JPH0711320B2 - 液化天然ガス貯蔵システム - Google Patents
液化天然ガス貯蔵システムInfo
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- JPH0711320B2 JPH0711320B2 JP4571592A JP4571592A JPH0711320B2 JP H0711320 B2 JPH0711320 B2 JP H0711320B2 JP 4571592 A JP4571592 A JP 4571592A JP 4571592 A JP4571592 A JP 4571592A JP H0711320 B2 JPH0711320 B2 JP H0711320B2
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- heat
- natural gas
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Description
【０００１】
【産業上の利用分野】本発明は、液化天然ガス（以下、
「ＬＮＧ」という。）の貯蔵システムに関し、特に都市
ガス供給用ＬＮＧの気化時の冷熱を利用してＬＮＧタン
ク内のＬＮＧを冷却し、ボイルオフガスの発生を防ぐＬ
ＮＧの貯蔵システムに関する。
「ＬＮＧ」という。）の貯蔵システムに関し、特に都市
ガス供給用ＬＮＧの気化時の冷熱を利用してＬＮＧタン
ク内のＬＮＧを冷却し、ボイルオフガスの発生を防ぐＬ
ＮＧの貯蔵システムに関する。
【０００２】
【従来の技術】ＬＮＧタンクは保冷されているが、外部
からの熱によって、その一部が気化して季節、時間を問
わずほぼ一定のボイルオフガス（以下、「ＢＯＧ」とい
う。）が発生する。ＢＯＧの処理方法として、従来は加
圧後、気化された天然ガスに混ぜて用いたり、加圧後Ｌ
ＮＧの気化の際に発生する冷熱を利用して再液化してＬ
ＮＧタンクに戻すなどしている。
からの熱によって、その一部が気化して季節、時間を問
わずほぼ一定のボイルオフガス（以下、「ＢＯＧ」とい
う。）が発生する。ＢＯＧの処理方法として、従来は加
圧後、気化された天然ガスに混ぜて用いたり、加圧後Ｌ
ＮＧの気化の際に発生する冷熱を利用して再液化してＬ
ＮＧタンクに戻すなどしている。
【０００３】一方、ＬＮＧを気化する際に発生する冷熱
を利用して空気を液化分離し、液体窒素、液体酸素、液
体アルゴンを製造したり、炭酸ガスを冷却してドライア
イスを製造したり、食品などを冷却して冷凍食品を製造
したり、冷熱発電をしたりしている。
を利用して空気を液化分離し、液体窒素、液体酸素、液
体アルゴンを製造したり、炭酸ガスを冷却してドライア
イスを製造したり、食品などを冷却して冷凍食品を製造
したり、冷熱発電をしたりしている。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】しかしながら、天然ガ
スを都市ガスとして利用するとき、その需要は季節、時
間によって大きく変動する。特に、時間による変動に追
随するように、上に述べた冷熱利用装置を稼動すること
は困難である。たとえば、１日の気化天然ガス送出パタ
ーンが、図５のＬ１で示すものであるとする。
スを都市ガスとして利用するとき、その需要は季節、時
間によって大きく変動する。特に、時間による変動に追
随するように、上に述べた冷熱利用装置を稼動すること
は困難である。たとえば、１日の気化天然ガス送出パタ
ーンが、図５のＬ１で示すものであるとする。
【０００５】ＬＮＧタンクに外部からの入熱によって発
生するボイルオフガスは、ＬＮＧの沸点が−１６０℃近
辺の低温であるため、気温の影響をほとんど受けず、略
一定のＬ２で示す量発生する。また、空気液化による空
気分離などは、その性質上略一定の冷熱を利用すること
が要求されるので、ここで利用される冷熱量はＬ３で示
す量となる。残った冷熱は、冷熱発電装置で電気として
回収するが、電気は貯えることができないので、電気の
需要の少ないときは、発生する冷熱は一部しか利用され
ず、需要の多いときは不足する電力を買電で補わねばな
らない。すなわち、斜線を付した部分の冷熱は利用され
ず、海水を冷やすなどして無駄にされている。
生するボイルオフガスは、ＬＮＧの沸点が−１６０℃近
辺の低温であるため、気温の影響をほとんど受けず、略
一定のＬ２で示す量発生する。また、空気液化による空
気分離などは、その性質上略一定の冷熱を利用すること
が要求されるので、ここで利用される冷熱量はＬ３で示
す量となる。残った冷熱は、冷熱発電装置で電気として
回収するが、電気は貯えることができないので、電気の
需要の少ないときは、発生する冷熱は一部しか利用され
ず、需要の多いときは不足する電力を買電で補わねばな
らない。すなわち、斜線を付した部分の冷熱は利用され
ず、海水を冷やすなどして無駄にされている。
【０００６】一方、発生したＢＯＧは図４に示すように
圧縮機５１で加圧して、送出用の気化した天然ガスと混
合したり、ＬＮＧポンプ５２で引出された送出用ＬＮＧ
と熱交換器５３で熱交換し、冷却液化後、膨張弁５４で
常圧にし、ＬＮＧタンク５０に戻している。しかし、圧
縮機５１を稼動する電力は、たとえば０〜５時の間は冷
熱発電が少ないので、買電などに頼らねばならず、また
圧縮機５１は送出用ガスに混ぜる場合はたとえば７０ｋ
ｇ／ｃｍ2にまで加圧せねばならず、大型のものを要
し、使用電力量も大きくなるという問題がある。一方、
ＢＯＧの再液化は加圧圧力は１０ｋｇ／ｃｍ2程度でよ
いが、送出用天然ガスとのバランスでその量が制限され
るという問題がある。
圧縮機５１で加圧して、送出用の気化した天然ガスと混
合したり、ＬＮＧポンプ５２で引出された送出用ＬＮＧ
と熱交換器５３で熱交換し、冷却液化後、膨張弁５４で
常圧にし、ＬＮＧタンク５０に戻している。しかし、圧
縮機５１を稼動する電力は、たとえば０〜５時の間は冷
熱発電が少ないので、買電などに頼らねばならず、また
圧縮機５１は送出用ガスに混ぜる場合はたとえば７０ｋ
ｇ／ｃｍ2にまで加圧せねばならず、大型のものを要
し、使用電力量も大きくなるという問題がある。一方、
ＢＯＧの再液化は加圧圧力は１０ｋｇ／ｃｍ2程度でよ
いが、送出用天然ガスとのバランスでその量が制限され
るという問題がある。
【０００７】本発明の目的は、上述の問題点を解決し、
ガス需要の多い時間帯にＬＮＧ気化時の冷熱の一部を利
用して、ＬＮＧタンク内のＬＮＧを過冷却し、特にガス
需要の少ない時間帯にＢＯＧの発生を防ぐＬＮＧ貯蔵シ
ステムを提供することである。
ガス需要の多い時間帯にＬＮＧ気化時の冷熱の一部を利
用して、ＬＮＧタンク内のＬＮＧを過冷却し、特にガス
需要の少ない時間帯にＢＯＧの発生を防ぐＬＮＧ貯蔵シ
ステムを提供することである。
【０００８】
【課題を解決するための手段】本発明は、液化天然ガス
を貯蔵するタンクと、タンクから液化天然ガスが供給さ
れ、その後外部に送出される第１熱交換器と、タンクか
ら液化天然ガスが供給され、その後タンクに戻される第
２熱交換器と、第１熱交換器で液化天然ガスによって冷
却されて液化した熱媒体を、膨張弁によって膨張して、
第２熱交換器で蒸発させ液化天然ガスを冷却し、圧縮機
によって圧縮し、第１熱交換器へ循環する圧縮式ヒート
ポンプサイクルとを含むことを特徴とする液化天然ガス
貯蔵システムである。
を貯蔵するタンクと、タンクから液化天然ガスが供給さ
れ、その後外部に送出される第１熱交換器と、タンクか
ら液化天然ガスが供給され、その後タンクに戻される第
２熱交換器と、第１熱交換器で液化天然ガスによって冷
却されて液化した熱媒体を、膨張弁によって膨張して、
第２熱交換器で蒸発させ液化天然ガスを冷却し、圧縮機
によって圧縮し、第１熱交換器へ循環する圧縮式ヒート
ポンプサイクルとを含むことを特徴とする液化天然ガス
貯蔵システムである。
【０００９】また本発明は、第１熱交換器から液化天然
ガスが供給され、その後外部に送出される第３熱交換器
によって、第２熱媒体が冷却されて液化し、これをポン
プによって加圧し、第４熱交換器で海水などによって加
熱気化し、この高圧の熱媒体によってタービンを作動さ
せ第３熱交換器へ循環させるランキンサイクルのタービ
ンによって、前記圧縮機を駆動することを特徴とする。
ガスが供給され、その後外部に送出される第３熱交換器
によって、第２熱媒体が冷却されて液化し、これをポン
プによって加圧し、第４熱交換器で海水などによって加
熱気化し、この高圧の熱媒体によってタービンを作動さ
せ第３熱交換器へ循環させるランキンサイクルのタービ
ンによって、前記圧縮機を駆動することを特徴とする。
【００１０】
【作用】本発明に従えば、ガス需要の多い時間帯にＬＮ
Ｇ気化時の冷熱の一部を利用して、ＬＮＧタンク内のＬ
ＮＧを過冷却し、冷熱として貯え、これをガス需要の少
ない時間帯のＢＯＧ発生の防止に利用し、全体として有
効に冷熱を利用できる。
Ｇ気化時の冷熱の一部を利用して、ＬＮＧタンク内のＬ
ＮＧを過冷却し、冷熱として貯え、これをガス需要の少
ない時間帯のＢＯＧ発生の防止に利用し、全体として有
効に冷熱を利用できる。
【００１１】
【実施例】次に、本発明を実施例を用いて説明するが、
本発明の権利範囲はこれに限定されるものではない。
本発明の権利範囲はこれに限定されるものではない。
【００１２】図１は、本発明の一実施例の系統図であ
る。送出用ＬＮＧの一部は、ＬＮＧタンク１からポンプ
２によって吸引加圧され、第１熱交換器５に入り、ここ
でその温度が−１６０℃から−１４６℃に上昇し、さら
に第３熱交換器６によって温度を−５０℃に上昇され気
化し、気化器７で海水などによって常温にされ、熱量調
整後高圧パイプラインを通じて都市ガスとして市中に供
給される。第１熱交換器５では、窒素などの第１熱媒ガ
スが３０ｋｇ／ｃｍ2の圧力で−１２３℃から−１５０
℃に送出用ＬＮＧによって冷却され液化する。この第１
熱媒液は膨張弁１１を通ることによって圧力を８ｋｇ／
ｃｍ2に低下させられ、同時に温度が−１７５℃に下が
り第２熱交換器へ入り、ここで後述する循環ＬＮＧによ
って加熱気化され、−１５０℃になる。第１熱媒ガス
は、８ｋｇ／ｃｍ2、−１５０℃の状態で圧縮機１３に
入り、−１２３℃、３０ｋｇ／ｃｍ2の状態とされ、第
１熱交換器に入るという循環の圧縮式ヒートポンプサイ
クル１０を構成する。ポンプ３でＬＮＧタンク１から吸
引された循環ＬＮＧは、第２熱交換器で第１熱媒液を蒸
発することによって、温度を−１６０℃から−１６６℃
に下げられ、ＬＮＧタンク１に戻り、ＬＮＧタンク内の
ＬＮＧの温度を下げる。
る。送出用ＬＮＧの一部は、ＬＮＧタンク１からポンプ
２によって吸引加圧され、第１熱交換器５に入り、ここ
でその温度が−１６０℃から−１４６℃に上昇し、さら
に第３熱交換器６によって温度を−５０℃に上昇され気
化し、気化器７で海水などによって常温にされ、熱量調
整後高圧パイプラインを通じて都市ガスとして市中に供
給される。第１熱交換器５では、窒素などの第１熱媒ガ
スが３０ｋｇ／ｃｍ2の圧力で−１２３℃から−１５０
℃に送出用ＬＮＧによって冷却され液化する。この第１
熱媒液は膨張弁１１を通ることによって圧力を８ｋｇ／
ｃｍ2に低下させられ、同時に温度が−１７５℃に下が
り第２熱交換器へ入り、ここで後述する循環ＬＮＧによ
って加熱気化され、−１５０℃になる。第１熱媒ガス
は、８ｋｇ／ｃｍ2、−１５０℃の状態で圧縮機１３に
入り、−１２３℃、３０ｋｇ／ｃｍ2の状態とされ、第
１熱交換器に入るという循環の圧縮式ヒートポンプサイ
クル１０を構成する。ポンプ３でＬＮＧタンク１から吸
引された循環ＬＮＧは、第２熱交換器で第１熱媒液を蒸
発することによって、温度を−１６０℃から−１６６℃
に下げられ、ＬＮＧタンク１に戻り、ＬＮＧタンク内の
ＬＮＧの温度を下げる。
【００１３】第３熱交換器６では、フロンＲ２２または
プロパンなどの第２熱媒が送出用ＬＮＧによって冷却さ
れて液化する。液化した第２熱媒液はポンプ１６で加圧
され、第４熱交換器１７で海水などによって気化し、高
圧のガスとなる。この高圧の第２熱媒ガスは、タービン
１８を回転し、低圧のガスとなって第３熱交換器６に入
るという循環のランキンサイクル１５を構成する。圧縮
機１３は、タービン１８と動力変換装置１９を介して連
結されている。また、循環ＬＮＧを第２熱交換器１２で
冷やす必要のないときは、タービン１８で得た動力は動
力変換装置１９を介して発電機２０から電力として回収
する。
プロパンなどの第２熱媒が送出用ＬＮＧによって冷却さ
れて液化する。液化した第２熱媒液はポンプ１６で加圧
され、第４熱交換器１７で海水などによって気化し、高
圧のガスとなる。この高圧の第２熱媒ガスは、タービン
１８を回転し、低圧のガスとなって第３熱交換器６に入
るという循環のランキンサイクル１５を構成する。圧縮
機１３は、タービン１８と動力変換装置１９を介して連
結されている。また、循環ＬＮＧを第２熱交換器１２で
冷やす必要のないときは、タービン１８で得た動力は動
力変換装置１９を介して発電機２０から電力として回収
する。
【００１４】ポンプ４でＬＮＧタンク１から吸引加圧さ
れた残りの送出用ＬＮＧは、空気分離や冷熱発電などそ
の他の用途に冷熱を用いる装置２１を通って昇温され、
または直接気化器７に導かれ送出される。
れた残りの送出用ＬＮＧは、空気分離や冷熱発電などそ
の他の用途に冷熱を用いる装置２１を通って昇温され、
または直接気化器７に導かれ送出される。
【００１５】次に、本実施例による熱バランスを考え
る。条件としては、気温が高いためＢＯＧの発生が若干
多く、気化した都市ガス供給用天然ガス量の少ない夏期
について考える。冬期は、ＢＯＧの発生も夏期に比して
少なく、都市ガス供給用天然ガスの気化量も多く、熱バ
ランスは夏期よりも有利になる。この時期における気化
天然ガスの送出量は、７，２００ｔ／日、ＢＯＧ発生量
は４８０ｔ／日（いずれもＬＮＧ換算）とする。また、
送出プラントは１基当たり６０ｔ／ｈのものを気化天然
ガスの送出量に見合うように、時間毎に運転基数を変え
て運転する。
る。条件としては、気温が高いためＢＯＧの発生が若干
多く、気化した都市ガス供給用天然ガス量の少ない夏期
について考える。冬期は、ＢＯＧの発生も夏期に比して
少なく、都市ガス供給用天然ガスの気化量も多く、熱バ
ランスは夏期よりも有利になる。この時期における気化
天然ガスの送出量は、７，２００ｔ／日、ＢＯＧ発生量
は４８０ｔ／日（いずれもＬＮＧ換算）とする。また、
送出プラントは１基当たり６０ｔ／ｈのものを気化天然
ガスの送出量に見合うように、時間毎に運転基数を変え
て運転する。
【００１６】図２のＬ１は、気化天然ガスの送出パター
ンであり、横軸に２４時間制で時刻を示し、朝６時に始
まって翌朝６時に終わる。縦軸は、送出プラントの運転
基数を示す。本実施例では、時刻別の送出プラントの運
転基数は表１のようになり、１日の延運転時間は１３７
時間となる。
ンであり、横軸に２４時間制で時刻を示し、朝６時に始
まって翌朝６時に終わる。縦軸は、送出プラントの運転
基数を示す。本実施例では、時刻別の送出プラントの運
転基数は表１のようになり、１日の延運転時間は１３７
時間となる。
【００１７】
【表１】
【００１８】このうちで、空気液化などの冷熱利用２１
に毎時ガス送出プラント１基分の冷熱を利用すると、そ
れは図２のＬ１２で示される量となり、残りの１３７−
２４＝１１３時間分の冷熱が本プラントに使えることに
なる。すなわち、ガス送出プラント１基当たり処理すべ
きＢＯＧ量ｑｃは、次のようになる。
に毎時ガス送出プラント１基分の冷熱を利用すると、そ
れは図２のＬ１２で示される量となり、残りの１３７−
２４＝１１３時間分の冷熱が本プラントに使えることに
なる。すなわち、ガス送出プラント１基当たり処理すべ
きＢＯＧ量ｑｃは、次のようになる。
【００１９】
【数１】 ｑｃ＝４８０／１１３≒４．２（ｔ／ｈ）
【００２０】ＢＯＧの気化潜熱は、１２０ｋｃａｌ／ｋ
ｇであるので、上記の量ｑｃのＢＯＧを液化するために
必要な熱量Ｑ（ＢＯＧ）は次のようになる。
ｇであるので、上記の量ｑｃのＢＯＧを液化するために
必要な熱量Ｑ（ＢＯＧ）は次のようになる。
【００２１】
【数２】 Ｑ（ＢＯＧ）＝１２０×１０３×４．２＝５０４×１０３（ｋａｃａｌ／ｈ）
【００２２】この熱を第２熱交換器１２で循環ＬＮＧか
ら奪うことによって、ＬＮＧタンクでＢＯＧの発生を防
げる。この場合、循環ＬＮＧの量を１２０ｔ／ｈとし、
第２熱交換器入口の温度を−１６０℃とすると、ＬＮＧ
の比熱は０．７５ｋｃａｌ／ｋｇ℃であるので、第２熱
交換器１２でΔＴ（Ｌ２）温度が低下する。
ら奪うことによって、ＬＮＧタンクでＢＯＧの発生を防
げる。この場合、循環ＬＮＧの量を１２０ｔ／ｈとし、
第２熱交換器入口の温度を−１６０℃とすると、ＬＮＧ
の比熱は０．７５ｋｃａｌ／ｋｇ℃であるので、第２熱
交換器１２でΔＴ（Ｌ２）温度が低下する。
【００２３】
【数３】
【００２４】すなわち、循環ＬＮＧは−１６６℃で第２
熱交換器１２から出ることになる。
熱交換器１２から出ることになる。
【００２５】次に圧縮式ヒートポンプサイクル１０につ
いて、これに使う第１熱媒として窒素ガスを使用した場
合を、図３に示すモリエル線図で考える。このサイクル
はＡ点（３０ｋｇ／ｃｍ2，−１２３℃）の窒素ガスを
第１熱交換器５で送出ＬＮＧにエネルギーを与え、途中
Ａ１でその一部を液化、Ａ２で完全に液化し、過冷却の
液体窒素のＢ点（３０ｋｇ／ｃｍ2，−１５０℃）にす
る。Ｂ点の液体窒素は膨張弁１１で、ほとんど等エンタ
ルピ的に膨張され、途中Ｂ１でその一部を気化し、Ｃ点
（８ｋｇ／ｃｍ2，−１７５℃）にする。Ｃ点の気液混
合状態の窒素は、第２熱交換器１２で、循環ＬＮＧから
エネルギーを受け、Ｄ点（８ｋｇ／ｃｍ2，−１５０
℃）になる。Ｄ点は、ほぼ飽和蒸気線上にあり、完全に
窒素ガスになっている。Ｄ点の窒素ガスは圧縮機１３に
よってほぼ断熱圧縮されるので等エントロビー線に沿っ
て、Ａ点に至りサイクルが完成する。このサイクルによ
って、第１熱交換器５では、１１７０ｃａｌ／ｍｏｌ、
第２熱交換器１２では８９０ｃａｌ／ｍｏｌの熱交換を
することになる。したがって、第１熱交換器５で送出Ｌ
ＮＧから奪われる熱量Ｑ（ＬＮＧ）は次のようになる。
いて、これに使う第１熱媒として窒素ガスを使用した場
合を、図３に示すモリエル線図で考える。このサイクル
はＡ点（３０ｋｇ／ｃｍ2，−１２３℃）の窒素ガスを
第１熱交換器５で送出ＬＮＧにエネルギーを与え、途中
Ａ１でその一部を液化、Ａ２で完全に液化し、過冷却の
液体窒素のＢ点（３０ｋｇ／ｃｍ2，−１５０℃）にす
る。Ｂ点の液体窒素は膨張弁１１で、ほとんど等エンタ
ルピ的に膨張され、途中Ｂ１でその一部を気化し、Ｃ点
（８ｋｇ／ｃｍ2，−１７５℃）にする。Ｃ点の気液混
合状態の窒素は、第２熱交換器１２で、循環ＬＮＧから
エネルギーを受け、Ｄ点（８ｋｇ／ｃｍ2，−１５０
℃）になる。Ｄ点は、ほぼ飽和蒸気線上にあり、完全に
窒素ガスになっている。Ｄ点の窒素ガスは圧縮機１３に
よってほぼ断熱圧縮されるので等エントロビー線に沿っ
て、Ａ点に至りサイクルが完成する。このサイクルによ
って、第１熱交換器５では、１１７０ｃａｌ／ｍｏｌ、
第２熱交換器１２では８９０ｃａｌ／ｍｏｌの熱交換を
することになる。したがって、第１熱交換器５で送出Ｌ
ＮＧから奪われる熱量Ｑ（ＬＮＧ）は次のようになる。
【００２６】
【数４】
【００２７】またこれによって、送出ＬＮＧはΔＴ（Ｌ
１）だけ温度が上昇する。
１）だけ温度が上昇する。
【００２８】
【数５】
【００２９】すなわち、送出用ＬＮＧは、−１４５℃で
第１熱交換器５から出ることになる。第１熱交換器５出
口のＬＮＧの圧力が２０ｋｇ／ｃｍ2以上であれば、Ｌ
ＮＧは液体のままで第３熱交換器６へ送られる。
第１熱交換器５から出ることになる。第１熱交換器５出
口のＬＮＧの圧力が２０ｋｇ／ｃｍ2以上であれば、Ｌ
ＮＧは液体のままで第３熱交換器６へ送られる。
【００３０】次に圧縮機１３の必要動力ＡＬ（Ｃ）を考
える。これは前記両熱交換器の熱交換量の差であるの
で、
える。これは前記両熱交換器の熱交換量の差であるの
で、
【００３１】
【数６】 ＡＬ（Ｃ）＝（６６４−５０４）×１０３＝１６０×１０３（ｋｃａｌ／ｈ）
【００３２】また１ＫＷ＝８６０ｋｃａｌ／ｈであるの
で次のようになる。
で次のようになる。
【００３３】
【数７】
【００３４】次にランキンサイクル１５で得られる動力
のうちどれだけの動力を使えば圧縮機１３が稼働できる
かを考える。
のうちどれだけの動力を使えば圧縮機１３が稼働できる
かを考える。
【００３５】図１のランキンサイクル１５と略同じ構成
の従来の冷熱発電プラントの実績から、ガス送出プラン
ト１基当たり１２００ＫＷの発電が可能である。ＬＮＧ
の入側温度が圧縮式ヒートポンプサイクル１０によって
−１６０℃から−１４５℃に上昇していることを考え
て、発電量が９０％となるものとすれば、ガス送出プラ
ント１基当たり、次のＢＯＧを処理できる。
の従来の冷熱発電プラントの実績から、ガス送出プラン
ト１基当たり１２００ＫＷの発電が可能である。ＬＮＧ
の入側温度が圧縮式ヒートポンプサイクル１０によって
−１６０℃から−１４５℃に上昇していることを考え
て、発電量が９０％となるものとすれば、ガス送出プラ
ント１基当たり、次のＢＯＧを処理できる。
【００３６】
【数８】
【００３７】ＢＯＧの発生量は２０ｔ／ｈであるので、
深夜のガス送出プラントの稼働が２基であり、そのうち
１基分を空気分離などの冷熱利用装置２１に利用し、第
１、第２の熱交換器の熱交換率、動力変換装置１９の効
率等を考えても十分ＢＯＧを処理できる。
深夜のガス送出プラントの稼働が２基であり、そのうち
１基分を空気分離などの冷熱利用装置２１に利用し、第
１、第２の熱交換器の熱交換率、動力変換装置１９の効
率等を考えても十分ＢＯＧを処理できる。
【００３８】ＢＯＧの発生量（２０ｔ／ｈ）に比例して
本装置を稼動すれば、図２のＬ１３のようになる。ま
た、効率を考えてガス送出プラントの運転基数の多い時
間帯、たとえば１７時から２１時の４時間に本システム
を運転すれば、Ｌ１４のようになる。この１７時から２
１時の時間帯では、（Ｌ１４−Ｌ１３）は、図２の斜線
を付した量となり、この冷熱がＬＮＧタンク内に貯えら
れ、他の時間帯のＢＯＧの発生を抑制することになる。
電気の需給バランスを考え、最も効率のよい時間帯に本
システムを運転することが好ましい。
本装置を稼動すれば、図２のＬ１３のようになる。ま
た、効率を考えてガス送出プラントの運転基数の多い時
間帯、たとえば１７時から２１時の４時間に本システム
を運転すれば、Ｌ１４のようになる。この１７時から２
１時の時間帯では、（Ｌ１４−Ｌ１３）は、図２の斜線
を付した量となり、この冷熱がＬＮＧタンク内に貯えら
れ、他の時間帯のＢＯＧの発生を抑制することになる。
電気の需給バランスを考え、最も効率のよい時間帯に本
システムを運転することが好ましい。
【００３９】またランキンサイクル１５のタービン１８
と圧縮式ヒートポンプサイクル１０の圧縮機１３とは、
その軸同志を直結してもよく、歯車などの変速装置を介
して連結してもよく、またタービン１８の動力で発電機
を動かし、その発生した電力でモータを動かし、そのモ
ータによって圧縮機１３を稼働してもよい。これらを動
力変換装置１９として表示している。
と圧縮式ヒートポンプサイクル１０の圧縮機１３とは、
その軸同志を直結してもよく、歯車などの変速装置を介
して連結してもよく、またタービン１８の動力で発電機
を動かし、その発生した電力でモータを動かし、そのモ
ータによって圧縮機１３を稼働してもよい。これらを動
力変換装置１９として表示している。
【００４０】
【発明の効果】以上のように本発明によれば、ＬＮＧを
気化して送出する都市ガス需要の多い時間帯にＬＮＧ気
化時の冷熱の一部を有効に利用して、圧縮式ヒートポン
プシステムによってタンク内のＬＮＧを過冷却し、ＬＮ
Ｇを気化して送出するガス需要の少ない時間帯のＢＯＧ
発生を防止できる。また、２４時間連続して、タンク内
のＬＮＧを冷却しＢＯＧの発生を防止できる。したがっ
て、ガス需要の少ない時間帯にＢＯＧを買電によって加
圧し、送出するなどのＢＯＧの処理が不要となる。
気化して送出する都市ガス需要の多い時間帯にＬＮＧ気
化時の冷熱の一部を有効に利用して、圧縮式ヒートポン
プシステムによってタンク内のＬＮＧを過冷却し、ＬＮ
Ｇを気化して送出するガス需要の少ない時間帯のＢＯＧ
発生を防止できる。また、２４時間連続して、タンク内
のＬＮＧを冷却しＢＯＧの発生を防止できる。したがっ
て、ガス需要の少ない時間帯にＢＯＧを買電によって加
圧し、送出するなどのＢＯＧの処理が不要となる。
【図１】本発明の一実施例の液化天然ガス貯蔵システム
の系統図である。
の系統図である。
【図２】本発明の一実施例を説明するためのガス送出プ
ラントの１日の運転状態を示すグラフである。
ラントの１日の運転状態を示すグラフである。
【図３】窒素のモリエル線図である。
【図４】従来技術の液化天然ガス貯蔵システムの系統図
である。
である。
【図５】従来技術の冷熱の利用状況を説明するためのガ
ス送出プラントの１日の運転状態を示すグラフである。
ス送出プラントの１日の運転状態を示すグラフである。
１ ＬＮＧタンク ２，３，４ ＬＮＧポンプ ５ 第１熱交換器 ６ 第３熱交換器 ７ 気化器 １０ 圧縮式ヒートポンプサイクル １１ 膨張弁 １２ 第２熱交換器 １３ 圧縮機 １５ ランキンサイクル １７ 第４熱交換器 １８ タービン １９ 動力変換装置 ２０ 発電機 ２１ 空気分離などの用途に冷熱を用いる装置
Claims (2)
- 【請求項１】 液化天然ガスを貯蔵するタンクと、 タンクから液化天然ガスが供給され、その後外部に送出
される第１熱交換器と、 タンクから液化天然ガスが供給され、その後タンクに戻
される第２熱交換器と、 第１熱交換器で液化天然ガスによって冷却されて液化し
た熱媒体を、膨張弁によって膨張して、第２熱交換器で
蒸発させ液化天然ガスを冷却し、圧縮機によって圧縮
し、第１熱交換器へ循環する圧縮式ヒートポンプサイク
ルとを含むことを特徴とする液化天然ガス貯蔵システ
ム。 - 【請求項２】 第１熱交換器から液化天然ガスが供給さ
れ、その後外部に送出される第３熱交換器によって、第
２熱媒体が冷却されて液化し、これをポンプによって加
圧し、第４熱交換器で海水などによって加熱気化し、こ
の高圧の熱媒体ガスによってタービンを作動させ第３熱
交換器へ循環させるランキンサイクルのタービンの動力
によって、前記圧縮機を駆動することを特徴とする請求
項１記載の液化天然ガス貯蔵システム。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP4571592A JPH0711320B2 (ja) | 1992-03-03 | 1992-03-03 | 液化天然ガス貯蔵システム |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP4571592A JPH0711320B2 (ja) | 1992-03-03 | 1992-03-03 | 液化天然ガス貯蔵システム |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH05248599A JPH05248599A (ja) | 1993-09-24 |
| JPH0711320B2 true JPH0711320B2 (ja) | 1995-02-08 |
Family
ID=12727051
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP4571592A Expired - Lifetime JPH0711320B2 (ja) | 1992-03-03 | 1992-03-03 | 液化天然ガス貯蔵システム |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH0711320B2 (ja) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2006282865A (ja) * | 2005-03-31 | 2006-10-19 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | ガスハイドレート再ガス化システム |
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
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| CN114686281B (zh) * | 2022-03-17 | 2023-06-06 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | 一种低碳的热量回收捕集装置 |
-
1992
- 1992-03-03 JP JP4571592A patent/JPH0711320B2/ja not_active Expired - Lifetime
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Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPH05248599A (ja) | 1993-09-24 |
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