JPS625576Y2 - - Google Patents
Info
- Publication number
- JPS625576Y2 JPS625576Y2 JP14520982U JP14520982U JPS625576Y2 JP S625576 Y2 JPS625576 Y2 JP S625576Y2 JP 14520982 U JP14520982 U JP 14520982U JP 14520982 U JP14520982 U JP 14520982U JP S625576 Y2 JPS625576 Y2 JP S625576Y2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- core
- heat exchanger
- natural gas
- gas
- liquefied natural
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired
Links
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims description 22
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 19
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 24
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 12
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 3
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 2
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- -1 evaporates Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 239000013526 supercooled liquid Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Description
【考案の詳細な説明】
この考案は、液化ガスの冷熱利用プラント、例
えば空気分離、発電プラント等に使用する熱交換
器の改良に関する。
えば空気分離、発電プラント等に使用する熱交換
器の改良に関する。
近年重要なエネルギー源として天然ガスの利用
が盛んであり、天然ガスの輸送に至便なように液
化されているが、省エネルギーに鑑みこれを気化
させる際に放出される膨大な冷熱を積極的に利用
する冷熱利用プラントが各種開発されている。空
気分離、発電プラント等がその代表的なものであ
る。
が盛んであり、天然ガスの輸送に至便なように液
化されているが、省エネルギーに鑑みこれを気化
させる際に放出される膨大な冷熱を積極的に利用
する冷熱利用プラントが各種開発されている。空
気分離、発電プラント等がその代表的なものであ
る。
かかるプラントで熱交換される液化天然ガス
は、過冷液、蒸発、ガスに変化しているが、液化
ガスに含まれる重質成分の影響のため、熱交換器
における中間温度が運転時間とともにふらついた
り、圧損が増加してプラントの連続運転が短期間
しかできない等の問題があり、運転効率や熱効率
の上で、液化天然ガスの気化用熱交換器の改善が
強く要望されていた。
は、過冷液、蒸発、ガスに変化しているが、液化
ガスに含まれる重質成分の影響のため、熱交換器
における中間温度が運転時間とともにふらついた
り、圧損が増加してプラントの連続運転が短期間
しかできない等の問題があり、運転効率や熱効率
の上で、液化天然ガスの気化用熱交換器の改善が
強く要望されていた。
この考案は、例えば液化天然ガス冷熱利用プラ
ントにおける液化ガス用熱交換器の熱効率を向上
させ、長期の連続運転が可能な熱交換器を目的と
している。
ントにおける液化ガス用熱交換器の熱効率を向上
させ、長期の連続運転が可能な熱交換器を目的と
している。
すなわち、この考案は、重質成分を含む液化ガ
スを気化させる熱交換器において、液化ガスを下
注し気化上昇して一部残液の状態で流出させ、向
流の冷媒と熱交換させるコールドコアと、コール
ドコアを出た液化ガスを上注し気化降下して流出
させ、向流の冷媒と熱交換させるウオームコアと
の2コアから構成した液化ガス用熱交換器であ
る。
スを気化させる熱交換器において、液化ガスを下
注し気化上昇して一部残液の状態で流出させ、向
流の冷媒と熱交換させるコールドコアと、コール
ドコアを出た液化ガスを上注し気化降下して流出
させ、向流の冷媒と熱交換させるウオームコアと
の2コアから構成した液化ガス用熱交換器であ
る。
上述した熱交換器における中間温度のふらつき
や圧損の増加した問題を調査したところ、液化天
然ガスにはメタン、エタン、プロパン等、C1,
C2,C3〜C12の炭化水素が混合した状態で含有さ
れているため、これを従来の熱交換器である液化
天然ガスを下注し気化上昇して流出させるいわゆ
るアツプ・フロー・パスの熱交換器に通した場
合、液化天然ガスに含有される高沸点成分(重質
成分)は完全に蒸発しきれずに、熱交換器中に浮
遊し、また一部は固化し、圧損を増加させている
ことが分つた。すなわち、蒸発ゾーンで残液のほ
とんどが、CH4でなくなる温度でガス流との間に
スリツプ現象を起し熱交換器の通路中に浮遊し、
伝熱面効率が低下し、また時間と共に蓄積され圧
損を増加させている。
や圧損の増加した問題を調査したところ、液化天
然ガスにはメタン、エタン、プロパン等、C1,
C2,C3〜C12の炭化水素が混合した状態で含有さ
れているため、これを従来の熱交換器である液化
天然ガスを下注し気化上昇して流出させるいわゆ
るアツプ・フロー・パスの熱交換器に通した場
合、液化天然ガスに含有される高沸点成分(重質
成分)は完全に蒸発しきれずに、熱交換器中に浮
遊し、また一部は固化し、圧損を増加させている
ことが分つた。すなわち、蒸発ゾーンで残液のほ
とんどが、CH4でなくなる温度でガス流との間に
スリツプ現象を起し熱交換器の通路中に浮遊し、
伝熱面効率が低下し、また時間と共に蓄積され圧
損を増加させている。
そこでこの考案では、液化天然ガスを過冷域及
び一部蒸発域については、コールドコアをアツ
プ・フローさせて高沸点成分を液中に含有させた
まま流出させ、続いてウオームコアをダウン・フ
ローさせて高沸点成分を完全に蒸発させる構成の
熱交換器としている。
び一部蒸発域については、コールドコアをアツ
プ・フローさせて高沸点成分を液中に含有させた
まま流出させ、続いてウオームコアをダウン・フ
ローさせて高沸点成分を完全に蒸発させる構成の
熱交換器としている。
液化天然ガスと熱交換する媒体には、上述の冷
熱利用プラントに応じて選定し、熱交換器内の通
路も向流型あるいは並流型を適宜選定するが、例
えば、混合冷媒、超臨界圧N2等のように、その
クーリングカーブより完全向流型にする必要があ
る場合には、この考案による熱交換器が特に有効
である。
熱利用プラントに応じて選定し、熱交換器内の通
路も向流型あるいは並流型を適宜選定するが、例
えば、混合冷媒、超臨界圧N2等のように、その
クーリングカーブより完全向流型にする必要があ
る場合には、この考案による熱交換器が特に有効
である。
以下に、この考案を実施例の図面に基づいて詳
述する。
述する。
第1図は混合冷媒を使用した発電プラントのフ
ロー図であり、第2図はウオームコアを示す斜視
図である。
ロー図であり、第2図はウオームコアを示す斜視
図である。
ここではアルミ・プレートフイン型熱交換器を
用いてコールドコアCCとウオームコアWCを構
成してある。各々のコアには3通路、すなわち、
液化天然ガスLNGのA通路、高圧の混合冷媒H
−MFRのB通路、低圧の混合冷媒L−MFRのC
通路が設けてある。ここでは、C通路がA及びB
通路に挟まれるよう構成してある。
用いてコールドコアCCとウオームコアWCを構
成してある。各々のコアには3通路、すなわち、
液化天然ガスLNGのA通路、高圧の混合冷媒H
−MFRのB通路、低圧の混合冷媒L−MFRのC
通路が設けてある。ここでは、C通路がA及びB
通路に挟まれるよう構成してある。
まず、液化天然ガスはコールドコアCCの下部
ヘツダよりA通路に下注されて気化上昇して上部
ヘツダより流出し、ついで連結管を通してウオー
ムコアWCの上部ヘツダA通路に上注され、気化
降下して完全な天然ガスNGとして下部ヘツダよ
り流出し、さらに必要に応じて設ける他の熱交換
器HEを通つて昇温されて送り出される。この
間、混合冷媒MFRはジエネレータGで所定の仕
事を行なつたのち、低圧の混合冷媒としてウオー
ムコアWCの下部ヘツダよりC通路に下注され、
液化天然ガス及び高圧の混合冷媒と向流で熱交換
し凝縮されて上部ヘツダより流出し、コールドコ
アCCのC通路に連結管を介して上注されてさら
に液化天然ガス及び高圧の混合冷媒と向流熱交換
で凝縮され、コールドコアCCを出て一旦タンク
Tに入り、再びポンプPで高圧の混合冷媒とし
て、コールドコアCCの下部ヘツダよりB通路に
下注されて液化天然ガスに並流で昇温して上部ヘ
ツダより流出し、連結管を経てウオームコアWC
のB通路上部ヘツダに上注されて低圧の混合冷媒
と向流でさらに昇温され下部ヘツダより流出し、
他の熱交換器HEを経てジエネレータGに入る。
ヘツダよりA通路に下注されて気化上昇して上部
ヘツダより流出し、ついで連結管を通してウオー
ムコアWCの上部ヘツダA通路に上注され、気化
降下して完全な天然ガスNGとして下部ヘツダよ
り流出し、さらに必要に応じて設ける他の熱交換
器HEを通つて昇温されて送り出される。この
間、混合冷媒MFRはジエネレータGで所定の仕
事を行なつたのち、低圧の混合冷媒としてウオー
ムコアWCの下部ヘツダよりC通路に下注され、
液化天然ガス及び高圧の混合冷媒と向流で熱交換
し凝縮されて上部ヘツダより流出し、コールドコ
アCCのC通路に連結管を介して上注されてさら
に液化天然ガス及び高圧の混合冷媒と向流熱交換
で凝縮され、コールドコアCCを出て一旦タンク
Tに入り、再びポンプPで高圧の混合冷媒とし
て、コールドコアCCの下部ヘツダよりB通路に
下注されて液化天然ガスに並流で昇温して上部ヘ
ツダより流出し、連結管を経てウオームコアWC
のB通路上部ヘツダに上注されて低圧の混合冷媒
と向流でさらに昇温され下部ヘツダより流出し、
他の熱交換器HEを経てジエネレータGに入る。
以上の構成からなるこの考案による熱交換器に
おいて、液化天然ガスと混合冷媒の気液状態を説
明すると、液化天然ガスはコールドコアCCエン
ドで−157℃、液体率(液体/全量wt%)100
%、コールドコアCCとウオームコアWCとの中
間点で−70℃,12%、そしてウオームコアWCエ
ンドで−13℃,0%であつた。高圧混合冷媒はコ
ールドコアCCエンドで−113℃、液体率(液体/
全量wt%)100%、コールドコアCCとウオーム
コアWCとの中間点で−70℃,80%、そしてウオ
ームコアWCエンドで−13℃,33%であつた。ま
た、低圧混合冷媒はウオームコアWCエンドで−
8℃、液体率(液体/全量wt%)0%、コール
ドコアCCとウオームコアWCとの中間点で−60
℃,52%、そしてコールドコアCCエンドで−113
℃,100%であつた。
おいて、液化天然ガスと混合冷媒の気液状態を説
明すると、液化天然ガスはコールドコアCCエン
ドで−157℃、液体率(液体/全量wt%)100
%、コールドコアCCとウオームコアWCとの中
間点で−70℃,12%、そしてウオームコアWCエ
ンドで−13℃,0%であつた。高圧混合冷媒はコ
ールドコアCCエンドで−113℃、液体率(液体/
全量wt%)100%、コールドコアCCとウオーム
コアWCとの中間点で−70℃,80%、そしてウオ
ームコアWCエンドで−13℃,33%であつた。ま
た、低圧混合冷媒はウオームコアWCエンドで−
8℃、液体率(液体/全量wt%)0%、コール
ドコアCCとウオームコアWCとの中間点で−60
℃,52%、そしてコールドコアCCエンドで−113
℃,100%であつた。
上記結果より明らかなように、この考案の熱交
換器によつて液化天然ガスが完全に気化され、熱
交換器の圧損を発生させることなく、プラントの
連続運転が可能なことが分る。
換器によつて液化天然ガスが完全に気化され、熱
交換器の圧損を発生させることなく、プラントの
連続運転が可能なことが分る。
なお、実施例では、液化天然ガス通路の中間点
に気液分離装置D1を追加して気液分離し、液化
天然ガスの液体分LNG・lと気体分LNG・vと
を別個に液体分を上部ヘツダーより、気体分を側
面ヘツダーよりウオームコアWCのA通路に上注
してあり、液化天然ガスの気化率をさらに向上さ
せることができる。また、同様に高圧の混合冷媒
通路の中間点に気液分離装置D2を追加して気液
分離し、混合冷媒の液体分MFR・lと気体分
MFR・vとを別個のヘツダーよりウオームコア
WCのB通路に上注してあり、混合冷媒の気化率
をさらに向上させることができる。
に気液分離装置D1を追加して気液分離し、液化
天然ガスの液体分LNG・lと気体分LNG・vと
を別個に液体分を上部ヘツダーより、気体分を側
面ヘツダーよりウオームコアWCのA通路に上注
してあり、液化天然ガスの気化率をさらに向上さ
せることができる。また、同様に高圧の混合冷媒
通路の中間点に気液分離装置D2を追加して気液
分離し、混合冷媒の液体分MFR・lと気体分
MFR・vとを別個のヘツダーよりウオームコア
WCのB通路に上注してあり、混合冷媒の気化率
をさらに向上させることができる。
第1図はこの考案による発電プラントを示すフ
ロー図てあり、第2図は実施例のウオームコアを
示す斜視図である。 図中、A,B,C……通路、CC……コールド
コア、WC……ウオームコア、G……ジエネレー
タ、HE……熱交換器、P……ポンプ、T……タ
ンク、LNG……液化天然ガス、MFR……混合冷
媒、NG……天然ガス、D1,D2……気液分離装
置。
ロー図てあり、第2図は実施例のウオームコアを
示す斜視図である。 図中、A,B,C……通路、CC……コールド
コア、WC……ウオームコア、G……ジエネレー
タ、HE……熱交換器、P……ポンプ、T……タ
ンク、LNG……液化天然ガス、MFR……混合冷
媒、NG……天然ガス、D1,D2……気液分離装
置。
Claims (1)
- 重質成分を含む液化ガスを気化させる熱交換器
において、液化ガスを下注し気化上昇して一部残
液の状態で流出させ、向流の冷媒と熱交換させる
コールドコアと、コールドコアを出た液化ガスを
上注し気化降下して流出させ、向流の冷媒と熱交
換させるウオームコアとの2コアから構成した液
化ガス用熱交換器。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP14520982U JPS5955276U (ja) | 1982-09-25 | 1982-09-25 | 液化ガス用熱交換器 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP14520982U JPS5955276U (ja) | 1982-09-25 | 1982-09-25 | 液化ガス用熱交換器 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JPS5955276U JPS5955276U (ja) | 1984-04-11 |
JPS625576Y2 true JPS625576Y2 (ja) | 1987-02-07 |
Family
ID=30323586
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP14520982U Granted JPS5955276U (ja) | 1982-09-25 | 1982-09-25 | 液化ガス用熱交換器 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JPS5955276U (ja) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR101858514B1 (ko) * | 2017-01-25 | 2018-05-17 | 대우조선해양 주식회사 | Lng 선의 증발가스 재액화 방법 및 시스템 |
JP6347003B1 (ja) | 2017-01-25 | 2018-06-20 | デウ シップビルディング アンド マリン エンジニアリング カンパニー リミテッド | Lng船の蒸発ガス再液化方法及びシステム |
-
1982
- 1982-09-25 JP JP14520982U patent/JPS5955276U/ja active Granted
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JPS5955276U (ja) | 1984-04-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN105509383B (zh) | 在天然气液化工艺中的制冷剂回收 | |
JP3988840B2 (ja) | 流体を液化する方法および流体の液化のための設備 | |
CN108369061A (zh) | 使用液化氮从液化天然气中分离氮的方法和系统 | |
TW200912228A (en) | Method and system for removing H2S from a natural gas stream | |
JPH06299174A (ja) | 天然ガス液化プロセスに於けるプロパン系冷媒を用いた冷却装置 | |
JPH0336129B2 (ja) | ||
US2690060A (en) | Fractional distillation | |
JP7051372B2 (ja) | 炭化水素の分離方法及び装置 | |
EP0518833B1 (en) | Heat pump for heating or refrigerating buildings and delivering in combination hot water for sanitary fixtures | |
US20080092590A1 (en) | Reversible Absorption Refrigeration | |
JPS625576Y2 (ja) | ||
KR101910530B1 (ko) | 액체 천연 가스의 기화 | |
US11274256B2 (en) | Apparatus for separation and recovery of hydrocarbons from LNG | |
JP2881593B2 (ja) | 吸収式ヒートポンプ | |
US3166914A (en) | Process of refrigeration | |
JPS59166799A (ja) | 液化天然ガスの気化装置 | |
JPS6238080Y2 (ja) | ||
US20220082325A1 (en) | Multistage liquid storage-type condenser-evaporator and nitrogen production device using the same | |
JPS5939638B2 (ja) | 低負荷安定を目的とした液化天然ガスからの動力回収法 | |
CN209623215U (zh) | Lng储罐用bog自循环再液化回收换热系统 | |
JPS6124634B2 (ja) | ||
RU2565693C2 (ru) | Десорбция со2 без стриппера | |
JP2554900Y2 (ja) | 水中燃焼式気化装置 | |
JPS6142072Y2 (ja) | ||
JP2014224204A (ja) | ガス製造方法及びガス製造設備 |