(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
液化天然ガスの貯蔵・圧送設備における液化天然ガス貯槽の蒸発ガスを再液化する装置であって、液化天然ガスを貯蔵する液化天然ガス貯槽と、該液化天然ガス貯槽に貯蔵した液化天然ガスを所定圧力まで昇圧した後に液化天然ガス気化器にて気化して送出する液化天然ガス圧送系統と、前記液化天然ガス貯槽で発生した蒸発ガスを液化可能な圧力まで圧縮する蒸発ガス圧縮系統と、前記液化天然ガス圧送系統からコイル側に導入された液化天然ガスと前記蒸発ガス圧縮系統からシェル側に導入された蒸発ガスとを熱交換させて該蒸発ガスを液化してシェル内に液化天然ガスを生成して滞留させるシェルアンドコイル式の熱交換器からなる蒸発ガス再液化器と、該蒸発ガス再液化器のシェル内に滞留する生成液化天然ガスを前記液化天然ガス貯槽に戻す生成液化天然ガス返送系統とを備えたことを特徴とする液化天然ガス貯槽の蒸発ガス再液化装置。
【請求項２】
前記蒸発ガス再液化器で液化した生成液化液化天然ガスを、前記液化天然ガス圧送系統の前記蒸発ガス再液化器の出口側に送出して合流させる生成液化天然ガス圧送系統を設けたことを特徴とする請求項１記載の液化天然ガス貯槽の蒸発ガス再液化装置。
【請求項３】
前記蒸発ガス再液化器のコイル側を複数の系統で構成するとともに、該複数のコイル側に、同一又は異なる液化天然ガス圧送系統の液化天然ガス流体を通すことを特徴とする請求項１又は２記載の液化天然ガス貯槽の蒸発ガス再液化装置。
【請求項４】
前記液化天然ガス圧送系統の蒸発ガス再液化器入口側に、昇圧用の液化天然ガス圧送ポンプを設けたことを特徴とする請求項１乃至３のいずれかに記載の液化天然ガス貯槽の蒸発ガス再液化装置。
【請求項５】
前記液化天然ガス圧送系統の蒸発ガス再液化器出口側に、二次昇圧用の液化天然ガス圧送ポンプを設けたことを特徴とする請求項１乃至４のいずれかに記載の液化天然ガス貯槽の蒸発ガス再液化装置。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、液化天然ガス貯槽の蒸発ガス再液化装置に関し、詳しくは、液化天然ガスの貯蔵・圧送設備における液化天然ガス貯槽の蒸発ガスを再液化するための装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
図３は、従来の液化天然ガス貯蔵・圧送設備の一例を示す系統図であって、液化天然ガス（ＬＮＧ）を貯蔵するＬＮＧ貯槽１には、ＬＮＧ圧送ポンプ２及びＬＮＧ気化器３を有するＬＮＧ送出系統４と、蒸発ガス（ＢＯＧ；ＢｏｉｌｉｎｇＯｆｆ  Ｇａｓ）圧縮機５を有するＢＯＧ圧送系統６と、フレアスタック７を有するＢＯＧ放出系統８とが設けられており、ＬＮＧ送出系統４とＢＯＧ圧送系統６とは、カロリー調整装置９を有する天然ガス（ＮＧ）圧送系統１０に合流し、所定圧力，所定流量，所定カロリーの天然ガスを需要先に送出する。
【０００３】
ＬＮＧ貯槽１内のＬＮＧは、ＬＮＧ送出系統４に導出され、ＬＮＧ圧送ポンプ２で必要な圧力まで昇圧された後、海水や蒸気等を熱源としたＬＮＧ気化器３で気化して天然ガスとなり、需要先の都市ガス用や発電用燃料としてＮＧ圧送系統１０から送出される。需要先の圧力が低い場合や、比較的に圧送量の少ないＬＮＧの地方用サテライト基地の場合等では、ＬＮＧ圧送ポンプ２に代わり、ＬＮＧ貯槽１に設けられた加圧装置（図示せず）により加圧され、自圧で圧送導出されることもある。
【０００４】
ＬＮＧ貯槽１においては、ＬＮＧ輸送船からＬＮＧを導入する時の導入設備（図示せず）での熱侵入や減圧による気化及びＬＮＧ貯槽１自体の断熱層からの熱侵入により、ＬＮＧの一部が気化してＬＮＧ貯槽１の頂部にＢＯＧとして滞留する。
【０００５】
このＢＯＧは、有効利用のためにＢＯＧ圧縮機５でＮＧ圧送系統１０に相当する圧力まで圧縮され、ＢＯＧ圧送系統６を経てＮＧ圧送系統１０の天然ガスに混合して送出されるようになっている。しかし、ＬＮＧ輸送船からＬＮＧを導入するときなど、ＢＯＧが大量に、かつ、流量が大きく変動しながら発生する場合には、ＢＯＧ圧縮機５で吸収処理することが困難である。このような場合、ＢＯＧは、ＢＯＧ放出系統８に設けたフレアスタック７から系外に放出される。また、ＮＧ圧送系統１０の送出ガスの需要量がＢＯＧの発生量より少ない場合にも、同様にフレアスタック７から系外に放出される。
【０００６】
このようなＬＮＧの貯蔵・圧送設備においては、設備完成後に需要量が計画量より大幅に増減する場合がある。需要量が増大した場合には、ＮＧ圧送系統１０の配管設備が地下埋設等により敷設されていることから、配管設備の交換が実質上不可能なため、既設配管で増量対応ができるように、圧送設備、すなわち、ＬＮＧ圧送ポンプ２の吐出圧力を高めるとともに、これに応じてＢＯＧ圧縮機５の吐出圧力も高め、ＮＧ圧送系統１０全体の送ガス圧力を高めて送出ガス量を増大させる必要がある。そして、ＬＮＧをガスタービン発電用の燃料として使用する場合の送出ガス圧力は、都市ガス用として使用する場合に比べて一般的に高圧が要求されるため、ＢＯＧの圧縮動力費が大きくなる。
【０００７】
また、ＢＯＧは、メタン，エタン，プロパン，ブタン，エチレン，プロピレン等からなるＬＮＧ成分の内、沸点が低くカロリーの低いメタン分を主成分とするため、ＢＯＧを系外に放出し続けると、ＬＮＧ貯槽１内のＬＮＧのカロリーが高くなりすぎるので、ガスを送出する際には、ＮＧ圧送系統１０に窒素ガス等を用いたカロリー調整装置９を設けて送出ガスのカロリーを調整する必要がある。
【０００８】
さらに、ＢＯＧを再液化する再液化器を設けてＢＯＧの再液化を行う場合は、寒冷源として一般的にＬＮＧ送出系統４のＬＮＧが使用されるが、ＢＯＧと寒冷源のＬＮＧとの温度差が一般的に１００℃以上と大きいこと、及び、ＢＯＧ，送出ＬＮＧ双方の流量が変動し、特に需要先のＮＧ需要量は、季節や昼夜のみならず、時間単位でも変動することにより、再液化器の熱交伝熱表面温度が変動し、これにより再液化器に繰返し熱応力が生じる。そして、この繰返し熱応力は、温度差が大きいほど、流量の変動周期が短いほど、また、流量変動量が多いほど大きくなる。
【０００９】
この解決策としては、伝熱管外表面温度を、可能な限り寒冷源のＬＮＧ温度に近接させる必要がある。このためには、伝熱管内に流すＬＮＧの流速を毎秒５ｍ程度に高めて、伝熱管内境膜伝熱係数を高める必要がある。すなわち、伝熱管本数を管内許容圧力損失範囲以内で可能な限り減らすか、あるいは、伝熱管直径を小さなものとし、伝熱面積確保のために伝熱管長を長くした構造としなければならない。
【００１０】
上記した過酷な状態で使用されるＢＯＧの再液化器として、従来から一般的な熱交換器として使用されていたシェルアンドチューブ式やプレートフィン式構造の熱交換器を採用すると、上記した解決策が十分とは言えず、熱応力で再液化器が破損する危険性があった。
【００１１】
まず、シェルアンドチューブ式熱交換器は、基本的な伝熱管形状として、直管形状とＵ字管形状とがあり、一般的に、伝熱管の最大長さは、約６ｍ程度である。また、熱交換器として要求される回収熱交換率を高くするためには交流型が望ましく、ＢＯＧの再液化にあっては、入口が常温のガスであるのに対し、出口ではＢＯＧが液化するから、液化ガスを保有できる温度及び形状にする必要があるため、直管形状に比べて熱応力の吸収は容易ではあるが、Ｕ字管形状のものを用いることは困難であった。したがって、縦型で、かつ、直管式の固定管板型又は遊動頭型の熱交換器を用いなければならないが、この形式では、伝熱管の熱伸縮により発生する熱応力を回避し難く、信頼性に欠ける。また、シェル側流体となるＢＯＧは、入口温度が高いために圧力損失が大きくなり易い。圧縮動力を低く抑えるためには、圧力損失を小さくしなければならないので、邪魔板間隔を広くすることになり、管束の支持スパンが長くなって流体の流動による振動が発生し、破損に至るまでの寿命が短くなる。
【００１２】
次に、プレートフィン式熱交換器は、基本的な構造がサイドバーという剛性を持つ額縁の中に薄型の仕切り板を設け、この仕切り板を境にしてＬＮＧとＢＯＧとが熱交換する形式であるから、温端部，冷端部あるいは熱交換器内の流体間の最大温度差が１００℃以上になると，寒冷側流体のＬＮＧの流速を高くして仕切り板温度をＬＮＧ温度に近似させたとしても、流体流路が緻密なフィン流路であるため、温度差の大きなＢＯＧが局部的に異なる温度の仕切り板を加熱する可能性があり、熱疲労破損を招く危険性が高い。さらに、プレートフィン式熱交換器は、流体間温度差が１００℃以上となるような熱交換器として使用された実績はなく、したがって、信頼性に乏しく、かつ、上記したような流量変動が大きく変動周期の短い使用条件になるＢＯＧの再液化器に採用すると、熱疲労破損の危険は更に高くなる。
【００１３】
また、従来のＢＯＧの液化方法では、寒冷源であるＬＮＧの液顕熱のみならず、蒸発潜熱まで使用する方法が一般的であった。しかし、蒸発潜熱利用域では、寒冷源の沸騰を伴うので安定的な液化が行えず、ＮＧ圧送系統１０、ＢＯＧ圧縮系統６の双方ともに圧力変動が発生するという問題とともに、これに伴う配管系の振動発生や熱応力発生について、これらを最少に抑えるという考慮がなされていなかった。
【００１４】
【発明が解決しようとする課題】
上記したように、従来は、不定期に不定流量で発生するＢＯＧを有効に回収するためには、ＢＯＧ圧縮機５の吐出圧力をＮＧ圧送系統１０の圧力まで高める必要があり、ＢＯＧのガス圧縮動力が嵩むばかりでなく、ＢＯＧを系外に放出した場合は、カロリー調整装置９を別途に設ける必要となる。また、熱応力排除や安定運転等に関しても問題があった。
【００１５】
そこで本発明は、ＢＯＧ圧送動力費を低減するとともに、ＢＯＧを安全かつ安定的に再液化できるＬＮＧ貯槽のＢＯＧ再液化装置を提供することを目的としている。
【００１６】
【課題を解決するための手段】
上記目的を達成するため、本発明の液化天然ガス貯槽の蒸発ガス再液化装置は、液化天然ガス（ＬＮＧ）の貯蔵・圧送設備におけるＬＮＧ貯槽の蒸発ガス（ＢＯＧ）を再液化する装置であって、ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧ貯槽と、該ＬＮＧ貯槽に貯蔵したＬＮＧを所定圧力まで昇圧した後にＬＮＧ気化器にて気化して送出するＬＮＧ圧送系統と、前記ＬＮＧ貯槽で発生したＢＯＧを液化可能な圧力まで圧縮するＢＯＧ圧縮系統と、前記ＬＮＧ圧送系統からコイル側に導入されたＬＮＧと前記ＢＯＧ圧縮系統からシェル側に導入されたＢＯＧとを熱交換させて該ＢＯＧを液化してシェル内にＬＮＧを生成して滞留させるシェルアンドコイル式の熱交換器からなるＢＯＧ再液化器と、該ＢＯＧ再液化器のシェル内に滞留する生成ＬＮＧを前記ＬＮＧ貯槽に戻す生成液化ＬＮＧ返送系統とを備えたことを特徴としている。
【００１７】
さらに、前記蒸発ガス再液化器で液化した生成液化液化天然ガスを、前記液化天然ガス圧送系統の前記蒸発ガス再液化器の出口側に送出して合流させる生成液化天然ガス圧送系統を設けたこと、前記ＢＯＧ再液化器のコイル側を複数の系統で構成するとともに、該複数のコイル側に、同一又は異なるＬＮＧ圧送系統のＬＮＧ流体を通すことを特徴としている。
【００１８】
また、前記液化天然ガス圧送系統の蒸発ガス再液化器入口側に、昇圧用の液化天然ガス圧送ポンプを設けたこと、前記ＬＮＧ圧送系統のＢＯＧ再液化器出口側に、二次昇圧用のＬＮＧ圧送ポンプを設けたことを特徴としている。
【００１９】
【発明の実施の形態】
以下、本発明を、図面を参照してさらに詳細に説明する。図１及び図２は本発明のＬＮＧ貯槽のＢＯＧ再液化装置を適用したＬＮＧ貯蔵・圧送設備の系統例を示すもので、図１はＬＮＧ圧送系統が１系統の場合の系統図、図２はＬＮＧ圧送系統が２系統の場合の系統図である。
【００２０】
まず、図１に示すＬＮＧ貯蔵・圧送設備は、ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧ貯槽１１と、該ＬＮＧ貯槽１１内からＬＮＧ送出系統１２に導出されたＬＮＧをＬＮＧ圧送ポンプ１３で需要先の必要圧力まで昇圧した後に、海水や蒸気等を熱源とするＬＮＧ気化器１４で気化し、ＮＧとしてＮＧ圧送系統１５から需要先に送出するＬＮＧ圧送系統１６と、前記ＬＮＧ貯槽で発生したＢＯＧを液化可能な圧力まで圧縮するＢＯＧ圧縮機１７を備えたＢＯＧ圧縮系統１８と、前記ＬＮＧ圧送系統１６を流れるＬＮＧと前記ＢＯＧ圧縮系統１８で圧縮したＢＯＧとを熱交換させ、ＢＯＧを液化してＬＮＧを生成するシェルアンドコイル式のＢＯＧ再液化器１９と、該ＢＯＧ再液化器１９で液化生成したＬＮＧ（生成ＬＮＧ）の一部又は全部を前記ＬＮＧ貯槽１１に戻す生成ＬＮＧ返送系統２０と、前記ＢＯＧ再液化器１９で液化した生成ＬＮＧの一部又は全部を生成ＬＮＧポンプ２１で昇圧し、前記ＬＮＧ圧送系統１６のＢＯＧ再液化器１９の出口側に送出して合流させる生成ＬＮＧ圧送系統２２と、フレアスタック２３を有するＢＯＧ放出系統２４とにより形成されている。なお、ＬＮＧ導入設備等は、図示及び説明を省略する。
【００２１】
前記ＢＯＧ再液化器１９は、シェルアンドコイル式熱交換器であり、その構造は周知のように、直径の小さな、例えば直径１０ｍｍ程度の伝熱管からなるコイル１９ａをシェル（外筒）１９ｂの軸方向中心上に設けられた芯金（又は芯筒）の周りに螺旋状に多段に巻き付け、各コイル段間にシェル側流体の通路を形成するため、円周方向に放射状にかつ伝熱管巻き付け高さ範囲に、薄板帯状又は針金状のスペーサーを配設したものである。
【００２２】
このシェルアンドコイル式熱交換器は、コイル内流体とシェル側流体との温度差により発生する熱歪を、螺旋状に巻き付けられた伸縮自在のコイル１９ａの伸縮で吸収できること、コイル１９ａの長さは１００ｍ以上でも可能であり、長さ方向の構造的制約がないこと、管内流速を高くできるので管内側境膜伝熱も高くなること、スペーサーの寸法及び個数を最適に選定することによりシェル側流体の圧力損失を抑えながら流速も高く設定できるからシェル側の境膜伝熱も高くできること、コイル１９ａがシェル１９ｂを貫通する管板をシェル側の鏡板や胴体に複数個配設することにより、複数のコイル内流体を流すようにすることが容易であること、コイル内に高圧流体, シェル側に低圧流体を流すことにより、安価でかつ構造強度に優れたものであること等の長所を有するものであり、この結果、伝熱面積を小型化するとともに、シェル側形状を細長くできるから、据え付け面積も小さくできる。
【００２３】
すなわち、シェルアンドコイル式の熱交換器は、他の形式の熱交換器に比較して熱応力吸収性，熱回収性，信頼性，小型化に優れ、いずれも不定期に不定量変動するＢＯＧを圧送系統のＬＮＧで液化するＢＯＧ再液化器１９として、最適な構造，機能を有している。
【００２４】
ＬＮＧ貯槽１１内のＬＮＧは、ＬＮＧ送出系統１２に導出されてＬＮＧ圧送ポンプ１３により需要先の必要圧力まで昇圧された後、ＬＮＧ圧送系統１６を通り、ＢＯＧ再液化器１９のコイル１９ａ側に液化寒冷源として導入される。
【００２５】
一方，ＬＮＧ貯槽１１の上部に滞留したＢＯＧは、ＢＯＧ圧縮系統１８に設けられたＢＯＧ圧縮機１７により、前記ＢＯＧ再液化器１９に液化寒冷源として導入されるＬＮＧ圧送系統１６のＬＮＧの温度で液化可能な圧力まで圧縮された後、ＢＯＧ再液化器１９のシェル１９ｂ側に導入される。
【００２６】
ＢＯＧ再液化器１９のコイル１９ａ側に導入されたＬＮＧは、ＢＯＧに液顕熱の範囲で寒冷を与えて昇温し、ガス化せず液状のままＢＯＧ再液化器１９を導出し、ＬＮＧ圧送系統１６のＬＮＧ気化器１４で海水や蒸気等を熱源として気化し、ＮＧ圧送系統１５から需要先に送出される。
【００２７】
また、液化可能な圧力まで圧縮されてＢＯＧ再液化器１９のシェル１９ｂ側に導入されたＢＯＧは、上記コイル１９ａ内を流れるＬＮＧ圧送系統１６のＬＮＧの液顕熱で冷却されて液化し、生成ＬＮＧとなってＢＯＧ再液化器１９のシェル１９ｂ内に滞留する。
【００２８】
そして、上記ＢＯＧ再液化器１９内の生成ＬＮＧは、その一部あるいは全部が、生成ＬＮＧ圧送系統２２に設けられた生成ＬＮＧポンプ２１で、ＬＮＧ圧送系統１６と同じ圧力に昇圧された後、ＬＮＧ圧送系統１６のＬＮＧ気化器１４の上流側に導入され、ＬＮＧ圧送系統１６のＬＮＧと合流してＬＮＧ気化器１４で気化し、ＮＧ圧送系統１５から需要先に送出される。
【００２９】
このように、ＢＯＧを、ＢＯＧ再液化器１９でＬＮＧにより再液化させるために必要な圧力までＢＯＧ圧縮機１７でガス圧縮し、ＢＯＧ再液化器１９で液化生成した後に需要先の必要圧力まで生成ＬＮＧポンプ２１で液状で昇圧することにより、従来、需要先の必要圧力までガス圧縮していた場合に比べ、ＢＯＧの圧縮動力費を低減できる。例えば、圧力７Ｋｇ／ｃｍ2 Ｇで流量が毎時２０トンのＢＯＧを、ガス状で８０Ｋｇ／ｃｍ2 Ｇまで圧縮する場合の圧縮動力は、約５０００ＫＷＨであるが、圧力７Ｋｇ／ｃｍ2 ＧでＢＯＧを液化した後、液状で８０Ｋｇ／ｃｍ2 Ｇまで昇圧した場合の昇圧動力は、約３５０ＫＷＨとなる。
【００３０】
また、ＢＯＧの発生量が多く、ＬＮＧ圧送系統１６のＬＮＧの成分が変化し、ＮＧ圧送系統１５で需要先へ送出するＮＧのカロリーが高くなり過ぎるような場合には、上述のようにして、ＢＯＧ再液化器１９で液化した生成ＬＮＧをＬＮＧ圧送系統１６のＬＮＧに混合したり、生成ＬＮＧ返送系統２０からカロリー調整に見合う量をＬＮＧ貯槽１１に返送したりすることにより、ＢＯＧ発生量が多い場合でも、従来のようにカロリー調整装置を設ける必要がなくなる。この生成ＬＮＧのＬＮＧ圧送系統１６への導入とＬＮＧ貯槽１１への返送は、両者を同時に行ってもよく、いずれか一方のみを行うようにしてもよい。
【００３１】
さらに、ＢＯＧ再液化器１９におけるＢＯＧの液化に際して寒冷源となるＬＮＧ圧送系統１６のＬＮＧが沸騰しないようにＬＮＧの液顕熱のみを使用することにより、安定した寒冷供給を行うことができるとともに、沸騰による振動の発生も防止できる。また、ＬＮＧ圧送系統１６のＬＮＧの圧力を臨界圧力以上に高めることにより、送出ＬＮＧ及びＢＯＧの流量変動による伝熱表面温度変化時でもＬＮＧ側の沸騰ガス化を確実に防止できるので、より安定した状態でＢＯＧの液化運転を行うことができる。
【００３２】
なお、送出ＮＧの圧力や流量によっては、ＬＮＧ圧送ポンプ１３を設けることなくＬＮＧ貯槽１１に需要先の必要圧力まで昇圧可能な加圧装置を設け、自圧でＬＮＧを送出することも可能である。また、ＬＮＧ貯槽１１のＬＮＧが、ＬＮＧ送出系統１２の自圧でＢＯＧ再液化器１９に導入することが可能な場合は、ＬＮＧ圧送ポンプ１３をＢＯＧ再液化器１９の出口側に設置し、ＬＮＧ送出系統１２のＬＮＧをポンプで昇圧することなくＢＯＧ再液化器１９でＢＯＧの液化寒冷源として使用した後、需要先圧力まで昇圧するように形成することが望ましい。これにより、寒冷源としての送出ＬＮＧの昇圧による温度上昇がなくなり、ＬＮＧの寒冷を有効に利用できるので、ＢＯＧの液化可能な圧力を低くすることができ、ＢＯＧ圧縮機１７の動力費をさらに低減したり、ＢＯＧ再液化器１９を小型化したりすることができる。
【００３３】
さらに、ＮＧ圧送系統１５から需要先へ送出するＮＧの送出圧力が高い場合は、ＢＯＧ再液化器１９の出口側のＬＮＧ圧送系統１６と生成ＬＮＧ圧送系統２２との合流後、あるいは合流前に、二次昇圧用のＬＮＧポンプ（図示せず）を設けることで容易に対処できる。
【００３４】
さらにまた、ＢＯＧ再液化器１９内の生成ＬＮＧの圧力が需要先の必要圧力以上の場合は、生成ＬＮＧ圧送系統２２の生成ＬＮＧポンプ２１を省略できる。
【００３５】
次に、図２に示すＬＮＧ貯蔵・圧送設備は、２基のＬＮＧ貯槽１１ａ，１１ｂを設け、一方のＬＮＧ貯槽１１ａのＬＮＧを比較的低圧の需要先、例えば都市ガス用として、他方のＬＮＧ貯槽１１ｂのＬＮＧを比較的高圧の需要先、例えば発電用燃料ガスとして、それぞれ供給するように形成した例を示している。
【００３６】
一方のＬＮＧ貯槽１１ａに貯蔵されているＬＮＧは、該ＬＮＧ貯槽１１ａに設けられたＬＮＧ送出系統１２ａに導出され、ＬＮＧ圧送ポンプ１３ａで需要先の必要圧力まで昇圧された後、ＬＮＧ圧送系統１６ａに設けられたＢＯＧ再液化器３１の一方のコイル３１ａに導入される。
【００３７】
また、他方のＬＮＧ貯槽１１ｂに貯蔵されているＬＮＧは、該ＬＮＧ貯槽１１ｂに設けられたＬＮＧ送出系統１２ｂに導出され、ＬＮＧ圧送ポンプ１３ｂで臨界圧力以上（例えば５０ｋｇ／ｃｍ2 Ｇ）に昇圧された後、ＬＮＧ圧送系統１６ｂを流れて前記ＢＯＧ再液化器３１の他方のコイル３１ｂに導入される。
【００３８】
各ＬＮＧ貯槽１１ａ，１１ｂの上部に滞留したＢＯＧは、それぞれのＢＯＧ圧縮系統１８ａ，１８ｂに導出されてＢＯＧ圧縮機１７の手前で合流し、該ＢＯＧ圧縮機１７で前記ＢＯＧ再液化器３１の両コイル３１ａ，３１ｂを流れる液化寒冷源であるＬＮＧの温度で液化可能な圧力まで昇圧された後、ＢＯＧ再液化器３１のシェル３１ｃ側に導入される。
【００３９】
ＢＯＧ再液化器３１のコイル３１ａ，３１ｂ側に導入された両ＬＮＧは、双方ともＢＯＧに液顕熱の範囲（例えば、約−１２０〜約−１５５℃）で寒冷を与え、ガス化せずに液状のまま昇温して導出され、コイル３１ａを導出した低圧側のＬＮＧは、ＬＮＧ気化器１４ａで気化してＮＧとなり、ＮＧ圧送系統１５ａから需要先に送出される。また、コイル３１ｂを導出した高圧側のＬＮＧは、二次昇圧用のＬＮＧ圧送ポンプ３２で需要先の必要な圧力（例えば８０ｋｇ／ｃｍ2 Ｇ）まで更に昇圧された後、ＬＮＧ気化器１４ｂで気化してＮＧとなり、ＮＧ圧送系統１５ｂから需要先に送出される。一方、液化可能な圧力まで圧縮されてＢＯＧ再液化器３１に導入されたＢＯＧは、両ＬＮＧの液顕熱で冷却され液化し、生成ＬＮＧとなってＢＯＧ再液化器３１のシェル３１ｃの底部に滞留する。
【００４０】
そして、上記生成ＬＮＧは、その一部又は全部が生成ＬＮＧ圧送系統２２に導出され、生成ＬＮＧポンプ２１で、前記高圧側のＬＮＧ圧送系統１６ｂを流れるＬＮＧの圧力に応じた圧力まで昇圧された後、第２ＬＮＧ圧送ポンプ３２の上流でＬＮＧ圧送系統１６ｂを流れるＬＮＧと合流し、ＬＮＧ気化器１４ｂで気化してＮＧ圧送系統１５ｂから送出される。
【００４１】
また、ＢＯＧの発生量が多く、その結果、両ＬＮＧ圧送系統１６ａ，１６ｂのＬＮＧの成分が変化し、需要先へ送るＮＧのカロリーが高くなり過ぎるような場合には、ＢＯＧ再液化器３１で液化した生成ＬＮＧの適当量を生成ＬＮＧ返送系統２０に導出し、ＬＮＧ貯槽１１ａ，１１ｂに、それぞれのカロリー調整に見合う量が分岐経路２０ａ，２０ｂを介して分配返送すればよい。なお、ＬＮＧ圧送系統１６ａ，１６ｂへの導入混合でカロリー調整可能な場合は、前記生成ＬＮＧ圧送系統２２からＬＮＧ圧送系統１６ａ，１６ｂに生成ＬＮＧを導入混合させるようにしてもよい。このとき、高圧側の生成ＬＮＧ圧送系統２２から減圧弁を介して低圧側のＬＮＧ圧送系統１６ａに生成ＬＮＧを導入するようにしてもよく、これとは別に、低圧側用の生成ＬＮＧ圧送系統を設けるようにしてもよい。
【００４２】
なお、本形態例においても、前記図１の説明で記載したように、例えば、ＬＮＧ貯槽から自圧でＬＮＧを送出できる場合は、ＬＮＧ圧送ポンプを設ける必要がないこと、生成ＬＮＧ圧送系統のＬＮＧ圧送系統への接続位置を選択できることなど、その他、本発明の要旨を逸脱しない範囲内において種々変更を加えることが可能である。
【００４３】
【発明の効果】
以上説明したように、本発明の液化天然ガス貯槽の蒸発ガス再液化装置によれば、再液化させるＢＯＧは、該ＢＯＧを液化するための寒冷源であるＬＮＧ圧送系統のＬＮＧの温度で液化できる程度に圧縮すればよく、ＢＯＧを液化して生成した生成ＬＮＧを液化ポンプで圧送系統の必要圧力まで昇圧するから、従来のＢＯＧを圧送系統の圧力までガス圧縮するよりも圧送動力費が低減できる。また、ＢＯＧを液化した生成ＬＮＧをＬＮＧ圧送系統のＬＮＧに混合して送出したり、ＬＮＧ貯槽に戻したりすることにより、圧送ＬＮＧの成分が高カロリー成分に偏ることが防止できるので、カロリー調整装置を不要とすることができる。
【００４４】
特に、ＢＯＧ再液化器としてシェルアンドコイル式の熱交換器を採用することにより、温度差が大きく、かつ、流量変動の大きいＢＯＧを再液化する際に発生する熱応力を回避することが容易であり、安全性が高まるとともに、コイル側を複数の系統で構成すれば、同一又は異なる複数のＬＮＧを、その寒冷を有効かつ容易に利用しながら圧送することができる。
【００４５】
さらに、ＢＯＧ再液化器を出た後のＬＮＧを昇圧する二次昇圧用のＬＮＧ圧送ポンプを設置することにより、ＢＯＧ再液化器における寒冷源としてのＬＮＧ圧送系統のＬＮＧ導入圧力を低くすることができるので、それに伴ってＬＮＧの導入温度も低く設定でき、ＢＯＧ再液化器の小型化が可能となる。
【００４６】
また、本発明によれば、ＢＯＧの液化に際して寒冷源となるＬＮＧの液顕熱のみを使用するようにしたり、ＬＮＧを臨界圧力以上に高めたりすることにより、寒冷側のＬＮＧに沸騰が発生しないのでＢＯＧを安定した状態で液化させることができ、温度変動及び熱応力発生を最少に抑えることができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】  本発明のＬＮＧ貯槽のＢＯＧ再液化装置を適用したＬＮＧ貯蔵・圧送設備の一例を示す系統図である。
【図２】  同じく他の形態例を示す系統図である。
【図３】  従来の液化天然ガス貯蔵・圧送設備の一例を示す系統図である。
【符号の説明】
１１，１１ａ，１１ｂ…ＬＮＧ貯槽、１２，１２ａ，１２ｂ…ＬＮＧ送出系統、１３，１３ａ，１３ｂ…ＬＮＧ圧送ポンプ、１４，１４ａ，１４ｂ…ＬＮＧ気化器、１５，１５ａ，１５ｂ…ＮＧ圧送系統、１６，１６ａ，１６ｂ…ＬＮＧ圧送系統、１７…ＢＯＧ圧縮機、１８，１８ａ，１８ｂ…ＢＯＧ圧縮系統、１９，３１…ＢＯＧ再液化器、１９ａ，３１ａ，３１ｂコイル、１９ｂ，３１ｃ…シェル、２０…生成ＬＮＧ返送系統、２１…生成ＬＮＧポンプ、２２…生成ＬＮＧ圧送系統、２３…フレアスタック、２４…ＢＯＧ放出系統
【図１】
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【図２】
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【図３】
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