WO2014080445A1 - Ｂｏｇ処理設備及びｂｏｇ処理方法 - Google Patents

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Definitions

  • the present invention relates to an effective utilization technology of surplus BOG sent from an LNG receiving base, and in particular, increases BOG processing options such as consuming BOG for power generation of an in-house power system, and in turn pulls it in an LNG storage tank.
  • the present invention relates to a BOG processing facility and a processing method capable of increasing pressure adjustment options.
  • the LNG stored in the LNG storage tank is in a vapor-liquid equilibrium state at an extremely low temperature of about ⁇ 160 ° C., and a part of the LNG is evaporated by natural heat input from outside, and BOG (boil-off gas) is generated. It always occurs.
  • the internal pressure of the LNG storage tank 103 increases and the LNG storage tank 103 needs to have high pressure resistance, so that the internal pressure of the LNG storage tank 103 does not become excessive. In order to do this (in order to keep the inside of the tank in a predetermined pressure range), it is necessary to discharge the generated BOG from the LNG storage tank.
  • the BOG is boosted with a compressor, the amount of heat is adjusted as necessary, and LNG is mixed with natural gas vaporized with a vaporizer and supplied to the customer.
  • Patent Document 1 re-liquefying BOG and storing it again in the LNG storage tank (refer to Patent Document 2), and method of consuming BOG as fuel for a pneumatic power generation facility (refer to Patent Document 3) Etc. are considered.
  • the amount to be delivered to the gas destination is limited for some reason
  • the consumption of BOG depends on the capacity of the liquefaction facility, and there is an excess BOG that cannot be consumed. The surplus BOG that could not be processed was discarded in a wasteful manner, such as being burned with a flare stack.
  • Patent Document 3 proposes a method of consuming BOG as fuel for a steam power generation facility or the like, but it is a large-scale power generation facility, and steam power generation generates steam by burning fuel. Since the steam is used to generate power by rotating the turbine, there is an inconvenience that power cannot be supplied immediately when necessary. For this reason, considering that it is also used as an emergency power source, it is desirable that the power generation equipment be responsive.
  • the present invention has been made in view of such circumstances, and even when there is surplus BOG that cannot be controlled even by existing consumption equipment, the surplus BOG is effectively processed to control the pressure in the LNG storage tank.
  • the main object is to provide a BOG processing facility and a processing method that can be used as an emergency power source as well as providing a simple and responsive power generation facility using BOG.
  • a processing facility for BOG includes an LNG storage tank that stores LNG, a BOG compressor that pressurizes BOG generated in the LNG storage tank, and a BOG compressor.
  • Existing BOG consuming equipment that consumes the compressed BOG
  • pressure detection means for detecting the pressure in the LNG storage tank
  • a prime mover that burns the BOG compressed by the BOG compressor and converts it into power
  • a generator for converting the power of the prime mover into electricity
  • a power storage facility for storing electricity generated by the generator
  • a flow rate adjustment provided in a supply path for supplying BOG compressed by the BOG compressor to the prime mover
  • a determination means for determining whether or not the pressure in the LNG storage tank detected by the pressure detection means can be controlled within an allowable range by consumption of BOG by the existing BOG consumption equipment; When it is determined by the means that the pressure in the LNG storage tank cannot be controlled within an allowable range due to consumption by the existing BOG consuming equipment, the flow adjustment valve is opened and the BOG compressed by
  • the BOG generated in the LNG storage tank is consumed by the existing BOG consuming equipment after being pressurized by the BOG compressor.
  • the amount of BOG generated increases, and the pressure in the LNG storage tank is increased by the determination means. If it is determined that control cannot be performed within the allowable range due to consumption by existing BOG consuming equipment, the flow adjustment valve is opened and the BOG compressed by the BOG compressor is also supplied to the prime mover so that the prime mover can be driven. By starting the drive machine, it is possible to generate power by the generator and store it in the storage facility.
  • the existing BOG consumption equipment is equipment that supplies BOG pressurized by the BOG compressor to the existing gas supply line
  • the BOG pressurized by the BOG compressor is liquefied and the LNG storage tank It may be a facility to supply to.
  • demand determining means for determining whether or not the power generated by the generator is less than or equal to the demand power of the on-site power system, and a cutoff connected between the power storage facility and the on-site power system
  • a breaker may be further provided, and when the power generated by the generator exceeds the demand power of the on-site power system by the demand determination means, the breaker is opened to stop the prime mover.
  • the prime mover can be operated within a range in which the power generated by the generator does not exceed the power demand of the on-site power system, the generated power can be reliably consumed by the on-site power system.
  • the prime mover is connected to the downstream side of each of the BOG compressors via individual flow control valves. Good.
  • the pressure in each LNG storage tank is managed within an allowable range by controlling the opening of each flow rate adjustment valve according to the pressure in each corresponding LNG storage tank. Is possible.
  • the BOG generated in the LNG storage tank cannot be consumed by the existing BOG consuming facility, it is supplied to the prime mover to generate power. Since the power generation by the machine is enabled, the BOG processing can be appropriately performed by increasing the options of the means for processing the BOG, and the pressure in the LNG storage tank can be appropriately controlled.
  • the power generation equipment is configured using a prime mover that burns BOG to convert it into power and a power generator that converts the power of this prime mover into electricity, it is simple and responsive using BOG.
  • a power generation facility can be provided, and a power storage facility for storing electricity generated by the generator is also provided, so that it can also be used as an emergency power source.
  • a demand determination unit that determines whether or not the power generated by the generator is less than or equal to the demand power of the on-site power system, and a circuit breaker connected between the power storage facility and the on-site power system.
  • the circuit breaker is opened to stop the prime mover, so that the generated power can be consumed reliably, and the BOG It is possible to consume effectively.
  • the prime mover is connected to the downstream side of each BOG compressor via an individual flow rate adjusting valve so that each LNG storage tank is The amount of consumption of the BOG can be individually controlled, and the pressure in each LNG storage tank can be individually controlled and managed.
  • FIG. 1 is a diagram showing a configuration example of a BOG processing facility according to the present invention.
  • FIG. 2 is a flowchart showing an example of a control operation by the control device of FIG.
  • FIG. 3 is a diagram showing another configuration example of the BOG processing facility according to the present invention.
  • FIG. 4 is a flowchart showing an example of a control operation by the control device of FIG.
  • FIG. 1 an LNG storage facility 2 including a BOG processing facility 1 is shown.
  • the LNG storage facility 2 includes an LNG pump 5 that pumps the LNG stored in the LNG storage tank 3 to the shipping main 4 of each LNG storage tank 3, and an LNG vaporizer that vaporizes the LNG pumped by the LNG pump 5. 6 is provided, and the LNG vaporized by the LNG vaporizer 6 is supplied to the consumer 11 via the gas supply line 7.
  • BOG generated in the LNG storage tank 3 is sent out through the BOG delivery main pipe 8, and a BOG compressor 9 for compressing the BOG is provided in the BOG delivery main pipe 8, and compressed by the BOG compressor 9.
  • BOG is supplied to the gas supply line 7 via the BOG line 10, mixed with the LNG vaporized by the LNG vaporizer 6, supplied to the consumer 11, and can be supplied to the BOG power generation facility 20 described later.
  • the equipment that mixes the BOG compressed by the BOG compressor 9 with the LNG vaporized by the LNG vaporizer 6 and supplies it to the consumer 11 is the existing BOG consumption equipment 15, and the BOG power generation equipment 20 and the BOG processing equipment. 1 is configured.
  • the BOG power generation facility 20 includes a prime mover 22 connected to each BOG line 10 via a flow rate adjusting valve 21, a generator 23 that converts the power of the prime mover 22 into electricity, and electricity generated by the generator 23.
  • the power storage facility 24 is configured to store power, and the circuit breaker 25 is disposed between the power storage facility 24 and the in-house power supply system.
  • the prime mover 22 burns BOG supplied from the BOG line 10 via the flow rate adjustment valve 21 and converts it into power. By controlling the opening degree of the flow rate adjustment valve 21, the prime mover 22 moves from each BOG line 10 to the prime mover.
  • the amount of BOG supplied to the motor 22 is adjusted to control the amount of combustion in the motor 22, that is, the rotational speed of the motor 22.
  • the generator 23 has a rotating shaft connected to or integrated with the rotating shaft of the prime mover 22, and the amount of power generation is variable according to the rotational speed of the prime mover 22 (the prime mover 22 When the rotational speed increases, the amount of power generation increases), and the engine 22 operates and stops in accordance with the operation and stop of the prime mover 22.
  • the storage facility 24 is an AC-DC converter 26 that converts AC power obtained by the generator 23 into DC power, a DC-AC converter 27 that converts DC power into AC power, and an AC-DC converter 26. And a power storage device 28 connected to the DC side of the DC-AC converter 27, charged by a DC power supply from the AC-DC converter 26, and capable of supplying DC power to the DC-AC converter 27. Configured.
  • the circuit breaker 25 is provided between the output side of the DC-AC converter 27 of the power storage facility 24 and the in-house power supply system, and opens and closes according to fluctuations in the power demand (D) of the in-house power supply system. ing.
  • the opening degree of the flow rate adjusting valve 21 and ON / OFF of the prime mover 22 are controlled based on a control signal from the control device 30.
  • the control device 30 includes a central processing unit (CPU), a read only memory (ROM), a random access memory (RAM), an input / output port, and the like, and drives and controls the actuator 21a and the prime mover 22 that drive the flow rate adjusting valve 21.
  • a predetermined program that is input to the ROM or RAM and receives a detection signal detected by the pressure detection sensor 32 that detects the pressure (P1, P2) in each LNG storage tank 3.
  • these input signals are processed and a drive control signal is transmitted to each actuator 21a and the prime mover 22 to control the opening degree of the flow rate adjustment valve 21 and the ON / OFF of the prime mover 22.
  • the BOG generated in the LNG storage tank 3 is compressed by the BOG compressor 9 and then supplied to the gas supply line 7 and is sent to the payout destination (consumption destination 11) together with the vaporized LNG. Therefore, the pressures P1 and P2 in each LNG storage tank vary depending on the amount of BOG generated in the tank, the amount of BOG sent out by the BOG compressor 9, and the amount of LNG discharged. It becomes.
  • step 50 when it is determined that the tank internal pressure (P1, P2) is within the allowable range, the tank internal pressure (P1, P2) is continuously monitored.
  • the tank internal pressure (P1, P2) is not maintained within the allowable range even by consumption by the existing consumption equipment 15 of BOG (processing for supplying compressed BOG to the gas supply line 7)
  • the circuit breaker 25 is closed within a range that does not exceed the demand power (D) of the on-site power supply system, the prime mover 22 is operated to generate power by the generator 23, and the tank internal pressure (P1, P2) is within a predetermined allowable range.
  • the generated power W is controlled by adjusting the opening of the flow rate adjustment valve 21 so as to become (step 54).
  • the circuit breaker 25 is opened, the prime mover 22 is stopped, and the power generation by the generator 23 is stopped (step 56). In this case, since the surplus BOG cannot be processed, the surplus BOG may be guided to a flare stack (not shown) and burned.
  • the BOG generated in the LNG storage tank 3 is pressurized by the BOG compressor 9 and then the existing BOG consuming equipment (from the BOG line 10 to the gas supply line 7). Equipment that supplies and consumes compressed BOG), but the amount of BOG generated at the time of receiving LNG, etc. is increased, and the amount of gas discharged to the gas delivery destination is limited for some reason.
  • the tank internal pressures (P1, P2) of the respective LNG storage tanks have exceeded the allowable range, the generated power W is less than the demand power D of the on-site power system.
  • power is generated using the prime mover 22 that burns BOG to convert it into power, and the generator 23 that converts the power of this prime mover 22 into electricity, so the BOG is burned to generate steam.
  • a steam power generation facility that generates and rotates a turbine with the steam
  • the circuit breaker 25 when the generated power W by the generator 23 is less than or equal to the demand power D of the on-site power system, the circuit breaker 25 is closed and the prime mover 22 is operated, and the generated power by the generator 23 is Since the circuit breaker 25 is opened and the prime mover 22 is stopped when W exceeds the power demand D with the on-site power system, the generated power can be effectively consumed by the on-site power system.
  • BOG pressurized by the BOG compressor 9 is mixed with natural gas vaporized by the LNG vaporizer 6 and supplied to the customer (existing transmission).
  • the equipment may be replaced with equipment in which the BOG pressurized by the BOG compressor 9 is liquefied again and stored in the LNG storage tank 3 again.
  • a BOG liquefaction facility 40 for liquefying the compressed BOG compressed by the BOG compressor 9 is provided, and the BOG liquefied by the BOG liquefaction facility 40 is disposed.
  • FIG. since another structure is the same as that of the said structural example, it attaches
  • the BOG that can no longer be consumed (actually, the tank internal pressure (P1, P2) exceeded the allowable range). May be sent to the prime mover 22 by opening the flow rate adjustment valve 21, thereby burning the BOG to drive the prime mover 22 and causing the generator 23 to generate power.
  • the tank internal pressure (P1, P2) When it is determined that the tank internal pressure (P1, P2) can be maintained within the allowable range by the recovery by the BOG liquefaction process, the tank internal pressure is continuously monitored, and the tank internal pressure (P1, P2) is determined by the BOG liquefaction process. When it is determined that the allowable range cannot be maintained even by the recovery, it is determined whether or not the generated power (W) by the generator 23 is smaller than the demand power (D) of the on-site power system (step 52).
  • the BOG generated in the LNG storage tank is compressed by the BOG compressor 9 and then the existing BOG consumption equipment (the BOG compressed by the BOG compressor 9).
  • the BOG compressed by the BOG compressor 9 Consumption equipment that is liquefied by the BOG liquefaction facility 40 and collected in the LNG storage tank), but the amount of BOG generated at the time of receiving LNG, etc., and the amount discharged to the gas discharge destination for some reason
  • the generated power W by the generator 23 is less than or equal to the demand power D of the on-site power system.
  • the BOG compressed by the BOG compressor 9 is mixed with the LNG vaporized by the LNG vaporizer 6 and supplied to the consumer 11 as an existing BOG consumption facility.
  • recovers to the LNG storage tank 3 was shown, these BOG consumption equipment was combined You may make it provide the BOG power generation equipment 20 mentioned above with respect to a structure. Even in such a configuration, it is possible to obtain the same effect.

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Abstract

既存のＢＯＧ消費設備によっても制御しきれない余剰のＢＯＧがある場合でも、余剰ＢＯＧを有効に処理してＬＮＧ貯留タンク内の圧力を制御でき、また、ＢＯＧを利用した簡易かつ即応性のある発電設備として利用でき、非常用電源としても利用可能なＢＯＧの処理設備および処理方法を提供する。ＢＯＧ圧縮機（９）で圧縮されたＢＯＧを燃焼して動力に変換する原動機（２２）と、原動機（２２）の動力を電気に変換する発電機（２３）と、発電機（２３）で発電された電気を蓄電する蓄電設備（２４）と、ＢＯＧ圧縮機（９）で圧縮されたＢＯＧを原動機（２２）へ供給する流量を調節する流量調整弁（２１）とを備える。ＬＮＧ貯留タンク（３）内の圧力が既存のＢＯＧ消費設備（１５）で許容範囲内に制御できない場合に、流量調整弁（２１）を開いてＢＯＧ圧縮機（９）で圧縮されたＢＯＧを原動機（２２）へ供給し、原動機（２２）を駆動可能とする。

Description

ＢＯＧ処理設備及びＢＯＧ処理方法
　本発明は、ＬＮＧ受入基地から送出される余剰のＢＯＧの有効活用技術に関し、特に、ＢＯＧを所内電源系統の発電用に消費させる等、ＢＯＧ処理の選択肢を増やし、引いてはＬＮＧ貯留タンク内の圧力調整の選択肢を増やすことが可能なＢＯＧの処理設備および処理方法に関する。
　ＬＮＧ貯留タンク内に貯留されているＬＮＧは、約－１６０℃の極低温で気液平衡状態となっており、外部からの自然入熱によりＬＮＧの一部が蒸発してＢＯＧ（ボイルオフガス）が常時発生している。
　ＢＯＧをＬＮＧ貯留タンク１０３に留めておくと、ＬＮＧ貯留タンク１０３の内部圧力が増大し、ＬＮＧ貯留タンク１０３に高い耐圧性が必要となるので、ＬＮＧ貯留タンク１０３の内部圧力が過大とならないようにするために（タンク内を所定の圧力範囲に保つために）、発生したＢＯＧをＬＮＧ貯留タンクから排出させる必要がある。
　この排出させたＢＯＧを有効利用する手段としては、従来、ＢＯＧを圧縮機で昇圧し、必要に応じて熱量調整を行い、ＬＮＧを気化器で気化させた天然ガスと混合して需要先に供給する方法や（特許文献１参照）、ＢＯＧを再液化させて、再度ＬＮＧ貯留タンクに貯留する方法（特許文献２参照）、ＢＯＧを気力発電設備等の燃料として消費する方法（特許文献３参照）等が考えられている。
特開平９－１６６２９１号公報 特開２００８－３０９１９５号公報 特開２０１１－１４９４９８号公報
　しかしながら、ＬＮＧ貯留タンク内に発生するＢＯＧは、ＬＮＧの受入作業に伴う入熱等によりＢＯＧの発生量が大きく増加するため、このような場合においては、上述した既存のＢＯＧ消費設備において次のような問題がある。
　ＬＮＧ貯留タンク内で発生したＢＯＧを、圧縮機で昇圧してＬＮＧを気化させた天然ガスと混合させて需要先に供給する方法では、ガス払出先への払出量が何らかの原因で制限される場合があり、また、ＢＯＧを再液化してＬＮＧ貯留タンクへ戻す方法では、ＢＯＧの消費量が液化設備の能力に依存しており、消費しきれない余剰のＢＯＧがある場合には対応することができず、処理できない余剰分のＢＯＧは、フレアスタックで燃焼処理するなど、無駄に廃棄していた。
　この点、特許文献３には、ＢＯＧを汽力発電設備等の燃料として消費する方法が提案されているが、発電設備としては大掛かりになり、また、汽力発電は、燃料を燃焼して蒸気を発生させ、その蒸気でタービンを回転させて発電するものであるため、必要な時に電力をすぐに供給することができない不都合がある。このため、非常用電源としても用いることを考えれば、即応性のある発電設備であることが望ましい。
　本発明は、係る事情に鑑みてなされたものであり、既存の消費設備によっても制御しきれない余剰のＢＯＧがある場合でも、余剰ＢＯＧを有効に処理してＬＮＧ貯留タンク内の圧力を制御することができ、また、ＢＯＧを利用した簡易かつ即応性のある発電設備を提供すると共に非常用電源としても利用可能なＢＯＧの処理設備および処理方法を提供することを主たる課題としている。
　上記課題を達成するために、本発明に係るＢＯＧの処理設備は、ＬＮＧを貯留するＬＮＧ貯留タンクと、前記ＬＮＧ貯留タンク内に発生したＢＯＧを加圧するＢＯＧ圧縮機と、前記ＢＯＧ圧縮機で加圧されたＢＯＧを消費する既存のＢＯＧ消費設備と、前記ＬＮＧ貯留タンク内の圧力を検出する圧力検出手段と、前記ＢＯＧ圧縮機で圧縮されたＢＯＧを燃焼して動力に変換する原動機と、
　前記原動機の動力を電気に変換する発電機と、前記発電機で発電された電気を蓄電する蓄電設備と、前記ＢＯＧ圧縮機で圧縮されたＢＯＧを前記原動機へ供給する供給経路に設けられる流量調整弁と、を備え、前記圧力検出手段によって検出された前記ＬＮＧ貯留タンク内の圧力が前記既存のＢＯＧ消費設備によるＢＯＧの消費によって許容範囲内に制御できるかどうかを判定する判定手段と、前記判定手段により前記ＬＮＧ貯留タンク内の圧力が前記既存のＢＯＧ消費設備による消費によって許容範囲内に制御できないと判定された場合に、前記流量調整弁を開いて前記ＢＯＧ圧縮機で圧縮されたＢＯＧを前記原動機へ供給し、前記原動機を駆動可能にすることを特徴としている。
　したがって、ＬＮＧ貯留タンク内で発生したＢＯＧは、ＢＯＧ圧縮機で加圧された後に既存のＢＯＧ消費設備で消費されるが、ＢＯＧの発生量が多くなり、判定手段によりＬＮＧ貯留タンク内の圧力が既存のＢＯＧ消費設備による消費によって許容範囲内に制御できないと判定された場合には、流量調整弁が開いてＢＯＧ圧縮機で圧縮されたＢＯＧが原動機にも供給され、原動機を駆動可能にするので、駆動機を起動させることで、発電機によって発電させ、これを蓄電設備に蓄電させることが可能となる。
　このため、既存のＢＯＧ消費設備によっても制御しきれない余剰のＢＯＧを電気に変換して利用することが可能となり、ＢＯＧを処理する手法の選択肢を増やすことでＢＯＧの処理を適切に行いＬＮＧ貯留タンク内の圧力を適切に制御することが可能となる。
　また、ＢＯＧを燃焼して動力に変換する原動機と、この原動機の動力を電気に変換する発電機とを用いて発電するので、ＢＯＧを利用した簡易かつ即応性のある発電設備を提供することができ、また、この発電機で発電させた電気を蓄電する蓄電設備も備えているので、非常用電源としても利用可能となる。
　ここで、既存のＢＯＧ消費設備は、ＢＯＧ圧縮機で加圧されたＢＯＧを既存の送ガスラインへ供給する設備であっても、ＢＯＧ圧縮機で加圧されたＢＯＧを液化してＬＮＧ貯留タンクへ供給する設備であってもよい。
　また、上述の構成において、前記発電機による発電電力が前記所内電源系統の需要電力以下であるか否かを判定する需要判定手段と、前記蓄電設備と所内電源系統との間に接続される遮断器とを更に設け、前記需要判定手段により前記発電機による発電電力が前記所内電源系統の需要電力を上回る場合に前記遮断器を開成して前記原動機を停止させるようにしてもよい。
　このような構成においては、発電機による発電電力が所内電源系統の需要電力を上回らない範囲で原動機を稼働させることができるので、発電した電力を所内電源系統で確実に消費させることが可能となる。
　なお、前記蓄電設備は、発電機で得られた交流電力を直流電力に変換する交流－直流変換装置と、直流電力を交流電力に変換する直流－交流変換装置と、前記交流－直流変換装置の直流側と前記直流－交流変換装置の直流側に接続され、前記交流－直流変換装置からの直流電源によって充電され、前記直流－交流変換装置に直流電源を供給可能な蓄電装置とを具備して構成するとよい。
　また、前記ＬＮＧ貯留タンクとこれに用いられる前記ＢＯＧ圧縮機とが複数設けられる場合には、前記原動機は、それぞれの前記ＢＯＧ圧縮機の下流側に個別の流量調整弁を介して接続するようにするとよい。
　このような構成においては、それぞれの流量調整弁の開度を対応するそれぞれのＬＮＧ貯留タンク内の圧力に応じて制御することで、それぞれのＬＮＧ貯留タンク内の圧力を許容範囲内に管理することが可能となる。
　以上述べたように、本発明に係るＢＯＧの処理設備および処理方法によれば、ＬＮＧ貯留タンク内で発生したＢＯＧが、既存のＢＯＧ消費設備により消費しきれない場合に、原動機へ供給し、発電機による発電を可能としたので、ＢＯＧを処理する手段の選択肢を増やすことでＢＯＧの処理を適切に行い、ＬＮＧ貯留タンク内の圧力を適切に制御することが可能となる。
　また、発電設備として、ＢＯＧを燃焼して動力に変換する原動機と、この原動機の動力を電気に変換する発電機とを用いて構成するようにしたので、ＢＯＧを利用した簡易かつ即応性のある発電設備を提供することができ、また、この発電機で発電させた電気を蓄電する蓄電設備も備えているので、非常用電源としても利用可能となる。
　さらに、上述の構成において、発電機による発電電力が所内電源系統の需要電力以下であるか否かを判定する需要判定手段と、蓄電設備と所内電源系統との間に接続される遮断器とを更に設け、発電機による発電電力が所内電源系統との需要電力を上回る場合に遮断器を開成して原動機を停止させるようにしたので、発電した電力を確実に消費させることが可能となり、ＢＯＧを有効に消費することが可能となる。
　なお、ＬＮＧ貯留タンクとこれに用いられるＢＯＧ圧縮機が複数設けられる場合には、原動機は、それぞれのＢＯＧ圧縮機の下流側に個別の流量調整弁を介して接続することで、各ＬＮＧ貯留タンク内のＢＯＧの消費量を個別に制御でき、各ＬＮＧ貯留タンク内の圧力を個別に制御及び管理することが可能となる。
図１は、本発明に係るＢＯＧの処理設備の構成例を示す図である。 図２は、図１の制御装置による制御動作例を示すフローチャートである。 図３は、本発明に係るＢＯＧの処理設備の他の構成例を示す図である。 図４は、図３の制御装置による制御動作例を示すフローチャートである。
　以下、本発明に係るＢＯＧ処理設備を図面を参照しながら説明する。
　図１において、ＢＯＧ処理設備１を備えたＬＮＧ貯蔵設備２が示されている。ＬＮＧ貯蔵設備２は、それぞれのＬＮＧ貯留タンク３の出荷本管４に、ＬＮＧ貯留タンク３に貯蔵されたＬＮＧを圧送するＬＮＧポンプ５とこのＬＮＧポンプ５で圧送されたＬＮＧを気化するＬＮＧ気化器６を設け、ＬＮＧ気化器６で気化されたＬＮＧを送ガスライン７を介して消費先１１へ供給するようにしている。
　また、ＬＮＧ貯留タンク３内で発生するＢＯＧをＢＯＧ送出本管８を介して送出し、このＢＯＧ送出本管８にＢＯＧを圧縮するＢＯＧ圧縮機９を設け、このＢＯＧ圧縮機９で圧縮されたＢＯＧを、ＢＯＧライン１０を介して送ガスライン７に供給し、ＬＮＧ気化器６で気化されたＬＮＧに混入して消費先１１へ供給すると共に、後述するＢＯＧ発電設備２０に供給可能としている。
　このＢＯＧ圧縮機９で圧縮されたＢＯＧをＬＮＧ気化器６で気化されたＬＮＧに混入して消費先１１へ供給する設備が、既存のＢＯＧ消費設備１５であり、ＢＯＧ発電設備２０と共にＢＯＧ処理設備１を構成している。
　ＢＯＧ発電設備２０は、それぞれのＢＯＧライン１０に流量調整弁２１を介して接続された原動機２２と、この原動機２２の動力を電気に変換する発電機２３と、発電機２３で発電された電気を蓄電する蓄電設備２４と、蓄電設備２４と所内電源系統との間に配された遮断器２５とを有して構成されている。
　原動機２２は、ＢＯＧライン１０から流量調整弁２１を介して供給されたＢＯＧを燃焼して動力に変換するもので、流量調整弁２１の開度を制御することで、それぞれのＢＯＧライン１０から原動機２２へ供給されるＢＯＧ量を調節し、原動機２２での燃焼量、即ち原動機２２の回転数が制御されるようになっている。
　発電機２３は、その回転軸が、原動機２２の回転軸と連結、又は、一体化されているもので、原動機２２の回転数に応じて発電量が可変するようになっており（原動機２２の回転数が大きくなると発電量が大きくなるようになっており）、原動機２２の稼働・停止に合わせて稼働・停止するようになっている。
　蓄電設備は２４、発電機２３で得られた交流電力を直流電力に変換する交流－直流変換装置２６と、直流電力を交流電力に変換する直流－交流変換装置２７と、交流－直流変換装置２６の直流側と直流－交流変換装置２７の直流側に接続され、交流－直流変換装置２６からの直流電源によって充電され、直流－交流変換装置２７に直流電源を供給可能な蓄電装置２８とを有して構成されている。
　遮断器２５は、蓄電設備２４の直流－交流変換装置２７の出力側と所内電源系統との間に設けられ、所内電源系統の電力需要量（Ｄ）の変動に合わせて、開閉するようになっている。
　そして、前記流量調整弁２１の開度や原動機２２のＯＮ／ＯＦＦ等は、制御装置３０からの制御信号に基づいて制御されるようになっている。
　この制御装置３０は、中央演算装置（ＣＰＵ）、読出専用メモリ（ＲＯＭ）、ランダムアクセスメモリ（ＲＡＭ）、入出力ポート等を備えると共に、流量調整弁２１を駆動するアクチュエータ２１ａや原動機２２を駆動制御する駆動回路を有して構成され、各ＬＮＧ貯留タンク３内の圧力（Ｐ１，Ｐ２）を検出する圧力検出センサ３２によって検出された検出信号が入力され、ＲＯＭ又はＲＡＭに与えられた所定のプログラムにしたがってこれら入力信号を処理し、各アクチュエータ２１ａや原動機２２に対して駆動制御信号を送信し、流量調整弁２１の開度や原動機２２のＯＮ／ＯＦＦを制御するようにしている。
　図２において、前記制御装置３０による流量調整弁２１や原動機２２の制御動作例がフローチャートとして示され、以下、このフローチャートに基づいて、ＬＮＧ貯留タンク３内の圧力制御例を説明する。
　上述した構成のごとく、ＬＮＧ貯留タンク３内で発生したＢＯＧは、ＢＯＧ圧縮機９によって圧縮した後に送ガスライン７へ供給されて、気化されたＬＮＧと共に払出先（消費先１１）へ送出する通常の消費処理が行なわれており、したがって、各ＬＮＧ貯留タンク内の圧力Ｐ１，Ｐ２は、タンク内でのＢＯＧの発生量やＢＯＧ圧縮機９によるＢＯＧの送出量、ＬＮＧの払出量によって変動することとなる。
　そこで、前記制御装置３０は、先ず、各ＬＮＧ貯留タンク３内の圧力（Ｐ２，Ｐ３）を圧力検出センサ３２によってモニタリングし、タンク内圧（Ｐ１，Ｐ２）がＢＯＧライン１０から送ガスライン７へのＢＯＧの送出（既存のＢＯＧ消費設備１５）によって制御可能な範囲内か否か（すなわち、タンク内圧（Ｐ１，Ｐ２）が通常の払出運用によって許容範囲内に維持されているか否か）を判定する（ステップ５０）。
　このステップ５０において、タンク内圧（Ｐ１，Ｐ２）が、許容範囲内であると判定された場合には、タンク内圧（Ｐ１，Ｐ２）を引き続きモニタリングする。
　そして、タンク内圧（Ｐ１，Ｐ２）が、ＢＯＧの既存の消費設備１５による消費（圧縮ＢＯＧを送ガスライン７へ供給する処理）によっても許容範囲内に維持されないと判定された場合には、後述するステップ５４による発電機２３の稼働で得られる発電電力（Ｗ）が所内電源系統の需要電力（Ｄ）より小さいか否かを判定し（ステップ５２）、発電機２３による発電電力（Ｗ）が所内電源系統の需要電力（Ｄ）を超えない範囲で、遮断器２５を閉成し、原動機２２を稼働させて発電機２３による発電を行い、タンク内圧（Ｐ１，Ｐ２）を所定の許容範囲内となるように、流量調整弁２１の開度を調節して発電電力Ｗを制御する（ステップ５４）。
　これに対して、発電設備２０による発電中に、発電機２３による発電電力（Ｗ）が所内電源系統の需要電力（Ｄ）を上回ると判定された場合には、生成された電力を消費しきれなくなるため、遮断器２５を開成し、原動機２２を停止させて発電機２３による発電を停止させる（ステップ５６）。
　この場合においては、余剰ＢＯＧを処理できなくなるため、図示しないフレアスタックへ余剰ＢＯＧを導き、燃焼させるようにしてもよい。
　したがって、以上の構成によれば、通常時においては、ＬＮＧ貯留タンク３内で発生したＢＯＧは、ＢＯＧ圧縮機９で加圧された後に既存のＢＯＧ消費設備（ＢＯＧライン１０から送ガスライン７へ圧縮ＢＯＧを供給して消費する設備）で消費されるが、ＬＮＧの受入時等においてＢＯＧの発生量が多くなり、また、ガス払出先への払出量が何らかの理由で制限されて圧縮ＢＯＧの消費が少なくなった場合において、ステップ５０で、それぞれのＬＮＧ貯留タンクのタンク内圧（Ｐ１，Ｐ２）が許容範囲を超えたと判定された場合には、発電電力Ｗが所内電源系統の需要電力Ｄ以下である限り、余剰ＢＯＧが原動機２２へ供給されて原動機が駆動され、発電機２３によって生成された電力が所内電源系統で消費されるので、余剰ＢＯＧを有効に消費させることが可能となる。
　このため、既存の消費設備で消費しきれない余剰のＢＯＧを電気に変換して有効に消費することで、各ＬＮＧ貯留タンク内の圧力（Ｐ１，Ｐ２）を許容範囲内となるように制御することが可能となる。
　また、上述の構成によれば、ＢＯＧを燃焼して動力に変換する原動機２２と、この原動機２２の動力を電気に変換する発電機２３とを用いて発電するので、ＢＯＧを燃焼させて蒸気を発生させ、その蒸気でタービンを回転させる汽力発電設備に比べて、ＢＯＧを利用した簡易かつ即応性のあるＢＯＧ発電設備２０を提供することが可能となり、また、発電させた電気を蓄電する蓄電設備２４も備えているので、非常用電源としても有効に利用することが可能となる。
　さらに、上述の構成においては、発電機２３による発電電力Ｗが所内電源系統の需要電力Ｄ以下である場合に遮断器２５を閉成して原動機２２を稼働し、また、発電機２３による発電電力Ｗが所内電源系統との需要電力Ｄを上回る場合に遮断器２５を開成して原動機２２を停止させるようにしているので、発電した電力を所内電源系統で有効に消費することが可能となる。
　なお、上述の構成においては、既存のＢＯＧ消費設備１５として、ＢＯＧ圧縮機９で加圧されたＢＯＧをＬＮＧ気化器６で気化させた天然ガスと混合して需要先に供給する（既存の送ガスラインへ供給する）設備を利用した例を示したが、ＢＯＧ圧縮機９で加圧されたＢＯＧを再液化させ、再度ＬＮＧ貯留タンク３に貯留させる設備に置き換えてもよい。
　例えば、図３に示されるように、それぞれのＬＮＧ貯留タンク３毎に、ＢＯＧ圧縮機９で圧縮された圧縮ＢＯＧを液化するＢＯＧ液化設備４０を設け、このＢＯＧ液化設備４０で液化されたＢＯＧをＬＮＧ貯留タンク３へ戻すようにした既存のＢＯＧ消費設備１５に対して前述したＢＯＧ発電設備２０を設けるようにしてもよい。なお、他の構成は、前記構成例と同様であるので、同一箇所に同一符号を付して説明を省略する。
　このような構成においては、ＢＯＧ液化設備４０の能力によってＢＯＧの消費可能量が決定されるので、消費しきれなくなったＢＯＧ（実際には、タンク内圧（Ｐ１，Ｐ２）が許容範囲を超えたことをもって消費しきれなくなったことを把握する）を流量調整弁２１を開として原動機２２へ送り、これによりＢＯＧを燃焼させて原動機２２を駆動させ、発電機２３により発電させるようにしてもよい。
　すなわち、図４に示されるように、各ＬＮＧ貯留タンク３内の圧力（Ｐ１，Ｐ２）がＢＯＧの液化処理による回収によって制御可能な範囲内か否か（Ｐ１やＰ２が液化処理による回収によって許容範囲内に維持されているか否か）を判定する（ステップ６０）。
　タンク内圧（Ｐ１，Ｐ２）が、ＢＯＧの液化処理による回収によって許容範囲に維持できると判定された場合には、タンク内圧を引き続きモニタリングし、タンク内圧（Ｐ１，Ｐ２）が、ＢＯＧの液化処理による回収によっても許容範囲を維持することができないと判定された場合には、発電機２３による発電電力（Ｗ）が所内電源系統の需要電力（Ｄ）より小さいか否かを判定し（ステップ５２）、発電機２３による発電電力（Ｗ）が所内電源系統の需要電力（Ｄ）を超えない範囲で、遮断器２５を閉成し、原動機２２を稼働させて発電機２３による発電を行い、タンク内圧（Ｐ１，Ｐ２）を所定の許容範囲内となるように、流量調整弁２１の開度を調節して発電電力Ｗを制御する（ステップ５４）。
　これに対して、発電設備２０による発電中に、発電機２３による発電電力（Ｗ）が所内電源系統の需要電力（Ｄ）を上回ると判定された場合には、生成された電力を消費しきれなくなるため、遮断器２５を開成し、原動機２２を停止させて発電機２３による発電を停止させる（ステップ５６）。
　この場合においても、余剰ＢＯＧを処理できなくなるため、図示しないフレアスタックへ余剰ＢＯＧを導き、燃焼させるようにしてもよい。
　したがって、このような制御においても、通常時においては、ＬＮＧ貯留タンク内で発生したＢＯＧは、ＢＯＧ圧縮機９で加圧された後に既存のＢＯＧ消費設備（ＢＯＧ圧縮機９で圧縮されたＢＯＧをＢＯＧ液化設備４０によって液化してＬＮＧ貯留タンクに回収する消費設備）によって消費されるが、ＬＮＧの受入時等にＢＯＧの発生量が多くなり、また、ガス払出先への払出量が何らかの理由で制限されて圧縮ＢＯＧの消費が少なくなってＬＮＧ貯留タンクのタンク内圧（Ｐ１，Ｐ２）が許容範囲を超えた場合には、発電機２３による発電電力Ｗが所内電源系統の需要電力Ｄ以下である限り、余剰ＢＯＧが原動機２２へ供給されて原動機が駆動され、発電機２３によって生成された電力が所内電源系統で消費されるので、余剰ＢＯＧを有効に消費させることができる。
　このため、既存のＢＯＧ消費設備１５で消費しきれない余剰のＢＯＧを電気に変換して有効に消費することで、各ＬＮＧ貯留タンク内の圧力（Ｐ１，Ｐ２）を許容範囲内となるように制御することが可能となる。
　なお、上述した図１及び図３の構成においては、既存のＢＯＧ消費設備として、ＢＯＧ圧縮機９で圧縮されたＢＯＧをＬＮＧ気化器６で気化されたＬＮＧに混入して消費先１１へ供給する設備と、ＢＯＧ圧縮機９で圧縮されたＢＯＧをＢＯＧ液化設備４０によって液化してＬＮＧ貯留タンク３に回収する消費設備とを別々に設けた例を示したが、これらのＢＯＧ消費設備を組み合わせた構成に対して、前述したＢＯＧ発電設備２０を設けるようにしてもよい。
　このような構成においても同様の作用効果を得ることが可能となる。
　１　ＢＯＧ処理設備
　３　ＬＮＧ貯留タンク
　７　送ガスライン
　９　ＢＯＧ圧縮機
　１５　既存のＢＯＧ消費設備
　２１　流量調整弁
　２２　原動機
　２３　発電機
　２４　蓄電設備
　２５　遮断器
　２６　交流－直流変換装置
　２７　直流－交流変換装置
　２８　蓄電装置
　３２　圧力検出センサ
　４０　ＢＯＧ液化設備
 

Claims (8)

  1. 　ＬＮＧを貯留するＬＮＧ貯留タンクと、
    　前記ＬＮＧ貯留タンク内に発生したＢＯＧを加圧するＢＯＧ圧縮機と、
    　前記ＢＯＧ圧縮機で加圧されたＢＯＧを消費する既存のＢＯＧ消費設備と、
    　前記ＬＮＧ貯留タンク内の圧力を検出する圧力検出手段と、
    　前記ＢＯＧ圧縮機で圧縮されたＢＯＧを燃焼して動力に変換する原動機と、
    　前記原動機の動力を電気に変換する発電機と、
    　前記発電機で発電された電気を蓄電する蓄電設備と、
    　前記ＢＯＧ圧縮機で圧縮されたＢＯＧを前記原動機へ供給する供給経路に設けられる流量調整弁と、
    　を備え、
    　前記圧力検出手段によって検出された前記ＬＮＧ貯留タンク内の圧力が前記既存のＢＯＧ消費設備によるＢＯＧの消費によって許容範囲内に制御できるかどうかを判定する判定手段と、
    　前記判定手段により前記ＬＮＧ貯留タンク内の圧力が前記既存のＢＯＧ消費設備による消費によって許容範囲内に制御できないと判定された場合に、前記流量調整弁を開いて前記ＢＯＧ圧縮機で圧縮されたＢＯＧを前記原動機へ供給し、前記原動機を駆動可能にすることを特徴とするＢＯＧ処理設備。
  2. 　前記発電機による発電電力が前記所内電源系統の需要電力以下であるか否かを判定する需要判定手段と、前記蓄電設備と所内電源系統との間に接続される遮断器とを更に設け、
    　前記需要判定手段により前記発電機による発電電力が前記所内電源系統の需要電力を上回る場合に前記遮断器を開成して前記原動機を停止させることを特徴とする請求項１記載のＢＯＧ処理設備。
  3. 　前記既存のＢＯＧ消費設備は、前記ＢＯＧ圧縮機で加圧されたＢＯＧを既存の送ガスラインへ供給する設備であることを特徴とする請求項１又は２記載のＢＯＧ処理設備。
  4. 　前記既存のＢＯＧ消費設備は、前記ＢＯＧ圧縮機で加圧されたＢＯＧを液化設備で液化して前記ＬＮＧ貯留タンクに戻す設備であることを特徴とする請求項１又は２記載のＢＯＧ処理設備。
  5. 　前記蓄電設備は、前記発電機で得られた交流電力を直流電力に変換する交流－直流変換装置と、直流電力を交流電力に変換する直流－交流変換装置と、前記交流－直流変換装置の直流側と前記直流－交流変換装置の直流側に接続され、前記交流－直流変換装置からの直流電源によって充電され、前記直流－交流変換装置に直流電源を供給可能な蓄電装置とを具備することを特徴とする請求項１乃至４のいずれかに記載のＢＯＧ処理設備。
  6. 　前記ＬＮＧ貯留タンクとこれに用いられる前記ＢＯＧ圧縮機は複数設けられ、前記原動機は、それぞれの前記ＢＯＧ圧縮機の下流側に個別の流量調整弁を介して接続されていることを特徴とする請求項１乃至５のいずれかに記載のＢＯＧ処理設備。
  7. 　ＬＮＧを貯留するＬＮＧ貯留タンクと、
    　前記ＬＮＧ貯留タンク内に発生したＢＯＧを加圧するＢＯＧ圧縮機と、
    　前記ＢＯＧ圧縮機で加圧されたＢＯＧを消費する既存のＢＯＧ消費設備と、
    　前記ＬＮＧ貯留タンク内の圧力を検出する圧力検出手段と、
    　前記ＢＯＧ圧縮機で圧縮されたＢＯＧを燃焼して動力に変換する原動機と、
    　前記原動機の動力を電気に変換する発電機と、
    　前記発電機で発電された電気を蓄電する蓄電設備と、
    　前記ＢＯＧ圧縮機で圧縮されたＢＯＧを前記原動機へ供給する供給経路に設けられる流量調整弁と、
    　を有して構成されるＢＯＧの処理設備を用いたＢＯＧ処理方法であって、
    　前記圧力検出手段によって検出された前記ＬＮＧ貯留タンク内の圧力が前記既存のＢＯＧ消費設備によるＢＯＧの消費によって許容範囲内に制御できないと判定された場合に、前記流量調整弁を開いて前記ＢＯＧ圧縮機で圧縮されたＢＯＧを前記原動機へ供給し、前記原動機を駆動可能にすることを特徴とするＢＯＧ処理方法。
  8. 　前記発電機による発電電力が前記所内電源系統の需要電力以下であるか否かを判定する需要判定手段と、前記蓄電設備と所内電源系統との間に接続される遮断器とを更に設け、
    　前記需要判定手段により前記発電機による発電電力が前記所内電源系統の需要電力を上回る場合に前記遮断器を開成して前記原動機を停止させることを特徴とする請求項７記載のＢＯＧ処理方法。
     
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