JP6834999B2 - Lngタンクの蒸発ガス抑制装置及び蒸発ガス抑制方法 - Google Patents
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Description
このBOGの発生によるLNGタンクの内圧上昇を抑制するため、従来は、BOGをLNGタンクから取り出して圧縮機により圧縮し、気化ガスの送出ラインに混合させるか、LNGの冷熱を利用して再液化し、LNGタンクに戻していた(特許文献4参照)。
また、LNGの冷熱を使用して再液化する場合には、再液化の能力はLNGの払出流量に左右されるため、LNGを払い出していない場合には再液化できないという問題がある。
この点への対策として、特許文献2に開示されているとおり、LNG気化器後流の常温の気化ガスをLNGタンクに入れることが考えられるが、この対策では、送ガスの安定性を損ねるとともに、常温ガスを極低温雰囲気に入れて圧力を安定的にコントロールすることが技術的に困難であるという問題があった。
DSS運用の火力発電設備が増加するに伴い、火力発電設備の停止中にはLNGの供給先がなくなるLNG基地が増えていくと予想される。
この点、LNGの払い出しがない時間帯のBOG抑制分相当の冷熱を蓄えるため、LNGの払い出しがある間にLNGタンクを極力冷却しようとすると、LNGタンク内の気層の温度が低下して、タンク内圧が過度に低下し、タンクの損傷に繋がるという恐れがある。
前記環流ラインに接続されて前記ヒートポンプの稼働中に所定量の過冷却のLNGを収容する容積バッファと、
前記LNGタンクの気層部の圧力を検出する圧力検出手段と、
前記LNGタンクに供給する冷熱量を調節するために前記LNGタンクに流入するLNGの流量を調節するLNG流量調節装置と、
前記圧力検出手段の検出結果が予め定められた範囲に収まるように前記LNG流量調節装置を制御するLNG流量調節装置制御手段とを備え、
該LNG流量調節装置制御手段は前記ヒートポンプが稼動していないときに前記容積バッファに収容された過冷却LNGを前記LNGタンクに流入させるように前記LNG流量調節装置を制御する機能を有していることを特徴とするものである。
前記ヒートポンプの稼動中においては、前記LNG流量調節装置を制御して、前記圧力検出手段の検出結果が予め定められた範囲に収まるように、前記ヒートポンプによって過冷却された過冷却LNGのLNGタンクへの流入量を調節し、
前記ヒートポンプの停止中においては、前記LNG流量調節装置を制御して、前記圧力検出手段の検出結果が予め定められた範囲に収まるように、前記容積バッファに収容された過冷却LNGのLNGタンクへの流入量を調節することを特徴とするものである。
前記LNG流量調節装置は、前記環流ラインから前記連絡ラインに供給する過冷却LNG又はLNGの流量を調整する流量制御弁を含むことを特徴とするものである。
前記ヒートポンプの稼動中に前記環流ラインを流れる過冷却LNGを容積バッファに一時的に貯留しておき、前記ヒートポンプの停止中において前記容積バッファに貯留された過冷却LNGを前記LNGタンクに供給するようにしたことを特徴とするものである。
図1は、本発明の実施の形態1に係るLNGタンクの蒸発ガス抑制装置1(以下、単に「蒸発ガス抑制装置1」という)の概略フロー図である。
蒸発ガス抑制装置1は、LNGを貯蔵するLNGタンク3と、LNGタンク3内のLNGを外部に払い出す払出ラインとしての払出配管5と、払出配管5から分岐してLNGをLNGタンク3に還流させる還流ラインとしてのLNG戻り配管7と、払出配管5を流れるLNGの冷熱を利用してLNG戻り配管7を流れるLNGを過冷却するヒートポンプ9と、LNG戻り配管7に接続されてヒートポンプ9の稼働中に所定量の過冷却のLNGを収容する容積バッファとしての戻りLNG貯留タンク11と、LNGタンク3の気層部の圧力を検出する圧力検出手段としての圧力検出器13と、LNGタンク3に流入するLNGの流量を調節するLNG流量調節装置としての流量制御弁(第1流量制御弁47、第2流量制御弁49)と、流量制御弁を制御するLNG流量調節装置制御手段としての制御装置15とを備えている。
払出配管5の下流にはLNG気化器17が設けられており、払い出されたLNGはLNG気化器17によって気化されて需要先に供給される。
以下、蒸発ガス抑制装置1を構成する各機器を詳細に説明する。
LNGタンク3は、LNGを貯蔵するものであり、例えばPC(Pre−Stressed Concrete)壁構造を有する地上式タンクであり、LNGを極低温状態で貯蔵する機能を有している。LNGタンク3の形式として、地下式及び半地下式の形式でもよく、シェル構造も金属二重殻やメンブレンなどが考えられる。
払出配管5は、LNGタンク3とLNG気化器17との間に配設されており、後述するプライマリポンプ19によってLNGタンク3から送り出されたLNGをLNG気化器17に移送する経路を形成している。
また、払出配管5の途中にはセカンダリポンプ21が設置されており、払出配管5は、図1に示すように、セカンダリポンプ21までの中圧払出配管23と、セカンダリポンプ21より後流側の高圧払出配管25とによって構成されている。
LNG戻り配管7は、払出配管5から分岐してLNGタンク3に接続されており、冷却維持の目的で、払出配管5内のLNGの一部をLNGタンク3に還流させる機能を有している。
図1においては、LNG戻り配管7は独立してLNGタンク3に接続され、LNGタンク3にLNGを還流させるようになっているが、受入配管59(実施の形態2の図3参照)に接続され、LNGタンク3の上部若しくは下部又は双方に選択的にLNGを還流するようになっていてもよい。このように構成することで、LNGタンク3内部の状態に応じて最適なLNGの還流位置を選択することができる。
ヒートポンプ9は、払出配管5を流れるLNGの冷熱を利用してLNG戻り配管7を流れるLNGを過冷却するものである。
図2は、本実施の形態に係るヒートポンプ9の概略フロー図およびその周辺の配管構成を示す図である。
ヒートポンプ9は、図2に示すように、第1熱交換器29と、冷媒圧縮機31と、第2熱交換器33と、減圧装置35と、これらを接続する冷媒配管37とを有している。
以下、ヒートポンプ9の構成及びヒートポンプ9の上流側の配管構成について詳細に説明する。
そして、セカンダリポンプ21a、21bは、吸込ヘッダ23b及びそれぞれの吸込配管23c、23dを介して中圧払出母管23aに接続され、またそれぞれの吐出配管25a、25b及び吐出ヘッダ25cを介して、高圧払出母管25dに接続されている。
そして、各セカンダリポンプ21a、21bの吐出配管25a、25bは、吐出ヘッダ25cに接続されている。
戻りLNG貯留タンク11は、LNG戻り配管7に接続されてヒートポンプ9の稼働中に所定量の過冷却のLNGを一時的に収容する容積バッファとして機能するものであり、保冷及び耐圧機能を有する金属製のタンクによって構成されている。なお、戻りLNG貯留タンク11は、例え気層が存在しても負圧に耐えられる構成であることが望ましい。または、気層のガスを外部に排出できる機構を有する構成であることが望ましい。
戻りLNG貯留タンク11の入口はタンク下部に設けられ、この入口側には、一端がLNG戻り配管7に他端が戻りLNG貯留タンク11に接続された戻りLNG貯留タンク入口配管43が接続されている。
また、戻りLNG貯留タンク11の出口はタンク上部に設けられ、この出口側には、一端がLNG戻り配管7に他端が戻りLNG貯留タンク11に接続された戻りLNG貯留タンク出口配管45が接続されている。
圧力検出器13は、LNGタンク3の気層部の圧力を検出するものであり、この機能を有するものであれば、特にその形態は問わず、例えば一般的な圧力計及び発信器によって構成されている。
LNG流量調節装置は、LNGタンク3に流入するLNGの流量を調節することでLNGタンク3に供給される冷熱量を調節する機能を有するものであり、本実施の形態ではLNGタンク3に環流するLNGの流量を調整する複数の流量制御弁によって構成されている。流量制御弁は、戻りLNG貯留タンク入口配管43に設けられた第1流量制御弁47、LNG戻り配管7における戻りLNG貯留タンク入口配管43の接続部と戻りLNG貯留タンク出口配管45の接続部の間に設けられた第2流量制御弁49を備えて構成されている。
第1流量制御弁47及び第2流量制御弁49は、例えば空気駆動のグローブ弁によって構成されており、制御装置15の出力信号に応じて開度を変更することによって、LNGタンク3に還流するLNGの流量を調節する機能を有している。
制御装置15は、DCS(Distributed Control System)によって構成されており、圧力検出器13の出力信号に基づいてLNG流量調節装置を制御する機能を有している。具体的には、制御装置15は、圧力検出器13の出力結果が予め定められた範囲に収まるように、LNG流量調節装置を制御する。
LNG気化器17は、例えばオープンラック式の気化器であり、高圧払出配管25の後流に配設されている。LNG気化器17は、海水を熱媒体としてLNGを気化する機能を有している。LNG気化器17の型式はオープンラック式以外のものも適用可能であり、例えば、SMV(Sub−Merged Vaporizer)などの型式も考えられる。
定常運転状態では、プライマリポンプ19及びセカンダリポンプ21によって昇圧されたLNGはLNG気化器17によって気化されて送ガス配管55に送出される。
前提として、ヒートポンプ9は連続的に稼動しており、セカンダリポンプ21によって昇圧されたLNGの一部は、ヒートポンプ9によって過冷却されてLNG戻り配管7を介してLNGタンク3に環流する。このとき、LNGタンク3内部の上部に還流させるか下部に還流させるかは、LNGの液種やLNGタンク3内部の状態に基づいていずれか一方又は最適な配分に選択される。また、第1流量制御弁47及び第2流量制御弁49は制御装置15に制御されてその開度が調整される。具体的には、第1流量制御弁47及び第2流量制御弁49の両方を開とし、圧力検出器13の出力信号に基づいて圧力検出器13の出力結果が予め定められた範囲に収まるようにその開度が調整され、過冷却LNGはLNGタンク3へ環流するものと戻りLNG貯留タンク11に一時的に貯留されるものに配分される。この結果、過冷却されていないLNGが戻りLNG貯留タンク11に流入した分、戻りLNG貯留タンク11に貯留されていたLNGが押し出されてLNGタンク3へ供給される。
この結果、LNGタンク3に還流するLNGの減少分が、戻りLNG貯留タンク11に流入して戻りLNG貯留タンク11に過冷却LNGが貯留され、戻りLNG貯留タンク11に冷熱が蓄積されていく。
一方、LNGタンク3に供給される過冷却LNGの流量が減少するため、LNGタンク3の気層の温度が徐々に回復する。
この結果、過冷却LNGのLNGタンク3への還流量が増加し、これによって、LNGタンク3の内槽温度が低下する。
このようにして、LNGタンク3内の圧力が所定の範囲に維持されると共にBOGの発生が抑制される。
この後、例えばLNG基地の送ガス先である火力発電所がDSS運用で停止すると、気化器遮断弁53は閉止し、セカンダリポンプ21が停止するが、LNGの流れが停止すると外部からの入熱によってLNGの温度が上昇しガス化するおそれがある。この結果、ガスが配管内に溜まることで閉塞され、LNGの流れが滞るおそれがある。このため、プライマリポンプ19が低負荷で運転し続けることによって、LNGが系内を循環するようになっており、具体的には、プライマリポンプ19によって送出されたLNGは、払出配管5を除熱しながら流れ、LNG戻り配管7を介してLNGタンク3に還流する。
この状態において、LNG戻り配管7を介してLNGをLNGタンク3に還流させ続けると、LNGタンク3への入熱とLNGタンク3に供給される冷熱のバランスが崩れるため、LNGタンク3の内槽温度が上昇する。
圧力検出器13の検出結果が上記のある一定値を上回ると、制御装置15は第2流量制御弁49の開度を絞り、第1流量制御弁47の開度を増加せる。
これにより、LNGタンク3に供給される過冷却LNGの流量が減少するため、LNGタンク3の気層の温度が徐々に回復する。
また、蒸発ガス抑制装置1は、冷熱が余剰となった場合には、戻りLNG貯留タンク11を容積バッファとして冷熱を蓄積し、冷熱が不足する場合に、蓄積された冷熱をLNGタンク3に供給することができるため、火力発電設備のDSS運用によって、LNGの払出が止まりヒートポンプ9によって冷熱を回収できない場合にも安定的にBOGの発生を抑制することができる。さらに、蒸発ガス抑制装置1は、払い出されるLNGの冷熱を利用したヒートポンプ9を使うため、空気分離装置など外部に冷熱を求める必要がないことから、過大なコストを必要とせずに安定的にBOGの発生を抑制することができる。
実施の形態1の蒸発ガス抑制装置1は、本発明の容積バッファの例として、戻りLNG貯留タンク11を用いたものであったが、本実施の形態の蒸発ガス抑制装置57は容積バッファとして、荷揚げされたLNGをLNGタンク3に移送する受入配管59を利用するものである。
図3は本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置57の概略フローを示す図であり、実施の形態1を示した図1と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
以下、本実施の形態2の特徴である受入配管59を容積バッファとして利用することに関連する構成について説明する。
また、受入配管59は、一般的に数百メートルと長く、かつ、大径の配管であるため、大きな内容積を有する。
さらに、受入配管59は、LNGタンク3の近傍で分岐部を有しており、LNGタンク3内の上部にLNGを供給する上部受入配管59aと、LNGタンク3内の下部にロート管60を介してLNGを供給する下部受入配管59bとに分かれている。LNGタンク3に対して上部及び下部のいずれかからLNGを供給するかは、受け入れられるLNGの組成、LNGタンク3に貯残しているLNGの組成、その他の運用条件を考慮して決定される。
このため、中圧払出配管23から分岐して受入配管59における受入アーム遮断弁61aの近傍に接続される受入配管保冷循環用LNG供給配管63が設けられている。
受入配管保冷循環用LNG供給配管63は、LNGが受入配管59を流れることで受入配管59内のLNGが極低温状態に維持されるよう、中圧払出配管23内のLNGを一部抜き出して受入配管59に供給する機能を有している。以降、受入配管59に対しては中圧払出配管23内のLNGを一部抜き出して供給することを前提に説明するが、受入配管59の冷却維持の方法はこれに限らず、専用のLNGポンプをLNGタンク3内部に設置し、当該ポンプによって汲み上げられたLNGを使用してもよい。
LNGタンク3で発生するBOGを抜き出すBOG抜出し管67が設けられ、BOG抜出し管67の一端はLNGタンク3の屋根部に接続されており、他端はBOG母管69に接続されていて、BOG母管69はBOG圧縮機71及びフレアスタック73に接続されている。
なお、本実施の形態では、受入配管59を容積バッファとして機能させるため、LNG流量調節装置としては、LNG戻り配管7に設けた戻りLNG流量制御弁79によって構成し、戻りLNG流量制御弁79を制御装置15によって制御するようにしている。
LNG基地の定常運転状態として、プライマリポンプ19及びセカンダリポンプ21によって昇圧されたLNGはLNG気化器17によって気化されて送ガス配管55に送出される。
また、受入アーム遮断弁61aは閉止しており、受入配管59には受入配管保冷循環用LNG供給配管63を介してLNGが供給され、LNGが系内を循環することにより、受入配管59の冷却が維持される。
そして、再びLNGタンク3の気層温度が上昇しすぎた場合には、制御装置15は、圧力検出器13の検出結果に基づいて戻りLNG流量制御弁79の開度を増加させて過冷却LNGのLNGタンク3への環流量を増加させる。
このようにして、LNGタンク3内の圧力が所定の範囲に維持されると共にBOGの発生が抑制される。
この後、例えばLNG基地の送ガス先である火力発電所がDSS運用で停止すると、気化器遮断弁53は閉止し、セカンダリポンプ21が停止するが、プライマリポンプ19が低負荷で運転し続けることによって、LNGが系内を循環する。このため、LNG戻り配管7及び受入配管59のそれぞれにLNGが循環するので、LNG戻り配管7内及び受入配管59内でのガス化は抑制される。
これにより、LNGタンク3に供給される過冷却LNGの流量が減少し、かつ過冷却されていないLNGの環流量が増加するため、LNGタンク3の気層の温度が徐々に回復する。
また、蒸発ガス抑制装置57は、冷熱が余剰となった場合には、受入配管59を容積バッファとして冷熱を蓄積し、冷熱が不足する場合に、受入配管59に蓄積された冷熱をLNGタンク3に供給することができるため、別途容積バッファを設置することなく、火力発電設備のDSS運用によって、LNGの払い出しが止まり冷熱を回収できない場合にも安定的にBOGの発生を抑制することができる。
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置81を図4に基づいて説明する。なお、本実施の形態3を含め後述する実施の形態4〜6については、実施の形態2を基本としてその一部を変更したものであるため、以下においては実施の形態2と同一部分には同一の符号を付して説明を省略し、各実施の形態の特有の事項のみを説明する。
<定常運転状態>
実施の形態2と同様に、BOGの発生が抑制された熱バランスが維持された状態から、LNGタンク3に還流する冷熱量の方が多くなると、LNGタンク3の気層温度が低下するとともに内圧が低下する。このとき、圧力検出器13の検出結果が実施の形態1、2で説明したある一定値を下回ると、制御装置15は戻りLNG流量制御弁79の開度を低下させるとともに受入配管冷却LNG流量制御弁83の開度を増大させることによって、ヒートポンプ9からLNG戻り配管7に流れるLNGの流量を一定に保ちつつ、LNGタンク3に還流するLNGの流量を低下させ、かつ受入配管59に冷熱を蓄積する。
この結果、実施の形態2と同様に、LNGタンク3の気層温度が徐々に回復するとともに、受入配管59に冷熱が蓄積されていく。
このようにして、LNGタンク3内の圧力が所定の範囲に維持されると共にBOGの発生が抑制される。
非定常運転状態において、戻りLNG流量制御弁79を介してLNGをLNGタンク3に還流させ続けると、LNGタンク3への入熱が増え続けるため、LNGタンク3の内槽温度が上昇する。制御装置15は、圧力検出器13の検出結果が実施の形態1、2で説明したある一定値を上回ると、戻りLNG流量制御弁79の開度を低下させると共に受入配管冷却LNG流量制御弁83の開度を増加させる。
上記の状態が続いて、LNGタンク3に供給される冷熱量の方が入熱量よりも多くなると、LNGタンク3の気層温度が低下するとともに内圧が低下する。この場合には、制御装置15は、圧力検出器13の検出結果に基づいて戻りLNG流量制御弁79の開度を増加させると共に受入配管冷却LNG流量制御弁83の開度を低下させる。
これにより、LNGタンク3に供給される過冷却LNGの流量が減少し、かつ過冷却されていないLNGの環流量が増加するため、LNGタンク3の気層の温度が徐々に回復する。
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置85を図5に基づいて説明する。
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置85は、実施の形態2における戻りLNG流量制御弁79に代えてLNG戻り配管7における連絡配管65の接続部に三方弁87を設け、制御装置15によって三方弁87を制御するようにしたものである。
<定常運転状態>
実施の形態2と同様に、BOGの発生が停止する熱バランスが維持された状態から、LNGタンク3に還流する冷熱量の方が多くなると、LNGタンク3の気層温度が低下するとともに内圧が低下する。このとき、圧力検出器13の検出結果が実施の形態1、2で説明したある一定値を下回ると、制御装置15は三方弁87を駆動させることによって、LNGタンク3に還流するLNGの流量を減少させるとともに受入配管保冷循環用LNG供給配管63に供給されるLNGの流量を増加させる。
そして、再びLNGタンク3の気層温度が上昇しすぎた場合には、制御装置15は、圧力検出器13の検出結果に基づいて三方弁87を駆動させることによって、LNG戻り配管7を介してLNGタンク3に還流するLNGの流量を増加させるとともに受入配管保冷循環用LNG供給配管63に供給されるLNGの流量を減少させる。
<非定常運転状態>
非定常運転状態において、LNG戻り配管7を介してLNGをLNGタンク3に還流させ続けると、LNGタンク3の内槽温度が上昇する。この場合、制御装置15は、圧力検出器13の検出結果が実施の形態1、2で説明したある一定値を上回ると、三方弁87を駆動させて、LNG戻り配管7を介してLNGタンク3に還流するLNGの流量を減少させるとともに受入配管保冷循環用LNG供給配管63に供給されるLNGの流量を増加させる。
上記の状態が続いて、LNGタンク3に供給される冷熱量の方が入熱量よりも多くなると、LNGタンク3の気層温度が低下するとともに内圧が低下する。この場合には、制御装置15は、圧力検出器13の検出結果に基づいて三方弁87を駆動させて、LNG戻り配管7を介してLNGタンク3に還流するLNGの流量を増加させるとともに受入配管保冷循環用LNG供給配管63に供給されるLNGの流量を減少させる。
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置89を図6に基づいて説明する。
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置89は、実施の形態4のものに加えて、ヒートポンプ91として冷熱量調整手段を有するものを用いると共に、制御装置15によってヒートポンプ91の冷熱量調整手段を制御するようにしたものである。
ヒートポンプ91に冷熱量調整手段を設けた一つの目的は、例えば夏期と冬期ではヒートポンプ91による冷凍能力に差を持たすことで電力の節約ができるようにすることである。
よって、この目的の観点からは、制御装置15による三方弁87の制御については、実施の形態4と同様である。
逆に、受入配管59に蓄積する冷熱量やLNG戻り配管7を介してLNGタンク3に流入させる冷熱量を少なくする場合には、制御装置15はスピードコントローラ93によって冷媒圧縮機31の回転速度を低下させるようにすればよい。
また、ヒートポンプ91に冷熱量調整手段を設けることで、ヒートポンプ91の内部の制御によって回収される冷熱量を調節することができるため、制御範囲を限定的にすることができ、他のプラント要素への改造を抑えながらBOGの発生を安定的に抑制することができる。
冷熱量調節手段として、ヒートポンプ戻りLNG流量制御弁97を設けた場合も、図7に示したものと同様の作用効果を奏することができる。
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置99を図9に基づいて説明する。
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置99は、実施の形態1〜3のものに加えて、LNG気化器17の上流側に流体量検出手段101を設けると共に、流体量検出手段101の検出値に基づいて冷熱量を算出する冷熱量算出手段103を設け、制御装置15は冷熱量算出手段103の算出結果に基づいて戻りLNG流量制御弁79、受入配管冷却LNG流量制御弁83及びヒートポンプ9を制御する機能を有するようにしたものである。流体量検出手段101は、例えば温度計、圧力計若しくは流量計又はこれらの組み合わせによって構成されている。
冷熱量算出手段103によって算出された冷熱量がある一定量よりも多い場合には、需要先への送ガスが行われている状態であり、実施の形態3で説明した定常運転状態と同様の作用が行われる。
図10においては、24時間のうちに、火力発電設備の運転中に蓄積した冷熱を火力発電設備の停止中に消費することを前提として、熱のバランスが計算されている。
火力発電設備の運転中、ヒートポンプ9は50ton/hのLNGの冷熱を利用して、LNG戻り配管7を40ton/hで流れるLNGを−175℃まで過冷却する。このうち、過冷却LNGは、24ton/hでLNGタンク3に還流し、16ton/hで連絡配管65及び受入配管保冷循環用LNG供給配管63を介して受入配管59に供給される。
3 LNGタンク
5 払出配管
7 LNG戻り配管
7a 保冷循環LNG戻り配管
7b 保冷循環LNG戻り配管
7c 保冷循環LNG戻りヘッダ
7d LNG戻り母管
7e 第1熱交換器入口配管
7f 第1熱交換器出口配管
9 ヒートポンプ
11 戻りLNG貯留タンク
13 圧力検出器
15 制御装置
17 LNG気化器
19 プライマリポンプ
21 セカンダリポンプ
21a セカンダリポンプ
21b セカンダリポンプ
23 中圧払出配管
23a 中圧払出母管
23b 吸込ヘッダ
23c 吸込配管
23d 吸込配管
24 バイパス配管
24a バイパス弁
25 高圧払出配管
25a 吐出配管
25b 吐出配管
25c 吐出ヘッダ
25d 高圧払出母管
27 バレル
29 第1熱交換器
31 冷媒圧縮機
33 第2熱交換器
35 減圧装置
37 冷媒配管
39 第2熱交換器入口配管
41 第2熱交換器出口配管
43 戻りLNG貯留タンク入口配管
45 戻りLNG貯留タンク出口配管
47 第1流量制御弁
49 第2流量制御弁
51 気化流量制御弁
53 気化器遮断弁
55 送ガス配管
57 蒸発ガス抑制装置(実施の形態2)
59 受入配管
59a 上部受入配管
59b 下部受入配管
60 ロート管
61 受入アーム
61a 受入アーム遮断弁
63 受入配管保冷循環用LNG供給配管
65 連絡配管
67 BOG抜出し管
69 BOG母管
71 BOG圧縮機
73 フレアスタック
75 中圧BOG配管
77 BOG開放弁
79 戻りLNG流量制御弁
81 蒸発ガス抑制装置(実施の形態3)
83 受入配管冷却LNG流量制御弁
85 蒸発ガス抑制装置(実施の形態4)
87 三方弁
89 蒸発ガス抑制装置(実施の形態5)
91 ヒートポンプ
93 スピードコントローラ
95 ヒートポンプ
97 ヒートポンプ戻りLNG流量制御弁
99 蒸発ガス抑制装置(実施の形態6)
101 流体量検出手段
103 冷熱量算出手段
Claims (6)
- LNGを貯蔵するLNGタンクと、該LNGタンク内のLNGを外部に払い出す払出ラインと、前記払出ラインから分岐してLNGを前記LNGタンクに還流させる還流ラインと、前記払出ラインに設けられて該払出ラインを流れるLNGの冷熱を利用して前記環流ラインを流れるLNGを過冷却するヒートポンプとを備えたLNG基地における前記LNGタンクで発生する蒸発ガスを抑制するLNGタンクの蒸発ガス抑制装置であって、
前記環流ラインに接続されて前記ヒートポンプの稼働中に所定量の過冷却のLNGを収容する容積バッファと、
前記LNGタンクの気層部の圧力を検出する圧力検出手段と、
前記LNGタンクに供給する冷熱量を調節するために前記LNGタンクに流入するLNGの流量を調節するLNG流量調節装置と、
前記圧力検出手段の検出結果が予め定められた範囲に収まるように前記LNG流量調節装置を制御するLNG流量調節装置制御手段とを備え、
該LNG流量調節装置制御手段は前記ヒートポンプが稼動していないときに前記容積バッファに収容された過冷却LNGを前記LNGタンクに流入させるように前記LNG流量調節装置を制御する機能を有していることを特徴とするLNGタンクの蒸発ガス抑制装置。 - 前記LNG流量調節装置制御手段は、
前記ヒートポンプの稼動中においては、前記LNG流量調節装置を制御して、前記圧力検出手段の検出結果が予め定められた範囲に収まるように、前記ヒートポンプによって過冷却された過冷却LNGのLNGタンクへの流入量を調節し、
前記ヒートポンプの停止中においては、前記LNG流量調節装置を制御して、前記圧力検出手段の検出結果が予め定められた範囲に収まるように、前記容積バッファに収容された過冷却LNGのLNGタンクへの流入量を調節することを特徴とする請求項1に記載のLNGタンクの蒸発ガス抑制装置。 - 前記容積バッファは、荷揚げされたLNGを前記LNGタンクに移送する受入配管であることを特徴とする請求項1又は2に記載のLNGタンクの蒸発ガス抑制装置。
- 前記払出ラインを流れるLNGの一部を前記受入配管に供給して前記受入配管内を保冷すると共に環流の流れを形成する受入配管保冷循環用LNG供給ラインと、前記環流ラインと前記受入配管保冷循環用LNG供給ラインを接続する連絡ラインとをさらに有し、
前記LNG流量調節装置は、前記環流ラインから前記連絡ラインに供給する過冷却LNG又はLNGの流量を調整する流量制御弁を含むことを特徴とする請求項3記載のLNGタンクの蒸発ガス抑制装置。 - LNGを貯蔵するLNGタンクと、該LNGタンク内のLNGを外部に払い出す払出ラインと、前記払出ラインから分岐してLNGを前記LNGタンクに還流させる還流ラインと、前記払出ラインに設けられて該払出ラインを流れるLNGの冷熱を利用して前記環流ラインを流れるLNGを過冷却するヒートポンプとを備え、前記ヒートポンプによって過冷却されたLNGを前記LNGタンクに供給することで前記LNGタンクで発生する蒸発ガスを抑制するようにしているLNG基地における前記LNGタンクで発生する蒸発ガスを抑制するLNGタンクの蒸発ガス抑制方法であって、
前記ヒートポンプの稼動中に前記環流ラインを流れる過冷却LNGを容積バッファに一時的に貯留しておき、前記ヒートポンプの停止中において前記容積バッファに貯留された過冷却LNGを前記LNGタンクに供給するようにしたことを特徴とするLNGタンクの蒸発ガス抑制方法。 - 前記容積バッファは、荷揚げされたLNGを前記LNGタンクに移送する受入配管であり、前記ヒートポンプの稼動中には環流する過冷却LNGの一部を前記受入配管の上流側から前記受入配管に供給して前記受入配管に冷熱を蓄積し、前記ヒートポンプの停止中において環流するLNGを前記受入配管の上流側から供給することで、前記受入配管に貯留されている過冷却LNGを押し出すようにして前記LNGタンクに供給するようにしたことを特徴とする請求項5記載のLNGタンクの蒸発ガス抑制方法。
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