(57)【要約】【課題】液化ガスを貯蔵する貯蔵槽の圧力上昇の抑制が可能、かつ、設備の複雑化、設備費の削減が可能な貯蔵槽の圧力上昇抑制装置、この圧力上昇抑制システム、この抑制方法、これを備えた液化ガス運搬船およびこれを備えた液化ガス貯蔵設備を提供することを目的とする。【解決手段】液化ガスを貯蔵している貯蔵槽２と、貯蔵槽２から抽出された液状の液化ガスと冷媒とが熱交換する熱交換手段４と、熱交換手段４へ導かれる冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段３１と、冷媒用圧縮手段３１によって圧縮された冷媒を減圧して熱交換手段４へと供給する冷媒用膨張手段３３と、貯蔵槽２内の液状の液化ガスに、熱交換手段４にて冷却された液状の液化ガスを供給する供給手段１１とを備えることを特徴とする。【選択図】図１
2013087911.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
液化ガスを貯蔵している貯蔵槽と、
該貯蔵槽から抽出された液状の前記液化ガスと冷媒とが熱交換する熱交換手段と、
該熱交換手段へ導かれる前記冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段と、
該冷媒用圧縮手段によって圧縮された前記冷媒を減圧して前記熱交換手段へと供給する冷媒用膨張手段と、
前記貯蔵槽内の液状の前記液化ガスに、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを供給する供給手段と、
を備えることを特徴とする貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。
【請求項２】
液化ガスを貯蔵している貯蔵槽と、
該貯蔵槽から抽出された液状の前記液化ガスと冷媒とが熱交換する熱交換手段と、
該熱交換手段へ導かれる前記冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段と、
該冷媒用圧縮手段によって圧縮された前記冷媒を減圧して前記熱交換手段へ供給する冷媒用膨張手段と、
前記貯蔵槽内のガス状の前記液化ガスに、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを散布する散布手段と、
を備えることを特徴とする貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。
【請求項３】
液化ガスを貯蔵している貯蔵槽と、
該貯蔵槽から抽出された液状の前記液化ガスと冷媒とが熱交換する熱交換手段と、
該熱交換手段へ導かれる前記冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段と、
該冷媒用圧縮手段によって圧縮された前記冷媒を減圧して前記熱交換手段へ供給する冷媒用膨張手段と、
前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを前記貯蔵槽内の液状の前記液化ガスに供給する供給手段と、
前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを前記貯蔵槽内のガス状の前記液化ガスに散布する散布手段と、
を備えることを特徴とする貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。
【請求項４】
前記供給手段は、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスの供給流量を調整する供給流量調整手段を備えることを特徴とする請求項１から請求項３のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。
【請求項５】
前記散布手段は、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスの散布量を調整する散布量調整手段を備えることを特徴とする請求項２から請求項４のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。
【請求項６】
前記熱交換手段へ導かれる液状の前記液化ガスの一部を前記熱交換手段からバイパスして前記供給手段および／または前記散布手段に導くバイパス手段と、
液状の前記液化ガスが前記バイパス手段を通過するバイパス流量を調整するバイパス流量調整手段と、
を備えることを特徴とする請求項１から請求項５のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。
【請求項７】
前記貯蔵槽は、
保存槽と、
該保存槽と前記熱交換手段との間に設けられて、前記保存槽から抽出された液状の前記液化ガスおよび／またはガス状の前記液化ガスが一時的に格納される中間槽と、を備え、
前記供給手段および／または前記散布手段は、前記中間槽に設けられて、
該中間槽には、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスが導かれることを特徴とする請求項１から請求項６のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。
【請求項８】
前記貯蔵槽は、複数設けられて、
各該貯蔵槽に貯蔵されている前記液化ガスは、前記貯蔵槽ごとに異なるガス種であることを特徴とする請求項１から請求項７のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置を備えることを特徴とする圧力上昇抑制システム。
【請求項９】
請求項８に記載の圧力上昇抑制システムを備えたことを特徴とする液化ガス運搬船。
【請求項１０】
請求項８に記載の圧力上昇抑制システムを備えた液化ガス貯蔵設備。
【請求項１１】
液化ガスを貯蔵している貯蔵槽から抽出した液状の前記液化ガスと、圧縮された後に減圧された冷媒と熱交換させて液状の前記液化ガスを冷却し、熱交換することにより冷却された液状の該液化ガスを前記貯蔵槽内に貯蔵されている液状の前記液化ガスおよび／またはガス状の前記液化ガスに導くことを特徴とする貯蔵槽の圧力上昇抑制方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、貯蔵槽の圧力上昇抑制装置、これを備えた圧力上昇抑制システム、この抑制方法、これを備えた液化ガス運搬船およびこれを備えた液化ガス貯蔵設備に関し、特に、液化ガスを貯蔵する貯蔵槽内の圧力上昇の抑制に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
一般に、液化天然ガス（以下、「ＬＮＧ」という。）や液化石油ガス（以下、「ＬＰＧ」という。）といった液化ガスを液状で貯蔵している貯蔵タンク（以下、「貨物タンク」という。）では、貨物タンクへの外部からの入熱により自然に気化した液化ガス（以下、「ボイルオフガス」という。）による貨物タンク内圧上昇を抑える為に、気化ガスを再液化したり、貨物タンクからボイルオフガスを抜き出して外部で燃焼や廃棄処理している。
【０００３】
ボイルオフガスの再液化装置としては、例えば、図７に示すように、ＬＰＧを輸送する液化石油ガス運搬船の再液化装置１０１では、貨物タンク１０２内のボイルオフガスをボイルオフガス圧縮機１０３により高圧に圧縮し、圧縮されたボイルオフガスをコンデンサ１０４において船外から引いてきた海水（設計温度：約３２℃）と熱交換させて冷却し、およそ４０℃にて凝縮させる。このようにして凝縮されたＬＰＧは、貨物タンク１０２へと導かれて貨物タンク１０２内で減圧（膨張）される際に一部がガス化する。この際、ＬＰＧが蒸発する冷熱を用いて貨物タンク１０２内に貯蔵されている液状のＬＰＧの液温を低下させ、貨物タンク１０２内のボイルオフガスの総量（ガス相総量）を低減して貨物タンク１０２内の圧力を抑制する。
【０００４】
図８に、図７に示した再液化装置１０１を用いて例えばプロパンを再液化した場合のプロセス図を示す。また、図８の縦軸は、圧力[ＭＰａ]を示し、横軸は、比エンタルピ[ｋＪ／ｋｇ]を示している。
【０００５】
図８中のＩは、図７に示した貨物タンク１０２内に貯蔵されている液状のＬＰＧが蒸発してボイルオフガスになることを示し、IIはボイルオフガス圧縮機１０３によるボイルオフガスの圧縮を示し、IIIはコンデンサ１０４において海水によるボイルオフガスの冷却を示し、IVは凝縮されたＬＰＧが貨物タンク１０２内で膨張して貨物タンク１０２内に貯蔵されている液状のＬＰＧをガス冷却することを示している。
【０００６】
図７に示した再液化装置１０１では、例えば、シリンダ１０５内にピストン１０７を備え、クランク軸１０９を介してピストン１０７を駆動する駆動機１１１を有する往復式の多段式ボイルオフガス圧縮機１０３が用いられており、ボイルオフガスを１６気圧〜２０気圧程度の高圧に圧縮してコンデンサ１０４に供給している。また、コンデンサ１０４には、海水冷却方式のプレートまたはシェルアンドチューブ方式の熱交換器が用いられている。
【０００７】
また、ＬＮＧを輸送する液化天然ガス運搬船に設けられている再液化装置は、ＬＮＧの主成分であるメタンが常温付近では超臨界流体であり、図７に示したコンデンサ１０４に導かれる海水温度域（約３２℃）ではＬＮＧのボイルオフガスを液化することができない。そのため、ＬＮＧの再液化装置には、ＬＰＧの再液化装置１０１を直接利用することができない。
【０００８】
そこで、図９に示すように、ＬＮＧの再液化装置２０１としては、冷媒として窒素を用いたブレイトンサイクルによる間接冷却方式が採用されている。すなわち、この再液化装置２０１では、貨物タンク２０２内で発生したボイルオフガスは、ボイルオフガス供給配管２０９を通り、ボイルオフガス熱緩和兼セパレータ２０７を介して、ボイルオフガス圧縮機２０３によって加圧され、間接冷却方式のコールドボックス２０４に導かれる。その後、ボイルオフガスは、間接冷却方式のコールドボックス２０４において、冷媒である窒素ガスと熱交換する。コールドボックス２０４において、窒素ガスと熱交換することによって、ボイルオフガスは凝縮・過冷却されて液状となる。この液状の凝縮（再液化）されたＬＮＧは再液化ガス配管２０５を通り、再び貨物タンク２０２内へと導かれる。このようにボイルオフガスを再液化することにより貨物タンク２０２内の圧力上昇を抑制している。
なお、ボイルオフガス熱緩和兼セパレータ２０７には、コールドボックス２０４にて再液化されたＬＮＧを一部抜き出して供給する再液化ＬＮＧ供給配管２１１が接続されている。ボイルオフガス熱緩和兼セパレータ２０７では、再液化ＬＮＧ供給配管２１１から供給された再液化ＬＮＧによってボイルオフガスが冷却（熱緩和）されるとともに、気液が分離されるようになっている。
【０００９】
図１０には、図９に示した再液化装置２０１を用いて、ＬＮＧを再液化した場合のプロセス図が示されており、縦軸は、圧力[ＭＰａ]を示し、横軸は、比エンタルピ[ｋＪ／ｋｇ]を示している。
図１０においても図８と同様であり、図１０中のＩは、図９に示した貨物タンク２０２内でＬＮＧが蒸発しボイルオフガスになることを示し、IIはボイルオフガス圧縮機２０３によるボイルオフガスの圧縮を示し、IIIはコールドボックス２０４において窒素によるボイルオフガスの冷却を示し、IVは貨物タンク２０２内が減圧することを示している。
【００１０】
図９に示した再液化装置２０１のコールドボックス２０４に導かれる冷媒には、窒素が用いられている。この窒素は、２段式の窒素圧縮機２３１と窒素昇圧機２３２との３段に渡って高圧に圧縮される。すなわち、窒素圧縮機２３１によって高圧にされた窒素は、コールドボックス２０４へと導かれて、ボイルオフガスを冷却・凝縮した低圧・低温の窒素ガスと熱交換されて温度が低下する。この温度の低下した高圧の窒素は、窒素昇圧機２３２と同軸上に設けられている窒素膨張機２３３へと導かれる。窒素膨張機２３３に導かれた高圧の窒素は、減圧されて低温・低圧の窒素ガスとされる。この低温・低圧の窒素ガスは、再びコールドボックス２０４へと導かれて、ボイルオフガス、前述した高圧の窒素の順に熱交換してコールドボックス２０４から導出される。コールドボックス２０４から導出された窒素は、窒素昇圧機２３２へと導かれて、窒素昇圧機２３２により圧縮されて窒素圧縮機２３１の入口へと導かれる。
なお、窒素圧縮機２３１にて圧縮された窒素は、コールドボックス２０４に入る前に、第１熱交換器２３５によって冷却され、圧縮熱が除去されるようになっている。また、窒素昇圧機２３２と窒素圧縮機２３１との間にも第２熱交換器２３７が設けられており、窒素昇圧機２３２にて昇圧された窒素の圧縮熱が除去されるようになっている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００１１】
【特許文献１】特開２００９−５８１９９号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１２】
しかしながら、ＬＰＧおよびＬＮＧの両方を搭載して輸送する船舶においては、図７に示したＬＰＧの再液化装置１０１と図９に示したＬＮＧの再液化装置２０１の両方を搭載する必要があるとされてきた。しかし、これら両方のシステム１０１、２０１を１の船舶上に搭載した場合には、設備の複雑化や設備費の増大を招くという問題があった。
【００１３】
また、特許文献１には、冷却液タンク内に貯蔵されている冷却液を熱交換器で冷媒と熱交換させて冷却し、冷却液タンクに戻す際に冷却された冷却液によってレーザ加工機を冷却することが開示されているが、これは、レーザ加工機を冷却するための冷却液の温度制御であって、液化ガスを貯蔵する貨物タンク内の圧力上昇の抑制方法については開示されていない。
【００１４】
本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、液化ガスを貯蔵する貯蔵槽の圧力上昇の抑制が可能、かつ、設備の複雑化、設備費の削減が可能な貯蔵槽の圧力上昇抑制装置、この圧力上昇抑制システム、この抑制方法、これを備えた液化ガス運搬船およびこれを備えた液化ガス貯蔵設備を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１５】
上記課題を解決するために、本発明の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置、これを備えた圧力上昇抑制システム、この抑制方法、これを備えた液化ガス運搬船およびこれを備えた液化ガス貯蔵設備は以下の手段を採用する。
すなわち、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置は、液化ガスを貯蔵している貯蔵槽と、該貯蔵槽から抽出された液状の前記液化ガスと冷媒とが熱交換する熱交換手段と、該熱交換手段へ導かれる前記冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段と、該冷媒用圧縮手段によって圧縮された前記冷媒を減圧して前記熱交換手段へと供給する冷媒用膨張手段と、前記貯蔵槽内の液状の前記液化ガスに、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを供給する供給手段と、を備えることを特徴とする。
【００１６】
貯蔵槽から抽出した液状の液化ガスを熱交換手段において冷媒と熱交換させて冷却し、その冷却した液状の液化ガスを供給手段により貯蔵槽内の液状の液化ガスに戻すこととした。これにより、供給手段から供給された液状の液化ガスにより、貯蔵槽内に貯蔵されている液状の液化ガスを冷却することができる。そのため、貯蔵槽内の液状の液化ガス全体の温度を低下させて、液状の液化ガスがガス化することを抑えることができる。この際、循環させる液化ガスの液相（単相）のみを熱交換手段において熱交換させるため、熱交換手段では、冷媒が熱交換手段で与える温度差に相当する圧力差を冷媒用圧縮手段で与えればよいので、貯蔵槽に導かれる液状の液化ガスの温度を貯蔵槽に応じた温度にすることができる。したがって、貯蔵槽内に貯蔵されている液状の液化ガスを冷却して、貯蔵槽の圧力上昇を抑制することができる。
【００１７】
また、熱交換手段において液状の液化ガスと冷媒とを熱交換させる際には、液化ガスの相変化を伴わない液相状態のみで行なわれるため、熱交換手段の出入口における液化ガスの温度差が小さくなる。そのため、熱交換手段の出入口における冷媒の温度差も小さくなる。この冷媒の温度差は、冷媒の圧力差に比例しているので、結果として、熱交換手段の出入口における冷媒の圧力差を小さくすることとなる。これにより、熱交換手段へ導かれる冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段の圧縮比を小さくして、冷媒用圧縮手段の段数を減らすことができる。また、冷媒用圧縮手段の段数が減少することにより、冷媒用圧縮手段の設計が容易となり、かつ、冷媒用圧縮手段の機械損失を低減することができる。さらに、熱交換手段に導かれる液状の液化ガスの相変化を伴うことなく冷却することとしたので、熱交換手段の熱交換効率を高めることができる。そのため、熱交換手段をコンパクト化することができる。したがって、圧力上昇抑制装置の簡略化および装置全体の効率を向上させることができる。
【００１８】
なお、液化ガスとしては、液化天然ガス（ＬＮＧ）や、液化石油ガス（ＬＰＧ）、エタン、エチレン、アンモニアやそれらの混合物等が挙げられる。
【００１９】
さらに、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置によれば、液化ガスを貯蔵している貯蔵槽と、該貯蔵槽から抽出された液状の前記液化ガスと冷媒とが熱交換する熱交換手段と、該熱交換手段へ導かれる前記冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段と、該冷媒用圧縮手段によって圧縮された前記冷媒を減圧して前記熱交換手段へ供給する冷媒用膨張手段と、前記貯蔵槽内のガス状の前記液化ガスに、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを散布する散布手段と、を備えることを特徴とする。
【００２０】
貯蔵槽から抽出した液状の液化ガスを熱交換手段において冷媒と熱交換させて冷却し、その冷却した液状の液化ガスを散布手段により貯蔵槽内のガス状の液化ガスに散布することとした。このように冷却された液化ガスと貯蔵槽内のガス状の液化ガスとを熱交換させることにより、ガス状の液化ガスを凝縮（再液化）することができる。すなわち、冷却された液状の液化ガスの過冷却熱によって、ガス状の液化ガス中に散布された冷却された液状の液化ガスの粒径が増大する。その後、この粒径が増大した液化ガスは、貯蔵槽内に貯蔵されている液状の液化ガスの表面（液相表面）に落下することとなる。そのため、ガス状の液化ガスによる貯蔵槽内の圧力上昇を抑制したり、貯蔵槽内の圧力を減圧したりすることができる。
【００２１】
さらに、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置は、液化ガスを貯蔵している貯蔵槽と、該貯蔵槽から抽出された液状の前記液化ガスと冷媒とが熱交換する熱交換手段と、該熱交換手段へ導かれる前記冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段と、該冷媒用圧縮手段によって圧縮された前記冷媒を減圧して前記熱交換手段へ供給する冷媒用膨張手段と、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを前記貯蔵槽内の液状の前記液化ガスに供給する供給手段と、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを前記貯蔵槽内のガス状の前記液化ガスに散布する散布手段と、を備えることを特徴とする。
【００２２】
貯蔵槽から抽出した液状の液化ガスを熱交換手段において冷媒と熱交換させて冷却し、その冷却した液状の液化ガスを供給手段により貯蔵槽内の液状の液化ガスに供給すると共に、散布手段により貯蔵槽内上部のガス層の液化ガスに散布することとした。これらにより、貯蔵槽内の液状の液化ガス全体の温度を低下させて液状の液化ガスがガス化することを抑制すると共に、貯蔵槽内上部のガス層の液化ガスを再凝縮（再液化）することができる。したがって、貯蔵槽内の圧力上昇の抑制や減圧を行うことができる。
【００２３】
また、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置は、前記供給手段は、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスの供給流量を調整する供給流量調整手段を備えることを特徴とする。
【００２４】
熱交換手段にて冷却された液状の液化ガスの貯蔵槽内の液状の液化ガスへ供給される流量を調整する供給流量調整手段を供給手段に設けることとした。これにより、熱交換手段により冷却される液状の液化ガスを、外部から貯蔵槽への入熱分相当の流量にして貯蔵槽へと供給することができる。したがって、入熱によって貯蔵槽内の液状の液化ガス全体の温度が上昇した場合であっても、貯蔵槽内の圧力上昇を抑制することができる。
【００２５】
また、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置は、前記散布手段は、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスの散布量を調整する散布量調整手段を備えることを特徴とする。
【００２６】
熱交換手段にて冷却された液状の液化ガスの貯蔵槽内のガス状の液化ガスへと導かれる散布量を調整する散布量調整手段を散布手段に設けることとした。これにより、貯蔵槽内のガス状の液化ガスへと散布される冷却された液状の液化ガスの流量を調整して、貯蔵槽内のガス状の液化ガスが凝縮（再液化）する割合を調整することができる。したがって、ガス状の液化ガスによる貯蔵槽内の圧力を調整して、貯蔵槽内を所定の圧力以下にすることができる。
【００２７】
また、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置は、前記熱交換手段へ導かれる液状の前記液化ガスの一部を前記熱交換手段からバイパスして前記供給手段および／または前記散布手段に導くバイパス手段と、液状の前記液化ガスが前記バイパス手段を通過するバイパス流量を調整するバイパス流量調整手段と、を備えることを特徴とする。
【００２８】
貯蔵槽から抽出された液状の液化ガスの一部を熱交換手段からバイパスして供給手段および／または散布手段に導くバイパス手段を設けることとした。さらに、このバイパス手段には、バイパス手段を通過する液状の液化ガスの流量を調整するバイパス流量調整手段を設けることとした。これらにより、熱交換手段により冷却された液状の液化ガスと、熱交換手段より冷却されなかった液状の液化ガスとを混合させて、供給手段および／または散布手段に導く液状の液化ガスの温度を調整することができる。したがって、貯蔵槽内に貯蔵されている液状の液化ガスの冷却および／またはガス状の液化ガスの凝縮（再液化）の割合を調整して、貯蔵槽内の圧力上昇を抑制することができる。
【００２９】
また、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置は、前記貯蔵槽は、保存槽と、該保存槽と前記熱交換手段との間に設けられて、前記保存槽から抽出された液状の前記液化ガスおよび／またはガス状の前記液化ガスが一時的に格納される中間槽と、を備え、前記供給手段および／または前記散布手段は、前記中間槽に設けられて、該中間槽には、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスが導かれることを特徴とする。
【００３０】
保存槽と中間槽とを設けて、中間槽に熱交換手段によって冷却された液状の液化ガスを戻すこととした。これにより、保存槽の容量が比較的小規模な場合であっても、熱交換手段にて冷却された液状の液化ガスの全量を保存槽に導くことなく、熱交換手段にて冷却された液状の液化ガスの一部を中間槽に貯蔵することができる。したがって、保存槽の容量が比較的小規模な場合であっても、保存槽内の液状の液化ガスを適切な温度に冷却することができる。
【００３１】
また、中間槽に供給手段や散布手段を設けることとした。そのため、保存槽をガスフリーすることなく、散布手段や供給手段をメンテナンスすることができる。したがって、圧力上昇抑制装置のメンテナンスが容易となる。
【００３２】
また、本発明に係る圧力上昇抑制システムは、前記貯蔵槽は、複数設けられて、各該貯蔵槽に貯蔵されている前記液化ガスは、前記貯蔵槽ごとに異なるガス種であることを特徴とする請求項１から請求項７のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置を備えることを特徴とする。
【００３３】
循環させる液化ガスの液相（単相）のみを熱交換手段において熱交換をさせる圧力上昇抑制装置を用いることとした。そのため、冷媒が熱交換手段で与える温度差に相当する圧力差を冷媒用圧縮手段で与えればよいので、各貯蔵槽内に貯蔵されている多種多様な液化ガスを１の圧力上昇抑制装置により冷却することができる。したがって、圧力上昇抑制システムの簡素化、設備費用を低減することができる。
【００３４】
また、本発明に係る液化ガス運搬船は、上記のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制システムを備えたことを特徴とする。
【００３５】
本発明の液化ガス運搬船によれば、コンパクトな再液化プラントを用いた天然ガス処理設備を搭載しているため、これらに要する設置空間を小さくすることができる。
したがって、液化ガス運搬船に搭載される圧力上昇抑制システムの簡素化、設備費用を低減することができる。
【００３６】
また、本発明に係る液化ガス貯蔵設備は、上記のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制システムを備えたことを特徴とする。
【００３７】
１の圧力上昇抑制装置を用いて、各貯蔵槽内に貯蔵されている多種多様な液化ガスを冷却することができる圧力上昇抑制システムを用いることとした。したがって、液化ガス運搬船に搭載される圧力上昇抑制システムの簡素化、設備費用を低減することができる。
【００３８】
また、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制方法は、液化ガスを貯蔵している貯蔵槽から抽出した液状の前記液化ガスと、圧縮された後に減圧された冷媒と熱交換させて液状の前記液化ガスを冷却し、熱交換することにより冷却された液状の該液化ガスを前記貯蔵槽内に貯蔵されている液状の前記液化ガスおよび／またはガス状の前記液化ガスに導くことを特徴とする。
【００３９】
循環させる液化ガスの液相（単相）のみを冷媒と熱交換をさせて冷却し、この冷却された液状の液化ガスを貯蔵槽内の液状および／またはガス状の液化ガスに導くこととした。これにより、貯蔵槽内の液状の液化ガス全体の温度を低下させて貯蔵槽内の液状の液化ガスがガス化することを抑制したり、貯蔵槽内のガス状の液化ガスを凝縮して再液化したりすることができる。したがって、貯蔵槽の圧力上昇の抑制や減圧を行うことができる。
【発明の効果】
【００４０】
本発明によると、貯蔵槽から抽出した液状の液化ガスを熱交換手段において冷媒と熱交換させて冷却し、その冷却した液状の液化ガスを供給手段により貯蔵槽内の液状の液化ガスに供給することとした。これにより、供給手段から供給された液状の液化ガスにより、貯蔵槽内に貯蔵されている液状の液化ガスを冷却することができる。そのため、貯蔵槽内の液状の液化ガス全体の温度を低下させて、液状の液化ガスがガス化することを抑えることができる。この際、循環させる液化ガスの液相（単相）のみを熱交換手段において熱交換させるため、熱交換手段では、冷媒が熱交換手段で与える温度差に相当する圧力差を冷媒用圧縮手段で与えればよいので、貯蔵槽に導かれる液状の液化ガスの温度を貯蔵槽に応じた温度にすることができる。したがって、貯蔵槽内に貯蔵されている液状の液化ガスを冷却して、貯蔵槽の圧力上昇を抑制することができる。
【００４１】
また、熱交換手段において液状の液化ガスと冷媒とを熱交換させる際には、液化ガスの相変化を伴わない液相状態のみで行なわれるため、熱交換手段の出入口における液化ガスの温度差が小さくなる。そのため、熱交換手段の出入口における冷媒の温度差も小さくなる。この冷媒の温度差は、冷媒の圧力差に比例しているので、結果として、熱交換手段の出入口における冷媒の圧力差を小さくすることとなる。これにより、熱交換手段へ導かれる冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段の圧縮比を小さくして、冷媒用圧縮手段の段数を減らすことができる。また、冷媒用圧縮手段の段数が減少することにより、冷媒用圧縮手段の設計が容易なり、かつ、冷媒用圧縮手段の機械損失を低減することができる。さらに、熱交換手段に導かれる液状の液化ガスの相変化を伴うことなく冷却することとしたので、熱交換手段の熱交換効率を高めることができる。そのため、熱交換手段をコンパクト化することができる。したがって、圧力上昇抑制装置の簡略化および装置全体の効率を向上させることができる。
【図面の簡単な説明】
【００４２】
【図１】本発明の第１実施形態に係る液化天然ガス運搬船に搭載されている貯蔵槽の圧力上昇抑制装置の概略構成図である。
【図２】図１に示した圧力上昇抑制装置による圧力と比エンタルピとのプロセス概念図である。
【図３】コールドボックスにおける液化天然ガスの温度と熱交換量との関係を示すグラフであり、（Ａ）は、従来の場合を示し、（Ｂ）は、本実施形態の場合を示している。
【図４】窒素、再循環ＬＮＧの図１に示したコールドボックスの出入口における各温度差と、窒素圧縮機の出入口における窒素の圧力比とを示す概念図である。
【図５】図４に示した窒素の温度、コールドボックス出入口における窒素の温度差と圧力比との関係を示すグラフである。
【図６】本発明の第２実施形態に係る液化天然ガス運搬船に搭載されている貯蔵槽の圧力上昇抑制装置の概略構成図である。
【図７】従来の液化石油ガス運搬船に搭載されている再液化装置を示す概略構成図である。
【図８】図７に示す再液化装置を用いた際のプロパンのプロセス図である。
【図９】従来の液化天然ガス運搬船に搭載されている再液化装置を示す概略構成図である。
【図１０】図９に示す再液化装置を用いた際のメタン（液化天然ガス）のプロセス図である。
【発明を実施するための形態】
【００４３】
[第１実施形態]
本発明の第１実施形態に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制システムを備えている液化天然ガス運搬船について図１および図２に基づいて説明する。
図１は、本実施形態に係る液化天然ガス運搬船に搭載されている圧力上昇抑制システムを構成している貨物タンクの圧力上昇抑制装置の概略構成図であり、図２には、図１に示す圧力上昇抑制装置による圧力と比エンタルピとのプロセス概念図が示されており、縦軸は、圧力[ＭＰａ]を示し、横軸は比エンタルピ[ｋＪ／ｋｇ]を示している。
【００４４】
図示しない液化天然ガス運搬船（液化ガス運搬船）には、図１に示すように、液化天然ガス（液化ガス）を貯蔵している貨物タンク（貯蔵槽）２と、貨物タンク２から抽出された液状の液化天然ガス（以下、「再循環ＬＮＧ」という。）と窒素（冷媒）とが熱交換するコールドボックス（熱交換手段）４と、コールドボックス４へ導かれる窒素を圧縮する窒素圧縮機（冷媒用圧縮手段）３１および窒素昇圧機（冷媒用圧縮手段）３２と、窒素圧縮機３１および窒素昇圧機３２によって圧縮された窒素を減圧してコールドボックス４へと供給する窒素膨張機（冷媒用膨張手段）３３と、コールドボックス４において冷却された液状の再循環ＬＮＧを貨物タンク２内に貯蔵されている液状の液化天然ガス（以下、「ＬＮＧ」という。）に供給する配管（供給手段）１１と、コールドボックス４において冷却された液状の再循環ＬＮＧを貨物タンク２内の上部空間（図示せず）に貯蔵されているボイルオフガス（ガス状のＬＮＧ）に噴霧するボイルオフガス散布ノズル（散布手段）１８とを備えている圧力上昇抑制装置１が搭載されている。
【００４５】
このような構成とされている圧力上昇抑制装置１を備えている液化天然ガス運搬船には、貨物としてＬＮＧが貯蔵されている貨物タンク２が、複数個（図１では、１タンクのみを示す。）設けられており、これら複数個の貨物タンク２と圧力上昇抑制装置１とを合わせて圧力上昇抑制システムが構成されている。
【００４６】
圧力上昇抑制装置１は、貨物タンク２内に貯蔵されている貨物である液状のＬＮＧの一部を冷却して、貨物タンク２内の上部空間に貯蔵されているボイルオフガスおよび貨物タンク２内の下部に貯蔵されている液状のＬＮＧへと再循環するＬＮＧ再循環系統１０と、貨物タンク２内から抽出された液状のＬＮＧである再循環ＬＮＧと熱交換させる窒素が循環する窒素冷凍サイクル３０とを有している。
【００４７】
ＬＮＧ再循環系統１０は、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧの一部を抽出するＬＮＧ循環ポンプ１２と、ＬＮＧ循環ポンプ１２によって抽出された再循環ＬＮＧと窒素とが熱交換して液状の再循環ＬＮＧが冷却されるコールドボックス４と、コールドボックス４において冷却された再循環ＬＮＧを貨物タンク２の底部近傍まで導く配管１１と、コールドボックス４に導かれる再循環ＬＮＧの一部をコールドボックス４からバイパスして配管１１に合流させるバイパス配管（バイパス手段）１３と、バイパス配管１３が配管１１に合流した合流点よりも下流側の配管１１から分岐して、貨物タンク２内の上部空間に冷却された液状の再循環ＬＮＧの一部を導く配管１４と、配管１４の端部であって貨物タンク２内の上部空間に貯蔵されているボイルオフガスに冷却された液状の再循環ＬＮＧを噴霧するボイルオフガス散布ノズル１８とを備えている。
【００４８】
さらに、ＬＮＧ再循環系統１０のバイパス配管１３上には、バイパス配管１３に導かれる再循環ＬＮＧのバイパス流量を調整するバイパスフロー制御弁（バイパス流量調整手段）１５が設けられており、配管１４上には、コールドボックス４において冷却された液状の再循環ＬＮＧの散布量を調整するスプレー制御弁（散布量調整手段）１６と、配管１４が配管１１上に合流している合流点よりも下流側の配管１１上に設けられ、コールドボックス４において冷却された液状の再循環ＬＮＧの再循環量（供給流量）を調整する再循環制御弁（供給流量調整手段）１７とが設けられている。
【００４９】
また、配管１１とバイパス配管１３との合流点と、配管１１と配管１４との合流点との間の配管１１上には、配管１１内を通過する液状の再循環ＬＮＧの温度を計測する温度計測手段１９が設けられている。
【００５０】
貨物タンク２には、貨物である液状のＬＮＧが貯蔵されている。このような、貨物タンク２は、断熱構造とされているが、外部から貨物タンク２への入熱により貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧが温められてその一部が蒸発する。この蒸発したＬＮＧは、ボイルオフガスとして貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧの液面上方の上部空間に貯蔵される。
【００５１】
貨物タンク２内には、貯蔵されている液状のＬＮＧ中に没して、この液状のＬＮＧを荷役する際に用いられる荷役ポンプが設けられている。本実施形態の場合には、この荷役ポンプと、再循環ＬＮＧをＬＮＧ再循環系統１０内に循環させる際に用いられるＬＮＧ循環ポンプ１２とが兼用とされているが、これに限るものではない。
【００５２】
また、貨物タンク２には、配管１１および配管１４の他に、貨物タンク２内の上部空間に貯蔵されているボイルオフガスを貨物タンク２内から外部へと抜くことができるベント配管２１が貨物タンク２の上部に接続されている。
【００５３】
コールドボックス４は、窒素冷媒サイクル３０から導かれる窒素と、ＬＮＧ再循環系統１０から導かれる液状の再循環ＬＮＧとが熱交換して、液状の再循環ＬＮＧを冷却する間接冷却方式の熱交換器である。コールドボックス４は、予冷却部Ｃ１と冷却部Ｃ２とを備えている。予冷却部Ｃ１では、窒素冷媒サイクル３０から導かれる後述する低圧・低温の窒素ガスと、窒素圧縮機３１によって圧縮された高圧の窒素とが熱交換する。また、冷却部Ｃ２では、低温・低圧の窒素ガスと、ＬＮＧ再循環系統１０から導かれる液状の再循環ＬＮＧとが熱交換する。
【００５４】
窒素冷媒サイクル３０は、冷媒である窒素をコールドボックス４へと供給するものである。窒素冷媒サイクル３０は、前述したＬＮＧ再循環系統１０から導かれる液状の再循環ＬＮＧと窒素とが熱交換するコールドボックス４と、窒素圧縮機３１と、窒素昇圧機３２とによって高圧とされた窒素を減圧する窒素膨張機３３と、窒素圧縮機３１で圧縮された高圧の窒素を冷却する第１熱交換器３４と、窒素昇圧機３２によって圧縮された窒素を冷却する第２熱交換器３５とを有している。
【００５５】
窒素圧縮機３１は、単段式の圧縮機であり、冷媒である窒素を吸引・圧縮して、高温・高圧の窒素とするものである。
窒素昇圧機３２は、コールドボックス４においてＬＮＧ再循環系統１０から導かれた液状の再循環ＬＮＧと、熱交換した窒素を圧縮するものである。また、窒素昇圧機３２は回転軸３６を有しており、この回転軸３６の同軸上には窒素膨張機３３が設けられている。
【００５６】
窒素膨張機３３は、窒素圧縮機３１からコールドボックス４を経て温度が下げられた高圧窒素を減圧により膨張させて低温・低圧の窒素ガスにするものである。この圧縮窒素が膨張する時の力を回転力として、回転軸３６が駆動され、窒素昇圧機３２が回転駆動される。
【００５７】
第１熱交換器３４は、窒素圧縮機３１によって高圧にされた窒素を冷媒である清水等で冷却して、温度を下げるものである。
第２熱交換器３５は、窒素昇圧機３２によって圧縮された窒素を冷媒である清水等で冷却して、温度を下げるものである。
なお、第１熱交換器３４および第２熱交換器３５の冷媒としては、海水であっても良い。
【００５８】
次に、本実施形態に係る圧力上昇抑制装置１の抑制方法について図１および図２を用いて説明する。
ここで、図２には、図１に示した圧力上昇抑制装置１による圧力と比エンタルピとのプロセス概念図が示されている。
【００５９】
図１に示したＬＮＧ再循環系統１０において、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧが、ＬＮＧ循環ポンプ１２によって配管２０へと導出される。（図２中のＩ）。配管２０に導出された液状の再循環ＬＮＧが、配管２０からコールドボックス４へと導かれる（図２中のII）。コールドボックス４に導かれた液状の再循環ＬＮＧが、コールドボックス４の冷却部Ｃ２において窒素冷媒サイクル３０の配管３７からコールドボックス４へと導かれた低温・低圧の窒素ガスと熱交換して冷却される。（図２中のIII）。
【００６０】
ここで、本実施形態の場合には、コールドボックス４の冷却部Ｃ２において液状の再循環ＬＮＧが窒素ガスと熱交換する際には、図９に示した従来のＬＮＧの再液化装置２０１に設けられているコールドボックス２０４においてガス状のＬＮＧ、すなわち、ボイルオフガスが凝縮されて過冷却される場合と異なり、凝縮過程を経ることなく液状の再循環ＬＮＧを単相のまま冷却する。
【００６１】
配管２０には、コールドボックス４を迂回（バイパス）するバイパス配管１３が接続されており、また、バイパス配管１３上には、バイパスフロー制御弁１５が設けられている。そのため、バイパスフロー制御弁１５を開状態にすることにより、配管２０からコールドボックス４に導かれる液状の再循環ＬＮＧの一部がバイパス配管１３を通過することとなる。
【００６２】
コールドボックス４において冷却された液状の再循環ＬＮＧと、バイパス配管１３を通過して冷却されなかった液状の再循環ＬＮＧとは、配管１１内で合流して混合される。この混合された液状の再循環ＬＮＧは、配管１１により貨物タンク２内へ導かれ、ノズル１８−２を介して貨物タンク２内の底部近傍へと導かれて、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧ全体の温度を下げることとなる。（図２中のIV）。
【００６３】
ここで、配管１１に設けられている温度計測手段１９が計測する配管１１内を通過する液状の再循環ＬＮＧの温度に基づいてバイパスフロー制御弁１５の開度を調整することにより、貨物タンク２内に循環される液状の再循環ＬＮＧの温度を調整することができる。
【００６４】
また、コールドボックス４で冷却された液状の再循環ＬＮＧと、冷却されなかった（バイパス配管１３を通過した）液状の再循環ＬＮＧとが混合した再循環ＬＮＧは、配管１１から配管１４へとその一部が分岐して、ボイルオフガス散布ノズル１８から貨物タンク２内の上部空間に貯蔵されているボイルオフガスに噴霧される。（図２中のＶ）。
【００６５】
噴霧されてミスト化した過冷却された液状の再循環ＬＮＧ（液滴）をタンク内のボイルオフガスと熱交換させることによって、液滴の過冷却熱によりボイルオフガスが凝縮される。この凝縮されて再液化されたボイルオフガスは、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧの液相表面に落下する（図２中のVI）。このように、貨物タンク２内に貯蔵されていたボイルオフガスが再液化されることにより、ボイルオフガスによる貨物タンク２内の圧力が低減する。したがって、貨物タンク２内の圧力上昇を防ぎ、かつ、減圧も可能となる。
【００６６】
貨物タンク２の外部近傍の配管１１上および配管１４上には、再循環制御弁１７とスプレー制御弁１６とが設けられている。これら、再循環制御弁１７およびスプレー制御弁１６の開度を調整することにより、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧ、ボイルオフガスへと各々供給される過冷却された液状の再循環ＬＮＧの流量を調整することができる。
【００６７】
窒素冷媒サイクル３０では、窒素圧縮機３１が図示しない駆動源により駆動されて配管３８を介して導入される窒素を圧縮して、高温・高圧にする。圧縮されて高温になった窒素は、窒素圧縮機３１から配管３９を経て第１熱交換器３４へと導かれる。第１熱交換器３４に導かれた高温・高圧の窒素は、冷媒である清水と熱交換される。清水と熱交換されて冷却された高圧の窒素は、第１熱交換器３４から配管４０へと導出される。配管４０に導出された温度の低下した高圧の窒素は、コールドボックス４へと導入される。
【００６８】
配管４０からコールドボックス４へと導入された高圧の窒素は、コールドボックス４内に設けられている予冷却部Ｃ１において、後述する配管３７からコールドボックス４内に供給された窒素ガスと熱交換されて冷却される。予冷却部Ｃ１において冷却された高圧な窒素は、予冷却部Ｃ１から配管４１を介して、窒素膨張機３３へ導かれる。
【００６９】
窒素膨張機３３に導入された高圧な窒素は、減圧により膨張されて低温・低圧の窒素ガスとされる。この低温・低圧の窒素ガスは、配管３７を介してコールドボックス４内の冷却部Ｃ２において、ＬＮＧ再循環系統１０の配管２０からコールドボックス４内に導かれた液状の再循環ＬＮＧと熱交換する。配管３７から冷却部Ｃ２に導入された低温・低圧の窒素ガスは、その冷熱を液状の再循環ＬＮＧに与えて液状の再循環ＬＮＧを冷却する。冷却部Ｃ２において液状の再循環ＬＮＧと熱交換した窒素ガスは、さらにコールドボックス４内の予冷却部Ｃ１へと導かれて、前述した配管４０から導かれた高圧な窒素を冷却する。
【００７０】
予冷却部Ｃ１において配管４０から導かれた高圧な窒素と熱交換した窒素ガスは、配管４１と窒素膨張機３３を介して配管４２へと導出され、窒素昇圧機３２へと導かれる。窒素昇圧機３２では、配管４２から導かれた窒素が圧縮される。この圧縮されて高温となった窒素は、窒素昇圧機３２と第２熱交換器３５との間に接続されている配管４３へと導出される。配管４３に導出された、圧縮されて高温となった窒素は、第２熱交換器３５に導入されて冷媒である清水と熱交換して冷却される。冷却された窒素は、第２熱交換器３５から配管３８を介して窒素圧縮機３１へと導かれる。
以上のようにして、窒素冷媒サイクル３０が繰り返される。
【００７１】
貨物タンク２の上部に接続されているベント配管２１は、コールドボックス４を介して外部へと導かれている。ベント配管２１からコールドボックス４へと導かれたボイルガスは、コールドボックス４内の冷却部Ｃ２、予冷却部Ｃ１の順に窒素冷媒サイクル３０の配管３７から導かれた窒素ガスと熱交換する。このように、窒素冷媒サイクル３０の窒素ガスと熱交換することによりボイルオフガスは、冷却される。冷却されたボイルオフガスは、コールドボックス４から導出されて、図示しないボイラ等へ導かれて燃料ガス等に用いられる。
【００７２】
ここで、従来のＬＮＧの再液化装置２０１（図９参照）のコールドボックス２０４におけるボイルオフガスの熱交換と、本実施形態の圧力上昇抑制装置１のコールドボックス４における液状の再循環ＬＮＧの熱交換とを比較してみる。図３は、これらの熱交換の様子をグラフで示したものであり、図３（Ａ）は、図９に示した従来の再液化装置２０１のコールドボックス２０４におけるボイルオフガスの熱交換を示し、図３（Ｂ）は、本実施形態の圧力上昇抑制装置１に設けられているコールドボックス４における液状の再循環ＬＮＧの熱交換を示している。図３（Ａ）および図３（Ｂ）において、縦軸にはボイルオフガス、液状の再循環ＬＮＧまたは冷媒の温度Ｔを示し、横軸は熱交換量を示している。
【００７３】
また、図４には、本実施形態のコールドボックス４の出入口における窒素および液状の再循環ＬＮＧの温度差と、窒素圧縮機３１の出入口における窒素の圧力比とを示す概念図が示されている。
【００７４】
さらに、図５には、図４に示した窒素の温度、コールドボックス出入口における温度差と圧力比との関係を示すグラフが示されており、図５中の左縦軸には、冷媒である窒素ガスのコールドボックス４の出口における温度を示し、横軸は、コールドボックス４の出入口における窒素の圧力比を示し、右縦軸はコールドボックス出入口における温度差が示されている。また、図５中の破線Ｌ１は、窒素ガスの飽和温度を示し、◆印を有する線Ｌ２は、コールドボックス４の出口における窒素ガスの温度を示し、▲印を有するＬ３は、コールドボックス４の出入口における窒素ガスの温度差を示している。
【００７５】
従来の再液化装置２０１の場合、図３（Ａ）に示すように、コールドボックス２０４に導かれたボイルオフガスは、コールドボックス２０４において冷媒である低温・低圧の窒素ガスによって冷却される。この際、コールドボックス２０４の入口に導かれたＬＮＧは、図３（Ａ）中の気体Ｉに示すように、ガス状態であり、窒素ガス（図３（Ａ）中のII）により冷却されて、液状とガス状との気液２相（図３（Ａ）中のIII）とされる。気液２相となったＬＮＧは、コールドボックス２０４において更に窒素ガスと熱交換することにより凝縮されて再液化（液状）される（図３（Ａ）中のIV）。
【００７６】
このように従来の再液化装置２０１では、ボイルオフガスを冷却（図３（Ａ）中のＩ）した後に凝縮（図３（Ａ）中のIV）させて液状とするため、コールドボックス２０４の出入口におけるボイルオフガスおよび窒素の温度差が大きくなる（図３（Ａ）中のＶ）。このため、コールドボックス２０４の出入口における窒素の温度差を大きくするために、冷媒である窒素のコンデンサ２０４の出入口における差圧を大きくすることが必要となる。
【００７７】
しかし、本実施形態の場合には、コールドボックス４に液状の再循環ＬＮＧを導くこととした。そのため、図３（Ｂ）に示すように、単相（液状）の再循環ＬＮＧ（図３（Ｂ）中のＩ）と窒素ガス（図３（Ｂ）中のII）とが熱交換するのみとなる。したがって、コールドボックス４の出入口における液状の再循環ＬＮＧおよび窒素の温度差は、図３（Ａ）の従来の場合に比べて小さくなる（図３（Ｂ）中のＶ）。
【００７８】
図４中のＩや図５に示すように、コールドボックス４の出入口における窒素の温度差は、コールドボックス４の出入口における窒素の圧力比に比例する。すなわち、コールドボックス４の出入口における窒素の温度差は、図４中のIIおよび図５に示すように窒素圧縮機３１の出入口における差圧（圧力比）に比例する。そのため、窒素の温度差が小さくなれば、窒素圧縮機３１が発生する差圧も小さくすることができる。したがって、窒素冷媒サイクル３０内に設けられる窒素圧縮機３１の所要吸入吐圧比を小さくして、従来の２段式の窒素圧縮機２３１（図９参照）に比べて単段式の窒素圧縮機３１へと段数を減少させることができる。
【００７９】
さらに、本実施形態の場合には、液状の再循環ＬＮＧの単相を、コールドボックス４において窒素ガスと熱交換させて冷却するので、従来のコールドボックス１０４（図９参照）に比べてコールドボックス４の熱交換率を向上させて、コールドボックス４のコンパクト化を図ることができる。
【００８０】
以上の通り、本実施形態に係る貨物タンク２の圧力上昇抑制装置１、これを備えている圧力上昇抑制システム、この抑制方法、これを備えている液化天然ガス運搬船によれば、以下の作用効果を奏する。
貨物タンク（貯蔵槽）２から抽出した液状のＬＮＧ（液化ガス、再循環ＬＮＧ）を、コールドボックス（熱交換手段）４において窒素ガス（冷媒）と熱交換させて冷却し、その冷却した液状の再循環ＬＮＧを配管（供給手段）１１により貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧに供給することとした。これにより、配管１１から供給された液状の再循環ＬＮＧにより、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧを冷却することができる。そのため、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧ全体の温度を低下させて、液状のＬＮＧがガス化することを抑えることができる。この際、再循環ＬＮＧの液相（単相）のみをコールドボックス４において熱交換させるため、コールドボックス４では、ガス状窒素がコールドボックス４で与える温度差に相当する圧力差を窒素圧縮機（冷媒用圧縮手段）３１および窒素昇圧機（冷媒用圧縮手段）３２で与えればよいので、貨物タンク２に導かれる液状の再循環ＬＮＧの温度を貨物タンク２に応じた温度にすることができる。したがって、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧを冷却して、貨物タンク２の圧力上昇を抑制することができる。
【００８１】
また、コールドボックス４において液状の再循環ＬＮＧと窒素ガスとを熱交換させる際には、再循環ＬＮＧの相変化を伴わない液相状態のみで行なわれるため、コールドボックス４の出入口における液状の再液化ＬＮＧの温度差が小さくなる。そのため、コールドボックス４の出入口における窒素の温度差も小さくなる。この窒素の温度差は、窒素の圧力差に比例しているので、結果として、コールドボックス４の出入口における窒素の圧力差を小さくすることとなる。これにより、コールドボックス４へ導かれる窒素を圧縮する窒素圧縮機３１の圧縮比を小さくして、単段式の窒素圧縮機３１にすることができる（窒素圧縮機３１の段数を減らすことができる）。また、単段式の窒素圧縮機３１にすることにより、窒素圧縮機３１の設計が容易となり、かつ、窒素圧縮機３１の機械損失を低減することができる。さらに、コールドボックス４に導かれる液状の再循環ＬＮＧを、相変化を伴うことなく冷却することとしたので、コールドボックス４の熱交換効率を高めることができる。そのため、コールドボックス４をコンパクト化することができる。したがって、圧力上昇抑制装置１の簡略化および圧力上昇抑制装置１全体の効率を向上させることができる。
【００８２】
貨物タンク２から抽出した液状の再循環ＬＮＧをコールドボックス４において窒素ガスと熱交換させて冷却し、その冷却した液状の再循環ＬＮＧをボイルオフガス散布ノズル（散布手段）１８により貨物タンク２内のボイルオフガス（ガス状のＬＮＧ）に散布することとした。このように冷却された液状の再循環ＬＮＧと貨物タンク２内のボイルオフガスとを熱交換させることにより、ボイルオフガスを凝縮（再液化）することができる。すなわち、冷却された液状の再循環ＬＮＧの過冷却熱によって、ボイルオフガス中に散布された冷却された液状の再循環ＬＮＧの粒径が増大する。その後、この粒径が増大した液状の再循環ＬＮＧは、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧの表面（液相表面）に落下することとなる。そのため、ボイルオフガスによる貨物タンク２内の圧力上昇の抑制や貨物タンク２内の圧力を減圧することができる。
【００８３】
コールドボックス４にて冷却された液状の再循環ＬＮＧであって、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧへと導かれる液状の再循環ＬＮＧの再循環量（流量）を調整する再循環制御弁（供給流量調整手段）１７を供給手段に設けることとした。これにより、コールドボックス４により冷却される液状の再循環ＬＮＧを、外部から貨物タンク２への入熱分相当の流量にして貨物タンク２へと供給することができる。したがって、入熱によって貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧ全体の温度が上昇した場合であっても、貨物タンク２内の圧力上昇を抑制することができる。
【００８４】
コールドボックス４にて冷却された液状の再循環ＬＮＧであって、貨物タンク２内のボイルオフガスへと導かれる液状の再循環ＬＮＧの散布量を調整するスプレー制御弁（散布量調整手段）１６をボイルオフガス散布ノズル１８に設けることとした。これにより、貨物タンク２内のボイルオフガスへと散布される冷却された液状の再循環ＬＮＧの流量を調整して、貨物タンク２内のボイルオフガスを凝縮（再液化）させる割合を調整することができる。したがって、ボイルオフガスによる貨物タンク２内の圧力を調整して、貨物タンク２内を所定の圧力以下にすることができる。
【００８５】
貨物タンク２から抽出された液状の再循環ＬＮＧの一部をコールドボックス４からバイパス（迂回）して配管１１および（および／また）ボイルオフガス散布ノズル１８に導くバイパス配管（バイパス手段）１３を設けることとした。さらに、このバイパス配管１３には、バイパス配管１３を通過する液状の再循環ＬＮＧのバイパス流量（流量）を調整するバイパスフロー制御弁（バイパス流量調整手段）１５を設けることとした。これらにより、コールドボックス４により冷却された液状の再循環ＬＮＧと、コールドボックス４より冷却されなかった（バイハス回路１３を通過した）液状の再循環ＬＮＧとを混合させて、配管１１およびボイルオフガス散布ノズル１８へ供給する再循環ＬＮＧの温度を調整することができる。したがって、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧの冷却および（および／また）ボイルオフガスの再液化の割合を調整して、貨物タンク２内の圧力上昇を抑制することができる。
【００８６】
圧力上昇抑制システム（図示せず）には、単相（液状）の再循環ＬＮＧを冷却して、液化天然ガス運搬船（液化ガス運搬船）に搭載されている各貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧの冷却やボイルオフガスの再液化が可能な圧力上昇抑制装置１を設けることとした。したがって、液化天然ガス運搬船に搭載される圧力上昇抑制システムの簡素化、設備費用を低減することができる。
【００８７】
[第２実施形態]
本実施形態は、貨物タンクから抽出されたボイルオフガスおよび液状のＬＮＧの一部を貯蔵するフラッシュタンクを設けて、フラッシュタンクから抽出された液状のＬＮＧを再循環ＬＮＧとしてフラッシュタンクへと循環させる点で第１実施形態と相違し、その他は同様である。したがって、同一の構成および抑制方法については、同一の符号を付してその説明を省略する。
図６には、本実施形態に係る圧力上昇抑制装置５１の概略構成図が示されている。
【００８８】
図６に示すように、ＬＮＧ再循環系統６０は、貯蔵槽として設けられている貨物タンク（保存槽）６１と、貨物タンク６１とコールドボックス（熱交換手段）４との間に設けられているフラッシュタンク（中間槽）６２と、フラッシュタンク６２内に貯蔵されている液状のＬＮＧ（液化ガス）を再循環するＬＮＧ循環ポンプ６３とを備えている。
なお。本実施形態のＬＮＧ循環ポンプ６３は、第１実施形態の場合と異なり、ＬＮＧの荷役ポンプとは別置きとされている。
【００８９】
フラッシュタンク６２は、貨物タンク６１から抽出された液状のＬＮＧや、貨物タンク６１内で発生したボイルオフガス（ガス状のＬＮＧ）が一時的に格納されるものである。
【００９０】
このフラッシュタンク６２には、貨物タンク６１から図示しない荷役ポンプによって液状のＬＮＧの一部が導かれると共に、貨物タンク６１の上部空間に貯蔵されているボイルオフガスが導かれる。
【００９１】
フラッシュタンク６２内に貯蔵されている液状のＬＮＧの一部（再循環ＬＮＧ）は、ＬＮＧ循環ポンプ６３によって配管２０へと導出される。配管２０に導出された液状の再循環ＬＮＧは、コールドボックス４へと導かれてコールドボックス４内の冷却部Ｃ２において、窒素冷媒サイクル３０から導かれた低温・低圧の窒素ガス（冷媒）と熱交換する。これにより、液状の再循環ＬＮＧは、冷却されて配管（供給手段）１１へと導出される。
【００９２】
配管１１に導出された冷却された液状の再循環ＬＮＧは、ノズル１８’を経てフラッシュタンク６２の底部近傍からフラッシュタンク６２内に貯蔵されている液状のＬＮＧに供給される。これにより、フラッシュタンク６２内の液状のＬＮＧは、再循環ＬＮＧにより冷却される。
【００９３】
また、配管１１に導出された液状の再循環ＬＮＧの一部は、フラッシュタンク６２の上部空間へと導かれてボイルオフガス散布ノズル（散布手段）１８を経て、フラッシュタンク６２内のボイルオフガスに散布される。これにより、フラッシュタンク６２内のボイルオフガスが凝縮されて、凝縮（再液化）したボイルオフガスがフラッシュタンク６２内の液相に落下する。
【００９４】
貨物タンク６１とフラッシュタンク６２との間には、フラッシュタンク６２内の液状のＬＮＧを貨物タンク６１へと移送する液移送パイプ６５と、貨物タンク６１内の液状のＬＮＧを加圧してフラッシュタンク６２内の下部へと移送する液加圧移送パイプ６６と、貨物タンク６１内のボイルオフガスをフラッシュタンク６２内の上部へと移送するガス移送パイプ６７とが設けられている。
このように、フラッシュタンク６２にて冷却された液状のＬＮＧは、液移送パイプ６５によってフラッシュタンク６２内から貨物タンク６１内へと導かれる。フラッシュタンク６２から貨物タンク６１内へとフラッシュタンク６２内の冷却された液状のＬＮＧが導かれることによって、貨物タンク６１内に貯蔵されている液状のＬＮＧが冷却される。これにより、貨物タンク６１内の圧力上昇を抑制することができる。
【００９５】
以上の通り、本実施形態に係る貨物タンクの圧力上昇抑制装置５１、これを備えている圧力上昇抑制システム、この抑制方法、これを備えている液化天然ガス運搬船によれば、以下の作用効果を奏する。
貨物タンク（保存槽）６１と、貨物タンク６１とコールドボックス（熱交換手段）４との間にフラッシュタンク（中間槽）６２を設けて、フラッシュタンク６２にコールドボックス４によって冷却された液状の再循環ＬＮＧ（液化ガス）を戻すこととした。これにより、貨物タンク６１の容量が比較的小規模な場合であっても、コールドボックス４にて冷却された液状の再循環ＬＮＧの全量を貨物タンク６１に導くことなく、コールドボックス４にて冷却された液状の再循環ＬＮＧの一部をフラッシュタンク６２に貯蔵することができる。したがって、貨物タンク６１の容量が比較的小規模な場合であっても、貨物タンク６１内に貯蔵されている液状のＬＮＧを適切な温度に冷却することができる。
【００９６】
また、フラッシュタンク６２に配管（供給手段）１１やボイルオフガス散布ノズル（散布手段）１８を設けることとした。そのため、貨物タンク６１をガスフリーすることなく、ボイルオフガス散布ノズル１８やＬＮＧ循環ポンプ６３をメンテナンスすることができる。したがって、圧力上昇抑制装置５１のメンテナンスが容易となる。
【００９７】
なお、本発明に係る圧力上昇抑制システムは、液化天然ガス運搬船にのみに適用されるものではなく、ＬＮＧを貯蔵する液化天然ガス貯蔵設備（図示せず）にも適用可能である。
【００９８】
さらに、第１および第２実施形態では、液化ガスとして液化天然ガス（ＬＮＧ）を用いて説明したが、本発明はこれに限定されるものではなく、液化ガスとして、液化石油ガス（ＬＰＧ）やエタン、エチレン、アンモニアやそれらの混合物であってもよい。
【００９９】
また、第１および第２実施形態では、コールドボックス４により冷却された液状の再循環ＬＮＧを貨物タンク２またはフラッシュタンク６２内に貯蔵されている液状のＬＮＧとボイルオフガスの両方に供給するとして説明したが、貨物タンク２またはフラッシュタンク６２内に貯蔵されている液状のＬＮＧまたはボイルオフガスのどちらか一方のみの供給としても良い。
【０１００】
貨物タンク２またはフラッシュタンク６２内に貯蔵されている液状のＬＮＧのみに冷却された液状の再循環ＬＮＧを供給した場合には、貨物タンク２、６１内に貯蔵されている液状のＬＮＧ全体の温度を下げることができ、液状のＬＮＧからボイルオフガスが発生することを防ぐことができる。その結果、貨物タンク２、６１内の圧力上昇を抑制することができる。
【０１０１】
また、ボイルオフガスのみに冷却された液状の再循環ＬＮＧを供給した場合には、ボイルオフガスの再液化を促してボイルオフガスによる貨物タンク２、６１内の圧力上昇の抑制や減圧が可能となる。
【０１０２】
さらに、第１および第２実施形態では、複数の貨物タンク内には、液化ガスとしてＬＮＧの１種類のみを用いる圧力上昇抑制システムとして説明したが、液化ガス運搬船に搭載される貨物タンクや液化ガス貯蔵設備に設置される貨物タンク毎に種類の異なる多種多様な液化ガスが貯蔵される圧力上昇抑制システムとしても良い。
【０１０３】
この場合には、再循環させる液化ガスの液相（単相）のみをコールドボックスにおいて熱交換をさせるので、窒素ガス（冷媒）がコールドボックスで与える温度差に相当する圧力差を窒素圧縮機（冷媒用圧縮手段）で与えればよいので、各貨物タンク（貯蔵槽）内に貯蔵されている多種多様な液化ガスを１の圧力上昇抑制装置により冷却することができる。したがって、圧力上昇抑制システムの簡素化、設備費用を低減することができる。
【０１０４】
１の圧力上昇抑制装置を用いて、各貨物タンク内に貯蔵されている多種多様な液化ガスを冷却することができる圧力上昇抑制システムとすることとしたので、液化ガス運搬船や液化ガス貯蔵設備に搭載される圧力上昇抑制システムの簡素化、設備費用を低減することができる。
【符号の説明】
【０１０５】
１、５１  圧力上昇抑制装置
２  貯蔵槽（貨物タンク）
４  熱交換手段（コールドボックス）
１１  供給手段（配管）
１３  バイパス手段（バイパス配管）
１５  バイパス流量調整手段（バイパスフロー制御弁）
１６  散布量調整手段（スプレー制御弁）
１７  供給流量調整手段（再循環制御弁）
１８  散布手段（ボイルオフガス散布ノズル）
３１、３２  冷媒用圧縮手段（窒素圧縮機、窒素昇圧機）
３３  冷媒用膨張手段（窒素膨張機）
６１  保存槽（貨物タンク）
６２  中間槽（フラッシュタンク）
【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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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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