(57)【要約】【課題】発生する熱を有効利用して運転費を低減すると共に環境負荷を低減する。【解決手段】液化ガスを海水を用いて気化させる気化器２と、被冷却機器５を所定の冷媒を用いて冷却する冷却設備４と、気化器２から排出される排海水を冷媒を用いて昇温させる排海水昇温用熱交換器６とを具備する。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
液化ガスを海水を用いて気化させる気化器と、
被冷却機器を冷媒を用いて冷却する冷却設備と、
前記気化器から排出される排海水を前記冷媒を用いて昇温させる排海水昇温用熱交換器と
を具備することを特徴とする液化ガス気化設備。
【請求項２】
前記排海水昇温用熱交換器は、排海水の流れに対して並列状態かつ冷媒の流れに対して直列状態に複数設けられることを特徴とする請求項１記載の液化ガス気化設備。
【請求項３】
前記排海水昇温用熱交換器は、排海水の流れ及び冷媒の流れに対して直列状態に複数設けられることを特徴とする請求項１または請求項２記載の液化ガス気化設備。
【請求項４】
被冷却機器は、ボイルオフガスを液化するＢＯＧ圧縮機であることを特徴とする請求項１または請求項２記載の液化ガス気化設備。
【請求項５】
液化ガスを海水を用いて気化させる気化器から排出される排海水を、被冷却機器を冷却するための冷媒を用いて昇温させることを特徴とする液化ガス気化方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、液化ガス気化設備及び方法とに関する。
【背景技術】
【０００２】
液化天然ガス（以下、ＬＮＧと略記する。）、液化エチレンガス（以下、ＬＥＧと略記する。）、液化石油ガス（以下、ＬＰＧと略記する。）などの液化ガスは、ガス産出地で液化された後、船などで運搬されて受け入れ基地で低温で貯蔵される。受け入れ基地には、貯蔵された低温液化ガスを気化する気化設備があり、気化したガスを工場や発電所等の所定の需要箇所に燃料ガスとして供給する。液化ガスを気化する気化器としては、熱源として海水を利用するオープンラック式気化器（以下、ＯＲＶと略記する。）が知られている。
下記特許文献１には、内部にＬＮＧを流通させる伝熱管を配列してパネルとし、このパネルに沿って海水を流下させてＬＮＧを気化するＯＲＶにおいて、海水によるパネルの腐食を防止する目的で、犠牲陽極を備えたものの構成が開示されている。
【０００３】
受け入れ基地の貯蔵タンクで貯蔵されている低温液化ガスは、外部入熱により一部が気化し、ボイルオフガス（以下、ＢＯＧと略記する。）となる。貯蔵タンク内の圧力を一定に保持するため、ＢＯＧは貯蔵タンクから排出された後、圧縮、昇圧されて、製品ガスに導入される。ＢＯＧの圧縮、昇圧の際に使用されるＢＯＧ圧縮機は、稼動時に熱を発生する発熱機器であるので、循環冷却水を使用した水冷式の冷却機器、例えば空調機器等が付設されており、発熱機器とその周辺機器の過熱を防いでいる。
下記特許文献２には、このような工業設備の水冷式空調設備で使用される循環式の冷却用水中の菌類および藻類の発生を抑制する水処理方法と共に、冷却用水の循環系統が開示されている。この冷却用水の循環系統は、冷却塔と、空調機に付属した熱交換器と、これらを接続する配管とから概略構成される。この循環系統では、冷却用水は空調機に付属した熱交換器において温められて高温となった後に、冷却塔で冷却されて低温の冷却用水とされた後、熱交換器へ供給されて、再び空調機の冷却に使用される。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開平９−１７８３９１号公報
【特許文献２】特開２００８−２４６４７１号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
ところで、ＯＲＶにおいて熱源として使用された後に排出される海水の温度低下は、取水時に比べて５〜８℃程度であるので、従来、この低温海水はそのまま海に放出されてきた。しかしながら、排出される低温海水は大量であり、その総熱量は多量となるので、この冷熱の有効利用法が模索されていた。加えて、低温海水の放出箇所付近での海水温の低下を考慮すれば、海水温に近い温度で放水し、環境への負荷を小さくすることが望まれる。
これに対して、上記特許文献１に開示された従来のＯＲＶでは、低温海水の有効利用ついての記載はなく、増しては環境負荷の低減については何等提示されていない。
【０００６】
一方、特許文献２に開示されているように、工業設備で使用される冷却機器の冷却用水は冷却塔で空冷されるのが一般的であるが、ＢＯＧの圧縮では多量の熱が発生し、冷却用水の空冷だけでは充分な冷却効果が得られず、電力等の外部エネルギーの導入が必要となり、その運転費が高くなるという問題があった。
【０００７】
本発明は、上述した事情に鑑みてなされたものであり、以下の点を目的とするものである。
（１）液化ガスの気化に際して環境負荷を従来よりも低下させる。
（２）気化設備内で発生する熱を有効利用して消費エネルギーを低減させる。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
上記目的を達成するために、本発明では、液化ガス気化設備に係る第１の解決手段として、液化ガスを海水を用いて気化させる気化器と、被冷却機器を冷媒を用いて冷却する冷却設備と、気化器から排出される排海水を冷媒を用いて昇温させる排海水昇温用熱交換器とを具備する、という手段を採用する。
【０００９】
液化ガス気化設備に係る第２の解決手段として、上記第１の解決手段において、排海水昇温用熱交換器は、排海水の流れに対して並列状態かつ冷媒の流れに対して直列状態に複数設けられる、という手段を採用する。
【００１０】
液化ガス気化設備に係る第３の解決手段として、上記第１の解決手段において、排海水昇温用熱交換器は、排海水の流れ及び冷媒の流れに対して直列状態に複数設けられる、という手段を採用する。
【００１１】
液化ガス気化設備に係る第４の解決手段として、上記第１または第２の解決手段において、被冷却機器は、ボイルオフガスを液化するＢＯＧ圧縮機である、という手段を採用する。
【００１２】
また、本発明では、液化ガス気化方法に係る解決手段として、液化ガスを海水を用いて気化させる気化器から排出される排海水を、被冷却機器を冷却するための冷媒を用いて昇温させる、という手段を採用する。
【発明の効果】
【００１３】
本発明によれば、液化ガス気化方法に係る解決手段として、液化ガスを海水を用いて気化させる気化器から排出される排海水を、被冷却機器を冷却するための冷媒を用いて昇温させるので、排海水による環境負荷を低減させることができる。
また、本発明によれば、排海水が昇温されると共に冷媒が冷却されるので、冷却設備の動力を節約することが可能であり、よって消費エネルギーを減らして運転費を低減することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１４】
【図１】本発明の第１実施形態に係るＬＮＧ気化設備Ａ1のシステム構成図である。
【図２】本発明の第２実施形態に係るＬＮＧ気化設備Ａ2のシステム構成図である。
【図３】本発明の第３実施形態に係るＬＮＧ気化設備Ａ3のシステム構成図である。
【発明を実施するための形態】
【００１５】
以下、図面を参照して、本発明の実施形態について説明する。
〔第１実施形態〕
第１実施形態に係るＬＮＧ気化設備Ａ1（液化ガス気化設備）は、図１に示すように、ＬＮＧタンク１、ＯＲＶ２、取水ポンプ３、循環冷却設備４、被冷却機器５、排海水昇温用熱交換器６及びこれら各設備を相互接続する配管７〜１０から構成されている。このＬＮＧ気化設備Ａ1は、液化ガスの一種であるＬＮＧ（低温液化ガス）を気化させる設備であり、液化ガス気化設備の一形態である。
【００１６】
ＬＮＧタンク１は、ＬＮＧ船から陸揚げされたＬＮＧを貯留する低温タンクである。ＯＲＶ２は、取水ポンプ４が汲み上げら海水を利用してＬＮＧタンク１から払い出されたＬＮＧを気化させる気化器である。このＯＲＶ２は、約―１６０℃の極低温液体であるＬＮＧと海水（０〜２０℃程度の液体）との熱交換によってＬＮＧを気化させて天然ガスとする。このようなＬＮＧタンク１とＯＲＶ２とは、ＬＮＧをＬＮＧタンク１からＯＲＶ２に供給するための配管７（払出し配管）によって接続されている。また、ＯＲＶ２の出力端には配管８（送出配管）が接続されており、上記天然ガスは配管８を介して外部の需要設備に供給される。
【００１７】
取水ポンプ３は、海岸の海水を汲み上げるポンプである。この取水ポンプ３の吐出口と上記ＯＲＶ２の海水受入口との間は配管９（海水供給配管）によって接続されており、取水ポンプ３が汲み上げた海水は、供給海水として配管９を介してＯＲＶ２に供給される。循環冷却設備４は、被冷却機器５を冷却するための設備であり、冷却塔４ａ、循環ポンプ４ｂ、第１熱交換器４ｃ、第１循環配管４ｄ及び第２循環配管４ｅから構成されている。
【００１８】
冷却塔４ａは、水を空気と熱交換することにより冷却し間接冷却水（冷媒）として貯留する設備である。循環ポンプ４ｂは、冷却塔４ａの下部から間接冷却水を払い出して第１循環配管４ｄ内を循環させるポンプである。第１熱交換器４ｃは、循環ポンプ４ｂの出口側（循環方向の下流側）に設けられており、第１循環配管４ｄ内を循環する間接冷却水と第２循環配管４ｅ内を循環する直接冷却水とを熱交換させるものである。
【００１９】
被冷却機器５は、本ＬＮＧ気化設備において冷却を必要とする発熱機器であり、例えばＬＮＧタンク１で発生したボイルオフガス（ＢＯＧガス）を圧縮して液化させるＢＯＧ圧縮機である。この被冷却機器５は、自らに接続された第２循環配管４ｅ内を流れる直接冷却水によって冷却される。第１循環配管４ｄは、一端が冷却塔４ａの下部に、また他端が冷却塔４ａの上部に接続された配管であり、循環ポンプ４ｂによって冷却塔４ａから汲み出された間接冷却水が流通する。第２循環配管４ｅは、両端が被冷却機器５に接続された配管であり、被冷却機器５を直接冷却するための直接冷却水が流通する。
【００２０】
排海水昇温用熱交換器６は、上記第１熱交換器４ｃの下流側に設けられており、第１循環配管４ｄ内を循環する間接冷却水とＯＲＶ２から排出され配管１０（海水戻り配管）を介して供給される海水とを熱交換させるものである。この排海水昇温用熱交換器６は、本ＬＮＧ気化設備Ａ1における最も特徴的な構成要素である。
【００２１】
すなわち、本ＬＮＧ気化設備Ａ1では、ＯＲＶ２でＬＮＧの気化に供された後の海水（排海水）を海に排水する配管１０（海水戻り配管）と冷却塔４ａの間接冷却水（冷媒）を循環させる第１循環配管４ｄとを排海水昇温用熱交換器６で間接接続し、当該排海水昇温用熱交換器６で排海水を冷却塔４ａの間接冷却水と熱交換させて昇温する。
【００２２】
次に、本ＬＮＧ気化設備Ａ1におけるＬＮＧの気化方法について説明する。
まず、配管７（払出し配管）を介してＬＮＧタンク１からＯＲＶ２に供給されたＬＮＧは、配管９（海水供給配管）を介して取水ポンプ３から供給された海水との間接接触によって気化して天然ガスとなる。ＬＮＧは−１６０℃程度の極低温液体であるのに対して、熱源となる海水は、地域および気候による変動があるものの凡そ０〜２０℃であるので、ＬＮＧは、海水との間接接触によって気化熱を得て速やかに気化する。これに対して、海水は、ＬＮＧに気化熱を奪われることにより、取水時に比べて、夏場で１０℃前後、冬場で３〜５℃、平均して５〜８℃程度に冷却された状態の排海水としてＯＲＶ２から排出され、配管１０（海水戻り配管）を介して海に排水される。
【００２３】
ここで、上記排海水は、そのまま海に排水されるのではなく、排海水昇温用熱交換器６で冷却塔４ａの間接冷却水と熱交換されることによって昇温される。すなわち、排海水昇温用熱交換器６は、第１循環配管４ｄにおいて第１熱交換器４ｃの下流側に設けられているので、排海水昇温用熱交換器６に流入する間接冷却水は、被冷却機器５の排熱によって加温されており、排海水よりも温度が高い。したがって、排海水は、排海水昇温用熱交換器６における間接冷却水との熱交換によって供給海水と同程度の温度まで昇温されて海に排水される。
【００２４】
このような本実施形態によれば、排海水による海水温度の低下は殆どなく、排海水の環境への負荷は非常に小さなものとなる。また、排海水によって排海水昇温用熱交換器６から冷却塔４ａに戻る間接冷却水が冷却されるので、冷却塔４ａにおける動力を節約することが可能であり、よってＬＮＧ気化設備Ａ1の消費エネルギーを低減することができる。
【００２５】
さらに、排海水の流量は、冷却塔４ａの間接冷却水の流量に比較して大幅に大きいので、場合によっては冷却塔４ａに代わって排海水昇温用熱交換器６のみで被冷却機器５の排熱によって加温された間接冷却水を十分な温度まで温度低下させることが可能である。この場合には冷却塔４ａを省略することができるので設備コストを低減することができる。
【００２６】
〔第２実施形態〕
次に、第２実施形態に係るＬＮＧ気化設備Ａ2について説明する。本液化ガス気化設備Ａ2の第１実施形態に係る液化ガス気化設備Ａ1との相違点は、図２に示すように、１個の排海水昇温用熱交換器６に代えて３個の排海水昇温用熱交換器６ａ〜６ｃを備える点である。これら排海水昇温用熱交換器６ａ〜６ｃ以外の構成要素は、第１実施形態に係る液化ガス気化設備Ａ1と全く同様である。
【００２７】
３個の排海水昇温用熱交換器６ａ〜６ｃは、図示するように配管９（つまり排海水の流れ）に対して並列状態に設けられているものの、第１循環配管４ｄ（つまり間接冷却水の流れ）に対しては直列状態に設けられている。したがって、ＯＲＶ２から排海水昇温用熱交換器６ａ〜６ｃに各々供給された排海水は、各々に冷却塔４ａの間接冷却水によって昇温される。
このような本実施形態によれば、配管１０（海水戻り配管）に対して並列接続された３個の排海水昇温用熱交換器６ａ〜６ｃを備えるので、第１実施形態よりも流量が多い排海水を効果的に昇温させることができると共に、冷却塔４ａの間接冷却水を効果的に冷却することができる。
【００２８】
〔第３実施形態〕
次に、第３実施形態に係るＬＮＧ気化設備Ａ3について説明する。本液化ガス気化設備Ａ3の第１実施形態に係る液化ガス気化設備Ａ1との相違点は、図３に示すように、配管１０（つまり排海水の流れ）及び第１循環配管４ｄ（つまり間接冷却水の流れ）に対して直列状態に設けられた３個の排海水昇温用熱交換器６ｄ〜６ｆを備える点である。これら排海水昇温用熱交換器６ｄ〜６ｆ以外の構成要素は、第１実施形態に係る液化ガス気化設備Ａ1と全く同様である。
【００２９】
本液化ガス気化設備Ａ3では、排海水は排海水昇温用熱交換器６ｄ→排海水昇温用熱交換器６ｅ→排海水昇温用熱交換器６ｆの順で３回熱交換を受け、冷却塔４ａの間接冷却水によって３回加温される。したがって、本液化ガス気化設備によれば、排海水の温度を第１実施形態（１回の熱交換）よりも上昇させることができる。一方、冷却塔４ａの間接冷却水も３回熱交換を受けて排海水によって３回冷却されるので、第１実施形態（１回の熱交換）よりも低温に冷却される。
【００３０】
なお、本発明は、上記実施形態に限定されるものではなく、例えば以下のような変形例が考えられる。
（１）上記各実施形態は、液化ガスとしてＬＮＧを気化させる設備に関するものであるが、本発明は、ＬＥＧ、ＬＰＧ等の他の液化ガスにも適用可能である。また、気化器もＯＲＶに限定されるものではなく、他の方式の気化器にも適用可能である。
（２）上記各実施形態では、排海水昇温用熱交換器６、６ａ〜６ｆを第１循環配管４ｄにおいて第１熱交換器４ｃの下流側に設けたが、必要に応じて排海水昇温用熱交換器６、６ａ〜６ｆと第１熱交換器４ｃとの位置関係を入れ替えても良い。
【符号の説明】
【００３１】
Ａ1〜Ａ3…液化ガス気化設備（液化ガス気化設備）、１…ＬＮＧタンク、２…ＯＲＶ（気化器）、３…取水ポンプ、４…循環冷却設備、４ａ…冷却塔、４ｂ…循環ポンプ、４ｃ…第１熱交換器、４ｄ…第１循環配管、４ｅ…第２循環配管、５…被冷却機器、６、６ａ〜６ｆ…排海水昇温用熱交換器、７〜１０…配管
【図１】
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【図２】
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【図３】
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