JP5583820B2

JP5583820B2 - 液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法

Info

Publication number: JP5583820B2
Application number: JP2013103612A
Authority: JP
Inventors: 亘井手原; 賢治石倉; 洋地福原
Original assignee: Chugoku Electric Power Co Inc
Current assignee: Chugoku Electric Power Co Inc
Priority date: 2013-05-16
Filing date: 2013-05-16
Publication date: 2014-09-03
Anticipated expiration: 2031-03-29
Also published as: JP2013152029A

Description

本発明は、液化ガスの貯蔵設備におけるボイルオフガス抑制方法に関する。

近年、液化天然ガス（以下、「ＬＮＧ」ともいう）は、石油代替エネルギー及びクリーン燃料として注目されており、コンバイドガスサイクル発電技術の向上及び地球温暖化対策の観点から利用が増大している。
ＬＮＧは、ＬＮＧ基地に設置されたＬＮＧタンクから発電所やガス会社等の需要先に供給される。ＬＮＧタンクには、主として海外から輸送船によって運搬されたＬＮＧが受け入れられ、−１６０℃前後の低温で貯蔵されている。

ＬＮＧタンク内では外部からの自然入熱等によって常時一部のＬＮＧが気化し、ボイルオフガス（以下、「ＢＯＧ」ともいう）が発生している。また、輸送船からＬＮＧタンクにＬＮＧを受け入れるとき、特に大量（通常時の２〜３倍程度）のＢＯＧが発生し、無駄にＬＮＧが消費されることになる。そのため、従来、ＬＮＧタンク内で発生したＢＯＧをＬＮＧタンクから送出したＬＮＧと熱交換して再液化し、ＬＮＧタンクに戻す技術（例えば、特許文献１参照）や、ＬＮＧの受入や払出を行っていないときに、輸送船からＬＮＧタンクへのＬＮＧの受入管内に低温のＬＮＧを密閉保持しておき、この受入管への自然入熱を密閉保持されたＬＮＧで蓄熱し、その分、タンク内におけるＢＯＧの発生を抑制しようとする技術（例えば、特許文献２参照）が提案されている。

特開平５−１１８４９７号公報特開２００７−２９２１８１号公報

特許文献１に記載の技術では、ＢＯＧの発生自体を抑制することはできず、また、再液化するための装置を別途備えなければならないため、装置の複雑化や高コスト化を招くという問題がある。また、特許文献２に記載の技術では、輸送船からＬＮＧタンクへＬＮＧの受入を行う際に、受入管内で蓄熱されたＬＮＧがＬＮＧタンク内へ入り込むため、それによるＢＯＧの発生は避けられない。また、ＬＮＧタンクから送出されたＬＮＧを受入管や払出管に戻すための循環管が必要であるため、特許文献１と同様に装置の複雑化や高コスト化を招くという問題がある。

本発明は、上記のような実情に鑑みてなされたものであり、液化ガスの貯蔵タンク内におけるボイルオフガスの発生を効果的に抑制することができる方法を提供することを目的とする。

本発明は、輸送船のタンクから受け入れた液化ガスを所定の貯蔵圧力下で貯蔵する貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクから送出されるボイルオフガスを昇圧する圧縮機とを備えている液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法であって、
前記圧縮機の運転を制御することによって、前記貯蔵タンク内へ液化ガスを受け入れるときの前記貯蔵タンク内の貯蔵圧力である受入圧力を、前記貯蔵タンク内へ液化ガスを受け入れるとき以外の前記貯蔵タンク内の貯蔵圧力よりも４５％〜６５％高い、１６．０〜１８．０（ｋＰａＧ）の範囲に一時的に高めることを特徴とする。

また、本発明は、輸送船のタンクから受け入れた液化ガスを所定の貯蔵圧力下で貯蔵する貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクから送出されるボイルオフガスを昇圧する圧縮機とを備えている液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法であって、
前記圧縮機の運転を制御することによって、前記貯蔵タンク内へ液化ガスを受け入れるときの前記貯蔵タンク内の貯蔵圧力である受入圧力を、前記貯蔵タンク内へ液化ガスを受け入れるとき以外の前記貯蔵タンク内の貯蔵圧力よりも５．０〜７．０（ｋＰａ）高い、１６．０〜１８．０（ｋＰａＧ）の範囲に一時的に高めることを特徴とする。

本発明の方法は、貯蔵タンク内に液化ガスを受け入れるときに、貯蔵タンク内の圧力（受入圧力）を１６．０〜１８．０ｋＰａＧの範囲に一時的に高める。これによりボイルオフガス（ＢＯＧ）の発生を受入圧力で抑え込むことが可能となる。また、貯蔵タンク内に液化ガスを受け入れるときに限らず貯蔵タンク内の圧力を常に高く設定した場合には、高圧力に耐え得るように貯蔵タンクの強度を高めなければならず貯蔵タンクの製造コストが増大するが、本発明の場合、貯蔵タンク内に液化ガスを受け入れるときだけ一時的に高圧力に耐えればよいため、貯蔵タンクの強度をそれほど高める必要もなく、製造コスト増を抑えることができる。また、従来技術のようにＢＯＧの再液化のための装置やＬＮＧの循環管等を備えなくても適切にＢＯＧの発生を抑制することができるため、装置の複雑化や高コスト化を招くことはほとんどない。

一般に、液化ガス貯蔵設備は、貯蔵タンク内で発生したボイルオフガスを需要先や処理設備に送ったり貯蔵タンク内の圧力を所定の貯蔵圧力に保つため、ボイルオフガスを昇圧する圧縮機を備えている。そのため、本発明では、貯蔵タンク内に液化ガスを受け入れるときにこの圧縮機の運転を制御することによって、貯蔵タンク内の受入圧力を一時的に高める。具体的には、前記貯蔵タンク内へ液化ガスを受け入れるときに、前記圧縮機の運転を停止又は抑制することによってボイルオフガスの送出量を低下させることができる。
これにより、貯蔵タンクの受入圧力を高めるための装置を新たに備えなくとも、既存の設備を利用して容易に貯蔵タンク内の受入圧力を高めることが可能となる。

また、前記貯蔵タンクに対する液化ガスの受入流量は、１．０×１０^４〜１．１×１０^４（ｍ^３／ｈ）に調節することが好ましい。
本願の発明者は、貯蔵タンクに対する液化ガスの受入流量が大きいと、ＢＯＧの発生量も大きくなることを知見した。一方、受入流量があまりにも小さいと、液化ガスの受入に要する時間が膨大となり、予定された時間内に液化ガス受入作業を終えることができなくなる。本発明は、液化ガスの受入流量を上記の如く設定することによってボイルオフガスの発生量と受入作業時間とのバランスを適切に図ることができる。

本発明によれば、ＬＮＧタンク内におけるＢＯＧの発生を効果的に抑制することができる。

本発明の実施形態に係るＬＮＧ貯蔵設備の概略構成図である。ＬＮＧタンクの圧力とＢＯＧ発生量との関係を示すグラフである。ＬＮＧ受入の際のＬＮＧ温度差、ＬＮＧタンク圧力、及びＢＯＧ発生量の関係を示すグラフである。

以下、図面を参照して本発明の実施形態を説明する。
図１は、本発明の実施形態に係る液化ガス貯蔵設備の概略構成図である。
本実施形態の液化ガス貯蔵設備１０は、液化ガスとしてのＬＮＧ（液化天然ガス）を貯蔵するＬＮＧタンク（貯蔵タンク）１１と、輸送船１６で運搬されるＬＮＧを桟橋からＬＮＧタンク１１まで送出するための受入管１２と、ＬＮＧタンク１１に貯蔵したＬＮＧを払出するための払出管１３と、ＬＮＧタンク１１内で発生したＢＯＧ（ボイルオフガス）をＬＮＧタンク１１外に排出して処理するためのＢＯＧ処理機構１４と、ＬＮＧタンク１１の周囲の地盤凍結を防止するヒーティング装置１５とを備えている。

受入管１２の上流側にはローディングアーム１７が接続されており、輸送船１６によって運搬されたＬＮＧはローディングアーム１７及び受入管１２を介してＬＮＧタンク１１の下部に受け入れられる。ＬＮＧタンク１１は、例えば１６００００ｋＬの貯蔵量を有している。また、輸送船１６は、例えば１４００００ｍ^３の積貨容量を有している。

払出管１３の上流側にはＬＮＧタンク１１内の下層部に設けられた払出ポンプ１８が接続され、払出管１３にはＬＮＧを気化するための気化器１９が接続されている。払出ポンプ１８を作動すると、ＬＮＧタンク１１内のＬＮＧが払出管１３を介して気化器１９に送出される。ＬＮＧは、気化器１９において海水等の冷媒により気化されてＮＧ（天然ガス）となり、ガス会社や発電所等の需要先（払出先）に供給される。気化器１９から排出された余剰のＮＧは、ベントスタック２０において燃焼処理される。

ＬＮＧタンク１１内では、ＬＮＧタンク１１の壁面や各配管からの自然入熱や、払出ポンプ１８等からの入熱によってＢＯＧが発生し、発生したＢＯＧは、ＬＮＧタンク１１の上部側に蓄積される。ＢＯＧ処理機構１４は、ＬＮＧタンク１１内で発生したＢＯＧをＬＮＧタンク１１外へ排出し、適宜処理する機能を有している。

ＢＯＧ処理機構１４は、ＬＮＧタンク１１内で発生したＢＯＧを外部へ排出するためのＢＯＧ送出管２３と、ＢＯＧ送出管２３から送出されたＢＯＧを燃焼処理するフレアスタック２４と、ＢＯＧ送出管２３から排出されるＢＯＧを昇圧するＢＯＧ圧縮機２５と、ＢＯＧ圧縮機２５の動作を制御する制御装置２６と、ＬＮＧタンク１１内の圧力を計測する圧力計２７と、を備えている。

需要先が稼働している場合（需要期間）、ＬＮＧタンク１１内のＢＯＧは、ＢＯＧ圧縮機２５の作動によりＢＯＧ送出管２３を介して圧送され、気化器１９によって気化されたＮＧと合流して需要先に供給される。また、需要先が停止している場合等には、ＢＯＧは、フレアスタック２４やベントスタック２０へ送られて燃焼処理される。フレアスタック２４へ繋がるＢＯＧ送出管２３には圧力調整弁２９が設けられ、この圧力調整弁２９は、圧力計等によって計測されたＬＮＧタンク１１内の圧力に応じて開閉し、余剰のＢＯＧをフレアスタック２４に送るように構成されている。なお、圧力調整弁２９は、ＬＮＧタンク１１内の圧力が１９．６１ｋＰａＧ以上になったときにＢＯＧをフレアスタック２４に送るように設定されている。また、図１中の符号３０は、安全弁であり、この安全弁３０は、ＬＮＧタンク１１内の圧力が２１．４３ｋＰａＧとなったときにＢＯＧをＬＮＧタンク１１外に放散するように構成されている。

また、圧力計２７の計測値は制御装置２６に入力され、この制御装置２６は、当該計測値に応じてＢＯＧ圧縮機２５の動作を制御する。具体的には、ＬＮＧタンク１１内の圧力が所定の設定圧力となるようにＬＮＧタンク１１からのＢＯＧの排出量を制御する。本実施形態では、ＬＮＧタンク１１に輸送船からＬＮＧを受け入れるときの圧力（受入圧力）と、それ以外の圧力（貯蔵圧力）とにＬＮＧタンク１１内の圧力を設定する。

ＬＮＧタンク１１にＬＮＧを受け入れるとき、ＬＮＧタンク１１内には大量のＢＯＧが発生する。具体的に、ＬＮＧ受入時以外に発生するＢＯＧの量は、約５．５〜６．０ｔ／ｈであるのに対して、ＬＮＧの受入の際には約１９．０ｔ／ｈのＢＯＧが発生する。そのため、本実施形態のＬＮＧ貯蔵設備１０においては、ＬＮＧ受入の際のＢＯＧの発生量を抑制するために以下の手段を講じるものとなっている。
（Ａ）ＬＮＧタンク１１内の圧力調節
（Ｂ）ＬＮＧタンク１１内のＬＮＧの温度調節
（Ｃ）ＬＮＧの受入流量の調節
以下、これらの内容について詳細に説明する。

（Ａ）ＬＮＧタンク１１内の圧力調節について
ＢＯＧ圧縮機２５の動作を制御する制御装置２６は、ＬＮＧタンク１１内の貯蔵圧力を、約１１ｋＰａＧに維持するようにＢＯＧ圧縮機２５を制御する。一方、制御装置２６は、ＬＮＧタンク１１内のＬＮＧを受け入れるときの受入圧力を、約１６ｋＰａＧ〜１８ｋＰａＧに高めるようにＢＯＧ圧縮機２５を制御する。すなわち、制御装置２６は、ＬＮＧ受入の際にＢＯＧ圧縮機２５の運転を停止又は抑制することによってＢＯＧの送出量を低下させ、ＬＮＧタンク１１内の受入圧力を貯蔵圧力よりも５ｋＰａ〜７ｋＰａ（４５％〜６５％）程度高める制御を行う。このように受入圧力を貯蔵圧力よりも高めることによってＬＮＧタンク１１内におけるＢＯＧの発生を圧力で抑え込むことができる。

図２は、ＬＮＧタンク１１の圧力とＢＯＧ発生量との関係を示すグラフであり、このグラフから、ＬＮＧタンク１１の圧力が１６ｋＰａＧ〜１８ｋＰａＧのとき、ＢＯＧ発生量が大きく減少していることが分かる。また、受入圧力が１８ｋＰａＧよりも大きいと、圧力調整弁２９又は安全弁３０の作動圧力に対して十分なマージンを取ることができなくなる。よって、ＬＮＧタンク１１の受入圧力は１６ｋＰａＧ〜１８ｋＰａＧとするのがより好適である。

（Ｂ）ＬＮＧタンク１１内のＬＮＧの温度調節について
一般に、ＬＮＧタンク１１内のＬＮＧ温度は、例えば約−１５８℃に保たれている。これに対して、輸送船１６によって運搬されるＬＮＧの温度は例えば−１６０℃とされ、ＬＮＧタンク１１内のＬＮＧ温度（タンク内ＬＮＧ温度）よりも２℃程度低くなっている。これに対して、本実施形態では、タンク内ＬＮＧ温度と輸送船１６のＬＮＧ温度（受入ＬＮＧ温度）との温度差（ＬＮＧ温度差）を所定値以内とすることによって、ＬＮＧ受入の際のＢＯＧの発生を抑制するものとしている。

図３は、ＬＮＧ受入の際のＬＮＧ温度差及びＬＮＧタンク圧力と、ＢＯＧの発生量との関係を示すグラフである。なお、この図では、ＢＯＧ発生量については上下の変動のみを示し、個々の値については省略している。また、図３に示す例では、タンク圧力が１０ｋＰａＧ〜１２ｋＰａＧの範囲に保たれ、温度差が１．１℃〜２．１℃の範囲で変動している場合を示している。
図３から明らかなように、温度差が１．３℃以下のときＢＯＧ発生量は低減し、温度差１．６以上のときはＢＯＧ発生量が多くなっていることが分かる。したがって、タンク内ＬＮＧ温度と受入ＬＮＧ温度との温度差を１．３℃以内とするのが好適である。

なお、タンク内ＬＮＧ温度と受入ＬＮＧ温度との温度差は、ＬＮＧタンク１１内の圧力調整やヒーティング装置１５による加熱温度調整、又は、輸送船１６側のタンク内のＬＮＧ温度調整によって小さくすることができる。

（Ｃ）ＬＮＧの受入流量の調節について
図２には、ＬＮＧタンク１１の圧力とＢＯＧ発生量との関係が受入流量毎（１２０００ｍ^３／ｈ、９０００ｍ^３／ｈ、６０００ｍ^３／ｈ）に示されている。従来のＬＮＧの受入流量は、１２０００ｍ^３／ｈであった。
この図から明らかなように、ＬＮＧの受入流量が少ないほどＢＯＧ発生量が少なくなることが分かる。したがって、ＬＮＧの受入流量は可能な限り少なくすることによって無駄なＬＮＧの消費を抑制することができる。しかし、受入流量を少なくし過ぎると当然に受入作業に長時間を要し、日中に受入作業が終了しなくなるという弊害が生じる。そのため、本実施形態では、輸送船からのＬＮＧの受入流量を１００００ｍ^３／ｈ〜１１０００ｍ^３／ｈに設定した。これにより、ＢＯＧの発生量を抑制しながらも受入作業時間を可及的に短くすることができ、バランスのよい受入作業を実現することができる。

本発明は、上記実施形態に限定されることなく適宜設計変更可能である。
本発明の液化ガス貯蔵設備１０は、図１に示すものを基本として、例えばＢＯＧの再液化装置やＬＮＧの循環管等の他の装置を備えていてもよい。また、ＬＮＧタンク１１から払出されたＬＮＧは、高圧ガスと低圧ガスとの２系統で需要先に供給できるようにしてもよい。

１０：液化ガス貯蔵設備
１１：ＬＮＧタンク（貯蔵タンク）
１２：受入管
１３：払出管
１４：ＢＯＧ処理機構
１５：ヒーティング装置
２３：ＢＯＧ送出管
２５：ＢＯＧ圧縮機
２６：制御装置
２７：圧力計

Claims

輸送船のタンクから受け入れた液化ガスを所定の貯蔵圧力下で貯蔵する貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクから送出されるボイルオフガスを昇圧する圧縮機とを備えている液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法であって、
前記圧縮機の運転を制御することによって、前記貯蔵タンク内へ液化ガスを受け入れるときの前記貯蔵タンク内の貯蔵圧力である受入圧力を、前記貯蔵タンク内へ液化ガスを受け入れるとき以外の前記貯蔵タンク内の貯蔵圧力よりも４５％〜６５％高い、１６．０〜１８．０（ｋＰａＧ）の範囲に一時的に高めることを特徴とする液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法。
輸送船のタンクから受け入れた液化ガスを所定の貯蔵圧力下で貯蔵する貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクから送出されるボイルオフガスを昇圧する圧縮機とを備えている液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法であって、
前記圧縮機の運転を制御することによって、前記貯蔵タンク内へ液化ガスを受け入れるときの前記貯蔵タンク内の貯蔵圧力である受入圧力を、前記貯蔵タンク内へ液化ガスを受け入れるとき以外の前記貯蔵タンク内の貯蔵圧力よりも５．０〜７．０（ｋＰａ）高い、１６．０〜１８．０（ｋＰａＧ）の範囲に一時的に高めることを特徴とする液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法。
前記貯蔵タンク内へ液化ガスを受け入れるときに、前記圧縮機の運転を停止又は抑制することによってボイルオフガスの送出量を低下させる、請求項１又は２に記載の液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法。
前記貯蔵タンクに対する液化ガスの受入流量を１．０×１０ ^４〜１．１×１０ ^４（ｍ ^３／ｈ）に調節することを特徴とする請求項１〜３のいずれか１項に記載の液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法。