JP6591410B2 - ボイルオフガスを再液化する方法およびシステム - Google Patents

Description

本発明は、炭化水素ガスの流れと、極低温流体の流れと、ボイルオフガスの流れとを処理することによって、ボイルオフガスを再液化する方法およびシステムに関する。詳細には、本発明は、炭化水素ガスおよびボイルオフガスの流れの流量に部分的に基づいて極低温流体の流れの流量を制御することに関する。

天然ガスは世界経済にとって鍵となるエネルギー源である。天然ガスは世界エネルギー需要のおよそ５分の１を供給していると見積もられる。これは原油および石炭のそれぞれ３分の１および４分の１と匹敵する。バルクエネルギー商品の場合に一般的なように、天然ガス埋蔵量は主要な需要地域の付近になく、従って天然ガスは国際的に輸送且つ取引されなければならない。世界で生産される天然ガスのおよそ３０％が世界市場で取引されている。

天然ガスを輸送する２つの主な方法は、ａ）気体の形態でパイプラインで輸送すること、およびｂ）液化天然ガス（ＬＮＧ）として液体の形態で輸送船で輸送することである。

ＬＮＧとして液体の形態で天然ガスを輸送するために、ガスは液化（すなわち、気体状態から液体状態に変化）されなければならない。ＬＮＧの液化はエネルギー集約的プロセスであり、従って長距離輸送、特に海を横断する長距離輸送にとってより経済的である。結果として、ＬＮＧは長距離天然ガス取引のほぼ４分の３の割合を占める。液化に必要なエネルギーのために、ＬＮＧは大量の具体化された冷熱エネルギーを含み、この大量の具体化された冷熱エネルギーは再ガス化されると（すなわち、液化後の液体状態から変化され気体状態へ戻されると）放出される。

近年、ＬＮＧの使用は、ガス生産および取引両方のシェアとしてかなり上昇している。世界的なＬＮＧ取引は２０００年以来２倍を超えている一方で、パイプライン取引は約３分の１だけ上昇している。

大西洋の天然ガス市場において、パイプライン取引および局地的ガス生産が、支配的市場シェアを有し、これは、特にＬＮＧ輸入ターミナルがここ数年にわたり利用が減少し、積荷がより高い価格を探し求めてアジア太平洋に流れている英国において、流域間取引を好む傾向がある。そのような競争の激しい市場において、ＬＮＧ輸入ターミナルの柔軟性および効率は特に重要である。ＬＮＧ輸入ターミナルなどのＬＮＧインフラストラクチャーの所有者らは、従って、ＬＮＧの取扱い、貯蔵および再ガス化のさらなる改善を模索している。

ＬＮＧ輸入ターミナルは典型的に、特別に設計された貨物船などの輸送船からＬＮＧを受け取り、大容量低圧貯蔵タンクにポンプで送り込み、タンク内でＬＮＧは極低温（約−１６３℃）で貯蔵される。市況が好ましい時、ＬＮＧは高圧に膨張され、温められ、気化され、ガス網に輸出される。輸出率すなわちノミネーションはガス価格にかなり依存する。

近年、英国ＬＮＧ市場は変動するガス価格に見舞われ、これは輸出の変動およびＬＮＧターミナルからの輸出ノミネーションのない相当の期間をもたらしている。図６はＬＮＧターミナルからの１年間の送出の一例プロファイルを示す。これらの状況は、貯蔵能力および寿命を最大化しながらＬＮＧが輸出される時および量に関して運営者が最大限の制御を有することができるように、液化プラントが可能な限り柔軟的かつ効率的になることを要求する。

いかなるプロセスにおいても、熱がプロセスに流れ込むまたはプロセスから流れ出ることが許容される時、効率の損失が生じる。極低温システムに必要な低温が原因で、制御されない熱のかなりの源は周囲環境である。この熱がパイプおよび容器壁を介してシステムに入る可能性がある。ＬＮＧインフラストラクチャーにおいて、熱の進入により蒸発を介してＬＮＧの損失がもたらされる。これはボイルオフとして、および結果として得られる蒸気相はボイルオフガス（ＢＯＧ）として当産業界において一般的に知られている。

長期間にわたってＬＮＧのかなりの割合がボイルオフを介して失われる可能性があることは広く理解されている。上手く遮断されたＬＮＧタンクでは、典型的なボイルオフ率は１日当たり容量の０．０５％であり得る。しかしながら、この率は設計およびプラントの作業条件に依存して最大３倍またはそれ以上増大する場合がある。ボイルオフ率はＬＮＧ貨物の荷降ろしなど移送の間にさらに高くなる可能性がある。

さらに、ＬＮＧは多成分流体（典型的にメタン、エタン、窒素、プロパンおよびブタンから構成される）であり、そのような多成分極低温流体の貯蔵および取扱いの間、ボイルオフはそれらの成分の濃度の変化をもたらし得ることが広く理解されている。これは成分流体の異なる揮発度の結果である。熱の進入により成分は異なる速さで蒸発する。より揮発性の成分（固定圧力でより低い飽和温度を有する）が最初に蒸発する傾向があり、従って液相はより低い揮発性の成分でより濃縮される。これは、天然ガス組成の厳しい地域規格を尊重しなければならないので、追加の問題を示す。時が経つにつれ、蒸発はＬＮＧストックの費用的下落をもたらす。発熱量およびガスの濃度の比率（ウォッベ指数）を、ＬＮＧ成分、典型的にはプロパンおよび窒素を再注入することによって、続いて制御しなければならない。

従ってボイルオフを介した損失を最少化するためにＬＮＧストックを慎重に管理することは決定的に重要である。

プロセスに入る熱流の量が多くなるほどボイルオフ速度は速くなる。ＬＮＧインフラストラクチャーにおいて、熱流の量は、取り囲む周囲環境からインフラストラクチャーを遮断することによって主として最小化される。例えば、典型的なＬＮＧタンクは、熱の進入を最少化するために上手く遮断される。特にインフラストラクチャーの設計および作動に対してであるが、ボイルオフのさらなる制限を、タンクレベルの管理、最適な送達タイミング、および重要なシステムの冷却を通して典型的に達成可能である。

例えば、輸入ターミナルにＬＮＧを荷降ろしする間、流入するＬＮＧへ温かいパイプから熱が伝達することによりボイルオフ率は増大される。これはボイルオフの率にピークをもたらし得る。積極的な冷却によってパイプを極低温に維持することが頻繁に好ましい。これによりプラントは即応的な改善した反応性の状態のままでいることが可能になる。これはパイプラインを通してＬＮＧを連続的に流すことによって最も効率的に達成することができる。これは交換を表し、パイプを作動温度に維持するためにより高い連続的なボイルオフ率を誘発する。

ボイルオフは完全に排除できないことが広く認識されている。しかしながらボイルオフを介したＬＮＧストックの損失は、ボイルオフガスを再液化し、液体の形態で貯蔵器に戻すことによって排除することができる。従ってＬＮＧの完全な量が保持され、ＬＮＧ組成物の劣化は回避され、従ってストックの寿命を延ばす。再液化はボイルオフガスを圧縮し、冷却し、場合によっては膨張させることによって達成される。典型的に冷却は冷却流体を有する閉ループ冷却サイクルを使用して達成される。時折ボイルオフガスは冷却を実行するために冷却または再液化されたボイルオフガスの一部をシステムに戻すことによって冷却流体として利用され得る。再液化のプロセスはエネルギー集約的であり、高い作業コストを示す。

再液化の費用が高すぎる場合、ボイルオフガスの全てまたは一部を利用してプラントの作業コストを相殺することができる。例として燃焼から有用な熱または仕事を引き出すことが挙げられる。この解決策の利点は、この方法で使用されるボイルオフガスがガス市場からそらされるので、市況により変わる。場合によってはプラント内に十分なエネルギー必要量がない場合があり、外部源からエネルギーを輸入することがより費用効果的であることがよくある。

代わりにボイルオフガスは局地または地方のガス網において送出され得るが、そのガス網のために気体ボイルオフガスを必要な圧力まで圧縮することは費用が掛かる。エネルギー必要量を低減するために、ボイルオフガスは過冷却されたＬＮＧの流れにしばしば凝縮される。結果として得られる液体は必要なガス網圧力を達成するために高圧まで膨張され、ガス化され得る。代わりに、ボイルオフガスは液相で混合される前にＬＮＧの流れとの熱交換において再液化され得る。いずれの場合にも、ボイルオフガスはＬＮＧのより揮発性の成分の中で豊富なので、ＬＮＧとの混合はガス組成の基準が尊重されることを可能にする。しかしながら、このプロセスの間、再ガス化ＬＮＧの最大２ユニットまたはそれ以上をボイルオフガスの１ユニットに加えなければならない。これは実際のボイルオフ率よりもかなり大きい最小の連続輸出率をもたらすことが多い。この最小送出率は市況に応えるためのプラントの柔軟性を制限する。さらに、ＬＮＧの輸出がこのプロセスに必要とされるので、再ガス化プラントの連続的な稼働が必要である。

ボイルオフガス再液化の有利性は明白である。再液化はボイルオフによる経時的なＬＮＧの損失およびＬＮＧストックの劣化の両方に対処する手段を示す。運営者はガスが輸出される時および量に関して最大限の制御を与えられ、重要なことに運営者は好ましくない市況の間ガスを輸出する必要はない。

しかしながら再液化プロセスの作業コストは、特に大量のパイプを備える大型インフラストラクチャーにおいて一般的にかなり高く、そこでは高レベルのボイルオフが生じ、積極的な冷却が行われる。これらの作業コストはプロセスに必要な作業から生じ、それは一般的に電気モータによってもたらされる。

再液化プロセスは作業流体を圧縮するために仕事の入力を必要とする。流体は続いて冷熱源によって冷却される。当業者は必要な冷却を達成するために必要な仕事の量は冷熱源の温度に依存することを認識するだろう。冷熱源が周囲温度である場合、より多くの仕事量が必要になる。冷熱源が周囲温度未満の場合、例えば極低温の場合、必要な仕事量は大幅に低減される。

ＬＮＧ輸入ターミナルの１つの冷熱源はＬＮＧの再ガス化であり、ＬＮＧは約−１６３℃からほぼ周囲温度まで加熱される。このプロセスから回収された冷熱は無駄なものとしてしばしば散逸される。しかしながら、この冷熱が液化プロセスで回収されリサイクルされる場合、プロセスの電気消費は３分の２の量まで低減され得る。この技法はＬＮＧインフラストラクチャーに一体化された窒素液化および空気分離プラントの設計において採用されていて、その多くは日本および韓国で稼働している。

（特許文献１）はＬＮＧ気化プラントにおけるＬＮＧの再ガス化からの冷熱エネルギーを活用するシステムを記載する。ＬＮＧはＬＮＧ源となる船舶から取り込まれ、液体空気生成プラントを経由してパイプラインに通される。この液体空気生成プラントにおいて、後で発電システムで使用するための液体空気を生成するためにＬＮＧが使用される。

しかしながら、ＬＮＧの再ガス化からの冷熱を入手できないという時に、好ましくない市況の間、ボイルオフガスの再液化が最も重要であることが確立された。冷熱の要求と入手可能性との間のこの「逆位相」はこれまでそのような期間の間ＬＮＧ再ガス化からの冷熱がボイルオフガスを再液化するために使用されることを阻んできた。

（特許文献２）は、ＬＮＧの生成および輸送を容易にするために極低温流体を利用するプロセスを開示している。ある市場の場所でのＬＮＧの蒸発からの冷熱エネルギーは、窒素を液化するために使用され、窒素は現場に輸送される。ここで、液化窒素からの冷熱エネルギーは、天然ガスを液化してＬＮＧを形成するために使用され、ＬＮＧはその市場の場所に輸送され戻される。

（特許文献３）は、冷間圧縮天然ガスサイクルにおける冷熱回収の方法を開示している。洞窟内の冷間圧縮天然ガスからの冷熱エネルギーは、貯蔵用に空気を液化するために使用され、結果として得られた天然ガスはパイプラインを経由して分配される。天然ガスはパイプラインから引き、液化空気からの冷熱エネルギーを使用して冷却し、洞窟内に貯蔵することができる。

これら文書のいずれも、どのようにボイルオフの問題に効率的に取り組むかに関する上に記載した問題の解決策を提示していない。従って、上記の問題を克服する、ボイルオフガスを液化するための改良された方法およびシステムが求められている。

米国特許第４，３２９，８４２号明細書 米国特許第３，４００，５４７号明細書 米国特許出願公開第２００７／０１８６５６３号明細書

従って第１の態様において本発明はボイルオフガスを液化するための方法を提供し、この方法は、
液化炭化水素ガスを液化炭化水素ガス貯蔵器の中に貯蔵するステップと、
気体極低温流体の流れと、液化炭化水素ガス貯蔵器からの液化炭化水素ガスの流れとを、
ａ）液化炭化水素ガスの流れが液化炭化水素ガスから気体炭化水素ガスへ相変化し、
ｂ）気体極低温流体の流れが気体極低温流体から液化極低温流体へ相変化する
ように処理するステップであって、
気体極低温流体の流れから、液化炭化水素ガス貯蔵器からの液化炭化水素ガスの流れへ熱を伝達することを含む、処理するステップと、
液化極低温流体を液化極低温流体貯蔵器の中に貯蔵するステップと、
気体ボイルオフガスの流れと、液化極低温流体貯蔵器からの液化極低温流体の流れとを、
ａ）液化極低温流体の流れが液化極低温流体から気体極低温流体へ相変化し、
ｂ）気体ボイルオフガスの流れが気体ボイルオフガスから液化ボイルオフガスへ相変化する
ように処理するステップであって、
気体ボイルオフガスの流れから、液化極低温流体貯蔵器からの液化極低温流体の流れへ熱を伝達することを含む、処理するステップと、
液化ボイルオフガスを液化炭化水素ガス貯蔵器の中に貯蔵するステップと、
気体極低温流体の流れの流量を、液化炭化水素ガス貯蔵器からの液化炭化水素ガスの流れの流量に少なくとも部分的に基づいて制御するステップと、
液化極低温流体貯蔵器からの液化極低温流体の流れの流量を、気体ボイルオフガスの流れの流量に少なくとも部分的に基づいて独立して制御するステップと
を含む。

上記ステップを実行することによって、ボイルオフガスを再液化する改良された方法が、炭化水素ガスの再ガス化の間に放出される冷熱エネルギーのその後の効果的な回収、貯蔵およびリサイクルを介して達成される。いくつかの状況では、本発明の方法を使用してボイルオフガスを再液化するために必要なエネルギーは、従来の方法と比べて半分未満であり得る。本発明の方法のエネルギー必要量は、既存の炭化水素ガスインフラストラクチャーで実行されるのに十分に低い。従って本方法は費用対効果に優れた技術を提供し、この技術は、市況に従って炭化水素ガスの輸出を管理する柔軟性を改良し；貯蔵寿命を増大させ；および連続冷却に使用される炭化水素ガスを喪失しないことを保証することによって炭化水素ガスタンクの貯蔵容量を効果的に増大する。本方法は特に、通常であれば必要なときに利用できないであろうその場で利用できる冷熱をリサイクルすることによってボイルオフガスの再液化に必要な仕事量を低減するという点で有利である。

本発明が特に有利なのは、炭化水素ガスの再ガス化からの冷熱を、冷熱回収の割合および時間から独立して、回収し、貯蔵し、およびボイルオフガスの再液化プロセスで活用できることである。

特に、液化極低温流体を流体貯蔵器に貯蔵することによって、および貯蔵器に出入りする極低温流体の流量を制御することによって、液化炭化水素ガスの再ガス化から回収された冷熱をそのプロセスが実行されている間に使用すること；回収された冷熱を流体貯蔵器の中に貯蔵すること；およびボイルオフガスを再液化するために必要なときにそれを活用することが可能である。極低温流体を貯蔵且つ制御するステップにより、２つのプロセスが同時に実行されない場合でさえ、エネルギーをこれらのプロセス間で伝達することが可能になる。

本発明は特に、再ガス化プラントを有するＬＮＧ輸入ターミナルおよび他のいずれかのＬＮＧ貯蔵インフラストラクチャーで有用であり、そこでＬＮＧの再ガス化からの冷熱はボイルオフガスを再液化するために回収および活用することができる。しかしながら本発明は、再ガス化からの冷熱が周期的に利用できる他の高容量極低温貯蔵システムからのボイルオフにも適用できるだろう。

便宜上、本記載および請求項は、気体および液体の形態の極低温流体、ボイルオフガスおよび炭化水素ガスに言及することに注意すべきである。それぞれの場合、異なる相であっても同一の流体が言及されることを理解すべきである。例えば本発明は、液化極低温流体を記載する。これは同様に記載される気体極低温流体の流れの液化された状態であることが理解される。

用語の一貫性のために、極低温流体は、流体の温度と関係なくその気体および液体の形態の両方においてそのように記載されることにも注意すべきである。従って、特定の状況において、気体極低温流体は、ほぼ周囲温度または周囲温度より上であり得る。それにもかかわらず、それは極低温の温度において流体へおよび流体から熱を伝達するために活用されるので、本出願において極低温流体と呼ばれる。

最後に、「冷熱（ｃｏｌｄ）」は、エネルギー自体の形態ではなく単にエネルギーがないことが認識される一方で、極低温エネルギーシステムにおけるエネルギー伝達を論じる中で表現「冷熱エネルギー（ｃｏｌｄ ｅｎｅｒｇｙ）」を使用することは好都合である。なぜなら、保存されることが求められるのは典型的に冷熱であり、排除されることが求められるのは熱エネルギーの移入だからである。熟練した読者は、この点において、「冷熱エネルギー」はこの技術を記載するのに便利な創作であり、非極低温システムにおける熱エネルギーの伝達および保存に類似していることを認識するであろう。

本方法は、気体ボイルオフガスの流れと、液化炭化水素ガス貯蔵器からの液化炭化水素ガスの流れとを、
ａ）液化炭化水素ガスの流れが液化炭化水素ガスから気体炭化水素ガスへ相変化し、
ｂ）気体ボイルオフガスの流れが気体ボイルオフガスから液化ボイルオフガスへ相変化する
ように処理するステップであって、
気体ボイルオフガスの流れから、液化炭化水素ガス貯蔵器からの液化炭化水素ガスの流れへ熱を伝達することを含む、処理するステップをさらに含み得る。

この方法は、液化炭化水素ガスの再ガス化が起きる一方で、ならびに極低温流体の中に貯蔵された冷熱をその後で使用して、ボイルオフガスが再液化されることを許容するので有利である。これは、再ガス化が起きないときのために極低温流体を使用する冷却を保存できる一方で、再ガス化からの冷熱エネルギーを使用してボイルオフガスを直接冷却できるのでプロセスの効果をさらに改善する。

上に記載した場合において、ａ）気体極低温流体の流れから、液化炭化水素ガス貯蔵器からの液化炭化水素ガスの流れへ熱を伝達するステップ、およびｂ）気体ボイルオフガスの流れから、液化炭化水素ガス貯蔵器からの液化炭化水素ガスの流れへ熱を伝達するステップは、同時に起きても同時に起きなくてもよい。

ステップが同時に起きるとき、再ガス化からの冷熱エネルギーは、ボイルオフガスを再液化し、また、後で使用するために極低温流体を冷却し液化するために使用される。これは、極低温流体の豊富な供給があり；貯蔵器の中の液化極低温流体のストックが少なく；および／または炭化水素ガスの次の再ガス化まで長い遅延が予想される場合、特に好ましいかもしれない。ステップが同時に起きないとき、再ガス化からの冷熱エネルギーは、極低温流体の冷却および液化なしにボイルオフガスを再液化するために使用できる（これは極低温流体の少ない供給があり；貯蔵器の液化極低温流体のストックが多く；および／または炭化水素ガスの次の再ガス化までの短い遅延が予想されるとき特に好ましいかもしれない）、またはボイルオフガスの再液化なしに極低温流体を冷却し液化するために使用できる（これは再液化されるボイルオフガスがほとんどまたは全くないとき、または極低温流体貯蔵器が空のとき、特に好ましいかもしれない）。

気体極低温流体の流れおよび液化炭化水素ガスの流れを処理するステップは、熱伝達の後に気体極低温流体の流れを膨張させるステップ；および熱伝達の前に気体極低温流体の流れを圧縮するステップの１つまたは両方をさらに含み得る。気体極低温流体の流れは超臨界圧力まで圧縮され得る。

特定の状況において、熱の伝達自体は、液体から気体へおよびその逆の相変化を実行するのに十分である。これらの状況において、一方の流体は（例えば）液相で熱交換器に入り気相で出るが、他の流体は気相で熱交換器に入り液相で出る。しかしながら、実際には、これは常に可能でもなければ便利でもなく、プロセスは熱交換器の前後で流体の１つまたは複数を圧縮することおよび膨張させることの１つまたは両方によってより効果的にされる。この場合、液化を達成するために熱交換器の後で気体極低温流体を膨張させ、および熱交換器の前で気体極低温流体を圧縮することが有利であると分かっている。

本発明は、液化炭化水素ガスの流れを第１および第２分岐管に通すステップをさらに含み得る。その場合、気体極低温流体の流れから、液化炭化水素ガス貯蔵器からの液化炭化水素ガスの流れに熱を伝達するステップは、
圧縮前に気体極低温流体の流れから第１分岐管内の液化炭化水素ガスの流れに熱を伝達するステップと、
圧縮後に気体極低温流体の流れから第２分岐管内の液化炭化水素ガスの流れに熱を伝達するステップと
をさらに含み得る。

好ましくは本方法は、第１および第２分岐管内の気体炭化水素ガスの流れを結合するステップをさらに含む。

流れを第１および第２分岐管に通すステップにより液化炭化水素ガスから伝達された冷熱エネルギーを２つ以上の場所で使用することが可能になる。特に、気体極低温ガスが例えば圧縮前に最初に冷却され、続いて極低温ガスを液化するために連続的に冷却することが有利である。液化炭化水素ガスの第１および第２流れを提供することによって、両方の冷却段を再ガス化プロセスからの冷熱エネルギーによって達成することができる。

炭化水素ガスが商業的および住居的資産において、ならびに産業界および工場それ自体において、多くの用途を見出していることは理解されよう。好ましくは、方法は、気体炭化水素ガスの流れを、炭化水素配管網；発電所；および気体炭化水素ガスの消費者のうちの１つまたは複数などの受け手に送達するステップをさらに含む。

好ましくは本方法は、液化炭化水素ガス貯蔵器からボイルオフガスを収集することによって、および／または液化炭化水素ガス貯蔵器に結合された貯蔵器、導管または収集地点からボイルオフガスを収集することによってなど、気体ボイルオフガスの流れを収集するステップをさらに含む。ボイルオフは、液化炭化水素ガスが存在しおよび不十分な遮断を介して温められる危険のある場所ならどこでも起こり得る。熟練者はこのボイルオフを、インフラストラクチャー全体から、それがどこで起きようとも、たとえタンクからかなり離れていても、収集する方法に精通し、従って効率を増大させることができる。

熱を気体極低温流体の流れから、炭化水素ガス貯蔵器からの液化炭化水素ガスの流れに伝達するステップは直接的であり得るか、またはそれは熱を気体極低温流体の流れから閉ループ冷却回路内の熱伝達流体へ伝達し、気体極低温流体を液化炭化水素ガスの飽和温度未満の温度まで冷却することと；熱を閉ループ冷却回路内の熱伝達流体から液化炭化水素ガスの流れに伝達することとを含み得る。

熱伝達は直接的に；すなわち、単一の熱交換における２つの流体の流れの間で起こり得る、または、１つまたは複数の冷却回路（または等価物）を介して間接的に起こり得、この際、ソース流れからの冷熱は目標物流れに到達する前に１つまたは複数の熱伝達流体の中間流れに送られる。好ましい例において、液化炭化水素ガスの流れ（すなわちソース流れ）からの冷熱は気体極低温流体の流れ（すなわち目標物流れ）に到達する前に閉ループ冷却回路に送られる。閉ループ冷却回路はまた、必要な温度を得るために熱伝達流体を膨張および圧縮することを必要とし得る。

熱が気体ボイルオフガスの流れから、液化炭化水素ガス貯蔵器からの液化炭化水素ガスの流れに伝達される場合、熱を気体ボイルオフガスの流れから、液化炭化水素ガス貯蔵器からの液化炭化水素ガスの流れに伝達するステップは、
熱を気体ボイルオフガスの流れから閉ループ冷却回路内の熱伝達流体へ伝達することと、
熱を閉ループ冷却回路内の熱伝達流体から液化炭化水素ガスの流れへ伝達することと
をさらに含み得る。

ソース流れから１つまたは複数の中間流れを介して送られる冷熱エネルギーの目標物流れは２つ以上の流れであり得ることは認識されよう。好ましい例において、冷熱エネルギーは気体極低温ガスの流れだけでなく気体ボイルオフガスの流れにも伝達される。

好ましくは本方法は、気体極低温流体の流れを形成するために周囲空気の流れを処理するステップをさらに含む。これは例えば、水分、二酸化炭素および／または炭化水素を除去するために周囲空気の流れをろ過すること；および／または周囲空気の流れを圧縮することを必要とし得る。空気はその元素組成により特に有利である。これによって要求に応じて使用するための容易に入手可能な気体極低温流体の供給が可能になる。

好ましくは本方法は、あらゆる残留蒸気相を液化極低温流体の流れから分離するために液化極低温流体の流れを液化極低温流体タンクに入る前に分離機に通すことと、残留蒸気相を気体極低温流体の流れに戻すこととをさらに含む。

極低温流体は、特に液化極低温流体が貯蔵器に入る前に、インフラストラクチャー自体の中でボイルオフを経験する可能性があることは認識されよう。さらに、極低温流体の液化は１００％の効率ではない可能性があり、流れが処理された後でさえ蒸気相または気相の極低温流体が存在する可能性がある。これらの状況において、蒸気相または気相を分離することおよびそれを極低温流体の気体流れに戻すことは、液化プロセスの効率が改善されるので特に有利である。

好ましくは本方法は、熱を気体ボイルオフガスの流れから、液化極低温流体貯蔵器からの液化極低温流体の流れに伝達するステップの前に、液化極低温流体の流れを液化極低温流体貯蔵器からポンプで圧送してその圧力を増大させることをさらに含む。

好ましくは、熱を気体ボイルオフガスの流れから液化極低温流体貯蔵器からの液化極低温流体の流れに伝達するステップの結果、気体極低温流体の第２の流れがもたらされる。この場合、本方法は、気体極低温流体の第２の流れから仕事を引き出すために気体極低温流体の第２の流れを膨張させるステップをさらに含み得る。

気体極低温流体の第２の流れから仕事を引き出すために気体極低温流体の第２の流れを膨張させるステップは、単段膨張装置、二段膨張装置、または多段膨張装置で実行可能である。

好ましくは本方法は、１つまたは複数の膨張段の前に気体極低温流体の第２の流れを過熱するステップをさらに含む。極低温流体を過熱するための熱源は周囲空気であり得る。その他の場合、それは例えば最高５００℃の温度を有する同じ場所に配置されたプロセスからのいずれかの熱源であり得る。

好ましくは本方法は、第２の流れから引き出された仕事を電気に変換するステップをさらに含む。

ボイルオフガスを再液化するために使用される気体極低温流体から仕事を引き出すことによって、プロセスに必要な仕事（気体極低温流体を圧縮する際および／または液化極低温流体をポンプで圧送する際に実行される仕事など）が相殺され得る。液化極低温流体の圧力を増大させるステップ、および極低温流体を膨張および過熱するステップは、仕事が流れから引き出され得る効率を増大させる。この仕事は発電機を使用して電気に変換することができる。

第２の態様において、本発明はボイルオフガスを液化するためのシステムを提供し、システムは、
液化炭化水素ガスを貯蔵するための第１貯蔵器と、
炭化水素ガスを受け手に送達するための、第１貯蔵器におよび炭化水素ガス網に結合された第１の導管の配列と、
液化ボイルオフガスを第１貯蔵器に送達するための、ボイルオフガス源におよび第１貯蔵器に結合された第２の導管の配列と、
液化極低温流体を貯蔵するための第２貯蔵器と、
液化極低温流体を第２貯蔵器に送達するための、気体極低温流体源におよび第２貯蔵器に結合された第３の導管の配列と、
第２貯蔵器から極低温流体を送達するための、第２貯蔵器に結合された第４の導管の配列と、
制御器とを含み、
第１および第３の導管の配列は、第３の導管の配列を通過する気体極低温流体の流れから第１の導管の配列を通過する液化炭化水素ガスの流れに熱が伝達されるように配列され、
第２および第４の導管の配列は、第２の導管の配列を通過する気体ボイルオフガスの流れから第４の導管の配列を通過する液化極低温流体の流れに熱が伝達されるように配列され、
制御器は、
ａ）第１の導管の配列を通過する液化炭化水素ガスの流れの流量に少なくとも部分的に基づいて第３の導管の配列を通過する気体極低温流体の流れの流量を制御し、
ｂ）第２の導管の配列を通過する気体ボイルオフガスの流れの流量に少なくとも部分的に基づいて第４の導管の配列を通過する液化極低温流体の流れの流量を独立して制御するように構成されている。

本発明の第２の態様に関連付けられる利点のほとんどは、第１の態様に関連して既に上に記載した。従って簡潔さのためにそれらはここでは繰り返さない。

第１および第２の導管の配列は、熱が、第２の導管の配列を通過する気体ボイルオフガスの流れから、第１の導管の配列を通過する液化炭化水素ガスの流れに伝達されるように配列されてもよい。

第３の導管の配列は気体極低温流体の流れを圧縮するための圧縮機を含み得る。この場合、第１の導管の配列は第１分岐管および第２分岐管を含み得る。第１分岐管は、圧縮機の上流の第１熱交換領域で第３の導管の配列を通過する気体極低温流体の流れから、第１分岐管を通過する液化炭化水素ガスの流れに熱が伝達されるように好ましくは配列される。第２分岐管は、圧縮機の下流の第２熱交換領域で第３の導管の配列を通過する気体極低温流体の流れから、第２分岐管を通過する液化炭化水素ガスの流れに熱が伝達されるように好ましくは配列される。

第１および第２の分岐管は、第１および第２の熱交換領域の上流の１つの導管から分岐し、第１および第２の熱交換領域の下流の１つの導管に再結合し得る。

ボイルオフガス源は第１貯蔵器、および／または第１貯蔵器に結合された貯蔵器、導管もしくは収集地点であり得る。

第１および第３の導管の配列は、第５の導管の配列を通過する熱伝達流体を含む閉ループ冷却回路を経由して第１および第３の導管の配列の間で熱が伝達されるように配列され得る。この場合、第５および第３の導管の配列は、第３の導管の配列を通過する気体極低温流体の流れから、第５の導管の配列を通過する熱伝達流体に熱が伝達されるように配列され得る。第５および第１の導管の配列は、第５の導管の配列を通過する熱伝達流体から、第１の導管の配列を通過する液化炭化水素ガスの流れに熱が伝達されるように配列され得る。

第１および第２の導管の配列が、第２の導管の配列を通過する気体ボイルオフガスの流れから、第１の導管の配列を通過する液化炭化水素ガスの流れに熱が伝達されるように配列される場合、第１および第２の導管の配列はまた、熱が閉ループ冷却回路を経由して第１および第２の導管の配列の間で伝達されるように配列され得る。この場合、第５および第２の導管の配列は、第２の導管の配列を通過する気体ボイルオフガスの流れから、第５の導管の配列を通過する熱伝達流体に熱が伝達されるように配列され得る。

第１の導管の配列が第１および第２の分岐管を含む場合、第２分岐管は、第５の導管の配列を通過する熱伝達流体から、第２分岐管を通過する液化炭化水素ガスの流れに熱が伝達されるように配置され得る。

好ましくは、気体極低温流体の流れは空気であり、および第３の導管の配列は、周囲空気の流れから水分、二酸化炭素および／または炭化水素を除去するためのろ過システム；および周囲空気の流れを圧縮するための圧縮機の１つまたは両方をさらに含む。

第３の導管の配列は、第２貯蔵器に入る前に第３の導管の配列を通過する液化極低温流体の流れからあらゆる残留蒸気相を抜き出すための、第２貯蔵器の上流の分離機と、液化極低温流体の流れから抜き出された残留蒸気相を、第３の導管の配列を通過する気体極低温流体の流れに導くように構成された戻り導管とをさらに含み得る。

好ましくは、第２および第４の導管の配列は、熱が第３熱交換領域で第２および第４の導管の配列の間で伝達されるように配列され、第４の導管の配列は、第４の導管の配列を通過する液化極低温流体の流れを、それが第３熱交換領域を通過する前にポンプで圧送するための、第３熱交換領域の上流のポンプをさらに含む。

好ましくは第３熱交換領域は、気体極低温流体の第２の流れを生成するために、第２の導管の配列を通過する気体ボイルオフガスの流れから、第４の導管の配列を通過する液化極低温流体の流れに熱が伝達されるように構成される。この場合、第４の導管の配列は、気体極低温流体の第２の流れを膨張させ極低温流体の第２の流れから仕事を引き出すための膨張装置をさらに含む。

膨張装置は単段膨張装置、二段膨張装置または多段膨張装置であり得る。

好ましくは、第４の導管の配列は１つまたは複数の過熱器に結合され、その際、各過熱器は膨張装置の第１段の上流か、膨張装置の段の間にある。一例において膨張装置が３つの膨張段を有する場合、および通過する流体が各段を通過する前に過熱される場合、システムは第１段の上流の第１過熱器と、第１および第２段の間の第２過熱器と、第２および第３段の間の第３過熱器とを含む。この文脈において、用語「上流」および「の間」は、過熱器と各段の間に他の構成要素（弁、そのような種類のもの）が存在する可能性を排除しない。全ての段が対応する過熱器を持つ必要はないことは認識されよう。膨張装置内の所与の配置に関して、任意の数の過熱器を、状況に適したどのような配置でも設けることができる。

好ましい実施形態において、第１、第２、第３および第４の導管の配列は、熱が第１および第３の導管の配列の間で、第２および第４の導管の配列の間で、１つの熱交換領域において伝達されるように配列される。

さらなる効率が、熱伝達およびスペースの両方に関して、２つの異なる流れの間で２つ以上の熱の伝達を実行するために１つの熱交換領域を設けることによって達成できることは認識されよう。熱交換領域は、単一の熱交換によって（すなわち、その結果、熱伝達が直接的に実行される）、または複数の熱交換器によって設けることができる（すなわち、その結果、熱伝達が上記の閉ループ冷却回路などの１つまたは複数の中間流れを経由して実行される）。

より好ましくは、第１、第２、第３および第４の導管の配列は、熱が１つの熱交換領域において第１および第２の導管の配列の間で伝達されるように配列される。

上に記載した閉ループ冷却回路は、単相ブレイトンサイクルおよび二相ランキンサイクルの一方を使用して作動し得る。

熱伝達流体は、炭化水素ガスおよび極低温流体の飽和温度に関して適切な熱力学特性を有するいずれかの流体であり得る。例えば、窒素またはプロパンが使用されてもよく、その両方は典型的に炭化水素ガスターミナルで入手できる。

上に記載した極低温流体は、窒素または空気のうちの一方、好ましくは周囲空気であり得る。窒素は典型的に炭化水素ガスターミナルで入手可能であり、使用できる前に最小限の処理を必要とする一方で、空気は豊富にある。

最後に、本明細書に記載した液化炭化水素ガスは好ましくは液化天然ガス（ＬＮＧ）であることに注意すべきである。ＬＮＧは電流源において支配的な種類の炭化水素ガスであり、従って本発明はＬＮＧとともに特別の活用を見出す。しかしながら、本発明はいかなる炭化水素ガスを使用しても実行可能であり、その際、周囲条件の下で一般に気相である炭化水素が極低温液体として大量に貯蔵されその後使用のために再ガス化されるいずれかの適用においてボイルオフが再液化される。

次に本発明の好ましい実施形態を添付図面を参照して記載する。

本発明の第１実施形態によるシステムの図である。 本発明の第２実施形態によるシステムの図である。 本発明の第３実施形態によるシステムの図である。 本発明の第４実施形態によるシステムの図である。 本発明の第５実施形態によるシステムの図である。 １年間のＬＮＧターミナルのガス送出の例を示すグラフである。

本発明者らは、特許出願番号国際公開第２００７０９６６５号パンフレットにおいて、極低温流体を使用してエネルギーを貯蔵する極低温エネルギー貯蔵システムをすでに開示した。本発明者らはまた、英国特許出願第１３０５６４０．３号明細書において、隣接するＬＮＧ再ガス化プロセスからの冷熱回収を用いる空気液化プロセス内の効果的な冷却方法を記載した。これら開示の両方は本発明を実行する際に有用であるが必須のものではない。

本発明の第１実施形態は、ＬＮＧの再ガス化からの冷熱を貯蔵するために、液体空気または液体窒素などの極低温流体を使用する。第１実施形態のシステム図が図１に提示されている。

再ガス化の間、ＬＮＧは高圧まで膨張され、２つの流れに分割され、それにより第１流れは気相の極低温流体との熱交換において温められ気化され、第２流れは閉ループ冷却サイクル中の冷媒、典型的に窒素との熱交換において温められ気化される。

２つの、ここでは気体の流れは次に、輸出用に気体天然ガスの１つの流れに統合される。再ガス化天然ガスは当該技術分野で知られるように受け手に送られる。受け手はＬＮＧインフラストラクチャーの一部を形成し得るか、または外部インフラストラクチャーもしくは顧客であり得る。例として、ガス送出ステーション、配管網、発電所および瓶詰プラントを含むが、これらに限定されない。流れは分割されて複数の受け手に送られてもよい。

このプロセスに関して、極低温流体はほぼ周囲温度で気体の形態で供給され、ＬＮＧの第１流れとの熱交換において予備冷却され；圧縮機を用いて超臨界圧まで圧縮され；閉ループ冷却サイクルにおいて冷媒との熱交換においてサブクールされ；そして膨張され、それにより凝縮して極低温液体を形成する。

閉ループ冷却サイクルは、極低温流体をＬＮＧの飽和温度未満の温度まで冷却するために使用される。閉ループシステムは単相ブレイトンサイクルであり得、ここで熱伝達流体は圧縮機で圧縮され；ＬＮＧの第２流れとの向流熱交換において冷却され；膨張機で膨張され；予備冷却され圧縮された気相の極低温流体との熱交換において温められる。

ＬＮＧの輸出の間、本発明は、ボイルオフガスを再液化するためにＬＮＧの再ガス化によって生成された冷熱の一部を使用する。ボイルオフガスは圧縮機で圧縮され；閉ループ冷却サイクルにおいて冷媒との向流熱交換において冷却され、それにより凝縮して液相となる。

ＬＮＧの無輸出の場合（すなわちＬＮＧがネットワーク上で輸出されないとき）、本発明は、ボイルオフガスを再液化するために、極低温流体内に貯蔵された冷熱を使用する。従って、ボイルオフガスは圧縮機を用いて圧縮され；液体になるように極低温流体との熱交換において冷却される。

従って温められた極低温流体は気化され、過熱され；１つまたは複数のターボ膨張段を介して等エンタルピー的に膨張され、従って仕事を生成する。

ＬＮＧの低輸出の場合、本発明は、ボイルオフガスを再液化するために、ＬＮＧの再ガス化からの冷熱と、極低温流体内に貯蔵された冷熱との両方を使用してもよい。

システムは、ボイルオフガスの流れを変えることによって（例えば流量を変化させることによっておよび／または以下に記載するようにボイルオフガスの向きを変えることによって）、およびそれに応じて窒素およびボイルオフガス圧縮機の能率を調整することによって、異なる運転地点で、柔軟に運転可能である。

極低温貯蔵器（例えば貯蔵タンク）が、極低温流体を貯蔵するために提供され、それにより極低温流体の流入および極低温流体の流出を独立して制御することが可能になる。従って、極低温流体とＬＮＧとの間の熱伝達率、およびボイルオフガスと極低温貯蔵タンクからの極低温流体との間の熱伝達率を、それぞれ極低温貯蔵タンクに入る極低温流体の流量を変えることによって、および極低温貯蔵タンクから出る極低温流体の流量を変えることによって、独立しておよび動的に制御することができる。ＬＮＧの再ガス化およびボイルオフガスの再液化は、従って、異なる時におよび異なる率で独立して起こり得る。

当業者は認識するように、極低温貯蔵タンクの容量が大きいほど、低または無ＬＮＧ送出の場合、ボイルオフガスが再液化され得る期間は長くなる。

流量は、ＬＮＧタンク内のＬＮＧストックの管理を最適化するために、現在のリアルタイム動作パラメータと将来の予想動作パラメータの両方に応答して制御可能である。動作パラメータは、例えば、ＬＮＧの需要、ＬＮＧまたは極低温流体の供給能力、およびボイルオフ率の１つまたは複数を含む。

一例において、極低温貯蔵タンクから出る液体極低温流体の流量は、測定されたボイルオフガスの流れに応じて制御可能である。代わりに、低または無ＬＮＧ送出の期間が短いと予想される場合、極低温貯蔵タンク内の液体極低温流体のストックを節約し、ボイルオフガスがＬＮＧタンクの圧力限界内で蓄積することを許容することが好ましいかもしれない。

別の例において、気体極低温流体の流量は、ＬＮＧ送出量に応じて制御可能である。代わりに、それは極低温貯蔵タンクが全容量に近づくにつれて低減されてもよい。

一実施形態において、ＬＮＧ送出の間、ボイルオフガスは、再液化されるのではなく、ガス化された液体天然ガスと気相において混合されてもよい。

図１に示されるシステム図を参照すると、冷熱ボイルオフガスは、ＬＮＧタンクまたはチャンバ、容器、管寄せあるいはボイルオフガスが集められるいずれかの場所から現れ、圧縮機３によって導管１を経由して引かれる。ボイルオフガスは、一般に周囲圧力をわずかに上回るタンク貯蔵圧力から１〜１０バールの間まで、しかしより典型的には３〜６バールまで導管２の中へ圧縮される。高いＬＮＧ送出速度の時、ボイルオフガスは一切導管４２に分岐されず、全てが導管４を通して搬送され、液化され、熱交換器５でサブクールされる。ボイルオフガスは、このとき液体の形態であり、従ってＬＮＧとして使用可能であり、続いて膨張装置７を介して膨張され、ポンプ９によってＬＮＧタンク１１へ導管１０を経由して搬送される。

気体の形態であり１〜１６バールの間、より典型的には６〜９バールの圧力で利用可能である窒素が、導管１２を経由して引かれ、熱交換器１３に通され、熱交換器１３でほぼＬＮＧ貯蔵温度まで冷却される。窒素は続いて単段または多段圧縮機１５によって５０〜７０バールの間、より典型的には５４〜６０バールの圧力まで圧縮される。窒素は、このときその超臨界圧力を上回るが、熱交換器５の中で−１５５℃〜−１８５℃の間、より典型的には−１６５℃〜−１７５℃の間まで冷却される。熱交換器を離れると窒素は導管２１を通って流れ、膨張装置２２を介して膨張する。この実施形態では１００％である等エンタルピー膨張から得られた液体画分は、導管２３を通過し、液体窒素貯蔵タンク２４に到達する。

熱交換器５に対する冷却は、熱交換器５と２９の間に示される冷却サイクルによって供給され、冷却サイクル中、冷却ガス、典型的には窒素が、圧縮機３７によって４バール〜１６バールの間、より典型的には７バール〜１０バールまで圧縮され、熱交換器２９へフィードされ、熱交換器２９でＬＮＧとの熱交換によって−１６１℃〜−１４０℃の間、より典型的には−１５６℃まで冷却される。冷熱冷媒は導管３９を通って流れ、膨張装置４０の入口に到達し、膨張装置４０で冷媒は１バール〜７バールの間、より典型的には２〜４バールまで膨張される。冷媒は導管４１を通って流れ、−１９０℃〜−１７０℃の間の温度で、より典型的には−１８５℃で熱交換器５へフィードされる。

熱交換器２９および１３に対する冷却は、ＬＮＧタンク１１からＬＮＧポンプ２６によって引かれ、６０バール〜１５０バールの間、より典型的には８０バール〜１２０バールの間の圧力まで圧送されるＬＮＧによって供給される。導管２７の中の高圧ＬＮＧは次に２つの流れに分割される。ＬＮＧ流れの一部は導管２８を経由して熱交換器２９へ向けられ、残りは導管３２を経由して熱交換器１３へ送られる。導管３０および３３は統合され導管３４を形成し、このとき気体の形態であるＬＮＧを、天然ガス分配網へ搬送する。

他のいずれの商品と同様、ＬＮＧは変動性の需要にさらされ、これは送出率がＬＮＧ再ガス化ターミナルの最大能力の０％〜１００％の間で変化し得ることを意味する。送出率が特定閾値を超えるとき、ボイルオフガス流れおよび窒素流れを液化する十分な冷熱がある。しかしながら送出率がこの閾値未満に低下するとき、それはシステムを新しい動作条件に調整するために窒素圧縮機１５の出力を低下させるのに十分である。しかしながらこの好ましいシステムは、圧縮機１５を完全に停止することによって、およびＬＮＧ送出率がさらに低下した場合は圧縮されたボイルオフガスの一部を導管４２へ分岐することによって、いずれの送出率レベルにも簡単に調整可能である。ボイルオフガスは次に熱交換器４３へ搬送され、ここで液体窒素との熱交換によって冷却され、液化され、サブクールされる。ボイルオフガスは、ここでは液体の形態であるが、続いて膨張装置４５を介して膨張され、ポンプ４７によってＬＮＧタンク１１へ導管４８を経由して搬送される。

熱交換器４３を通過する液体窒素の流量は、制御弁５０によって絞られる。窒素は熱交換器４３から導管５２の中に気体の形態で現れる。窒素は次に熱交換器５３で５００℃までのいずれかの温度まで過熱され、エネルギーを回収するためにタービン５５を介して膨張される。圧力および使用される機械の種類に依存して、窒素流れの膨張は、単段、図１に示されるような二段、または窒素を過熱するための中間熱交換器によっていくつかの段で実行可能である。

システムの制御はいずれかの従来型の制御器を使用して達成されるが、この従来型の制御器は、気体極低温流体の流れの流量を制御するために気体極低温流体圧縮機１５の能率を変え；タンク２４からの液化極低温流体の流れの流量を制御するために弁５０を開閉し；および任意選択的に気体ボイルオフガスの流れの流量を制御するために気体ボイルオフガス圧縮機３の能率を変えるように動作するものである。しかしながら、これらの流れの流量を制御する他の手段が可能であり、それは特定の環境に依存して実行する当業者の能力内にある。

本発明の第２実施形態のシステム図が図２に示されている。第２実施形態は、極低温流体が窒素ではなく空気であることを除いてあらゆる点で第１実施形態と同一である。従って導管１２は気体窒素ではなく、浄化、洗浄および乾燥プロセスを経た周囲空気を搬送する。周囲空気は導管６１を通して引かれ、空気フィルタ６２を通過するとき第１の浄化段階を経て、圧縮機６４によって圧縮され、空気ろ過ユニット６６に送られ、そこで水分、二酸化炭素および炭化水素が取り除かれ、その後清浄且つ乾燥空気として導管１２の中に現れる。

本発明の第３実施形態のシステム図が図３に示されている。第３実施形態は、窒素の等エンタルピー膨張から得られる液体画分が１００％でなく、その結果窒素の蒸気または気相が窒素タンク２４のすぐ上流に存在することを除いて、あらゆる点で第１実施形態と同一である。従って、この実施形態において、分離機１７がタンク２４と膨張装置２２の間に追加される。等エンタルピー膨張から得られた液体および蒸気画分は導管２３を通過し分離機１７に到達し、そこで液体画分は導管１８を経由して窒素貯蔵タンク２４へ搬送され、蒸気画分は導管１９を経由して熱交換器５へ搬送される。窒素は熱交換器５内で流入する暖かい窒素およびボイルオフガスとの熱交換によって温められ、その後導管２０を経由して圧縮機１５の吸引側に戻され、そこで導管１２内の流入窒素と合わさる。

本発明の第４実施形態のシステム図が図４に示されている。第４実施形態は、窒素タンクからの液化窒素の圧力を１００バール〜２００バールの間、より典型的には１２０バール〜１５０バールの間まで上げるためにポンプ３５が制御弁の下流に設置されることを除いて、あらゆる点で第１実施形態と同一である。窒素は高圧で熱交換器４３から現れ、気体の形態で導管５２に入る。窒素は続いて熱交換器５３で５００℃までのいずれかの温度まで過熱され、エネルギーを回収するためにタービン５５を介して膨張される。使用される圧力および機械の種類に依存して、窒素流れの膨張は、単段、図４に示されるような二段、または窒素を過熱するための中間熱交換器によっていくつかの段で実行可能である。この実施形態において膨張タービンは本発明の第１実施形態と比較して窒素の単位質量あたりより多くのパワーを生成できるであろうが、同じボイルオフガス流量を液化するためにより高い窒素流量が必要とされるであろう。

本発明の第５実施形態のシステム図が図５に示されている。第５実施形態は、前の実施形態からの熱交換器５および熱交換器４３が１つの熱交換器７０で置き換えられることを除いて、あらゆる点で第１実施形態と同一である。この実施形態においてシステムは液体窒素を使用するときボイルオフガスを液化するために別個の熱交換器をもはや必要としない。

付随の請求項によって定義される本発明から逸脱することなく本明細書に記載された方法およびシステムに修正を施すことができることは理解されるだろう。

３ 圧縮機
５ 熱交換器
７ 膨張装置
９ ポンプ
１１ ＬＮＧタンク
１３ 熱交換器
１５ 単段または多段圧縮機
２２ 膨張装置
２４ 液体窒素貯蔵タンク
２６ ＬＮＧポンプ
２９ 熱交換器
４０ 膨張装置
４３ 熱交換器
４５ 膨張装置
４７ ポンプ
５０ 制御弁
５３ 熱交換器
５５ タービン

Claims (47)

1. ボイルオフガスを液化するための方法であって、
   液化炭化水素ガスを液化炭化水素ガス貯蔵器の中に貯蔵するステップと、
   気体極低温流体の流れと、前記液化炭化水素ガス貯蔵器からの液化炭化水素ガスの流れとを、
   ａ）前記液化炭化水素ガスの流れが液化炭化水素ガスから気体炭化水素ガスへ相変化し、
   ｂ）前記気体極低温流体の流れが気体極低温流体から液化極低温流体へ相変化する
   ように処理するステップであって、
   前記気体極低温流体の流れから、前記液化炭化水素ガス貯蔵器からの前記液化炭化水素ガスの流れへ熱を伝達することを含み、前記気体極低温流体の流れから、前記液化炭化水素ガス貯蔵器からの前記液化炭化水素ガスの流れに熱を伝達するステップが、
   熱を前記気体極低温流体の流れから閉ループ冷却回路内の熱伝達流体へ伝達し、前記気体極低温流体を前記液化炭化水素ガスの飽和温度未満の温度まで冷却することと、
   熱を前記閉ループ冷却回路内の前記熱伝達流体から前記液化炭化水素ガスの流れに伝達することと
   をさらに含む、処理するステップと、
   前記液化極低温流体を液化極低温流体貯蔵器の中に貯蔵するステップと、
   気体ボイルオフガスの流れと、前記液化極低温流体貯蔵器からの液化極低温流体の流れとを、
   ａ）前記液化極低温流体の流れが液化極低温流体から気体極低温流体へ相変化し、
   ｂ）前記気体ボイルオフガスの流れが気体ボイルオフガスから液化ボイルオフガスへ相変化する
   ように処理するステップであって、
   前記気体ボイルオフガスの流れから、前記液化極低温流体貯蔵器からの前記液化極低温流体の流れへ熱を伝達することを含む、処理するステップと、
   前記液化ボイルオフガスを前記液化炭化水素ガス貯蔵器の中に貯蔵するステップと、
   前記気体極低温流体の流れの流量を、前記液化炭化水素ガス貯蔵器からの前記液化炭化水素ガスの流れの流量に少なくとも部分的に基づいて制御するステップと、
   前記液化極低温流体貯蔵器からの前記液化極低温流体の流れの流量を、前記気体ボイルオフガスの流れの流量に少なくとも部分的に基づいて独立して制御するステップと
   を含む方法。
2. 前記気体ボイルオフガスの流れと、前記液化炭化水素ガス貯蔵器からの前記液化炭化水素ガスの流れとを、
   ａ）前記液化炭化水素ガスの流れが液化炭化水素ガスから気体炭化水素ガスへ相変化し、
   ｂ）前記気体ボイルオフガスの流れが気体ボイルオフガスから液化ボイルオフガスへ相変化する
   ように処理するステップであって、
   前記気体ボイルオフガスの流れから、前記液化炭化水素ガス貯蔵器からの前記液化炭化水素ガスの流れへ熱を伝達することを含む、処理するステップ、
   をさらに含む、請求項１に記載の方法。
3. ａ）前記気体極低温流体の流れから、前記液化炭化水素ガス貯蔵器からの前記液化炭化水素ガスの流れへ熱を伝達するステップ、および
   ｂ）前記気体ボイルオフガスの流れから、前記液化炭化水素ガス貯蔵器からの前記液化炭化水素ガスの流れへ熱を伝達するステップ
   が同時に起きる、請求項２に記載の方法。
4. ａ）前記気体極低温流体の流れから、前記液化炭化水素ガス貯蔵器からの前記液化炭化水素ガスの流れへ熱を伝達するステップ、および
   ｂ）前記気体ボイルオフガスの流れから、前記液化炭化水素ガス貯蔵器からの前記液化炭化水素ガスの流れへ熱を伝達するステップ
   が同時に起きない、請求項２に記載の方法。
5. 前記気体極低温流体の流れおよび前記液化炭化水素ガスの流れを処理する前記ステップが、
   熱伝達の後に前記気体極低温流体の流れを膨張させるステップをさらに含む、請求項１〜４のいずれか一項に記載の方法。
6. 前記気体極低温流体の流れおよび前記液化炭化水素ガスの流れを処理するステップが、
   熱伝達の前に前記気体極低温流体の流れを圧縮するステップをさらに含む、請求項１〜５のいずれか一項に記載の方法。
7. 前記気体極低温流体の流れおよび前記液化炭化水素ガスの流れを処理するステップが、
   熱伝達の前に前記気体極低温流体の流れを超臨界圧力まで圧縮するステップをさらに含む、請求項５に記載の方法。
8. 前記液化炭化水素ガスの流れを第１および第２分岐管に通すステップをさらに含み、
   前記気体極低温流体の流れから、前記液化炭化水素ガス貯蔵器からの前記液化炭化水素ガスの流れに熱を伝達するステップが、
   圧縮前に前記気体極低温流体の流れから前記第１分岐管内の液化炭化水素ガスの流れに熱を伝達することと、
   圧縮後に前記気体極低温流体の流れから前記第２分岐管内の液化炭化水素ガスの流れに熱を伝達することと
   をさらに含む、請求項６または７に記載の方法。
9. 前記第１および第２分岐管内の前記気体炭化水素ガスの流れを結合することをさらに含む、請求項８に記載の方法。
10. 前記気体炭化水素ガスの流れを受け手に送達するステップをさらに含む、請求項１〜９のいずれか一項に記載の方法。
11. 前記受け手が、炭化水素配管網；発電所；および気体炭化水素ガスの消費者のうちの１つまたは複数である、請求項１０に記載の方法。
12. 前記気体ボイルオフガスの流れを収集するステップをさらに含む、請求項１〜１１のいずれか一項に記載の方法。
13. 前記気体ボイルオフガスの流れを収集する前記ステップが、前記ボイルオフガスを前記液化炭化水素ガス貯蔵器から収集することを含む、請求項１２に記載の方法。
14. 前記気体ボイルオフガスの流れを収集する前記ステップが、前記ボイルオフガスを、前記液化炭化水素ガス貯蔵器に結合された貯蔵器、導管または収集地点から収集することを含む、請求項１２または１３に記載の方法。
15. 前記気体ボイルオフガスの流れから、前記液化炭化水素ガス貯蔵器からの前記液化炭化水素ガスの流れに熱を伝達する前記ステップが、
    熱を前記気体ボイルオフガスの流れから前記閉ループ冷却回路内の前記熱伝達流体へ伝達することと、
    熱を前記閉ループ冷却回路内の前記熱伝達流体から前記液化炭化水素ガスの流れへ伝達することと
    をさらに含む、請求項２に記載の方法。
16. 前記気体極低温流体の流れを形成するために周囲空気の流れを処理することをさらに含む、請求項１〜１５のいずれか一項に記載の方法。
17. 前記周囲空気の流れを処理する前記ステップが、
    水分、二酸化炭素および／または炭化水素を除去するために前記周囲空気の流れをろ過するステップ、および
    前記周囲空気の流れを圧縮するステップ
    の１つまたは両方を含む、請求項１６に記載の方法。
18. あらゆる残留蒸気相を前記液化極低温流体の流れから分離するために前記液化極低温流体の流れを前記液化極低温流体タンクに入る前に分離機に通すことと、前記残留蒸気相を前記気体極低温流体の流れに戻すこととをさらに含む、請求項１〜１７のいずれか一項に記載の方法。
19. 熱を前記気体ボイルオフガスの流れから、前記液化極低温流体貯蔵器からの前記液化極低温流体の流れに伝達するステップの前に、前記液化極低温流体の流れを前記液化極低温流体貯蔵器からポンプで圧送し、その圧力を増大させることをさらに含む、請求項１〜１８のいずれか一項に記載の方法。
20. 前記液化極低温流体の流れが液化極低温流体から気体極低温流体へ相変化するように熱を前記気体ボイルオフガスの流れから、前記液化極低温流体貯蔵器からの前記液化極低温流体の流れに伝達するステップの結果として気体極低温流体の第２の流れがもたらされ、前記方法が、前記気体極低温流体の第２の流れから仕事を引き出すために前記気体極低温流体の第２の流れを膨張させるステップをさらに含む、請求項１〜１９のいずれか一項に記載の方法。
21. 前記気体極低温流体の前記第２の流れから仕事を引き出すために前記第２の流れを膨張させる前記ステップが、単段膨張装置、二段膨張装置、または多段膨張装置で実行される、請求項２０に記載の方法。
22. １つまたは複数の膨張段の前に前記気体極低温流体の第２の流れを過熱するステップをさらに含む、請求項２０または２１に記載の方法。
23. 前記第２の流れから引き出された仕事を電気に変換するステップをさらに含む、請求項２０〜２２のいずれか一項に記載の方法。
24. 前記閉ループ冷却回路が、単相ブレイトンサイクルおよび二相ランキンサイクルの一方を使用して作動する、請求項１〜２３のいずれか一項に記載の方法。
25. 前記熱伝達流体が、窒素またはプロパンのうちの一方である、請求項１〜２４のいずれか一項に記載の方法。
26. 前記極低温流体が、窒素または空気のうちの一方である、請求項１〜２５のいずれか一項に記載の方法。
27. 前記液化炭化水素ガスが液化天然ガス（ＬＮＧ）である、請求項１〜２６のいずれか一項に記載の方法。
28. ボイルオフガスを液化するためのシステムであって、
    液化炭化水素ガスを貯蔵するための第１貯蔵器と、
    炭化水素ガスを受け手に送達するための、前記第１貯蔵器におよび炭化水素ガス網に結合された第１の導管の配列と、
    液化ボイルオフガスを前記第１貯蔵器に送達するための、ボイルオフガス源におよび前記第１貯蔵器に結合された第２の導管の配列と、
    液化極低温流体を貯蔵するための第２貯蔵器と、
    液化極低温流体を前記第２貯蔵器に送達するための、気体極低温流体源におよび前記第２貯蔵器に結合された第３の導管の配列と、
    前記第２貯蔵器から極低温流体を送達するための、前記第２貯蔵器に結合された第４の導管の配列と、
    制御器と
    を含み、
    前記第１および第３の導管の配列は、前記第３の導管の配列を通過する気体極低温流体の流れから前記第１の導管の配列を通過する液化炭化水素ガスの流れに熱が伝達されるように配列され、
    前記第１および第３の導管の配列は、第５の導管の配列を通過する熱伝達流体を含む閉ループ冷却回路を経由して前記第１および第３の導管の配列の間で熱が伝達されるように配列され、ここで、
    前記第５および第３の導管の配列は、前記第３の導管の配列を通過する前記気体極低温流体の流れから、前記第５の導管の配列を通過する前記熱伝達流体に熱が伝達されるように配列され、
    前記第５および第１の導管の配列は、前記第５の導管の配列を通過する前記熱伝達流体から、前記第１の導管の配列を通過する前記液化炭化水素ガスの流れに熱が伝達されるように配列され、
    前記第２および第４の導管の配列は、前記第２の導管の配列を通過する気体ボイルオフガスの流れから前記第４の導管の配列を通過する液化極低温流体の流れに熱が伝達されるように配列され、
    前記制御器は、
    ａ）前記第１の導管の配列を通過する前記液化炭化水素ガスの流れの流量に少なくとも部分的に基づいて前記第３の導管の配列を通過する前記気体極低温流体の流れの流量を制御し、
    ｂ）前記第２の導管の配列を通過する前記気体ボイルオフガスの流れの流量に少なくとも部分的に基づいて前記第４の導管の配列を通過する前記液化極低温流体の流れの流量を独立して制御する
    ように構成される、システム。
29. 前記第１および第２の導管の配列は、熱が、前記第２の導管の配列を通過する前記気体ボイルオフガスの流れから、前記第１の導管の配列を通過する前記液化炭化水素ガスの流れに伝達されるように配列される、請求項２８に記載のシステム。
30. 前記第３の導管の配列が、前記気体極低温流体の流れを圧縮するための圧縮機を含み、および前記第１の導管の配列が第１分岐管および第２分岐管を含み、
    前記第１分岐管は、前記圧縮機の上流の第１熱交換領域で前記第３の導管の配列を通過する前記気体極低温流体の流れから、前記第１分岐管を通過する液化炭化水素ガスの流れに熱が伝達されるように配列され、
    前記第２分岐管は、前記圧縮機の下流の第２熱交換領域で前記第３の導管の配列を通過する前記気体極低温流体の流れから、前記第２分岐管を通過する液化炭化水素ガスの流れに熱が伝達されるように配列される、
    請求項２８または２９に記載のシステム。
31. 前記第１および第２の分岐管が、前記第１および第２の熱交換領域の上流の１つの導管から分岐し、前記第１および第２の熱交換領域の下流の１つの導管に再結合する、請求項３０に記載のシステム。
32. 前記ボイルオフガス源が前記第１貯蔵器である、請求項２８〜３１のいずれか一項に記載のシステム。
33. 前記ボイルオフガス源が、前記第１貯蔵器に結合された貯蔵器、導管または収集地点である、請求項２８〜３１のいずれか一項に記載のシステム。
34. 前記第１および第２の導管の配列は、熱が前記閉ループ冷却回路を経由して前記第１および第２の導管の配列の間で伝達されるように配列され、ここで、
    前記第５および第２の導管の配列は、前記第２の導管の配列を通過する前記気体ボイルオフガスの流れから、前記第５の導管の配列を通過する前記熱伝達流体に熱が伝達されるように配列される、請求項２８に記載のシステム。
35. 前記第２分岐管は、前記第５の導管の配列を通過する前記熱伝達流体から、前記第２分岐管を通過する前記液化炭化水素ガスの流れに熱が伝達されるように配置される、請求項３０に記載のシステム。
36. 前記気体極低温流体の流れが空気であり、および前記第３の導管の配列が、
    周囲空気の流れから水分、二酸化炭素および／または炭化水素を除去するためのろ過システム、および、
    周囲空気の流れを圧縮するための圧縮機
    の１つまたは両方をさらに含む、請求項２８〜３５のいずれか一項に記載のシステム。
37. 前記第３の導管の配列が、前記第２貯蔵器に入る前に前記第３の導管の配列を通過する前記液化極低温流体の流れからあらゆる残留蒸気相を抜き出すための、前記第２貯蔵器の上流の分離機と、前記液化極低温流体の流れから抜き出された前記残留蒸気相を、前記第３の導管の配列を通過する前記気体極低温流体の流れに導くように構成された戻り導管とをさらに含む、請求項２８〜３６のいずれか一項に記載のシステム。
38. 前記第２および第４の導管の配列は、熱が第３熱交換領域で前記第２および第４の導管の配列の間で伝達されるように配列され、前記第４の導管の配列は、前記第４の導管の配列を通過する前記液化極低温流体の流れを、それが前記第３熱交換領域を通過する前にポンプで圧送するための、前記第３熱交換領域の上流のポンプをさらに含む、請求項２８〜３７のいずれか一項に記載のシステム。
39. 前記第３熱交換領域は、気体極低温流体の第２の流れを形成するために、前記第２の導管の配列を通過する前記気体ボイルオフガスの流れから、前記第４の導管の配列を通過する前記液化極低温流体の流れに熱が伝達されるように構成され、前記第４の導管の配列が、前記気体極低温流体の第２の流れを膨張させ前記極低温流体の第２の流れから仕事を引き出すための膨張装置をさらに含む、請求項３８に記載のシステム。
40. 前記膨張装置が単段膨張装置、二段膨張装置または多段膨張装置である、請求項３９に記載のシステム。
41. 前記第４の導管の配列が１つまたは複数の過熱器に結合され、各過熱器が前記膨張装置の第１段の上流か、前記膨張装置の段の間にある、請求項３９または４０に記載のシステム。
42. 前記第１、第２、第３および第４の導管の配列は、熱が前記第１および第３の導管の配列の間で、前記第２および第４の導管の配列の間で、１つの熱交換領域において伝達されるように配列される、請求項２８〜３２のいずれか一項に記載のシステム。
43. 前記第１および第２の導管の配列は、熱が、前記第２の導管の配列を通過する前記気体ボイルオフガスの流れから、前記第１の導管の配列を通過する前記液化炭化水素ガスの流れに伝達されるように配列され、
    前記第１、第２、第３および第４の導管の配列は、熱が前記１つの熱交換領域において前記第１および第２の導管の配列の間で伝達されるように配列される、請求項４２に記載のシステム。
44. 前記閉ループ冷却回路が、単相ブレイトンサイクルおよび二相ランキンサイクルの一方を使用して作動する、請求項２８〜４３のいずれか一項に記載のシステム。
45. 前記熱伝達流体が、窒素またはプロパンのうちの一方である、請求項２８〜４４のいずれか一項に記載のシステム。
46. 前記極低温流体が、窒素または空気のうちの一方である、請求項２８〜４５のいずれか一項に記載のシステム。
47. 前記液化炭化水素ガスが液化天然ガス（ＬＮＧ）である、請求項２８〜４６のいずれか一項に記載のシステム。