JP6366727B2 - 蒸発ガスの処理システム及びその方法 - Google Patents

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Description

本発明は、蒸発ガス処理システム及び方法に関し、より詳細には、ＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを再気化させる再気化ラインによって天然ガスを陸上などに供給しながら、ＬＮＧ貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを高圧で圧縮して再気化ラインの下流に供給し、再気化された天然ガスと共に陸上に供給して処理することができる蒸発ガス処理システム及びその方法に関する。
液化天然ガス（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ、以下「ＬＮＧ」という）は、メタン（ｍｅｔｈａｎｅ）が主成分である天然ガスを約−１６２℃に冷却し液化して得られる無色透明な液体であり、体積は天然ガスに比べて約１／６００である。したがって、天然ガス移送するとき、ＬＮＧに液化させて移送すれば非常に効率的な移送が可能となる。
天然ガスの液化温度は常圧で−１６３℃の極低温であって、ＬＮＧは温度が常圧で−１６３℃より少しだけ高くても容易に蒸発する。ＬＮＧ運搬船やＬＮＧ−ＦＰＳＯ、ＲＶなどに設けられたＬＮＧ貯蔵タンクは断熱処理がなされているが、外部熱がＬＮＧ貯蔵タンクに持続的に伝達されるため、ＬＮＧ貯蔵過程においてＬＮＧがＬＮＧ貯蔵タンク内で持続的に自然気化され、ＬＮＧ貯蔵タンク内に蒸発ガス（Ｂｏｉｌ−Ｏｆｆ Ｇａｓ、ＢＯＧ）が発生する。
ＢＯＧはＬＮＧの損失の一要因であって、ＬＮＧの輸送効率などにおいて重要な問題であり、ＬＮＧ貯蔵タンク内に蒸発ガスが蓄積されると、ＬＮＧ貯蔵タンク内の圧力が上昇しすぎてタンクが破損する恐れがあるため、ＬＮＧ貯蔵タンク内で発生するＢＯＧを処理するための様々な方法が研究されている。
最近では、ＢＯＧの処理において、ＢＯＧを再液化して貯蔵タンクに復帰させる方法、ＢＯＧを船舶などのエンジンのエネルギー源として使用する方法などが用いられている。そして残ったＢＯＧは、ガス燃焼ユニット（ｇａｓ ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ ｕｎｉｔ、ＧＣＵ）で燃焼させる方法を使用している。
本発明は、ＬＮＧ−ＲＶ及びＬＮＧ−ＦＳＲＵなどの船舶又は海洋構造物の貯蔵タンクで発生する蒸発ガス（Ｂｏｉｌ Ｏｆｆ Ｇａｓ）を効果的かつ安全に処理できるシステム及び方法を提案する。
本発明の一実施例によれば、ＬＮＧ貯蔵タンクを備え、ＬＮＧを再気化させて陸上に天然ガスを供給する船舶又は海洋構造物に適用され、前記ＬＮＧ貯蔵タンクで発生する蒸発ガスの処理システムにおいて、前記ＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを再気化し、天然ガスを供給する再気化ライン；前記ＬＮＧ貯蔵タンクで発生する前記蒸発ガスを高圧で圧縮して前記再気化ラインの下流に供給する高圧圧縮ライン；前記再気化ラインに設けられ、前記ＬＮＧ貯蔵タンクから過冷却されたＬＮＧが供給される再凝縮器；前記ＬＮＧ貯蔵タンクで発生する前記蒸発ガスを低圧で圧縮して前記再凝縮器に供給し、前記過冷却されたＬＮＧと熱交換で凝縮させる低圧凝縮ライン；前記高圧圧縮ラインに設けられ、前記ＬＮＧ貯蔵タンクから供給された前記蒸発ガスを高圧で圧縮する高圧圧縮機；及び前記低圧凝縮ラインに設けられ、前記ＬＮＧ貯蔵タンクから供給された前記蒸発ガスを低圧で圧縮して前記再凝縮器に供給する低圧圧縮機；を備え、前記低圧圧縮機は前記高圧圧縮機より優先的に使用され、前記蒸発ガスは前記低圧凝縮ラインに供給され、残った蒸発ガスが前記高圧圧縮ラインに供給される蒸発ガス処理システムが提供される。
本発明のシステムは、好ましくは、前記再気化ラインに設けられ、前記再凝縮器から供給されたＬＮＧを圧縮する高圧ポンプ；及び前記再気化ラインに設けられ、前記高圧ポンプで圧縮されたＬＮＧを気化させる気化器；をさらに備えることができる。
好ましくは、前記高圧圧縮機において高圧で圧縮された前記蒸発ガスは、前記再気化ラインから前記気化器の下流に供給され得る。
本発明のシステムは、好ましくは、前記ＬＮＧ貯蔵タンクに設けられ、ＬＮＧをポンピングして過冷却状態で前記再凝縮器に供給するＬＮＧ供給ポンプ；をさらに備えることができる。
本発明のシステムは、好ましくは、前記高圧圧縮ラインと前記低圧凝縮ラインで圧縮された前記蒸発ガスを、前記船舶又は海洋構造物のガスエンジン、ＧＣＵ（ＧＡＳ Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）、ボイラーを含むガス消費先に供給する燃料供給ラインをさらに備えることができる。
好ましくは、前記船舶又は海洋構造物は、ＬＮＧを再気化させて陸上に天然ガスを供給するＬＮＧ−ＲＶ（Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｖｅｓｓｅｌ）又はＬＮＧ−ＦＳＲＵ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ Ｓｔｏｒａｇｅ Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）である。
本発明の他の実施例によれば、ＬＮＧ貯蔵タンクを備え、ＬＮＧを再気化させて陸上に天然ガスを供給する船舶又は海洋構造物の前記ＬＮＧ貯蔵タンクで発生する蒸発ガスの処理方法において、前記ＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを再気化させて天然ガスを陸上に供給しながら、前記ＬＮＧ貯蔵タンクで発生する前記蒸発ガスを高圧で圧縮して前記再気化された天然ガスと共に陸上へ供給する際、前記ＬＮＧ貯蔵タンクで発生する前記蒸発ガスは、低圧圧縮し、再気化される前記ＬＮＧに混合して再凝縮させて処理し、前記ＬＮＧの冷熱により再凝縮できない前記蒸発ガスは、高圧で圧縮して前記再気化された天然ガスと共に陸上へ供給する蒸発ガス処理方法が提供される。
本発明のシステムは、ＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを再気化する再気化ラインによって天然ガスを陸上などに供給しながら、ＬＮＧ貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを高圧で圧縮して再気化ラインの下流に供給し、再気化された天然ガスと共に陸上へ供給して処理することができる。
さらに、本発明のシステムは、蒸発ガスを低圧で圧縮して再気化される過冷却されたＬＮＧの冷熱により再凝縮して処理することができ、再気化されるＬＮＧの量が少ない場合にも、蒸発ガスを高圧で圧縮し再気化ラインを介して陸上に供給することで、蒸発ガスのより効果的な処理が可能になる。
このようなシステムによって蒸発ガスを処理することで、貯蔵タンクの圧力上昇を防止して安全性を確保することと、ＧＣＵなどにおける浪費量を減らすことができる。
蒸発ガス処理システムの一例を概略的に示している。 本発明の一実施例に係る蒸発ガス処理システムを概略的に示している。
本発明の本発明の動作上の利点及び本発明の実施によって達成される目的を十分に理解するために、本発明の好ましい実施例を添付図面及び添付図面に記載された内容を参照しなければならない。
以下、添付図面を参照して、本発明の好ましい実施例を説明することで、本発明を詳細に説明する。各図面に提示された同一参照符号は同一の部材を表す。
後述の蒸発ガス処理システムは、ＬＮＧ貯蔵タンクが備えられ、貯蔵タンクで蒸発ガスが発生する船舶または海洋構造物に適用することができ、例えば、ＬＮＧを再気化させて陸上に天然ガスを供給するＬＮＧ−ＲＶ（Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｖｅｓｓｅｌ）及びＬＮＧ−ＦＳＲＵ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ Ｓｔｏｒａｇｅ Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）などに適用することができる。
貯蔵タンクの容量と外部気温などの条件によって異なるが、ＬＮＧ貯蔵タンクにおけるＢＯＧの発生量は、例えば１５０，０００ｍ３容量の船舶の場合、積載条件（Ｌａｄｅｎ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ）において３〜４ｔｏｎ／ｈ、バラスト条件（Ｂａｌｌａｓｔ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ）においては０．３〜０．４ｔｏｎ／ｈまで達すると知られている。但し、最近では、船舶の断熱性能の向上に従って、ＢＯＲ（Ｂｏｉｌ Ｏｆｆ Ｒａｔｅ）が低くなっている傾向であるため、蒸発ガスの発生量も段々に減少している。
しかし、依然として貯蔵タンクでは多量の蒸発ガスが発生するため、貯蔵タンクの安全性、更には船舶又は海洋構造物における安全性の確保と、天然ガスエネルギーの浪費を防ぐために、効果的な蒸発ガス処理システムが必要となる。
図１には、蒸発ガス処理システムの一例を概略的に示した。
図１における蒸発ガス処理システムは、貯蔵タンク（Ｔ）からＬＮＧをポンピングして再凝縮器（２０）に供給し、高圧で圧縮するためのポンプ（３０）と気化器（４０）を経て、陸上に天然ガスを供給するＬＮＧ−ＲＶやＬＮＧ−ＦＳＲＵなどの船舶又は海洋構造物において、貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを圧縮機（１０）により低圧で圧縮した後、再凝縮器（２０）に供給して処理することになる。蒸発ガスは再凝縮器（２０）で、貯蔵タンク（Ｔ）からポンプ（Ｐ）によってポンピングされた過冷却状態のＬＮＧから冷熱を供給され再凝縮されて処理される。
このようにＬＮＧから供給される冷熱で再凝縮して蒸発ガスを処理することも可能であるが、再気化されるＬＮＧの量が少ない場合には蒸発ガスへの十分な冷熱の伝達ができなくなるおそれがある。
図２に図示されたシステムは、このような問題を解決するために改善された蒸発ガス処理システムであって、本発明の一実施例に係る蒸発ガス処理システムが概略的に示されている。
図２に図示されたシステムは、船舶又は海洋構造物のＬＮＧ貯蔵タンク（Ｔ）で発生する蒸発ガスを処理するシステムである。まず本実施例のシステムは、ＬＮＧ貯蔵タンク（Ｔ）に貯蔵されたＬＮＧを再気化させて天然ガスを供給する再気化ライン（Ｌ１）を備え、再起化ライン（Ｌ１）には再凝縮器（ｒｅｃｏｎｄｅｎｓｅｒ、１００）からＬＮＧの供給を受けて圧縮する高圧ポンプ（２００）と、高圧ポンプ（２００）で圧縮されたＬＮＧを気化させる気化器（３００）が設けられ、高圧ポンプ（２００）と気化器（３００）を経て高圧で再気化された天然ガスが陸上に供給される（ＧＳ）。
この時、本実施例では、ＬＮＧ貯蔵タンク（Ｔ）で発生する蒸発ガスを処理するために、ＬＮＧ貯蔵タンク（Ｔ）において発生する蒸発ガスを高圧で圧縮して再気化ライン（Ｌ１）の下流に供給する高圧圧縮ライン（Ｌ２）が備えられる。
高圧圧縮ライン（Ｌ２）には、ＬＮＧ貯蔵タンク（Ｔ）から蒸発ガスを供給して高圧で圧縮する高圧圧縮機（４００）が設けられ、高圧圧縮機（４００）から高圧で圧縮された蒸発ガスは再気化ライン（Ｌ１）の気化器（３００）の下流に供給される。
高圧圧縮機（４００）は、蒸発ガスを高圧ポンプ（２００）と気化器（３００）を経て陸上に供給される天然ガスの供給圧力に圧縮することができる。
このように蒸発ガスを直接圧縮してＬＮＧから再気化された天然ガスと共に陸上へ供給するため、蒸発ガスを再液化させるための冷熱を供給する過冷却されたＬＮＧの量が少ない場合にも、大量の蒸発ガスを効果的に処理することができる。
また、蒸発ガスは高圧圧縮機（４００）で圧縮されながら温度が高くなるため、これを気化器（３００）の下流に供給すると、再気化された天然ガスを更に加熱することができ、気化器（３００）における熱源の必要量を減らすことができる。
また、本実施例においても、再気化ライン（Ｌ１）にはＬＮＧ貯蔵タンク（Ｔ）から過冷却されたＬＮＧが供給される再凝縮器（１００）が設けられ、ＬＮＧ貯蔵タンク（Ｔ）で発生する蒸発ガスを低圧で圧縮し前記再凝縮器（１００）に供給する低圧凝縮ライン（Ｌ３）が本システムに備えられているため、再凝縮器（１００）に導入された低圧圧縮の蒸発ガスは過冷却されたＬＮＧとの熱交換を介して凝縮され得る。
低圧凝縮ライン（Ｌ３）にはＬＮＧ貯蔵タンク（Ｔ）から蒸発ガスを供給して低圧で圧縮して再凝縮器（１００）に供給する低圧圧縮機（５００）が設けられ、ＬＮＧ貯蔵タンク（Ｔ）にはＬＮＧ供給ポンプ（Ｐ）が設けられてＬＮＧをポンピングし過冷却状態で再凝縮器（１００）に供給する。
高圧圧縮ライン（Ｌ２）と低圧凝縮ライン（Ｌ３）による蒸発ガスの処理は、同時に行うことと、蒸発ガスの発生量と再気化されるＬＮＧの量などに応じて両方のいずれかを選択して行うことができる。
例えば、再気化されるＬＮＧの量が多くて、圧縮された蒸発ガスの再凝縮のために十分な冷熱の供給ができる場合、低圧凝縮ライン（Ｌ３）によって蒸発ガスを再凝縮させて処理し、再気化されるＬＮＧの量が少ない場合には高圧圧縮ライン（Ｌ２）によって蒸発ガスを圧縮して再気化された天然ガスと共に陸上へ直接供給するように処理することができる。
特に気体状態の蒸発ガスを直接高圧で圧縮する高圧圧縮機（４００）は、消費電力が大きくなる恐れがあるため、ＬＮＧ貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを低圧で圧縮して再凝縮器（１００）で再気化されるＬＮＧと混合し過冷却されたＬＮＧの冷熱によって再凝縮させて処理しながら、ＬＮＧの冷熱により再凝縮されて残った蒸発ガスは、高圧圧縮機（４００）によって圧縮して再起化ラインの気化器の下流に供給し、天然ガスと共に陸上へ供給するように処理し、電力消費を減らしながら、効果的に蒸発ガスを処理することができる。
高圧ポンプ（２００）と高圧圧縮ライン（Ｌ２）の高圧圧縮機（４００）における圧縮圧力は５０〜１００ｂａｒ、低圧凝縮ライン（Ｌ３）の低圧圧縮機（５００）における圧縮圧力は２〜１０ｂａｒであり得る。
高圧圧縮ライン（Ｌ２）と低圧凝縮ライン（Ｌ３）で圧縮された蒸発ガスを、船舶又は海洋構造物のガスエンジン、ＧＣＵ（Ｇａｓ Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）、ボイラーなどのガス消費先（Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３）に供給する燃料供給ライン（図示せず）が設けられ、高圧圧縮ライン（Ｌ２）と低圧凝縮ライン（Ｌ３）によって処理されて残った蒸発ガスを船舶又は海洋構造物のガス消費先（Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３）に供給して処理することができる。
このようなガス消費先（Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３）は、例えばＤＦＤＥ（Ｄｕａｌ Ｆｕｅｌ Ｄｉｅｓｅｌ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ）エンジン、ＴＦＤＥ（Ｔｒｉ Ｆｕｅｌ Ｄｉｅｓｅｌ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ）エンジン、ＭＥ−ＧＩエンジンのようなガスエンジンであり得る。
以上で説明したように、本実施例は、船舶又は海洋構造物のＬＮＧ貯蔵タンク（Ｔ）で発生する蒸発ガスを処理する方法であって、ＬＮＧ貯蔵タンク（Ｔ）に貯蔵されたＬＮＧを再気化させて天然ガスを陸上に供給しながら、ＬＮＧ貯蔵タンク（Ｔ）で発生する蒸発ガスを高圧で圧縮し再気化された天然ガスと共に陸上へ供給して処理する。
ＬＮＧ貯蔵タンク（Ｔ）で発生する蒸発ガスは低圧で圧縮して、再気化されるＬＮＧと混合して再凝縮させることもできる。
このような処理システムによって蒸発ガスを処理することにより、再気化されるＬＮＧの量や蒸発ガスの発生量が変化する場合にも、効果的に多量の蒸発ガスを処理することができ、且つＧＣＵなどにおける蒸発ガス量の浪費を減らすことができる。また、蒸発ガスの効果的な処理により、貯蔵タンクにおける圧力の上昇が防止されるため、貯蔵タンクと船舶又は海洋構造物の安全性を確保することができる。
上述したように、本発明は記載された実施例に限定されるものではなく、本発明の思想を超えない範囲で様々な変更および変形ができるのは、この技術の分野における通常の知識を有する者において自明である。したがって、そのような変更又は変形例は、本発明の特許請求の範囲に属すると解釈すべきである。

Claims (7)

  1. ＬＮＧ貯蔵タンクを備え、ＬＮＧを再気化させて陸上に天然ガスを供給する船舶又は海洋構造物に適用され、前記ＬＮＧ貯蔵タンクで発生する蒸発ガスの処理システムにおいて、
    前記ＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを再気化し、天然ガスを供給する再気化ライン；
    前記ＬＮＧ貯蔵タンクで発生する前記蒸発ガスを高圧で圧縮して前記再気化ラインの下流に供給する高圧圧縮ライン；
    前記再気化ラインに設けられ、前記ＬＮＧ貯蔵タンクから過冷却されたＬＮＧが供給される再凝縮器；
    前記ＬＮＧ貯蔵タンクで発生する前記蒸発ガスを低圧で圧縮して前記再凝縮器に供給し、前記過冷却されたＬＮＧと熱交換で凝縮させる低圧凝縮ライン；
    前記高圧圧縮ラインに設けられ、前記ＬＮＧ貯蔵タンクから供給された前記蒸発ガスを高圧で圧縮する高圧圧縮機；及び
    前記低圧凝縮ラインに設けられ、前記ＬＮＧ貯蔵タンクから供給された前記蒸発ガスを低圧で圧縮して前記再凝縮器に供給する低圧圧縮機；を備え、
    前記低圧圧縮機は前記高圧圧縮機より優先的に使用され、
    前記蒸発ガスは前記低圧凝縮ラインに供給され、残った蒸発ガスが前記高圧圧縮ラインに供給される
    ことを特徴とする蒸発ガス処理システム。
  2. 前記再気化ラインに設けられ、前記再凝縮器から供給されたＬＮＧを圧縮する高圧ポンプ；及び前記再気化ラインに設けられ、前記高圧ポンプで圧縮されたＬＮＧを気化させる気化器；をさらに備えることを特徴とする請求項１に記載の蒸発ガス処理システム。
  3. 前記高圧圧縮機において高圧で圧縮された前記蒸発ガスは、前記再気化ラインから前記気化器の下流に供給されることを特徴とする請求項２に記載の蒸発ガス処理システム。
  4. 前記ＬＮＧ貯蔵タンクに設けられ、ＬＮＧをポンピングして過冷却状態で前記再凝縮器に供給するＬＮＧ供給ポンプ；をさらに備えることを特徴とする請求項２に記載の蒸発ガス処理システム。
  5. 前記高圧圧縮ラインと前記低圧凝縮ラインで圧縮された前記蒸発ガスを、前記船舶又は海洋構造物のガスエンジン、ＧＣＵ（ＧＡＳ Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）、ボイラーを含むガス消費先に供給する燃料供給ラインをさらに備えることを特徴とする請求項１に記載の蒸発ガス処理システム。
  6. 前記船舶又は海洋構造物は、ＬＮＧを再気化させて陸上に天然ガスを供給するＬＮＧ−ＲＶ（Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｖｅｓｓｅｌ）又はＬＮＧ−ＦＳＲＵ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ Ｓｔｏｒａｇｅ Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）であることを特徴とする請求項１に記載の蒸発ガス処理システム。
  7. ＬＮＧ貯蔵タンクを備え、ＬＮＧを再気化させて陸上に天然ガスを供給する船舶又は海洋構造物の前記ＬＮＧ貯蔵タンクで発生する蒸発ガスの処理方法において、
    前記ＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを再気化させて天然ガスを陸上に供給しながら、前記ＬＮＧ貯蔵タンクで発生する前記蒸発ガスを高圧で圧縮して再気化された天然ガスと共に陸上へ供給する際、前記ＬＮＧ貯蔵タンクで発生する前記蒸発ガスは、低圧圧縮し、再気化される前記ＬＮＧに混合して再凝縮させて処理し、前記ＬＮＧの冷熱により再凝縮できない前記蒸発ガスは、高圧で圧縮して前記再気化された天然ガスと共に陸上へ供給することを特徴とする蒸発ガス処理方法。
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