層流を形成させ、（ｂ）液状の
蓄冷剤をそれぞれ収容する異なる温度に維持された２つ
の蓄冷剤槽の高温側蓄冷剤槽からの蓄冷剤と上記で形成
されたＬＮＧ単層流とを熱交換させて蓄冷剤を共晶点以
上且つアモルファスを形成しない温度まで冷却し、次い
で冷却された蓄冷剤を低温側蓄冷剤槽に返送し、（ｃ）
次いで、ＬＮＧ単層流をポンプで送出圧力まで昇圧し、
ＬＮＧ気化器に送って気化させ、 （２）夜間においては、（ａ）ＬＮＧ貯槽から発生する
ボイルオフガスを昇圧させた後、ＬＮＧ貯槽から送り出
されて来るボイルオフガスを液化させるには不十分な量
のＬＮＧと混合してＬＮＧとボイルオフガスからなる気
液二層流を形成させ、（ｂ）形成された気液二層流と低
温側蓄冷剤槽からの蓄冷剤とを熱交換させて蓄冷剤から
の顕熱によりボイルオフガスを液化させ、次いで加熱さ
れた蓄冷剤を高温側蓄冷剤槽に返送し、（ｃ）熱交換後
のＬＮＧ単層流をＬＮＧ貯槽に戻すか、或いはポンプに
より送出圧力にまで昇圧させた後、ＬＮＧ気化器に送っ
て気化させることを特徴とするＬＮＧ冷熱の蓄冷および
有効利用方法。
【０００７】２． ＬＮＧ貯槽とポンプとを備えたＬＮ
Ｇ送出装置において、 （イ）ＬＮＧ貯槽の下流側に、ＬＮＧ貯槽からのボイル
オフガスを圧縮機により昇圧してＬＮＧ流通ラインに戻
すためのライン、（ロ）ＬＮＧと液化したボイルオフガ
スとの混合物から冷熱を回収するために、液状の蓄冷剤
をそれぞれ収容する異なる温度に維持された２つの蓄冷
剤槽を使用する蓄冷装置、および（ハ）上記（イ）と
（ロ）との間に設けられており、蓄冷剤とＬＮＧとボイ
ルオフガスとの混合物との間で熱交換を行なわせて、蓄
冷剤の冷却または混合物の予冷を行なうための熱交換器
を備えたことを特徴とするＬＮＧ冷熱の蓄熱および有効
利用を行なうための装置。
Ｇ送出装置において、 （イ）ＬＮＧ貯槽の下流側に、ＬＮＧ貯槽からのボイル
オフガスを圧縮機により昇圧してＬＮＧ流通ラインに戻
すためのライン、（ロ）ＬＮＧと液化したボイルオフガ
スとの混合物から冷熱を回収するために、液状の蓄冷剤
をそれぞれ収容する異なる温度に維持された２つの蓄冷
剤槽を使用する蓄冷装置、および（ハ）上記（イ）と
（ロ）との間に設けられており、蓄冷剤とＬＮＧとボイ
ルオフガスとの混合物との間で熱交換を行なわせて、蓄
冷剤の冷却または混合物の予冷を行なうための熱交換器
を備えたことを特徴とするＬＮＧ冷熱の蓄熱および有効
利用を行なうための装置。
【０００８】３． ＬＮＧの冷熱を蓄冷し、有効に利用
する方法であって、 （１）昼間においては、（ａ）ＬＮＧ貯槽から発生する
ボイルオフガスを昇圧させた後、ＬＮＧ貯槽から送り出
されて来るボイルオフガスを液化させるに十分な量のＬ
ＮＧに混合してＬＮＧ単層流を形成させ、（ｂ）液状の
蓄冷剤をそれぞれ収容する異なる温度に維持された２つ
の蓄冷剤槽の高温側蓄冷剤槽からの蓄冷剤と上記で形成
されたＬＮＧ単層流とを熱交換させて蓄冷剤を共晶点以
上且つアモルファスを形成しない温度まで冷却し、次い
で冷却された蓄冷剤を低温側蓄冷剤槽に返送し、（ｃ）
次いで、ＬＮＧ単層流をポンプで送出圧力まで昇圧し、
ＬＮＧ気化器に送って気化させ、 （２）夜間においては、（ａ）ＬＮＧ貯槽から発生する
ボイルオフガスを昇圧させた後、ＬＮＧ貯槽から送り出
されて来るボイルオフガスを液化させるには不十分な量
のＬＮＧと混合してＬＮＧとボイルオフガスからなる気
液二層流を形成させ、（ｂ）形成された気液二層流と低
温側蓄冷剤槽からの蓄冷剤とを熱交換させて蓄冷剤から
の顕熱の一部によりボイルオフガスを液化させ、次いで
加熱された蓄冷剤を高温側蓄冷剤槽に返送し、（ｃ）上
記（ｂ）で得られた蓄冷剤からの顕熱の一部を冷熱利用
装置で利用し、（ｄ）熱交換後のＬＮＧ単層流をＬＮＧ
貯槽に戻すか、或いはポンプにより送出圧力にまで昇圧
させた後、ＬＮＧ気化器に送って気化させることを特徴
とするＬＮＧ冷熱の蓄冷および有効利用方法。
する方法であって、 （１）昼間においては、（ａ）ＬＮＧ貯槽から発生する
ボイルオフガスを昇圧させた後、ＬＮＧ貯槽から送り出
されて来るボイルオフガスを液化させるに十分な量のＬ
ＮＧに混合してＬＮＧ単層流を形成させ、（ｂ）液状の
蓄冷剤をそれぞれ収容する異なる温度に維持された２つ
の蓄冷剤槽の高温側蓄冷剤槽からの蓄冷剤と上記で形成
されたＬＮＧ単層流とを熱交換させて蓄冷剤を共晶点以
上且つアモルファスを形成しない温度まで冷却し、次い
で冷却された蓄冷剤を低温側蓄冷剤槽に返送し、（ｃ）
次いで、ＬＮＧ単層流をポンプで送出圧力まで昇圧し、
ＬＮＧ気化器に送って気化させ、 （２）夜間においては、（ａ）ＬＮＧ貯槽から発生する
ボイルオフガスを昇圧させた後、ＬＮＧ貯槽から送り出
されて来るボイルオフガスを液化させるには不十分な量
のＬＮＧと混合してＬＮＧとボイルオフガスからなる気
液二層流を形成させ、（ｂ）形成された気液二層流と低
温側蓄冷剤槽からの蓄冷剤とを熱交換させて蓄冷剤から
の顕熱の一部によりボイルオフガスを液化させ、次いで
加熱された蓄冷剤を高温側蓄冷剤槽に返送し、（ｃ）上
記（ｂ）で得られた蓄冷剤からの顕熱の一部を冷熱利用
装置で利用し、（ｄ）熱交換後のＬＮＧ単層流をＬＮＧ
貯槽に戻すか、或いはポンプにより送出圧力にまで昇圧
させた後、ＬＮＧ気化器に送って気化させることを特徴
とするＬＮＧ冷熱の蓄冷および有効利用方法。
【０００９】４． ＬＮＧ貯槽とポンプとを備えたＬＮ
Ｇ送出装置において、 （イ）ＬＮＧ貯槽の下流側に、ＬＮＧ貯槽からのボイル
オフガスを圧縮機により昇圧してＬＮＧ流通ラインに戻
すためのライン、（ロ）ＬＮＧと液化したボイルオフガ
スとの混合物から冷熱を回収するために、液状の蓄冷剤
をそれぞれ収容する異なる温度に維持された２つの蓄冷
剤槽を使用する蓄冷装置、（ハ）上記（イ）のラインと
（ロ）の蓄冷装置との間に設けられており、蓄冷装置か
らの蓄冷剤とＬＮＧ−ボイルオフガス混合物との間で熱
交換を行なわせて、蓄冷剤の冷却または混合物の予冷を
行なうための熱交換器、および（ニ）上記（ロ）の蓄冷
装置に接続されていて、蓄冷装置からの蓄冷剤を冷熱源
とする冷熱利用装置を備えたことを特徴とするＬＮＧ冷
熱の蓄熱および有効利用を行なうための装置。
Ｇ送出装置において、 （イ）ＬＮＧ貯槽の下流側に、ＬＮＧ貯槽からのボイル
オフガスを圧縮機により昇圧してＬＮＧ流通ラインに戻
すためのライン、（ロ）ＬＮＧと液化したボイルオフガ
スとの混合物から冷熱を回収するために、液状の蓄冷剤
をそれぞれ収容する異なる温度に維持された２つの蓄冷
剤槽を使用する蓄冷装置、（ハ）上記（イ）のラインと
（ロ）の蓄冷装置との間に設けられており、蓄冷装置か
らの蓄冷剤とＬＮＧ−ボイルオフガス混合物との間で熱
交換を行なわせて、蓄冷剤の冷却または混合物の予冷を
行なうための熱交換器、および（ニ）上記（ロ）の蓄冷
装置に接続されていて、蓄冷装置からの蓄冷剤を冷熱源
とする冷熱利用装置を備えたことを特徴とするＬＮＧ冷
熱の蓄熱および有効利用を行なうための装置。
【００１０】以下図面を参照しつつ、本発明を詳細に説
明する。
明する。
【００１１】図１、図２および図３は、本発明方法およ
びこれに使用する装置の概要を示すフロー−チャートで
ある。
びこれに使用する装置の概要を示すフロー−チャートで
ある。
【００１２】図１は、昼間乃至ＬＮＧ多需要時間帯（以
下単に昼間という）における本発明装置の作動状況を示
す。ＬＮＧ貯槽から常時発生するボイルオフガス（以下
ＢＯＧという）は、ＢＯＧ圧縮機により中圧（７．０〜
９．９ｋｇ／ｃｍ2 ・Ｇ程度）に昇圧された後、貯槽か
ら送り出されてくる超低温（例えば、−１５０℃）のＬ
ＮＧと混合される。昼間には、大きな需要に応じて多量
のＬＮＧが送り出されてくるので、相対的に量の少ない
ＢＯＧは、多量のＬＮＧとの混合により、液化される。
従って、混合物は、ＬＮＧのみからなる単層流となる。
次いで、このＬＮＧ単層流は、蓄冷装置から送られてく
る蓄冷剤、例えばメタノール４２％とエタノール５８％
との混合液（共晶点−１４３℃）からなる蓄冷剤との熱
交換に供せられて、蓄冷剤を冷却する。熱交換器を出た
ＬＮＧ単層流は、ポンプで高圧まで昇圧された後、ＬＮ
Ｇ気化器に送られ、気化天然ガスとして、都市ガス原
料、火力発電所燃料などの所定の目的に使用される。蓄
冷装置は、蓄冷剤をそれぞれ収容する異なる温度に維持
された２つの蓄冷剤槽を備えている。図示の蓄冷装置に
おいては、高温側（通常−１１０〜−１２５℃程度）の
蓄冷剤槽が、低温側（通常−１２５〜−１４０℃程度）
の蓄冷剤槽中に浮かんだ構造となっている。蓄冷処置
は、高温側の蓄冷剤槽と低温側の蓄冷剤槽とが分離され
ていれば、その構造は特に限定されない。蓄冷装置にお
いては、昼間には、高温側の蓄冷剤槽からの蓄冷剤が熱
交換器に送られて、上記の様に、ＬＮＧ単層流との熱交
換を行なって、共晶点以上でアモルファスを形成しない
温度まで冷却された後、低温側の蓄冷剤槽に返送され
る。なお、図１および後述の図２において、各バルブに
付された“Ｓ”および“Ｏ”なる符号は、それぞれ
“閉”および“開”を意味する。
下単に昼間という）における本発明装置の作動状況を示
す。ＬＮＧ貯槽から常時発生するボイルオフガス（以下
ＢＯＧという）は、ＢＯＧ圧縮機により中圧（７．０〜
９．９ｋｇ／ｃｍ2 ・Ｇ程度）に昇圧された後、貯槽か
ら送り出されてくる超低温（例えば、−１５０℃）のＬ
ＮＧと混合される。昼間には、大きな需要に応じて多量
のＬＮＧが送り出されてくるので、相対的に量の少ない
ＢＯＧは、多量のＬＮＧとの混合により、液化される。
従って、混合物は、ＬＮＧのみからなる単層流となる。
次いで、このＬＮＧ単層流は、蓄冷装置から送られてく
る蓄冷剤、例えばメタノール４２％とエタノール５８％
との混合液（共晶点−１４３℃）からなる蓄冷剤との熱
交換に供せられて、蓄冷剤を冷却する。熱交換器を出た
ＬＮＧ単層流は、ポンプで高圧まで昇圧された後、ＬＮ
Ｇ気化器に送られ、気化天然ガスとして、都市ガス原
料、火力発電所燃料などの所定の目的に使用される。蓄
冷装置は、蓄冷剤をそれぞれ収容する異なる温度に維持
された２つの蓄冷剤槽を備えている。図示の蓄冷装置に
おいては、高温側（通常−１１０〜−１２５℃程度）の
蓄冷剤槽が、低温側（通常−１２５〜−１４０℃程度）
の蓄冷剤槽中に浮かんだ構造となっている。蓄冷処置
は、高温側の蓄冷剤槽と低温側の蓄冷剤槽とが分離され
ていれば、その構造は特に限定されない。蓄冷装置にお
いては、昼間には、高温側の蓄冷剤槽からの蓄冷剤が熱
交換器に送られて、上記の様に、ＬＮＧ単層流との熱交
換を行なって、共晶点以上でアモルファスを形成しない
温度まで冷却された後、低温側の蓄冷剤槽に返送され
る。なお、図１および後述の図２において、各バルブに
付された“Ｓ”および“Ｏ”なる符号は、それぞれ
“閉”および“開”を意味する。
【００１３】図２は、夜間乃至ＬＮＧ少需要時間帯（以
下単に夜間という）における本発明装置の作動状況を示
す。ＬＮＧ貯槽から発生するＢＯＧは、やはりＢＯＧ圧
縮機により中圧に昇圧された後、貯槽から送り出されて
くる超低温（例えば、−１５０℃）のＬＮＧと混合され
る。夜間には、小さい需要に対応して少量のＬＮＧが送
り出されてくるのみなので、相対的に量の多いＢＯＧ
は、ＬＮＧとの混合によっても、液化されない。従っ
て、混合物は、気体と液体とからなる二層流となる。次
いで、この気液二層流は、蓄冷装置から送られてくる蓄
冷剤、例えば、メタノール４２％とエタノール５８％と
の混合液からなる低温の蓄冷剤との熱交換に供せられ、
蓄冷剤から顕熱を得て、液化される。かくして得られた
ＬＮＧは、ポンプで高圧まで昇圧された後、ＬＮＧ気化
器に送られて気化されるか、或いはＬＮＧ貯槽に返送さ
れる。夜間には、低温側の蓄冷剤槽からの蓄冷剤が熱交
換器に送られて、上記の様に、ＬＮＧ二層流との熱交換
を行なって、加熱された後、高温側の蓄冷剤槽に返送さ
れる。
下単に夜間という）における本発明装置の作動状況を示
す。ＬＮＧ貯槽から発生するＢＯＧは、やはりＢＯＧ圧
縮機により中圧に昇圧された後、貯槽から送り出されて
くる超低温（例えば、−１５０℃）のＬＮＧと混合され
る。夜間には、小さい需要に対応して少量のＬＮＧが送
り出されてくるのみなので、相対的に量の多いＢＯＧ
は、ＬＮＧとの混合によっても、液化されない。従っ
て、混合物は、気体と液体とからなる二層流となる。次
いで、この気液二層流は、蓄冷装置から送られてくる蓄
冷剤、例えば、メタノール４２％とエタノール５８％と
の混合液からなる低温の蓄冷剤との熱交換に供せられ、
蓄冷剤から顕熱を得て、液化される。かくして得られた
ＬＮＧは、ポンプで高圧まで昇圧された後、ＬＮＧ気化
器に送られて気化されるか、或いはＬＮＧ貯槽に返送さ
れる。夜間には、低温側の蓄冷剤槽からの蓄冷剤が熱交
換器に送られて、上記の様に、ＬＮＧ二層流との熱交換
を行なって、加熱された後、高温側の蓄冷剤槽に返送さ
れる。
【００１４】以下、上記図１および図２に関連して説明
した操作が繰り返し行なわれる。
した操作が繰り返し行なわれる。
【００１５】図３は、冷熱利用装置を併設した本発明装
置の一例を示す。この場合、低温側蓄冷剤槽からの蓄冷
剤の一部は、熱交換器に送られ、冷熱利用装置にＬＮＧ
の冷熱の一部を与えた後、高温側蓄冷剤槽に返送され
る。冷熱利用の形態としては、大別して、空気分離によ
る液化窒素、液化酸素、液化アルゴンの生産；炭酸ガス
の液化および固化などがある。この様にして得られた液
体窒素は、例えば、低温微粉砕による各種廃棄物（廃タ
イヤ、金属廃棄物など）のリサイクルシステムの稼働、
冷凍食品の製造、凍結乾燥による食品、医薬品などの製
造などに利用される。また、液化酸素は、例えば、酸素
活性汚泥水処理システム、高濃度オゾン利用水処理シス
テムなどに利用される。
置の一例を示す。この場合、低温側蓄冷剤槽からの蓄冷
剤の一部は、熱交換器に送られ、冷熱利用装置にＬＮＧ
の冷熱の一部を与えた後、高温側蓄冷剤槽に返送され
る。冷熱利用の形態としては、大別して、空気分離によ
る液化窒素、液化酸素、液化アルゴンの生産；炭酸ガス
の液化および固化などがある。この様にして得られた液
体窒素は、例えば、低温微粉砕による各種廃棄物（廃タ
イヤ、金属廃棄物など）のリサイクルシステムの稼働、
冷凍食品の製造、凍結乾燥による食品、医薬品などの製
造などに利用される。また、液化酸素は、例えば、酸素
活性汚泥水処理システム、高濃度オゾン利用水処理シス
テムなどに利用される。
【００１６】
【発明の効果】従来、昼夜を通じてほぼ一定量発生する
ＢＯＧを都市ガスとして利用するために、高圧のコンプ
レッサーで送出していた。この場合、送出圧力が高くな
ると、コンプレッサーの動力費用が著しく大きくなると
いう問題点がある。一方、ＬＮＧの冷熱は、通常気化器
における海水などの熱源物質との熱交換により、捨てら
れており、利用率が低かった。
ＢＯＧを都市ガスとして利用するために、高圧のコンプ
レッサーで送出していた。この場合、送出圧力が高くな
ると、コンプレッサーの動力費用が著しく大きくなると
いう問題点がある。一方、ＬＮＧの冷熱は、通常気化器
における海水などの熱源物質との熱交換により、捨てら
れており、利用率が低かった。
【００１７】しかるに、本発明によれば、都市ガス需要
の多い昼間にＬＮＧの冷熱を蓄熱剤に蓄えておき、都市
ガス需要の少ない夜間に蓄冷剤に蓄えられた冷熱によ
り、ＢＯＧを液化することができるので、液化後昇圧さ
せるために必要な動力は、大幅に低減される。１例とし
て、払いだし圧力４５ｋｇ／ｃｍ2 ・Ｇで１５ton/hrの
ＢＯＧが発生した場合、従来法（ＢＯＧの圧縮機による
昇圧送出）では、必要動力が３２．３×１０6 ＫＷＨ／
年であるのに対し、本発明方法によれば、必要動力は、
１６．７×１０6 ＫＷＨ／年にほぼ半減される。
の多い昼間にＬＮＧの冷熱を蓄熱剤に蓄えておき、都市
ガス需要の少ない夜間に蓄冷剤に蓄えられた冷熱によ
り、ＢＯＧを液化することができるので、液化後昇圧さ
せるために必要な動力は、大幅に低減される。１例とし
て、払いだし圧力４５ｋｇ／ｃｍ2 ・Ｇで１５ton/hrの
ＢＯＧが発生した場合、従来法（ＢＯＧの圧縮機による
昇圧送出）では、必要動力が３２．３×１０6 ＫＷＨ／
年であるのに対し、本発明方法によれば、必要動力は、
１６．７×１０6 ＫＷＨ／年にほぼ半減される。
【００１８】また、蓄冷剤槽は、低温用蓄冷剤槽と高温
用蓄冷剤槽との二重槽となっているので、個々の槽を設
置する場合に比して、設置面積が１／２となる。
用蓄冷剤槽との二重槽となっているので、個々の槽を設
置する場合に比して、設置面積が１／２となる。
【００１９】
【実施例】以下に実施例を示し、本発明の特徴とすると
ころをより一層明らかにする。
ころをより一層明らかにする。
【００２０】実施例１
図示の装置を使用してＬＮＧ冷熱の利用を行なった。
【００２１】Ａ．昼間
ＬＮＧ貯槽から発生するＢＯＧ１５t ／hrを中圧圧縮機
により４５℃、９．０kg／cm2 ・Ｇに昇圧した後、ＬＮ
Ｇ貯槽から送られてくる−１５０℃、９．０kg／cm2 ・
ＧのＬＮＧ１３５t ／hrと混合して、−１４８．９℃の
ＬＮＧ単層流を形成させた。このＬＮＧ単層流を熱交換
器に送り、蓄冷装置の高温側の蓄冷剤貯槽から送られて
くる−１２５．８℃の蓄冷剤（メタノール４２％とエタ
ノール５８％との混合液；共晶点−１４３℃）と熱交換
を行なわせて、−１４３．７℃のＬＮＧを得た後、ＬＮ
Ｇ気化器に送り、都市ガス原料或いは火力発電燃料とな
る天然ガスを得た。
により４５℃、９．０kg／cm2 ・Ｇに昇圧した後、ＬＮ
Ｇ貯槽から送られてくる−１５０℃、９．０kg／cm2 ・
ＧのＬＮＧ１３５t ／hrと混合して、−１４８．９℃の
ＬＮＧ単層流を形成させた。このＬＮＧ単層流を熱交換
器に送り、蓄冷装置の高温側の蓄冷剤貯槽から送られて
くる−１２５．８℃の蓄冷剤（メタノール４２％とエタ
ノール５８％との混合液；共晶点−１４３℃）と熱交換
を行なわせて、−１４３．７℃のＬＮＧを得た後、ＬＮ
Ｇ気化器に送り、都市ガス原料或いは火力発電燃料とな
る天然ガスを得た。
【００２２】一方、熱交換器から出てくる冷却された蓄
冷剤（−１３５℃）は、蓄冷装置の低温側の蓄冷剤貯槽
に返送した。
冷剤（−１３５℃）は、蓄冷装置の低温側の蓄冷剤貯槽
に返送した。
【００２３】Ｂ．夜間
ＬＮＧ貯槽から発生するＢＯＧ１５t ／hrを中圧圧縮機
により４５℃、９．０kg／cm2 ・Ｇに昇圧した後、ＬＮ
Ｇ貯槽から送られてくる−１５０℃、９．０kg／cm2 ・
ＧのＬＮＧ１０t ／hrと混合して、ＬＮＧとＢＯＧとか
らなるＬＮＧ二層流（−１２２．８℃）を形成させた。
このＬＮＧ二層流を熱交換器に送り、蓄冷装置の低温側
の蓄冷剤貯槽から送られてくる−１３５℃の蓄冷剤と熱
交換を行なわせて、−１２６．５℃、８．６kg／cm2 ・
ＧのＬＮＧを得た後、ＬＮＧ気化器に送り、都市ガス原
料或いは火力発電燃料となる天然ガスを得た。
により４５℃、９．０kg／cm2 ・Ｇに昇圧した後、ＬＮ
Ｇ貯槽から送られてくる−１５０℃、９．０kg／cm2 ・
ＧのＬＮＧ１０t ／hrと混合して、ＬＮＧとＢＯＧとか
らなるＬＮＧ二層流（−１２２．８℃）を形成させた。
このＬＮＧ二層流を熱交換器に送り、蓄冷装置の低温側
の蓄冷剤貯槽から送られてくる−１３５℃の蓄冷剤と熱
交換を行なわせて、−１２６．５℃、８．６kg／cm2 ・
ＧのＬＮＧを得た後、ＬＮＧ気化器に送り、都市ガス原
料或いは火力発電燃料となる天然ガスを得た。
【００２４】一方、熱交換器から出てくる加熱された蓄
冷剤（−１２５．８℃）は、蓄冷装置の高温側の蓄冷剤
貯槽に返送した。
冷剤（−１２５．８℃）は、蓄冷装置の高温側の蓄冷剤
貯槽に返送した。
【図面の簡単な説明】
【図１】昼間乃至ＬＮＧ多需要時間帯における本発明装
置の作動状況の一例を示すフローチャートである。
置の作動状況の一例を示すフローチャートである。
【図２】夜間乃至ＬＮＧ少需要時間帯における本発明装
置の作動状況の一例を示すフローチャートである。
置の作動状況の一例を示すフローチャートである。
【図３】夜間乃至ＬＮＧ少需要時間帯における本発明装
置の作動状況他の一例を示すフローチャートである。
置の作動状況他の一例を示すフローチャートである。
─────────────────────────────────────────────────────
フロントページの続き
(51)Int.Cl.7 識別記号 ＦＩ
Ｆ２８Ｄ 20/00 Ｆ２８Ｄ 20/00 Ｂ
(72)発明者 山下 義彦
大阪府大阪市中央区平野町四丁目１番２
号 大阪瓦斯株式会社内
(72)発明者 伊藤 裕
兵庫県神戸市中央区脇浜町１丁目３番18
号 株式会社神戸製鋼所内
(72)発明者 三浦 真一
兵庫県神戸市中央区脇浜町１丁目３番18
号 株式会社神戸製鋼所内
(72)発明者 小武海 陽
兵庫県神戸市中央区脇浜町１丁目３番18
号 株式会社神戸製鋼所内
(56)参考文献 特開 平３−236588（ＪＰ，Ａ)
特開 昭59−160011（ＪＰ，Ａ)
特開 平４−311791（ＪＰ，Ａ)
実開 昭55−114893（ＪＰ，Ｕ)
実開 昭59−13871（ＪＰ，Ｕ)
(58)調査した分野(Int.Cl.7，ＤＢ名)
F17C 1/00 - 13/12
F23J 1/00
F23J 5/00
F28D 20/00
C09K 5/08
Claims (4)
- 【請求項１】 ＬＮＧの冷熱を蓄冷し、有効に利用する
方法であって、（１）昼間においては、（ａ）ＬＮＧ貯
槽から発生するボイルオフガスを昇圧させた後、ＬＮＧ
貯槽から送り出されて来るボイルオフガスを液化させる
に十分な量のＬＮＧに混合してＬＮＧ単層流を形成さ
せ、（ｂ）メタノール−エタノール混合物からなる液状
の蓄冷剤をそれぞれ収容する異なる温度に維持された２
つの蓄冷剤槽の高温側蓄冷剤槽からの蓄冷剤と上記で形
成されたＬＮＧ単層流とを熱交換させて蓄冷剤を共晶点
以上且つアモルファスを形成しない温度まで冷却し、次
いで冷却された蓄冷剤を低温側蓄冷剤槽に返送し、
（ｃ）次いで、ＬＮＧ単層流をポンプで送出圧力まで昇
圧し、ＬＮＧ気化器に送って気化させ、 （２）夜間においては、（ａ）ＬＮＧ貯槽から発生する
ボイルオフガスを昇圧させた後、ＬＮＧ貯槽から送り出
されて来るボイルオフガスを液化させるには不十分な量
のＬＮＧと混合してＬＮＧとボイルオフガスからなる気
液二層流を形成させ、（ｂ）形成された気液二層流と低
温側蓄冷剤槽からの蓄冷剤とを熱交換させて蓄冷剤から
の顕熱によりボイルオフガスを液化させ、次いで加熱さ
れた蓄冷剤を高温側蓄冷剤槽に返送し、（ｃ）熱交換後
のＬＮＧ単層流をＬＮＧ貯槽に戻すか、或いはポンプに
より送出圧力にまで昇圧させた後、ＬＮＧ気化器に送っ
て気化させることを特徴とするＬＮＧ冷熱の蓄冷および
有効利用方法。 - 【請求項２】 ＬＮＧ貯槽とポンプとを備えたＬＮＧ送
出装置において、 （イ）ＬＮＧ貯槽の下流側に、ＬＮＧ貯槽からのボイル
オフガスを圧縮機により昇圧してＬＮＧ流通ラインに戻
すためのライン、（ロ）ＬＮＧと液化したボイルオフガ
スとの混合物から冷熱を回収するために、メタノール−
エタノール混合物からなる液状の蓄冷剤をそれぞれ収容
する異なる温度に維持された２つの蓄冷剤槽を使用する
蓄冷装置、および（ハ）上記（イ）と（ロ）との間に設
けられており、蓄冷剤とＬＮＧとボイルオフガスとの混
合物との間で熱交換を行なわせて、蓄冷剤の冷却または
混合物の予冷を行なうための熱交換器を備えたことを特
徴とするＬＮＧ冷熱の蓄熱および有効利用を行なうため
の装置。 - 【請求項３】 ＬＮＧの冷熱を蓄冷し、有効に利用する
方法であって、 （１）昼間においては、（ａ）ＬＮＧ貯槽から発生する
ボイルオフガスを昇圧させた後、ＬＮＧ貯槽から送り出
されて来るボイルオフガスを液化させるに十分な量のＬ
ＮＧに混合してＬＮＧ単層流を形成させ、（ｂ）メタノ
ール−エタノール混合物からなる液状の蓄冷剤をそれぞ
れ収容する異なる温度に維持された２つの蓄冷剤槽の高
温側蓄冷剤槽からの蓄冷剤と上記で形成されたＬＮＧ単
層流とを熱交換させて蓄冷剤を共晶点以上且つアモルフ
ァスを形成しない温度まで冷却し、次いで冷却された蓄
冷剤を低温側蓄冷剤槽に返送し、（ｃ）次いで、ＬＮＧ
単層流をポンプで送出圧力まで昇圧し、ＬＮＧ気化器に
送って気化させ、 （２）夜間においては、（ａ）ＬＮＧ貯槽から発生する
ボイルオフガスを昇圧させた後、ＬＮＧ貯槽から送り出
されて来るボイルオフガスを液化させるには不十分な量
のＬＮＧと混合してＬＮＧとボイルオフガスからなる気
液二層流を形成させ、（ｂ）形成された気液二層流と低
温側蓄冷剤槽からの蓄冷剤とを熱交換させて蓄冷剤から
の顕熱の一部によりボイルオフガスを液化させ、次いで
加熱された蓄冷剤を高温側蓄冷剤槽に返送し、（ｃ）上
記（ｂ）で得られた蓄冷剤からの顕熱の一部を冷熱利用
装置で利用し、（ｄ）熱交換後のＬＮＧ単層流をＬＮＧ
貯槽に戻すか、或いはポンプにより送出圧力にまで昇圧
させた後、ＬＮＧ気化器に送って気化させることを特徴
とするＬＮＧ冷熱の蓄冷および有効利用方法。 - 【請求項４】 ＬＮＧ貯槽とポンプとを備えたＬＮＧ送
出装置において、 （イ）ＬＮＧ貯槽の下流側に、ＬＮＧ貯槽からのボイル
オフガスを圧縮機により昇圧してＬＮＧ流通ラインに戻
すためのライン、（ロ）ＬＮＧと液化したボイルオフガ
スとの混合物から冷熱を回収するために、メタノール−
エタノール混合物からなる液状の蓄冷剤をそれぞれ収容
する異なる温度に維持された２つの蓄冷剤槽を使用する
蓄冷装置、（ハ）上記（イ）のラインと（ロ）の蓄冷装
置との間に設けられており、蓄冷装置からの蓄冷剤とＬ
ＮＧ−ボイルオフガス混合物との間で熱交換を行なわせ
て、蓄冷剤の冷却または混合物の予冷を行なうための熱
交換器、および（ニ）上記（ロ）の蓄冷装置に接続され
ていて、蓄冷装置からの蓄冷剤を冷熱源とする冷熱利用
装置を備えたことを特徴とするＬＮＧ冷熱の蓄熱および
有効利用を行なうための装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP06477492A JP3385384B2 (ja) | 1992-03-23 | 1992-03-23 | Ｌｎｇ冷熱の蓄冷および有効利用方法とその装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP06477492A JP3385384B2 (ja) | 1992-03-23 | 1992-03-23 | Ｌｎｇ冷熱の蓄冷および有効利用方法とその装置 |
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| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH05263998A JPH05263998A (ja) | 1993-10-12 |
| JP3385384B2 true JP3385384B2 (ja) | 2003-03-10 |
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ID=13267893
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|---|---|---|---|
| JP06477492A Expired - Fee Related JP3385384B2 (ja) | 1992-03-23 | 1992-03-23 | Ｌｎｇ冷熱の蓄冷および有効利用方法とその装置 |
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|---|---|
| JP (1) | JP3385384B2 (ja) |
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR20120128641A (ko) * | 2010-01-27 | 2012-11-27 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | 향상된 천연 가스 제조를 위한 초전도 시스템 |
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| US20140165568A1 (en) * | 2012-12-14 | 2014-06-19 | Electro-Motive Diesel, Inc. | Energy Recovery System for a Mobile Machine |
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| WO2016023098A1 (en) | 2014-08-15 | 2016-02-18 | 1304338 Alberta Ltd. | A method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations |
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-
1992
- 1992-03-23 JP JP06477492A patent/JP3385384B2/ja not_active Expired - Fee Related
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| KR20210079111A (ko) * | 2019-12-19 | 2021-06-29 | 주식회사 디이앤씨 | 냉열 활용 시스템 |
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