JP3664862B2 - LNG cold heat storage method and apparatus, and BOG reliquefaction method using cold storage heat and apparatus thereof - Google Patents
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Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は液化天然ガス（ＬＮＧと略称）等を気化し、天然ガス（ＮＧと略称）等として供給する時の冷熱を、多成分蓄冷剤を貯蔵した蓄冷槽内に蓄冷する方法及び装置、並びに、蓄冷した冷熱を利用してＮＧの非供給時にボイル・オフガス（ＢＯＧと略称）をＬＮＧとして再液化する方法及び装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
ＬＮＧは保冷タンクに貯蔵され、火力発電プラントや都市ガス用ＮＧとして払い出される。ＮＧの需要時に払い出されるＬＮＧは海水で熱交換してＮＧとしていたために低温海水が発生し環境に影響を与えるという問題があった。
また、ＬＮＧタンクは保冷されているが、ＢＯＧは、外部からの熱により常時ＬＮＧの一部が気化したり、ＬＮＧの払い出し時や輸送船からの受け入れ時に一部が気化したりして発生する。ＢＯＧの発生量は、貯蔵量に対して約０．００１〜０．１％／ｈｒである。ＢＯＧをＬＮＧで液化して回収するには、ＬＮＧの払い出し時の冷熱を利用するのが熱的に有利であるが、電力、熱需要の少ない夜間、深夜等にはＬＮＧ払い出し量が少ないので、ＬＮＧ冷熱を利用して直接ＢＯＧを液化することはできない。
【０００３】
ＢＯＧの処理方法として、払い出し時にＬＮＧが気化する際に発生する冷熱を利用して冷媒を冷却しておき、出荷が減少又は停止した時に、冷却した冷媒を利用してＢＯＧを再液化してＬＮＧタンクに戻したり（特開昭６０−９８３００号公報）、払い出されるＮＧに混ぜて利用したりする方法が知られている。
また、ＬＮＧ等の冷熱を貯蔵し、必要時にそれを利用する技術として、特開昭６０−９８３００号公報や特開昭６３−２０３９９７号公報には、凝固点が低く沸点の高いイソペンタン、イソブタン又はプロパンを蓄冷剤に使用し、蓄冷剤を熱交換器に流通させて使用する技術が開示されている。しかしこれらの蓄冷剤では、蓄冷剤は凝固しないので蓄冷剤は顕熱しか利用できず、大量のＬＮＧの冷熱を蓄冷するには大型の蓄冷設備が必要である。
また特開平５−２６３９９７号公報には、ｎ−ペンタンのように、凝固して顕熱及び潜熱を利用できるものもあるが、冷却パイプと凝固したｎ−ペンタンの伝熱が悪く、初期には凝固したｎ−ペンタンの層が薄いので問題ないが、固相が成長するに伴い伝熱が悪くなるという問題がある。
【０００４】
特開平３−２３６５８８号公報、特開平４−２５１１８２号公報には、エタノール／水の共晶混合物を蓄冷剤に使用し、内部にこの蓄冷剤を満たした蓄冷槽中にパイプを通過させるように設け、パイプ内に蒸発した天然ガスを流すことにより、天然ガスを再液化する方法が開示されている。蓄冷剤に共晶混合物を使用することにより、蓄冷剤は顕熱に加えて、共晶混合物の結晶化時の潜熱も蓄冷に利用することができる。しかしながらエタノール／水の凝固点は高く、更に、冷却パイプの表面に水分が氷として付着すると伝熱効率が悪くなるという問題がある。
特開平５−２４８５９９号公報には、ＬＮＧ冷熱を圧縮式ヒートポンプで回収し、ＬＮＧタンク中のＬＮＧを過冷却してＢＯＧの発生を抑制する方法が開示されている。しかし、ヒートポンプが必要となり、ガス圧縮冷凍サイクルのような複雑な系を使用するという問題がある。
【０００５】
【発明が解決しようとする課題】
本発明の目的は、凝固点が低いので−１００℃以下のような低温で使用できて、顕熱及び結晶化時の潜熱が利用できて、固相の発生によっても伝熱が極端に低下することなく、ＬＮＧ等の液化ガスの冷熱を蓄冷すること、及びその蓄冷熱を利用してＬＮＧの非需要時に、ＢＯＧを液化することである。
【０００６】
【課題を解決するための手段】
本発明者らは、ＨＦＣ−１３４ａ、ＨＦＣ−２３もしくはＨＦＣ−３２、プロパン、及び窒素のようなキャリアーガスを含む多成分蓄冷剤を使用することにより、ＬＮＧ等の液化ガスの冷熱を、蓄冷剤の顕熱及び潜熱として蓄冷できること及びその蓄冷熱を利用してＬＮＧの非需要時に発生するＢＯＧを液化できることを見い出し、本発明を完成するに至った。
【０００７】
すなわち本発明の第１は、ＨＦＣ−１３４ａ、ＨＦＣ−２３、ＨＦＣ−３２、プロパン及びこれらの混合物からなる群から選ばれた少なくとも一種、及びキャリアーガスからなる多成分系の蓄冷剤を使用して、蓄冷剤ガスを払い出しＬＮＧと熱交換して蓄冷剤ガスの一部を液化する工程、該液化された蓄冷剤を蓄冷槽に回収する工程、未液化の残蓄冷剤ガスを、別途、蓄冷槽内の蓄冷剤中へ噴気して蓄冷剤の一部を蓄冷剤ガスとして発生させる工程からなることを特徴とするＬＮＧ冷熱の蓄冷方法に関するものである。
これにより、蓄冷剤の凝固点が低いので−１００℃以下のような低温で使用できて、蓄冷剤の顕熱及び結晶化時の潜熱が利用できて、固相の発生によっても伝熱が極端に低下することなく、ＬＮＧ等の液化ガスの冷熱を蓄冷することができる。
本発明の第２は、ＨＦＣ−１３４ａ、ＨＦＣ−２３、ＨＦＣ−３２、プロパン及びこれらの混合物からなる群から選ばれた少なくとも一種、及びキャリアーガスからなる多成分系の蓄冷剤を液体として貯蔵する蓄冷槽（３）、蓄冷槽（３）の上部に設けられた気液接触塔（４）、気液接触塔頂部と蓄冷槽（３）の間に設けられたキャリアーガス・サーキュレーター（９）、払い出しＬＮＧ（１２）と蓄冷剤ガス（１３）を熱交換する熱交換器（２）及び気液接触塔（４）と熱交換器（２）の間に設けられた蓄冷剤ガス・サーキュレーター（６）からなり、蓄冷剤ガス（１３）を蓄冷剤ガス・サーキュレーター（６）により熱交換器（２）の被冷却側に供給し、熱交換器（２）の冷却側に供給された払い出しＬＮＧ（１２）と熱交換して蓄冷剤ガス（１３）の一部を液化し、一部液化した蓄冷剤ガスを気液接触塔上部に供給し、液化した蓄冷剤は気液接触塔内を流下して蓄冷槽（３）に回収され、残蓄冷剤ガス（１５）を、別途、気液接触塔頂部を経てキャリアーガス・サーキュレーター（９）により蓄冷槽内の蓄冷剤（５）中へ噴気し、蓄冷剤（５）から蓄冷剤ガスを発生させることにより、蓄冷剤（５）に冷熱を蓄冷することを特徴とするＬＮＧ冷熱の蓄冷装置に関するものである。
これにより、蓄冷剤の凝固点が低いので−１００℃以下のような低温で使用できて、顕熱及び蓄冷剤ガスの液化及び結晶化時の潜熱が利用できて、固相の発生によっても伝熱が極端に低下することなく、ＬＮＧ等の液化ガスの冷熱を蓄冷することができる。
また本発明の第３は、ＨＦＣ−１３４ａ、ＨＦＣ−２３、ＨＦＣ−３２、プロパン及びこれらの混合物からなる群から選ばれた少なくとも一種、及びキャリアーガスからなる多成分系の蓄冷剤を使用して、蓄冷剤ガスを払い出しＬＮＧと熱交換して蓄冷剤ガスの一部を液化する工程、該液化された蓄冷剤を蓄冷槽に回収する工程、未液化の残蓄冷剤ガスを、別途、蓄冷槽内の蓄冷剤中へ噴気して蓄冷剤の一部を蓄冷剤ガスとして発生させる工程、並びに、ＬＮＧの非需要時に蓄冷した蓄冷剤と圧縮したＢＯＧを熱交換してＢＯＧを液化する工程からなることを特徴とする多成分蓄冷剤を使用したＢＯＧの再液化方法に関するものである。
これにより、本発明の第２で蓄冷した冷熱を利用してＬＮＧの非需要時に、たまったＢＯＧを液化することができる。
本発明の第４は、ＨＦＣ−１３４ａ、ＨＦＣ−２３、ＨＦＣ−３２、プロパン及びこれらの混合物からなる群から選ばれた少なくとも一種、及びキャリアーガスからなる多成分系の蓄冷剤を液体として貯蔵する蓄冷槽（３）、蓄冷槽（３）の上部に設けられた気液接触塔（４）、気液接触塔頂部と蓄冷槽（３）の間に設けられたキャリアーガス・サーキュレーター（９）、払い出しＬＮＧ（１２）と蓄冷剤ガス（１３）を熱交換する熱交換器（２）及び気液接触塔（４）と熱交換器（２）の間に設けられた蓄冷剤ガス・サーキュレーター（６）、並びに、ＢＯＧ圧縮機（１７）及びＢＯＧ冷却器（１１）からなり、蓄冷剤ガス（１３）を蓄冷剤ガス・サーキュレーター（６）により熱交換器（２）の被冷却側に供給し、熱交換器（２）の冷却側に供給された払い出しＬＮＧ（１２）と熱交換して蓄冷剤ガス（１３）の一部を液化し、一部液化した蓄冷剤ガスを気液接触塔上部に供給し、液化した蓄冷剤は気液接触塔内を流下して蓄冷槽（３）に回収され、残蓄冷剤ガス（１５）を、別途、気液接触塔頂部を経てキャリアーガス・サーキュレーター（９）により蓄冷槽内の蓄冷剤（５）中へ噴気し、蓄冷剤（５）から蓄冷剤ガスを発生させることにより、蓄冷剤（５）に冷熱を蓄冷した後、ＬＮＧの非需要時に、蓄冷した蓄冷剤（５）とＢＯＧ圧縮機（１７）により圧縮したＢＯＧをＢＯＧ冷却器（１１）により熱交換してＢＯＧを液化することを特徴とするＢＯＧの再液化装置に関するものである。
これにより、本発明の第３で蓄冷した冷熱を利用してＬＮＧの非需要時に、たまったＢＯＧを液化することができる。
【０００８】
【発明の実施の形態】
ＬＮＧは、通常、メタンを主成分とする炭素数１〜５の飽和炭化水素からなり、常圧ないし加圧下に、−１５０ないし−１８０℃に冷却されて液化、貯蔵されており、常圧における気化温度は−１６１℃である。したがって、ＬＮＧが気化して外温のＮＧとなるまでの蒸発潜熱及び／又は顕熱を、冷熱として蓄冷することができる。さらに、この蓄冷された冷熱を利用してＢＯＧを再液化することができる。
上述のように、天然ガスはメタンを主成分とする多成分系の混合物であり、産地によって少しづつ組成を異にする。したがって、ＢＯＧの沸点と露点も天然ガスの種類によって異なるが、沸点はほぼ同一の値を示す。
ＢＯＧはＬＮＧタンク内の上部にほぼ常圧で溜まり、その温度は−１００〜−１６０℃であり、主たる成分はメタンである。ＢＯＧの常圧における沸点は約−１６１℃であり、４気圧に圧縮した状態の沸点は約−１４０℃であり、４０気圧に圧縮した状態の沸点は約−８１℃である。
【０００９】
本発明で、払い出しＬＮＧとは、保冷されたＬＮＧタンクから火力発電プラントや都市ガス用にＮＧとして払い出されるＬＮＧを言い、需要期間とは、ＬＮＧが上記用途に払い出される期間を言い、非需要期間とは、上記用途に払い出される量が減少又は０である期間を言う。したがって、例えば、需要期間とは昼間であり、非需要期間とは夜間又は早朝あるいは火力発電プラント等の停止期間である。また、必要時にとは、例えば、ＢＯＧを液化するために冷熱を使用する時である。
ＢＯＧは需要期には火力発電プラントや都市ガス用にＮＧとして払い出されるが、非需要期には外熱によりほぼ一定の速度で発生し、ＬＮＧタンク内の上部に溜まるので、上記発生速度に合わせてＢＯＧを蓄冷装置により再液化する。したがって、本発明ではＢＯＧをＬＮＧタンク内の上部に大量に貯蔵する必要はない。
【００１０】
ＢＯＧは、圧縮機により圧縮され、蓄冷装置により液化されてもよいし、予冷却されてから蓄冷装置により液化されてもよい。予冷却の方法としては、本発明で使用する蓄冷槽の温度よりも高温の約−５０℃〜常温で熱交換できるものであり、本発明における蓄冷装置で熱交換したＬＮＧを払い出しＮＧ（約５℃）にするまでの冷熱を予冷設備に蓄冷し、使用することができる。蓄冷装置に蓄冷された温度にも依るが、ＢＯＧはＢＯＧ圧縮機により３〜２０kgf/cm2（例えば−１５０℃で液化するには約４kgf/cm2）に圧縮された後、必要であれば予冷設備により圧縮ＢＯＧを予冷した上で、蓄冷装置の蓄冷熱を利用してが再液化される。また、日中等ＬＮＧの払い出し時に発生するＢＯＧをＮＧに混合して払い出してもよいし、ＢＯＧを払い出しＮＧの圧力まで昇圧するのに要する圧縮動力が、ＢＯＧの液化に要する圧縮動力よりも大きい場合には、日中等ＬＮＧの払い出し時においても蓄冷された冷熱を利用してＢＯＧを液化してもよい。
【００１１】
本発明で使用する多成分蓄冷剤は、−１００℃以下で蓄冷可能な、好ましくは、−１２０℃〜−２００℃程度での使用に適した蓄冷剤である。多成分蓄冷剤は固溶体を形成し、その凝固点は−１０４℃〜−１８８℃の間であり、冷熱を蓄冷剤の顕熱及び凝固潜熱として蓄えられる媒体であり、加圧下には、−１００℃を越えて常温までの温度で液体状態のものであり、しかも凝固時にもスラリー状態となりキャリアーガスの噴気により撹拌されるので伝熱効率の高いものである。さらに、温度によっては蓄冷剤ガスの液化潜熱も利用できる。
本発明で使用する多成分蓄冷剤は、ＨＦＣ−１３４ａ（ＣＨ2ＦＣＦ3）、ＨＦＣ−２３（ＣＨＦ3）、ＨＦＣ−３２（ＣＨ2Ｆ2）、プロパン及びこれらの混合物からなる群から選ばれた少なくとも一種、及びキャリアーガスの混合物であり、キャリアーガスはその飽和溶解度分が液相（又は固相）に存在し、大部分は気相に存在する。
ＨＦＣ−１３４ａ：プロパンの比率を変えることにより、ＨＦＣ−１３４ａの比率が多い場合には凝固点は−１０４℃に近づき、プロパンの比率が多い場合には凝固点は−１８８℃に近づくので、所望によりその凝固点を選択することができる。
ＨＦＣ−１３４ａ及びプロパンの凝固熱（融解熱）は、それぞれ３．９２、１９．１ｋｃａｌ／ｋｇであるから、これらの混合物の凝固熱はは３．９２ｋｃａｌ／ｋｇを超えて１９．１ｋｃａｌ／ｋｇ未満の範囲で調整可能であり、必要な蓄冷温度レベルに応じてＨＦＣ−１３４ａ：プロパンの比率を選択することもできる。
また、ＨＦＣ−１３４ａとＨＦＣ−２３の混合物や、ＨＦＣ−１３４ａとＨＦＣ−３２の混合物等についても、それらの組成比を調整することにより凝固点降下を生じさせ所望の範囲の凝固点を有する蓄冷剤とすることができる。
【００１２】
キャリアーガスとしては、窒素、水素、メタン、エタン、一酸化炭素、ヘリウム、アルゴン及びそれらの混合物から成る群から選ばれた少なくとも一種のガスを使用することができる。好ましくは、窒素、水素、メタン、ヘリウム、アルゴンまたはそれらの混合物であり、特に好ましくは窒素である。
【００１３】
本発明で使用する多成分蓄冷剤の各成分の比率は、一例としては、ＨＦＣ−１３４ａ／プロパン＝約６０〜２０／約４０〜８０（モル％比）であり、キャリアーガスは液相及び／又は固相に飽和溶解度分が存在し、大部分のキャリアーガスは気相中に存在するような分布を示すような比率である。
しかし、キャリアーガスは、単にＨＦＣ−１３４ａ／プロパン混合系の蓄冷剤の運搬体ではなく、溶解することによりＨＦＣ−１３４ａ／プロパン混合系の凝固点及び凝固熱を変化させるので、ＨＦＣ−１３４ａ／プロパン／キャリアーガスの３成分系で多成分系蓄冷剤（ＭＣＲ）を構成する。
それらの液相の組成は、使用する温度、圧力の範囲で自動的に決まり、温度及び圧力が変化するにつれて組成が自動的に変化する（オープンサイクル）。
【００１４】
この例では、蓄冷温度−１００℃以下では、ＨＦＣ−１３４ａ、プロパンの分圧は十分低く、キャリアーガスの分圧が支配的になる。
多成分蓄冷剤中へのキャリアーガスの噴気により、プロパン、ＨＦＣ−１３４ａ及びキャリアーガスの混合ガスが、蓄冷剤ガスとして、キャリアーガスサーキュレーターにより熱交換器の被冷却側に供給される。熱交換器の冷却側にはＬＮＧが供給され、上記蓄冷剤ガスと熱交換し、蓄冷剤ガスの一部すなわち冷却熱量に相当するプロパン及びＨＦＣ−１３４ａ等キャリアーガスよりも高沸点の成分が優先的に液化される。
このため、蓄冷剤ガス中の各蓄冷剤成分の分圧は、冷熱の移行効率に影響する。
本発明で使用する蓄冷剤は、組成によっては非爆発性にすることが可能である。また、多成分蓄冷剤は、金属に対する腐蝕性がほとんどなく、金属製の設備に貯蔵して長期間使用することができる。また、本発明で使用する多成分蓄冷剤は、オゾン破壊性が低く、外部に漏れた場合でもオゾン破壊性に関する安全性は高い。
【００１５】
本発明では、所望により、前記多成分蓄冷剤に、炭素数１ないし５の他の炭化水素やＨＣＦＣ−１２４（凝固点−１９９℃）、ＨＣＦＣ−２２（凝固点−１６０℃）のようなフロン等を、凝固点、凝固熱等を調整するために混入して使用することができる。
【００１６】
本発明で使用する蓄冷槽は、上記蓄冷剤を内部に貯蔵するものであり、加圧でも、常圧でも、減圧でも使用することができるが、常温になることを考えれば、耐圧性のものにする必要がある。
本発明で使用する蓄冷槽は、蓄冷剤を蓄冷槽内に貯蔵して使用するために特に限定はないが、円筒状、球状等種々の形式のものが使用できる。蓄冷槽は竪型でも横型でもよい。
本発明で使用する蓄冷槽には気液接触塔が設けられる。気液接触塔は、好ましくは、蓄熱槽上部に設けられ、蓄冷剤から発生した蓄冷剤ガスのみを蓄冷剤ガス・サーキュレーターにより熱交換器に供給し、液化した蓄冷剤ガスを気液接触塔上部に供給し、液化した蓄冷剤を気液接触塔内を流下させて蓄冷槽に回収し、残蓄冷剤ガスを、気液接触塔頂部を経てキャリアーガス・サーキュレーターにより蓄冷槽内の蓄冷剤中に供給できるようにする。
【００１７】
気液接触塔は充填塔であっても、棚段塔であってもよい。棚段または充填材としては、蒸留等に使用されるものが用いられる。気液接触塔には適切な材質、気液接触能、圧損等を持った、棚段または充填材が必要な高さに充填される。
気液接触塔は、上部と下部に分けることができる。気液接触塔下部は、蓄冷槽内の液相及び／又は固相の蓄冷剤にキャリアーガスを噴気して蓄冷剤ガスを発生させる際に生ずる蓄冷剤の液の飛沫を分離し、蓄冷剤ガス・サーキュレーターに蓄冷剤ガスのみを供給できるようにする。気液接触塔上部は、下降する冷却された蓄冷剤と上昇する蓄冷剤ガスが接触して熱交換し、未冷却の蓄冷剤ガスが気液接触塔頂部からキャリアーガス・サーキュレーターに混入するのを抑えるようにする。
ＬＮＧとの熱交換により液化しなかった残りの蓄冷剤ガス、即ち、残蓄冷剤ガスは、少量のＨＦＣ−１３４ａ、プロパン及びキャリアーガスであり、別途、気液接触塔頂部からキャリアーガス・サーキュレーターにより蓄冷槽内の蓄冷剤中へ噴気される。
キャリアーガスを蓄冷槽内の蓄冷剤中へ噴気するために、例えば、蓄冷槽内の底部に噴気口を持つパイプを設けることができる。
蓄冷剤ガスを発生させる場合に、蓄冷剤の組成、冷却されるにつれて低下する温度、各サーキュレーターによるガス送気量等により影響されるので、目的に応じて操作条件が定められる。
【００１８】
本発明の蓄冷方法によれば、単位容積あたりの蓄冷量が大きく、蓄冷操作が容易である。すなわち、凝縮性の小さいガス成分から凝縮性の大きいガス成分に至る多成分系の冷媒を使用すること、また蒸気圧や凝固点等について幅のある多成分を共存させることにより、常温からＬＮＧ常圧沸点である−１６０℃レベルの低温に至るまでの伝熱と蓄冷を１つの多成分冷媒を使用して可能になった。
【００１９】
以下に本発明の一例として図１により、払い出しＬＮＧの冷熱を蓄冷し、これを利用してＢＯＧを再液化する方法を説明する。
ＬＮＧタンク１（容量１０万ｋｌ）には、ＬＮＧが常圧ないしやや加圧で、−１６０℃近傍で貯蔵されており、ＬＮＧの上部にはＢＯＧが常圧ないしやや加圧で、−１００〜−１６０℃で溜まっている。ＬＮＧの払い出し量は昼間需要時に例えば、１００ｔ／ｈｒで、ポンプにより３０kgf/cm2に加圧されて払い出され、夜間非需要時の払い出し量はほぼ０ｔ／ｈｒである。ＢＯＧの発生量は常時平均２ｔ／ｈｒである。
【００２０】
蓄冷槽３には蓄冷剤５が貯蔵されており、蓄冷槽の上部には気液接触塔４が設けられている。気液接触塔は、下部充填層７と上部充填層８に充填材が充填されている。蓄冷剤ガス１３は気液接触塔下部と上部の中間から蓄冷剤ガス・サーキュレーター６により熱交換器２に供給される。他方、熱交換器２には払い出しＬＮＧ１２が供給され、蓄冷剤ガスを冷却し、ＮＧ２０として送出される。必要により予蓄冷設備（図示せず）を設けて、熱交換器２を出たＮＧの保有している冷熱をさらに蓄冷してもよい。
蓄冷剤ガス１３は熱交換器２で冷却され、一部が液化され、蓄冷剤ガス・液混合物１４となり、気液接触塔の上部充填層８の上部に供給され、液化した蓄冷剤は上部充填層及び下部充填層を流下して蓄冷槽３に液体として貯蔵される。
蓄冷剤５が常温から徐々に冷却されて、自身の温度が−９０〜−１００℃になり、蓄冷剤の蒸気圧が低下して全体が１気圧以下になってくるとキャリアーガスの機能が低下するためにキャリアーガスをキャリアーガス貯槽２２からキャリアガス供給又は排出ライン２１により蓄冷槽等、系内に供給して所定の気圧を保持する。
本発明における多成分蓄冷剤は、蓄冷時でも、必要であればＢＯＧ液化時でも、キャリアーガスにより撹拌されるので、蓄冷剤が凝固している時はスラリー状態であり、伝熱阻害が防がれる。
【００２１】
残蓄冷剤ガス１５は、別途、気液接触塔頂部からキャリアーガス・サーキュレーター９により蓄冷槽内に設けられた多数の噴気口を有するパイプ１０から蓄冷剤５中へ噴気され、上記蓄冷剤ガスを発生させる。
非需要時、又は需要時であってもＢＯＧ液化必要時に、ＢＯＧ１８は圧縮機１７により圧縮され、ＢＯＧ冷却器１１により冷却されて再液化ＢＯＧ１９になる。この際、蓄冷された蓄冷剤１６がＢＯＧ冷却器１１に流れるようにされ、ＢＯＧ冷却器１１で熱交換した蓄冷剤は蓄冷槽に戻される。この時、キャリアーガスのバブリングによって、蓄冷剤の蒸発潜熱により蓄冷槽内の蓄冷剤（液体）がさらに冷却される効果が生まれる。
【００２２】
【実施例】
以下、実施例により本発明を具体的に説明するが、本発明はこれらに限定されるものではない。
（実施例１）
図１に示す装置において、ＬＮＧタンク１には、ＬＮＧが常圧、−１６１℃で貯蔵されており、ＬＮＧの上部にはＢＯＧが常圧、−１６０℃で溜まっている。ＬＮＧの払い出し量は昼間需要時に１００ｔ／ｈｒで、ポンプにより３０kgf/cm2に加圧されて払い出され、夜間非需要時の払い出し量は０ｔ／ｈｒである。
蓄冷槽３は直径４．０ｍ、長さ２０ｍ、容積２５１ｍ3の横型蓄冷槽であり、蓄冷槽上部には気液接触塔４（直径２．０ｍ、高さ４．０ｍ）が設けられており、下部充填層７と上部充填層８に、それぞれ、金属製カスケード・ミニ・リングが高さ１．５ｍ充填されている。
蓄冷槽３には、表１に示す組成の多成分系の蓄冷剤５が貯蔵されており、キャリーガスを蓄冷剤５中へ噴気することにより、その組成、温度に応じて蓄冷剤ガスが発生する。発生した蓄冷剤ガスは気液接触塔４の底部より充填層下部７と充填層上部８の中間から蓄冷剤ガス・サーキュレーター６により熱交換器２に供給される。
他方、熱交換器２には払い出しＬＮＧ１２が供給され、蓄冷剤ガス１３を冷却した後、ＮＧは予蓄冷装置（図示せず。例えば熱交換器２の後流に設けられる。）に供給されて残りの冷熱が蓄冷され、払い出しＮＧとして送り出される。
蓄冷剤ガスは熱交換器２において冷却され、一部が液化されて蓄冷剤ガス・液混合物１４となり、気液接触塔４の上部充填層８の上部に供給され、液化した蓄冷剤は上部充填層８及び下部充填層７を流下し、蓄冷された蓄冷剤として蓄冷槽３に戻る。
残蓄冷剤ガス１５は、別途、気液接触塔４の頂部からキャリアーガス・サーキュレーター９により蓄冷槽内に設けられた多数の噴気口を有するパイプ１０から蓄冷剤５中へ噴気され、上記蓄冷剤ガスを発生させる。
１基当たり１０万ｋｌのＬＮＧ貯蔵能力を持つＬＮＧタンク１から、ＬＮＧを１００ｔ／ｈｒで払い出した時に、その冷熱で蓄冷剤ガスを冷却することにより冷熱が蓄冷槽内に蓄冷される（表１）。冷却された多成分蓄冷剤はスラリー状に凝固し、キャリアーガスにより撹拌、流動される。
【００２３】
【表１】
（実施例２）
夜間に、実施例１で得られた蓄冷した多成分蓄冷剤（−１００〜−１２０℃で蓄冷された冷熱を有効冷熱量とした）を使用して、４０kgf/cm2に圧縮され、予冷設備により−６０℃に冷却されたＢＯＧを２ｔ／ｈｒで連続６時間供給して、２ｔ／ｈｒでＢＯＧを液化し、ＢＯＧを全量液化させることができる（表２）。
【００２５】
【表２】
【発明の効果】
本発明により、払い出しＬＮＧの冷熱を、蓄冷剤を充填した蓄冷槽内に、顕熱および潜熱として蓄えることが可能となり、また、蓄冷剤が凝固している時はスラリー状態であり、伝熱阻害が防がれ、蓄冷した冷熱を利用して、ＬＮＧの非需要時にＢＯＧをほぼ全量再液化することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】ＬＮＧ冷熱の蓄冷及び、蓄冷熱を利用したＢＯＧの再液化を示すフロー図である。
破線は非需要時においてＢＯＧの圧縮、冷却、液化、ＬＮＧタンクへの還流の流れを示す。
【符号の説明】
１ ＬＮＧタンク
２ 熱交換器
３ 蓄冷槽
４ 気液接触塔
５ 蓄冷剤
６ 蓄冷剤ガス・サーキュレーター
７ 下部充填層
８ 上部充填層
９ キャリアーガス・サーキュレーター
１０ 噴気口を有するパイプ
１１ ＢＯＧ冷却器
１２ 払い出しＬＮＧ
１３ 蓄冷剤ガス
１４ 蓄冷剤ガス・液混合物
１５ 残蓄冷剤ガス
１６ 蓄冷された蓄冷剤
１７ ＢＯＧは圧縮機
１８ ＢＯＧ
１９ 再液化ＢＯＧ
２０ ＮＧ
２１ キャリアガス供給又は排出ライン
２２ キャリアガス貯槽[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention is a method and apparatus for vaporizing liquefied natural gas (abbreviated as LNG), etc., and storing cold heat when supplying it as natural gas (abbreviated as NG) etc. in a regenerator tank storing a multi-component regenerator, and The present invention relates to a method and an apparatus for reliquefying boil-off gas (abbreviated as BOG) as LNG when NG is not supplied by using the cold energy stored.
[0002]
[Prior art]
LNG is stored in a cold storage tank, and is paid out as NG for a thermal power plant or city gas. Since LNG delivered at the time of demand for NG was NG by exchanging heat with seawater, there was a problem that low temperature seawater was generated and the environment was affected.
In addition, although the LNG tank is kept cold, the BOG is generated by constantly evaporating part of the LNG due to heat from the outside, or partly evaporating when the LNG is delivered or received from the transport ship. . The generation amount of BOG is about 0.001 to 0.1% / hr with respect to the storage amount. In order to liquefy and recover BOG with LNG, it is thermally advantageous to use the cold energy at the time of LNG delivery, but since the amount of LNG delivery is small at night, late at night when power and heat demand is low, BOG cannot be directly liquefied using LNG cold heat.
[0003]
As a processing method of BOG, the refrigerant is cooled by using the cold generated when LNG is vaporized at the time of paying out, and when the shipment is reduced or stopped, the cooled refrigerant is used to reliquefy the BOG and the LNG There are known methods of returning to a tank (Japanese Patent Laid-Open No. Sho 60-98300) or mixing with NG to be dispensed.
Further, as a technique for storing cold energy such as LNG and utilizing it when necessary, JP-A-60-98300 and JP-A-63-203997 disclose isopentane, isobutane or propane having a low freezing point and a high boiling point. Is used as a cold storage agent, and the technology of circulating the cold storage agent through a heat exchanger and using it is disclosed. However, in these cool storage agents, since the cool storage agent does not solidify, the cool storage agent can use only sensible heat, and a large-scale cool storage facility is required to store a large amount of cold LNG.
Japanese Patent Laid-Open No. 5-263997 discloses some n-pentane that can solidify and use sensible heat and latent heat, but the heat transfer between the cooling pipe and the solidified n-pentane is poor. There is no problem because the solidified n-pentane layer is thin, but there is a problem that heat transfer becomes worse as the solid phase grows.
[0004]
In JP-A-3-236588 and JP-A-4-251182, an eutectic mixture of ethanol / water is used as a regenerator, and a pipe is passed through a regenerator filled with the regenerator inside. A method for reliquefying natural gas by disposing and flowing the evaporated natural gas into a pipe is disclosed. By using a eutectic mixture for the regenerator, in addition to sensible heat, the regenerator can also use latent heat during crystallization of the eutectic mixture for regenerator. However, there is a problem that the freezing point of ethanol / water is high, and further, if water adheres to the surface of the cooling pipe as ice, the heat transfer efficiency deteriorates.
Japanese Patent Laid-Open No. 5-248599 discloses a method in which LNG cold is recovered by a compression heat pump and LNG in the LNG tank is supercooled to suppress generation of BOG. However, there is a problem that a heat pump is required and a complicated system such as a gas compression refrigeration cycle is used.
[0005]
[Problems to be solved by the invention]
The object of the present invention is that the freezing point is low, so that it can be used at a low temperature of -100 ° C. or less, the sensible heat and the latent heat at the time of crystallization can be used, and the heat transfer is extremely reduced by the generation of the solid phase In other words, the cold energy of the liquefied gas such as LNG is stored, and the BOG is liquefied when the LNG is not in demand by using the stored heat.
[0006]
[Means for Solving the Problems]
By using a multi-component regenerator containing a carrier gas such as HFC-134a, HFC-23 or HFC-32, propane, and nitrogen, the present inventors can convert the cold heat of a liquefied gas such as LNG into a regenerator. The present invention has been completed by finding that it can be stored as sensible heat and latent heat and that it can be used to liquefy BOG generated when LNG is not in demand.
[0007]
That is, the first of the present invention uses at least one selected from the group consisting of HFC-134a, HFC-23, HFC-32, propane and a mixture thereof, and a multicomponent regenerator composed of a carrier gas. , A process for discharging the regenerator gas and exchanging heat with LNG to liquefy a part of the regenerator gas, a process for recovering the liquefied regenerator into the regenerator, and a separate regenerator The present invention relates to a method for storing LNG cold heat, which comprises a step of generating a part of the regenerator as a regenerator gas by blowing into the regenerator.
As a result, since the freezing point of the regenerator is low, it can be used at a low temperature of −100 ° C. or less, the sensible heat of the regenerator and the latent heat at the time of crystallization can be used, and the heat transfer is extremely even when the solid phase is generated. The cold energy of liquefied gas, such as LNG, can be stored cold without decreasing.
In the second aspect of the present invention, a multicomponent regenerator composed of at least one selected from the group consisting of HFC-134a, HFC-23, HFC-32, propane, and a mixture thereof, and a carrier gas is stored as a liquid. A regenerator (3), a gas-liquid contact tower (4) provided at the top of the regenerator (3), a carrier gas circulator (9) provided between the top of the gas-liquid contact tower and the regenerator (3), A heat exchanger (2) for exchanging heat between the delivery LNG (12) and the regenerator gas (13) and a regenerator gas circulator (6) provided between the gas-liquid contact tower (4) and the heat exchanger (2) ), The regenerator gas (13) is supplied to the cooled side of the heat exchanger (2) by the regenerator gas circulator (6), and the discharge LNG supplied to the cooling side of the heat exchanger (2) ( 12) heat exchange with cold storage agent A part of the gas (13) is liquefied and the partially liquefied regenerator gas is supplied to the upper part of the gas-liquid contact tower, and the liquefied regenerator flows down in the gas-liquid contact tower and is collected in the regenerator (3). The remaining regenerator gas (15) is separately blown into the regenerator (5) in the regenerator through the gas-liquid contact tower top and into the regenerator (5) in the regenerator, and the regenerator gas from the regenerator (5) It is related with the cool storage apparatus of the LNG cold heat characterized by storing cold heat in a cool storage agent (5) by generating.
As a result, since the freezing point of the regenerator is low, it can be used at a low temperature of −100 ° C. or lower, and the sensible heat and the latent heat during liquefaction and crystallization of the regenerator gas can be used. The cold heat of liquefied gas such as LNG can be stored without drastically decreasing.
The third aspect of the present invention is to use at least one selected from the group consisting of HFC-134a, HFC-23, HFC-32, propane and a mixture thereof, and a multicomponent regenerator composed of a carrier gas. , A process for discharging the regenerator gas and exchanging heat with LNG to liquefy a part of the regenerator gas, a process for recovering the liquefied regenerator into the regenerator, and a separate regenerator And a step of generating a part of the regenerator as a regenerator gas, and a step of liquefying the BOG by exchanging heat between the regenerative agent regenerated during LNG non-demand and the compressed BOG. The present invention relates to a BOG reliquefaction method using a multicomponent regenerator.
Thereby, the accumulated BOG can be liquefied at the time of the non-demand of LNG using the cold energy stored by the 2nd of this invention.
According to a fourth aspect of the present invention, at least one selected from the group consisting of HFC-134a, HFC-23, HFC-32, propane, and a mixture thereof, and a multicomponent regenerator composed of a carrier gas is stored as a liquid. A regenerator (3), a gas-liquid contact tower (4) provided at the top of the regenerator (3), a carrier gas circulator (9) provided between the top of the gas-liquid contact tower and the regenerator (3), A heat exchanger (2) for exchanging heat between the delivery LNG (12) and the regenerator gas (13) and a regenerator gas circulator (6) provided between the gas-liquid contact tower (4) and the heat exchanger (2) ), And a BOG compressor (17) and a BOG cooler (11), and supply the regenerator gas (13) to the cooled side of the heat exchanger (2) by the regenerator gas circulator (6), Cooling of heat exchanger (2) The LNG (12) supplied to the heat exchanger exchanges heat to liquefy a part of the regenerator gas (13), and the partially liquefied regenerator gas is supplied to the upper part of the gas-liquid contact tower. It flows down in the liquid contact tower and is collected in the cold storage tank (3), and the remaining cold storage agent gas (15) is separately passed through the top of the gas-liquid contact tower and transferred to the cold storage agent (9) in the cold storage tank by the carrier gas circulator (9). 5) Blowing in and generating cold storage agent gas from the cold storage agent (5) to store cold heat in the cold storage agent (5) and then storing the cold storage agent (5) and BOG compression when LNG is not in demand The present invention relates to a BOG reliquefaction apparatus characterized in that BOG compressed by a machine (17) is heat exchanged by a BOG cooler (11) to liquefy BOG.
Thereby, the accumulated BOG can be liquefied at the time of non-demand of LNG using the cold energy stored in the third of the present invention.
[0008]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
LNG is usually composed of a saturated hydrocarbon having 1 to 5 carbon atoms mainly composed of methane, cooled to −150 to −180 ° C. under normal pressure or pressure, liquefied and stored, and at normal pressure The vaporization temperature is -161 ° C. Therefore, the latent heat of vaporization and / or sensible heat until LNG is vaporized and becomes NG at the external temperature can be stored as cold. Further, the BOG can be reliquefied using the stored cold energy.
As described above, natural gas is a multi-component mixture containing methane as a main component, and the composition varies little by little depending on the production area. Therefore, the boiling point and dew point of BOG vary depending on the type of natural gas, but the boiling point shows almost the same value.
BOG accumulates at almost normal pressure in the upper part of the LNG tank, and its temperature is −100 to −160 ° C., and the main component is methane. The boiling point of BOG at normal pressure is about −161 ° C., the boiling point when compressed to 4 atm is about −140 ° C., and the boiling point when compressed to 40 atm is about −81 ° C.
[0009]
In the present invention, the payout LNG refers to LNG that is paid out as NG for a thermal power plant or city gas from a refrigerated LNG tank, and the demand period refers to a period during which LNG is paid out for the above-mentioned use. Means a period during which the amount paid out for the above-mentioned use is reduced or zero. Therefore, for example, the demand period is daytime, and the non-demand period is nighttime or early morning or a stop period of a thermal power plant or the like. Further, when necessary, for example, when cold heat is used to liquefy BOG.
BOG is paid out as NG for thermal power plants and city gas in the demand period, but is generated at an almost constant rate due to external heat in the non-demand period and accumulates in the upper part of the LNG tank. BOG is reliquefied by a regenerator. Therefore, in the present invention, it is not necessary to store a large amount of BOG in the upper part of the LNG tank.
[0010]
The BOG may be compressed by a compressor and liquefied by a cold storage device, or may be liquefied by a cold storage device after being precooled. As a method of pre-cooling, heat exchange can be performed at about −50 ° C. to room temperature, which is higher than the temperature of the regenerator used in the present invention, and LNG heat-exchanged by the regenerator in the present invention is discharged NG (approximately 5 ℃)) can be stored in pre-cooling equipment and used. Depending on the temperature stored in the regenerator, the BOG is compressed by the BOG compressor to 3-20 kgf / cm 2 (for example, about 4 kgf / cm 2 for liquefaction at -150 ° C.) The pre-cooling equipment pre-cools the compressed BOG, and then reliquefies using the cold storage heat of the cold storage device. Also, BOG generated when LNG is discharged during the day may be mixed with NG and the compression power required to discharge BOG and increase the pressure to NG is greater than the compression power required to liquefy BOG. Alternatively, the BOG may be liquefied by using the cold energy stored even when LNG is paid out during the daytime or the like.
[0011]
The multi-component regenerator used in the present invention is a regenerator that can store cold at −100 ° C. or less, and preferably suitable for use at about −120 ° C. to −200 ° C. The multicomponent regenerator forms a solid solution, and its freezing point is between −104 ° C. and −188 ° C., and is a medium in which cold energy is stored as sensible heat and latent heat of coagulation, and under pressure, −100 ° C. It is in a liquid state at a temperature up to room temperature exceeding the above, and is also in a slurry state at the time of solidification, and is agitated by a carrier gas jet, so that heat transfer efficiency is high. Furthermore, depending on the temperature, the liquefaction latent heat of the regenerator gas can be used.
The multi-component regenerator used in the present invention is selected from the group consisting of HFC-134a (CH 2 FCF 3 ), HFC-23 (CHF 3 ), HFC-32 (CH 2 F 2 ), propane and mixtures thereof. In addition, the carrier gas has a saturated solubility in the liquid phase (or solid phase), and most of the carrier gas exists in the gas phase.
By changing the ratio of HFC-134a: propane, the freezing point approaches −104 ° C. when the ratio of HFC-134a is high, and the freezing point approaches −188 ° C. when the ratio of propane is high. A freezing point can be selected.
Since the heat of solidification (heat of fusion) of HFC-134a and propane is 3.92 and 19.1 kcal / kg, respectively, the heat of solidification of these mixtures is more than 3.92 kcal / kg and less than 19.1 kcal / kg. The ratio of HFC-134a: propane can be selected according to the required cold storage temperature level.
In addition, for a mixture of HFC-134a and HFC-23, a mixture of HFC-134a and HFC-32, etc., a regenerator having a freezing point within a desired range by causing a freezing point depression by adjusting the composition ratio thereof. can do.
[0012]
As the carrier gas, at least one gas selected from the group consisting of nitrogen, hydrogen, methane, ethane, carbon monoxide, helium, argon, and mixtures thereof can be used. Nitrogen, hydrogen, methane, helium, argon or a mixture thereof is preferable, and nitrogen is particularly preferable.
[0013]
The ratio of each component of the multi-component regenerator used in the present invention is, for example, HFC-134a / propane = about 60 to 20 / about 40 to 80 (mol% ratio), and the carrier gas is in the liquid phase and / or Alternatively, the ratio is such that a saturated solubility component is present in the solid phase and a distribution in which most of the carrier gas exists in the gas phase.
However, since the carrier gas is not simply a carrier for the regenerator of the HFC-134a / propane mixed system, it changes the freezing point and heat of solidification of the HFC-134a / propane mixed system by being dissolved, so that the HFC-134a / propane / A multi-component regenerator (MCR) is composed of a three-component carrier gas.
The composition of these liquid phases is automatically determined in the range of temperature and pressure to be used, and the composition changes automatically as the temperature and pressure change (open cycle).
[0014]
In this example, at a cold storage temperature of −100 ° C. or lower, the partial pressures of HFC-134a and propane are sufficiently low, and the partial pressure of the carrier gas becomes dominant.
As a result of the carrier gas blowing into the multi-component regenerator, a mixed gas of propane, HFC-134a and carrier gas is supplied as a regenerator gas to the cooled side of the heat exchanger by the carrier gas circulator. LNG is supplied to the cooling side of the heat exchanger to exchange heat with the above regenerator gas, and a part of the regenerator gas, that is, a component having a high boiling point is preferred over a carrier gas such as propane and HFC-134a corresponding to the amount of cooling heat. Liquefied.
For this reason, the partial pressure of each cool storage agent component in the cool storage agent gas affects the efficiency of cold transfer.
The regenerator used in the present invention can be made non-explosive depending on the composition. In addition, the multi-component regenerator has almost no corrosiveness to metals and can be stored in a metal facility and used for a long time. Moreover, the multi-component regenerator used in the present invention has low ozone destructive properties, and has high safety regarding ozone destructive properties even when leaked to the outside.
[0015]
In the present invention, if desired, the multi-component regenerator may include other hydrocarbons having 1 to 5 carbon atoms, chlorofluorocarbons such as HCFC-124 (freezing point-199 ° C), HCFC-22 (freezing point-160 ° C), and the like. In order to adjust the freezing point, the heat of solidification, etc., they can be mixed and used.
[0016]
The regenerator used in the present invention stores the regenerator inside, and can be used under pressure, normal pressure, or reduced pressure, but is pressure-resistant in view of normal temperature. It is necessary to.
The cold storage tank used in the present invention is not particularly limited in order to store and use the cold storage agent in the cold storage tank, but various types such as a cylindrical shape and a spherical shape can be used. The cold storage tank may be vertical or horizontal.
The regenerator used in the present invention is provided with a gas-liquid contact tower. The gas-liquid contact tower is preferably provided in the upper part of the heat storage tank, and only the cold storage agent gas generated from the cold storage agent is supplied to the heat exchanger by the cold storage agent gas circulator, and the liquefied cold storage agent gas is supplied to the upper part of the gas-liquid contact tower. The liquefied cold storage agent flows down in the gas-liquid contact tower and is collected in the cold storage tank, and the remaining cold storage agent gas is passed through the top of the gas-liquid contact tower to the cold storage agent in the cold storage tank by the carrier gas circulator. To be able to supply.
[0017]
The gas-liquid contact tower may be a packed tower or a plate tower. As the shelf or the filler, those used for distillation or the like are used. The gas-liquid contact tower is filled with the necessary height of shelves or packing materials with appropriate materials, gas-liquid contact ability, pressure loss, etc.
The gas-liquid contact tower can be divided into an upper part and a lower part. The lower part of the gas-liquid contact tower separates the droplets of the regenerator liquid that is generated when the regenerator gas is generated by blowing the carrier gas into the liquid phase and / or solid phase regenerator in the regenerator,・ Only supply the regenerator gas to the circulator. In the upper part of the gas-liquid contact tower, the cooled cool storage agent and the rising cool storage gas come into contact with each other to exchange heat, and the uncooled cool storage gas enters the carrier gas circulator from the top of the gas-liquid contact tower. Try to suppress.
The remaining regenerator gas that has not been liquefied by heat exchange with LNG, that is, the remaining regenerator gas, is a small amount of HFC-134a, propane, and carrier gas, separately from the top of the gas-liquid contact tower by a carrier gas circulator. It is blown into the cool storage agent in the cool storage tank.
In order to jet carrier gas into the cool storage agent in the cool storage tank, for example, a pipe having a jet port at the bottom of the cool storage tank can be provided.
When generating the regenerator gas, it is influenced by the composition of the regenerator, the temperature that decreases as it cools, the amount of gas supplied by each circulator, etc., so that the operating conditions are determined according to the purpose.
[0018]
According to the cold storage method of the present invention, the cold storage amount per unit volume is large, and the cold storage operation is easy. That is, by using a multi-component refrigerant from a gas component having a low condensability to a gas component having a high condensability, and coexisting multiple components having a wide range of vapor pressure, freezing point, etc., from normal temperature to LNG normal pressure Heat transfer and cold storage up to a low temperature of the boiling point of −160 ° C. can be performed by using one multi-component refrigerant.
[0019]
As an example of the present invention, referring to FIG. 1, a method for regenerating liquefaction of BOG by storing the cold heat of the payout LNG will be described below.
In the LNG tank 1 (capacity 100,000 kl), LNG is stored at normal pressure or slightly pressurized at around −160 ° C., and BOG is stored at normal pressure or slightly pressurized at the upper part of LNG. Accumulated at -160 ° C. The amount of LNG delivered is, for example, 100 t / hr during daytime demand, and is paid out by being pressurized to 30 kgf / cm 2 by a pump, and the amount dispensed during non-nighttime demand is approximately 0 t / hr. The amount of BOG generated is always an average of 2 t / hr.
[0020]
A
The
When the
The multi-component regenerator in the present invention is agitated by the carrier gas even when storing cold, and if necessary, when liquefying BOG. Therefore, when the regenerator is solidified, it is in a slurry state, preventing heat transfer inhibition. It is.
[0021]
The remaining
The
[0022]
【Example】
EXAMPLES Hereinafter, the present invention will be specifically described with reference to examples, but the present invention is not limited thereto.
(Example 1)
In the apparatus shown in FIG. 1, LNG is stored in the LNG tank 1 at normal pressure and −161 ° C., and BOG is accumulated at normal pressure and −160 ° C. above the LNG. The amount of LNG discharged is 100 t / hr during daytime demand, and is pressurized and discharged to 30 kgf / cm 2 by a pump. The amount dispensed at night non-demand is 0 t / hr.
The
The
On the other hand, the
The regenerator gas is cooled in the heat exchanger 2 and is partially liquefied to form a regenerator gas /
The remaining
When LNG is discharged at 100 t / hr from an LNG tank 1 having an LNG storage capacity of 100,000 kl per unit, the cold energy is stored in the regenerator by cooling the regenerator gas with the cold energy (Table 1). ). The cooled multi-component regenerator solidifies into a slurry and is stirred and fluidized by a carrier gas.
[0023]
[Table 1]
(Example 2)
At night, using the regenerative multi-component regenerator obtained in Example 1 (the cold energy stored at −100 to −120 ° C. as the effective amount of cold energy) is compressed to 40 kgf / cm 2 and precooling equipment The BOG cooled to −60 ° C. can be continuously supplied at 2 t / hr for 6 hours, and the BOG can be liquefied at 2 t / hr to completely liquefy BOG (Table 2).
[0025]
[Table 2]
【The invention's effect】
According to the present invention, it becomes possible to store the cold heat of the payout LNG as sensible heat and latent heat in a cool storage tank filled with a cool storage agent, and when the cool storage agent is solidified, it is in a slurry state, which inhibits heat transfer. Thus, the entire amount of BOG can be reliquefied when LNG is not in demand using the cold energy stored.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a flow chart showing cold storage of LNG cold and reliquefaction of BOG using the cold storage.
The broken line indicates the flow of BOG compression, cooling, liquefaction, and return to the LNG tank during non-demand.
[Explanation of symbols]
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 LNG tank 2
13 Cold
19 Reliquefied BOG
20 NG
21 Carrier gas supply or
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