JPH04307200A - 液化天然ガス海上備蓄設備の気化ガス再液化装置 - Google Patents
液化天然ガス海上備蓄設備の気化ガス再液化装置Info
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- JPH04307200A JPH04307200A JP3098266A JP9826691A JPH04307200A JP H04307200 A JPH04307200 A JP H04307200A JP 3098266 A JP3098266 A JP 3098266A JP 9826691 A JP9826691 A JP 9826691A JP H04307200 A JPH04307200 A JP H04307200A
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- JP
- Japan
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- condenser
- gas
- liquefied natural
- ethane
- natural gas
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- Pending
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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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- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
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
【０００１】
【産業上の利用分野】本発明は液化天然ガス海上備蓄設
備の気化ガス再液化装置に関するものである。
備の気化ガス再液化装置に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】従来、液化天然ガス（ＬＮＧ）を備蓄す
る設備は、液化天然ガスの輸送面や大量消費地に隣接さ
せる必要性などから海岸などの陸上に設けられている。
る設備は、液化天然ガスの輸送面や大量消費地に隣接さ
せる必要性などから海岸などの陸上に設けられている。
【０００３】液化天然ガスを貯蔵すると共に消費地へ供
給するための液化天然ガス備蓄設備には、低温液化ガス
の貯蔵タンクが設けられており、該貯蔵タンクは、内槽
及び外槽を備え内外槽間にパーライト粒保冷材、グラス
ウール製のブランケットなどを収納すると共に、安全の
ために窒素ガスなどの不活性ガスを封入し、且つ、内槽
上部に接続したガス供給管から気化ガスを消費地へ供給
するようにしている。
給するための液化天然ガス備蓄設備には、低温液化ガス
の貯蔵タンクが設けられており、該貯蔵タンクは、内槽
及び外槽を備え内外槽間にパーライト粒保冷材、グラス
ウール製のブランケットなどを収納すると共に、安全の
ために窒素ガスなどの不活性ガスを封入し、且つ、内槽
上部に接続したガス供給管から気化ガスを消費地へ供給
するようにしている。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】近年、液化天然ガスの
備蓄量を増加する要求が高まってきているが、貯蔵タン
クは非常に大型化する傾向があり、このような大型の貯
蔵タンクを設置するための土地を大量消費地の近くの陸
上に確保するのは非常に困難になってきている。
備蓄量を増加する要求が高まってきているが、貯蔵タン
クは非常に大型化する傾向があり、このような大型の貯
蔵タンクを設置するための土地を大量消費地の近くの陸
上に確保するのは非常に困難になってきている。
【０００５】そこで、液化天然ガスを海上において備蓄
することが提案されている。
することが提案されている。
【０００６】しかしながら、液化天然ガスは−１６２℃
を保存するように冷却されているが、外部からの入熱や
圧力の変動などにより常に気化しており、このような気
化ガスは、地上においてはガス供給管などを介して消費
地へ供給することができるが、海上で発生した気化ガス
は消費地へ供給することが非常に困難であり、又、海上
には電力が無いので、気化ガスを再液化することもでき
ず、液化天然ガスを海上備蓄する際に気化ガスをいかに
して処理するかが重要な問題となっている。
を保存するように冷却されているが、外部からの入熱や
圧力の変動などにより常に気化しており、このような気
化ガスは、地上においてはガス供給管などを介して消費
地へ供給することができるが、海上で発生した気化ガス
は消費地へ供給することが非常に困難であり、又、海上
には電力が無いので、気化ガスを再液化することもでき
ず、液化天然ガスを海上備蓄する際に気化ガスをいかに
して処理するかが重要な問題となっている。
【０００７】本発明は斯かる実情に鑑みてなしたもので
、気化ガスを再液化するための電力を自給し、気化ガス
を海上で再液化して、液化天然ガスの海上備蓄を可能と
し得る液化天然ガス海上備蓄設備の気化ガス再液化装置
を提供することを目的としている。
、気化ガスを再液化するための電力を自給し、気化ガス
を海上で再液化して、液化天然ガスの海上備蓄を可能と
し得る液化天然ガス海上備蓄設備の気化ガス再液化装置
を提供することを目的としている。
【０００８】
【課題を解決するための手段】本発明は液化天然ガスの
貯蔵タンクからの気化ガスの一部を燃料として発電を行
う発電機を設け、前記気化ガスの残りを導入する第一の
圧縮器と第一のコンデンサとをメタン流路を介して接続
すると共に第一のコンデンサと前記貯蔵タンクとの間を
液化天然ガス戻し管にて接続し、前記第一のコンデンサ
内を通るエタン蒸発部と第二のコンデンサを有し且つ前
記エタン蒸発部と前記第二のコンデンサとの間に第二の
圧縮器を配設したエタン循環流路、及び前記第二のコン
デンサ内を通るプロパン蒸発部と海水冷却流路を設けた
第三のコンデンサを有し且つ前記プロパン蒸発部と前記
第三のコンデンサとの間に第三の圧縮器を配設したプロ
パン循環流路を設けたことを特徴とする液化天然ガス海
上備蓄設備の気化ガス再液化装置にかかるものである。
貯蔵タンクからの気化ガスの一部を燃料として発電を行
う発電機を設け、前記気化ガスの残りを導入する第一の
圧縮器と第一のコンデンサとをメタン流路を介して接続
すると共に第一のコンデンサと前記貯蔵タンクとの間を
液化天然ガス戻し管にて接続し、前記第一のコンデンサ
内を通るエタン蒸発部と第二のコンデンサを有し且つ前
記エタン蒸発部と前記第二のコンデンサとの間に第二の
圧縮器を配設したエタン循環流路、及び前記第二のコン
デンサ内を通るプロパン蒸発部と海水冷却流路を設けた
第三のコンデンサを有し且つ前記プロパン蒸発部と前記
第三のコンデンサとの間に第三の圧縮器を配設したプロ
パン循環流路を設けたことを特徴とする液化天然ガス海
上備蓄設備の気化ガス再液化装置にかかるものである。
【０００９】
【作用】プロパン循環流路における第三の圧縮器からの
ガス状のプロパンを、第三のコンデンサにおいて該コン
デンサ内の海水冷却流路を流れる海水によって冷却する
ことにより液化し、該液化したプロパンを第二のコンデ
ンサに導いてプロパン蒸発部で蒸発させることによりそ
の顕熱でエタン循環流路における第二の圧縮器からのガ
ス状のエタンを冷却して液化する。更に該液化したエタ
ンを第一のコンデンサに導いてエタン蒸発部で蒸発させ
ることによりその顕熱で貯蔵タンクからの気化ガスを圧
縮する第一の圧縮器からの気化ガス（メタン）を冷却し
て液化する。該冷却した液化天然ガスは液化天然ガス戻
し管から貯蔵タンクへと送られて、気化ガスの再液化が
行われる。
ガス状のプロパンを、第三のコンデンサにおいて該コン
デンサ内の海水冷却流路を流れる海水によって冷却する
ことにより液化し、該液化したプロパンを第二のコンデ
ンサに導いてプロパン蒸発部で蒸発させることによりそ
の顕熱でエタン循環流路における第二の圧縮器からのガ
ス状のエタンを冷却して液化する。更に該液化したエタ
ンを第一のコンデンサに導いてエタン蒸発部で蒸発させ
ることによりその顕熱で貯蔵タンクからの気化ガスを圧
縮する第一の圧縮器からの気化ガス（メタン）を冷却し
て液化する。該冷却した液化天然ガスは液化天然ガス戻
し管から貯蔵タンクへと送られて、気化ガスの再液化が
行われる。
【００１０】又、前記各々の圧縮器は、気化ガスの一部
を燃料として導入して発電を行っている発電機からの電
力によって駆動される。
を燃料として導入して発電を行っている発電機からの電
力によって駆動される。
【００１１】
【実施例】以下、本発明の実施例を図面を参照しつつ説
明する。
明する。
【００１２】図１は本発明の一実施例であり、図中１は
海上に設けられる液化天然ガスの貯蔵タンクである。
海上に設けられる液化天然ガスの貯蔵タンクである。
【００１３】２は前記貯蔵タンク１からの気化ガスＧの
一部を導入管３を介して導入し、図示しないタービン或
いはガスエンジンを介して発電を行う発電機であり、又
、４は発電機２に導入されない残りの気化ガスＧを導入
管３を介して導入する第一の圧縮機である。
一部を導入管３を介して導入し、図示しないタービン或
いはガスエンジンを介して発電を行う発電機であり、又
、４は発電機２に導入されない残りの気化ガスＧを導入
管３を介して導入する第一の圧縮機である。
【００１４】液化天然ガスの貯蔵タンク１において−１
６２℃付近で気化するのはメタンであり、従ってここで
言う気化ガスＧはメタンを示している。
６２℃付近で気化するのはメタンであり、従ってここで
言う気化ガスＧはメタンを示している。
【００１５】第一の圧縮器４は、導入されて圧縮された
気化ガスＧが通るメタン流路５を介して、圧縮された気
化ガスＧを液化する第一のコンデンサ６と接続しており
、更に、該第一のコンデンサ６は液化した気化ガスＧ及
び液化しきれなかった気化ガスＧが流通する液化天然ガ
ス戻し管７を介して気液分離器８と接続している。該気
液分離器８には液化した気化ガスＧを貯蔵タンク１へと
戻す戻し管９が接続してあると共に、液化しきれなかっ
た気化ガスＧを前記第一の圧縮器４へと導出し得る送り
管１０が接続してある。
気化ガスＧが通るメタン流路５を介して、圧縮された気
化ガスＧを液化する第一のコンデンサ６と接続しており
、更に、該第一のコンデンサ６は液化した気化ガスＧ及
び液化しきれなかった気化ガスＧが流通する液化天然ガ
ス戻し管７を介して気液分離器８と接続している。該気
液分離器８には液化した気化ガスＧを貯蔵タンク１へと
戻す戻し管９が接続してあると共に、液化しきれなかっ
た気化ガスＧを前記第一の圧縮器４へと導出し得る送り
管１０が接続してある。
【００１６】図中１１はエタンが充填されているエタン
循環流路であり、該エタン循環流路１１は前記第一のコ
ンデンサ６内に設けられ、液化したエタンを蒸発させる
ことによって前記気化ガスＧの冷却・液化を行うように
したエタン蒸発部１２を一方に有していると共に、他方
にエタンを液化するための第二のコンデンサ１３を有し
ており、更に前記エタン蒸発部１２と第二のコンデンサ
１３との間にはエタン蒸発部１２からのガス状のエタン
を圧縮する第二の圧縮器１４が配設されている。
循環流路であり、該エタン循環流路１１は前記第一のコ
ンデンサ６内に設けられ、液化したエタンを蒸発させる
ことによって前記気化ガスＧの冷却・液化を行うように
したエタン蒸発部１２を一方に有していると共に、他方
にエタンを液化するための第二のコンデンサ１３を有し
ており、更に前記エタン蒸発部１２と第二のコンデンサ
１３との間にはエタン蒸発部１２からのガス状のエタン
を圧縮する第二の圧縮器１４が配設されている。
【００１７】図中１５はプロパンが充填されているプロ
パン循環流路であり、該プロパン循環流路１５は、前記
第二のコンデンサ１３内に設けられ、液化したプロパン
を蒸発させることによって前記エタンの冷却・液化を行
うようにしたプロパン蒸発部１６を一方に有していると
共に、他方にプロパンを液化する第三のコンデンサ１７
を有しており、更に、前記プロパン蒸発部１６と第三の
コンデンサ１７との間にはプロパン蒸発部１６からのガ
ス状のプロパンを圧縮する第三の圧縮器１８が配設され
ている。
パン循環流路であり、該プロパン循環流路１５は、前記
第二のコンデンサ１３内に設けられ、液化したプロパン
を蒸発させることによって前記エタンの冷却・液化を行
うようにしたプロパン蒸発部１６を一方に有していると
共に、他方にプロパンを液化する第三のコンデンサ１７
を有しており、更に、前記プロパン蒸発部１６と第三の
コンデンサ１７との間にはプロパン蒸発部１６からのガ
ス状のプロパンを圧縮する第三の圧縮器１８が配設され
ている。
【００１８】又、第三のコンデンサ１７内にはプロパン
を冷却・液化するための海水が流通する海水冷却流路１
９が設けられている。
を冷却・液化するための海水が流通する海水冷却流路１
９が設けられている。
【００１９】尚、前述した各々の第一の圧縮器４，１４
，１８は前記発電機２から供給される電力によって駆動
されるようになっている。
，１８は前記発電機２から供給される電力によって駆動
されるようになっている。
【００２０】図２は図１に示した気化ガス再液化装置２
０を備えた液化天然ガス海上備蓄設備２１の一例を示す
もので、該液化天然ガス海上備蓄設備２１は図示の場合
６個の貯蔵タンク１を一体化し、更に一体化した貯蔵タ
ンク１にバージ２２を一体に取付けて二点鎖線で示す如
き係留索２３によって海上に係留保持されている。
０を備えた液化天然ガス海上備蓄設備２１の一例を示す
もので、該液化天然ガス海上備蓄設備２１は図示の場合
６個の貯蔵タンク１を一体化し、更に一体化した貯蔵タ
ンク１にバージ２２を一体に取付けて二点鎖線で示す如
き係留索２３によって海上に係留保持されている。
【００２１】前記バージ２２上には、前記発電機２及び
前述した気化ガス再液化装置２０が配設されており、前
記気化ガス再液化装置２０は前述したように各々の貯蔵
タンク１と導入管３及び戻し管９を介して接続している
。
前述した気化ガス再液化装置２０が配設されており、前
記気化ガス再液化装置２０は前述したように各々の貯蔵
タンク１と導入管３及び戻し管９を介して接続している
。
【００２２】図２に示す如き液化天然ガス海上備蓄設備
２１の貯蔵タンク１においては外部からの入熱、液面の
変動などによって絶えず気化ガスＧが発生しており、こ
の気化ガスＧは以下のようにして再液化する。
２１の貯蔵タンク１においては外部からの入熱、液面の
変動などによって絶えず気化ガスＧが発生しており、こ
の気化ガスＧは以下のようにして再液化する。
【００２３】プロパン循環流路１５の第三の圧縮器１８
において圧縮されたプロパンは、第三のコンデンサ１７
において、該第三のコンデンサ１７内に設けた海水冷却
流路１９を流れる海水（３５℃）によって冷却されて４
３℃、１５ａｔｍで液化する。
において圧縮されたプロパンは、第三のコンデンサ１７
において、該第三のコンデンサ１７内に設けた海水冷却
流路１９を流れる海水（３５℃）によって冷却されて４
３℃、１５ａｔｍで液化する。
【００２４】第三のコンデンサ１７において液化された
プロパンは、第二のコンデンサ１３のプロパン蒸発部１
６において蒸発することにより低温化され、エタン循環
流路１１のエタンを冷却し、自身は−５７℃、０．５ａ
ｔｍとなって前記第三の圧縮器１８へと送られる。
プロパンは、第二のコンデンサ１３のプロパン蒸発部１
６において蒸発することにより低温化され、エタン循環
流路１１のエタンを冷却し、自身は−５７℃、０．５ａ
ｔｍとなって前記第三の圧縮器１８へと送られる。
【００２５】第二の圧縮器１４にて圧縮されたエタンが
、第二のコンデンサ１３において前記プロパンと熱交換
を行うことにより冷却されて−５１℃、５．３ａｔｍで
液化する。
、第二のコンデンサ１３において前記プロパンと熱交換
を行うことにより冷却されて−５１℃、５．３ａｔｍで
液化する。
【００２６】第二のコンデンサ１３において冷却された
エタンは、エタン蒸発部１２において、蒸発することに
より低温化され、気化ガスＧを冷却し、自身は−１１２
℃、０．２ａｔｍとなって第二の圧縮器１４へと送られ
る。
エタンは、エタン蒸発部１２において、蒸発することに
より低温化され、気化ガスＧを冷却し、自身は−１１２
℃、０．２ａｔｍとなって第二の圧縮器１４へと送られ
る。
【００２７】第一の圧縮器４によって圧縮されたメタン
が第一のコンデンサ６において前記エタンと熱交換を行
うことによって冷却され、−１０７℃、２０ａｔｍで液
化する。
が第一のコンデンサ６において前記エタンと熱交換を行
うことによって冷却され、−１０７℃、２０ａｔｍで液
化する。
【００２８】第一のコンデンサ６において冷却されたメ
タンは、気液分離器８へと導入され、液化したメタンは
戻し管９を介して貯蔵タンク１へと送られ、液化しきれ
なかったメタンは、貯蔵タンク１から絶えず発生する気
化ガスＧと共に第一の圧縮器４へと送られる。
タンは、気液分離器８へと導入され、液化したメタンは
戻し管９を介して貯蔵タンク１へと送られ、液化しきれ
なかったメタンは、貯蔵タンク１から絶えず発生する気
化ガスＧと共に第一の圧縮器４へと送られる。
【００２９】上記したように、気化ガス（メタン）Ｇの
液化をエタン循環流路１１とプロパン循環流路１５の二
段階で行うようにしているので、プロパンの液化を海水
で行うことができ、又気化ガスＧの一部を利用して発電
機２を駆動して発電を行い、この発電によって得た電力
により圧縮器４，１４，１８などの駆動を行なうように
しているので、貯蔵タンク１から絶えず発生する気化ガ
スＧを効率的に確実に再液化することができ、よって液
化天然ガスの海上備蓄を可能とすることができる。
液化をエタン循環流路１１とプロパン循環流路１５の二
段階で行うようにしているので、プロパンの液化を海水
で行うことができ、又気化ガスＧの一部を利用して発電
機２を駆動して発電を行い、この発電によって得た電力
により圧縮器４，１４，１８などの駆動を行なうように
しているので、貯蔵タンク１から絶えず発生する気化ガ
スＧを効率的に確実に再液化することができ、よって液
化天然ガスの海上備蓄を可能とすることができる。
【００３０】尚、本発明の液化天然ガス海上備蓄設備の
気化ガス再液化装置は、上述の実施例にのみ限定される
ものではなく、実施例中のエタン、プロパンなどの温度
、圧力条件は最適条件を任意に設定することができるこ
と、その他、本発明の要旨を逸脱しない範囲内において
種々変更を加え得ることは勿論である。
気化ガス再液化装置は、上述の実施例にのみ限定される
ものではなく、実施例中のエタン、プロパンなどの温度
、圧力条件は最適条件を任意に設定することができるこ
と、その他、本発明の要旨を逸脱しない範囲内において
種々変更を加え得ることは勿論である。
【００３１】
【発明の効果】以上説明したように、本発明の液化天然
ガス海上備蓄設備の気化ガス再液化装置によれば、海上
に備えた液化天然ガスの貯蔵タンクから絶えず発生する
気化ガスを、気化ガスの一部を利用して駆動するように
した発電機からの電力を用いて圧縮器などを駆動するこ
とによって再液化するようにしたので、液化天然ガスの
海上備蓄を可能にできるという優れた効果を奏し得る。
ガス海上備蓄設備の気化ガス再液化装置によれば、海上
に備えた液化天然ガスの貯蔵タンクから絶えず発生する
気化ガスを、気化ガスの一部を利用して駆動するように
した発電機からの電力を用いて圧縮器などを駆動するこ
とによって再液化するようにしたので、液化天然ガスの
海上備蓄を可能にできるという優れた効果を奏し得る。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の一実施例のブロック図である。
【図２】液化天然ガス海上備蓄設備の一例を示す斜視図
である。
である。
１ 貯蔵タンク
２ 発電機
３ 導入管
４ 第一の圧縮器
５ メタン流路
６ 第一のコンデンサ
７ 液化天然ガス戻し管
１１ エタン循環流路
１２ エタン蒸発部
１３ 第二のコンデンサ
１４ 第二の圧縮器
１５ プロパン循環流路
１６ プロパン蒸発部
１７ 第三のコンデンサ
１８ 第三の圧縮器
１９ 海水冷却流路
２０ 気化ガス再液化装置
２１ 液化天然ガス海上備蓄設備
Ｇ 気化ガス
Claims (1)
- 【請求項１】 液化天然ガスの貯蔵タンクからの気化
ガスの一部を燃料として発電を行う発電機を設け、前記
気化ガスの残りを導入する第一の圧縮器と第一のコンデ
ンサとをメタン流路を介して接続すると共に第一のコン
デンサと前記貯蔵タンクとの間を液化天然ガス戻し管に
て接続し、前記第一のコンデンサ内を通るエタン蒸発部
と第二のコンデンサを有し且つ前記エタン蒸発部と前記
第二のコンデンサとの間に第二の圧縮器を配設したエタ
ン循環流路、及び前記第二のコンデンサ内を通るプロパ
ン蒸発部と海水冷却流路を設けた第三のコンデンサを有
し且つ前記プロパン蒸発部と前記第三のコンデンサとの
間に第三の圧縮器を配設したプロパン循環流路を設けた
ことを特徴とする液化天然ガス海上備蓄設備の気化ガス
再液化装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP3098266A JPH04307200A (ja) | 1991-04-03 | 1991-04-03 | 液化天然ガス海上備蓄設備の気化ガス再液化装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP3098266A JPH04307200A (ja) | 1991-04-03 | 1991-04-03 | 液化天然ガス海上備蓄設備の気化ガス再液化装置 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH04307200A true JPH04307200A (ja) | 1992-10-29 |
Family
ID=14215146
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP3098266A Pending JPH04307200A (ja) | 1991-04-03 | 1991-04-03 | 液化天然ガス海上備蓄設備の気化ガス再液化装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH04307200A (ja) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2003106723A (ja) * | 2001-09-27 | 2003-04-09 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | Ｌｎｇ冷熱を利用する直接冷却方法及び直接冷却システム |
| JP2010265938A (ja) * | 2009-05-12 | 2010-11-25 | Ihi Marine United Inc | 液化ガス貯蔵システム |
-
1991
- 1991-04-03 JP JP3098266A patent/JPH04307200A/ja active Pending
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2003106723A (ja) * | 2001-09-27 | 2003-04-09 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | Ｌｎｇ冷熱を利用する直接冷却方法及び直接冷却システム |
| JP2010265938A (ja) * | 2009-05-12 | 2010-11-25 | Ihi Marine United Inc | 液化ガス貯蔵システム |
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