JPH08270897A - 液化天然ガス貯槽内に発生したボイルオフガスの処理方法及び装置 - Google Patents
液化天然ガス貯槽内に発生したボイルオフガスの処理方法及び装置Info
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- JPH08270897A JPH08270897A JP6992295A JP6992295A JPH08270897A JP H08270897 A JPH08270897 A JP H08270897A JP 6992295 A JP6992295 A JP 6992295A JP 6992295 A JP6992295 A JP 6992295A JP H08270897 A JPH08270897 A JP H08270897A
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Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
(57)【要約】
【目的】 蓄冷容器を利用してＬＮＧ貯槽から発生する
ＢＯＧ（ボイルオフガス）を処理する際、ＢＯＧの液化
に必要な蓄冷量を減らすことにより、蓄冷容器を小型化
し、設備コストを削減する。 【構成】 昼間は、ＬＮＧ貯槽１０内からＢＯＧを導出
してＬＮＧ用配管１３内の多量のＬＮＧと混合してから
蓄冷容器３０に入れ、冷熱を蓄冷容器３０に蓄える。夜
間は、上記ＢＯＧにメタンよりも沸点の高い炭化水素を
添加してから少量のＬＮＧと混合し、蓄冷容器３０に入
れ、この蓄冷容器３０に蓄えられた冷熱を利用してＢＯ
Ｇを液化する。また、ＢＯＧの一部はバイパス配管２０
を通じて蓄冷容器３０をバイパスさせ、かつ、時間の経
過とともにＢＯＧのバイパス量を減少させる。
ＢＯＧ（ボイルオフガス）を処理する際、ＢＯＧの液化
に必要な蓄冷量を減らすことにより、蓄冷容器を小型化
し、設備コストを削減する。 【構成】 昼間は、ＬＮＧ貯槽１０内からＢＯＧを導出
してＬＮＧ用配管１３内の多量のＬＮＧと混合してから
蓄冷容器３０に入れ、冷熱を蓄冷容器３０に蓄える。夜
間は、上記ＢＯＧにメタンよりも沸点の高い炭化水素を
添加してから少量のＬＮＧと混合し、蓄冷容器３０に入
れ、この蓄冷容器３０に蓄えられた冷熱を利用してＢＯ
Ｇを液化する。また、ＢＯＧの一部はバイパス配管２０
を通じて蓄冷容器３０をバイパスさせ、かつ、時間の経
過とともにＢＯＧのバイパス量を減少させる。
Description
【０００１】
【産業上の利用分野】本発明は、液化天然ガス（以下、
ＬＮＧと称する。）の冷熱を有効に利用して、ＬＮＧ貯
槽内のボイルオフガス（以下、ＢＯＧと称する。）を効
率良く処理するための方法及び装置に関するものであ
る。
ＬＮＧと称する。）の冷熱を有効に利用して、ＬＮＧ貯
槽内のボイルオフガス（以下、ＢＯＧと称する。）を効
率良く処理するための方法及び装置に関するものであ
る。
【０００２】
【従来の技術】一般に、ＬＮＧ基地に貯蔵されたＬＮＧ
は、ＬＮＧ昇圧ポンプで昇圧された後、ＬＮＧ気化器で
気化され、天然ガス（以下、ＮＧと称する。）として需
要地へ供給される。
は、ＬＮＧ昇圧ポンプで昇圧された後、ＬＮＧ気化器で
気化され、天然ガス（以下、ＮＧと称する。）として需
要地へ供給される。
【０００３】このＬＮＧ供給システムにおいて、上記Ｌ
ＮＧの貯蔵タンク内でＬＮＧから蒸発したメタンガスを
主成分とするＢＯＧについては、このＢＯＧをそのまま
昇圧してＮＧに混合することも可能であるが、このＢＯ
Ｇを先にＬＮＧと混合して再液化してから昇圧した方
が、この昇圧に要するポンプの動力消費量が著しく少な
くなる。
ＮＧの貯蔵タンク内でＬＮＧから蒸発したメタンガスを
主成分とするＢＯＧについては、このＢＯＧをそのまま
昇圧してＮＧに混合することも可能であるが、このＢＯ
Ｇを先にＬＮＧと混合して再液化してから昇圧した方
が、この昇圧に要するポンプの動力消費量が著しく少な
くなる。
【０００４】従来、このようなＢＯＧの処理方法とし
て、特開平５−２６３９９７号公報に示されるものが知
られている。この方法は、ＬＮＧ消費量の多い昼間にＬ
ＮＧの冷熱を蓄冷容器に蓄え、ＬＮＧ消費量の少ない夜
間に上記蓄冷容器に蓄えられた冷熱を利用してＢＯＧを
液化するものであり、実際の操作は次の通りである。
て、特開平５−２６３９９７号公報に示されるものが知
られている。この方法は、ＬＮＧ消費量の多い昼間にＬ
ＮＧの冷熱を蓄冷容器に蓄え、ＬＮＧ消費量の少ない夜
間に上記蓄冷容器に蓄えられた冷熱を利用してＢＯＧを
液化するものであり、実際の操作は次の通りである。
【０００５】Ａ）昼間：ＬＮＧ貯槽からＢＯＧを導出し
て昇圧し、予備冷却した後、このＢＯＧを液化するのに
十分な量のＬＮＧと混合してＬＮＧ単相流を形成する。
この混合液体を蓄冷容器に導入し、この蓄冷容器内の蓄
冷剤を凍結させることにより、ＬＮＧの冷熱を蓄える。
その後、上記ＬＮＧ単相流はポンプで送出圧まで昇圧
し、気化して使用に供する。
て昇圧し、予備冷却した後、このＢＯＧを液化するのに
十分な量のＬＮＧと混合してＬＮＧ単相流を形成する。
この混合液体を蓄冷容器に導入し、この蓄冷容器内の蓄
冷剤を凍結させることにより、ＬＮＧの冷熱を蓄える。
その後、上記ＬＮＧ単相流はポンプで送出圧まで昇圧
し、気化して使用に供する。
【０００６】Ｂ）夜間：上記と同様に昇圧、予備冷却し
たＢＯＧを、このＢＯＧを液気化するのに不十分な量の
ＬＮＧと混合して気液二相流を形成する。この混合流体
を上記蓄冷容器に導入し、この蓄冷容器内に蓄えられた
冷熱を利用して上記ＢＯＧを液化し、ＬＮＧ単相流とす
る。その後の操作は昼間と同様である。
たＢＯＧを、このＢＯＧを液気化するのに不十分な量の
ＬＮＧと混合して気液二相流を形成する。この混合流体
を上記蓄冷容器に導入し、この蓄冷容器内に蓄えられた
冷熱を利用して上記ＢＯＧを液化し、ＬＮＧ単相流とす
る。その後の操作は昼間と同様である。
【０００７】この方法では、昼間、多量に使用されるＬ
ＮＧの冷熱を蓄え、この冷熱を夜間でのＢＯＧの液化に
用いるので、ＬＮＧ消費量が昼夜間で変動しても安定し
てＢＯＧを液化できる。
ＮＧの冷熱を蓄え、この冷熱を夜間でのＢＯＧの液化に
用いるので、ＬＮＧ消費量が昼夜間で変動しても安定し
てＢＯＧを液化できる。
【０００８】
【発明が解決しようとする課題】上記方法では、夜間の
送出ＬＮＧ量が極端に少ない場合（例えばＢＯＧ量より
も少ない場合）、ＢＯＧを液化するには非常に多くの蓄
冷量を要する。従って、この場合には大型の蓄冷容器を
用いなければならず、設備コストが大幅に増大する。
送出ＬＮＧ量が極端に少ない場合（例えばＢＯＧ量より
も少ない場合）、ＢＯＧを液化するには非常に多くの蓄
冷量を要する。従って、この場合には大型の蓄冷容器を
用いなければならず、設備コストが大幅に増大する。
【０００９】また、夜間の初期、すなわち昼間から夜間
への移行直後の時期では、蓄冷剤が十分に冷却凍結され
ているため、夜間の末期に比べて混合流体の冷却度合い
が著しい。このため、夜間初期では上記混合流体が過度
に冷却されて冷熱がむだ遣いされることとなり、その分
必要蓄冷量が増え、蓄冷容器を大型化しなければなら
ず、これも設備コスト増大の大きな要因となっている。
への移行直後の時期では、蓄冷剤が十分に冷却凍結され
ているため、夜間の末期に比べて混合流体の冷却度合い
が著しい。このため、夜間初期では上記混合流体が過度
に冷却されて冷熱がむだ遣いされることとなり、その分
必要蓄冷量が増え、蓄冷容器を大型化しなければなら
ず、これも設備コスト増大の大きな要因となっている。
【００１０】本発明は、このような事情に鑑み、ＢＯＧ
の処理に必要な蓄冷量を減らすことにより、蓄冷容器を
小型化して設備コストを削減できるＢＯＧの処理方法及
び装置を提供することを目的とする。
の処理に必要な蓄冷量を減らすことにより、蓄冷容器を
小型化して設備コストを削減できるＢＯＧの処理方法及
び装置を提供することを目的とする。
【００１１】
【課題を解決するための手段】本発明は、互いに液化天
然ガス消費量の異なる第１の期間及び第２の期間につい
て、液化天然ガス消費量の多い第１の期間では、上記液
化天然ガス貯槽内からボイルオフガスを導出してこのボ
イルオフガスを液化するのに十分な量の液化天然ガスに
混合し、この混合液体を蓄冷剤を収容した蓄冷容器に通
して冷熱を蓄冷容器に蓄え、液化天然ガス消費量の少な
い第２の期間では、上記液化天然ガス貯槽内からボイル
オフガスを導出してこのボイルオフガスを液化するのに
不十分な量の液化天然ガスに混合し、この混合流体を上
記蓄冷容器に通してこの蓄冷容器に蓄えられた上記冷熱
により上記ボイルオフガスを液化する液化天然ガス貯槽
内に発生したボイルオフガスの処理方法において、少な
くとも上記第２の期間に、上記液化天然ガスに混合され
る前のボイルオフガス、上記ボイルオフガスが混合され
る前の液化天然ガス、上記蓄冷容器に導入される前の混
合流体の少なくとも一つにメタンよりも沸点の高い炭化
水素を添加するものである（請求項１）。
然ガス消費量の異なる第１の期間及び第２の期間につい
て、液化天然ガス消費量の多い第１の期間では、上記液
化天然ガス貯槽内からボイルオフガスを導出してこのボ
イルオフガスを液化するのに十分な量の液化天然ガスに
混合し、この混合液体を蓄冷剤を収容した蓄冷容器に通
して冷熱を蓄冷容器に蓄え、液化天然ガス消費量の少な
い第２の期間では、上記液化天然ガス貯槽内からボイル
オフガスを導出してこのボイルオフガスを液化するのに
不十分な量の液化天然ガスに混合し、この混合流体を上
記蓄冷容器に通してこの蓄冷容器に蓄えられた上記冷熱
により上記ボイルオフガスを液化する液化天然ガス貯槽
内に発生したボイルオフガスの処理方法において、少な
くとも上記第２の期間に、上記液化天然ガスに混合され
る前のボイルオフガス、上記ボイルオフガスが混合され
る前の液化天然ガス、上記蓄冷容器に導入される前の混
合流体の少なくとも一つにメタンよりも沸点の高い炭化
水素を添加するものである（請求項１）。
【００１２】この方法では、上記第２の期間に、上記液
化天然ガスに混合される前のボイルオフガスの一部を上
記蓄冷容器をバイパスして蓄冷容器の下流側に直接送る
とともに、このバイパス量を時間の経過に伴って減少さ
せることにより、後述のようなより優れた効果が得られ
る（請求項２）。
化天然ガスに混合される前のボイルオフガスの一部を上
記蓄冷容器をバイパスして蓄冷容器の下流側に直接送る
とともに、このバイパス量を時間の経過に伴って減少さ
せることにより、後述のようなより優れた効果が得られ
る（請求項２）。
【００１３】また本発明は、互いに液化天然ガス消費量
の異なる第１の期間及び第２の期間について、液化天然
ガス消費量の多い第１の期間では、上記液化天然ガス貯
槽内からボイルオフガスを導出してこのボイルオフガス
を液化するのに十分な量の液化天然ガスに混合し、この
混合液体を蓄冷剤を収容した蓄冷容器に通して冷熱を蓄
冷容器に蓄える一方、液化天然ガス消費量の少ない第２
の期間では、上記液化天然ガス貯槽内からボイルオフガ
スを導出してこのボイルオフガスを液化するのに不十分
な量の液化天然ガスに混合し、この混合流体を上記蓄冷
容器に通してこの蓄冷容器に蓄えられた上記冷熱により
上記ボイルオフガスを液化する液化天然ガス貯槽内に発
生したボイルオフガスの処理方法において、上記第２の
期間に、上記液化天然ガスに混合される前のボイルオフ
ガスの一部を上記蓄冷容器をバイパスして蓄冷容器の下
流側に直接送るとともに、このバイパス量を時間の経過
に伴って減少させるものである（請求項３）。
の異なる第１の期間及び第２の期間について、液化天然
ガス消費量の多い第１の期間では、上記液化天然ガス貯
槽内からボイルオフガスを導出してこのボイルオフガス
を液化するのに十分な量の液化天然ガスに混合し、この
混合液体を蓄冷剤を収容した蓄冷容器に通して冷熱を蓄
冷容器に蓄える一方、液化天然ガス消費量の少ない第２
の期間では、上記液化天然ガス貯槽内からボイルオフガ
スを導出してこのボイルオフガスを液化するのに不十分
な量の液化天然ガスに混合し、この混合流体を上記蓄冷
容器に通してこの蓄冷容器に蓄えられた上記冷熱により
上記ボイルオフガスを液化する液化天然ガス貯槽内に発
生したボイルオフガスの処理方法において、上記第２の
期間に、上記液化天然ガスに混合される前のボイルオフ
ガスの一部を上記蓄冷容器をバイパスして蓄冷容器の下
流側に直接送るとともに、このバイパス量を時間の経過
に伴って減少させるものである（請求項３）。
【００１４】この方法を実施するための装置としては、
蓄冷剤を収容した蓄冷容器と、この蓄冷容器に液化天然
ガスを導入するための液化天然ガス用通路と、液化天然
ガス貯槽内からボイルオフガスを導出して上記液化天然
ガス用通路内の液化天然ガスに混合するためのボイルオ
フガス用通路と、上記蓄冷容器を通った混合流体を送出
するための送出用通路とを備えた液化天然ガス貯槽内に
発生したボイルオフガスの処理装置において、上記蓄冷
容器をバイパスして上記ボイルオフガス用通路と送出用
通路とを直接連通するバイパス通路と、このバイパス通
路内のボイルオフガスの流量を変化させるバイパス調節
手段とを備えたものが、好適である（請求項４）。
蓄冷剤を収容した蓄冷容器と、この蓄冷容器に液化天然
ガスを導入するための液化天然ガス用通路と、液化天然
ガス貯槽内からボイルオフガスを導出して上記液化天然
ガス用通路内の液化天然ガスに混合するためのボイルオ
フガス用通路と、上記蓄冷容器を通った混合流体を送出
するための送出用通路とを備えた液化天然ガス貯槽内に
発生したボイルオフガスの処理装置において、上記蓄冷
容器をバイパスして上記ボイルオフガス用通路と送出用
通路とを直接連通するバイパス通路と、このバイパス通
路内のボイルオフガスの流量を変化させるバイパス調節
手段とを備えたものが、好適である（請求項４）。
【００１５】この装置は、送出用配管内の混合流体の温
度を検出してその検出温度が低いほど上記バイパス通路
内のボイルオフガスの流量を増加させる温度制御手段を
備えることにより、さらに好ましいものとなる（請求項
５）。
度を検出してその検出温度が低いほど上記バイパス通路
内のボイルオフガスの流量を増加させる温度制御手段を
備えることにより、さらに好ましいものとなる（請求項
５）。
【００１６】
【作用】請求項１記載の方法によれば、少なくとも第２
の期間、すなわちＬＮＧ消費量の少ない期間において、
ＬＮＧとＢＯＧとの混合流体を蓄冷容器に導入する前
に、ＢＯＧ、ＬＮＧ、混合流体の少なくとも一つにメタ
ンよりも沸点の高い炭化水素を添加する分、混合流体の
沸点が高くなり、液化しやすくなる。このため、ＢＯＧ
の液化に必要な蓄冷量は少なくなり、蓄冷容器の小型化
が可能である。
の期間、すなわちＬＮＧ消費量の少ない期間において、
ＬＮＧとＢＯＧとの混合流体を蓄冷容器に導入する前
に、ＢＯＧ、ＬＮＧ、混合流体の少なくとも一つにメタ
ンよりも沸点の高い炭化水素を添加する分、混合流体の
沸点が高くなり、液化しやすくなる。このため、ＢＯＧ
の液化に必要な蓄冷量は少なくなり、蓄冷容器の小型化
が可能である。
【００１７】また、請求項２〜４記載の方法及び装置で
は、上記第２の期間に、上記ＬＮＧに混合される前のＢ
ＯＧの一部を上記蓄冷容器をバイパスして蓄冷容器の下
流側に直接送るとともに、この第２の期間の初期、すな
わち蓄冷容器での蓄冷量が多い時期では、ＢＯＧのバイ
パス量を多くして蓄冷容器を通るＢＯＧの量を抑えるこ
とにより、過度の冷却による冷熱のむだ遣いを防ぐこと
ができる。一方、第２の期間の末期、すなわち蓄冷容器
での蓄冷量が少ない時期では、ＢＯＧのバイパス量を減
らして蓄冷容器を通るＢＯＧの量を増やすことにより、
ＢＯＧを確実に液化させることができる。
は、上記第２の期間に、上記ＬＮＧに混合される前のＢ
ＯＧの一部を上記蓄冷容器をバイパスして蓄冷容器の下
流側に直接送るとともに、この第２の期間の初期、すな
わち蓄冷容器での蓄冷量が多い時期では、ＢＯＧのバイ
パス量を多くして蓄冷容器を通るＢＯＧの量を抑えるこ
とにより、過度の冷却による冷熱のむだ遣いを防ぐこと
ができる。一方、第２の期間の末期、すなわち蓄冷容器
での蓄冷量が少ない時期では、ＢＯＧのバイパス量を減
らして蓄冷容器を通るＢＯＧの量を増やすことにより、
ＢＯＧを確実に液化させることができる。
【００１８】ここで、請求項５記載の装置では、送出用
配管内の混合流体の温度、すなわち蓄冷容器の下流側温
度が低いほど、自動的にバイパス通路内のＢＯＧの流量
が増やされ、過度の冷却による冷熱のむだ遣いが防がれ
る。
配管内の混合流体の温度、すなわち蓄冷容器の下流側温
度が低いほど、自動的にバイパス通路内のＢＯＧの流量
が増やされ、過度の冷却による冷熱のむだ遣いが防がれ
る。
【００１９】
【実施例】本発明の第１実施例を図１に基づいて説明す
る。
る。
【００２０】同図において、ＬＮＧ貯槽１０内にポンプ
１２が設けられ、このポンプ１２の吐出口がＬＮＧ用配
管１３を介して蓄冷容器３０の入口に接続されている。
また、ＬＮＧ貯槽１０の頂部にはＢＯＧ用配管１４の一
端が接続され、他端が上記ＬＮＧ用配管１３の途中に接
続されており、このＢＯＧ用配管１４の途中にはＢＯＧ
圧縮機１６及び熱交換器１８が設けられている。
１２が設けられ、このポンプ１２の吐出口がＬＮＧ用配
管１３を介して蓄冷容器３０の入口に接続されている。
また、ＬＮＧ貯槽１０の頂部にはＢＯＧ用配管１４の一
端が接続され、他端が上記ＬＮＧ用配管１３の途中に接
続されており、このＢＯＧ用配管１４の途中にはＢＯＧ
圧縮機１６及び熱交換器１８が設けられている。
【００２１】上記蓄冷容器３０は、ｎ−ペンタン等の蓄
冷剤を収容している。この蓄冷容器３０の出口には、送
出用配管１９が接続されており、この送出用配管１９の
途中には、温度調節計（温度制御手段）２４、ポンプ３
２、熱交換器１８、及びＬＮＧ気化器３４が設けられて
いる。
冷剤を収容している。この蓄冷容器３０の出口には、送
出用配管１９が接続されており、この送出用配管１９の
途中には、温度調節計（温度制御手段）２４、ポンプ３
２、熱交換器１８、及びＬＮＧ気化器３４が設けられて
いる。
【００２２】さらに、この装置の特徴として、上記ＢＯ
Ｇ用配管１４の途中部分（図例ではＢＯＧ圧縮機１６と
熱交換器１８との間の部分）に、後述の炭化水素を添加
するための炭化水素添加口２６が設けられている。ま
た、ＢＯＧ用配管１４の途中部分（図例では熱交換器１
８の下流側部分）と、送出用配管１９における上記蓄冷
容器３０と温度調節計２４との間の部分とが、上記蓄冷
容器３０をバイパスしてバイパス配管２０により直接連
通可能とされており、このバイパス配管２０の途中には
流量制御弁（バイパス調節手段）２２が設けられてい
る。ここで、前記温度調節計２４は、後述のように蓄冷
容器３０から排出される混合流体の温度を検出し、この
検出温度が低いほど上記流量制御弁２２の開度を増大さ
せるように構成されている。
Ｇ用配管１４の途中部分（図例ではＢＯＧ圧縮機１６と
熱交換器１８との間の部分）に、後述の炭化水素を添加
するための炭化水素添加口２６が設けられている。ま
た、ＢＯＧ用配管１４の途中部分（図例では熱交換器１
８の下流側部分）と、送出用配管１９における上記蓄冷
容器３０と温度調節計２４との間の部分とが、上記蓄冷
容器３０をバイパスしてバイパス配管２０により直接連
通可能とされており、このバイパス配管２０の途中には
流量制御弁（バイパス調節手段）２２が設けられてい
る。ここで、前記温度調節計２４は、後述のように蓄冷
容器３０から排出される混合流体の温度を検出し、この
検出温度が低いほど上記流量制御弁２２の開度を増大さ
せるように構成されている。
【００２３】次に、この装置において行われるＢＯＧの
処理方法を説明する。
処理方法を説明する。
【００２４】上記図１において、昼間等、ＬＮＧ需要量
が多い時間帯（第１の期間）では、ＬＮＧ貯槽１０内の
ＬＮＧがＬＮＧポンプ１２により大流量でＬＮＧ配管１
３内に流される。一方、上記ＬＮＧ貯槽１０内でＬＮＧ
から蒸発したＢＯＧは、配管１４の途中に設けられたＢ
ＯＧ圧縮機１６で中圧（約7.0〜9.9kg／cm2G）まで昇圧
され、熱交換器１８で予備冷却された後、蓄冷容器３０
の手前で上記ＬＮＧと混合される。この時間帯では、Ｌ
ＮＧに比べてＢＯＧの供給量が相対的に少ないので、こ
のＢＯＧは上記ＬＮＧとの混合で完全に液化され、混合
流体は単相流となる。この混合流体は、蓄冷容器３０内
に収容された蓄冷剤を冷却して凝固させ、ＬＮＧポンプ
３２で高圧まで昇圧された後、上記熱交換器１８で上述
のようにＢＯＧを予備冷却し、ＬＮＧ気化器３４で気化
される。このようにして生成されたＮＧは、都市ガス燃
料、火力発電所燃料等の目的で各需要地へ供給される。
が多い時間帯（第１の期間）では、ＬＮＧ貯槽１０内の
ＬＮＧがＬＮＧポンプ１２により大流量でＬＮＧ配管１
３内に流される。一方、上記ＬＮＧ貯槽１０内でＬＮＧ
から蒸発したＢＯＧは、配管１４の途中に設けられたＢ
ＯＧ圧縮機１６で中圧（約7.0〜9.9kg／cm2G）まで昇圧
され、熱交換器１８で予備冷却された後、蓄冷容器３０
の手前で上記ＬＮＧと混合される。この時間帯では、Ｌ
ＮＧに比べてＢＯＧの供給量が相対的に少ないので、こ
のＢＯＧは上記ＬＮＧとの混合で完全に液化され、混合
流体は単相流となる。この混合流体は、蓄冷容器３０内
に収容された蓄冷剤を冷却して凝固させ、ＬＮＧポンプ
３２で高圧まで昇圧された後、上記熱交換器１８で上述
のようにＢＯＧを予備冷却し、ＬＮＧ気化器３４で気化
される。このようにして生成されたＮＧは、都市ガス燃
料、火力発電所燃料等の目的で各需要地へ供給される。
【００２５】なお、この時間帯では、温度調節計２４を
作動させても作動させなくてもよい。
作動させても作動させなくてもよい。
【００２６】これに対し、夜間等、ＬＮＧ需要量が少な
い時間帯（第２の期間）では、ＬＮＧ配管１３内のＬＮ
Ｇ流量が少ないため、ＬＮＧ量に対するＢＯＧ量の混合
比率が高くなる。従ってこのＢＯＧはＬＮＧと混合され
ても一部液化されるにとどまり、混合流体は気体と液体
からなる二相流となる。この混合流体は、前回ＬＮＧに
よる冷却で凝固している蓄冷容器３０内の蓄冷剤を融解
させ、その融解潜熱及び顕熱を奪われる（すなわち冷却
される）。これによりＢＯＧ成分が液化し、上記混合流
体は単相流となる。この単相流は、前記と同様にして熱
交換器１８及びＬＮＧ気化器３４を通じて各需要地へ供
給される。
い時間帯（第２の期間）では、ＬＮＧ配管１３内のＬＮ
Ｇ流量が少ないため、ＬＮＧ量に対するＢＯＧ量の混合
比率が高くなる。従ってこのＢＯＧはＬＮＧと混合され
ても一部液化されるにとどまり、混合流体は気体と液体
からなる二相流となる。この混合流体は、前回ＬＮＧに
よる冷却で凝固している蓄冷容器３０内の蓄冷剤を融解
させ、その融解潜熱及び顕熱を奪われる（すなわち冷却
される）。これによりＢＯＧ成分が液化し、上記混合流
体は単相流となる。この単相流は、前記と同様にして熱
交換器１８及びＬＮＧ気化器３４を通じて各需要地へ供
給される。
【００２７】ところで、この夜間等の時間帯においてＬ
ＮＧの消費量が著しく少ない場合（例えばＬＮＧ量とＢ
ＯＧ量とがほぼ等しい場合）、従来は、蓄冷容器３０に
おいてＢＯＧを液化するのに極めて多くの蓄冷量が必要
とされ、蓄冷容器３０の大型化は免れ得ないものとされ
ている。
ＮＧの消費量が著しく少ない場合（例えばＬＮＧ量とＢ
ＯＧ量とがほぼ等しい場合）、従来は、蓄冷容器３０に
おいてＢＯＧを液化するのに極めて多くの蓄冷量が必要
とされ、蓄冷容器３０の大型化は免れ得ないものとされ
ている。
【００２８】これに対し、この実施例では、前記炭化水
素添加口２６からＢＯＧにメタンよりも沸点の高い炭化
水素（例えばプロパン、ブタン）の混合物を添加するよ
うにしている。このような添加により、ＢＯＧの沸点は
高くなり、ＢＯＧは液化しやすくなる。その分、蓄冷容
器３０でＢＯＧ液化に必要な蓄冷量を減らすことがで
き、この蓄冷容器３０の小型化ひいては設備コストの削
減を果たすことができる。
素添加口２６からＢＯＧにメタンよりも沸点の高い炭化
水素（例えばプロパン、ブタン）の混合物を添加するよ
うにしている。このような添加により、ＢＯＧの沸点は
高くなり、ＢＯＧは液化しやすくなる。その分、蓄冷容
器３０でＢＯＧ液化に必要な蓄冷量を減らすことがで
き、この蓄冷容器３０の小型化ひいては設備コストの削
減を果たすことができる。
【００２９】また従来は、上記夜間等の初期での蓄冷容
器３０の蓄冷量が末期での蓄冷量よりもかなり多いの
で、上記初期にＬＮＧ及びＢＯＧの混合流体が過剰に冷
却され、蓄えた冷熱がむだ遣いされる分、蓄冷容器３０
の蓄冷量がより多く必要とされている。
器３０の蓄冷量が末期での蓄冷量よりもかなり多いの
で、上記初期にＬＮＧ及びＢＯＧの混合流体が過剰に冷
却され、蓄えた冷熱がむだ遣いされる分、蓄冷容器３０
の蓄冷量がより多く必要とされている。
【００３０】これに対し、この実施例では、上記夜間等
に温度調節計２４を作動させ、蓄冷容器３０から排出さ
れる混合流体の温度が低いほど流量調節弁２２の開度を
増大させるようにしている。このため、蓄冷容器３０で
過冷却され易い夜間等の初期では、上記流量調節弁２２
を通じてのＢＯＧのバイパス量を増やすことにより、蓄
冷容器３０での蓄冷量を節約でき、その分蓄冷容器３０
を小型化して設備コストを節減できる。また、バイパス
したＢＯＧは蓄冷容器３０からの低温の混合流体との合
流によって液化できる。逆に蓄冷容器３０での蓄冷量が
少なくなった夜間等の末期では、上記流量調節弁２２を
通じてのＢＯＧバイパス量を絞って蓄冷容器３０へのＢ
ＯＧの導入量を増やすことにより、ＢＯＧを確実に液化
できる。
に温度調節計２４を作動させ、蓄冷容器３０から排出さ
れる混合流体の温度が低いほど流量調節弁２２の開度を
増大させるようにしている。このため、蓄冷容器３０で
過冷却され易い夜間等の初期では、上記流量調節弁２２
を通じてのＢＯＧのバイパス量を増やすことにより、蓄
冷容器３０での蓄冷量を節約でき、その分蓄冷容器３０
を小型化して設備コストを節減できる。また、バイパス
したＢＯＧは蓄冷容器３０からの低温の混合流体との合
流によって液化できる。逆に蓄冷容器３０での蓄冷量が
少なくなった夜間等の末期では、上記流量調節弁２２を
通じてのＢＯＧバイパス量を絞って蓄冷容器３０へのＢ
ＯＧの導入量を増やすことにより、ＢＯＧを確実に液化
できる。
【００３１】＊実験データ 本発明等は、ＢＯＧ処理量 15ｔ／ｈ、ＢＯＧ昇圧圧力
9.0kg/cm2G、夜間ＬＮＧ量30ｔ／ｈ、ＬＮＧ送出圧力 4
0kg/cm2G、ＢＯＧ処理量に対する炭化水素混合物（ＬＰ
Ｇ）の添加比率５ｗｔ％という運転条件の下で、従来方
法（ＬＰＧの添加もＢＯＧのバイパスも行わない方
法）、実施例方法１（ＬＰＧ添加のみを行う方法）、実
施例方法２（ＬＰＧ添加とＢＯＧバイパスの双方を行う
方法）のぞれぞれについて実施を行い、蓄冷容器３０で
の夜間平均冷凍負荷を測定した。その結果を表１に示
す。
9.0kg/cm2G、夜間ＬＮＧ量30ｔ／ｈ、ＬＮＧ送出圧力 4
0kg/cm2G、ＢＯＧ処理量に対する炭化水素混合物（ＬＰ
Ｇ）の添加比率５ｗｔ％という運転条件の下で、従来方
法（ＬＰＧの添加もＢＯＧのバイパスも行わない方
法）、実施例方法１（ＬＰＧ添加のみを行う方法）、実
施例方法２（ＬＰＧ添加とＢＯＧバイパスの双方を行う
方法）のぞれぞれについて実施を行い、蓄冷容器３０で
の夜間平均冷凍負荷を測定した。その結果を表１に示
す。
【００３２】
【表１】
【００３３】この表から明らかなように、従来方法に比
べ、ＬＰＧを添加することにより蓄冷容器冷熱負荷を約
２５％低減でき、さらにＢＯＧバイパスを実行すること
により、従来方法に比べて蓄冷容器冷凍負荷を約３５％
低減できる。つまり、この運転条件下において、蓄冷容
器３０の容量を約２５〜３５％小さくできることがわか
る。また、ＬＰＧ添加は行わずにＢＯＧバイパスのみを
行う方法でも、従来方法に比べて蓄冷容器冷凍負荷を約
１０％低減できることも確認されている。
べ、ＬＰＧを添加することにより蓄冷容器冷熱負荷を約
２５％低減でき、さらにＢＯＧバイパスを実行すること
により、従来方法に比べて蓄冷容器冷凍負荷を約３５％
低減できる。つまり、この運転条件下において、蓄冷容
器３０の容量を約２５〜３５％小さくできることがわか
る。また、ＬＰＧ添加は行わずにＢＯＧバイパスのみを
行う方法でも、従来方法に比べて蓄冷容器冷凍負荷を約
１０％低減できることも確認されている。
【００３４】なお、本発明はこのような実施例に限定さ
れるものではなく、例として次のような態様をとること
も可能である。
れるものではなく、例として次のような態様をとること
も可能である。
【００３５】(1) 上記実施例では、複数種の炭化水素の
混合物を添加するようにしているが、本発明では、単種
の炭化水素のみ（例えばエタンのみ、プロパンのみ）を
添加するようにしてもよい。また、炭化水素混合物を添
加する場合、その混合物中にメタンよりも沸点の高い炭
化水素が少なくとも一部含まれていれば良く、この混合
物中に一部メタンが含まれていてもよい。
混合物を添加するようにしているが、本発明では、単種
の炭化水素のみ（例えばエタンのみ、プロパンのみ）を
添加するようにしてもよい。また、炭化水素混合物を添
加する場合、その混合物中にメタンよりも沸点の高い炭
化水素が少なくとも一部含まれていれば良く、この混合
物中に一部メタンが含まれていてもよい。
【００３６】(2) 上記実施例では、夜間等の第２の期間
のみに炭化水素を添加しているが、この添加を昼間等の
第１の期間にも行うようにしてもよい。
のみに炭化水素を添加しているが、この添加を昼間等の
第１の期間にも行うようにしてもよい。
【００３７】(3) 上記実施例では、ＢＯＧ用配管１４の
途中でＢＯＧに炭化水素を添加するようにしているが、
これに加え、第２実施例として図２に示すように、ＬＮ
Ｇ用配管１３に設けた炭化水素添加口２８から上記ＢＯ
Ｇが混合される前のＬＮＧに炭化水素を添加してもよい
し、ＢＯＧには添加せずＬＮＧにのみ添加するようにし
てもよい。また、蓄冷容器３０のすぐ手前でＬＮＧとＢ
ＯＧとの混合流体に炭化水素を添加するようにしてもよ
い。
途中でＢＯＧに炭化水素を添加するようにしているが、
これに加え、第２実施例として図２に示すように、ＬＮ
Ｇ用配管１３に設けた炭化水素添加口２８から上記ＢＯ
Ｇが混合される前のＬＮＧに炭化水素を添加してもよい
し、ＢＯＧには添加せずＬＮＧにのみ添加するようにし
てもよい。また、蓄冷容器３０のすぐ手前でＬＮＧとＢ
ＯＧとの混合流体に炭化水素を添加するようにしてもよ
い。
【００３８】(4) 上記実施例では、温度調節計２４によ
りＢＯＧバイパス量を制御するものを示したが、例えば
第２の期間において経過時間を計測し、時間の経過とと
もに流量調節弁２２の開度を徐々に絞るといった時間制
御を実行してもよい。ただし、上記実施例のように検出
温度に基づいてＢＯＧバイパス量を制御すれば、実際の
運転状態に対応した温度制御を実行でき、蓄冷容器３０
の下流側温度を常時好適な温度に一定保持できる利点が
ある。
りＢＯＧバイパス量を制御するものを示したが、例えば
第２の期間において経過時間を計測し、時間の経過とと
もに流量調節弁２２の開度を徐々に絞るといった時間制
御を実行してもよい。ただし、上記実施例のように検出
温度に基づいてＢＯＧバイパス量を制御すれば、実際の
運転状態に対応した温度制御を実行でき、蓄冷容器３０
の下流側温度を常時好適な温度に一定保持できる利点が
ある。
【００３９】
【発明の効果】請求項１記載の方法は、少なくとも第２
の期間、すなわちＬＮＧ消費量の少ない期間において、
ＬＮＧとＢＯＧとの混合流体を蓄冷容器に導入する前
に、ＢＯＧ、ＬＮＧ、混合流体の少なくとも一つにメタ
ンよりも沸点の高い炭化水素を添加するようにしたもの
であるので、ＢＯＧの液化を容易にしてこの液化に必要
な蓄冷量を削減することにより、蓄冷容器を小型化して
設備コストを削減できる効果がある。
の期間、すなわちＬＮＧ消費量の少ない期間において、
ＬＮＧとＢＯＧとの混合流体を蓄冷容器に導入する前
に、ＢＯＧ、ＬＮＧ、混合流体の少なくとも一つにメタ
ンよりも沸点の高い炭化水素を添加するようにしたもの
であるので、ＢＯＧの液化を容易にしてこの液化に必要
な蓄冷量を削減することにより、蓄冷容器を小型化して
設備コストを削減できる効果がある。
【００４０】また、請求項２〜４記載の方法及び装置に
よれば、上記第２の期間に、上記ＬＮＧに混合する前の
ＢＯＧの一部を上記蓄冷容器をバイパスして蓄冷容器の
下流側に直接送るとともに、この第２の期間の初期、す
なわち蓄冷容器での蓄冷量が多い時期では、ＢＯＧのバ
イパス量を多くして蓄冷容器を通るＢＯＧの量を抑える
ことにより、過度の冷却による冷熱のむだ遣いを防いで
蓄冷量を節減でき、その分蓄冷容器を小型化して設備コ
ストを削減できる効果がある。一方、第２の期間の末
期、すなわち蓄冷容器での蓄冷量が少ない時期では、Ｂ
ＯＧのバイパス量を減らして蓄冷容器を通るＢＯＧの量
を増やして確実に液化させることができる。
よれば、上記第２の期間に、上記ＬＮＧに混合する前の
ＢＯＧの一部を上記蓄冷容器をバイパスして蓄冷容器の
下流側に直接送るとともに、この第２の期間の初期、す
なわち蓄冷容器での蓄冷量が多い時期では、ＢＯＧのバ
イパス量を多くして蓄冷容器を通るＢＯＧの量を抑える
ことにより、過度の冷却による冷熱のむだ遣いを防いで
蓄冷量を節減でき、その分蓄冷容器を小型化して設備コ
ストを削減できる効果がある。一方、第２の期間の末
期、すなわち蓄冷容器での蓄冷量が少ない時期では、Ｂ
ＯＧのバイパス量を減らして蓄冷容器を通るＢＯＧの量
を増やして確実に液化させることができる。
【００４１】ここで、請求項５記載の装置は、送出用配
管内の混合流体の温度、すなわち蓄冷容器の下流側温度
が低いほど、バイパス通路内のＢＯＧの流量を増やす温
度制御手段を備えているので、過度の冷却による冷熱の
むだ遣いを防ぎながら、蓄冷容器から排出される混合流
体の温度を自動的に好適な温度に保持できる効果があ
る。
管内の混合流体の温度、すなわち蓄冷容器の下流側温度
が低いほど、バイパス通路内のＢＯＧの流量を増やす温
度制御手段を備えているので、過度の冷却による冷熱の
むだ遣いを防ぎながら、蓄冷容器から排出される混合流
体の温度を自動的に好適な温度に保持できる効果があ
る。
【図１】本発明の第１実施例におけるＢＯＧ処理装置を
示すフローシートである。
示すフローシートである。
【図２】本発明の第２実施例におけるＢＯＧ処理装置を
示すフローシートである。
示すフローシートである。
【符号の説明】 １０ ＬＮＧ貯槽 １３ ＬＮＧ用配管 １４ ＢＯＧ用配管 ２０ バイパス配管 ２２ バイパス弁（バイパス調節手段） ２４ 温度調節計（温度制御手段） ２６，２８ 炭化水素添加口 ３０ 蓄冷容器
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 山崎 恭士 大阪市中央区平野町四丁目１番２号 大阪 瓦斯株式会社内 (72)発明者 伊藤 裕 神戸市中央区脇浜町１丁目３番18号 株式 会社神戸製鋼所神戸本社内 (72)発明者 新居 敏則 神戸市中央区脇浜町１丁目３番18号 株式 会社神戸製鋼所神戸本社内 (72)発明者 山根 政美 神戸市中央区脇浜町１丁目３番18号 株式 会社神戸製鋼所神戸本社内
Claims (5)
- 【請求項１】 互いに液化天然ガス消費量の異なる第１
の期間及び第２の期間について、液化天然ガス消費量の
多い第１の期間では、上記液化天然ガス貯槽内からボイ
ルオフガスを導出してこのボイルオフガスを液化するの
に十分な量の液化天然ガスに混合し、この混合液体を蓄
冷剤を収容した蓄冷容器に通して冷熱を蓄冷容器に蓄
え、液化天然ガス消費量の少ない第２の期間では、上記
液化天然ガス貯槽内からボイルオフガスを導出してこの
ボイルオフガスを液化するのに不十分な量の液化天然ガ
スに混合し、この混合流体を上記蓄冷容器に通してこの
蓄冷容器に蓄えられた上記冷熱により上記ボイルオフガ
スを液化する液化天然ガス貯槽内に発生したボイルオフ
ガスの処理方法において、少なくとも上記第２の期間
に、上記液化天然ガスに混合される前のボイルオフガ
ス、上記ボイルオフガスが混合される前の液化天然ガ
ス、上記蓄冷容器に導入される前の混合流体の少なくと
も一つにメタンよりも沸点の高い炭化水素を添加するこ
とを特徴とする液化天然ガス貯槽内に発生したボイルオ
フガスの処理方法。 - 【請求項２】 請求項１記載の液化天然ガス貯槽内に発
生したボイルオフガスの処理方法において、上記第２の
期間に、上記液化天然ガスに混合される前のボイルオフ
ガスの一部を上記蓄冷容器をバイパスして蓄冷容器の下
流側に直接送るとともに、このバイパス量を時間の経過
に伴って減少させることを特徴とする液化天然ガス貯槽
内に発生したボイルオフガスの処理方法。 - 【請求項３】 互いに液化天然ガス消費量の異なる第１
の期間及び第２の期間について、液化天然ガス消費量の
多い第１の期間では、上記液化天然ガス貯槽内からボイ
ルオフガスを導出してこのボイルオフガスを液化するの
に十分な量の液化天然ガスに混合し、この混合液体を蓄
冷剤を収容した蓄冷容器に通して冷熱を蓄冷容器に蓄え
る一方、液化天然ガス消費量の少ない第２の期間では、
上記液化天然ガス貯槽内からボイルオフガスを導出して
このボイルオフガスを液化するのに不十分な量の液化天
然ガスに混合し、この混合流体を上記蓄冷容器に通して
この蓄冷容器に蓄えられた上記冷熱により上記ボイルオ
フガスを液化する液化天然ガス貯槽内に発生したボイル
オフガスの処理方法において、上記第２の期間に、上記
液化天然ガスに混合される前のボイルオフガスの一部を
上記蓄冷容器をバイパスして蓄冷容器の下流側に直接送
るとともに、このバイパス量を時間の経過に伴って減少
させることを特徴とする液化天然ガス貯槽内に発生した
ボイルオフガスの処理方法。 - 【請求項４】 蓄冷剤を収容した蓄冷容器と、この蓄冷
容器に液化天然ガスを導入するための液化天然ガス用通
路と、液化天然ガス貯槽内からボイルオフガスを導出し
て上記液化天然ガス用通路内の液化天然ガスに混合する
ためのボイルオフガス用通路と、上記蓄冷容器を通った
混合流体を送出するための送出用通路とを備えた液化天
然ガス貯槽内に発生したボイルオフガスの処理装置にお
いて、上記蓄冷容器をバイパスして上記ボイルオフガス
用通路と送出用通路とを直接連通するバイパス通路と、
このバイパス通路内のボイルオフガスの流量を変化させ
るバイパス調節手段とを備えたことを特徴とする液化天
然ガス貯槽内に発生したボイルオフガスの処理装置。 - 【請求項５】 請求項４記載の液化天然ガス貯槽内に発
生したボイルオフガスの処理装置において、送出用配管
内の混合流体の温度を検出してその検出温度が低いほど
上記バイパス通路内のボイルオフガスの流量を増加させ
る温度制御手段を備えたことを特徴とする液化天然ガス
貯槽内に発生したボイルオフガスの処理装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP6992295A JPH08270897A (ja) | 1995-03-28 | 1995-03-28 | 液化天然ガス貯槽内に発生したボイルオフガスの処理方法及び装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP6992295A JPH08270897A (ja) | 1995-03-28 | 1995-03-28 | 液化天然ガス貯槽内に発生したボイルオフガスの処理方法及び装置 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH08270897A true JPH08270897A (ja) | 1996-10-15 |
Family
ID=13416673
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP6992295A Pending JPH08270897A (ja) | 1995-03-28 | 1995-03-28 | 液化天然ガス貯槽内に発生したボイルオフガスの処理方法及び装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH08270897A (ja) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2007510880A (ja) * | 2003-11-03 | 2007-04-26 | フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン | Ｌｎｇ蒸気の取扱い構成および方法 |
| CN105716345A (zh) * | 2016-02-06 | 2016-06-29 | 七星天（北京）咨询有限责任公司 | 一种液化天然气冷能回收系统 |
| CN105757449A (zh) * | 2016-04-26 | 2016-07-13 | 杭州西港低温技术有限公司 | 一种车用lng主动增压系统及其供气方法 |
| JP2018123851A (ja) * | 2017-01-30 | 2018-08-09 | 株式会社神戸製鋼所 | ボイルオフガス回収システム |
| CN110821716A (zh) * | 2018-08-07 | 2020-02-21 | 东莞中集物流装备技术研究院有限公司 | 车辆及其天然气供气系统 |
-
1995
- 1995-03-28 JP JP6992295A patent/JPH08270897A/ja active Pending
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2007510880A (ja) * | 2003-11-03 | 2007-04-26 | フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン | Ｌｎｇ蒸気の取扱い構成および方法 |
| CN105716345A (zh) * | 2016-02-06 | 2016-06-29 | 七星天（北京）咨询有限责任公司 | 一种液化天然气冷能回收系统 |
| CN105757449A (zh) * | 2016-04-26 | 2016-07-13 | 杭州西港低温技术有限公司 | 一种车用lng主动增压系统及其供气方法 |
| JP2018123851A (ja) * | 2017-01-30 | 2018-08-09 | 株式会社神戸製鋼所 | ボイルオフガス回収システム |
| CN110821716A (zh) * | 2018-08-07 | 2020-02-21 | 东莞中集物流装备技术研究院有限公司 | 车辆及其天然气供气系统 |
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