JP6313388B2 - 液化ガス処理システム - Google Patents

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Description

本発明は、液化ガス処理システムに関する。
近年、技術開発によってガソリンやディーゼルを代替して液化天然ガス（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ）、液化石油ガス（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｇａｓ）などの液化ガスを広く使用している。液化天然ガスは、ガス田から採取した天然ガスを精製して得られたメタンを冷却して液化させたものであり、無色・透明な液体で汚染物質がほとんどなく、熱量が高くて非常に優れた燃料である。その反面、液化石油ガスは、油田から石油とともに出てくるプロパンＣ3Ｈ8とブタンＣ4Ｈ10を主成分としたガスを常温で圧縮して液体に作った燃料である。液化石油ガスは、液化天然ガスと同様に、無色無臭であり、家庭用、業務用、工業用、自動車用などの燃料として広く使用されている。
このような液化ガスは、地上に設置されている液化ガス貯蔵タンクに貯蔵されるか、または海洋を航行する輸送手段である船舶に備えられている液化ガス貯蔵タンクに貯蔵され、液化天然ガスは液化によって１／６００の体積に減り、液化石油ガスは、液化によってプロパンは、１／２６０、ブタンは１／２３０の体積に減って貯蔵効率が高いという利点がある。
これらの液化ガスは、多様な需要先に供給されて使用されるが、最近は、液化天然ガスを運ぶＬＮＧ運搬船でＬＮＧを燃料として使用してエンジンを駆動するＬＮＧ燃料供給方式が開発されており、このようにエンジンの燃料としてＬＮＧを使用する方式は、ＬＮＧ運搬船以外の他の船舶にも適用されている。
しかしながら、エンジンなどの需要先が要求する液化ガスの温度及び圧力などは、液化ガス貯蔵タンクに貯蔵されている液化ガスの状態とは異なる場合がある。したがって、最近は液体の状態に貯蔵される液化ガスの温度及び圧力などを制御して需要先に供給するような技術について持続的な研究開発が行われている。
したがって、本発明は、従来技術の問題を解決しようと創出されたものであり、その目的は、蒸発ガスを加圧させて液化ガス需要先に供給し、一部の蒸発ガスは減圧して液化させるが、この時発生したフラッシュガスを蒸発ガス圧縮器に再循環させながら蒸発ガスを冷却させる媒体として使用することにより、蒸発ガスの再液化効率を大幅に向上させることができる液化ガス処理システムを提供することである。
また、本発明の他の目的は、蒸発ガス圧縮器を駆動するための蒸発ガスの流量が不足している場合、フラッシュガスを使用することで、一定流量以上が蒸発ガス圧縮器に供給されるようにし、リサイクル制御を最小化して圧縮器の効率を向上させることができる液化ガス処理システムを提供することである。
上記目的を達成するために本発明の一実施例による液化ガス処理システムは、液化ガス貯蔵タンクから液化ガス需要先まで連結される蒸発ガス供給ラインと、前記蒸発ガス供給ライン上に設けられ、前記液化ガス貯蔵タンクから発生した蒸発ガスを加圧する蒸発ガス圧縮器と、前記蒸発ガス供給ライン上で前記蒸発ガス圧縮器の上流に設けられ、前記蒸発ガス圧縮器で加圧され、前記液化ガス需要先の上流で分岐される前記蒸発ガス供給ラインに沿って回収された蒸発ガスと、前記液化ガス貯蔵タンクから供給される蒸発ガスを熱交換させる蒸発ガス熱交換器と、前記液化ガス需要先の上流で分岐される前記蒸発ガス供給ライン上に設けられ、前記蒸発ガス熱交換器で熱交換された蒸発ガスを減圧させる蒸発ガス減圧器と、前記蒸発ガス減圧器で減圧された蒸発ガスからフラッシュガスを分離する気液分離器と、前記気液分離器から前記蒸発ガス熱交換器の上流まで連結され、前記フラッシュガスを前記蒸発ガス熱交換器に供給する気体回収ラインとを含み、前記蒸発ガス熱交換器は、前記蒸発ガス圧縮器で加圧され、前記蒸発ガス供給ラインに沿って回収された蒸発ガスと、前記気体回収ラインを介して供給されるフラッシュガスを熱交換させることを特徴とする。
また、前記蒸発ガス熱交換器で熱交換された蒸発ガスは、前記蒸発ガス減圧器または前記蒸発ガス圧縮器に供給されることができる。
また、前記蒸発ガス供給ライン上で前記蒸発ガス熱交換器の上流に設けられ、前記液化ガス貯蔵タンクから供給される蒸発ガスと前記気液分離器で回収されるフラッシュガスを混合し、前記蒸発ガス熱交換器に供給する混合器をさらに含むことができる。
また、前記気液分離器から前記液化ガス貯蔵タンクまで連結され、前記気液分離器で分離される液体状態の蒸発ガスを前記液化ガス貯蔵タンクに回収する液体回収ラインをさらに含むことができる。
また、前記蒸発ガス減圧器は、ジュールトムソン弁でありえる。
また、前記蒸発ガス減圧器は膨張器でありえる。
以上のように、本発明の液化ガス処理システムによれば、外部の熱浸透によって液化ガス貯蔵タンクで発生した蒸発ガスを加圧して液化ガス需要先に供給するか、またはフラッシュガスを蒸発ガス圧縮器に循環させ、蒸発ガスとともに加圧して液化ガス需要先に供給する。これにより、蒸発ガスが捨てられることが防止されて燃料を節約できるだけでなく、フラッシュガスを蒸発ガスと混合して利用することにより、一定流量以上が蒸発ガス圧縮器に供給され、リサイクル制御を最小化して駆動効率が向上されるという効果を奏する。
また、本発明の液化ガス処理システムによれば、蒸発ガス減圧器に流入される蒸発ガスが気液分離器で分離されたフラッシュガスと蒸発ガス熱交換器で熱交換しながらさらに冷却され、蒸発ガスの液化効率を向上されるという効果を奏する。
従来の液化ガス処理システムの概念図である。 本発明の一実施例による液化ガス処理システムの概念図である。 本発明の一実施例による液化ガス処理システムでの液化ガス貯蔵タンクの断面図である。 一般的な液化ガス処理システムでの蒸発ガス圧縮器の流量に対する消費電力を示したグラフである。
以下、添付図面を参照して本発明の好適な実施例について詳細に説明する。
図１は、従来の液化ガス処理システムの概念図である。図１に示したように、従来の液化ガス処理システム１は、液化ガス貯蔵タンク１０、液化ガス需要先２０、ポンプ３０、液化ガス熱交換器４０を含む。この時、液化ガス需要先２０は、高圧液化ガス需要先である気体燃料エンジンまたは低圧液化ガス需要先である二重燃料エンジンでありえるし、ポンプ３０は、ブーストポンプ（Ｂｏｏｓｔｉｎｇ Ｐｕｍｐ;３１）と高圧ポンプ（Ｈｉｇｈ Ｐｒｅｓｓｕｒｅ Ｐｕｍｐ;３２）とを含んで構成することができる。ここで、液化ガス貯蔵タンク１０からポンプ３０、液化ガス熱交換器４０、液化ガス需要先２０まで液化ガス供給ライン２１で連結することができる。
以下、本明細書では、液化ガスとは、ＬＮＧまたはＬＰＧ、エチレン、アンモニアなどのように、一般的に液体の状態で保管されるすべてのガス燃料を包括する意味として使用されることができ、加熱や加圧によって液体状態でない場合なども便宜上液化ガスに表現することができる。これは、蒸発ガスをも同様に適用されることができる。また、ＬＮＧは、便宜上液体の状態であるＮＧ（Ｎａｔｕｒｅ Ｇａｓ）のみならず、超臨界状態などであるＮＧをすべて包括する意味として使用することができ、蒸発ガスは、気体状態の蒸発ガスのみならず、液化された蒸発ガスを含む意味として使用することがてきる。
従来の液化ガス処理システム１は、液化ガス貯蔵タンク１０から液体状態の液化ガスを取り出してブーストポンプ３１、高圧ポンプ３２を介して加圧した後、液化ガス熱交換器４０でグリコールウォーターなどで加熱し、液化ガス需要先２０に供給するような方式を使用した。
しかし、この場合、液化ガス貯蔵タンク１０に保存された液体状態の液化ガスのみを使用するため、外部の熱浸透によって液化ガス貯蔵タンク１０内で自然に発生する蒸発ガスは、液化ガス貯蔵タンク１０の内圧を下げるために蒸発ガス排出ライン１６、本発明の実施例では、蒸発ガス供給ラインからなるに沿って外部に排出処理した。このため、従来の液化ガス処理システム１は、蒸発ガスを全く使用せず、エネルギーの無駄が発生するという問題がある。
図２は、本発明の一実施例による液化ガス処理システムの概念図であり、図３は、本発明の一実施例による液化ガス処理システムの液化ガス貯蔵タンクの断面図であり、図４は、一般的な液化ガス処理システムでの蒸発ガス圧縮器の流量に対する消費電力を示したグラフである。
図２に示したように、本発明の一実施例による液化ガス処理システム２は、液化ガス貯蔵タンク１０、蒸発ガス圧縮器５０、蒸発ガス熱交換器６０、混合器７０、蒸発ガス減圧器８０、気液分離器９０を含む。本発明の一実施例では、液化ガス貯蔵タンク１０、液化ガス需要先２０などは、従来の液化ガス処理システム１での各構成と便宜上同じ符号を使用したが、必ずしも同一の構成を指すものではない。
液化ガス貯蔵タンク１０は、液化ガス需要先２０に供給されるべき液化ガスを貯蔵する。液化ガス貯蔵タンク１０は、液化ガスを液体の状態で保管しなければならないが、このとき液化ガス貯蔵タンク１０は、圧力タンクの形態を持つことができる。
図３に示したように、液化ガス貯蔵タンク１０は、外槽タンク１１、内槽タンク１２、断熱部１３を含む。外槽タンク１１は、液化ガス貯蔵タンク１０の外壁をなす構造であり、スチールで形成されることができ、断面が多角形の形態でなりうる。
内槽タンク１２は、外槽タンク１１の内部に備えられ、サポート（Ｓｕｐｐｏｒｔ;１４）によって外槽タンク１１の内部に支持設置することができる。この時、サポート１４は、内槽タンク１２の下端に設けることができ、もちろん、内槽タンク１２の左右流動を抑制するために、内槽タンク１２の側面にも具備することができる。
内槽タンク１２は、ステンレス材質で形成されることができ、５ｂａｒないし１０ｂａｒ（例えば６ｂａｒ）の圧力に耐えられるように設計することができる。内槽タンク１２をこのように一定の圧力に耐えられるように設計するのは、内槽タンク１２の内部に備えられた液化ガスが蒸発して蒸発ガスが生成されることによって内槽タンクの内圧が上昇するからである。
内槽タンク１２の内部には、バッフル（Ｂａｆｆｌｅ；１５）が具備されうる。バッフル１５は、格子形態のプレートを意味し、バッフル１５が設置されることにより内槽タンク１２内部の圧力は均等に分布されて内槽タンク１２が一部に集中圧力を受けることを防止することができる。
断熱部１３は、内槽タンク１２と外槽タンク１１との間に備えられ、外部の熱エネルギーが内槽タンク１２に伝達されることを防止することができる。このとき、断熱部は真空状態でありえる。断熱部を真空に形成することにより液化ガス貯蔵タンク１０は、一般的なタンクと比較したとき高い圧力により効率的に耐えることができる。一例として、液化ガス貯蔵タンク１０は、真空の断熱部によって５ｂａｒないし２０ｂａｒの圧力を耐えることができる。
このように本実施例では、真空状態の断熱部１３を外槽タンク１１と内槽タンク１２との間に具備する圧力タンク型液化ガス貯蔵タンク１０を使用することにより、蒸発ガスの発生を最小限に抑えることができ、内圧が上昇しても液化ガス貯蔵タンク１０が破損するなどの問題が起きることを未然に防止することができる。
また、本実施例では、液化ガス貯蔵タンク１０から発生する蒸発ガスを蒸発ガス圧縮器５０に供給し、蒸発ガスの加熱に利用したり、または蒸発ガスを加圧して液化ガス需要先２０の燃料として活用することで、蒸発ガスを効率的に利用することができる。
ここで、液化ガス貯蔵タンク１０の下流には、強制気化器（Ｆｏｒｃｉｎｇ Ｖａｐｏｒｉｚｅｒ；１９）が設けられ、強制気化器１９は、蒸発ガスの流量が不足している場合に動作し、液化ガス需要先２０に供給される蒸発ガスの流量を増加させることができる。すなわち、強制気化器１９は、蒸発ガス供給ライン１６で混合器７０の上流に設けられ、液化ガス貯蔵タンク１０内の液化ガスを気化させて蒸発ガス圧縮器５０に気体状態の液化ガスを供給することができる。
液化ガス需要先２０は、液化ガス貯蔵タンク１０から供給される蒸発ガスとフラッシュガス（Ｆｌａｓｈ Ｇａｓ）によって駆動されて電力を発生させる。この時、液化ガス需要先２０は高圧エンジンであり、気体燃料エンジン（例えば、ＭＥＧＩ）でありえる。
液化ガス需要先２０は、液化ガスの燃焼によりシリンダ（図示せず）内部のピストン（図示せず）が往復運動することにより、ピストンに連結されたクランク軸（図示せず）が回転し、クランク軸に連結されるシャフト（図示せず）が回転されうる。したがって、液化ガス需要先２０の駆動時にシャフトに連結されたプロペラ（図示せず）が回転することにより、船体が前進または後進することになる。
もちろん、本実施例では、液化ガス需要先２０は、プロペラを駆動するためのエンジンでありえるが、発電のためのエンジンまたはその他の動力を発生させるためのエンジンでありえる。すなわち、本実施例では、液化ガス需要先２０の種類を特に限定しない。ただし、液化ガス需要先２０は、蒸発ガスとフラッシュガスの燃焼によって駆動力を発生させる内燃機関の場合もある。
液化ガス需要先２０は、蒸発ガス圧縮器５０によって加圧された蒸発ガス、フラッシュガスの供給を受けて駆動力を得ることができる。液化ガス需要先２０に供給される蒸発ガスとフラッシュガスの状態は、液化ガス需要先２０が要求する状態に応じて異なる場合がある。
または、液化ガス需要先２０は、蒸発ガスとオイルが混合されて供給されず、蒸発ガスまたはオイルが選択的に供給される二重燃料エンジンでありえる。二重燃料エンジンがこのように蒸発ガスまたはオイルを選択的に供給を受けるのは、燃焼温度が異なる二つの物質が混合供給されることを遮断し、液化ガス需要先２０の効率が低下することを防止するためである。
液化ガス貯蔵タンク１０と液化ガス需要先２０との間には、蒸発ガスを伝達する蒸発ガス供給ライン１６を設けることができ、蒸発ガス供給ライン１６には、強制気化器１９、混合器７０、蒸発ガス熱交換器６０、蒸発ガス圧縮器５０、蒸発ガス減圧器８０、気液分離器９０などが具備されて蒸発ガスが液化ガス需要先２０に供給されるか、または気液分離器９０に供給されるようにすることができる。この時、蒸発ガス供給ライン１６には、燃料供給弁（図示せず）が設けられ、燃料供給弁の開度調節により蒸発ガスの供給量が調整されることができる。
蒸発ガス圧縮器５０は、液化ガス貯蔵タンク１０から発生された蒸発ガスを加圧する。蒸発ガス圧縮器５０は、液化ガス貯蔵タンク１０から発生されて排出される蒸発ガスを加圧して蒸発ガス熱交換器６０や液化ガス需要先２０に供給することができる。
蒸発ガス圧縮器５０は、複数に具備されて蒸発ガスを多段加させることができる。一例として、蒸発ガス圧縮器５０は、５つ具備されて蒸発ガスが５段加圧されるようにすることができる。５段加圧された蒸発ガスは、２００ｂａｒないし４００ｂａｒに加圧され、液化ガス需要先２０に供給することができる。
ここで、蒸発ガス供給ライン１６は、蒸発ガス圧縮器５０と液化ガス需要先２０との間から分岐し、蒸発ガス熱交換器６０に連結されることができる。すなわち、蒸発ガス供給ライン１６は、蒸発ガス圧縮器５０から液化ガス需要先２０に連結されるか、または蒸発ガス熱交換器６０に連結されることができる。この時、蒸発ガス熱交換器６０に分岐される地点の蒸発ガス供給ライン１６上には弁（図示せず）が設けられており、弁は、液化ガス需要先２０に供給される蒸発ガスの流量または蒸発ガス圧縮器５０により、蒸発ガス熱交換器６０に供給される蒸発ガスの流量を制御することができ、三方弁でありえる。
複数の蒸発ガス圧縮器５０の間には、蒸発ガス冷却器（図示せず）を設けることができる。蒸発ガス圧縮器５０によって蒸発ガスが加圧されると、圧力上昇に応じて温度をも上昇することがあるから、本実施例では、蒸発ガス冷却器を使用して蒸発ガスの温度を再び下げることができる。蒸発ガス冷却は、蒸発ガス圧縮器５０と同じ数に設けることができ、各蒸発ガス冷却器は各蒸発ガス圧縮器５０の下流に設けることができる。
蒸発ガス圧縮器５０が蒸発ガスを加圧することにより、蒸発ガスは圧力が上昇し、かつ沸点が上昇して相対的に高い温度でも液化されうる状態になる。したがって、本実施例では、蒸発ガス圧縮器５０により蒸発ガスの圧力を上げることにより、蒸発ガスが容易に液化されるようにすることができる。
蒸発ガス熱交換器６０は、蒸発ガス供給ライン１６上で液化ガス貯蔵タンク１０と蒸発ガス圧縮器５０との間に設けられ、蒸発ガス圧縮器５０で加圧される蒸発ガスと液化ガス貯蔵タンク１０から供給される蒸発ガスを熱交換させることができる。蒸発ガス熱交換器６０で熱交換された蒸発ガスは、蒸発ガス減圧器８０、または蒸発ガス圧縮器５０に供給すされることができる。すなわち、蒸発ガス圧縮器５０で多段で加圧された後、蒸発ガス減圧器８０に回収される蒸発ガスと液化ガス貯蔵タンク１０から新たに供給される蒸発ガスが蒸発ガス熱交換器６０で熱交換される。
混合器７０は、蒸発ガス供給ライン１６上で蒸発ガス熱交換器６０の上流に設けられ、液化ガス貯蔵タンク１０から供給される蒸発ガスが流入され、気液分離器９０から回収されるフラッシュガスが流入されることができる。このような、混合器７０は、蒸発ガスとフラッシュガスが貯蔵されるように空間をなす圧力タンクの形態でなすことができる。ここで、混合器７０で混合された蒸発ガスとフラッシュガスは、蒸発ガス熱交換器５０に供給される。
蒸発ガス減圧器８０は、蒸発ガス圧縮器５０で加圧された後、蒸発ガス熱交換器６０で熱交換された蒸発ガスを減圧させる。例えば、蒸発ガス減圧器８０は、蒸発ガスを１ｂａｒ乃至１０ｂａｒに減圧することができ、蒸発ガスが液化されて液化ガス貯蔵タンク１０に移送時に１ｂａｒまで減圧されることができ、減圧時に蒸発ガスは、冷却効果が行われることができる。
ここで、蒸発ガス圧縮器５０で加圧された蒸発ガスは、蒸発ガス熱交換器６０で液化ガス貯蔵タンク１０に供給された蒸発ガスと熱交換して冷却されるが、圧力は蒸発ガス圧縮器５０から吐出された吐出圧を維持することができる。本実施例では、蒸発ガス減圧器８０を用いて蒸発ガスを減圧させて蒸発ガスが冷却されるようにし、蒸発ガスを液化させることができる。このとき、減圧される圧力範囲が大きいほど、蒸発ガスの冷却効果が増大されることができ、例えば、蒸発ガス減圧器８０は、蒸発ガス圧縮器５０によって３００ｂａｒに加圧された蒸発ガスを１ｂａｒまで減圧させることができる。
蒸発ガス減圧器８０はジュールトムソン弁からなることができる。これと違って蒸発ガス減圧器８０は膨張器からなることもできる。ジュールトムソン弁の場合、減圧により効果的に蒸発ガスを冷却させて少なくとも一部の蒸発ガスが液化されるようにすることができる。
その反面、膨張器は、別の電力を使用しなくとも駆動されることができ、特に、発生した動力を蒸発ガス圧縮器５０を駆動させる電力として活用することにより、液化ガス処理システム２の効率を向上させることができる。動力伝達は、例えば、ギア連結または電気変換後の伝達等により行うことができる。
気液分離器（Ｓｅｐａｒａｔｏｒ；９０）は、蒸発ガス減圧器８０で減圧された蒸発ガスから気体を分離する。気液分離器９０で蒸発ガスは、液体と気体に分離され、液体は液化ガス貯蔵タンク１０に供給され、気体はフラッシュガスとして蒸発ガス圧縮器５０の上流に回収されることができる。
ここで、気液分離器９０に供給される蒸発ガスは、蒸発ガス減圧器８０で減圧されて冷却された状態でありえる。例えば、蒸発ガス圧縮器５０で蒸発ガスは、多段加圧されて２００ｂａｒないし４００ｂａｒの圧力を持つことができ、温度は４５℃前後で行うことができる。４５℃前後の温度に上昇された蒸発ガスは、蒸発ガス熱交換器６０に回収され、液化ガス貯蔵タンク１０から供給される−１００℃前後の蒸発ガスと熱交換され、−９７℃前後の温度に冷却された後、蒸発ガス減圧器８０に供給される。この時、蒸発ガス減圧器８０で蒸発ガスは減圧によって冷却され、約１ｂａｒの圧力と約−１６２.３℃程度の温度を持つことができる。
このように、本実施例では、気液分離器９０に供給される蒸発ガスが蒸発ガス減圧器８０で減圧されて−１６２℃より低い温度を持つことになるので、約３０〜４０％の蒸発ガスが液化されることがてきる。また、本実施例では、液化された蒸発ガスを液化ガス貯蔵タンク１０に回収させ、気液分離器９０から発生したフラッシュガスを捨てずに混合器７０に回収させ、蒸発ガスとフラッシュガスとを蒸発ガス圧縮器５０によって加圧した後、液化ガス需要先２０に供給することができる。
気液分離器９０で蒸発ガスが液体と気体に分離されると、液化された蒸発ガスとフラッシュガスは、それぞれが液体回収ライン１８と気体回収ライン１７を介して液化ガス貯蔵タンク１０と混合器７０に回収されることができる。
液体回収ライン１８は、気液分離器９０から液化ガス貯蔵タンク１０まで連結されて液体状態の蒸発ガスを液化ガス貯蔵タンク１０に回収し、気体回収ライン１７は、気液分離器９０から蒸発ガス圧縮器５０の上流である混合器７０まで連結されてフラッシュガスを蒸発ガス圧縮器５０の上流に回収し、フラッシュガスが捨てられて無駄になることを防止することができる。
このとき、フラッシュガスは、前述したように、蒸発ガス減圧器８０によって減圧されることにより冷却され、−１６２.３℃になる場合があるが、このようなフラッシュガスと液化ガス貯蔵タンクで発生した−１００℃の蒸発ガスは、混合器７０で混合されて−１１０乃至-１２０℃（約−１１４℃）の蒸発ガスとして蒸発ガス熱交換器６０に流入される。したがって、蒸発ガス圧縮器５０と液化ガス需要先２０との間で分岐して蒸発ガス熱交換器６０に連結された蒸発ガス供給ライン１６に沿って回収される４５℃の蒸発ガスは、蒸発ガス熱交換器６０で−１１０乃至−１２０℃の蒸発ガスと熱交換することにより冷却されることができる。これは、フラッシュガスの回収のない場合（４５℃の蒸発ガスが−１００℃の蒸発ガスと熱交換）に対比すると、蒸発ガスの追加的な冷却を具現することができる。
これにより、蒸発ガス熱交換器６０から吐出されて蒸発ガス減圧器８０に流入される蒸発ガスは、フラッシュガスの循環のない場合（約−９７℃）よりも低い約−１１２℃でありえるし、蒸発ガス減圧器８０によって減圧されると約−１６３.７℃に冷却されることができる。この場合、フラッシュガスの循環のない場合よりもさらに多くの蒸発ガスが蒸発ガス減圧器８０によって液化されて液化ガス貯蔵タンク１０に回収されることができる。
したがって、本実施例では、蒸発ガス減圧器８０を介して冷却された蒸発ガスのうち気体状態の蒸発ガスを気液分離器９０からフラッシュガスに分離して蒸発ガス熱交換器６０に供給し、蒸発ガス圧縮器５０から蒸発ガス熱交換器６０、蒸発ガス減圧器８０に回収される蒸発ガスの温度を十分に低くすることで、蒸発ガスの液化効率を６０％以上に引き上げることができる。また、本実施例では、液化ガス貯蔵タンク１０から出てくる蒸発ガスのみならず、フラッシュガスが蒸発ガスと混合されて蒸発ガス圧縮器５０に流入されるため、一定流量以上が蒸発ガス圧縮器５０に供給されて駆動効率を向上させることができる。
図４のグラフにしめしたように、一般的な蒸発ガス圧縮器は、Ｂ区間の場合、流量が増加すれば、比例的に消費電力が増加する。これは、多くの流量の蒸発ガスを圧縮するために大量の消費電力が必要であることを意味する。このときＢ区間は蒸発ガス圧縮器の仕様、駆動条件等によって決定される既設定値（ＡとＢ区間を決定する基準値）より流量の多い区間でありえる。
一方、蒸発ガス圧縮器に流入される蒸発ガスの流量が既設定値よりも少ない場合、Ａ区間では、流量が減少しても消費電力は減少しない。これは、蒸発ガス圧縮器に一定の体積の蒸発ガスが流入されない場合には、サージング（ｓｕｒｇｉｎｇ）が発生する危険性があり、蒸発ガス圧縮器５０に流入される蒸発ガスの流量が既設定値よりも少ない時には、蒸発ガスの一部をリサイクルさせて蒸発ガス圧縮器５０の蒸発ガス流入体積を一定値以上に維持しなければならないので、リサイクルのための消費電力が発生するからである。
しかし、本実施例の蒸発ガス圧縮器５０は、蒸発ガスとともにフラッシュガスが蒸発ガス圧縮器５０に流入されることがあるので、蒸発ガスの流量が既設定値以下であるＡ区間で蒸発ガスの流量が減少しても、フラッシュガスによって蒸発ガス圧縮器５０が要求する体積を満足させるので、蒸発ガスの流量の減少に伴い消費電力を節減することができる。すなわち、本実施例の蒸発ガス圧縮器５０は、Ａ区間で流量減少の時に消費電力を比例的に減少することができる。
したがって、本実施例では、蒸発ガスの量が少ない場合、フラッシュガスの量を調節して蒸発ガス圧縮器５０のリサイクル制御が減るようにし、蒸発ガス圧縮器５０の低負荷運転による所要動力を節減することができる。
本実施例の蒸発ガス圧縮器５０は、Ｂ区間の場合、流量が増加するにつれて消費電力が増加する。これは、より多くの量の蒸発ガスを圧縮するために、多くの消費電力を必要とするからである。ただし、本実施例では、フラッシュガスを循環するような構成が含まれているため、蒸発ガスの流量に応じて蒸発ガス圧縮器５０の消費電力が増加することとは関係なく、蒸発ガスの再液化効率を大幅に向上させることができる。
このように本実施例では、外部の熱浸透によって液化ガス貯蔵タンク１０から発生された蒸発ガスを加圧して液化ガス需要先２０に供給したり、フラッシュガスを蒸発ガス圧縮器５０に循環させ、蒸発ガスとともに加圧して液化ガス需要先２０に供給し、蒸発ガスが捨てられるのを防止して燃料を節減することができるだけでなく、フラッシュガスで蒸発ガスを追加冷却して液化効率を最大化することができ、フラッシュガスを蒸発ガスと混合して使用することで、一定流量以上が蒸発ガス圧縮器５０に供給され、リサイクル制御を最小化して駆動効率を向上させることができる。
以上説明したように、本発明の最も好ましい実施例について説明したが、本発明は、上記記載に限定されるものではなく、特許請求の範囲に記載され、又は明細書に開示された発明の要旨に基づき、当業者において様々な変形や変更が可能なのはもちろんであり、斯かる変形や変更が、本発明の範囲に含まれることは言うまでもない。
１、２ 液化ガス処理システム、
１０ 液化ガス貯蔵タンク、
１１ 外槽タンク、
１２ 内槽タンク、
１３ 断熱部、
１４ サポート、
１５ バッフル、
１６ 蒸発ガス供給ライン、
１７ 気体回収ライン、
１８ 液体回収ライン、
２０ 液化ガス需要先、
２１ 液化ガス供給ライン、
３０ ポンプ、
３１ ブーストポンプ、
３２ 高圧ポンプ、
４０ 液化ガス熱交換器、
５０ 蒸発ガス圧縮器、
６０ 蒸発ガス熱交換器、
７０ 混合器、
８０ 蒸発ガス減圧器、
９０ 気液分離器

Claims (8)

  1. 液化ガス処理システムであって、
    ２００ｂａｒ以上の圧力を持った蒸発ガスの高圧ガス需要先と、
    液化ガス貯蔵タンクから前記高圧ガス需要先まで連結される蒸発ガス供給ラインと、
    前記蒸発ガス供給ライン上に設けられ、前記液化ガス貯蔵タンクから発生した蒸発ガスを２００ｂａｒ以上に加圧して蒸発ガスを前記高圧ガス需要先へ供給する蒸発ガス圧縮器と、
    前記蒸発ガス供給ライン上で前記蒸発ガス圧縮器の上流に設けられ、前記蒸発ガス圧縮器で加圧され、前記高圧ガス需要先の上流で分岐される前記蒸発ガス供給ラインに沿って回収された蒸発ガスと、前記液化ガス貯蔵タンクから供給される蒸発ガスとを熱交換させる蒸発ガス熱交換器と、
    前記高圧ガス需要先の上流で分岐される前記蒸発ガス供給ライン上に設けられ、前記蒸発ガス熱交換器で熱交換された蒸発ガスを減圧させる蒸発ガス減圧器と、
    前記蒸発ガス減圧器により減圧された蒸発ガスからフラッシュガスを分離する気液分離器と、
    前記気液分離器から前記蒸発ガス熱交換器の上流まで連結され、前記フラッシュガスを前記蒸発ガス熱交換器に供給する気体回収ラインと、
    前記気体回収ラインから供給される前記フラッシュガスが、蒸発ガス熱交換器の上流で前記液化ガス貯蔵タンクから供給される蒸発ガスと混合し、
    前記蒸発ガス熱交換器において、前記蒸発ガス圧縮器で加圧され前記蒸発ガス供給ラインに沿って回収された前記蒸発ガスは、前記液化ガス貯蔵タンクから供給される蒸発ガスと前記気体回収ラインを介して供給されるフラッシュガスとで熱交換し、
    前記蒸発ガス圧縮器で高圧に加圧され前記蒸発ガス供給ラインに沿って回収された前記蒸発ガスが、前記蒸発ガス熱交換器により液化され、前記蒸発ガス減圧器にのみにより減圧し、
    前記液化ガス貯蔵タンク内の液化ガスを気化させて蒸発ガス圧縮器に気体状態の液化ガスを供給する強制気化器をさらに含むことを特徴とする液化ガス処理システム。
  2. 前記蒸発ガス熱交換器で熱交換された蒸発ガスは、前記蒸発ガス減圧器または前記蒸発ガス圧縮器に供給されることを特徴とする請求項1に記載の液化ガス処理システム。
  3. 前記蒸発ガス供給ライン上で前記蒸発ガス熱交換器の上流に設けられ、前記液化ガス貯蔵タンクから供給される蒸発ガスと前記気液分離器で回収されるフラッシュガスとを混合し、前記蒸発ガス熱交換器に供給する混合器をさらに含むことを特徴とする請求項1に記載の液化ガス処理システム。
  4. 前記気液分離器から前記液化ガス貯蔵タンクまで連結され、前記気液分離器で分離される液体状態の蒸発ガスを前記液化ガス貯蔵タンクに回収する液体回収ラインをさらに含むことを特徴とする請求項1に記載の液化ガス処理システム。
  5. 前記蒸発ガス減圧器は、ジュールトムソン弁であることを特徴とする請求項1に記載の液化ガス処理システム。
  6. 前記蒸発ガス減圧器は、膨張器であることを特徴とする請求項1に記載の液化ガス処理システム。
  7. 前記強制気化器は、蒸発ガスの流量が前記高圧ガス需要先が求める流量より不足している場合に動作し、前記高圧ガス需要先に供給される蒸発ガスの流量を増加させることを特徴とする請求項1に記載の液化ガス処理システム。
  8. 前記強制気化器は、前記混合器の上流に設けられることを特徴とする請求項3に記載の液化ガス処理システム。

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