(57)【要約】【解決手段】回転式液化天然ガス・ボイルオフコンプレッサー１０は、一連の圧縮ステージ１２、１４、１６、１８を有している。ガス通路８は、一連の圧縮ステージを通って伸びている。ガス通路８は、冷却手段２６、２８、３０を通って伸張しており、これらと間接熱交換器の形態で熱交換関係にある。熱交換器２６、２８、３０は、それぞれパイプライン３６から供給されるＬＮＧによって冷却される。流量制御弁５０、５２、５４は、それぞれ熱交換器２６、２８、３０へのＬＮＧの流れを制御するために設けられている。弁５０、５２、５４は、圧縮ステージ１４、１６、１８それぞれの入口温度を、選択された周囲より低い温度に、又は選択された周囲より低い温度限界の間に維持するために、それぞれ温度センサー６０、６２、６４に応えて制御される。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
少なくとも２つの圧縮ステージが連続して設けられ、ガス通路が、連続する前記圧縮ステージを貫いて通っており、前記圧縮ステージの間、又は各対の前記圧縮ステージの間の少なくとも１つの冷却手段を貫いて伸張し、これと熱交換を行う関係にある、回転式液化天然ガス・ボイルオフコンプレッサーにおいて、
前記冷却手段又は前記冷却手段の少なくとも１つは、極低温冷却手段であり、
極低温冷却剤の前記極低温冷却手段への流れを、前記極低温冷却手段の下流にある次の圧縮ステージの入口温度又は関連パラメーターに応じて制御するための弁手段があり、使用時には、前記入口温度を、選択された周囲より低い温度に、又は選択された周囲より低い温度の限界値の間に維持するようになっていることを特徴とする、コンプレッサー。
【請求項２】
前記極低温冷却手段は間接冷却手段を含んでいることを特徴とする、請求項１に記載のコンプレッサー。
【請求項３】
前記極低温冷却手段は直接冷却手段を含んでいることを特徴とする、請求項１に記載のコンプレッサー。
【請求項４】
前記直接冷却手段は、極低温液体を導入するための入口を有するチャンバを備えていることを特徴とする、請求項３に記載のコンプレッサー。
【請求項５】
前記直接冷却手段の出口は、天然ガスから液体の粒子を遊離させるようになっている容器と連通しており、前記容器は、前記天然ガスが前記次の圧縮ステージと連通する出口を有していることを特徴とする、請求項４に記載のコンプレッサー。
【請求項６】
各対の連続する圧縮ステージの中間に極低温冷却手段が設けられていることを特徴とする、請求項１乃至５の何れか１項に記載のコンプレッサー。
【請求項７】
少なくとも３つの圧縮ステージが順次配置されており、少なくとも１つの直接極低温冷却手段と少なくとも１つの間接極低温冷却手段が設けられていることを特徴とする、請求項１乃至６の何れか１項に記載のコンプレッサー。
【請求項８】
直接冷却手段の入口は、間接冷却手段の出口と連通していることを特徴とする、請求項７に記載のコンプレッサー。
【請求項９】
最終圧縮ステージの下流に極低温冷却手段が設けられていることを特徴とする、請求項１乃至８の何れか１項に記載のコンプレッサー。
【請求項１０】
第１圧縮ステージの上流に極低温冷却手段が設けられていることを特徴とする、請求項１乃至９の何れか１項に記載のコンプレッサー。
【請求項１１】
前記コンプレッサーは、強制液化天然ガス気化器と連通している中間入口を有していることを特徴とする、請求項１乃至１０の何れか１項に記載のコンプレッサー。
【請求項１２】
請求項１乃至１１の何れか１項に記載のコンプレッサーと連通している、沸騰気化した天然ガス用の出口を有する液化天然ガス保管タンクにおいて、前記極低温冷却手段は、前記保管タンク内の前記液化天然ガスと連通している、保管タンク。
【請求項１３】
少なくとも２つの圧縮ステージが連続して設けられ、ガス通路が、連続する前記圧縮ステージを貫いて通っている、回転式液化天然ガス・ボイルオフコンプレッサーを作動させる方法において、
圧縮された、沸騰気化した天然ガスを、一方の圧縮ステージの下流で且つ他方の圧縮ステージの上流で、極低温冷却剤によって冷却する段階と、
前記圧縮された天然ガスの他の圧縮ステージへの入口における入口温度又は関連するパラメーターを監視する段階と、
前記極低温冷却剤の流量を調整して、前記入口温度を、選択された周囲より低い温度に、又は選択された周囲より低い温度の限界値の間に維持する段階とを備えていることを特徴とする、方法。
【請求項１４】
各圧縮ステージの前記入口温度は、マイナス５０からマイナス１４０℃の範囲の温度に維持されることを特徴とする、請求項１３に記載の方法。
【請求項１５】
各圧縮ステージの間の圧力比は、２．１５：１から３：１の範囲にあることを特徴とする、請求項１４に記載の方法。
【請求項１６】
各圧縮ステージの間の圧力比は、２．５：１から３：１の範囲にあることを特徴とする、請求項１５に記載の方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、回転式液化天然ガス・ボイルオフコンプレッサーに関する。本発明は、更に、沸騰気化した天然ガスを圧縮する方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
液化天然ガスは、断熱タンクに保管しなければならない。断熱しているにも関わらず、常に周囲から熱の流入が認められ、そのため液化天然ガスは穏やかな速度で沸騰することになる。その結果生じる沸騰気化した液化天然ガスは、圧縮されて再度液化されるか、又は燃料として用いられる。沸騰気化した天然ガスを燃料として使用するには、通常は圧縮しなければならない。例えば、船載液化天然ガス保管タンクからの沸騰気化ガスを、船の推進システムの一部を形成しているガスタービンに燃料を供給するために使用することが提案されている。そのようなガスタービンでは、通常、沸騰気化した天然ガスを、２０から４０バール程度の圧力に圧縮する必要がある。別の例では、天然ガスは、ディーゼル燃料と共に、両方の燃料を使用するエンジンで使用される。この例では、天然ガスは、５から７バールの範囲の圧力に圧縮される。
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００３】
従来型のボイルオフコンプレッサーは、４０バールもの高い圧力を実現しなければならない場合は、６つの圧縮ステージを連続して使用している。ガスの圧縮は、各ステージで熱を発生する。従って、天然ガスは、各対の連続するステージの間で、水を使った間接熱交換によって冷却される。そのような機械は、通常、極めて大きなモーターを必要とし、相当な電力を消費する。
【０００４】
本発明の目的は、液化天然ガス・ボイルオフコンプレッサーの大きさと電力消費を削減したものを提供することである。
【課題を解決するための手段】
【０００５】
本発明によれば、少なくとも２つの圧縮ステージが連続して設けられ、ガス通路が、連続する前記圧縮ステージを貫いて通っており、前記圧縮ステージの間、又は各対の前記圧縮ステージの間の少なくとも１つの冷却手段を貫いて伸張し、これと熱交換を行う関係にある、回転式液化天然ガス・ボイルオフコンプレッサーにおいて、前記冷却手段又は前記冷却手段の少なくとも１つは、極低温冷却手段であり、また、極低温冷却剤の前記極低温冷却手段への流れを、前記極低温冷却手段の下流にある次の圧縮ステージの入口温度又は関連パラメーターに応じて制御するための弁手段があり、使用時には、前記入口温度を、選択された周囲より低い温度に、又は選択された周囲より低い温度の限界値の間に維持するようになっていることを特徴とする回転式液化天然ガス・ボイルオフコンプレッサーが提供されている。
【０００６】
本発明は、更に、少なくとも２つの圧縮ステージが連続して設けられ、ガス通路が、連続する前記圧縮ステージを貫いて通っている、回転式液化天然ガス・ボイルオフコンプレッサーを作動させる方法において、圧縮された、沸騰気化した天然ガスを、一方の圧縮ステージの下流で且つ他方の圧縮ステージの上流で、極低温冷却剤によって冷却する段階と、前記圧縮された天然ガスの他の圧縮ステージへの入口における入口温度又は関連するパラメーターを監視する段階と、前記極低温冷却剤の流量を調整して、前記入口温度を、選択された周囲より低い温度に、又は選択された周囲より低い温度の限界値の間に維持する段階と、から成る方法を提供している。
【０００７】
本発明による極低温冷却剤を、特に、各対の連続する圧縮ステージの間に使用することによって、その様な各ステージの出口圧力対入口圧力の比率を増大させ、それによって、特定の圧力を達成するのに必要な圧縮ステージの数を、通常は減らすことができる。例えば、本発明によるコンプレッサー及び方法によって、４段の圧縮ステージを使用するだけで、沸騰気化した液体天然ガスの圧力を１バールから約４０バールに上げることができるのに対して、通常は水冷式の非極低温冷却を使用している匹敵する従来型コンプレッサーは、そのような高圧に到達するのに６段のステージを必要とする。この結果、本発明は、こういう次第で、圧縮ステージが少なく電力消費が低い小型の機械を使って同じ圧力上昇を達成できるようにする。
【０００８】
前記又は各極低温冷却手段は、間接冷却手段、例えば経路が分離している熱交換器でもよいし、直接冷却手段、例えばガスの通路がチャンバを通って伸びていて、その中に極低温液体が例えばスプレーの形で導入されるもの、でもよい。各対の圧縮ステージの中間に極低温冷却手段が設けられているのが望ましい。３段又は４段の圧縮ステージがある場合は、極低温冷却手段の内の少なくとも１つは間接極低温冷却手段であり、少なくとも他の１つは直接冷却手段であることが望ましい。或る好適な装置では、極低温液体は、間接極低温冷却手段では部分的に気化されるのみで、直接極低温冷却手段の入口を間接極低温冷却手段の出口と連通させる通路が設けられている。
【０００９】
最終圧縮ステージの下流にも、直接又は間接極低温冷却手段があってもよい。この極低温冷却手段は、間接冷却手段であれば、その上流にある直接極低温冷却手段への入口と連通する出口を有していてもよい。
【００１０】
極低温冷却剤の供給源は、沸騰気化ガスを放出する同じ液化天然ガス保管タンク又は保管タンクの列であるのが望ましい。そのようなタンクには、従来から、極低温液体を極低温冷却剤手段へ供給するのに使用される、いわゆるストリッピング・ポンプが備えられている。代わりに、専用の極低温冷却剤供給ポンプを使用してもよい。
【００１１】
第１圧縮ステージの上流に極低温冷却手段を設けてもよい。沸騰気化天然ガスは、通常は極低温なので、そのような極低温冷却手段は、普通は作動させないが、液化天然ガス保管タンクが空に近く、従って、沸騰気化ガスが、通常、望ましくない高温で受け取られるときには必要となり、この様な状態は、通常、大洋を航海してきたＬＮＧタンカーが海浜の基地にＬＮＧの荷を陸揚げした後に生じる。上流の冷却手段は、配管が暖まっているときは始動時にも使用される。
【００１２】
天然ガスの圧縮率を補うために、本発明によるコンプレッサーは、強制液化天然ガス気化器と連通している中間入口を有している。
強制気化器と極低温冷却手段は、必要であれば、極低温液体を供給するために共通のポンプを共有する。
【００１３】
コンプレッサーの各ステージの入口温度は、マイナス５０からマイナス１４０℃の範囲の温度に維持されるのが望ましい。これによって、各ステージの間の圧力比を２．１５：１から３：１の範囲に、典型的には２．５：１から３：１の範囲にすることができる。コンプレッサーの何れのステージに入る天然ガスの中にも、液体の小滴が無いようにすることが、特に望まれる。従って、何らかの直接極低温冷却手段が使用されている場合は、生成された冷却ガスは、ガスから液体の粒子を遊離させるための装置を通過させる。
【００１４】
本発明によるコンプレッサーと、その使用法について、添付図面を参照しながら例を挙げて説明する。
【実施例】
【００１５】
図１に、ＬＮＧ保管タンク２を示している。分かり易くするために、タンク２に付帯する様々なパイプと弁、例えば、その補給パイプ及びＬＮＧ放出パイプは、図１及び他の図面には示していない。しかしながら、そのようなＬＮＧタンクの構成と作用は、当該技術では周知である。タンク２は、通常、大洋を航行するタンカー（図示せず）に搭載されている。タンク２には、或る体積４のＬＮＧが入っている。タンク２内の体積４のＬＮＧの表面上方にはアレージ空間６がある。タンク２は、周囲の環境から液体４への熱の流量を下げるために、真空絶縁されているか、他の形態の断熱対策が施されている。ＬＮＧは、タンク２の断熱材にも関わらず極低温で沸騰するので、ＬＮＧはその周囲から熱を継続的に吸収し、ＬＮＧは継続的にアレージ空間６へと蒸発する。その結果、気化したガスが、タンク２から通路８へと継続的に流れ込む。通路８は、ガスの流れを、複数ステージ式遠心天然ガスコンプレッサー１０に供給する。コンプレッサー１０の各ステージの下流のガスを冷却するための装置、及びコンプレッサーの第１ステージの上流のガスを冷却するための随意の装置は別にして、コンプレッサーは、本質的には従来型であるが、極低温で使用するのに適した材料で作られている。例えば窒素コンプレッサーと異なり、天然ガスコンプレッサー１０は、防爆性であるように作られている。天然ガスコンプレッサー１０の多くの機構は、従来通りなので、図１には示していない。従って、例えば、個々の圧縮ステージの回転装置は示していない。
【００１６】
遠心コンプレッサー１０は、図示のように、４段の圧縮ステージ１２、１４、１６、１８を連続して配している。圧縮ステージ１２、１４、１６、１８それぞれの回転部材（図示せず）は、同じ駆動軸２０に取り付けられ、１つの電気モーター２２で駆動されている。しかしながら、全ての圧縮ステージを必ずしも同じ軸に取り付ける必要はない。必要に応じて、幾つかのステージを第１軸に取り付け、他のステージを第２軸に取り付け、一方の軸から他方の軸へ、ギアボックスを通して駆動力を伝達してもよい。同様に、軸２０を駆動するのに、電気モーター２２を必ずしも使用する必要はない。代わりに他の種類のモーターを使用してもよいし、蒸気タービンのような他の形態の駆動装置を使用してもよい。しかしながら、電気モーター２２を使用する場合は、電気モーターが単一速度を有する種類であるか、又は、回転速度を変えてコンプレッサーの性能を最適化することのできる周波数変換器を使用するのが望ましい。
【００１７】
各圧縮ステージ１２、１４、１６、１８で天然ガスを圧縮すると、その温度が上がる。一般に、温度上昇が大きいほど、熱力学的に圧縮の効率は下がる。各圧縮ステージの入口温度が高くなるほど、ガスを圧縮する際に消費される電力は多くなる。更に、ガスの温度が上がると、ガスの濃度は低くなる。ガスの濃度が高くなるほど、所与の圧縮上昇を実現するのに必要な圧縮ステージは小さくなる。これは、より低いか、又はより高い温度でのエンタルピー変化に対応する。
【００１８】
本発明によれば、第１極低温ステージ間熱交換器２６は、第１圧縮ステージ１２と第２圧縮ステージ１４の中間に位置しており、第２極低温ステージ間熱交換器２８は、第２圧縮ステージ１４と第３圧縮ステージ１６の中間に位置しており、第３極低温ステージ間熱交換器３０は、第３圧縮ステージ１６と最終圧縮ステージ１８の中間に位置している。熱交換器２６、２８、３０は、天然ガスが一連の圧縮ステージ１２、１４、１６、１８を順に流れるときに、天然ガスの極低温ステージ間冷却を行うために設けられている。別の極低温熱交換器３２は、最終圧縮ステージ１８の下流に位置しており、更に別の極低温熱交換器２４は、第１圧縮ステージ１２の上流側に位置している。従って、通路８は、上流極低温熱交換器２４、第１圧縮ステージ１２、第１極低温ステージ間熱交換器２６、第２圧縮ステージ１４、第２極低温ステージ間熱交換器２８、第３圧縮ステージ１６、第３極低温ステージ間熱交換器３０、最終圧縮ステージ１８、及び、下流極低温熱交換器３２を順に通って伸張している。
【００１９】
タンク２内の或る体積の液体４から放出される沸騰気化した天然ガスは、各ステージ間熱交換器２６、２８、３０で冷却される。冷却は、連続して繋がっている次の圧縮ステージに入るガスの温度をマイナス５０℃からマイナス１４０℃の範囲の温度に下げるため、極低温で行われる。上流の熱交換器２４を用いて、第１圧縮ステージ１２の上流でガスを同様の温度に冷却することもあるが、通常、ガスは既にこの温度になっているので、正常な作動の際には、熱交換器２４は、迂回されるか、又は作動させない。しかしながら、タンク２からＬＮＧを放出するとき、普通は、戻りの航路でタンク２を保持するために、中に入っている液体を少量残す。その結果、戻りの航路では、沸騰気化ガスの温度は、タンク２が満載の場合よりも高くなり易いので、上流の熱交換器２４を作動させるのが望ましい。同様に、コンプレッサー１０の最終ステージ１８を出て行くガスを、マイナス５０からマイナス１４０℃の範囲の極低温にする必要がある場合は、下流熱交換器を作動させてガスを冷却する。しかしながら周囲の温度にしておく必要がある場合は、極低温熱交換器３２を省いてもよい。
【００２０】
図１に示しているように、全ての極低温熱交換器２４、２６、２８、３０、３２は、間接熱交換器である。以下に論じるように、この内の幾つか又は全部を、直接熱交換器、即ち冷却剤流体が冷却対象の流体と混ぜ合わされる熱交換器としてもよい。また、本発明によれば、ステージ間熱交換器２６、２８、３０の内の１つだけを極低温で作動させることもできるが、そのような作動モードは好ましくない。本発明によれば、更に、沸騰気化した天然ガスの極低温冷却を２つ又はそれ以上の対の圧縮ステージの中間で行う１つの間接熱交換器ユニットを設けることもできる。例えば、熱交換器２６、２８、３０は、単一のユニットに組み合わせてもよい。更に、必要であれば、熱交換器２４と３２も、そのユニットに入れてもよい。  
【００２１】
熱交換器２４、２６、２８、３０、３２を冷却するための極低温流体の供給源は、保管タンク２自体である。タンク２内の潜液式ポンプ３２は、液化天然ガス（ＬＮＧ）をメインパイプライン３６に送る。メインパイプライン３６は、分配パイプ３８、４０、４２、４４、４６によって、それぞれ、熱交換器２４、２６、２８、３０、３２内の冷却通路と連通している。冷却は、これらの熱交換器それぞれで、ＬＮＧの部分的又は全体的な蒸発によって、圧縮されている沸騰気化ガスとの間接熱交換で行われる。ＬＮＧの、ステージ間熱交換器２６、２８、３０それぞれへの流れは、沸騰気化ガスの温度を、順列内の次の圧縮ステージへの入口で選択値又は選択された領域の間に維持するように制御される。第１ステージ間熱交換器２６は、これに付帯する分配パイプ４０に流量制御弁５０を有しており、この弁は、弁制御器７０を通して、通路８内の、熱交換器２６からの圧縮された沸騰気化ガスの出口と第２圧縮ステージ１４への入口との中間の領域に配置されている温度センサー６０と、作動的に連結されている。流量制御弁の技術に精通している当業者には容易に理解頂けるように、弁５０は、センサー６０が感知する温度を、選択値、例えばマイナス１３０℃、又は選択限界値、例えばマイナス１２５℃とマイナス１３５℃の間、に維持できるように配置される。本質的に同じ流量制御装置が、２つの他のステージ間熱交換器２８及び３０と、上流熱交換器２４及び下流熱交換器３２に設けられている。熱交換器２８へのＬＮＧの流れは、分配パイプ４２の流量制御弁５２によっての制御される。温度センサー６２は、通路８の、熱交換器２８の出口と次の圧縮ステージ１６への入口の中間に配置されている。弁制御器７２は、弁５２を調整して、感知温度を、選択値又は選択温度の間に保持できるように作られており、流量制御弁５４、温度センサー６４及び弁制御器７４から成る本質的に同じ配置が、第３ステージ間熱交換器３０に設けられ、流量制御弁５６、温度センサー６６及び弁制御器７６から成る本質的に同じ配置が、下流熱交換器３２に設けられ、流量制御弁４８、温度センサー５８及び流量制御器６８から成る本質的に同じ配置が、上流熱交換器２４に設けられている。
【００２２】
ＬＮＧへの要求が変動すると、余分なＬＮＧは、メインパイプライン３６から分岐している戻りパイプライン７８を通してタンクに戻される。パイプライン７８には、弁制御器８２を介してメインパイプライン３６の全ての分配パイプライン３８、４０、４２、４４、４６の上流の領域に設けられた圧力センサー８０と作動的に連結されている流量制御弁７９が設けられ、ＬＮＧの供給を一定の圧力に維持できるようになっているのが望ましい。必要であれば、ＬＮＧをタンク２からパイプライン３６に送る量は、熱交換器２４、２６、２８、３０、３２に必要な量を常に超えていて、ＬＮＧが常にパイプライン７８を通してタンク２に戻るようになっていてもよい。そのような戻りは、タンク２内のＬＮＧの層形成の影響を改良又は制御するように配置することもできる。
【００２３】
図１に示している装置の作動時、熱交換器２４、２６、２８、３０、３２を通るＬＮＧ冷却剤は、全体的又は部分的に気化された形態で、熱交換器２４、２６、２８、３０、３２それぞれに連結されているパイプ８６、８８、９０、９２、９４を通って、メイン戻りパイプライン８４に流れ込む。図示のように、パイプライン８４は、低温の天然ガスを、これらの熱交換器からタンク６のアレージ空間に戻す。代わりに、パイプライン８４は、熱交換器２４の上流の通路８の領域、又は、ＬＮＧ供給の圧力が十分に高い場合は、熱交換器３２の下流で、終結してもよい。
【００２４】
圧縮された、沸騰気化した天然ガスは、先に述べたように、マイナス６０℃からマイナス１４０℃の範囲の温度で熱交換器３２を出るように設定することができる。ガスを再度液化する場合は、もっと低い温度の方が望ましい。しかしながら、大洋を航行する船舶に推進力を提供するエンジンを駆動する燃料として、ガスを用いる場合は、もっと高温でも受容可能であり、実際、必要であれば、最終熱交換器３２は、省いてもよいし、従来型の水冷式熱交換器を代わりに用いてもよい。
【００２５】
各圧縮ステージ１２、１４、１６、１８の間の圧力比は、必要な最終出口圧力に従って選択される。４０バールの天然ガスの供給を必要とするガスタービンで、供給される沸騰気化ガスの流れが１バールの場合、各圧縮ステージの圧力比は、２．６対１となる。しかしながら、ガスタービンが、僅か２０バールの圧力の天然ガスを必要とする場合、各圧縮ステージの間の圧力比は、２．１対１となる。本発明の１つの具体的な利点は、従来型の冷却方式を用いる場合は、天然ガスで２．６対１のように高い圧力比を実現することは難しいことである。必要に応じて、各圧縮ステージの間の圧力比は、そのステージへの入口温度を適切に設定することによって、調整される。
【００２６】
本発明によるコンプレッサーの可能な代替実施形態の幾つかを、添付図面の図２から５に示している。図１から５に示している同様の部品は、同じ参照番号で示している。
先ず図２では、図示されているコンプレッサー及び付帯する装置と、それらの作動は、図１の間接熱交換器２４、２６、２８、３０、３２が、それぞれ直接熱交換器２０２、２０４、２０６、２０８、２１０に置き換えられている以外は、図１に示している対応するコンプレッサー及び装置と本質的に同じである。直接熱交換器２０２、２０４、２０６、２０８、２１０それぞれで、ＬＮＧは、保管タンク２からの沸騰気化ガスの流れに直接噴射され、従って、そのストリームを増強する。その結果、保管タンク２に循環させる気化した天然ガスは無くなる。従って、パイプ８６、８８、９０、９２、９４と戻りパイプライン８４は、図２に示す設備から省かれている。図２に示している装置の作動の典型的な例では、圧縮ステージ１２、１４、１６、１８の出口圧力は、それぞれ２．６、６．３、１５．４、４０バールである。
【００２７】
パイプライン８に入る沸騰気化天然ガスは、エタン、プロパン及びブタンのような重い炭化水素不純物が激減するのに対して、ポンプ３４によって供給されるＬＮＧには、通常はこれらの不純物が含まれている。その結果、沸騰気化した天然ガスをＬＮＧと、直接熱交換器２０２、２０４、２０６、２０８、２１０内で混ぜ合わせると、沸騰気化した天然ガスの露点が上昇する傾向にある。従って、液体の粒子が混合チャンバから圧縮ステージに運ばれることを防ぐために、温度制御を確実に実行することが望ましい。必要に応じて、図２に示しているコンプレッサーには、選択された何れかの直接熱交換器とその直ぐ下流の圧縮ステージの中間に、沸騰気化した天然ガスから液体の粒子を遊離させるための装置を設けてもよい。例えば、図６では、混合チャンバ６００とこれに連結されている圧縮ステージ６０２の間に、入口６０６の上方に霜取りパッド６０８などが挿入されている相分離容器６０４が入っている。天然ガスは、パッド６０８を通り、液体の粒子をガスから遊離させる。相分離容器６０４は、底部に、遊離した液体用の出口６１２を有している。流量制御弁６１４は、出口６１２に配置されており、容器６０４内の液体のレベルがレベルセンサー６１６のレベルに達すると開くように調整されている。弁制御器６１８は、必要な信号を弁６１４に送るようにプログラムされている。ＬＮＧは、保管タンク２に戻される。
【００２８】
図６に関して上に述べたような配置は、図２に示している１つ又は複数の圧縮ステージの上流に使用することができる。
図１に示している設備の別の代替例を、図３に示している。図３に示す設備は、タンク２に保管されているＬＮＧからの通常の沸騰気化量が少なすぎて、船を推進するのに十分なエネルギーを作り出せないときに使用するためのものである。例えば、沸騰気化ガスは、ガスタービン内で燃焼させてもよいし、二重燃料ディーゼルエンジン内に噴射してもよい。通常、推進力の約５０％から６０％は、天然の沸騰気化ガスによって賄われる。残りの推進力は、油又はディーゼル燃料によって調達される。図３に示している設備は、船を推進するためのエネルギーの大部分又は全部がガスの燃焼によって生成されるときに用いられる。図３に示す設備は、ＬＮＧの自然沸騰に加えて、強制沸騰を提供し、強制的に作られた蒸気は、コンプレッサーの少なくとも一対のステージの間の極低温冷却に使用される。
【００２９】
図３に示している設備は、図１に示している設備に、分配パイプ３８との結合部の上流でパイプライン３６と連通しているＬＮＧ用の入口を有し、更に、第１圧縮ステージ１２の出口と第１ステージ間熱交換器２６への圧縮天然ガス入口との間でガス通路８の領域と連通している出口を有する、強制気化器３０２を追加したものである。強制気化器３０２は、第１圧縮ステージ１２の出口からの圧縮天然ガスの流れを増強するのに用いられる。強制気化器３０２は、蒸気、又は水とグリコールの高温混合物との間接熱交換によって保管タンク２からの液化天然ガスを気化させる管形熱交換器３０４と、そのように気化した天然ガスを、管形熱交換器３０４を迂回するＬＮＧの流れと混ぜ合わせる混合チャンバ３０６と、を含んでいる。迂回するＬＮＧの流れを供給するために、途中に流量制御弁３１０が配置されている迂回通路３０８がある。流量制御弁３１０は、弁制御器３１２と作動的に連結されており、弁制御器３１２は、チャンバ３０６の出口から、ガス通路８の圧縮ステージ１２と第１ステージ間熱交換器２６の中間の領域まで伸張しているパイプライン３１６の温度センサー３１４から信号を受け取る。この配置は、迂回するＬＮＧの量を調節して、ガス通路への流れの温度を、選択温度又は選択された温度の限界値の間に維持できるようになっている。管形熱交換器３０４へのＬＮＧの流れは、パイプライン３１６又は熱交換器３２の下流に設けられた圧力センサー３２２からの余分なガスを要求する信号に応えて弁制御器３２０と作動的に関係付けられる流量制御弁３１８によって制御される。この配置は、強制気化器３０２からの気化した天然ガスの流れが、第１圧縮ステージ１２の出口圧力と基本的に同じ圧力となるようになっている。
【００３０】
図４では、図３に示している設備の修正版を示しており、間接及び直接熱交換器を組み合わせて用いている。即ち、図３に示している間接熱交換器２４、２６、２８が、直接熱交換器４０２、４０４、４０６に取り替えられている。更に、パイプ３８、４０、４２、８６、８８、９０は、部分的に気化した天然ガスの循環パイプ４０８、４１０、４１２と、それぞれこれらのパイプに配置された弁４８、５０、５２と、に取り替えられている。図３に示している装置との更なる違いは、強制気化器３０２が、ガス通路８の、第２圧縮ステージ１４の出口と直接ステージ間熱交換器４０６への入口との中間の領域と連通していることである。
【００３１】
図４に示している設備の作動は、図３に示しているものと同様である。熱交換器３０及び３２では、供給されたＬＮＧの一部だけが気化し、発生した低温の蒸気と液体の混合物は、直接熱交換器４０２、４０４、４０６に循環される。この配置は、コンプレッサー１０の電力消費を抑えるのに特に効果的なことが分かっている。
【００３２】
図５では、図示の装置は、図２の装置と基本的に同じであるが、これに追加して、ガス通路８と最終圧縮ステージ１８の出口の下流で且つ直接熱交換器２１０の上流の領域で連通していることを除けば、図３に示しているのと基本的に同じ強制気化器３０２を採用している。図５に示している実施形態では、強制気化器３０２は、天然ガスの流れを、ガス通路８に、コンプレッサー１０の最終ステージ１８の出口圧力と基本的に同じ圧力で提供するように作動する。
【００３３】
従って、理解頂けるように、図３に示しているコンプレッサーが、比較的低圧の強制気化器を使用しているのに対して、図５に示しているコンプレッサーは、比較的高圧の強制気化器を使用しており、図４に示しているコンプレッサーは、他の２つのコンプレッサーの作動圧力の間の圧力で作動する強制気化器を使用している。
【００３４】
図４及び図５に示すコンプレッサーは、直接冷却された天然ガスを受け取る何れかのステージの上流に、図６に示している容器６０４と基本的に同じで霜取り器が装着されている相分離容器を配置することによって修正することもできる。
【図面の簡単な説明】
【００３５】
【図１】概略流れ図である。
【図２】概略流れ図である。
【図３】概略流れ図である。
【図４】概略流れ図である。
【図５】概略流れ図である。
【図６】図２、４、５に示しているコンプレッサーの直接冷却ステージの何れかに対する修正を示している。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【国際調査報告】
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