JP3417958B2 - 天然ガスの液化・気化方法および装置 - Google Patents
天然ガスの液化・気化方法および装置Info
- Publication number
- JP3417958B2 JP3417958B2 JP07382492A JP7382492A JP3417958B2 JP 3417958 B2 JP3417958 B2 JP 3417958B2 JP 07382492 A JP07382492 A JP 07382492A JP 7382492 A JP7382492 A JP 7382492A JP 3417958 B2 JP3417958 B2 JP 3417958B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- natural gas
- heat
- cold
- liquefied natural
- agent
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 66
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims description 33
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 title claims description 21
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 132
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 58
- 238000005338 heat storage Methods 0.000 claims description 52
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 48
- 239000011232 storage material Substances 0.000 claims description 44
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 42
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 39
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 27
- 238000004781 supercooling Methods 0.000 claims description 27
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims description 27
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 19
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 19
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 18
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 3
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 claims description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 8
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 5
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 3
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 3
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000010587 phase diagram Methods 0.000 description 2
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 2
- 101150076749 C10L gene Proteins 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005496 eutectics Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 102200068707 rs281865211 Human genes 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
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
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
- F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
- F25J1/0251—Intermittent or alternating process, so-called batch process, e.g. "peak-shaving"
-
- 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
- F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
- F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
-
- 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
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/0045—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by vaporising a liquid return stream
-
- 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
- F25J1/0221—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 using the cold stored in an external cryogenic component in an open refrigeration loop
-
- 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
- F25J1/0221—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 using the cold stored in an external cryogenic component in an open refrigeration loop
- F25J1/0224—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 using the cold stored in an external cryogenic component in an open refrigeration loop in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop
-
- 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
- F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
- F25J2205/24—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using regenerators, cold accumulators or reversible heat exchangers
-
- 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
- F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
- F25J2210/42—Nitrogen
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- 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、天然ガスを液化し、液
化天然ガス（略称、ＬＮＧ）を気化する方法、および装
置に関する。
化天然ガス（略称、ＬＮＧ）を気化する方法、および装
置に関する。
【０００２】
【従来の技術】天然ガスは、都市ガスの主成分となる原
料であって、都市ガスの需要は、午後５時〜午後９時あ
たりで最大となり、深夜では都市ガスの使用量は少な
い。従来では気化した液化天然ガスをガスホルダに貯留
しておき、上述のように都市ガスの需要が大きいとき、
ガスホルダから気化した液化天然ガスを払出す。ガスホ
ルダによって液化天然ガスの気化設備などのガス製造設
備および輸送導管の稼働状況を平滑化することができ
る。
料であって、都市ガスの需要は、午後５時〜午後９時あ
たりで最大となり、深夜では都市ガスの使用量は少な
い。従来では気化した液化天然ガスをガスホルダに貯留
しておき、上述のように都市ガスの需要が大きいとき、
ガスホルダから気化した液化天然ガスを払出す。ガスホ
ルダによって液化天然ガスの気化設備などのガス製造設
備および輸送導管の稼働状況を平滑化することができ
る。
【０００３】
【発明が解決しようとする課題】このような先行技術で
は、ガスホルダを用いるので構成が大形化するという問
題がある。また、希望する圧力、たとえば１．５〜２．
５ｋｇ／ｃｍ2 Ｇであるいわゆる中圧Ｂガスだけでな
く、４〜７ｋｇ／ｃｍ2Ｇである中圧Ａガスの都市ガス
を送出することが望まれることもある。
は、ガスホルダを用いるので構成が大形化するという問
題がある。また、希望する圧力、たとえば１．５〜２．
５ｋｇ／ｃｍ2 Ｇであるいわゆる中圧Ｂガスだけでな
く、４〜７ｋｇ／ｃｍ2Ｇである中圧Ａガスの都市ガス
を送出することが望まれることもある。
【０００４】本発明の目的は、天然ガスの液化および気
化を、小形化された構成によって実現することができる
ようにした天然ガスの液化・気化方法および装置を提供
することである。
化を、小形化された構成によって実現することができる
ようにした天然ガスの液化・気化方法および装置を提供
することである。
【０００５】
【課題を解決するための手段】本発明は、天然ガスを、
冷熱が蓄えられたエタノールとメタノールとの混合物で
ある蓄冷熱剤の潜顕熱によって冷却してほとんどを液化
し、この冷却した液化天然ガスの一部を、第１減圧弁２
３によって、減圧して得られる寒冷によって、蓄冷熱剤
によって冷却された液化天然ガスをさらに冷却して液化
し、タンク２１に貯留し、こうして液化されたタンク２
１からの液化天然ガスを、第２減圧弁４７によって減圧
して冷却し、この冷却した液化天然ガスの一部を、第１
減圧弁２３によって、さらに減圧して得た液化天然ガス
の寒冷によって、第２減圧弁４７によって減圧された残
余の液化天然ガスを過冷却し、この過冷却された液化天
然ガスを、熱が蓄えられた蓄冷熱剤と熱交換して、蓄冷
熱剤に寒冷を蓄えるとともに、蓄冷熱剤と熱交換されて
気化された天然ガスを、常温近くまで昇温することを特
徴とする天然ガスの液化・気化方法である。
冷熱が蓄えられたエタノールとメタノールとの混合物で
ある蓄冷熱剤の潜顕熱によって冷却してほとんどを液化
し、この冷却した液化天然ガスの一部を、第１減圧弁２
３によって、減圧して得られる寒冷によって、蓄冷熱剤
によって冷却された液化天然ガスをさらに冷却して液化
し、タンク２１に貯留し、こうして液化されたタンク２
１からの液化天然ガスを、第２減圧弁４７によって減圧
して冷却し、この冷却した液化天然ガスの一部を、第１
減圧弁２３によって、さらに減圧して得た液化天然ガス
の寒冷によって、第２減圧弁４７によって減圧された残
余の液化天然ガスを過冷却し、この過冷却された液化天
然ガスを、熱が蓄えられた蓄冷熱剤と熱交換して、蓄冷
熱剤に寒冷を蓄えるとともに、蓄冷熱剤と熱交換されて
気化された天然ガスを、常温近くまで昇温することを特
徴とする天然ガスの液化・気化方法である。
【０００６】また本発明は、（ａ）エタノールとメタノ
ールとの混合物である蓄冷熱剤を気密な容器１３に貯留
し、蓄冷熱剤に伝熱管１２が浸漬され、蓄冷熱剤と熱交
換して伝熱管１２内を流れる高圧力の天然ガスのほとん
どを液化し、または低圧力の液化天然ガスを気化する蓄
冷熱手段１１と、 （ｂ）過冷却用熱交換器１６と、 （ｃ）液化天然ガスを貯留するタンク２１と、 （ｄ）液化天然ガスを減圧する第１減圧弁２３と、 （ｅ）液化天然ガスを減圧する第２減圧弁４７と、 （ｆ）天然ガスを常温近くまで昇温する昇温手段４，６
と、 （ｇ）管路手段１，５，８，１０，１５，１８，２４，
６５；２，９，１９，２０，６１，６４，６６であっ
て、液化運転時、天然ガスを、蓄冷熱手段１１に導いて
冷却してほとんどを液化し、さらに過冷却用熱交換器１
６に導いて液化するとともに、この過冷却用熱交換器１
６からの過冷却された液化天然ガスの一部を、第１減圧
弁２３を経て、過冷却用熱交換器１６に導いて、蓄冷熱
手段１１からの冷却された液化天然ガスを過冷却し、過
冷却された液化天然ガスの残余を、タンク２１に貯留
し、気化運転時、タンク２１からの液化天然ガスを、第
２減圧弁４７によって減圧し、その第２減圧弁４７から
の液化天然ガスの一部を、第１減圧弁２３を経て、過冷
却用熱交換器１６に導いて、第２減圧弁４７からの液化
天然ガスの残余を過冷却用熱交換器１６で過冷却し、過
冷却された液化天然ガスを、蓄冷熱手段１１に導いて蓄
冷熱剤と熱交換して気化し、次に、昇温手段４，６に導
く管路手段とを含むことを特徴とする天然ガスの液化・
気化装置である。
ールとの混合物である蓄冷熱剤を気密な容器１３に貯留
し、蓄冷熱剤に伝熱管１２が浸漬され、蓄冷熱剤と熱交
換して伝熱管１２内を流れる高圧力の天然ガスのほとん
どを液化し、または低圧力の液化天然ガスを気化する蓄
冷熱手段１１と、 （ｂ）過冷却用熱交換器１６と、 （ｃ）液化天然ガスを貯留するタンク２１と、 （ｄ）液化天然ガスを減圧する第１減圧弁２３と、 （ｅ）液化天然ガスを減圧する第２減圧弁４７と、 （ｆ）天然ガスを常温近くまで昇温する昇温手段４，６
と、 （ｇ）管路手段１，５，８，１０，１５，１８，２４，
６５；２，９，１９，２０，６１，６４，６６であっ
て、液化運転時、天然ガスを、蓄冷熱手段１１に導いて
冷却してほとんどを液化し、さらに過冷却用熱交換器１
６に導いて液化するとともに、この過冷却用熱交換器１
６からの過冷却された液化天然ガスの一部を、第１減圧
弁２３を経て、過冷却用熱交換器１６に導いて、蓄冷熱
手段１１からの冷却された液化天然ガスを過冷却し、過
冷却された液化天然ガスの残余を、タンク２１に貯留
し、気化運転時、タンク２１からの液化天然ガスを、第
２減圧弁４７によって減圧し、その第２減圧弁４７から
の液化天然ガスの一部を、第１減圧弁２３を経て、過冷
却用熱交換器１６に導いて、第２減圧弁４７からの液化
天然ガスの残余を過冷却用熱交換器１６で過冷却し、過
冷却された液化天然ガスを、蓄冷熱手段１１に導いて蓄
冷熱剤と熱交換して気化し、次に、昇温手段４，６に導
く管路手段とを含むことを特徴とする天然ガスの液化・
気化装置である。
【０００７】また本発明は、蓄冷熱手段１１内の蓄冷熱
剤を蓄冷熱手段１１の外部に取出して、再び蓄冷熱手段
１１に戻して循環する循環管路３２〜３８と、循環管路
の途中に設けられ、過冷却用熱交換器１６を介する前記
第１減圧弁２３によって減圧された液化天然ガスによっ
て、循環管路の蓄冷熱剤を冷却する冷却用熱交換器２７
とを含むことを特徴とする。
剤を蓄冷熱手段１１の外部に取出して、再び蓄冷熱手段
１１に戻して循環する循環管路３２〜３８と、循環管路
の途中に設けられ、過冷却用熱交換器１６を介する前記
第１減圧弁２３によって減圧された液化天然ガスによっ
て、循環管路の蓄冷熱剤を冷却する冷却用熱交換器２７
とを含むことを特徴とする。
【０００８】また本発明は、液体窒素を供給する液体窒
素源５１，５２をさらに備え、天然ガスの液化運転時、
液体窒素源５１，５２からの液体窒素を、過冷却用熱交
換器１６に導いて、液体窒素の冷熱によって、蓄冷熱手
段１１からの天然ガスを液化し、さらに冷却用熱交換器
２７に導いて、循環管路の蓄冷熱剤を冷却することを特
徴とする。
素源５１，５２をさらに備え、天然ガスの液化運転時、
液体窒素源５１，５２からの液体窒素を、過冷却用熱交
換器１６に導いて、液体窒素の冷熱によって、蓄冷熱手
段１１からの天然ガスを液化し、さらに冷却用熱交換器
２７に導いて、循環管路の蓄冷熱剤を冷却することを特
徴とする。
【０００９】また本発明は、蓄冷熱剤は、エタノールと
メタノールとを、８９．５〜８０／１０．５〜２０の重
量比で混合したことを特徴とする。
メタノールとを、８９．５〜８０／１０．５〜２０の重
量比で混合したことを特徴とする。
【００１０】
【００１１】
【００１２】
【作用】本発明に従えば、気化した液化天然ガス、たと
えば、それを主成分とする都市ガスを、その需要が小さ
いとき、蓄冷熱剤の潜顕熱によって冷却し、こうして冷
却してほとんど液化した天然ガスの一部を第１減圧弁２
３によって減圧して寒冷を得、これによって蓄冷熱剤の
潜顕熱によって冷却されたガスをさらに過冷却して液化
する。こうして気化した液化天然ガスを液化して貯留す
ることによって、従来のガスホルダを用いてガスを貯留
する構成に比べて小形化を図ることができる。
えば、それを主成分とする都市ガスを、その需要が小さ
いとき、蓄冷熱剤の潜顕熱によって冷却し、こうして冷
却してほとんど液化した天然ガスの一部を第１減圧弁２
３によって減圧して寒冷を得、これによって蓄冷熱剤の
潜顕熱によって冷却されたガスをさらに過冷却して液化
する。こうして気化した液化天然ガスを液化して貯留す
ることによって、従来のガスホルダを用いてガスを貯留
する構成に比べて小形化を図ることができる。
【００１３】タンクに貯留された液化天然ガスを気化す
るにあたっては、その液化天然ガスを第２減圧弁４７に
よって減圧して、タンクからの液化天然ガスを冷却し、
その一部を第１減圧弁２３で減圧して得られる寒冷によ
って、残余の液化天然ガスを過冷却し、その後、蓄冷熱
剤と熱交換して蓄冷熱剤に冷熱を蓄え、これとともに液
化天然ガスを気化させる。
るにあたっては、その液化天然ガスを第２減圧弁４７に
よって減圧して、タンクからの液化天然ガスを冷却し、
その一部を第１減圧弁２３で減圧して得られる寒冷によ
って、残余の液化天然ガスを過冷却し、その後、蓄冷熱
剤と熱交換して蓄冷熱剤に冷熱を蓄え、これとともに液
化天然ガスを気化させる。
【００１４】さらに本発明に従えば、蓄冷熱手段の蓄冷
熱剤を循環管路によって循環し、この循環管路の途中に
は、冷却用熱交換器２７を設け、過冷却用熱交換器を介
する減圧された液化天然ガスによって、循環管路の蓄冷
熱剤を冷却し、こうして蓄冷熱手段内の蓄冷熱剤をさら
に冷却する。
熱剤を循環管路によって循環し、この循環管路の途中に
は、冷却用熱交換器２７を設け、過冷却用熱交換器を介
する減圧された液化天然ガスによって、循環管路の蓄冷
熱剤を冷却し、こうして蓄冷熱手段内の蓄冷熱剤をさら
に冷却する。
【００１５】さらに本発明に従えば、エタノール／メタ
ノールを重量比で８９．５〜８０／１０．５〜２０、す
なわち８９．５／１０．５〜８０／２０の範囲で混合し
て蓄冷熱剤を構成し、これによって融点を−１２０℃以
下とし、気化した液化天然ガスを約−１２０℃以下に冷
却して液化することが可能となり、しかも小容量で多く
の潜顕熱を利用することが可能になる。
ノールを重量比で８９．５〜８０／１０．５〜２０、す
なわち８９．５／１０．５〜８０／２０の範囲で混合し
て蓄冷熱剤を構成し、これによって融点を−１２０℃以
下とし、気化した液化天然ガスを約−１２０℃以下に冷
却して液化することが可能となり、しかも小容量で多く
の潜顕熱を利用することが可能になる。
【００１６】
【実施例】図１および図２は、本発明の一実施例の全体
の系統図をそれぞれ示しており、そのうち図１は気化し
た液化天然ガスを液化するときの液化運転時の状態を示
し、図２は液化天然ガスを気化するときの気化運転時の
状態を示す。図１と図２において、仮想線の部分は、気
化と液化のために、それぞれ用いられない部分を示す。
図１において、管路１からのたとえば４〜７ｋｇ／ｃｍ
2Ｇである中圧Ａの都市ガスである気化した液化天然ガ
スを、その需要が少ないときに液化して蓄えることがで
きるようにするために、開閉弁２から供給され、管路３
から圧縮機４で圧縮され、たとえば９．５ｋｇ／ｃｍ2
Ｇに昇圧され、管路５から熱交換器６の伝熱管７を通っ
て昇温され、管路８から開閉弁９および管路１０を経
て、蓄冷熱手段１１の伝熱管１２に導かれる。管路１０
における気化した液化天然ガスの温度はたとえば３０℃
である。圧縮機４によって気化した液化天然ガスが昇圧
されることによって、その天然ガスの液化温度を上げる
ことができる。
の系統図をそれぞれ示しており、そのうち図１は気化し
た液化天然ガスを液化するときの液化運転時の状態を示
し、図２は液化天然ガスを気化するときの気化運転時の
状態を示す。図１と図２において、仮想線の部分は、気
化と液化のために、それぞれ用いられない部分を示す。
図１において、管路１からのたとえば４〜７ｋｇ／ｃｍ
2Ｇである中圧Ａの都市ガスである気化した液化天然ガ
スを、その需要が少ないときに液化して蓄えることがで
きるようにするために、開閉弁２から供給され、管路３
から圧縮機４で圧縮され、たとえば９．５ｋｇ／ｃｍ2
Ｇに昇圧され、管路５から熱交換器６の伝熱管７を通っ
て昇温され、管路８から開閉弁９および管路１０を経
て、蓄冷熱手段１１の伝熱管１２に導かれる。管路１０
における気化した液化天然ガスの温度はたとえば３０℃
である。圧縮機４によって気化した液化天然ガスが昇圧
されることによって、その天然ガスの液化温度を上げる
ことができる。
【００１７】蓄冷熱手段１１は容器１３内に蓄冷熱剤１
４が貯留されており、この蓄冷熱剤１４に伝熱管１２が
浸漬され、この伝熱管１２は上下に延び、この伝熱管１
２の上部は管路１０に連なり、その伝熱管１２の下部は
管路１５に連なる。容器１３は気密に構成される。蓄冷
熱剤１４には冷熱が蓄えられており、伝熱管１２内に気
化した液化天然ガスが導かれることによってほとんど液
化され、管路１５を経て、過冷却用熱交換器１６の伝熱
管１７に導かれる。この伝熱管１７に導かれた液化天然
ガスは、たとえば−１３０℃とされて液化され、たとえ
ば８ｋｇ／ｃｍ2Ｇであり、管路１８から開閉弁１９，
２０を経て、タンク２１内に供給され、参照符２２で示
されるように液化天然ガスが貯留される。
４が貯留されており、この蓄冷熱剤１４に伝熱管１２が
浸漬され、この伝熱管１２は上下に延び、この伝熱管１
２の上部は管路１０に連なり、その伝熱管１２の下部は
管路１５に連なる。容器１３は気密に構成される。蓄冷
熱剤１４には冷熱が蓄えられており、伝熱管１２内に気
化した液化天然ガスが導かれることによってほとんど液
化され、管路１５を経て、過冷却用熱交換器１６の伝熱
管１７に導かれる。この伝熱管１７に導かれた液化天然
ガスは、たとえば−１３０℃とされて液化され、たとえ
ば８ｋｇ／ｃｍ2Ｇであり、管路１８から開閉弁１９，
２０を経て、タンク２１内に供給され、参照符２２で示
されるように液化天然ガスが貯留される。
【００１８】管路１８からの液化天然ガスの一部は減圧
弁２３によって、たとえば２〜２．５ｋｇ／ｃｍ2Ｇに
減圧され、これによって管路２４ではたとえば−１４０
℃とされ、過冷却用熱交換器１６の伝熱管２５に導かれ
る。これによって伝熱管１７に導かれている液化天然ガ
スが、貯蔵のために過冷却されることになる。伝熱管２
５からの液化天然ガスは部分的に気化され、管路２６で
は、たとえば−１２５℃であり、蓄冷熱剤冷却用熱交換
器２７の伝熱管２８に導かれる。伝熱管２８からの気化
した液化天然ガスは、たとえば０℃であって管路２９か
ら、熱交換器６の伝熱管３０を経て、補助圧縮機３１に
よって圧縮され、管路５に導かれる。補助圧縮機３１
は、伝熱管３０からの液化天然ガスを、たとえば１ｋｇ
／ｃｍ2Ｇから、９．５ｋｇ／ｃｍ2Ｇに昇圧する。
弁２３によって、たとえば２〜２．５ｋｇ／ｃｍ2Ｇに
減圧され、これによって管路２４ではたとえば−１４０
℃とされ、過冷却用熱交換器１６の伝熱管２５に導かれ
る。これによって伝熱管１７に導かれている液化天然ガ
スが、貯蔵のために過冷却されることになる。伝熱管２
５からの液化天然ガスは部分的に気化され、管路２６で
は、たとえば−１２５℃であり、蓄冷熱剤冷却用熱交換
器２７の伝熱管２８に導かれる。伝熱管２８からの気化
した液化天然ガスは、たとえば０℃であって管路２９か
ら、熱交換器６の伝熱管３０を経て、補助圧縮機３１に
よって圧縮され、管路５に導かれる。補助圧縮機３１
は、伝熱管３０からの液化天然ガスを、たとえば１ｋｇ
／ｃｍ2Ｇから、９．５ｋｇ／ｃｍ2Ｇに昇圧する。
【００１９】蓄冷熱手段１１において、容器１３の上か
ら下に間隔をあけて入口３２ａ，３２ｂ，３２ｃが設け
られ、開閉弁３３ａ，３３ｂ，３３ｃを経て、循環管路
３４に接続される。この循環管路３４にはポンプ３５が
介在され、入口３２ａ，３２ｂ，３２ｃ（総括的に参照
符３２で示すことがある）からの蓄冷熱剤を蓄冷熱剤冷
却用熱交換器２７の伝熱管３６に導き、ここで蓄冷熱剤
１４をたとえばシャーベット状、すなわち結晶の状態で
サクッとしており、アイスクリーム状であるが、氷では
ない感じの流動体とし、−１２２℃とし、さらに開閉弁
３７ａ，３７ｂ，３７ｃ（総括的に参照符３７で示すこ
とがある）から分散ノズル３８ａ，３８ｂ，３８ｃに排
出されて分散される。分散ノズル３８ａ，３８ｂ，３８
ｃは、容器１３内で下から上に間隔をあけてそれぞれ配
置される。開閉弁３３の添字ａ，ｂ，ｃと開閉弁３７の
添字ａ，ｂ，ｃはそれぞれ対応しており、開閉弁３３
ａ，３７ａが開いているとき残余の開閉弁３３ｂ，３３
ｃ，３７ｂ，３７ｃは閉じており、また開閉弁３３ｂ，
３７ｂが開いているとき開閉弁３３ａ，３３ｃ，３７
ａ，３７ｃは閉じており、さらにまた同様に開閉弁３３
ｃ，３７ｃが開いているとき残余の開閉弁３３ａ，３３
ｂ，３７ａ，３７ｂは閉じている。分散ノズル３８から
の蓄冷熱剤の分散によって、容器１３内の蓄冷熱剤１４
の対流が促進され、その蓄冷熱剤１４による伝熱効果が
高められる。また低温度の蓄冷熱剤がノズル３８から噴
射されて分散されるので、容器１３内の蓄冷熱剤１４と
伝熱管１２との伝熱特性が良好である。循環管路３４か
ら蓄冷熱剤冷却用熱交換器２７の伝熱管３６に導かれる
蓄冷熱剤の温度は、たとえば５℃である。
ら下に間隔をあけて入口３２ａ，３２ｂ，３２ｃが設け
られ、開閉弁３３ａ，３３ｂ，３３ｃを経て、循環管路
３４に接続される。この循環管路３４にはポンプ３５が
介在され、入口３２ａ，３２ｂ，３２ｃ（総括的に参照
符３２で示すことがある）からの蓄冷熱剤を蓄冷熱剤冷
却用熱交換器２７の伝熱管３６に導き、ここで蓄冷熱剤
１４をたとえばシャーベット状、すなわち結晶の状態で
サクッとしており、アイスクリーム状であるが、氷では
ない感じの流動体とし、−１２２℃とし、さらに開閉弁
３７ａ，３７ｂ，３７ｃ（総括的に参照符３７で示すこ
とがある）から分散ノズル３８ａ，３８ｂ，３８ｃに排
出されて分散される。分散ノズル３８ａ，３８ｂ，３８
ｃは、容器１３内で下から上に間隔をあけてそれぞれ配
置される。開閉弁３３の添字ａ，ｂ，ｃと開閉弁３７の
添字ａ，ｂ，ｃはそれぞれ対応しており、開閉弁３３
ａ，３７ａが開いているとき残余の開閉弁３３ｂ，３３
ｃ，３７ｂ，３７ｃは閉じており、また開閉弁３３ｂ，
３７ｂが開いているとき開閉弁３３ａ，３３ｃ，３７
ａ，３７ｃは閉じており、さらにまた同様に開閉弁３３
ｃ，３７ｃが開いているとき残余の開閉弁３３ａ，３３
ｂ，３７ａ，３７ｂは閉じている。分散ノズル３８から
の蓄冷熱剤の分散によって、容器１３内の蓄冷熱剤１４
の対流が促進され、その蓄冷熱剤１４による伝熱効果が
高められる。また低温度の蓄冷熱剤がノズル３８から噴
射されて分散されるので、容器１３内の蓄冷熱剤１４と
伝熱管１２との伝熱特性が良好である。循環管路３４か
ら蓄冷熱剤冷却用熱交換器２７の伝熱管３６に導かれる
蓄冷熱剤の温度は、たとえば５℃である。
【００２０】液化すべきガスである液化天然ガスは、前
述のように圧縮機４および補助圧縮機３１によって昇圧
されるので、蓄冷熱手段１１および過冷却用熱交換器１
６とにおける液化天然ガスの液化温度を上げることがで
き、液化を容易にすることができる。また後述のように
タンク２１内の液化天然ガス２２を気化して、液化天然
ガスの需要が多い夕方５時〜夜９時付近において、タン
ク２１内の液化天然ガス２２を、減圧弁４７で減圧し、
過冷却用熱交換器１６および蓄冷熱手段１１における液
化天然ガスの沸点を下げることができる。このようにし
て蓄冷熱手段１１における蓄冷熱剤１４の温度スイング
幅を大きくすることができ、これによって蓄冷熱手段１
１の能力を向上することができ、蓄冷熱剤１４の潜熱の
利用率を、たとえば５０％〜７０％に向上することがで
きる。
述のように圧縮機４および補助圧縮機３１によって昇圧
されるので、蓄冷熱手段１１および過冷却用熱交換器１
６とにおける液化天然ガスの液化温度を上げることがで
き、液化を容易にすることができる。また後述のように
タンク２１内の液化天然ガス２２を気化して、液化天然
ガスの需要が多い夕方５時〜夜９時付近において、タン
ク２１内の液化天然ガス２２を、減圧弁４７で減圧し、
過冷却用熱交換器１６および蓄冷熱手段１１における液
化天然ガスの沸点を下げることができる。このようにし
て蓄冷熱手段１１における蓄冷熱剤１４の温度スイング
幅を大きくすることができ、これによって蓄冷熱手段１
１の能力を向上することができ、蓄冷熱剤１４の潜熱の
利用率を、たとえば５０％〜７０％に向上することがで
きる。
【００２１】蓄冷熱手段１１の蓄冷熱剤１４への寒冷補
給を行って、熱バランスをとるために、ＬＮＧ（液化天
然ガス）ローリー車４３からの液化天然ガスは管継手４
４から開閉弁４５を経て、管路４６から、さらに開閉弁
６４を経てさらに管路４８から、タンク２１の下部に供
給される。このタンク２１内に貯留された液化天然ガス
２２を前述のように気化する際に、蓄冷熱手段１１の蓄
冷熱剤１４に寒冷が補給されることができる。
給を行って、熱バランスをとるために、ＬＮＧ（液化天
然ガス）ローリー車４３からの液化天然ガスは管継手４
４から開閉弁４５を経て、管路４６から、さらに開閉弁
６４を経てさらに管路４８から、タンク２１の下部に供
給される。このタンク２１内に貯留された液化天然ガス
２２を前述のように気化する際に、蓄冷熱手段１１の蓄
冷熱剤１４に寒冷が補給されることができる。
【００２２】タンク２１には、補助冷凍設備が設けら
れ、液化天然ガス２２を冷却するように構成されてお
り、ＬＮＧローリー車４３から液化天然ガスが補給され
ることによって、そのような補助冷凍設備の所要動力を
半減することができるようになる。またこのようにして
ＬＮＧローリー車４３からの液化天然ガスの冷熱を蓄冷
熱手段１１の蓄冷熱剤１４に加えて、その冷熱を気化し
た液化天然ガスの液化のために有効に活用することがで
きるようになる。
れ、液化天然ガス２２を冷却するように構成されてお
り、ＬＮＧローリー車４３から液化天然ガスが補給され
ることによって、そのような補助冷凍設備の所要動力を
半減することができるようになる。またこのようにして
ＬＮＧローリー車４３からの液化天然ガスの冷熱を蓄冷
熱手段１１の蓄冷熱剤１４に加えて、その冷熱を気化し
た液化天然ガスの液化のために有効に活用することがで
きるようになる。
【００２３】タンク５１には、液体窒素が貯留されてお
り、開閉弁５２からライン５３を介して過冷却用熱交換
器１６の伝熱管５４に導かれる。この管路５３の液体窒
素は、約−１９０℃であり、これによって液化天然ガス
の液化時における伝熱管１７を流れる液化天然ガスを充
分に液化することができる。伝熱管５４からの液化窒素
は、気化して、管路５５から蓄冷熱剤冷却用熱交換器２
７の伝熱管５６に導かれる。これによって管路３４から
伝熱管３６に導かれる蓄冷熱剤を冷却することができ
る。気化した窒素は、伝熱管５６から管路５７を経て、
熱交換器６の伝熱管５８に導かれて、伝熱管７の気化し
た液化天然ガスを冷却する。伝熱管５８から管路５９に
導かれる窒素ガスは圧縮機４のシール用に、また蓄冷熱
手段１１の容器１３の上部にシール用に、導かれる。タ
ンク５１からの液体窒素は、液化天然ガスが貯留されて
いるタンクのボイルオフガスを液化するためにもまた、
用いることができる。このようにして液体窒素の冷熱
を、ほぼ１００％利用することができるようになる。こ
のようなタンク５１からの液体窒素は、ＬＮＧローリー
車４３からの液化天然ガスに代えて冷熱源として用いる
ことができる。
り、開閉弁５２からライン５３を介して過冷却用熱交換
器１６の伝熱管５４に導かれる。この管路５３の液体窒
素は、約−１９０℃であり、これによって液化天然ガス
の液化時における伝熱管１７を流れる液化天然ガスを充
分に液化することができる。伝熱管５４からの液化窒素
は、気化して、管路５５から蓄冷熱剤冷却用熱交換器２
７の伝熱管５６に導かれる。これによって管路３４から
伝熱管３６に導かれる蓄冷熱剤を冷却することができ
る。気化した窒素は、伝熱管５６から管路５７を経て、
熱交換器６の伝熱管５８に導かれて、伝熱管７の気化し
た液化天然ガスを冷却する。伝熱管５８から管路５９に
導かれる窒素ガスは圧縮機４のシール用に、また蓄冷熱
手段１１の容器１３の上部にシール用に、導かれる。タ
ンク５１からの液体窒素は、液化天然ガスが貯留されて
いるタンクのボイルオフガスを液化するためにもまた、
用いることができる。このようにして液体窒素の冷熱
を、ほぼ１００％利用することができるようになる。こ
のようなタンク５１からの液体窒素は、ＬＮＧローリー
車４３からの液化天然ガスに代えて冷熱源として用いる
ことができる。
【００２４】液化時には、管路１，８間に接続されてい
る管路６０の開閉弁６１は遮断され、また管路８，４１
間に接続される管路６２の開閉弁６３，６９は遮断され
ている。
る管路６０の開閉弁６１は遮断され、また管路８，４１
間に接続される管路６２の開閉弁６３，６９は遮断され
ている。
【００２５】上述の図１の液化時および次に述べる図２
の気化時には、開閉弁の開閉状態は、表１のとおりであ
る。
の気化時には、開閉弁の開閉状態は、表１のとおりであ
る。
【００２６】
【表１】
【００２７】タンク２１の液化天然ガス２２を気化して
管路１から供給して払い出すにあたっては、図２のよう
にタンク２１の圧力は６〜６．５ｋｇ／ｃｍ2 Ｇであっ
て−１３０℃の液化天然ガスはタンク２１の下部から管
路４８を経て、開閉弁６４から減圧弁４７に導かれ、約
３ｋｇ／ｃｍ2Ｇ、−１３５℃であり、管路１８から過
冷却用熱交換器１６の伝熱管１７を経て、たとえば約−
１３６℃とされ、管路１５から、蓄冷熱手段１１の伝熱
管１２に導かれて蓄冷熱剤１４を冷却する。
管路１から供給して払い出すにあたっては、図２のよう
にタンク２１の圧力は６〜６．５ｋｇ／ｃｍ2 Ｇであっ
て−１３０℃の液化天然ガスはタンク２１の下部から管
路４８を経て、開閉弁６４から減圧弁４７に導かれ、約
３ｋｇ／ｃｍ2Ｇ、−１３５℃であり、管路１８から過
冷却用熱交換器１６の伝熱管１７を経て、たとえば約−
１３６℃とされ、管路１５から、蓄冷熱手段１１の伝熱
管１２に導かれて蓄冷熱剤１４を冷却する。
【００２８】管路１８から分岐された液化天然ガスは減
圧弁２３において減圧されてたとえば２〜２．５ｋｇ／
ｃｍ2 Ｇ、−１４０℃とされ、管路２４から、過冷却用
熱交換器１６の伝熱管２５に導かれ、この寒冷によっ
て、前述のように伝熱管１７に導かれる液化天然ガス
を、前述のように−１３６℃に冷却する。伝熱管２５か
らのたとえば約−１３８℃の液化天然ガスは管路２６か
ら蓄冷熱剤冷却用熱交換器２７の伝熱管２８に導かれ、
これによって伝熱管３６に導かれる蓄冷熱剤を、たとえ
ば約−１０℃から、−１３０〜−１２７℃に冷却する。
蓄冷熱剤冷却用熱交換器２７の伝熱管２８において昇温
されて気化された液化天然ガスは、管路２９から、熱交
換器６の伝熱管３０を経て補助圧縮機３１によって昇圧
され、管路５に供給される。
圧弁２３において減圧されてたとえば２〜２．５ｋｇ／
ｃｍ2 Ｇ、−１４０℃とされ、管路２４から、過冷却用
熱交換器１６の伝熱管２５に導かれ、この寒冷によっ
て、前述のように伝熱管１７に導かれる液化天然ガス
を、前述のように−１３６℃に冷却する。伝熱管２５か
らのたとえば約−１３８℃の液化天然ガスは管路２６か
ら蓄冷熱剤冷却用熱交換器２７の伝熱管２８に導かれ、
これによって伝熱管３６に導かれる蓄冷熱剤を、たとえ
ば約−１０℃から、−１３０〜−１２７℃に冷却する。
蓄冷熱剤冷却用熱交換器２７の伝熱管２８において昇温
されて気化された液化天然ガスは、管路２９から、熱交
換器６の伝熱管３０を経て補助圧縮機３１によって昇圧
され、管路５に供給される。
【００２９】蓄冷熱手段１１の伝熱管１２に導かれた液
化天然ガスは、蓄冷熱剤１４を冷却して昇温され、管路
１０から管路６５に介在されている開閉弁６６を経て、
約−２０℃で熱交換器６の伝熱管６７に導かれて昇温さ
れ、管路６８から、管路３および圧縮機４に導かれて圧
縮される。圧縮機４および補助圧縮機３１では、それぞ
れに供給される天然ガスが常温程度であり、したがって
常温の機器をそのまま用いることができるという利点が
ある。管路５の気化した天然ガスは、熱交換器６の伝熱
管７から管路８、開閉弁６１、管路６０および管路１を
経て、６〜６．５ｋｇ／ｃｍ2Ｇの中圧Ａガスとして供
給される。
化天然ガスは、蓄冷熱剤１４を冷却して昇温され、管路
１０から管路６５に介在されている開閉弁６６を経て、
約−２０℃で熱交換器６の伝熱管６７に導かれて昇温さ
れ、管路６８から、管路３および圧縮機４に導かれて圧
縮される。圧縮機４および補助圧縮機３１では、それぞ
れに供給される天然ガスが常温程度であり、したがって
常温の機器をそのまま用いることができるという利点が
ある。管路５の気化した天然ガスは、熱交換器６の伝熱
管７から管路８、開閉弁６１、管路６０および管路１を
経て、６〜６．５ｋｇ／ｃｍ2Ｇの中圧Ａガスとして供
給される。
【００３０】圧縮機４および補助圧縮機３１によって圧
縮された液化天然ガスは、上述のように伝熱管７を経
て、管路８に導かれ、その一部分は減圧弁６３および開
閉弁６９を経て管路６２からタンク２１の上部に管路４
１を経て供給される。これによってタンク２１内の液化
天然ガス２２の気相部の圧力がほぼ一定に保たれ、また
は液化天然ガス２２が押圧されることになる。
縮された液化天然ガスは、上述のように伝熱管７を経
て、管路８に導かれ、その一部分は減圧弁６３および開
閉弁６９を経て管路６２からタンク２１の上部に管路４
１を経て供給される。これによってタンク２１内の液化
天然ガス２２の気相部の圧力がほぼ一定に保たれ、また
は液化天然ガス２２が押圧されることになる。
【００３１】こうして圧縮機４および補助圧縮機３１に
よって液化天然ガスを昇圧することによって、その液化
天然ガスの温度を上昇することができるようになる。こ
の伝熱管７を流れる気化した液化天然ガスによって、伝
熱管３０，６７内の気化した液化天然ガスが昇温される
ことが確実になる。
よって液化天然ガスを昇圧することによって、その液化
天然ガスの温度を上昇することができるようになる。こ
の伝熱管７を流れる気化した液化天然ガスによって、伝
熱管３０，６７内の気化した液化天然ガスが昇温される
ことが確実になる。
【００３２】循環管路３４に設けられたポンプ３５が動
作され、前述のように蓄冷熱剤冷却用熱交換器２７の伝
熱管３６を通る蓄冷熱剤がたとえば−１０℃から、−１
３０〜−１２７℃に冷却され、蓄冷熱手段１１の蓄冷熱
剤１４に冷熱が蓄えられる。こうして熱の回収を行うと
ともに、蓄冷熱剤１４が凝固温度以下に冷却されて、シ
ャーベット化が促進されることになる。分散ノズル３８
から低温度の蓄冷熱剤１４が分散されることによって、
その容器１３内に貯留されている蓄冷熱剤が撹拌され、
この撹拌効果によって、蓄冷熱剤１４がシャーベット状
になり易い。ＬＮＧローリ−車４３からの液化天然ガス
を開閉弁４５から管路１８に供給して、蓄冷熱剤１４に
冷熱を蓄えるようにしてもよい。
作され、前述のように蓄冷熱剤冷却用熱交換器２７の伝
熱管３６を通る蓄冷熱剤がたとえば−１０℃から、−１
３０〜−１２７℃に冷却され、蓄冷熱手段１１の蓄冷熱
剤１４に冷熱が蓄えられる。こうして熱の回収を行うと
ともに、蓄冷熱剤１４が凝固温度以下に冷却されて、シ
ャーベット化が促進されることになる。分散ノズル３８
から低温度の蓄冷熱剤１４が分散されることによって、
その容器１３内に貯留されている蓄冷熱剤が撹拌され、
この撹拌効果によって、蓄冷熱剤１４がシャーベット状
になり易い。ＬＮＧローリ−車４３からの液化天然ガス
を開閉弁４５から管路１８に供給して、蓄冷熱剤１４に
冷熱を蓄えるようにしてもよい。
【００３３】蓄冷熱手段１１の蓄冷熱剤１４は、エタノ
ールとメタノールとを、８９．５〜８０／１０．５〜２
０の重量比で混合することによって、比較的少量で冷熱
を蓄えることができる。
ールとメタノールとを、８９．５〜８０／１０．５〜２
０の重量比で混合することによって、比較的少量で冷熱
を蓄えることができる。
【００３４】図３は蓄冷熱剤１４のエタノール／メタノ
ールの混合系相図（融点）を示す。液化天然ガスの液化
のためには蓄冷熱剤１４は、約−１２５℃以下に下げる
必要があり、このためには、エタノール／メタノールの
重量比を、前述のように選ぶ。図３におけるライン７
１，７２で示されるように、エタノール／メタノールの
重量分率を変化することによって、氷結、シャーベット
状態、みぞれ状態に変化し、参照符７３は共晶点を示
す。蓄冷熱剤１４をシャーベット状態に保ち、しかも前
述のように温度を約−１２５℃とするには、上述のよう
にエタノール／メタノールの重量比を、前述のように選
ぶ。この図３においてエタノール／メタノールの重量比
をエタノールの重量分率Ｒ１に定めたとき、温度−１２
５℃では、エタノールの重量分率Ｒ１のうち、エタノー
ルは重量分率Ｒ２が氷結し、その氷結する量は比較的多
くなるという利点がある。こうして約−１２０℃以下で
融点を有する蓄冷熱剤が実現される。
ールの混合系相図（融点）を示す。液化天然ガスの液化
のためには蓄冷熱剤１４は、約−１２５℃以下に下げる
必要があり、このためには、エタノール／メタノールの
重量比を、前述のように選ぶ。図３におけるライン７
１，７２で示されるように、エタノール／メタノールの
重量分率を変化することによって、氷結、シャーベット
状態、みぞれ状態に変化し、参照符７３は共晶点を示
す。蓄冷熱剤１４をシャーベット状態に保ち、しかも前
述のように温度を約−１２５℃とするには、上述のよう
にエタノール／メタノールの重量比を、前述のように選
ぶ。この図３においてエタノール／メタノールの重量比
をエタノールの重量分率Ｒ１に定めたとき、温度−１２
５℃では、エタノールの重量分率Ｒ１のうち、エタノー
ルは重量分率Ｒ２が氷結し、その氷結する量は比較的多
くなるという利点がある。こうして約−１２０℃以下で
融点を有する蓄冷熱剤が実現される。
【００３５】図４は、本件発明者の実験による液化天然
ガスの液化／気化シュミレーション結果を示す。図４の
縦軸は蓄冷熱手段１１のタンク１３の上下方向の位置を
示し、横軸は温度である。前述の図１に示されるように
気化した液化天然ガスの温度分布は、開始時にはライン
７４で示され、液化終了時にはライン７５で示される温
度分布となる。蓄冷熱剤１４の溶融時の温度分布はライ
ン７６で示されるとおりである。図２で示されるように
液化天然ガスを気化するにあたって、その気化開始時の
液化天然ガスの温度分布はライン７７で示されるとおり
であり、その液化天然ガスの気化終了時における液化天
然ガスの温度分布はライン７８で示される。このときの
蓄冷熱剤１４の凝固時の温度分布はライン７９で示され
る。蓄冷熱剤はライン７６，７９で示されるように、液
化天然ガスの液化時および気化時にわたる温度変化幅す
なわち温度スイング幅が大きく、これによって蓄冷熱剤
１４の潜熱および顕熱を有効に利用することができる。
ガスの液化／気化シュミレーション結果を示す。図４の
縦軸は蓄冷熱手段１１のタンク１３の上下方向の位置を
示し、横軸は温度である。前述の図１に示されるように
気化した液化天然ガスの温度分布は、開始時にはライン
７４で示され、液化終了時にはライン７５で示される温
度分布となる。蓄冷熱剤１４の溶融時の温度分布はライ
ン７６で示されるとおりである。図２で示されるように
液化天然ガスを気化するにあたって、その気化開始時の
液化天然ガスの温度分布はライン７７で示されるとおり
であり、その液化天然ガスの気化終了時における液化天
然ガスの温度分布はライン７８で示される。このときの
蓄冷熱剤１４の凝固時の温度分布はライン７９で示され
る。蓄冷熱剤はライン７６，７９で示されるように、液
化天然ガスの液化時および気化時にわたる温度変化幅す
なわち温度スイング幅が大きく、これによって蓄冷熱剤
１４の潜熱および顕熱を有効に利用することができる。
【００３６】本発明の他の実施例として、管路１におけ
る受入れ天然ガスの圧力が高圧力であるときには、液化
時において、圧縮機４を省略し、補助圧縮機３１だけを
運転すればよい。液化した液化天然ガスの送出先が中圧
Ｂ（たとえば１．５〜２．５ｋｇ／ｃｍ2Ｇ）であると
きには、その気化時における圧縮機４と補助圧縮機３１
を省略することができる。
る受入れ天然ガスの圧力が高圧力であるときには、液化
時において、圧縮機４を省略し、補助圧縮機３１だけを
運転すればよい。液化した液化天然ガスの送出先が中圧
Ｂ（たとえば１．５〜２．５ｋｇ／ｃｍ2Ｇ）であると
きには、その気化時における圧縮機４と補助圧縮機３１
を省略することができる。
【００３７】蓄冷熱剤１４には、たとえばイソプロパノ
ールなどの添加剤が約１％含まれていてもよい。
ールなどの添加剤が約１％含まれていてもよい。
【００３８】
【発明の効果】以上のように本発明によれば、気化した
液化天然ガスを液化するために、蓄冷熱剤の潜顕熱を利
用して冷却し、こうして冷却してほとんど液化した天然
ガスを、そのガスの一部を第１減圧弁２３で減圧して得
られる寒冷または液体窒素の寒冷によってさらに過冷却
するようにし、こうして液化天然ガスの液体での貯留を
行うことができるので、構成の小形化を図ることができ
るようになる。また液化天然ガスを気化するには、それ
を第２減圧弁４７で減圧して得られる寒冷を利用して、
タンクからの液化天然ガスを冷却し、その一部を第１減
圧弁２３で減圧して得られる寒冷によって、残余の液化
天然ガスを過冷却し、こうして冷却された液化天然ガス
と蓄冷熱剤とを熱交換して蓄冷熱剤に冷熱を蓄えるとと
もに液化天然ガスを気化し、こうして蓄冷熱剤に蓄えた
冷熱を、次の液化のために用いることが可能となる。
液化天然ガスを液化するために、蓄冷熱剤の潜顕熱を利
用して冷却し、こうして冷却してほとんど液化した天然
ガスを、そのガスの一部を第１減圧弁２３で減圧して得
られる寒冷または液体窒素の寒冷によってさらに過冷却
するようにし、こうして液化天然ガスの液体での貯留を
行うことができるので、構成の小形化を図ることができ
るようになる。また液化天然ガスを気化するには、それ
を第２減圧弁４７で減圧して得られる寒冷を利用して、
タンクからの液化天然ガスを冷却し、その一部を第１減
圧弁２３で減圧して得られる寒冷によって、残余の液化
天然ガスを過冷却し、こうして冷却された液化天然ガス
と蓄冷熱剤とを熱交換して蓄冷熱剤に冷熱を蓄えるとと
もに液化天然ガスを気化し、こうして蓄冷熱剤に蓄えた
冷熱を、次の液化のために用いることが可能となる。
【００３９】本発明によれば、液化運転時、第１減圧弁
２３によって、液化天然ガスを減圧し、蓄冷熱手段１１
からの液化天然ガスを過冷却する。気化運転時、タンク
２１内の液化天然ガスを、第２減圧弁４７で減圧し、そ
の一部をさらに第１減圧弁２３で減圧して、過冷却用熱
交換器１６に導いて、残余の液化天然ガスの過冷却を行
った後、蓄冷熱手段１１の蓄冷熱剤１４を冷却して寒冷
を回収する。こうして、気化運転時、第２減圧弁４７の
減圧によって、液化天然ガスの沸点を下げて、さらに過
冷却用熱交換器１６によって過冷却し、蓄冷熱剤１４の
液化運転時と気化運転時との温度スイング幅を大きくす
ることができる。したがって蓄冷熱手段１１の能力を向
上することができる。また第１および第２減圧弁２３，
４７はいずれも、液化天然ガスを減圧する。また本発明
によれば、液化運転時と気化運転時とのいずれにおいて
も、蓄冷熱手段１１と過冷却用熱交換器１６とを、少な
くとも部分的に液体となっている液化天然ガスが流れる
構成を有する。さらに本発明によれば、蓄冷熱手段１１
は、蓄冷熱剤が気密な容器１３に貯留され、この蓄冷熱
剤に伝熱管１２が浸漬される。
２３によって、液化天然ガスを減圧し、蓄冷熱手段１１
からの液化天然ガスを過冷却する。気化運転時、タンク
２１内の液化天然ガスを、第２減圧弁４７で減圧し、そ
の一部をさらに第１減圧弁２３で減圧して、過冷却用熱
交換器１６に導いて、残余の液化天然ガスの過冷却を行
った後、蓄冷熱手段１１の蓄冷熱剤１４を冷却して寒冷
を回収する。こうして、気化運転時、第２減圧弁４７の
減圧によって、液化天然ガスの沸点を下げて、さらに過
冷却用熱交換器１６によって過冷却し、蓄冷熱剤１４の
液化運転時と気化運転時との温度スイング幅を大きくす
ることができる。したがって蓄冷熱手段１１の能力を向
上することができる。また第１および第２減圧弁２３，
４７はいずれも、液化天然ガスを減圧する。また本発明
によれば、液化運転時と気化運転時とのいずれにおいて
も、蓄冷熱手段１１と過冷却用熱交換器１６とを、少な
くとも部分的に液体となっている液化天然ガスが流れる
構成を有する。さらに本発明によれば、蓄冷熱手段１１
は、蓄冷熱剤が気密な容器１３に貯留され、この蓄冷熱
剤に伝熱管１２が浸漬される。
【００４０】蓄冷熱剤は、エタノールとメタノールとが
混合されて成り、特に８９．５〜８０／１０．５〜２０
の重量比で混合することによって比較的少量で、冷熱を
蓄えることができる。
混合されて成り、特に８９．５〜８０／１０．５〜２０
の重量比で混合することによって比較的少量で、冷熱を
蓄えることができる。
【図１】本発明の一実施例の液化運転時の状態を示す全
体の系統図である。
体の系統図である。
【図２】図１に示される実施例の気化運転時の状態を示
す全体の系統図である。
す全体の系統図である。
【図３】エタノール／メタノールの混合系相図である。
【図４】液化天然ガスおよび蓄冷熱剤の液化／気化時の
蓄冷熱手段１１における容器１３の上下の温度分布を示
す図である。
蓄冷熱手段１１における容器１３の上下の温度分布を示
す図である。
４ 圧縮機
６ 熱交換器
１１ 蓄冷熱手段
１３ 容器
１４ 蓄冷熱剤
１６ 過冷却用熱交換器
２１ タンク
２３ 減圧弁
２７ 蓄冷熱剤冷却用熱交換器
３４ 循環管路
３５ ポンプ
４３ ＬＮＧローリー車
５１ 液体窒素タンク
フロントページの続き
(72)発明者 秦 光明
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
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
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３−236589（ＪＰ，Ａ)
特開 昭49−119215（ＪＰ，Ａ)
特開 平４−311791（ＪＰ，Ａ)
(58)調査した分野(Int.Cl.7，ＤＢ名)
F17C 1/00 - 13/12
F17D 1/02 - 1/075
C10L 3/00
F25J 1/00
F28D 20/00
Claims (6)
- 【請求項１】 天然ガスを、冷熱が蓄えられたエタノー
ルとメタノールとの混合物である蓄冷熱剤の潜顕熱によ
って冷却してほとんどを液化し、 この冷却した液化天然ガスの一部を、第１減圧弁（２
３）によって、減圧して得られる寒冷によって、蓄冷熱
剤によって冷却された液化天然ガスをさらに冷却して液
化し、タンク（２１）に貯留し、 こうして液化されたタンク（２１）からの液化天然ガス
を、第２減圧弁（４７）によって減圧して冷却し、この
冷却した液化天然ガスの一部を、第１減圧弁（２３）に
よって、さらに減圧して得た液化天然ガスの寒冷によっ
て、第２減圧弁（４７）によって減圧された残余の液化
天然ガスを過冷却し、この過冷却された液化天然ガス
を、熱が蓄えられた蓄冷熱剤と熱交換して、蓄冷熱剤に
寒冷を蓄えるとともに、蓄冷熱剤と熱交換されて気化さ
れた天然ガスを、常温近くまで昇温することを特徴とす
る天然ガスの液化・気化方法。 - 【請求項２】 蓄冷熱剤は、エタノールとメタノールと
を、８９．５〜８０／１０．５〜２０の重量比で混合し
たことを特徴とする請求項１記載の天然ガスの液化・気
化方法。 - 【請求項３】 （ａ）エタノールとメタノールとの混合
物である蓄冷熱剤を気密な容器（１３）に貯留し、蓄冷
熱剤に伝熱管（１２）が浸漬され、蓄冷熱剤と熱交換し
て伝熱管（１２）内を流れる高圧力の天然ガスのほとん
どを液化し、または低圧力の液化天然ガスを気化する蓄
冷熱手段（１１）と、 （ｂ）過冷却用熱交換器（１６）と、 （ｃ）液化天然ガスを貯留するタンク（２１）と、 （ｄ）液化天然ガスを減圧する第１減圧弁（２３）と、 （ｅ）液化天然ガスを減圧する第２減圧弁（４７）と、 （ｆ）天然ガスを常温近くまで昇温する昇温手段（４，
６）と、 （ｇ）管路手段（１，５，８，１０，１５，１８，２
４，６５；２，９，１９，２０，６１，６４，６６）で
あって、 液化運転時、 天然ガスを、蓄冷熱手段（１１）に導いて冷却してほと
んどを液化し、さらに過冷却用熱交換器（１６）に導い
て液化するとともに、 この過冷却用熱交換器（１６）からの過冷却された液化
天然ガスの一部を、第１減圧弁（２３）を経て、過冷却
用熱交換器（１６）に導いて、蓄冷熱手段（１１）から
の冷却された液化天然ガスを過冷却し、過冷却された液
化天然ガスの残余を、タンク（２１）に貯留し、 気化運転時、 タンク（２１）からの液化天然ガスを、第２減圧弁（４
７）によって減圧し、その第２減圧弁（４７）からの液
化天然ガスの一部を、第１減圧弁（２３）を経て、過冷
却用熱交換器（１６）に導いて、第２減圧弁（４７）か
らの液化天然ガスの残余を過冷却用熱交換器（１６）で
過冷却し、 過冷却された液化天然ガスを、蓄冷熱手段（１１）に導
いて蓄冷熱剤と熱交換して気化し、次に、昇温手段
（４，６）に導く管路手段とを含むことを特徴とする天
然ガスの液化・気化装置。 - 【請求項４】 蓄冷熱手段（１１）内の蓄冷熱剤を蓄冷
熱手段（１１）の外部に取出して、再び蓄冷熱手段（１
１）に戻して循環する循環管路（３２〜３８）と、 循環管路の途中に設けられ、過冷却用熱交換器（１６）
を介する前記第１減圧弁（２３）によって減圧された液
化天然ガスによって、循環管路の蓄冷熱剤を冷却する冷
却用熱交換器（２７）とを含むことを特徴とする請求項
３記載の天然ガスの液化・気化装置。 - 【請求項５】 液体窒素を供給する液体窒素源（５１，
５２）をさらに備え、 天然ガスの液化運転時、液体窒素源（５１，５２）から
の液体窒素を、過冷却用熱交換器（１６）に導いて、液
体窒素の冷熱によって、蓄冷熱手段（１１）からの天然
ガスを液化し、 さらに冷却用熱交換器（２７）に導いて、循環管路の蓄
冷熱剤を冷却することを特徴とする請求項３または４記
載の天然ガスの液化・気化装置。 - 【請求項６】 蓄冷熱剤は、エタノールとメタノールと
を、８９．５〜８０／１０．５〜２０の重量比で混合し
たことを特徴とする請求項３〜５のうちの１つに記載の
天然ガスの液化・気化装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP07382492A JP3417958B2 (ja) | 1992-03-30 | 1992-03-30 | 天然ガスの液化・気化方法および装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP07382492A JP3417958B2 (ja) | 1992-03-30 | 1992-03-30 | 天然ガスの液化・気化方法および装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH05272699A JPH05272699A (ja) | 1993-10-19 |
| JP3417958B2 true JP3417958B2 (ja) | 2003-06-16 |
Family
ID=13529293
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP07382492A Expired - Fee Related JP3417958B2 (ja) | 1992-03-30 | 1992-03-30 | 天然ガスの液化・気化方法および装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP3417958B2 (ja) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP6199083B2 (ja) * | 2013-06-10 | 2017-09-20 | 岩谷産業株式会社 | 水素ガス充填設備および水素ガス充填方法 |
-
1992
- 1992-03-30 JP JP07382492A patent/JP3417958B2/ja not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPH05272699A (ja) | 1993-10-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP3591927B2 (ja) | 複数成分をもつ低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置 | |
| KR102666264B1 (ko) | 냉각된 암모니아와 압축 수소의 열 교환을 포함하는, 압축 수소를 차량 탱크에 충전하는 방법 | |
| JP3664862B2 (ja) | Ｌｎｇ冷熱の蓄冷方法及びその装置並びに蓄冷熱利用によるｂｏｇの再液化方法及びその装置 | |
| JP2013242113A (ja) | 液体水素製造装置 | |
| KR101524430B1 (ko) | 증발가스 재액화장치 | |
| KR102289476B1 (ko) | 수소 액화 시스템 및 방법 | |
| RU2224192C2 (ru) | Способ производства богатой метаном жидкости | |
| JP2009186175A (ja) | 貯留容器の冷却方法 | |
| JP3417958B2 (ja) | 天然ガスの液化・気化方法および装置 | |
| JPH07218033A (ja) | Ｌｎｇタンクの冷却装置 | |
| JP2001208297A (ja) | 液化石油ガスの低温貯蔵方法 | |
| JP2769219B2 (ja) | Ｌｎｇのボイルオフガス処理方法および装置 | |
| US5588307A (en) | Process for liquefaction of a pressurized hydrocarbon-rich fraction | |
| JPH05280696A (ja) | 都市ガスの液化・気化方法および装置 | |
| JP6937608B2 (ja) | 超電導ケーブル用冷却装置及びそれを用いた超電導ケーブルの冷却方法 | |
| JP2000146430A (ja) | Ｌｎｇ利用のｂｏｇ再液化方法 | |
| JPH08270897A (ja) | 液化天然ガス貯槽内に発生したボイルオフガスの処理方法及び装置 | |
| JP3631893B2 (ja) | 蓄冷装置、ｌｎｇ冷熱の蓄冷方法及びｂｏｇの再液化方法 | |
| JP4747001B2 (ja) | 冷熱供給システム | |
| JP3393675B2 (ja) | 都市ガスの液化気化装置およびその運転方法 | |
| JPH0694199A (ja) | 液化天然ガスの運搬方法、液化基地および受入れ基地 | |
| JPH10196895A (ja) | 天然ガスのハイドレートによるガス貯蔵設備 | |
| JP7198294B2 (ja) | 液化天然ガスタンクからのボイルオフガスを再凝縮させるためのシステムおよび方法 | |
| JP2979704B2 (ja) | 低温流動性蓄冷材 | |
| JP3381040B2 (ja) | ヘリウム液化装置及びその運転方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |