(57)【要約】【課題】高圧（例えば６０ｂａｒ）を必要とするガスタービンに対応することができ、かつ必要となる設備費と電力費の増加を低く抑えることができるＢＯＧ圧縮設備及びその運転方法を提供する。【解決手段】低温液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク内で発生したＢＯＧ１を所定の高圧まで多段圧縮するＢＯＧ高圧圧縮機１０と、貯蔵タンクからの払出ＬＮＧの冷熱でＢＯＧ１を再液化する再液化装置１２と、ＢＯＧ高圧圧縮機の中段から低圧のＢＯＧを抽気して再液化装置に供給するＢＯＧ抽気ライン１４とを備える。再液化装置１２の再液化能力より少量のＢＯＧ１を、ＢＯＧ抽気ライン１４を介して再液化装置１２に供給してＢＯＧを再液化し、再液化装置の再液化能力を超えるＢＯＧ１を、ＢＯＧ高圧圧縮機１０で所定の高圧まで圧縮して消費設備（例えばガスタービン）に供給する。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
低温液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク内で発生したＢＯＧを所定の高圧まで多段圧縮するＢＯＧ高圧圧縮機と、
貯蔵タンクからの払出ＬＮＧの冷熱でＢＯＧを再液化する再液化装置と、
前記ＢＯＧ高圧圧縮機の中段から低圧のＢＯＧを抽気して再液化装置に供給するＢＯＧ抽気ラインと、を備えたことを特徴とするＢＯＧ圧縮設備。
【請求項２】
前記ＢＯＧ抽気ラインに設けられ低圧ＢＯＧを前記再液化装置に供給する低圧切替弁と、
前記ＢＯＧ高圧圧縮機で圧縮した高圧のＢＯＧを消費先に送出する高圧切替弁と、
前記低圧切替弁と高圧切替弁を制御する制御装置とを備える、ことを特徴とする請求項１に記載のＢＯＧ圧縮設備。
【請求項３】
前記ＢＯＧ高圧圧縮機は、多段のレシプロ式圧縮機である、ことを特徴とする請求項１に記載のＢＯＧ圧縮設備。
【請求項４】
低温液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク内で発生したＢＯＧを所定の高圧まで多段圧縮するＢＯＧ高圧圧縮機と、
貯蔵タンクからの払出ＬＮＧの冷熱でＢＯＧを再液化する再液化装置と、
前記ＢＯＧ高圧圧縮機の中段から低圧のＢＯＧを抽気して再液化装置に供給するＢＯＧ抽気ラインと、を備え、
再液化装置の再液化能力より少量のＢＯＧを、ＢＯＧ抽気ラインを介して再液化装置に供給してＢＯＧを再液化し、
再液化装置の再液化能力を超えるＢＯＧを、ＢＯＧ高圧圧縮機で所定の高圧まで圧縮して供給する、ことを特徴とするＢＯＧ圧縮設備の運転方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明はＬＮＧ、ＬＥＧ、ＬＰＧなど低温液化ガスの貯蔵タンクにおいてタンク内圧力を制御するために用いるＢＯＧ圧縮設備及びその運転方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
図５は、従来のＬＮＧ受入れ基地の全体系統図である。この図において、５１はＬＮＧ船、５２はＬＮＧタンク、５３はＬＮＧ気化器、５４はリターンガスブロワ、５５はＢＯＧ圧縮機、５６はフレアスタック、５７はベントスタックである。
【０００３】
ＬＮＧ（液化天然ガス）は、主成分がメタンであり、−１６２℃以下の極低温に保持された状態で、産地からＬＮＧ船５１で運搬され、ＬＮＧ基地において、岸壁から配管６１を介してＬＮＧタンク５２に受け入れる。この受入工程において、大量に発生するボイルオフガス（Ｂｏｉｌ  Ｏｆｆ  Ｇａｓ、以下「ＢＯＧ」という）は、リターンガスブロワ５４により配管６４ａ、６４ｂを介してＬＮＧ船５１に戻すとともに、余剰分は、ＢＯＧ圧縮機５５により、配管６５ａ、６５ｂ、６３を介して工場等の消費設備に供給され処理される。また、さらに余剰が発生する場合には、フレアスタック５６、ベントスタック５７で燃焼処理する。
【０００４】
ＬＮＧタンク５２に受け入れたＬＮＧは、消費設備側の需要に応じてポンプ５２ａ（プライマリーポンプ）によりＬＮＧ気化器５３に送られ、ここで海水等で加熱されて気化し、天然ガスとして配管６３（天然ガスライン）を介して工場等の消費設備に供給される。
【０００５】
なお、ＬＮＧ以外のＬＥＧ（液化エチレンガス）、ＬＰＧの場合も受入れ基地の構成は同様である。
上述した受入れ基地において、ＢＯＧ圧縮機は、主として低温液化ガスの貯蔵タンクにおいてタンク内圧力を制御するために用いられる。以下、本発明において、ＢＯＧ圧縮機を含みタンク内圧力を制御するために用いられる設備を「ＢＯＧ圧縮設備」と呼ぶ。
【０００６】
また、ＢＯＧ圧縮設備に関連する技術として、例えば特許文献１が、既に開示されている。
【０００７】
特許文献１のシステムは、ＢＯＧ圧縮機からのＢＯＧの供給圧力の高圧化に容易に対応することができることを目的とする。
このため、このシステムは、図６に示すように、液化ガスを貯蔵する貯槽７１内で発生したＢＯＧを抜き出すＢＯＧ配管７２に一次圧縮機７４、７５を設け、この一次圧縮機の吐出側に二次圧縮機８０を直列的に配設し、一次圧縮機７４、７５の吐出側に圧力検出手段８２ａ、８２ｂを設け、この圧力検出手段の検出信号に基づき、一次圧縮機の吐出側のＢＯＧをリサイクル調節弁８３を介して一次圧縮機の吸入側へ戻す第１の圧力制御手段８４、８８と、二次圧縮機８０の吐出側のＢＯＧをリサイクル調節弁８６を介して二次圧縮機の吸入側へ戻す第２の圧力制御手段８７、８９とを設け、第１の圧力制御手段の設定圧力を、第２の圧力制御手段における設定圧力よりも高い圧力に設定したものである。
【０００８】
【特許文献１】特開平８−３１２８９６号公報、「液化ガスの蒸発ガス処理システム及び処理方法」
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
ＬＮＧ受入基地から絶えず発生するＢＯＧ（ボイルオフガス）は、従来、ＢＯＧ圧縮機で昇圧して需要先に送ることで処理していた。従来の需要先は、例えば工場等の消費設備であり、ボイラを用いて発電する場合でも、必要となる圧力は１０ｂａｒ以下であった。
しかし、近年需要先がボイラからコンバインドサイクルのガスタービンへ移行するに伴い、必要とされる圧力が大幅に高くなっている（例えば６０ｂａｒ）。
【００１０】
図３は、需要先の高圧化に対応させて、ＢＯＧ圧縮機を低圧圧縮機から高圧圧縮機に置き換えた場合のＢＯＧ圧縮設備の系統図である。
この図において、１はＢＯＧ、２はＬＮＧ、３は天然ガス、４１はポンプ（セカンダリーポンプ）、４２は高圧圧縮機、４３はガスタービン、５２ａはポンプ（プライマリーポンプ）である。
高圧圧縮機４２は、メンテナンス等のため予備機が不可欠であり、少なくとも２台以上となる。
この場合、高圧（例えば６０ｂａｒ）を必要とするガスタービン４３に対応させて、高圧圧縮機４２を用いているので、ＢＯＧ１を必要な高圧まで圧縮し、配管６５ｂを介してガスタービン４３に供給することができる。
しかし、高圧圧縮機４２の処理能力は、上述したように受入工程において大量に発生するＢＯＧを処理できるように設定する必要があるため、高圧圧縮機４２は必然的に大型となる。
また大型の高圧圧縮機４２は、従来の低圧圧縮機と比較して高価であるとともに、所要動力が大きい。そのため、図３のＢＯＧ圧縮設備は高価であり、必要な電力費が大きくなる問題点があった。
【００１１】
また、上述した特許文献１のＢＯＧ圧縮設備によっても、高圧（例えば６０ｂａｒ）を必要とするガスタービンに対応することができる。しかし、この場合、一次圧縮機の吐出側に二次圧縮機を直列的に配設するため、一次圧縮機と二次圧縮機が不可欠であり、同様に設備費が高く、必要な電力費が大きい問題点があった。
【００１２】
図４は、図３の設備を改善したＢＯＧ圧縮設備の系統図である。
この図において、４４は再液化装置、４５は低圧圧縮機である。再液化装置４４は、ＢＯＧ再液化用に低圧圧縮機４５を備え、昇圧したＢＯＧ１を払出ＬＮＧの冷熱を利用して再液化するものである。
図４の設備において、全量のＢＯＧを再液化できる十分なＬＮＧ需要があれば高圧圧縮機４２を停止することができ、必要な電力を大幅に削減することができる。
しかし、夜間のＬＮＧの需要低下とＬＮＧ受入時等のＢＯＧ発生量の増加のため、現実には全てのＢＯＧを再液化装置４４で再液化することはできず、この図のように高圧用と低圧用の２種類のＢＯＧ圧縮機４２、４５を備える必要がある。
その際、年間の９０％近くは低圧運転のみとなり、運用に偏りが出る。特に大型の高圧圧縮機４２は、メンテナンス等のため予備機が不可欠であり、少なくとも２台以上となるにもかかわらず、その稼働率は年間の１０％程度であり、ほとんど停止している状態となる。
そのため、図３の設備と比較すると、必要な電力を大幅に削減することはできるが、少なくとも低圧圧縮機４５の設置台数分と再液化装置４４の設備費が増加する問題点があった。
【００１３】
本発明は、上述した問題点を解決するために創案されたものである。すなわち、本発明の目的は、高圧（例えば６０ｂａｒ）を必要とするガスタービンに対応することができ、かつ必要となる設備費と電力費の増加を低く抑えることができるＢＯＧ圧縮設備及びその運転方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１４】
本発明によれば、低温液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク内で発生したＢＯＧを所定の高圧まで多段圧縮するＢＯＧ高圧圧縮機と、
貯蔵タンクからの払出ＬＮＧの冷熱でＢＯＧを再液化する再液化装置と、
前記ＢＯＧ高圧圧縮機の中段から低圧のＢＯＧを抽気して再液化装置に供給するＢＯＧ抽気ラインと、を備えたことを特徴とするＢＯＧ圧縮設備が提供される。
【００１５】
本発明の好ましい実施形態によれば、前記ＢＯＧ抽気ラインに設けられ低圧ＢＯＧを前記再液化装置に供給する低圧切替弁と、
前記ＢＯＧ高圧圧縮機で圧縮した高圧のＢＯＧを消費先に送出する高圧切替弁と、
前記低圧切替弁と高圧切替弁を制御する制御装置とを備える。
【００１６】
前記ＢＯＧ高圧圧縮機は、多段のレシプロ式圧縮機である、ことが好ましい。
【００１７】
また本発明によれば、低温液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク内で発生したＢＯＧを所定の高圧まで多段圧縮するＢＯＧ高圧圧縮機と、
貯蔵タンクからの払出ＬＮＧの冷熱でＢＯＧを再液化する再液化装置と、
前記ＢＯＧ高圧圧縮機の中段から低圧のＢＯＧを抽気して再液化装置に供給するＢＯＧ抽気ラインと、を備え、
再液化装置の再液化能力より少量のＢＯＧを、ＢＯＧ抽気ラインを介して再液化装置に供給してＢＯＧを再液化し、
再液化装置の再液化能力を超えるＢＯＧを、ＢＯＧ高圧圧縮機で所定の高圧まで圧縮して供給する、ことを特徴とするＢＯＧ圧縮設備の運転方法が提供される。
【発明の効果】
【００１８】
上記本発明の装置および方法によれば、ＢＯＧ高圧圧縮機がＢＯＧを所定の高圧まで多段圧縮し、ＢＯＧ抽気ラインがＢＯＧ高圧圧縮機の中段から低圧のＢＯＧを抽気して再液化装置に供給するので、ＢＯＧ高圧圧縮機を状況に合わせて高圧、低圧の両方に使うことができる。
【００１９】
従って、再液化装置の再液化能力より少量のＢＯＧを、ＢＯＧ抽気ラインを介して再液化装置に供給してＢＯＧを再液化することにより、年間の９０％近くは発生するＢＯＧの大部分を再液化できるので、ＢＯＧ高圧圧縮機の負荷が低く必要な電力を大幅に削減することができる。
【００２０】
また、再液化装置の再液化能力を超えるＢＯＧを、ＢＯＧ高圧圧縮機で所定の高圧まで圧縮して供給するので、夜間のＬＮＧの需要低下、ＬＮＧ受入時等のＢＯＧ発生量の増加、等で全てのＢＯＧを再液化装置で再液化できない場合でも、その余剰分のみをＢＯＧ高圧圧縮機で所定の高圧まで圧縮して需要先のガスタービン等に高圧で供給することができる。
この場合でも、高圧まで圧縮するＢＯＧは、再液化装置の再液化能力を超える量のみであり、全量をＢＯＧ高圧圧縮機で圧縮する場合と比較して、ＢＯＧ高圧圧縮機の負荷は低く、必要な電力を大幅に削減することができる。
【００２１】
さらに、ＢＯＧ高圧圧縮機は、常時運転するので、高圧段の空運転を防止することができ、機器運用の均等化でき、メンテナンス性を高めることができる。
また、上述した、図４の設備と比較すると、必要な電力を大幅に削減できるばかりでなく、少なくとも低圧圧縮機４５の設置台数分の設備費を低減することができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００２２】
以下、本発明の好ましい実施形態を図面を参照して説明する。なお各図において、共通する部分には同一の符号を付し、重複した説明は省略する。
【００２３】
図１は、本発明によるＢＯＧ圧縮設備の全体系統図である。この図に示すように、本発明のＢＯＧ圧縮設備は、ＢＯＧ高圧圧縮機１０、再液化装置１２、及びＢＯＧ抽気ライン１４を備える。
【００２４】
ＢＯＧ高圧圧縮機１０は、低温液化ガス（例えば、ＬＮＧ）を貯蔵する貯蔵タンク５２内で発生したＢＯＧを所定の高圧まで多段圧縮する。所定の高圧は、例えばコンバインドサイクルのガスタービンで必要とされる圧力（例えば６０ｂａｒ）である。
ＢＯＧ高圧圧縮機１０は、この例では２台備えているが、１台でも３台以上でもよい。ＢＯＧ高圧圧縮機１０は、多段のレシプロ式圧縮機であるのが好ましいが、本発明はこれに限定されず、圧縮機の中段から低圧（例えば１０ｂａｒ以下）のＢＯＧを抽気できる限りで、他の形式の圧縮機であってもよい。
【００２５】
再液化装置１２は、貯蔵タンク５２からプライマリーポンプ５２ａで払出されたＬＮＧ２の冷熱でＢＯＧ１を再液化する装置である。再液化したＢＯＧはＬＮＧ２と共にセカンダリーポンプ４１でＬＮＧ気化器５３に送られ、ここで海水等で加熱されて気化し、天然ガス３として配管６３（天然ガスライン）を介して消費設備４３（例えばコンバインドサイクルのガスタービン）に供給される。
【００２６】
ＢＯＧ抽気ライン１４は、ＢＯＧ高圧圧縮機１０の中段から低圧（例えば１０ｂａｒ以下）のＢＯＧ１を抽気して再液化装置１４に供給するようになっている。
【００２７】
図２は、本発明によるＢＯＧ圧縮設備の部分詳細図である。この図において、本発明のＢＯＧ圧縮設備は、さらに、低圧切替弁１１ａ、高圧切替弁１１ｂ、制御装置１６を備える。
【００２８】
低圧切替弁１１ａは、ＢＯＧ抽気ライン１４に設けられ、低圧ＢＯＧを再液化装置１２に供給する。
高圧切替弁１１ｂは、ＢＯＧ高圧圧縮機１０で圧縮した高圧ＢＯＧを消費設備４３に送出する。
制御装置１６は、低圧切替弁１１ａと高圧切替弁１１ｂを制御する。この制御装置１６は、再液化装置１２の再液化能力より少量のＢＯＧ１を、ＢＯＧ抽気ライン１４を介して再液化装置１２に供給してＢＯＧを再液化する。また、制御装置１６は、再液化装置１２の再液化能力を超えるＢＯＧ１を、ＢＯＧ高圧圧縮機１０で所定の高圧まで圧縮して需要先のガスタービン等に供給するようになっている。
【００２９】
上述した装置を用い、本発明の運転方法では、再液化装置１２の再液化能力より少量のＢＯＧ１を、ＢＯＧ抽気ライン１４を介して再液化装置１２に供給してＢＯＧを再液化し、再液化装置１２の再液化能力を超えるＢＯＧ１を、ＢＯＧ高圧圧縮機１０で所定の高圧（例えば６０ｂａｒ）まで圧縮して需要先のガスタービン等に供給する。
【００３０】
上述したように、本発明のＢＯＧ高圧圧縮機１０は、例えばレシプロ式の二段昇圧型となる。その圧縮過程の一段昇圧段階でＢＯＧ１を低圧で抜き出し、再液化系統へ送り出す。
低圧運用時は所要電力が低いので、ＢＯＧ１を再液化することで運転費用が削減できる。また、低圧専用機が不要なため設置台数も減らすことができる。
【００３１】
本発明において、二段昇圧のＢＯＧレシプロ圧縮機（ＢＯＧ高圧圧縮機１０）は、高圧・低圧の兼用運転が可能である。その運転方法は下記のようになる。
（１）高圧吐出が求められている場合は二段まで昇圧させる。
（２）低圧が求められている場合は１段吐出部からＢＯＧを抜き出して使用する。
【００３２】
上述した本発明の装置および方法によれば、ＢＯＧ高圧圧縮機１０がＢＯＧ１を所定の高圧（例えば６０ｂａｒ）まで多段圧縮し、ＢＯＧ抽気ライン１４がＢＯＧ高圧圧縮機１０の中段から低圧のＢＯＧ１を抽気して再液化装置１２に供給するので、ＢＯＧ高圧圧縮機１０を状況に合わせて高圧、低圧の両方に使うことができる。
【００３３】
従って、再液化装置１２の再液化能力より少量のＢＯＧ１を、ＢＯＧ抽気ライン１４を介して再液化装置１２に供給してＢＯＧ１を再液化することにより、年間の９０％近くで発生するＢＯＧ１の大部分を再液化できるので、ＢＯＧ高圧圧縮機１０の負荷が低く必要な電力を大幅に削減することができる。
【００３４】
また、再液化装置１２の再液化能力を超えるＢＯＧ１を、ＢＯＧ高圧圧縮機１０で所定の高圧まで圧縮して供給するので、夜間のＬＮＧの需要低下、ＬＮＧ受入時等のＢＯＧ発生量の増加、等において全てのＢＯＧ１を再液化装置１２で再液化できない場合でも、その分のみをＢＯＧ高圧圧縮機１０で所定の高圧まで圧縮して需要先のガスタービン等に高圧で供給することができる。
この場合でも、高圧まで圧縮するＢＯＧ１は、再液化装置１２の再液化能力を超える量のみであり、全量をＢＯＧ高圧圧縮機１０で圧縮する場合と比較して、ＢＯＧ高圧圧縮機の負荷は低く、必要な電力を大幅に削減することができる。
【００３５】
さらに、ＢＯＧ高圧圧縮機１０は、常時運転するので、高圧段の空運転を防止することができ、機器運用の均等化でき、メンテナンス性を高めることができる。
また、上述した、図４の設備と比較すると、必要な電力を大幅に削減できるばかりでなく、少なくとも低圧圧縮機４５の設置台数分の設備費を低減することができる。
【００３６】
なお、本発明は、上述した実施形態に限定されず、本発明の要旨を逸脱しない範囲で種々に変更することができることは勿論である。
【図面の簡単な説明】
【００３７】
【図１】本発明によるＢＯＧ圧縮設備の全体系統図である。
【図２】本発明によるＢＯＧ圧縮設備の部分詳細図である。
【図３】需要先の高圧化に対応させて、ＢＯＧ圧縮機を低圧圧縮機から高圧圧縮機に置き換えた場合のＢＯＧ圧縮設備の系統図である。
【図４】図３の設備を改善したＢＯＧ圧縮設備の系統図である。
【図５】従来のＬＮＧ受け入れ基地の全体系統図である。
【図６】特許文献１のシステムの模式図である。
【符号の説明】
【００３８】
１  ＢＯＧ、２  ＬＮＧ、３  天然ガス、
１０  ＢＯＧ高圧圧縮機、
１１ａ  低圧切替弁、１１ｂ  高圧切替弁、
１２  再液化装置、１４  ＢＯＧ抽気ライン、
１６  制御装置、
４１  セカンダリーポンプ、
４３  消費設備（コンバインドサイクルのガスタービン）、
５２  貯蔵タンク、５２ａ  プライマリーポンプ、
５３  ＬＮＧ気化器、６３  配管（天然ガスライン）、
６５ａ、６５ｂ  配管（ＢＯＧライン）
【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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