JPH10227398A - ボイルオフガスの処理設備及び方法、天然ガスの製造設備及び方法 - Google Patents
ボイルオフガスの処理設備及び方法、天然ガスの製造設備及び方法Info
- Publication number
- JPH10227398A JPH10227398A JP3191397A JP3191397A JPH10227398A JP H10227398 A JPH10227398 A JP H10227398A JP 3191397 A JP3191397 A JP 3191397A JP 3191397 A JP3191397 A JP 3191397A JP H10227398 A JPH10227398 A JP H10227398A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- gas
- boil
- natural gas
- lng
- stage
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 100
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 128
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims description 64
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 7
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 113
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 37
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 36
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 claims description 24
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 15
- 239000011874 heated mixture Substances 0.000 claims 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 abstract description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 4
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 4
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 description 4
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 1
- 238000007634 remodeling Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
(57)【要約】
【課題】 ＢＯＧの有用化にあたって、必要コストをで
きるだけ低減化することができる技術を提供する。 【解決手段】 貯蔵設備より供給される液化天然ガス
を、昇温、昇圧して天然ガスを得る液化天然ガスライン
と、ボイルオフガスを、圧縮機により多段圧縮して、昇
圧ボイルオフガスを得るボイルオフガス処理ラインとを
備え、これらのラインから得られるガスを混合して、天
然ガスを得る製造設備にあって、ボイルオフガス処理ラ
インに於ける多段圧縮中間段に、ＬＮＧ混合ラインより
流量調節を伴って液化天然ガスを混合し、天然ガスを製
造する。
きるだけ低減化することができる技術を提供する。 【解決手段】 貯蔵設備より供給される液化天然ガス
を、昇温、昇圧して天然ガスを得る液化天然ガスライン
と、ボイルオフガスを、圧縮機により多段圧縮して、昇
圧ボイルオフガスを得るボイルオフガス処理ラインとを
備え、これらのラインから得られるガスを混合して、天
然ガスを得る製造設備にあって、ボイルオフガス処理ラ
インに於ける多段圧縮中間段に、ＬＮＧ混合ラインより
流量調節を伴って液化天然ガスを混合し、天然ガスを製
造する。
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は、都市ガス等として
利用される天然ガスの製造技術に関するものであり、原
料としての液化天然ガス（以後ＬＮＧと呼ぶ）の貯蔵設
備等から発生するボイルオフガス（以後ＢＯＧと呼ぶ）
を利用する技術に関する。
利用される天然ガスの製造技術に関するものであり、原
料としての液化天然ガス（以後ＬＮＧと呼ぶ）の貯蔵設
備等から発生するボイルオフガス（以後ＢＯＧと呼ぶ）
を利用する技術に関する。
【０００２】
【従来の技術】都市ガスの製造にあたっては、ＬＮＧを
主原料とし、これを気化器で昇温するとともに、その後
昇圧して、所定の温度、圧力状態の天然ガスを得る。そ
こで、ＬＮＧ基地には、ＬＮＧ貯蔵用の貯蔵設備が備え
られるとともに、この貯蔵設備に接続される配管系が設
けられている。このような貯蔵設備、配管系において
は、外界からの入熱のため、ＢＯＧが発生する。このＢ
ＯＧの発生量は無視できない量であり、このようなＢＯ
Ｇを、所定の温度、圧力状態まで、昇温、昇圧して利用
することが行われている。このような例の代表例は、図
４に示す従来例に見られるものであり、この例にあって
は、ＬＮＧタンク１から発生するＢＯＧ２を多段に圧縮
して、その圧力、温度を適切に調節して、天然ガスの製
造ラインに合流させることによって、ＢＯＧ２を使用で
きるようにしている。こういった図４に示す天然ガスの
製造設備は、液化天然ガスを貯蔵する貯蔵設備（ＬＮＧ
タンク１）を備え、この貯蔵設備より供給される液化天
然ガスを、昇温、昇圧して、第２温度、大気圧より高い
第２圧力の天然ガスを得る天然ガス供給ラインＬ−ＬＮ
Ｇを備えるとともに、液化天然ガスから発生するＢＯＧ
を、圧縮機により多段圧縮して、第１温度、大気圧より
高い第１圧力の昇圧ボイルオフガスを得るボイルオフガ
ス処理ラインＬ−ＢＯＧを備え、このラインで得られた
昇圧ボイルオフガスを、天然ガス供給ラインＬ−ＬＮＧ
の下流側に合流して、ＢＯＧを利用できる形態としてい
る。
主原料とし、これを気化器で昇温するとともに、その後
昇圧して、所定の温度、圧力状態の天然ガスを得る。そ
こで、ＬＮＧ基地には、ＬＮＧ貯蔵用の貯蔵設備が備え
られるとともに、この貯蔵設備に接続される配管系が設
けられている。このような貯蔵設備、配管系において
は、外界からの入熱のため、ＢＯＧが発生する。このＢ
ＯＧの発生量は無視できない量であり、このようなＢＯ
Ｇを、所定の温度、圧力状態まで、昇温、昇圧して利用
することが行われている。このような例の代表例は、図
４に示す従来例に見られるものであり、この例にあって
は、ＬＮＧタンク１から発生するＢＯＧ２を多段に圧縮
して、その圧力、温度を適切に調節して、天然ガスの製
造ラインに合流させることによって、ＢＯＧ２を使用で
きるようにしている。こういった図４に示す天然ガスの
製造設備は、液化天然ガスを貯蔵する貯蔵設備（ＬＮＧ
タンク１）を備え、この貯蔵設備より供給される液化天
然ガスを、昇温、昇圧して、第２温度、大気圧より高い
第２圧力の天然ガスを得る天然ガス供給ラインＬ−ＬＮ
Ｇを備えるとともに、液化天然ガスから発生するＢＯＧ
を、圧縮機により多段圧縮して、第１温度、大気圧より
高い第１圧力の昇圧ボイルオフガスを得るボイルオフガ
ス処理ラインＬ−ＢＯＧを備え、このラインで得られた
昇圧ボイルオフガスを、天然ガス供給ラインＬ−ＬＮＧ
の下流側に合流して、ＢＯＧを利用できる形態としてい
る。
【０００３】天然ガス供給ラインＬ−ＬＮＧには、気化
器７、圧力調整弁９が備えられている。一方、ボイルオ
フガス処理ラインＬ−ＢＯＧには、３個の圧縮機８１、
８２、８３が備えられるとともに、第２圧縮機８２と第
３圧縮機８３との間にインタークーラ８４が、第３圧縮
機８３の下手（下流）側に、アフタークーラ８５が備え
られている。このような構造を採用することにより、天
然ガス供給ラインＬ−ＬＮＧを経た天然ガスにＢＯＧ由
来の天然ガスを良好に混合して、以後の用に供すること
ができる。
器７、圧力調整弁９が備えられている。一方、ボイルオ
フガス処理ラインＬ−ＢＯＧには、３個の圧縮機８１、
８２、８３が備えられるとともに、第２圧縮機８２と第
３圧縮機８３との間にインタークーラ８４が、第３圧縮
機８３の下手（下流）側に、アフタークーラ８５が備え
られている。このような構造を採用することにより、天
然ガス供給ラインＬ−ＬＮＧを経た天然ガスにＢＯＧ由
来の天然ガスを良好に混合して、以後の用に供すること
ができる。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】このようなＢＯＧの処
理には、圧縮機に対する所定の動力を要するとともに、
インタークーラ、アフタークーラ用の設備費、さらに
は、これらの熱源及び運転費も必要となる。ここで、Ｂ
ＯＧの発生は、設備としては避けられないものであるた
め、これを有用化するためのコストはできるだけ低減化
したい。従って、本発明は、上記の希望を満足するため
のものであり、ＢＯＧの有用化にあたって、必要となる
コストをできるだけ低減化することができる技術を提供
することにある。
理には、圧縮機に対する所定の動力を要するとともに、
インタークーラ、アフタークーラ用の設備費、さらに
は、これらの熱源及び運転費も必要となる。ここで、Ｂ
ＯＧの発生は、設備としては避けられないものであるた
め、これを有用化するためのコストはできるだけ低減化
したい。従って、本発明は、上記の希望を満足するため
のものであり、ＢＯＧの有用化にあたって、必要となる
コストをできるだけ低減化することができる技術を提供
することにある。
【０００５】
【課題を解決するための手段】このような目的を達成す
るための本発明による液化天然ガスから発生するＢＯＧ
を、圧縮機により多段圧縮して、第１温度、大気圧より
高い第１圧力の昇圧ＢＯＧを得るＢＯＧの処理設備の特
徴構成は、多段圧縮の中間段にあるボイルオフガスライ
ンに対して、液化天然ガスを流量調節しながら混合でき
るＬＮＧ混合ラインを備えたことにある。圧縮機に必要
とされる動力は、この圧縮機の入り側のガス（本願の場
合はＢＯＧ及びこのＢＯＧに混合された液化天然ガス）
の量、温度、圧力状態、及び、出側のガスの温度、圧力
状態によって変化する。また、一般に、このようなＢＯ
Ｇを使用するに場合にあっては、最終段を終えたＢＯＧ
に必要とされる温度、圧力状態は一義的に決まる。従っ
て、最終段の圧縮を終えた段階で、このような温度、圧
力の状態となるように、熱交換系を含めて各圧縮段に於
ける圧縮状態を決定するのであるが、多段階の初段にお
いて、例え比較的低温の状態が得られていたとしても、
連続的な多段圧縮をおこなうと、必要以上の動力を要し
たり、温度が最終段で高すぎ、インタークーラや、アフ
タークーラを必要とする場合がある。そこで、この本願
構成にあっては、中間段にあるＢＯＧに対して、このＢ
ＯＧより低温状態にあるＬＮＧを、流量調整しながら、
ＬＮＧ混合ラインを介して混合する。この場合、ＬＮＧ
の混合流量は調整される。従って、この混合部以降の圧
縮段において必要となる動力、圧縮後の温度、圧力を、
この混合流量に従って調節することができる。結果、多
段圧縮工程において、圧縮に要する動力をできるだけ低
減化できるようにしたり、最終段を経て得られるガス状
態を、以降のＢＯＧの使用状態に見合った（例えば、そ
の状態のまま気化後の天然ガスに合流できるように）状
態とすることができる。結果、ＢＯＧガスを、効率的に
有効に利用することができる。
るための本発明による液化天然ガスから発生するＢＯＧ
を、圧縮機により多段圧縮して、第１温度、大気圧より
高い第１圧力の昇圧ＢＯＧを得るＢＯＧの処理設備の特
徴構成は、多段圧縮の中間段にあるボイルオフガスライ
ンに対して、液化天然ガスを流量調節しながら混合でき
るＬＮＧ混合ラインを備えたことにある。圧縮機に必要
とされる動力は、この圧縮機の入り側のガス（本願の場
合はＢＯＧ及びこのＢＯＧに混合された液化天然ガス）
の量、温度、圧力状態、及び、出側のガスの温度、圧力
状態によって変化する。また、一般に、このようなＢＯ
Ｇを使用するに場合にあっては、最終段を終えたＢＯＧ
に必要とされる温度、圧力状態は一義的に決まる。従っ
て、最終段の圧縮を終えた段階で、このような温度、圧
力の状態となるように、熱交換系を含めて各圧縮段に於
ける圧縮状態を決定するのであるが、多段階の初段にお
いて、例え比較的低温の状態が得られていたとしても、
連続的な多段圧縮をおこなうと、必要以上の動力を要し
たり、温度が最終段で高すぎ、インタークーラや、アフ
タークーラを必要とする場合がある。そこで、この本願
構成にあっては、中間段にあるＢＯＧに対して、このＢ
ＯＧより低温状態にあるＬＮＧを、流量調整しながら、
ＬＮＧ混合ラインを介して混合する。この場合、ＬＮＧ
の混合流量は調整される。従って、この混合部以降の圧
縮段において必要となる動力、圧縮後の温度、圧力を、
この混合流量に従って調節することができる。結果、多
段圧縮工程において、圧縮に要する動力をできるだけ低
減化できるようにしたり、最終段を経て得られるガス状
態を、以降のＢＯＧの使用状態に見合った（例えば、そ
の状態のまま気化後の天然ガスに合流できるように）状
態とすることができる。結果、ＢＯＧガスを、効率的に
有効に利用することができる。
【０００６】さて、上記の目的を達成することができる
天然ガスの製造設備としては、以下の形態を採ることが
好ましい。即ち、液化天然ガスを貯蔵する貯蔵設備を備
え、この貯蔵設備より供給される液化天然ガスを、昇
温、昇圧して、第２温度、大気圧より高い第２圧力にあ
る天然ガスを得る天然ガス供給ラインを備えるととも
に、液化天然ガスから発生するボイルオフガスを、圧縮
機により多段圧縮して、第１温度、大気圧より高い第１
圧力の昇圧ボイルオフガスを得るボイルオフガス処理ラ
インを備え、得られた昇圧ボイルオフガスを、第２温
度、圧力の天然ガスに合流して、ボイルオフガスを利用
する天然ガスの製造設備に以下の構成を追加する。ボイ
ルオフガス処理ラインに於ける多段圧縮中間段にあるボ
イルオフガスに、液化天然ガスを流量調節しながら混合
できるＬＮＧ混合ラインを天然ガス供給ラインから分岐
させて備えるのである。この設備においては、ＬＮＧ混
合ラインを備える場合に、これが、天然ガス供給ライン
からＬＮＧの供給を受け、受けたＬＮＧをボイルオフガ
ス処理ラインに備わる多段圧縮の中間圧縮段に流量調節
しながら供給するものとする。従って、ボイルオフガス
処理ラインに関しては、先にボイルオフガスの処理設備
に関する項で説明した作用・効果を得ることができる。
さらに、この構成は、図４に示すような従来構成の天然
ガス製造プラントにおいて、所定部位に、流量調節弁等
を備えたＬＮＧ混合ラインを設けるだけで、構築でき
る。結果、従来プラントの改造等により、効率的で有用
な設備を得ることができる。
天然ガスの製造設備としては、以下の形態を採ることが
好ましい。即ち、液化天然ガスを貯蔵する貯蔵設備を備
え、この貯蔵設備より供給される液化天然ガスを、昇
温、昇圧して、第２温度、大気圧より高い第２圧力にあ
る天然ガスを得る天然ガス供給ラインを備えるととも
に、液化天然ガスから発生するボイルオフガスを、圧縮
機により多段圧縮して、第１温度、大気圧より高い第１
圧力の昇圧ボイルオフガスを得るボイルオフガス処理ラ
インを備え、得られた昇圧ボイルオフガスを、第２温
度、圧力の天然ガスに合流して、ボイルオフガスを利用
する天然ガスの製造設備に以下の構成を追加する。ボイ
ルオフガス処理ラインに於ける多段圧縮中間段にあるボ
イルオフガスに、液化天然ガスを流量調節しながら混合
できるＬＮＧ混合ラインを天然ガス供給ラインから分岐
させて備えるのである。この設備においては、ＬＮＧ混
合ラインを備える場合に、これが、天然ガス供給ライン
からＬＮＧの供給を受け、受けたＬＮＧをボイルオフガ
ス処理ラインに備わる多段圧縮の中間圧縮段に流量調節
しながら供給するものとする。従って、ボイルオフガス
処理ラインに関しては、先にボイルオフガスの処理設備
に関する項で説明した作用・効果を得ることができる。
さらに、この構成は、図４に示すような従来構成の天然
ガス製造プラントにおいて、所定部位に、流量調節弁等
を備えたＬＮＧ混合ラインを設けるだけで、構築でき
る。結果、従来プラントの改造等により、効率的で有用
な設備を得ることができる。
【０００７】さてここで、多段圧縮に於ける初段圧縮を
除く、複数の圧縮段それぞれの中間部位に、前記ＬＮＧ
混合ラインを各別に設けることが好ましい。このように
する場合は、各圧縮段に於けるＢＯＧの圧縮状態を、圧
縮機の運転条件のみならず、各別に供給される液化天然
ガスの温度、圧力、流量等の条件から設定できるように
なり、さらに、制御できるようになる。結果、各圧縮段
に於ける圧縮を、細かく調整して設備全体の運転設定
上、好適なものとすることができる。このような設備系
を構築する場合にあっては、後にも、本願の有利な点と
して説明するように、インタークーラ（又はヒータ）、
アフタークーラ（又はヒータ）を一切必要としない設備
を構築することもできる。（効果の差はあるが、このよ
うな熱交換系を必要としない設備系の構築は、必ずしも
各圧縮段にＬＮＧ混合ラインを備えることをしない場合
にあっても可能である。）
除く、複数の圧縮段それぞれの中間部位に、前記ＬＮＧ
混合ラインを各別に設けることが好ましい。このように
する場合は、各圧縮段に於けるＢＯＧの圧縮状態を、圧
縮機の運転条件のみならず、各別に供給される液化天然
ガスの温度、圧力、流量等の条件から設定できるように
なり、さらに、制御できるようになる。結果、各圧縮段
に於ける圧縮を、細かく調整して設備全体の運転設定
上、好適なものとすることができる。このような設備系
を構築する場合にあっては、後にも、本願の有利な点と
して説明するように、インタークーラ（又はヒータ）、
アフタークーラ（又はヒータ）を一切必要としない設備
を構築することもできる。（効果の差はあるが、このよ
うな熱交換系を必要としない設備系の構築は、必ずしも
各圧縮段にＬＮＧ混合ラインを備えることをしない場合
にあっても可能である。）
【０００８】さて、ＬＮＧ混合ラインに、ＬＰＧ混合ラ
インが合流されていることが好ましいが、この場合、本
管側の天然ガス供給ラインから得られる天然ガスの発熱
量調整のみならず、ＢＯＧ側の発熱量調整をも良好にお
こなうことができる。
インが合流されていることが好ましいが、この場合、本
管側の天然ガス供給ラインから得られる天然ガスの発熱
量調整のみならず、ＢＯＧ側の発熱量調整をも良好にお
こなうことができる。
【０００９】さて、先に説明したボイルオフガスの処理
設備にあっては、以下のような処理方法を採用するもの
となっている。即ち、液化天然ガスから発生するボイル
オフガスを、圧縮機により多段圧縮して、第１温度、大
気圧より高い第１圧力の昇圧ボイルオフガスを得る場合
に、この多段圧縮の中間段にあるボイルオフガスに、液
化天然ガスを流量調節しながら混合して、昇圧ボイルオ
フガスを得ることとなっている。
設備にあっては、以下のような処理方法を採用するもの
となっている。即ち、液化天然ガスから発生するボイル
オフガスを、圧縮機により多段圧縮して、第１温度、大
気圧より高い第１圧力の昇圧ボイルオフガスを得る場合
に、この多段圧縮の中間段にあるボイルオフガスに、液
化天然ガスを流量調節しながら混合して、昇圧ボイルオ
フガスを得ることとなっている。
【００１０】一方、先に説明した天然ガスの製造設備に
あっては、液化天然ガスを貯蔵する貯蔵設備を備え、前
記貯蔵設備より供給される液化天然ガスを、昇温、昇圧
して、第２温度、大気圧より高い第２圧力にある天然ガ
スを得る天然ガス供給ラインを備えるとともに、液化天
然ガスから発生するボイルオフガスを、圧縮機により多
段圧縮して、第１温度で、大気圧より高い第１圧力の昇
圧ボイルオフガスを得るボイルオフガス処理ラインを備
え、前記昇圧ボイルオフガスを、前記第２温度、圧力の
天然ガスに合流する天然ガスの製造する場合にあって、
前記ボイルオフガス処理ラインの多段圧縮中間段に、液
化天然ガスを、前記天然ガス供給ラインより分岐して、
液化天然ガスを流量調節しながら混合するものとなって
いる。
あっては、液化天然ガスを貯蔵する貯蔵設備を備え、前
記貯蔵設備より供給される液化天然ガスを、昇温、昇圧
して、第２温度、大気圧より高い第２圧力にある天然ガ
スを得る天然ガス供給ラインを備えるとともに、液化天
然ガスから発生するボイルオフガスを、圧縮機により多
段圧縮して、第１温度で、大気圧より高い第１圧力の昇
圧ボイルオフガスを得るボイルオフガス処理ラインを備
え、前記昇圧ボイルオフガスを、前記第２温度、圧力の
天然ガスに合流する天然ガスの製造する場合にあって、
前記ボイルオフガス処理ラインの多段圧縮中間段に、液
化天然ガスを、前記天然ガス供給ラインより分岐して、
液化天然ガスを流量調節しながら混合するものとなって
いる。
【００１１】さて、ボイルオフガスの利用にあたって
は、これが熱量的に充分でないため、石油ガスを添加し
て、所謂、増熱をおこなう場合がある。このように、増
熱を行おうとする場合、従来、ＬＰＧの気化機構（これ
は、少なくともＬＰＧ気化用の気化器を備える）を設
け、この機構により得られた石油ガスをボイルオフガス
に混合するものとしていた。このような機構を必要とし
た理由は、ＬＰＧがボイルオフガス内で液滴として残留
しやすく、混合を均一にし難いためである。しかしなが
ら、このような気化機構は、設備費、運転費の点で、好
ましくない。当然、このように増熱をおこなう場合にあ
っても、ボイルオフガスの多段圧縮を伴った昇圧、昇温
は必要である。従って、このように、液化天然ガスから
発生するボイルオフガスを、圧縮機により多段圧縮する
とともに、液化石油ガスを混合して、第１温度、大気圧
より高い第１圧力の状態にあり、発熱量が高められた昇
圧増熱ボイルオフガスを得る場合にあっては、液化石油
ガスを液化天然ガスに混合して増熱混合物を得た後、こ
の増熱混合物を、多段圧縮の初段もしくは中間段にある
ボイルオフガスに混合して、昇圧され、増熱された状態
にあるボイルオフガスを得ることが好ましい。この手法
を採用する場合は、一旦、液化石油ガスを液化天然ガス
に混合し、この混合により得られる混合物を、多段圧縮
の初段もしくは中間段にあるボイルオフガスに混合する
こととなり、結果的に、圧縮工程において、高い均質な
混合状態を実現でき、良好な昇圧、増熱された状態にあ
るボイルオフガスを得ることができる。
は、これが熱量的に充分でないため、石油ガスを添加し
て、所謂、増熱をおこなう場合がある。このように、増
熱を行おうとする場合、従来、ＬＰＧの気化機構（これ
は、少なくともＬＰＧ気化用の気化器を備える）を設
け、この機構により得られた石油ガスをボイルオフガス
に混合するものとしていた。このような機構を必要とし
た理由は、ＬＰＧがボイルオフガス内で液滴として残留
しやすく、混合を均一にし難いためである。しかしなが
ら、このような気化機構は、設備費、運転費の点で、好
ましくない。当然、このように増熱をおこなう場合にあ
っても、ボイルオフガスの多段圧縮を伴った昇圧、昇温
は必要である。従って、このように、液化天然ガスから
発生するボイルオフガスを、圧縮機により多段圧縮する
とともに、液化石油ガスを混合して、第１温度、大気圧
より高い第１圧力の状態にあり、発熱量が高められた昇
圧増熱ボイルオフガスを得る場合にあっては、液化石油
ガスを液化天然ガスに混合して増熱混合物を得た後、こ
の増熱混合物を、多段圧縮の初段もしくは中間段にある
ボイルオフガスに混合して、昇圧され、増熱された状態
にあるボイルオフガスを得ることが好ましい。この手法
を採用する場合は、一旦、液化石油ガスを液化天然ガス
に混合し、この混合により得られる混合物を、多段圧縮
の初段もしくは中間段にあるボイルオフガスに混合する
こととなり、結果的に、圧縮工程において、高い均質な
混合状態を実現でき、良好な昇圧、増熱された状態にあ
るボイルオフガスを得ることができる。
【００１２】従って、本願のような構成を採用すること
により、以下のような効果を得られるようになった。 １．ボイルオフガスの圧縮に要する動力を低減すること
ができる。 ２．動力の低減化の程度が低い場合にあっても、インタ
ークーラ等の熱交換用の設備を省略できるので、設備費
を低減できる。 ３．さらに、ボイリングガスの熱量調整を、少ない設
備、動力でおこなうことが可能となる。
により、以下のような効果を得られるようになった。 １．ボイルオフガスの圧縮に要する動力を低減すること
ができる。 ２．動力の低減化の程度が低い場合にあっても、インタ
ークーラ等の熱交換用の設備を省略できるので、設備費
を低減できる。 ３．さらに、ボイリングガスの熱量調整を、少ない設
備、動力でおこなうことが可能となる。
【００１３】
【発明の実施の形態】以下、ＬＮＧ取り扱い基地に設置
された本願発明に係わる天然ガスの製造設備に関して、
図面に基づいて説明する。図１に示すように、ガス原料
であるＬＮＧ３は０．０５ｋｇ／ｃｍ2Ｇ、−１６２℃
で、貯蔵設備であるＬＮＧタンク１に貯蔵されている。
ＬＮＧは需要に応じてＬＮＧポンプ４の動力によりＬＮ
Ｇ配管６を介して払い出されＬＮＧ気化器７で海水を熱
源として気化される。気化されたガスは圧力調整弁９に
よって必要な圧力に制御される。このようにして、本願
にいう第２温度圧力の天然ガスが得られる。このライン
が、本願にいう天然ガス供給ラインＬ−ＬＮＧであり、
ガスが都市ガス用として使用される場合はこの後、図示
していない熱量調整装置により熱量調整され、付臭装置
により付臭され需要先に送られる。
された本願発明に係わる天然ガスの製造設備に関して、
図面に基づいて説明する。図１に示すように、ガス原料
であるＬＮＧ３は０．０５ｋｇ／ｃｍ2Ｇ、−１６２℃
で、貯蔵設備であるＬＮＧタンク１に貯蔵されている。
ＬＮＧは需要に応じてＬＮＧポンプ４の動力によりＬＮ
Ｇ配管６を介して払い出されＬＮＧ気化器７で海水を熱
源として気化される。気化されたガスは圧力調整弁９に
よって必要な圧力に制御される。このようにして、本願
にいう第２温度圧力の天然ガスが得られる。このライン
が、本願にいう天然ガス供給ラインＬ−ＬＮＧであり、
ガスが都市ガス用として使用される場合はこの後、図示
していない熱量調整装置により熱量調整され、付臭装置
により付臭され需要先に送られる。
【００１４】ＬＮＧタンク１の周囲には図示していない
保冷材が施工されており大気からの入熱を防いでいる。
しかしながら、完全に入熱を防止することはできず、８
０，０００ｋＬのＬＮＧタンク１基で約２ｔ／ｈのＢＯ
Ｇ２が発生する。また、基地内のＬＮＧ配管６の中のＬ
ＮＧからもＢＯＧは発生し配管を通してＬＮＧタンク１
に集まるような構成となっている。タンク上部に溜まっ
たＢＯＧ２は自らの圧力によりＢＯＧ配管５を介して本
願のボイルオフガス処理設備８に導かれる。このボイル
オフガス処理設備８は、第１段圧縮機８１、第２段圧縮
機８２、第３段圧縮機８３、インタークーラー８４、ア
フタークーラー８５、ＬＮＧ混合ラインＬ−ｍｉｘとし
てのＬＮＧ供給配管８６、ＬＮＧ流量調整弁（ＦＣＶ）
８７、ＢＯＧ／ＬＮＧ混合ノズル８８を備えている。こ
のボイルオフガス処理設備８を経るラインが、本願にい
うボイルオフガス処理ラインである。このようにして、
本願にいう第１温度、圧力の天然ガスが得られる。ここ
で、インタークーラー８４及びアフタークーラー８５は
ＢＯＧが圧縮され温度が大気温度を大きく超えるため、
海水を冷媒として冷却するために設けられている。図１
に示す例にあっては、ＬＮＧ混合ラインは、インターク
ーラ８４の下手側、第３段圧縮機８３の上手側で、合流
が起こるように配設されている。ａ〜ｉは位置を示す符
号であり、これらの位置にあるガスの状態を説明する場
合に使用する。
保冷材が施工されており大気からの入熱を防いでいる。
しかしながら、完全に入熱を防止することはできず、８
０，０００ｋＬのＬＮＧタンク１基で約２ｔ／ｈのＢＯ
Ｇ２が発生する。また、基地内のＬＮＧ配管６の中のＬ
ＮＧからもＢＯＧは発生し配管を通してＬＮＧタンク１
に集まるような構成となっている。タンク上部に溜まっ
たＢＯＧ２は自らの圧力によりＢＯＧ配管５を介して本
願のボイルオフガス処理設備８に導かれる。このボイル
オフガス処理設備８は、第１段圧縮機８１、第２段圧縮
機８２、第３段圧縮機８３、インタークーラー８４、ア
フタークーラー８５、ＬＮＧ混合ラインＬ−ｍｉｘとし
てのＬＮＧ供給配管８６、ＬＮＧ流量調整弁（ＦＣＶ）
８７、ＢＯＧ／ＬＮＧ混合ノズル８８を備えている。こ
のボイルオフガス処理設備８を経るラインが、本願にい
うボイルオフガス処理ラインである。このようにして、
本願にいう第１温度、圧力の天然ガスが得られる。ここ
で、インタークーラー８４及びアフタークーラー８５は
ＢＯＧが圧縮され温度が大気温度を大きく超えるため、
海水を冷媒として冷却するために設けられている。図１
に示す例にあっては、ＬＮＧ混合ラインは、インターク
ーラ８４の下手側、第３段圧縮機８３の上手側で、合流
が起こるように配設されている。ａ〜ｉは位置を示す符
号であり、これらの位置にあるガスの状態を説明する場
合に使用する。
【００１５】設備の作動状況に関して説明すると、ＬＮ
Ｇ配管６内のＬＮＧの圧力は第２段圧縮機８２で圧縮さ
れたＢＯＧの圧力より高いので前記混合ノズル８８で容
易に混合することができる。ＢＯＧにＬＮＧを混合すれ
ば第３段圧縮機８３で圧縮すべき質量流量は増えるが吸
入温度は下がる。一般に、質量流量が増えると圧縮機の
必要負荷は増えるが、吸入温度が下がれば圧縮機の必要
負荷は下がる。従って、混入するＬＮＧ流量を適度に調
整すれば圧縮機（図１に示す例の場合は、第３段圧縮機
８３）に必要な負荷は削減することができる。図１に記
したａ点〜ｉ点の流量／圧力／温度の値を表１に示す。
基地全体で発生し、処理すべきＢＯＧは１５ｔ／ｈであ
る。
Ｇ配管６内のＬＮＧの圧力は第２段圧縮機８２で圧縮さ
れたＢＯＧの圧力より高いので前記混合ノズル８８で容
易に混合することができる。ＢＯＧにＬＮＧを混合すれ
ば第３段圧縮機８３で圧縮すべき質量流量は増えるが吸
入温度は下がる。一般に、質量流量が増えると圧縮機の
必要負荷は増えるが、吸入温度が下がれば圧縮機の必要
負荷は下がる。従って、混入するＬＮＧ流量を適度に調
整すれば圧縮機（図１に示す例の場合は、第３段圧縮機
８３）に必要な負荷は削減することができる。図１に記
したａ点〜ｉ点の流量／圧力／温度の値を表１に示す。
基地全体で発生し、処理すべきＢＯＧは１５ｔ／ｈであ
る。
【００１６】
【表１】
【００１７】ケース１ではＬＮＧの流入量を０ｔ／ｈと
した、即ち、ＬＮＧを混入しない従来の方法に対応する
ものであり、図４に示す天然ガス製造設備の構成に対応
するものである。この場合、圧縮機に必要な負荷の合計
は２４４１ｋＷとなる。一方、１５ｔ／ｈのＢＯＧに対
して第２段圧縮機出側に７ｔ／ｈのＬＮＧを混入させる
ケース２では、第３段圧縮機入口側の温度が２３℃から
−９１℃まで下がり第３段圧縮機８３の必要負荷は２０
１ｋＷ減り、多段圧縮に必要な負荷の合計も２０１ｋＷ
減ることになる。第３段圧縮機出側のＢＯＧの温度は−
３０℃であり、このケースではアフタークーラー８５は
昇温器として１７℃まで加温することになる。またこの
構成にあって、第３段圧縮機側の−３０℃のＢＯＧでｆ
点でＢＯＧを予冷すれば、もっと少ないＬＮＧの混合量
で同等の圧縮機負荷の低減を図ることができる。従っ
て、本願技術を採用することで、このようにして少ない
動力で効率的にガスの圧縮を行うボイルオフガス処理設
備８の提供が可能となる。この場合、ＬＮＧ混合ライン
Ｌ−ｍｉｘ（８６）を経てＢＯＧ側に混入するＬＮＧの
量は、ｇ点の温度を測定しながら目標温度に近づける制
御を行う。また、ＬＮＧ及びＢＯＧの温度が安定してい
る場合は両者の比率を一定にするような制御とすること
もできる。
した、即ち、ＬＮＧを混入しない従来の方法に対応する
ものであり、図４に示す天然ガス製造設備の構成に対応
するものである。この場合、圧縮機に必要な負荷の合計
は２４４１ｋＷとなる。一方、１５ｔ／ｈのＢＯＧに対
して第２段圧縮機出側に７ｔ／ｈのＬＮＧを混入させる
ケース２では、第３段圧縮機入口側の温度が２３℃から
−９１℃まで下がり第３段圧縮機８３の必要負荷は２０
１ｋＷ減り、多段圧縮に必要な負荷の合計も２０１ｋＷ
減ることになる。第３段圧縮機出側のＢＯＧの温度は−
３０℃であり、このケースではアフタークーラー８５は
昇温器として１７℃まで加温することになる。またこの
構成にあって、第３段圧縮機側の−３０℃のＢＯＧでｆ
点でＢＯＧを予冷すれば、もっと少ないＬＮＧの混合量
で同等の圧縮機負荷の低減を図ることができる。従っ
て、本願技術を採用することで、このようにして少ない
動力で効率的にガスの圧縮を行うボイルオフガス処理設
備８の提供が可能となる。この場合、ＬＮＧ混合ライン
Ｌ−ｍｉｘ（８６）を経てＢＯＧ側に混入するＬＮＧの
量は、ｇ点の温度を測定しながら目標温度に近づける制
御を行う。また、ＬＮＧ及びＢＯＧの温度が安定してい
る場合は両者の比率を一定にするような制御とすること
もできる。
【００１８】図１の構成に対してインタークーラー８４
を設置せずに、ＬＮＧをＢＯＧに混入することにより直
接冷やすことも可能である。この場合は前記インターク
ーラー８４の設置費用の削減が可能となる。インターク
ーラー省略の仮定の下、ＬＮＧの混入量を前述のケース
２と同じとすると（この例を先に示した表１にケース２
−１として記載した）、第３段圧縮機の負荷は７３５ｋ
Ｗになるが、これでもＬＮＧの混入のないケース１に比
べて７８ｋＷの削減になる。
を設置せずに、ＬＮＧをＢＯＧに混入することにより直
接冷やすことも可能である。この場合は前記インターク
ーラー８４の設置費用の削減が可能となる。インターク
ーラー省略の仮定の下、ＬＮＧの混入量を前述のケース
２と同じとすると（この例を先に示した表１にケース２
−１として記載した）、第３段圧縮機の負荷は７３５ｋ
Ｗになるが、これでもＬＮＧの混入のないケース１に比
べて７８ｋＷの削減になる。
【００１９】図２は、都市ガス用のＬＮＧ取り扱い基地
に設置された本願の天然ガス製造設備に於ける別の実施
形態を示したものである。図面を一見して判明するよう
に、先に説明したＬＮＧ混合ラインＬ−ｍｉｘ８６に、
ＬＰＧの混合ラインＬ−ＬＰＧ１０４が合流する構成と
されている。同図において、１〜８及び８１〜８８は図
１に示したものと同じである。１０１はＬＰＧタンクで
あり、内部に蓄えられたＬＰＧ１０２は必要に応じてＬ
ＰＧポンプ１０３でＬＰＧ配管１０４を介して、本願の
ボイルオフガス処理設備８に送られる。この時ｉ点の発
熱量を一定に保つようにＬＰＧ流量調節弁８９でＬＰＧ
流量を制御し、ＬＮＧ／ＬＰＧ混合ノズル９０でＬＮＧ
と混合される。この後ＬＰＧとＬＮＧの混合物はＢＯＧ
／ＬＮＧ混合ノズル８８でＢＯＧと混合される。ＢＯＧ
及びＬＮＧに対して高沸点の割合が多くなるにつれ、混
合しにくくなり液滴が発生しやすくなる。本構成では、
混合した直後に第３段圧縮機８３に吸い込まれ、圧縮さ
れＢＯＧの温度が上昇する。従って、混合直後に液滴が
発生した場合でも第３段圧縮機８３の中でガスとして均
一に混ざり合うことができる。
に設置された本願の天然ガス製造設備に於ける別の実施
形態を示したものである。図面を一見して判明するよう
に、先に説明したＬＮＧ混合ラインＬ−ｍｉｘ８６に、
ＬＰＧの混合ラインＬ−ＬＰＧ１０４が合流する構成と
されている。同図において、１〜８及び８１〜８８は図
１に示したものと同じである。１０１はＬＰＧタンクで
あり、内部に蓄えられたＬＰＧ１０２は必要に応じてＬ
ＰＧポンプ１０３でＬＰＧ配管１０４を介して、本願の
ボイルオフガス処理設備８に送られる。この時ｉ点の発
熱量を一定に保つようにＬＰＧ流量調節弁８９でＬＰＧ
流量を制御し、ＬＮＧ／ＬＰＧ混合ノズル９０でＬＮＧ
と混合される。この後ＬＰＧとＬＮＧの混合物はＢＯＧ
／ＬＮＧ混合ノズル８８でＢＯＧと混合される。ＢＯＧ
及びＬＮＧに対して高沸点の割合が多くなるにつれ、混
合しにくくなり液滴が発生しやすくなる。本構成では、
混合した直後に第３段圧縮機８３に吸い込まれ、圧縮さ
れＢＯＧの温度が上昇する。従って、混合直後に液滴が
発生した場合でも第３段圧縮機８３の中でガスとして均
一に混ざり合うことができる。
【００２０】図３は、都市ガス用のＬＮＧ取り扱い基地
に設置された本願の天然ガス製造設備に於ける別の実施
形態を示したものである。図１の構成と比較すると、イ
ンタークーラ、アフタークーラを備えることなく、第２
段圧縮機８２及び第３段圧縮機８３の上流側に、各別に
ＬＮＧ混合ラインＬ−ｍｉｘが設けられていることに特
徴がある。各ラインを流れるガスの流量（単位ｔ／
ｈ）、圧力（ｋｇ／ｃｍ2 Ｇ）／温度（℃）を所要部位
に付いて、図面上に示した。この構成は、図４に示す構
成と対照が可能である。この系に於ける圧縮機の運転負
荷は、第１〜第３の順に８１３ｋＷ、７３５ｋＷ、７３
５ｋＷとなり、合計で、２２８３ｋＷとなる。結果、図
４に示す従来例のものと比較して、１５８ｋＷの動力低
減を図ることができる。さらに、この例にあっては、イ
ンタークーラ、アフタークーラを備える必要がないた
め、その設備コスト、運転コストを低減することができ
る。この効果は、非常に大きい。
に設置された本願の天然ガス製造設備に於ける別の実施
形態を示したものである。図１の構成と比較すると、イ
ンタークーラ、アフタークーラを備えることなく、第２
段圧縮機８２及び第３段圧縮機８３の上流側に、各別に
ＬＮＧ混合ラインＬ−ｍｉｘが設けられていることに特
徴がある。各ラインを流れるガスの流量（単位ｔ／
ｈ）、圧力（ｋｇ／ｃｍ2 Ｇ）／温度（℃）を所要部位
に付いて、図面上に示した。この構成は、図４に示す構
成と対照が可能である。この系に於ける圧縮機の運転負
荷は、第１〜第３の順に８１３ｋＷ、７３５ｋＷ、７３
５ｋＷとなり、合計で、２２８３ｋＷとなる。結果、図
４に示す従来例のものと比較して、１５８ｋＷの動力低
減を図ることができる。さらに、この例にあっては、イ
ンタークーラ、アフタークーラを備える必要がないた
め、その設備コスト、運転コストを低減することができ
る。この効果は、非常に大きい。
【００２１】さて、これまで説明してきた例にあって
は、昇温、昇圧後の天然ガスの圧力状態として、現行の
３７ｋｇ／ｃｍ2 Ｇのものに関して説明してきた。しか
しながら、気化した天然ガスを遠距離の消費地に輸送す
る場合には、天然ガスの圧力を更に高める必要がある。
この場合の例として、天然ガスの圧力を７２ｋｇ／ｃｍ
2 Ｇ程度まで上昇させる試みが、今日なされている。こ
の場合、図７にしめすように、圧縮機は、図４のものを
ベースとして考えると、もう１段余分に必要となる。さ
らに、同図からも明らかなように、この例の場合は、イ
ンタークーラＩＣが２機、アフタークーラＡＣが１機必
要である。この図にあっても、各ラインを流れるガスの
流量（単位ｔ／ｈ）、圧力（ｋｇ／ｃｍ2 Ｇ）／温度
（℃）を所要部位に付いて、図面上に示した。この例の
場合は、圧縮機の運転負荷は、第１〜第４の順に７５６
ｋＷ、７５５ｋＷ、７５５ｋＷ、７５５ｋＷとなり、合
計で、３０２１ｋＷとなる。
は、昇温、昇圧後の天然ガスの圧力状態として、現行の
３７ｋｇ／ｃｍ2 Ｇのものに関して説明してきた。しか
しながら、気化した天然ガスを遠距離の消費地に輸送す
る場合には、天然ガスの圧力を更に高める必要がある。
この場合の例として、天然ガスの圧力を７２ｋｇ／ｃｍ
2 Ｇ程度まで上昇させる試みが、今日なされている。こ
の場合、図７にしめすように、圧縮機は、図４のものを
ベースとして考えると、もう１段余分に必要となる。さ
らに、同図からも明らかなように、この例の場合は、イ
ンタークーラＩＣが２機、アフタークーラＡＣが１機必
要である。この図にあっても、各ラインを流れるガスの
流量（単位ｔ／ｈ）、圧力（ｋｇ／ｃｍ2 Ｇ）／温度
（℃）を所要部位に付いて、図面上に示した。この例の
場合は、圧縮機の運転負荷は、第１〜第４の順に７５６
ｋＷ、７５５ｋＷ、７５５ｋＷ、７５５ｋＷとなり、合
計で、３０２１ｋＷとなる。
【００２２】さて、比較のために、図７に示す構成に対
する本願の構成の例を図５、６にしめした。図５は、図
１に対応した例であり、複数のＬＮＧ混合ラインＬ−ｍ
ｉｘとアフターヒータＡＨを備えた構成とされる。一
方、図６は、図３に対応した例であり、インタークーラ
ＩＣ、アフターヒータＡＨ（これらは所謂熱交換器であ
る）を削除した例である。これらの例に於ける必要動力
比較をおこなうと、図５に示す例にあっては、第１〜第
４の順に７５６ｋＷ、６３３ｋＷ、５６２ｋＷ、５１０
ｋＷとなり、合計で、２４９１ｋＷとなり、ＬＮＧ混合
ラインＬ−ｍｉｘを備えない例に対して、５３０ｋＷの
動力削減と、インタークーラーＩＣの削減が可能とな
る。一方、図６に示す例にあっては、第１〜第４の順に
７５６ｋＷ、６６３ｋＷ、６１８ｋＷ、７３２ｋＷとな
り、合計で、２７６９ｋＷとなり、ＬＮＧ混合ラインＬ
−ｍｉｘを備えない例に対して、２５２ｋＷの動力削減
と、インタークーラーＩＣ等の熱交換器が無しで済む。
する本願の構成の例を図５、６にしめした。図５は、図
１に対応した例であり、複数のＬＮＧ混合ラインＬ−ｍ
ｉｘとアフターヒータＡＨを備えた構成とされる。一
方、図６は、図３に対応した例であり、インタークーラ
ＩＣ、アフターヒータＡＨ（これらは所謂熱交換器であ
る）を削除した例である。これらの例に於ける必要動力
比較をおこなうと、図５に示す例にあっては、第１〜第
４の順に７５６ｋＷ、６３３ｋＷ、５６２ｋＷ、５１０
ｋＷとなり、合計で、２４９１ｋＷとなり、ＬＮＧ混合
ラインＬ−ｍｉｘを備えない例に対して、５３０ｋＷの
動力削減と、インタークーラーＩＣの削減が可能とな
る。一方、図６に示す例にあっては、第１〜第４の順に
７５６ｋＷ、６６３ｋＷ、６１８ｋＷ、７３２ｋＷとな
り、合計で、２７６９ｋＷとなり、ＬＮＧ混合ラインＬ
−ｍｉｘを備えない例に対して、２５２ｋＷの動力削減
と、インタークーラーＩＣ等の熱交換器が無しで済む。
【図１】本願の天然ガス製造設備の構成例を示す図
【図２】ＬＰＧの混合系を備えた本願の天然ガス製造設
備の構成例を示す図
備の構成例を示す図
【図３】熱交換器を排除した本願の天然ガス製造設備の
構成例を示す図
構成例を示す図
【図４】従来の天然ガス製造設備の構成例を示す図
【図５】本願の天然ガス製造設備の構成例を示す図
【図６】熱交換器を排除した本願の天然ガス製造設備の
構成例を示す図
構成例を示す図
【図７】従来の天然ガス製造設備の構成例を示す図
１ ＬＮＧタンク（貯蔵設備） ８ ボイルオフガス処理設備 ８１ 第１段圧縮機 ８２ 第２段圧縮機 ８３ 第３段圧縮機 ８４ インタークーラ ８５ アフタークーラ Ｌ−ＬＮＧ 天然ガス供給ライン Ｌ−ＢＯＧ ボイルオフガス処理ライン Ｌ−ＬＰＧ ＬＰＧ混合ライン Ｌ−ｍｉｘ ＬＮＧ混合ライン
Claims (7)
- 【請求項１】 液化天然ガスから発生するボイルオフガ
スを、圧縮機により多段圧縮して、第１温度、大気圧よ
り高い第１圧力の昇圧ボイルオフガスを得るボイルオフ
ガスの処理設備であって、 前記多段圧縮の中間段にあるボイルオフガスラインに、
液化天然ガスを流量調節しながら混合できるＬＮＧ混合
ラインを備えたボイルオフガスの処理設備。 - 【請求項２】 液化天然ガスを貯蔵する貯蔵設備を備
え、 前記貯蔵設備より供給される液化天然ガスを、昇温、昇
圧して、第２温度、大気圧より高い第２圧力の天然ガス
を供給できる天然ガス供給ラインを備えるとともに、 液化天然ガスから発生するボイルオフガスを、圧縮機に
より多段圧縮して、第１温度、大気圧より高い第１圧力
の昇圧ボイルオフガスを得るボイルオフガス処理ライン
を備え、 前記昇圧ボイルオフガスを、前記第２温度、圧力の天然
ガスに合流させる天然ガスの製造設備であって、 前記ボイルオフガス処理ラインに於ける多段圧縮中間段
にあるボイルオフガスに、液化天然ガスを流量調節しな
がら混合できるＬＮＧ混合ラインを前記天然ガス供給ラ
インから分岐させて備えた天然ガスの製造設備。 - 【請求項３】 多段圧縮に於ける初段圧縮を除く、複数
の圧縮段それぞれの中間部位に、前記ＬＮＧ混合ライン
を各別に設けた請求項２記載の天然ガスの製造設備。 - 【請求項４】 前記ＬＮＧ混合ラインに、液化石油ガス
を合流するＬＰＧ混合ラインを備えた請求項２または３
記載の天然ガスの製造設備。 - 【請求項５】 液化天然ガスから発生するボイルオフガ
スを、圧縮機により多段圧縮して、第１温度、大気圧よ
り高い第１圧力の昇圧ボイルオフガスを得るボイルオフ
ガスの処理方法であって、 前記多段圧縮の中間段にあるボイルオフガスに対して、
液化天然ガスを流量調節をしながら混合して、前記昇圧
ボイルオフガスを得るボイルオフガスの処理方法。 - 【請求項６】 液化天然ガスを貯蔵する貯蔵設備を備
え、 前記貯蔵設備より供給される液化天然ガスを、昇温、昇
圧して、第２温度、大気圧より高い第２圧力の天然ガス
を供給できる天然ガス供給ラインを備えるとともに、 液化天然ガスから発生するボイルオフガスを、圧縮機に
より多段圧縮して、第１温度、大気圧より高い第１圧力
の昇圧ボイルオフガスを得るボイルオフガス処理ライン
を備え、 前記昇圧ボイルオフガスを、前記第２温度、圧力の天然
ガスに合流させる天然ガスの製造方法であって、 前記ボイルオフガス処理ラインの多段圧縮中間段に、前
記天然ガス供給ラインより分岐して、液化天然ガスを流
量調節しながら混合する天然ガスの製造方法。 - 【請求項７】 液化天然ガスから発生するボイルオフガ
スを、圧縮機により多段圧縮するとともに、液化石油ガ
スを混合して、第１温度、大気圧より高い第１圧力の状
態にあり、発熱量が高められた昇圧増熱ボイルオフガス
を得るボイルオフガスの処理方法であって、 前記液化石油ガスを液化天然ガスに混合して増熱混合物
を得た後、前記増熱混合物を、前記多段圧縮の初段もし
くは中間段にあるボイルオフガスに混合して、前記昇圧
増熱ボイルオフガスを得るボイルオフガスの処理方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP3191397A JPH10227398A (ja) | 1997-02-17 | 1997-02-17 | ボイルオフガスの処理設備及び方法、天然ガスの製造設備及び方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP3191397A JPH10227398A (ja) | 1997-02-17 | 1997-02-17 | ボイルオフガスの処理設備及び方法、天然ガスの製造設備及び方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH10227398A true JPH10227398A (ja) | 1998-08-25 |
Family
ID=12344231
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP3191397A Pending JPH10227398A (ja) | 1997-02-17 | 1997-02-17 | ボイルオフガスの処理設備及び方法、天然ガスの製造設備及び方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH10227398A (ja) |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2007024311A (ja) * | 2005-07-11 | 2007-02-01 | Atlas Copco Energas Gmbh | ガスの利用をするための装置及び方法 |
| JP2007518017A (ja) * | 2004-01-16 | 2007-07-05 | 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 | コンプレッサー |
| KR100777136B1 (ko) | 2005-07-19 | 2007-11-28 | 신영중공업주식회사 | 라인믹서를 이용한 ｂｏｇ 재액화 장치 |
| JP2009079665A (ja) * | 2007-09-26 | 2009-04-16 | Ihi Corp | 液化ガス貯蔵再液化装置とその運転方法 |
| JP2011517749A (ja) * | 2008-03-10 | 2011-06-16 | ブルクハルト コンプレッション アーゲー | 天然ガス燃料の供給装置および方法 |
| JP2011117562A (ja) * | 2009-12-05 | 2011-06-16 | Jfe Engineering Corp | 蒸発ガス再液化装置 |
| JP2013108623A (ja) * | 2011-11-17 | 2013-06-06 | Air Products & Chemicals Inc | 始動作動中のプロセスガスの排気を最小限に抑えるコンプレッサ組立体及び方法 |
| JP2013155879A (ja) * | 2013-05-10 | 2013-08-15 | Jfe Engineering Corp | 蒸発ガス再液化方法 |
| US20170067685A1 (en) * | 2014-02-24 | 2017-03-09 | Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. | System and method for processing boil-off gas |
| CN113063086A (zh) * | 2021-03-17 | 2021-07-02 | 上海汇舸环保科技有限公司 | 用于船舶发动机的天然气处理系统 |
| CN113357531A (zh) * | 2021-05-21 | 2021-09-07 | 厚普清洁能源股份有限公司 | 一种可同时加注lng冷液和热液的系统及方法 |
-
1997
- 1997-02-17 JP JP3191397A patent/JPH10227398A/ja active Pending
Cited By (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2007518017A (ja) * | 2004-01-16 | 2007-07-05 | 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 | コンプレッサー |
| JP2007024311A (ja) * | 2005-07-11 | 2007-02-01 | Atlas Copco Energas Gmbh | ガスの利用をするための装置及び方法 |
| KR100777136B1 (ko) | 2005-07-19 | 2007-11-28 | 신영중공업주식회사 | 라인믹서를 이용한 ｂｏｇ 재액화 장치 |
| JP2009079665A (ja) * | 2007-09-26 | 2009-04-16 | Ihi Corp | 液化ガス貯蔵再液化装置とその運転方法 |
| US8821132B2 (en) | 2008-03-10 | 2014-09-02 | Burckhardt Compression Ag | Device and method for preparing liquefied natural gas (LNG) fuel |
| JP2011517749A (ja) * | 2008-03-10 | 2011-06-16 | ブルクハルト コンプレッション アーゲー | 天然ガス燃料の供給装置および方法 |
| KR101527824B1 (ko) * | 2008-03-10 | 2015-06-10 | 부르크하르트 콤프레션 아게 | 액화 천연 가스(ｌｎｇ) 연료의 공급을 위한 장치 및 방법 |
| JP2015132382A (ja) * | 2008-03-10 | 2015-07-23 | ブルクハルト コンプレッション アーゲー | 天然ガス燃料の供給装置および方法 |
| US9273675B2 (en) | 2008-03-10 | 2016-03-01 | Burckhardt Compression Ag | Device and method for preparing liquified natural gas (LNG) fuel |
| JP2018091488A (ja) * | 2008-03-10 | 2018-06-14 | ブルクハルト コンプレッション アーゲー | 天然ガス燃料の供給装置および方法 |
| JP2020122579A (ja) * | 2008-03-10 | 2020-08-13 | ブルクハルト コンプレッション アーゲー | 天然ガス燃料の供給装置および方法 |
| JP2011117562A (ja) * | 2009-12-05 | 2011-06-16 | Jfe Engineering Corp | 蒸発ガス再液化装置 |
| JP2013108623A (ja) * | 2011-11-17 | 2013-06-06 | Air Products & Chemicals Inc | 始動作動中のプロセスガスの排気を最小限に抑えるコンプレッサ組立体及び方法 |
| JP2013155879A (ja) * | 2013-05-10 | 2013-08-15 | Jfe Engineering Corp | 蒸発ガス再液化方法 |
| US20170067685A1 (en) * | 2014-02-24 | 2017-03-09 | Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. | System and method for processing boil-off gas |
| CN113063086A (zh) * | 2021-03-17 | 2021-07-02 | 上海汇舸环保科技有限公司 | 用于船舶发动机的天然气处理系统 |
| CN113357531A (zh) * | 2021-05-21 | 2021-09-07 | 厚普清洁能源股份有限公司 | 一种可同时加注lng冷液和热液的系统及方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105143799B (zh) | 用于生产低温压缩气体或液化气的设备和方法 | |
| CN102084171B (zh) | 在lng再汽化终端中处理汽化燃气的方法和构造 | |
| JPS63302169A (ja) | ガス焚きディ−ゼルエンジンのガス供給装置 | |
| US5802875A (en) | Method and apparatus for control of an integrated croyogenic air separation unit/gas turbine system | |
| US5520000A (en) | Cryogenic gas compression system | |
| JP2007511717A (ja) | ボイルオフ・ガスの温度制御を行う装置と方法 | |
| JP4347037B2 (ja) | ガスタービン等ガス焚内燃機関への燃料供給装置およびこれを備えたｌｎｇ船 | |
| WO2021126513A1 (en) | System and method for supplying cryogenic refrigeration | |
| CN1016459B (zh) | 气体液化方法 | |
| WO2017071742A1 (en) | Apparatus and method for producing liquefied gas | |
| WO2019188957A1 (ja) | 天然ガス液化装置および天然ガス液化方法 | |
| JP7393607B2 (ja) | ガス液化方法およびガス液化装置 | |
| JP5169107B2 (ja) | 液化ガス貯蔵再液化装置とその運転方法 | |
| JP4551548B2 (ja) | 発電設備およびこれを用いる発電方法 | |
| JPH0392700A (ja) | 低温液化ガスのボイルオフガス処理方法 | |
| JPH11210993A (ja) | 低温液化ガス貯蔵設備 | |
| JP2015215104A (ja) | 液化ガスの製造装置および製造方法 | |
| US7278280B1 (en) | Helium process cycle | |
| JPH11325714A (ja) | 熱交換式ガス液化装置 | |
| US20210222948A1 (en) | Liquefaction apparatus | |
| JPH0875284A (ja) | 極低温冷凍装置 | |
| US7502667B2 (en) | Method of operating a production plant and production plant | |
| US7409834B1 (en) | Helium process cycle | |
| JP2018173025A (ja) | 燃料ガス供給システム、船舶、及び燃料ガス供給方法 | |
| JPH07301398A (ja) | 低温液化ガス貯蔵設備およびその蒸発ガス処理方法 |