JP6407744B2

JP6407744B2 - 液化ガス気化装置および液化ガス気化システム

Info

Publication number: JP6407744B2
Application number: JP2015018182A
Authority: JP
Inventors: 孝祐東; 和久福谷
Original assignee: Kobe Steel Ltd
Current assignee: Kobe Steel Ltd
Priority date: 2014-07-02
Filing date: 2015-02-02
Publication date: 2018-10-17
Anticipated expiration: 2035-02-02
Also published as: WO2016002592A1; JP2016027272A

Description

本発明は、中間媒体との熱交換によって、液化ガスを気化させる液化ガス気化装置および液化ガス気化システムに関する。

中間媒体との熱交換によって液化ガスを気化させる液化ガス気化装置として、例えば特許文献１に記載されているものがある。この液化ガス気化装置では、中間媒体が中間媒体蒸発部と液化ガス気化部との間を循環しており、中間媒体蒸発部で気化された中間媒体が液化ガス気化部で凝縮することにより、低温の液化ガスを気化させて気化ガスを生成する構成となっている。かかる構成によれば、中間媒体の凝縮潜熱を利用して液化ガスを気化させることになるため、潜熱／顕熱のエンタルピー比に応じて、中間媒体の循環量を低減することができるとされている。

特開２０１３−３２８３６号公報

ところで、上述の液化ガス気化装置では、中間媒体蒸発部の伝熱管の周囲に大気を流通させることで、伝熱管内の中間媒体を気化させているが、この際、大気に含まれる水蒸気が伝熱管の表面で凝縮し、凝縮水が発生する。こうして生じた凝縮水は、特に利用されることなく、廃棄されるのが一般的であり、凝縮水を有効に活用する方法が求められていた。

一方、液化ガス気化部で気化された気化ガスは、加温器により所定の目標温度まで加温されるのが一般的であるが、加温器を作動させるには追加的な電力が必要となる。そこで、できる限り加温器における負荷を減らし、場合によっては、加温器をなくすことによって、液化ガス気化装置における消費電力を低減したいという要求がある。

このような現状に鑑みて、本発明は、中間媒体を用いた液化ガス気化装置および液化ガス気化システムにおいて、中間媒体が流れる伝熱管の表面に発生する凝縮水を有効活用し、消費電力を効果的に低減することを目的としたものである。

上記目的を達成するため、本発明にかかる液化ガス気化装置は、加温用気体との熱交換によって、伝熱管内を流れる中間媒体を加温する中間媒体加温器と、前記中間媒体加温器で加温された前記中間媒体との熱交換によって、液化ガスを気化させて気化ガスを生成する液化ガス蒸発器と、前記液化ガス蒸発器で生成された前記気化ガスが流れるガス配管と、を備え、前記加温用気体が水蒸気を含み、前記伝熱管の表面温度が前記加温用気体の露点よりも低くなっていることで、前記伝熱管の表面で凝縮水が発生しており、前記凝縮水を、前記伝熱管よりも低い位置に配置された貯留タンクの貯留部に貯留した状態で大気との熱交換によって加温した後、前記貯留タンクよりも低い位置にある前記ガス配管へ流下させることで、前記ガス配管内の前記気化ガスを加温することを特徴とする。

本発明では、中間媒体加温器の伝熱管の表面に発生した凝縮水が、貯留タンクの貯留部に貯留された状態で、大気との熱交換によって加温される。そして、加温された凝縮水がガス配管へ流下されることで、ガス配管内の気化ガスが加温される。こうして、凝縮水を利用することで、気化ガスの加温に必要な電力を低減することができる。しかも、伝熱管、貯留タンク、ガス配管は高いほうから低いほうへとこの順番で配置されているので、凝縮水を重力のみで流下させることが可能であり、追加的な電力を要しない。また、凝縮水の加温には、大気の熱を利用しているため、これにも追加的な電力を要しない。つまり、本発明によれば、伝熱管の表面に発生する凝縮水を有効活用し、消費電力を効果的に低減することが可能となる。

液化ガス気化装置の全体構成を示す模式図である。貯留タンクを詳細に示す斜視図である。貯留タンクにおける凝縮水の流れを示す平面図である。第１貯留タンクおよび樋部材の配置を示す平面図である。樋部材の一部を詳細に示す斜視図である。樋部材の好適な配置を説明するための断面図である。０℃の水を大気と熱交換により加温したときの温度変化を示すグラフである。０℃の水を大気との熱交換により外気温と同じ温度にするために要する滞留時間と平均液膜厚さとの関係を示すグラフである。貯留タンクの変形例を示す平面図である。貯留タンクの変形例を示す平面図である。貯留タンクの変形例を示す平面図である。貯留タンクの変形例を示す平面図である。液化ガス気化システムの全体構成を示す模式図である。凝縮部の一部を示す斜視図である。循環配管径と圧力損失との関係を示すグラフである。アンモニア流量と圧力損失またはパス数との関係を示すグラフである。アンモニア流量と圧力損失または交換熱量との関係を示すグラフである。アンモニア流量と圧力損失または交換熱量との関係を示すグラフである。

本発明にかかる液化ガス気化装置の実施形態について、図面を参照しつつ説明する。なお、本実施形態では、中間媒体としてプロパンを使用し、液化天然ガス（ＬＮＧ：Liquefied Natural Gas）を気化させて天然ガス（ＮＧ：Natural Gas）を生成する場合について説明するが、中間媒体や気化対象とする液化ガスはこれに限定されない。例えば、中間媒体として、プロピレン、代替フロン等の、常温で蒸発し、かつ常用の温度（低温）で固化しない媒体（大気の温度よりも沸点の低い媒体）を用いてもよいし、ブライン等の不凍液を用いてもよい。また、気化対象とする液化ガスは、エチレン、液化酸素、液化窒素等の低温液化ガスであってもよい。

（液化ガス気化装置の全体構成）
図１に、本実施形態にかかる液化ガス気化装置１の全体構成を示す。液化ガス気化装置１は、液体プロパンＬＰを気体プロパンＧＰへと気化させる中間媒体加温器１０と、気体プロパンＧＰが凝縮する際の凝縮熱により、液化天然ガスＬＮＧを気化させて天然ガスＮＧを生成する液化ガス蒸発器２０と、液化ガス蒸発器２０よりも下流側に配置され、天然ガスＮＧを加温する気化ガス加温器３０と、を有する。

中間媒体加温器１０と液化ガス蒸発器２０との間には、循環配管４０が配設されている。循環配管４０に設けられたポンプ４１を作動させることで、中間媒体であるプロパンが循環配管４０を流通する。また、液化天然ガスＬＮＧの供給源（不図示）から、液化ガス蒸発器２０、気化ガス加温器３０を経由し、装置外部のガスタンク（不図示）へと至るまで、ガス配管５０が配設されている。液化ガス蒸発器２０で生成された天然ガスＮＧは、ガス配管５０を流通して最終的にガスタンクへと至る。

以上のような構成により、ガス配管５０に供給される低温の液化天然ガスＬＮＧが、液化ガス蒸発器２０にて気化して天然ガスＮＧとなり、その後、気化ガス加温器３０によって加温される。さらに、液化ガス気化装置１では、気化ガス加温器３０だけではなく、中間媒体加温器１０で発生する凝縮水を利用して天然ガスＮＧを加温することで、気化ガス加温器３０における消費電力の低減を図っている。この点については、後で詳細に説明する。なお、以下の説明においては、大気の温度を一例として２５℃としている。

（中間媒体加温器）
中間媒体加温器１０は、循環配管４０の一部を構成する伝熱管１１と、伝熱管１１の上方に配置されたファン１２と、ファン１２を回転駆動するモーター１３とを有する。伝熱管１１に導入される０℃の液体プロパンＬＰは、ファン１２の回転により外部から取り込まれた大気（加温用気体）との熱交換により気化し、０℃の気体プロパンＧＰとなる。この熱交換により、大気の温度は、２５℃から２０℃へと低下する。なお、熱交換の効率を高めるため、伝熱管１１を蛇行状に配置したり、伝熱管１１にフィンを設けたりするのが一般的である（以下の伝熱管２２、３１も同様）。

（液化ガス蒸発器）
液化ガス蒸発器２０は、循環配管４０から気体プロパンＧＰが供給される熱交換室２１と、ガス配管５０の一部を構成し、熱交換室２１に配置される伝熱管２２と、熱交換室２１の下方に形成される液貯留部２３とを有する。伝熱管２２に導入される−１６０℃の液化天然ガスＬＮＧと、熱交換室２１に供給される０℃の気体プロパンＧＰとの間で熱交換が行われることで、伝熱管２２内の液化天然ガスＬＮＧが気化して−５℃の天然ガスＮＧが生成されるとともに、気体プロパンＧＰが凝縮して０℃の液体プロパンＬＰが液貯留部２３に貯留される。

（気化ガス加温器）
気化ガス加温器３０は、ガス配管５０の一部を構成する伝熱管３１と、伝熱管３１の上方に配置されたファン３２と、ファン３２を回転駆動するモーター３３とを有する。伝熱管３１に導入される−４℃の天然ガスＮＧは、ファン３２の回転により外部から取り込まれた大気との熱交換により、４．５℃まで昇温する。この熱交換により、大気の温度は、２５℃から２０℃へと低下する。

（貯留タンク）
上述のように、中間媒体加温器１０の伝熱管１１には、０℃の液体プロパンＬＰまたは気体プロパンＧＰが流通しているため、伝熱管１１の表面温度は０℃に近い温度となる。その結果、伝熱管１１の表面温度が大気の露点よりも低くなり、伝熱管１１の表面にて大気中の水蒸気が凝縮し、凝縮水が発生する。液化ガス気化装置１においては、この凝縮水を利用してガス配管５０内の天然ガスＮＧを加温するため、３つの貯留タンク６０Ａ、６０Ｂ、６０Ｃが設けられている。なお、図１では、ブロック矢印により、凝縮水の流れを模式的に示している。

具体的には、中間媒体加温器１０の伝熱管１１の下方に第１貯留タンク６０Ａを配置し、伝熱管１１の表面に発生する凝縮水を第１貯留タンク６０Ａで回収する。そして、第１貯留タンク６０Ａに貯留されている凝縮水を、大気との熱交換により１５℃まで加温し、加温された凝縮水を、第１貯留タンク６０Ａよりも下方に位置するガス配管５０の第１加温部５０ａに流下させる。こうすることで、第１加温部５０ａにおいて、天然ガスＮＧを−５℃から−４．５℃に昇温させることができる。この際、凝縮水の温度は、１５℃から１０℃に低下する。

また、第１加温部５０ａの下方に第２貯留タンク６０Ｂを配置し、第１加温部５０ａから滴下する凝縮水を第２貯留タンク６０Ｂで再回収する。そして、第２貯留タンク６０Ｂに貯留されている凝縮水を、大気との熱交換により再び１５℃まで加温し、加温された凝縮水を、第２貯留タンク６０Ｂよりも下方に位置するガス配管５０の第２加温部５０ｂに流下させる。こうすることで、第２加温部５０ｂにおいて、天然ガスＮＧを−４．５℃から−４℃に昇温させることができる。この際、凝縮水の温度は、１５℃から１０℃に低下する。

さらに、第２加温部５０ｂの下方にもう１つの第２貯留タンク６０Ｃを配置し、第２加温部５０ｂから滴下する凝縮水を第２貯留タンク６０Ｃで再回収する。そして、第２貯留タンク６０Ｃに貯留されている凝縮水を、大気との熱交換により再び１５℃まで加温し、加温された凝縮水を、第２貯留タンク６０Ｃよりも下方に位置するガス配管５０の第３加温部５０ｃに流下させる。こうすることで、第３加温部５０ｃにおいて、天然ガスＮＧを４．５℃から５℃に昇温させることができる。この際、凝縮水の温度は、１５℃から１０℃に低下する。

以上のように、貯留タンク６０Ａ、６０Ｂ、６０Ｃで凝縮水を回収し、これを大気との熱交換により加温し、ガス配管５０に流下させることで、第１加温部５０ａ、第２加温部５０ｂ、第３加温部５０ｃのそれぞれで、天然ガスＮＧを０．５℃ずつ昇温させることができる。したがって、天然ガスＮＧを目標温度（ここでは５℃）まで上昇させるにあたって、気化ガス加温器３０の負荷を１．５℃分低減することができ、その結果、気化ガス加温器３０における消費電力を低減することが可能となる。

なお、第１貯留タンク６０Ａは、伝熱管１１の表面で発生した凝縮水を、ガス配管５０へ流下させる前に回収し、他方、第２貯留タンク６０Ｂ、６０Ｃは、ガス配管５０へ流下させた凝縮水を再び回収するという点で、両者は異なる。しかしながら、凝縮水を回収、貯留、加温するという点においては、両者に特に相違はない。そこで、以下の説明では、第１貯留タンク６０Ａと、第２貯留タンク６０Ｂ、６０Ｃとを特に区別しない場合には、単に「貯留タンク６０」と称する。

（貯留タンクの具体構成）
続いて、貯留タンク６０の具体構成について説明する。図２Ａは、貯留タンク６０の斜視図であり、図２Ｂは、貯留タンク６０の平面図である。なお、図２Ｂでは、凝縮水の流れを矢印で示している。

貯留タンク６０は、凝縮水を貯留する貯留部６１と、貯留部６１の左右両側に形成され、凝縮水を回収して貯留部６１へと流下させる回収部６２とを有する。貯留部６１は、底面６３と、底面６３の前端に立設された壁体６４と、底面６３の後端に立設された壁体６５と、底面６３の左右両端に立設された一対の壁体６６とによって形成される。また、回収部６２は、貯留部６１に向かって下方に傾斜している斜面６７と、壁体６４、６５とによって形成される。貯留部６１、回収部６２ともに、上方は大気開放されており、凝縮水と大気との熱交換を促進できる構成となっている。また、貯留タンク６０の材料は、銅などの熱伝導率の高いものとすることで、熱交換を促進させることができる。

壁体６４の左右方向における中央部は、壁体６４の他の部分や他の壁体６５、６６よりも高さが低い堰６４ａとなっている。このため、凝縮水が堰６４ａの高さまで貯留部６１に溜まると、凝縮水は堰６４ａを乗り越えて、貯留タンク６０から流出する。つまり、堰６４ａを設けることによって、凝縮水が貯留タンク６０から流出する位置を容易に規定できるとともに、貯留部６１に貯留されている凝縮水の液膜厚さを堰６４ａの高さによって規定することができる。

堰６４ａの左右両端からは、後方に向かって壁体６５の手前まで延びる仕切体６８が、貯留部６１の底面６３に２つ立設されている。このため、図２Ｂに矢印で示すように、回収部６２から貯留部６１に流入した凝縮水は、一旦後方側へと迂回してから堰６４ａへと至ることになる。つまり、仕切体６８を設けることによって、凝縮水が貯留部６１への流入位置から堰６４ａに直接流れる場合と比べて、凝縮水が上記流入位置から堰６４ａに至るまでの流路を長くすることができる。その結果、貯留部６１における凝縮水の滞留時間が長くなり、貯留部６１内の凝縮水と大気との熱交換量が増大し、凝縮水をより高い温度まで加温することが可能となる。なお、仕切体６８の高さは自由に設定することができるが、堰６４ａよりも高くしておけば、凝縮水が仕切体６８を乗り越えて直接堰６４ａへと向かうことを確実に防止できるので好適である。

（樋部材）
基本的には、図２Ａ、２Ｂに示したような貯留タンク６０を、第１貯留タンク６０Ａ、第２貯留タンク６０Ｂ、６０Ｃとして採用し、堰６４ａから流出した凝縮水がガス配管５０へと流下するように配置すれば、それで足りる。しかしながら、本実施形態では、図３に示すように、中間媒体加温器１０が複数設けられていることに対応し、第１貯留タンク６０Ａも複数設けられている。そこで、複数の第１貯留タンク６０Ａからの凝縮水を集めてガス配管５０へと流下させるため、樋部材７０を設けている。以下、この樋部材７０について説明する。なお、第２貯留タンク６０Ｂあるいは６０Ｃが複数設けられている場合には、樋部材７０と同様の部材を、第２貯留タンク６０Ｂ、６０Ｃに対して設けてもよい。

図３は、第１貯留タンク６０Ａおよび樋部材７０の配置を示す平面図であり、図４は、樋部材７０の一部を詳細に示す斜視図である。なお、図３では、凝縮水の流れを矢印で示している。本実施形態では、２つの中間媒体加温器１０からなる組が左右に６組並べられて配置されており、各組に対して１つの第１貯留タンク６０Ａが、中間媒体加温器１０の鉛直下方に配置されている。そして、各第１貯留タンク６０Ａから流出した凝縮水を集め、ガス配管５０の第１加温部５０ａへと案内する樋部材７０が設けられる。

樋部材７０は、各第１貯留タンク６０Ａから流出した凝縮水を受け止める６つの受止部７１と、６つの受止部７１が接続される合流部７２と、合流部７２の左右中央部から前方に延設され、ガス配管５０に向かって下方に傾斜している傾斜部７３とを有する。各受止部７１は、第１貯留タンク６０Ａの堰６４ａに接続されており、堰６４ａを乗り越えた凝縮水を受け止めて、合流部７２へと凝縮水を導く。合流部７２に集められた凝縮水は、傾斜部７３からガス配管５０の第１加温部５０ａへと流下する。

図４に示すように、合流部７２と傾斜部７３との境界には堰７４が立設されており、この堰７４を乗り越えた凝縮水が傾斜部７３を流下する。堰７４を設けることで、受止部７１および合流部７２での凝縮水の滞留時間を長くすることができる。また、ガス配管５０の外周面には、つば状の止水部５１が２つ設けられる。２つの止水部５１は、上面視で傾斜部７３の左右両端よりも少しだけ外側の位置に形成されている。このような止水部５１を設けることで、傾斜部７３からガス配管５０に流下した凝縮水が、ガス配管５０の軸方向において止水部５１の外側に流れてしまうことを防止し、第２貯留タンク６０Ｂによる凝縮水の再回収が容易となる。なお、ガス配管５０が軸方向に傾斜配置されている場合には、下側にだけ止水部５１を設ければよい。

図５は、樋部材７０の好適な配置を説明するための断面図であり、具体的には、ガス配管５０の軸方向に直交する断面における、傾斜部７３とガス配管５０との位置関係を示す図である。傾斜部７３の先端から鉛直下方におろした直線とガス配管５０との交点Ｐが、ガス配管５０の頂点Ｑから傾斜部７３の基端側（図中左側）へ周方向に４５度の範囲Ｒ内に位置すると好適である。というのも、こうすることで、傾斜部７３を流下してきた凝縮水が、概ねガス配管５０の左右両側に均等に流れるため、ガス配管５０内の天然ガスＮＧを均一に加温することができるからである。特に、図５に示すように、傾斜部７３の水平面からの傾斜角度を４５度とし、交点Ｐの位置が頂点Ｑから４５度の位置（範囲Ｒの左端）となるように樋部材７０を配置すれば、より確実に凝縮水を左右両側に均等に流れさせることができる。

以上説明してきた樋部材７０を第１貯留タンク６０Ａに対して設けることで、複数の第１貯留タンク６０Ａから流出した凝縮水を集めてガス配管５０の第１加温部５０ａに流下させることができる。しかしながら、このような樋部材７０を設けることは必須ではなく、各第１貯留タンク６０から個々にガス配管５０へと凝縮水を流下させるようにしてもよい。

（貯留部の必要底面積の導出）
貯留タンク６０に貯留されている凝縮水は、貯留部６１での滞留時間を十分に確保することで、大気との熱交換だけで外気温とほぼ同じ温度まで昇温させることができる。ただし、貯留部６１の底面６３の面積（以下、単に「底面積」と称する）が小さすぎると、流入してくる凝縮水が十分に加温されないまま、堰６４ａから流出してしまう。そこで、凝縮水が貯留部６１に滞留している間に、外気温と同じ温度まで昇温させることが可能な貯留部６１の底面積を導出する。

本出願人は、０℃の水を大気との熱交換により加温する実験を、外気温を２５℃、２０℃、１５℃の３条件、平均液膜厚さを０．１ｍ、０．２５ｍの２条件とする、計６通りの条件下で実施した。その結果を図６に示す。図６の結果から明らかなように、０℃の水が外気温と同じ温度になるまでに要する時間は、外気温の影響はほとんど受けないが、液膜の厚さの影響を大きく受けることが分かった。

そこで、この実験結果をもとに、０℃の水が外気温と同じ温度になるまでに必要な滞留時間を、平均液膜厚さの関数として近似的に表すことを試みた。この際、平均液膜厚さが０．１５ｍ、０．２ｍの場合についても、追加的に実験データを取得した。その結果、図７に示す４データに適合する近似式として図中に示す式が得られた。この近似式の相関係数はＲ²＝１．０であり、近似式が実験データによく適合していることを示している。

ここで、貯留部６１内の凝縮水の平均液膜厚さをｔ［ｍ］、単位時間あたりに発生する凝縮水の量をＱ［ｍ³／ｍｉｎ］、貯留部６１の底面積をＳ［ｍ²］とするとき、必要滞留時間Ｔ［ｍｉｎ］は、図７に示した近似式より、
Ｔ≧２０４４ｔ−１６．２
である。
Ｓｔ／Ｑ［ｍｉｎ］だけ時間が経過すると、貯留部６１内の凝縮水は新しく発生した凝縮水と入れ替わるため、
Ｓｔ／Ｑ≧２０４４ｔ−１６．２
を満たす必要がある。
この式を変形することで、貯留部６１の必要底面積を規定する次式（１）が得られる。
Ｓ≧（２０４４−１６．２／ｔ）Ｑ・・・式（１）
式（１）を満たす底面積を有する貯留部６１であれば、貯留部６１内の凝縮水を外気温とほぼ同じ温度まで上昇させることができる。なお、貯留タンク６０の実際の設計にあたっては、平均液膜厚さｔとして堰６４ａの高さを用いればよい。

（気化ガス加温器のフィードバック制御）
気化ガス加温器３０のフィードバック制御について、図１に戻って説明する。液化ガス気化装置１には、気化ガス加温器３０よりも下流側のガス配管５０内の天然ガスＮＧの温度を測定する温度計８０、および、温度計８０による測定値に基づいて気化ガス加温器３０の動作を制御する制御手段９０がさらに設けられている。

詳細には、温度計８０はガス配管５０の第３加温部５０ｃよりもさらに下流側に設けられており、温度計８０による測定値は、天然ガスＮＧの目標温度５℃で一定であることが好ましい。そこで、制御手段９０は温度計８０による測定値が５℃で一定となるように、気化ガス加温器３０のモーター３３をフィードバック制御する。こうすることで、天然ガスＮＧを確実に目標温度の５℃に維持することができる。

特に、本実施形態では、凝縮水による天然ガスＮＧの加温が行われる第１加温部５０ａ、第２加温部５０ｂ、第３加温部５０ｃのうち、最も下流側にある第３加温部５０ｃよりもさらに下流側に温度計８０を設けている。つまり、外気温の変動等により、第１加温部５０ａ、第２加温部５０ｂ、第３加温部５０ｃにおける天然ガスＮＧの加温の程度に変動が生じた場合であっても、それをすべて考慮したフィードバック制御が実行されることになる。このため、天然ガスＮＧの温度を確実に目標温度で一定に維持することができる。ただし、温度計８０の位置は、これに限定されるものではない。

（貯留タンクの変形例）
図８Ａ、８Ｂ、９Ａ、９Ｂを参照しつつ、貯留タンク６０の変形例について説明する。なお、これらの図では、凝縮水の流れを矢印で示している。

図８Ａ、８Ｂに示す貯留タンク６０は、貯留部６１に設けられる仕切体６８の形状を変更したものである。具体的には、仕切体６８の形状を、凝縮水の流路を複数回折り返させる形状とすることで、貯留部６１内に蛇行状の流路を形成している。このため、凝縮水が貯留部６１への流入位置から堰６４ａに至るまでの流路がより長くなり、凝縮水の滞留時間を増加させることができる。

凝縮水の滞留時間を増加させるさらなる工夫として、図９Ａ、９Ｂに示すように、仕切体６８によって形成される凝縮水の流路上に、壁体６４、６５、６６や仕切体６８よりも高さが低い中間堰６９を設けることが考えられる。なお、図９Ａ、９Ｂでは、仕切体６８と中間堰６９との区別を明確にするため、仕切体６８を太線で示している。このような中間堰６９を設けることで、凝縮水が貯留部６１への流入位置から堰６４ａに至るには、各中間堰６９を乗り越えることができる高さまで凝縮水が溜まる必要があり、貯留部６１における凝縮水の滞留時間を一層増加させることが可能となる。なお、中間堰６９の高さは、基本的に堰６４ａと同じにすればよいが、堰６４ａと異なっていてもよい。

（効果）
以上のように、本実施形態の液化ガス気化装置１によれば、中間媒体加温器１０の伝熱管１１の表面に発生した凝縮水を利用することで、天然ガスＮＧを加温する気化ガス加温器３０の消費電力を低減することができる。さらに言うならば、凝縮水による加温だけで天然ガスＮＧを目標温度まで昇温させることができるのであれば、気化ガス加温器３０をなくすことも可能である。しかも、凝縮水を重力のみでガス配管５０に流下させているので、追加的な電力を要しない。また、凝縮水の加温には、大気の熱を利用しているため、これにも追加的な電力を要しない。つまり、液化ガス気化装置１によれば、伝熱管１１の表面に発生する凝縮水を有効活用し、消費電力を効果的に低減することが可能となる。なお、このような液化ガス気化装置１は、大気の熱を利用して消費電力の低減を図るものであり、特に温暖な地域での使用に適している。

また、本実施形態では、貯留タンク６０として、伝熱管１１の表面で発生した凝縮水を、ガス配管５０へ流下させる前に回収する第１貯留タンク６０Ａに加えて、ガス配管５０へ流下させた凝縮水を再び回収する第２貯留タンク６０Ｂ、６０Ｃがさらに設けられている。このため、凝縮水を利用した天然ガスＮＧの加温を複数回行うことができ、消費電力を一層効果的に低減することが可能である。

（液化ガス気化システムの全体構成）
次に、上述の液化ガス気化装置１をバイナリー発電装置と組み合わせた液化ガス気化システムの実施形態について説明する。図１０は、液化ガス気化システムの全体構成を示す模式図である。この液化ガス気化システム１００は、バイナリー発電で利用された作動流体の蒸気を、液化ガス気化装置１の第１貯留タンク６０Ａに貯留されている凝縮水の冷熱を利用して凝縮させるものである。なお、図１０は、概ね液化ガス気化システム１００を横から見た図となっているが、便宜上、蒸発部１０２および凝縮部１０５に関しては上から見た配管形状を示している。

液化ガス気化システム１００は、液化ガス気化装置１に設けられた第１貯留タンク６０Ａと地中との間にわたって配設された循環配管１０１を有しており、循環配管１０１内を作動流体としてのアンモニアが流れている。循環配管１０１内を循環するアンモニアは、例えば、温度が１０℃で圧力が０．８ＭＰａのアンモニアガスと、温度が１０℃で圧力が０．１ＭＰａの液化アンモニアとの間で、相変化する。なお、作動流体はアンモニアに限定されず、常温で気相と液相との間で相変化する流体であれば、他のものを用いてもよい。

液化ガス気化システム１００は、さらに、液化アンモニアを蒸発させてアンモニアガスを生成する蒸発部１０２、蒸発部１０２で生成されたアンモニアガスにより回転駆動されるタービン１０３、タービン１０３の回転軸に連結された発電機１０４、タービン１０３から排出されたアンモニアガスを凝縮させて液化アンモニアを生成する凝縮部１０５、および液化アンモニアを圧送するためのポンプ１０６を有している。

蒸発部１０２は、地下２０ｍ付近において、循環配管１０１を複数回折り返すことによって構成されている。地中では、年間を通じて温度が概ね一定に維持されているため、地中に蒸発部１０２を設けることで、一年中安定した発電量を得ることができる。蒸発部１０２を設ける範囲は、液化ガス気化システム１００の設置面積を抑えるため、複数の第１貯留タンク６０Ａの設置範囲の直下領域内とすることが好ましい。また、熱交換の効率を高めるために、蒸発部１０２における循環配管１０１のパス数を８〜１０パス程度とし、各パスの間隔は５ｍ程度以上とするのが好ましい。なお、蒸発部１０２の設置深さは、地下２０ｍ付近に限定されず、地下１０〜３０ｍ程度の範囲であればよい。

凝縮部１０５は、複数設けられた第１貯留タンク６０Ａのすべてを循環配管１０１が複数回通過するように、循環配管１０１を複数回折り返すことによって構成されている。具体的には、凝縮部１０５における循環配管１０１は、互いに隣り合う２つの直管部１０１ａの端部が曲管部１０１ｂによって接続されることで構成されており、直管部１０１ａが第１貯留タンク６０Ａの貯留部６１内の凝縮水中を通過するようになっている。こうすることで、第１貯留タンク６０Ａの貯留部６１内の凝縮水と、循環配管１０１内を流れるアンモニアガスとの熱交換を促進することができる。なお、熱交換の観点からは、循環配管１０１が凝縮水に完全に浸漬していることが好ましいが、循環配管１０１が凝縮水の水面から一部出ていてもよい。

図１１は、凝縮部１０５の一部を示す斜視図であり、図１０において左下に位置する第１貯留タンク６０Ａに関わる部分を示している。なお、第１貯留タンク６０Ａの構成は、基本的に図２Ａに示したものと同じであるので、ここでは、主要な点についてのみ説明を行う。

循環配管１０１のうち、第１貯留タンク６０Ａの貯留部６１に貯留されている凝縮水の中を通過する部分では、上述のようにアンモニアガスと凝縮水との間で熱交換が行われる。その結果、アンモニアガスが凝縮して液化アンモニアが生成されるとともに、凝縮水の温度が例えば０℃から５℃に上昇する。

このように、第１貯留タンク６０Ａ内の凝縮水の冷熱でアンモニアガスを凝縮させる場合、凝縮水が大気との熱交換で温度上昇すると凝縮部１０５の機能が低下する。このため、少なくとも第１貯留タンク６０Ａの貯留部６１に対して断熱施工がされており、より好ましくは、回収部６２を含む第１貯留タンク６０Ａ全体に対して断熱施工がされている。ここでの断熱施工とは、第１貯留タンク６０Ａを熱伝導率の比較的低いステンレスや樹脂等で構成することや、第１貯留タンク６０Ａに断熱材を設けることなどが含まれる。なお、第１貯留タンク６０Ａの下流側に接続される樋部材７０（図３参照）は、凝縮水と大気との熱交換を促進し、凝縮水を昇温させるため、熱伝導率の比較的高いアルミニウムや銅等で構成されることが好ましい。

また、第１貯留タンク６０Ａにおいては、新しい凝縮水が順次供給されるほど、循環配管１０１内のアンモニアガスとの熱交換の効率が向上する。したがって、第１貯留タンク６０Ａの貯留部６１における凝縮水の滞留時間を短縮するため、図２Ａに示すような仕切体６８はなくし、貯留部６１の容積を小さくするとよい。

一方、循環配管１０１については、第１貯留タンク６０Ａの貯留部６１外に位置する部分の熱伝導率を、貯留部６１内に位置する部分の熱伝導率よりも小さくすればよい。こうすることで、貯留部６１に貯留された凝縮水と循環配管１０１内のアンモニアガスとの熱交換を促進できるとともに、一旦凝縮した液化アンモニアが大気との熱交換により再度気化してしまうことを抑制できる。

このように構成された液化ガス気化システム１００によれば、液化ガス気化装置１で発生する凝縮水の冷熱および地中熱（または地熱）を利用することで、発電を行うことができる。ここで、「地中熱」とは、太陽エネルギーを熱源とする比較的深度の浅い地中部分に蓄熱されているものを指し、それに対して、「地熱」とは、一般的に火山活動に由来する地球内部（一般的に地中熱の対象領域よりも深い部分）に蓄熱されているものを指す。こうして得られた電力を、中間媒体加温器１０のファン１２や気化ガス加温器３０のファン３２（図１参照）の駆動電力として利用することで、液化ガス気化装置１における消費電力を一層効果的に低減することができる。

次に、循環配管１０１の諸元について検討する。図１２は、循環配管１０１の径（以下、「単に配管径」という）と圧力損失との関係を示すグラフである。凝縮水が０℃から５℃まで昇温するのに必要な交換熱量を求めた後、この交換熱量をアンモニア側と凝縮水側でバランスさせると、必要アンモニア流量が８００ｋｇ／ｈと求まる。このアンモニア流量に基づいて、上記交換熱量をアンモニア側で捻出するのに必要な伝熱面積を求めた。
ここで、
アンモニアの交換熱量＝アンモニア流量×伝熱面積
伝熱面積＝配管径×配管長さ
である。

図１２から明らかなように、配管径が大きくなるほど、圧力損失は低下する。一般的に圧力損失は１０ｋＰａ以下程度に抑えることが望ましいため、配管径は約０．０５ｍ以上であることが好ましい。一方、配管径が第１貯留タンク６０Ａの堰６４ａの高さよりも大きいと、循環配管１０１が貯留部６１内の凝縮水の水面から出てしまうため、配管径は堰６４ａの高さ（例えば０．２ｍ）以下であることが好ましい。

図１３は、アンモニア流量と圧力損失またはパス数との関係を示すグラフである。凝縮水が０℃から５℃まで昇温するのに必要な交換熱量を求めた後、交換熱量および配管径（０．１５ｍ）を一定とした条件下で、アンモニア流量と圧力損失またはパス数との関係を求めた。図１３から明らかなように、アンモニア流量が多いほど熱伝達率が大きくなるため、必要な配管長さが短くなり、パス数も減少する。また、アンモニア流量が多くなると圧力損失が大きくなる傾向にあるが、その値は１０ｋＰａを大きく下回っているため、影響は小さいと考えられる。

図１４は、アンモニア流量と圧力損失または交換熱量との関係を示すグラフである。凝縮水が０℃から５℃まで昇温するのに必要な交換熱量を求めた後、配管径が０．１５ｍで一定かつパス数が９で一定の条件下で、アンモニア流量を変えた場合のアンモニア側の交換熱量を計算した。アンモニア側の交換熱量が、凝縮水の昇温に必要な交換熱量以上にならないと、凝縮水が５℃まで昇温しない。そこで、アンモニア側の交換熱量が凝縮水の昇温に必要な交換熱量以上となるアンモニア流量を求めた。

図１４から明らかなように、アンモニア流量が多くなるほど、圧力損失は増加する傾向にある。また、凝縮水の発生量から凝縮水が熱交換可能な最大熱量を、図中の凝縮水最大交換熱量として求めた。アンモニア側の交換熱量が、凝縮水最大交換熱量未満であると、凝縮水の冷熱が一部無駄になる。このため、アンモニアの交換熱量が凝縮水最大交換熱量以上となるように、アンモニア流量は８００ｋｇ／ｈ程度以上であることが好ましい。

図１５は、アンモニア流量と圧力損失または交換熱量との関係を示すグラフである。計算条件は図１４の場合とほぼ同じであるが、配管径が０．０５ｍである点が異なる。配管径が０．０５ｍの場合には、圧力損失を１０ｋＰａ以下に抑えつつ、アンモニア側の交換熱量を凝縮水最大交換熱量以上とすることができないため、パス数を増加させる必要がある。

（その他の実施形態）
本発明は上記実施形態に限定されるものではなく、その趣旨を逸脱しない限りにおいて上記実施形態の要素を適宜組み合わせまたは種々の変更を加えることが可能である。

例えば、上記実施形態では、貯留タンク６０として、伝熱管１１の表面で発生した凝縮水を、ガス配管５０へ流下させる前に回収する第１貯留タンク６０Ａに加えて、ガス配管５０へ流下させた凝縮水を再び回収する第２貯留タンク６０Ｂ、６０Ｃをさらに設ける構成とした。しかしながら、貯留タンク６０として、第１貯留タンクおよび第２貯留タンクのうちいずれか一方のみを設けることとしてもよいし、第２貯留タンクの数は２つに限定されず、１つでも３つ以上であってもよい。なお、第１貯留タンクを設けずに第２貯留タンクのみを設ける形態としては、例えば、中間媒体加温器１０の伝熱管１１の鉛直下方にガス配管５０を配置し、伝熱管１１から直接ガス配管５０に滴下した凝縮水を第２貯留タンクで回収することが考えられる。

また、上記実施形態では、ガス配管５０内の天然ガスＮＧを加温する気化ガス加温器３０を設けたが、凝縮水による加温のみでガス配管５０内の天然ガスＮＧが目標温度に達するのであれば、気化ガス加温器３０を省略してもよい。また、気化ガス加温器３０は空温式のものに限定されず、空気以外の熱媒体を用いたものやヒーターを採用することもできる。さらに、気化ガス加温器３０の配設位置は、図１に示した位置に限定されず、ガス配管５０の適宜の位置とすることが可能である。

また、凝縮水を回収し、ガス配管５０へ流下させる具体構成は適宜変更が可能である。例えば、貯留タンク６０に回収部６２を設けず、全体を貯留部６１としてもよいし、貯留タンク６０に凝縮水を導くための案内部材を別途設けてもよい。また、樋部材７０のような別部材により、凝縮水を貯留タンク６０からガス配管５０へ流下させるのみならず、傾斜部７３のような部材を貯留タンク６０に一体形成してもよい。さらに、貯留タンク６０の堰６４ａの鉛直下方にガス配管５０を配置し、貯留タンク６０から流出した凝縮水が滴下することでガス配管５０に至る形態も、本発明における「ガス配管へ流下させる」という概念に含まれる。

また、上記実施形態においては、中間媒体加温器１０は液状の中間媒体を気化させるものとしたが、中間媒体加温器１０で液状の中間媒体を気化させることは必須ではない。例えば、ブライン等の不凍液を中間媒体として用いた場合には、中間媒体加温器１０は液状の中間媒体を相変化させずに、単に昇温させるだけでもよい。

また、上記実施形態においては、中間媒体加温器１０で発生した凝縮水を利用することについてのみ説明してきたが、気化ガス加温器３０で発生した凝縮水を同様に有効活用してもよい。

１液化ガス気化装置
１０中間媒体加温器
１１伝熱管
２０液化ガス蒸発器
３０気化ガス加温器
５０ガス配管
６０貯留タンク
６０Ａ第１貯留タンク
６０Ｂ第２貯留タンク
６０Ｂ第２貯留タンク
６１貯留部
６４壁体
６４ａ堰
６５壁体
６６壁体
６８仕切体
６９中間堰
７０樋部材
７３傾斜部
８０温度計
９０制御手段
１００液化ガス気化システム
１０１循環配管
１０２蒸発部
１０３タービン
１０４発電機
１０５凝縮部

Claims

加温用気体との熱交換によって、伝熱管内を流れる中間媒体を加温する中間媒体加温器と、
前記中間媒体加温器で加温された前記中間媒体との熱交換によって、液化ガスを気化させて気化ガスを生成する液化ガス蒸発器と、
前記液化ガス蒸発器で生成された前記気化ガスが流れるガス配管と、
を備え、
前記加温用気体が水蒸気を含み、前記伝熱管の表面温度が前記加温用気体の露点よりも低くなっていることで、前記伝熱管の表面で凝縮水が発生しており、
前記凝縮水を、前記伝熱管よりも低い位置に配置された貯留タンクの貯留部に貯留した状態で、前記凝縮水よりも高温の大気との熱交換によって加温した後、前記貯留タンクよりも低い位置にある前記ガス配管へ自重により流下させることで、前記ガス配管内の前記気化ガスを加温することを特徴とする液化ガス気化装置。
前記貯留タンクとして、前記伝熱管の表面で発生した前記凝縮水を、前記ガス配管へ流下させる前に回収する第１貯留タンクが設けられている請求項１に記載の液化ガス気化装置。
前記貯留タンクとして、前記ガス配管へ流下させた前記凝縮水を再び回収する第２貯留タンクがさらに少なくとも１つ設けられている請求項２に記載の液化ガス気化装置。
前記貯留部を形成する壁体の一部は他の部分よりも高さが低い堰となっており、
前記貯留部内の前記凝縮水は、前記堰を乗り越えることで前記ガス配管へ至る請求項１ないし３のいずれか１項に記載の液化ガス気化装置。
前記堰を乗り越えた前記凝縮水を前記ガス配管に案内する樋部材をさらに備える請求項４に記載の液化ガス気化装置。
前記ガス配管が円管であるとともに、前記樋部材は前記ガス配管へ向けて前記凝縮水を流下させる傾斜部を有しており、
前記ガス配管の軸方向と直交する断面において、前記傾斜部の先端から鉛直下方におろした直線と前記ガス配管との交点が、前記ガス配管の頂点から前記傾斜部の基端側へ周方向に４５度の範囲内に位置する請求項５に記載の液化ガス気化装置。
前記貯留部には、前記凝縮水が前記貯留部への流入位置から前記堰に至る流路に、前記凝縮水が乗り越える必要のある中間堰が設けられている請求項４ないし６のいずれか１項に記載の液化ガス気化装置。
前記貯留部には、前記凝縮水が前記貯留部への流入位置から前記堰に直接流れる場合と比べて、前記凝縮水が前記流入位置から前記堰に至るまでの流路を長くさせる仕切体が設けられている請求項４ないし７のいずれか１項に記載の液化ガス気化装置。
前記ガス配管内の前記気化ガスを加温する気化ガス加温器をさらに備えた請求項１ないし８のいずれか１項に記載の液化ガス気化装置。
前記気化ガス加温器よりも下流側の前記ガス配管内の前記気化ガスの温度を測定する温度計と、
前記温度計による前記気化ガスの測定値が一定となるように、前記気化ガス加温器の動作を制御する制御手段と、
をさらに備えた請求項９に記載の液化ガス気化装置。
前記貯留部内の前記凝縮水の平均液膜厚さをｔ、単位時間あたりに発生する前記凝縮水の量をＱ、前記貯留部の底面積をＳとするとき、前記貯留タンクは次式（１）を満たす請求項１ないし１０のいずれか１項に記載の液化ガス気化装置。
Ｓ≧（２０４４−１６．２／ｔ）Ｑ・・・式（１）
請求項２に記載の液化ガス気化装置と、
前記第１貯留タンクと地中との間にわたって配設され、内部を作動媒体が流れる循環配管と、
地熱または地中熱により気化した前記作動媒体の蒸気により稼働する発電機と、
を備えた液化ガス気化システムであって、
前記循環配管は、前記第１貯留タンクに貯留されている前記凝縮水の中を通過する凝縮部を有しており、前記作動媒体の蒸気は前記凝縮部で凝縮されることを特徴とする液化ガス気化システム。
前記第１貯留タンクのうち少なくとも前記貯留部に対して、断熱施工がなされている請求項１２に記載の液化ガス気化システム。
前記凝縮部のうち前記貯留部外に位置する部分の熱伝導率は、前記凝縮部のうち前記貯留部内に位置する部分の熱伝導率よりも小さい請求項１２または１３に記載の液化ガス気化システム。
前記第１貯留タンクが複数設けられており、
前記凝縮部は、前記複数の第１貯留タンクのすべてを複数回通過する請求項１２ないし１４のいずれか１項に記載の液化ガス気化システム。
前記貯留部を形成する壁体の一部に、他の部分よりも高さが低い堰が設けられているとき、前記凝縮部の配管径は、０．０５ｍ以上かつ前記堰の高さ以下である請求項１２ないし１５のいずれか１項に記載の液化ガス気化システム。