(57)【要約】【課題】ガス消費量の少ない夜間でもＬＮＧを用いてＢＯＧを再液化する。【解決手段】貯槽１内の液化天然ガスａより発生したボイルオフガスｂを再液化する方法である。前記ボイルオフガスｂを圧縮機２で圧縮し、圧縮後のボイルオフガスｂを予冷却器３及び主冷却器４により冷却して混合ドラム８内に供給する。一方、前記液化天然ガスａを第１昇圧ポンプ５で昇圧して気化器７に供給すると共に、その一部を減圧弁６を経て前記混合ドラム８内に噴射させ、この噴射によって噴霧化した液化天然ガスａと前記混合ドラム８内のボイルオフガスｂとを気液接触させて前記混合ドラム８内のボイルオフガスｂを再液化する。更に、再液化したボイルオフガスｂを第２の昇圧ポンプ２１によって昇圧した後、前記予冷却器３に供給して前記圧縮後のボイルオフガスｂを予冷する。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
貯槽内の液化天然ガスより発生したボイルオフガスを再液化するボイルオフガスの再液化方法において、前記ボイルオフガスを圧縮機で圧縮し、圧縮後のボイルオフガスを予冷却器及び主冷却器により冷却して混合ドラム内に供給する一方、前記液化天然ガスを第１の昇圧ポンプで昇圧して気化器に供給すると共に、その一部を減圧弁を経て前記混合ドラム内に噴射させ、当該噴射によって噴霧化した液化天然ガスと前記混合ドラム内のボイルオフガスとを気液接触させて前記混合ドラム内のボイルオフガスを再液化させ、更に、再液化したボイルオフガスを第２の昇圧ポンプによって昇圧させた後、前記予冷却器に供給して前記圧縮後のボイルオフガスを予冷することを特徴とするボイルオフガスの再液化方法。
【請求項２】
前記混合ドラムの頂部に設けたスプレーノズルによって噴霧化した液化天然ガスと、前記混合ドラムの胴部に設けた散布ノズルより散布させたボイルオフガスとを気液接触させ、この気液接触の過程で前記ボイルオフガスを再液化させることを特徴とする請求項１記載のボイルオフガスの再液化方法。
【請求項３】
前記混合ドラムで再液化後のボイルオフガスと液化天然ガスとの混合液によって昇圧後のボイルオフガスを予冷し、予冷却後のボイルオフガスを主冷却器に供給された液化天然ガスによって更に冷却することを特徴とする請求項１記載のボイルオフガスの再液化方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、液化天然ガス（以下、ＬＮＧと称する。）への熱の侵入によって発生したボイルオフガス（以下、ＢＯＧと称する。) を、再度、液化させるボイルオフガスの再液化方法に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
ＬＮＧへの熱の侵入によって発生したＢＯＧを都市ガスの原料として使用する場合、ＢＯＧを都市ガスの送出圧以上（最高６．９ＭＰａ程度）に昇圧する必要がある。この送出圧が高くなるほど、昇圧のための動力が増大し、コストが上昇するという問題がある。
【０００３】
そこで、一般のＬＮＧ基地では、図５に示す方法によってコスト削減を図っている。
即ち、従来のＢＯＧ再液化方法（従来例１）は、ＬＮＧタンク１０１で発生したＢＯＧ（ｂ）をコンプレッサー１０２によって再液化圧力（０．５ＭＰａ程度）まで昇圧し、昇圧されたＢＯＧ（ｂ）を予冷熱交換器１０３によって予冷却してプレートフィン熱交換器１０４などによって再液化する。この再液化したＢＯＧ（ｂ）を、一旦、コンデンセートドラム（凝縮ドラム）１０５に貯めた後、昇圧ポンプ１０６によってＬＮＧ払い出し圧力（３．５ＭＰａ程度）まで昇圧し、昇圧した再液化ＢＯＧ（ｂ）を冷却用ＬＮＧ（ａ）と混合して気化器１０７に供給し、気化器１０７に供給された再液化ＢＯＧ（ｂ）と冷却用ＬＮＧ（ａ）との混合物ｃを海水で加熱して高圧の都市ガス（３．０ＭＰａ程度）ｄを製造するようにしている。
【０００４】
他方、図７に示す従来例２のように、ＬＮＧタンク２０１から抜き出したＢＯＧ（ｂ）を第１圧縮機２０２によって第１の圧力（約０．５８〜０．８７ＭＰａ）まで圧縮し、この圧縮ＢＯＧ（ｂ）をＬＮＧの冷熱を利用している熱交換器２０３によって予冷し、予冷後の圧縮ＢＯＧ（ｂ）を混合器２０４内でＬＮＧタンク２０１から抜き出したＬＮＧ（ａ）と混合して少なくとも一部を液化し、この混合流体ｃを気液分離器２０５で気液分離してそのうちの液体成分を第２ポンプ２０６により昇圧し、更に、上記熱交換器２０３を経て気化器２０７に導出して気化する一方、ガス成分を第２圧縮機２０８により第１の圧力よりも高い第２の圧力（６．９ＭＰａ）まで圧縮するボイルオフガスの処理方法が提案されている（例えば、特許文献１参照。）。
【特許文献１】特開平９−５９６５７号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
上記のように、ＢＯＧを都市ガスの送出圧以上に昇圧する場合、ＢＯＧを再液化させた後に昇圧する理由は、ＢＯＧを気相のまま昇圧するよりも、ＢＯＧを再液化させた後に昇圧させた方がポンプ動力の低減が図れるからである。即ち、１ｔ／ｈのＢＯＧを気相でまま都市ガスの送出圧まで昇圧すると、圧縮機の動力が１９２ｋＷとなるが、ＢＯＧを再液化させた後に都市ガスの送出圧まで昇圧すると、ポンプの動力が９０．２ｋＷで足りるからである。
【０００６】
ここで、圧縮機の気相圧縮動力とＢＯＧ再液化後の液相動力の相違について説明すると、次のようになる。
【０００７】
（１）ＢＯＧ（ガス）１ｔ／ｈを気相で圧縮する動力
ＢＯＧ圧縮機
（ａ）吸込圧：０．１ＭＰａＡ
（ｂ）吐出圧：５．２９ＭＰａＡ
（ｃ）動  力：１９２ｋＷ
（２）ＢＯＧ（液）１ｔ／ｈをポンプにより昇圧する動力
・再液化のための低圧動力
ＢＯＧ圧縮機
（ａ）吸込圧：０．１ＭＰａＡ
（ｂ）吐出圧：１．０８ＭＰａＡ
（ｃ）動  力：８７ｋＷ
（ｄ）ＬＮＧポンプ全水頭（＊）：９７７ｍ
（＊）上記吐出圧力（１．０８ＭＰａＡ）から相当圧（５．２９ＭＰａ                    Ａ）までのポンプ全水頭（液密度＝０．４４ｔ／ｍ3 ）  
（ｅ）動  力：３．３ｋＷ
（ｆ）合計動力：９０．２ｋＷ
【０００８】
しかしながら、前者（従来例１）の場合、予冷熱交換器１０３における温度パターン（熱流図ともいう。）は、図６に示すように、ＢＯＧとＬＮＧとの流体温度が接近して温度差（ΔＴ）が極小になるポイント（ピンチ温度と称する。）がある。このΔＴは、予冷熱交換器１０３の伝熱面積を過大にしないために、５℃以下にならないことが望ましいと言われている。
【０００９】
係るピンチ温度などを考慮すると、冷熱としてのＬＮＧの通液量に限度があった。例えば、１０．２ｔ／ｈのＢＯＧを全量再液化しようとすると、ＢＯＧの再液化に必要なＬＮＧの供給量Ｇは、５５．８ｔ／ｈとなる（「表１」参照。）。
【００１０】
従って、ＬＮＧの供給量ＧがＢＯＧの供給量の約５．５倍（＝５５．８／１０．２）となることから、夜間のようにガス消費量が少ない場合には、ＢＯＧの再液化に必要なＬＮＧを確保できないという問題があった。
【００１１】
なお、図６中、予冷熱交換器出口のエンタルピーｉｘは、８１．９ｋｃａｌ／ｋｇ、また、予冷熱交換器出口の温度は、−１１８℃である。
【００１２】
他方、後者（従来例２）の場合は、図９に記載した条件下において、９．４ｔ／ｈのＢＯＧの全量を再液化するのに必要なＬＮＧの供給量Ｇを演算すると、５７．８ｔ／ｈとなる。
【００１３】
即ち、
（ａ）混合器２０４（スタティックミキサーを想定）の熱バランス
４７×（Ｇ＋ｉ１）×９．４＝１３×（９．４＋Ｇ）      ・・・・・  （１）
（ｂ）予冷器の熱バランス
（２６６−ｉ１）×９．４＝（ｉ２−５８）×（９．４＋Ｇ）    ・・・  （２）
（ｃ）分離ドラムの熱バランス
ｉ３×（９．４＋Ｇ）＝１７０×（Ｇ１＋５８）×Ｇ２        ・・・  （３）
ここで、
Ｇ１＋Ｇ２＝９．４＋Ｇ                      ・・・・・  （４）
である。
【００１４】
従って、ｉ１（予冷却器出口エンタルピー）、ｉ２（予冷却器出口エンタルピー）、ｉ３（混合器と気液分離器間のエンタルピー）、Ｇ（ＬＮＧの供給量）、Ｇ１（気液分離器出口の液体成分量）、Ｇ２（気液分離器出口のガス成分量）は、次のようになる。
【００１５】
ｉ１＝１４０ｋｃａｌ／ｋｇ          ＊（湿り蒸気）−１２５℃
ｉ２＝７５．６ｋｃａｌ／ｋｇ        ＊−１２５℃
ｉ３＝６０．６ｋｃａｌ／ｋｇ        ＊（湿り蒸気）−１４３℃
Ｇ＝５７．８ｔ／ｈ
Ｇ１＝１．２ｔ／ｈ
Ｇ２＝６６．０ｔ／ｈ
即ち、９．４ｔ／ｈのＢＯＧの全量を再液化に必要なＬＮＧの供給量Ｇは、５７．８ｔ／ｈとなる。
【００１６】
従って、ＬＮＧの供給量ＧがＢＯＧの供給量の約６．２倍（＝５７．８／９．４）となることから、夜間のように、ガス消費量が少ない場合には、前者と同様に、ＢＯＧの再液化に必要なＬＮＧを確保できないという問題があった。
【００１７】
本発明は、このような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、ＢＯＧを都市ガスの原料として使用する場合、夜間のようにガス消費量が少ない場合でも、ＢＯＧの全量をＬＮＧを用いて再液化できるボイルオフガスの再液化方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１８】
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。
請求項１に記載の発明に係るボイルオフガスの再液化方法は、貯槽内の液化天然ガスより発生したボイルオフガスを再液化するボイルオフガスの再液化方法において、前記ボイルオフガスを圧縮機で圧縮し、圧縮後のボイルオフガスを予冷却器及び主冷却器により冷却して混合ドラム内に供給する一方、前記液化天然ガスを第１の昇圧ポンプで昇圧して気化器に供給すると共に、その一部を減圧弁を経て前記混合ドラム内に噴射させ、当該噴射によって噴霧化した液化天然ガスと前記混合ドラム内のボイルオフガスとを気液接触させて前記混合ドラム内のボイルオフガスを再液化させ、更に、再液化したボイルオフガスを第２の昇圧ポンプによって昇圧させた後、前記予冷却器に供給して前記圧縮後のボイルオフガスを予冷することを特徴としている。
【００１９】
請求項２に記載の発明に係るボイルオフガスの再液化方法は、前記混合ドラムの頂部に設けたスプレーノズルによって噴霧化した液化天然ガスと、前記混合ドラムの胴部に設けた散布ノズルより散布させたボイルオフガスとを気液接触させ、この気液接触の過程で前記ボイルオフガスを再液化させることを特徴とする請求項１記載のボイルオフガスの再液化方法である。
【００２０】
請求項３に記載の発明に係るボイルオフガスの再液化方法は、前記混合ドラムで再液化後のボイルオフガスと液化天然ガスとの混合液によって昇圧後のボイルオフガスを予冷し、予冷却後のボイルオフガスを主冷却器に供給された液化天然ガスによって更に冷却することを特徴とする請求項１記載のボイルオフガスの再液化方法である。
【発明の効果】
【００２１】
上記のように、この発明は、貯槽内の液化天然ガスより発生したボイルオフガスを再液化するボイルオフガスの再液化方法において、前記ボイルオフガスを圧縮機で圧縮し、圧縮後のボイルオフガスを予冷却器及び主冷却器により冷却して混合ドラム内に供給する一方、前記液化天然ガスを第１の昇圧ポンプで昇圧して気化器に供給すると共に、その一部を減圧弁を経て前記混合ドラム内に噴射させ、当該噴射によって噴霧化した液化天然ガスと前記混合ドラム内のボイルオフガスとを気液接触させて前記混合ドラム内のボイルオフガスを再液化させ、更に、再液化したボイルオフガスを第２の昇圧ポンプによって昇圧させた後、前記予冷却器に供給して前記圧縮後のボイルオフガスを予冷するので、ボイルオフガスの全量を比較的少ない液化天然ガスによって再液化することが可能となった。
【００２２】
即ち、本発明によれば、液化天然ガス（ＬＮＧ）とボイルオフガス（ＢＯＧ）との比（ＬＮＧ／ＢＯＧ）が４．４７（＝５４．１／１２．１）となることから、夜間のようにガス消費量が少ない場合でも、ボイルオフガスの再液化に必要な液化天然ガスを確保することが可能となり、工業上、有用な発明である。
【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。
図１において、符号１は、ＬＮＧタンクであり、その中に貯蔵されているＬＮＧ（液化天然ガス）ａは、熱の侵入によりＢＯＧ（ボイルオフガス）ｂを発生する。このＢＯＧ（ｂ）は、ＬＮＧタンク１より抜き出され、圧縮機２によって圧縮される。圧縮機２によって所定の圧力に圧縮されたＢＯＧ（ｂ）は、再液化ＢＯＧとＬＮＧの混合液（ｃ）の冷熱を利用している予冷却器３によって予冷された後、更に、ＬＮＧ（ａ）の冷熱を利用している主冷却器４によって所定の温度に冷却される。
【００２４】
他方、ＬＮＧタンク１より抜き出されたＬＮＧ（ａ）は、ＬＮＧポンプ（第１の昇圧ポンプ）５によって昇圧される。第１の昇圧ポンプ５によって所定の圧力（例えば、２０ａｔａ（１．８６ＭＰａ））まで昇圧されたＬＮＧ（ａ）は、気化器７に供給され、その一部は、前記主冷却器４を経て減圧弁６に供給される。
【００２５】
この発明は、前記減圧弁６によって減圧されたＬＮＧ（ａ）と、前記主冷却器４によって冷却された前記ＢＯＧ（ｂ）とを混合ドラム８内に噴出して気液混合させ、この気液接触の過程で前記ＢＯＧ（ｂ）を再液化させることに特徴がある。
【００２６】
具体的に説明すると、前記混合ドラム８は、図２に示すように、耐圧性のタンク１０を主体とし、その頂部１０ａにＬＮＧ噴射用のスプレーノズル１１を下向きに設けている。
【００２７】
また、前記タンク１０内には、前記スプレーノズル１１の下方に位置するように、ＢＯＧ散布用の散布ノズル１２を設けている。この散布ノズル１２は、タンク１０の胴部１０ｂを貫通している水平な散布管１３の下側に多数の微小な散布孔（図示せず）を等間隔に設けたものであるが、係る構造に限るものではない。要は、ＢＯＧ（ｂ）を散布できるものであればよい。
【００２８】
また、この混合ドラム８は、タンク１０の底部に溜まった液、即ち、ＬＮＧ（ａ）と再液化したＢＯＧ（ｂ）との混合液ｃの一部を前記タンク１０内に再散布するための還元路１４を有している。この還元路１４は、前記タンク１０の底部に接続させた配管１５より分岐させた分岐管１６と、混合液ｃを搬送する還流ポンプ２０と、この分岐管１６の先端に設けられ、かつ、前記スプレーノズル１１と前記散布ノズル１２の中間に設けた第２の散布ノズル１７から構成されている。
【００２９】
また、上記タンク１０は、ブローライン１８を有し、タンク１０内の未再液化ＢＯＧをＢＯＧ圧縮機２の吸い込み側に戻すようにしている。更に、前記タンク１０の底部に接続させた配管１５には、送出ポンプ１９を設けている。
【００３０】
従って、前記スプレーノズル１１から前記タンク１０内に、前記減圧弁６を通過した際にフラッシュして圧力及び温度の降下したＬＮＧ（ａ）を噴射すると共に、前記散布ノズル１２から前記タンク１０内に所定の圧力及び温度に調整されたＢＯＧ（ｂ）を散布（噴出）すると、噴霧化、或いは微細な液滴状となったＬＮＧ（ａ）とガス状のＢＯＧ（ｂ）とが気液接触して前記ＢＯＧ（ｂ）が再液化する。
【００３１】
再液化したＢＯＧ（ｂ）とＬＮＧ（ａ）とが混合した混合液ｃは、図１に示すように、再液化ポンプ（第２の昇圧ポンプ）２１によって予冷却器３に供給される。その際、混合液ｃは再液化ポンプ（第２の昇圧ポンプ）２１によって、前記気化器７に供給されるＬＮＧ（ａ）と同圧にされる。前記予冷却器３に供給された混合液ｃは、前記圧縮機２によって圧縮されたＢＯＧ（ｂ）を予冷する。予冷却器３を通過する間にＢＯＧ（ｂ）を予冷した混合液ｃは、前記気化器７に供給されるＬＮＧ（ａ）と合流して前記気化器７に供給される。
【００３２】
気化器７に供給された混合液ｃとＬＮＧ（ａ）とは、熱源である海水ｅによって加熱されてガス化し、高圧（例えば、２．３５ＭＰａ）の都市ガスｄとなる。
【００３３】
次に、図３の「熱流図」及び図４の「熱媒バランス図」に基づいてＬＮＧの必要量Ｇを算出した。
（Ａ）熱バランス
各機器の熱バランスは、下記の通りである。
【００３４】
（ａ）予冷器の熱バランス
（２６６−ｉ１）×１２．１＝（８７−７４）×（１２．１＋Ｇ）  ・・・（１）
（ｂ）主冷却器の熱バランス
Ｇ×（ｉ３−４７）＝１２．１×（ｉ１−ｉ２）          ・・・・・  （２）
（ｃ）混合ドラムの熱バランス
ｉ２×１２．１＋ｉ３×Ｇ＝７４×（１２．１＋Ｇ）          ・・・  （３）
ここで、
ｉ３＝６５ｋｃａｌ／ｋｇ              ＊−１３５℃
である。
【００３５】
なお、
ｉ１：予冷却器と主冷却器間のエンタルピー（ｋｃａｌ／ｋｇ）
ｉ２：主冷却器出口のエンタルピー（ｋｃａｌ／ｋｇ）
ｉ３：主冷却器と混合ドラム間のエンタルピー（ｋｃａｌ／ｋｇ）
である。
【００３６】
上記（１）〜（３）を変換すると、下記の通りである。
１２．１×ｉ１＋１３×Ｇ＝（２６６×１２．１−１３×１２．１）＝３０６１
・・・・・  （１’）
１２．１×ｉ１−１２．１×ｉ２−Ｇ×ｉ３＝−４７×Ｇ    ・・・  （２’）
１２．１×ｉ２＋Ｇ×ｉ３＝７４×１２．１＋７４×Ｇ      ・・・  （３’）
従って、（２’）＋（３’）は、下記の通りである。    
１２．１×ｉ１＝７４×１２．１＋２７×Ｇ                ・・・  （４’）
次に、（４’）を（１’）に代入する。    
７４×１２．１＋２７×Ｇ＋１３×Ｇ＝３０６１            ・・・  （５’）
よって、
Ｇ＝５４．１ｔ／ｈ
ｉ１＝１９４．８ｋｃａｌ／ｋｇ            ＊−８９℃  
ｉ２＝１１４．３ｋｃａｌ／ｋｇ            ＊−１２５℃
従って、
ＬＮＧ＋ＢＯＧ＝１２．１＋５４．１＝６６．２ｔ／ｈ  
となる。
【００３７】
また、ＬＮＧとＢＯＧとの比は、
ＬＮＧ／ＢＯＧ＝５４．１／１２．１＝４．４７
となる。
【００３８】
従って、ＬＮＧの供給量ＧがＢＯＧの供給量の約４．５倍であるから、夜間のようにガス消費量が少ない場合であってもＢＯＧの再液化に必要なＬＮＧを確保することが可能である。
【００３９】
なお、熱負荷、ドラム容量、再液化ポンプ（第２のポンプ）、循環ポンプのスペックについては、次の通りである。
（Ｂ）熱負荷
（ａ）予冷器  ：８６１．２×１０3 ｋｃａｌ／ｈ
（ｂ）主冷却器：９７４．７×１０3 ｋｃａｌ／ｈ
（Ｃ）ドラム容量
２．５ｍ3 
（Ｄ）再液化ポンプ
７６．２ｔ／ｈ×ｓ０．９ＭＰａ、  ｄ５．３ＭＰａ
（Ｅ）循環ポンプ
８１．２ｔ／ｈ×ｓ０．９ＭＰａ、  ｄ１．２ＭＰａ
ここで、
ｄ：吐出圧力
ｓ：吸込圧力
である。
【実施例】
【００４０】
（実施例）
ＬＮＧとＢＯＧの比（ＬＮＧ／ＢＯＧ）について、本発明（図１参照。）と、従来例１（図５参照。）及び従来例２（図７参照。）とを比較した。その結果、ＬＮＧとＢＯＧの比については、本発明が最も小さいことが分かった（「表１」参照）。
【００４１】
従って、本発明によれば、夜間のようにガス消費量が少ない場合であってもＢＯＧの再液化に必要なＬＮＧを確保することが可能である。
【００４２】
【表１】
2007155060.tif 000003
【図面の簡単な説明】
【００４３】
【図１】本発明に係るボイルオフガス再液化方法を実施する設備の概略構成図である。
【図２】混合ドラムの断面図である。
【図３】図１の再液化設備の熱流図である。
【図４】図１の再液化設備の熱バランス図である。
【図５】従来のボイルオフガス再液化設備の概略構成図である（従来例１）。
【図６】図５の再液化設備の熱流図である。
【図７】従来のボイルオフガス再液化設備の他の一例の概略構成図である（従来例２）。
【図８】図７の再液化設備の熱流図である。
【図９】図７の再液化設備の熱バランス図である。
【符号の説明】
【００４４】
ａ  液化天然ガス（ＬＮＧ）
ｂ  ボイルオフガス（ＢＯＧ）
１  貯槽
２  圧縮機
３  予冷却器
４  主冷却器
５  第１の昇圧ポンプ
６  減圧弁
７  気化器
８  混合ドラム
２１  第２の昇圧ポンプ２１
【図１】
2007155060.tif 000004
【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
2007155060.tif 000008
【図６】
2007155060.tif 000009
【図７】
2007155060.tif 000010
【図８】
2007155060.tif 000011
【図９】
2007155060.tif 000012