JP6492546B2 - 低温液化ガス設備 - Google Patents

Description

本発明は、低温液化ガス設備に関するものである。

ＬＮＧ（Liquefied Natural Gas）等の低温液化ガスを貯蔵する低温液化ガス設備では、必要に応じて極低温の低温液化ガスを昇温して気化する気化器を有している（例えば、特許文献１参照）。このような気化器は、一般的には、海水を汲み上げ、この海水と低温液化ガスとを熱交換することによって低温液化ガスを昇温している。

特開２００３−２４０１９４号公報 特開２００７−２６９５２２号公報

上述のような気化器における熱交換によって冷却された海水は、放流温度が規制値を満足するように必要に応じて希釈されて海洋に放流される。このため、低温液化ガスの冷熱は、海洋に放流されるのみとなっている。近年は、環境意識の高まり等から、このような低温液化ガスの冷熱を有効利用することが望まれている。

一方、近年、水素の輸送及び貯蔵方法として、メチルシクロヘキサンを用いることが提案されている（例えば、特許文献２参照）。メチルシクロヘキサンは、トルエンと水素が結合した物質で、常温及び常圧において液体であることから、安全かつ大量に水素の輸送及び貯蔵を行うことができる。このようなメチルシクロヘキサンから水素を取り出す場合には、吸熱反応である脱水素反応によりメチルシクロヘキサンを水素とトルエンとに分離し、水素ガスとトルエンガスとが混合した混合ガスをトルエンのみが凝縮される温度まで冷却することで、水素を水素ガスとして取り出す。

しかしながら、脱水素反応によって生成される混合ガスの温度は、３００℃以上となる。このため、混合ガスをトルエンが凝縮される温度まで冷却するために、高い冷却性能を有する冷却器を設置する必要がある。

本発明は、上述する問題点に鑑みてなされたもので、低温液化ガス設備における低温液化ガスの冷熱を有効利用して、メチルシクロヘキサンの脱水素反応により生成される混合ガスから水素ガスを取り出すことでエネルギ効率を高めることを目的とする。

本発明は、上記課題を解決するための手段として、以下の構成を採用する。

第１の発明は、低温液化ガスを気化させる低温液化ガス設備であって、メチルシクロヘキサンから水素を脱離する脱水素設備を有し、該脱水素設備が、上記メチルシクロヘキサンをトルエンと水素とに分離する脱水素反応器と、該脱水素反応器で生成された上記トルエンを上記低温液化ガスとの熱交換により凝縮させて上記水素と分離する分離器とを備えるという構成を採用する。

第２の発明は、上記第１の発明において、上記低温液化ガスを貯蔵する低温液化ガスタンクと、上記低温液化ガスを気化する気化器と、上記低温液化ガスタンクと上記気化器とを接続するメイン配管とを備え、上記メイン配管と接続されると共に上記メイン配管を流れる上記低温液化ガスの一部を上記分離器に通す分離器用バイパス部を備えるという構成を採用する。

第３の発明は、上記第１または第２の発明において、上記脱水素設備が、上記脱水素反応器で生成された上記水素を上記低温液化ガスとの熱交換により冷却する水素液化部を備えるという構成を採用する。

第４の発明は、上記第３の発明において、上記低温液化ガスを貯蔵する低温液化ガスタンクと、上記低温液化ガスを気化する気化器と、上記低温液化ガスタンクと上記気化器とを接続するメイン配管とを備え、上記メイン配管と接続されると共に上記メイン配管を流れる上記低温液化ガスの一部を上記水素液化部に通す水素液化部用バイパス部を備えるという構成を採用する。

本発明によれば、メチルシクロヘキサンの脱水素反応で生成された混合ガスに含まれるトルエンを低温液化ガスとの熱交換により凝縮させる。このため、低温液化ガスの冷熱をトルエンの凝縮に有効利用することができ、かつ、脱水素設備において外部エネルギによって冷熱を生成する冷却器が必要なくなる。このように、本発明によれば、低温液化ガス設備における低温液化ガスの冷熱を有効利用して、メチルシクロヘキサンの脱水素反応により生成される混合ガスから水素ガスを取り出すことができ、これによってエネルギ効率を高めることが可能となる。

本発明の第１実施形態におけるＬＮＧ設備の概略構成を示す機能ブロック図である。 本発明の第２実施形態におけるＬＮＧ設備の概略構成を示す機能ブロック図である。 本発明の第３実施形態におけるＬＮＧ設備の概略構成を示す機能ブロック図である。

以下、図面を参照して、本発明に係る低温液化ガス設備の一実施形態について説明する。なお、以下の図面において、各部材を認識可能な大きさとするために、各部材の縮尺を適宜変更している。

（第１実施形態）
本実施形態においては、本発明の低温液化ガス設備をＬＮＧ設備１（低温液化設備）に適用した例について説明する。ただし、本発明の低温液化ガス設備は、ＬＮＧ設備１に限られず、ＬＮＧ以外の他の低温液化ガスを気化する設備に適用することも可能である。

図１は、本実施形態のＬＮＧ設備１の概略構成を示す機能ブロック図である。本実施形態のＬＮＧ設備１は、発電プラントＰで使用される燃焼性ガスを送り出すと共に外部において使用される水素ガスを生成して送り出すものである。このような本実施形態のＬＮＧ設備１は、図１に示すように、ＬＮＧタンク２（低温液化ガスタンク）と、気化器３と、メイン配管４と、分離器用バイパス部５と、天然ガス配管６と、脱水素設備７と、水素ガス配管８と、水素ガス混合部９とを備えている。なお、ＬＮＧ設備１は、当該構成に加え、図１には図示していないが、適所に設けられる開閉弁及びセンサや、全体を制御する制御部等を備えている。

ＬＮＧタンク２は、天然ガスが−１６２℃程度まで冷却されることで液化されたＬＮＧを貯蔵するタンクである。気化器３は、ＬＮＧと海洋から取り込んだ海水とを熱交換することによってＬＮＧを気化させて天然ガスとするものである。メイン配管４は、これらのＬＮＧタンク２と気化器３とを接続する配管であり、ＬＮＧタンク２から気化器３へＬＮＧを案内する。

分離器用バイパス部５は、バイパス配管５ａと、流量調整弁５ｂとを備えている。バイパス配管５ａは、入口端と出口端とがメイン配管４と接続された配管であり、入口端が出口端よりもメイン配管４の上流側において当該メイン配管４に接続されている。このバイパス配管５ａは、後述する脱水素設備７の分離器７ｃと接続されている。流量調整弁５ｂは、分離器７ｃの上流側においてバイパス配管５ａに設置されており、バイパス配管５ａに取り込まれるＬＮＧの流量、すなわち分離器７ｃに供給されるＬＮＧの流量を調整する。このような分離器用バイパス部５は、上述のようにメイン配管４に対して接続されており、メイン配管４を流れるＬＮＧの一部を取り込んで分離器７ｃに案内する。

天然ガス配管６は、気化器３と発電プラントＰとを接続する配管であり、気化器３によって生成された天然ガスを発電プラントＰに案内する。この天然ガス配管６の途中部位には、後述する水素ガス混合部９の連結管９ａが接続されており、天然ガス配管６は、ＬＮＧと共に水素ガス混合部９から供給される水素ガスも発電プラントＰに案内可能とされている。

脱水素設備７は、メチルシクロヘキサンタンク７ａと、脱水素反応器７ｂと、分離器７ｃと、トルエンタンク７ｄとを備えており、メチルシクロヘキサンから水素を脱離する。メチルシクロヘキサンタンク７ａは、常温及び常圧にて水素を含むメチルシクロヘキサンを貯蔵するタンクである。脱水素反応器７ｂは、メチルシクロヘキサンタンク７ａと接続されており、メチルシクロヘキサンタンク７ａから供給されるメチルシクロヘキサンを脱水素反応により、水素ガスとトルエンガスとが含まれる混合ガスを生成する。なお、ここでの混合ガスの温度は、３００℃〜４００℃程度となる。

分離器７ｃは、分離器用バイパス部５と、脱水素反応器７ｂと、トルエンタンク７ｄと、水素ガス配管８と接続されている。この分離器７ｃは、分離器用バイパス部５のバイパス配管５ａの途中部位に設置されており、脱水素反応器７ｂから供給される混合ガスとバイパス配管５ａを流れるＬＮＧとを熱交換することによって、ＬＮＧの冷熱によって混合ガスをトルエンが凝縮する温度以下に冷却する。これによって、分離器７ｃは、混合ガスを、液体のトルエンと、気体の水素ガスとに分離する。つまり、分離器７ｃは、脱水素反応器７ｂで生成されたトルエンをＬＮＧとの熱交換により凝縮させて水素と分離する。さらに分離器７ｃは、液体のトルエンをトルエンタンク７ｄに送り、水素ガスを水素ガス配管８に送り出す。

水素ガス配管８は、脱水素設備７の分離器７ｃと接続されており、分離器７ｃで生成された水素ガスを供給先に向けて出荷するための配管である。この水素ガス配管８の途中部位には、後述する水素ガス混合部９の連結管９ａが接続されており、水素ガス配管８を流れる水素ガスの一部を水素ガス混合部９に供給可能とされている。

水素ガス混合部９は、連結管９ａと、流量調整弁９ｂとを備えている。連結管９ａは、水素ガス配管８と天然ガス配管６とを接続する配管であり、水素ガス配管８を流れる水素ガスの一部を天然ガス配管６まで案内する。流量調整弁５ｂは、連結管９ａの途中部位に設置されており、連結管９ａに取り込まれる水素ガスの流量、すなわち天然ガス配管６を流れる天然ガスに混合される水素ガスの流量を調整する。このような水素ガス混合部９は、脱水素設備７で生成された水素ガスの一部を天然ガスに混合することによって、発電プラントＰに対して水素ガスを供給する。なお、発電プラントＰにおいて、天然ガスのみを燃焼させる場合と比較して、水素ガスを天然ガスと混焼させた場合には、二酸化炭素の排出量を低減させることができる。

発電プラントＰでは、本実施形態のＬＮＧ設備１から供給される天然ガスを燃焼、あるいは天然ガスと水素ガスとを混焼することによって得られる熱エネルギによって発電を行う。

このような本実施形態のＬＮＧ設備１においては、ＬＮＧタンク２からメイン配管４を通じて気化器３に供給されたＬＮＧが、気化器３において気化されて天然ガスとされる。この天然ガスは、気化器３から天然ガス配管６を通じて発電プラントＰに送られる。

一方、脱水素設備７では、メチルシクロヘキサンタンク７ａに貯蔵されたメチルシクロヘキサンが脱水素反応器７ｂにおいてトルエンガスと水素ガスとを含む混合ガスとされ、この混合ガスが分離器７ｃに供給される。分離器７ｃでは、混合ガスがＬＮＧと熱交換されることによって、トルエンのみが凝縮されて液体のトルエンと、水素ガスとが生成される。液体のトルエンは、トルエンタンク７ｄに送られて貯蔵される。また、水素ガスは、水素ガス配管８を通じて出荷される。このとき、必要に応じて水素ガスの一部は、水素ガス混合部９を通じて天然ガス配管６に送られ、天然ガスに混合されて発電プラントＰに送られる。

以上のような本実施形態のＬＮＧ設備１においては、メチルシクロヘキサンの脱水素反応で生成された混合ガスに含まれるトルエンをＬＮＧとの熱交換により凝縮させる。このため、ＬＮＧの冷熱をトルエンの凝縮に有効利用することができ、かつ、脱水素設備７において外部エネルギによって冷熱を生成する冷却器が必要なくなる。このように、本実施形態のＬＮＧ設備１によれば、ＬＮＧの冷熱を有効利用して、メチルシクロヘキサンの脱水素反応により生成される混合ガスから水素ガスを取り出すことができ、これによってエネルギ効率を高めることが可能となる。

また、本実施形態においては、メイン配管４と接続されると共にメイン配管４を流れるＬＮＧの一部を分離器７ｃに通す分離器用バイパス部５を備える。このため、分離器７ｃを通すＬＮＧの流量を調節することが可能となり、流量に応じた冷熱を混合ガスに対して供給することが可能となる。

なお、脱水素設備７にて生成される混合ガスの流量が非常に多い場合には、例えば、メイン配管４に分離器７ｃを設置し、分離器用バイパス部５を用いて分離器７ｃを通過するメイン配管４のＬＮＧの流量を調整することも可能である。

（第２実施形態）
次に、本発明の第２実施形態について説明する。なお、本実施形態の説明において、上記第１実施形態と同様の部分については、その説明を省略あるいは簡略化する。

図２は、本実施形態のＬＮＧ設備１Ａの概略構成を示す機能ブロック図である。この図に示すように、本実施形態のＬＮＧ設備１Ａにおいては、脱水素設備７が液化装置７ｅ（水素液化部）を備えている。また、本実施形態のＬＮＧ設備１Ａは、液化装置用バイパス部１０（水素液化部用バイパス部）を備えている。

液化装置７ｅは、水素ガス配管８の途中部位に設置されており、水素ガスを圧縮等することによって液化すると共に、圧縮により高温化された液化水素をＬＮＧと熱交換することによって冷却する。つまり、液化装置７ｅは、脱水素反応器７ｂで生成された水素ガスをＬＮＧとの熱交換により冷却する。

液化装置用バイパス部１０は、バイパス配管１０ａと、流量調整弁１０ｂとを備えている。バイパス配管１０ａは、入口端と出口端とがメイン配管４と接続された配管であり、入口端が出口端よりもメイン配管４の上流側において当該メイン配管４に接続されている。このバイパス配管１０ａは、液化装置７ｅと接続されている。流量調整弁１０ｂは、液化装置７ｅの上流側においてバイパス配管１０ａに設置されており、バイパス配管１０ａに取り込まれるＬＮＧの流量、すなわち液化装置７ｅに供給されるＬＮＧの流量を調整する。このような液化装置用バイパス部１０は、上述のようにメイン配管４に対して接続されており、メイン配管４を流れるＬＮＧの一部を取り込んで液化装置７ｅに案内する。

このような本実施形態のＬＮＧ設備１Ａにおいては、液化装置７ｅを備えているため、液化した水素を出荷することが可能となる。さらに、メイン配管４と接続されると共にメイン配管４を流れるＬＮＧの一部を液化装置７ｅに通す液化装置用バイパス部１０を備える。このため、液化装置７ｅを通すＬＮＧの流量を調節することが可能となり、流量に応じた冷熱を混合ガスに対して供給することが可能となる。

（第３実施形態）
次に、本発明の第３実施形態について説明する。なお、本実施形態の説明において、上記第１実施形態あるいは上記第２実施形態と同様の部分については、その説明を省略あるいは簡略化する。

図３は、本実施形態のＬＮＧ設備１Ｂの概略構成を示す機能ブロック図である。この図に示すように、本実施形態のＬＮＧ設備１Ｂにおいては、分離器用バイパス部５が液化装置７ｅの下流側においてバイパス配管１０ａと接続されている。

つまり、本実施形態のＬＮＧ設備１Ｂにおいては、分離器用バイパス部５のバイパス配管５ａが、液化装置７ｅの下流側においてバイパス配管１０ａと接続されている。このため、分離器用バイパス部５に供給されるＬＮＧすなわち分離器７ｃに供給されるＬＮＧは、液化装置７ｅにおいて加温されたものとなる。

このような本実施形態のＬＮＧ設備１Ｂによれば、分離器７ｃに供給されるＬＮＧの温度が、上記第１実施形態と比較して上昇することから、分離器７ｃにおいてトルエン等が冷却され過ぎることを防止することができる。

なお、例えば、上記第１実施形態において、バイパス配管５ａの分離器７ｃの上流側に予熱器を別途設置することによっても同様に、分離器７ｃにおいてトルエン等が冷却され過ぎることを防止することができる。

以上、添付図面を参照しながら本発明の好適な実施形態について説明したが、本発明は上記実施形態に限定されないことは言うまでもない。上述した実施形態において示した各構成部材の諸形状や組み合わせ等は一例であって、本発明の趣旨から逸脱しない範囲において設計要求等に基づき種々変更可能である。

例えば、上記実施形態において、分離器７ｃあるいは液化装置７ｅによって全てのＬＮＧが気化できる場合には、気化器３を省略する構成を採用することも可能である。

１……ＬＮＧ設備（低温液化ガス設備）、１Ａ……ＬＮＧ設備（低温液化ガス設備）、１Ｂ……ＬＮＧ設備（低温液化ガス設備）、２……ＬＮＧタンク（低温液化ガスタンク）、３……気化器、４……メイン配管、５……分離器用バイパス部、５ａ……バイパス配管、５ｂ……流量調整弁、６……天然ガス配管、７……脱水素設備、７ａ……メチルシクロヘキサンタンク、７ｂ……脱水素反応器、７ｃ……分離器、７ｄ……トルエンタンク、７ｅ……液化装置（水素液化部）、８……水素ガス配管、９……水素ガス混合部、９ａ……連結管、１０……液化装置用バイパス部（水素液化部バイパス部）、１０ａ……バイパス配管、１０ｂ……流量調整弁、Ｐ……発電プラント

Claims (4)

1. 低温液化ガスを気化させる低温液化ガス設備であって、
   メチルシクロヘキサンから水素を脱離する脱水素設備を有し、
   該脱水素設備は、
   前記メチルシクロヘキサンをトルエンと水素とに分離する脱水素反応器と、
   該脱水素反応器で生成された前記トルエンを前記低温液化ガスとの熱交換により凝縮させて前記水素と分離する分離器と、
   前記分離器で生成された水素ガスを前記低温液化ガスが気化されて発生した天然ガスに混合する水素ガス混合部と
   を備えることを特徴とする低温液化ガス設備。
2. 前記低温液化ガスを貯蔵する低温液化ガスタンクと、前記低温液化ガスを気化する気化器と、前記低温液化ガスタンクと前記気化器とを接続するメイン配管とを備え、
   前記メイン配管と接続されると共に前記メイン配管を流れる前記低温液化ガスの一部を前記分離器に通す分離器用バイパス部を備える
   ことを特徴とする請求項１記載の低温液化ガス設備。
3. 前記脱水素設備は、前記脱水素反応器で生成された前記水素を前記低温液化ガスとの熱交換により冷却する水素液化部を備えることを特徴とする請求項１または２記載の低温液化ガス設備。
4. 前記低温液化ガスを貯蔵する低温液化ガスタンクと、前記低温液化ガスを気化する気化器と、前記低温液化ガスタンクと前記気化器とを接続するメイン配管とを備え、
   前記メイン配管と接続されると共に前記メイン配管を流れる前記低温液化ガスの一部を前記水素液化部に通す水素液化部用バイパス部を備える
   ことを特徴とする請求項３記載の低温液化ガス設備。

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