JPH02240499A - 液化天然ガス貯蔵設備の蒸発ガス処理方法 - Google Patents
液化天然ガス貯蔵設備の蒸発ガス処理方法Info
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- JPH02240499A JPH02240499A JP1061245A JP6124589A JPH02240499A JP H02240499 A JPH02240499 A JP H02240499A JP 1061245 A JP1061245 A JP 1061245A JP 6124589 A JP6124589 A JP 6124589A JP H02240499 A JPH02240499 A JP H02240499A
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- bog
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- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
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- Mechanical Engineering (AREA)
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- General Engineering & Computer Science (AREA)
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Abstract
(57)【要約】本公報は電子出願前の出願データであるた
め要約のデータは記録されません。
め要約のデータは記録されません。
Description
【発明の詳細な説明】
〔産業上の利用分野〕
本発明は液化天然ガス（以下、ＬＮＧとする。
）の貯蔵設備における蒸発ガス（以下、ＢＯＧとする。
）の処理方法に関する。さらに詳しくはＢＯＧ成分を調
整することにより、効率的にＢＯＧを液化することに関
する。
整することにより、効率的にＢＯＧを液化することに関
する。
ＬＮＧはクリーンエネルギーとして現在その使用量は極
めて多くなっている。ＬＮＧは、我が国においてはその
殆どが輸入に依存し、受入れのＬＮＧ基地では断熱性の
低温貯槽に貯蔵されているものである。この場合ＬＮＧ
はメタン等の低沸点成分を組成分とするため貯蔵中外部
入熱による蒸発は避けられず、ＢＯＧが多量に発生する
。このＢＯＧは、通常ガス化ＬＮＧの送出ガス配管系に
混入して需要先に送ることで処理されているが。
めて多くなっている。ＬＮＧは、我が国においてはその
殆どが輸入に依存し、受入れのＬＮＧ基地では断熱性の
低温貯槽に貯蔵されているものである。この場合ＬＮＧ
はメタン等の低沸点成分を組成分とするため貯蔵中外部
入熱による蒸発は避けられず、ＢＯＧが多量に発生する
。このＢＯＧは、通常ガス化ＬＮＧの送出ガス配管系に
混入して需要先に送ることで処理されているが。
送出ガス圧力が高くなるに従ってＢＯＧコンプレッサー
の消費動力が増大することになる。そこで消費電力の軽
減を目的に従来からＢＯＧの処理に関して種々の方法が
提案され、大きくはＬＮＧと直接接触吸収液化する方法
とＬＮＧと熱交換器を介して熱交換して液化する方法の
２種に分類される。
の消費動力が増大することになる。そこで消費電力の軽
減を目的に従来からＢＯＧの処理に関して種々の方法が
提案され、大きくはＬＮＧと直接接触吸収液化する方法
とＬＮＧと熱交換器を介して熱交換して液化する方法の
２種に分類される。
例えば、特開昭５５−１４５８９７は、ＢＯＧをＢＯＧ
コンプレッサーにて昇圧後、熱交換器にてＬＮＧと熱交
換し液化した後ＬＮＧと合流して気化器に送るものであ
る。また特開昭５７−４３０９５は、ＢＯＧをＢＯＧコ
ンプレッサーにて昇圧抜、加圧ホルダー中へ供給すると
ともに当該ホルダー中にＬＮＧをスプレーすることによ
りＢＯＧとＬＮＧとを直接接触させ、ＢＯＧを冷却液化
させて当該加圧ホルダー中に貯蔵するものである。
コンプレッサーにて昇圧後、熱交換器にてＬＮＧと熱交
換し液化した後ＬＮＧと合流して気化器に送るものであ
る。また特開昭５７−４３０９５は、ＢＯＧをＢＯＧコ
ンプレッサーにて昇圧抜、加圧ホルダー中へ供給すると
ともに当該ホルダー中にＬＮＧをスプレーすることによ
りＢＯＧとＬＮＧとを直接接触させ、ＢＯＧを冷却液化
させて当該加圧ホルダー中に貯蔵するものである。
さらに特開昭６２−１４２９８０はＢＯＣをコンプレッ
サーによる２段圧縮とＬＮ（１，を冷媒とした熱交換器
さらに膨張弁とを組み合わせて液化して貯蔵タンクに戻
しているものである。
サーによる２段圧縮とＬＮ（１，を冷媒とした熱交換器
さらに膨張弁とを組み合わせて液化して貯蔵タンクに戻
しているものである。
上記従来法は、いずれもＢＯＧを液化するものであるが
、液化システムが複雑となると共に設備装置も増え、操
作が簡便でなくなる上、設備費も嵩むようになっている
。このため発明者等は操作が容易であり、設備費も嵩ま
ないＢＯＧ処理について従来法とは全く別の観点から新
な検討を行い本発明に至った。
、液化システムが複雑となると共に設備装置も増え、操
作が簡便でなくなる上、設備費も嵩むようになっている
。このため発明者等は操作が容易であり、設備費も嵩ま
ないＢＯＧ処理について従来法とは全く別の観点から新
な検討を行い本発明に至った。
即ち、ＢＯＧを液化するための冷媒としては、ＬＮＧ基
地においてはＬＮＧが最も有効である。
地においてはＬＮＧが最も有効である。
前述のようにＢＯＧを液化するには、コンプレッサーで
ＢＯＧをある程度加圧した後、熱交換器にてＢＯＧに液
化潜熱を与える必要がある。一方冷媒となるＬＮＧ自体
は熱交換器内では殆ど顕熱の形で熱交換するため、通常
ＢＯＧの液化に要するＬＮＧ量はＢＯＧ処理量の数倍〜
１０倍となる。
ＢＯＧをある程度加圧した後、熱交換器にてＢＯＧに液
化潜熱を与える必要がある。一方冷媒となるＬＮＧ自体
は熱交換器内では殆ど顕熱の形で熱交換するため、通常
ＢＯＧの液化に要するＬＮＧ量はＢＯＧ処理量の数倍〜
１０倍となる。
このＢＯＧ液化のために使われたＬＮＧは、最終的には
気化器で気化されて送出ガス配管系へ送られることにな
る。しかしＬＮＧガスの需要は時間、季節等様々な要因
により変動し、ＢＯＧ液化用に抜出すＬＮＧ量が増大す
るとＬＮＧ基地の運用に支障が生じることもあるので、
ＢＯＧ液化用ＬＮＧはできるだけ少量に抑えるのが望ま
しい。
気化器で気化されて送出ガス配管系へ送られることにな
る。しかしＬＮＧガスの需要は時間、季節等様々な要因
により変動し、ＢＯＧ液化用に抜出すＬＮＧ量が増大す
るとＬＮＧ基地の運用に支障が生じることもあるので、
ＢＯＧ液化用ＬＮＧはできるだけ少量に抑えるのが望ま
しい。
本発明は、加圧ＢＯＧにＢＯＧ成分より高沸点成分即ち
重質分を添加し、ＬＮＧの冷熱をより効率的に利用し、
従来法の最も簡便なりＯＧコンプレッサーと熱交換器と
を用いるＢＯＧ液化方法において冷媒としてのＬＮＧの
使用量を少量に抑え効果的な液化を提供するものである
。
重質分を添加し、ＬＮＧの冷熱をより効率的に利用し、
従来法の最も簡便なりＯＧコンプレッサーと熱交換器と
を用いるＢＯＧ液化方法において冷媒としてのＬＮＧの
使用量を少量に抑え効果的な液化を提供するものである
。
本発明によれば、液化天然ガス貯蔵設備より発生する蒸
発ガスの処理において、該蒸発ガスを加圧し、加圧蒸発
ガスに０２〜Ｃ４の飽和炭化水素の少なくとも１種を添
加した後、該貯蔵設備からの液化天然ガスと熱交換して
該蒸発ガスを液化することを特徴とする液化天然ガス貯
蔵設備の蒸発ガス処理方法が提供される。
発ガスの処理において、該蒸発ガスを加圧し、加圧蒸発
ガスに０２〜Ｃ４の飽和炭化水素の少なくとも１種を添
加した後、該貯蔵設備からの液化天然ガスと熱交換して
該蒸発ガスを液化することを特徴とする液化天然ガス貯
蔵設備の蒸発ガス処理方法が提供される。
本発明について実施例により図面に基づき詳しく説明す
る。
る。
第１図はＬＮＧ基地に応用した一実施例の系統図である
。ＬＮＧ貯蔵貯蔵タンクリ発生するＢＯＧはＢＯＧコン
プレッサー２にて約５ Ｋｇ／ｃｍ”に加圧後、エタン
、プロパン、及びブタンの飽和炭化水素の少なくとも１
種を重質分導入ライン９にて導入したのち熱交換器３に
送られる。この場合、これら炭化水素の添加量は、ＬＮ
Ｇの組成、ＬＮＧ貯蔵タンク、ＬＮ’Ｇ基地環境等によ
りＢＯＧの組成も変化するため一概に規定することはで
きないが、−船釣には重質分添加後のＢＯＣ中の重質分
成分比が１〜３容量％（以下同様に％は容量％とする。
。ＬＮＧ貯蔵貯蔵タンクリ発生するＢＯＧはＢＯＧコン
プレッサー２にて約５ Ｋｇ／ｃｍ”に加圧後、エタン
、プロパン、及びブタンの飽和炭化水素の少なくとも１
種を重質分導入ライン９にて導入したのち熱交換器３に
送られる。この場合、これら炭化水素の添加量は、ＬＮ
Ｇの組成、ＬＮＧ貯蔵タンク、ＬＮ’Ｇ基地環境等によ
りＢＯＧの組成も変化するため一概に規定することはで
きないが、−船釣には重質分添加後のＢＯＣ中の重質分
成分比が１〜３容量％（以下同様に％は容量％とする。
）となるように重質分を添加するのが好ましい。この場
合添加する重質分の成分組成は、冷媒として用いるＬＮ
Ｇ組成、圧力、熱交換器の大きさ及び構造等によって適
宜選択することになるが、通常は液化石油ガス（ＬＰＧ
）が用いられる。また添加する重質分は液状、気体状の
いずれでもよいが、熱交換器入口では全量ＢＯＣ中へ蒸
発気化しているのが望ましい。熱交換器３に送られた重
質分添加ＢＯＧは、前記タンク１から抜出されてＬＮＧ
ポンプ６にて昇圧されたＬＮＧと熱交換され液化された
のちドラム４に貯留される。
合添加する重質分の成分組成は、冷媒として用いるＬＮ
Ｇ組成、圧力、熱交換器の大きさ及び構造等によって適
宜選択することになるが、通常は液化石油ガス（ＬＰＧ
）が用いられる。また添加する重質分は液状、気体状の
いずれでもよいが、熱交換器入口では全量ＢＯＣ中へ蒸
発気化しているのが望ましい。熱交換器３に送られた重
質分添加ＢＯＧは、前記タンク１から抜出されてＬＮＧ
ポンプ６にて昇圧されたＬＮＧと熱交換され液化された
のちドラム４に貯留される。
貯留された液化ＢＯＧは前記タンク１に戻すか、或いは
液化ＢＯＧポンプ７にて昇圧後、熱交換器３を経た抜出
しＬＮＧに合流してＬＮＧ気化器５へ送られて気化され
た後、送出ガス配管系８を通じ発電所等ガス需要先に送
られる。
液化ＢＯＧポンプ７にて昇圧後、熱交換器３を経た抜出
しＬＮＧに合流してＬＮＧ気化器５へ送られて気化され
た後、送出ガス配管系８を通じ発電所等ガス需要先に送
られる。
上記の実施例において、ＢＯＧ１３７ＯＮｍ３／ｈｒを
液化して液化ＢＯＧ１トンを得るのに、重質分としてプ
ロパン５５ Ｋｇ／ｈｒを添加した場合に要したＬＮＧ
は４．４トンであった。これに対しプロパンを添加しな
い場合には、同様に液化ＢＯＧ １トンを同一条件で得
るために要したＬＮＧは５．４トンであった。
液化して液化ＢＯＧ１トンを得るのに、重質分としてプ
ロパン５５ Ｋｇ／ｈｒを添加した場合に要したＬＮＧ
は４．４トンであった。これに対しプロパンを添加しな
い場合には、同様に液化ＢＯＧ １トンを同一条件で得
るために要したＬＮＧは５．４トンであった。
上記実施例のように構成された本発明の方法の作用を第
２図に示す熱交換器内のＢＯＧ冷却曲線及びＬＮＧ昇温
曲線にて説明する。
２図に示す熱交換器内のＢＯＧ冷却曲線及びＬＮＧ昇温
曲線にて説明する。
第２図において、メタン９７％、窒素３％からなるＢＯ
Ｇは、Ａ’ −Ｂ’ −Ｃ’ のＢＯＧ冷却曲線に沿っ
て冷却されＢ′点において液化が始まり、Ｃ゛点で液化
が終了する。ＢＯＧは、貯蔵ＬＮＧの組成によって多少
の差異はあるがＬＮＧの重質分であるメタン及び窒素か
らなり、殆どは窒素を約２〜ｌＯ％含むメタンペーパー
で、エタン、プロパン等ＬＮＧ中の重質分は僅かに含ま
れる場合があるのみである。
Ｇは、Ａ’ −Ｂ’ −Ｃ’ のＢＯＧ冷却曲線に沿っ
て冷却されＢ′点において液化が始まり、Ｃ゛点で液化
が終了する。ＢＯＧは、貯蔵ＬＮＧの組成によって多少
の差異はあるがＬＮＧの重質分であるメタン及び窒素か
らなり、殆どは窒素を約２〜ｌＯ％含むメタンペーパー
で、エタン、プロパン等ＬＮＧ中の重質分は僅かに含ま
れる場合があるのみである。
一方ＢＯＧを冷却するＬＮＧは、一般に窒素０゜０４〜
０．１５％、メタン８２〜９９．８％、エタン０．０７
〜１６％、プロパンＯ〜４％、ブタン０〜１．５％から
なりＢＯＧに冷熱を与えつつ第２図の昇温曲線Ｄ”−Ｅ
’−Ｆ’に沿って昇温する。
０．１５％、メタン８２〜９９．８％、エタン０．０７
〜１６％、プロパンＯ〜４％、ブタン０〜１．５％から
なりＢＯＧに冷熱を与えつつ第２図の昇温曲線Ｄ”−Ｅ
’−Ｆ’に沿って昇温する。
この場合、ＢＯＧを液化するためにＢＯＧ冷却曲線とＬ
ＮＧ昇温曲線とが交叉しないように、ＢＯＧの発生量に
応じ熱交換器３へのＬＮＧ供給量を調節する。
ＮＧ昇温曲線とが交叉しないように、ＢＯＧの発生量に
応じ熱交換器３へのＬＮＧ供給量を調節する。
本発明の方法においては、上記実施例のようにＢＯＧに
プロパンを添加し、窒素２．９％、メタン９５．１％、
プロパン２％としたＢＯＧの場合には、冷却曲線Ａ−Ｂ
−Ｃに沿って冷却されることになり、Ｂ点で液化が始ま
り０点で液化が終了する。
プロパンを添加し、窒素２．９％、メタン９５．１％、
プロパン２％としたＢＯＧの場合には、冷却曲線Ａ−Ｂ
−Ｃに沿って冷却されることになり、Ｂ点で液化が始ま
り０点で液化が終了する。
冷媒用ＬＮＧは上記組成と同一のものを供給した場合、
第２図から明らかなように昇温曲′線Ｄ−Ｅ−Ｆにおけ
るＤ−Ｆの温度差は、上記Ｄ’−Ｆ温度差より大きくと
れ、本発明の方法はＬＮＧの冷熱を効率よく有効利用で
きるものであることが分かる。
第２図から明らかなように昇温曲′線Ｄ−Ｅ−Ｆにおけ
るＤ−Ｆの温度差は、上記Ｄ’−Ｆ温度差より大きくと
れ、本発明の方法はＬＮＧの冷熱を効率よく有効利用で
きるものであることが分かる。
（発明の効果）
本発明は、ＬＮＧ貯蔵設備から発生するＢＯＧを直接送
出ガス配管系に送らず、熱交換器を介して液化するもの
で、直接ＢＯＧを送出ガス配管系に送る場合に比し送出
ガス圧力の増加に伴うＢＯＧコンプレッサー動力の増大
もなく、かつＢＯＧ液化に要するＬＮＧ所要量を低減さ
せ、送出ガス配管系への最低送出ガスを低減させること
ができる。さらに、装置設備も少なく設備費も低減でき
る上、処理操作も簡便であり工業上極めて有用である。
出ガス配管系に送らず、熱交換器を介して液化するもの
で、直接ＢＯＧを送出ガス配管系に送る場合に比し送出
ガス圧力の増加に伴うＢＯＧコンプレッサー動力の増大
もなく、かつＢＯＧ液化に要するＬＮＧ所要量を低減さ
せ、送出ガス配管系への最低送出ガスを低減させること
ができる。さらに、装置設備も少なく設備費も低減でき
る上、処理操作も簡便であり工業上極めて有用である。
第１図は、本発明の一実施例を示す系統図、第２図は実
施例及び比較例における熱交換器内でのＢＯＧ冷却曲線
及びＬＮＧ昇温曲線である。 １・−Ｌ Ｎ Ｇ貯蔵タンク ２・−Ｂ ＯＧコンプレッサー ３・・・熱交換器 ４・・・ドラム５−Ｌ Ｎ Ｇ
気化器 ６・−Ｌ Ｎ Ｇポンプ７・・・液化ＢＯ’Ｇ
ポンプ 第１図 第 ２ 図
施例及び比較例における熱交換器内でのＢＯＧ冷却曲線
及びＬＮＧ昇温曲線である。 １・−Ｌ Ｎ Ｇ貯蔵タンク ２・−Ｂ ＯＧコンプレッサー ３・・・熱交換器 ４・・・ドラム５−Ｌ Ｎ Ｇ
気化器 ６・−Ｌ Ｎ Ｇポンプ７・・・液化ＢＯ’Ｇ
ポンプ 第１図 第 ２ 図
Claims (1)
- （１）液化天然ガス貯蔵設備より発生する蒸発ガスの処
理において、該蒸発ガスを加圧し、加圧蒸発ガスにＣ＿
２〜Ｃ＿４の飽和炭化水素の少なくとも１種を添加した
後、該貯蔵設備からの液化天然ガスと熱交換して該蒸発
ガスを液化することを特徴とする液化天然ガス貯蔵設備
の蒸発ガス処理方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP1061245A JPH02240499A (ja) | 1989-03-14 | 1989-03-14 | 液化天然ガス貯蔵設備の蒸発ガス処理方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP1061245A JPH02240499A (ja) | 1989-03-14 | 1989-03-14 | 液化天然ガス貯蔵設備の蒸発ガス処理方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH02240499A true JPH02240499A (ja) | 1990-09-25 |
Family
ID=13165656
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP1061245A Pending JPH02240499A (ja) | 1989-03-14 | 1989-03-14 | 液化天然ガス貯蔵設備の蒸発ガス処理方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH02240499A (ja) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1703102A2 (en) | 2005-02-23 | 2006-09-20 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Liquefied natural gas power plant and operation method thereof |
| WO2008136119A1 (ja) * | 2007-04-26 | 2008-11-13 | Hitachi, Ltd. | Ｌｎｇ冷熱利用ガスタービン及びｌｎｇ冷熱利用ガスタービンの運転方法 |
| JP2008309190A (ja) * | 2007-06-12 | 2008-12-25 | Tokyo Gas Co Ltd | Ｌｎｇ貯蔵タンク内に発生するｂｏｇの再液化装置と再液化方法 |
| CN103697327A (zh) * | 2013-12-13 | 2014-04-02 | 杭州克劳特低温设备有限公司 | 一种零排放加液系统及其方法 |
| WO2015128903A1 (ja) * | 2014-02-28 | 2015-09-03 | 日揮株式会社 | 液化天然ガスの受入設備 |
| JP2016505784A (ja) * | 2012-12-20 | 2016-02-25 | クライオスター・ソシエテ・パール・アクシオンス・サンプリフィエ | 天然ガスを再液化するための方法および装置 |
| JP2016105022A (ja) * | 2016-03-01 | 2016-06-09 | 日揮株式会社 | 液化天然ガスの受入設備 |
-
1989
- 1989-03-14 JP JP1061245A patent/JPH02240499A/ja active Pending
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1703102A2 (en) | 2005-02-23 | 2006-09-20 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Liquefied natural gas power plant and operation method thereof |
| US7603840B2 (en) | 2005-02-23 | 2009-10-20 | Kabushiki Kaisha Toshiba | LNG power plant |
| WO2008136119A1 (ja) * | 2007-04-26 | 2008-11-13 | Hitachi, Ltd. | Ｌｎｇ冷熱利用ガスタービン及びｌｎｇ冷熱利用ガスタービンの運転方法 |
| JPWO2008136119A1 (ja) * | 2007-04-26 | 2010-07-29 | 株式会社日立製作所 | Ｌｎｇ冷熱利用ガスタービン及びｌｎｇ冷熱利用ガスタービンの運転方法 |
| JP2008309190A (ja) * | 2007-06-12 | 2008-12-25 | Tokyo Gas Co Ltd | Ｌｎｇ貯蔵タンク内に発生するｂｏｇの再液化装置と再液化方法 |
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