JP3586501B2 - 低温液体及びそのボイルオフガスの処理方法及び装置 - Google Patents
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Description
【発明の属する技術分野】
本発明は、液化天然ガス(以下、LNGと称する。)をはじめとする低温液体と、この低温液体が収容された貯槽内で発生したボイルオフガス(以下、BOGと称する。)とを効率良く処理するための方法及び装置に関するものである。
【0002】
【従来の技術】
一般に、LNG基地に貯蔵されたLNGは、LNG昇圧ポンプで昇圧された後、LNG気化器で気化され、天然ガス(以下、NGと称する。)として需要地へ供給される。
【0003】
このLNG供給システムにおいて、上記LNGの貯蔵タンク内でLNGから蒸発したメタンガスを主成分とするBOGについては、このBOGをそのまま圧縮機で昇圧してNGに混合することが可能である。しかし、この場合、上記BOGを略大気圧から相当な圧力(ガスタービン火力発電の場合で最高30kg/cm2程度、都市ガス送出の場合で最高70kg/cm2程度)まで昇圧しなければならず、圧縮機の必要動力は非常に大きくなる。
【0004】
そこで従来は、BOGを先にLNGと混合して再液化してから昇圧する方法が提案されるに至っている。例えば、特開平5−263997号公報には、LNG消費量の多い昼間にLNGの冷熱を蓄冷容器に蓄え、LNG消費量の少ない夜間に上記蓄冷容器に蓄えられた冷熱を利用してBOGを液化する方法が開示されている。この方法によれば、昼間及び夜間に例えば図4に示す装置が次のように運転される。
【0005】
A)昼間:LNG貯槽80から配管84を通じてBOGを導出し、BOG圧縮機86により昇圧し、熱交換器88で予備冷却した後、上記LNG貯槽80から第1ポンプ82により圧送されてきたLNGに混合する。この昼間では、LNGの消費量が多いため、上記BOGが混合されるLNGの量は全BOGを液化するのに十分であり、この混合によってLNG単相流を形成できる。この混合液体を蓄冷容器配管83を通じて蓄冷容器90に導入し、この蓄冷容器90内の蓄冷剤を凍結させることにより、LNGの冷熱を蓄える。その後、上記LNG単相流を第2ポンプ92で送出圧まで昇圧し、上記熱交換器88で加温した後、LNG気化器94で気化して使用に供する。
【0006】
B)夜間:上記と同様に昇圧、予備冷却したBOGをLNGに混合するが、この夜間ではLNG消費量が少ないため、LNGの量は全BOGを液化するには不十分であり、よって上記混合により気液二相流が生じる。この混合流体を上記蓄冷容器90に導入し、この蓄冷容器90内に蓄えられた冷熱を利用して上記BOGを液化し、LNG単相流とする。その後の操作は昼間と同様である。
【0007】
この方法では、昼間、多量に使用されるLNGの冷熱を蓄え、この冷熱を夜間でのBOGの液化に用いるので、LNG消費量が昼夜間で変動しても安定してBOGを液化できる。
【0008】
【発明が解決しようとする課題】
上記方法では、BOGを液化するのに十分なだけの冷熱を蓄える必要があり、この必要蓄冷量に見合う規模の蓄冷容器を使用しなければならない。特に、夜間の送出LNG量が極端に少ない場合(例えばBOG量よりも少ない場合)には、BOGを液化するのに極めて多くの蓄冷量を要するため、この場合には上記蓄冷容器90としてかなり大規模のものを用いなければならず、その分設置スペースが増え、設備コストも大幅に増大する。
【0009】
本発明は、このような事情に鑑み、蓄冷容器を用いることなく、しかも少ない動力で、LNG等の低温液体及びそのBOGを処理できる方法及び装置を提供することを目的とする。
【0010】
【課題を解決するための手段】
本発明は、貯槽内に収容された低温液体及び上記貯槽内で発生したBOGを処理するための低温液体及びそのBOGの処理方法において、上記貯槽内より上記BOGを抜き出してこれを第1の圧力まで圧縮し、この圧縮BOGを上記貯槽内から導出した低温液体に混合して上記圧縮BOGの少なくとも一部を液化し、この混合流体を気液分離してそのうちの液体成分を圧縮しかつ気化し、ガス成分を上記第1の圧力よりも高い第2の圧力まで圧縮するものである(請求項1)。
【0011】
この方法では、上記圧縮BOGを上記低温液体に混合する前に上記液体成分と熱交換させて予冷するのが、より好ましい(請求項2)。
【0012】
この場合、上記圧縮BOGとの熱交換により上記液体成分をその中に含まれる上記BOGが気化する温度よりも低い温度まで加温し、この液体成分から一部を抜き出して上記圧縮BOGとさらに熱交換させることにより完全気化する一方、残りの液体成分を気化器で気化することが、なお好ましい(請求項3)。
【0013】
また、上記液体成分の圧縮にポンプを使用するとともに、上記液体成分に上記貯槽から導出した低温液体を混合してこの液体成分を予冷してから上記ポンプに導入することにより、後述のようなより優れた効果が得られる(請求項4)。
【0014】
また本発明は、貯槽内に収容された低温液体及び上記貯槽内で発生したBOGを処理するための低温液体及びそのBOGの処理装置において、上記貯槽内から外部へ低温液体を圧送する圧送手段と、上記貯槽内からBOGを抜き出してこれを第1の圧力まで圧縮する第1ガス圧縮手段と、この第1ガス圧縮手段で圧縮されたBOGと上記圧送手段により圧送される低温液体とを混合する混合部と、この混合部で混合された混合流体をガス成分と液体成分とに分離する気液分離部と、この気液分離部で分離された液体成分を圧縮する液体圧縮手段と、この圧縮された液体成分を気化する気化手段と、上記気液分離部で分離されたガス成分を上記第1の圧力よりも高い第2の圧力まで圧縮する第2ガス圧縮手段とを備えたものである(請求項5)。
【0015】
この装置では、上記混合部に送られる圧縮BOGと上記気液分離部から導出された上記液体成分とを熱交換させる熱交換器を備えるのが、より好ましい(請求項6)。
【0016】
この場合、上記熱交換器として、上記圧縮BOGとの熱交換により上記液体成分をその中に含まれる上記BOGが気化する温度よりも低い温度まで加温する低温側熱交換器と、この液体成分の一部を上記圧縮BOGとの熱交換によりさらに加温して完全気化させる高温側熱交換器とを備え、上記液体成分の残りを上記気化手段へ導くように配管することにより、さらに好ましいものとなる(請求項7)。
【0017】
また、上記液体圧縮手段をポンプで構成するとともに、上記貯槽から圧送される低温液体の一部を抜き出して上記ポンプ上流側の液体成分に直接合流させるバイパス配管を備えることにより、後述のようなより優れた効果が得られる(請求項8)。
【0018】
請求項1,5記載の方法及び装置によれば、第1の圧力まで圧縮した圧縮BOGを低温液体との混合で少なくとも一部液化し、残りのガス成分のみを第2の圧力まで圧縮するので、全BOGをガス状態のまま上記第2の圧力まで圧縮する場合に比べ、この圧縮に必要な動力は大幅に少なくなる。特に、貯槽からの低温液体の圧送量が多くてこの低温液体との混合で全圧縮BOGが液化される場合には、ガス成分の圧縮が全く不要になる。また、このガス成分を圧縮させる場合でも、このガス成分は前工程における低温液体との混合で温度が下がっているため、この温度降下の分だけ必要動力はさらに低減される。
【0019】
なお、上記液体成分には上記低温液体の他にBOGの液化分が含まれているため、従来のように低温液体のみ圧縮する場合に比べて上記液体成分の圧縮に必要な動力は大きくなっているが、この液体増量に伴う必要動力の増加分は、上記のようなガス成分の減量に伴う必要動力の低減分に比べてはるかに小さい。よって、総合必要動力は従来と比べて大幅に削減される。
【0020】
ここで、請求項2,6記載の方法及び装置では、上記圧縮BOGを上記低温液体との混合前に上記液体成分との熱交換で予冷しているので、その分、上記低温液体との混合時の圧縮BOGの液化量が増え、気液分離後のガス成分は少なくなる。従って、このガス成分を第2の圧力まで圧縮するための必要動力はさらに少なくなる。
【0021】
なお、上記予冷により液体成分の一部のみが気化して気液二相流になってしまうと、気化器内に偏流が生じ、気化器本来の性能が発揮されなくなるおそれがあるが、請求項3,7記載のように、上記液体成分を、まず、上記圧縮BOGとの熱交換でこの液体成分中に含まれる上記BOGが気化する温度よりも低い温度まで加温するにとどめ、この段階で液体成分から一部を抜き出してこの抜き取り分だけさらに上記圧縮BOGと熱交換させて完全気化し、残りの液体成分を単相流で気化器に送るようにすれば、この気化器での偏流発生を防止できる。
【0022】
また、上記液体成分の圧縮にポンプを使用する際、請求項4,8記載のように、上記液体成分に上記貯槽から導出した低温液体を混合して液体成分を予冷してから上記ポンプに導入するようにすれば、上記予冷分だけ上記ポンプの有効吸込みヘッドを高めてキャビテーションを予防することができる。
【0023】
【発明の実施の形態】
本発明の第1実施形態を図1に基づいて説明する。なお、以下の実施形態では低温液体としてLNGを処理する場合について説明するが、本発明の処理対象となる低温液体は、そのBOGとともに処理されるものであればよく、例えば液化石油ガス(LPG)の処理にも応用できるものである。
【0024】
図1において、LNG貯槽10内には第1ポンプ(圧送手段)12が設けられており、この第1ポンプ12の吐出口がLNG用配管13を介して気液分離器20に接続され、このLNG用配管13の途中に混合器(混合部)17が設けられている。LNG貯槽10の頂部にはBOG用配管14の一端が接続され、他端が上記混合器17に接続されており、このBOG用配管14の途中に第1圧縮機(第1ガス圧縮手段)16及び熱交換器18が設けられている。第1圧縮機16は、上記BOGを最終送出圧力(後述の第2の圧力)よりは低い第1の圧力まで昇圧させるものである。
【0025】
上記気液分離器20の頂部には第2圧縮機(第2ガス圧縮手段)26が接続され、上記気液分離器20の底部には、第2ポンプ(液体圧縮手段)22、上記熱交換器18、及び気化器24が順に接続されている。上記第2圧縮機26は、上記気液分離器20から導出されたガス成分を上記第1の圧力よりも高い第2の圧力まで昇圧するものであり、上記第2ポンプ22は、上記気液分離器20から導出された液体成分を圧縮するものである。熱交換器18は、上記第2ポンプ22から吐出された液体成分と上記第1圧縮機16から吐出されたBOGとを熱交換させるものであり、気化器24は上記熱交換器18を通過した液体成分を気化するものである。そして、この気化器24から排出されたガスと上記第2圧縮機26から吐出されたガスとが合流して天然ガス(NG)として送出されるように、配管がなされている。
【0026】
次に、この装置において行われるLNG及びそのBOGの処理方法を説明する。
【0027】
LNG貯槽10内のLNGは、第1ポンプ12の作動でLNG配管13内を流れ、上記LNG貯槽10内でLNGから蒸発したBOGは、配管14の途中に設けられた第1圧縮機16で第1の圧力(約7.0〜9.9kg/cm2G)まで昇圧され、熱交換器18で予冷された後、混合器17で上記LNGと混合される。この混合により、上記BOGは冷却されてその一部が液化する。この混合流体は気液分離器20に送られ、ガス成分と液体成分とに分離される。
【0028】
このうち、頂部のガス成分は第2圧縮機26で第2の圧力まで昇圧され、底部の液体成分は第2ポンプ22で圧縮される。この圧縮液体は上記熱交換器18で圧縮BOGと熱交換することにより加温され、気化器24で完全気化される。そして、この気化器24で生成されたガスと上記第2圧縮機26から吐出されたガスとが合流し、NGとして所定の場所へ送出される。
【0029】
*実験データ
従来方法(全BOGをガス状態のまま第2の圧力まで昇圧する方法)と、本実施形態方法とについて実験を行った結果、次のような動力データを得ることができた。
【0030】
【表1】
【0031】
この表から明らかなように、本実施形態方法では、第1圧縮機16でひとまず圧縮したBOGの少なくとも一部を液化して残りのガス成分のみを第2圧縮機26で圧縮するようにしているので、全BOGを第2圧縮機26で圧縮する従来方法に比べ、第2圧縮機26の必要動力は桁はずれに小さくなっており、特に、LNG消費量が多い昼間では、第2圧縮機26の運転が不要となっている。これは、処理ガス量の大幅な削減に起因することは勿論、第2圧縮機26上流側でのLNGとの混合で、第2圧縮機26に送られるガス成分の温度が大幅に下げられていることにも起因している。
【0032】
また、この第1実施形態では、第1圧縮機16から吐出された圧縮BOGを混合器17に導入する前に熱交換器18で予冷しているので、その分圧縮BOGの液化量を増やし、第2圧縮機26で圧縮が必要なガス成分量をさらに削減することが可能となっている。しかも、上記熱交換器18で上記圧縮BOGと熱交換される液体成分(第2ポンプ22から吐出された液体成分)は、その後昇温して気化すべきものであるので、この液体成分を圧縮BOGの冷却源として利用することにより、効率の高い運転ができる。
【0033】
なお、本実施形態では、第2ポンプ26でLNGに加えて圧縮BOGの液化分も圧縮しなければならないため、その分従来方法よりも第2ポンプ26の必要動力は増えているが、この必要動力の増加量は上記第2圧縮機26の動力削減量に比べると微々たるものにすぎない。従って、年間の総合動力としては約100万kWhもの動力を節減することが可能となっている。
【0034】
次に、第2実施形態を図2に基づいて説明する。前記第1実施形態において、第2ポンプ22から吐出された液体成分と熱交換器18における圧縮BOGとの熱交換で上記液体成分の一部のみが気化されると、この熱交換器18の下流は気液二相流となり、気化器24に偏流が生じて気化器24本来の性能が失われるおそれがある。
【0035】
そこでこの実施形態では、上記熱交換器を低温側熱交換器18Lと高温側熱交換器18Hとに分割し、低温側熱交換器18Lでは、圧縮BOGとの熱交換による液体成分の昇温をこの液体成分中のBOGが気化しない程度にとどめ、この液体成分のうちの一部のみを高温側熱交換器18Hでさらに圧縮BOGと熱交換して完全気化し、残りの液体成分を気化器24で気化するように、両熱交換器18H,18Lを設計している。
【0036】
この方法及び装置によれば、気化器24には常に単相流(液相流)を流すことができ、偏流発生を防止できる。なお、低温側熱交換器18Lを出た液体成分が高温側熱交換器18Hと気化器24とに流れる比率は、高温側熱交換器18Hの下流側の弁28の操作で調節可能であり、この比率は、高温側熱交換器18Hに対してはこの高温側熱交換器18Hでの熱交換で完全気化できるだけの量を流し、残りの液体成分を全て気化器24に流すように、設定すればよい。
【0037】
次に、第3実施形態を図3に基づいて説明する。前記第1実施形態のように、液体成分の圧縮にポンプ(第2ポンプ22)を使用する場合、この第2ポンプ22におけるキャビテーションを防ぐには、有効吸込ヘッドhsvを十分に高めておく必要がある。この有効吸込みヘッドhsvは、次式により表される。
【0038】
【数1】
hsv=(Ps−Pv)/ρg (m)
ここに、Psはポンプ入口全圧(Pa)、Pvは運転温度における液体の飽和蒸気圧(Pa)、ρは液体の密度(kg/m3)、gは重力加速度である。
【0039】
ところが、上記第1実施形態装置において、気液分離器20から導出される液体成分はほぼ飽和状態であり、上記有効吸込みヘッドhsvはほぼ0であるため、この液体成分がそのまま第2ポンプ22に導入されると、キャビテーションが発生するおそれがある。
【0040】
そこで、この実施形態では、LNG配管13の途中(混合器17の上流側)と第2ポンプ22の上流側とをバイパス配管30で結び、LNG貯槽10から導出されるLNGの一部を気液分離器20から導出される液体成分に混合してこれを予冷するようにしている。こうすることにより、数1における飽和蒸気圧Pvを下げて有効吸込みヘッドhsvを高めることができ、確実にキャビテーションを予防することができる。
【0041】
なお、LNGの分岐量は、上記バイパス配管30に設けた弁32の操作により、運転状態に応じて適宜調節すればよい。
【0042】
【発明の効果】
以上のように本発明は、第1の圧力まで圧縮した圧縮BOGを低温液体との混合で少なくとも一部液化し、残りのガス成分のみを第2の圧力まで圧縮するようにしたものであるので、従来のように大規模な蓄冷容器を用いることなく、全BOGをガス状態のまま上記第2の圧力まで昇圧する場合に比べて低温液体及びそのBOGの処理に必要な動力を大幅に削減できる効果がある。
【0043】
さらに、請求項2,6記載の方法及び装置は、上記圧縮BOGを上記低温液体との混合前に上記液体成分との熱交換で予冷するものであるので、上記低温液体との混合時の圧縮BOGの液化量を増やして気液分離後のガス成分を減らすことができ、このガス成分を第2の圧力まで圧縮するのに要する動力をさらに低減できる効果がある。
【0044】
ここで、請求項3,7記載の方法及び装置では、上記熱交換工程を分割し、まず、上記圧縮BOGとの熱交換で液体成分をその中に含まれる上記BOGが気化する温度よりも低い温度まで加温し、この段階で液体成分から一部を抜き出してこの抜き取り分だけさらに上記圧縮BOGと熱交換させて完全気化し、残りの液体成分を気化器で気化するようにしているので、この気化器には単相流を流すことができる。従って、気化器内での偏流発生を防ぎ、気化器本来の性能を確保できる効果がある。
【0045】
また、請求項4,8記載の方法及び装置では、上記液体成分の圧縮にポンプを用いるにあたり、このポンプの上流側で上記液体成分に上記貯槽から導出した低温液体を混合して上記液体成分を予冷するようにしているので、この予冷によって上記ポンプの有効吸込ヘッドを高めることにより、キャビテーションを予防できる効果がある。
【図面の簡単な説明】
【図1】本発明の第1実施形態におけるLNG及びそのBOGの処理装置を示すフローシートである。
【図2】本発明の第2実施形態におけるLNG及びそのBOGの処理装置を示すフローシートである。
【図3】本発明の第3実施形態におけるLNG及びそのBOGの処理装置を示すフローシートである。
【図4】従来のLNG及びそのBOGの処理装置の一例を示すフローシートである。
【符号の説明】
10 LNG貯槽
12 第1ポンプ(圧送手段)
13 LNG用配管
14 BOG用配管
16 第1圧縮機(第1ガス圧縮手段)
17 混合器(混合部)
18 熱交換器
18L 低温側熱交換器
18H 高温側熱交換器
20 気液分離器
22 第2ポンプ(液体圧縮手段)
24 気化器
26 第2圧縮機(第2ガス圧縮手段)
30 バイパス配管
Claims (8)
- 貯槽内に収容された低温液体及び上記貯槽内で発生したボイルオフガスを処理するための低温液体及びそのボイルオフガスの処理方法において、上記貯槽内より上記ボイルオフガスを抜き出してこれを第1の圧力まで圧縮し、この圧縮ボイルオフガスを上記貯槽内から導出した低温液体に混合して上記圧縮ボイルオフガスの少なくとも一部を液化し、この混合流体を気液分離してそのうちの液体成分を圧縮しかつ気化し、ガス成分を上記第1の圧力よりも高い第2の圧力まで圧縮することを特徴とする低温液体及びそのボイルオフガスの処理方法。
- 請求項1記載の低温液体及びそのボイルオフガスの処理方法において、上記圧縮ボイルオフガスを上記低温液体に混合する前に上記液体成分と熱交換させて予冷することを特徴とする低温液体及びそのボイルオフガスの処理方法。
- 請求項2記載の低温液体及びそのボイルオフガスの処理方法において、上記圧縮ボイルオフガスとの熱交換により上記液体成分をその中に含まれる上記ボイルオフガスが気化する温度よりも低い温度まで加温し、この液体成分から一部を抜き出して上記圧縮ボイルオフガスとさらに熱交換させることにより完全気化する一方、残りの液体成分を気化器で気化することを特徴とする低温液体及びそのボイルオフガスの処理方法。
- 請求項1〜3のいずれかに記載の低温液体及びそのボイルオフガスの処理方法において、上記液体成分の圧縮にポンプを使用するとともに、上記液体成分に上記貯槽から導出した低温液体を混合してこの液体成分を予冷してから上記ポンプに導入することを特徴とする低温液体及びそのボイルオフガスの処理方法。
- 貯槽内に収容された低温液体及び上記貯槽内で発生したボイルオフガスを処理するための低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置において、上記貯槽内から外部へ低温液体を圧送する圧送手段と、上記貯槽内からボイルオフガスを抜き出してこれを第1の圧力まで圧縮する第1ガス圧縮手段と、この第1ガス圧縮手段で圧縮されたボイルオフガスと上記圧送手段により圧送される低温液体とを混合する混合部と、この混合部で混合された混合流体をガス成分と液体成分とに分離する気液分離部と、この気液分離部で分離された液体成分を圧縮する液体圧縮手段と、この圧縮された液体成分を気化する気化手段と、上記気液分離部で分離されたガス成分を上記第1の圧力よりも高い第2の圧力まで圧縮する第2ガス圧縮手段とを備えたことを特徴とする低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置。
- 請求項5記載の低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置において、上記混合部に送られる圧縮ボイルオフガスと上記気液分離部から導出された上記液体成分とを熱交換させる熱交換器を備えたことを特徴とする低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置。
- 請求項6記載の低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置において、上記熱交換器として、上記圧縮ボイルオフガスとの熱交換により上記液体成分をその中に含まれる上記ボイルオフガスが気化する温度よりも低い温度まで加温する低温側熱交換器と、この液体成分の一部を上記圧縮ボイルオフガスとの熱交換によりさらに加温して完全気化させる高温側熱交換器とを備え、上記液体成分の残りを上記気化手段へ導くように配管したことを特徴とする低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置。
- 請求項5〜7のいずれかに記載の低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置において、上記液体圧縮手段をポンプで構成するとともに、上記貯槽から圧送される低温液体の一部を抜き出して上記ポンプ上流側の液体成分に直接合流させるバイパス配管を備えたことを特徴とする低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置。
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