(57)【要約】      （修正有）【課題】ボイルオフガス処理装置の消費電力を軽減し得るボイルオフガスの処理方法及び処理装置を提供する。【解決手段】ガスハイドレート生成装置２の前段に、ボイルオフガスｂを所定圧に昇圧する圧縮機４１と、昇圧ボイルオフガスを液化天然ガスａの冷熱を利用して再液化する再液化器４２と、液化ボイルオフガスをフラッシュさせる膨張弁４３と、フラッシュ後の液化ボイルオフガスを液と液化ガスとに分離する気液分離器４４とより成るボイルオフガス再液化装置４を設け、また、前記ガスハイドレート貯蔵兼再ガス化装置３の後段に、貯槽５１内で昼間に再ガス化した天然ガスを動力源として圧縮機用の動力を回収する装置５を設ける。【選択図】図１
2006348080.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
液化天然ガスより発生したボイルオフガスを水と反応させてガスハイドレートを生成するガスハイドレート生成工程と、前記ガスハイドレートを貯槽内に貯蔵するガスハイドレート貯蔵工程と、前記貯槽内のガスハイドレートを熱分解して天然ガスを発生させるガスハイドレート再ガス化工程とから成るボイルオフガスの処理方法において、
前記ガスハイドレート生成工程の前段に、圧縮機を用いて前記ボイルオフガスを所定圧に昇圧する昇圧工程と、昇圧ボイルオフガスを前記液化天然ガスの冷熱を利用して再液化する再液化工程と、液化ボイルオフガスをフラッシュさせる膨張工程と、フラッシュ後の液化ボイルオフガスを気液分離する気液分離工程と、該気液分離工程で分離された液を前記液化天然ガスに混入する工程と、前記気液分離工程で分離されたフラッシュガスを前記ボイルオフガスに混入する工程とから成るボイルオフガス再液化工程を併設し、
また、前記ガスハイドレート再ガス化工程の後段に、前記貯槽内で再ガス化した天然ガスを動力源として圧縮機用の動力を回収する工程を併設して成るボイルオフガスの処理方法。
【請求項２】
液化天然ガスより生じたボイルオフガスを水と反応させてガスハイドレートを生成するガスハイドレート生成装置と、前記ガスハイドレートを貯槽内に貯蔵する一方、前記貯槽内のガスハイドレートを熱分解して天然ガスを発生させるガスハイドレート貯蔵兼再ガス化装置とから成るボイルオフガスの処理装置において、
前記ガスハイドレート生成装置の前段に、前記ボイルオフガスを所定圧に昇圧する圧縮機と、昇圧ボイルオフガスを前記液化天然ガスの冷熱を利用して再液化する再液化器と、液化ボイルオフガスをフラッシュさせる膨張弁と、フラッシュ後の液化ボイルオフガスを液とフラッシュガスとに分離する気液分離器とより成るボイルオフガス再液化装置を設け、
また、前記ガスハイドレート貯蔵兼再ガス化装置の後段に、前記貯槽内で再ガス化した天然ガスを動力源として圧縮機用の動力を回収する装置を設けて成るボイルオフガスの処理装置。
【請求項３】
前記動力回収装置を、前記貯槽内でガス化した天然ガスを動力源とする膨張タービンと、該膨張タービンに付設した発電機により構成して成る請求項２記載のボイルオフガスの処理装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、ボイルオフガスの処理方法及び装置に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
従来、天然ガスは、約−１６２℃の低温で液化天然ガス（Liquid Natural Gas: LNG)として貯蔵されている。ＬＮＧが貯蔵されているタンクでは、一部のＬＮＧが気化したボイルオフガス（Boil Off Gas: BOG)が発生し、例えば、十数万ｋｌのタンクであれば、一晩に数千ｍ3 のＢＯＧが発生する。
【０００３】
夜間は、天然ガスの消費量が昼間よりも減少するため、大量のＢＯＧが発生すると、発生したＢＯＧの処理が問題となる。この種のＢＯＧの処理方法としては、従来、次のような方法が知られている。
【０００４】
（ａ）  ＢＯＧをコンプレッサで昇圧した後、市中のガス導管、若しくは近隣の発電所への燃料として送出する方法。
【０００５】
（ｂ）  ＢＯＧをＬＮＧの冷熱を利用して、再度、液化する方法。
【０００６】
（ｃ）  ＢＯＧを水と反応させてＢＯＧと水との水和物であるガスハイドレートを生成する方法（例えば、特許文献１参照。）。
【特許文献１】特開２００１−２７９２７７号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
しかしながら、上記（ａ）の方法は、ほぼ常圧のＢＯＧを導管圧（例えば、４．９〜６．８６ＭＰａ）まで大幅に昇圧させるため、コンプレッサの消費電力が多大になるという問題がある。また、近隣の発電所においても夜間は電力需要が減ってガス要求量が減るという問題があった。
【０００８】
他方、上記（ｂ）の方法は、ＢＯＧの圧縮動力を軽減するために考えられた方法であり、ＢＯＧをＬＮＧの貯蔵タンクから送出したＬＮＧの冷熱を利用して、再度、液化させた後、液化ＢＯＧを耐圧タンク内に貯蔵する方法であるが、このような高圧・低温の液体の貯蔵は、技術的に困難である。
【０００９】
また、上記（ｃ）のように、ＢＯＧをガスハイドレート（ＮＧＨ）に転換する場合には、ＢＯＧと水とが反応する時に発生する反応熱を除去するための冷凍機が必要である。従って、この場合でも、冷凍機の消費電力が多大になるという問題がある。
【００１０】
本発明は、このような従来の問題を解決するためになされたものであり、その目的とするところは、ボイルオフガスを処理するに際して、ボイルオフガス処理装置の消費電力を軽減し得るボイルオフガスの処理方法及び装置を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
上記目的を達成するため、本発明は、次のように構成されている。
【００１２】
請求項１に記載の発明に係るボイルオフガスの処理方法は、液化天然ガスより発生したボイルオフガスを水と反応させてガスハイドレートを生成するガスハイドレート生成工程と、前記ガスハイドレートを貯槽内に貯蔵するガスハイドレート貯蔵工程と、前記貯槽内のガスハイドレートを熱分解して天然ガスを発生させるガスハイドレート再ガス化工程とから成るボイルオフガス処理方法において、
前記ガスハイドレート生成工程の前段に、圧縮機を用いて前記ボイルオフガスを所定圧に昇圧する昇圧工程と、昇圧ボイルオフガスを前記液化天然ガスの冷熱を利用して再液化する再液化工程と、液化ボイルオフガスをフラッシュさせる膨張工程と、フラッシュ後の液化ボイルオフガスを気液分離する気液分離工程と、該気液分離工程で分離された液を前記液化天然ガスに混入する工程と、前記気液分離工程で分離されたフラッシュガスを前記ボイルオフガスに混入する工程とから成るボイルオフガス再液化工程を併設し、また、前記ガスハイドレート再ガス化工程の後段に、前記貯槽内で再ガス化した天然ガスを動力源として所定圧まで昇圧する圧縮機用の動力を回収する工程を併設して成るボイルオフガスの処理方法である。
【００１３】
請求項２に記載の発明に係るボイルオフガスの処理装置は、液化天然ガスより生じたボイルオフガスを水と反応させてガスハイドレートを生成するガスハイドレート生成装置と、前記ガスハイドレートを貯槽内に貯蔵する一方、前記貯槽内のガスハイドレートを熱分解して天然ガスを発生させるガスハイドレート貯蔵兼再ガス化装置とから成るボイルオフガス処理装置において、
前記ガスハイドレート生成装置の前段に、前記ボイルオフガスを所定圧に昇圧する圧縮機と、昇圧ボイルオフガスを前記液化天然ガスの冷熱を利用して再液化する再液化器と、液化ボイルオフガスをフラッシュさせる膨張弁と、フラッシュ後の液化ボイルオフガスを液とフラッシュガスとに分離する気液分離器とより成るボイルオフガス再液化装置を設け、また、前記ガスハイドレート貯蔵兼再ガス化装置の後段に、前記貯槽内で再ガス化した天然ガスを動力源として圧縮機用の動力を回収する装置を設けて成るボイルオフガスの処理装置である。
【００１４】
請求項３に記載の発明に係るボイルオフガスの処理装置は、前記貯槽内でガス化した天然ガスを動力源とする膨張タービンと、該膨張タービンに付設した発電機により構成して成る請求項２記載のボイルオフガスの処理装置である。
【発明の効果】
【００１５】
上記のように、請求項１に記載の発明に係るボイルオフガスの処理方法は、液化天然ガスより発生したボイルオフガスを水と反応させてガスハイドレートを生成するガスハイドレート生成工程と、前記ガスハイドレートを貯槽内に貯蔵するガスハイドレート貯蔵工程と、前記貯槽内のガスハイドレートを熱分解して天然ガスを発生させるガスハイドレート再ガス化工程とから成るボイルオフガス処理方法において、
前記ガスハイドレート生成工程の前段（ここで、ガスハイドレート生成工程の前段とは、ガスハイドレート生成工程の入口側のことをいう。）に、圧縮機を用いて前記ボイルオフガスを所定圧に昇圧する昇圧工程と、昇圧ボイルオフガスを前記液化天然ガスの冷熱を利用して再液化する再液化工程と、液化ボイルオフガスをフラッシュさせる膨張工程と、フラッシュ後の液化ボイルオフガスを気液分離する気液分離工程と、該気液分離工程で分離された液を前記液化天然ガスに混入する工程と、前記気液分離工程で分離されたフラッシュガスを前記ボイルオフガスに混入する工程とから成るボイルオフガス再液化工程を併設し、ボイルオフガスを過大な圧縮をせず、ポンプにより昇圧せしめてガスハイドレート生成圧力にすることを可能としている。
【００１６】
また、前記ガスハイドレート再ガス化工程の後段（ここで、ガスハイドレート再ガス化工程の後段とは、ガスハイドレート再ガス化工程の出口側のことをいう。）に、前記貯槽内で再ガス化した天然ガスを動力源として所定圧まで昇圧する圧縮機用の動力を回収する工程を併設したので、動力消費は夜間に、動力回収は昼間に果たせば、夜間の電力は安く、昼間の電力は高いので、経済的に都合が良い。
【００１７】
また、貯槽内のガスハイドレートを熱分解して得た高圧の天然ガスを動力源として動力回収工程を構成している膨張タービンを駆動して発電機を回転させ、同発電機で得た電力によりボイルオフガス再液化工程における圧縮機の消費電力の大部分をリカバリーできる。
【００１８】
従って、ボイルオフガスを処理するに際して、ボイルオフガス処理装置の消費電力を低減又は軽減することが可能となり、工業上、有用である。
【００１９】
しかも、上記ボイルオフガス再液化工程によってボイルオフガスの全量が、一旦、再液化されるため、ＬＮＧタンクから吸引されるＬＮＧの量を低減することが可能である。これは、取りも直さず、ＬＮＧ消費量を低減することになる。
【００２０】
請求項２に記載の発明に係るボイルオフガスの処理装置は、液化天然ガスより生じたボイルオフガスを水と反応させてガスハイドレートを生成するガスハイドレート生成装置と、前記ガスハイドレートを貯槽内に貯蔵する一方、前記貯槽内のガスハイドレートを熱分解して天然ガスを発生させるガスハイドレート貯蔵兼再ガス化装置とから成るボイルオフガス処理装置において、
前記ガスハイドレート生成装置の前段に、前記ボイルオフガスを所定圧に昇圧する圧縮機と、昇圧ボイルオフガスを前記液化天然ガスの冷熱を利用して再液化する再液化器と、液化ボイルオフガスをフラッシュさせる膨張弁と、フラッシュ後の液化ボイルオフガスを液とフラッシュガスとに分離する気液分離器とより成るボイルオフガス再液化装置を設け、また、前記ガスハイドレート貯蔵兼再ガス化装置の後段に、前記貯槽内で再ガス化した天然ガスを動力源として圧縮機用の動力を回収する装置を設けたので、貯槽内のガスハイドレートを熱分解して得た高圧の天然ガスを動力源として動力回収装置を構成している膨張タービンを駆動して発電機を回転させ、同発電機で得た電力をボイルオフガス再液化工程における圧縮機の電力としてリカバリーすれば、同圧縮機の消費電力の大部分を賄うことができるといえる。
【００２１】
従って、ボイルオフガスを処理するに際して、ボイルオフガス処理装置の消費電力を低減又は軽減することが可能となり、工業上、有用である。
【００２２】
しかも、上記ボイルオフガス再液化装置によってボイルオフガスの全量が、一旦、再液化されるため、ＬＮＧタンクから吸引されるＬＮＧの量を低減することが可能である。これは、取りも直さず、ＬＮＧ消費量を低減することになる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００２３】
以下、本発明の実施の形態を図面を用いて説明する。
【００２４】
図１は、本発明に係るボイルオフガスの処理装置の概略構成図である。図１に示すように、本発明に係るボイルオフガス処理装置１は、ガスハイドレート生成装置（ガスハイドレート生成装置）２と、ガスハイドレート貯蔵兼再ガス化装置（ガスハイドレート貯蔵工程及びガスハイドレート再ガス化工程）３とを有し、更に、上記ガスハイドレート生成装置２の前段にボイルオフガス再液化装置（ボイルオフガス再液化工程）４を設け、上記ガスハイドレート貯蔵兼再ガス化装置３の後段に動力回収装置（動力回収工程）５を設けている。
【００２５】
図１において、６は、ＬＮＧ（ａ）を貯蔵しているＬＮＧタンクであり、このＬＮＧタンク６で発生したＢＯＧ（ｂ）は、上記ボイルオフガス再液化装置４によって再液化するようになっている。
【００２６】
このボイルオフガス再液化装置４は、ＢＯＧ圧縮機４１と、再液化器４２と、膨張弁４３と、気液分離器４４を有している。気液分離器４４は、図２に示すように、二重構造になっており、その隙間に断熱材であるパーライト４５を充填する一方、真空断熱方式を採用して液化ガスに熱負荷が掛からないようにしている。また、気液分離器４４の頂部に設けた配管４６の入口には、エリミネータ４７を設けている。
【００２７】
また、図１に戻って説明すると、ＬＮＧタンク６内のＬＮＧ（ａ）より発生したＢＯＧ（ｂ）は、配管６１を経て上記圧縮機４１に供給され、所定圧（例えば、０．４〜０．９ＭＰａ程度）に昇圧される。昇圧後のＢＯＧ（ｂ）は、配管６２を経て上記再液化器４２に供給され、再液化される。
【００２８】
この再液化器４２には、ＬＮＧポンプ７によって汲み上げられたＬＮＧタンク６内のＬＮＧ（ａ）が配管６３を経て供給され、ＬＮＧ（ａ）の冷熱を利用して昇圧後のＢＯＧ（ｂ）を再液化するようになっている。
【００２９】
再液化後のＢＯＧ（ｂ）は、配管６４を経て上記膨張弁４３に供給され、フラッシュされる。フラッシュ後のＢＯＧ（ｂ）は、配管６５を経て上記気液分離器４４に供給され、液（ＬＮＧ）ａ’とフラッシュガス（ＢＯＧ）ｂ’とに分離される。
【００３０】
上記気液分離器４４で分離された液（ＬＮＧ）ａ’は、配管６６を経て上記ＬＮＧポンプ７の入口側に供給される。他方、上記気液分離器４４で分離されたフラッシュガスｂ’は、配管６７を経て上記ＢＯＧ圧縮機４１の入口側に供給され、昇圧される。
【００３１】
他方、再液化器４２に供給されたＬＮＧ（ａ）は、配管６８を経て後流側のガス化器（加熱器）８に供給され、ガス化して高圧の天然ガスｇとなる。このガス化器８は、熱源として海水を用いているが、海水の代わりに温排水などを使用しても支障がない。
【００３２】
このガス化器８でガス化した高圧の天然ガスｇは、バルブ９を有するガス供給管１０を経て上記ガスハイドレート生成装置２のガスハイドレート生成器（以下、生成器という。）２１に供給され、水ｗと反応して天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）ｎとなる。
【００３３】
このガスハイドレート生成装置２は、耐圧性のタンクから成る生成器２１と、生成器２１の上部に設けた吸引口状のスラリー取出口２２と、生成器２１の下部に設けた攪拌機２３と、生成器２１内の反応熱を除去する冷却装置２４と、生成器２１内の天然ガスｇを循環させる循環ブロアー２５と、生成器２１に水（原料水）ｗを供給するバルブ３２付きの給水管２６と、上記ガス供給管１０などを備えている。
【００３４】
上記循環ブロアー２５は、生成器２１の頂部と、上記ガス供給管１０を繋ぐ循環路２７を有している。また、上記冷却装置２４は、冷熱回収器２８と、冷却器２９と、両機器間に中間媒体を循環させるブラインポンプ３０により形成されている。そして、上記冷却器２９は、循環水ポンプ３１を有する循環路３３に設けられ、上記冷熱回収器２８は、上記配管６３から分岐した分岐管１１に設けられている。
【００３５】
ここで、中間媒体としては、例えば、プロパンなどの炭化水素や、アンモニアなどを挙げることができる。
【００３６】
上記冷却装置２４の冷熱回収器２８には、上記配管６３から分岐した分岐管１１を経てＬＮＧ（ａ）を導入するようになっている。この冷熱回収器２８の出口側には、配管１２を介して加熱器１３が設けられ、上記冷熱回収器２８を通過後のＬＮＧ（ａ）をガス化するようになっている。この加熱器１３でガス化した天然ガスｇは、配管１４を経て消費地に供給されるようになっている。
【００３７】
この加熱器１３は、上記ガス化器８と同様に、熱源として海水を用いているが、海水の代わりに温排水などを適用しても差し支えがない。
【００３８】
ガスハイドレート生成器２１のスラリー取出口２２から取り出されたスラリー状のガスハイドレート（以下、ガスハイドレートスラリーという。）ｓは、スラリーポンプ１５及びバルブ１６を有するスラリー供給管１７を経て上記ガスハイドレート貯蔵兼再ガス化装置３に供給される。
【００３９】
このガスハイドレート貯蔵兼再ガス化装置３は、耐圧性のタンクからなる貯槽５１と、貯槽５１内に設けた固液分離器５２と、固液分離器５２の上方に設けたガスハイドレート掻取り機５３により形成されている。
【００４０】
上記固液分離器５２は、有底筒体５４と、有底筒体５４の側面に設けたスクリーン製の筒状の濾過部５５と、濾過部５５の外側に設けたジャケット状の排水部５６により形成されている。この排水部５６は、バルブ５７及びポンプ５８を有する配管５９を介して上記給水管２６に接続している。
【００４１】
また、上記有底筒体５４の底部には、既に説明したように、スラリーポンプ１５及びバルブ１６を有するスラリー供給管１７が接続している。このスラリー供給管１７には、バルブ１８を有する温水供給管１９が接続している。この温水供給管１９によって供給する温水の温度により、高圧ガスが得られる。
【００４２】
また、貯槽５１は、その底部にバルブ７１を有する分解水排出管７２を有し、その上部にバルブ７７を有するガス排出管７３を有している。
【００４３】
上記ガスハイドレート掻取り機５３は、複数本のへら又はブレード７４を放射状に設けた掻取り部７５と、この掻取り部７５を回転させるモーター７６により形成されているが、この構造に限定されることはない。要は、有底筒体５４の上部開口から溢れ出るガスハイドレートｎを外側の貯槽５１内に掻き落とすことができるものであればよい。
【００４４】
上記ガス排出管７３によって排出された高圧の天然ガスｇは、動力源として動力回収装置５に供給され、動力回収が行われるようになっている。この動力回収装置５は、膨張タービン８１と、この膨張タービン８１に直結された発電機８２から構成され、膨張タービン８１に供給された高圧の天然ガスｇによって膨張タービン８１が駆動すると、発電機８２が回転して発電するようになっている。膨張タービン８１から排出された天然ガスｇは、配管６９を経て既に説明した配管１４内に混入するようになっている。
【００４５】
更に、上記配管１１，１２は、冷熱回収器２８を迂回するバルブ３５付きのバイパス管３６を有している。また、上記配管１２，６２間には、バルブ３７付きのバイパス管３８を設けている。
【００４６】
次に、上記ボイルオフガスの処理装置の作用について説明する。
【００４７】
夜間に、ＬＮＧタンク６で発生したＢＯＧ（ｂ）は、配管６１を経てＢＯＧ圧縮機４１に供給され、所定圧（例えば、０．４〜０．９ＭＰａ程度）に昇圧される。昇圧後のＢＯＧ（ｂ）は、配管６２を経て再液化器４２に供給される。
【００４８】
この再液化器４２には、ＬＮＧポンプ７によって送出されたＬＮＧタンク６内のＬＮＧ（ａ）が配管６３を経て供給されるので、ＬＮＧ（ａ）の冷熱を利用して昇圧後のＢＯＧ（ｂ）が再液化される。
【００４９】
再液化後のＢＯＧ（ｂ）は、配管６４を経て膨張弁４３に供給され、フラッシュされる。フラッシュ後のＢＯＧ（ｂ）は、配管６５を経て気液分離器４４に供給され、液（ＬＮＧ）ａ’とフラッシュガスｂ’とに分離される。
【００５０】
気液分離器４４で分離された液（ＬＮＧ）ａ’は、配管６６を経て上記ＬＮＧポンプ７の入口側に供給され、ＬＮＧ（ａ）に混入される。他方、気液分離器４４で分離されたフラッシュガスｂ’は、配管６７を経てＢＯＧ圧縮機４１の入口側に供給され、ＢＯＧ（ｂ）に混入される。
【００５１】
上記再液化器４２に供給されたＬＮＧ（ａ）は、配管６８を経て後流側のガス化器（加熱器）８に供給され、ガス化して高圧（例えば、５．４ＭＰａ程度）の天然ガスｇとなる。
【００５２】
このガス化器８でガス化した天然ガスｇは、ガス供給管１０を経て上記ガスハイドレート生成装置２の生成器２１に供給され、生成器２１内の水ｗと反応して天然ガスハイドレートｎとなる。その際、ガスハイドレート生成熱（反応熱）は、ＬＮＧ（ａ）の冷熱を利用した冷却装置２４によって除去される。また、生成器２１内の温度は、上記冷却装置２４によって所定の温度（例えば、５〜７℃程度）に冷却される。
【００５３】
この冷却装置２４の構成要素の一つである冷熱回収器２８の出口側には、加熱器１３が設けられ、冷熱回収器２８を通過後のＬＮＧ（ａ）をガス化するようになっている。加熱器１３でガス化した天然ガスｇ（ガス圧：例えば、１０ａｔａ（０．９ＭＰａＧ程度）は、配管１４を経て消費地に供給される。
【００５４】
ガスハイドレート生成器２１で生成されたガスハイドレートｎは、所定濃度（例えば、２０％程度）のスラリーとなっているので、スラリーポンプ１５によってガスハイドレート貯蔵兼再ガス化装置３に供給する。
【００５５】
上記スラリーポンプ１５によってガスハイドレート貯蔵兼再ガス化装置３の固液分離器５２に供給されたガスハイドレートスラリーｓは、固液分離器５２の有底筒体５４内を上昇する間に、その側面に設けたスクリーン製の濾過部５５によって余分な水ｗが除去され、所定濃度（例えば、４５％程度）のガスハイドレートｎとなる。
【００５６】
このガスハイドレートｎは、固液分離器５２の上部開口から吐き出されるが、その際、固液分離器５２の上方に設けた掻取り機５３によって貯槽５１内に掻き出され、貯槽５１の底部に貯蔵される。
【００５７】
上記のように、夜間に発生したＢＯＧ（ｂ）は、所定濃度のガスハイドレートｎとして貯槽５１内に貯蔵される。
【００５８】
他方、ガス需要が増加する昼間になると、温水供給管１９から所定温度（例えば、１５〜５０℃程度）の温水ｅが供給されるので、ガスハイドレートｎが熱分解して高圧（例えば、５〜１０ＭＰａ程度）の天然ガスｇと、水ｗになり、余剰な分解水ｗは、分解水排水管７２から排出される。
【００５９】
他方、貯槽５１内の高圧天然ガスｇは、動力源として動力回収装置を構成する膨張タービン８１に供給される。この高圧天然ガスｇによって膨張タービン８１が駆動されると、膨張タービン８１によって発電機８２が回転して、発電が行われる。この発電機８２で発電された電力は、上記ＢＯＧ圧縮機４１の電力として使用される。また、膨張タービン８１から排出された天然ガスｇは、既に説明した配管１４内の天然ガスｇに混入され、消費地に供給される。
【実施例】
【００６０】
（実施例）
ＢＯＧの再液化において、ＢＯＧ圧縮機は、吐出圧１０ａｔａ（０．９８ＭＰａ）（１．０３ａｔａ（０．１０ＭＰａ）から１０ａｔａ（０．９８ＭＰａ）まで昇圧）として計画した場合、ＢＯＧ圧縮機の所定動力は、２１１ｋＷｓ／ｋｇ（ＢＯＧ）であった。
【００６１】
他方、膨張タービンは、１７５ｋＷｓ／ｋｇ（ｇａｓ）であった（５０ａｔａ（４．９ＭＰａ）から１０ａｔａ（０．９８ＭＰａ）まで膨張）。
【００６２】
夜間の運転時間を６時間、昼間の運転時間を１５時間とした場合の動力の相違は、次の通りである。
ＢＯＧ圧縮機：５１３５ｋｇ／ｈ×６時間＝３０．８ｔｏｎ  →  １８０６ｋＷｈ
膨張タービン：２０００ｋｇ／ｈ×１５時間＝３０ｔｏｎ  →  １４５８ｋＷｈ
よって、１８０６ｋＷｈ／１４５８ｋＷｈ＝０．８０７３
【００６３】
従って、本発明によれば、膨張タービン、つまり、動力回収装置により、約８１％の動力を回収することができる。
なお、ＢＯＧ圧縮機は、フラッシュガス循環分が動力に加味されることになる。
【図面の簡単な説明】
【００６４】
【図１】本発明に係るボイルオフガスの処理装置の概略構成図である。
【図２】気液分離器の断面図である。
【符号の説明】
【００６５】
ａ  液化天然ガス
ｂ  ボイルオフガス
ｇ  天然ガス
ｎ  ガスハイドレート
ｗ  水
２  ガスハイドレート生成装置
３  ガスハイドレート貯蔵兼再ガス化装置
４  ボイルオフガス再液化装置
５  動力回収装置
４１  圧縮機
４２  再液化器
４３  膨張弁
４４  気液分離器
５１  貯槽
【図１】
2006348080.tif 000003
【図２】
2006348080.tif 000004