JPH0559348B2 - - Google Patents
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- JPH0559348B2 JPH0559348B2 JP60283031A JP28303185A JPH0559348B2 JP H0559348 B2 JPH0559348 B2 JP H0559348B2 JP 60283031 A JP60283031 A JP 60283031A JP 28303185 A JP28303185 A JP 28303185A JP H0559348 B2 JPH0559348 B2 JP H0559348B2
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- Japan
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- gas
- storage tank
- boil
- natural gas
- compressor
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- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 9
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- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 3
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Classifications
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- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
- F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
- F25J1/0025—Boil-off gases "BOG" from storages
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
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- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/0045—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by vaporising a liquid return stream
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- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
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- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
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- F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
- F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
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- F25J2230/08—Cold compressor, i.e. suction of the gas at cryogenic temperature and generally without afterstage-cooler
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- F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
-
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Description
【発明の詳細な説明】
技術分野
本発明は、液化天然ガス貯槽内に貯蔵される液
化天然ガスのボイルオフガスを貯槽よりの出荷液
により再液化する装置に関する。
化天然ガスのボイルオフガスを貯槽よりの出荷液
により再液化する装置に関する。
従来技術
液化天然ガス(LNG)は高カロリーのクリー
ンエネルギーである所から、発電用燃料、都市ガ
ス原料として海外より輸入されている。輸入され
た液化天然ガスは受入基地に設けられた液化天然
ガス貯槽に概ね常圧で約−160℃の低温で貯蔵さ
れ、必要量づゝ気化されて基地に隣接して設けら
れた発電プラントで燃焼され、あるいは都市ガス
消費地にパイプラインにより供給される。
ンエネルギーである所から、発電用燃料、都市ガ
ス原料として海外より輸入されている。輸入され
た液化天然ガスは受入基地に設けられた液化天然
ガス貯槽に概ね常圧で約−160℃の低温で貯蔵さ
れ、必要量づゝ気化されて基地に隣接して設けら
れた発電プラントで燃焼され、あるいは都市ガス
消費地にパイプラインにより供給される。
さて、液化天然ガス貯槽は充分保冷されてはい
るが、完全に外部からの入熱をなくすることは不
可能であり、液化天然ガスのボイルオフは避けら
れない。液化天然ガスは気化して発電燃料にし、
都市ガスとするので、従来、ボイルオフガスは、
気化ガスを貯溜するガスホルダーに導入し、発電
用燃料として利用するのが一般的である。
るが、完全に外部からの入熱をなくすることは不
可能であり、液化天然ガスのボイルオフは避けら
れない。液化天然ガスは気化して発電燃料にし、
都市ガスとするので、従来、ボイルオフガスは、
気化ガスを貯溜するガスホルダーに導入し、発電
用燃料として利用するのが一般的である。
しかし、電力消費量は季節、日によつて大きく
変動し、例えば、正月などの工業用需要かつ殆ん
どない時には、出力を変動させにくい原子力発電
プラントで需要を賄い、液化天然ガス等の火力発
電所の運転を停止することがあり、その間のボイ
ルオフガスを貯溜するにはガスホルダーの容量を
その目的だけに大きくしなければならず不経済で
ある。都市ガスは季節により消費量に変動はある
が常にある量は消費するので、都市ガスのための
気化ガスのホルダーにボイルオフガスを導入する
ことも可能ではあるが、都市ガスの消費地迄の距
離によつては、相当の高圧で圧送しなければなら
ないので、概ね大気圧のボイルオフガスをこれに
圧入するには相当のエネルギーを必要とし、場合
によつてはコスト高になる。
変動し、例えば、正月などの工業用需要かつ殆ん
どない時には、出力を変動させにくい原子力発電
プラントで需要を賄い、液化天然ガス等の火力発
電所の運転を停止することがあり、その間のボイ
ルオフガスを貯溜するにはガスホルダーの容量を
その目的だけに大きくしなければならず不経済で
ある。都市ガスは季節により消費量に変動はある
が常にある量は消費するので、都市ガスのための
気化ガスのホルダーにボイルオフガスを導入する
ことも可能ではあるが、都市ガスの消費地迄の距
離によつては、相当の高圧で圧送しなければなら
ないので、概ね大気圧のボイルオフガスをこれに
圧入するには相当のエネルギーを必要とし、場合
によつてはコスト高になる。
目 的
本発明は、液化天然ガス受入基地における液化
天然ガス貯槽からのボイルオフガスの処理に関す
る上記の実情にかんがみ、貯槽に貯溜された液化
天然ガス貯槽を使用するため必然的に出荷される
液化天然ガスの出荷液の冷熱を利用してボイルオ
フガスを再液化する装置を提供することを目的と
する。
天然ガス貯槽からのボイルオフガスの処理に関す
る上記の実情にかんがみ、貯槽に貯溜された液化
天然ガス貯槽を使用するため必然的に出荷される
液化天然ガスの出荷液の冷熱を利用してボイルオ
フガスを再液化する装置を提供することを目的と
する。
構 成
本発明のボイルオフガス再液化装置は、液化天
然ガス貯槽1に、該貯槽1から出て、該貯槽1よ
り導入されたボイルオフガスを昇圧させる第1圧
縮機2と、該第1圧縮機2により昇圧されたボイ
ルオフガスを等圧下で昇温させる第1熱交換器3
と、上記の第1圧縮機2と上記の第1熱交換器3
とにより昇圧・昇温されたボイルオフガスを更に
圧縮する第2圧縮機4と、該第2圧縮機4により
加圧されたボイルオフガスを外部冷熱源により冷
却する第2熱交換器5と、上記貯槽1より出荷さ
れる液化天然ガスの冷熱及び前記の第1圧縮機2
から出たボイルオフガスを等圧下で昇温させる際
放出される冷熱により冷却する前記の第1熱交換
器3と、これらの第2、第1熱交換器5,3によ
り冷却液化された天然ガスを上記貯槽1の圧力に
迄膨張し低温化する膨張弁弁6とがこの順に設け
られ、上記貯槽1に戻る配管7が接続されたこと
を特徴とする。
然ガス貯槽1に、該貯槽1から出て、該貯槽1よ
り導入されたボイルオフガスを昇圧させる第1圧
縮機2と、該第1圧縮機2により昇圧されたボイ
ルオフガスを等圧下で昇温させる第1熱交換器3
と、上記の第1圧縮機2と上記の第1熱交換器3
とにより昇圧・昇温されたボイルオフガスを更に
圧縮する第2圧縮機4と、該第2圧縮機4により
加圧されたボイルオフガスを外部冷熱源により冷
却する第2熱交換器5と、上記貯槽1より出荷さ
れる液化天然ガスの冷熱及び前記の第1圧縮機2
から出たボイルオフガスを等圧下で昇温させる際
放出される冷熱により冷却する前記の第1熱交換
器3と、これらの第2、第1熱交換器5,3によ
り冷却液化された天然ガスを上記貯槽1の圧力に
迄膨張し低温化する膨張弁弁6とがこの順に設け
られ、上記貯槽1に戻る配管7が接続されたこと
を特徴とする。
以下、本発明の実施例を図面に基ずいて詳細に
説明する。
説明する。
第1図は、本発明の実施例を示す系統図であ
る。
る。
液化天然ガス貯槽1の上部には、ボイルオフガ
スを導入し、これを加圧するボイルガス圧縮機
2、これにより加圧されたボイルオフガスを昇温
する熱交換器3、これにより昇温したボイルオフ
ガスを圧縮するコンプレツサ4、これらにより昇
温昇圧されたボイルオフガスを海水等の外部冷熱
源により冷却する熱交換器5、これにより冷却さ
れたボイルオフガスをさらに冷却し再液化するべ
く、液化天然ガス貯槽1より出荷される液化天然
ガスの冷熱との間に熱交換を行なう熱交換器3及
び膨張弁6がこの順に設けられ、液化天然ガス貯
槽1に戻る配管7が接続されている。
スを導入し、これを加圧するボイルガス圧縮機
2、これにより加圧されたボイルオフガスを昇温
する熱交換器3、これにより昇温したボイルオフ
ガスを圧縮するコンプレツサ4、これらにより昇
温昇圧されたボイルオフガスを海水等の外部冷熱
源により冷却する熱交換器5、これにより冷却さ
れたボイルオフガスをさらに冷却し再液化するべ
く、液化天然ガス貯槽1より出荷される液化天然
ガスの冷熱との間に熱交換を行なう熱交換器3及
び膨張弁6がこの順に設けられ、液化天然ガス貯
槽1に戻る配管7が接続されている。
以下このシステムによるボイルオフガスの再液
化の作用を、第2図に示す温度−エントロピー線
図を併用して説明する。第1図の系統図の流路の
傍に記した,,,…の符号は、その位置の
流体の状態が第2図の温度−エントロピー線図中
に示した同じ符号の位置の状態に対応することを
示す。
化の作用を、第2図に示す温度−エントロピー線
図を併用して説明する。第1図の系統図の流路の
傍に記した,,,…の符号は、その位置の
流体の状態が第2図の温度−エントロピー線図中
に示した同じ符号の位置の状態に対応することを
示す。
液化天然ガス貯槽1内の上部に溜つたボイルオ
フガスは、ボイルオフガス圧縮機2により吸引さ
れ、熱交換器3に導入されて、等圧下での状態
からに状態迄昇温される。熱交換器3により昇
温したボイルオフガスは、コンプレツサ4により
等エントロピー下で加圧されの状態に迄昇圧、
昇温される。この温度は海水等の外部冷熱源の温
度より高いので、海水等との間の熱交換器5によ
り海水等で等圧下での温度迄冷却される。しか
し、の状態末だ液化されない状態である。次い
で、このボイルオフガスは熱交換器3において、
液化天然ガス貯槽1より出荷される液化天然ガス
との間に熱交換を行ない、冷却されての液体の
状態になる。この液体は膨張弁6を使用したジユ
ールトムソン効果により等エンタルピー膨張して
減圧低温化し、の状態になり、液化天然ガス貯
槽1内に戻される。
フガスは、ボイルオフガス圧縮機2により吸引さ
れ、熱交換器3に導入されて、等圧下での状態
からに状態迄昇温される。熱交換器3により昇
温したボイルオフガスは、コンプレツサ4により
等エントロピー下で加圧されの状態に迄昇圧、
昇温される。この温度は海水等の外部冷熱源の温
度より高いので、海水等との間の熱交換器5によ
り海水等で等圧下での温度迄冷却される。しか
し、の状態末だ液化されない状態である。次い
で、このボイルオフガスは熱交換器3において、
液化天然ガス貯槽1より出荷される液化天然ガス
との間に熱交換を行ない、冷却されての液体の
状態になる。この液体は膨張弁6を使用したジユ
ールトムソン効果により等エンタルピー膨張して
減圧低温化し、の状態になり、液化天然ガス貯
槽1内に戻される。
なお、この際、膨張弁6と貯槽1の間にレシー
バードラムを設け液体分 F′ のみを貯槽1に戻
し、気体分 F′ は直接ボイルオフガス圧縮機2に
送入してもよい。熱交換器3では、ボイルオフガ
スの状態からの状態に変化する際に放出する
冷熱も、からへの状態変化の際の冷却に利用
されるがボイルオフガスの〜間の冷熱エネル
ギーの活用は設計によつて省略できる。本発明の
ボイルオフガス再液化装置では、出荷液化天然ガ
スを利用してボイルオフガスを再液化するように
しているので、液化天然ガスの出荷を行なわない
時のもこのシステムを働かさせるため、第1図に
破線で示す如く液化天然ガス出荷配管8の熱交換
器3の下流側の部分にバイパス9を介して液化天
然ガスホールドタンク10を設け、液化天然ガス
非出荷時には、ボイルオフガス再液化のための熱
交換に必要な量の液化天然ガスを熱交換器3内を
流して、液化天然ガスホールドタンク10に一時
貯溜するようにするのがよい。
バードラムを設け液体分 F′ のみを貯槽1に戻
し、気体分 F′ は直接ボイルオフガス圧縮機2に
送入してもよい。熱交換器3では、ボイルオフガ
スの状態からの状態に変化する際に放出する
冷熱も、からへの状態変化の際の冷却に利用
されるがボイルオフガスの〜間の冷熱エネル
ギーの活用は設計によつて省略できる。本発明の
ボイルオフガス再液化装置では、出荷液化天然ガ
スを利用してボイルオフガスを再液化するように
しているので、液化天然ガスの出荷を行なわない
時のもこのシステムを働かさせるため、第1図に
破線で示す如く液化天然ガス出荷配管8の熱交換
器3の下流側の部分にバイパス9を介して液化天
然ガスホールドタンク10を設け、液化天然ガス
非出荷時には、ボイルオフガス再液化のための熱
交換に必要な量の液化天然ガスを熱交換器3内を
流して、液化天然ガスホールドタンク10に一時
貯溜するようにするのがよい。
また、熱交換器3と膨張弁6の中間にバイパス
配管11を設けの状態の液を仮貯蔵するサービ
スタンク12を設置し、これによりボイルオフガ
スの変動を吸収し、貯槽1内の圧力調整を行つた
り、或はサービスタンク12の仮貯蔵液を配管1
3により直接外部へ出荷するのがよい。
配管11を設けの状態の液を仮貯蔵するサービ
スタンク12を設置し、これによりボイルオフガ
スの変動を吸収し、貯槽1内の圧力調整を行つた
り、或はサービスタンク12の仮貯蔵液を配管1
3により直接外部へ出荷するのがよい。
本発明の装置ではボイルオフガス圧縮機2コン
プレツサ4を運転する動力を必要とし又低温流体
の配管からの入熱損失はあるが、従来のボイルオ
フガス処理装置より有利になる。
プレツサ4を運転する動力を必要とし又低温流体
の配管からの入熱損失はあるが、従来のボイルオ
フガス処理装置より有利になる。
第1図は本発明の実施例を示す系統図、第2図
はその実施例のボイルオフガスのエントロピー線
図である。 1……液化天然ガス、2……ボイルオフガス圧
縮機、3,5……熱交換器、4……コンプレツ
サ、6……膨張弁。
はその実施例のボイルオフガスのエントロピー線
図である。 1……液化天然ガス、2……ボイルオフガス圧
縮機、3,5……熱交換器、4……コンプレツ
サ、6……膨張弁。
Claims (1)
- 【特許請求の範囲】 1 液化天然ガス貯槽のボイルオフガスを出荷液
を用いて再液化する装置において、上記貯槽1
に、該貯槽1から出て、該貯槽1より導入された
ボイルオフガスを昇圧させる第1圧縮機2と、該
第1圧縮機2により昇圧されたボイルオフガスを
等圧下で昇温させる第1熱交換器3と、上記の第
1圧縮機2と上記の第1熱交換器3とにより昇
圧・昇温されたボイルオフガスを更に圧縮する第
2圧縮機4と、該第2圧縮機4により加圧された
ボイルオフガスを外部冷熱源により冷却する第2
熱交換器5と、上記貯槽1より出荷される液化天
然ガスの冷熱及び前記の第1圧縮機2から出たボ
イルオフガスを等圧下で昇温させる際放出される
冷熱により冷却する前記の第1熱交換器3と、こ
れらの第2、第1熱交換器5,3により冷却液化
された天然ガスを上記貯槽1の圧力に迄膨張し低
温化する膨張弁6とがこの順に設けられ、上記貯
槽1に戻る配管7が接続されたことを特徴とする
再液化装置。 2 上記の貯槽1より出る液化天然ガスの出荷配
管の上記第1熱交換器3の下流側の部分にバイパ
ス9を介して液化天然ガスホールドタンク10を
設けたことを特徴とする特許請求の範囲第1項に
記載の再液化装置。 3 上記の再液化天然ガスを貯槽1に戻す配管7
の上記第1熱交換器3と、その下流側の膨張弁6
との間にバイパス配管11を設け、その途中に第
1熱交換器3で冷却された状態の液を仮貯蔵する
サービスタンク12を設けたことを特徴とする特
許請求の範囲第1項に記載の再液化装置。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP60283031A JPS62142980A (ja) | 1985-12-18 | 1985-12-18 | 液化天然ガス貯槽のボイルオフガス再液化装置 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP60283031A JPS62142980A (ja) | 1985-12-18 | 1985-12-18 | 液化天然ガス貯槽のボイルオフガス再液化装置 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JPS62142980A JPS62142980A (ja) | 1987-06-26 |
JPH0559348B2 true JPH0559348B2 (ja) | 1993-08-30 |
Family
ID=17660321
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP60283031A Granted JPS62142980A (ja) | 1985-12-18 | 1985-12-18 | 液化天然ガス貯槽のボイルオフガス再液化装置 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JPS62142980A (ja) |
Families Citing this family (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP3670528B2 (ja) * | 1999-08-31 | 2005-07-13 | 株式会社神戸製鋼所 | 低温液化ガスのボイルオフガス処理方法及び同装置 |
JP2004068892A (ja) * | 2002-08-05 | 2004-03-04 | Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd | ボイルオフガスの処理方法 |
JP4488755B2 (ja) * | 2004-01-30 | 2010-06-23 | 三井造船株式会社 | ボイルオフガス処理方法 |
JP2006348080A (ja) * | 2005-06-13 | 2006-12-28 | Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd | ボイルオフガスの処理方法及び装置 |
JP5046998B2 (ja) * | 2008-02-26 | 2012-10-10 | 三菱重工業株式会社 | 液化ガス貯蔵設備およびこれを用いた船舶あるいは海洋構造物 |
NO330187B1 (no) * | 2008-05-08 | 2011-03-07 | Hamworthy Gas Systems As | Gasstilforselssystem for gassmotorer |
EP2746707B1 (en) * | 2012-12-20 | 2017-05-17 | Cryostar SAS | Method and apparatus for reliquefying natural gas |
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